塔里木盆地塔中隆起北坡鹰山组白云岩储层特征与成因

郑兴平，刘永福，张 杰，郑剑锋

(1.中国石油 杭州地质研究院，杭州 310023；2.中国石油 碳酸盐岩储层重点实验室，杭州 310023； 3.中国石油 塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000)

塔里木盆地塔中隆起北坡鹰山组白云岩储层特征与成因

郑兴平1,2，刘永福3，张 杰1,2，郑剑锋1,2

(1.中国石油 杭州地质研究院，杭州 310023；2.中国石油 碳酸盐岩储层重点实验室，杭州 310023； 3.中国石油 塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000)

塔里木盆地塔中隆起北坡奥陶系鹰山组目前勘探发现的丰富油气资源主要蕴藏在石灰岩岩溶缝洞型储层中，这类储层受鹰山组顶部不整合面的控制。随着勘探的深入，部分探井揭示了鹰山组白云岩储层类型，其储集空间为晶间孔、超大溶孔和溶洞，部分井段物性好且厚度较大，但横向对比性差。通过岩心、薄片观察、阴极发光、稀土元素及同位素等实验分析，认为鹰山组优质白云岩储层经历了埋藏白云石化和较强溶蚀作用，后期又受到高温流体的影响。鹰山组优质白云岩储层分布面积大，其发育主要受控于地下流体活动，是塔中隆起北坡鹰山组碳酸盐岩储层的重要类型和勘探领域。

埋藏溶蚀；成岩作用；白云岩储层；鹰山组；奥陶系；塔中隆起；塔里木盆地

1 研究区概况

塔里木盆地塔中隆起构造单元可划分为中部的高垒带和南北两侧的斜坡带[1](图1)。本次研究区块是塔中隆起北斜坡，层位是奥陶系鹰山组。塔中地区的鹰山组岩性以灰、褐灰、深灰色泥晶灰岩、亮晶砂屑灰岩、藻凝块、藻纹层灰岩为主，由上向下云质灰岩、灰质云岩、白云岩逐步增多，多属于开阔台地相台内滩、台内洼地沉积[2]，厚度300～700 m不等(图2)。

鹰山组与上覆地层上奥陶统良里塔格组以不整合接触，其间缺失中奥陶统一间房组沉积，鹰山组上部也有不同程度剥蚀[3-4](图2)。近年来塔中隆起北坡奥陶系鹰山组碳酸盐岩油气勘探获得重要成果，鹰山组顶部不整合面之下200 m范围内、非均质性叠置连片的大型岩溶缝洞系统是主要的储层类型[1,5-6]。

图1 塔里木盆地塔中隆起北斜坡研究区位置

图2 塔里木盆地塔中隆起北坡奥陶系鹰山组地层柱状图

随着近几年勘探的深入，鹰山组碳酸盐岩储层现象和类型更加丰富。部分新钻探井在鹰山组中下部位揭示了新的储层类型——晶间孔—溶蚀孔洞白云岩储层，基质孔隙发育，储集性能优良[7-11]。鹰山组白云岩储层与顶部岩溶储层对比，在储集空间类型及其成因方面截然不同，值得深入探究。笔者对研究区钻遇鹰山组白云岩的A、B、C等探井(图1,3)的岩心、薄片进行了详细观察和储层发育段物性统计分析，并对其中1口井白云岩优质储层段进行了系统的岩石学、阴极发光、稀土元素配分和碳氧同位素地球化学分析，试图对鹰山组这套优质白云岩储层的特征与成因的认识深入一步。

2 白云岩储层特征

在塔中隆起北斜坡A、B、C、D、E等探井钻遇鹰山组厚度较大的白云岩并发育有效储层，其中以B井白云岩储集性能最为优越，是本文论述的重点。

B井在鹰山组白云岩段储层取心，岩心观察溶孔不均质分布，局部密集呈蜂窝状，又可见多处发育直径数厘米的小溶洞(图版1)。显微镜下观察以细晶夹中晶白云岩为主，细晶、中晶白云石呈自形—半自形菱面体、他形粒状镶嵌等各种形态，其中主要储集空间是自形—半自形菱面体白云石之间的晶间孔隙(图版2)，另见少量超大溶孔，局部孔壁见沥青，部分孔隙被方解石胶结(图版3)。物性分析孔隙度最小值1.68%，最大值27.75%，平均值10.08%；渗透率最小值0.403×10-3μm2，最大值1 120×10-3μm2，平均值19.91×10-3μm2。测井解释B井鹰山组白云岩Ⅰ-Ⅱ类储层累计厚度达60 m。对一块代表性岩样柱进行孔渗和压汞法毛管压力曲线测试，孔隙度11.5%，渗透率220×10-3μm2，中值孔喉半径12.12 μm，中值压力0.061 6 MPa，属于中孔—中高渗—粗喉孔洞型优质白云岩储层。

C井在鹰山组也钻遇了较多的白云岩，其中层厚0.5 m以上的7层，一般为0.84～2.2 m，井底有一套连续30 m未见底的大套厚层白云岩(图3)。岩心观察孔洞不均质分布，储层段针孔及小溶洞发育，溶洞洞径一般为2～5 mm，最大为10 mm，多无充填物，被油染褐色(图版4,5)；物性分析孔隙度1.04%～6%，平均2.12%。

