超深层碳酸盐岩层系硅质岩储层表征与评价——以塔里木盆地塔深6井为例

刘永立，尤东华，李海英，高利君，蒋 宏，张卫峰，鲍 芳

[1.中国地质大学(武汉) 构造与油气资源教育部重点实验室，湖北 武汉 430074; 2.中国石化 西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011;3.中国石化 勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126]

碳酸盐岩层系层状硅质岩、硅质结核成因与来源的研究不胜枚举，但硅质岩作为油气储集岩则较为罕见。事实上，北美地区已有超过万亿立方英尺天然气与数百万桶原油产自硅质岩储层[1]。美国石油地质学家协会于2001年以“Chert Reservoirs of North America”为主题出版专辑分别介绍了不同成因类型的硅质储集岩。其中，有一类硅质岩储层被描述为“不纯的，通常是乳白色的岩石，具有无釉陶瓷的质地和外观”，主要由微晶二氧化硅组成，典型特征为无光泽、类似破碎的未上釉陶瓷[2-3]。此类硅质岩储层通常呈白色-浅灰色、易碎、非常轻，孔隙度高达50%，二氧化硅含量为30%～80%[4]。

截至目前，此类硅质岩储层常见于深水且地质时代相对较新地层，如美国加利福尼亚州中新统Monterey组瓷状岩[2-3,5-7]，主要由硅藻构成。时代较老的硅质岩储层发现于美国二叠盆地下泥盆统Thirtyone组，主要由硅质海绵骨针组成[8-12]。塔里木盆地塔深6井在下奥陶统蓬莱坝组首次钻遇了具有一定厚度的类似硅质岩储层。刘永立等[13]分析了其地层岩性与结构特征、地震响应特征，并探讨了硅质岩成因地质模式。

已有研究表明，此类硅质岩储层的研究主要侧重于沉积相分析、二氧化硅来源与储层成因、储层刻画与展布等。储层表征方面强调了高孔低渗特征，微晶石英晶间孔隙大小为1～10 μm[2-3]，缺少孔隙空间分布特征与空间结构的详细分析。本文以塔深6井蓬莱坝组硅质岩为例，系统分析其储层发育特征，包括孔隙度、渗透率、储集空间结构、空间尺寸以及孔隙空间分布等，并通过原油饱和压力试验评价其油气储集能力。

1 区域地质背景

塔里木盆地中、下奥陶统碳酸盐岩是油气勘探开发重点层系，自上而下呈白云岩向灰岩过渡的特点，包括蓬莱坝组、鹰山组与一间房组。蓬莱坝组主要以蒸发-局限台地相的泥晶、细晶-粉晶白云岩为主，鹰山组主要以在浅埋藏期由开阔台地相灰岩云化而成的白云岩与灰岩间的过渡岩性为主，一间房组岩性以开阔台地相的生物灰岩为主[14]。中、下奥陶统岩性变化与早、中奥陶世古海水性质的变化密切相关，表现为古海水表层温度降低、生物多样性增加等[15]，主要受塔里木盆地台盆格局变化和海平面升高等多因素控制[16]。

塔里木盆地北部沙雅隆起奥陶系碳酸盐岩领域已发现了塔河、轮南和哈拉哈塘等油气田，油气主要赋存于一间房组与鹰山组灰岩段，油气藏分布受区域不整合、岩溶古地貌和断裂体系等多因素控制[17]。围绕塔河深层油气勘探，先后部署了沙88、塔深1和于奇6等探井，揭示蓬莱坝组整体发育薄层粉晶-细晶白云岩，局部少量中晶白云岩，顶部具薄层灰岩[13]。塔深6井位于塔河地区西南部(图1)，主要针对蓬莱坝组“串珠状”地震反射体。该井于蓬莱坝组揭示了角砾状硅质岩储层、层状硅质岩储层、砾屑白云岩、粉细晶白云岩，以及“次生”灰岩(强烈去白云石化形成)，其岩性组合特征与已有钻井资料具有较大差异。

