塔里木盆地天山南缘区带古近系苏维依组沉积储层研究

孙美静，刘 杰

(1.广州海洋地质调查局，广东 广州 510760;2.中国地质大学(武汉)，湖北 武汉430074;3.中海石油有限公司湛江分公司研究院，广东 湛江 524097)

1 区域地质概况

天山南缘区带位于塔里木盆地塔北地区，油气资源丰富，其中古近系苏维依组是该区重要的含油气层段［1］。天山南缘区带东部油气成藏条件优越，目前已发现多个大中型油气田。一系列的探井也都见到了良好的油气显示。但储层埋藏深、物性差、储层建产难度大等问题始终困扰着该区油气勘探的深入。本文以岩矿分析、铸体薄片分析、粘土矿物分析、岩心物性分析、测井物性等资料为依据，从储层发育的沉积相和成岩作用入手，探讨其对储层物性的影响。

天山南缘区带位于天山以南，近东西向展布，主体为阳霞凹陷，西部属库车坳陷东南缘，南部跨轮台凸起一部分。其北与依奇克里克构造带以断裂相接，南邻塔北隆起，西部和秋里塔格构造带相接，区内的东秋里塔格断裂、亚南断裂和沙雅-轮台断裂呈北东-西南向展布［1-3］(图1)。在凹陷北缘发现7个局部构造，多为低幅度的背斜、断鼻构造，圈闭总面积 210.6km2。

图1 塔里木盆地天山南地区区域构造图Fig.1 Structural division of southern Tianshan Mountains in Tarim Basin

2 地层及沉积相特征

2.1 地层发育特征

古近系苏维依组在研究区内厚度为100～500m，可分为两个岩性段:下部的底砂岩段(E3s1)和上部的膏泥岩段(E3s2)。底砂岩段钻厚10～91m，发育厚层状细砂岩、中砂岩和含砾砂岩等粗粒沉积岩夹薄层状泥岩、粉砂质泥岩，自然伽马测井曲线值相对较低，多见板状交错层理，波状交错层理，平行层理等(图2a、b);膏泥岩段钻厚128～422m(图2c、d)，为大套的棕红色泥岩、膏质泥岩、膏质粉砂岩等细粒沉积物，膏质泥岩、膏岩的自然伽马测井曲线呈高幅指状，声波时差曲线呈低值，与下段呈明显的分界变化，偶见生物扰动、潜穴、植物化石等。

图2 苏维依组岩心岩性和沉积构造特征Fig.2 Representative sedimentary structures in the Suweiyi Formation

2.2 沉积相类型及特征

天山南区带古近系苏维依组以扇三角洲、辫状河三角洲、湖泊相沉积为主，局部发育浅水重力流相(表1)。苏维依组沉积时期，本区气候干旱炎热，蒸发强烈，区块西部地区发育广泛的滨浅湖沉积，局部地区为蒸发盐湖相，北部靠近天山呈北陡南缓地形，来自天山物源碎屑物快速向南堆积，在区块北部外围发育扇三角洲相。本区东部物源丰富，发育辫状河三角洲沉积，其呈扇形向西推进，以辫状河三角洲平原为主，前面分布裙带状辫状河三角洲前缘和前辫状河三角洲亚相(图3)。总体上，北部和东部沉积物粒度较粗，中西部的湖泊相沉积物较细。北部和东北部砂体较厚，可达150m，向西南方向逐渐减薄至30m，并且从东向西含砂率也逐渐降低，由90%降为10%。垂向上呈扇三角洲-辫状河三角洲-湖泊-辫状河三角洲-湖泊相序叠置沉积的特征，这是气候变化、水体震荡性变化的结果。本区苏维依组储集层主要沉积微相有:分流河道、分流间湾、席状砂、远沙坝和滨浅湖砂坝等［4-7］。

表1 天山南缘区块北带古近系苏维依组沉积相类型Table 1 Sedimentary facies types in the Suweiyi Formation

图3 天山南缘区块北带苏维依组沉积相平面分布图Fig.3 Planar distribution of sedimentary facies in the Suweiyi Formation

3 储层特征

3.1 储层岩石学特征

根据大量岩心和薄片观察分析认为，古近系苏维依组储集岩主要有粉砂岩、细砂岩、中砂岩和含砾砂岩等，岩石类型以长石石英砂岩和岩屑长石砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩。岩石成分中石英含量为30%～94%，平均75%;长石4%～55%，平均16%;岩屑2%～70%，平均10%(表2，图4)。在砂岩填隙物中，杂基成分主要为铁泥质和泥质，含量在3%～9%之间;胶结物主要有硅质、方解石、硬石膏等，含量一般为0.3%～18%，其中硅质胶结主要以石英加大边形式存在，硬石膏在砂岩中多呈斑块、条带状出现。本区碎屑颗粒总体呈次圆-次棱状，分选中等，呈点-线接触、孔隙式胶结和接触式胶结，总体上岩石成分成熟度较高、结构成熟度中等［8-16］。

