陳蘭樸　李國蓉　符　浩　李　輝　蔣志偉　高魚偉　馮瑩瑩

（“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·成都理工大學，四川　成都　610059）

?

塔河南部奧陶系熱液成因碳酸鹽巖儲層特征

陳蘭樸李國蓉符浩李輝蔣志偉高魚偉馮瑩瑩

（“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·成都理工大學，四川成都610059）

摘要塔河油田南部地區(qū)自震旦紀以來發(fā)生過多期巖漿噴發(fā)活動，尤其是二疊紀巖漿作用面積大、影響范圍廣。巖漿活動帶來大量熱液流體，在侵位運移過程中對碳酸鹽巖產生溶蝕改造，形成以溶蝕縫孔洞為主的儲集空間。其發(fā)育分布主要受斷裂帶控制，巖性控制作用也較明顯。為進一步認識這類儲層，以鉆井巖心和薄片觀察為基礎，從儲層巖石學特征、儲集空間類型及儲層類型、儲層發(fā)育分布特征等方面研究認識了塔河油田南部奧陶系熱液成因碳酸鹽巖儲層的特征。

關鍵詞塔河油田南部熱液成因奧陶系碳酸鹽巖儲集空間

修訂回稿日期：2016－01－12

0　引言

位于塔北隆起的塔河地區(qū)在奧陶紀發(fā)育一套廣泛沉積的碳酸鹽巖地層，當埋深達到幾百米以上時，壓實和膠結作用使碳酸鹽巖中的原生孔隙基本完全消失，因此，后期埋藏溶蝕作用對碳酸鹽巖儲層的形成至關重要。20世紀70年代以前，普遍認為與不整合面相關的地表大氣淡水溶蝕作用是次生孔隙發(fā)育的關鍵因素，但隨著塔河南部油氣勘探的深入，在埋藏深度較大的遠離不整合面或沒有不整合面的塔河下古生界發(fā)現(xiàn)了儲集性良好的碳酸鹽巖儲層，并伴有熱液礦物的存在［1-2］。認為與熱液作用有關的深部溶蝕作用可能是該類儲層形成的關鍵因素。目前，對塔河油田南部奧陶系熱液成因碳酸鹽巖儲層的研究較少，基于此，筆者在前人對熱液作用研究的基礎之上，對研究區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層的特征做出進一步的研究認識。

1　區(qū)域地質概況

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起區(qū)阿克庫勒凸起中南部斜坡區(qū)，北部與雅克拉斷凸相望，西鄰哈拉哈塘凹陷，東靠草湖凹陷，南接滿加爾凹陷，面積約750 km2。本次研究區(qū)位于塔河油田南部，緊鄰哈拉哈塘凹陷和滿加爾凹陷。

塔北隆起雖經歷多期構造運動，地層剝蝕缺失較為嚴重，但就塔河油田南部而言，其在構造位置上更靠近凸起西南傾伏端，在北部隆起抬升過程中很少暴露至地表，地層保存較為完整，奧陶系自下而上依次發(fā)育下奧陶統(tǒng)蓬萊壩組，中—下奧陶統(tǒng)鷹山組，中奧陶統(tǒng)一間房組，上奧陶統(tǒng)恰爾巴克組、良里塔格組、桑塔木組，但地層厚度變化較大，局部地區(qū)可以缺失某些層組。巖性上，下部蓬萊壩組主要為白云巖和灰質白云巖，向上逐漸過渡到灰?guī)r沉積。

塔里木盆地分別在震旦紀—寒武紀、早奧陶世、二疊紀、白堊紀，先后經歷4次地質熱事件，其中對奧陶系影響最大的是二疊紀巖漿作用，二疊紀玄武巖在盆地內廣泛發(fā)育分布［3-4］。強烈的巖漿活動伴隨著大量化學活動性流體，并通過斷裂、不整合面、裂縫等通道進入灰?guī)r地層產生溶蝕改造。