图1 塔里木盆地塔河西南部塔深6井位置(据参考文献[13]修改)Fig.1 Location of Well TS6 in the southwest of Tahe area in the Tarim Basin (modified after reference[13])

2 样品采集与分析方法

在岩心详细观察和描述的基础上，采集硅质岩储层样品(图2)，开展了全岩X衍射分析、岩石CT扫描、孔隙度与渗透率分析、岩石毛管压力曲线测定、铸体薄片显微岩石学鉴定、常规扫描电镜与聚焦离子束扫描电镜(FIB)观察、原油加压饱和离线核磁共振分析与孔隙度恢复计算。

图2 塔里木盆地塔深6井蓬莱坝组硅质岩储层纵向分布及响应特征(据参考文献[13]修改)Fig.2 Vertical distribution and response characteristics of chert reservoirs in the Penglaiba Formation in Well TS 6,Tarim Basin (modified after reference[13])

选取6件粉末样品通过X射线衍射仪D8 Advance进行全岩矿物组成分析，并计算矿物相对含量。选取7件2.5 cm直径柱塞样进行岩石CT扫描分析，分析设备为美国通用phoenix v|tome|xm微米CT扫描仪，扫描分辨率为10 μm。选取20件2.5 cm直径柱塞样进行氦气法孔隙度与渗透率测定(14件硅质岩储层样品与6件白云岩样品)。选取3件样品通过Autopore Ⅳ 9520微孔结构分析仪进行毛管压力曲线测定。样品制成0.05 mm厚铸体薄片使用Leica DM4500P偏光显微镜进行显微岩石学观察。对12件样品通过常规扫描电镜进行矿物形貌与孔隙结构分析，3件样品在Ar+抛光后通过聚焦离子束扫描电镜进行观察。应用图像分析软件提取显微薄片中沥青组分，计算其直径与面积占比分布特征。

选取了5件已完成孔渗分析的直径2.5 cm柱塞样进行原油加压饱和离线核磁共振分析。采用纽迈公司MesoMR23-060H岩心核磁共振成像分析仪，共振频率：23.403 MHz，磁体温度控制在(32.00±0.02)℃，探头线圈直径60 mm。选取塔河地区正常原油进行加压，原油密度为0.83 g/cm3。实验流程如下：①样品烘干24 h后，称量重量记为烘干状态，测试烘干样T2谱；②样品放入中间容器，加入原油，自然渗吸20 h，取出样品擦除表面原油，称量质量，测试样品常压饱和后的核磁共振T2谱；③样品放入中间容器，加入原油，加压5 MPa，20 h，取出样品擦除表面原油，称量质量，测试样品5 MPa下饱和后的核磁共振T2谱；④同步骤③，分别测试10，15，20和25 MPa下原油饱和后的T2谱；⑤建立样品中原油体积和核磁信号量之间的关系，利用称重法和核磁法分别计算不同压力条件下岩心中饱和油的体积及含油饱和度(孔隙体积采用氦气法孔隙度数据计算)；⑥按照样品压汞数据计算弛豫率，将弛豫时间转化为孔径，绘制不同孔径中饱和油的百分比。

3 储层特征与成因

依据常规测井、元素测井和井壁取心等资料分析，塔深6井蓬莱坝组纵向上主要分布厚层状与薄层状硅质岩储层(图2)。厚层硅质岩储层夹薄层白云岩厚约60 m，呈低电阻率(<10 Ω·m)、低密度(2.2～2.5 g/cm3)、高声波时差(60～80 μs/ft)，测井解释主要为Ⅰ类孔隙型储层。薄层硅质岩储层与厚层白云岩不等厚互层，薄层硅质岩储层单层厚度为1.54～4.2 m(共约33 m厚)；与厚层硅质岩储层相比，其电阻率略高(10～30 Ω·m)、密度略高(2.5～2.7 g/cm3)、声波时差略低(50～60 μs/ft)，测井解释主要为Ⅱ类孔隙型储层。

