岩性油气藏 ›› 2016, Vol. 28 ›› Issue (5): 26–33.doi: 10.3969/j.issn.1673-8926.2016.05.003

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碳酸盐岩成岩作用及其对储层的影响——以塔中顺南地区一间房组为例

孟万斌1，2，肖春晖1，2，冯明石1，傅 恒3，曹自成4，孙 茹1，2   

  1. （1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都 610059； 2.成都理工大学沉积地质研究院，成都 610059； 3.成都理工大学 能源学院，成都 610059；4.中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）
  • 出版日期:2016-09-29 发布日期:2016-09-29
  • 作者简介:孟万斌（1968-），男，博士后，副教授，主要从事沉积学和油气储层地质学等研究工作。地址：（610059）四川省成都市二仙桥东三路 1 号成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室。E?mail：441530941@qq.com。
  • 基金资助:

    中国石化西北油田分公司科技项目“塔中北坡奥陶系储层成因与发育模式研究”（编号：344000000-14）资助

Carbonate diagenesis and its influence on reservoir: a case study from Yijianfang Formation in Shunnan area, central Tarim Basin

Meng Wanbin 1，2， Xiao Chunhui 1，2， Feng Mingshi 1， Fu Heng 3， Cao Zicheng 4， Sun Ru 1，2   

  1. （1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation， Chengdu University of Technology，Chengdu 610059， China； 2. Institute of Sedimentary Geology， Chengdu University of Technology，Chengdu 610059， China； 3. College of Energy Resources， Chengdu University of Technology，Chengdu 610059， China； 4. Northwest Oilfield Company， Sinopec， Urumqi 830011, China）
  • Online:2016-09-29 Published:2016-09-29

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393

摘要：

为了查清储层发育规律，提高勘探成功率，运用岩心观察、铸体薄片鉴定、阴极发光等手段，结合测井、孔渗等资料，研究了塔中顺南地区奥陶系一间房组碳酸盐岩的储层特征、成岩作用及其对储层发育的影响。结果表明：研究区奥陶系一间房组碳酸盐岩储层的岩石类型主要为颗粒灰岩、微晶灰岩、藻黏结灰岩；储集空间类型以溶蚀孔洞和裂缝为主，为裂缝型和裂缝-孔洞型储层；一间房组储层基质孔隙度最小值为 0.20%，最大值为 3.90%，平均值为 1.52%；渗透率最小值为 0.003 mD，最大值为 5.84 mD，平均值为 0.62 mD，储层基质物性较差，以发育 Ⅲ 类储层为主；一间房组碳酸盐岩的成岩作用类型复杂多样，主要有胶结作用、压实压溶作用、溶蚀（岩溶）作用、破裂作用等，其中胶结作用是最主要的破坏性成岩作用，溶蚀（岩溶）作用和破裂作用均是主要的建设性成岩作用。

关键词: 页岩气, 富集主控因素, 东岳庙段, 下侏罗统, 川北地区

Abstract:

In order to understand the reservoir distribution and therefore to promote exploration, carbonate reservoir characteristics and diagenetic features of the Middle Ordovician Yijianfang Formation in Shunnan area and its influence on reservoir formation were studied based on the core and casting thin section observation and cathodo?luminescence spectroscope analysis coupled with core?measured porosity and permeability data. The results show that the carbonate reservoir of Yijanfang Formation in the study area is mainly composed of grain limestone, microcry?stalline limestone and algal bindstone. The main reservoir spaces are dissolved pores and fractures, which formed two types of reservoirs: fractured reservoir and fractured?cavity reservoir. The porosity of the reservoir ranges from 0.20% to 3.90% with an average value of 1.52%, and the permeability ranges from 0.003 mD to 5.84 mD with an average value of 0.62 mD. The reservoir is dominated by type Ⅲ with poor physical properties. The carbonate rocks underwent complex diagenesis including cementation, compaction/pressure dissolution, corrosion （karstification） and fracturing, of which cementation （including filling of dissolved pores by crystals） has strongly damaged the reservoir while corrosion （karstification） and fracturing were major mechanisms of reservoir formation in the Yijianfang carbonate rocks.

Key words: shale gas, controlling factors for enrichment, Dongyuemiao member, Lower Jurassic, northern Sichuan Basin

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