新和-三道橋地區(qū)白堊系巴西蓋組儲層特征及控制因素

馬紅強 夏永濤 趙永強 韓強 喬桂林

摘? ?要：塔里木盆地新和-三道橋地區(qū)白堊系巴西蓋組為辮狀河-濱淺湖相沉積，儲層主要發(fā)育于辮狀河三角洲前緣水下分流河道和濱淺湖灘壩砂相。儲集空間類型主要為殘余原生孔隙，次為少量次生孔隙。主要成巖作用為壓實、膠結(jié)和溶蝕作用，其中壓實和膠結(jié)作用較強，溶蝕作用較弱。在沉積作用基礎上的成巖作用控制了現(xiàn)今儲層面貌，導致孔隙損失的主要成巖作用為壓實和膠結(jié)作用，溶蝕增孔作用非常有限。通過對新和-三道橋地區(qū)白堊系巴西蓋組儲層特征及控制因素分析，為該區(qū)下一步油氣勘探提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：塔里木盆地;新和-三道橋;白堊系;儲層;巴西蓋組

近年來，塔里木盆地北部英買46井、玉東7井、中秋1及Xh5井在白堊系獲得油氣突破，英買46和玉東7井區(qū)在白堊系巴西蓋組的突破使新和-三道橋地區(qū)成為勘探熱點。前人對塔里木盆地北部庫車坳陷天然氣主力產(chǎn)層白堊系巴什基奇克組研究較多，對新和-三道橋白堊系巴西蓋組研究程度相對較低，對不同沉積相帶砂體展布、成巖作用及儲層受控因素研究相對薄弱[1-15]。本文利用新和-三道橋及鄰區(qū)主要鉆井巖心分析化驗、錄井、測井及地震等資料，分析沉積（微）相、成巖作用、儲層發(fā)育及受控因素，為明確有利儲層發(fā)育區(qū)提供指導。

1? 沉積背景及砂體展布

新和-三道橋地區(qū)位于塔里木盆地北部庫車坳陷南緣與沙雅隆起北部雅克拉斷凸，西部緊鄰沙西凸起（圖1）[1]。白堊系巴西蓋組巖性縱向上主要分為兩段，下段以粉-細砂巖為主，部分井發(fā)育含礫中粗粒砂巖;上段以泥巖為主，整體發(fā)育辮狀河三角洲-濱淺湖相沉積（沉積方面補充了巖心資料）（圖2）[1，4-5]，但新和與三道橋地區(qū)沉積特征有一定差異。

新和地區(qū)經(jīng)白堊紀初期舒善河組填平補齊后，巴西蓋組沉積了較厚砂體，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道相，局部發(fā)育灘壩相。重礦物特征及砂巖含量和巖層厚度分析表明，儲層可能受到西南地區(qū)新和-英買力凸起物源的影響（圖3）[1，4]。三道橋地區(qū)巴西蓋組沉積早期，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體，砂體較厚，連續(xù)性較好，表明物源供應充足。沉積晚期湖平面上升，物源供應減弱，主要發(fā)育濱淺湖相，局部發(fā)育灘壩砂[1]。近NE向沉積微相分析表明，沉積早期無論是新和還是三道橋地區(qū)主要發(fā)育水下分流河道砂體，砂體較厚，砂巖含量高。沉積晚期新和地區(qū)主要發(fā)育水下分流河道砂體，三道橋地區(qū)受北部天山物源影響，與新和地區(qū)差異明顯，構(gòu)造沉降較大，水體變深，砂巖厚度變?。▓D4，5）[1，4]。