取心段(7 440.00～7 443.48 m)揭示了两种类型的硅质岩储层：一类为角砾状硅质岩储层(图3b,d)，角砾类型多样，包括黑色-深灰色致密硅质岩角砾、灰色-浅灰色致密硅质角砾，角砾间为硅质岩储层填隙物，呈基底式支撑结构。另一类为层理状硅质岩储层(图3a,c,e,f)，具有纹层层理，成分较纯、结构相对均一。从岩心特征看，层理状硅质岩储层与黑色硅质结核(图3a)、灰白色硅质条带(图3e)、白云岩(图3f)呈互层特点，无明显先后切割关系。

图3 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组取心段硅质岩储层特征Fig.3 Development characteristics of chert reservoirs in the coring section of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.自下而上为黑色硅质结核、硅质岩储层与中晶灰岩(去白云石化)，相互呈连续接触关系，1-3/11，埋深7 440.00～7 440.06 m；b.含角砾硅质岩，角砾主要为硅质角砾，大小各异且分布不均，1-8/11，埋深7 440.53～7 440.74 m；c.层理状硅质岩储层，层理结构特征明显，2-1/16，埋深7 441.44～7 441.61 m；d.角砾状硅质岩，角砾主要为硅质角砾，基底式支撑结构，2-6/16，埋深7 442.19～7 442.34 m；e.具薄层硅质条带的纹层状硅质储集岩， 2-8/16，埋深7 442.56～7 442.64 m；f.致密白云岩夹薄层层理状硅质储集岩，2-9/16，埋深7 442.64～7 442.85 m

3.1 矿物-岩石学特征

显微岩石学分析表明，硅质岩储层主要由具有不同显微结构特征的微晶石英组成(图4)。颗粒结构(图4a)：发育少量颗粒，呈次圆-棱角状，颗粒长轴方向具有一定的定向性(可能存在较弱的水动力条件)；颗粒间填隙物为多孔微晶石英、灰黑色粘土与沥青质，微晶石英构成的颗粒具有微孔隙。与致密硅质条带、硅质结核共生的结构(图4b)：多孔微晶石英构成的硅质岩储层呈条带状，毗邻致密硅质条带、硅质结核。显微层理结构：显微层理结构一定程度上控制了孔隙发育程度(图4c)，矿物“粗-细”的分层结构显示硅质岩储层具有层理属性(图4d)。

图4 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层显微结构特征Fig.4 Microstructure features of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.颗粒结构硅质岩储层，铸体薄片，埋深7 441.94 m;b.层理状硅质岩储层与致密硅质条带共生，铸体薄片，埋深7 442.64 m;c.孔隙型硅质岩储层发育显微层理结构，埋深7 561.49 m;d.孔隙型硅质岩储层的粗-细分层结构特征，埋深7 547.47 m

从X衍射获得的矿物组成看(表1)，硅质岩储层以石英为主(83.0%～93.7%)，其次为粘土(3.3%～9.0%)与方解石(0.4%～10.1%)，另含少量白云石(0.1%～0.6%)与黄铁矿(0.5～1.8%)。

表1 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层矿物组成特征Table 1 Mineral composition of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

3.2 孔隙结构特征

3.2.1 储集空间

铸体薄片显示塔深6井硅质岩储层发育较多孔隙(图4)，扫描电镜分析表明孔隙主要为微晶石英晶间孔隙，石英晶间存在丝状不规则矿物(图5a，b)，能谱分析表明可能为海泡石、伊利石等粘土矿物，部分可能为胞外聚合物(EPS)。硅质岩储层样品Ar+抛光后扫描电镜分析与常规扫描电镜分析结果基本一致。总体看，硅质岩储层储集空间相对均一(图5c)，石英晶间孔隙内普遍发育各类形态的丝状矿物(图5d—f)，石英晶形较差，晶间孔隙普遍小于10 μm。

