塔里木盆地吐孜氣田吉迪克組砂泥巖段儲層特征及評價

陳杰，包強，羅啟后

(中石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院,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層特征及評價

陳杰，包強，羅啟后

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

[摘要]根據薄片、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)儲層巖性主要為褐色泥質粉砂巖、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；儲集空間類型以粒間溶蝕孔為主，裂縫不發育，喉道類型以縮小型和縮頸型喉道為主。綜合分析，沉積作用對儲層控制作用最強，使得儲層發育連續，但不同相帶儲層發育仍有不同；其次是成巖作用，使儲集空間類型多樣，孔隙結構復雜。綜合考慮儲層巖石類型、孔隙結構和物性特征，建立分類評價標準，對區內儲層進行評價。

[關鍵詞]儲層特征； 沉積相； 成巖作用； 構造作用； 綜合評價

吐孜氣田位于塔里木盆地庫車坳陷依奇克里克構造帶東段(圖1)，主要目的層為新近系吉迪克組(N1j)砂泥巖段。1999年該氣田被發現，但由于地面條件復雜，當時未能投入開發。吐孜氣田儲層主要為一套發育在寬淺鹽湖沉積體系下的巖屑砂巖，其成熟度較高，孔隙類型復雜多樣，儲層發育的主控因素不清，影響了開發布井工作。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，詳細描述了吐孜氣田N1j砂泥巖段儲層特征，對其發育的主控因素進行了深入剖析，并在此基礎上建立了儲層分類評價標準，為氣田的進一步的開發奠定了堅實的基礎[1～4]。

圖1　吐孜氣田構造位置圖

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、膏泥巖段和藍灰色泥巖段。

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

2儲層特征

2.1巖石學特征

圖2　吐孜氣田N1j巖石碎屑組分三端元散點圖

吐孜氣田N1j砂泥巖段儲層主要為褐色泥質粉砂巖、粉砂巖，偶見中、細粒砂巖。碎屑巖組分以巖屑為主(平均體積分數39%～60%)，石英次之(平均體積分數31%～47%)，長石最少(平均體積分數9%～14%)，表明砂巖成分成熟度較高(圖2)。儲層以粉砂級顆粒為主，有少量細砂級顆粒，粒級區間主要在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，表明結構成熟度較高。

儲層填隙物體積分數較高，鏡下觀察一般為20%～26%，以(鐵)泥質雜基和方解石膠結物為主(泥質雜基一般在10%～20%，方解石膠結物一般在10%～15%之間)。

2.2儲層儲集空間類型

吐孜氣田N1j砂泥巖段儲層孔隙類型豐富，共分為4類9種：原生孔隙(原生粒間孔)、次生孔隙(粒內溶孔、雜基內溶蝕微孔、鑄模孔、膠結物溶孔、貼粒縫)、混合孔隙(粒間-粒內溶孔)、縫隙(構造縫、泥裂收縮縫)，其中粒間-粒內溶孔最發育。

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

2)次生孔隙吐孜氣田N1j砂泥巖段儲層次生孔隙有粒內溶孔、雜基內溶蝕微孔、鑄模孔、膠結物溶孔和貼粒縫等5種。粒內溶孔主要為長石、巖屑、石英等顆粒內部被溶蝕形成的孔隙空間，常呈蜂窩狀、殘渣狀或串珠狀，孔隙形態不規則，在砂泥巖段儲層中較發育(圖3(a))；雜基內溶蝕微孔形態不規則，孔徑細小，多為泥質雜基溶蝕而成(圖3(b))；膠結物溶孔是指膠結物內部溶蝕而形成的孔隙空間，被溶蝕的膠結物多為方解石、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行，分布不均勻，且數量較少；貼粒縫是指溶蝕作用沿顆粒邊緣和填隙物之間的薄弱環節進行，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。孔隙發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，但不發育，非構造縫(干裂紋)均已被充填，有效構造縫僅為幾組高角度縫，充填少或無充填，未見網狀縫和低角度縫。根據統計，砂泥巖段平均裂縫密度在0.50條/m以下，裂縫發育程度較差。

2.3儲層孔隙結構特征

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，表明該區壓實和膠結作用較強[5](圖3(e)、(f))。

通過鑄體薄片觀察，儲層孔徑較大，分布區間為10～50μm，最大可達120μm，以細孔為主，次為微孔和中孔，少見粗孔；孔喉配位數一般為1～3，最高為5；面孔率變化較大，一般在10%左右，最大達20%。壓汞試驗分析，儲層排驅壓力分布于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；喉道分選系數一般在0.2～0.5，最大為1.113；微觀均值系數多小于0.25；孔喉歪度在0.23～3.44。孔喉結構參數表明砂泥巖段儲層孔徑不大，以中、細孔常見；喉道較小，以小喉為主，喉道類型復雜，以縮小型和縮頸型為主；孔隙多呈不規則狀，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儲層物性

