塔里木盆地巴麦地区泥盆系储层非均质性及其主控因素

孙守亮，苏飞，郭巍，李永飞

（1.沈阳地质矿产研究所/中国地质调查局沈阳地质调查中心，辽宁沈阳 110034；2.吉林大学地球科学学院，吉林长春 130026）

塔里木盆地巴麦地区泥盆系储层非均质性及其主控因素

孙守亮1，苏飞1，郭巍2，李永飞1

（1.沈阳地质矿产研究所/中国地质调查局沈阳地质调查中心，辽宁沈阳 110034；2.吉林大学地球科学学院，吉林长春 130026）

塔里木盆地的巴楚-麦盖提地区是已知的油气富聚区，先后在多口钻井的泥盆系储层中见油气显示.但由于有利储层的形成条件及分布规律不清，阻碍了该区进一步的勘探开发工作.通过对区内8口井的钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片观察，结合压汞分析及物性测试等资料，研究了该区泥盆系储层的孔隙特征及非均质性.结果表明：储层砂体孔隙类型以溶蚀粒间孔为主，其次为原生粒间孔；孔隙总体上表现为中小孔微细喉，分选差的结构特点.另外，砂岩密度及渗透率变异系数等定量参数表明研究区泥盆系储层层间及层内均具有强非均质性.其非均质程度主要受控于砂体成因类型、成岩作用，早期油气的充注仅对部分区域的物性具有间接的控制作用.

控制因素；非均质性；泥盆系储层；塔里木盆地；新疆

0 引言

巴楚-麦盖提地区（简称巴麦地区）位于新疆塔里木盆地的中西部，跨越巴楚断垄和麦盖提斜坡两个二级构造单元（图1）.巴麦地区是已知的油气富聚区，先后在BT4、BK8等钻井的泥盆系储层中见到油气显示和低产油层，并取得丰硕的油气成果.但泥盆系储层多为特低孔特低渗型，油气产能低；有利储层的形成条件及分布规律不清，阻碍了该区下一步勘探开发工作［1］.笔者通过对区内8口钻井的钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片观察，并结合压汞分析及物性测试等资料，研究塔里木盆地巴麦地区泥盆系储层的非均质性及其控制因素，为该区进一步的勘探部署和今后的开发工作提供依据.

图1 塔里木盆地巴麦地区构造分区及样品采集位置图Fig.1 Tectonic units and sampling locations of Bachu-Maigaiti area in Tarim Basin

1 储层岩性学特征

泥盆系在巴麦地区分布不全，东北部最厚（663.5 m），呈东北向西南逐渐减薄的分布趋势.纵向上可进一步划分为上泥盆统东河塘组（D3d）和中下泥盆统克孜尔塔格组（D1-2k）.整体为一套以粉砂、细砂岩为主的滨岸-三角洲沉积［2］.

通过对区内8口井386块岩石薄片鉴定发现，东河塘组主要为中—细粒石英砂岩，石英含量高达80%～98%，平均为93.8%，长石和岩屑平均含量分别为3%和3.4%（图2），岩屑以酸性火山岩、泥岩为主，少量云母、千枚岩.反映出稳定组分含量高，不稳定组分长石、岩屑含量低，具高成分成熟度特征.克孜尔塔格组砂岩的岩石类型主要为细—极细粒长石石英砂岩及岩屑石英砂岩.石英含量在63%～98%之间，平均86.7%；长石主要为钾长石，含量1%～25%，平均5.6%；岩屑以酸性熔岩为主，少量白云母、千枚岩、泥岩岩屑，含量在1%～ 35%之间，平均7.7%.整体上，泥盆系储层砂岩分选中—好，次棱—次圆状.

