塔里木盆地塔河油田石炭系卡拉沙依组砂岩储层特征与物性控制因素

钟大康，漆立新，云 露，杨素举，刘康宁，吴亚生

（1．中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2．中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830000）

0 引 言

塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起的西南部，其主要油气产自下古生界奥陶系碳酸盐岩［1－5］。但近年来的钻井资料表明，在上古生界石炭系卡拉沙依组碎屑岩也具有良好的油气显示，并有多口井试采。目前的勘探开发和研究表明，塔河油田卡拉沙依组虽然有一定的勘探开发潜力，但开发难度较大，造成这一现象的原因之一是对石炭系卡拉沙依组碎屑岩储层宏观展布、微观物性特征以及储层质量认识不完全清楚，尽管前人在储层方面做过一些工作［6－16］，但是研究程度仍然较低。因此，研究该地区石炭系卡拉沙依组储层特征与物性控制因素，对于塔河油田的高产稳产、寻找后备储量和资源具有重要意义。

目前，国内外对碎屑岩储层的评价大多从沉积条件和成岩作用2个方面入手，讨论储层物性控制因素首先要分析其沉积环境，其次是讨论其在埋藏过程中所发生的成岩作用类型及特征［17－27］，但对成岩序次的研究较少，砂岩物性好坏除了与所经历的成岩作用有关之外，实际上在很大程度上是受成岩序次控制的，也就是说2个地区砂岩所经历的成岩作用类型及特征相似，但如果不同作用的顺序不同，则可能会导致其物性差异很大。笔者根据研究区30口取芯井的普通岩石薄片、铸体薄片、电子探针、X衍射、扫描电镜以及物性数据，首先对石炭系卡拉沙依组储层岩石学特征及成岩作用与物性特征进行分析，在此基础上重点研究其成岩序次与孔隙演化的关系，明确指出该地区砂岩深埋优质储层的主要原因与砂岩的成岩序次有关，早期先发生碳酸盐胶结，占据大量粒间孔隙，后期这些碳酸盐胶结物再溶蚀形成次生孔隙，于是形成良好的储层。

1 储层岩石学特征

根据前人研究，石炭系卡拉沙依组（图1）主要为潮坪沉积，可分为潮汐水道、潮间砂坪、砂泥混合坪和泥坪沉积，自上而下分为 Ⅰ ～ Ⅳ 砂组［9－12，17－18］。通过对30口井岩芯的观察，卡拉沙依组储层以中砂岩、粗砂岩、细砂岩及粉砂岩为主，另外还存在一定的含砾砂岩及细砾岩。砂岩一般分选较好，而砾岩在上部Ⅰ砂组成分较杂，分选差—中、磨圆次棱角状，向下（Ⅱ～Ⅳ砂组）泥砾逐渐增多。纵向上，Ⅰ砂组砂质较粗，尤其是其顶部；平面上，北部较粗，如S92、S75、S101、T902、T901等井。

从工区整个卡拉沙依组砂岩分类三角图（图2）可以看出，4个砂组储层总体上都以石英砂岩为主，包括岩屑质石英砂岩、长石质石英砂岩、长石岩屑质石英砂岩，并含有少量岩屑质长石砂岩、长石砂岩。其中：Ⅰ、Ⅱ砂组的岩屑含量大于长石含量，岩屑砂岩较多；Ⅲ、Ⅳ砂组岩屑质长石砂岩、长石砂岩含量比Ⅰ、Ⅱ砂组含量稍高一些；Ⅳ砂组长石含量比Ⅰ～Ⅲ砂组含量稍高。

卡拉沙依组砂岩填隙物含量（质量分数，后文同）为8%～15%，平均9．6%，包括杂基和胶结物。泥质杂基含量一般小于5%，多为1%～3%，主要为高岭石和伊－蒙混层矿物。胶结物主要为方解石，少量白云石、高岭石及绿泥石等。方解石含量为0%～25%，平均7．23%。卡拉沙依组砂岩以孔隙式胶结为主，颗粒之间以点－线接触、线接触为主，少部分凹凸接触；分选差—中等，磨圆次棱角—次圆状。粒径一般为0．15～0．5mm，部分粒径小于0．12mm。

2 储层孔隙类型及物性特征

通过对S59、S70、T901等井的铸体薄片和扫描电镜观察，卡拉沙依组砂岩储集空间以次生孔隙为主，主要为粒间碳酸盐胶结物溶孔及少量杂基溶孔，其次为长石和岩屑粒内溶孔（图3）。

