塔河油田托甫台地区奥陶系一间房组碳酸盐岩储层特征及主控因素

彭守涛，何治亮，丁 勇，张 涛，夏东领，汲生珍，云金表

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油化工股份有限公司 西北分公司 石油勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

托甫台地区位于阿克库勒凸起西南倾没端(图1)[1]，随着塔河油田油气勘探从主体区向外围转移，该区逐渐成为勘探的热点。该区主力油层集中在中奥陶统一间房组。但由于托甫台地区处于巨厚的桑塔木组覆盖区，其储层发育特征与主体区存在明显差异，储层埋深大(大于6 000 m)、厚度薄、非均质性强、控制因素复杂，导致有利勘探目标预测难度大。前人对塔河油田储层研究多集中在主体区[2-9]，托甫台地区储层研究相对薄弱，有限的成果报道[1,10]认识到该区储层具有多类型，多成因，但对不同类型储层的分布规律和受控因素认识尚不明确。本文系统分析30多口井第一手资料，结合岩心、薄片观察、地化特征等，详细研究了该区奥陶系一间房组储层类型及主控因素，对下步勘探部署具有重要意义。

图1 塔河油田托甫台地区区域构造位置[1]Fig.1 The Structural location map of study area

1 地质背景

构造演化研究表明[11-13]，加里东中晚期，塔里木盆地发生了区域性挤压构造运动，塔里木盆地性质由被动大陆边缘盆地向挤压型盆地转变，盆内形成隆坳交替的构造格局，塔河油田所在的阿克库勒凸起也在该时期形成雏形，但由于该时期构造运动源于塔里木板块南部与南昆仑板块的碰撞，阿克库勒凸起距板块碰撞地较远，受影响相对较弱，主要表现为整体小幅度抬升，形成向北缓慢抬升的缓坡形态。在海西期，阿克库勒凸起受区域性挤压抬升逐渐形成向西南倾伏、北东向展布的大型鼻凸，后经印支—燕山和喜山运动进一步改造而最终定型。而托甫台地区始终处于阿克库勒凸起的西南斜坡部位[13]。

据钻井资料揭示，托甫台地区奥陶系地层发育较齐全，自下而上分别为鹰山组(O1-2y)、一间房组(O2yj)、恰尔巴克组(O3q)、良里塔格组(O3l)和桑塔木组(O3s)。中奥陶统包括鹰山组和一间房组，为开阔台地相沉积[11]，其中一间房组沿TK1231-AD21-AD22-AD23-TK1229-TK1262-TK1209-S85井一线向北尖灭，呈西南厚、东北薄展布特征，区内钻揭厚度55.0～131.0 m，与上覆地层呈平行不整合接触。上奥陶统视厚40～910 m，南厚北薄，为海相沉积，由于受到陆源碎屑物质的影响，泥质含量较高，储集性能一般。

2 储层发育特征

2.1 储层岩石特征

利用薄片资料对托甫台地区鹰山组、一间房组、良里塔格组各类岩石出现频率统计表明(图2)，鹰山组岩石类型主要为泥(微)晶灰岩类(48.2%)，次为泥晶—亮晶颗粒灰岩类(35.7%)，(含)生屑灰岩类、藻粘结灰岩类、(含)云质灰岩类、(含)灰质云岩类等少量出现；一间房组岩石类型主要为泥晶灰岩类(28.6%)、亮晶颗粒灰岩类(23.1%)、(含)生屑灰岩类(23.7%)，次为泥晶颗粒灰岩类(14.6%)、藻粘结灰岩类(9.1%)， (含)云质灰岩类少量；良里塔格组主要为泥晶灰岩类(53.4%)，次为颗粒灰岩类(18.8%)、藻粘结灰岩类(12.0%)、(含)生屑灰岩类(10.5%)，且泥质含量明显增加。

岩石结构成分控制了后期的成岩演化[14]。一间房组由于主要发育中高能台内礁滩体颗粒灰岩，泥质含量极少，故有利于后期的岩溶改造；中、上奥陶统岩性较为复杂，由于陆源碎屑物质的混入，岩石可溶性大大降低，不同类型岩石可溶解性差异较大[15]。

2.2 储层物性特征

据区内9口取心井一间房组51个物性数据分析，全直径孔隙度介于0.10%～6.0%，主要集中在1.0%～3.5%；垂直渗透率很小，主要分布于(0.1～2.0)×10-3μm2，其中以(0.5～1.4)×10-3μm2最多。统计表明，该区一间房组碳酸盐岩储层基质部分具有低孔、低渗特征，对储层物性的贡献有限，储集空间主要依赖于与表生岩溶作用有关的次生溶蚀孔、洞和裂缝[16]。

