塔河油田奥陶系岩溶地貌对储集层的控制作用

韩长城，林承焰，鲁新便，魏　婷，任丽华，张宪国



塔河油田奥陶系岩溶地貌对储集层的控制作用

韩长城1，林承焰1，鲁新便2，魏婷3，任丽华1，张宪国1

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐830011；3.中国石油新疆油田分公司石西油田作业区，新疆克拉玛依834000）

综合利用大量岩心、薄片，钻井、测井、地震等资料，对古岩溶识别标志进行了分析；运用印模法、残差厚度法和不整合类型相结合，恢复了奥陶系岩溶古地貌，对古地貌单元进行划分并分析其对储集层的控制作用。在岩溶高地、岩溶缓坡、岩溶陡坡和岩溶盆地4个二级地貌单元，分别定量划分出残丘、台地、阶坪和沟谷4个三级地貌单元。岩溶缓坡区残丘、台地、沟谷末端、沟谷两侧及岩溶陡坡区台地和阶坪是岩溶储集层发育的有利区。

塔里木盆地；塔河油田；奥陶系；古地貌；岩溶储集层；印模法；残差厚度法；地貌单元

塔河油田是中国已经发现的储量规模最大的缝洞型碳酸盐岩油田［1］。经历了加里东运动和海西运动等多期构造运动改造，塔河油田奥陶系碳酸盐岩形成了复杂的岩溶地貌及岩溶储集层。岩溶地貌是岩溶作用的产物，控制着岩溶储集层的发育程度［2］，也对油气成藏有重要的控制作用［3］。许多学者对塔里木盆地岩溶储集层进行了研究［4-5］，并从不同的角度对岩溶地貌进行了恢复［6-10］。本文利用印模法与残差厚度法的有机组合，结合不整合类型，定量恢复了古岩溶地貌，对古岩溶地貌类型进行了划分，并分析了古岩溶地貌对储集层的控制作用。

图1　塔河油田构造位置

1　研究区地质背景

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部（图1），奥陶系主要为一套台地相碳酸盐岩，中-下奥陶统为局限—半局限台地相，整体处于海侵体系域中，自下而上发育下奥陶统蓬莱坝组、中-下奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组。蓬莱坝组以白云岩为主，夹少量灰岩；鹰山组下段为白云岩和灰岩互层，上段沉积环境转变为开阔台地相，主要为颗粒灰岩与泥晶灰岩互层；一间房组为台内—台缘礁滩相沉积，以微晶灰岩、颗粒灰岩和藻粘结灰岩为主。上奥陶统发育恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组，为混积陆棚沉积，泥质含量较高，为泥质灰岩或灰质泥岩。

奥陶系经历了加里东运动和海西运动等多期构造运动的改造，发生了多期岩溶作用。加里东运动中期Ⅰ幕形成一间房组顶界平行不整合面，遭受大气淡水岩溶作用；受加里东运动中期Ⅱ幕影响，良里塔格组与上覆桑塔木组间形成角度不整合面；晚奥陶世末期，发生加里东运动中期Ⅲ幕，构造抬升，中-上奥陶统遭受剥蚀；海西运动早期，构造运动强烈，抬升剥蚀较剧烈，形成大型不整合面，岩溶作用较强烈。

2　古岩溶识别标志

塔河油田鹰山组和一间房组碳酸盐岩地层经历了多期构造抬升运动，暴露地表，遭受强烈风化剥蚀、溶蚀作用，形成的大量溶蚀孔缝和溶洞，是油气主要储集空间。岩溶储集层具有不同于其他储集层的地质特征，这些特征是分析风化壳存在的直接证据，也是储集层预测的前提和基础［11］。

2.1储集层岩石学特征

岩石类型主要为微晶灰岩、颗粒灰岩、藻粘结灰岩和生物灰岩等。一间房组顶部因暴露而被风化淋滤，大气淡水顺着构造裂缝和原生孔隙下渗溶蚀，形成大量溶蚀孔、洞、缝，同时伴生有机械、化学、重力等作用，形成各种类型的岩溶岩。岩溶角砾岩最常见，也是岩溶作用最明显的识别标志，砾石成分较单一，以灰岩为主，砾石间常被含泥质、灰质细碎屑及渗流粉砂充填，孔隙性较差。砾石边缘常有磨蚀、圆化现象，表明经历了一定的搬运溶蚀作用（图2a，图2b，图2c）。微裂缝发育，部分直立缝中充填方解石，后期遭受溶蚀，形成半充填溶缝，溶缝两侧可见半充填或未充填的小型溶蚀孔洞（图2d，图2e，图2f）。