图5 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层储集空间特征Fig.5 Characteristics of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina,b.以微晶石英为主，少量方解石与黄铁矿，石英晶间具有大量丝状、片状矿物(粘土/胞外聚合物?)，扫描电镜，埋深7 418.68 m；c,d.孔隙分布相对均一，孔隙内具有片状矿物，孔隙结构复杂，Ar+抛光进行扫描电镜，埋深7 418.68 m；e,f.石英晶间具有较多片状、丝状矿物(粘土/胞外聚合 物?)，1-5/11，埋深7 440.30 m

通过聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)对硅质岩储层进行矿物-孔隙三维结构重构(图6)，显示受粘土矿物影响的微晶石英晶间孔隙内部结构极为复杂(图6b)，明显区别于常规砂岩储层或其他类型储层孔隙特点。

图6 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层三维孔隙结构特征(11.8 μm×7.2 μm×11.4 μm)Fig.6 Three-dimensional pore structure characteristics of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin(11.8 μm×7.2 μm×11.4 μm)a.三维空间矿物分布特征;b.孔隙三维空间孔隙分布特征

3.2.2 孔喉分布特征

硅质岩储层的孔隙与喉道分布特征主要通过岩石CT扫描、原油加压饱和离线核磁共振T2谱反演计算与毛管压力曲线测定共同约束。通过气体法获取2.5 cm直径硅质岩储层样品的总孔隙度Φ，再对其进行岩石CT扫描获取孔隙分辨率大于10 μm的孔隙体积占比Φ1。选取25 MPa条件下原油加压饱和离线核磁共振T2谱计算不同孔隙直径范围内(1～10，0.1～1，<0.1 μm)的饱和油体积，进一步计算不同孔隙直径范围内的饱和油体积相对占比系数K，并按体积占比系数分配小于10 μm孔隙体积Φ2(Φ2=Φ-Φ1)，求取不同孔隙直径范围内的孔隙体积占比Φ3=KΦ2。由此，可获得不同孔隙度硅质岩储层样品的孔隙分布特征(表2；图7)。从分析结果看，尽管硅质岩储层的总孔隙度具有较大差异(8.2%～17.4%)，但孔隙直径主要分布于10 μm以下(图7a)；且小于10 μm的孔隙中直径0.1～10 μm的孔隙占主体(图7b)。毛管压力曲线数据表明硅质岩储层样品喉道主要分布于10～100 nm(图8)。

表2 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层不同孔隙直径范围内的孔隙体积占比计算结果Table 2 Calculation results of pore volume proportion of diverse pore diameters in the chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

图7 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层不同孔隙直径范围内的孔隙体积占比分布特征Fig.7 Distribution characteristics of pore volume proportion of different pore diameters for the chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.基于气体法与岩石CT扫描;b.基于气体法与核磁共振分析

图8 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层喉道分布特征Fig.8 Distribution characteristics of chert reservoirs’ throats of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

3.3 储层物性特征

气体法获取的2.5 cm直径硅质岩储层柱塞样总体呈高孔低渗特点(表3)。孔隙度分布在8.2%～27.9%，平均为13.5%(N=14)；渗透率为(0.01～0.71)×10-3μm2，平均为0.22×10-3μm2(N=13)。与白云岩相比，硅质岩储层具有异常高的总孔隙度(图9a)。硅质储层现今埋深超过7 000 m，其孔隙度受埋深影响不大，即孔隙度与埋藏深度没有明显相关性(图9b)。硅质岩储层的常规测井解释Ⅰ类储层孔隙度达3.3%～20.5%，Ⅱ类储层孔隙度约2%～5%。

图9 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层孔渗特征Fig.9 Porosity-permeability characteristics of the chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.硅质岩储层与白云岩孔渗关系;b.硅质岩储层孔隙度随深度变化关系

