塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系一間房組碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及主控因素

彭守濤，何治亮，丁 勇，張 濤，夏東領(lǐng)，汲生珍，云金表

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油化工股份有限公司 西北分公司 石油勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830011)

托甫臺(tái)地區(qū)位于阿克庫勒凸起西南傾沒端(圖1)[1]，隨著塔河油田油氣勘探從主體區(qū)向外圍轉(zhuǎn)移，該區(qū)逐漸成為勘探的熱點(diǎn)。該區(qū)主力油層集中在中奧陶統(tǒng)一間房組。但由于托甫臺(tái)地區(qū)處于巨厚的桑塔木組覆蓋區(qū)，其儲(chǔ)層發(fā)育特征與主體區(qū)存在明顯差異，儲(chǔ)層埋深大(大于6 000 m)、厚度薄、非均質(zhì)性強(qiáng)、控制因素復(fù)雜，導(dǎo)致有利勘探目標(biāo)預(yù)測難度大。前人對塔河油田儲(chǔ)層研究多集中在主體區(qū)[2-9]，托甫臺(tái)地區(qū)儲(chǔ)層研究相對薄弱，有限的成果報(bào)道[1,10]認(rèn)識(shí)到該區(qū)儲(chǔ)層具有多類型，多成因，但對不同類型儲(chǔ)層的分布規(guī)律和受控因素認(rèn)識(shí)尚不明確。本文系統(tǒng)分析30多口井第一手資料，結(jié)合巖心、薄片觀察、地化特征等，詳細(xì)研究了該區(qū)奧陶系一間房組儲(chǔ)層類型及主控因素，對下步勘探部署具有重要意義。

圖1 塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置[1]Fig.1 The Structural location map of study area

1 地質(zhì)背景

構(gòu)造演化研究表明[11-13]，加里東中晚期，塔里木盆地發(fā)生了區(qū)域性擠壓構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，塔里木盆地性質(zhì)由被動(dòng)大陸邊緣盆地向擠壓型盆地轉(zhuǎn)變，盆內(nèi)形成隆坳交替的構(gòu)造格局，塔河油田所在的阿克庫勒凸起也在該時(shí)期形成雛形，但由于該時(shí)期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)源于塔里木板塊南部與南昆侖板塊的碰撞，阿克庫勒凸起距板塊碰撞地較遠(yuǎn)，受影響相對較弱，主要表現(xiàn)為整體小幅度抬升，形成向北緩慢抬升的緩坡形態(tài)。在海西期，阿克庫勒凸起受區(qū)域性擠壓抬升逐漸形成向西南傾伏、北東向展布的大型鼻凸，后經(jīng)印支—燕山和喜山運(yùn)動(dòng)進(jìn)一步改造而最終定型。而托甫臺(tái)地區(qū)始終處于阿克庫勒凸起的西南斜坡部位[13]。

據(jù)鉆井資料揭示，托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系地層發(fā)育較齊全，自下而上分別為鷹山組(O1-2y)、一間房組(O2yj)、恰爾巴克組(O3q)、良里塔格組(O3l)和桑塔木組(O3s)。中奧陶統(tǒng)包括鷹山組和一間房組，為開闊臺(tái)地相沉積[11]，其中一間房組沿TK1231-AD21-AD22-AD23-TK1229-TK1262-TK1209-S85井一線向北尖滅，呈西南厚、東北薄展布特征，區(qū)內(nèi)鉆揭厚度55.0～131.0 m，與上覆地層呈平行不整合接觸。上奧陶統(tǒng)視厚40～910 m，南厚北薄，為海相沉積，由于受到陸源碎屑物質(zhì)的影響，泥質(zhì)含量較高，儲(chǔ)集性能一般。

2 儲(chǔ)層發(fā)育特征

2.1 儲(chǔ)層巖石特征

利用薄片資料對托甫臺(tái)地區(qū)鷹山組、一間房組、良里塔格組各類巖石出現(xiàn)頻率統(tǒng)計(jì)表明(圖2)，鷹山組巖石類型主要為泥(微)晶灰?guī)r類(48.2%)，次為泥晶—亮晶顆粒灰?guī)r類(35.7%)，(含)生屑灰?guī)r類、藻粘結(jié)灰?guī)r類、(含)云質(zhì)灰?guī)r類、(含)灰質(zhì)云巖類等少量出現(xiàn)；一間房組巖石類型主要為泥晶灰?guī)r類(28.6%)、亮晶顆?；?guī)r類(23.1%)、(含)生屑灰?guī)r類(23.7%)，次為泥晶顆粒灰?guī)r類(14.6%)、藻粘結(jié)灰?guī)r類(9.1%)， (含)云質(zhì)灰?guī)r類少量；良里塔格組主要為泥晶灰?guī)r類(53.4%)，次為顆?；?guī)r類(18.8%)、藻粘結(jié)灰?guī)r類(12.0%)、(含)生屑灰?guī)r類(10.5%)，且泥質(zhì)含量明顯增加。

