塔中东部碳酸盐岩储集层特征对比及勘探开发有利区预测

陈思禹, 王颖晋, 郭俊阳, 何清琳, 唐 馨

( 1. 深圳大学 广东省深地科学与地热能开发利用重点实验室，广东 深圳 518060； 2. 深圳大学 深地科学与绿色能源研究院，广东 深圳 518060； 3. 深圳大学 土木与交通工程学院，广东 深圳 518060； 4. 海油来博(天津)科技股份有限公司，天津 300450； 5. 中国石油塔里木油田公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000； 6. 北京锐浪石油技术有限公司，北京 100085； 7. 中国石油集团测井有限公司 大庆分公司， 黑龙江 大庆 163412 )

0 引言

中国陆上海相碳酸盐岩油气资源丰富，预测石油地质资源量为70.54×108t，天然气地质资源量为19.47×1012m3[1]。截至2017年，在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地等陆上海相盆地累计探明石油地质储量16.58×108t、天然气地质储量3.38×1012m3[2-4]。塔里木盆地塔中隆起为下古生界油气开发的有利构造区带，寒武系—奥陶系岩溶型和裂缝型储集层勘探获得重大突破[5-7]，表明中国海相碳酸盐岩层系具有良好的油气发现前景，碳酸盐岩缝洞型储集层具有特殊的缝洞体系，可以为碳氢化合物提供有利的储集空间和良好的油气运移通道[7-9]。塔中东南部T582及T58井获得高产油气流，证实下古生界地层是塔中油气勘探开发的重要方向之一[10-14]，但是对优质储集层展布和油气分布规律认识不清。

以塔中东部寒武系—奥陶系潜山碳酸盐岩储集层为研究对象，根据岩心、测井和地震资料，分析有利勘探特征，研究潜山的构造分段分带特点，探讨碳酸盐岩缝洞型储集层的分布规律和勘探方向，梳理石炭系泥岩覆盖下的塔中东部潜山碳酸盐岩甜点区展布，为海相碳酸盐岩油气地质研究和勘探提供借鉴。

1 区域地质概况

塔中油气田位于塔里木盆地中央隆起构造带，东邻塔东隆起，西连巴楚隆起，北接北部坳陷，南邻塘古巴斯坳陷(见图1(a))。塔中凸起受一系列北西向盐上滑脱冲断断裂控制，发育4排自东南向西北帚状展开的正向构造带[14]，构造活动东强西弱，总面积约为2.2×104km2。研究区位于塔中凸起东南部，为一自北向南逆冲推覆的寒武系—奥陶系潜山构造，呈近东西向弧形展布的挤压断背斜，上寒武统—奥陶系向南逆冲至地表遭到剥蚀，主要控藏断层为F1和F2断层，为大型推覆断层(见图1(b))，形成“两潜山夹一凹”的构造样式。

塔中隆起发育演化继承前寒武系基底的背景，形成于加里东早期，经加里东中期Ⅰ、Ⅱ幕和海西期改造最终定型，具有多期挤压变形、形成早、定型早的特点[15]。研究区钻遇地层由浅至深分别为第四系、新近系、古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、上寒武统下丘里塔格组，缺失侏罗系、泥盆系、志留系，部分地区缺失奥陶系，研究目的层为寒武系—奥陶系致密碳酸盐岩储集层[16]。晚寒武世，下丘里塔格组主要发育半局限台地—开阔台地沉积体系，岩石类型主要为白云岩[14]。早—中奥陶系鹰山组和一间房组依次沉积，以灰岩—白云岩互层为主，塔中隆起继承性稳定发育，部分地层遭受剥蚀(见图1(c))。加里东—海西期，研究区发育盖层滑脱断层，上寒武统—奥陶系大规模冲断，派生多个冲断带，冲断带高部位下丘里塔格组白云岩遭受风化剥蚀，形成溶蚀孔洞与裂缝，表现为裂缝—孔洞型优质储集层[17]。潜山上覆沉积石炭系泥岩，岩性以灰褐色、灰色泥岩为主，为主要盖层，与下伏潜山地层形成优质储盖组合配置[18]。晚海西期后，构造相对稳定，石炭系以上地层没有形成破坏油气藏与上覆盖层的断裂[19]。新生代塔里木盆地克拉通区进入快速深埋期，塔中地区整体沉降，厚度超过2.0 km。

