库车坳陷迪那2气田地质特征与沉积储层研究
天然气地质学
收稿日期:2008209205;修回日期:20082112301
基金项目:中国石油天然气股份公司科技项目(编号:2008A 206)资助.第一作者E 2m ail :yanwh 2tlm @https://www.wendangku.net/doc/399526086.html,.
①肖香姣,邹国庆,李保柱,等.迪那2气田气藏工程方案.塔里木油田分公司勘探开发研究院,2007.
库车坳陷迪那2气田地质特征与
沉积储层研究
颜文豪1,李建明1,王冬梅2,韩 海3
(1.塔里木油田公司天然气事业部迪那作业区,新疆库尔勒841000;2.塔里木油田公司
人事处,新疆库尔勒841000;3.塔里木油田公司职工教育培训中心,新疆库尔勒841000)摘要:迪那2气田是塔里木盆地库车前陆区2006年探明的储量为1000亿m 3以上的大型气田,含气层
位为古近系苏维依组与库姆格列木群。综合各种研究认为,迪那2气田主要位于受南北2条逆冲推覆断层所夹持的一个东西向展布的长轴背斜带;储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,孔隙类型以原生粒间孔为主,次为粒间和颗粒溶孔、微裂缝、微孔隙,总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层,且非均质性强;储层主要受沉积相带控制,储层成岩阶段总体达中成岩A 亚期,对储集性能有影响的主要是压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中溶蚀作用较强,使次生孔隙发育,这是储层物性变好的一个重要原因。关键词:迪那2气田;砂岩储层;库车坳陷;塔里木盆地中图分类号:TE122.2 文献标识码:A 文章编号:167221926(2009)0120086208 近年来塔里木盆地油气勘探进展很快,无论是在海相碳酸盐岩领域,还是在陆相砂岩领域,均取得了巨大进展,发现了一批大型油气田[1210]①。迪那2气田是塔里木盆地继克拉2气田发现之后又一新的重大发现,是一个1000亿m 3
以上的大型煤成气气田。迪那2气田的发现,进一步证实了库车前陆盆地属于一个富气盆地[11214]。因此对其开展石油地质领域的研究,对于深入认识库车盆地石油地质结构及油气富集规律具有重要意义。
1 迪那2气田概况
迪那2气田位于新疆天山山脉南麓的库车县境内,地面海拔在1600～2000m 之间,地面山体主要为古近系和新近系褐色泥岩出露,多呈锯齿状和单面山,倾角为30°～40°,地形起伏剧烈,最大相对高差可达300m 。
迪那2气田的发现井为迪那2井,该井于2000年8月开钻,2001年4月29日钻至4875.59m (揭
开新近系吉迪克组底砾岩段约1.59m )发生了井喷,初期喷高约55m 。井喷控制后对4597.44～4875.59m 井段进行了测试求产,油嘴为32.77mm ,油压为14.4M Pa ,获得高产工业油气
流,日产气2182787m 3、日产油145.2m 3。之后在迪那2井东部又部署了迪那201井和迪那22井、202井3口评价井,4口井在吉迪克组底砂岩段与
古近系砂岩段均获高产工业油气流,于2002年10月东部上交探明地质储量、西部上交控制储量。
迪那2气田从上至下钻揭的地层有第四系、新近系、古近系、白垩系。新近系发育有库车组、康村组、吉迪克组,古近系发育苏维依组、库姆格列木群。含气层系主要为古近系苏维依组、库姆格列木群。
2 迪那2气田构造地质特征
2.1 区域构造特征
迪那2气田区域构造上属于塔里木盆地北部库
第20卷第1期2009年2月天然气地球科学NATURAL GAS GEOSCIENCE Vol.20No.1Feb. 2009
车前陆盆地,该盆地可以进一步划分为4个构造带和3个凹陷,4个构造带由北至南分别为北部单斜带、克拉苏—依奇克里克构造带、秋里塔格构造带和南部斜坡带;3个凹陷从西向东分别为乌什凹陷、拜城凹陷和阳霞凹陷。迪那2气田位于秋里塔格构造带东部迪那—东秋构造区带上,东邻阳霞凹陷,西接拜城凹陷,北西以迪那北断层与吐孜洛克构造带、依南构造相隔,南面以东秋里塔格大断裂与阳霞凹陷相隔。秋里塔格构造带是库车前陆盆地中部的一个弧形构造带,呈近东西向展布。其中部褶皱冲断隆起较高,向东逐渐倾伏,分割了拜城、阳霞凹陷,迪那2气田位于该倾伏端。秋里塔格构造带东段(东秋
里塔格构造带)吉迪克组发育一套膏泥岩、盐岩层,其成为一区域构造滑脱面,滑脱面上、下为2个构造层。盐下中新生界构造层发育断层转折褶皱、双重构造,构造相对完整,保存条件好,迪那构造即为吉迪克组盐下构造;盐上构造层多发育滑脱、传播褶皱,构造成排成带分布。
秋里塔格构造带东段,发育2条北倾的逆冲大断裂,一条是发育并定型于喜马拉雅期的迪那北断裂;另一条是东秋里塔格大断裂,该断裂在燕山期开始发育,喜马拉雅期继续活动,喜马拉雅末期定型。这2条断裂不仅控制了东秋里塔格构造带的构造格局,也控制了迪那构造的形成(图1)
。
图1 库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置(图中红框所示)
2.2 断裂特征
迪那2气田主要受南北2条逆冲推覆断层控制。南部的东秋里塔格断裂是控制迪那2构造推覆体的主控断层,北部的迪北断裂把迪那推覆体切割为二,断层下盘为迪那构造。除以上2条主控断层外,在构造南翼还发育一条东秋里塔格断裂的派生断层,即迪南断裂。东秋里塔格断裂为北倾的逆断裂,走向为北东东向,研究区内延伸长度为45km 左右,断距为400～700m ,断开层位从三叠系断至新近系吉迪克组,向下消失于基底滑脱面,向上消失于新近系吉迪克组盐岩、膏泥岩之中,断面呈上部平缓、中部陡、下部平缓的台阶状迪北断裂为北倾的逆断裂,走向为北东东向,研究区内延伸长度为45km 左右,断距为200～400m ,断开层位从三叠系断至新近系吉迪克组,向下与东秋里塔格断裂相接合为一体,向上消失于新近系吉迪克组盐岩、膏泥岩之
中,断面从上到下逐渐变陡,断面倾角为30°～45°
(图2)。
东秋里塔格、迪北、迪南3条主要断裂横向一致性较强,平面组合可靠性较高,平面展布特征基本一致,东秋里塔格断裂、迪北断裂北东东向展布横贯整个研究区,迪南断裂延伸相对较短,西段与东秋里塔格断裂、迪北断裂近于平行,向东在东秋里塔格断裂走向突变处与之相交。2.3 圈闭特征
迪那2气田包括2个井区,其中迪那2号构造为受南北2条倾向相同的逆冲断层所夹持的一个东西向展布的长轴背斜,背斜东西长为26.8km ,南北宽为3.55km ,长宽比为7.6∶1,背斜面积为78.8km 2,幅度为375m ,高点海拔为-3125m 。背斜由东、西2个高点组成,东高点为构造的最高点,东、西高点高差约150m ,长轴走向在东、西2个
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图2 迪那2气田断裂系统南北剖面示意
高点之间有明显变化,2高点基本呈雁列展布。
迪那2号构造高点从浅到深基本没有发生偏移,东高点位置在INL IN E667和CROSSL IN E609交点处,高点位于迪那22井以北约500m处;西高点位置在INL IN E1263和CROSSL IN E680交点处,位于迪那201井西南约6250m处。迪那2构造东、西分别为迪那1号构造和东秋5号构造,与迪那1号构造之间的鞍部位于INL IN E2049线附近,与东秋5号构造之间鞍部位于INL IN E259线附近。迪那1号构造的面积为34.5km2,幅度为300 m,高点海拔为-3900m。空间上,迪那1号、迪那2号构造位于东秋里塔格断裂之上,隐伏于迪北断裂之下,构造两翼基本对称,北翼地层倾角为15°～35°,南翼地层倾角为22°～40°。东高点地层倾角大,梯度陡,西高点相对平缓。
3 迪那2气田地层与沉积特征
3.1 地层发育特征
迪那2气田含气层系主要为古近系苏维依组、库姆格列木群。
苏维依组钻厚184～218.5m,从上至下细分为第一、第二、第三岩性段。第一岩性段(E223s1)钻厚68～95.5m。上部以褐色粉砂岩、细砂岩为主,夹薄层泥岩、粉砂质泥岩,下部发育2套厚层状杂色砾岩、砂砾岩、含砾砂岩,特别是底部的砾岩呈高电阻率、低自然伽玛的特征,对比性好。第二岩性段(E223s2)钻厚78～108m。中上部以高电阻率、低自然伽玛的砾岩、含砾砂岩发育为特征,下部泥岩较发育。底部为一套厚12～14m、分布稳定的褐色泥岩、粉砂质泥岩。第三岩性段(E223s3)钻厚21～29.5 m。以褐色粉砂岩、细砂岩为主,偶夹薄层褐色粉砂质泥岩。厚度稳定,砂岩集中发育,上下均为一套较稳定的高自然伽玛泥岩,电性上自然伽玛呈槽状,特征明显,是对比标志层之一。
库姆格列木群钻厚146～192m,从上至下为第一、第二、第三岩性段。第一岩性段(E122km1)钻厚33～49.5m。以褐色泥岩为主,夹少量薄砂层,是良好的隔层。电性上自然伽玛呈块状高值特征,电阻率曲线起伏不大。第二岩性段(E122km2)钻厚84.5～117m。上部为杂色砾岩、砂砾岩与褐色粉砂岩、细砂岩、泥岩互层,中下部以褐色粉砂岩、细砂岩为主,与薄层—中厚层状褐色泥岩不等厚互层。底部为一套厚15m左右、稳定分布的褐色泥岩、粉砂质泥岩,电性上自然伽玛呈块状高值,电阻率曲线为槽状,特征明显,也是良好的隔层。第三岩性段(E122km3)钻厚21～47.5m。本段是砾岩、砂砾岩发育段,电性上表现为低自然伽玛、高电阻率的特征,底部为一套电性上呈低自然伽玛、高电阻率特征的膏岩、泥膏岩、灰质角砾岩,电性特征明显,与下伏白垩系砂岩的低电阻率特征分界清楚,是区域地层对比标志层。
