塔里木盆地吐孜气田吉迪克组砂泥岩段储层特征及评价

陈杰，包强，罗启后

(中石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院,四川 成都 610051)

王洪峰

(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000)

郑淑芬，于晏

塔里木盆地吐孜气田吉迪克组砂泥岩段储层特征及评价

陈杰，包强，罗启后

(中石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院,四川 成都 610051)

王洪峰

(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000)

郑淑芬，于晏

(中石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院,四川 成都 610051)

[摘要]根据薄片、岩心、扫描电镜、压汞和物性等资料分析，吐孜气田吉迪克组(N1j)储层岩性主要为褐色泥质粉砂岩、粉砂岩；碎屑成分以岩屑为主，碎屑颗粒以粉砂级为主，分选中-好，成熟度较高；储集空间类型以粒间溶蚀孔为主，裂缝不发育，喉道类型以缩小型和缩颈型喉道为主。综合分析，沉积作用对储层控制作用最强，使得储层发育连续，但不同相带储层发育仍有不同；其次是成岩作用，使储集空间类型多样，孔隙结构复杂。综合考虑储层岩石类型、孔隙结构和物性特征，建立分类评价标准，对区内储层进行评价。

[关键词]储层特征； 沉积相； 成岩作用； 构造作用； 综合评价

吐孜气田位于塔里木盆地库车坳陷依奇克里克构造带东段(图1)，主要目的层为新近系吉迪克组(N1j)砂泥岩段。1999年该气田被发现，但由于地面条件复杂，当时未能投入开发。吐孜气田储层主要为一套发育在宽浅盐湖沉积体系下的岩屑砂岩，其成熟度较高，孔隙类型复杂多样，储层发育的主控因素不清，影响了开发布井工作。笔者通过取心井岩心观察，岩石薄片、粒度、扫描电镜、压汞曲线及物性等资料分析，详细描述了吐孜气田N1j砂泥岩段储层特征，对其发育的主控因素进行了深入剖析，并在此基础上建立了储层分类评价标准，为气田的进一步的开发奠定了坚实的基础[1～4]。

图1　吐孜气田构造位置图

1地层沉积特征

吐孜气田自上而下钻遇的地层有新近系康村组、N1j，古近系苏维依组、库姆格列木组，白垩系苏善河组、亚格列木组，侏罗系齐古组、恰克马克组等，其中N1j从下至上可分为底砾岩段、泥岩段、砂泥岩段、膏泥岩段和蓝灰色泥岩段。

N1j砂泥岩段从上至下分为Ⅰ～Ⅴ共5个砂层组(钻遇厚度约320～330m)，岩性均为粉砂岩、泥质粉砂岩与泥岩互层，夹泥质膏岩和膏质泥岩，发育波状层理、波状交错层理、沙纹层理、水平层理等，具波痕、泥裂等构造。分析表明，该层段发育环境为宽浅盐湖沉积体系，具滨湖和浅湖2个亚相。其中，滨湖亚相包含滨湖滩砂、滨湖坝砂和滨湖泥3个微相；浅湖亚相包含浅湖滩砂、浅湖泥和浅湖泥质膏岩3个微相。

2储层特征

2.1岩石学特征

图2　吐孜气田N1j岩石碎屑组分三端元散点图

吐孜气田N1j砂泥岩段储层主要为褐色泥质粉砂岩、粉砂岩，偶见中、细粒砂岩。碎屑岩组分以岩屑为主(平均体积分数39%～60%)，石英次之(平均体积分数31%～47%)，长石最少(平均体积分数9%～14%)，表明砂岩成分成熟度较高(图2)。储层以粉砂级颗粒为主，有少量细砂级颗粒，粒级区间主要在0.03～0.10mm之间，少量在0.10～0.25mm，颗粒多呈次棱角-次圆状，少量为次圆-次棱角状，分选性以中等-好为主，少量为好，表明结构成熟度较高。