巖石結(jié)構(gòu)成分控制了后期的成巖演化[14]。一間房組由于主要發(fā)育中高能臺(tái)內(nèi)礁灘體顆?；?guī)r，泥質(zhì)含量極少，故有利于后期的巖溶改造；中、上奧陶統(tǒng)巖性較為復(fù)雜，由于陸源碎屑物質(zhì)的混入，巖石可溶性大大降低，不同類型巖石可溶解性差異較大[15]。

2.2 儲(chǔ)層物性特征

據(jù)區(qū)內(nèi)9口取心井一間房組51個(gè)物性數(shù)據(jù)分析，全直徑孔隙度介于0.10%～6.0%，主要集中在1.0%～3.5%；垂直滲透率很小，主要分布于(0.1～2.0)×10-3μm2，其中以(0.5～1.4)×10-3μm2最多。統(tǒng)計(jì)表明，該區(qū)一間房組碳酸鹽巖儲(chǔ)層基質(zhì)部分具有低孔、低滲特征，對儲(chǔ)層物性的貢獻(xiàn)有限，儲(chǔ)集空間主要依賴于與表生巖溶作用有關(guān)的次生溶蝕孔、洞和裂縫[16]。

2.3 儲(chǔ)集空間類型

通過對鉆井巖心、巖石薄片、鑄體薄片等孔隙結(jié)構(gòu)分析，發(fā)現(xiàn)托甫臺(tái)地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)集空間主要為次生(溶蝕)孔洞、(構(gòu)造、溶蝕)裂縫、孔隙三類，而原生基質(zhì)孔隙欠發(fā)育，非均質(zhì)性較強(qiáng)。其中，溶蝕孔洞是該區(qū)重要的儲(chǔ)集空間，以中、小洞為主，大小在5～100 mm之間變化，密集分布或孤立發(fā)育；多為方解石全充填或半充填。裂縫包括構(gòu)造縫、壓溶縫、溶蝕縫等，巖心觀察表明，本區(qū)有效裂縫主要為中(縫寬100～1000 μm)、小(縫寬10～100 μm)高角度縫，裂縫充填較為嚴(yán)重，裂縫常與大的斷裂帶伴生，或發(fā)育在褶皺頂部；孔隙主要有粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔，孔徑一般幾微米至幾百微米，為早期近地表成巖環(huán)境大氣淡水溶蝕的產(chǎn)物，在一間房組顆?；?guī)r與生物屑灰?guī)r中有見，但總體規(guī)模不大。

圖2 塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系不同層系巖石類型統(tǒng)計(jì)Fig.2 Rock types of different formation in Ordovician, Tuofutai area, Tahe Oilfield

2.4 儲(chǔ)層類型及分布

2.4.1 孔洞型儲(chǔ)層

儲(chǔ)集空間主要為中、小溶蝕孔洞，裂縫多不發(fā)育。鉆井中常發(fā)生放空、泥漿漏失、井涌等現(xiàn)象，如TP12-2,TP9,TP11,TP3等井；測井曲線為低電阻率，多小于200 Ω·m，井徑擴(kuò)徑，孔隙度變化非常明顯。該類儲(chǔ)層多獲高產(chǎn)油氣流、產(chǎn)量相對穩(wěn)定。

2.4.2 裂縫—孔洞型儲(chǔ)層

儲(chǔ)集空間主要是溶蝕孔洞，其次是裂縫。孔洞主要為沿裂縫溶蝕擴(kuò)大的孔和小—中洞組成，裂縫起溝通孔洞和改善滲流性能作用?？锥雌骄紫抖纫话阈∮?%，裂縫孔隙度在0.05%～0.25%，滲透率一般較高。該類儲(chǔ)層主要發(fā)育在本區(qū)中部TP7井區(qū)和TP12CX井區(qū)。

2.4.3 孔洞—裂縫型儲(chǔ)層

與裂縫—孔洞型儲(chǔ)層相似，孔洞和裂縫對油氣的儲(chǔ)集、滲濾都有貢獻(xiàn)，但裂縫的作用相對更重要。該類儲(chǔ)層在區(qū)內(nèi)中部較為發(fā)育。

2.4.4 裂縫型儲(chǔ)層

儲(chǔ)集空間主要是裂縫和極少量沿裂縫分布的溶孔，一般可見多組不同角度的構(gòu)造裂縫相互交叉形成網(wǎng)絡(luò)狀裂縫系統(tǒng)。儲(chǔ)層物性具有低孔、高滲性，區(qū)內(nèi)TP3井屬典型裂縫型儲(chǔ)層，GR較小，CAL無明顯擴(kuò)徑，RD、RS有所減小且呈正幅度差異，AC曲線平直，DEN曲線小幅度起伏。

