塔河油田奧陶系儲層巖溶作用機制及影響因素

王滿，徐后偉，鐘金銀

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塔河油田奧陶系儲層巖溶作用機制及影響因素

王滿1，徐后偉2，鐘金銀3

（1.克拉瑪依職業技術學院，新疆 克拉瑪依 834000；2、新疆油田公司勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院，成都 610051）

巖溶縫洞型碳酸鹽巖儲層是塔河油田奧陶系最重要的儲集層類型，深入研究巖溶作用機制及其控制因素，對認識儲層的發育規律和尋找有效儲層具有重要意義。筆者在對巖溶發育的基本規律統計及對巖溶作用時間界定的基礎上，分析認為塔河油田奧陶系儲集層主要巖溶作用機制包括沉積期淡水溶蝕作用和受不整合面控制的構造巖溶作用兩種，影響巖溶作用的主要因素為構造和巖溶古地貌，其次環境、氣候及地層流體性質也對巖溶發育有一定的影響作用。

油氣儲層；巖溶機制；影響因素；塔河

阿克庫勒凸起位于塔里木盆地沙雅隆起中段南翼，東鄰草湖凹陷，西靠哈拉哈塘凹陷，南部與滿加爾坳陷及順托果勒隆起相接（圖1），是一個以寒武--奧陶系為主體的、長期發育的大型古凸起。阿克庫勒凸起經歷了加里東期與海西期多期次的構造運動影響，并受到后期構造運動的疊加改造，在前震旦系變質巖基底上發育的一個古隆起，主要發育了一套寒武—奧陶系碳酸鹽巖巖溶—縫洞型儲層，塔河油田位于阿克庫勒凸起中部[1]。由于特有的演化經歷和成藏條件，決定了奧陶系巖溶縫洞型儲層在塔河油田儲量結構中的優勢地位。前人在研究區開展了較多的構造研究[2]，并對已開發縫洞單元的流體識別[3]及出水特征[4]進行了分析，而對巖溶作用尤其是其影響因素的分析相對較少。巖溶作用影響因素多樣[5-6]，不同主控因素下形成的巖溶儲層特征和分布差異極大。因此，研究儲層巖溶作用機制和發育影響因素，是發現和尋找非均質性極強的巖溶—縫洞型儲層，使油田增儲上產的重要途徑[7-9]。

圖1 塔里木盆地阿克庫勒凸起位置示意圖

1 巖溶發育的基本規律

通過對工區內大量針對奧陶系探井的統計分析，結合地震儲層預測的成果，總結出奧陶系巖溶發育具有如下一些規律：①巖溶儲層鉆遇頻率高。對研究區307口井進行綜合識別，在228口井發現大中型洞穴，出現頻率達74.3%，228口井中發育有有效洞穴（具鉆井放空、鉆時加快、鉆井液漏失特征）的鉆井達113口，占鉆井總數的36.8%，表明塔河油田奧陶系碳酸鹽巖巖溶作用發育比較普遍；②巖溶尺度大。研究區已發現的最大的未充填溶洞見于阿克庫勒凸起軸部T808K井5 763.51～5 793.00m 井段O1-2y地層中，達29.49m；根據測井資料判斷的最大的全充填溶洞在TK409井5 586～5 659m井段達75m，在T403井中也發現了達67m（5 488～5 555m）的全充填溶洞。統計結果顯示鉆遇最多的洞穴是2～6m；③巖溶發育深度大。據鉆遇奧陶系巖溶的139口井的統計，距T70面0～50m的洞穴占總發現洞穴的38.13％，距T70面50～100m者占26.62％，距T70面100～150m者占15.11％，距T70面150～200 m者占12.95％，距T70面200～250 m者占4.31％，距T70面250～300m及大于300m者各占1.44％，0～100 m范圍內的巖溶占整個巖溶發育的50％以上，說明在距不整合面下100 m范圍內是巖溶發育的優勢深度范圍。

表1 塔河地區奧陶系樣品熒光薄片分析結果

2 巖溶作用機制

2.1 沉積期淡水溶蝕作用

良里塔格組上部及一間房組上部灘相顆粒灰巖溶蝕孔隙型儲層己成為塔河油田南部以及塔里木盆地油氣勘探的新領域，但關于此套溶蝕孔隙型儲層的成因還存在爭議[10]。因此，界定溶蝕作用或溶蝕孔隙形成的時間是分析溶蝕作用機制的關鍵[11-17]。

2.1.1 溶蝕作用時間的界定

碳酸鹽巖顆粒固結成巖之后，流體的流動通道決定著和巖石的溶蝕作用，其產物主要是溶蝕孔洞；研究區大部分溶蝕孔隙主要發育在顆粒型灰巖碎屑內部，主要形成孔隙為粒內溶孔，巖石組構對孔洞發育具有明顯控制特征，間接反映了溶蝕作用主要在沉積固結前形成。

