塔河油田奥陶系良里塔格组储层发育特征分析

张海燕

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

塔河油田奥陶系良里塔格组储层发育特征分析

张海燕

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

通过岩心、测井、钻井和生产测试等资料综合分析，塔河油田良里塔格组在平面上具有南北薄、中间厚的沉积特征，走向近东西向，具两套岩性组合，顶部和底部为浅水高能沉积，岩性较纯，中间为深水低能沉积，泥质含量较高。储集空间主要包括溶蚀孔隙、溶蚀孔洞和裂缝3类，储层类型主要以裂缝一孔洞型和孔洞型为主。灰岩的纯度和厚度是储层发育的基础，有利储层发育区主要位于纯灰岩厚度较大地区。

塔河油田；良里塔格组；储层特征；测井解释；储集空间

1 区域地质背景

塔河油田地处新疆维吾尔自治区库车县和轮台县境内，面积约2 400 km2，隶属塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南斜坡。阿克库勒凸起西邻哈拉哈塘凹陷、东靠草湖凹陷，南接满加尔凹陷，北部为雅克拉断凸。

研究区钻井揭示奥陶系地层为：中-下奥陶统鹰山组和中统一间房组，上奥陶统分为恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组。良里塔格组自然伽马值低，GR曲线成箱型，与上部的桑塔木组和下部的恰尔巴克组较易区分。由于加里东中-晚期区域性挤压抬升的影响，良里塔格组遭受了不同程度的剥蚀，地层发育不全。北部的良里塔格组完全被剥蚀，向南逐渐过渡到下石炭系巴楚组、泥盆系东河塘组、志留系以及上奥陶统桑塔木组超覆于良里塔格组之上[1]。上奥陶统良里塔格组主要在TH12522-TH10215-T6l6-S79-T902井一线以南有残留，呈裙边状分布。

2 地层展布及纵向组合特征

对上奥陶统良里塔格剥蚀零线以内547口井进行统计分析，编制了奥陶系良里塔格组残余厚度图(图1)，认为塔河奥陶系良里塔格组呈东西向展布，主要分布在塔河油田的南部和西部，区域内北部受到加里东中期岩溶和海西早期岩溶部分剥蚀，造成残留厚度较薄，南部良里塔格组沉降时发生岩性相变，厚度也减薄，整体具南北薄、中间厚的沉积特征。其中钻井揭示TP137X井良里塔格组地层最厚178 m，最薄为AT27X井，仅为2 m；南北厚度差异大，建产井多分布在厚度较厚区。

良里塔格组纵向上具两套岩性组合，呈现三段分布的特征，顶部和底部为浅水高能沉积，自然伽马低值，主要为灰色或灰白色亮晶鲕粒灰岩、亮晶砂屑灰岩、砂屑灰岩及生屑灰岩；中部为深水低能沉积，自然伽马为高值，平面上受沉积相带变化层段厚度，泥质含量变化较大[2]。灰岩的纯度和厚度为储层受大气水岩溶改造提供了物质基础，所以认为有利储层多发育在纯灰岩段。

为了探讨奥陶系良里塔格组地层横向展布规律，在研究区做了南北向和东西向两条连井对比剖面。通过对比发现，受沉积环境影响，纵向上良里塔格组地层在全区都具有典型的分段特征，但横向上各岩性段厚度变化相对较大，具有不稳定的分布特征，受沉积和剥蚀影响，局部地区缺失部分岩性段。从东西向连井剖面来看，东西部纯灰岩厚度大，中部纯灰岩厚度小，泥质灰岩厚度大。

碳酸盐岩中泥质含量高，受大气水溶蚀改造弱，不易形成良好的储层；滩体内泥质含量低，滩体沉积末发生的加里东中期运动第二幕，可导致滩体更容易遭受到较强的大气水溶蚀改造，形成良好储层。纯灰岩及其厚度是储层发育基础条件，厚度大、岩性纯、横向连续性较好区域，为岩溶改造提供了物质基础，是储层研究的主要区域。研究中通过测井资料对单井纯灰岩段进行了划分(以GR<20 API为界)，编制了纯灰岩段厚度分布图(图2)。从图2来看，区内纯灰岩厚度较大的区域呈现片状分布，主要集中分布在东北部的S96-DK25-1井区和西部的TH10320-TP107X井区。中部地区泥质含量普遍偏高，为不利储层发育区。

3 良里塔格组储层发育特征

对塔河油田良里塔格组67口取心井180回次取心资料进行统计分析，认为相对于中-下奥陶统碳酸盐岩而言，上奥陶统岩石矿物成分和化学成分纯度较低，岩石类型多样。良里塔格组主要为微晶灰岩、微晶泥灰岩、瘤状灰岩、藻粘结灰岩、颗粒灰岩等。桑塔木组为一套(灰)泥岩、瘤状泥灰岩、(生屑)微晶泥灰岩不规则间互地层,局部夹较纯的颗粒灰岩(藻粘结灰岩)层和石英粉砂岩或粉一细砂岩层、粉砂质或砂质灰岩层,个别区域还夹有碎屑流或滑塌成因的角砾灰岩层[3]。

