塔河油田西部奧陶系一間房組碳酸鹽巖儲層地質特征

陳蘭樸，李國蓉，2，施 奇，雷和金，王冬婭

（1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；2.成都理工大學油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室，四川成都 610059）

1 地質概況

塔河油田地理位置屬于新疆維吾爾自治區庫車縣及輪臺縣，距輪臺縣城約70 km。在構造上，塔河油田屬于塔里木盆地北部沙雅隆起區阿克庫勒凸起西南部，南臨滿加爾凹陷，西靠哈拉哈塘凹陷，東接草湖凹陷，本次研究區位于塔河油田外圍西部，包括了塔河12 區南部、塔河10 區西部和托甫臺區域（見圖1）。

圖1 研究區地理位置

研究區主力油層集中在中奧陶統一間房組，并受沉積相帶的控制。區內一間房組沉積期主要發育為一套開闊臺地相亮晶顆粒灰巖、微晶顆粒灰巖沉積，其次為灘間海微晶灰巖沉積，局部發育生物丘灰巖和藻粘結灰巖沉積，且規模小厚度薄。

塔北地區和整個塔里木盆地構造演化基本一致，受到多期構造運動的疊加改造，造成儲集空間類型的多樣化以及分布的不均一性。發生于中奧陶世末的加里東中期Ⅰ幕運動，使塔里木地區發生了區域性擠壓構造運動，形成塔中和塔北兩個隆起雛形，因塔北地區距此次板塊碰撞地較遠，受到影響較弱，僅中奧陶統一間房組遭到一定程度的剝蝕，但區內鉆井揭示，一間房組沉積物厚度基本穩定在55.0 m～131.0 m，并與上覆地層呈不整合接觸。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

根據對45 口井中奧陶統一間房組巖芯的詳細觀察描述及600 余個薄片觀察鑒定，按巖石結構、巖石成因，將研究區內中奧陶統一間房組巖石類型分為微晶灰巖、微晶顆粒灰巖、亮晶顆粒灰巖、藻粘結灰巖、生物丘灰巖。根據巖芯觀察描述及鏡下薄片鑒定后的統計直方圖（見圖2）。可見，主要以亮晶顆粒灰巖和微晶顆粒灰巖為主，二者共占了73.82 %，說明顆粒灰巖為研究區中奧陶統一間房組碳酸鹽巖沉積的主體。

圖2 巖石類型統計直方圖

2.2 儲集空間類型

大量巖芯和薄片觀察顯示，塔河西部奧陶系一間房組碳酸鹽巖發育多種類型的儲集空間，按成因、大小、形態的分類原則，可分為四類，即溶蝕孔隙、巖溶（溶蝕）縫孔洞、大型洞穴、構造裂縫。

2.2.1 溶蝕孔隙 溶蝕孔隙是由溶蝕作用形成，孔徑在0.01 mm～2 mm 范圍，是研究區重要的儲集空間類型之一。溶蝕孔隙的發育具有強烈的組構選擇性，發育該類儲集空間的巖石類型僅為顆粒灰巖。巖芯上肉眼可見針狀溶孔，分散發育或密集發育，巖芯上見油浸、油浸斑塊，具原油進入瀝青侵入特征；鏡下薄片觀察進一步鑒定為粒內溶孔、鑄模孔（見圖3-a，b）。

2.2.2 （溶蝕）巖溶縫孔洞 （溶蝕）巖溶縫孔洞是由（溶蝕）巖溶作用形成，孔徑大于2 mm 的儲滲空間，可以在巖芯上識別，是研究區一間房組最主要的儲滲空間類型。（溶蝕）巖溶縫孔洞發育的巖性組構選擇性不是十分強烈，（微晶）亮晶顆粒灰巖、（顆粒）微晶灰巖、藻粘結灰巖、生物丘灰巖中均可發育，但總體顯示出主要發育在比較純凈的顆粒灰巖中，主要表現為沿構造裂縫方解石溶蝕孔洞、孤立溶蝕孔洞、沿縫合線溶蝕孔洞，具原油或瀝青進入特征，方解石、石英半充填或未充填，保留剩余空間為石油占據。該類儲滲空間在巖芯及薄片上的反應情況（見圖3-c，d）。

