塔河9区奥陶系储层特征与控制因素分析

印 婷，丁 辉，张 浩，梁利侠，高亚宾

(中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011)

塔河9区奥陶系储层特征与控制因素分析

印 婷，丁 辉，张 浩，梁利侠，高亚宾

(中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011)

通过对塔河油田9区多口井的钻井、测井、地震等资料的系统分析，结合岩心观察，薄片鉴定及地球化学分析研究，认为塔河9区奥陶系凝析气藏的产气层主要为一间房组，部分为鹰山组，岩石以泥晶灰岩为主，颗粒灰岩次之。储层基质物性较差，储集空间类型主要为溶洞、裂缝，孔隙型发育较少，储集层类型为裂缝-孔洞型、溶洞型及裂缝型3种。储集层的发育受控于局部构造、断裂和裂缝及岩溶作用。岩溶作用对储层的发育至关重要，构造高部位岩溶作用较强烈，储层较发育；平面上，断裂和裂缝系统为多期岩溶作用提供渗流通道，有利储集体主要沿断裂及断裂相切部位呈片状展布；纵向上有利储层主要位于奥陶系一间房组顶面以下0～60 m的砂屑灰岩段，受到正常潜水面的大气水岩溶作用控制。

塔河油田；碳酸盐岩；岩溶作用；奥陶系；储层特征；控制因素

塔河油田9区奥陶系凝析气藏位于沙雅隆起阿克库勒凸起东南翼，东接西达里亚，西邻塔河油田1、3区(图1)，工区面积共97.98 km2。2002年，工区S96井首次获得高产工业油气流，日产油15 t，产气9.28×104m3/d，气油比6 187 m3/t。随着油气勘探的不断深入，S101井、 TK915井、DK25井等多口井试采获得高产工业气流，显示了良好的油气开发潜力，气藏类型为中含凝析油的近饱和碳酸盐岩岩溶缝洞型凝析气藏，本文通过对塔河9区岩石学特征、储层空间类型及储层发育规律等方面的研究，分析其控制因素，为扩大该区凝析气藏的开发提供地质依据。

图1 研究区构造位置

1 地质背景

塔河9区奥陶系上统地层由东南至西北剥蚀程度加剧，剖面上呈南东厚北西薄的楔状体。通过完钻井地层对比分析，9区覆盖区内良里塔格组、恰尔巴克组、一间房组和鹰山组厚度相对比较稳定，桑塔木组厚度由南东向北西因剥蚀逐渐减薄。构造上9区处于阿克库勒凸起东南斜坡位置，阿克库勒凸起的形成是一个长期发育的、多期构造运动叠加的结果，发育多组断层，以NE向、SN及NWW向走滑断层为主，主要经历了加里东期及海西期岩溶作用，加里东中期和海西早期是最主要的岩溶发育时期；但由于上奥陶统恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组地层覆盖，多组断裂和裂缝系统为岩溶作用提供了渗滤通道，地表水主要通过断裂和裂缝进入中下奥陶统地层，为岩溶缝孔洞及洞穴型等储层的发育提供了条件[1-4]。

2 储层基本特征

2.1 岩性特征

钻井揭示，9区奥陶系凝析气藏产气层主要位于中奥陶统一间房组，部分位于鹰山组，目前共有7口井在中下奥陶统取心。通过实钻井的岩石薄片鉴定统计表明：岩石矿物成分较为单一，以方解石为主，含量高达91%～99%，平均95.4%，灰岩纯度较高。其次分布相对较多的矿物为白云石和自生矿物，部分层段白云石或陆源碎屑含量较多，其中白云石含量为2.6%，自生矿物含量为1.7%。岩石结构类型以泥晶结构为主，其次为粒屑结构。泥晶灰岩以泥晶结构为主，其结构组分的基质含量较高，以方解石为主；颗粒灰岩通常具粒屑结构特征，其颗粒含量较高，粒间主要为亮晶方解石胶结物。

根据储层岩石的成分、结构和成因特征，研究区主要的岩石类型包括颗粒灰岩、泥晶灰岩、云灰岩类、藻粘结灰岩、生物屑灰岩。其中，泥(微)晶灰岩主要包括砂屑泥晶灰岩、含生屑泥晶灰岩等；颗粒灰岩主要为亮晶砂屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、泥晶砂屑灰岩等。研究区奥陶系以泥微晶灰岩和颗粒灰岩为主，一间房组泥微晶灰岩和颗粒灰岩含量达89%，鹰山组泥微晶灰岩和颗粒灰岩含量达92%，其次为云灰岩。

2.2 物性特征

研究区储层为碳酸盐岩储层，储集空间种类多、非均质性极强，且发育有大量的不同类型的裂缝。一般而言，常规岩心小样品物性分析数据反映了储层基质孔渗的大小，而全直径样品物性分析数据既反映基质孔渗，又反映一部分微小缝洞的孔渗性能。