新和地區(qū)巴西蓋組下段砂巖累積厚度10～30 m。砂地比為59.68%～91.78%，僅Xh101井為46.75%，向北呈降低趨勢。Xh2井區(qū)和Xh3井區(qū)附近為水下分流河道沉積，砂體廣泛發(fā)育。在Xh2-Xh1-Xh3-Xh5井一線向北相變?yōu)闉I淺湖相沉積。上段砂巖累積厚10～20 m，Xh101井和Xh5井最薄處為9 m和3 m。砂地比分別為42.65%和46.75%，Xh101和Xh5井砂地比為28.99%和27.27%。沉積相變化不大，主要發(fā)育水下分流河道砂體。局部發(fā)育灘壩相，砂體厚度和分布范圍變小。表明受湖泊擴張影響，水體加深，砂巖厚度變薄（圖4）。三道橋地區(qū)巴西蓋組下段砂體累積厚10～30 m，砂地比為61.17%～86.15%。Qg2和S53井砂地比分別為52.22%和52.83%，S53-1井砂地比為28.83%。上段砂巖分布有限，厚度差異較大。Qg2和S53井砂巖厚度分別為16.96 m和18.25 m，其余井砂巖厚度均在10 m以下，砂地比為10.53%～38.40%。表明該區(qū)主體發(fā)育濱淺湖相，局部發(fā)育灘壩相砂體，受湖盆擴張影響明顯（圖5）。

2? 成巖作用及成巖演化

2.1? 成巖作用類型

巴西蓋組砂巖礦物成熟度相對較低，巖石類型主要為巖屑長石砂巖、巖屑砂巖和長石巖屑砂巖。塑性顆粒含量較多，壓實作用較強。巖石顆粒主要以線及點-線接觸為主，鏡下可見礦物顆粒破碎、壓彎塑性變形及定向排列（圖6）。

巴西蓋組膠結(jié)作用主要為碳酸鹽和粘土礦物膠結(jié)，石英次生加大（圖7）。碳酸鹽膠結(jié)發(fā)育較普遍，碳酸鹽礦物主要包括方解石、白云石和鐵方解石等，陰極發(fā)光主要為橘黃色。碳酸鹽膠結(jié)物含量在平面分布上有一定差異，其中Qg1井區(qū)和Qg2井含量最高，其余鉆井含量較低。局部層段由于方解石膠結(jié)和粘土礦物環(huán)邊的發(fā)育可抑制壓實作用，導致砂巖壓實作用較弱（圖6，7）。結(jié)合7口鉆井34個陰極發(fā)光、23個碳氧同位素樣品資料分析，早期碳酸鹽膠結(jié)不發(fā)育，主要為晚期碳酸鹽膠結(jié)（圖7，8）。據(jù)星火1、Qg101和Qg4井巴西蓋組砂巖碳酸鹽膠結(jié)物中鹽水包裹體均一溫度為104.3℃～122.4℃，平均113.2℃，判斷碳酸鹽膠結(jié)物形成于吉迪克組沉積晚期—康村組沉積中期，主要為晚期膠結(jié)。

巴西蓋組砂巖溶蝕作用較弱，溶蝕礦物主要為長石、巖屑和少量碳酸鹽礦物（圖9）。依據(jù)如下：①碳酸鹽礦物大多晶形完備、無溶蝕痕跡;②晚期加大石英，晶形完好，表明其形成時仍有較多自由空間，原生孔隙未被完全充填;③孔隙縱向分布特征表明，其隨深度增大而減小，無典型的受溶蝕作用影響的異常增大層段。

2.2? 成巖及孔隙演化

巴西蓋組經(jīng)歷了不同成巖和孔隙演化階段[10-15]。早成巖A期：在新近系沉積（25 Ma）以前，為表生-淺埋藏成巖環(huán)境，成巖作用主要為壓實作用，原生孔隙迅速減小。少量伊利石、伊蒙混層分布粒表形成粘土膜，早期少量方解石孔隙式膠結(jié)，起到一定抗壓作用。早期的淡水及有機酸，對砂巖沉積物中易溶骨架顆粒（巖屑、長石）及早期方解石膠結(jié)物少量溶解;早成巖B期：為25～10 Ma，深埋藏早期，沉積物進入快速埋藏階段，壓實作用進一步增強，粒間孔隙快速減少。部分酸性流體對碳酸鹽礦物、長石和巖屑進一步溶蝕，形成少量次生孔隙;中成巖A期：10 Ma至今，深埋藏晚期，顆粒大部分為點-線接觸。普遍見石英次生加大，晚期含鐵碳酸鹽膠結(jié)，長石、巖屑等碎屑顆粒及碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕。

