大宛齐油田康村组储层微观孔隙结构特征及分类评价

李晓锋 （中国石油天然气勘探开发公司，北京100034）

彭仕宓 （中国石油大学 （北京）资源与信息学院，北京102249）

大宛齐油田康村组储层微观孔隙结构特征及分类评价

李晓锋 （中国石油天然气勘探开发公司，北京100034）

彭仕宓 （中国石油大学 （北京）资源与信息学院，北京102249）

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料，对大宛齐油田康村组储层的微观孔隙结构特征进行了研究。研究表明，康村组储层主要的成岩作用是压实作用和胶结作用，其次是陆源碳酸盐颗粒的溶蚀和交代作用；储集空间类型主要为剩余粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔；喉道组合类型为中孔中喉和中孔小喉型为主。在此基础上，应用主因子分析、聚类分析将康村组储层孔隙结构划分为4个基本类型，为油田开发调整提供了可靠的地质基础。

大宛齐油田；康村组；储集空间；孔隙结构；聚类分析

大宛齐油田位于新疆拜城县境内西南方向30km处，地势北高南低，地面海拔1430～1560m，坐标：北纬41°42′～41°47′、东经81°27′～81°32′。从构造位置上看，大宛齐油田位于塔里木盆地塔北隆起库车坳陷拜城凹陷，北部为吐孜玛扎构造，南部为秋立塔克背斜构造带的亚克里克构造，构造东、西、南3面分别向拜城凹陷倾没，是一被下第三系下盐丘上拱形成的短轴背斜，该构造长轴呈东西向，南翼缓，北翼陡，被一系列放射状的断层复杂化。

大宛齐地区钻遇的地层自上而下依次为第四系、上第三系康村组、吉迪克组和下第三系苏维依组，库车组缺失。上第三系康村组与上覆第四系为角度不整合接触，与下伏吉迪克组为整合接触。大宛齐油田的主要产层为第四系和上第三系康村组储层。

大碗齐油田康村组主要为一套低弯度河入湖形成的三角洲陆源碎屑沉积［1］，其泥岩普遍呈棕红色、褐红色，并可见干旱气候条件下所形成的干裂等沉积构造，泥岩中所含化石稀少，且孢粉组合主要为耐干旱的植物。康村组砂岩成熟度低，岩屑的含量达70%以上，岩屑的主要成分为沉积岩屑，约占30%～50%，且以陆源碳酸岩屑为主。砂岩粒度较粗，普遍含砾石，分选差，多为砾状砂岩、含砾不等砾砂岩，上述特征表明大宛齐地区康村组为近源沉积产物。

1 成岩作用

根据铸体薄片、阴极发光及扫描电镜的分析结果，结合研究区的沉积演化史研究表明：康村组储层中，最主要的成岩作用是压实作用和胶结作用，其次是陆源碳酸盐颗粒的溶蚀和交代作用。

压实作用在成岩作用的早期特征比较明显，康村组储层正处于弱压实阶段，随着埋藏深度的增大，压实强度增大，孔隙度减小。由于压实作用使原生孔隙度由35%左右下降到18%～21%。研究区的胶结作用主要是碳酸盐胶结［2］，主要表现为：①自生方解石的胶结作用。方解石胶结物普遍分布，一次性充填于粒间孔隙中，在阴极发光下呈桔黄色光 （图1（a）），偶见铁方解石，含量变化较大。②砂岩中陆源碳酸盐颗粒的压溶再沉淀，其次是粘土矿物的胶结作用。通过扫描电镜及X衍射分析表明，自生粘土矿物主要有蒙皂石、伊利石和少量的高岭石。粘土矿物主要以孔隙充填、衬垫和交代的方式存在（图1 （b））。

图1 康村组储层成岩研究相片

2 孔隙和喉道的类型

2.1 孔隙类型及特征

根据研究区8口井30块普通薄片鉴定、铸体薄片图像分析及扫描电镜观察，大宛齐油田康村组主要的储集空间类型［3］是原生孔隙，其次为次生孔隙。按照孔隙的产状和几何形态，可分为剩余粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、微孔隙以及裂缝等 （图2）。其中原生粒间孔隙主要为剩余粒间孔，占总孔隙面积的70%～90%；次生孔隙中占主要地位的是粒间溶孔，占总孔隙的1%～15%，最高可达22%。裂缝孔隙度一般＜1%。

