库车坳陷索罕露头区与大北气田井下白垩系储层差异性分析

王 波 刘 群 张惠良 卢文忠 张荣虎 曾庆鲁

(中国石油杭州地质研究院 杭州 310023)

0 前言

库车坳陷是我国陆上天然气勘探的一个重要领域，白垩系巴什基奇克组是国家“西气东输”的主力气源层，其中大北气田深层致密天然气三级地质储量超过2 510×108m3。但是目的层埋藏深(均超过5000 m)、钻井取芯也越来越少，因此深层裂缝性致密砂岩储层的成因机制依然是困扰研究人员的一个难题［1，2］。近年来，国内外学者广泛利用露头和现代沉积体与油田地下储层进行类比研究，并且取得了丰硕的成果［3］。露头砂体的分布规律、几何形态、内部结构和储层非均质性的定量分析在预测无数据的井间储层特性方面发挥了重要作用。露头区又具备直观、取样方便的特点，因此露头被用作地下地层和储层的模拟对象。索罕露头区位于大北气田区东北方向约50 km，与大北气田属于同一构造带，其白垩系巴什基奇克组第三段在物源、相带(沉积微相、岩性、岩相)以及骨架砂体方面与大北气田井下一致，具有可比性，为大北气田白垩系的典型露头。但是露头区储层特征及成因机制方面是否与前人研究一致［4］?是否与井下一致?露头储层样品能否代表井下储层样品开展大规模的开发实验?笔者基于露头区大量浅钻样品(2.5 cm×30 cm)实验分析的基础上，尝试解决上述储层研究方面的问题，不仅具有较高的理论意义，同时也具有很强的实用性。

1 研究区概况

库车坳陷位于塔里木盆地北部，北缘是南天山造山带，南面是塔北隆起，呈NEE向展布。白垩系主要为下统，缺失上统，自下而上为亚格列木组、舒善河组、巴西盖组和巴什基奇克组，古近系库姆格列木群与白垩系不整合接触。主力含气层巴什基奇克组在垂向上表现为多期扇体相互叠置，在平面上表现为多个扇体相互连接，这样形成的冲积扇—扇(辫状)三角洲复合体直接进入湖盆，形成了白垩纪时期规模巨大的砂体［5，7］。大北气田构造上位于库车坳陷北部克拉苏构造带西段，索罕露头区(图1)位于拜城县城西北方向约40 km，大北气田区东北方向约50 km。索罕露头区地表出露地层与大北气田井下一致，其中巴什基奇克组第三段出露条件最好。本次储层对比研究工作也是基于该露头区巴三段大量浅钻样品的实验分析资料，进行露头区与井下巴三段储层差异性分析。

2 储层差异性特征

2.1 沉积相带

图1 索罕露头区剖面位置图Fig.1 Location of the Suohan outcrop

巴什基奇克组第三段沉积时期，大北气田井下为扇三角洲前缘亚相沉积，上部岩性以红褐色细砂岩、粉砂岩与薄层泥岩、泥质粉砂岩不等厚互层为特征，下部为褐灰色细砂岩与泥岩互层沉积［2］。根据索罕露头实测剖面的岩性、岩相、结构构造、地表自然伽马、粒度及镜下特征等综合分析表明，索罕露头区巴什基奇克组第三段亦为扇三角洲前缘细粒岩相沉积与大北气田井下，骨架砂体均为水下分流河道砂体，局部伴生河口坝砂体。露头区沉积相、亚相类型与井下一致，岩性、粒度整体也相似，剖面岩性组合特征也为砂岩夹泥岩，索罕露头区泥岩层相对更发育，砂地比较低。物源与古水流分析表明①张荣虎，陈戈，王波，等.库车—塔北地区白垩系—古近系沉积储层研究及目标优选.中国石油杭州地质研究院，2011.大北气田井下处于扇体的主物源供给带，而露头区则处于扇体的侧翼或者是连接部位(图2)。

2.2 岩石学特征

尽管露头和井下巴三段在物源、沉积相带、岩性岩相及骨架砂体类型等方面具有相同的特征。但是，由于位于不同的扇体部位，沉积物搬运距离不同，储层岩石学特征略有差异:根据索罕露头区277片铸体薄片的详细鉴定表明，岩性以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩(图3)，岩屑以火山岩(凝灰岩)岩屑，变质岩(片岩、板岩)岩屑及云母为主，另有平均含量为2%～3%的碳酸盐岩屑;杂基类型为泥质和灰质，均较普遍发育，但是含量较低;胶结物平均总含量为7%(表)，以方解石为主。大北气田井下［8］岩石类型以细粒长石岩屑砂岩为主(图3)，碎屑成分中石英、长石平均含量较露头低，岩屑含量非常高;填隙物中胶结物和杂基平均值较露头区均偏高(表1)。露头与井下巴三段储层微观特征表现为结构成熟度相似，成分成熟度露头区略高于井下，长石含量相对较高，岩屑含量相对少。