3? 儲層特征及控制因素

巴西蓋組儲集空間類型主要為殘余原生粒間孔隙及少量溶蝕孔。下段砂巖原始孔隙度為27.26%～40.17%，平均33.86%～36.80%。原始孔隙度與顆粒粒度大致呈正相關(guān)，沉積作用控制了儲層的原始孔隙度。早期發(fā)生沉積后發(fā)育一定的原生孔隙，后期經(jīng)不同演化階段和不同成巖作用，保留了一定的原生孔隙，并疊加了部分次生孔隙。造成孔隙損失的主要成巖作用是壓實作用，次為膠結(jié)作用，溶蝕作用對儲層孔隙的增加貢獻較小。壓實作用對儲層損失率為26.84%～67.48%/46.69%，損失了9.21%～24.29%/16.54%的孔隙度。膠結(jié)作用對孔隙損失率為9.29%～51.22%/29.07%，損失3.25%～17.40%的孔隙度。溶蝕作用增加了0.26%～3.49%/1.48%的孔隙度（圖10）。

4? 結(jié)論

（1） 新和-三道橋地區(qū)白堊系巴西蓋組主要發(fā)育辮狀河-濱淺湖相沉積，儲層主要為辮狀河三角洲前緣水下分流河道相和濱淺湖灘壩砂體。

（2） 新和-三道橋地區(qū)白堊系巴西蓋組主要發(fā)育壓實、膠結(jié)和溶蝕作用。壓實作用較強，碳酸鹽巖膠結(jié)作用較普遍，溶蝕作用較弱。主要溶蝕長石、巖屑和少量碳酸鹽膠結(jié)物。

（3） 新和-三道橋地區(qū)白堊系巴西蓋組儲集空間類型主要為殘余原生孔隙和少量次生孔隙。在沉積作用基礎上的成巖作用控制了現(xiàn)今儲層的面貌，導致孔隙損失的主要作用是壓實和膠結(jié)作用，溶蝕作用增孔非常有限。

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Reservoir Characteristics and Controlling Factors of Cretaceous Baxigai Formation in Xinhe-Sandaoqiao Area

Ma Hongqiang1，2，3，Xia Yongtao3，Zhao Yongqiang1，2， Han Qiang3，Qiao Guilin1，2，3

（1.Wuxi Institute of Petroleum Geology，Petroleum Exploration and Development Research Institute of SINOPEC，Wuxi，Jiangsu，214126，China;2. SINOPEC Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms， Wuxi，

Jiangsu，214126，China;3.Exploration and Development Research Institute，Northwest Oilfield Branch

of? SINOPC，Urumqi，Xinjiang，830011，China）

Abstract： The Cretaceous Baxigai Formation is mainly braided river and shore-shallow lake deposition in Xinhe-sandaoqiao area of Tarim Basin? and the reservoirs are mainly developed in braided river delta front subaquatic distributary channel and shore-shallow lake beach bar sand. The main diagenesis types are compaction， cementation and dissolution， of which compaction is strong， late carbonate cementation is common， dissolution is weak， and the main dissolution is feldspar， rock debris and a small amount of carbonate cementation. Reservoir space types are mainly primary pores and a few secondary pores. Sedimentary microfacies are the main factors affecting Reservoir. The main causes of pore loss are compaction and cementation， and dissolution are very limited to pore enhancement. Through the analysis of the reservoir characteristics and controlling factors of the Cretaceous Baxigai formation in Xinhe-Sandaoqiao area， this paper provides a reference for the next oil and gas exploration in this area.

Key words： Xinhe-sandaoqiao;Cretaceous;reservoir;Baxigai Formation;Tarim Basin