2.3 储集空间类型

通过对钻井岩心、岩石薄片、铸体薄片等孔隙结构分析，发现托甫台地区碳酸盐岩储集空间主要为次生(溶蚀)孔洞、(构造、溶蚀)裂缝、孔隙三类，而原生基质孔隙欠发育，非均质性较强。其中，溶蚀孔洞是该区重要的储集空间，以中、小洞为主，大小在5～100 mm之间变化，密集分布或孤立发育；多为方解石全充填或半充填。裂缝包括构造缝、压溶缝、溶蚀缝等，岩心观察表明，本区有效裂缝主要为中(缝宽100～1000 μm)、小(缝宽10～100 μm)高角度缝，裂缝充填较为严重，裂缝常与大的断裂带伴生，或发育在褶皱顶部；孔隙主要有粒内溶孔和粒间溶孔，孔径一般几微米至几百微米，为早期近地表成岩环境大气淡水溶蚀的产物，在一间房组颗粒灰岩与生物屑灰岩中有见，但总体规模不大。

图2 塔河油田托甫台地区奥陶系不同层系岩石类型统计Fig.2 Rock types of different formation in Ordovician, Tuofutai area, Tahe Oilfield

2.4 储层类型及分布

2.4.1 孔洞型储层

储集空间主要为中、小溶蚀孔洞，裂缝多不发育。钻井中常发生放空、泥浆漏失、井涌等现象，如TP12-2,TP9,TP11,TP3等井；测井曲线为低电阻率，多小于200 Ω·m，井径扩径，孔隙度变化非常明显。该类储层多获高产油气流、产量相对稳定。

2.4.2 裂缝—孔洞型储层

储集空间主要是溶蚀孔洞，其次是裂缝。孔洞主要为沿裂缝溶蚀扩大的孔和小—中洞组成，裂缝起沟通孔洞和改善渗流性能作用。孔洞平均孔隙度一般小于3%，裂缝孔隙度在0.05%～0.25%，渗透率一般较高。该类储层主要发育在本区中部TP7井区和TP12CX井区。

2.4.3 孔洞—裂缝型储层

与裂缝—孔洞型储层相似，孔洞和裂缝对油气的储集、渗滤都有贡献，但裂缝的作用相对更重要。该类储层在区内中部较为发育。

2.4.4 裂缝型储层

储集空间主要是裂缝和极少量沿裂缝分布的溶孔，一般可见多组不同角度的构造裂缝相互交叉形成网络状裂缝系统。储层物性具有低孔、高渗性，区内TP3井属典型裂缝型储层，GR较小，CAL无明显扩径，RD、RS有所减小且呈正幅度差异，AC曲线平直，DEN曲线小幅度起伏。

根据不同类型储层识别特征，详细解剖区内单井储层类型，认为该区奥陶系一间房组储层平面上总体呈“南北分带，东西分异”格局，即从南往北储层发育程度逐渐变好，北部靠近艾丁地区以孔洞型储层为主，中部以裂缝—孔洞型或孔洞—裂缝型储层为主，南部以裂缝型储层为主；东西方向上断裂带附近储层明显更好(图3)。储层非均质性强，纵向具有分层的特征(图4)，这主要与构造部位、古地貌、岩相、古水文条件以及暴露时间长短等多因素联合控制有关[17-19]，也与多期 (幕)岩溶复合作用有关。

图3 塔河油田托甫台地区奥陶系一间房组储层类型分布Fig.3 The distribution of reservoir type of Yijianfang Formatio in Ordovician, Tuofutai area, Tahe Oilfields

3 储层主控因素

3.1 岩溶作用是储层发育的重要条件

托甫台地区由于有巨厚的桑塔木组覆盖，而桑塔木组内部以泥质为主的隔水层很大程度上阻隔了海西期岩溶作用，故主要为加里东中期岩溶。进一步的依据有：地震剖面奥陶系反射波组底部上超、顶部削截特征；塔河油田S69井等10余口井中在中奥陶统和上奥陶统之间缺失2～4个牙形刺带[20,21]；统计发现托甫台地区奥陶系内部有14口井(包括侧钻井)发现泥浆漏失、放空等现象；TP24,TP3,TP4,TP8井及邻区T753,S108,T740,S102,T704,T705,T706,T737,T738等井岩心上均可见到小型溶蚀孔洞或溶蚀孔洞层发育，部分为方解石充填，少量为沥青质、原油或有机质充填。另外，洞穴充填方解石低Sr同位素特征(87Sr /86Sr<0.709 4)，含烃盐水包裹体具低烃类成熟度和低均一温度，也证实了加里东中期岩溶作用的存在[21-22]。

图4 塔河油田托甫台—艾丁地区中下奥陶统储层类型纵向分布特征图中井名的位置见图3。Fig.4 Vertical distribution of reservoir type in the Lower-Middle Ordovician, Tuofutai and Aiding area,Tahe Oilfield

