塔里木盆地吐孜氣田吉迪克組砂泥巖段儲(chǔ)層特征及評價(jià)

陳杰，包強(qiáng)，羅啟后

(中石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院,四川 成都 610051)

王洪峰

(中石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院, 新疆 庫爾勒 841000)

鄭淑芬，于晏

塔里木盆地吐孜氣田吉迪克組砂泥巖段儲(chǔ)層特征及評價(jià)

陳杰，包強(qiáng)，羅啟后

(中石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院,四川 成都 610051)

王洪峰

(中石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院, 新疆 庫爾勒 841000)

鄭淑芬，于晏

(中石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院,四川 成都 610051)

[摘要]根據(jù)薄片、巖心、掃描電鏡、壓汞和物性等資料分析，吐孜氣田吉迪克組(N1j)儲(chǔ)層巖性主要為褐色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖；碎屑成分以巖屑為主，碎屑顆粒以粉砂級為主，分選中-好，成熟度較高；儲(chǔ)集空間類型以粒間溶蝕孔為主，裂縫不發(fā)育，喉道類型以縮小型和縮頸型喉道為主。綜合分析，沉積作用對儲(chǔ)層控制作用最強(qiáng)，使得儲(chǔ)層發(fā)育連續(xù)，但不同相帶儲(chǔ)層發(fā)育仍有不同；其次是成巖作用，使儲(chǔ)集空間類型多樣，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。綜合考慮儲(chǔ)層巖石類型、孔隙結(jié)構(gòu)和物性特征，建立分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，對區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層進(jìn)行評價(jià)。

[關(guān)鍵詞]儲(chǔ)層特征； 沉積相； 成巖作用； 構(gòu)造作用； 綜合評價(jià)

吐孜氣田位于塔里木盆地庫車坳陷依奇克里克構(gòu)造帶東段(圖1)，主要目的層為新近系吉迪克組(N1j)砂泥巖段。1999年該氣田被發(fā)現(xiàn)，但由于地面條件復(fù)雜，當(dāng)時(shí)未能投入開發(fā)。吐孜氣田儲(chǔ)層主要為一套發(fā)育在寬淺鹽湖沉積體系下的巖屑砂巖，其成熟度較高，孔隙類型復(fù)雜多樣，儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素不清，影響了開發(fā)布井工作。筆者通過取心井巖心觀察，巖石薄片、粒度、掃描電鏡、壓汞曲線及物性等資料分析，詳細(xì)描述了吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層特征，對其發(fā)育的主控因素進(jìn)行了深入剖析，并在此基礎(chǔ)上建立了儲(chǔ)層分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，為氣田的進(jìn)一步的開發(fā)奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)[1～4]。

圖1　吐孜氣田構(gòu)造位置圖

1地層沉積特征

吐孜氣田自上而下鉆遇的地層有新近系康村組、N1j，古近系蘇維依組、庫姆格列木組，白堊系蘇善河組、亞格列木組，侏羅系齊古組、恰克馬克組等，其中N1j從下至上可分為底礫巖段、泥巖段、砂泥巖段、膏泥巖段和藍(lán)灰色泥巖段。

N1j砂泥巖段從上至下分為Ⅰ～Ⅴ共5個(gè)砂層組(鉆遇厚度約320～330m)，巖性均為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖與泥巖互層，夾泥質(zhì)膏巖和膏質(zhì)泥巖，發(fā)育波狀層理、波狀交錯(cuò)層理、沙紋層理、水平層理等，具波痕、泥裂等構(gòu)造。分析表明，該層段發(fā)育環(huán)境為寬淺鹽湖沉積體系，具濱湖和淺湖2個(gè)亞相。其中，濱湖亞相包含濱湖灘砂、濱湖壩砂和濱湖泥3個(gè)微相；淺湖亞相包含淺湖灘砂、淺湖泥和淺湖泥質(zhì)膏巖3個(gè)微相。