2 储集层岩石学特征

2.1 岩性

T582和T59井岩心观察与32张薄片鉴定分析表明，研究区寒武系下丘里塔格组(见图2(a))储集层岩石类型主要为厚层状浅灰色砂屑白云岩、细晶白云岩及粉晶白云岩，占地层厚度的92.3%；其余为藻白云岩、泥晶白云岩与中晶白云岩，为一套浅海碳酸盐岩局限台地相沉积。奥陶系鹰山组(见图2(b))储集层岩石类型主要为中厚—厚层状灰色泥晶—粉晶含云灰岩、细晶云质灰岩，占地层厚度的85.8%；其余为中厚—厚层状云质泥晶灰岩、泥晶—粉晶灰质云岩，为一套还原环境下台地相沉积。

2.2 物性

T59和T582井寒武系—奥陶系碳酸盐岩储集层岩心实测孔隙度频率分布见图3。由图3可知，孔隙度小于1.0%的灰岩储集层占T59井储集层总厚度的66.99%，孔隙度介于1.0%～2.0%的占储集层总厚度的26.96%，孔隙度大于2.0%的占储集层总厚度的6.05%。孔隙度小于1.0%的白云岩储集层占T582井储集层总厚度的42.79%，孔隙度介于1.0%～2.0%的占储集层总厚度超过23.38%，孔隙度大于2.0%的占储集层总厚度的33.83%，储集层总体孔隙度不高。根据储集空间分布，研究区白云岩储集层较灰岩储集层更有利于油气成藏。

图3 不同孔隙度区间灰岩及白云岩储集层占储集层总厚度比

T59井岩心(见图4(a))可见2个洞径为2～3 mm的未充填小洞、1条宽度为1 mm的直立有效缝，FMI成像测井曲线可见1条高角度缝，测试岩心孔隙度为0.13%～1.76%；由薄片观察(见图4(b-c))可知，灰岩晶间孔、晶间溶孔不发育，平均孔隙度为0.42%。T582井岩心(见图4(d))可见10个洞径为5～10 mm的未充填溶蚀孔，呈蜂窝状，分布较均匀，成像测井曲线可见大量溶蚀孔，测试孔隙度为0.48%～1.47%；由薄片观察(见图4(e-f))可知，石英半充填溶蚀孔，平均孔隙度为1.36%。沿微裂缝发育溶蚀孔，孔径为0.01～2 mm，主要为白云石晶间孔、晶间溶孔。孔隙呈多角状、不规则椭圆状，晶体越粗大，溶孔和晶间孔的孔径也越大，白云石以自形—半自形为主，晶间孔隙常见硅质半—全充填，孔隙度为1.00%～3.10%。

岩心薄片资料显示，碳酸盐岩并不都能发育成为好储集层，适度的白云石化有利于原生孔隙的继承[20]，且白云石化使岩石具有更高的强度和脆性，能够抵抗埋藏期的压实作用，既有利于已有孔隙的保存，也有利于裂缝的形成[21]。白云石化是研究区孔隙大规模存在的前提条件，对储集层孔隙的继承和保存较为有利。研究区经历多期构造运动，产生大量裂缝并沟通原有孔隙，构造破裂有助于形成裂缝—孔洞型优质储集层。

图4 T59和T582井储集层岩石薄片鉴定

2.3 电性

T59井深、浅双侧向电阻率曲线呈中幅度正差异；深侧向电阻率曲线上部呈块齿状与槽齿状、槽沟状间互，最大为18.312×103Ω·m，最小为60 Ω·m，一般为500～6.200×103Ω·m。自然伽马曲线中上部多呈微齿状低值，下部呈小齿状，最大为30.3 API，最小为6.5 API，一般为12～23 API。自然电位曲线上部呈大波状，下部呈小波状，一般为30～70 mV。

