北非三叠盆地H区块储层特征及主控因素分析

匡可心，张尚锋，于　水，王若丽，黄　纯

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.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）

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。

储层特征；控制因素；Tagi组；Hamra组；三叠盆地；非洲北部

0　引言

阿尔及利亚三叠盆地是泛非构造运动后发育在前寒武系结晶基底上的由古生界克拉通盆地、中生界坳陷盆地和新生界被动大陆边缘盆地叠加而形成的“复杂叠合盆地”［1］。多年来对三叠盆地的油气勘探和研究表明，三叠盆地是一个具有丰富油气资源、良好储层物性和巨大勘探潜力的大型含油气盆地，且具有多结构类型、多期次构造经历、多层位油气聚集、多圈闭类型及多储集条件等特征［1-2］。前人对三叠盆地的形成演化、石油地质条件和油气成藏特征等方面做了大量研究。笔者在前人研究的基础上，利用岩心、测井和薄片等资料，对三叠盆地H区块储层岩石学特征和物性特征进行深入研究，并进一步从沉积作用和成岩作用等方面分析影响储层发育的控制因素，以期为有利储层的预测提供一定的指导作用。

1　地质概况

三叠盆地位于非洲北部阿尔及利亚撒哈拉地台的北部，是阿尔及利亚主要的含油气盆地，其石油地质储量占整个阿尔及利亚石油地质储量的70%［3］。三叠盆地北接梅尔海尔地槽，东南与古德米斯和伊利兹盆地相邻，西部与蒂米蒙盆地接壤。三叠盆地可分为5个构造单元：北部的陶高特隆起、西部的蒂尔赫姆特隆起、东北部的达马哈隆起、东部的哈西迈萨乌德隆起以及中部的韦德迈阿次盆［4］（图1），面积约30万km2。研究区H区块位于哈西迈萨乌德隆起与达马哈隆起的过渡部位。

三叠盆地地层包括古生界、中生界和新生界，沉积厚度平均为5 000 m，基底为前寒武系结晶岩系［5］。该盆地主要经历了加里东、海西和阿尔卑斯构造运动，这3个构造运动阶段的不同褶皱幕对盆地产生了不同程度的影响和改造，从而形成了现今的构造面貌和地层［3］。由于多期次的海进—海退沉积旋回，三叠盆地自下而上发育了寒武系河流相砂岩、奥陶系滨浅海砂岩和三叠系河流相砂岩等多套储层［6］，其中三叠系Tagi组砂岩和奥陶系Hamra组砂岩为H区块的主要油气产层。通过岩心和薄片等资料，对这2套储层的岩石学特征、物性特征、孔隙发育特征及其控制因素进行了深入分析。

图1　北非阿尔及利亚及三叠盆地区域地质图Fig.1　Regional geologic map of Algeria and Triassic Basin in North Africa

2　储层特征

2.1沉积相特征

岩心、测井、录井以及区域地质资料的综合分析结果显示，北非三叠盆地H区块三叠系Tagi组自下而上粒度变细，具正韵律特征，底部沉积紫红色底砾岩和砂质砾岩，中上部发育棕红色、灰色中—粗砂岩及粉砂岩夹灰绿色泥岩，反映了间歇暴露的氧化环境，具有岩性粗、单层厚度大及砂地比值高等特点，沉积序列具有河流沉积的二元结构［7］。Tagi组发育多期河道沉积，河床底部均发育明显的冲刷界面，河流二元结构的底层沉积发育良好，厚度大，而顶层沉积不发育或厚度较小（图2），砂岩粒度较粗，分选较差，磨圆度中等，结构成熟度中等，颗粒支撑结构发育，局部可见杂基支撑，钙质胶结作用强，反映了近物源的辫状河沉积特征［8］。根据沉积环境和岩性特征，可将Tagi组河流相进一步划分为河床滞留、河道砂坝（心滩）和泛滥平原3个微相，其中河床滞留主要为紫红色砾岩和砂质砾岩，砾岩呈透镜状，扁平砾石呈叠瓦状向源倾斜排列，底冲刷面极其发育，常见冲槽等现象；河道砂坝自下而上由厚层的粗砂岩至中砂岩组成，发育槽状交错层理、板状交错层理以及平行层理，局部可见流水波痕层理，自然伽马曲线为箱形；泛滥平原主要发育薄层泥岩与泥质粉砂岩的互层，砂岩中发育水平层理和角度极平缓的交错层理，泥岩中可见植物根茎，自然伽马曲线呈微齿化直线形。