总体上古近系储层段呈现西厚东薄的沉积特点。单井中DN22B1井最厚,钻遇地层厚度为418.5m,迪那11井最薄,钻遇地层厚度为334m。其中古近系苏维依组第一岩性段地层厚度在50～95.5m之间,地层总体上从东到西增厚,于DN225
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井处较薄,为50m。苏维依组第二岩性段地层厚度在78～108m之间,地层厚度在迪那22井最薄,为78m;苏维依组第三岩性段地层厚度在17～29.5m 之间,地层厚度相对比较稳定。古近系库姆格列木群第一岩性段地层厚度在24.5～49.5m之间,本段在该气田范围内为区域干层,只在迪那11井有2.5m有效储层;库姆格列木群第二岩性段地层厚度在84.5～135m之间,地层从东到西增厚;库姆格列木群第三岩性段地层厚度在21～47.5m之间,在迪那22井处较薄,在迪那11井处最薄,厚度仅为21m。
3.2 沉积相类型及主要储层沉积微相特征
古近系以扇三角洲、湖泊相沉积为主,局部发育泻湖相。古近纪沉积时,气候干旱炎热,盆地北高南低,地形较陡,沉积物快速堆积,扇三角洲沉积发育,北部发育多个扇体,自北部物源区向南部的沉积区,依次为扇三角洲平原、扇三角洲前缘、滨浅湖亚相,总体上沉积物粒度变细,厚度变化不大。沉积以粗粒和细粒沉积在垂向上交互出现为特征,由下而上为泻湖—扇三角洲—湖泊—扇三角洲—湖泊—扇三角洲—湖泊—扇三角洲相的相序组合为特征,是构造阶段性、多期性活动和水体振荡性变化的结果,根据岩性特征古近系共划分出6个岩性段,各岩性段分布稳定,沉积相变化不大。迪那2气田古近系储层主要沉积微相有:水下分流河道、河口坝、滨湖席状砂、辫状河道等微相。
4 迪那2气田储层特征
4.1 储层岩石类型
古近系储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,其次为含砾砂岩、砂砾岩,少量砾岩储层。
根据单井电测资料统计,古近系苏维依组第一岩性段单井钻遇砂砾岩厚度在37.5～60m之间,砂地比在58.6%～76.4%之间,平均砂地比为60%,单砂体厚度在0.5～15m之间;第二岩性段单井钻遇砂砾岩厚度在21～52m之间,砂地比在25.3%～53.6%之间,平均砂地比为30%,单砂体厚度在0.5～10m之间;第三岩性段单井钻遇砂砾岩厚度在17～25.5m之间,砂地比在55.6%～94.4%之间,平均砂地比为80%,单砂体厚度在1～23.5m之间。
古近系库姆格列木群第一岩性段单井钻遇砂砾岩厚度在0～12m之间,砂地比在0～29.6%之间,平均砂地比为10%,单砂体厚度在0.5～4m之间;第二岩性段单井钻遇砂砾岩厚度在27～45.5m之间,砂地比在24.2%～65.1%之间,平均砂地比为40%,单砂体厚度在0.5～14.5m之间;第三岩性段单井钻遇砂砾岩厚度在13～31.5m之间,砂地比在51.1%～71.4%之间,平均砂地比为60%,单砂体厚度在0.5～22.5m之间。
4.2 碎屑组分特征
在细砂岩碎屑成分中,石英含量为25%～29%,平均为27%;长石含量为10%～21%,平均为15%,以钾长石为主,次为斜长石;岩屑含量较高,为54%～62%,平均为58%,以岩浆岩岩屑含量最高,岩石类型以岩屑砂岩为主,次为长石岩屑砂岩(图3)。粉砂岩陆源碎屑成分以石英为主,次为岩屑及长石。碎屑颗粒呈次棱—次圆状,分选中等—好,呈点—线接触。以孔隙式胶结为主,基底式胶结为辅。储层总体具有结构成熟度中等偏高、成分成熟度较低的特点。
纵向上,自下而上石英含量逐渐增加,岩屑含量逐渐降低;平面上自东向西石英含量增加,岩屑含量降低
。
图3 迪那2气田古近系砂岩成分三角关系
Ⅰ石英砂岩;Ⅱ长石石英砂岩;Ⅲ岩屑石英砂岩;Ⅳ长石砂岩;
Ⅴ岩屑长石砂岩;Ⅵ长石岩屑砂岩;Ⅶ岩屑砂岩
4.3 储集空间特征
4.3.1 孔隙类型及特征
古近系砂岩储层孔隙类型以原生粒间孔为主,次为粒间及颗粒溶孔、微裂缝、微孔隙(图4)。从图4可以看出,迪那2气田古近系储层的储集类型属于孔隙型储层。裂缝对储层的储集性能贡献很小,但可以提高储层的渗透性。
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图4 迪那2气田孔隙类型频率分布
剩余原生粒间孔:占储集空间的46%～73%,孔隙多呈不规则状。
粒间溶孔:占总储集空间的21%～34%,主要是方解石、方沸石等胶结物溶解形成,次为石膏胶结物溶蚀孔,溶蚀作用常沿矿物解理缝进行。
颗粒溶孔:占总储集空间的3%～8%,被溶蚀的颗粒多为长石、中酸性火山岩岩屑和灰岩岩屑,这类孔隙形态不规则,分选较差。
微孔隙:占总储集空间的1%～10%,包括基质的微孔隙和粘土矿物晶间孔及碎屑颗粒表面微孔隙。
微裂缝:本区有少量微裂缝,主要为构造缝和泥砾收缩缝,缝宽一般小于0.3μm,对孔隙起到了良好的沟通作用。
根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜资料分析认为:储层的孔隙组合类型与岩性关系较为密切,粉砂岩、中—细砂岩,含砾砂岩的剩余原生粒间孔、粒间溶孔等孔隙类型较为发育;而泥质粉砂岩、含泥粉砂岩、灰质和膏质粉砂岩、砂砾岩中由于填隙物含量高,孔隙不发育,构造缝、成岩收缩缝的相对含量就变高。
4.3.2 孔隙结构特征
铸体薄片分析表明:古近系砂岩储层孔径中等,分布区间为10～60μm,以细孔类型为主,次为微孔隙和中孔隙,少见粗孔隙。孔隙配位数一般为1～3,面孔率变化较大,一般为5%左右。
古近系储层排驱压力值较高,分布范围为0.009～13.82M Pa,平均值为2.81M Pa,主要分布区间为0.1～1.8M Pa,其次为2～5M Pa。中值压力也普遍较高,平均值一般大于5M Pa,尤其是E122km2,甚至无法检测到其值,反映对油气的渗流能力较差。
Ⅰ类:岩石孔隙度大于等于12%、渗透率大于1×10-3μm2;平均孔喉半径大于0.5μm,排驱压力
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小于等于0.1M Pa,主要连通孔喉半径一般大于0.63μm,分选系数介于0.144～1.142之间,毛管压力曲线水平的“平台”明显,孔喉分选好,主要为中小孔、中细喉,连通性较好。粉砂岩、细砂岩具有此种孔隙结构,孔隙组合为粒间溶孔—剩余原生粒间孔组合;该类型孔喉结构发育在迪那2井区E223s1、E223s3及迪那1井区E223s1砂岩。
Ⅱ类:岩石孔隙度为9%～12%、渗透率为(0.1～1)×10-3μm2;平均孔喉半径为0.5～0.1μm,排驱压力为0.1～1M Pa,主要连通孔喉半径为0.25～0.63μm,分选系数为0.007～1.2,孔喉分选较好,主要为小孔、细喉,连通性较好;粉砂岩、细砂岩及部分含砾砂岩具有此种结构,孔隙组合类型为粒间溶孔—粒内溶孔—剩余原生粒间孔组合,主要孔隙连通性中等;该类型孔喉结构多发育于迪那2井区E223s1、E223s3砂岩。
Ⅲ类:岩石孔隙度为6%～9%、渗透率为(0.05～0.1)×10-3μm2;平均孔喉半径介于0.1～0.06μm之间,排驱压力为1～8M Pa;主要连通孔喉半径介于0.06～0.25μm之间,分选系数介于0.02～1.63之间,孔喉分选较差,主要为小孔、细喉,孔隙连通性中—差;含灰细砂岩、灰质粉砂岩、含砾砂岩具有此特征,主要孔隙组合为粒间溶孔—粒内溶孔组合;该类型孔喉结构多见于E223s2、E122km2、E122 km3砂岩。
Ⅳ类:岩石孔隙度小于6%,渗透率小于0.05×10-3μm2;排驱压力为大于8M Pa,主要连通孔喉半径小于0.063μm,平均孔喉半径小于0.06μm,分选系数介于0.004～4.93之间,孔喉分选差,主要为微孔、微喉,孔隙连通性差;含泥粉砂岩、泥质粉砂岩、部分砂砾岩具有此类结构,孔隙组合为粒内溶
孔—微孔隙—微裂缝组合;该类型孔喉结构多见于E223s2、E122km2、E122km3及迪那102井E223s1砂岩。
苏维依组平均孔喉半径和最大孔喉半径最大,平均值分别为0.4μm和1.27～5.25μm,喉道以中、小型为主;E122km2平均孔喉半径平均值介于0.06～0.1μm之间,喉道以小型为主。喉道分选系数一般在0.06～0.48之间,最大为4.93,表明孔喉分布局部较均匀。最后结合试井资料综合分析认为迪那2气田为微裂缝孔隙型储层。
4.4 储层物性特征
岩心物性分析表明,古近系储层总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层,且非均质性强,纵向上储层变化较大,E223s1、E223s3砂层组储集性能相对较好,E223s2仅在迪那202井物性较好,库姆格列木群储层较差。
E223s1砂层组:孔隙度平均为8.97%,74%的样品大于6%;渗透率平均为0.99×10-3μm2,集中在(0.01～1)×10-3μm2之间,48%样品渗透率大于0.1×10-3μm2。E223s2砂层组:孔隙度平均为5.07%,集中分布在2%～6%之间;渗透率平均为0.43×10-3μm2,集中在(0.1～1)×10-3μm2之间。E223s3砂层组:孔隙度平均为7.07%,分布较分散,没有明显峰值,在4%～6%及8%～12%区间占比例稍高些;平均渗透率为1.1×10-3μm2,80%的样品集中在(0.1～1)×10-3μm2之间。E122km2砂层组:孔隙度平均3.15%,84%的样品孔隙度集中在2%～6%之间;平均渗透率为0.09×10-3μm2,80%的样品集中在(0.01～0.1)×10-3μm2之间。E122km3砂层组:孔隙度平均为4.7%,57%样品孔隙度集中在4%～6%之间;平均渗透率为0.05×10-3μm2,90%的样品集中在(0.01～0.1)×10-3μm2之间(表1)。