根據奧陶系樣品熒光薄片觀察，研究區大部分儲層孔隙內均有褐色重質原油充注，孔壁具有明顯熒光顯示（表1）。粒間溶孔、粒內溶孔及顆粒鑄模孔內的瀝青發褐色、黑褐色、暗褐色、褐黑色及黃褐色熒光，并具有受到后期發黑色熒光的瀝青縫的切割改造特征[18]。據此推測，上述儲滲空間的形成時間較早，孔隙空間內最早的石油充注可能發生于加里東中晚期，早期油氣的充注是粒間溶孔、粒內溶孔及顆粒鑄模孔得以保存下來的重要原因。

2.1.2 溶蝕作用機制

層序地層學研究表明，一間房組灘相顆粒灰巖形成于高水位體系域[19]。而由前述所知，溶蝕孔隙的發育主要與上奧陶統良里塔格組上部的顆粒灰巖、中奧陶統一間房組上部的顆粒灰巖相聯系，由此可以推斷溶蝕作用與層序中高水位體系域相關。

良里塔格組、一間房組沉積期灘相顆粒灰巖的溶蝕作用受到高水位體系域時期不整合面大氣水作用的控制。高水位體系域時期，沉積作用持續，碳酸鹽巖高速生長，在海平面下降時期，沉積物暴露出海水面，受大氣水的溶蝕改造。同生期大氣水溶蝕作用主要發育在三級層序的碳酸鹽巖上部巖層中。

三級層序高水位體系域時期，存在著多個四級海平面下降的過程，但由于四級海平面下降幅度相對較小，不易形成橫向上連續的四級準層序不整合界面，因此沉積同生期大氣水溶蝕改造作用在平面上或橫向上的非均質性均較為顯著[20]（圖2）。

圖2 碳酸鹽巖同生期大氣水溶蝕改造作用模式圖

2.2 受不整合面控制的構造巖溶作用

由于這是一個可逆的化學反應，因此只有Ca2+和HCO3-濃度不斷降低時，反應才能從左自右不斷進行，即只有在一個開放系統中，水的不斷循環才能使巖溶作用持續發生。

根據上述機理推論，巖溶作用可以發生在開放系統中與大氣淡水直接接觸的地表巖石中，也可以發生在通過某些通道（滲濾、裂縫及斷層等）使得大氣淡水與巖石間接接觸的近地表地下巖層中。結合上述巖溶機理的分析，提出阿克庫勒地區以下兩種巖溶成因模式。

2.2.1 暴露地表條件下碳酸鹽巖巖溶模式

圖3表示了阿克庫勒地區海西早期的巖溶模式，分布在巖溶高地上的大氣淡水通過表層裂縫滲、溶孔滲流帶向潛流帶匯聚，在潛流帶形成連續的、經常性的、水平或近水平的地下水流，地下水流通過泄水區排出，泄水口的位置受潛水面限制。水平潛流帶為巖溶作用發育的主要區帶，隨著構造運動發展，地殼多旋回抬升，形成多個巖溶旋回。

圖3 阿克庫勒地區海西早期奧陶系碳酸鹽巖巖溶發育模式圖

2.2.2 斷層起主導作用的碳酸鹽巖巖溶模式

在塔河油田上奧陶統桑塔木組覆蓋區，非滲透性巖層對地面滲流形成阻擋，大氣淡水只能通過有限的裂隙、斷裂、不整合面進入透水層，并沿透水層流向深處，遇斷層排出。斷裂系統控制了地下水的流動軌跡和路徑，使得巖溶作用偏離正常潛水面[22]。塔河地區桑塔木組覆蓋區所形成的孔洞溶蝕層距離不整合面較深，且偏離正常潛水面，符合這種模式特征。

3 影響巖溶作用的主要因素

影響巖溶作用的因素較多，包括構造因素、地貌、環境氣候、地層流體及后期成巖作用等[23]，不同的主導因素及不同因素的組合往往導致不同程度的巖溶發育和不同的巖溶產物[24]。

3.1 構造因素

從成因上說斷裂系統是巖溶作用的誘發因素之一，其影響表現為：斷裂和斷層破碎帶為巖溶作用提供先期通道，增大了地表水及地下水與巖石的接觸面積，使碳酸鹽巖的滲流作用明顯改善，溶蝕范圍增加，溶蝕作用增強，溶蝕速度加快，從根本上為碳酸鹽巖溶蝕作用提供了條件。分析塔河油區115口鉆具放空、鉆井液漏失井，斷裂帶附近井占91％，這充分表明了斷裂系統與巖溶發育確實存在著一定的依附關系。