2　儲層特征

2.1儲層巖石學特征

1）巖石類型

依據(jù)碳酸鹽巖結構—成因分類法，通過對研究區(qū)各井的鉆井巖心和薄片觀察，將區(qū)內的主要儲集巖石類型分為顆粒灰?guī)r、微晶灰?guī)r、藻粘結灰?guī)r和泥灰?guī)r等（圖1）。

圖1　研究區(qū)巖石類型圖

（1）顆?；?guī)r類

區(qū)內該類巖石可呈較大厚度連續(xù)發(fā)育，厚度多大于1 m，或呈厘米級薄層或條帶狀夾于微晶灰?guī)r層中，或呈斑塊狀分布于微晶灰?guī)r中；巖石的顆粒結構清楚，顆粒組分主要為砂礫屑、砂屑，局部見鮞粒、球粒，海百合生物碎屑相對富集；根據(jù)巖石中顆粒組分的類型和膠結物特征，可進一步細分為鮞?；?guī)r、亮晶鮞粒灰?guī)r、亮晶生物碎屑灰?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r多種類型。

（2）微晶灰?guī)r類

區(qū)內該類巖石主要呈較大厚度連續(xù)分布，厚度大于1 m，或與砂屑灰?guī)r呈互層出現(xiàn)，厚度小于1 cm；巖石主要成分為微晶方解石，其微晶結構特征典型，局部可見少量砂屑和生物碎屑等顆粒組分；根據(jù)微晶灰?guī)r中所含顆粒組分類型和含量，可進一步細分為（含）砂屑微晶灰?guī)r、（含）生屑微晶灰?guī)r等。

（3）泥灰?guī)r類

泥灰?guī)r在區(qū)內上奧陶統(tǒng)普遍發(fā)育，此類巖石主要顯微晶結構，常呈薄層形式間互于微晶灰?guī)r和顆?；?guī)r，或以厚層狀分布，局部可見富泥質條紋。

（4）藻粘結灰?guī)r類

該類巖石在區(qū)內發(fā)育厚度一般不大，主要發(fā)育在潮坪環(huán)境，在中奧陶統(tǒng)一間房組、上奧陶統(tǒng)良里塔格組發(fā)育分布均較廣泛，此類巖石藻粘結結構清楚，具典型的藻粘結顆粒和窗狀孔特征；其砂礫屑、球粒及生物碎屑等常常被藻類粘結，窗狀孔中常被粒狀亮晶方解石和灰綠色泥質充填。根據(jù)被藻類粘結組分的不同，可進一步細分為藻粘結微晶灰?guī)r、藻粘結生物碎屑灰?guī)r及藻粘結粒屑灰?guī)r等3種類型。

2）熱液作用的巖石學特征

深部熱液流體溫度高且富含CO2、H2S和SO2等化學活動性物質，在其侵位運移過程中，沿斷裂、裂縫等通道對碳酸鹽巖產生溶蝕改造，形成以溶蝕縫孔洞為主的儲集空間，并伴隨如螢石、異形白云石、黃鐵礦等熱液礦物的沉淀充填［5-6］。這些溶蝕縫孔洞往往與斷裂、裂縫、縫合線等的關系密切，而與不整合面關系不大。稀土元素分析表明，海西晚期熱液成因縫洞方解石稀土元素總量高，LREE富集、HREE虧損，且表現(xiàn)為明顯的正Eu異常，具明顯深部熱液溶蝕特征［7-8］。

另外，在圍巖中見到熱褪色、熱液破裂等典型熱液現(xiàn)象。熱褪色主要沿裂縫兩側發(fā)育，寬0.5～2.0 cm，表現(xiàn)為縫壁泥灰?guī)r圍巖發(fā)生褪色現(xiàn)象，由紫紅色褪色為灰綠色，局部見灰綠色褪色斑塊，縫內為熱液方解石充填。熱液破裂為高溫高壓熱液流體的侵入，導致巖石顆粒體積膨脹爆裂而形成不規(guī)則網狀裂隙，這些裂隙使灰?guī)r角礫破碎成許多小塊，角礫和裂隙間方解石充填，具溶蝕孔洞。