表1 迪那2气田古近系各砂层组岩心物性统计
物性孔隙度(%)渗透率(×10-3μm2)
层位砂层组最大最小平均值最大最小平均值
苏维依组
库姆格列木群
E223s116.16 1.888.9732.70.0060.99 E223s212.39 1.13 5.07 4.570.060.43 E223s314.57 1.57.0715.20.01 1.11 E122km17.05 1.03 3.15 2.480.010.09 E122km210.1 1.0 4.90.620.010.09 E122km38.1 1.8 4.70.180.010.05
从孔隙度的分布看,E223s3、E122km2孔隙度分布基本属于众数偏大值的正态分布,相对其他各段较均匀,反映储层主要由单一孔隙结构的砂岩组成,孔隙成因简单;E223s1、E223s2段孔隙度分布频带较宽,峰值不突出,孔隙结构多样;从渗透率的分布看, E223s1—E223s3的储层渗透率分布呈近似正态分布,渗
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透性能好于其他几段,库姆格列木群渗透率的分布与孔隙度分布一致,主要是由细孔细喉的储层构成。
根据储层横向预测结果,结合单井测井解释,迪那2气田古近系各岩性段储层砂体厚度、有效孔隙度、渗透率空间分布特征如下:
苏维依组第一岩性段:孔、渗变化范围较小,孔隙度介于9.4%～11.0%之间,渗透率介于(0.2～1.2)×10-3μm2之间。构造轴部高,翼部低,高值区位于迪那22井北部及迪那202井东北部,低值区位于研究区西北部。
苏维依组第二岩性段:有效孔隙度变化规律为南翼低,北翼高,在迪那203井附近及迪那22井附近各存在一个相对的低孔区,有效孔隙度均为8.2%,向北逐渐升高,最高为9.2%。在含气范围内,有效孔隙度变化较小,变化值为1%。渗透率平面展布规律表现为西高东低,相对高渗区位于迪那204井附近,最高渗透率为0.75×10-3μm2,相对低渗区位于迪那202井附近,最低渗透率为0.25×10-3μm2。
苏维依组第三岩性段:构造主体部位为高值区,南北为相对低值区,物性最好的在迪那201井附近,孔隙度在8.5%～11.5%之间,渗透率在(0.5～1.5)×10-3μm2之间。
库姆格列木群第二岩性段:整体表现为南高北低的特点,孔隙度介于6.0%～8.2%之间,渗透率介于(0.2～0.5)×10-3μm2之间。
4.5 储层控制因素分析
古近系储层主要受沉积相带控制,成岩作用影响主要是压实和胶结作用。
4.5.1 沉积作用对储层储集性能的影响
古近系不同相带储层物性变化十分明显(表2)。扇三角洲前缘的水下分流河道、席状砂微相沉积的砂体不仅厚度大,且平面展布广,砂岩分选性好、磨圆度较高,成分和结构成熟度较高,物性好;而扇三角洲平原亚相砾(砂)质辫状河道、泥石流沉积的砂体,砂、泥、砾混杂堆积,分选性和磨圆度均差,储集砂体的物性差。
表2古近系不同沉积微相岩心分析物性统计
沉积相孔隙度(%)
微相平均值最大值最小值平均值渗透率(×10-3μm2)
最大值最小值
样品数
水下分流河道9.4114.57 2.16 2.2915.20.01966席状砂10.6516.16 2.11 1.8832.70.006116分流间湾 4.28 6.67 2.450.030.1990.00641辫状河道 3.9812.63 1.930.1 1.170.00715
4.5.2 成岩作用对储集性能的影响
古近系储层成岩阶段总体达中成岩A亚期。成岩作用的类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等,对储集性能有影响的主要是压实作用、胶结作用、溶蚀作用。迪那2气田古近系埋藏较深,压实强度中等,压实减孔量一般为18%～29%,平均为23.5%。相比而言,砾岩、砂砾岩分选差,岩屑含量高,抗压实能力弱,减孔量高;主力储集岩粉砂岩及细砂岩结构、成分成熟度均高,压实作用弱,减孔量小。此外,砾岩、砂砾岩岩屑含量高,灰岩岩屑压溶作用形成较多的碳酸盐胶结物;因此细砂岩、粗粉砂岩物性最好,砂砾岩、砾岩物性最差。
胶结作用与沉积相带关系密切。古近系沉积时气候炎热干燥,属于典型的碱性环境,非常有利于早期碳酸盐岩的形成,而沉积时砂砾岩、含砾砂岩原始孔隙发育,地下水活跃,碳酸盐胶结物含量高,为碳酸盐碎屑在成岩过程中压溶再沉淀而成。古近系碳酸盐胶结物发育,胶结作用强,一般为3%～15%,胶结物含量与物性呈明显负相关。
迪那2气田古近系砂岩溶蚀作用较强,次生孔隙发育。溶蚀作用是储层物性变好的重要原因之一,增孔量一般为0.5%～3%。主要表现为胶结物如方解石、石膏和长石、岩屑颗粒的部分溶蚀或全部溶蚀。溶蚀作用改善了储层孔隙结构,形成超大孔、伸长孔,使得孔隙分选性明显变差。
5 结论
(1)迪那2气田主要受南北2条逆冲推覆断层控制,南部的东秋里塔格断裂是控制迪那2构造推覆体的主控断层,北部的迪北断裂把迪那推覆体切割为二,断层下盘为迪那构造,因此迪那2号构造为受南北2条倾向相同的逆冲断层所夹持的一个东西向展布的长轴背斜。
(2)迪那2井区气层主要分布在苏维依组第一、
29
天 然 气 地 球 科 学Vol.20
第二、第三岩性段及库姆格列木群第二岩性段,以扇三角洲沉积为主,主要沉积微相有:水下分流河道、河口坝、滨湖席状砂、辫状河道等微相。储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,其次为含砾砂岩、砂砾岩,少量砾岩储层。
(3)储层孔隙类型以原生粒间孔为主,次为粒间及颗粒溶孔、微裂缝、微孔隙,迪那2气田为微裂缝孔隙型储层,总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层,且非均质性强,纵向上储层变化较大。
(4)储层主要受沉积相带控制,储层成岩阶段总体达中成岩A 亚期。成岩作用的类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等,对储集性能有影响的主要是压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中溶蚀作用较强,使次生孔隙发育,这是储层物性变好的一个重要原因,增孔量一般为0.5%～3%,主要表现为胶结物如方解石、石膏和长石、岩屑颗粒的部分溶蚀或全部溶蚀。溶蚀作用改善了储层孔隙结构,形成超大孔、伸长孔,使得孔隙分选性明显变差。
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G eologic Characteristics and Sedimentary R eservoir of Dina 2G as Field in K uche Depression
YAN Wen 2hao 1,L I Jian 2ming 1,WAN G Dong 2mei 2,HAN Hai 3
(1.Dina W ork Zone of Gas De partment ,Pet roChina T arim Oil Fiel d Com pany ,Korla 841000,China;
2.S taf f de partment of Pet roChina Tarim Oil Fiel d Com pany ,Korla 841000,China;
3.S taf f T raining Cent re of Pet roChina Tari m Oil Fiel d Com pany ,Korla 841000,China )
Abstract :Dina gas field is a large gas reservoir wit h t he proved reserves in 2006of more t han one hundred billion cubic meters in Kuche dep ressio n ,and it s gas 2bearing layers are Suweiyi Formation and Kumugeli 2emu Group of Palaeogene age.It is believed t hat Dina 2gas field is a long E 2W 2trending axis anticline con 2t rolled by t he nort h and sout h t hrust fault s.The reservoir rocks are mainly silt stone and fine sand stone ,and t he types of pore are mainly primary intergranular pores ,to a lesser extent ,p rimary solution pores ,microfissures and micropores.In general ,t he reservoir is of low porosity and low permeability or ext ra low permeability wit h st rong heterogeneity.The reservoir is mainly cont rolled by sedimentary facies ,and it s diagenetic stage is in t he period of middle diagenesis subage https://www.wendangku.net/doc/399526086.html,paction ,cementation and solution are t he main influence factors of reservoir property.Wit h intense solution ,secondary pores are developed ,and t he reservoir get s better.