图2　塔河油田奥陶系一间房组岩溶储集层岩石学特征

2.2钻井、录井及地球物理特征

在钻遇中-下奥陶统岩溶储集层时，会出现钻具放空、钻井液漏失、井涌及跳钻等现象，气测录井明显异常，出现气侵显示。研究区内钻遇奥陶系的82口井，有7口井发生了钻具放空，35口井发生了钻井液漏失现象。放空和漏失层位主要为一间房组和鹰山组，上奥陶统良里塔格组相对较少。由于岩溶孔洞充填物与围岩在岩性、物性等方面存在明显区别，测井曲线和地震响应特征上也存在明显差异性。电阻率和密度明显比围岩低，孔隙度和渗透率则明显高于围岩，自然伽马比围岩略高；成像测井可见深色的溶蚀孔洞，斯通利波有异常显示。地震反射波呈串珠状、低频弱振幅或杂乱反射，串珠状反射主要是由溶洞顶和溶洞底反射波以及微弱的溶洞顶、底间的二次反射波叠加而成的复合波［12］；低频弱振幅反射是由于缝洞储集层的发育使中-下奥陶统碳酸盐岩与上覆石炭系泥岩的波阻抗差异降低，从而使碳酸盐岩界面附近的地震反射强度降低。

3　古岩溶地貌特征

研究区发育多个不整合面，与不整合面相伴生的岩溶古地貌控制了岩溶储集层的分布。恢复古地貌的最直接方法就是确定奥陶纪、志留纪、石炭纪等时期的基准海平面，通过基准海平面与风化壳面地形的相对高差，准确恢复古地貌形态。古地貌的恢复方法有很多，根据塔河地区资料情况，经过优选，具体选用以印模法和残差厚度法为主，结合不整合类型的古地貌恢复方法。

3.1岩溶古地貌恢复

井震结合，首先用印模法和残差厚度法组合，对中奥陶统顶界面古地貌进行恢复，然后结合不整合类型和分布特征，恢复奥陶系风化壳古地貌的分布格局。

印模法可以精细恢复古地貌，不需要考虑地层剥蚀。根据沉积补偿原理，将不整合面之上充填地层的顶界面作为一等时面，用此等时面到不整合面之间的沉积厚度镜像关系，反映不整合面的起伏形态。中石炭世发生大规模海进，接受沉积，石炭系厚350～650 m，中部存在一个标准灰岩段（双峰灰岩），厚度约20 m，属于最大洪泛期开阔台地相沉积，区域上分布稳定［13］。选取标准灰岩段（双峰灰岩）作为古地貌恢复的顶部标准层，求取标准层到不整合面的地层厚度，进行去压实校正，利用镜像关系定量恢复一间房组顶界面古地貌特征（图3a）。印模法恢复古地貌能够较好地呈现出研究区古岩溶面南低北高的总体构造趋势，反映的是二级岩溶地貌单元特征。

图3　塔河油田奥陶纪末印模法（a）和残差厚度法（b）恢复古地貌

残差厚度法首先选取剥蚀面之下鹰山组底界面作为基准面，求取此基准面与剥蚀面间的残余地层厚度；然后通过平滑作用建立残余厚度构造趋势面，计算残余厚度与构造趋势面之间的残差厚度，即风化剥蚀面顶部与构造趋势面之间的残差厚度。残差厚度的大小只反映古地势的相对高低，古地势越高处地层保存厚度越大，被剥蚀量较小，为正向地貌；而古地势越低处地层保存厚度越小，被剥蚀量越大，为负向地貌（图3b）。此方法主要反映的是局部微地貌特征，并不反映区域构造背景。

以一间房组顶不整合面为基准，基于不整合面上、下地层及其接触关系，把研究区不整合类型划分为：削蚀-假整合型、反向削蚀-超覆型和同向削蚀-超覆型。削蚀-假整合型不整合是指下伏岩层发生了剥蚀，而上覆岩层产状则与不整合面一致；反向削蚀-超覆型不整合是剥蚀方向和超覆方向不同的不整合，指示沉积间断期古斜坡坡向发生了较大方位角的改变；同向削蚀-超覆型不整合是指剥蚀方向和超覆方向一致的不整合，指示沉积间断期古斜坡坡向未发生显著变化。

3.2古地貌类型划分及特征

综合考虑沉积环境影响，用印模法恢复地貌趋势面、古地势背景和古地貌整体格局，用残差厚度法恢复地貌，结合不整合特征，对研究区古地貌进行恢复。在古地貌基础上，根据上覆充填厚度大小、下部残差厚度大小及不整合类型3者之间的对应关系，对古地貌单元进行划分（图4）。残差厚度正值代表正向地貌，负值代表负向地貌。

