普光气田下侏罗统自流井组地层特征研究

郭艳艳，张春生 (长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100)

普光气田下侏罗统自流井组地层特征研究

郭艳艳，张春生 (长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100)

以四川普光气田下侏罗统自流井组为研究对象，在岩心分析、铸体薄片分析等基础上对其岩性、储集空间和物性等特征进行研究。结果表明，该研究区岩性主要为含泥细粒岩屑砂岩，储集空间以次生孔隙为主，可见少量微缝，物性差；孔喉微细，分选大，渗流能力差；孔隙度很小，渗透率很低，为非储层。下侏罗统自流井组潜在烃源岩有机质丰度极低，属非烃源岩类型。

自流井组；储层特征；孔隙结构；烃源岩丰度

普光气田位于四川盆地东北部，构造位置在川东构造北侧与大巴山推覆构造前缘相交处，为大型背斜构造，北邻大巴山前缘推覆构造带，面积1116km2，油气资源储备非常丰富，为勘探开发重点区域[1-5]。由于普光气田下侏罗统自流井组下伏地层与该气田主体须家河组相接，因而研究其地层特征可以为须家河组地层的勘探开发提供参考。

1 岩性特征

根据岩心和镜下薄片分析可知，该研究区取心岩性为含泥极细-细粒长石岩屑砂岩、中-细粒长石岩屑砂岩。岩性致密，主要为块状构造，裂缝少见。砂岩矿物成分以石英为主、长石次之，普遍分布少量云母。碎屑成分以石英、长石和岩屑为主，岩屑以酸性喷出岩为主，次为中性喷出岩和变质岩, 变质岩岩屑多为片岩、板岩和动力变质岩。填隙物主要为泥质、方解石、次生白云石和加大石英，泥质含量高，方解石含量次之，石英次生加大较弱，并且泥质重结晶现象明显。次圆-次棱角，磨圆中等或较差。颗粒之间呈点、线或点～线接触。分选好-中等。主要为杂基胶结，胶结类型以孔隙式胶结为主,可见少量基底式胶结。

该研究区取心段粘土矿物种类有伊利石、绿泥石、伊蒙混层、绿蒙混层、高岭石及部分云母，以伊利石为主，含量达3%～30%，平均含量11%，其次为云母和绿泥石，含少量绿蒙混层、伊蒙混层和高岭石。

2 储集空间特征

根据岩石薄片观察、扫描电镜分析，可将该研究区储集空间类型分为4类，即原生孔隙、残留孔隙、次生孔隙和晶间孔[6]。

2.1次生孔隙

次生孔隙是由溶蚀作用或其他作用改造原来的颗粒及胶结物形成的孔隙，是岩石中的主要孔隙类型，具体内容如下：①粒间溶蚀孔隙。是粒间填隙物、云母被溶蚀或颗粒边缘被溶蚀形成的次生孔隙(见图1)。②粒内溶孔。是石英、长石及岩屑颗粒内部溶蚀形成的次生孔隙(见图2)。③胶结物溶孔。是胶结物方解石晶体及石盐晶体被溶蚀形成的晶体内溶蚀孔隙(见图3)。④片状云母贴粒孔缝及云母层间微缝，与片状云母伴生的贴粒孔缝，云母受压弯曲变形形成张开性层间微缝，为该研究区下侏罗统自流井组主要的储集空间(见图4)。

2.2原生孔隙

该研究区下侏罗统自流井组原生孔隙大部分被胶结物填充，仅存在于少量岩石样品中。

2.3残留孔隙

原生孔隙或次生孔隙被填隙物充填后所形成的孔隙，仅存在于少量岩石中。

图1 灰色泥质粉砂岩(片状云母溶蚀后产生的次生溶蚀孔)普光3011-5井，2828.29m 图2 灰色泥质粉砂岩(长石破碎形成次生孔缝) 普光3011-5井，2835.00m

图3 浅灰色粉砂岩(方解石晶体表面被溶蚀)普光3011-5井，2832.10m 图4 灰色细砂岩(云母及张开性微缝)光107-1H井，3373.14m

2.4晶间孔

晶间孔主要为片状伊利石、绿泥石及高岭石片状晶体间微孔隙，其次为个别次生石英、长石晶体间孔隙。

3 孔隙结构特征

对研究区中12个样品的孔喉参数进行条件分析，可知排驱压力最低0.2MPa，最高8.0MPa，平均3.3MPa；最大汞饱和度16.02%～98%，平均63.34%。因此，该研究区储层具有明显的非均质性特征。平均吼道半径0.02～0.549μm，平均0.11μm；中值半径和最大孔喉半径不可测，说明孔喉较细，为低孔微喉。砂岩喉道系数2.32～14.99，平均9.25；喉道分选系数1.08～5.84，平均3.68；相对分选系数0.07～2.12，平均0.69；歪度0.07～2.56，平均1.34。由于孔喉分选系数大，且相对分选系数变化较大，说明储层孔喉分选程度差。退出效率37.08%～73.98%，平均56.9%，表明研究区储层储集能力较弱，渗流能力差。

