塔河油田西部奥陶系一间房组碳酸盐岩储层地质特征

陈兰朴，李国蓉，2，施 奇，雷和金，王冬娅

（1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.成都理工大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川成都 610059）

1 地质概况

塔河油田地理位置属于新疆维吾尔自治区库车县及轮台县，距轮台县城约70 km。在构造上，塔河油田属于塔里木盆地北部沙雅隆起区阿克库勒凸起西南部，南临满加尔凹陷，西靠哈拉哈塘凹陷，东接草湖凹陷，本次研究区位于塔河油田外围西部，包括了塔河12 区南部、塔河10 区西部和托甫台区域（见图1）。

图1 研究区地理位置

研究区主力油层集中在中奥陶统一间房组，并受沉积相带的控制。区内一间房组沉积期主要发育为一套开阔台地相亮晶颗粒灰岩、微晶颗粒灰岩沉积，其次为滩间海微晶灰岩沉积，局部发育生物丘灰岩和藻粘结灰岩沉积，且规模小厚度薄。

塔北地区和整个塔里木盆地构造演化基本一致，受到多期构造运动的叠加改造，造成储集空间类型的多样化以及分布的不均一性。发生于中奥陶世末的加里东中期Ⅰ幕运动，使塔里木地区发生了区域性挤压构造运动，形成塔中和塔北两个隆起雏形，因塔北地区距此次板块碰撞地较远，受到影响较弱，仅中奥陶统一间房组遭到一定程度的剥蚀，但区内钻井揭示，一间房组沉积物厚度基本稳定在55.0 m～131.0 m，并与上覆地层呈不整合接触。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

根据对45 口井中奥陶统一间房组岩芯的详细观察描述及600 余个薄片观察鉴定，按岩石结构、岩石成因，将研究区内中奥陶统一间房组岩石类型分为微晶灰岩、微晶颗粒灰岩、亮晶颗粒灰岩、藻粘结灰岩、生物丘灰岩。根据岩芯观察描述及镜下薄片鉴定后的统计直方图（见图2）。可见，主要以亮晶颗粒灰岩和微晶颗粒灰岩为主，二者共占了73.82 %，说明颗粒灰岩为研究区中奥陶统一间房组碳酸盐岩沉积的主体。

图2 岩石类型统计直方图

2.2 储集空间类型

大量岩芯和薄片观察显示，塔河西部奥陶系一间房组碳酸盐岩发育多种类型的储集空间，按成因、大小、形态的分类原则，可分为四类，即溶蚀孔隙、岩溶（溶蚀）缝孔洞、大型洞穴、构造裂缝。

2.2.1 溶蚀孔隙 溶蚀孔隙是由溶蚀作用形成，孔径在0.01 mm～2 mm 范围，是研究区重要的储集空间类型之一。溶蚀孔隙的发育具有强烈的组构选择性，发育该类储集空间的岩石类型仅为颗粒灰岩。岩芯上肉眼可见针状溶孔，分散发育或密集发育，岩芯上见油浸、油浸斑块，具原油进入沥青侵入特征；镜下薄片观察进一步鉴定为粒内溶孔、铸模孔（见图3-a，b）。

2.2.2 （溶蚀）岩溶缝孔洞 （溶蚀）岩溶缝孔洞是由（溶蚀）岩溶作用形成，孔径大于2 mm 的储渗空间，可以在岩芯上识别，是研究区一间房组最主要的储渗空间类型。（溶蚀）岩溶缝孔洞发育的岩性组构选择性不是十分强烈，（微晶）亮晶颗粒灰岩、（颗粒）微晶灰岩、藻粘结灰岩、生物丘灰岩中均可发育，但总体显示出主要发育在比较纯净的颗粒灰岩中，主要表现为沿构造裂缝方解石溶蚀孔洞、孤立溶蚀孔洞、沿缝合线溶蚀孔洞，具原油或沥青进入特征，方解石、石英半充填或未充填，保留剩余空间为石油占据。该类储渗空间在岩芯及薄片上的反应情况（见图3-c，d）。

2.2.3 大型岩溶洞穴 大型洞穴是洞径大于100 mm的溶洞，往往在岩芯上不能较好地识别，但可以通过特殊的洞穴沉积物对其进行识别，如巨晶方解石、暗河沉积物、洞穴角砾岩等；同时，大型洞穴发育段在钻井过程中往往会发生严重的井漏、放空、钻时急剧降低、方解石晶屑大量出现等标志现象。研究区统计井中，仅局部井有钻遇大型洞穴，且均在鹰山组（见图3-e）。

2.2.4 构造裂缝 构造裂缝为构造应力作用导致岩层破裂形成的裂缝系统，其未被充填或形成储渗空间。该类储集空间在区内发育普遍，但分布不均匀，总体发育较弱，表现为局部发育、断续发育或普遍见一条，发育间距普遍大于5 cm。在产状上往往垂直层面或高角度斜交层面，为方解石部分充填或未充填，局部可见具沥青或原油进入特征（见图3-f）。

图3 研究区岩芯及薄片

2.3 储层类型

依据钻录井显示、钻井岩芯观察、储渗空间和储渗空间组合特征、赋存岩石类型及成因机制方面的差异性，将研究区一间房组储层类型划分为四种类型：溶蚀孔隙型储层、岩溶缝孔洞型储层、裂缝型储层、洞穴型储层。

