塔西南阿克莫木气田白垩系克孜勒苏群砂岩储层特征及其控制因素

石 石，常志强，徐艳梅，阳建平，初广震

（1.中国石油 勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007; 2.中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000）

塔西南阿克莫木气田白垩系克孜勒苏群砂岩储层特征及其控制因素

石 石1，常志强2，徐艳梅1，阳建平2，初广震1

（1.中国石油 勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007; 2.中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000）

根据常规薄片、铸体薄片、常规物性和粒度分析，研究了塔西南阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层的地质特征及其主控因素。结果表明，该套储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主;储层物性较差，为低孔、低渗储层;孔隙类型以次生孔隙为主，主要有粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙等;压汞曲线排驱压力较高，一般孔喉分选较差，总体具有小孔－细喉的孔隙结构特征。阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层发育程度与碎屑颗粒的粒度粗细、岩屑含量以及成岩阶段的压实、胶结和溶蚀作用具有较强的相关性。辫状水道控制下的碎屑颗粒越粗，岩屑含量相对越高，溶蚀作用越强，储层就越发育;压实作用及成岩后期的碳酸盐岩、粘土类、硅质矿物的胶结作用不利于储层发育。

成岩作用;沉积相;砂岩;储层特征;阿克莫木气田;塔里木盆地西南部

阿克莫木气田位于西部重镇喀什市的西北，是自1977年发现柯克亚凝析气田以来，塔西南山前的又一重大发现［1］。该气田构造上属于喀什凹陷的乌恰构造带（图1），含气层位为下白垩统克孜勒苏群，层厚200 m左右，主要发育辫状河三角洲平原沉积，岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主，储层低孔、低渗，孔隙类型以次生溶蚀孔及微孔隙为主。初步分析认为，沉积、成岩作用是影响阿克莫木气田储层物性的主控因素，而这些认识在前人的研究中涉及甚少［2－4］。本文根据大量的岩心常规薄片、铸体薄片、常规物性和粒度分析，结合储层沉积相及成岩作用研究，探讨阿克莫木气田储层特征，并对储层物性的影响因素进行初步探讨。

图1 阿克莫木气田位置及构造简图Fig.1 Location and structure map of Akmomu gas field

1 储层特征

1.1 岩石学特征

克孜勒苏群储层砂体受辫状河三角洲平原的辫状水道相控制［5－6］，岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主。碎屑骨架成分中含石英66%、长石9%、岩屑25%。岩屑以中－酸性喷出岩岩屑含量最高，占骨架总成分的13.6%;变质岩、沉积岩岩屑含量次之，分别为7.6%和3.8%。填隙物主要为杂基和胶结物。杂基含量为5.2%，以泥质和铁泥质为主;胶结物含量为5.0%，以白云石、铁白云石为主，多为孔隙式胶结，次为薄膜－孔隙式和孔隙－薄膜式胶结。碎屑颗粒以细粒为主，分选中等，磨圆度次棱角－次圆，总体成分成熟度较低。颗粒间以点－点接触和点－线接触为主，结构成熟度中等－偏高。

1.2 物性特征

据344块岩心样品的常规物性分析，克勒苏群储层孔隙度分布范围为1.90% ～21.66%，平均9.45%;渗透率分布范围为（0.008～88.40）×10－3μm2，平均0.48 ×10－3μm2（图 2）。测试解释有效渗透率（0.62～7.17）×10－3μm2，平均渗透率3.51×10－3μm2，总体具有低孔隙和低渗透特征。

阿克莫木气田原始储层条件下的有效覆压为46 MPa左右。通过覆压孔、渗测试可知，岩样的常规渗透率值约为储层条件下渗透率值的10%～60%（图3）。与渗透率相比，孔隙度随覆压的变化程度要小得多。这是由于在有效覆压增大的过程中，被压缩的主要是岩石的喉道，渗透率的大小恰恰受制于喉道;而孔隙度则不然［7－9］。

图2 克孜勒苏群岩心实测孔、渗分布直方图Fig.2 Histogram of the measured core porosity and permeability of the Kezilesu Group

图3 岩石渗透率随有效覆压变化关系Fig.3 Rock permeability vs.effective overburden pressure（图中纵坐标K/K0为覆压渗透率与常规渗透率比值。）

