塔河油田奥陶系储层岩溶作用机制及影响因素

王满，徐后伟，钟金银



塔河油田奥陶系储层岩溶作用机制及影响因素

王满1，徐后伟2，钟金银3

（1.克拉玛依职业技术学院，新疆 克拉玛依 834000；2、新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3.川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610051）

岩溶缝洞型碳酸盐岩储层是塔河油田奥陶系最重要的储集层类型，深入研究岩溶作用机制及其控制因素，对认识储层的发育规律和寻找有效储层具有重要意义。笔者在对岩溶发育的基本规律统计及对岩溶作用时间界定的基础上，分析认为塔河油田奥陶系储集层主要岩溶作用机制包括沉积期淡水溶蚀作用和受不整合面控制的构造岩溶作用两种，影响岩溶作用的主要因素为构造和岩溶古地貌，其次环境、气候及地层流体性质也对岩溶发育有一定的影响作用。

油气储层；岩溶机制；影响因素；塔河

阿克库勒凸起位于塔里木盆地沙雅隆起中段南翼，东邻草湖凹陷，西靠哈拉哈塘凹陷，南部与满加尔坳陷及顺托果勒隆起相接（图1），是一个以寒武--奥陶系为主体的、长期发育的大型古凸起。阿克库勒凸起经历了加里东期与海西期多期次的构造运动影响，并受到后期构造运动的叠加改造，在前震旦系变质岩基底上发育的一个古隆起，主要发育了一套寒武—奥陶系碳酸盐岩岩溶—缝洞型储层，塔河油田位于阿克库勒凸起中部[1]。由于特有的演化经历和成藏条件，决定了奥陶系岩溶缝洞型储层在塔河油田储量结构中的优势地位。前人在研究区开展了较多的构造研究[2]，并对已开发缝洞单元的流体识别[3]及出水特征[4]进行了分析，而对岩溶作用尤其是其影响因素的分析相对较少。岩溶作用影响因素多样[5-6]，不同主控因素下形成的岩溶储层特征和分布差异极大。因此，研究储层岩溶作用机制和发育影响因素，是发现和寻找非均质性极强的岩溶—缝洞型储层，使油田增储上产的重要途径[7-9]。

图1 塔里木盆地阿克库勒凸起位置示意图

1 岩溶发育的基本规律

通过对工区内大量针对奥陶系探井的统计分析，结合地震储层预测的成果，总结出奥陶系岩溶发育具有如下一些规律：①岩溶储层钻遇频率高。对研究区307口井进行综合识别，在228口井发现大中型洞穴，出现频率达74.3%，228口井中发育有有效洞穴（具钻井放空、钻时加快、钻井液漏失特征）的钻井达113口，占钻井总数的36.8%，表明塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶作用发育比较普遍；②岩溶尺度大。研究区已发现的最大的未充填溶洞见于阿克库勒凸起轴部T808K井5 763.51～5 793.00m 井段O1-2y地层中，达29.49m；根据测井资料判断的最大的全充填溶洞在TK409井5 586～5 659m井段达75m，在T403井中也发现了达67m（5 488～5 555m）的全充填溶洞。统计结果显示钻遇最多的洞穴是2～6m；③岩溶发育深度大。据钻遇奥陶系岩溶的139口井的统计，距T70面0～50m的洞穴占总发现洞穴的38.13％，距T70面50～100m者占26.62％，距T70面100～150m者占15.11％，距T70面150～200 m者占12.95％，距T70面200～250 m者占4.31％，距T70面250～300m及大于300m者各占1.44％，0～100 m范围内的岩溶占整个岩溶发育的50％以上，说明在距不整合面下100 m范围内是岩溶发育的优势深度范围。

表1 塔河地区奥陶系样品荧光薄片分析结果

2 岩溶作用机制

2.1 沉积期淡水溶蚀作用

良里塔格组上部及一间房组上部滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型储层己成为塔河油田南部以及塔里木盆地油气勘探的新领域，但关于此套溶蚀孔隙型储层的成因还存在争议[10]。因此，界定溶蚀作用或溶蚀孔隙形成的时间是分析溶蚀作用机制的关键[11-17]。

2.1.1 溶蚀作用时间的界定

碳酸盐岩颗粒固结成岩之后，流体的流动通道决定着和岩石的溶蚀作用，其产物主要是溶蚀孔洞；研究区大部分溶蚀孔隙主要发育在颗粒型灰岩碎屑内部，主要形成孔隙为粒内溶孔，岩石组构对孔洞发育具有明显控制特征，间接反映了溶蚀作用主要在沉积固结前形成。