2儲(chǔ)層特征

2.1巖石學(xué)特征

圖2　吐孜氣田N1j巖石碎屑組分三端元散點(diǎn)圖

吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層主要為褐色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖，偶見中、細(xì)粒砂巖。碎屑巖組分以巖屑為主(平均體積分?jǐn)?shù)39%～60%)，石英次之(平均體積分?jǐn)?shù)31%～47%)，長石最少(平均體積分?jǐn)?shù)9%～14%)，表明砂巖成分成熟度較高(圖2)。儲(chǔ)層以粉砂級顆粒為主，有少量細(xì)砂級顆粒，粒級區(qū)間主要在0.03～0.10mm之間，少量在0.10～0.25mm，顆粒多呈次棱角-次圓狀，少量為次圓-次棱角狀，分選性以中等-好為主，少量為好，表明結(jié)構(gòu)成熟度較高。

儲(chǔ)層填隙物體積分?jǐn)?shù)較高，鏡下觀察一般為20%～26%，以(鐵)泥質(zhì)雜基和方解石膠結(jié)物為主(泥質(zhì)雜基一般在10%～20%，方解石膠結(jié)物一般在10%～15%之間)。

2.2儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型

吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層孔隙類型豐富，共分為4類9種：原生孔隙(原生粒間孔)、次生孔隙(粒內(nèi)溶孔、雜基內(nèi)溶蝕微孔、鑄?？?、膠結(jié)物溶孔、貼?？p)、混合孔隙(粒間-粒內(nèi)溶孔)、縫隙(構(gòu)造縫、泥裂收縮縫)，其中粒間-粒內(nèi)溶孔最發(fā)育。

1)原生孔隙吐孜氣田N1j砂泥巖段原生孔隙數(shù)量有限，一般小于10%，孔隙邊緣較平直、形態(tài)較規(guī)則且分布較均勻，大小一般在10～50μm。

2)次生孔隙吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層次生孔隙有粒內(nèi)溶孔、雜基內(nèi)溶蝕微孔、鑄?？?、膠結(jié)物溶孔和貼?？p等5種。粒內(nèi)溶孔主要為長石、巖屑、石英等顆粒內(nèi)部被溶蝕形成的孔隙空間，常呈蜂窩狀、殘?jiān)鼱罨虼闋?，孔隙形態(tài)不規(guī)則，在砂泥巖段儲(chǔ)層中較發(fā)育(圖3(a))；雜基內(nèi)溶蝕微孔形態(tài)不規(guī)則，孔徑細(xì)小，多為泥質(zhì)雜基溶蝕而成(圖3(b))；膠結(jié)物溶孔是指膠結(jié)物內(nèi)部溶蝕而形成的孔隙空間，被溶蝕的膠結(jié)物多為方解石、含鐵方解石等碳酸鹽礦物，次為方沸石，該溶蝕作用通常沿礦物解理縫進(jìn)行，分布不均勻，且數(shù)量較少；貼?？p是指溶蝕作用沿顆粒邊緣和填隙物之間的薄弱環(huán)節(jié)進(jìn)行，把緊靠顆粒周緣的填隙物溶蝕掉而形成的縫狀孔隙，呈弧形縫狀，盡管含量不高，但在砂泥巖段儲(chǔ)層中卻常見(圖3(c))。

3)混合孔隙混合孔隙是在原生孔隙存在的前提下疊加了溶蝕作用改造后形成的次生孔隙(圖3(d))。吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層中絕大部分孔隙為混合型，一般占80%左右，單純的原生孔隙及次生孔隙并不多見?？紫栋l(fā)育帶往往是有利于原生孔隙形成和成巖作用改造的沉積相帶。

4)裂縫通過巖心觀察，吐孜氣田N1j砂泥巖段有裂縫，但不發(fā)育，非構(gòu)造縫(干裂紋)均已被充填，有效構(gòu)造縫僅為幾組高角度縫，充填少或無充填，未見網(wǎng)狀縫和低角度縫。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，砂泥巖段平均裂縫密度在0.50條/m以下，裂縫發(fā)育程度較差。

