鞏偉 尚凱 陳松 馬杰

(1.宿州學院地球科學與工程學院，安徽 宿州 234000;2.中石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830011)

塔中地區(qū)志留系柯坪塔格組目前已發(fā)現(xiàn)多個油氣藏，油氣勘探潛力較大。下瀝青砂巖段為該區(qū)重點勘探層系之一，相關(guān)沉積和成藏研究已有大量成果［1-5］，但其儲層特征目前尚無系統(tǒng)認識。該區(qū)產(chǎn)層埋深普遍大于4 000 m，成巖作用較強，儲層物性相對較差，勘探進程受到制約。本次研究以鏡下觀察為基礎(chǔ)，結(jié)合巖心觀察及分析化驗資料對本儲層的基本特征進行研究，分析儲層含油氣性的控制因素。

1 區(qū)域地質(zhì)背景及儲層特征

奧陶世末塔中地區(qū)處于克拉通內(nèi)坳陷穩(wěn)定沉降階段，志留系由西向東、自北向南超覆沉積在奧陶系之上［4-5］。根據(jù)巖電特征，柯坪塔格組自上而下分為3段，分別為上瀝青砂巖段、灰色泥巖段和下瀝青砂巖段，下瀝青砂巖段儲層與上覆灰色泥巖形成有利儲蓋組合，是該區(qū)志留系主要產(chǎn)層之一。塔中地區(qū)下瀝青砂巖段為濱岸 — 潮坪 — 三角洲沉積［1-2］，巖性主要為淺灰色、灰色和灰綠色的細砂巖、泥巖、含礫砂巖、粉砂巖，厚0～200 m，總體呈現(xiàn)出北厚南薄的特征。

本區(qū)儲層的砂巖類型主要為淺灰色、灰色細砂巖、中砂巖和含礫細砂巖。砂巖主要為巖屑石英砂巖，其次為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖。石英含量為35% ～92%，平均含量為68%;巖屑含量為0～51%，平均含量為22%;長石含量較低，約0～16%，平均含量為8%。巖屑主要為沉積巖巖屑，其次為變質(zhì)巖巖屑和火成巖巖屑。膠結(jié)物以碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)物為主，其次為黏土礦物。顆粒分選性較好，磨圓度以次圓狀為主，其次為次棱角 —次圓狀。膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，顆粒間以點 —線接觸和線接觸為主，其次為凹凸接觸及縫合線接觸，顆粒支撐結(jié)構(gòu)。砂巖總體上具有成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較高的特點。

2 儲層孔隙特征

2.1 儲層孔隙類型

取心段砂巖鑄體薄片及掃描電鏡等分析資料顯示，本區(qū)主要發(fā)育殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔和微裂縫等孔隙類型，其中以殘余原生粒間孔最為重要(約占總有效孔隙數(shù)的50% ～60%)，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。

(1)殘余原生粒間孔。殘余粒間孔為巖石顆粒之間原始孔隙經(jīng)歷壓實作用或膠結(jié)作用而殘余的孔隙，鑄體觀察結(jié)果一般顯示為不規(guī)則三角形或多邊形(圖1(a))。在本區(qū)上段薄片中發(fā)現(xiàn)大量瀝青充填粒間孔隙(圖1(c))，影響后期油氣充注。

(2)粒間溶孔。粒間溶孔指巖石顆粒邊緣被溶蝕而形成港灣狀或者不規(guī)則的溶蝕孔(圖1(b))。研究區(qū)粒間溶孔發(fā)育較充分，其含量占總面孔率的33%，是主要的孔隙類型之一。其中以長石溶蝕最為普遍，其次為填隙物溶蝕和巖屑溶蝕。

(3)粒內(nèi)溶孔。粒內(nèi)溶孔是流體介質(zhì)對顆粒進行選擇性溶蝕所形成的一種溶蝕孔隙，本區(qū)主要有長石和巖屑粒內(nèi)溶孔(圖1(c))，另有少量石英顆粒粒內(nèi)溶孔。粒內(nèi)溶孔直徑較小，一般為2～3 μm，對本區(qū)儲層物性改善有一定影響。

(4)晶間孔。晶間孔是一種形成于自生礦物重結(jié)晶晶體之間的孔隙，一般為黏土礦物晶間孔。本區(qū)內(nèi)晶間孔主要為蜂窩狀伊利石晶間微孔、針葉狀自生綠泥石微孔以及伊蒙混層間微孔。

(5)微裂縫。微裂縫可能是經(jīng)成巖作用或構(gòu)造作用影響而形成，在本區(qū)鑄體薄片中微裂縫發(fā)育往往切過集中分布的泥質(zhì)或形成于雜基附近(圖1(d))。微裂縫的存在對孔隙度的貢獻較小，但其連通性能較好，在一定程度上改善了儲層的滲透性。

圖1 塔中地區(qū)下瀝青砂巖段儲層鑄體薄片特征

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

選取研究層段58個壓汞樣品進行統(tǒng)計，結(jié)果顯示:排驅(qū)壓力為0.4 ～3.00 MPa，平均為 0.89 MPa;中值壓力1.52 ～ 73.21 MPa，平均為11.48 MPa;孔喉半徑 0.10 ～1.50 μm，平均為 0.26 μm，總體表現(xiàn)為細孔喉儲層。圖2所示為下瀝青砂巖段儲層毛管壓力曲線特征，該段為順9井5 396.31 m層段。

