准噶尔盆地南缘西段齐古组深层储层特征及物性控制因素

doi:10.19657/j.geoscience.1000-8527.2023.069

现代地质 ›› 2024, Vol. 38 ›› Issue (02): 335-349.DOI: 10.19657/j.geoscience.1000-8527.2023.069

准噶尔盆地南缘西段齐古组深层储层特征及物性控制因素

邓毅¹(), 高崇龙²(), 王剑³, 刘明³, 孟元林¹, 任影², 刘可¹, 王柯⁴

1.东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318
2.中国石油大学(北京)克拉玛依校区石油学院,新疆克拉玛依 834000
3.中国石油新疆油田公司实验检测研究院,新疆克拉玛依 834000
4.中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249

收稿日期:2023-02-27 修回日期:2023-06-29 出版日期:2024-04-10 发布日期:2024-05-22
通讯作者: 高崇龙,男,副教授,1988年出生,石油地质学专业,主要从事储层地质学研究。Email: cup_petrogao@cupk.edu.cn。
作者简介:邓毅,男,硕士研究生,1996年出生,石油地质学专业,主要从事储层地质学研究。Email: dengyi10244@163.com。
基金资助:
国家自然科学基金青年基金项目(41902118);新疆维吾尔自治区自然科学基金青年基金项目(2022D01B141);黑龙江省博士后基金面上项目(LBH-Z20045)

Deep Reservoir Characteristics and Control of Physical Properties of Qigu Formation in the Western Section of the Southern Margin of Junggar Basin

DENG Yi¹(), GAO Chonglong²(), WANG Jian³, LIU Ming³, MENG Yuanlin¹, REN Ying², LIU Ke¹, WANG Ke⁴

1. College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China
2. College of Petroleum, China University of Petroleum (Beijing) at Karamay, Karamay,Xinjiang 834000, China
3. Research Institute of Experiment and Detection of PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay,Xinjiang 834000, China
4. China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China

Received:2023-02-27 Revised:2023-06-29 Online:2024-04-10 Published:2024-05-22

摘要/Abstract

摘要：

准噶尔盆地南缘西段齐古组深层碎屑岩储层油气勘探潜力巨大,但目前针对其储层特征及物性控制因素尚缺乏系统研究,制约了后期油气勘探进程。本文综合利用铸体薄片、扫描电镜、物性、压汞及包裹体等资料,并结合区域埋藏史及古地温等相关成果,对齐古组储层岩石学特征、物性特征、成岩作用特征及物性控制因素进行系统研究。结果表明,齐古组储层具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征。尽管储层主体埋深大于3500 m,但储集空间仍以粒间孔为主,平均孔隙度为10.29%,平均渗透率为34.12×10^-3 μm²,总体上属低孔低渗储层,但仍发育部分中-高孔渗储层。储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用,成岩强度相对较弱,主体处于早成岩B期—中成岩A期,并表现为压实强度中等、胶结物含量较低且晚期发育酸性溶蚀的特征。富石英与长石、贫岩屑以及分选好等特征有利于储层物性的保存,而储层物性损失以压实减孔最为显著,但储层内部绿泥石包壳及中成岩期的酸性溶蚀作用可有效改善储层物性。此外,齐古组地层早期长期浅埋、后期短期快速深埋、地层超压及较低的古地温梯度等因素延缓了储层成岩进程,进而降低成岩作用强度,导致齐古组优质储层得以有效保存。

关键词: 准噶尔盆地南缘, 侏罗系, 齐古组, 储层特征, 物性控制因素

Abstract:

The deep clastic reservoir of Qigu Formation in the western section of the southern margin of Junggar Basin has a great potential for oil and gas exploration. However, there is still a lack of systematic studies on its reservoir characteristics and control of physical properties, which seriously restricts the subsequent oil and gas exploration. With the combination of the relevant studies of regional burial history and paleogeothermal temperature, this paper comprehensively utilized the data of casting thin sections, scanning electron microscopy, physical properties, mercury intrusion and inclusions, and systematically studied the petrological characteristics, physical properties, diagenesis characteristics, and physical property control of the Qigu Formation reservoir. The results show that the Qigu Formation reservoir exhibits the petrological characteristics of low compositional maturity, high plastic debris content, and medium structural maturity. Although the buried depth of the reservoir center is more than 3,500 m, the reservoir space is still dominated by the intergranular pores, with an average porosity of 10.29% and an average permeability of 34.12×10^-3 μm². In general, it belongs to the category of low porosity and low permeability reservoirs with limited development of some medium-high porosity and permeability reservoirs. The diagenesis of the reservoir mainly includes compaction, cementation, and dissolution, and the diagenesis intensity is relatively weak. The main body is at the early diagenesis (stage B) to middle diagenesis (stage A), and it is characterized by medium compaction intensity, low cement content, and acid dissolution at the late stage. In particular, the characteristics of enriched quartz and feldspar, poor cuttings, and good sorting are conducive to the preservation of reservoir physical properties.

Key words: southern margin of Junggar Basin, Jurassic, Qigu Formation, reservoir characteristics, physical property control

中图分类号:

邓毅, 高崇龙, 王剑, 刘明, 孟元林, 任影, 刘可, 王柯. 准噶尔盆地南缘西段齐古组深层储层特征及物性控制因素[J]. 现代地质, 2024, 38(02): 335-349.

DENG Yi, GAO Chonglong, WANG Jian, LIU Ming, MENG Yuanlin, REN Ying, LIU Ke, WANG Ke. Deep Reservoir Characteristics and Control of Physical Properties of Qigu Formation in the Western Section of the Southern Margin of Junggar Basin[J]. Geoscience, 2024, 38(02): 335-349.

图/表 16

图1 研究区构造位置(a)、地层特征(b)及齐古组沉积相(c)(图(c)据文献[9]修改)

Fig.1 Structural location (a), strata (b) and sedimentary facies of Jurassic Qigu Formation (c) in the western part of southern Junggar Basin ((c) modified after reference [9])

图2 准噶尔盆地南缘(准南)西段齐古组砂岩储层岩石类型三角图(a)、岩屑组分含量(b)及杂基和胶结物组分含量(c)分布

Fig.2 Triangular diagram of rock types (a), debris component content (b), matrix and cement component content distribution (c) of the Qigu Formation sandstone reservoir in the western section of southern Junggar Basin

图3 准南西段齐古组砂岩储层岩屑、杂基及胶结物显微照片 (a) 高101井,6019.20 m,砂砾岩,塑性凝灰岩岩屑;(b) 卡001井4034.92 m,不等粒砂岩,花岗岩岩屑;(c) 高101井, 6019.5 m,砂砾岩,杂基

Fig.3 Characteristics of lithic matrix in sandstone reservoirs of Qigu Formation in the western section of southern Junggar Basin

图4 准南西段齐古组储层物性分布(a)(b)、孔隙度与渗透率相关性(c)、孔隙直径(d)、喉道直径(e)和压汞曲线(f)

Fig.4 Distribution diagram of the reservoir physical properties (a)(b), the correlation between porosity and permeability (c), pore diameter (d), roar diameter (e), and mercury injection curve (f) of Qigu Formation in the western section of southern Junggar Basin

图5 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层储集空间类型显微照片 (a)卡002井,3994.04 m,不等粒砂岩,粒间孔(蓝色铸体);(b)卡003井,4066.15 m,扫描电镜,粒间孔;(c)卡001井,4095.07 m,扫描电镜,粒间孔;(d)独山1井,6492.03 m,溶蚀孔(蓝色铸体),岩屑颗粒溶蚀;(e)卡001井,4051.40 m,扫描电镜,石英颗粒溶蚀;(f)卡001井,4038.00 m,粗砂岩,长石颗粒溶蚀及微裂缝发育(蓝色铸体);(g)独山1井,6415.60 m,粒间溶孔发育,孔壁生长丝缕状伊利石;(h)卡003井,4059.34 m,扫描电镜,溶蚀孔;(i)卡8井,4075.72 m,微裂缝发育(蓝色铸体)