通过统计分析，研究区鹰山组36块小样品孔隙度分布区间为0.1%～1%，平均0.5%，渗透率分布区间为(0.02～1.14)×10-3μm2，平均渗透率0.1×10-3μm2；一间房组112块小样品孔隙度分布区间为0.1%～7.7%，平均1.8%，渗透率分布区间为(0.003～17.6)×10-3μm2，平均渗透率0.63×10-3μm2。反映出储层基质的物性总体较差。

鹰山组64块全直径样品分析孔隙度分布区间为0.3%～5.5%，平均值2.2%，渗透率分布区间为(0.018～37)×10-3μm2，平均渗透率2.9×10-3μm2；一间房组118块全直径样品分析孔隙度分布区间为0.2%～6.4%，平均2.3%，渗透率分布区间为(0.001～145)×10-3μm2，平均渗透率4.79×10-3μm2。

从大小样品孔渗分布关系看(图2、图3)，无论是全岩心样品或小柱子样品，其孔隙度与渗透率的相关性均很差。T904井5 637～5 959 m(放空漏失段)全岩心分析渗透率最大平均值为1.2921×10-3μm2，而该段试井解释的地层有效渗透率高达484.7×10-3μm2，是样品分析值的375倍。说明本区储层是以裂缝-孔洞为主要的储集类型，而非基质孔隙空间，同时储层中流体的流动性能也很好。

图2 S96-S101井区小样品分析孔渗关系

图3 S96-S101井区全直径样品分析孔渗关系

2.3 储集空间类型

根据岩心统计、钻井放空、漏失和成像测井分析，按照储集体储渗空间的几何形态、大小和成因，可将塔河9区奥陶系碳酸盐岩储集空间类型划分为三类：溶洞、裂缝、孔隙，孔隙型储集空间类型在岩石薄片中偶有发现，但发育较少，不具备有效储集条件。

2.3.1 裂缝

裂缝是区内奥陶系最发育、岩心中最常见的储集类型，也是碳酸盐岩储集体油气运移的良好通道及储集场所，油气显示十分活跃。

岩心统计及成像测井解释成果表明塔河9区奥陶系碳酸盐岩裂缝较发育，主要分布在奥陶系一间房组的顶部和鹰山组，裂缝平均密度为9.86条/m，其中有效缝5.46条/m，裂缝以高角度缝为主，倾角范围76°～90°。有效的高导开口裂缝既是储集空间也是好的油气渗流通道。依据岩心、薄片观察、阴极发光及碳氧稳定同位素分析，塔河9区奥陶系裂缝为多期构造运动作用结果，各期裂缝之间相互切割。

经研究分析，塔河9区奥陶系裂缝包括构造缝、溶蚀缝和压溶缝3种类型：

(1)构造缝：指受构造应力作用产生的裂缝，是区内最主要的裂缝类型。通过对研究区6口井的岩心观察统计，按裂缝宽度划分为大、中、小裂缝，缝宽一般小于5 mm。研究区以中缝和小缝为主，所占比例分别为34.2%和44.7%。奥陶系储层裂缝的产状以立缝为主，占裂缝45.9%，其次为斜缝和水平缝，分别占27.9%、26.2%。从充填情况看，裂缝大多未充填，未充填缝占74.2%，半充填缝占11.5%，全充填缝占14.3%，裂缝充填物主要为方解石充填。

(2)溶蚀缝：由地表水和地下水对岩石的溶蚀而成。多数是沿着早期的裂缝系统溶蚀扩大，对其进一步改造的结果。溶蚀缝在研究区内发育程度相对较弱，缝宽一般大于1 mm，表现为破裂面的不规则溶扩，常被方解石充填。如S96井可见到沿早期张裂缝溶蚀扩大的斜缝，缝宽5 mm，裂缝已被无色透明方解石全充填。

(3)压溶缝：即缝合线，由沉积负荷引起的压实作用和压溶作用形成。缝合线的产状多数与层面平行，呈锯齿状，在本区较为发育。

2.3.2 溶洞

溶洞的形成和发育主要和岩溶作用有关，分布极不均一，多见沿先期断裂带发育，常和裂缝一起构成缝洞型储集体，是区内奥陶系碳酸盐岩储集体的重要储集空间。

溶洞包括溶蚀孔洞和大型洞穴。在钻井录井、岩心及测井上可以通过井漏、放空现象，以及岩溶角砾岩、大型方解石充填体识别大型洞穴。塔河9区奥陶系共有4口井T904、TK915-1X井、DK25井和AT37井钻遇大型洞穴型储层，钻井过程中出现放空漏失现象。

2.4 储集体类型

塔河油田奥陶系储层以构造溶蚀缝、溶孔、溶洞为最有利的储集空间，由三类储集空间类型按不同的方式及规模组合成3种储集层类型：裂缝-孔洞型、溶洞型及裂缝型。

根据塔河9区奥陶系实钻井钻遇各类储层所占的厚度比例进行统计分析，奥陶系构造裂缝-孔洞型储层最为发育，出现频率最高，占47.03%，其次为裂缝型储层占45.54%，溶洞型储层局部发育占7.43%。由各类储层对储量贡献率情况来看，溶洞型储层对储量的贡献率最大，达74.53%，其次为裂缝-孔洞型储层，对储量的贡献率为22.6%，裂缝型储层对储量的贡献率仅为2.87%。