吐孜氣田N1j砂泥巖段400余塊樣品物性測試結果顯示：儲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儲層發育控制因素

影響砂巖儲層儲滲性能的因素一般包括：沉積、成巖和構造作用[6～9]。通過巖心觀察、微觀結構研究，認為研究區N1j砂泥巖段儲層儲集性能主要受沉積作用影響，成巖作用次之，構造作用最弱。

3.1沉積作用

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

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

2)不同相帶的儲層物性有所不同，砂泥巖段儲層以濱湖灘砂為主，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含量相對較少，不含膏質，粒度略粗，因此物性相對較好；而淺湖灘砂含泥質或膏質較多，因此儲層發育較差。

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砂泥巖段儲層所經歷的成巖作用主要有壓實、膠結和溶蝕作用3種，其中壓實和膠結作用為破壞性成巖作用，而溶蝕作用為建設性成巖作用。據薄片觀察，砂泥巖段中砂巖顆粒以點-線接觸為主，有部分點狀和漂浮狀接觸，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，故判斷砂泥巖段儲層雖經歷了一定的壓實作用，但不強，屬中等偏弱程度。

砂泥巖段砂巖的膠結作用主要為碳酸鹽礦物膠結和黏土礦物膠結，次為膏質膠結，偶見方佛石膠結。碳酸鹽膠結物主要有：方解石，分布廣泛，且體積分數高，多為5%～16%之間；含鐵方解石，含量較低，以晶粒形態產出；白云石，體積分數一般小于5%，為泥粉晶結構；菱鐵礦，僅偶見。黏土礦物膠結包括陸源和自生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，其體積分數約在10%左右；自生黏土礦物常以孔隙襯邊和孔隙充填2種形式產出，其體積分數一般小于5%；膏質膠結，砂泥巖段中雖然普遍，但一般體積分數較低，常小于3%。總體來看，吐孜氣田N1j砂泥巖段以孔隙式膠結為主，次為基底式和薄膜式膠結。

溶蝕作用在砂巖泥巖儲層中普遍發育，造成次生孔隙發育，特別是粒間溶孔，使儲層物性變好。儲層中被溶蝕的物質既有碎屑顆粒，也有雜基和膠結物，因此儲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。據鏡下觀察，溶蝕作用的序列為：泥質薄膜溶蝕→石英溶蝕→早期膏質方解石溶蝕→方沸石溶蝕→長石、巖屑溶蝕→泥質溶蝕。

3.3構造作用

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

4儲層綜合評價

在儲層特征研究基礎上，以物性為主要依據，同時結合巖類、孔隙結構和填隙物含量等特征對儲層進行綜合評價，以測井解釋孔隙度、滲透率下限為依據，將吐孜氣田N1j砂泥巖段儲層分為4類(表1)。統計分析表明，N1j砂泥巖段儲層以Ⅳ類、Ⅲ類儲層為主，儲層縱向上由下至上有變好的趨勢。

表1　吐孜氣田N1j砂泥巖段碎屑巖儲層綜合評價標準

5結論

1)吐孜氣田吉迪克組(N1j)砂泥巖段儲層巖性主要為泥質粉砂巖、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，結構成熟度較高；儲集空間以粒間-粒內溶蝕孔為主，裂縫不發育；孔隙結構主要為縮小型和縮頸型喉道，具有孔徑不大、喉道較小、喉道類型復雜的特點。

2)沉積作用是該區儲層發育的主控因素，濱湖灘砂和壩砂是最有利的儲集相帶；成巖作用是影響儲層發育的一個重要因素，構造作用對儲層發育影響有限。

3)綜合儲層巖類、孔隙結構和填隙物含量等對儲層進行綜合評價，建立了儲層分類評價標準，將儲層分為4類。儲層發育以Ⅳ類、Ⅲ類儲層為主，縱向上由下至上有變好的趨勢。

[參考文獻]

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[編輯]鄧磊

[引著格式]陳杰，包強，羅啟后，等.塔里木盆地吐孜氣田吉迪克組砂泥巖段儲層特征及評價[J].長江大學學報(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]紀沫(1982-)，女，工程師，現主要從事石油地質和構造地質學的研究,978006517@qq.com。

[基金項目]國家重點基礎研究發展計劃(“973”計劃)項目(2009CB219400)；國家科技重大專項(2008ZX05025，2011ZX05025)。

[收稿日期]2014-11-08

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)17-0014-05

[中圖分類號]TE122.2