图2　北非三叠盆地Tagi组（S井）、Hamra组（R井）岩性柱状图Fig.2　Lithologic column of Tagi Formation（S well）and Hamra Formation（R well）in Triassic Basin of North Africa

研究区奥陶系Hamra组为滨岸相沉积，总体上呈上粗下细的反韵律沉积特征，主要发育浅绿色—黄色中—细粒石英砂岩，含少量由黑色泥岩和砂岩组成的黏土岩［9］。由于经过长距离的搬运和长期的改造，滨岸相砂岩普遍具有较好的分选性和磨圆度，结构成熟度和成分成熟度均较高。Hamra组自下而上依次发育滨外陆棚、过渡带、近滨、前滨和后滨亚相（图2），其中后滨以砂质沉积为主，发育平行层理和低角度交错层理；前滨主要发育中—细砂岩，沉积构造主要为冲洗交错层理、水流和浪成波痕层理、透镜状层理及平行层理等，自然伽马曲线为齿化明显的指形；近滨以细砂岩为主，上部发育水流波痕层理和板状交错层理，下部发育平行层理和流水波痕层理，有时可见生物扰动构造，自然伽马曲线为低幅的指状；过渡带发育泥岩、粉砂岩与砂岩互层沉积，见大量生物扰动构造；滨外陆棚岩性为黑色泥岩夹薄层砂岩，发育水平层理，泥岩中可见生物扰动构造，自然伽马曲线表现为直线形，齿化强烈。

2.2岩石学特征

根据研究区11口取心井（其中钻遇Tagi组储层9口，Hamra组储层8口）岩心资料和63个岩石薄片样品（Tagi组26个，Hamra组37个）观察可得出，该区三叠系Tagi组储层岩性以中—粗砂岩为主，其次为粉砂岩和泥岩，河床沉积中发育少量砾岩。砂岩颗粒直径为100～400 μm，结构成熟度中等，分选中等—好，磨圆度为次棱角—次圆状。砂岩成分中石英体积分数最高，为78%～95%，平均为88.5%；长石体积分数为1%～6%，平均为2.75%；岩屑体积分数为3%～12%，平均为8.75%；杂基体积分数为1%～18%，平均为5.5%。根据信荃麟的分类［10］，Tagi组砂岩类型主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩（图3）。碎屑支撑类型为颗粒支撑，颗粒间主要为点接触，其次为线接触。胶结物主要有硬石膏、石英次生加大和白云石，少量黏土矿物和黄铁矿，胶结类型为孔隙式胶结。

图3　北非三叠盆地储层砂岩岩石学特征Fig.3　Sandstone classification in Triassic Basin of North Africa

研究区奥陶系Hamra组储层以细砂岩为主，其次为中砂岩，底部发育较薄的泥岩。砂岩粒度较细，颗粒直径多低于200 μm，分选极好，磨圆度中等—好。砂岩中石英体积分数最高，为85%～96%，平均为90.3%；长石体积分数为2%～12%，平均为6.0%，主要为钾长石；岩屑体积分数为1%～6%，平均为3.5%。砂岩类型主要为石英砂岩和长石石英砂岩（图3）。颗粒间呈致密的线状—凹凸接触，胶结物主要有硅质、钙质以及黏土矿物等，呈接触—镶嵌式胶结。

2.3储层物性特征

岩心和薄片的观察分析结果显示，研究区三叠系Tagi组储层孔隙类型主要为原生粒间孔，少量为溶蚀扩大孔（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2）；奥陶系Hamra组砂岩整体较致密，孔隙度较低。

