准噶尔盆地乌尔禾油田百口泉组储层特征及控制因素分析.docx

准噶尔盆地乌尔禾油田百口泉组储层特征及控制因素分析
准噶尔盆地乌尔禾油田是中国西部重要的油气勘探和生产区域，其下部百口泉组是该地区主要的油气储层之一。本文将从百口泉组储层的特征和控制因素两个层面进行探讨。
一、储层特征
1.储层岩性特征
百口泉组主要由砂岩和泥岩组成，其中砂岩储层较为发育，构成了该区域的主要油气储集层。该组砂岩呈现出中细粒度，多为灰白、灰黄色，床厚较薄，平均在10-20m之间，部分储层发育了粗砂岩和砾石砂岩。泥质砂岩含量相对较高，且常常存在多种成因的粘土矿物，这种岩性特征使得储层的孔隙度和渗透率相对较低。
2.储层物性特征
百口泉组砂岩储层的孔隙度和渗透率主要取决于石英砂的含量和岩石的成岩作用程度。其中，石英砂含量较高的砂岩储层孔隙度和渗透率较高；同时，岩石侵蚀、风化、胶结、胶粘作用以及后期改造等成岩过程也会对储层性质产生影响。例如，石英砂磨圆度较高的储层容易形成颗粒间隙缝，提高了储层的渗透率和有效孔隙度；而风化和胶结作用反而会使得孔隙度和渗透率降低。
3.储层分布特征
在该地区，百口泉组主要广泛分布于地层下部，通常位于烃源岩上方，随着埋深增加，砂岩储层逐渐向下发育。储层在空间布局上呈大规模的非均质性，储集单元重叠，具有较高的叠置关系和空间分异性。其主要分布于准噶尔高原北部的丘陵和沟谷地带，其中，新光气田为典型代表。
二、储层控制因素
1.沉积环境控制
百口泉组砂岩的沉积环境关系到储层的分布和特征。该组砂岩的沉积环境主要为河流和三角洲相，厚层砂岩多分布于三角洲前缘部位。在河流沉积环境中，物质输移距离较短，成分单一，因此成岩作用程度较小，砂岩孔隙度和渗透率较高；而在三角洲前缘部位，淤泥沉积作用更加明显，含系统胶质成分影响砂岩的孔隙度和渗透率。
2.成岩作用控制
成岩作用是储层物性变化的重要因素。在百口泉组储层中，成岩作用主要包括胶结、堵塞、溶蚀和返淀作用。其中，分布广泛的胶结和堵塞作用对孔隙度和渗透率的影响最为显著，容易导致储层的孔隙度和渗透率下降，大大降低烃类的聚集和运移能力。
3.后期构造作用控制
后期构造作用对储层物性的影响主要表现在断层和褶皱等构造带上。油田区域存在多条次级断裂和特别重要的褶皱，油气储层就均出现集中于构造带之中的现象。因此，对于油气勘探和生产，选取正确的勘探方向和井位对于储层的开发非常关键。
综上所述，准噶尔盆地乌尔禾油田百口泉组储层的特征和控制因素十分复杂。要在该区域实现油气勘探和生产，必须对储层的沉积环境、成岩作用和后期构造作用等方面进行深入的研究和探讨，找到最佳的勘探方法和开发策略，为该区域的油气生产提供技术支撑。