3.2 有利的沉积相带是储层发育的基础

前人对塔河地区奥陶系沉积相进行过系统研究[23-24]，认为塔河地区主要为开阔台地相沉积(图6)。

图5 塔河油田托甫台地区奥陶系一间房组储层综合成因模式Fig.5 The comprehensive reservoir genesis model of the Yijianfang Formation, Tuofutai area, Tahe Oilfield

图6 塔河油田奥陶系一间房组储层发育厚度与沉积相展布关系Fig.6 Distribution of the Carbonate reservoir thickness and the sedimentary facies units of Yijianfang Formation in Ordovician, Tahe Oilfields

本文利用高能岩石累计厚度及占地层厚度比例统计(比例大于等于0.3作为可能的滩相发育区)，结合地震剖面结构、岩心观察和薄片分析，进一步确定了一间房组礁滩相体展布特征(图6)。研究表明，塔河地区一间房组为开阔台地相沉积，主要发育低能台内滩间海微晶灰岩、颗粒微晶灰岩沉积与高能或较高能台内浅滩相颗粒灰岩沉积，局部存在障积型生物丘或生物点礁，规模较小。托甫台北部地区礁滩体相对发育，如TP20,TP8,TP6,TP3,TP5,S109等井较为典型(图6)。

岩溶作用和构造破裂作用是储层形成的关键，而岩石类型对这两种作用影响又较为明显。从一间房组储层发育厚度与沉积相叠加分布可以看出，开阔台地内高能沉积相带发育的较纯净碳酸盐岩，经后期风化淋滤形成的岩溶储层往往厚度大、质量好(图6)。其原因在于：一间房组滩相颗粒灰岩为多，原始粒间孔较发育，岩性较纯，脆性大，泥质夹层少，孔渗性好，易受岩溶作用和构造破裂作用影响，从而形成优质储集体[14]。

3.3 断裂及裂缝是优质储层形成的关键

统计表明，在断裂较发育区域，储层厚度往往较大，油气井产能也相应较高，很显然这是由于断裂带及其附近岩石强烈破碎或破裂程度高，从而大大地改善了岩石的透水性能，地表淡水沿裂隙向下渗透形成地表及淋滤带岩溶，并在到达潜水面深度时向断裂两侧水平扩散流动，从而形成一定规模的缝洞带。

另外，从岩心上可见微裂缝较为发育，且常与溶孔伴生；单井储层类型分布显示，托甫台南部以裂缝型储层为主，多沿断裂带或次级裂缝带发育，如TP2,TP10CX,TP17等井(图3)。裂缝对于断裂带之间或岩溶地貌不利背景下优质储层的控制作用更为明显，其增加了流体与基岩的接触面积，促进了溶蚀作用[6,14]。同时，裂缝尤其是晚期微裂缝，大大提高了储层的渗透性。

结合岩溶地貌、沉积相、断裂和裂缝等单因素控储分析，建立了托甫台地区奥陶系一间房组储层综合成因模式(图5)。本区中、北部处于岩溶斜坡相对高部位，断裂(裂缝)和礁滩体相对发育，故储层以裂缝-孔洞型、孔洞型等为主；而南部处于岩溶斜坡低部位，礁滩相不太发育，故储层主要与断裂或裂缝有关，以裂缝型为主。

4 有利储层评价

在横向上，有利的古地貌和断裂对储层影响最为明显，其次是沉积相带与岩石组成。故最有利储层分布在岩溶斜坡高部位，断裂(裂缝)发育带、高能相带叠合部位，储层以孔洞型或裂缝—孔洞型为主，主要分布在托甫台中部TP7井区、TP12CX两组断裂交汇区或裂缝密集带，呈片状分布，一般油气产能较好，如TP19X,TP11,TP24,TP7,TP12CX等；较有利储层：以裂缝—孔洞或孔洞—裂缝型为主，主要分布在托甫台的中部、北部地区，局部连片，包括过TP10CX井NNW向断裂带、TP13-TP6井区以及TP4井区等，以中产、低产油井或水井为多。一般储层：主要分布在岩溶斜坡低部位，断裂或裂缝相对不活跃区，主要在托甫台南部，该类储层目前尚未取得大的突破。

5 结论

1)托甫台地区奥陶系一间房组主要为灰岩岩溶储层，储层基质孔隙度低，储集空间主要为溶蚀孔洞、溶蚀扩大缝和构造缝，储层类型包括孔洞型、裂缝—孔洞型、孔洞—裂缝型及裂缝型4种，且从北往南呈过渡变化。

2)加里东中期表生岩溶作用、断裂(裂缝)作用和台地高能礁滩体是控制托甫台地区一间房组储层形成的主要因素。岩溶斜坡高部位或岩溶残丘，岩溶发育强度更大；断裂或裂缝能够明显优化储层的储集性能；岩性对岩溶储层物性影响明显。

致谢：感谢宋海明博士、周波博士、张仲培博士在论文写作过程中的帮助，感谢中国石油化工股份有限公司西北分公司勘探开发研究院提供了宝贵的基础资料。

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