盡管如此，但也不能簡單的認為“巖溶發育由斷裂系統控制”。在統計結果中鉆遇或檢測的溶洞主要是水平潛流帶和垂直滲濾帶的產物，尤以前者為主。巖溶作用發育的總體走向受會水點與溢水口傾斜方向控制，在此“路徑”上，斷層或裂縫對潛水帶水流方向和軌跡有一段或者局部影響和改變，從而影響巖溶的發育，但這并不能完全改變巖溶發育的總體分布趨勢[25]（圖4）。

圖4 巖溶發育與斷裂關系圖

3.2 巖溶地貌

不同的巖溶地貌區巖溶發育特征存在著明顯的差異。巖溶作用方式、特點和產物在不同巖溶相帶上也存在明顯差異（表2）。巖溶緩坡帶是巖溶作用最發育的相帶[26]。

表2 塔河油田巖溶相帶劃分及其特征

3.3 環境和氣候

研究表明，近地表酸性條件下，碳酸鹽巖的溶蝕速率隨方解石含量（CaO）增加而升高、隨白云石的（MgO）含量增加而降低，方解石的溶解速率明顯高于白云石；在富含CO2的近地表條件下，60℃以下的溫度，灰巖的溶解速率大于白云巖，40～60℃最有利于碳酸鹽巖的溶蝕；但在相對高溫高壓條件（75℃，20MPa）下，方解石的溶解速率則小于白云石，在100℃，25MPa條件下，白云石的溶解速率大于方解石二倍。因此，在淺埋階段及風化殼巖溶期以灰巖巖溶發育為主；隨埋藏深度增加，白云巖溶解能力逐漸增強，并可超過灰巖。

氣候也是控制古巖溶作用發育的重要因素，巖溶作用最易在潮濕炎熱的氣候中發育，這與大氣降水量、氣溫、CO2含量等有關。阿克庫勒地區在海西早期以半干旱氣候為主，不利于巖溶作用發育。

3.4 地層流體

表3是塔河油田與塔中1井區油田水性質對比：①兩者的礦化度總體較高，但塔河油田平均值稍高；②大多屬于CaCl2型，即γCl-γNa/γMg>1（蘇林分類）；③塔河油田水中的HCO3-要低于塔中油田水對應值；④塔河油田水中氯鈉系數rNa+/rCl-高于塔中油田水對應值，可能代表含鹽層有所貢獻的地層水；⑤與塔中油田水相比，塔河油田水中出現較低δ18O，反映塔河受淡水淋濾作用要強。 在塔中目前油田水物化性質下，方解石大部分溶解，少量沉淀，有利于灰巖溶解；但白云石基本不溶解，有利于白云石化進行。

表3 塔河油田與塔中及中1井區油田水的元素分析及比值

4 結論

1）塔河油田奧陶系儲層巖溶發育具有頻率高、尺度大的特點，不整合面以下0～100m是其優勢發育深度，該地區巖溶主要分布在鷹山組和一間房組。

2）塔河地區奧陶系碳酸鹽儲層的主要成因機制為不整合面控制的構造巖溶作用，其形成機制是巖石在暴露條件下與大氣淡水直接接觸而發生，或由于某些通道使得大氣淡水與巖石接觸而形成巖溶作用；沉積期淡水溶蝕作用主要形成時間為碳酸鹽巖沉積作用期，即同生期，其明顯特點是平面上或橫向上均存在強的非均質性。

3）溶蝕作用的主要控制因素是古構造和古地貌，環境和氣候及地層流體性質也對溶蝕作用有較強的影響。

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Karstification Mechanics and Influence Factors of the Ordovician Reservoir in the Tahe Oilfield

WANG Man1XU Hou-wei2ZHONG Jin-yin3

（1-KaramayVocational College,Karamay, Xinjiang 834000; 2-Research Institute of Exploration and Development, Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000; 3-Research Institute of Geological Exploration and Development, Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Chengdu 610051）

Karst-fissure-cave carbonate reservoir is an important reservoir of the Ordovician in the Tahe oilfield. This paper has a discussion on main karstification mechanism and influence factors of the Ordovician reservoir in the Tahe oilfield. The karstification included fresh water dissolution during the sedimentation and tectonic karstification controlled by unconformity surface. The main influence factors are structure, ancient landform, environment, climate and formation water.

oil-gas reservoir; karstification mechanism; influence factor; Tahe oilfield

2017-10-24

國家重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”（2008ZX05000-049-04）;克拉瑪依市科技計劃項目“克拉瑪依工程教育基地野外地質實習基地建設研究”（sk2016-42）

王滿（1982-），男，新疆新源縣人，講師，碩士，現主要從事資源勘查工程專業教學及油藏地質研究工作

P618.13

A

1006-0995（2018）03-0405-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2018.03.012