基于岩相的致密砂岩差异成岩作用及其储层物性响应

doi:10.11743/ogg20230414

石油与天然气地质 ›› 2023, Vol. 44 ›› Issue (4): 976-992.doi: 10.11743/ogg20230414

基于岩相的致密砂岩差异成岩作用及其储层物性响应

王宏博¹(), 马存飞¹(), 曹铮², 李志鹏³, 韩长城⁴, 纪文明¹, 杨艺⁴

^1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 266580
^2.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331
^3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015
^4.新疆大学地质与矿业工程学院，新疆乌鲁木齐 830000

收稿日期:2023-03-30 修回日期:2023-06-01 出版日期:2023-08-01 发布日期:2023-08-09
通讯作者: 马存飞 E-mail:1240840474@qq.com;mcf-625@163.com
第一作者简介:王宏博（1999—），男，硕士研究生，非常规油气储层地质学。E?mail： 1240840474@qq.com。
基金项目:
国家自然科学基金面上项目(42172153)

Differential diagenesis and reservoir physical property responses of tight sandstone based on lithofacies： A case study on the Lower Jurassic Sangonghe Formation in Moxizhuang area， Junggar Basin

Hongbo WANG¹(), Cunfei MA¹(), Zheng CAO², Zhipeng LI³, Changcheng HAN⁴, Wenming JI¹, Yi YANG⁴

^1.School of Geosciences，China University of Petroleum （East China），Qingdao，Shandong 266580，China
^2.School of Petroleum Engineering，Chongqing University of Science & Technology，Chongqing 401331，China
^3.Petroleum Exploration and Production Research Institute，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong 257015，China
^4.School of Geology and Mining Engineering，Xinjiang University，Urumqi，Xinjiang 830000，China

Received:2023-03-30 Revised:2023-06-01 Online:2023-08-01 Published:2023-08-09
Contact: Cunfei MA E-mail:1240840474@qq.com;mcf-625@163.com

摘要/Abstract

摘要：

综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、样品孔渗测试和压汞分析等资料，结合区域埋藏史和油气充注史，对准噶尔盆地莫西庄地区下侏罗统三工河组储层成岩作用、岩相差异成岩机理及储层孔隙结构进行研究和对比分析。结果表明：三工河组在成岩演化过程中主要经历了机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用。不同岩相储层成岩机理差异明显，钙质砂岩相、含泥质炭质纹层砂岩相和富火山凝灰质杂基砂岩相在早成岩阶段储层就趋于致密，至中成岩阶段成岩作用强度较弱；块状砂岩相在早成岩阶段孔隙保存完好，中成岩阶段流体运移通畅，经历了多期次的胶结作用和溶蚀作用；含砾砂岩和砾岩相砾石含量高，流体运移不畅，早成岩阶段压实作用弱，中成岩阶段表现为弱胶结、弱溶蚀的特征。岩相间不同的成岩机理对孔隙结构产生了决定性的影响，钙质砂岩相与含泥质炭质纹层砂岩相的孔隙连通性差、结构复杂，整体物性较差，不利于油气富集；块状砂岩相的孔喉分选性好，孔隙在所有岩相中最为发育且连通性强，整体物性好，有利于油气富集；含砾砂岩和砾岩相的颗粒分选差并紧密接触，孔隙连通性受到一定限制，但破坏性成岩作用强度较弱，总体物性较好，可以形成有效的油气储层。

关键词: 差异成岩演化, 成岩作用机理, 孔隙结构, 岩相, 致密砂岩储层, 三工河组, 莫西庄地区, 准噶尔盆地

Abstract:

An integration of core observation， casting thin section identification， scanning electron microscopy （SEM） observation， porosity-permeability test of samples and mercury intrusion porosimetry （MIP）， in combination with the local burial and hydrocarbon charging history， is applied to the study on the diagenesis， differential lithofacies-based diagenesis mechanism and reservoir pore structure of the Sangonghe Formation in Moxizhuang area， Junggar Basin. The results show that the Sangonghe Formation mainly experienced mechanical compaction， cementation and dissolution during the diagenetic evolution. Reservoirs of diverse lithofacies are significantly different in diagenetic mechanism： the calcareous sandstone facies， argillaceous carbonaceous sandstone facies and volcanic tuffaceous matrix sandstone facies tend to get tight in the early diagenetic stage， while featuring weak diagenesis intensity in the middle stage； the pores of the massive sandstone facies are well preserved in the early diagenetic stage with smooth fluid migration in the middle stage， and there are multi-stage cementation and dissolution occurring in between； and the conglomeratic sandstone and conglomerate facies feature high gravel content， resulting in poor fluid migration， and weak compaction in the early diagenetic stage， while characterized by weak cementation and weak dissolution in the middle stage. The different diagenetic mechanisms for the lithofacies serve to determine the pore structure. The calcareous sandstone facies and argillaceous carbonaceous sandstone facies of lamination texture have poor pore connectivity， complex structure and poor overall physical properties， which are not conducive to oil and gas enrichment； the pore throat of the massive sandstone facies is well sorted， and the pores of the facies are the most developed with strong connectivity， resulting in good overall physical properties， conducive to oil and gas enrichment； the particles of conglomeratic sandstone and conglomerate facies are poorly sorted and in close contact， limiting the pore connectivity to some extent， but the destructive diagenesis intensity is weak， and the overall physical properties are good， conducive to forming effective oil and gas reservoirs.

Key words: differential diagenetic evolution, diagenesis mechanism, pore structure, lithofacies, tight sandstone reservoir, Sangonghe Formation, Moxizhuang area, Junggar Basin

中图分类号:

TE122.2

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图/表 12

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表1

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参考文献 32

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孔隙结构类型	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）	排驱压力/MPa	平均孔径/μm	特征
Ⅰ型	8.1～9.9 （平均8.9）	82.26～160.68 （平均120.24）	<0.1	5.00～10.00	储层孔喉分选性好，粗歪度，喉道类型以片状、弯片状为主，少量缩颈型喉道
Ⅱ型	8.2～10.7 （平均9.1）	1.56～4.72 （平均2.89）	0.1～1.0	1.00～5.00	孔喉分选性中等，略粗歪度，喉道类型以片状、弯片状为主，少量缩颈型喉道
Ⅲ型	4.8～9.2 （平均7.0）	82.26～160.68 （平均120.24）	0.2～1.0	0.10～5.00	孔喉分选性差，细歪度，喉道多为管束状或喉道不发育
Ⅳ型	1.8～8.9 （平均5.1）	0.01～0.31 （平均0.19）	1.0～2.5	0.01～0.10	极细歪度

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基于岩相的致密砂岩差异成岩作用及其储层物性响应

Differential diagenesis and reservoir physical property responses of tight sandstone based on lithofacies： A case study on the Lower Jurassic Sangonghe Formation in Moxizhuang area， Junggar Basin

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图/表 12

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