塔河9區奧陶系儲層特征與控制因素分析

印 婷，丁 輝，張 浩，梁利俠，高亞賓

(中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011)

塔河9區奧陶系儲層特征與控制因素分析

印 婷，丁 輝，張 浩，梁利俠，高亞賓

(中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011)

通過對塔河油田9區多口井的鉆井、測井、地震等資料的系統分析，結合巖心觀察，薄片鑒定及地球化學分析研究，認為塔河9區奧陶系凝析氣藏的產氣層主要為一間房組，部分為鷹山組，巖石以泥晶灰巖為主，顆粒灰巖次之。儲層基質物性較差，儲集空間類型主要為溶洞、裂縫，孔隙型發育較少，儲集層類型為裂縫-孔洞型、溶洞型及裂縫型3種。儲集層的發育受控于局部構造、斷裂和裂縫及巖溶作用。巖溶作用對儲層的發育至關重要，構造高部位巖溶作用較強烈，儲層較發育；平面上，斷裂和裂縫系統為多期巖溶作用提供滲流通道，有利儲集體主要沿斷裂及斷裂相切部位呈片狀展布；縱向上有利儲層主要位于奧陶系一間房組頂面以下0～60 m的砂屑灰巖段，受到正常潛水面的大氣水巖溶作用控制。

塔河油田；碳酸鹽巖；巖溶作用；奧陶系；儲層特征；控制因素

塔河油田9區奧陶系凝析氣藏位于沙雅隆起阿克庫勒凸起東南翼，東接西達里亞，西鄰塔河油田1、3區(圖1)，工區面積共97.98 km2。2002年，工區S96井首次獲得高產工業油氣流，日產油15 t，產氣9.28×104m3/d，氣油比6 187 m3/t。隨著油氣勘探的不斷深入，S101井、 TK915井、DK25井等多口井試采獲得高產工業氣流，顯示了良好的油氣開發潛力，氣藏類型為中含凝析油的近飽和碳酸鹽巖巖溶縫洞型凝析氣藏，本文通過對塔河9區巖石學特征、儲層空間類型及儲層發育規律等方面的研究，分析其控制因素，為擴大該區凝析氣藏的開發提供地質依據。

圖1 研究區構造位置

1 地質背景

塔河9區奧陶系上統地層由東南至西北剝蝕程度加劇，剖面上呈南東厚北西薄的楔狀體。通過完鉆井地層對比分析，9區覆蓋區內良里塔格組、恰爾巴克組、一間房組和鷹山組厚度相對比較穩定，桑塔木組厚度由南東向北西因剝蝕逐漸減薄。構造上9區處于阿克庫勒凸起東南斜坡位置，阿克庫勒凸起的形成是一個長期發育的、多期構造運動疊加的結果，發育多組斷層，以NE向、SN及NWW向走滑斷層為主，主要經歷了加里東期及海西期巖溶作用，加里東中期和海西早期是最主要的巖溶發育時期；但由于上奧陶統恰爾巴克組、良里塔格組和桑塔木組地層覆蓋，多組斷裂和裂縫系統為巖溶作用提供了滲濾通道，地表水主要通過斷裂和裂縫進入中下奧陶統地層，為巖溶縫孔洞及洞穴型等儲層的發育提供了條件[1-4]。

2 儲層基本特征

2.1 巖性特征

鉆井揭示，9區奧陶系凝析氣藏產氣層主要位于中奧陶統一間房組，部分位于鷹山組，目前共有7口井在中下奧陶統取心。通過實鉆井的巖石薄片鑒定統計表明：巖石礦物成分較為單一，以方解石為主，含量高達91%～99%，平均95.4%，灰巖純度較高。其次分布相對較多的礦物為白云石和自生礦物，部分層段白云石或陸源碎屑含量較多，其中白云石含量為2.6%，自生礦物含量為1.7%。巖石結構類型以泥晶結構為主，其次為粒屑結構。泥晶灰巖以泥晶結構為主，其結構組分的基質含量較高，以方解石為主；顆粒灰巖通常具粒屑結構特征，其顆粒含量較高，粒間主要為亮晶方解石膠結物。