1.3 储集空间类型

储集空间类型以次生孔隙为主。其中，粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙占孔隙总体积的80%以上，其次为原生粒间孔、晶间孔、铸模孔及微裂缝等（图4）。

1）粒间溶孔

粒间溶孔指颗粒之间的次生溶蚀孔隙。烃源岩中的有机质在大量生油气前，由于干酪根脱羧作用形成大量有机酸，它们溶蚀长石、岩屑甚至粘土矿物，形成粒间溶蚀扩大孔［10］。该类孔隙类型占孔隙总体积的22.3%，大多是碎屑颗粒间白云石胶结物经溶蚀作用后形成，孔径较大，一般在0.02～0.05 mm之间。这类孔隙边缘常呈锯齿状、不规则状等，最常见的是长石边缘溶蚀呈港湾状。

2）粒内溶孔

粒内溶孔主要是砂岩中不稳定的碎屑颗粒内部成分被溶蚀而形成的孔隙。粒内溶孔占孔隙总体积的36%，主要是在长石颗粒及岩浆岩屑内经溶蚀作用后产生，其孔隙直径较小，一般在0.01～0.03 mm，常见有颗粒不均匀溶蚀形成蜂窝状颗粒、骨架颗粒，以长石颗粒内解理缝溶孔最为常见。

3）微孔隙

微孔隙包括基质微孔隙和粘土矿物晶间孔及碎屑颗粒表面微孔隙，一般孔隙直径小。微孔隙占孔隙总体积的24.1%，多分布在铁泥质杂基中，镜下表现为铸体呈浸染状。

4）原生粒间孔

原生粒间孔主要有压实缩小的剩余粒间孔，或石英次生加大后的剩余孔，以及碳酸盐部分胶结后的剩余原生孔。受强压实及溶解作用影响，该类孔隙仅占孔隙总体积的6.6%，主要分布在颗粒较粗、抗压实能力较强的中－粗砂岩、含砾砂岩和砾岩中。

5）晶间孔

晶间孔指岩石孔隙中充填的自生粘土矿物之间的孔隙。这类孔隙占孔隙总体积的4.2%，主要见于粒间高岭石及晶粒状白云石胶结物中，一般呈斑点状和蜂窝状，孔径一般较小，且面孔率低。

6）铸模孔

铸模孔多为条纹长石、微斜长石、正长石及蚀变火山岩屑被溶蚀形成。铸模孔占孔隙总体积的2.8%，多为钾长石颗粒及岩浆岩屑被完全溶蚀后产生，且不被后来物质所充填。在铸模孔中可隐约看到颗粒边缘的痕迹。

7）微裂缝

微裂缝主要是粒缘收缩缝及构造缝。这类孔隙占孔隙总体积的4.8%，缝宽0.01～0.08 mm。粒缘收缩缝多沿颗粒边缘分布;构造缝沿铁泥质条带或粉砂质条带分布。

图4 阿克莫木气田克孜勒苏群孔隙类型特征Fig.4 Characteristics of pore types in the Kezilesu Group in Akemomu gas field

1.4 孔隙结构特征

克孜勒苏群砂岩储层压实程度中等偏强，颗粒之间以点和点－线接触为主，胶结类型为孔隙式胶结和薄膜－孔隙式胶结，岩心比较致密，喉道以片状、弯片状喉道和管束状喉道为主。压汞曲线斜度小，孔隙平台发育，排驱压力（pd）较高，约为0.14～2.58 MPa，平均值为1.17 MPa，表明储层渗透性较差;中值压力（pc50）较高，为 0.98～29.62 MPa，平均值为10.14 MPa;最大孔喉半径（Rc10）为0.29～1.66 μm，平均值为 0.76 μm;中值孔喉半径（Rc50）0.025 ～0.767 μm，平均值为 0.143 μm;分选系数（σ）为0.059 ～0.459，平均值为0.161，孔喉分选偏差。总体属小孔－细喉的孔隙结构特征。

2 沉积微相对储层的影响

沉积微相对储层的控制作用主要表现为控制砂岩颗粒的粒度、结构成熟度和成分成熟度［11－12］。不同的微相具有不同的粒度分布，不同的颗粒成分（岩屑、长石或石英）决定其具有不同的孔隙保存基础和成岩演化基础［13－15］。克孜勒苏群含气砂岩段发育辫状河三角洲平原沉积。辫状水道微相水动力最强，因此保存了最抗搬运的粗碎屑颗粒。76个样品的粒度与物性统计表明，碎屑颗粒越粗，即平均粒径Φ值越小，储层渗透率也越高（图5）。显然，辫状水道微相是最有利的沉积微相，辫状水道控制下的粗粒颗粒分布对储层物性具有较强的控制作用。

