姬塬西部地区长81致密储层特征及孔隙度演化分析

doi:10.3969/j.issn.1673-8926.2016.04.008

岩性油气藏 ›› 2016, Vol. 28 ›› Issue (4): 59–66.doi: 10.3969/j.issn.1673-8926.2016.04.008

姬塬西部地区长8₁致密储层特征及孔隙度演化分析

汪洋^1，2，李树同¹，牟炜卫^1，2，闫灿灿¹

1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，兰州730000；2.中国科学院大学，北京100049

出版日期:2016-07-20 发布日期:2016-07-20
第一作者:汪洋（1991-），男，中国科学院大学在读硕士研究生，研究方向为油气储层沉积学。地址：（730000）甘肃省兰州市城关区东岗西路382号。E-mail：wangyang911228@163.com
通信作者: 李树同（1979-），男，博士，副研究员，主要从事沉积学及油气地质学研究。E-mail：lishutong1979@163.com。
基金资助:
国家重大科技专项“南海北部深水区大型碎屑岩储集体油气成藏条件研究”（编号：2011ZX05025-006-03）、中国科学院战略性先导科技专项“青海油田油气勘探开发中温室气体排放研究”（编号：XDA03030300）及中国科学院“西部之光”项目“甘肃华庆地区长6 深水型油藏成藏规律研究”（编号：1007RJYA013）联合资助

Tight reservoir characteristics and porosity evolution of Chang 8^₁in western Jiyuan area

Wang Yang ^1，2，Li Shutong ¹，Mou Weiwei ^1，2，Yan Cancan¹

1. Key Laboratory of Petroleum Resources，Gansu Province/ Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China；2. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China

Online:2016-07-20 Published:2016-07-20

摘要/Abstract

摘要：

储层孔隙度演化分析是恢复储层致密化过程、明确储层致密化原因的有效手段。利用钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜和粒度分析等资料，在查明鄂尔多斯盆地姬塬西部地区长8₁ 致密储层特征的基础上，定量分析了其孔隙度演化过程。姬塬西部地区长8₁ 储层岩性以细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，储集空间以粒间孔、长石溶孔为主，孔隙结构较差，属于典型的低孔、低渗透致密储层。以薄片观察为基础，采用计点统计的方法恢复了成岩作用过程中孔隙度的演化，并定量求取了各成岩作用对孔隙度演化的贡献值。结果表明：姬塬西部地区长81 储层砂岩初始孔隙度为41.35%，进入埋藏成岩阶段后，压实作用导致了孔隙度的不可逆降低，造成的孔隙度损失率为57.10%，胶结、交代作用造成的孔隙度损失率为32.55%，而后期溶蚀作用带来的孔隙度增加率为6.48%，微裂缝作用带来的孔隙度增加率为0.15%。计算所得长8₁ 储层砂岩孔隙度为7.02%，而实测孔隙度为7.12%，相对误差为1.40%，在合理范围之内。在姬塬西部地区，压实作用和胶结作用造成的长8₁ 储层初始孔隙度损失率高达89.65%，因此，强压实、强胶结作用是导致该区长8₁ 储层致密化的主要原因。

Abstract:

Analysis of porosity evolution is an effective way to restore the densification process and clear the reasons of reservoir densification. The data of core drilling observation, cast sections, SEM and grain size analysis were used to analyze the characteristics and porosity evolution of Chang 8₁ tight reservoir in western Jiyuan area,Ordos Basin. The results show that the Chang 8₁reservoir rock types are mainly fine?grained lithic arkose and feldspathic litharenite, the pore types are mainly intergranular pores and dissolved pores of feldspar, and the pore structure is poor.The clastic rocks experienced compaction, cementation and dissolution, thus producing tight reservoirs with low porosity and low permeability. Based on rock thin section observation, the porosity evolution during diagenesis was recovered by statistical analysis method, and the contribution value of each diagenesis on porosity evolution was quantitatively obtained. The porosity evolution parameters show that the primary porosity of Chang 8₁ reservoir is 41.35% , the porosity loss rates during the process of mechanic compaction and the process of cementation and metasomasis are 57.10% and 32.55%, respectively. The porosity increase rates during the process of dissolution and the fracturing are 6.48% and 0.15%, respectively. The porosity of Chang 8₁reservoir calculated is 7.02%, and the porosity analyzed in the laboratory is 7.12% , so the error rate in the quantitative study of porosity is 1.40% . The Chang 8₁reservoir in Jiyuan area has a relatively high primary porosity, but the porosity loss rate is 89.65% resulted by mechanic compaction and cementation. In fact, although sedimentary condition is the basis for the formation of original compositions and the rock texture, the strong compaction, strong cementation and weak dissolution are the dominant diagenesis types which destroyed the reservoir physical properties to become tight reservoir.

汪洋，李树同，牟炜卫，闫灿灿. 姬塬西部地区长8₁致密储层特征及孔隙度演化分析[J]. 岩性油气藏, 2016, 28(4): 59–66.

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姬塬西部地区长8₁致密储层特征及孔隙度演化分析

Tight reservoir characteristics and porosity evolution of Chang 8^₁in western Jiyuan area

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