大池干井构造带麦南构造储层特征与评价

何洪春 屈晓艳 杨渊宇

（1．成都理工大学地球科学学院2．中国建筑材料工业地质勘查中心四川总队3．中国石油西南油气田公司川西北气矿）

何洪春1屈晓艳2杨渊宇3

（1．成都理工大学地球科学学院2．中国建筑材料工业地质勘查中心四川总队3．中国石油西南油气田公司川西北气矿）

通过对录井、岩心、铸体薄片、扫描电镜、压汞和常规物性等资料的综合分析，认识到麦南构造下三叠统嘉陵江组二段二亚段（T1j22）储层的储集岩主要为滩相沉积的粒屑云岩及细—粗粉晶白云岩，属于以孔隙储集空间为主的裂缝-孔隙型储集类型，储集性较好。储层具有层多、层薄、连片分布和纵、横向分布稳定的特点，以Ⅲ类储层为主，Ⅱ类储层次之，少量Ⅰ类储层局部发育。这些认识，可为该构造天然气储量的计算、滚动开发方案的制定及上试挖潜目标的选择提供依据。图5表5参9

储层特征储层评价T1j22麦南构造大池干井构造带

四川盆地已发现的工业油气层共有19层，储集岩有碳酸盐岩和砂岩2类。海相碳酸盐岩储层共有15层，累计厚1348～1464 m，其天然气储量和产量一直在四川盆地占绝对优势地位[1]。在川东大池干井构造带，储层主要发育在下三叠统嘉陵江组二段二亚段（T1j22），岩性以灰岩、白云岩为主，有石膏发育，T1j22储层主要为薄层白云岩，储集空间有孔隙、裂缝[2]。前人已对大池干井构造带T1j22储层特征及预测做过大量工作[2-5]。麦南构造于1988年首钻池28井(西翼)，在T1j22试油产气5.67×104m3/d，其后陆续完钻了池31(北轴)、池32(近高点)、池42(南端圈闭外)等评价井。2001年在构造南轴部署了T1j22的专层开发井池57井(南轴)，试油产气69.71×104m3/d。试油结果表明麦南构造T1j22有一定的储量潜力，对其储层特征进行详细研究，可为该构造天然气储量的计算、滚动开发方案的制定及上试挖潜目标的选择提供依据。

1 麦南构造地质概况

大池干井构造带位于重庆市万州区、忠县及丰都县境内，沿长江西岸呈南北向顺江分布[6]。地面为一狭长的梳状高陡构造，构造上处于川东侏罗山式褶皱带的东部，属于隔挡式等厚褶皱中的狭窄背斜，由北至南有高峰场、万顺场、磨盘场—老湾、龙头—吊钟坝、麦子山—麦南等多个高点[7-8]。麦南构造是位于大池干井构造带南端端部的一个潜伏构造圈闭，为一个近似椭圆形的背斜圈闭，长短轴比值小，轴线为北东向44°，构造北端轴线逐渐转为南北向，两翼近似对（图1）。

图1 大池干井构造带麦南高点T1j22底界构造构造图

2 麦南构造T1j22地层特征

麦南构造T1j22地层主要为海水循环受限的封闭及半封闭海湾、泻湖相沉积，岩性以高盐度海水条件下形成的不等厚互层的白云岩、石膏为主，夹少量正常浅海环境下沉积的石灰岩，地层总厚在52.5～62.0 m之间（表1），这一特征与川东区域上的厚度特征及稳定分布特征相一致。根据沉积旋回性，嘉陵江组二段地层具有T1j32、T1j22及T1j12三分特征［9］。T1j12地层埋深约2000 m，在麦南构造稳定分布，上部为泥、粉晶云岩和砂屑云岩夹灰岩，中、下部以泥、粉晶云岩为主夹石膏，底部为厚2～3 m的蓝灰色泥岩［5］。

表1 麦南构造完钻井T地层厚度

表1 麦南构造完钻井T地层厚度

井号池31池28池32池57池42地层厚度/m54.158.052.562.054.5

3 麦南构造T段储层特征与评价

通过录井、岩心、铸体薄片、扫描电镜、压汞、常规物性等资料，本文主要研究了T1?层储集空间类型及储集类型、孔隙度分布特征、孔隙性和渗透性特征、储层分布特征等内容。

3.1 储集岩石类型

岩心观察与铸体薄片的研究表明，麦南构造T1储集岩主要为滩相沉积的粒屑云岩及细—粗粉晶云岩，少量为粉晶灰岩。其中，粒屑云岩的粒屑含量可达40%～60%，主要为生屑、砂屑等，白云化程度较高。