通过对研究区12口井物性数据的统计分析可得出，三叠系Tagi组砂岩孔隙度为0.64%～15.10%，主要为2%～10%，平均为6.3%；渗透率为0.03～670.43 mD，主要为0.1～60.0 mD，平均为10.72 mD（表1）。储层类型主要为特低孔—低孔、低渗和特低孔、特低渗储层，仅在局部地区为中孔、中—高渗储层。

表1　北非三叠盆地储层砂岩孔隙度和渗透率分布统计Table1　Statistics of reservoir porosity and permeability distribution in Triassic Basin of North Africa

奥陶系Hamra组砂岩孔隙度为0.1%～12.3%，主要为4%～8%，平均为6.1%；渗透率为0.02～86.30mD，主要为0.01～12.00 mD，平均为4.48 mD（表1）。储层类型主要为特低孔、特低渗储层，其次为低孔、低渗储层。

3　储层影响因素分析

3.1沉积作用对储层的影响

沉积环境控制了砂岩的空间展布、厚度和规模，决定了砂岩的成分成熟度、岩石类型及结构成熟度，从而决定了储层的储集空间及性能。不同沉积微相具有不同的水动力条件，其所沉积的砂岩粒度、砂体展布等也不同，最终导致储层物性具有明显的差异。因此，沉积微相是影响储层发育的重要因素之一［11］。

研究区三叠系Tagi组不同沉积微相的物性统计结果（表2）表明，辫状河体系中河道砂坝物性最好，其次为决口扇，泛滥平原微相最差。在同一沉积微相中不同部位的砂岩储层，其物性也存在差异。水动力较强的河道砂坝微相中心部位物性较好，而向边缘地带，水动力减弱，泥质含量增加，物性相对变差（图4）。Tagi组储层物性与岩性粒度呈正相关关系，粒度越粗，表明沉积时的水动力越强，泥质和杂基含量越低，因此储层物性也就越好。Tagi组河道砂坝微相砂岩粒度粗，分选好，泥质含量低，砂体规模大，是三叠系Tagi组储层储集性能最好的沉积相带。

表2　北非三叠盆地Tagi组不同沉积微相砂体物性统计Table2　Statistics of porosity and permeability of different sedimentary microfacies of Tagi Formation in Triassic Basin of North Africa

研究区奥陶系Hamra组储层沉积于滨岸环境中，整体为一套致密砂岩沉积，孔隙度和渗透率普遍较低，储层物性特征与岩性特征没有明显的相关性。在D井、O井和S井中，储层均为一套厚层的砂岩，岩性较一致，但孔隙度和渗透率在局部层段明显增大；在R井中，底部泥质含量相对较高，而孔隙度和渗透率却没有随着岩性的变化而发生变化（图5）。由此可以看出，Hamra组储层物性受沉积作用影响不明显。

图4　北非三叠盆地Tagi组储层物性与岩性关系Fig.4　Relationship between reservoir properties and lithology of Tagi Formation in Triassic Basin of North Africa

图5　北非三叠盆地Hamra组储层物性与岩性关系Fig.5　Relationship between reservoir properties and lithology of Hamra Formation in Triassic Basin of North Africa

3.2成岩作用对储层的影响

薄片观察与分析结果显示，研究区储层主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用这3种成岩作用的影响。

3.2.1压实及压溶作用

粗粒级砂岩表面积小，颗粒之间支撑力较大，尤其是当颗粒形成次生加大时，其自身的抗压性增强［12］。Tagi组河流相砂岩粒度较粗，刚性颗粒石英含量较高，薄片显示石英次生加大也比较发育，所以该储层的砂岩自身具有较强的抗压性。因此尽管埋深较大（深度大于3 000 m），但其受压实作用较小，颗粒间呈点—线接触，从而保留了部分原生孔隙（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-3）。

Hamra组发育的砂岩粒度细，颗粒之间支撑力较小，埋深也相对较大，因此受压实作用影响较大。颗粒间呈致密的线—凹凸接触，部分颗粒接触边缘模糊并相互穿插，表明已经过渡到压溶作用，导致原生孔隙难以被保留（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-5）。

