Question

塔里木盆地阿克库勒凸起下奥陶统储层特征与油气富集

Answer 1

陈强路 王恕一

（中国石化无锡实验地质研究所，江苏无锡　214151）

【摘要】　下奥陶统碳酸盐岩是阿克库勒地区主要的油气产层。根据储层储渗空间的几何形态、大小及成因，下奥陶统碳酸盐岩储集体的储集空间类型可划分为洞、裂缝、孔3大类。碳酸盐岩基质孔渗物性极差，但并不反映下奥陶统储层的储渗空间特征。大裂缝、溶蚀孔洞是本区奥陶系储层最主要的储渗空间，据其不同组合可划分为裂缝型、裂缝-溶洞型、裂缝-孔（洞）型3种储集类型。储集空间类型、发育规模、发育区域受古岩溶作用和构造作用制约。文中根据岩溶地貌位置、古水流体系发育状况、岩溶作用的发育期次和暴露时间的相对长短、断裂发育程度、地震资料预测岩溶裂缝发育带的发育程度以及垂向剖面油气层发育情况等参数进行了综合评价，指出岩溶储集体的发育展布是制约本区油气富集成藏的重要因素。

【关键词】　油气富集；储层特征；阿克库勒凸起；塔里木盆地

塔里木盆地阿克库勒地区下奥陶统碳酸盐岩油气藏是以溶蚀孔、洞、缝及构造裂隙为储集空间的地层不整合型油气藏。成藏地质条件的复杂性及碳酸盐岩储层的严重非均质性增加了油气勘探的难度^[1]。近年来的勘探成果表明，该区大型油气藏多与下奥陶统古岩溶作用形成的次生孔洞缝有关^[2]。本文着重讨论下奥陶统碳酸盐岩的储层特征，并通过有效储集体的展布特征对该区油气富集进行综合评价。

1　下奥陶统沉积特征

下奥陶统在区内均有分布。研究区及以西地区为碳酸盐岩台地相沉积，厚1000～1500m；东部为斜坡-盆地相，以深灰色泥晶灰岩与灰黑色钙质泥岩为主，厚500～1000m，是塔北的重要烃源岩；中部为台地边缘相，以砂屑灰岩及生屑灰岩为主，区内钻井揭示最大厚度为963m，未见底。加里东晚期-海西期多次暴露剥蚀，区内下奥陶统残留层位不一。阿克库木轮南3井一带下奥陶统仅残留蓬莱坝组；向南剥蚀厚度逐渐减少，一般残存鹰山组及以下地层（图1）。

2　下奥陶统储集体特征

2.1　储集空间类型

研究区下奥陶统碳酸盐岩储集体储集空间类型较多，成因复杂。根据储层储渗空间的几何形态、大小及成因，本文将储层的储集空间类型划分为洞、裂缝、孔3大类。

2.1.1　洞

洞的直径大于2mm，由溶蚀作用形成，部分角砾岩砾间形成小洞。根据大小洞可细分为小洞（直径2～5mm）、中洞（5～10mm）、大洞（10～100mm）、巨洞（＞100mm）4类。溶洞是阿克库勒地区主要的储集空间类型之一，其发育和分布极不均匀。一般岩心上可见小、中洞，大洞和巨洞主要根据钻井放空、漏失，并结合测井等资料综合判别。岩心、岩屑中常见岩溶沉积物，据岩心观察和岩屑录井并结合测井解释，也普遍发现已被岩溶沉积物充填的大-巨型溶洞。从已充填和未充填的大-巨型溶洞的发育情况可见，区内岩溶非常发育。这些大-巨型洞穴是本区重要的储集空间类型之一。如长期高产、稳产的沙48井，据测试资料分析主要为大型洞穴系统。另外在充填的大-巨型洞穴中，由于充填物受围岩保护，后期压实作用较弱，因而比基岩具有更高的孔渗。中-小洞一般可以从岩心上观察。据岩心统计，孔洞最大密度可达101个/m，一般每米发育数个孔洞，少数钻井孔洞已被后期方解石和硅质充填，但多数孔洞未被充填或部分充填，为有效储集空间。

2.1.2　裂缝

裂缝是下奥陶统碳酸盐岩储集体中常见的储集空间之一，主要有构造成因的构造缝、经后期溶蚀扩大的构造溶缝以及成岩裂缝和压溶缝（缝合线）。据荧光薄片统计，裂缝和溶缝的油气显示率平均为74.8%，缝合线的油气显示率平均高达95.3%。