K ey w ords :Dina 2gas field ;Sand reservoir ;Kuche depression ;Tarim basin.
39 No.1 颜文豪等:库车坳陷迪那2气田地质特征与沉积储层研究
张光武资料盆地库车坳陷勘探失利与对策研究.doc
**盆地库车坳陷天然****失利分析与对策研究 张光武*郑德文谢增业张福东 （中国****开发科学研究院廊坊分院**廊坊065007） 摘要：本文对**盆地库车坳陷圈闭钻探失利因素进行了全面分析，系统总结了五方面失利原因：（1）圈闭受到“通天断层”的直接破坏或与“通天断层”相连通的其它断层的间接破坏，圈闭顶部“开花”，使圈闭受高压挤压之下成为无法聚集天然**的无效圈闭；（2）圈闭不落实，或根本不存在圈闭，受地表复杂条件、地表构造、地下膏盐层厚度纵横向变化大的影响，地震处理、解释为假构造，造成钻探失败；（3）圈闭虽然落实，但构造高点不准，探井不能打在圈闭的最佳位置，造成探井打在圈闭之外；（4）圈闭虽然存在，但缺乏有效储盖组合，圈闭不能有效储集天然**而成为无效圈闭；（5）重要探井因工程事故原因导致探井未钻达目的层被迫提前完钻。在分析圈闭钻探失利原因基础之上，提出了五个相应的**对策：（1）紧紧依靠科技进步，深化库车山地地震**技术攻关，进一步完善山前地震**配套技术；（2）进一步创新思路，完善适合库车地区的地震解释模型和构造地质模型；（3）加强第三系、白垩系储层分布与预测研究工作，确保探井钻遇最好储层；（4）加强库车坳陷圈闭评价与优选工作，确保**取得重大发现；（5）大力加强山前钻井工程配套技术攻关，打破制约**的瓶颈。 关键词：冲断-褶皱带天然** 圈闭断层地震** 储盖组合储层物性 **盆地库车坳陷冲断-褶褶皱带1958年钻探发现了依奇克里克**，此后**一直没有取得突破。1993年重上库车坳陷以来，相继钻探了东秋5、亚肯3、克参1、大宛1等井。1995年**取得突破，发现了大宛齐浅层**；1998年**取得重大突破，发现了克拉2大**田和克拉3、依南2含**构造，此后又相继发现了迪那2大**田、大北1大**田和乌什2含**构造等（图1）。**实践和研究结果表明，库车坳陷中、新生界****聚集主要受背斜圈闭控制，天然**主要富集在冲断-褶皱带逆掩推覆体之下的隐伏背斜中。库车坳陷冲断-褶皱带构造圈闭多、成排成带展布，成藏条件优越，天然**资源十分丰富，克拉苏和秋里塔格是天然**最富集的构造带，具有再次发现千亿m3大**田的可能，通过进一步加强**，还会发现一批大**田。但是，前陆冲断带地质构造复杂，**工程难度大，也导致失利探井多。因此，为了避免**少走弯路，加快**进程，有效缩短大**田发现周期，提高**成效，有必要对库车坳陷**失利原因进行总结分析。 *张光武（1964-），男，工程师；1993年毕业于江汉**学院地质**专业；现在****开发科学研究院廊坊分院工作，长期从事天然****规划研究工作者。地址：（065007）**省院廊坊市万庄44号信箱天然**地质所。电话：（010）69213455
2010塔里木库车坳陷新生代盐构造解析及其变形模拟
中国科学: 地球科学 2010年第40卷第12期: 1655 ~ 1668 https://www.wendangku.net/doc/399526086.html, https://www.wendangku.net/doc/399526086.html, Terrae, 2010, 40: 1655—1668 《中国科学》杂志社SCIENCE CHINA PRESS 论文 塔里木库车坳陷新生代盐构造解析及其变形模拟 汪新①*, 王招明②, 谢会文②, 李世琴③, 唐鹏程①, 尹宏伟④, 李勇②, 黄少英② ① 浙江大学地球科学系, 杭州 310027; ② 中国石油塔里木油田分公司, 库尔勒 841000; ③ 西南石油大学资源环境学院, 成都 610500; ④ 南京大学地球科学与工程学院, 南京 210093 * E-mail: wx@https://www.wendangku.net/doc/399526086.html, 收稿日期: 2010-04-20; 接受日期: 2010-08-22 国家科技重大专项(编号: 2009ZX05009-001)和中国石油科技创新基金(编号: 2008D-5006-01-05)资助 摘要塔里木盆地北缘库车坳陷新生代盐构造为油气聚集提供了丰富的圈闭和良好的盖层, 是我国重要的油气勘探目标. 通过详细的野外地质观测和二维、三维地震反射剖面解析, 结合物理模拟实验和离散元数值模拟, 发现库车坳陷发育三层结构的挤压冲断型盐构造: 盐上层逆冲断层和褶皱、盐岩塑性流变形成的盐丘和盐背斜和盐下层构造. 盐岩聚集于拜城凹陷南北两侧, 盐下构造发育于拜城凹陷北侧, 盐上构造向南传播的更远, 盐上层与盐下层的构造形态和高点存在较大的差异, 它们没有一一对应的关系. 库车坳陷盐构造分为两个阶段: 渐新世-中新世库车坳陷构造变形微弱, 天山山前的重力(沉积)差异负载导致盐岩发生塑性流变, 由山前向盆地流动, 形成刺穿型盐丘、盐株; 上新世库车坳陷受到强烈挤压, 发生大规模逆冲推覆, 早期的盐底辟构造演变为盐席断层推覆体, 形成大型盐撤凹陷、外来盐席和整合型盐背斜. 盐岩边界、区域构造应力变化、差异负载(沉积负载和局部构造负载)是影响库车坳陷盐构造的三个主要因素. 关键词 塔里木盆地 库车坳陷 盐构造 新生代 物理和离散元数值模拟 塔里木盆地北缘库车坳陷新生代沉积厚层膏盐岩, 在重力、浮力和挤压应力联合作用下, 膏盐岩及其周围岩层发生形变, 形成复杂盐底辟构造和断裂褶皱, 为油气运移提供了通道与驱动力, 又为油气聚集提供了丰富的圈闭和良好的盖层. 然而库车坳陷盐构造地质结构复杂, 膏盐岩的不规则外形和密度非均质性造成地震成像差, 加上膏盐岩的地震传播速度比沉积碎屑岩要快, 对盐下层地震反射形成屏蔽和干扰; 另外, 膏盐岩的塑性流变对上、下地层构造变形产生极大影响, 造成盐上层和盐下层发生拆离变形, 增加了精确厘定盐下层构造的难度. 近年来库车山地地震采集和处理技术得到改进, 获得高质量的二维、三维反射地震资料, 为识别和研究盐构造提供了坚实的基础, 库车坳陷盐构造研究与油气勘探获得重大进展, 发现一批大中型油气田. 库车坳陷盐构造成为构造地质研究和油气勘探的热点, 与盐 引用格式: Wang X, Wang Z M, Xie H W, et al. Cenozoic salt tectonics and physical models in the Kuqa depression of Tarim Basin, China (in Chinese). Sci Sin
碳酸盐岩储层评价技术综述
碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础，结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等，从测井角度综合评价含油气储层，查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司，对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等，在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家，形成了多项特色评价技术。 （一）储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性，它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数，借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法，有针对性地改进了均质性储层参数评价方法，形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理： 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强，孔隙结构复杂，常规的孔隙不能完全反映储集性能，岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构，充分了解岩石的岩性、物性特征，用岩心刻度测井，分析储层电性特征，结合录井、试油资料，确定储层的含油性，只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。