2.3儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

綜合鑄體薄片和掃描電鏡資料，吐孜氣田N1j砂泥巖段包含4種喉道類型：縮小型、縮頸型、片狀和管束狀喉道，主要以縮小型和縮頸型喉道為主，表明該區(qū)壓實(shí)和膠結(jié)作用較強(qiáng)[5](圖3(e)、(f))。

通過鑄體薄片觀察，儲(chǔ)層孔徑較大，分布區(qū)間為10～50μm，最大可達(dá)120μm，以細(xì)孔為主，次為微孔和中孔，少見粗孔；孔喉配位數(shù)一般為1～3，最高為5；面孔率變化較大，一般在10%左右，最大達(dá)20%。壓汞試驗(yàn)分析，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力分布于0.075～15.1MPa，平均為1.87MPa；飽和中值壓力分布于0.25～18.2，平均3.06；喉道半徑均值較大，一般在0.2～0.8μm；平均孔喉半徑一般在0.5～1.08μm；喉道分選系數(shù)一般在0.2～0.5，最大為1.113；微觀均值系數(shù)多小于0.25；孔喉歪度在0.23～3.44?？缀斫Y(jié)構(gòu)參數(shù)表明砂泥巖段儲(chǔ)層孔徑不大，以中、細(xì)孔常見；喉道較小，以小喉為主，喉道類型復(fù)雜，以縮小型和縮頸型為主；孔隙多呈不規(guī)則狀，分布不均勻。

圖3　吐孜氣田N1j砂泥巖段巖石薄片鏡下照片

2.4儲(chǔ)層物性

吐孜氣田N1j砂泥巖段400余塊樣品物性測試結(jié)果顯示：儲(chǔ)層孔隙度主要分布在2%～16%之間，平均11.1%；滲透率主要分布在0.1～10mD，平均3.79mD，為中孔、中滲儲(chǔ)層(圖4)。

圖4　吐孜氣田N1j砂泥巖段巖心孔隙度、滲透率分布直方圖

3儲(chǔ)層發(fā)育控制因素

影響砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)滲性能的因素一般包括：沉積、成巖和構(gòu)造作用[6～9]。通過巖心觀察、微觀結(jié)構(gòu)研究，認(rèn)為研究區(qū)N1j砂泥巖段儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能主要受沉積作用影響，成巖作用次之，構(gòu)造作用最弱。

3.1沉積作用

沉積作用對吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能影響明顯，其決定了沉積物碎屑顆粒的大小、形態(tài)、分選、磨圓、組分和填隙物的成分與含量，主要表現(xiàn)在：

1)沉積相對儲(chǔ)層宏觀結(jié)構(gòu)和分布起控制作用，砂泥巖段儲(chǔ)層主要為寬淺鹽湖的濱淺湖灘壩砂微相沉積，沉積時(shí)可容納空間大，離物源相對較遠(yuǎn)，因而形成了一套大面積連片分布，垂向上被泥巖或泥質(zhì)膏巖隔開，橫向上延展遠(yuǎn)且穩(wěn)定的粉砂巖儲(chǔ)層。其碎屑顆粒大小、成分以及分選性、磨圓度等結(jié)構(gòu)特征近似，因此儲(chǔ)層孔、滲性雖有所差別，但相差并不懸殊。

2)不同相帶的儲(chǔ)層物性有所不同，砂泥巖段儲(chǔ)層以濱湖灘砂為主，有少部分濱湖壩砂，還有一部分淺湖灘砂。濱湖灘砂和壩砂因泥質(zhì)含量相對較少，不含膏質(zhì)，粒度略粗，因此物性相對較好；而淺湖灘砂含泥質(zhì)或膏質(zhì)較多，因此儲(chǔ)層發(fā)育較差。