2.2.3 大型巖溶洞穴 大型洞穴是洞徑大于100 mm的溶洞，往往在巖芯上不能較好地識別，但可以通過特殊的洞穴沉積物對其進行識別，如巨晶方解石、暗河沉積物、洞穴角礫巖等；同時，大型洞穴發育段在鉆井過程中往往會發生嚴重的井漏、放空、鉆時急劇降低、方解石晶屑大量出現等標志現象。研究區統計井中，僅局部井有鉆遇大型洞穴，且均在鷹山組（見圖3-e）。

2.2.4 構造裂縫 構造裂縫為構造應力作用導致巖層破裂形成的裂縫系統，其未被充填或形成儲滲空間。該類儲集空間在區內發育普遍，但分布不均勻，總體發育較弱，表現為局部發育、斷續發育或普遍見一條，發育間距普遍大于5 cm。在產狀上往往垂直層面或高角度斜交層面，為方解石部分充填或未充填，局部可見具瀝青或原油進入特征（見圖3-f）。

圖3 研究區巖芯及薄片

2.3 儲層類型

依據鉆錄井顯示、鉆井巖芯觀察、儲滲空間和儲滲空間組合特征、賦存巖石類型及成因機制方面的差異性，將研究區一間房組儲層類型劃分為四種類型：溶蝕孔隙型儲層、巖溶縫孔洞型儲層、裂縫型儲層、洞穴型儲層。

2.3.1 溶蝕孔隙型儲層 發育該類儲層的巖石類型為顆粒灰巖，尤其是亮晶顆粒灰巖，儲層儲集空間主要為粒內溶孔、粒間溶孔。常規測井曲線上表現為自然伽瑪值較低，一般在5 API～15 API；電阻率值表現為相對較低，大約在200 Ω·m～1 500 Ω·m；聲波時差有所增大，為49 μs/ft～52 μs/ft；密度值降為2.59 g/cm3～2.67 g/cm3。此外，上述測井參數變化具有同步效應特征，表現在低自然伽瑪的背景下，電阻率、三物性曲線變化同步，即中子孔隙度、聲波時差同步增大，電阻率、密度、曲線同步降低。TP14 井6 284.40 m～6 288.10 m 有關井段為發育該類儲層的典型井，該儲層段錄井、巖芯和常規測井、成像測井的對比分析（見圖4）。

2.3.2 巖溶縫孔洞型儲層 發育該類儲層的巖石類型主要為顆粒灰巖，也可為顆粒灰巖與其他類巖石的組合類型，儲層儲集空間主要為沿縫溶蝕、溶蝕孔隙，可表現為沿縫溶蝕后對溶蝕孔隙進一步溝通，形成的巖溶縫孔洞，如在TP24 井6 586.5 m～6 604 m 井段，是通過鉆井測井識別出的巖溶縫孔洞型儲層。常規測井曲線上，自然伽瑪整體處于較低值，5 API～25 API，局部可能出現相對高值，反映了縫洞內可能充填了有一定量泥質物；電阻率表現為相對低值，約在100 Ω·m～500 Ω·m，聲波時差有所增大，51 μs/ft 左右；密度曲線值有所降低，在2.59 g/cm3～2.67 g/cm3范圍間。

TP32 井6 457 m～6 473.5 m 有關井段為發育該類儲層的典型井，該儲層段錄井、巖芯和常規測井的對比分析（見圖5）。

2.3.3 洞穴型儲層 該類儲層的巖石類型顆粒灰巖居多，其次為微晶灰巖、藻粘結灰巖、生物丘灰巖，儲層儲集空間主要為大型洞穴系統，其次為溶蝕孔洞以及洞壁上的裂隙等。大型洞穴可以通過特殊的洞穴沉積物如巨晶方解石、暗河沉積物、洞穴角礫巖等對其進行識別，另外，鉆井過程中發生的放空、井漏、鉆時降低等現象也是其重要識別標志，如在AD4 井6 504.9 m～6 542.2 m 井段發生放空和井漏等現象，識別出洞穴型儲層。常規測井曲線上，自然伽瑪值大約在10 API～35 API；電阻率曲線急劇下降，可低至十幾歐姆米；聲波時差可增大到70 μs/ft～120 μs/ft；密度急劇減小，可低至1.7 g/cm3～2.6 g/cm3。