图2 库车坳陷白垩系巴三段沉积模式Fig.2 Sedimentary mode of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member in Kuqa depression

图3 巴三段岩石骨架组分三角图Fig.3 The petromineralogy triangular plot of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member

表1 索罕露头区与大北气田井下巴三段砂岩储层碎屑成分Table 1 Contents of petromineralogy of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member between Suohan outcrop and Dabei gas field

2.3 储层物性

根据对露头区巴三段600个样品测得的594组物性数据分析，露头区孔隙度范围在1% ～20.02%之间，平均值13.16%;渗透率范围在0.03×10-3μm2～152.0×10-3μm2，平均值为 28.0 ×10-3μm2;孔渗相关性较好(图4)。其中优势岩石相(板状交错层理细砂岩-平行层理粉砂岩)物性最好，孔隙度集中在13% ～18%，渗透率分布在1×10-3μm2～100×10-3μm2。相比之下，井下相同的优势岩石相(也为板状层理细砂岩和平行层理粉砂岩)的孔隙度分布在2% ～7%，渗透率分布在0.01×10-3μm2～1×10-3μm2之间，基本属于特低孔特低渗储层［8］。从储层物性来讲，露头与井下差异非常大，露头物性较好，尤其是孔隙度值较高，孔渗相关性良好。

2.4 储集空间类型

首先索罕露头区孔隙度和渗透率相关性非常好，反映孔隙主要以粒间孔为主，其次根据镜下面孔率统计，原生孔隙与次生孔隙比约为9.8∶1②卢文忠，王波，夏志远等，大北气田典型露头储层数字化精细描述，中国石油杭州地质研究院，2011.，说明即残余原生粒间孔占孔隙类型的绝对优势，次生孔隙含量较低。另外镜下可识别的孔隙类型，另外镜下可识别的孔隙类型，按成因分为3类，包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝。原生孔隙是指原生粒间孔和残余原生粒间孔;次生孔隙包括粒间溶孔，长石和岩屑的粒内孔以及泥屑中的微孔隙;裂缝则包括构造微裂缝、泥屑收缩缝和成岩压碎缝(图5)。

而井下大北气田储层孔隙类型主要为次生孔隙(含粒间溶孔、粒内溶孔和微孔隙)，其次为原生粒间孔、裂缝(图5)［8］，裂缝的发育为这种特低孔特低渗深部储层的高产提供了基础［2］。露头与井下储集空间类型最大的差别在于前者以原生孔隙为主，后者则以次生孔隙为主。

索罕露头区与大北气田井下巴三段砂岩储层差异性特征表现为，二者沉积相带一致，岩石学特征略有差异;但是在储集空间类型和储层物性上差异较大。下文通过对比分析露头和井下储层的控制因素，揭示二者出现上述差异性的主控因素。

3 差异性主控因素

3.1 埋藏方式

根据地层厚度、地温梯度、剥蚀量、压实系数以及包裹体均一温度等参数作露头区与井下埋藏史图，并结合电微镜下的孔隙特征、成岩现象与成岩序列作孔隙演化史曲线(图6)。从图中可以看出，大北202井区经历了早期长期浅埋、中期抬升暴露和晚期快速深埋的过程［2］，最大埋深达到5 000 m以下，使得孔隙损失较大。而露头区埋藏过程则与此不同，在历经早期浅埋—抬升—浅埋之后，在23.3 Ma时经历了深埋，埋深最大4 000～4 500 m之间;之后略微抬升—沉降后，于喜山晚期又巨幅抬升，最终出露地表(图6);而且遭受现代地表风化淋滤作用，使得在浅埋藏且受溶蚀的作用下，保存了较好的储层物性。对比分析表明，二者的埋藏方式差异很大，目前索罕露头区较井下为浅埋藏。

图4 索罕露头区与大北气田井下巴三段孔渗相关图Fig.4 The porosity-permeability correlation of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member between Suohan outcrop and Dabei gas field

图5 索罕露头区巴三段砂岩储层镜下孔隙特征Fig.5 Porosity characteristics under microscope of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member between Suohan outcrop and Dabei gas field