2.2儲滲空間類型及特征

通過對研究區(qū)鉆井巖心和薄片觀察，依據(jù)儲滲空間的形態(tài)及大小等特征，將儲滲空間劃分為溶蝕孔洞類和溶蝕孔隙類兩種主要類型［9］。

1）溶蝕孔洞類

指孔洞直徑大于2 mm的儲滲空間，可在巖心上較完整識別，主要由溶蝕作用形成。巖心和薄片觀察統(tǒng)計表明，它主要表現(xiàn)為沿裂縫溶蝕孔洞（圖2a），見粒狀方解石充填，鏡下見螢石、石英、重晶石、硬石膏等交代，其中沿裂縫方解石溶蝕孔洞最為發(fā)育，其次沿縫合線發(fā)育的溶蝕孔洞（圖2b），少量層段見孤立的溶蝕孔洞，也可見在溶蝕孔隙的基礎上受熱液溶蝕進一步擴大為溶蝕孔洞；另可見在早期晶間溶孔的基礎上經過熱液溶蝕作用所形成的孔洞，見硅化硅質巖溶蝕孔洞發(fā)育。此類儲集空間發(fā)育分布沒有一定的層位限制，可在整個奧陶系層位有發(fā)育，同時溶蝕孔洞分布明顯不均勻，反映了熱液作用的非均質性。

2）溶蝕孔隙類

指孔隙直徑在0.01～2 mm的儲滲空間，主要由溶蝕作用形成，熱液溶蝕孔隙邊緣方解石往往具有與同生期大氣水溶蝕孔隙不同的亮桔紅色陰極發(fā)光特征。巖心及薄片觀察統(tǒng)計顯示，區(qū)內溶蝕孔隙型儲滲空間主要為顆?；?guī)r間的粒間溶孔、粒內溶孔（圖2c），沿縫方解石溶蝕孔隙（圖2d），巖性為砂屑灰?guī)r、砂礫屑灰?guī)r、顆?；?guī)r和鮞?；?guī)r。此類儲滲空間主要在一間房組發(fā)育分布，往往發(fā)育于灘體與斷裂聯(lián)合的部位。

圖2　研究區(qū)儲滲空間類型圖

2.3儲層類型及特征

通過對研究區(qū)奧陶系儲層鉆井巖心和薄片的觀察，結合儲滲空間類型及巖性等方面的差異，將區(qū)內熱液成因儲層分為溶蝕縫─孔洞型儲層和溶蝕孔隙型儲層兩類。

1）溶蝕縫─孔洞型儲層

該類儲層的儲滲空間以沿裂縫熱液溶蝕孔洞為主，是研究區(qū)發(fā)育最為廣泛的儲層類型。根據(jù)儲層巖石性質和儲滲空間的差異性，進一步劃分為沿縫溶蝕孔洞型儲層、溶蝕孔洞型儲層及硅化硅質巖溶蝕孔洞（隙）型儲層。

（1）沿縫溶蝕孔洞型儲層

該類儲層的儲滲空間以沿裂縫方解石熱液溶蝕形成的溶蝕孔洞為主，見螢石、重晶石、石英等熱液礦物交代方解石，其次為沿縫溶蝕孔洞或沿縫合線溶蝕形成的孔洞，這些沿縫溶蝕孔洞往往呈串珠狀分布；該類儲層是本區(qū)研究的重點儲層類型，發(fā)育分布沒有一定的層位選擇性，可在鷹山組、一間房組、恰爾巴克組和良里塔格組等層位發(fā)育，但主要在一間房組；涉及的巖性主要為砂屑灰?guī)r、藻粘結灰?guī)r、微晶灰?guī)r、泥灰?guī)r等。

