岩性油气藏 ›› 2015, Vol. 27 ›› Issue (1): 58–65.doi: 10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.009

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北非三叠盆地 H 区块储层特征及主控因素分析

匡可心1，2，张尚锋1，2，于 水3，王若丽4，黄 纯5
   

  1.  1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，武汉 430100 ； 2. 长江大学 地球科学学院，武汉 430100 ； 3. 中海油研究总院，北京 100027 ； 4. 中国石油长庆油田分公司，甘肃 庆阳 745000 ；5. 中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000
  • 出版日期:2015-02-03 发布日期:2015-02-03
  • 第一作者:匡可心（（ 1989- ），女，长江大学在读硕士研究生，研究方向为储层沉积学。 地址：（ 430100 ）湖北省武汉市蔡甸区大学路长江大学地球科学学院。 E-mail ： kuangkexin725@126.com
  • 基金资助:

    国家科技重大专项“中东、北非中—古生界勘探潜力及重点地质问题研究”（编号： 2011ZX05030-003-004 ）资助

Reservoir characteristics and controlling factors in H block of Triassic Basin, North Africa

KUANG Kexin 1，2， ZHANG Shangfeng1，2， YU Shui3， WANG Ruoli4， HUANG Chun5   

  1.  1.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources, Ministry of Education, Yangtze University ，Wuhan 430100 ， China ； 2. School of Geosciences ， Yangtze University ， Wuhan 430100 ， China ； 3. CNOOC Research Institute ， Beijing 100027 ， China ； 4. PetroChina Changqing Oilfield Company ， Qingyang 745000 ， Gansu ， China ；5. PetroChina Xinxiang Oilfield Company ， Karamay 834000 ， Xinjiang ， China
  • Online:2015-02-03 Published:2015-02-03

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摘要：

三叠盆地是非洲北部阿尔及利亚的大型复合含油气盆地，油气成藏条件优越。 三叠系 Tagi 组和奥陶系 Hamra 组砂岩为该区的主要储层，研究其特征及控制因素对该地区的油气勘探具有重要的指导意义。结合区域地质资料，通过岩心和薄片的观察对三叠盆地 H 区块 Tagi 组和 Hamra 组砂岩储层的岩石学特征、沉积相特征、物性特征、微观孔隙类型进行了研究。 结果表明：研究区 Tagi 组主要发育河流相石英砂岩和岩屑石英砂岩，结构成熟度和成分成熟度均为中等，储集空间以粒间孔和粒间溶蚀孔为主； Hamra 组发育滨岸相石英砂岩和长石石英砂岩，结构成熟度和成分成熟度均较高，储集空间主要为溶蚀作用产生的裂缝和少量的溶蚀孔。 物性数据显示这 2 套储层均为特低孔、特低渗和低孔、低渗储层。 Tagi 组储层发育的主控因素是沉积作用，成岩作用对其具有一定的改造作用；Hamra 组储层主控因素为溶蚀作用。 预测该区三叠系 Tagi-2 段是优质储层发育的层段，勘探潜力极大。

关键词: 气藏, 水平井, 酸化, 耦合模型, 井筒压降, 表皮因子, 增产倍比

Abstract:

 Triassic Basin is a large composite oil and gas-bearing basin in Algeria of north Africa，with excellent geologic conditions for hydrocarbon accumulation and multiple sets of source-reservoir-cap assemblages. There are two main reservoirs: Ordovician Hamra Formation and Triassic Tagi Formation sandstones in the study area, to study the reservoir characteristics and controlling factors is significant for both hydrocarbon exploration and well site deployment. Based on regional geological data, cores and thin section observation, this paper studied the sedimentary, petrological and physical properties and microscopic pore types of sandstone reservoir of Tagi Formation and Hamra Formation in H block of Triassic Basin. The result shows that Tagi Formation sandstone is mainly composed of quartz sandstone and lithic quartz sandstone of fluvial facies, with medium compositional and textural maturity, and the reservoir spaces are mainly intergranular pores and intergranular dissolved pores; while Hamra Formation mainly developed quartz sandstone and feldspar quartz sandstone of shore facies, with high textural and compositional maturity, and the reservoir spaces are mainly fractures with small amount of dissolved pores resulting from dissolution. These two Formations are considered to be extremely low porosity and extremely low permeability reservoir and low porosity, low permeability reservoir according to property data. Sedimentation is the main controlling factor for reservoir quality of Tagi Formation, while diagenesis has some rebuilding effect. The Hamra reservoir is mainly controlled by dissolution. The Tagi-2 member in the study area is predicted to be the favorable area for high quality reservoir with great exploration potential.

Key words:  gas reservoir, horizontal well, acidizing, coupling model, pressure drop in the wellbore, skin factor, production-increasing ratio


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