根據儲層巖石的成分、結構和成因特征，研究區主要的巖石類型包括顆粒灰巖、泥晶灰巖、云灰巖類、藻粘結灰巖、生物屑灰巖。其中，泥(微)晶灰巖主要包括砂屑泥晶灰巖、含生屑泥晶灰巖等；顆粒灰巖主要為亮晶砂屑灰巖、亮晶鮞粒灰巖、泥晶砂屑灰巖等。研究區奧陶系以泥微晶灰巖和顆粒灰巖為主，一間房組泥微晶灰巖和顆粒灰巖含量達89%，鷹山組泥微晶灰巖和顆粒灰巖含量達92%，其次為云灰巖。

2.2 物性特征

研究區儲層為碳酸鹽巖儲層，儲集空間種類多、非均質性極強，且發育有大量的不同類型的裂縫。一般而言，常規巖心小樣品物性分析數據反映了儲層基質孔滲的大小，而全直徑樣品物性分析數據既反映基質孔滲，又反映一部分微小縫洞的孔滲性能。

通過統計分析，研究區鷹山組36塊小樣品孔隙度分布區間為0.1%～1%，平均0.5%，滲透率分布區間為(0.02～1.14)×10-3μm2，平均滲透率0.1×10-3μm2；一間房組112塊小樣品孔隙度分布區間為0.1%～7.7%，平均1.8%，滲透率分布區間為(0.003～17.6)×10-3μm2，平均滲透率0.63×10-3μm2。反映出儲層基質的物性總體較差。

鷹山組64塊全直徑樣品分析孔隙度分布區間為0.3%～5.5%，平均值2.2%，滲透率分布區間為(0.018～37)×10-3μm2，平均滲透率2.9×10-3μm2；一間房組118塊全直徑樣品分析孔隙度分布區間為0.2%～6.4%，平均2.3%，滲透率分布區間為(0.001～145)×10-3μm2，平均滲透率4.79×10-3μm2。

從大小樣品孔滲分布關系看(圖2、圖3)，無論是全巖心樣品或小柱子樣品，其孔隙度與滲透率的相關性均很差。T904井5 637～5 959 m(放空漏失段)全巖心分析滲透率最大平均值為1.2921×10-3μm2，而該段試井解釋的地層有效滲透率高達484.7×10-3μm2，是樣品分析值的375倍。說明本區儲層是以裂縫-孔洞為主要的儲集類型，而非基質孔隙空間，同時儲層中流體的流動性能也很好。

圖2 S96-S101井區小樣品分析孔滲關系

圖3 S96-S101井區全直徑樣品分析孔滲關系

2.3 儲集空間類型

根據巖心統計、鉆井放空、漏失和成像測井分析，按照儲集體儲滲空間的幾何形態、大小和成因，可將塔河9區奧陶系碳酸鹽巖儲集空間類型劃分為三類：溶洞、裂縫、孔隙，孔隙型儲集空間類型在巖石薄片中偶有發現，但發育較少，不具備有效儲集條件。

2.3.1 裂縫

裂縫是區內奧陶系最發育、巖心中最常見的儲集類型，也是碳酸鹽巖儲集體油氣運移的良好通道及儲集場所，油氣顯示十分活躍。

巖心統計及成像測井解釋成果表明塔河9區奧陶系碳酸鹽巖裂縫較發育，主要分布在奧陶系一間房組的頂部和鷹山組，裂縫平均密度為9.86條/m，其中有效縫5.46條/m，裂縫以高角度縫為主，傾角范圍76°～90°。有效的高導開口裂縫既是儲集空間也是好的油氣滲流通道。依據巖心、薄片觀察、陰極發光及碳氧穩定同位素分析，塔河9區奧陶系裂縫為多期構造運動作用結果，各期裂縫之間相互切割。