3.2.2胶结作用

Tagi组的胶结物类型较多，主要有硅质、碳酸盐、硫酸盐胶结物以及少量的黏土矿物与黄铁矿。硅质胶结物表现为石英次生加大，薄片显示石英次生加大在碎屑石英与其他颗粒和胶结物之间均有发育（图版Ⅰ-6），表明硅质胶结作用早于机械压实作用或与之同时进行［13］。碳酸盐和硫酸盐胶结物分别是白云石和硬石膏，这2种胶结物在局部层位中分布广泛（图版Ⅰ-7）。早期的碳酸盐胶结虽然使原生孔隙被充填堵塞，但却可以有效地抑制压实和压溶作用的发生，同时也为后期的溶蚀作用提供物质基础。硬石膏胶结一般对储层起破坏作用。在局部地区还可见到少量的黏土矿物与黄铁矿胶结（图版Ⅰ-3、图版Ⅰ-8），这些矿物的出现降低了储层的孔渗性能［14］。

Hamra组胶结物主要有硬石膏、石英次生加大、白云石及黏土矿物（图版Ⅰ-5、图版Ⅰ-9～Ⅰ-11），其中硬石膏、白云石和黏土矿物的胶结类型为孔隙充填式，次生石英呈加大式生长在颗粒边缘，黏土矿物主要为高岭石，局部可见海绿石，这些胶结物的存在进一步减小了储层的孔隙度。

3.2.3溶蚀作用

根据Tagi组薄片观察，在显微镜下可见长石颗粒边缘因溶蚀作用而形成的粒间溶孔，表现为不规则的锯齿状和港湾状（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2）。胶结物分析显示，局部层位中含有相对含量较高的白云石和硬石膏等可溶性胶结物，这些组分的溶蚀会使原生孔隙的体积扩大，使部分地层孔隙度和渗透率相对变高。由此表明Tagi组储层在成岩作用期间受到溶蚀作用的改造，从而在一定程度上改善了储层的储集性能。

Hamra组由于稳定组分石英含量较高，颗粒溶蚀作用不明显，仅看到极少量的高岭石溶蚀交代石英颗粒的现象（图版Ⅰ-4）。然而在R井的岩心录井图中可以观察到Hamra组砂岩中有裂缝存在，这些裂缝具有平行于层面发育、不穿层、张开度小及缝面弯曲等特点，可初步判断其为溶蚀作用产生的成岩缝［15］。根据裂缝沟通油气的性能，可将其分为无效缝和有效缝：无效缝通常被方解石和石英等自生矿物充填，堵塞缝道，对储层物性的改善并不起实际作用；有效缝在形成后，没有被充填和胶结，沟通性能良好，极大地提高了储层的渗透性，对油气的运移及储集具有重要作用［16］。研究区内R井Hamra组3 782 m处有裂缝发育（图版Ⅰ-12），但已被充填堵塞，即为无效缝，导致R井Hamra组没有油气显示，但研究区其他井中，Hamra组存在大段孔、渗值均相对较高的层段，并且已见大量油气水显示。由此可推测，研究区Hamra组发育大量的有效裂缝，而且这些裂缝可能是该组储层主要的储集空间。

4　优质储层分布预测

根据储层综合评价的结果，优质储层应发育在埋藏浅、压实作用弱、岩石粒度粗及溶蚀作用强的地区［12］。研究区Tagi组埋藏浅，受压实作用影响小，沉积的砂岩粒度粗，而Hamra组埋藏深，受压实作用强，沉积粒度细，因此优质储层应主要发育在三叠系Tagi组。DST测试结果显示，Tagi组平均产油量为230 m3/d，最高可达834 m3/d，而Hamra组平均产油量只有75 m3/d，最高也仅131 m3/d。油气解释结果显示：Tagi组上部的Taig-2段中发育多套厚度较大的油层，底部的Tagi-1段则多数为干层和水层，油层数量少，且厚度较薄（参见图4）；Hamra组中主要为水层和干层，仅有少数厚度较小的油层（参见图5）。因此，研究区Tagi组上部的Tagi-2段是优质储层发育的层段，勘探潜力大，可作为下一步工作的重点层段。