储层胶结物主要由硅质、方解石、白云石组成，硅质都呈石英次生加大边存在，方解石、白云石胶结物，具晶粒结构和连晶结构，呈薄膜-孔隙式、孔隙式胶结，点-线状接触.填隙物杂基（基质）类型比较特殊，既有细粉砂和黏土杂基，还有泥晶碳酸盐岩基质，呈杂基支撑特征，基底式胶结.另外还有一类泥质、铁泥质杂基，它们是不稳定的细粉砂岩、黏土杂基或泥晶碳酸盐岩基质经溶蚀后的残积物，位于硅质加大边内及方解石与碎屑颗粒接触处，这说明表生溶蚀作用形成于成岩胶结之前.

图2 研究区泥盆系各组储层岩石类型三角图Fig.2 Triangular diagrams of Devonian reservoir rock types in the study area

2 孔隙类型及结构特征

铸体薄片分析结果表明，研究区泥盆系储层的原生孔隙和次生孔隙分别占总孔隙的53.51%和46.49%.本区原生孔隙以剩余粒间孔、原生粒间孔为主，分别占总孔隙的14.83%、30.78%；次生孔隙以填隙物内溶孔、溶蚀粒间孔为主，分别占总孔隙的7.91%、41.38%。由于研究区泥盆系砂岩中岩屑和长石含量低，岩屑、长石的粒内溶孔不甚发育.

东河塘组砂体成因类型主要为三角洲-滨岸沉积，18个岩心压汞测试数据表明，东河塘组储层为特低孔特低渗、特低孔超低渗型.压汞曲线在一定的压力区间较为平直；排驱压力高，分布范围为0.07～7.35 MPa，平均为2.37 MPa；平均孔喉半径为0.03～4.24 μm，退汞效率9.03%～42.53%，说明孔隙的连通性差；歪度多为正值，为粗歪度，相对分选系数为0.17～0.52，平均为0. 32；孔隙总体上表现为中小孔微细喉，分选差的结构特点.根据碎屑岩储层孔隙结构级别及其主要划分标志［3］，东河塘组的碎屑岩孔隙结构界别为ⅡB.

克孜尔塔格组储层主要是一套三角洲-潮坪成因砂体，统计近105个样品压汞测试数据，表明其储层为特低孔特低渗、低孔低渗型.压汞曲线呈斜坡状，表明孔喉分选差；排驱压力较高，分布在0.07～7.35 MPa之间，平均为1.82 MPa；平均孔喉半径为0.02～2.86 μm，平均值小于0.5 μm；退汞效率为14.65%～60.08%，孔隙连通性较差；粗歪度，相对分选系数为0.20～0.68，平均为0. 33；孔隙结构特点与东河塘组相似，都表现出分选差，非均质性强的特征.克孜尔塔格组碎屑岩孔隙结构为ⅡA类型［4］.分析结果见表1.

3 储层非均质程度

3.1 层内及层间非均质性

巴麦地区泥盆系储层主要为海岸环境沉积砂体，由于古海平面的变化及潮汐作用的影响，其沉积特征决定了砂体在垂向上岩性的交替变化，岩石粒度变化具有相应的韵律性.结合钻井岩心样品实测的物性数据，发现孔隙度及渗透率同样具有相应的交替变化规律，多表现为正反韵律或反正韵律的组合形式（复合韵律），部分为单一的正韵律或反韵律（图3）.

图3 BK9H井（4950～4990 m）岩性-物性旋回柱状图Fig.3 Column of physical property cycle with lithology of BK9H（4950-4990 m）

层间非均质性的常见定量参数有砂岩系数和砂岩密度.砂岩系数常以平均单井钻遇砂层数表示，一般分层系数越大，层间非均质性愈严重.而砂岩密度则正好相反，其数值越大，表示砂体越发育，连续性越好.对研究区30口钻井岩性剖面的统计，泥盆系砂岩系数为14.28，砂岩密度为0.8，均表明其层间非均质程度较强.

3.2 渗透率非均质性

表征渗透率非均质程度的定量参数有渗透率变异系数（Vk）、渗透率突进系数（Sk）和渗透率级差（Nk）.各参数判别标准见表2.