4 物性特征

自流井组孔隙度分布呈正态分布，最大峰值为90.28%，峰值孔隙度0%～1%；次峰值为9.72%，孔隙度1%～2%；孔隙度中值0.2%，平均孔隙度0.4%，孔隙度变化较小，孔隙度最大值为1.4%，孔隙度最小值为0.3%。渗透率分布形态呈现偏峰特征，峰值突出，最大峰值为98.61%，渗透率在(0.01～0.1)×10-3μm2；次峰值为1.39%，渗透率在(0.1～1)×10-3μm2[7]。渗透率平均值为0.0312×10-3μm2，渗透率中值为0.0274×10-3μm2，渗透率最大值为0.192×10-3μm2，渗透率最小值为0.0222×10-3μm2。由于储层渗透率很低、孔隙度很小，仅见零星裂缝不足以形成良好储层，因而该段自流井组为非储层。

5 潜在烃源岩丰度

细菌活动受抑制的停滞和封闭还原环境的盆地中,有机物得到大量的保存，而干燥、高能、富氧的环境加剧有机质的生物和化学降解作用,有机物难以保存[8]。沉积岩中分散的有机质是油气生成的物质基础，其中总有机碳含量(TOC)、氯仿沥青含量(“A”)、总烃含量(HC)和生烃潜量ω(S1+S2)等参数是用于评价有机质丰度的指标。

表1 泥质烃源岩有机质丰度评价标准

该研究区主要潜在烃源岩岩性为深灰色泥岩和灰色粉砂质泥岩。暗色泥岩的总有机碳含量为0.12%～0.48%，平均值0.20%；氯仿沥青含量分布范围在0.0022～0.0058之间，平均值0.0034%；生油潜量分布范围在为0.01～0.11之间，平均值0.04%；总烃含量平均值为43.69mg/L。根据泥质烃源岩丰度评价标准(见表1)，可知下侏罗统自流井组潜在烃源岩有机质丰度极低，属非烃源岩类型。

6 结 论

1)自流井组岩性以含泥极细-细粒岩屑砂岩为主，次为中-细粒长石岩屑砂岩，岩性致密，为孔隙式胶结，主要胶结物为泥质。

2)自流井组储集空间以次生孔隙为主，可见少量微缝，物性差；孔喉微细，分选大，渗流能力差；孔隙度很小，渗透率很低，为非储层。

3)自流井组主要潜在烃源岩岩性为深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩，其有机质丰度极低，根据泥质烃源岩级别评价可知其为非烃源岩类。

[1]程陈,刘成川,罗顺社.川东北MLB地区须家河组须四段储层特征研究[J].长江大学学报(自然科学版),2011,8(8):N24-27.

[2]钱治家,钟克.东北地区须家河组沉积相与储层特征[J].天然气工业,2009,29(6):9-12.

[3]林辉.川东北达县-宣涅地区双庙场构造嘉段储层特征[J].岩性油气藏,2009,21(2):59-63.

[4]高红灿,郑荣才，柯光明.川东北前陆盆地须家河组层序-岩相古地理特征[J].沉积与特提斯地质,2005,25(3):38-45.

[5]吴胜和，熊琦华．油气储层地质学[M].北京：石油工业出版社，1998.

[6]王威,盘昌林,岳全玲.川东北元坝地区自流井组珍珠冲段致密储层特征与主控因素[J].石油地质与工程,2011,25(5):10-12.

[7]杨磊,张健飞,江喻.川东北地区须家河组砂岩储层特征[J].石油地质与工程,2010,24(5):9-12.

[8]郭彤楼,李宇平,魏志红.四川盆地元坝地区自流井组页岩气成藏条件[J].天然气地球科学,2011,22(1):1-6.

2012-10-12

郭艳艳(1987-)，女，硕士生，现主要从事石油地质方面的研究工作。

TE121.3

A

1673-1409(2013)02-0031-03

[编辑] 李启栋