尽管塔河地区石炭系卡拉沙依组砂岩储层现今埋深达4 800～5 200m，但仍表现为中等物性的储层。岩芯孔隙度为0．7%～23．6%，平均9．93%，主峰位于12%～15%（表1）；渗透率为（0．01～4 767）×10－3μm2，平均34．46×10－3μm2，峰值区间为（5～30）×10－3μm2，总体上属中孔中渗储层，孔隙度与渗透率呈良好的正相关线性关系（图4）。这表明工区内砂岩属于孔隙型储层，各油组物性存在一些差异。

图1 研究区位置及井位分布Fig．1 Location of Studied Area and Distribution of Wells

图2 卡拉沙依组砂岩分类三角图Fig．2 Triangular Diagram of Sandstone Types in Kalashayi Formation

3 成岩作用特征

通过对普通薄片、铸体薄片及扫描电镜等资料的分析，该地区储层经历了压实作用、胶结作用（如石英、长石次生加大、方解石、白云石和黏土胶结、黄铁矿、沸石等胶结，但以碳酸盐胶结为主）、溶蚀作用（主要为碳酸盐、长石及岩屑的溶蚀）以及交代作用等。

表1 卡拉沙依组各岩性段储层物性特征Tab．1 Petrophysical Properties of Each Section in Kalashayi Formation

3．1 压实作用

通过镜下观察，工区内卡拉沙依组储层岩石压实作用属于中—弱，碎屑颗粒间一般为点－线接触及线接触（图5）。因压实作用，塑性颗粒（如云母）发生明显弯曲变形［图5（b）］，个别岩屑含量较高的地方，颗粒呈线接触和凹凸接触［图5（a）］。总体上，研究区砂岩与对应的埋深相比，压实作用不是很强，处于中等—弱压实。这与该地区砂岩的早期碳酸盐胶结有关，早期碳酸盐胶结抑制了后来的压实作用，表现为方解石胶结发育处颗粒呈点接触或漂浮状，部分颗粒被方解石强烈交代，压实作用弱，而方解石不发育处颗粒呈点－线接触，压实作用中等。

3．2 胶结作用

塔河地区石炭系卡拉沙依组砂岩在埋藏过程中经历了各种胶结作用，如石英、长石次生加大、方解石、白云石和黏土胶结、黄铁矿、沸石等胶结，但以碳酸盐胶结为主。

图3 各种溶蚀成因的次生孔隙Fig．3 Various Secondary Porosities from the Dissolution

图4 孔隙度与渗透率的关系Fig．4 Relationship Between Porosity and Permeability

（1）碳酸盐胶结。该地区的碳酸盐胶结主要为方解石胶结，染色为红色。电子探针分析表明，方解石的铁含量为0．2%～1%，属于普通方解石，仅个别样品见少量含铁方解石、白云石和铁白云石，白云石胶结物在扫描电镜下为菱面体［图6（b）］。镜下观察表明，方解石胶结物含量较高，平均为7．23%，个别达20%。其分布有2种形式：一种是分布于岩石颗粒之间的孔隙；另一种是围绕颗粒分布，有时可以见到碎屑颗粒漂浮在碳酸盐胶结物之中。碳酸盐胶结物的这一结构特征充分说明早期胶结作用在起作用，也显示岩石还没有经过充分压实，碳酸盐胶结就已完成。这种胶结作用对砂岩的孔隙演化有重要影响，为后期碳酸盐胶结物溶蚀次生孔隙形成奠定了基础。

图5 储层压实作用特征Fig．5 Characteristics of Reservoir Compaction

图6 碳酸盐胶结特征Fig．6 Characteristics of Carbonate Cementation

（2）硅质胶结。工区内硅质胶结主要是石英次生加大和粒间自生石英小晶体，多数以自生加大边的形式存在。石英次生加大多分布于方解石胶结物不发育的孔隙空间，次生石英含量普遍小于1%。

（3）黏土矿物胶结。工区内主要有自生高岭石、绿泥石、伊利石和伊－蒙混层矿物胶结等，自生高岭石一般呈假六边形片状，以结晶较好的蠕虫状分布于粒间。例如：S59井4 698．2m 深度处、S72井5 186．4m深度处充填蠕虫状高岭石，伊利石和绿泥石一般呈片状充填于粒间或者在粒表以膜状分布，自生绿泥石含量极少；S86井5 271．11m深度处、S91井5 268．6m深度处有绿泥石以膜状分布，S91井5 268．6m 深度、S59井4 843m 深度处有伊利石以膜状分布。伊－蒙混层矿物以丝片状充填于粒间或者膜状分布于粒表。