3)砂巖粒度適中者孔滲性較好，雜基含量高者物性較差，膏質(zhì)含量高者物性顯著變差。

3.2成巖作用

鏡下觀察，吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層所經(jīng)歷的成巖作用主要有壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕作用3種，其中壓實(shí)和膠結(jié)作用為破壞性成巖作用，而溶蝕作用為建設(shè)性成巖作用。據(jù)薄片觀察，砂泥巖段中砂巖顆粒以點(diǎn)-線接觸為主，有部分點(diǎn)狀和漂浮狀接觸，偶見碎屑顆粒沿長軸近平行排列和云母被壓彎，未見顆粒被壓碎，故判斷砂泥巖段儲(chǔ)層雖經(jīng)歷了一定的壓實(shí)作用，但不強(qiáng)，屬中等偏弱程度。

砂泥巖段砂巖的膠結(jié)作用主要為碳酸鹽礦物膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)，次為膏質(zhì)膠結(jié)，偶見方佛石膠結(jié)。碳酸鹽膠結(jié)物主要有：方解石，分布廣泛，且體積分?jǐn)?shù)高，多為5%～16%之間；含鐵方解石，含量較低，以晶粒形態(tài)產(chǎn)出；白云石，體積分?jǐn)?shù)一般小于5%，為泥粉晶結(jié)構(gòu)；菱鐵礦，僅偶見。黏土礦物膠結(jié)包括陸源和自生2類：陸源黏土為沉積期形成，多充填粒間孔隙或包繞顆粒形成黏土薄膜，其體積分?jǐn)?shù)約在10%左右；自生黏土礦物常以孔隙襯邊和孔隙充填2種形式產(chǎn)出，其體積分?jǐn)?shù)一般小于5%；膏質(zhì)膠結(jié)，砂泥巖段中雖然普遍，但一般體積分?jǐn)?shù)較低，常小于3%?？傮w來看，吐孜氣田N1j砂泥巖段以孔隙式膠結(jié)為主，次為基底式和薄膜式膠結(jié)。

溶蝕作用在砂巖泥巖儲(chǔ)層中普遍發(fā)育，造成次生孔隙發(fā)育，特別是粒間溶孔，使儲(chǔ)層物性變好。儲(chǔ)層中被溶蝕的物質(zhì)既有碎屑顆粒，也有雜基和膠結(jié)物，因此儲(chǔ)層可能曾遭受了酸性溶蝕、堿性溶蝕和表生淋濾3種成因的溶蝕作用。據(jù)鏡下觀察，溶蝕作用的序列為：泥質(zhì)薄膜溶蝕→石英溶蝕→早期膏質(zhì)方解石溶蝕→方沸石溶蝕→長石、巖屑溶蝕→泥質(zhì)溶蝕。

3.3構(gòu)造作用

N1j沉積之后，主要經(jīng)歷了喜山晚幕擠壓構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，該運(yùn)動(dòng)不僅使庫車坳陷內(nèi)形成了一系列呈近EW向展布的背斜構(gòu)造和斷裂，而且也會(huì)使地層受到擠壓，降低儲(chǔ)層的孔隙度。吐孜構(gòu)造為一NW-SE方向展布的較為寬緩的背斜構(gòu)造，主體部位僅發(fā)育2條斷裂，巖心和薄片中也僅見到少量構(gòu)造縫，構(gòu)造作用對儲(chǔ)層作用影響有限。

4儲(chǔ)層綜合評價(jià)

在儲(chǔ)層特征研究基礎(chǔ)上，以物性為主要依據(jù)，同時(shí)結(jié)合巖類、孔隙結(jié)構(gòu)和填隙物含量等特征對儲(chǔ)層進(jìn)行綜合評價(jià)，以測井解釋孔隙度、滲透率下限為依據(jù)，將吐孜氣田N1j砂泥巖段儲(chǔ)層分為4類(表1)。統(tǒng)計(jì)分析表明，N1j砂泥巖段儲(chǔ)層以Ⅳ類、Ⅲ類儲(chǔ)層為主，儲(chǔ)層縱向上由下至上有變好的趨勢。