据钻井岩心观察统计，裂缝以中-高角度缝为主。其中立缝（＞70°）占33%，斜缝（5°～70°）占41.04%；张开度小于0.1mm的裂缝约占68.14%,0.1～1mm的裂缝占26.62%，大于1mm的裂缝占5.24%。裂缝密度平均为8.78条/m，单井裂缝密度最大为26.51条/m，其中大部分为有效缝；被方解石及泥质充填的裂缝仅占9.4%。它们既是重要的储集空间，又是重要的渗滤通道。

图1　阿克库勒地区奥陶系地层对比略图

缝合线是成岩过程中压溶作用的产物，缝宽数微米至数十微米不等，以近水平状为主，少量斜交或垂直。

成岩裂缝主要为不整合面附近的风化裂缝，一般延伸短、不穿层，它们相互联络可构成角砾状孔隙。这种裂缝为张性且常沿裂缝发育溶孔、溶洞，缝内常见各类砂泥填积，但相当部分充填后尚保留有效孔隙，成为良好的储集空间。

2.1.3　孔

孔是下奥陶统储层中另一类分布普遍的孔隙空间，一般直径数微米至数百微米。主要的有效孔隙为晶间和粒间溶孔、岩溶沉积物粒间孔和裂缝充填残孔，这几类孔隙与微细裂缝孔隙构成了基岩孔隙。

2.2　储集体物性特征

基质的孔渗主要反映孔、小洞以及微裂缝的发育状况。

（1）基质孔渗极低。据1954件小岩心柱分析（图2），孔隙度为0.04%～10.8%，平均0.82%；其中＜0.5%的样品占31.4%，＜1.0%的样品占81%,＞1.0%的样品仅占19%。渗透率为0.001×10^-3～252×10^-3μm²，平均为0.73×10^-3μm²，其中＜0.1×10^-3μm²的占64.3%，＜1.0×10^-3μm²的占92.6%,1×10^-3～10×10^-3μm²的占6.1%，＞10×10^-3μm²的仅占1.3%。

图2　研究区储层小样品孔隙度、渗透率分布直方图

（2）基质物性并不反映下奥陶统储层的储渗空间特征。由于区内下奥陶统储层非常强烈的非均质性，基质物性并不能反映储层的储渗特征。

（3）岩溶充填物物性较灰岩基质物性好。有的溶洞和大溶缝充填了各种角砾、砂泥等沉积物，由于溶洞围岩支撑，使这些沉积物减弱或避免了压实作用，因此这些沉积物物性一般较基岩好。

（4）全直径样品物性普遍较小样品物性高。全直径样品孔渗与对应深度的小岩心柱样品对比，平均孔隙度值增大了78%（表1），分布频率也明显地向孔隙度增大方向增多。这种差异表明，全直径样品中包括了小样品中没有反映出来的较大的孔洞以及较大裂缝的孔隙。全直径样品的渗透率也明显较小岩心柱样品渗透率高，反映了大裂缝对渗透性改善的明显作用。

在一些钻井放空、漏失或井径异常扩大的层段中，测井孔隙度资料大多反映出有较高的孔隙度，应为极好的储集层。但由于大型洞穴和裂缝的存在，这些储集层段岩性破碎，钻井取心收获率低，难以取到有代表性的物性分析样品。因此，无论是小样品或全直径样品，都无法真实反映其储层的孔渗特征。实际上，这些层段是裂缝-溶洞型优质储层。

表1　塔河油区下奥陶统灰岩小样品与全直径样品孔隙度对比表

2.3　储集层类型

下奥陶统灰岩储层原生孔隙不发育，各种溶孔、溶洞（尤其是巨-大型溶洞）以及裂缝储集空间的组合特征构成了不同的储集层类型。

（1）裂缝型：其特征是岩块基质孔隙度很低，裂缝极发育，是储集体的主要渗滤通道，同时也是主要的储集空间；储层的储渗性能主要受裂缝发育程度的控制。如T403井，裂缝发育，有效裂缝平均密度为6.1条/m，张开度100～4500μm，平均裂缝孔隙度达2.15%，而平均孔洞孔隙度只有1.3%，为典型裂缝型储层。