3.2 储集空间类型及储集类型

经铸体薄片镜下鉴定及岩心观察研究，发现麦南构造T1储层储集空间主要有孔隙、裂缝和溶洞等。其中，孔隙最发育，孔隙类型以粒间孔、晶间溶孔为主，如池32井1932～1935 m灰褐色粗粉晶针孔云岩段粒间溶孔十分发育，肉眼可见岩心上针孔密集分布，该段孔隙度一般大于10%，最大可达17%，其次为残余原生粒间孔、粒内溶孔及铸模孔（图2），少量的生物遮蔽孔隙、生物体腔孔隙；裂缝发育较差，有效缝密度5.7条/m，且以小裂缝为主；溶洞密度仅1.2个/m。

图2 池32井T储层岩心铸体薄片

池32井T1地层钻井取心24.6 m，共发育裂缝304条，裂缝密度12.4条/m，54%的裂缝被方解石、白云石等物质充填。其中，有效裂缝140条，有效裂缝以小缝(小于1 mm)为主，发育少量中缝(1～5 mm)，无大缝(大于5 mm)；有效缝产状以平缝为主(占55.0%)，立缝次之(占36.4%)，斜缝发育较差。溶洞以1～5 mm的小洞和5～10 mm的中洞为主，大于10 mm的大洞很少。此外，地层中缝合线较为发育，缝合线密度为4.8条/m。

结合岩心和薄片综合分析，认为麦南构造T1储层属于以孔隙储集空间为主的裂缝-孔隙型储集类型。

3.3 孔隙度分布特征

根据岩心物性分析成果，麦南构造T1的4口参数井储层平均孔隙度在2.9%～4.7%之间(表2)，池32井75个样品孔隙度分布峰值在1%～2%区间，小于2%的占53.3%；等于或大于孔隙度下限2%的占46.7%，该区间孔隙度分布频率没有突出的峰值，分布频率在3%～10%之间（图3）。由此可见，麦南构造T1j22储层孔隙发育，孔隙度分布范围宽，储集性较好。其中，粒屑云岩和细—粗粉晶云岩储层孔隙度相对较高。而粉晶灰岩和部分泥晶云岩储层的孔隙度较低，多数样品孔隙度小于1.8%。另外，构造高点及轴部孔隙发育程度优于构造边部和翼部。

表2 麦南构造4口参数井T1j22储层平均孔隙度

图3 池32井T储层岩心孔隙度频率分布图

3.4 孔喉结构和渗透性特征

（1）孔喉结构特征

孔隙和喉道的大小直接控制着碳酸盐岩储集层的储集性能。扫描电镜和压汞分析结果表明麦南构造T1储层孔喉大小有以下特征：①粒屑云岩及细—粗粉晶白云岩储层以中—粗孔隙喉道为主，孔隙喉道宽度均值一般为0.2～1.0 μm，少数达到1.5 μm，有效储层段平均为0.584 μm。最大连通孔隙喉道宽度一般为0.94～4.8 μm，平均为2.81μm。饱和度中值孔隙喉道宽度一般为0.4～2.5 μm，平均为1.2 μm。压汞曲线具有粗歪度、分选较好的特点；②粉晶灰岩和泥晶云岩储层孔喉较细，基本上小于0.03 μm，属细孔喉型，面孔率及孔喉比小，比表面大，压汞曲线具有细歪度、分选差的特点。

孔隙及喉道的连通性好坏通常根据压汞资料的排驱压力、饱和度中值压力及束缚水饱和度进行评价。麦南构造T1储层孔隙及喉道的连通性有以下特征：①粒屑云岩及细—粗粉晶白云岩储层的排驱压力一般为0.12～0.45 MPa，平均仅0.27 MPa；饱和度中值压力一般为0.48～0.97 MPa，平均仅0.87 MPa；束缚水饱和度一般为2.1%～3.6%，平均仅4.0%，总体上连通性较好；②粉晶灰岩和泥晶云岩储层孔隙度为3.86%时，排驱压力及饱和度中值压力平均值分别为5.32 MPa和15.56 MPa；束缚水饱和度平均达50%，总体上连通性差。