3.2 储层物性特征

储层的孔隙度和渗透率是能够反映储层储集性能的重要参数。苏维依组底砂岩段储层的主要岩性为含砾砂岩、中砂岩和细砂岩(图5A)，孔隙度主要分布在5%～20%之间，占样品总数的80%，平均孔隙度为12.1%;渗透率集中在(0.1～100)×10-3μm2，占总数的 83%，平均值是 18.4 ×10-3μm2，本段储层物性总体属于中孔-低、中渗储层。

苏维依组膏泥岩段储层主要是粉砂岩、泥质粉砂岩，孔隙度小于5%样品的占总数的58%，孔隙度在5%～10%范围内的占样品总数的36%，平均为5.3%;渗透率集中在(0.1～1)×10-3μm2，占总数的52%，平均渗透率值是1×10-3μm2，该段总体属于特低孔-低渗储层(图5B)。

对比不同粒度的储层物性特征分析可知，苏维依组以细砂岩和中砂岩的物性较好，其平均孔隙度为13.1%，渗透率为23.3 ×10-3μm2。纵向上，孔隙度和渗透率总体上都具有随深度增加而降低的趋势。底砂岩段孔隙度与渗透率相关系数为0.885，相关性较好，反映出该段储层孔隙类型以粒间孔隙为主，孔隙连通性也较好。

表2 天山南缘区带古近系苏维依组储层岩石类型Table 2 Reservoir rock types in the Suweiyi Formation

图4 天山南缘区块北带古近系苏维依组储层岩石类型三角图Fig.4 Triangular diagrams for the rock types in the Suweiyi Formation

图5 苏维依组底砂岩段和膏泥岩段储层孔隙度与渗透率分布饼状图Fig.5 Pie charts showing the distribution of the porosity and permeability of basal sandstones and gypsum mudstones in the Suweiyi Formation

3.3 储集空间特征

3.3.1 孔隙类型

天山南缘区块古近系苏维依组常见孔隙类型有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、各种微孔及裂缝等，其中以粒间孔和溶蚀孔隙为主。储层中的孔隙常常以组合的形式出现，不同组合储层物性也有较大差异。苏维依组底砂岩段面孔率分布在0.1%～18.1%之间，平均7.7%;苏维依组膏泥岩段主要为泥质、钙质、膏质胶结，使粒间孔径减小。

图6中，残余粒间孔隙分布广泛，是经过机械压实和多种胶结后未被充填的孔隙，多呈不规则的多边形，孔径一般为50～80μm。本区储层粒间溶孔较发育，主要是长石、岩屑等颗粒边缘被溶解，孔隙边缘形态不规则呈港湾状、蚕蚀状(图6a、图6b)，孔径大小一般为20～150μm之间，若溶蚀进一步加剧，石英也会遭受溶蚀，边缘呈参差状;粒内溶孔主要是长石、岩屑等不稳定矿物颗粒内部被溶蚀而形成，其中一部分是颗粒本身内部发生溶解，形成颗粒内孔隙;另外还有颗粒被交代后矿物颗粒发生局部或全部被溶解，形成粒内溶蚀孔，其孔隙形态不规则，边缘多为港湾状、参差状，大小不一，一般为20～200μm。

岩石裂缝、颗粒的刚性破裂一般是由于构造、机械压实作用等形成的，区内可见岩石的构造缝内充填沥青(图6d);亦有压实作用使脆性岩石颗粒表面出现多裂隙，与粒间孔隙连通，所以未被充填的裂缝有利于孔隙连通，提高渗透率，从而改善了储层物性。

图6 天山南缘区块北带古近系苏维依组岩石薄片Fig.6 Photomicrographs of the rock types from the Suweiyi Formation

3.3.2 孔隙结构

库1井和雅轮2井储层的压汞资料分析表明(表3)，储层排驱压力值分布在0.02～4.75MPa，平均值为1.2MPa;退汞效率集中在14.5%～60%之间，平均为37.2%;平均孔喉半径分布在0.09～3.32μm，平均为 0.52μm，孔喉半径下限值平均为0.22μm，总体为中、小孔;可流动孔喉比例为11.42%～84.86%，平均为60.44%;分选系数为0.2～4，平均值为2.7。总体显示古近系苏维依组储层具有孔喉分选中-差，局部较均匀，中小孔细喉道的特点。