（2）裂缝-溶洞型：有效储集空间以大型溶蚀洞穴为主，同时裂缝发育，主要起沟通洞穴改善渗流性能的作用；这类储集类型中大-巨型洞穴主要靠钻井放空、井涌、井漏等信息判断。如沙47井放空0.15m，综合解释平均孔洞孔隙度高达14.79%，平均裂缝孔隙度仅2.67%；沙48井揭开下奥陶统仅7m，放空1.56m，漏失泥浆累计2809.8m。

（3）裂缝-孔（洞）型：裂缝发育，孔（洞）相对较发育，两者对储渗均有相当贡献，其孔洞主要有孔和小-中洞组成；此类储层储集性能较好，产能较高且较稳定。

3　储集层发育的控制因素

从影响碳酸盐岩储层发育的构造演化、沉积环境及成岩作用基本地质因素分析，本区下奥陶统储集体的形成主要与加里东末-海西期的地表岩溶作用及构造破裂作用有关。

3.1　成岩演化分析

阿克库勒地区下奥陶统埋深多超过5000m，处于中成岩成熟阶段B亚段和超成熟阶段。主要成岩作用有压溶、胶结、溶蚀和破裂作用，其次有重结晶、白云化和硅化等作用。其中，对岩石孔隙破坏和建设性的主要成岩作用有：压实作用、胶结作用、溶蚀作用及破裂作用。其主要特征为：

（1）由于长期的深埋藏，经历了强烈的压实和多期胶结，岩石的原生孔隙及早期近地表淡水溶蚀孔隙多已丧失。现今基岩孔隙度极低反映了压实和胶结作用对岩石孔隙的强烈破坏作用；

（2）发育多期溶蚀作用，包括早期的近地表淡水溶蚀、加里东-海西期抬升剥蚀区的地表溶蚀和埋藏期的埋藏溶蚀。其中早期近地表淡水溶蚀已被后期胶结物充填，现今保存的孔隙（包括孔洞）主要形成于地表溶蚀期，其次为埋藏期溶蚀孔；

（3）成岩演化不均衡。奥陶系沉积后，经受了早成岩期的海底成岩和近地表成岩作用，并逐步埋藏进入中成岩期，受加里东-海西运动影响，该区中北部强烈抬升剥蚀，经受了暴露溶蚀（古岩溶），其后随着中新生界的沉积，再次埋藏，构成了中期开启型成岩演化系统^[3]。南部地区虽也受构造隆升影响，但上覆志留系至中-上奥陶统仍残留相当厚度，下奥陶统灰岩基本未受暴露溶蚀影响，总体上表现为持续埋藏型成岩演化特征。

上述成岩特征表明，下奥陶统碳酸盐岩有利储集体主要形成于地表岩溶期，其发育范围主要为中、北部中期开启型成岩演化系统发育区。

3.2　构造破裂作用

阿克库勒凸起是一个自加里东期就开始发育的大型由北向南倾伏的鼻状古隆起，经历了海西早、晚两期本区最主要的构造运动，形成断裂和褶皱，造成严重的地层剥蚀。奥陶系碳酸盐岩受到强烈的古岩溶作用，形成北部为岩溶高地、南部为岩溶盆地而其间则为岩溶斜坡的岩溶地貌。不同期次构造运动形成的构造裂隙对下奥陶统储集体有不同的影响。海西早期及以前的构造裂缝，当其在发生大规模岩溶作用时期为有效缝时，其本身可以被溶蚀扩大为溶缝，增加了储集空间和渗透性能。更重要的是，由于这些有效缝的存在，增强了大气水下渗流动，促进了岩溶作用的发育。岩溶作用以后的构造缝即海西晚期以来形成的构造缝，对岩溶作用的发育作用不大，但对非均质性极强的岩溶储集体的相互连通起到了积极的作用，有利于储集体缝洞系统的形成和扩大。

4　储集体评价与油气富集

4.1　储集体综合评价

对下奥陶统储集体，本文从岩溶储集体的控制因素出发，结合钻井、测井、测试成果及地震资料，选择了古岩溶地貌位置、古水流体系发育程度、发育岩溶作用的期次或暴露时间的相对长短、断裂发育程度、地震资料处理预测的岩溶裂缝发育带的发育程度以及垂向剖面油气层发育情况等参数进行了综合预测评价。各项参数的权值及评价系数见表2。