图2 孔隙类型及孔隙分布直方图

1）粒间孔隙 大宛齐油田康村组储层埋藏较浅，压实作用较弱，根据常规薄片和铸体薄片分析，储集砂岩分选中等～好，常见方解石孔隙式胶结，胶结程度疏松～中等，填隙物整体含量不高，因此剩余粒间孔是主要的孔隙类型，平均约占总孔隙的80%。粒间孔隙的分布较为均匀，孔径范围在5～200μm之间，平均44μm （图3 （a））。

2）粒间溶孔 主要表现为杂基及胶结物的不均匀填集，或见未受溶蚀影响的杂基和胶结物的残余，或矿物颗粒溶蚀呈港湾状。分析表明，粒间溶孔为研究区主要的次生孔隙。常见的是次生方解石胶结物及一些颗粒的溶蚀现象。大量方解石和颗粒的溶蚀一方面使颗粒呈不规则状孤立于孔隙之中，另一方面使粒间孔连通，或成为 “伸长状”孔隙，而使孔喉发育且连通性较好 （图3（b））。

3）粒内溶孔 由于康村组埋深不大，长石、岩屑等仅发生轻微溶蚀，粒内溶孔所占比例较小，面孔率一般小于1%。长石发生淋滤形成的次生孔隙，或被溶蚀成 “蜂窝”状粒内溶孔，有时也可见长石表面被溶蚀成片状伊利石 （图3（c））。

4）裂缝 康村组发育的裂缝主要为构造裂缝和收缩缝，在总孔隙中所占比例较小。裂缝宽度0.02～0.25mm不等，长度一般不超过20mm，多呈断续状延伸，有时也可见微裂缝交织呈网状。干裂收缩缝常见于泥质杂基内，砾岩及粗砂边缘处也偶见微裂缝。个别粒内 （砾内）也发育微裂缝，有时可见石英具 “V”字形裂开或割颗粒破裂缝 （图3（d））。

图3 康村组储层孔隙类型图片

2.2 喉道类型及其特征

储层砂岩的喉道大小和形状是控制储层储集性能的重要因素，其特征主要取决于颗粒的大小、形状、接触关系和胶结类型等［4］。大宛齐油田康村组储层砂岩以缩颈型、孔缩型喉道为主，片状、弯片状喉道为次，此外还有少量微喉道。喉道宽度在2.8～64.79μm之间，最大值14.92～64.79μm，平均配位数2.82，粒度较粗的储层大多属于中孔细喉或中孔中喉型。

1）孔缩型喉道 喉道为孔隙的缩小部分，该喉道类型往往发育于以粒间孔隙为主的砂岩储集岩中，其孔隙和喉道较难区分。岩石结构多为颗粒支撑，压实强度较低，胶结物较少。此类孔隙结构属于大孔粗喉型。

2）缩颈型喉道 喉道为颗粒间可变断面的收缩部分，当砂岩颗粒被压实而排列比较紧密时，虽然保留的孔隙是比较大的，但颗粒间的喉道却大大变窄。此类储集岩属大孔细喉型，孔喉直径比比较大。常见于颗粒点接触的储集岩中 （图4（a））。

3）片状或弯片状喉道 喉道呈片状或弯片状，为颗粒之间的长条状通道。当沿颗粒发生溶蚀作用时，可形成相对较宽的片状或宽片状喉道。研究区可见具此类喉道的储集岩发育，孔喉直径比为中等～较大 （图4 （b））。

图4 康村组储层主要喉道类型

3 孔隙结构特征

孔隙结构是岩石所具有的孔隙和吼道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系［5］。孔隙反映了岩石的储集能力，而喉道的形状、大小则控制了孔隙的储集和渗透能力。铸体薄片和压汞分析是储层孔隙结构研究的重要手段。

通过对大宛齐油田康村组8口井压汞测试样品的分析，获得了康村组储层微观孔喉特征参数。统计分析表明：大宛齐油田康村组储层孔隙度的分布范围为3.14%～32.45%，大多属中孔 （所占比例为51.7%）储层，其次为低孔 （约占15.5%）储层、高孔 （约占17.2%）储层；渗透率的变化范围较大，在 （0.054～1651.2）×10－3μm2之间，高、中、低渗储层均有分布，但以中渗储层为主；排驱压力多分布在0.008～3.6MPa之间，中值压力多在0.037～6.155MPa之间；最大进汞饱和度在22.5%～98.18%之间，一般为80.06%～98.18%；平均孔喉半径0.0345～17.63μm，一般为2.02～8.47μm，孔喉配位数为2.0～3.6，样品的面孔率为3.48%～8.60%。