（2）溶蝕孔洞型儲層

溶蝕孔洞型儲層的儲滲空間主要為熱液溶蝕孔洞，也可見在溶蝕孔隙的基礎上受熱液溶蝕進一步擴大為溶蝕孔洞，這些溶蝕孔洞往往較孤立地發(fā)育，常見方解石不完全充填。該類儲層發(fā)育程度一般，主要在一間房組發(fā)育分布，其他層位發(fā)育較少。涉及的巖性主要為顆?；?guī)r、砂屑灰?guī)r、粒屑微晶灰?guī)r等。

（3）硅化硅質巖溶蝕孔洞（隙）型儲層

該類儲層的儲滲空間以硅化硅質巖中熱液溶蝕孔洞為主，少見熱液溶蝕孔隙發(fā)育，這些儲滲空間往往被方解石和熱液礦物等不完全充填，儲集空間有限。該類儲層發(fā)育一般，僅在個別井中發(fā)育，主要分布在一間房組和恰爾巴克組；儲集層的巖性主要為硅化硅質巖、砂礫屑灰?guī)r等。

2）溶蝕孔隙型儲層

該類儲層的儲滲空間以熱液溶蝕沿裂縫形成的溶蝕孔隙，顆粒灰?guī)r間的粒間溶孔、粒內溶孔為主。該類儲層發(fā)育不好，一般較孤立，且儲集能力較差，主要分布在一間房組；涉及的巖性主要為鮞?；?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r和生物碎屑灰?guī)r等。

2.4儲層物性特征

根據(jù)研究區(qū)82個巖心樣品的常規(guī)物性測試分析，區(qū)內樣品孔隙度普遍偏低，且變化幅度較大，分布在0.1%～9.0%，小于3.0%的占到了81.1%，5.0%～9.0%的僅占6.1%，平均孔隙度為1.5%。區(qū)內樣品滲透率也普遍較低，分布范圍為0.001～300 mD，其中，69.5%的樣品滲透率小于0.1 mD，大于1 mD的樣品僅占3%?？梢妸W陶系碳酸鹽巖呈低孔、低滲特征，且孔滲關聯(lián)性極差。

但常規(guī)測試不能反映區(qū)內重要的大型縫洞儲集段的物性特征，生產實踐表明，區(qū)內普遍存在放空、井漏、鉆時加快等現(xiàn)象，反映了良好的儲集性。這與通常的碳酸鹽巖基質孔隙不發(fā)育，而大縫、大洞的存在能有效改善儲集物性有直接關系。

3　儲層發(fā)育分布規(guī)律

對區(qū)內25口井剖面奧陶系各類熱液成因儲層進行綜合解剖，統(tǒng)計了各類儲層發(fā)育分布狀況：在109個儲層發(fā)育井段中，沿縫溶蝕孔洞型儲層占了61個，頻率約為56.0%，是發(fā)育最廣泛的一類儲層；溶蝕孔洞型儲層占了23個，頻率約為21.1%；硅化硅質巖溶蝕孔洞（隙）型儲層占了13個，頻率約為11.9%；溶蝕孔隙型儲層占了12個，頻率約為11.0%。

另據(jù)鉆井資料揭示，4類儲層主要發(fā)育在一間房組。其中，沿縫溶蝕孔洞型儲層主要發(fā)育分布在中奧陶統(tǒng)一間房組，其次為上奧陶統(tǒng)良里塔格組，中—下奧陶統(tǒng)鷹山組發(fā)育一般，上奧陶統(tǒng)恰爾巴克組和桑塔木組發(fā)育較少（圖3）；溶蝕孔洞型儲層也呈現(xiàn)類似特征，只是未在良里塔格組發(fā)現(xiàn)該類儲層；硅化硅質巖溶蝕孔洞（隙）型儲層也主要發(fā)育于一間房組，其次為恰爾巴克組；溶蝕孔隙型儲層也主要發(fā)育于一間房組，鷹山組和恰爾巴克組零星發(fā)育，其他層位未見。