u技术特点： 以岩石物理研究为坚实基础，确定岩性、物性特征，以测井资料为主，结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围： 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例： 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例，通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型，通过岩心刻度测井，分析测井响应特征，结合录井和试油资料分析储层的流体性质。
碳酸盐岩储层成因类型研究
碳酸盐岩储层成因类型研究 摘要：中国碳酸盐岩油藏储层研究始于70年代以后，胜利、华北和辽河油田等三十多个碳酸盐岩油气藏的相继发现，使得国内油气田研究进入了一个新的勘探开发领域。国内广泛地分布着碳酸盐岩地层，已发现的具有工业性油气流的沉积盆地包括塔里木、四川、柴达木、鄂尔多斯、珠江口、渤海湾、苏北等盆地。地层层序上从元古界地层到新生界地层除少数几个层系以外，都发现了具有工业性油气流的地层。业界对于碳酸盐岩储层的成因类型见仁见智，各执一词。因此，本文在深入解读前人研究成果基础上，对碳酸盐岩储层成因类型的各家观点进行了归纳和总结。 关键词：碳酸盐岩油藏储层成因类型归纳总结 1 、碳酸盐岩储层成因分析 控制碳酸盐岩储层形成的主控因素有构造运动、沉积相带、成岩作用和白云岩化四种。 ①构造运动 构造运动对碳酸盐岩具有控制作用，构造环境决定了储集体的类型与展布特征。构造作用对碳酸盐岩储层形成的主要贡献之一是形成了两个不整合面。在不整合面附近,碳酸盐岩遭受大气淡水淋滤,形成了大量的储集空间,为油气的聚集提供了极为有利的场所。构造作用的另一个作用是形成了大量的裂缝系统,这些裂缝系统不仅可以直接作为储集空间,更为重要的是它们还可以为埋藏期酸性流体的渗流提供通道,使酸性流体对业已存在的缝洞系统进行溶蚀扩大、重新配置,在局部地方形成优质储层。 ②沉积相带 沉积相带是碳酸盐岩储层的主控因素之一，沉积层序着孔洞的发育。沉积相对储层形成的控制作用主要是通过沉积作用来进行的。不同的沉积环境具有各不相同的沉积作用,沉积作用的差异可以产生结构不同,甚至岩性不同的岩石类型,进而控制储层的形成与演化。 ③成岩作用
储层地质学
第七章储层地质模型 在油气田的勘探评价阶段和开发阶段，储层研究以建立定量的三维储层地质模型为目标，这是油气开发深入发展的要求，也是储层研究向更高阶段发展的体现。 现代油藏管理(Reservoir Management)的两大支柱是油藏描述和油藏模拟。油藏描述的最终结果是油藏地质模型，而油藏地质模型的核心是储层地质模型。这也是油藏描述所建立的各类模型中最难的一部分。三维定量储层地质模型的建立是国外近十年来的热门研究课题，无论是在模型的分类及建模方法方面都发展很快。这类模型的建立在我国是近几年来才发展起来的。 储层地质模型主要是为油藏模拟服务的。油藏数值模拟要求一个把油藏各项特征参数在三维空间上的分布定量表征出来的地质模型。实际的油藏数值模拟还要求把储层网块化，并对各个网块赋以各自的参数值来反映储层参数的三维变化。因此，在油藏描述中建立储层地质模型时，也抛弃了传统的以等值线图来反映储层参数的办法，同样把储层网块化，设法得出每个网块的参数值，即建成三维的、定量的储层地质模型。网块尺寸越小，标志着模型越细；每个网块上参数值与实际误差愈小，标志着模型的精度愈高。 第一节储层地质模型的分类 储层地质模型的研究在近十年来发展很快，不同学者从不同方面提出了不同的储层模型类型。 一、按开发阶段及模型精度的分类 在不同的开发阶段，资料占有程度不同，因而所建模型的精度也不同，作用亦不同。据此，可将储层地质模型分为三大类，即概念模型(conceptual model)、静态模型(Static model)和预测模型(Predictable model)(裘亦楠，1991)，体现了不同开发阶段不同开发研究任务所要求的不同精细程度的储层地质模型。 1.概念模型 针对某一种沉积类型或成因类型的储层，把它具代表性的储层特征抽象出来，加以典型化和概念化，建立一个对这类储层在研究地区内具有普遍代表意义的储层地质模型，即所谓的概念模型。 概念模型并不是一个或一套具体储层的地质模型，而是代表某一地区某一类储层的基本面貌，实际上在一定程度上与沉积模式类同，但加入了油田开发所需要的地质特征。图7-1为点坝砂体的储层概念模型——半连通体模式。
碳酸盐岩储层评价方法及标准
碳酸盐岩储层评价 一、储层岩石学特征评价 1、内容和要求 （1）颜色； （2）矿物成分、含量、结构等，其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。 粒屑结构：要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。对鲕粒还应描述内部结构；粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；基质（一般把粒径＜0.032mm的颗粒划为基质＝成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物（亮晶）成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。 礁岩结构：分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小及成因；分析异地堆积的类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布等。 残余结构：确定原结构类型、残余程度，分析成因。 晶粒结构：描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度，确定晶粒大小、各种晶粒的比例。 （3）沉积构造 物理成因构造 a.流动构造：确定类型（冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂），描述形态、大小和排列方向； b.变形构造：确定类型（滑塌构造、水成岩墙），描述特征； c.暴露构造：确定类型（雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造），描述特征； d.重力成因构造：确定类型（递变层理、包卷构造，枕状构造、重荷模构造），描述特征。 化学成因构造
a.结晶构造：确定类型（晶痕、示底构造），描述特征； b.压溶构造：确定类型（缝合线、叠锥构造）描述特征； c.交代增生构造：确定类型（结核、渗滤豆石），描述特征。 生物沉积构造 a.生物遗迹：确定类型（足迹、爬痕、潜穴、钻孔），描述形态和分布； b.生物扰动构造：确定类型（定形扰动、无定形扰动），描述形态和分布； c.鸟眼构造：描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点，分析成因。 生物—化学沉积构造 a. 葡萄状构造：确定大小、藻的类型，分析成因； b. 叠层石构造：确定大小、藻的类型，分析成因； （4）、沉积层序研究 在单井剖面上划分沉积旋回，确定其性质、大小；分析旋回间的接触及组合关系；在旋回内部划分次级旋回并分析不同级别沉积旋回的成因及控制因素。 建立研究井的沉积层序及单维模式。 2、技术和方法 （1）岩心观察和描述 系统地观察描述岩心的颜色、矿物成分、肉眼可见的沉积结构和构造、古生物类型以及孔、洞、缝发育情况。 （2）岩心实验室分析 岩心薄片鉴定。 酸蚀分析。将岩石制成光面，放入酸液（浓度为23%的醋酸或5%～10%的盐酸）中，作用一定时间后取出，清洗干净，用放大镜或显微镜观察岩石的结构、构造和不溶组分。 揭片分析。将涂有醋酸盐的薄膜覆盖在经酸蚀后的岩石光面上，作用一定时间后揭下该薄膜，在显微镜下观察岩石的结构和构造。 非碳酸盐组分分离。把岩石制成3cm×3cm×0.6cm的样品，放入浓度为20%的醋酸中浸泡，使碳酸盐全部溶解掉，然后在显微镜下观察酸不溶物的成分和特征。 扫描电镜观察。鉴定岩石的矿物成分、超显微结构和构造、超微古生物化石。
储层地质学
