吉木萨尔凹陷储层特征研究.docVIP

吉木萨尔凹陷主要目的层储层特征研究 吉木萨尔凹陷主要目的层系为二叠系和石炭系，物源主要来自其东边的奇台凸起，其次是南边的三台凸起。本次观察研究有资料的探井主要为吉5、吉6、吉7、吉8、吉9、吉南1、吉15、吉16等井，其中吉7、吉8井均在P3wt层组获工业油流。 通过对这8口井铸体薄片的镜下观察分析，结合孔渗、压汞等化验分析资料，对该区主要目的层储层特征进行研究，各储层岩性特征、孔隙类型特征、物性及毛管压力特征见表1、2、3。 侏罗系头屯河组（J2t）： 该层组仅在吉5、吉7井中取心两块，从岩石学特征还是从物性特征来看，吉7井 储层性质相对好于吉5井，表现为中孔低渗或高孔低渗储层特征。 该层组孔隙类型组合为 “剩余粒间孔+颗粒溶孔+原生粒间孔”；填隙物为水云母、泥质、方解石等。 影响物性的主要因素为压实作用、成岩作用及颗粒粒级。骨架颗粒愈细，其孔喉半径愈小；压实作用愈强，塑性、半塑性碎屑愈易发生塑变从而充填堵塞部分孔喉，吉7井J2 t中见有部分水化火山碎屑岩岩屑，经压实而变形堵塞孔喉，使渗透率降低。 侏罗系八道湾组（J1b）： 研究区内该层组取心主要集中于上八道湾组（J1bb） ，在平面上有由北向南逐渐变好的趋势，储层物性特征由低孔特低渗变为高孔中渗。 吉6井、吉9井的J1bb其岩性粒级偏细，炭质纹线发育，压实作用较强，塑性岩屑含量较高，略具定向，孔隙相对不发育；向南至吉8井、吉7井，粒级变粗，塑性岩屑含量减少，孔喉半径增大，孔隙类型组合以“原生粒间孔+剩余粒间孔+颗粒溶孔+高岭石晶间孔”为主。影响该层组储层性质的主要因素为：粒级粗细、压实作用、胶结作用等。方解石胶结物呈凝块状不均匀分布于粒间，其胶结作用使得岩石孔隙度、渗透率大大降低。 3) 三叠系烧房沟组（T1s）： 该层组仅在吉5井中取心，岩性为不等粒砂岩，填隙物以水云母和方解石为主， 方解石呈凝块状不均匀分布，孔隙不发育。影响物性的主要因素为填隙物的充填和胶结作用，大量水云母杂基的充填和不均匀的方解石胶结使孔隙减少，渗透率降低。 4）二叠系梧桐沟组（P3wt）： 该层组在吉6、吉7、吉8、吉9、吉15井中均有一定量的取心，且吉7、吉8井 在P3wt均获得工业油流。从岩性来看，吉15井主要为中砂岩和细砂岩，吉6、吉7、吉8、吉9井颗粒粒级悬殊较大，以含砾不等粒砂岩和砂砾岩为主，次为细砂岩和中砂岩，吉15井中塑性碎屑含量较其他各井中塑性岩屑含量略高，填隙物均以高岭石、方解石、泥质、绿泥石等为主，孔隙普遍较发育，孔隙类型组合以“原生粒间孔+剩余粒间孔+颗粒溶孔+高岭石晶间孔”为主，影响储层性质的主要因素是粘土矿物高岭石的析出及方解石胶结物不均匀充填粒间。建设性成岩作用主要为长石等碎屑颗粒、方解石胶结物的不均匀溶蚀作用（吉9井中见有方解石胶结物被溶蚀后仅剩环边包裹碎屑颗粒的现象）及早期泥质薄膜对后期压实作用的阻碍（吉9、吉6井中常见泥质薄膜包裹粒缘）。从平面上该层组储层性质普遍较好，除吉15井储层物性特征表现为中孔特低渗外，其余各井储层物性特征均表现为高孔中渗或高孔高渗特征。吉15井梧桐沟组储层中孔特低渗的主要原因可能有两个：一是吉15井中塑性岩屑含量略高，塑性岩屑的压实形变影响了孔隙之间喉道的发育，虽然储层中发育了一定的孔隙，有了一定的储集空间，但是孔之间喉道不发育，缺乏连通，从而阻止了流体的流动，降低了储层的储集性能；第二个对物性的可能影响因素是岩石的粒级，吉15井取心井段的岩性较细，而其他各井岩性较粗，通常情况下粗粒级砂岩储集物性相对细粒级要好。 该套储层与准东油区北83井区等的P3wt储层性质相同，均为相对优质储层。 二叠系平地泉组（P2p）： 该层组在吉5、吉15、吉16井中见有取心，取心较少，且集中于平三段（见表 1）。三口井岩性差异较大，吉5井岩性主要为细砂岩，颗粒接触较紧密，胶结类型以压嵌型为主，填隙物主要为绿泥石、自生钠长石、方解石等，长石及含长石的岩屑成分含量较高；孔隙类型组合为：“颗粒溶孔+钠长石晶间孔”，虽然溶蚀孔较发育，但孔隙连通性差，影响储层的渗透性。主控因素为长石等颗粒的溶蚀及胶结物自生钠长石的晶间孔是否发育；吉15井取心井段上段岩性为鲕粒灰岩，下段岩性为砾岩和不等粒砂岩。鲕粒灰岩中，鲕粒之间为亮晶或泥晶方解石呈致密状胶结，镜下未见明显孔隙。砾岩