表1 泥盆系各组压汞曲线参数对比统计表Table 1 Comparison of mercury injection curve parameters between different formations in Devonian

表2 储层渗透率非均质性判别标准Table 2 Criterion for heterogeneities of reservoir permeability

本文采用变异系数来表征渗透率非均质程度，它是用于度量统计的若干数值相对于其平均值的分散程度.公式如下：式中的ki为层内某样品的渗透率值，i=1，2，3，…，n；为层内样品渗透率的平均值；n为层内样品个数.

经计算，东河塘组储层渗透率变异系数为1.2275，克孜尔塔格组为1.1479，远高于0.7，表明巴麦地区泥盆系储层具有高的非均质程度，且克孜尔塔格组储层非均质程度好于东河塘组.

4 非均质性主控因素分析

4.1 砂体成因类型

为掌握不同沉积相带储层物性的变化规律，对研究区不同沉积微相进行了孔、渗数据的统计（图4），结果表明泥盆系储层发育明显受沉积相带的控制.三角洲沉积体系中以分流河道砂体物性最好，席状砂次之，河口坝稍差；滨岸沉积体系中以前滨中的滩砂储层物性最好，临滨砂体物性较差；而潮坪沉积体系中仅混合坪储层物性相对较好.

通过对比岩石粒度、填隙物含量等定量参数与孔渗数据的相关性，结果与通常情况相一致［5］：碎屑颗粒的粒度越粗，孔隙度、渗透率就越高，只是本区渗透率的这一相关性更加明显.另外，区内杂基含量的高低对储层影响有所不同，例如细砂纹层中泥质含量略低，呈薄膜式分布，形成黏土环边，阻止自生石英的生长及减缓上覆地层的机械压实，有利于原生孔隙的保存［6］；相对泥质杂基含量高的极细砂层孔隙则不发育，很致密.

4.2 成岩作用

研究区泥盆系储层非均质性受多种因素控制，除砂体成因类型外，后期成岩作用的影响也很明显［7-8］.根据流体包裹体测温、有机质成熟度等方面的综合分析，泥盆系储层成岩作用达到中成岩早期.本区对储层物性有重要影响的成岩作用包括压实作用、溶解作用、胶结作用.

（1）机械压实作用和溶解作用

研究区泥盆系储层的压实作用在空间上具有一定不均匀性，平面上受控于岩石本身的成分和成岩胶结类型，垂向上还受控于埋藏深度的影响.泥盆系储层物性演化图（图5）显示，埋深小于3000 m时，随着埋深的增大，孔隙度和渗透率减小明显，孔隙度由大于12%降至4%左右.在埋深3400～3600 m和4850～5100 m处出现了两个高孔、高渗带，是由成岩晚期溶解作用造成的.

（2）胶结作用

研究区胶结作用总体较强、局部富集，是储层物性衰减的重要影响因素.统计分析表明，随着石英次生加大含量的增加，级别的提高，储层物性随之降低.而碳酸盐岩胶结具有明显的两面性，铸体薄片观察显示，方解石、白云石胶结物或被其交代颗粒在成岩晚期被溶蚀成孔，克孜尔塔格组的这一现象更为明显.另一方面，由于东河塘组储层砂岩厚度较薄，上覆石炭系、下伏志留系存在大套泥质岩类，泥岩压实后，水排入砂岩，带来了较多的碳酸盐胶结物，使孔隙度和渗透率大幅降低.所以东河塘组储层厚度小于20 m的地区，其储层性质相对都较差［9-10］.

4.3 早期油气充注

图4 各沉积微相孔隙度（a）及（b）渗透率分布直方图Fig.4 Histogram for porosity and permeability distribution of different sand genetic types

图5 巴麦地区储层孔渗物性演化图Fig.5 Evolution diagram of reservoir physical properties in Bachu-Maigaiti area

早期烃类的注入可以抑制地层水的流动，对胶结物来源有一定的阻碍作用［11］，可以抑制伊利石生成，削弱压实作用，有利于原生孔隙保存［12］.另外，油气充注又为孔隙水提供一定量的有机酸，改变其pH值而促进矿物的溶解，二者之间相辅相成［13-14］.镜下鉴定显示研究区泥盆系储层见早期油气运移聚集残留的沥青，吸附在孔隙周围，而没有沥青环绕的孔隙均被方解石填充胶结（图6）.