（4）其他胶结作用。根据电子显微镜和电子探针分析，本区石炭系卡拉沙依组砂岩还包括黄铁矿胶结，沸石、石膏胶结等其他胶结作用类型。

3．3 溶蚀作用

本区石炭系卡拉沙依组砂岩的溶蚀作用主要表现为碳酸盐胶结物、长石颗粒以及部分岩屑的溶蚀，另外还可见到少量杂基溶蚀和石膏胶结物溶蚀（图7）。例 如：S70 井 5 246．8m 深 度 处、S70 井5 165m深度处可见长石的溶蚀；S91井5 269．8m 深度处、S59井4 697．5m深度处可见碳酸盐胶结物的溶蚀（图7）。目前，碎屑岩中的溶蚀作用主要分为烃源岩成熟产生的有机酸溶蚀、碳酸溶蚀和大气淡水溶蚀3种类型［28－35］，其中有机酸溶蚀能力是碳酸的7～320倍，溶蚀对象较广，除了碳酸盐胶结物外，长石和岩屑也将受溶蚀，而碳酸的溶蚀对象主要是碳酸盐胶结物及部分基性长石如钙长石，大气淡水溶蚀主要是对长石的淋滤，一般发生在不整合面附近，而且距离不整合面越近溶蚀越强。根据目前镜下溶蚀特征看，研究区碳酸盐胶结物、长石颗粒以及部分岩屑均受到了溶蚀，且溶蚀不具有分带性，说明这些溶蚀作用可能与有机质成熟产生的有机酸有关。

图7 长石颗粒溶蚀和碳酸盐胶结物溶蚀Fig．7 Dissolution of Feldspar and Carbonate Cementation

3．4 交代作用

本区卡拉沙依组砂岩的交代作用主要有方解石交代石英和长石、白云石交代长石等现象。方解石交代石英和长石后，这些颗粒的边缘呈锯齿状，或呈不规则的边缘，这一作用的出现说明埋藏过程中孔隙水介质基本上处于碱性环境，因为在碱性成岩环境下，石英是不稳定的，方解石易于沉淀。由于交代作用对砂岩孔隙影响较小，故此处论述从简。

4 储层物性控制因素

砂岩储层物性常受多种因素控制，如沉积条件、成岩作用以及构造运动、油气成藏过程等，但是具体在某个地区，其储层物性往往受其中一到两个主要因素控制，具有一定的特殊性［36－42］。

综合研究区砂岩的岩石学特征、成岩作用序次，认为卡拉沙依组砂岩储层物性主要受成岩序次和后期溶蚀作用控制。其依据为：从铸体薄片镜下特征（图3）可以看到，目前碳酸盐胶结物保存比较多的视域，碳酸盐胶结物基本上都是孔隙式－基底式胶结，说明碳酸盐胶结发生的时间较早，岩石还没有经过充分压实就出现了碳酸盐胶结，在后来碳酸盐胶结物发生溶蚀后，在溶蚀程度较高的视域可以见到石英颗粒呈“漂浮”状和碳酸盐胶结物呈“零星”分布特征，这一现象说明碳酸盐胶结发生较早。如果岩石是先发生强烈的压实作用，粒间孔隙大量损失，碳酸盐胶结出现较晚，则碳酸盐胶结物充填的仅为压实后剩余的粒间孔，碳酸盐胶结物含量较低，即使后期出现碳酸盐胶结物的溶蚀，也很难形成如图3（b）、（c）、（e）、（h）的溶蚀孔隙，这种情况下砂岩的物性也不会太好。这一现象在潮汐水道和潮间砂坪的中—粗粒石英砂岩中比较明显，在砂泥混合坪和泥坪内的细粒砂岩中不常见。

5 结 语

（1）塔里木盆地塔河油田卡拉沙依组砂岩成岩序次为：早期弱压实→原生孔隙部分损失→早期碳酸盐孔隙式胶结和黏土矿物胶结→大部分原生孔隙消失→后期碳酸盐胶结物溶蚀→次生孔隙大量形成。

（2）埋藏早期的方解石充填孔隙胶结抑制了后期岩石的压实作用，对保存粒间孔隙起到重要作用；埋藏中期，这些碳酸盐胶结物的再次溶蚀使原来的孔隙得以还原，形成了良好的优质储层。

（3）成岩序次是控制该地区储层物性的关键，溶蚀作用是前提，沉积条件是基础。先胶结后压实再溶蚀这一成岩序次是控制储层物性形成优质储层的关键。

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