（2）渗透性特征

麦南构造T1地层取心段共58个样品点相渗实验结果显示，渗透率最大达8.8 mD，34个样品点渗透率小于9.87×10-3mD，平均为0.78 mD。有效储层段(孔隙度Φ≥2%)样品点共32个，其中，11个样品点渗透率小于9.87×10-3mD，21个样品点渗透率大于9.87×10-3mD，渗透率平均为1.40 mD，总体上渗透率较好。另外，从岩心孔隙度与渗透率交会图（图4）可以看出，曲线呈半对数关系，相关性较好。在不考虑裂缝发育的前提下，孔隙度小于4%时，渗透率几乎为零；孔隙度大于6%时，渗透率随孔隙度的增大而显著增大，且孔隙度越高，渗透率增加值越大。

图4 池32井T1岩心孔隙度与渗透率交会图

3.5 储层分布特征及评价

钻穿麦南构造T1地层的5口井中，除池42井外，均有不同程度的气侵、井涌等钻井显示，试油均产气。麦南构造T1储层主要分布在白云岩中，具有层多、层薄、连片分布的特点，纵向上有4段，横向上分布也较稳定，可对比性强（图5），4口参数井储层有效厚度在8.0～18.6 m之间（表3）。

图5 麦南构造T1储层对比图

表3 麦南构造T1地层有效储层厚度及钻井显示

表3 麦南构造T1地层有效储层厚度及钻井显示

井号池31池28池32池57池42有效储层厚度/m8.09.112.318.6无钻井显示后效井涌2190～2193 m 2206～2235 m井涌1964～1966 m气侵1910～1916 m 1930～1933 m井涌、气侵1893～1898 m 1917～1925 m无显示2366～2424 m

参照四川盆地碳酸盐岩储层分类标准（表4），主要根据孔隙度大小，并结合渗透率、排驱压力、饱和度中值压力、中值喉道宽度和束缚水饱和度等资料，麦南构造T1j22储层可分为以下几类（表5）：Ⅰ类，主要为砂屑溶孔云岩及鲕粒溶孔云岩，溶孔普遍发育，面孔率可达3%～10%，仅在池32井针孔云岩中育；Ⅱ类，主要为鲕粒云岩及砾屑云岩，溶孔和裂缝较发育，面孔率一般为2%～5%，分布较广；Ⅲ类，主要为细—粗粉晶云岩和少量粉晶灰岩，零星可见溶孔，裂缝较发育，分布面积大、厚度大，是该构造的主力储层。

表4 四川盆地碳酸盐岩储层分类标准（据中国石油西南油气田公司）

表5 麦南构造T1层分类及分布特征

表5 麦南构造T1层分类及分布特征

参数井含气面积/km2储层分类有效厚度/m池281.27Ⅱ0.66.8Ⅲ8.53.2Ⅰ池322.51 0.512.8Ⅱ2.58.8Ⅲ9.33.2池574.77Ⅱ1.96.7Ⅲ16.73.6

4 结论

综上所述，可以认识到麦南构造T1j22储层具有以下特征：

（1）储集岩主要为滩相沉积的粒屑云岩及细—粗粉晶白云岩，少量为粉晶灰岩。

（2）储集空间主要是孔隙、裂缝和溶洞，渗透性较好，属于以孔隙储集空间为主的裂缝-孔隙型储集类型。

（3）储层具有层多、层薄、连片分布及纵、横向分布稳定的特点，以Ⅲ类储层为主，Ⅱ类储层次之，少量Ⅰ类储层局部发育。

1洪海涛,杨雨,刘鑫,等.四川盆地海相碳酸盐岩储层特征及控制因素[J].石油学报,2012,33（增刊）:64-73.

2邹定勇,孔令霞.大池干井、黄草峡构造嘉二2储层预测[J].天然气工业,2005,25（增刊A）:57-58.

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4蔡正旗,张荣义,郑超,等.碳酸盐岩裂缝-孔隙型储集层综合预测方法研究——以川东大池干井构造带T1j22储集层预测为例[J].石油勘探与开发,2005,32（5）:65-68.

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6刘宏,蔡正旗,谭秀成,等.川东高陡构造薄层碳酸盐岩裂缝性储集层预测[J].石油勘探与开发,2008,35（4）:431-436.

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（修改回稿日期2015-07-04编辑王晓清）

何洪春,男，1985年出生，助理工程师，在读硕士研究生；2010年本科毕业于成都理工大学，工学学士学位，主要从事盆地构造分析与油气构造的研究。地址：（610059）成都市成华区成都理工大学地球科学学院。电话：18583990017。E-mail：he_hongchun@163.com