储层填隙物体积分数较高，镜下观察一般为20%～26%，以(铁)泥质杂基和方解石胶结物为主(泥质杂基一般在10%～20%，方解石胶结物一般在10%～15%之间)。

2.2储层储集空间类型

吐孜气田N1j砂泥岩段储层孔隙类型丰富，共分为4类9种：原生孔隙(原生粒间孔)、次生孔隙(粒内溶孔、杂基内溶蚀微孔、铸模孔、胶结物溶孔、贴粒缝)、混合孔隙(粒间-粒内溶孔)、缝隙(构造缝、泥裂收缩缝)，其中粒间-粒内溶孔最发育。

1)原生孔隙吐孜气田N1j砂泥岩段原生孔隙数量有限，一般小于10%，孔隙边缘较平直、形态较规则且分布较均匀，大小一般在10～50μm。

2)次生孔隙吐孜气田N1j砂泥岩段储层次生孔隙有粒内溶孔、杂基内溶蚀微孔、铸模孔、胶结物溶孔和贴粒缝等5种。粒内溶孔主要为长石、岩屑、石英等颗粒内部被溶蚀形成的孔隙空间，常呈蜂窝状、残渣状或串珠状，孔隙形态不规则，在砂泥岩段储层中较发育(图3(a))；杂基内溶蚀微孔形态不规则，孔径细小，多为泥质杂基溶蚀而成(图3(b))；胶结物溶孔是指胶结物内部溶蚀而形成的孔隙空间，被溶蚀的胶结物多为方解石、含铁方解石等碳酸盐矿物，次为方沸石，该溶蚀作用通常沿矿物解理缝进行，分布不均匀，且数量较少；贴粒缝是指溶蚀作用沿颗粒边缘和填隙物之间的薄弱环节进行，把紧靠颗粒周缘的填隙物溶蚀掉而形成的缝状孔隙，呈弧形缝状，尽管含量不高，但在砂泥岩段储层中却常见(图3(c))。

3)混合孔隙混合孔隙是在原生孔隙存在的前提下叠加了溶蚀作用改造后形成的次生孔隙(图3(d))。吐孜气田N1j砂泥岩段储层中绝大部分孔隙为混合型，一般占80%左右，单纯的原生孔隙及次生孔隙并不多见。孔隙发育带往往是有利于原生孔隙形成和成岩作用改造的沉积相带。

4)裂缝通过岩心观察，吐孜气田N1j砂泥岩段有裂缝，但不发育，非构造缝(干裂纹)均已被充填，有效构造缝仅为几组高角度缝，充填少或无充填，未见网状缝和低角度缝。根据统计，砂泥岩段平均裂缝密度在0.50条/m以下，裂缝发育程度较差。

2.3储层孔隙结构特征

综合铸体薄片和扫描电镜资料，吐孜气田N1j砂泥岩段包含4种喉道类型：缩小型、缩颈型、片状和管束状喉道，主要以缩小型和缩颈型喉道为主，表明该区压实和胶结作用较强[5](图3(e)、(f))。

通过铸体薄片观察，储层孔径较大，分布区间为10～50μm，最大可达120μm，以细孔为主，次为微孔和中孔，少见粗孔；孔喉配位数一般为1～3，最高为5；面孔率变化较大，一般在10%左右，最大达20%。压汞试验分析，储层排驱压力分布于0.075～15.1MPa，平均为1.87MPa；饱和中值压力分布于0.25～18.2，平均3.06；喉道半径均值较大，一般在0.2～0.8μm；平均孔喉半径一般在0.5～1.08μm；喉道分选系数一般在0.2～0.5，最大为1.113；微观均值系数多小于0.25；孔喉歪度在0.23～3.44。孔喉结构参数表明砂泥岩段储层孔径不大，以中、细孔常见；喉道较小，以小喉为主，喉道类型复杂，以缩小型和缩颈型为主；孔隙多呈不规则状，分布不均匀。

图3　吐孜气田N1j砂泥岩段岩石薄片镜下照片

2.4储层物性

吐孜气田N1j砂泥岩段400余块样品物性测试结果显示：储层孔隙度主要分布在2%～16%之间，平均11.1%；渗透率主要分布在0.1～10mD，平均3.79mD，为中孔、中渗储层(图4)。