經研究分析，塔河9區奧陶系裂縫包括構造縫、溶蝕縫和壓溶縫3種類型：

(1)構造縫：指受構造應力作用產生的裂縫，是區內最主要的裂縫類型。通過對研究區6口井的巖心觀察統計，按裂縫寬度劃分為大、中、小裂縫，縫寬一般小于5 mm。研究區以中縫和小縫為主，所占比例分別為34.2%和44.7%。奧陶系儲層裂縫的產狀以立縫為主，占裂縫45.9%，其次為斜縫和水平縫，分別占27.9%、26.2%。從充填情況看，裂縫大多未充填，未充填縫占74.2%，半充填縫占11.5%，全充填縫占14.3%，裂縫充填物主要為方解石充填。

(2)溶蝕縫：由地表水和地下水對巖石的溶蝕而成。多數是沿著早期的裂縫系統溶蝕擴大，對其進一步改造的結果。溶蝕縫在研究區內發育程度相對較弱，縫寬一般大于1 mm，表現為破裂面的不規則溶擴，常被方解石充填。如S96井可見到沿早期張裂縫溶蝕擴大的斜縫，縫寬5 mm，裂縫已被無色透明方解石全充填。

(3)壓溶縫：即縫合線，由沉積負荷引起的壓實作用和壓溶作用形成。縫合線的產狀多數與層面平行，呈鋸齒狀，在本區較為發育。

2.3.2 溶洞

溶洞的形成和發育主要和巖溶作用有關，分布極不均一，多見沿先期斷裂帶發育，常和裂縫一起構成縫洞型儲集體，是區內奧陶系碳酸鹽巖儲集體的重要儲集空間。

溶洞包括溶蝕孔洞和大型洞穴。在鉆井錄井、巖心及測井上可以通過井漏、放空現象，以及巖溶角礫巖、大型方解石充填體識別大型洞穴。塔河9區奧陶系共有4口井T904、TK915-1X井、DK25井和AT37井鉆遇大型洞穴型儲層，鉆井過程中出現放空漏失現象。

2.4 儲集體類型

塔河油田奧陶系儲層以構造溶蝕縫、溶孔、溶洞為最有利的儲集空間，由三類儲集空間類型按不同的方式及規模組合成3種儲集層類型：裂縫-孔洞型、溶洞型及裂縫型。

根據塔河9區奧陶系實鉆井鉆遇各類儲層所占的厚度比例進行統計分析，奧陶系構造裂縫-孔洞型儲層最為發育，出現頻率最高，占47.03%，其次為裂縫型儲層占45.54%，溶洞型儲層局部發育占7.43%。由各類儲層對儲量貢獻率情況來看，溶洞型儲層對儲量的貢獻率最大，達74.53%，其次為裂縫-孔洞型儲層，對儲量的貢獻率為22.6%，裂縫型儲層對儲量的貢獻率僅為2.87%。

綜上所述，塔河9區奧陶系凝析氣藏儲集體類型以溶洞型、裂縫-孔洞型儲層為主，其次為裂縫型儲層，高角度部分充填或未充填裂縫為主要的滲流通道。

3 儲層發育主要控制因素分析

結合地質背景及鉆井資料分析認為，塔河9區奧陶系位于阿克庫勒凸起的東南翼，儲集體發育程度主要受控于局部構造、斷裂與裂縫和巖溶作用。

3.1 局部構造

構造部位對儲層的發育起著重要的作用[5]，塔河9區奧陶系一間房組頂面構造整體呈由北西向南東傾伏的鼻狀構造，受加里東中晚期北西-南東向擠壓作用影響，總體上沿T904-S101-TK915-T901井一帶形成一北東-南西走向斷隆構造，北西翼較緩，為一平臺區，南東翼構造較陡，為斜坡區。北西部位于高部位，巖溶作用強烈儲集體發育;南部斜坡低部位儲集體發育程度較差，造成南、北儲集體的發育程度具較大差異性。