第六章储层非均质性 第一节储层非均质性的概念及分类 一、储层非均质性的概念 油气储集层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用及构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在不均匀的变化，这种变化就称为储层非均质性。储层非均质性是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。 储层的均质性是相对的，而非均质性是绝对的。在一个测量单元内(如岩心塞规模)，由于只能把握储层的平均特性(如测定岩心孔隙度)，可以认为储层在同一测量单元内是相对均质的，但从一个测量单元到另一个测量单元，储层性质就发生了变化，如两个岩心塞之间的孔隙度差异，这就是储层非均质的表现。测量单元具有规模和层次性，储层非均质性也具有规模和层次性。一个层次的非均质规模包含若干低一级层次的测量单元(如小层单元包括若干个岩心测量单元)。 另一方面，储层性质本身可以是各向同性的，也可以是各向异性的。有的储层参数是标量(如孔隙度、含油饱和度)，其数值测量不存在方向性问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小相等，换句话说，对于呈标量性质的储层参数，非均质性仅是由参数数值空间分布的差异程度表现出来的，而与测量方向无关。有的储层参数为矢量(如渗透率)，其数值测量涉及方向问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小不等，如垂直渗透率与水平渗透率的差别。因此，具有矢量性质的储层参数，其非均质性的表现不仅与参数值的空间分布有关，而且与测量方向有关。由此可见，矢量参数的非均质性表现得更为复杂。 二、储层非均质性的分类 1.Pettijohn (1973)的分类 Pettijohn (1973)对河流沉积储层按非均质性规模的大小提出了一个由大到小的非均质性分类谱图，划分了五种规模的储层非均质性(图6—1)，即层系规模(100m级)、砂体规模(10m级)、层理规模(1～10m级)、纹层规模(10～100mm级)、孔隙规模(10～100μm级)。 2.Weber (1986)的分类 Weber(1986)根据Pettijohn 的思路，也提出了一种储层非均质性的分类体系(图6－2)。但在他的分类中，不仅考虑储层非均质性的规模，同时考虑了非均质性对流体渗流的影响。他将储层非均质性分为七类： (1)封闭、半封闭、未封闭断层
靖边气田开发层系井网适应性评价
油气开采化 工 设 计 通 讯 Oil and Gas Production Chemical Engineering Design Communications ·63· 第44卷第11期 2018年11月 推广使用。 参考文献 [1] 曹建.试验井口在线投球打压装置的研制[J].中国石油和化工标准与质量，2017，（09）.[2] 贾丽.气体钻井井口抽吸装置的抽吸计算模型[J].西部探矿工程，2017，（10）. 一般井距愈小，井网愈密，开发效果愈好，最终采收率愈高。若井网太密，钻井过多，势必会使经济效益变差，甚至出现负经济效益[1]。因此在确定井网密度时，不仅要考虑国家对石油与天然的需求，还应根据不同油气田的地质特征及各阶段生产特征，从现有技术经济角度出发，合理、科学、经济地部署井网，因而井网密度的经济极限计算必不可少[2]。1 经济极限井网密度与井距 1.1 井网密度与井距计算 本次采用“加三分差法”计算合理实用井网密度S r ，即在经济最优井网密度的基础上，加三分之一经济最优井网密度与经济极限井网密度的差值。 S r =S b +（S m -S b ）/3 （1）式中： S m 为经济极限井网密度，公顷/井；S b 为经济最佳井网密度，公顷/井； 经上述计算得知，油价为40美元/桶时，各层系经济最优、经济极限及合理实用井网密度分别为12.2~21.9well/km 2、35.6~92.2well/km 2、20~45.3well/km 2，对应的经济最优、经济极限井距分别为213.8~286.9m 、104.1~167.6m ，合理实用井距为148.5~223.8m 。 如前所述层系有效厚度下限与井距关系可知，油价2 119元/t （40美元/桶）情况下，当井距大于150m 时，层系有效厚度下限急剧变小；而井距小于130m 时，层系有效厚度下限迅速增大。因此，在考虑最大限度提高砂体井控程度与经济效益的前提下，构造主体部位的合理井距确定为150m 左右。 1.2 实际井网密度与井距 开发方案实施阶段采用350m 井距，正方形井网开发，1999—2003年调整方案实施阶段，进一步调整为150~220m 井距，不规则井网布井，近几年根据气田复杂断块气藏的地质特点，以断块或区块为单元，不断进行局部井网调整与完善。目前气田各开发层系实际井网密度与井距均略大于层系合理 实用值，说明各层系都不可能整体加密，仅有零星加密的余地。进入高含水期，由于气田储层非均质性强，水淹问题日趋严重，若考虑曾经高含水生产的井和注水井，层系实际井网密度基本已低于合理实用井网密度，层系整体加密的潜力已经很小。2 井网控制程度 研究区构造复杂，断层发育，且断块面积小，呈北东-南西向或近东西向条带状分布。通过近几年井网的不断调整，气田已由开发方案阶段的350m 井距，正方形井网，进一步调整为目前的150~220m 井距，不规则井网布井，现行井距和井排方向与断层、断块构造形态基本匹配。 砂体分布较分散，平面纵向上连续性差，规模偏小，开发难度较大。目前钻遇砂体中含油气面积大于0.03km 2的砂体共595个，占砂体总数的25.55%，储量比例为72.84%，现行井距和不规则井网布井方式与砂体延展方向、长度、宽度较匹配，注采连通率较高。 含油气面积小于0.03km 2砂体共计1 734个，储量占总储量的27.16%，目前150~220m 井距下很难进行有效注水开发；单井钻遇的砂体占砂体总数的38.04%，储量占总储量的8.59%，平面上不连续，纵向上不规则重叠，动用难度大。 从油气层分布特点来看，平面上连续性较差，延伸方向基本为北西向，且主要分布在构造高部位，边部少，储量丰度低，储量分布不均。目前油气层系生产井主要集中分布在构造主体较高-高部位，通过不断以断块为单元进行局部加密调整，井网控制程度逐步提高。3 结语 总的来看，综合考虑技术经济因素，各开发层系整体加密的潜力已经很小，目前150~220m 井距，不规则井网布井能较好地适应气田地质特征。 参考文献 [1] 马雯迪.二类油层三元复合驱开发层系优化组合研究[J].内蒙古石油化工，2015，41（22）：115-117.[2] 张武，丁晓军，张勤学，等.花土沟油田主力开发层系地质建模[J].青海石油，2009，27（2）：6-12. 摘 要：科学合理的井网密度应该既能达到储量损失小，最终采收率高，采油气速度较高和开发效果较好，又能取得较好的经济效益。分析了靖边气田开发层系井网适应性，研究表明，合理井距确定为150m 左右，目前井网控制程度较高，加密潜力较低。 关键词：井网调整；开发层系；油气井产能；经济效益中图分类号：TE35 文献标志码：A 文章编号：1003–6490（2018）11–0063–01 Adaptability Evaluation of Well Network in Jingbian Gas Field Development Layer Shi Pei-ming ，Liu Lei ，Dang Xiao-jun Abstract ：Scienti ?c and reasonable well network density should not only achieve small reserves loss ，high ?nal recovery rate ，high oil recovery speed and better development effect ，but also achieve better economic bene ?ts.The adaptability of the development layer of Jingbian gas ?eld is analyzed.The research shows that the reasonable well spacing is about 150m ，and the well network control degree is high and the potential of encryption is low. Key words ：well network adjustment ；layer series of development ；oil and gas well productivity ；economic performance 靖边气田开发层系井网适应性评价 史配铭，刘?磊，党小军 （中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安?710018） 收稿日期：2018–07–12作者简介： 史配铭（1984—），男，甘肃景泰人，工程师，主要从事 油气田钻井工作。
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点：岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 储层非均质程度高。 碳酸盐岩储层描述的主要内容包括沉积相及成岩史、储集空间类型及控制因素、孔隙、裂缝、溶洞、储集空间体系，储层非均质性，储层参数确定及评价等。基本工作流程列入表5．1。 无论是以原生孔隙为主，还是以次生储集空间为主的碳酸盐岩储层，其沉积相及成岩史是这类储层形成和发育的基础。它决定储集类型、孔隙、裂缝、溶洞发育程度和分布、储渗能力、储层非均质性。也是储层层位对比划分的基础和依据。 一、沉积相描述
1．沉积相标志 (1)岩性标志。岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色: 岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 下面在表5．2中列出碳酸盐岩常见的几种颜色反映由氧化到还原环境的 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石(或隐晶质胶凝矿)：海相矿物。 c. 锰结核: 分布于深海、开放的大洋底。 d，天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e. 黄铁矿: 还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒)，礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。