综上所述，塔河9区奥陶系凝析气藏储集体类型以溶洞型、裂缝-孔洞型储层为主，其次为裂缝型储层，高角度部分充填或未充填裂缝为主要的渗流通道。

3 储层发育主要控制因素分析

结合地质背景及钻井资料分析认为，塔河9区奥陶系位于阿克库勒凸起的东南翼，储集体发育程度主要受控于局部构造、断裂与裂缝和岩溶作用。

3.1 局部构造

构造部位对储层的发育起着重要的作用[5]，塔河9区奥陶系一间房组顶面构造整体呈由北西向南东倾伏的鼻状构造，受加里东中晚期北西-南东向挤压作用影响，总体上沿T904-S101-TK915-T901井一带形成一北东-南西走向断隆构造，北西翼较缓，为一平台区，南东翼构造较陡，为斜坡区。北西部位于高部位，岩溶作用强烈储集体发育;南部斜坡低部位储集体发育程度较差，造成南、北储集体的发育程度具较大差异性。

3.2 断层与裂缝

塔河油田9区发育多组断层和裂缝系统，为岩溶作用提供了渗滤通道，沿裂缝面发育的溶蚀孔洞和沿断裂带发育的大型洞穴也为本区提供了最为有效的储集空间[6]。从地震资料解释和储层预测结果分析，振幅值较高区域对应井点储层较发育，平面上有利储集体主要沿断裂及各断裂的相切部位，呈片状展布(图4)。对构造影响较大的北东向断裂为加里东晚期-海西早期形成，为挤压应力形成的北东向主控断裂带，规模较大，其对中下奥陶统顶面构造形态影响较大，岩溶作用较强、储层较发育，油气较富集，产能高，形成Ⅰ、Ⅱ类有利区带。在主控断裂及与近南北向断裂相切的区域储层发育程度也较高。整体上北东向主控断裂和近南北向主干断裂具有控储控油的作用。另外，NWW-SEE方向主应力作用下，主轴部近NNE-SSW向裂缝发育，构造变形作用强烈，裂缝发育程度普遍较高，也为岩溶缝洞型储层的发育创造了良好的条件。

3.3 岩溶作用

塔河9区构造位于沙雅隆起阿克库勒凸起东南部，经历了一系列构造运动，这一系列构造变形叠加，形成现今塔河9区的构造特征，且本区灰岩纯度较高，为该区域的岩溶作用提供了必要条件。岩心及薄片观察分析显示，本区奥陶系碳酸盐储层经历了多期岩溶作用，包括同生期岩溶作用、加里东中期岩溶作用、海西早期岩溶作用及海西晚期岩溶作用。

对实钻井储集体纵向发育特征进行分析，塔河9区Ⅰ类储层主要位于奥陶系一间房组顶面以下0～60 m的砂屑灰岩段及鹰山组顶面以下0～60 m的砂屑灰岩段，一间房组底部约60 m左右致密泥晶灰岩段受溶蚀作用影响较小，储层发育程度较差。其中Ⅰ类储层在一间房组顶部60m以内，储地比为0.25，在一间房组顶面以下60～120 m及120 m以下地层I类储层储地比分别为0.07、0.06。由此可见，该区储层发育受到正常潜水面的大气水岩溶作用控制，且具有层控特征，局部地区顺断裂和裂缝垂向渗流，对深部岩体进行溶蚀，改善了储层的发育程度。

图4 塔河9区奥陶系凝析气藏中下奥陶统顶面(T74)均方根振幅及断裂叠合图

4 结论

(1)塔河9区奥陶系中下统主要为泥晶灰岩和颗粒灰岩，储层基质物性较差，储集空间主要为溶洞和裂缝，孔隙型不太发育，储集体类型包括裂缝-孔洞型、溶洞型及裂缝型3种类型。

(2)储层发育受局部构造控制，北西部位于高部位，岩溶作用强烈，储集体发育；南部斜坡低部位储集体发育程度较差，造成南、北储集体的发育程度具较大差异性。

(3)平面上，断裂和裂缝系统为多期岩溶作用提供渗流通道，有利储集体主要沿断裂及断裂相切部位呈片状展布。

(4)纵向上有利储层主要位于奥陶系一间房组顶面以下0～60 m的砂屑灰岩段及鹰山组顶面以下0～60 m的砂屑灰岩段，受到正常潜水面的大气水岩溶作用控制，且具有层控特征，局部地区顺断裂和裂缝垂向渗流，对深部岩体进行溶蚀，改善了储层的发育程度。

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编辑：吴官生

1673-8217(2015)02-0071-04

2014-09-15

印婷，硕士，1987年生，2012年毕业于中国地质大学(北京)矿产普查与勘探专业，现从事油气田开发方面的研究工作。项目基金：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司科研项目(KJ2014-14)。

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