表1　吐孜氣田N1j砂泥巖段碎屑巖儲(chǔ)層綜合評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

5結(jié)論

1)吐孜氣田吉迪克組(N1j)砂泥巖段儲(chǔ)層巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖；碎屑組分以巖屑為主，石英次之，長石含量最低，成分成熟度較高；以粉砂級顆粒為主，多呈次棱角-次圓狀，分選性以中-好為主，少量好，結(jié)構(gòu)成熟度較高；儲(chǔ)集空間以粒間-粒內(nèi)溶蝕孔為主，裂縫不發(fā)育；孔隙結(jié)構(gòu)主要為縮小型和縮頸型喉道，具有孔徑不大、喉道較小、喉道類型復(fù)雜的特點(diǎn)。

2)沉積作用是該區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素，濱湖灘砂和壩砂是最有利的儲(chǔ)集相帶；成巖作用是影響儲(chǔ)層發(fā)育的一個(gè)重要因素，構(gòu)造作用對儲(chǔ)層發(fā)育影響有限。

3)綜合儲(chǔ)層巖類、孔隙結(jié)構(gòu)和填隙物含量等對儲(chǔ)層進(jìn)行綜合評價(jià)，建立了儲(chǔ)層分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，將儲(chǔ)層分為4類。儲(chǔ)層發(fā)育以Ⅳ類、Ⅲ類儲(chǔ)層為主，縱向上由下至上有變好的趨勢。

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[編輯]鄧?yán)?/p>

[引著格式]陳杰，包強(qiáng)，羅啟后，等.塔里木盆地吐孜氣田吉迪克組砂泥巖段儲(chǔ)層特征及評價(jià)[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) ,2015,12(17):14～18.

8 Hydrocarbon Accumulation Mode and Exploration Direction of Santos Basin in Brazil

Zhang Jinwei，Hu Junfeng，Du Xiaomei，Wang Xingyuan，Wang Lei(FirstAuthor’sAddress:SinopecInternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation，Beijing100083，China)

Abstract:Santos Basin was a typical passive continental marginal salt-bearing basin in South America, it was currently one of the hot spot areas for oil exploration in the world.The basin experienced three evolutionary phases such as rifting, transitional and post-rifting phases, three sets of sedimentary sequences including rifting continental facies, transitional evaporation rock facies and post-rifting marine facies corresponding the three evolutionary phases were created respectively.Pre-salt lacustrine shale and post-salt deep marine shale, which belonged to Barremian-lower Apitan and Cenomanian-upper Maastrichtian respectively, were the main source rocks.Pre-salt lacustrine carbonate of rifting phase and post-salt turbidite sandstone were the main reservoirs.Evaporation of Apitan was a regional caprock.Shale and mudstone of post-salt strata were the local caprocks.From the aspects of analyzing the hydrocarbon accumulation law and key factors of hydrocarbon accumulation, three reservoir-forming combinations such as “pre-salt source with pre-salt accumulatin”, “ pre-salt souce with post-salt accumulatin ”, “ post-salt source with post-salt accumulatin ” are summarized.Two kinds of accumulation modes such as pre-salt and post-salt accumulations are established.It is pointed out that pre-salt carbonate and post-salt turbidites, which are respectively located in palaeohigh band of thick salt area in the south of the basin and salt transitional area in the mid-west of the basin, are main targets and direction of exploration.

Key words:accumulation mode；exploration direction；salt-bearing basin；Santos Basin；Brazil

[作者簡介]紀(jì)沫(1982-)，女，工程師，現(xiàn)主要從事石油地質(zhì)和構(gòu)造地質(zhì)學(xué)的研究,978006517@qq.com。

[基金項(xiàng)目]國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(“973”計(jì)劃)項(xiàng)目(2009CB219400)；國家科技重大專項(xiàng)(2008ZX05025，2011ZX05025)。

[收稿日期]2014-11-08

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)17-0014-05

[中圖分類號]TE122.2