圖3　塔河油田南部奧陶系沿縫溶蝕孔洞型儲層的層位頻率分布圖

針對研究區(qū)奧陶系熱液成因儲層主要以沿縫溶蝕孔洞型儲層發(fā)育為主，溶蝕孔洞型儲層發(fā)育較少，硅化硅質巖溶蝕孔洞（隙）型儲層和溶蝕孔隙型儲層僅在個別井中發(fā)育，且后3種儲層的儲集能力有限的特征，重點對沿縫溶蝕孔洞型儲層的發(fā)育分布規(guī)律做進一步研究。

沿縫溶蝕孔洞型儲層涉及的巖性主要為微晶灰?guī)r、顆粒灰?guī)r、藻粘結灰?guī)r、砂礫屑灰?guī)r、泥灰?guī)r，以微晶灰?guī)r為主，其次為顆?；?guī)r，藻粘結灰?guī)r、砂礫屑灰?guī)r及其他巖類發(fā)育一般。因此，強烈的巖性控制作用可能是此類儲層主要在一間房組發(fā)育的重要原因［10］。

另外，塔里木盆地在地質歷史上經歷過多期次的構造運動，發(fā)育了復雜的斷裂系統(tǒng)，包括多條切穿基底的深大斷裂及南北貫穿的斷裂帶和極其發(fā)育的小斷裂及裂縫，深部流體正是通過這些通道運移至上部沉積盆地地層，進而產生溶蝕改造。因此，沿縫溶蝕孔洞型儲層的發(fā)育分布與這些斷裂帶的關系密切，平面上主要沿斷裂帶及其附近發(fā)育分布（圖4）。

圖4　塔河油田南部奧陶系沿縫溶蝕孔洞型儲層發(fā)育分布平面圖

4　結論

1）塔河油田南部奧陶系儲集巖石類型主要有顆?；?guī)r、微晶灰?guī)r、藻粘結灰?guī)r和泥灰?guī)r，巖石中普遍存在熱液溶蝕改造現(xiàn)象，并伴隨熱液礦物的沉淀。

2）研究區(qū)奧陶系儲集空間主要為溶蝕孔隙和溶蝕孔洞，其與裂縫、縫合線、斷裂等關系密切；儲層類型可分為沿縫溶蝕孔洞型、溶蝕孔洞型、硅化硅質巖溶蝕孔洞（隙）型、溶蝕孔隙型4類，以沿縫溶蝕孔洞型儲層發(fā)育分布較廣，且主要分布在一間房組，可能與其巖性有關。

3）區(qū)內奧陶系碳酸鹽巖具低孔、低滲特征，但大型縫洞的普遍發(fā)育及相互連通，極大地改善了儲集性能。

4）大型斷裂帶發(fā)育對于熱液成因儲層的形成起關鍵控制作用，熱液成因儲層和熱液溶蝕作用的發(fā)育分布區(qū)域都與區(qū)內斷裂帶有良好的匹配關系，主要沿斷裂帶及其附近發(fā)育分布。

參考文獻

［1］胡明毅，蔡習堯，胡貴忠，等.塔中地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖深部埋藏溶蝕作用研究［J］.石油天然氣學報，2009，31（5）：49-54.

［2］潘文慶，劉永福，沈安江，等.塔里木盆地下古生界碳酸鹽巖熱液巖溶的特征及地質模型［J］.沉積學報，2009，27（5）：983-994.

［3］朱東亞，金之鈞，胡文瑄，等.塔里木盆地深部流體對碳酸鹽巖儲層影響［J］.地質論評，2008，54（3）：348-354.

［4］陳漢林，楊樹鋒，王清華，等.塔里木盆地早—中二疊世玄武質巖漿作用的沉積響應［J］.中國地質，2006，33 （3）：545-552.

［5］呂修祥，楊寧，解啟來，等.塔中地區(qū)深部流體對碳酸鹽巖儲層的改造作用［J］.石油與天然氣地質，2005，26 （3）：284-289.

［6］李開開，蔡春芳，蔡镠璐，等.塔河地區(qū)下古生界熱液流體及儲層發(fā)育主控因素探討：以S88和TS1井為例［J］.石油實驗地質，2010，32（1）：46-51.

