卧龙河气田石炭系储层特征

张新桂，舒 赢，李朋武，陈轶林

(1.成都理工大学，四川 成都 610059；2.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都 611000；3.西南油气田分公司工程技术研究院，四川 成都 611000)

卧龙河气田石炭系储层特征

张新桂1，舒 赢2，李朋武1，陈轶林3

(1.成都理工大学，四川成都610059；2.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川成都611000；3.西南油气田分公司工程技术研究院，四川成都611000)

储集空间类型和孔喉结构是影响储层质量的重要原因，通过常规、铸体薄片和压汞分析以及物性测试手段对储层孔隙、喉道的类型，以及储层物性特征进行研究分析，这对深入认识本区的储层特征及其控制因素有积极作用。研究表明，卧龙河气田石炭系储层主要以孔隙-裂缝型储层，孔隙岩石结构复杂，以低孔隙为主，渗透率和含水饱和度变化较大。

卧龙河气田；石炭系；储层特征

1 区域地质概况

卧龙河气田位于重庆市长寿县与垫江县境内[1]。区域构造上位于川东褶皱带中部，是明月峡、黄泥堂、苟家场和黄草峡等高陡背斜之间的长寿～垫江向斜内的一个低陡背斜，构造轴部出露的最老地层为自流井群东岳庙组(J1d)[2]。背斜内石炭系黄龙组埋深介于3730m～5092m，所处海拔为-3215.16～-4654.68m。该区内地形相对平缓，以丘陵地貌为主，海拔高度为400～500m，相对高差30～100m(图1)。

图1 卧龙河气田地理位置图

卧龙河构造顶部出露地层为侏罗系自流井群，在翼部及南北倾末端为侏罗系重庆群，砂泥岩剖面钻至上千米，封闭条件好。钻探证实西翼的1号断层从地腹断至嘉陵江～雷口坡，未对构造圈闭起破坏作用。卧龙河气田地表大部分出露侏罗系重庆群的红色地层，最深井钻达志留系顶部，自上而下钻穿侏罗系、三叠系、二叠系和石炭系(表1)。从志留系到地表有五个侵蚀面：S2顶、C2hl顶、P1m顶、P2ch顶和T2l顶，各侵蚀面上下地层均呈假整合接触。其中重庆群到自流井群为陆相沉积，香溪群到志留系为海陆过渡相到海相沉积[3]。

侏罗系：为陆相砂泥岩地层，厚约1700～2300m，构造高点和轴部薄，翼部厚。三叠系：为一套浅海相-陆相的海退序列沉积，钻厚2250～2430m。上统香溪群钻厚380～420m，为灰白色砂岩夹黑色页岩及薄煤层；中统雷口坡组为咸化泻湖相沉积；下统嘉陵江组厚约1150～1200m，为咸化海深灰色灰岩、云岩夹石膏地层。下统飞仙关组以浅海相灰岩为主，夹紫红色泥岩，厚约420～450m。

二叠系：以开阔海台地相沉积为主，钻厚620～1020m。上统乐平统上部为深灰色硅质灰岩夹燧石团块，下部为黑色页岩夹灰岩及煤，厚约290～730m；下统阳新统主要为深灰-浅灰褐色灰岩及硅质灰岩夹煤，厚约320～550m。顶部为风化剥蚀面。

石炭系：区内仅残存黄龙组上统，残厚约为24～54m。属半封闭海湾的海进沉积序列，中上部为角砾云岩、细粉晶云岩及颗粒云岩，下部为次生灰岩、灰质云岩[4]。

表1 卧龙河构造钻遇地层简表

2 储集空间和孔喉结构特征

2.1 储集空间特征

卧龙河气田石炭系储层因成岩作用的影响，储层孔隙类型多，根据普通薄片及岩芯观察分析可知，其储集空间从成因上可分为孔隙、裂缝、洞穴和喉道四大类，但其储集空间主要为孔隙-裂缝型。

通过对卧龙河气田石炭系储层的研究分析表明，孔隙为主要的孔隙类型，并且作为地下流体的主要储集空间类型[4]。孔隙间以喉道相连，主要为片状喉道，其次为管状喉道。裂缝为地下流体主要的渗滤通道，也具有一定的储集能力，其类型以微细张裂缝为主。孔隙在纵向上具有明显的层段性，统称上孔段和下孔段，其中C2hl2段的孔隙层称为下孔层，它在横向上分布较为稳定，连片发育；C2hl3段的孔隙层称为上孔层，分布部稳定，以透镜状分布为主。

通过对卧龙河构造钻井取芯及测试成果分析表明，研究区裂缝较发育，但这主要由构造和断层所控制。裂缝类型主要有构造缝、溶蚀缝，少量的压溶缝，由构造缝影响，容易形成立缝、斜缝和平缝，储层裂缝较发育的特征在已获气井均得到证明。

2.2 孔喉结构特征

孔喉结构是指孔隙及吼道的形态、大小、发育程度及其组合关系。岩石中影响油气聚集的有效性和渗透性主要是喉道的大小；孔喉的发育程度主要影响孔隙性；而孔隙结构分类的基础则是由孔隙和吼道的组合关系所控制，因此，孔隙结构影响岩石储集有效性、渗透性和孔隙性[5]。根据物性和压汞分析可得出卧龙河气田石炭系储层孔喉结构特征参数如下(表2)：