碳酸盐储层特征
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点： ●岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化 学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ●以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 ●成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ●断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ●次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ●储层非均质程度高。 1．沉积相标志 （1）岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色：岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石（或隐晶质胶磷矿）：海相矿物。 c．锰结核：分布于深海、开放的大洋底。 d．天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e．黄铁矿：还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑（颗粒），礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构；粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a．内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b．鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境，水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量，持续搅动，碳酸钙过饱和的环境，核形石（藻包壳）、泥晶套反映浅水环境。 c．分选好，反映持续稳定的水动力条件，反之则反映强水动力条件。 d．磨圆度高反映强水动力环境，反之反映弱水动力环境。 e．颗粒、生屑化石平行排列，尖端方向交错，长轴平行海岸，反映振荡水流。尖端指向一个方向，长轴仍平行海岸线，则为单向水流。 f．用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物／（胶结物+灰泥）在0～1之间，越接近0，水动力越弱，反之越强。 礁岩结构： a．生长结构：原地生长坚硬生物骨架，代表台地边缘生物礁环境。 b．粘结结构：层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱状、锥状藻迭层结构代表潮间～潮下高能环境。 晶粒结构：泥晶代表盆地低能，广海陆棚低能环境。 ④沉积构造。反映水流成因构造： a．沟膜、槽模、递变层理代表浊流环境。
碳酸盐岩储层有效性
一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素 1.渗透率 1.1存在成层渗流的渗透率 对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。将岩体的渗透系数表达为 1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型
多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。 图一 裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。
图二 裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。孔隙压力和岩石类型。根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。 表一
碳酸盐岩储层
世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层，约占全球储量的一半，产量已达到总产量60％以上。在世界范围内，大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中，特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出，分布极广，约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产，如石灰岩、白云岩，以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等，广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛，从震旦系至三叠系均有分布，约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计，我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层，资源丰富，勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明，我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期，是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言，碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点，渗流规律特殊，加之非均质性严重、开发技术不完善，开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来，中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究，形成了成熟的碳酸盐岩配套技术，储层钻遇率大幅度提高，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田，碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代，碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主，发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代，地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用，发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪，随着高精度三维地震技术的发展，深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识，全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里，探井成功率提高了25%。
储层沉积学讲稿(80)
储层沉积学 （试用教材） 罗静兰主编 (博士研究生选修课程，80学时) 2003年1月
绪论 一、储层沉积学基本涵义 沉积学(Sedimentology)是本世纪30年代由沃尔德(Wadell，1932)提出的一个术语，它主要是由沉积岩石学(Sedimentary Petrology)中沉积岩的形成作用中的基础理论部分扩大和发展起来的。而储层沉积学(Reservoir Sedimentology)又是以实用角度从沉积学中派生出来的一个分支，是研究油气储层沉积物(岩)和沉积作用的科学。第十三届国际沉积学大会(1SA，1990)正式应用该术语并引入文献，表明沉积学与油气勘探和开发的关系十分密切，其在阐明生、储、盖层的形成和分布规律等方面具有重要指导作用。沉积学和储层沉积学的基本涵义及主要研究内容是： 1．沉积学是研究沉积物(岩)和沉积作用的科学。包括研究未曾成岩和已经成岩的天然沉积物(岩)，以及它们在自然环境中沉积作用的过程和机理(Reeding，1978)。沉积学作为地质科学中的一个分科，它与流体力学和地层古生物学密切相关，与物理学、化学、海洋学、气象学、水文学和土壤学等也有重要联系。由于有关学科的相互交叉和渗透，以及新技术和新方法的应用，通过对现代沉积物的研究(陆上和水下)和实验模拟，逐渐使沉积学成为一门独立的学科。随着矿产资源，特别是燃料资源(煤炭、石油、天然气、核能等)勘探开发事业的巨大发展，使沉积学从以理论研究为主，逐渐成为一门具有较强应用基础性质的学科。 2．储层沉积学主要是研究碎屑岩储层和碳酸盐岩储层形成、演化、分布及其基本特征(成分、结构、构造等)的一门科学，是沉积学理论与油气勘探开发实践密切结合的结果。