Diagenesis and Diagenetic Facies of Upper Wuerhe Formation in the Shawan Sag

doi:10.19657/j.geoscience.1000-8527.2022.206

Abstract

Abstract:

The Permian Upper Wuerhe Formation is a key exploration target zone in the Shawan Sag, which is a typical lithologic reservoir. Fewer studies were dedicated to the diagenesis of Upper Wuerhe Formation, which hinders deeper exploration. The data of slice, physical property, SEM and electromagnetic spectrum, combined with lithologic analysis and reservoir reserve characters, were applied to analyze the diagenetic types and facies. The results show that the diagenetic types comprise compaction, cementation and resolution. According to the diagenetic phenomena and characters, we concluded that the diagenetic evolution of Upper Wuerhe Formation has already been in the middle diagenetic stage B. Based on the intensity and typical phenomenon diagenesis, the diagenetic facies could be divided into five types, including the strong compaction tight, strong compaction-medium resolution, medium-strong compaction-calcite cementation-weak resolution, medium-strong compaction-mixed-layer illite cementation-weak resolution, and the medium-strong compaction-zeolite cementation-weak resolution digenetic facies. Combined with the Fisher typical discriminant, the diagenetic facies were built on discriminant functions to analyze the diagenetic facies distribution patterns, which would provide a foundation for deeper exploration.

Key words: diagenesis, diagenetic facies, reservoirs, Upper Wuerhe Formation, Shawan Sag

CLC Number:

TE122

YU Jingwei, LUO Gang, LI Bin, PAN Tuo, YU Haitao, KUANG Hao, CHU Xu, ZHANG Xiaotong. Diagenesis and Diagenetic Facies of Upper Wuerhe Formation in the Shawan Sag[J]. Geoscience, 2022, 36(04): 1095-1104.

Figures/Tables 8

References 21

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成岩相类型	岩石学特征	储层综合特征
强压实致密相		储集岩性主要为扇三角洲平原砂砾岩,其次为不等粒砂岩,岩石颗粒的分选和磨圆相对最差,泥质杂基含量超过10%。岩石颗粒的接触观察常见凹凸接触,压实率普遍超过65%,胶结和溶蚀作用对物性影响极小,薄片中几乎无明显孔,面孔率可忽略不计。孔隙结构最差,排驱压力最大,储层孔隙度小于4%,渗透率小于0.1×10^-3 μm,含油性极差。(薄片信息:zj1井,4 973 m)
强压实中溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲前缘砂砾岩,其次为不等粒砂岩,岩石颗粒的分选较差,磨圆主要为次棱角状-次圆状,填隙物含量为8%左右。岩石颗粒的接触观察常见线接触,压实率普遍超过60%,胶结作用对物性影响极小,溶蚀作用较为发育,可见岩屑以及长石的溶蚀现象,微裂缝较为发育,部分薄片中面孔率可超过5%。储层孔隙度大于5%,渗透率大于1×10^-3 μm,含油性较好。(薄片信息:JL7井,3 192.21 m)
中强压实方解石胶结弱溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲前缘砂砾岩以及细砂岩,岩石颗粒磨圆主要为次棱角状-次圆状,填隙物含量超过10%。岩石颗粒的接触观察常见线接触,压实率普遍超过46%,胶结作用对物性有一定破坏性影响,溶蚀作用对物性影响较小,可见方解石的溶蚀现象,薄片中面孔率普遍小于3%。储层孔隙度多数小于7%,渗透率小于0.8×10^-3 μm,含油性一般。(薄片信息:sp3井,4 586.96 m)
中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲前缘砂岩,其次为砂砾岩,岩石颗粒分选差-中等,颗粒集中趋势不明显,结构成熟度低。磨圆次圆状,接触方式为点—线接触,填隙物含量小于5%。压实率普遍超过45%,胶结作用对物性有一定建设性影响,溶蚀作用对物性影响较小,薄片中面孔率最高可达4%。储层孔隙度平均为6.8%,渗透率在1×10^-3 μm左右,含油性一般。(薄片信息:sp3井,4 586.09 m)
中强压实沸石胶结弱溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲平原和前缘砂岩,其次为砂砾岩,岩石颗粒分选中等,结构成熟度不高。磨圆次圆状,接触方式为点—线接触,填隙物含量多数超过5%。压实率普遍超过45%,胶结作用对物性有破坏性影响,但为后期溶蚀作用提供物质基础,薄片中面孔率多数不超过2%。储层孔隙度平均为6.2%,渗透率多数不超过1×10^-3 μm,含油性较差。(薄片信息:sp2井,5 558.14 m)