2.3.1 溶蚀孔隙型储层 发育该类储层的岩石类型为颗粒灰岩，尤其是亮晶颗粒灰岩，储层储集空间主要为粒内溶孔、粒间溶孔。常规测井曲线上表现为自然伽玛值较低，一般在5 API～15 API；电阻率值表现为相对较低，大约在200 Ω·m～1 500 Ω·m；声波时差有所增大，为49 μs/ft～52 μs/ft；密度值降为2.59 g/cm3～2.67 g/cm3。此外，上述测井参数变化具有同步效应特征，表现在低自然伽玛的背景下，电阻率、三物性曲线变化同步，即中子孔隙度、声波时差同步增大，电阻率、密度、曲线同步降低。TP14 井6 284.40 m～6 288.10 m 有关井段为发育该类储层的典型井，该储层段录井、岩芯和常规测井、成像测井的对比分析（见图4）。

2.3.2 岩溶缝孔洞型储层 发育该类储层的岩石类型主要为颗粒灰岩，也可为颗粒灰岩与其他类岩石的组合类型，储层储集空间主要为沿缝溶蚀、溶蚀孔隙，可表现为沿缝溶蚀后对溶蚀孔隙进一步沟通，形成的岩溶缝孔洞，如在TP24 井6 586.5 m～6 604 m 井段，是通过钻井测井识别出的岩溶缝孔洞型储层。常规测井曲线上，自然伽玛整体处于较低值，5 API～25 API，局部可能出现相对高值，反映了缝洞内可能充填了有一定量泥质物；电阻率表现为相对低值，约在100 Ω·m～500 Ω·m，声波时差有所增大，51 μs/ft 左右；密度曲线值有所降低，在2.59 g/cm3～2.67 g/cm3范围间。

TP32 井6 457 m～6 473.5 m 有关井段为发育该类储层的典型井，该储层段录井、岩芯和常规测井的对比分析（见图5）。

2.3.3 洞穴型储层 该类储层的岩石类型颗粒灰岩居多，其次为微晶灰岩、藻粘结灰岩、生物丘灰岩，储层储集空间主要为大型洞穴系统，其次为溶蚀孔洞以及洞壁上的裂隙等。大型洞穴可以通过特殊的洞穴沉积物如巨晶方解石、暗河沉积物、洞穴角砾岩等对其进行识别，另外，钻井过程中发生的放空、井漏、钻时降低等现象也是其重要识别标志，如在AD4 井6 504.9 m～6 542.2 m 井段发生放空和井漏等现象，识别出洞穴型储层。常规测井曲线上，自然伽玛值大约在10 API～35 API；电阻率曲线急剧下降，可低至十几欧姆米；声波时差可增大到70 μs/ft～120 μs/ft；密度急剧减小，可低至1.7 g/cm3～2.6 g/cm3。

图4 溶蚀孔隙型储层识别标志，以TP14 井6 284.40 m～6 288.10 m 井段为例

图5 岩溶缝孔洞型储层测井响应特征，以TP32 井6 457 m～6473.5 m 井段为例

2.3.4 裂缝型储层 该类储层在各种岩石类型中都有发育，储层储集空间主要为未充填或半充填的构造裂缝，在研究区发育较少，钻井取芯仅钻遇1 套该类型储层，岩芯上普遍可见高角度未充填构造裂缝。常规测井上，自然伽玛值依然处于较低背景值，在10 API～25 API；电阻率数值相对致密灰岩段降低，可低致几百欧姆米，明显的特征表现在深、浅侧向电阻率具有明显的正幅度差；密度曲线值有所降低，大概在2.65 g/cm3～2.7 g/cm3；声波曲线值有所增大，但起伏不大，51 μs/ft 左右。

3 储层发育分布特征

通过对塔河西部一间房组岩芯及岩石薄片观察分析，结合测井、录井等资料，对研究区45 口井进行了各类储层的对比统计分析（见图6）。

图6 塔河西部一间房组储层类型分布频率直方图

由图6 分析可知，研究区一间房组岩溶缝孔洞型储层分布频率最高，占了储层发育总数的45.95 %，其次为溶蚀孔隙型储层，占储层发育总数的31.08 %，洞穴型储层和裂缝型储层分别占了12.16%、10.81 %。可见，岩溶缝孔洞型储层为区内一间房组储层发育的主体，其次为溶蚀孔隙型储层，洞穴型储层与裂缝型储层发育较弱，且滩相颗粒灰岩是区内主要的储集岩石类型。

研究认为，岩溶缝孔洞型储层和岩溶洞穴型储层的发育受到滩体展布和断裂两个因素双重控制，滩体与断裂的叠合部位是这两类储层发育的有利部位。滩体部位，碳酸盐岩矿物成分相对较纯，缺乏泥质，岩石更具脆性，断裂作用裂缝更为发育，更有利于岩溶作用的发生而形成规模溶岩溶（溶蚀）作用，是储层发育的有利部位。滩相溶蚀孔隙型储层的发育分布主要受滩体展布控制，区内北部滩体更容易发育此类储层，可能受古地理制约，北部滩体位置更高，更容易在沉积期暴露出海水面接受大气水的溶蚀改造。裂缝型储层可存在于滩体部位、滩间部位，但往往都位于断裂部位，断裂的发育分布是此类储层发育分布的重要控制因素。

4 结论

（1）塔河西部一间房组储层岩石类型以滩相颗粒灰岩为主，另可见微晶灰岩、藻粘结灰岩以及生物丘灰岩等。

（2）区内奥陶系一间房组的储集空间可分为溶蚀孔隙、岩溶（溶蚀）缝孔洞、大型洞穴、构造裂缝，进一步区内储层类型可分为溶蚀孔隙型储层、岩溶缝孔洞型储层、洞穴型储层、裂缝型储层。

（3）岩溶缝孔洞型储层和溶蚀孔隙型储层为区内一间房组的主要储层类型，其发育分布主要受滩体展布和断裂控制。

（4）区内一间房组碳酸盐岩储层在测井响应上，表现为低GR、低电阻率、低密度、高声波时差的特征。

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