从分析结果看(表3)，现今埋深条件下硅质岩储层具有较高的总孔隙度，代表油气侵位和成岩压实等地质作用的结果。显微岩石学分析表明硅质岩储层孔隙中还具有一定含量的黑色固态沥青，占据了一定的初始孔隙空间(图10a)。通过图像分析软件对黑色沥青质进行提取并分析其直径与面积(图10b)，沥青占据的面积百分比达11.1%(相当于面孔率概念)，其中直径小于10 μm的沥青颗粒数量达64%，按面积分析小于100 μm2的沥青面积占比为67.58%。从沥青占据的面积百分比看，油气侵位之前的硅质岩储层应该具有更高的孔隙度。从沥青占据的孔隙直径与面积百分比看，沥青占据的孔隙空间以10 μm左右的为主。显微岩石学观察表明，大于10 μm的孔隙空间基本被固态沥青充填。

图10 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层薄片中沥青组分提取与图像参数分析(样品埋深7 440.86 m)Fig.10 Extraction of bitumen components in the thin section of chert reservoirs and analysis of image parameters of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin (the samples at a burial depth of 7 440.86 m)a.原始图像;b.分析图像

表3 塔里木盆地塔深6井奥陶系蓬莱坝组硅质岩储层与白云岩样品的孔隙度与渗透率对比Table 3 Comparison of porosity and permeability between chert reservoirs and dolomite samples from the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

3.4 储层成因

一般认为，此类硅质储集岩一般会经历3个成岩阶段[18-19]:①蛋白石-A阶段，以高浓度的硅质生物沉积为特征，初始沉积物孔隙度高达55%～60%；②蛋白石-CT阶段(主要由鳞石英与方英石组成)，随着沉积物埋藏深度增加，温度与压力提高，蛋白石-A发生溶解形成球型蛋白石-CT(球型蛋白石具有更小的比表面积，有利于矿物稳定)，孔隙度降低至25%～35%；③石英阶段：埋藏深度进一步增加，蛋白石-CT溶解并导致微晶石英沉淀，这个阶段会导致燧石结核与瓷状岩形成，孔隙度降至10%～20%。从塔深6井岩心发育特征看，可以观察到层理状硅质储集岩与硅质结核呈共生关系(图3a,e)，反映了其经历了相似的埋藏-成岩过程。另一方面，硅质结核、硅质储集岩整体上与白云岩成过渡关系(图2)，不存在产状上的先后切割关系，进一步表明其经历了共同的沉积-成岩过程。从孔隙度看，现今埋深下的总孔隙度达8.2%～27.9%;从固态沥青占据的面孔率(高达11.1%)看,油气侵位之前其具有更高的孔隙度。这与已有文献[18-19]的分析相一致。此外，地球化学分析数据(石英氧同位素、稀土元素等)表明硅质岩储层与硅质结核具有相似的结晶温度与稀土配分样式。层拉平显示塔深6井区在早奥陶世为近似椭圆形的局部低洼深水区[13]，这与岩心揭示的沉积角砾与滑塌沉积构造相一致，表明碳酸盐岩台地内部局部深水区控制了此类硅质岩储层的发育。

塔深6井揭示的硅质岩储层与热液成因硅质岩储层完全不同。热液成因硅质岩储层在岩心上表现为明显的先后切割关系，如塔里木盆地顺南4井热液成因硅化碳酸盐岩储层[20]与加拿大西加盆地Parkland气体热液成因燧石储层[21]。即使强烈的热液改造溶蚀亦不可避免残留原始灰岩与白云岩的成分，但在塔深6井硅质岩储层的微晶石英内部并未发现。此外，由于热液流体通常具有较高的温度，即使快速结晶形成的微晶石英也具有较好的晶体形态，但塔深6井硅质岩储层的微晶石英晶体形态较差(图5)。热液成因形成的石英通常具有偏轻的氧同位素组成特征(高温导致石英氧同位素的分馏)，明显区别于塔深6井硅质岩储层与硅质结核偏重的氧同位素特征。

由此可见，塔深6井硅质岩储层属于沉积与成岩作用共同作用的结果。储集空间残留的大量固态沥青证实了早期油气侵位，抑制了硅质岩储层后期的成岩演化，从而导致了现今埋深条件下硅质岩储层依然具有较高的孔隙度。