3.2 斷層與裂縫

塔河油田9區發育多組斷層和裂縫系統，為巖溶作用提供了滲濾通道，沿裂縫面發育的溶蝕孔洞和沿斷裂帶發育的大型洞穴也為本區提供了最為有效的儲集空間[6]。從地震資料解釋和儲層預測結果分析，振幅值較高區域對應井點儲層較發育，平面上有利儲集體主要沿斷裂及各斷裂的相切部位，呈片狀展布(圖4)。對構造影響較大的北東向斷裂為加里東晚期-海西早期形成，為擠壓應力形成的北東向主控斷裂帶，規模較大，其對中下奧陶統頂面構造形態影響較大，巖溶作用較強、儲層較發育，油氣較富集，產能高，形成Ⅰ、Ⅱ類有利區帶。在主控斷裂及與近南北向斷裂相切的區域儲層發育程度也較高。整體上北東向主控斷裂和近南北向主干斷裂具有控儲控油的作用。另外，NWW-SEE方向主應力作用下，主軸部近NNE-SSW向裂縫發育，構造變形作用強烈，裂縫發育程度普遍較高，也為巖溶縫洞型儲層的發育創造了良好的條件。

3.3 巖溶作用

塔河9區構造位于沙雅隆起阿克庫勒凸起東南部，經歷了一系列構造運動，這一系列構造變形疊加，形成現今塔河9區的構造特征，且本區灰巖純度較高，為該區域的巖溶作用提供了必要條件。巖心及薄片觀察分析顯示，本區奧陶系碳酸鹽儲層經歷了多期巖溶作用，包括同生期巖溶作用、加里東中期巖溶作用、海西早期巖溶作用及海西晚期巖溶作用。

對實鉆井儲集體縱向發育特征進行分析，塔河9區Ⅰ類儲層主要位于奧陶系一間房組頂面以下0～60 m的砂屑灰巖段及鷹山組頂面以下0～60 m的砂屑灰巖段，一間房組底部約60 m左右致密泥晶灰巖段受溶蝕作用影響較小，儲層發育程度較差。其中Ⅰ類儲層在一間房組頂部60m以內，儲地比為0.25，在一間房組頂面以下60～120 m及120 m以下地層I類儲層儲地比分別為0.07、0.06。由此可見，該區儲層發育受到正常潛水面的大氣水巖溶作用控制，且具有層控特征，局部地區順斷裂和裂縫垂向滲流，對深部巖體進行溶蝕，改善了儲層的發育程度。

圖4 塔河9區奧陶系凝析氣藏中下奧陶統頂面(T74)均方根振幅及斷裂疊合圖

4 結論

(1)塔河9區奧陶系中下統主要為泥晶灰巖和顆粒灰巖，儲層基質物性較差，儲集空間主要為溶洞和裂縫，孔隙型不太發育，儲集體類型包括裂縫-孔洞型、溶洞型及裂縫型3種類型。

(2)儲層發育受局部構造控制，北西部位于高部位，巖溶作用強烈，儲集體發育；南部斜坡低部位儲集體發育程度較差，造成南、北儲集體的發育程度具較大差異性。

(3)平面上，斷裂和裂縫系統為多期巖溶作用提供滲流通道，有利儲集體主要沿斷裂及斷裂相切部位呈片狀展布。

(4)縱向上有利儲層主要位于奧陶系一間房組頂面以下0～60 m的砂屑灰巖段及鷹山組頂面以下0～60 m的砂屑灰巖段，受到正常潛水面的大氣水巖溶作用控制，且具有層控特征，局部地區順斷裂和裂縫垂向滲流，對深部巖體進行溶蝕，改善了儲層的發育程度。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)02-0071-04

2014-09-15

印婷，碩士，1987年生，2012年畢業于中國地質大學(北京)礦產普查與勘探專業，現從事油氣田開發方面的研究工作。項目基金：中國石油化工股份有限公司西北油田分公司科研項目(KJ2014-14)。

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