通过对比泥盆系东河塘组和克孜尔塔格组干层、水层与油气显示层砂岩中的碳酸盐含量，发现干层、水层砂岩中碳酸盐含量明显高于含油砂岩.并且随着含油砂岩的油气显示级别的提高，碳酸盐的含量随之减少.尤其是研究区内的BT4井和BK8井，孔隙好的储层基本为油浸、油斑、油迹等砂岩组成（图7）.因此，BT4井和BK8井砂岩储层中碳酸盐的含量差异，可能与早期烃类注入有关.

图6 早期烃类注入与剩余孔隙关系Fig.6 Relationship between early hydrocarbon injection and remaining porosity

5 结论

（1）根据压汞测试数据，巴麦地区泥盆系储层孔隙总体上表现为中小孔微细喉，分选差的结构特点.孔隙类型以溶蚀粒间孔为主，其次为原生粒间孔.由于区内泥盆系砂岩中岩屑和长石含量低，粒内溶孔不甚发育.

（2）物性数据统计分析表明，研究区泥盆系储层的孔隙度及渗透率随岩性具有相应的交替变化规律，多表现为正反韵律或反正韵律的组合形式.另外表征非均质性的各定量参数均表明巴麦地区泥盆系储层具有高的非均质程度，且克孜尔塔格组储层非均质程度好于东河塘组.

（3）巴麦地区泥盆系储层非均质性主要受控于砂体成因类型、成岩作用、早期油气注入的影响.砂体成因方面，以三角洲沉积体系中分流河道砂体物性最好，席状砂次之，河口坝稍差；滨岸沉积体系中以滩砂储层物性最好，临滨最差.成岩作用方面，机械压实及胶结作用破坏原生孔隙，溶解作用则是改善储层物性重要因素；而早期油气的充注仅对部分区域的物性具有间接的控制作用.

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HETEROGENEITY OF DEVONIAN RESERVOIR AND ITS MAJOR CONTROLLING FACTORS IN BACHU-MAIGAITI AREA,TARIM BASIN

SUN Shou-liang1,SU Fei1,GUO Wei2,LI Yong-fei1
（1.Shenyang Institute of Geology and Mineral Resources,CGS,Shenyang 110034,China; 2.College of Earth Sciences,Jilin University,Changchun 130026,China）

Bachu-Maigaiti area in Tarim Basin is well known for accumulation of oil and gas,where oil and gas have been found in many wells in the Devonian reservoir.However,the uncertainty of forming conditions of favorable reservoir and distribution regularity hinders further exploration and development in the area.With observation of drilling cores,rock slices and casting thin sections of eight wells,combining with intrusive mercury analysis and porosity and permeability test,the authors study pore characteristics and non-homogeneity of the Devonian reservoir in the area.The results show that the main sand pore type is intergranular dissolution pore,followed by primary intergranular pore,with structural characteristics of fine pore,fine throat and poor sorting.In addition,quantitative parameters such as sandstone density and permeability variation coefficientshowastrongheterogeneitybetweenandwithin the layers of the Devonian reservoir in the study area.The degrees of heterogeneity are mainly controlled by genetic types of sandbody and diagenesis.The early oil and gas filling has only an indirectcontrollingeffectonpartofthearea.

controlling factor;heterogeneity;Devonian reservoir;Tarim Basin;Xinjiang

1671-1947（2014）05-0470-06

P618.130.2

A

2013－02－26；

2013-06-25.编辑：周丽、张哲．

中石化西北分公司项目（编号SCK-JL（7.4）05-2008）、中国地质调查局项目（编号1212011121085）联合资助.

孙守亮（1982—），男，硕士，主要从事沉积学与石油地质学研究工作，通信地址辽宁省沈阳市皇姑区黄河北大街280号，E-mail//ssl_email@126.com