Fig.5 Space types of the reservoir in Qigu Formation in the western section of southern Junggar Basin

表1 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层分类

Table 1 Classification of reservoir evaluation of Qigu Formation in the western section of southern Junggar Basin

类型	孔隙度(%)	渗透率(10^-3 μm²)	沉积微相	评价
Ⅰ	4.80~16.60 (11.01)	0.14~461.00 (14.66)	分流河道	优质储层
Ⅱ	4.60~13.60 (10.95)	0.52~28.40 (13.40)	河口坝	较好储层
Ⅲ	4.50~21.71 (9.01)	0.01~42.68 (2.63)	席状砂	一般储层

图6 齐古组不同沉积微相物性差异直方图

Fig.6 Difference histogram of the physical properties of different sedimentary microfacies in Qigu Formation

表2 储层成岩演化类型及特点

Table 2 Types and characteristics of the reservoir diagenesis evolution

成岩作用类型		强度	特点	物性控制
压实作用		中等	塑性岩屑压实变形和假杂基化,线接触为主	破坏储层物性
胶结作用	碳酸盐胶结	较弱	方解石为主,呈孔隙式和基底式出现	破坏储层物性
	硅质胶结	弱	六方柱状自生石英微晶,I级石英次生加大	破坏储层物性
	黏土矿物胶结	较弱	包壳状绿泥石;团块、散片或蠕虫状高岭石;丝缕状或弯曲片状伊利石;蜂窝状、似蜂窝状或不规则状伊/蒙混层	绿泥石包壳改善储层物性,其它黏土矿物破坏储层物性
	其他胶结	弱	黄铁矿、石盐晶体和方沸石胶结	破坏储层物性
溶蚀作用		较强	发育于易溶蚀颗粒边缘及内部,较为发育	改善储层物性

图7 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层成岩作用特征 (a)卡11井,4258.27 m,不等粒砂岩,塑性颗粒变形及假杂基化;(b)卡001井,4068.53 m,中细砂岩,碳酸盐胶结;(c)卡001井,4103.79 m,自生石英晶体,不规则状伊蒙混层矿物;(d)卡002井,3993.08 m,粗粒砂岩,石英次生加大;(e)卡001井,4031.73 m, 粒表峰窝状伊蒙混层矿物;(f)卡001井,4049.33 m,粒表不规则片状绿泥石,立方体黄铁矿;(g)独山1井,6414.04 m,溶蚀孔孔壁生长丝缕状伊利石,粒间充填散片状高岭石;(h)卡11井,4259.87 m,不规则片状绿泥石与粒表伊蒙混层矿物,粒表弯曲片状伊利石;(i)卡002井,4124.18 m,蠕虫状高岭石,团块状高岭石;(j)卡001井,4045.75 m,长石向绿泥石蚀变,溶蚀状石盐晶体;(k)卡002,3994.04 m,粒间充填的等轴粒状方沸石与叶片状绿泥石包壳;(l)卡001井,4080.78 m,中粗砂岩,碳酸盐胶结物溶蚀,单偏光;Ac.自生石英微晶;Ca.方解石;Ch.绿泥石;F.长石;I.伊利石;I/S.伊/蒙混层矿物;K.高岭石;P.孔隙;Py.黄铁矿;Q.石英;Qz.石英自生加大;R.岩屑;Ze.沸石

Fig.7 Diagenetic characteristics of the Qigu Formation reservoir in the western section of southern Junggar Basin

图8 准南西段齐古组方解石胶结物(a)及石英次生加大边内(b)原生流体包裹体均一温度分布

Fig.8 Distribution diagram of the homogeneous temperatures of the calcite cement fluid inclusions (a) and siliceous cement fluid inclusions (b) in Qigu Formation, the western section of southern Junggar Basin

表3 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层内部碳酸盐及硅质胶结物流体包裹体均一温度数据

Table 3 Homogeneous temperatures of the fluid inclusions of carbonate and siliceous cements in the Qigu Formation reservoir, the western section of southern Junggar Basin