通过各类储层的排驱压力的分布可以得出，Ⅰ类储层排驱压力的平均值最低，仅为0.134MPa，说明此类储层孔喉宽度较大，连通性最好；Ⅱ、Ⅲ类储层排驱压力明显比Ⅰ类储层大；Ⅳ类储层排驱压力数值为最高，达到11.54MPa，说明储层孔喉最窄，连通性差，由于储层排驱压力大，致使基本上无储油气能力。

从饱和度中值喉道宽度可以得出，Ⅰ类储层中值喉道最宽，范围在2.02～2.26μm之间，说明此类储层质量优越，孔隙吼道连通性好，宽度大，是最优质的储层；Ⅱ、Ⅲ类储层次之；Ⅳ类储层中值喉道最窄，范围在0.01～0.05μm之间，该类储层孔喉质量非常差，可认为此类储层为非储层段，由于孔喉窄，故所需排驱压力大，基本无油气显示，定为Ⅳ类储集岩。

从饱和度中值压力(Pc50)可以得出，Ⅰ类储层中值压力最小值是1.43MPa，说明此类储层质量优越，孔隙吼道连通性好，宽度大，是最优质的储层；Ⅱ、Ⅲ类储层数值较大些，分别为1.87Mpa和7.95Mpa；Ⅳ类储层饱和度中值压力最大为25.23MPa，说明该类储层孔喉范围窄，连通性也较差，相应地储油气能力也最差。

表2 各类储层孔喉结构特征参数统计表

通过对岩样的统计分析，不同级别的岩石具有各异的突破压力，其变化范围非常之大，并且四类储层的中值喉道数据差异非常大，同一级别的储层之间的变化也较大，这都说明岩石孔隙结构较为复杂。

3 储层物性特征

图2 卧龙河构造石炭系岩芯孔隙度分布频率直方图

3.1 孔隙度特征

根据石炭系地层取心资料统计，卧龙河气田储层以低孔隙度为主。岩心煤油法孔隙度最大值为15.74%，最小为0.27%，平均值为3.27%。由于孔隙层取样密度大，每米4～6个岩样，致密层取样密度小，每米3～5个岩样，因而实际平均孔隙度，要低于3.27%。整体来看，孔隙度小于2.5%的岩样占总数的53.5%，2.5%～6%的岩样占28%，6%～12%的岩样占14.5%，大于12%的岩样占0.4%(图2)。

3.2 渗透率及含水饱和度特征

岩石渗透率大部分低于0.01×10-3μm2，最大值为127.2×10-3μm2。渗透率低于1.02×10-3μm2的岩样占87.32%。通过对孔隙度对比分析得出，孔隙度小于2.5%的岩石，渗透率多数小于0.01×10-3μm2，而孔隙度大于2.5%的岩石，渗透率平均为0.292×10-3μm2。据岩样的含水饱和度分析，石炭系岩石含水饱和度最高达100%，最低3.90%，平均46.52%。其中气井平均含水饱和度29.18-48.53%，平均35.32%；水井含水饱和度69.16-87.23%，平均74.56%。

4 结论

卧龙河气田石炭系储层主要的储集空间为孔隙-裂缝型。不同级别的岩石之间孔隙特征差异较大，并且同类储层内部变化也较大，岩石孔隙结构异常复杂。储层以低孔隙为主，岩芯基质渗透率值也较小，各井差异较大，储层含水饱和度低～中等，分布范围较大。

[1] 冯青平，宋朝辉，朱占美，等. 卧龙河气田石炭系气藏构造陡带含气性评价[J]. 天然气工业. 2003(04): 16-19.

[2] 冉 宏.川东地区石炭系气藏气水分布特征及其成因探讨[J]. 天然气工业. 2001(01): 52-56.

[3] 周存俭. 川东沙罐坪气田石炭系沉积微相与储层特征研究[D]. 成都:成都理工大学, 2009.

[4] 曹竣锋. 川东地区相东区块石炭系储层特征及有利区预测[D]. 成都:成都理工大学, 2011.

[5] 李 阳，钟建华，李旭平，等. 吐哈盆地巴喀地区下侏罗统致密砂岩气藏成藏特征[J]. 特种油气藏. 2012(02): 29-32.

(本文文献格式：张新桂，舒赢，李朋武，等.卧龙河气田石炭系储层特征[J].山东化工，2017，46(16)：142-144.)

Characteristics of Carboniferous Reservoir in Wolonghe Gas Field

Zhang Xingui1，Shu Ying2，Li Pengwu1，Chen Yinlin3

(1.Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;2.Geology Exploratory Development Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd., Chengdu, Sichuan 611000,China;3.Engineering Technology Research Institute, SINOPEC Southwest Branch, Chengdu Sichuan 611000，China)

Reservoir type and pore throat structure are the important factors that affect the quality of reservoir. The characteristics of reservoir pore, throat type and reservoir physical properties were studied by conventional, cast sheet and mercury intrusion analysis and physical property test, which had a positive effect on the reservoir characteristics and its controlling factors. The study shows that the Carboniferous reservoirs in the Wolonghe gas field are mainly composed of pore-fractured reservoirs, and the pore rocks are complex, with low porosity and permeability and water saturation.

wolonghe gas field; carboniferous; reservoir characteristics

TE32

：A

：1008-021X(2017)16-0142-03

2017-06-02

张新桂，硕士生，矿产普查与勘探专业，研究方向：油气藏地质学与成藏动力学。