4 储层的分类评价

4.1 储层分类结果及其特征

根据储层的孔隙结构特征，利用R型因子分析对表征储层物性、孔隙结构的参数进行优选，确定孔隙度、渗透率、主要喉道流动半径、排驱压力等4个参数作为储层分类评价的指标［6］，其中孔隙度和渗透率代表着储层的储集渗流能力，而主要喉道流动半径和排驱压力则代表着储层微观孔隙结构特征。利用Q型聚类分析［7］对研究区66个样品进行聚类分析，将康村组储层观孔隙结构分划分为4类（表1）。

表1 康村组储层分类评价表

4.2 储层综合评价

根据以上划分标准，结合沉积微相、渗透率、孔隙度的平面以及微观孔隙结构特征，绘制了各主力小层的储层综合评价图（图5）。研究表明，储层的类型受沉积相的控制，不同的沉积相砂体的发育规模不一样，颗粒的粒度、分选及组分也有很明显的差异，沉积相分布控制着储层物性的分布特征，尽管后期成岩作用对沉积物原始孔隙有一定的改造作用，沉积相类型仍然决定了储层的类型及发育状况。研究区Ⅰ类储层主要分布在分流河道和河口坝微相，泥质含量少，孔喉连通性好；Ⅱ类储层主要分布在河口坝微相，泥质含量中等，储集物性、孔隙结构次之；Ⅲ类储层主要分布在远砂坝微相，孔隙结构较差，储集层物性差。

图5 康村组一段第7小层储层综合评价图

5 结 论

1）康村组储层主要的成岩作用是机械压实和胶结作用，其次是溶蚀和交代作用。储层长期处于早成岩期，压实作用是导致孔隙度下降的主要因素，其次是胶结作用，碱性的地层水条件有利于碳酸盐的沉淀。

2）康村组储层孔隙类型以剩余粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙为主，其次为粒内溶孔，少量的裂缝存在。孔隙结构以中孔中喉和中孔细喉为主，少量的为小孔细喉组合。

3）通过聚类分析将康村组储层微观结构划分为4类储层，其中Ⅰ类储层物性、孔隙结构最好，孔隙喉道组合类型以高孔中喉为主；Ⅱ类储层和Ⅲ类储层次之，孔隙喉道组合类型以中孔中喉和中孔细喉为主；Ⅳ类储层最差。

［1］旷红伟，高振中.塔里木盆地库车坳陷新生界低弯度河三角洲沉积特征 ［J］.石油勘探与开发，2002，29（6）：25～28.

［2］旷红伟.塔里木盆地大宛齐油田康村组成岩作用及其控制因素 ［J］.现代地质，2003，17（2）：211～216.

［3］韩守华，斯春松.准噶尔盆地夏40井区风城组储集空间特征 ［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（5）：14～16.

［4］王夕宾，刘玉忠.乐安油田草13断块沙四段储集层微观特征及其与驱油效率的关系 ［J］.中国石油大学学报，2005，29（3）：6～10.

［5］罗蛰潭.油气储集层的孔隙结构 ［M］.北京：科学教育出版社，1986.21～31.

［6］唐海发.大牛地气田盒2＋3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价 ［J］.矿物岩石，2006，26（3）：107～113.

［7］吕红华，任明达.Q型主因子分析与聚类分析在柴达木盆地花土沟油田新近系砂岩储层评价中的应用 ［J］.北京大学学报 （自然科学版），2006，42 （6）：740～745.

Characteristics of Micro－pore Structures of Reservoirs and Classification Evaluation of Kangcun Formation in Dawanqi Oilfield

LI Xiao－feng，PENG Shi－mi（First Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，CNPC，Beijing100034，China）

The data of casting sections，scanning electron microscope and mercury intrusion test were used to study the microscopic pore structures of Kangcun Formation in Dawanqi Oilfield.Study indicated that its reservoir diagenesis was compaction and cementation，while the next was corrosion and metasomatose of terrigenous carbonate perticles.reservoir space types were mainly composed of remaining intergranular pores，intergranular dissolved pores and intragranular dissolved pores.The pore throat assemblage types were mainly medium－pore and medium－throat and medium－pore and small throat.By means of factor analysis and cluster analysis，the microscopic pore structure can be classified into four types.All of these provide the reliable geologic foundation for the adjustment of oilfield development plan.

Dawanqi Oilfield；Kangcun Formation；reservoir space；pore structure；cluster analysis

TE122.2

A

1000－9752（2011）06－0026－05

2011－03－20

国家科技重大专项 （2011ZX05009－003）。

李晓锋 （1978－），男，2000年大学毕业，博士，工程师，现主要从事油藏描述与油藏工程方面的研究工作。

［编辑］ 宋换新