井号	深度(m)	宿主矿物	均一温度(℃)	测点数
卡001	4086.65	石英加大边	95.40~108.10	6
独山1	6414.46	石英加大边	95.50~106.40	9
高泉5	6063.53	石英加大边	88.00~112.00	10
高泉5	6061.02	石英加大边	85.00	1
高泉5	6061.02	方解石	89.00~103.00	13

表4 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层内部自生黏土矿物类型及含量

Table 4 Types and contents of the authigenic clay minerals in the reservoir of Qigu Formation in the western section of southern Junggar Basin

井号	样品深度 (m)	伊/蒙混层 (%)	伊利石 (%)	高岭石 (%)	绿泥石 (%)	伊/蒙混层中的蒙皂石含量 (%)	样品数
卡001	4030.92~4127.24	3.00~81.00 (29.80)	2.00~42.00 (13.10)	0.00~22.00 (0.97)	4.00~96.00 (56.10)	20.00~70.00 (32.80)	37
卡002	4030.92~4131.19	2.00~81.00 (30.70)	2.00~42.00 (13.20)	0.00~22.00 (1.80)	4.00~96.00 (54.80)	20.00~70.00 (33.00)	38
卡003	4056.58~4145.56	4.00~38.00 (20.60)	3.00~36.00 (18.70)	0.00~56.00 (15.50)	10.00~93.00 (45.00)	15.00~30.00 (22.50)	14
卡6	3957.79~3961.44	8.00~23.00 (11.00)	3.00~11.00 (5.50)	—	66.00~89.00 (83.50)	20.00~30.00 (23.30)	6
卡8	3929.37~4075.72	5.00~46.00 (19.60)	8.00~22.00 (15.50)	0.00~52.00 (20.30)	13.00~76.00 (44.50)	30.00~45.00 (34.50)	12
四参1	3643.30~3702.32	15.00~33.00 (21.30)	11.00~35.00 (24.30)	27.00~59.00 (39.60)	14.00~15.00 (14.60)	—	3
西湖1	5997.00~6135.30	14.00~15.00 (14.50)	7.00~53.00 (30.00)	11.00~13.00 (12.00)	19.00~68.00 (43.50)	20.00	2
高101	6017.55~6019.75	20.00~29.00 (24.50)	45.00~49.00 (47.00)	5.00~14.00 (9.50)	45.00~59.00 (52.00)	15.00	2
总平均值		26.40	14.90	6.80	53.20	31.00

图9 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层成岩序列(a)及成岩-孔隙演化模式图(b) (a) 齐古组埋藏史、地温梯度演化、地层压力、伊蒙混层比值及成岩演化序列;(b) 储层早成岩A期—中成岩A期成岩演化特征及其孔隙发育模式

Fig.9 Diagrams of the diagenetic sequence (a) and diagenetic-pore evolution model (b) of the Qigu Formation reservoir in the western section of the southern margin of Junggar Basin

图10 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层岩石组分、岩性及分选系数与物性的关系

Fig.10 Diagram of the relationship between the rock compositions, lithology, sorting coefficient, and physical properties of the Qigu Formation reservoir in the western section of southern Junggar Basin

图11 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层压实和胶结作用在孔隙损失的贡献(a)及物性垂向变化(b)(c)

Fig.11 Contribution of compaction and cementation to the pore loss (a) and vertical variation of the physical properties (b)(c) in Qigu Formation, the western section of southern margin of Junggar Basin

图12 准噶尔盆地南缘西段齐古组储层碳酸盐胶结物、黏土矿物含量与物性的关系

Fig.12 Diagrams of the relationship between carbonate cement, clay mineral content, and physical properties of the Qigu Formation reservoir in the western section of the southern margin of Junggar Basin

参考文献 43

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准噶尔盆地南缘西段齐古组深层储层特征及物性控制因素

Deep Reservoir Characteristics and Control of Physical Properties of Qigu Formation in the Western Section of the Southern Margin of Junggar Basin

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