5　结论

（1）北非三叠盆地H区块三叠系Tagi组储层发育中等结构成熟度和成分成熟度的河流相石英砂岩和岩屑石英砂岩，砂岩孔隙类型主要为原生粒间孔以及少量的次生溶蚀孔；Hamra组储层主要发育结构和成分成熟度均较高的滨岸相石英砂岩和长石石英砂岩，孔隙类型主要为裂缝和溶蚀孔，储层类型主要为特低孔、特低渗和低孔、低渗储层。

（2）Tagi组储层发育受沉积作用和成岩作用影响，沉积作用是主要控制因素，其中河道砂坝微相物性最好，是优质储层发育的有利相带；成岩作用对储层有一定的改造作用，压实作用对Tagi组储层影响较小，胶结作用对储层具有双重影响，溶蚀作用对储层有一定的改善作用。

（3）Hamra组储层物性整体较差，受沉积作用影响较小。较强的压实作用导致岩性整体致密，胶结作用进一步影响了储层物性，溶蚀作用是改善储层物性的主要因素，溶蚀作用产生的裂缝和少量的溶蚀孔是Hamra组储层的主要储集空间。

（4）北非三叠盆地H区块三叠系Tagi-2段是优质储层发育的有利层段，勘探潜力极大。

（References）：

［1］李争，段奕.阿尔及利亚三叠盆地成藏主控因素分析［J］.天然气技术，2009，3（5）：10-13.

Li Zheng，Duan Yi.Main reservoir-forming controlling factors of Triassic Basin，Algeria［J］.Natural Gas Technology，2009，3（5）：10-13.

［2］Pang Xiongqi，Zhou Xinyuan，Lin Changsong，et al.Classification of complex reservoirs in superimposed basin of West China［J］.Acta Geologica Sinica（English Edition），2010，84（5）：1011-1034.

［3］陈霞，何雨丹，于慧玲，等.阿尔及利亚三叠盆地Hadjira区块油气勘探潜力［J］.天然气工业，2008，28（8）：22-24.

Chen Xia，He Yudan，Yu Huiling，et al.Exploration potential of Hadjira block in the Triassic Basin，Algeria［J］.Natural Gas Industry，2008，28（8）：22-24.

［4］翁望飞，季红军，张涛，等.阿尔及利亚A区块三叠系油气成藏条件与富集控制因素［J］.岩性油气藏，2010，22（1）：76-81.

Weng Wangfei，Ji Hongjun，Zhang Tao，et al.Hydrocarbon accumulation conditions and enrichment controlling factors of Triassic in block A，Algeria［J］.Lithologic Reservoirs，2010，22（1）：76-81.

［5］Badalini G，Redfern J，Carr I D.Asynthesis of current understanding of the structural evalution of north Africa［J］.Journal of Petroleum Geology，2002，5（3）：249-258.

［6］李莉，宋明雁，李争.阿尔及利亚三叠盆地隐蔽油气藏勘探前景［J］.中国石油勘探，2008，（4）：56-61.

Li Li，Song Mingyan，Li Zheng.Prospect for exploration of subtle reservoirs in Triassic Basin in Algeria［J］.China Petroleum Exploration，2008（4）：56-61.

［7］杨丽.阿尔及利亚G合同区三叠系储层评价［J］.江汉石油科技，2006，16（3）：9-12.

Yang Li.Triassic reservoir evaluation of G contact area in Algeria［J］.Jianghan Petroleum Science and Technology，2006，16（3）：9-12.

［8］胡忠贵，郑荣才，周刚，等.阿尔及利亚韦德迈阿次盆地三叠系河流相沉积模式［J］.成都理工大学学报：自然科学版，2009，36（3）：254-260.