3.4 储层物性控制因素分析

3.4.1 沉积相带

碎屑岩储层的物性与沉积作用关系密切，不同相带的储集岩的岩石类型不同、填隙物含量不同，其储集物性也存在一定的差别［14］。分析认为，天山南缘区块北带古近系苏维依组沉积相对储层物性的影响最为明显。本区储层主要为辫状河三角洲前缘的分流河道、分流间湾、席状砂和远沙坝等沉积微相砂体。

表3 库1井和雅轮2井苏维依组孔隙结构相关特征参数统计表Table 3 Statistics of the diagnostic parameters for the hydrocarbon reservoirs in the Suweiyi Formation

辫状河三角洲相主要分布在研究区东部和东北部，辫状河三角洲前缘沉积物搬运距离较远，碎屑颗粒分选磨圆较好，杂基含量较少。如表4分析认为，分流河道微相主要岩性是粉砂岩、细砂岩和含砾砂岩，孔隙度范围为1.7%～22.6%，渗透率为(0.13～223)×10-3μm2，平均值分别为 10.9% 和16.7×10-3μm2，总体属于中孔-高渗储层。席状砂微相主要岩性是细砂岩和粉砂岩，孔隙度和渗透率的平均值分别为 9.2%、9.7 ×10-3μm2，总体属于低孔-中渗储层。辫状河三角洲前缘分流间湾、远沙坝微相砂体的岩性相对较细，以泥质粉砂岩、粉砂岩为主，孔隙度分别为8.7%、5.3%，渗透率为1.2×10-3μm2和 0.2 ×10-3μm2。综合分析认为，本区以辫状河三角洲前缘的分流河道、席状砂砂体的物性较好，是有利的储层微相。

3.4.2 成岩作用

表4 天山南缘区块北带古近系苏维依组不同沉积相带物性对比表Table 4 Comparison of the porosity and permeability in individual sedimentary facies of the Suweiyi Formation

成岩作用是影响储层质量的另一重要因素。研究区储层的成岩作用以压实作用、溶蚀作用和胶结作用对储层物性的影响较为明显。

压实作用是影响储层物性最直接的因素，随着埋深的增加，压实作用增强，原生孔隙均匀而大量地减少。薄片中可见岩屑等塑性颗粒的变形，石英等刚性颗粒表面出现渐愈合的压裂纹，说明岩石达到中等压实程度，对储集空间起破坏作用［9］。

胶结作用对储层的影响表现为:一方面，早期的胶结作用一定程度上阻止了机械压实;另一方面其充填孔隙，堵塞孔喉，减少孔喉连通，对储层物性起破坏作用。根据岩石薄片、铸体薄片观察分析可知，本区的胶结物包括硅质矿物、硬石膏、方解石、粘土矿物等，它们充填了储层孔隙，使孔隙半径变小，连通性变差，导致储层孔渗降低。

溶蚀作用主要表现为长石、岩屑等矿物颗粒遭受溶蚀，以及少量的石英颗粒被溶蚀，在压实、挤压和胶结作用后，发生溶蚀，一定程度上提高了砂岩储层的孔隙度、渗透率，改善了储层的储集性能。

4 结论

塔里木盆地天山南缘区块古近系苏维依组底砂岩段以辫状河三角洲沉积为主，其次为扇三角洲和滨浅湖沉积，膏质泥岩段主要产出于滨浅湖、蒸发盐湖相。储集岩主要是粉砂岩、细砂岩，其次为中砂岩和含砾砂岩。本区岩石类型以长石石英砂岩和岩屑长石砂岩为主，孔隙类型以原生粒间孔和溶蚀孔为主，孔喉类型为细喉道、中小孔型，属于中孔、中低渗储层。沉积相带和成岩作用共同影响着研究区储层物性，其中沉积相带对储层物性的影响主要表现为以辫状河三角洲前缘的分流河道、席状砂沉积砂体的物性较好;压实作用是造成储层原生孔隙大量丧失的主要原因，随着埋深的增加，原生孔隙均匀而大量地减少;胶结作用使得储层连通性变差，物性降低;而溶蚀作用产生的次生孔隙，一定程度上提高了储层孔渗，改善了储层质量。综合分析认为，本区苏维依组底砂岩段可作为储层，而上部膏质泥岩段为封盖性较好的盖层，二者组成较好的储盖组合。

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