4 储层评价

4.1 分类评价

相比常见的碎屑岩和碳酸盐岩储层，这类硅质岩储层较为少见。目前尚无针对性的储层评价标准供参考。由于此类硅质岩储层主要以石英为主，含有少量的粘土矿物，本文参照现行油气储层评价方法行业标准(SY/T 6285—2011)中碎屑岩有关分类评价方法进行。从孔隙度看(表3)，硅质岩储层以中、低孔为主，少量特低孔与高孔；从渗透率看，硅质岩储层呈超低渗特征。3个特低孔硅质岩储层样品毛管压力曲线数据显示其孔喉半径中值为0.034～0.057 μm，属于特小孔道。基于现今硅质岩储层埋深及其特殊性，结合测井响应特征与解释成果，认为厚层硅质岩储层为Ⅰ类储层，薄层硅质岩储层为Ⅱ类储层。

4.2 有效性评价

已有研究表明，高孔低渗硅质岩储层具有油气储集能力，开发实践表明裂缝体系对油气产出至关重要[3]。塔深6井此类以0.1～10 μm孔隙为主的高孔低渗硅质岩储层同样具有一定的油气储集性能。井壁取心样品久置可见原油外渗，且常规抽提可获取氯仿沥青“A”。显微岩石学分析表明硅质岩储层具有明显的荧光响应特征，紫外射线下呈绿色。从塔深6井测试效果看，硅质岩储层低渗透性影响了测试效果。

原油加压饱和离线核磁共振分析100 nm～10 μm是主要有效储油空间。实验结果表明，初始样品的总孔隙度越大，其饱和油体积越大；12号样品0.1 MPa条件下含油饱和度达64%(图11)。从压力变化对饱和油体积与含油饱和度的影响看，除22号样品外，5 MPa条件下样品已接近饱和，大于5 MPa含油饱和度变化不大。由此表明，不同孔渗条件的硅质岩储层具有一定的油气储集能力，油气饱和需要的流体驱替压力约5 MPa。

图11 不同压力条件下不同孔隙度硅质岩储层原油饱和程度对比Fig.11 Comparison of saturation degrees of crude oils in chert reservoirs of diverse porosity under different pressure conditionsa.含油饱和度随压力变化；b.饱和油体积随压力变化

4.3 储层规模

从地震反射结构特征看[13]，塔深6井蓬莱坝组表现为“下凹型”强反射特征，明显区别于蓬莱坝组整体平稳的地震反射结构特征。同时，塔深6井蓬莱坝组时窗跨度(80 ms)明显低于周边正常地层反射区时窗跨度(100 ms)。塔深6井区为局限台地内部的局部低洼深水区，南北长约300 m，东西宽约200 m。总体显示，此类硅质岩储层分布相对局限。侧钻井TS6CH在蓬莱坝组仅揭示少量硅质岩储层，证实了此类硅质岩储层发育的局限性。

5 结论

1) 硅质岩储层是一类特殊的油气储集岩。塔深6井奥陶系蓬莱坝组发育一定厚度的硅质岩储层，在超深层条件下其具有比同层系白云岩更高的孔隙度。硅质岩储层主要由微晶石英组成，含有少量粘土、方解石和白云石等其他矿物。储集空间主要为石英晶间微孔隙，孔隙分布相对均一。孔隙直径主要位于1～10 μm，其次为0.1～1μm，主要喉道直径为10～100 nm。实验研究表明，0.1～10 μm是硅质岩储层的主要储油空间，总孔隙度越大可容纳的原油总量越大。低渗透性影响原油产出，裂缝的沟通作用至关重要。

2) 塔深6井硅质岩储层与白云岩互层接触关系、显微层理结构特征、初始高孔隙度特征，及与硅质结核的共生关系表明其为沉积与成岩作用的共同产物，形成于台地内局部相对深水区。地震反射特征揭示其分布南北长约300 m，东西宽约200 m，储层分布相对局限。