根据奥陶系样品荧光薄片观察，研究区大部分储层孔隙内均有褐色重质原油充注，孔壁具有明显荧光显示（表1）。粒间溶孔、粒内溶孔及颗粒铸模孔内的沥青发褐色、黑褐色、暗褐色、褐黑色及黄褐色荧光，并具有受到后期发黑色荧光的沥青缝的切割改造特征[18]。据此推测，上述储渗空间的形成时间较早，孔隙空间内最早的石油充注可能发生于加里东中晚期，早期油气的充注是粒间溶孔、粒内溶孔及颗粒铸模孔得以保存下来的重要原因。

2.1.2 溶蚀作用机制

层序地层学研究表明，一间房组滩相颗粒灰岩形成于高水位体系域[19]。而由前述所知，溶蚀孔隙的发育主要与上奥陶统良里塔格组上部的颗粒灰岩、中奥陶统一间房组上部的颗粒灰岩相联系，由此可以推断溶蚀作用与层序中高水位体系域相关。

良里塔格组、一间房组沉积期滩相颗粒灰岩的溶蚀作用受到高水位体系域时期不整合面大气水作用的控制。高水位体系域时期，沉积作用持续，碳酸盐岩高速生长，在海平面下降时期，沉积物暴露出海水面，受大气水的溶蚀改造。同生期大气水溶蚀作用主要发育在三级层序的碳酸盐岩上部岩层中。

三级层序高水位体系域时期，存在着多个四级海平面下降的过程，但由于四级海平面下降幅度相对较小，不易形成横向上连续的四级准层序不整合界面，因此沉积同生期大气水溶蚀改造作用在平面上或横向上的非均质性均较为显著[20]（图2）。

图2 碳酸盐岩同生期大气水溶蚀改造作用模式图

2.2 受不整合面控制的构造岩溶作用

由于这是一个可逆的化学反应，因此只有Ca2+和HCO3-浓度不断降低时，反应才能从左自右不断进行，即只有在一个开放系统中，水的不断循环才能使岩溶作用持续发生。

根据上述机理推论，岩溶作用可以发生在开放系统中与大气淡水直接接触的地表岩石中，也可以发生在通过某些通道（渗滤、裂缝及断层等）使得大气淡水与岩石间接接触的近地表地下岩层中。结合上述岩溶机理的分析，提出阿克库勒地区以下两种岩溶成因模式。

2.2.1 暴露地表条件下碳酸盐岩岩溶模式

图3表示了阿克库勒地区海西早期的岩溶模式，分布在岩溶高地上的大气淡水通过表层裂缝渗、溶孔渗流带向潜流带汇聚，在潜流带形成连续的、经常性的、水平或近水平的地下水流，地下水流通过泄水区排出，泄水口的位置受潜水面限制。水平潜流带为岩溶作用发育的主要区带，随着构造运动发展，地壳多旋回抬升，形成多个岩溶旋回。

图3 阿克库勒地区海西早期奥陶系碳酸盐岩岩溶发育模式图

2.2.2 断层起主导作用的碳酸盐岩岩溶模式

在塔河油田上奥陶统桑塔木组覆盖区，非渗透性岩层对地面渗流形成阻挡，大气淡水只能通过有限的裂隙、断裂、不整合面进入透水层，并沿透水层流向深处，遇断层排出。断裂系统控制了地下水的流动轨迹和路径，使得岩溶作用偏离正常潜水面[22]。塔河地区桑塔木组覆盖区所形成的孔洞溶蚀层距离不整合面较深，且偏离正常潜水面，符合这种模式特征。

3 影响岩溶作用的主要因素

影响岩溶作用的因素较多，包括构造因素、地貌、环境气候、地层流体及后期成岩作用等[23]，不同的主导因素及不同因素的组合往往导致不同程度的岩溶发育和不同的岩溶产物[24]。

3.1 构造因素

从成因上说断裂系统是岩溶作用的诱发因素之一，其影响表现为：断裂和断层破碎带为岩溶作用提供先期通道，增大了地表水及地下水与岩石的接触面积，使碳酸盐岩的渗流作用明显改善，溶蚀范围增加，溶蚀作用增强，溶蚀速度加快，从根本上为碳酸盐岩溶蚀作用提供了条件。分析塔河油区115口钻具放空、钻井液漏失井，断裂带附近井占91％，这充分表明了断裂系统与岩溶发育确实存在着一定的依附关系。