成岩相类型	岩石学特征	储层综合特征
强压实致密相		储集岩性主要为扇三角洲平原砂砾岩,其次为不等粒砂岩,岩石颗粒的分选和磨圆相对最差,泥质杂基含量超过10%。岩石颗粒的接触观察常见凹凸接触,压实率普遍超过65%,胶结和溶蚀作用对物性影响极小,薄片中几乎无明显孔,面孔率可忽略不计。孔隙结构最差,排驱压力最大,储层孔隙度小于4%,渗透率小于0.1×10^-3 μm,含油性极差。(薄片信息:zj1井,4 973 m)
强压实中溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲前缘砂砾岩,其次为不等粒砂岩,岩石颗粒的分选较差,磨圆主要为次棱角状-次圆状,填隙物含量为8%左右。岩石颗粒的接触观察常见线接触,压实率普遍超过60%,胶结作用对物性影响极小,溶蚀作用较为发育,可见岩屑以及长石的溶蚀现象,微裂缝较为发育,部分薄片中面孔率可超过5%。储层孔隙度大于5%,渗透率大于1×10^-3 μm,含油性较好。(薄片信息:JL7井,3 192.21 m)
中强压实方解石胶结弱溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲前缘砂砾岩以及细砂岩,岩石颗粒磨圆主要为次棱角状-次圆状,填隙物含量超过10%。岩石颗粒的接触观察常见线接触,压实率普遍超过46%,胶结作用对物性有一定破坏性影响,溶蚀作用对物性影响较小,可见方解石的溶蚀现象,薄片中面孔率普遍小于3%。储层孔隙度多数小于7%,渗透率小于0.8×10^-3 μm,含油性一般。(薄片信息:sp3井,4 586.96 m)
中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲前缘砂岩,其次为砂砾岩,岩石颗粒分选差-中等,颗粒集中趋势不明显,结构成熟度低。磨圆次圆状,接触方式为点—线接触,填隙物含量小于5%。压实率普遍超过45%,胶结作用对物性有一定建设性影响,溶蚀作用对物性影响较小,薄片中面孔率最高可达4%。储层孔隙度平均为6.8%,渗透率在1×10^-3 μm左右,含油性一般。(薄片信息:sp3井,4 586.09 m)
中强压实沸石胶结弱溶蚀相		储集岩性主要为扇三角洲平原和前缘砂岩,其次为砂砾岩,岩石颗粒分选中等,结构成熟度不高。磨圆次圆状,接触方式为点—线接触,填隙物含量多数超过5%。压实率普遍超过45%,胶结作用对物性有破坏性影响,但为后期溶蚀作用提供物质基础,薄片中面孔率多数不超过2%。储层孔隙度平均为6.2%,渗透率多数不超过1×10^-3 μm,含油性较差。(薄片信息:sp2井,5 558.14 m)

GR/ API	RT/ (Ω·m)	AC/ (μs/ft)	DEN/ (g/cm³)	CNL/ %	成岩相
88.286	3.17	89.089	2.385	40.2	强压实致密相
87.499	3.157	89.843	2.4	38.6
87.211	3.079	88.93	2.42	37.5
55.939	4.736	76.943	2.474	0.253	强压实中溶蚀相
54.949	4.483	77.721	2.42	0.265
54.909	4.366	78.344	2.408	0.264
65.935	1.647	94.03	2.362	0.4	中强压实方解石胶结弱溶蚀相
61.842	1.698	93.357	2.377	0.396
61.676	2.019	88.657	2.394	0.334
44.944	14.672	70.549	2.528	0.216	中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相
43.989	17.136	70.377	2.523	0.201
45.36	23.572	70.724	2.519	0.201
67.413	56.25	64.593	2.666	0.144	中强压实沸石胶结弱溶蚀相
67.73	55.478	66.569	2.68	0.149
68.168	54.293	67.312	2.695	0.15

GR/ API	RT/ (Ω·m)	AC/ (μs/ft)	DEN/ (g/cm³)	CNL/ %	成岩相
88.286	3.17	89.089	2.385	40.2	强压实致密相
87.499	3.157	89.843	2.4	38.6
87.211	3.079	88.93	2.42	37.5
55.939	4.736	76.943	2.474	0.253	强压实中溶蚀相
54.949	4.483	77.721	2.42	0.265
54.909	4.366	78.344	2.408	0.264
65.935	1.647	94.03	2.362	0.4	中强压实方解石胶结弱溶蚀相
61.842	1.698	93.357	2.377	0.396
61.676	2.019	88.657	2.394	0.334
44.944	14.672	70.549	2.528	0.216	中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相
43.989	17.136	70.377	2.523	0.201
45.36	23.572	70.724	2.519	0.201
67.413	56.25	64.593	2.666	0.144	中强压实沸石胶结弱溶蚀相
67.73	55.478	66.569	2.68	0.149
68.168	54.293	67.312	2.695	0.15