图4　吐孜气田N1j砂泥岩段岩心孔隙度、渗透率分布直方图

3储层发育控制因素

影响砂岩储层储渗性能的因素一般包括：沉积、成岩和构造作用[6～9]。通过岩心观察、微观结构研究，认为研究区N1j砂泥岩段储层储集性能主要受沉积作用影响，成岩作用次之，构造作用最弱。

3.1沉积作用

沉积作用对吐孜气田N1j砂泥岩段储层储集性能影响明显，其决定了沉积物碎屑颗粒的大小、形态、分选、磨圆、组分和填隙物的成分与含量，主要表现在：

1)沉积相对储层宏观结构和分布起控制作用，砂泥岩段储层主要为宽浅盐湖的滨浅湖滩坝砂微相沉积，沉积时可容纳空间大，离物源相对较远，因而形成了一套大面积连片分布，垂向上被泥岩或泥质膏岩隔开，横向上延展远且稳定的粉砂岩储层。其碎屑颗粒大小、成分以及分选性、磨圆度等结构特征近似，因此储层孔、渗性虽有所差别，但相差并不悬殊。

2)不同相带的储层物性有所不同，砂泥岩段储层以滨湖滩砂为主，有少部分滨湖坝砂，还有一部分浅湖滩砂。滨湖滩砂和坝砂因泥质含量相对较少，不含膏质，粒度略粗，因此物性相对较好；而浅湖滩砂含泥质或膏质较多，因此储层发育较差。

3)砂岩粒度适中者孔渗性较好，杂基含量高者物性较差，膏质含量高者物性显著变差。

3.2成岩作用

镜下观察，吐孜气田N1j砂泥岩段储层所经历的成岩作用主要有压实、胶结和溶蚀作用3种，其中压实和胶结作用为破坏性成岩作用，而溶蚀作用为建设性成岩作用。据薄片观察，砂泥岩段中砂岩颗粒以点-线接触为主，有部分点状和漂浮状接触，偶见碎屑颗粒沿长轴近平行排列和云母被压弯，未见颗粒被压碎，故判断砂泥岩段储层虽经历了一定的压实作用，但不强，属中等偏弱程度。

砂泥岩段砂岩的胶结作用主要为碳酸盐矿物胶结和黏土矿物胶结，次为膏质胶结，偶见方佛石胶结。碳酸盐胶结物主要有：方解石，分布广泛，且体积分数高，多为5%～16%之间；含铁方解石，含量较低，以晶粒形态产出；白云石，体积分数一般小于5%，为泥粉晶结构；菱铁矿，仅偶见。黏土矿物胶结包括陆源和自生2类：陆源黏土为沉积期形成，多充填粒间孔隙或包绕颗粒形成黏土薄膜，其体积分数约在10%左右；自生黏土矿物常以孔隙衬边和孔隙充填2种形式产出，其体积分数一般小于5%；膏质胶结，砂泥岩段中虽然普遍，但一般体积分数较低，常小于3%。总体来看，吐孜气田N1j砂泥岩段以孔隙式胶结为主，次为基底式和薄膜式胶结。

溶蚀作用在砂岩泥岩储层中普遍发育，造成次生孔隙发育，特别是粒间溶孔，使储层物性变好。储层中被溶蚀的物质既有碎屑颗粒，也有杂基和胶结物，因此储层可能曾遭受了酸性溶蚀、碱性溶蚀和表生淋滤3种成因的溶蚀作用。据镜下观察，溶蚀作用的序列为：泥质薄膜溶蚀→石英溶蚀→早期膏质方解石溶蚀→方沸石溶蚀→长石、岩屑溶蚀→泥质溶蚀。

3.3构造作用

N1j沉积之后，主要经历了喜山晚幕挤压构造运动，该运动不仅使库车坳陷内形成了一系列呈近EW向展布的背斜构造和断裂，而且也会使地层受到挤压，降低储层的孔隙度。吐孜构造为一NW-SE方向展布的较为宽缓的背斜构造，主体部位仅发育2条断裂，岩心和薄片中也仅见到少量构造缝，构造作用对储层作用影响有限。