［7］李輝，李國蓉，羅韻，等.塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層深部熱液特征分析［J］.東北石油大學學報，2014，38 （6）：12-21.

［8］劉顯鳳，蔡忠賢.塔河油田溶洞充填物的元素地球化學特征及環(huán)境意義［J］.地質科技情報，2009，28（3）：53-57.

［9］尚久靖，李國蓉，呂艷萍，等.塔河鹽下地區(qū)奧陶系孔洞成因分析［J］.天然氣技術與經濟，2011，5（2）：10-13.

［10］楊瑩瑩.塔河東南斜坡區(qū)奧陶系儲層分布特征研究［D］.成都：成都理工大學，2013.

（編輯：盧櫟羽）

在關系建立后，就可以利用（9）式和（10）式計算出某層位（深度）層內原生可動水產出的臨界井底流壓以及對應的臨界產量，指導氣井的合理配產。

3　實例分析

利用筆者提出的層內原生可動水流動臨界條件計算方法對該疏松砂巖氣藏各層組典型井進行了評價分析，制作圖版（圖2、圖3）。利用圖版可以讀出不同深度下原生可動水流動的臨界井底流壓，由此就可計算出單井各射孔小層的臨界產量，即可計算出各井原生可動水產出的臨界產量（表1），從而指導氣藏的合理配產。

圖2　S1-1井層內原生可動水流動臨界條件計算圖版

圖3　S2-4井層內原生可動水流動臨界條件計算圖版

表1　層內原生可動水流動臨界產量計算表

4　結論

1）疏松砂巖氣藏泥質含量高，在成藏過程中由于氣體未完全驅替，導致殘余的地層水存儲在儲層泥質中，形成層內原生可動水，在氣藏投入開發(fā)后，當層內生產壓差達到可動水流動的臨界條件后，該類型水體將開始流動，從而造成部分氣井產水。

2）利用國內某氣田疏松砂巖氣藏泥質含量與排驅壓力間的擬合關系，建立了層內原生可動水流動臨界井底流壓及臨界產量的計算方法及計算步驟，并制作出單井原生可動水流動臨界井底流壓計算圖版，通過圖版可讀出在任意地層深度下的臨界井底流壓值。

3）本文計算方法是基于真實氣藏儲層泥質含量與排驅壓力間的擬合關系而得出的，相關計算公式適合于該實際氣藏，因此若要應用于其他氣藏，首先需建立其泥質含量與排驅壓力的關系式，再利用臨界流壓公式以及氣井產量公式進行計算。

［1］易珍麗，侯淞譯，李延華，等.澀北二號疏松砂巖氣田水侵特征分析［J］.天然氣技術與經濟，2013，7（6）：25-29.

［2］徐曉玲，嚴煥德，朱化勇，等.澀北一號氣田井筒積液因素診斷模式［J］.天然氣技術與經濟，2013，7（6）：40-41.

［3］鄧勇，杜志敏，陳朝暉.澀北氣田疏松砂巖氣藏原始氣水分布影響因素［J］.油氣地質與采收率，2009，16（3）：73-75.

［4］鄧勇，杜志敏，陳朝暉.澀北氣田疏松砂巖氣藏出水規(guī)律研究［J］.石油天然氣學報，2008，30（2）：336-338.

［5］謝麗，張體源，張審琴.澀北氣田有效儲層及蓋層測井研究［J］.天然氣工業(yè)，2003，23（5）：30-33.

［6］朱華銀，馬力寧，陳建軍，等.澀北一號氣田第四系儲層特征研究［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（4）：29-31.

（編輯：李臻）

作者簡介：陳蘭樸（1990－），碩士研究生，研究方向為儲層地質學與儲層地球化學。E-mail：649268215@qq.com。

基金項目：國家自然科學基金（41272150）、國家科技重大專項（2011ZX05005）資助項目。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.004

文獻標識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）01-0012-04