Reservoir characteristics and densification process of Pinghu Formation in western slope of Xihu Sag
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摘要:
综合应用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、恒速压汞、流体包裹体和X衍射等分析技术，对储层岩石学、孔喉结构和成岩作用类型及特征进行深入研究，探讨储层致密化过程和物性演化。结果表明：平湖组储层砂岩类型主要为长石岩屑质石英砂岩，以细—中粒结构为主，分选性中到好；孔隙类型以溶蚀粒间孔为主，孔隙半径主要集中于130～190 μm，喉道半径主要集中于0.2～10 μm；埋藏压实是导致平湖组储层低渗-特低渗的主因，埋深、粒度及泥质决定了压实作用的强弱，而后期次生溶蚀及胶结作用的差异加剧了储层的非均值性。中成岩A期平湖组储层次生溶蚀规模受限于流体环境，细粒沉积不利于后期溶蚀是造成储层致密化的主因；进入中成岩B期，成岩环境呈碱性且逐渐封闭，大量含铁碳酸盐、呈丝状或弯曲片状伊利石等富集堵塞喉道，致使储层大规模致密。
Abstract:By means of casting thin section, scanning electron microscope, cathodoluminescence, constant-rate mercury injection, fluid inclusions, X-ray diffraction, we studied the reservoir petrology, pore throat structure, types, and characteristics of diagenesis, and discussed the densification process and physical evolution of the reservoir of Pinghu Formation in Xihu Sag, East China Basin. Results show that the reservoir sandstone of the Pinghu Formation is mainly feldspar lithic quartz sandstone, the structure is mainly fine-medium grain with medium to good sorting. Intergranular pores formed the main reservoir space, and the pore radius ranged 130～190 μm, with throat radius of 0.2～10 μm. Burial compaction is the main cause of low permeability and density of PF reservoir. Depth, grain size, and argillaceous content determined the strength of compaction. In addition, the difference of secondary corrosion and cementation in later stage intensified the heterogeneity of reservoirs. In diagenetic stage, the scale of bio-dissolution in the Pinghu Formation reservoir was limited by fluid environment, and fine-grain particle deposition was not conducive to late dissolution, which are the two main reasons for reservoir densification. In diagenetic stage, the diagenetic environment was alkaline and gradually closed, after which a large number of iron-bearing carbonates, filamentous, and curved illite were built up and block the throat, resulting in the large-scale compaction of the reservoir.
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Key words:
- Xihu Sag /
- Pinghu Formation /
- differential compaction /
- densification /
- heterogeneous reservoir
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表 1 研究区X3井油田水测试结果
Table 1. Water test results of some wells in the Pinghu Formation
井号 井深/m 层位 离子类型 离子含量/（mg/L） pH值 酸碱程度 X3 4 186.7～4 202.5 平湖组 钾+钠 6 423.31 6.85 弱酸性 钙 187.33 镁 38.87 碳酸氢根 1 660.72 4 231.7～4 286.6 平湖组 钾+钠 3 354.51 7.55 弱碱性 钙 39.44 镁 0 碳酸氢根 4 092.49 
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表 2 平湖组储层孔隙恢复定量计算公式及选取参数
Table 2. Quantified calculation formula of reservoir porosity recovery and involved parameters of Pinghu Formation
孔隙演化参数 定量表征公式 压实作用 压实后的剩余孔隙度（Φ2）/% Φ2= w+（ΦC×ΦM/ΦT） 胶结作用 胶结后的剩余孔隙度（Φ3）/% Φ3=ΦC×ΦM/ΦT 溶解作用 溶蚀增孔（Φ4）/% Φ4=ΦS×ΦM/ΦT 现今孔隙度 最终平均孔隙度（Φ5）/% Φ5=Φ3+Φ4 注：w为胶结物的质量分数，%；ΦC为残余原生粒间孔面孔率，%；ΦM为实测平均孔隙度，%；ΦT为总面孔率，%；ΦS为溶蚀孔面孔率，%。
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图(13)
表(2)
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