4储层综合评价

在储层特征研究基础上，以物性为主要依据，同时结合岩类、孔隙结构和填隙物含量等特征对储层进行综合评价，以测井解释孔隙度、渗透率下限为依据，将吐孜气田N1j砂泥岩段储层分为4类(表1)。统计分析表明，N1j砂泥岩段储层以Ⅳ类、Ⅲ类储层为主，储层纵向上由下至上有变好的趋势。

表1　吐孜气田N1j砂泥岩段碎屑岩储层综合评价标准

5结论

1)吐孜气田吉迪克组(N1j)砂泥岩段储层岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂岩；碎屑组分以岩屑为主，石英次之，长石含量最低，成分成熟度较高；以粉砂级颗粒为主，多呈次棱角-次圆状，分选性以中-好为主，少量好，结构成熟度较高；储集空间以粒间-粒内溶蚀孔为主，裂缝不发育；孔隙结构主要为缩小型和缩颈型喉道，具有孔径不大、喉道较小、喉道类型复杂的特点。

2)沉积作用是该区储层发育的主控因素，滨湖滩砂和坝砂是最有利的储集相带；成岩作用是影响储层发育的一个重要因素，构造作用对储层发育影响有限。

3)综合储层岩类、孔隙结构和填隙物含量等对储层进行综合评价，建立了储层分类评价标准，将储层分为4类。储层发育以Ⅳ类、Ⅲ类储层为主，纵向上由下至上有变好的趋势。

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[7] 赵澄林、朱筱敏. 沉积岩石学[M]. 北京：石油工业出版社，2001.

[8] 于兴河. 碎屑岩系油气储层沉积学[M] . 北京：石油工业出版社，2008.

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[编辑]邓磊

[引著格式]陈杰，包强，罗启后，等.塔里木盆地吐孜气田吉迪克组砂泥岩段储层特征及评价[J].长江大学学报(自科版) ,2015,12(17):14～18.

8 Hydrocarbon Accumulation Mode and Exploration Direction of Santos Basin in Brazil

Zhang Jinwei，Hu Junfeng，Du Xiaomei，Wang Xingyuan，Wang Lei(FirstAuthor’sAddress:SinopecInternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation，Beijing100083，China)

Abstract:Santos Basin was a typical passive continental marginal salt-bearing basin in South America, it was currently one of the hot spot areas for oil exploration in the world.The basin experienced three evolutionary phases such as rifting, transitional and post-rifting phases, three sets of sedimentary sequences including rifting continental facies, transitional evaporation rock facies and post-rifting marine facies corresponding the three evolutionary phases were created respectively.Pre-salt lacustrine shale and post-salt deep marine shale, which belonged to Barremian-lower Apitan and Cenomanian-upper Maastrichtian respectively, were the main source rocks.Pre-salt lacustrine carbonate of rifting phase and post-salt turbidite sandstone were the main reservoirs.Evaporation of Apitan was a regional caprock.Shale and mudstone of post-salt strata were the local caprocks.From the aspects of analyzing the hydrocarbon accumulation law and key factors of hydrocarbon accumulation, three reservoir-forming combinations such as “pre-salt source with pre-salt accumulatin”, “ pre-salt souce with post-salt accumulatin ”, “ post-salt source with post-salt accumulatin ” are summarized.Two kinds of accumulation modes such as pre-salt and post-salt accumulations are established.It is pointed out that pre-salt carbonate and post-salt turbidites, which are respectively located in palaeohigh band of thick salt area in the south of the basin and salt transitional area in the mid-west of the basin, are main targets and direction of exploration.

Key words:accumulation mode；exploration direction；salt-bearing basin；Santos Basin；Brazil

[作者简介]纪沫(1982-)，女，工程师，现主要从事石油地质和构造地质学的研究,978006517@qq.com。

[基金项目]国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目(2009CB219400)；国家科技重大专项(2008ZX05025，2011ZX05025)。

[收稿日期]2014-11-08

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)17-0014-05

[中图分类号]TE122.2