T582井深、浅双侧向电阻率曲线呈小—中等幅度正差异，局部重叠；深侧向电阻率曲线呈槽齿状与山峰状、槽齿状间互，局部呈尖峰状、尖谷状，最大为7.429×103Ω·m，最小为172 Ω·m，一般为297～2.054×103Ω·m。自然伽马曲线较平直，局部呈山谷状、山峰状间互，最大为27.0 API，最小为9.0 API，一般为11～21 API。声波时差曲线较平直，最大为55 μs/ft，最小为43 μs/ft，一般为45～48 μs/ft。自然电位曲线较平直，最大为-23 mV，最小为-40 mV，一般为-37～-26 mV。

2.4 含油气性

T582井录井解释为油气层；测井解释为3个水层(36.0 m)、1个含气水层(34.0 m)、1个气水同层(8.0 m)、3个差油气层(35.0 m)、1个油气层(21.0 m)。油气层电阻率一般小于1×103Ω·m，自然伽马小于30 API；综合解释下丘里塔格组白云岩为油气层。T59井录井解释为差油气层，测井解释为干层，综合解释鹰山组灰岩为干层(见表1)。

表1 T59和T582井录井测井解释

3 储集层地球物理响应

3.1 测井特征

通过微电阻率成像测井解释可以直观识别层理、裂缝和溶孔等地质体[22]。利用Techlog软件对FMI成像测井资料进行处理，通过地质体识别和缝洞参数计算实现储集层结构和构造的精细表征(见图5)。

图5 FMI成像测井裂缝及溶洞评价

T59、T582井在构造位置上处于逆冲断层端部，研究区为大型逆冲推覆构造单元，主要受挤压应力的影响。T59、T582井所处位置段的逆断层走向为南偏东60°左右，只有受北偏东30°的强挤压应力才能形成该走向的逆断层[23]。FMI成像测井是根据地层应力的各向异性判断的，井眼在最大主应力方向缩径，在最小主应力方向扩径，最大主应力导致钻具切割岩石膨胀的部分，形成排列规则的、形态不完整的羽状钻具诱导缝[24]。诱导缝方位与逆断层走向近乎垂直，为北偏东30°～40°(见图6(b、d))，证明F1、F2逆断层为最新期次构造运动的结果。

T59井钻到奥陶系鹰山组和蓬莱坝组灰岩，钻遇一小段寒武系下丘里塔格组白云岩。裂缝不发育，整段成像资料厚度为750 m(见图6(a))，拾取72条天然有效裂缝，裂缝走向以北偏西40°最为发育(见图6(c))。裂缝最集中区域的密度为2条/m，裂缝开度平均为0.14 mm，裂缝孔隙度平均为0.01%，总孔隙度为0.57%[25]。T582井钻遇寒武系下丘里塔格组白云岩，整段成像资料厚度为300 m(见图6(f))，拾取84条天然有效裂缝，裂缝走向以正北方向最为发育(见图6(e))，顶部的奥陶系在构造运动中被全部剥蚀，东北翼地层溶蚀孔洞和裂缝比较发育。裂缝密度为2～4条/m，裂缝开度平均为0.35 mm，裂缝孔隙度平均为0.05%，总孔隙度为1.70%(见表2)，裂缝开度越大，储集层渗透性越好。结合岩心资料，推测地层在构造和溶蚀综合作用下形成宏观的应力缝和微观缝，白云岩储集层经历后期改造，裂缝和溶蚀孔较西南翼灰岩储集层的更发育，更有利于油气储存。

表2 T59和T582井裂缝物性参数

3.2 地震反演特征

地震波阻抗与含油气储集层具有很好的对应关系。利用敏感曲线对声波进行重构，加大储集层与围岩的速度差异，是提高测井约束地震反演对储集层的刻画能力的关键[26]。储集层的岩石物理性质受测井曲线的频率制约，曲线的高频分量体现薄层和层内信息，低频分量体现宏观地层信息，采用Mallat小波分解算法，提取敏感曲线反映储集层的高频曲线和声波曲线反映地层速度的低频曲线。研究区原始密度、电阻率及声波曲线对白云岩、灰岩不敏感(见图7(a-c))，无法识别灰岩中的白云岩储集层。自然伽马曲线对白云岩和灰岩较敏感(见图7(d))，可以作为敏感因子对声波进行波阻抗反演识别白云岩储集层。地质统计学反演结果显示，白云岩波阻抗小于1.56×107(kg/m3)·(m/ms)，灰岩波阻抗大于1.56×107(kg/m3)·(m/ms)(见图7(e-f))。