尽管如此，但也不能简单的认为“岩溶发育由断裂系统控制”。在统计结果中钻遇或检测的溶洞主要是水平潜流带和垂直渗滤带的产物，尤以前者为主。岩溶作用发育的总体走向受会水点与溢水口倾斜方向控制，在此“路径”上，断层或裂缝对潜水带水流方向和轨迹有一段或者局部影响和改变，从而影响岩溶的发育，但这并不能完全改变岩溶发育的总体分布趋势[25]（图4）。

图4 岩溶发育与断裂关系图

3.2 岩溶地貌

不同的岩溶地貌区岩溶发育特征存在着明显的差异。岩溶作用方式、特点和产物在不同岩溶相带上也存在明显差异（表2）。岩溶缓坡带是岩溶作用最发育的相带[26]。

表2 塔河油田岩溶相带划分及其特征

3.3 环境和气候

研究表明，近地表酸性条件下，碳酸盐岩的溶蚀速率随方解石含量（CaO）增加而升高、随白云石的（MgO）含量增加而降低，方解石的溶解速率明显高于白云石；在富含CO2的近地表条件下，60℃以下的温度，灰岩的溶解速率大于白云岩，40～60℃最有利于碳酸盐岩的溶蚀；但在相对高温高压条件（75℃，20MPa）下，方解石的溶解速率则小于白云石，在100℃，25MPa条件下，白云石的溶解速率大于方解石二倍。因此，在浅埋阶段及风化壳岩溶期以灰岩岩溶发育为主；随埋藏深度增加，白云岩溶解能力逐渐增强，并可超过灰岩。

气候也是控制古岩溶作用发育的重要因素，岩溶作用最易在潮湿炎热的气候中发育，这与大气降水量、气温、CO2含量等有关。阿克库勒地区在海西早期以半干旱气候为主，不利于岩溶作用发育。

3.4 地层流体

表3是塔河油田与塔中1井区油田水性质对比：①两者的矿化度总体较高，但塔河油田平均值稍高；②大多属于CaCl2型，即γCl-γNa/γMg>1（苏林分类）；③塔河油田水中的HCO3-要低于塔中油田水对应值；④塔河油田水中氯钠系数rNa+/rCl-高于塔中油田水对应值，可能代表含盐层有所贡献的地层水；⑤与塔中油田水相比，塔河油田水中出现较低δ18O，反映塔河受淡水淋滤作用要强。 在塔中目前油田水物化性质下，方解石大部分溶解，少量沉淀，有利于灰岩溶解；但白云石基本不溶解，有利于白云石化进行。

表3 塔河油田与塔中及中1井区油田水的元素分析及比值

4 结论

1）塔河油田奥陶系储层岩溶发育具有频率高、尺度大的特点，不整合面以下0～100m是其优势发育深度，该地区岩溶主要分布在鹰山组和一间房组。

2）塔河地区奥陶系碳酸盐储层的主要成因机制为不整合面控制的构造岩溶作用，其形成机制是岩石在暴露条件下与大气淡水直接接触而发生，或由于某些通道使得大气淡水与岩石接触而形成岩溶作用；沉积期淡水溶蚀作用主要形成时间为碳酸盐岩沉积作用期，即同生期，其明显特点是平面上或横向上均存在强的非均质性。

3）溶蚀作用的主要控制因素是古构造和古地貌，环境和气候及地层流体性质也对溶蚀作用有较强的影响。

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Karstification Mechanics and Influence Factors of the Ordovician Reservoir in the Tahe Oilfield

WANG Man1XU Hou-wei2ZHONG Jin-yin3

（1-KaramayVocational College,Karamay, Xinjiang 834000; 2-Research Institute of Exploration and Development, Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000; 3-Research Institute of Geological Exploration and Development, Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Chengdu 610051）

Karst-fissure-cave carbonate reservoir is an important reservoir of the Ordovician in the Tahe oilfield. This paper has a discussion on main karstification mechanism and influence factors of the Ordovician reservoir in the Tahe oilfield. The karstification included fresh water dissolution during the sedimentation and tectonic karstification controlled by unconformity surface. The main influence factors are structure, ancient landform, environment, climate and formation water.

oil-gas reservoir; karstification mechanism; influence factor; Tahe oilfield

2017-10-24

国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2008ZX05000-049-04）;克拉玛依市科技计划项目“克拉玛依工程教育基地野外地质实习基地建设研究”（sk2016-42）

王满（1982-），男，新疆新源县人，讲师，硕士，现主要从事资源勘查工程专业教学及油藏地质研究工作

P618.13

A

1006-0995（2018）03-0405-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2018.03.012