圖2 下瀝青砂巖段儲層毛管壓力曲線特征

2.3 儲層物性特征

下瀝青砂巖段砂巖儲層物性統(tǒng)計結(jié)果顯示，其孔隙度一般為0.3% ～19.7%，主要分布區(qū)間為5.0% ～15.0%。此區(qū)間樣品占總樣品數(shù)的85.1%，儲層孔隙度平均值為8.6%。儲層滲透率一般為(0.02～108.00)×10-3μm2，主要分布區(qū)間為(0.10 ～10.00)×10-3μm2，占總樣品數(shù)的90.2%，儲層滲透率平均值為1.47×10-3μm2。根據(jù)儲層物性分析結(jié)果，可判定塔中地區(qū)下瀝青砂巖段儲層為低孔—特低孔、特低滲儲層(圖3)。

圖3 下瀝青砂巖段儲層孔隙度、滲透率分布直方圖

3 儲層成巖作用類型

大量巖石薄片、掃描電鏡及陰極發(fā)光等資料分析顯示，本區(qū)下瀝青砂巖段主要經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用等成巖作用。

(1)壓實作用。研究區(qū)目的層目前埋深均大于4 000 m，壓實作用明顯。鏡下可以觀察到顆粒之間多呈點接觸、線接觸，少量為凹凸接觸(圖1(a))。某些韌性礦物如黑云母發(fā)生彎曲變形，而石英等脆性顆粒則發(fā)育裂紋及破碎現(xiàn)象。壓實作用是影響原生孔隙發(fā)育的主要因素之一［6］。

(2)膠結(jié)作用。研究區(qū)內(nèi)該段儲層的膠結(jié)作用有碳酸鹽膠結(jié)、自生黏土礦物膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)。方解石膠結(jié)物為研究區(qū)最主要的膠結(jié)物，其發(fā)育狀況和分布特征均與粒度和巖屑成分關(guān)系密切。方解石膠結(jié)物含量高(含量大于10%)的樣品主要發(fā)育在粒度較細的細砂巖，以及富碳酸鹽巖巖屑的巖屑石英砂巖和巖屑砂巖中，多以連晶結(jié)構(gòu)(圖1(b))的形式出現(xiàn)。早期的方解石膠結(jié)物降低了壓實作用強度，對于原生孔隙的保存較有利［7］。研究區(qū)柯坪塔格組儲層段黏土礦物膠結(jié)主要見伊利石、綠泥石沿顆粒外側(cè)環(huán)帶膠結(jié)。早期形成的黏土膜可以保存一定量的原生孔隙，黏土膜發(fā)育的井段儲層物性相對較好［8］。硅質(zhì)膠結(jié)主要表現(xiàn)為石英次生加大特點，主要以Ⅰ級次生加大為主，少見Ⅱ級石英次生加大。石英次生加大主要發(fā)育在巖性成分成熟度略高的巖性中。

(3)溶蝕作用。溶蝕作用是改善本區(qū)儲層低孔低滲物性的一個重要機理［9］，研究區(qū)該段儲層溶蝕作用主要有長石溶蝕、巖屑溶蝕，另有少部分石英顆粒溶蝕(圖1(c))和方解石膠結(jié)物溶蝕。本區(qū)溶蝕作用較為普遍，部分噴出巖屑易溶蝕，長石溶蝕發(fā)育程度不等，鉀長石溶蝕形成高嶺石，溶蝕作用對該段儲層物性的改善起到一定建設(shè)性作用。

本區(qū)交代作用較為少見，主要為黏土礦物交代石英顆粒、成巖后期鐵白云石、方解石交代石英顆粒以及黏土礦物之間的交代作用。

4 儲層含油氣性的影響因素分析

從巖心觀察及分析化驗資料來看，塔中地區(qū)下瀝青砂巖段儲層非均質(zhì)性較強，從而導致儲層含油氣性差異較大。

4.1 沉積微相與含油氣性的關(guān)系

塔中志留系下瀝青砂巖段中發(fā)育海侵背景下的濱岸— 潮坪 — 三角洲沉積體系。濱岸砂壩、潮道、砂坪及水下分流河道微相水動力作用強、砂體分選好、砂質(zhì)純、雜基含量少，大都見到了油氣顯示，以油跡、油斑、油浸級別為主(表1)。其他微相基本無油氣顯示，偶見油跡或熒光顯示。

4.2 巖性、物性與含油氣性的關(guān)系

儲層砂巖粒度不同，含油氣性差異也較大。細砂巖和中砂巖中多見油浸、油斑和油跡，而粉砂巖一般為油跡、熒光顯示(表1)。

儲層物性與含油氣性也具有一定的對應(yīng)關(guān)系。油氣顯示集中在物性較好的砂體中，而且隨著儲集體物性逐漸變差，油氣顯示級別也從油浸至熒光逐漸變低。圖4為研究區(qū)儲層段細砂巖物性與油氣顯示的關(guān)系。

表1 塔中地區(qū)下瀝青砂巖段儲層巖性與含油氣性的關(guān)系

圖4 研究區(qū)儲層段細砂巖物性與油氣顯示的關(guān)系

5 結(jié)語

研究區(qū)下瀝青砂巖段巖石類型主要為巖屑石英砂巖，其次為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖。儲集空間以殘余原生粒間孔和粒間溶孔為主，砂巖主要經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等成巖作用，儲層為低孔— 特低孔、特低滲儲層。下瀝青砂巖段儲層非均質(zhì)性強，其含油氣性受到沉積微相、巖石粒度和物性等因素的控制。

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