Hu Zhonggui，Zheng Rongcai，Zhou Gang，et al.Sedimentary models and reservoir forecasting of the Triassic fluvial facies in the Oued Mya Basin of Algeria［J］.Journal of Chengdu University of Technology：Science&Technology Edition，2009，36（3）：254-260.

［9］陈霞，于慧玲，何雨丹，等.阿尔及利亚三叠盆地GUERARA地区石油地质条件分析［J］.石油实验地质，2008，30（3）：256-259.

Chen Xia，Yu Huiling，He Yudan，et al.Analysis of petroleum geological conditions of the GUERARA block in the Triassic Basin，Algeria［J］.Petroleum Geology&Experiment，2008，30（3）：256-259.

［10］何幼斌，王文广.沉积岩与沉积相［M］.北京：石油工业出版社，2007：74-49.

He Youbin，Wang Wenguang.Sedimentary rocks and sedimentary facies［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2007：74-49.

［11］冯明石，刘家铎，孟万斌，等.四川盆地中西部须家河组储层特征与主控因素［J］.石油与天然气地质，2009，30（6）：713-719.

Feng Mingshi，Liu Jiaduo，Meng Wanbin，et al.Characteristics and major controlling factors of reservoirs in the Xujiahe Formation of the central and western Sichuan Basin［J］.Oil&Gas Geology，2009，30（6）：713-719.

［12］刘春慧，金振奎，朱桂芳，等.准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系梧桐沟组储层物性特征及控制因素［J］.天然气地球科学，2007，18（3）：375-379.

Liu Chunhui，Jin Zhenkui，Zhu Guifang，et al.Physical properties and control factors of Permian Wutonggou Formation in Jimusar Sag，east of Junggar Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2007，18（3）：375-379.

［13］于兴河.油气储层地质学基础［M］.北京：石油工业出版社，2009：220.

Yu Xinghe.Oil and gas reservoir geological basis［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2009：220.

［14］纪友亮.油气储层地质学［M］.第2版.东营：中国石油大学出版社，2009：71.

Ji Youliang.Petroleum reservoir geology［M］.2nd Edition.Dongying：China Petroleum University Press，2009：71.

［15］刘崇瑞，颜丹平，李书兵.川西坳陷大邑构造须三段储层裂缝类型及控制因素［J］.断块油气田，2014，21（1）：28-31.

Liu Chongrui，Yan Danping，Li Shubing.Types and controlling factors of fractures for the third member of Xujiahe Formation in Dayi structure，west Sichuan Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：28-31.

［16］翁望飞，李争，季红军，等.阿尔及利亚A区块三叠系砂岩储层特征及其影响因素［J］.天然气勘探与开发，2010，33（2）：6-10.

Weng Wangfei，Li Zheng，Ji Hongjun，et al.Reservoir characteristics of Triassic sandstone and its influencing factors，Algeria A block［J］.Natural Gas Exploration&Development，2010，33（2）：6-10.

图版Ⅰ

（本文编辑：王会玲）

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

KUANG Kexin1，2，ZHANG Shangfeng1，2，YU Shui3，WANG Ruoli4，HUANG Chun5
（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）

TriassicBasinisalargecompositeoil andgas-bearingbasininAlgeriaof 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 aremainly intergranular pores and intergranular dissolved pores；while Hamra Formation mainly developed quartz sandstoneandfeldsparquartzsandstoneofshorefacies，withhightexturalandcompositionalmaturity，andthereservoir 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 reservoiraccordingtopropertydata.Sedimentationisthemain 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 memberinthestudyareaispredictedtobethefavorableareaforhighqualityreservoirwithgreatexplorationpotential. Key words：reservoir characteristics；controllingfactors；Tagi Formattion；Hamra Formation；Triassic Basin；North Africa

TE122.2+3

A

1673-8926（2015）01-0058-08

2014-06-23；

2014-08-02

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

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

张尚锋（1963-），男，博士，教授，主要从事沉积学与层序地层学方面的研究和教学工作。E-mail：jpuzhangsf@163.com。