图4　塔河油田奥陶系岩溶古地貌单元划分

研究区可划分出岩溶高地、岩溶缓坡、岩溶陡坡和岩溶盆地4类二级地貌单位，二级地貌单元可进一步划分为残丘、台地、阶坪和沟谷4个三级地貌单元。

（1）岩溶高地印模充填厚度小于40 m，位于西北部，呈近南北向延伸，分布范围较小。古地形、古地势整体较高，远远高于潜水面，长期处于裸露风化状态，遭受强烈的侵蚀、溶蚀作用，地形相对较平坦，接受大面积降水作用，为大气淡水的主要补给区，水流顺裂缝、孔隙等向下发生渗流溶蚀作用，形成垂向溶蚀带，岩溶储集层较发育。印模充填厚度小于40 m，残差厚度不小于30 m，为岩溶高地上残丘地貌单元，发育在西北部岩溶高地中，位于台地之上，分布面积较小且孤立，近似丘状；印模充填厚度小于40 m，残差厚度为10～30 m，为岩溶高地上的台地地貌单元，在西北部岩溶高地上发育2个较大台地，分布在残丘四周，地形相对平缓，为残丘发育的基础；印模充填厚度小于40 m，残差厚度小于10 m，为岩溶高地上的阶坪地貌单元，为岩溶高地中地势较低部位，位于岩溶台地之间。岩溶高地上沟谷发育较少。

（2）岩溶缓坡印模充填厚度为40～80 m，位于研究区的北部，近东西向展布，分布在岩溶高地周围，地形、地势相对比较平坦，印模充填厚度等值线相对稀疏，坡度一般不超过1°～2°.岩溶作用除了垂向渗流作用外，还有水平径流作用，地表径流速度慢，降水滞留时间长，岩溶产物不易被带走，储集空间易被后期充填。印模充填厚度为40～80 m，残差厚度不小于30 m，同向削蚀-超覆型不整合，为岩溶缓坡上残丘地貌单元，为岩溶缓坡区地势最高部位，单个面积较小，形似丘状，呈孤立状分布，遭受溶蚀风化作用较强；残差厚度为10～30 m，同向削蚀-超覆型不整合，为岩溶缓坡上的台地地貌单元，近南北走向，分布面积较大，呈椭圆状或条带状展布，是岩溶缓坡的构成主体，地形平缓，是残丘发育基础；残差厚度为-10～10 m，削蚀-假整合型不整合，为岩溶缓坡上的阶坪地貌单元，处于台地之间的宽阔地带，地势较低，分布广泛，同样是岩溶缓坡的主体构成部分，面积约占岩溶缓坡总面积一半，低洼处常被流水侵蚀沟谷分割；印模充填厚度为40～80 m，残差厚度小于-10 m，反向削蚀-超覆型不整合，为岩溶缓坡上的沟谷地貌单元，水流的下切侵蚀作用形成的狭窄通道，呈树枝状近南北向延伸，下切深度大于10m，主要发育7条较大沟谷，古水流自北向南流动。

（3）岩溶陡坡印模充填厚度为80～300 m，相对于岩溶缓坡而言，地形坡度明显增大，印模充填厚度等值线密集，整体向南倾斜，降水滞留时间短，岩溶作用时间较短［14］，岩溶规模相对减弱，主要发育水平溶洞，形成良好的孔洞储集体。印模充填厚度为80～300 m，残差厚度不小于30 m，为岩溶陡坡上残丘地貌单元，陡坡区分布较少，只存在4个单个面积较小且呈孤立状分布；残差厚度为10～30 m，为岩溶陡坡上的台地地貌单元，大多东西向分布，呈条带状展布，是岩溶陡坡的构成主体；残差厚度为-10～10 m，削蚀-假整合型不整合，为岩溶陡坡上的阶坪地貌单元，位于台地之间，地势较低，分布面积大，约占岩溶陡坡总面积三分之二，是岩溶陡坡最主要构成部分，中间被沟谷分割；残差厚度小于-10 m，为岩溶陡坡上的沟谷地貌单元，地形坡度较陡，水流速度快，侵蚀下切形成沟谷，呈树枝状近南北向延伸。

（4）岩溶盆地印模充填厚度大于300 m，位于研究区东南部，近东西向展布，分布面积小且地势低，为主要的汇水区，水流以地表水和停滞水为主，地下水流动缓慢，多处于碳酸钙过饱和状态，化学胶结充填作用较强，岩溶储集层发育较弱［15］。

4　岩溶古地貌与储集层分布

不同岩溶地貌单元水动力条件不同，岩溶水动力系统中的补给、径流、排泄条件也各不相同［16］，岩溶缝洞系统发育特征也不相同。一间房组和鹰山组碳酸盐岩在遭受风化溶蚀作用后，储集空间类型、孔渗关系及储集层的非均质性都发生了巨大变化；同时，岩溶作用对后期储集层的形成和充填程度产生影响［17］。因此，风化壳岩溶储集层发育强度在不同地貌单元、不同深度及层位都存在较大的差异。