圖4 溶蝕孔隙型儲層識別標志，以TP14 井6 284.40 m～6 288.10 m 井段為例

圖5 巖溶縫孔洞型儲層測井響應特征，以TP32 井6 457 m～6473.5 m 井段為例

2.3.4 裂縫型儲層 該類儲層在各種巖石類型中都有發育，儲層儲集空間主要為未充填或半充填的構造裂縫，在研究區發育較少，鉆井取芯僅鉆遇1 套該類型儲層，巖芯上普遍可見高角度未充填構造裂縫。常規測井上，自然伽瑪值依然處于較低背景值，在10 API～25 API；電阻率數值相對致密灰巖段降低，可低致幾百歐姆米，明顯的特征表現在深、淺側向電阻率具有明顯的正幅度差；密度曲線值有所降低，大概在2.65 g/cm3～2.7 g/cm3；聲波曲線值有所增大，但起伏不大，51 μs/ft 左右。

3 儲層發育分布特征

通過對塔河西部一間房組巖芯及巖石薄片觀察分析，結合測井、錄井等資料，對研究區45 口井進行了各類儲層的對比統計分析（見圖6）。

圖6 塔河西部一間房組儲層類型分布頻率直方圖

由圖6 分析可知，研究區一間房組巖溶縫孔洞型儲層分布頻率最高，占了儲層發育總數的45.95 %，其次為溶蝕孔隙型儲層，占儲層發育總數的31.08 %，洞穴型儲層和裂縫型儲層分別占了12.16%、10.81 %。可見，巖溶縫孔洞型儲層為區內一間房組儲層發育的主體，其次為溶蝕孔隙型儲層，洞穴型儲層與裂縫型儲層發育較弱，且灘相顆粒灰巖是區內主要的儲集巖石類型。

研究認為，巖溶縫孔洞型儲層和巖溶洞穴型儲層的發育受到灘體展布和斷裂兩個因素雙重控制，灘體與斷裂的疊合部位是這兩類儲層發育的有利部位。灘體部位，碳酸鹽巖礦物成分相對較純，缺乏泥質，巖石更具脆性，斷裂作用裂縫更為發育，更有利于巖溶作用的發生而形成規模溶巖溶（溶蝕）作用，是儲層發育的有利部位。灘相溶蝕孔隙型儲層的發育分布主要受灘體展布控制，區內北部灘體更容易發育此類儲層，可能受古地理制約，北部灘體位置更高，更容易在沉積期暴露出海水面接受大氣水的溶蝕改造。裂縫型儲層可存在于灘體部位、灘間部位，但往往都位于斷裂部位，斷裂的發育分布是此類儲層發育分布的重要控制因素。

4 結論

（1）塔河西部一間房組儲層巖石類型以灘相顆粒灰巖為主，另可見微晶灰巖、藻粘結灰巖以及生物丘灰巖等。

（2）區內奧陶系一間房組的儲集空間可分為溶蝕孔隙、巖溶（溶蝕）縫孔洞、大型洞穴、構造裂縫，進一步區內儲層類型可分為溶蝕孔隙型儲層、巖溶縫孔洞型儲層、洞穴型儲層、裂縫型儲層。

（3）巖溶縫孔洞型儲層和溶蝕孔隙型儲層為區內一間房組的主要儲層類型，其發育分布主要受灘體展布和斷裂控制。

（4）區內一間房組碳酸鹽巖儲層在測井響應上，表現為低GR、低電阻率、低密度、高聲波時差的特征。

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