表2　下奥陶统储集体评价标准表

4.1.1　岩溶地貌位置

加里东—海西期阿克库勒地区总体处于岩溶斜坡区，其本身的次级岩溶地貌又可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地。岩溶高地主要分布于阿克库木一带，岩溶斜坡位于岩溶高地至中—上奥陶统尖灭线之间。在不同的次级岩溶地貌单元，由于水动力条件、溶蚀作用方式、形态等不同，岩溶发育程度存在差异。岩溶高地以主要发育地表岩溶带和较厚的渗流岩溶带、早期溶蚀孔洞多被严重充填等为特征。岩溶斜坡地下水系发育，地表岩溶带、渗流岩溶带厚度向泄水区逐渐降低，发育峰林平原地貌，是岩溶最发育的地貌单元。岩溶盆地岩溶作用发育相对较差且充填严重，是最不利于岩溶储集体发育的地貌单元，为此分别给予不同的评价系数（表2）。

4.1.2　古水流体系发育程度

地表岩溶带的发育明显受古岩溶地貌及地表水系发育程度的控制，潜流岩溶带更直接受地下水系的控制。古水流体系发育的地区，更有利于岩溶储集体的发育，因此可根据各地区古水流体系的发育程度给予评价系数。

4.1.3　溶蚀期次或暴露时间的相对长短

总的来说，相同条件下暴露时间越长，越有利于岩溶的发育。本区从加里东晚期至海西晚期多次暴露剥蚀，但不同地区暴露剥蚀期次或时间有差异。

4.1.4　断裂发育情况

古今岩溶的研究都表明，断裂与岩溶的发育关系极为密切。断裂发育，岩溶作用发育更强烈；尤其是缝、洞系统的发育更与断裂发育程度密切相关。因此，根据下奥陶统上部断裂的发育程度分别给予不同的评价系数。

4.1.5　地震资料预测的岩溶裂缝带发育程度

采用地震特征参数组合预测的碳酸盐岩储层岩溶裂缝发育带，统计了各地区岩溶裂缝带的发育率，结合岩溶裂缝类别，将岩溶裂缝带发育程度评为好—差不同等级并给予不同的评价系数。

4.1.6　油气层分布

油气层主要分布于距不整合面（

）250m以内，但是各地区油气层垂向分布并不一致，油气层深度分布如图3（现有油气成果）。油气层的分布一定程度上反映了储层的垂向展布及发育状况。把油气层垂向分布范围宽窄作为一个评价参数，分布范围超过100m的地区，储层发育程度较好；分布于距不整合面100m以内的地区，储层发育程度稍差；无油气层的地区最差。

朱夏油气地质理论应用研讨文集

根据上述评价原则对储集层进行定量评价。阿克库木地区轮南1-轮南11井区、轮南4-轮南10井区、平台区、阿克库勒中-西段，塔河3、4号地区为I级储层发育区，阿克库勒南、牧场北为Ⅱ级储层发育区，北部斜坡区、中-上奥陶统覆盖区及轮南2-轮南26井区为Ⅲ级储层发育区。

4.2　储集体的发育程度制约油气富集

塔里木盆地阿克库勒地区油气藏成藏机制复杂，多期成藏，油气藏类型多样^[4,5]，其中以缝洞型储集体的下奥陶统地层岩性圈闭最为富集油气。如前文所述，碳酸盐岩基块孔渗条件极差，但并不反映下奥陶统储层的储渗空间特征；溶蚀缝、洞（孔）是本区最为主要的储集空间和运聚通道；储集类型、发育规模、发育区域受风化、溶蚀和构造制约；构造作用决定了储集条件的初始分布特征，而成岩作用则对储集条件的改善与油气聚集起到了决定作用^[6]；油气富集成藏受控于岩溶储集体的发育展布。勘探实践证实，I级储层发育区最为富集油气，多数钻井获得了工业油气流；Ⅱ级储层发育区含油气性中等，部分钻井获工业油气流，大多数钻井仅获低产油气或见油气显示；Ⅲ级储层发育区含油气性差，多数钻井未获工业油气流或仅见显示甚至很少油气显示。如轮南2井至沙9井一带，按现今构造，位于阿克库勒凸起下奥陶统构造高部位，但高部位的沙9井仅获油气显示，轮南2井奥陶系井段为水层。可见，裂缝型、裂缝-溶洞型、裂缝-孔（洞）型储层发育区富集油气，不发育区则不含或少含油气。因此，对储集体的综合评价在一定程度上反映了本区的油气分布，可为油气勘探提供重要依据。

参考文献

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