图6 T59及T582井成像测井段裂缝空间分布及裂缝倾向

图7 潜山内幕碳酸盐岩储集层测井反演

合成地震记录波阻抗与地震反射波阻抗匹配良好(见图7(g))，目的层同相轴清晰连续，易于追踪对比，以潜山顶界(TC)和鹰山组底界(TO1-2y)为岩性分界线把目的层分为三个层，即顶部石炭系泥岩、中部奥陶系鹰山组灰岩和底部寒武系下丘里塔格组白云岩。

4 有利区预测

4.1 岩性边界

基于Mallat小波分解和分频重构算法，利用波阻抗对白云岩和灰岩进行区分，断裂东北部缺失高波阻抗奥陶系地层，说明东北翼地层经过抬升后风化剥蚀严重，仅有寒武系下丘里塔格组地层的低波阻抗白云岩。断背斜北部为一自北向南逆冲推覆的奥陶系、寒武系潜山构造，呈近东西向弧形展布(见图8)，受F2逆断层控制，上寒武统、奥陶系向南抬升剥蚀。断背斜南部与北部呈镜像构造，成藏岩性组合主要为寒武系—奥陶系碳酸盐岩顶面覆盖石炭系中下部泥岩段，整体表现为受断裂控制的宽缓平台区。

图8 研究区潜山构造典型剖面

采用波阻抗重构反演刻画地层岩性，区分白云岩与灰岩分界线(见图9)，T59井寒武系顶面的奥陶系鹰山组灰岩地层未被完全剥蚀，F1逆断层南部断背斜寒武系下丘里塔格组白云岩未经过剥蚀期的二次改造，储集层物性较差；F2逆断层北部断背斜奥陶系灰岩受地质抬升后被完全剥蚀。T582井白云岩顶面直接接受风化剥蚀，在储集层物性后期改造上优于T59井的。

图9 研究区潜山面往下0～50 ms波阻抗属性平面分布

4.2 甜点区刻画

根据层位三维地震数据，寒武系—奥陶系碳酸盐岩潜山顶面构造表现为宽缓的断背斜平台[27]，发育众多残丘形成的独立小背斜高点(见图10(a))。在下丘里塔格组白云岩分布区发育20个自成背斜圈闭，以-2 530 m为闭合线，有利圈闭面积为17.20 km2，高点海拔为-2 380 m，厚度为150 m。结合岩性波阻抗属性平面分布，预测构造高部位的白云岩甜点区(见图10(b))。东北翼的勘探开发有利区应高于西南翼的开采优先级。

图10 研究区碳酸盐岩有利圈闭与白云岩储集层甜点区分布

T58和T582井于2018年8月投产，试油期平均日产油分别为12.60、18.93 t，平均日产气分别为6.481 8×104、5.107 8×104m3。基于地质勘探和井位论证结果，将T583井部署于最大甜点带(见图10(b))，试油期平均日产油为20.39 t，平均日产气为5.418 0×104m3，300 d平均日产油和日产气分别为11.35 t和4.513 7×104m3，超过T58和T582井的产能。

5 结论

(1)塔中东部白云岩储集层整体物性优于灰岩的，T582井的砂屑白云岩、细晶白云岩及粉晶白云岩层段溶蚀孔洞普遍发育，宏观裂缝发育密度高，可见微裂缝。富含油气层段的电阻率一般低于1.0×103Ω·m，自然伽马低于30 API。

(2)在F1和F2两条逆冲断层控制下，经过构造运动和风化作用改造的白云岩储集层比灰岩储集层更易产生裂缝和溶蚀孔洞，具有更好的储存油气的空间和渗透性，研究区大部分白云岩储集层分布在F2断层以北，为勘探主要方向。

(3)研究区白云岩构造顶界面为宽缓的断背斜平台，其上发育众多由地层风化剥蚀形成的残丘体，闭合厚度可达150 m，有利圈闭面积为17.20 km2。甜点区是以构造高点和白云岩平面展布共同控制下的残丘状小背斜。