一般来讲，石油和天然气生于沉积岩中，也主要储集在沉积岩中，从沉积岩石学、沉积学以及岩相古地理学深化对各类油气储层形成机理的研究，可以为油气勘探开发提供更多的科学依据，因此，储层沉积学的形成和发展有着重要的实际意义。 二、中国油气储集层及其分布概况 我国油气资源丰富，生储类型多样，含油气层系时代分布广，其中又以中－新生代（晚海西～印支阶段、早燕山阶段、晚燕山阶段和喜山阶段）陆相碎屑岩油气藏的形成和演化独具特色，而且形成了—套完整的陆相石油地质学、岩相古地理学、储层沉积学和有机地球化学等理论。含油气层系广布于我国西部和西北部的准噶尔、塔里木、柴达木盆地、吐哈盆地、二连盆地、酒西盆地、鄂尔多斯盆地；东北和华北地区的松辽盆地、渤海湾盆地、华北盆地；西南、东南地区的四川盆地、楚雄盆地、江汉盆地、苏北盆地、北色盆地、南襄盆地；以及我国东南沿海大陆架诸盆地等。 但是也应看到我国陆相地层的油气勘探程度已经较高，而现在已有的几个大油气田(区)，诸如松辽盆地和渤海湾盆地均已进入了高含水阶段，稳产难度越来越大，开发成本越来越高。面临这样严峻的形势，确定新的战略接替区和层系就显得十分重要。与国外相比，我国海相地层的油气勘探程度还比较低，在今后5—15年内必须在海相地层的油气勘探上有重大突破，才有可能增储上产，适应国民经济发展的需要。根据我国石油工业发展除面向国内、同时也面向国外的战略方针，从两方面来看都须要加强海相石油地质学、储层沉积学、有机地球化学等学科的研究和教学。本教材除阐述中一新生代陆相碎屑岩储层形成、分布、评价和预测等内容外，并适当加强了海相碎屑岩、海相碳酸盐岩和特殊岩类储层的形成、分布、评价和预测等基础理论教学内容。
塔里木盆地库车坳陷油气藏形成及油气聚集规律
第 !!卷第"期王振华：塔里木盆地库车坳陷油气藏形成及油气聚集规律 文章编号：#$$#%"&’"（!$$#）$"%$#&(%$" 收稿日期：!$$$%#$%$( 作者简介：王振华（#()*%），男，工程师，主要从事石油地质研究工作。 第!!卷第"期新疆石油地质+,-.!!，/,." !$$#年)月 01/213/456789:6;<469:94= 2>?.!$$# 塔里木盆地库车坳陷油气藏形成及油气聚集规律 王振华 （滇黔桂石油勘探开发科学研究院，云南昆明 )*$!$$） 摘要：库车坳陷已在*个层系 （组）中获得工业油气流，发现了多个大型油气藏。从烃源条件、圈闭条件、储盖组合及保存条件，系统分析了库车前陆盆地油气藏形成与演化，指出库车前陆盆地的油气藏类型多，含油气层系多，且多沿断裂和不整合面分布。油气聚集受盆地构造格局、区域盖层、断裂和不整合面控制。关键词：库车坳陷；油气藏形成；油气藏类型；油气聚集中图分类号：76###.### 文献标识码：3 库车坳陷位于塔里木盆地北部，是一个叠置在古生界克拉通盆地之上的中、新生界陆相前陆盆地。早在#(*&年于坳陷内就发现了依奇克里克油田（至#(&’年累积产原油#.#@#$)A ），#((*—#((&年又相继发现了大宛齐油田、克拉!大气田和依南!大气田。库车坳陷的勘探程度还较低，仍具有较大的勘探潜力。 #油气藏形成条件 （#）烃源条件 在库车坳陷内，中、上三叠统浅 湖%半深湖相泥质烃源岩和中、下侏罗统煤系烃源岩分布面积广。根据露头剖面统计，库车坳陷三叠、侏罗系具有较厚的烃源岩，一般为"$$B)$$C.烃源岩有机质丰度高，三叠系烃源岩总有机碳平均含量为#.#&!B#.&&!， 热解生烃潜量平均为$.(D EF G A ；侏罗系烃源岩总有机碳含量平均为#.’&!B"."&!，热解生烃潜量平均为#.!*EF G A.三叠、侏罗系烃源岩干酪根类型一般为!型，三叠系烃源岩中"型干酪根次之。三叠、侏罗系烃源岩热演化程度较低，总体上呈现中、西部高，东部低的特点，镜质体反射率（!,）值一般为$.*!B$.&!， 但在坳陷中心!,值为#.*!B!.#!，达到高成熟%过成熟阶段。总之，库车坳陷三叠、侏罗系烃源岩具有十分丰富的油气生成量，因此，油气资源不是制约该区油气勘探的因素。 （!）储盖组合条件 库车坳陷中、新生界由砂泥 岩频繁间互层组成，厚!.&B#$.*EC.多期构造活动造成了多套储盖组合，宏观上看主要的储盖组合有四套，即：克拉玛依组（7!%"E ）下部砂砾岩为储集层，上部 泥质岩与黄山街组（7"H ）泥岩为盖层；下侏罗统阿合组（2#I ） 和阳霞组下部（2#J #）砂岩为储集层，阳霞组上部（2#J !）煤系为盖层；中侏罗统克孜勒努尔组（2!E ）砂泥岩交互层组成储盖层；白垩系%下第三系砂岩为储集层，上第三系膏泥岩为盖层。总之，库车坳陷发育良好的储集层与盖层，具有多套储盖组合，这是形成油气藏的重要条件之一。 （"）圈闭条件 库车坳陷局部构造发育，类型多 样，有挤压背斜、断背斜、地层超覆不整合、古潜山及与盐构造有关的圈闭，现已发现和落实的各类圈闭D)个， 圈闭多沿断裂或近不整合面分布，具明显的逆冲、推覆特征，经钻探证实获工业油气的圈闭以断背斜为主，主要分布于逆冲主体带（直线背斜带）中。 （D ）保存条件 库车坳陷圈闭形成期为燕山%喜 马拉雅运动期，其中以喜马拉雅运动期形成的圈闭为主。三叠系烃源岩主要生油高峰期为晚白垩世%早第三纪，侏罗系烃源岩主要生油高峰期为晚第三纪与圈闭的生成期匹配较好，并且有上侏罗统齐古组泥岩和上第三系膏泥岩作良好的区域盖层，有利于油气聚集、成藏和保存。 !油气藏形成与演化 库车坳陷发育一套三叠—侏罗系陆相烃源岩，形成以三叠—侏罗系为烃源岩的含油气系统，鉴于塔北隆起北缘所属的英买’、羊塔克、牙哈、提尔根构造带的油气均来自库车坳陷三叠、侏罗系烃源岩，故库车含油气系统应包括塔北隆起北缘。库车坳陷含油气 万方数据
陈晶_2011010949_碳酸盐岩储层成因类型及其基本特征
碳酸盐岩储集层的成因类型 及其基本特征 姓名：陈晶班级：地质11-7 学号：2011010949 碳酸盐岩储层分类受到岩相、成岩、构造、流体等多方面的控制，根据储层成因机理、主要储渗空间类型和岩石特征将碳酸盐岩储层分为4种类型：礁滩型储集层、岩溶型储集层、裂缝性储集层、白云岩储集层。 1 礁滩型储集层 1.1 成因 礁型地貌隆起和海平面相对变化控制礁滩体的成岩早期暴露, 准同生期大气淡水溶蚀、淋滤作用和岩溶作用是控制台缘礁滩体优质储层发育的根本原因。 礁丘在纵向上营建,形成隆起,礁丘顶部及礁前发育礁坪及中高能的生屑砂砾屑滩,向两翼逐渐相变为礁翼和棘屑滩,横向上过渡为礁后低能带、中低能砂屑滩和滩间海。在海平面相对变化和礁丘营建的共同作用下,礁丘的顶部间歇性暴露于大气淡水环境中,受大气淡水溶蚀淋滤作用,在纵向上区别为大气淡水渗流岩溶带和大气淡水潜流岩溶带。 在暴露期间由礁型地貌转化而成的岩溶地貌,已形成岩溶发育规模。礁滩复合体核部形成岩溶高地,礁翼形成岩溶斜坡,礁后低能带、礁滩间海形成岩溶洼地、洼坑。储层在侧向上主要发育礁滩复合体核部和翼部,核部以好—中等储层为主,翼部以好储层为主,礁后低能滩和低能泥晶灰岩沉积区储层变薄变差。 碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用是提高储层孔渗性的一种重要的建设性成岩作用。多期油气运聚和埋藏溶蚀作用增加了储层的有效储集能力。多期构造破裂作用所形成的裂缝改善了储层的渗流条件,增加了储层和微观孔隙结构的连通性。
1.2 特征 1.2.1 礁滩型储集层岩石类型 塔中礁滩体储层主要岩石类型为礁滩相礁灰岩类和颗粒灰岩类，其中生屑粘结岩、生屑灰岩、生物砂砾屑灰岩是发育孔洞型储层的岩石类型，而砂屑灰岩、砂砾屑灰岩、鲕粒灰岩是孔隙型储层潜在储集岩类型。以塔中82井区为例，在剖面上一般以内碎屑灰岩和隐藻泥晶灰岩为主，一般占地层厚度的25% 以上；生屑灰岩、生物礁灰岩和泥晶灰岩相对少一些，一般占地层厚度的10%～15%。 1.2.2 储集空间类型及特征 礁滩体储层储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔、裂缝为主。 溶蚀孔洞一般为肉眼可见的小洞、大孔，岩心显示礁滩体储层溶蚀洞比较发育，孔洞呈圆形、椭圆形及不规则状，孔洞发育段岩石呈蜂窝状。 粒内溶孔主要见于砂屑内，少数见于生屑和鲕粒内，是同生期大气淡水选择性溶蚀所致。 粒间溶孔指粒间方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙，主要溶蚀粒间中细晶粒状方解石，溶蚀强烈时，可溶蚀纤维状方解石甚至颗粒边缘，使颗粒边缘呈港湾状或锯齿状。 裂缝是碳酸盐岩重要储集空间，也是主要的渗流通道之一，从成因来分主要有3种类型，即构造缝、溶蚀缝和成岩缝。 1.2.3 储层控制因素及分布特征 礁滩体储层发育受多种因素控制，主要控制因素表现为以下3个方面。 一是沉积微相控制了岩石的岩性和结构，从而控制了岩石原生孔隙的发育。生屑滩、粒屑滩由于颗粒支撑作用形成大量的粒间孔，虽然大部分孔洞为灰泥、生物碎屑和多期方解石充填、半充填，但仍有1%～3%残余孔隙被保存，同时为组构的选择溶蚀奠定了基础。 二是早期暴露蜂窝状溶蚀是形成优质孔洞层的重要因素。中—晚奥陶世构造与海平面振荡变化频繁，造成沉积的多旋回叠加，海平面的相对下降可能造成短暂的同生期大气淡水岩溶成岩环境，使礁滩复合体形成的古地貌高部位露出海面。在潮湿多雨的气候下，受到富CO2 的大气淡水的淋滤，选择性地溶蚀了准稳定矿物组成的颗粒或第一期方解石胶结物，形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔；又可沿着裂缝、残留原生孔发生非选择性溶蚀作用，形成溶缝和溶蚀孔洞，从而形成优质孔洞层。 三是构造作用是改善礁滩体储层储集性能的关键，走滑断裂活动的断裂和裂