根據(jù)不同類型儲(chǔ)層識(shí)別特征，詳細(xì)解剖區(qū)內(nèi)單井儲(chǔ)層類型，認(rèn)為該區(qū)奧陶系一間房組儲(chǔ)層平面上總體呈“南北分帶，東西分異”格局，即從南往北儲(chǔ)層發(fā)育程度逐漸變好，北部靠近艾丁地區(qū)以孔洞型儲(chǔ)層為主，中部以裂縫—孔洞型或孔洞—裂縫型儲(chǔ)層為主，南部以裂縫型儲(chǔ)層為主；東西方向上斷裂帶附近儲(chǔ)層明顯更好(圖3)。儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向具有分層的特征(圖4)，這主要與構(gòu)造部位、古地貌、巖相、古水文條件以及暴露時(shí)間長短等多因素聯(lián)合控制有關(guān)[17-19]，也與多期 (幕)巖溶復(fù)合作用有關(guān)。

圖3 塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系一間房組儲(chǔ)層類型分布Fig.3 The distribution of reservoir type of Yijianfang Formatio in Ordovician, Tuofutai area, Tahe Oilfields

3 儲(chǔ)層主控因素

3.1 巖溶作用是儲(chǔ)層發(fā)育的重要條件

托甫臺(tái)地區(qū)由于有巨厚的桑塔木組覆蓋，而桑塔木組內(nèi)部以泥質(zhì)為主的隔水層很大程度上阻隔了海西期巖溶作用，故主要為加里東中期巖溶。進(jìn)一步的依據(jù)有：地震剖面奧陶系反射波組底部上超、頂部削截特征；塔河油田S69井等10余口井中在中奧陶統(tǒng)和上奧陶統(tǒng)之間缺失2～4個(gè)牙形刺帶[20,21]；統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系內(nèi)部有14口井(包括側(cè)鉆井)發(fā)現(xiàn)泥漿漏失、放空等現(xiàn)象；TP24,TP3,TP4,TP8井及鄰區(qū)T753,S108,T740,S102,T704,T705,T706,T737,T738等井巖心上均可見到小型溶蝕孔洞或溶蝕孔洞層發(fā)育，部分為方解石充填，少量為瀝青質(zhì)、原油或有機(jī)質(zhì)充填。另外，洞穴充填方解石低Sr同位素特征(87Sr /86Sr<0.709 4)，含烴鹽水包裹體具低烴類成熟度和低均一溫度，也證實(shí)了加里東中期巖溶作用的存在[21-22]。

圖4 塔河油田托甫臺(tái)—艾丁地區(qū)中下奧陶統(tǒng)儲(chǔ)層類型縱向分布特征圖中井名的位置見圖3。Fig.4 Vertical distribution of reservoir type in the Lower-Middle Ordovician, Tuofutai and Aiding area,Tahe Oilfield

3.2 有利的沉積相帶是儲(chǔ)層發(fā)育的基礎(chǔ)

前人對塔河地區(qū)奧陶系沉積相進(jìn)行過系統(tǒng)研究[23-24]，認(rèn)為塔河地區(qū)主要為開闊臺(tái)地相沉積(圖6)。

圖5 塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系一間房組儲(chǔ)層綜合成因模式Fig.5 The comprehensive reservoir genesis model of the Yijianfang Formation, Tuofutai area, Tahe Oilfield

圖6 塔河油田奧陶系一間房組儲(chǔ)層發(fā)育厚度與沉積相展布關(guān)系Fig.6 Distribution of the Carbonate reservoir thickness and the sedimentary facies units of Yijianfang Formation in Ordovician, Tahe Oilfields

本文利用高能巖石累計(jì)厚度及占地層厚度比例統(tǒng)計(jì)(比例大于等于0.3作為可能的灘相發(fā)育區(qū))，結(jié)合地震剖面結(jié)構(gòu)、巖心觀察和薄片分析，進(jìn)一步確定了一間房組礁灘相體展布特征(圖6)。研究表明，塔河地區(qū)一間房組為開闊臺(tái)地相沉積，主要發(fā)育低能臺(tái)內(nèi)灘間海微晶灰?guī)r、顆粒微晶灰?guī)r沉積與高能或較高能臺(tái)內(nèi)淺灘相顆?；?guī)r沉積，局部存在障積型生物丘或生物點(diǎn)礁，規(guī)模較小。托甫臺(tái)北部地區(qū)礁灘體相對發(fā)育，如TP20,TP8,TP6,TP3,TP5,S109等井較為典型(圖6)。