图2 塔河油田奥陶系良里塔格组纯灰岩厚度分布

S108、T901等井储层段的全直径物性统计分析表明，塔河油田良里塔格组储层基质孔渗性差。孔隙度1.1%～5.0%，平均值2.61%，主要分布范围为2%～3%；垂直渗透率(0.003～2.22)×10-3μm2，主要分布范围(0.01～0.1)×10-3μm2；水平方向渗透率(0.04～14.4)×10-3μm2，主要分布范围(0.1～1.0)×10-3μm2；水平90°方向渗透率(0.007～9.84 )×10-3μm2，主要范围(0.1～1)×10-3μm2。

针对上述纯灰岩发育区，通过岩心、测井、测试等信息对良里塔格组储层及非储层响应特征、储层发育类型进行分析总结，并对部分典型井进行了重新处理解释，参考成像测井响应特征和测试产出情况初步建立了良里塔格组储层评价标准。通过岩心资料和成像测井资料综合分析认为：良里塔格组主要发育裂缝、溶蚀孔洞型储层，储层发育段主要发育在良里塔格组中上部纯灰岩段，从成像测井来看，裂缝型储层表现为暗色“正弦波”特征，溶蚀孔洞发育段表现为暗色斑点状特征，与岩心有好的可对比性[4]。非储层为瘤状灰岩及条带灰岩、致密灰岩。泥质灰岩段的GR值普遍较纯灰岩段偏高，一般大于30 API，致密灰岩段表现为高电阻率特征，岩心致密完整，溶蚀程度较弱。储层类型也具有分区差异性，东部S96-DK25-1井区主要以裂缝-孔洞型储层为主，西部TH10320-TP107X井区裂缝欠发育，主要发育孔洞型储层。

选取其中测井系列齐全、成像测井资料和岩心资料丰富的井作为标定井，通过对标定井储层参数进行重新解释计算，并结合成像和测试资料进行综合对比分析，初步建立了良里塔格组储层分类评价标准。根据孔洞缝的发育程度与测井响应的关系，沿用了双孔介质评价模型，计算泥质含量、裂缝孔隙度、孔洞孔隙度等参数。将塔河油田奥陶系良里塔格组碳酸盐岩储层分为3类：Ⅰ类储层缝洞发育；Ⅱ类储层孔缝洞较发育；Ⅲ类储层孔缝洞发育较差。

通过测井解释结果与测试产出情况的标定，采用裂缝孔隙度和孔洞孔隙度交会的方法，初步确定了奥陶系良里塔格组储层分类评价标准(表1)。

表1 奥陶系上统良里塔格组储层分类评价初步标准

4 结论

(1)奥陶系良里塔格组呈东西向展布，整体具南北薄、中间厚的沉积特征。北部受到加里东中期岩溶和海西早期岩溶部分剥蚀，残留厚度较薄；南部良里塔格组沉降时发生岩性相变；中上部变为泥岩、泥灰岩，厚度也减薄。

(2)良里塔格组可划分为两套岩性组合，顶部和底部为浅水高能沉积，泥质含量较低，岩性相对较纯；中部为深水低能沉积，泥质含量较高。纯灰岩厚度较大的区域呈现片状分布，主要集中分布在东北部的S96-DK25-1井区和西部的TH10320-TP107X井区，为有利储层发育区。中部泥质含量普遍偏高，溶蚀程度较低，发育泥质纹层，储层欠发育。

(3)裂缝和溶蚀孔洞是良里塔格组主要储集空间类型，主要发育在纯灰岩段，且具有分区特征。S96-DK25-1井区主要发育裂缝-孔洞型储层，TH10320-TP107X井区主要发育孔洞型储层，裂缝欠发育。

[1] 顾家裕，朱筱敏，贾进华，等．塔里木盆地沉积与储层[M].北京：石油工业出版社，2003：185-206.

[2] 侯明才，万梨，傅恒，等.塔河南盐下地区上奥陶统良里塔格组沉积环境分析[J].成都理工大学学报(自然科学版)，2006，33(5)：509-516.

[3] 陈强路，钱一雄，马红强，等．塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩成岩作用与孔隙演化[J].石油实验地质，2003，25(6)：729-734.

[4] 肖丽，范晓敏，梅忠武．塔河油田奥陶系地层成像测井模式探讨[J].测井技术，2005，29(2)：125-128.

编辑：吴官生

1673-8217(2015)02-0068-03

2014-11-05

张海燕，工程师，1965年生，2006年毕业于长江大学石油工程专业，现主要从事测井解释及研究工作。

TE112.23

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