平面上，不同岩溶地貌单元岩溶储集层特征、油气产量存在差异。岩溶缓坡区地势较平坦，坡降变化小，来自岩溶高地的水流速度降低，接受大气降水面积大，水流汇聚，发生强烈的垂向渗流作用，储集层发育程度明显强于岩溶陡坡区，13口典型放空漏失井中，有10口井分布在岩溶缓坡区，3口井分布在岩溶陡坡区（表1）。岩溶缓坡区残丘和台地岩溶作用较强烈，是储集层发育的有利部位，储集层孔隙多未充填—半充填；阶坪由于溶蚀作用相对减弱，储集层发育较弱；沟谷是主要的汇水区，充填和胶结作用较强，但分支沟谷末端和沟谷附近的斜坡部位岩溶储集层发育。岩溶陡坡区的台地和阶坪是储集层发育的有利地貌单元。其中位于岩溶缓坡区阶坪和沟谷侧翼的T13井，在钻入一间房组45 m后，发生放空漏失，放空漏失井段达到73.5 m，漏失量达到1 903 m3，无水采油期703 d，累计产油6.96×104t；岩溶缓坡台地上的T7井累计产油量最多，钻入一间房组3 m发生放空漏失，放空井段3.96 m，漏失量915 m3，无水采油496 d，累计产油16.57×104t.

垂向上，发育垂向渗流作用和径流岩溶作用。岩溶储集层分布在一间房组和鹰山组上部，随着到风化面距离的增加，岩溶储集层发育程度明显减弱。岩溶缓坡区岩溶作用深度较大，径流带发育暗河系统；岩溶陡坡区垂向渗流作用相对减弱，岩溶作用深度变浅，发育溶蚀孔洞和裂缝型储集层（图5）。

表1　塔河油田不同地貌单元钻井漏失特征及油井生产特征

图5　塔河油田储集层连井剖面（剖面位置见图4）

5　结论

（1）用印模法和残余厚度法，结合不整合类型和分布特征，对中奥陶统顶面古地貌进行定量恢复，将塔河油田岩溶古地貌划分为岩溶高地、岩溶缓坡、岩溶陡坡和岩溶盆地4个二级地貌单元，其中以岩溶缓坡和岩溶陡坡为主，岩溶高地和岩溶盆地分布局限；二级地貌单元进一步定量划分为残丘、台地、阶坪和沟谷4个三级地貌单元。

（2）风化壳岩溶储集层发育程度在横向上不同地貌单元、纵向上不同深度及层位都存在较大的差异。结合岩溶储集层钻井、测井解释及生产状况分析，岩溶缓坡区岩溶储集层发育深度和强度明显大于岩溶陡坡区，岩溶缓坡区残丘、台地、沟谷末端及沟谷附近的斜坡部位是岩溶储集层发育的有利三级地貌单元，而阶坪及沟谷内部岩溶储集层发育相对较弱；岩溶陡坡区台地和阶坪是储集层发育的有利地貌单元。

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（编辑顾新元）

ControllingEffectsofOrdovicianKarstPaleogeomorphologyonReservoirsinTaheOilfield，TarimBasin

HAN Changcheng1，LIN Chengyan1，LU Xinbian2，WEI Ting3，REN Lihua1，ZHANG Xianguo1
（1.School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266580，China；2.Northwest Oilfield Company，Sinopec，Urumqi，Xinjiang 830011，China；3.Shixi Oilfield Operation District，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Using the data of core，thin section，drilling，logging and seismic profile，the mark of palaeokarst identification is analyzed；the Ordovician karst palaeogeomorphology is restored with impression method and residual thickness method combined with unconformity structures；karst paleogeomorphic units are classified and their controlling effects on reservoirs are analyzed.In the 4 secondary paleogeomorphic units such as karst highland，karst gentle-slope，karst steep-slope and karst basin，4 tertiary paleogeomorphic units（monadnock，tableland，level terrace and clough）are further classified quantitatively.The favorable areas for karst reservoir development are monadnocks and tablelands in the karst gentle-slope，the ends and flanks of the clough，and the tablelands and level terraces in the karst steep-slope.

Tarim basin；Tahe oilfield；Ordovician；paleogeomorphology；karst reservoir；impression method；residual-thickness method；paleogeomorphic unit

TE112.221

A

1001-3873（2016）04-0417-06

10.7657/XJPG20160406

2016-01-19

2016-04-26

国家自然科学基金（41202092）；国家科技重大专项（2011ZX05009-003）

韩长城（1984-），男，新疆阿勒泰人，博士研究生，石油地质，（Tel）0532-86983104（E-mail）517892849@qq.com