巖溶作用和構(gòu)造破裂作用是儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵，而巖石類型對這兩種作用影響又較為明顯。從一間房組儲(chǔ)層發(fā)育厚度與沉積相疊加分布可以看出，開闊臺(tái)地內(nèi)高能沉積相帶發(fā)育的較純凈碳酸鹽巖，經(jīng)后期風(fēng)化淋濾形成的巖溶儲(chǔ)層往往厚度大、質(zhì)量好(圖6)。其原因在于：一間房組灘相顆?；?guī)r為多，原始粒間孔較發(fā)育，巖性較純，脆性大，泥質(zhì)夾層少，孔滲性好，易受巖溶作用和構(gòu)造破裂作用影響，從而形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體[14]。

3.3 斷裂及裂縫是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵

統(tǒng)計(jì)表明，在斷裂較發(fā)育區(qū)域，儲(chǔ)層厚度往往較大，油氣井產(chǎn)能也相應(yīng)較高，很顯然這是由于斷裂帶及其附近巖石強(qiáng)烈破碎或破裂程度高，從而大大地改善了巖石的透水性能，地表淡水沿裂隙向下滲透形成地表及淋濾帶巖溶，并在到達(dá)潛水面深度時(shí)向斷裂兩側(cè)水平擴(kuò)散流動(dòng)，從而形成一定規(guī)模的縫洞帶。

另外，從巖心上可見微裂縫較為發(fā)育，且常與溶孔伴生；單井儲(chǔ)層類型分布顯示，托甫臺(tái)南部以裂縫型儲(chǔ)層為主，多沿?cái)嗔褞Щ虼渭?jí)裂縫帶發(fā)育，如TP2,TP10CX,TP17等井(圖3)。裂縫對于斷裂帶之間或巖溶地貌不利背景下優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的控制作用更為明顯，其增加了流體與基巖的接觸面積，促進(jìn)了溶蝕作用[6,14]。同時(shí)，裂縫尤其是晚期微裂縫，大大提高了儲(chǔ)層的滲透性。

結(jié)合巖溶地貌、沉積相、斷裂和裂縫等單因素控儲(chǔ)分析，建立了托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系一間房組儲(chǔ)層綜合成因模式(圖5)。本區(qū)中、北部處于巖溶斜坡相對高部位，斷裂(裂縫)和礁灘體相對發(fā)育，故儲(chǔ)層以裂縫-孔洞型、孔洞型等為主；而南部處于巖溶斜坡低部位，礁灘相不太發(fā)育，故儲(chǔ)層主要與斷裂或裂縫有關(guān)，以裂縫型為主。

4 有利儲(chǔ)層評價(jià)

在橫向上，有利的古地貌和斷裂對儲(chǔ)層影響最為明顯，其次是沉積相帶與巖石組成。故最有利儲(chǔ)層分布在巖溶斜坡高部位，斷裂(裂縫)發(fā)育帶、高能相帶疊合部位，儲(chǔ)層以孔洞型或裂縫—孔洞型為主，主要分布在托甫臺(tái)中部TP7井區(qū)、TP12CX兩組斷裂交匯區(qū)或裂縫密集帶，呈片狀分布，一般油氣產(chǎn)能較好，如TP19X,TP11,TP24,TP7,TP12CX等；較有利儲(chǔ)層：以裂縫—孔洞或孔洞—裂縫型為主，主要分布在托甫臺(tái)的中部、北部地區(qū)，局部連片，包括過TP10CX井NNW向斷裂帶、TP13-TP6井區(qū)以及TP4井區(qū)等，以中產(chǎn)、低產(chǎn)油井或水井為多。一般儲(chǔ)層：主要分布在巖溶斜坡低部位，斷裂或裂縫相對不活躍區(qū)，主要在托甫臺(tái)南部，該類儲(chǔ)層目前尚未取得大的突破。

5 結(jié)論

1)托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系一間房組主要為灰?guī)r巖溶儲(chǔ)層，儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙度低，儲(chǔ)集空間主要為溶蝕孔洞、溶蝕擴(kuò)大縫和構(gòu)造縫，儲(chǔ)層類型包括孔洞型、裂縫—孔洞型、孔洞—裂縫型及裂縫型4種，且從北往南呈過渡變化。

2)加里東中期表生巖溶作用、斷裂(裂縫)作用和臺(tái)地高能礁灘體是控制托甫臺(tái)地區(qū)一間房組儲(chǔ)層形成的主要因素。巖溶斜坡高部位或巖溶殘丘，巖溶發(fā)育強(qiáng)度更大；斷裂或裂縫能夠明顯優(yōu)化儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能；巖性對巖溶儲(chǔ)層物性影響明顯。

致謝：感謝宋海明博士、周波博士、張仲培博士在論文寫作過程中的幫助，感謝中國石油化工股份有限公司西北分公司勘探開發(fā)研究院提供了寶貴的基礎(chǔ)資料。

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