图6 索罕露头区与大北气田井下巴三段埋藏史对比图Fig.6 Comparison diagram of bury history of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member between Suohan outcrop and Dabei gas field

3.2 成岩作用

根据David W.Houseknecht 1987年的计算方法［9］对压实作用和胶结作用对储层孔隙度造成的丧失进行评价。粒间体积为胶结物体积与残余原生粒间孔隙之和(在发生溶解作用的地层中，颗粒边缘溶蚀而增加的孔隙体积须排除);胶结物总量为各类胶结物含量之和。以原始粒间体积为40%，分别计算压实作用和胶结作用造成的孔隙损失百分比。而实际孔隙度损失为实际原始孔隙度与上述孔隙度损失百分比的乘积，现今储层孔隙度为实际原始孔隙度与实际孔隙度损失之差。

图7左为整个露头区4个建模砂体的成岩作用量化图。根据对井下薄片鉴定的胶结物含量与孔隙度数据分析，表明索罕露头区储层压实作用贡献为36%，胶结作用贡献为24%。由于井下和露头区的实际原始储层孔隙度一致，且假定为40%。经计算后露头区实际压实减孔量为14.4%，实际胶结减孔量为9.6%，计算露头区现今储层孔隙度为16%。另外考虑到构造侧向挤压减孔及溶蚀增孔等因素，则该结果与实测储层孔隙度平均值13.16%基本相符合。

图7右为大北1井成岩作用量化图。定量化后确定压实作用贡献为53%，胶结作用贡献为27%。计算井下实际压实减孔量为21.2%，实际胶结减孔量为10.8%，计算井下现今储层孔隙度为8%。考虑到构造侧向挤压减孔及溶蚀增孔等因素，则该结果与实测储层孔隙度平均值5%基本相符合。对比分析表明露头区巴三段储层在成岩作用方面的主要影响因素为压实作用，相比井下为弱压实。

图7 索罕露头区与大北气田井下巴三段砂岩储层成岩作用量化图(井下数据来自大北1井)Fig.7 The quantized reservoir diagenesis of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member between Suohan outcrop and Dabei gas field

3.3 构造挤压程度

根据前人最大古构造应力减孔的经验计算公式［10］，大北1井区白垩系巴什基奇克组三段储层的埋深在5 500～5 800 m之间，成岩演化阶段已达中成岩A2亚期，并处于相对强烈的构造挤压作用范围内，最大古构造应力达74.8～75.4 MPa，其最大减孔量可达6.1%～6.2%。露头区则采用前人侧向挤压减孔实验模拟公式［11］，应用Kaiser效应点方法测试得到9组25个数据②，露头区最大古构造挤压力值为44 MPa，根据公式得出构造挤压减孔率为3.2%。对比分析表明露头区构造侧向挤压比井下弱。

3.4 现代风化淋滤作用

露头区巴三段出露地表后遭受了现代风化淋滤作用，形成了一定数量的溶蚀孔隙，改造了储层物性。但是由于现代风化淋滤作用正在进行，经历的地质时间相对较为短暂。相对于古表生期或者埋藏期形成的溶蚀孔隙，使现代风化淋滤作用形成的溶蚀孔隙数量难于统计，但是在镜下可以见到一些现代风化淋滤作用的证据(图8)，其中包括泥质层间泄水构造、褐铁矿浸染杂基、渗流物质粒间充填以及高价铁氧化膜等。

综合分析表明，索罕露头区巴三段砂岩储层与井下巴三段储层差异原因在于露头区经历了浅埋藏、弱压实、弱挤压和现代风化淋滤。

4 结论

通过露头与井下储层的对比研究表明，索罕露头区与大北气田井下巴三段相带一致，岩石学特征略有差异;二者在储集空间类型和储层物性上差异较大。尽管井下埋藏深、取芯困难，但是利用露头储层样品代替井下样品开展一系列开发实验的思路，面临着重大挑战。进一步分析储层控制因素表明，索罕露头区巴三段砂岩储层与井下巴三段储层差异原因在于露头区经历了浅埋藏、弱压实、弱挤压和现代风化淋滤。这对深入了解库车坳陷深层裂缝性致密砂岩储层性质，进而进行储层评价具有重要的理论和实际意义。基于二者之间的差异性及勘探开发需求，露头研究成果如何应用到井下，如何设计露头样品代替井下样品的开发实验方案，仍需做大量研究工作。

图8 索罕露头区巴三段砂岩储层镜下现代风化淋滤特征Fig.8 Weathering and leaching characteristics under microscope of Cretaceous Bashijiqike Formation 3rd member between Suohan outcrop

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