阿克莫木气田次生孔隙发育，主要包括粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙等;石英含量与渗透率呈负相关性（图6）。石英含量升高导致岩屑含量降低，而岩屑含量对碎屑溶孔的发育具有重要的控制作用。岩屑含量降低，岩屑溶孔必然不发育，导致储层物性变差。

3 成岩作用对储层的影响

图5 平均粒径与渗透率关系Fig.5 Average grain size vs.permeability

图6 岩屑含量与渗透率关系Fig.6 Debris content vs.permeability

图7 粘土含量与渗透率关系Fig.7 Clay content vs.permeability

克孜勒苏群砂岩埋藏深度3 000～3 500 m，已经达到早成岩B期至中成岩A期阶段。埋藏压实作用使碎屑颗粒之间多呈点－线接触，压实和胶结作用共同使得储层的粒间孔隙几乎完全丧失。根据岩石薄片统计，由于压实作用，储层原生孔隙大大减少，储层孔隙度损失20% ～30%。成岩后期碳酸盐岩、粘土类及硅质矿物的胶结作用使其孔隙进一步地缩小，其减孔量为1.5% ～13.5%。各类胶结物的胶结对储层渗透率也有较大的影响，其中碳酸盐和粘土胶结导致渗透率降低的趋势较明显（图7，图8）。溶蚀作用形成大量粒内溶孔、粒间溶孔和微孔隙等储集空间，使孔隙度增加了1% ～4.8%，是主要的增孔作用。

图8 碳酸盐含量与渗透率关系Fig.8 Carbonate content vs.permeability

4 结论

1）阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主;储层物性较差，为低孔、低渗储层;孔隙类型多为次生的粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙;压汞曲线排驱压力较高，孔喉分选较差，总体具有小孔－细喉的孔隙结构特征。

2）辫状水道控制下的粗粒颗粒分布对储层物性具有较明显的控制。岩屑含量升高，储层物性变好，说明岩屑对次生溶孔的发育具有重要的作用。

3）成岩阶段的压实、胶结及溶蚀作用对储层物性具有明显的控制作用。溶蚀作用是储层发育的主控因素，压实作用及成岩后期的碳酸盐岩、粘土类、硅质矿物的胶结作用不利于储层发育。

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Characteristics and their controlling factors of Cretaceous Kezilesu Group sandstone reservoirs in Akmomu gas field，northwestern Tarim Basin

Shi Shi1，Chang Zhiqiang2，Xu Yanmei1，Yang Jianping2and Chu Guangzhen1

（1.Langfang Branch Department，PetroChina Exploration and Development Research Institute，Langfang，Hebei065007，China;2.PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla，Xinjiang841000，China）

Characteristics of Kezilesu Group sandstone reservoirs and factors controlling their development are investigated based on the analysis of routine thin-sections，cast thin-sections，physical property and grain sizes.The results show that the reservoir rocks are dominanted by feldspathic litharenite and lithic sandstones with low porosity and permeability，and the pore types are mainly secondary pores including intragranular dissolved pores，intergranular dissolved pores and micropores.The mercury intrusion curve has high displacement pressure，indicating that the sorting of pore throats is poor and the pore structure feature in small pores and fine throats.The development of Kezilesu Group sandstone reservoirs in Akemomu gas field has strong correlation with grain sizes，debris content and diagenetic compaction，cementation and dissolution.For reservoir rocks were deposited under the control of braided rivers，their quality improves with grain size enlarging，debris content increasing and enhancing of dissolution.On the contrary，compaction and cementation of carbonate，clay and siliceous mineral formed during the post-diagenesis have adverse effects on reservoir rocks.

diagenesis，sedimentary facies，sandstone，reservoir characteristics，Akemomu gas field;northwest Tarim Basin

TE122.2

A

0253－9985（2012）04－0506－05

2011－06－09;

2012－07－06。

石石（1981—），男，硕士研究生，开发地质和储层建模。

中国石油塔里木重大专项（041008110090）。

（编辑 李 军）