A井钻遇鹰山组多层灰质云岩、白云岩70余 m(图3)，未取心，测井解释Ⅰ-Ⅱ类裂缝孔洞型和孔洞型储层厚度47.5 m，孔隙度3%～12.5%。

图3 塔里木盆地塔中隆起北坡下奥陶统鹰山组白云岩储层对比剖面井位见图1。

D井钻遇鹰山组白云岩厚度5.5 m(图3)，孔隙度0.71%～1.62%，平均1.04%，渗透率(0.2～10.1)×10-3μm2。

E井钻遇灰质云岩、白云岩厚度超过100 m，测井解释储层53 m，平均孔隙度5.1%～6.6%，渗透率(3.1～3.5)×10-3μm2，岩心观察见溶蚀孔洞发育[7]。E井附近多口钻井也钻遇了白云岩及其有效储层[8-9]。

从以上统计分析看，塔中隆起北斜坡奥陶系鹰山组可以在局部发育厚层白云岩及优质储层，储集空间主要为白云石晶间(溶)孔和溶蚀孔洞，是该地区一种重要的碳酸盐岩储层类型。但目前其钻遇率还比较低，厚度变化比较大，横向对比性比较差(图3)。

3 白云岩优质储层成因

关于塔里木盆地塔中隆起奥陶系白云岩成因问题，前人在勘探早期已经涉及[12-14]。特别是近几年伴随着塔中北斜坡鹰山组油气的大量发现和钻遇白云岩探井的增多，鹰山组白云岩及其储层的研究大量涌现[15-21]。认识到塔中隆起鹰山组的白云岩发育和白云石化作用比较普遍，在垂向上白云石和白云岩含量表现出从上到下逐渐增加的趋势，并且将其中的白云岩按结构划分为结晶白云岩、残余颗粒白云岩、残余灰质白云岩和隐藻白云岩等类型，其中结晶白云岩根据晶粒大小、形态可进一步细分，并且鹰山组白云石的微量元素、同位素等数据具有较大的分散性，存在准同生、渗透回流、埋藏和热液改造等多种成因。

考虑到塔中隆起北斜坡鹰山组不仅白云岩分布不均，而且也并非所有白云岩都是有效储层，因此优质白云岩储层的成因研究显得尤其重要。对于鹰山组优质白云岩储层成因有多种认识，例如埋藏重结晶、断裂沟通淡水溶蚀[22]、埋藏酸液溶蚀[23]、热液溶蚀改造[23-25]、埋藏白云石化[24]、去白云石化和表生岩溶等[8]。

笔者挑选了塔中北斜坡鹰山组发育厚层白云岩且储集性能优良的B井10个样品做了系统分析。显微镜下观察，该井白云岩储层段的白云石大部分比较污浊，部分隐现颗粒幻影，白云石粗细不甚均匀，常见粉—细晶白云岩与细—中晶白云岩以锯齿缝合线接触，晶粒较粗部分孔隙发育明显优于晶粒较细的部分(图版2)。这种现象表明岩石原始结构对后期成岩及孔隙发育具有重要影响，白云岩储层原始岩相以高能亮晶颗粒滩为主，夹低能泥晶灰岩沉积。

阴极发光下，中—细晶结构白云石发偏暗桔红色光，色泽整体较均匀，无明显的明暗发光条带，仅在溶孔周围部分晶体边缘见较亮的桔红色光(图版6)，这些现象符合水文条件稳定的埋藏还原环境形成的白云岩发光特征[26]。

白云岩成岩演化过程中各种流体作用会使其稀土元素含量和配分呈现不同的特点[27]。B井鹰山组白云岩稀土元素含量高于邻近的石灰岩，轻稀土分配曲线形态较相似，重稀土富集曲线有一定程度上翘(图4)。稀土分配曲线白云岩与石灰岩的Ce比较无明显异常，说明白云石化的流体主要继承了与石灰岩成因相近的地层封存海水。白云岩和石灰岩Eu表现均为负异常，说明其未必受到热液强烈影响[15]。但相对于石灰岩，白云岩Eu负异常明显偏小(图4)，则说明白云石化流体相对未受强烈成岩流体改造的石灰岩温度更高、还原性更强。

图4 塔里木盆地塔中隆起B井鹰山组碳酸盐岩稀土元素配分曲线

稳定碳氧同位素测试表明，细—中晶白云石δ13C值集中在0.5‰～1‰范围，δ18O值比邻近的石灰岩以及早奥陶世海水δ18O值偏负0.5‰～1.5‰，集中在-6‰～-7‰范围，指示这套储层白云岩为正常埋藏成因(图5)。通过薄片观察，白云石化作用形成了较多的晶间孔隙(图版2,5,6)，并显著改善了储层的渗透性能。

孔洞中沉淀方解石、白云石等胶结物发生时期更晚(图版3)。这些胶结物δ18O和δ13C均为高负值，孔洞方解石胶结物与基质白云石之间以及部分晶间孔中存在沥青(图版3)，表示其高温热液成因并伴随烃类分解作用(图5)。高温热液作用带来的方解石等胶结物堵塞了部分孔隙(图版3)。

B井这套鹰山组白云岩储层还发育较多的小溶洞和超大溶孔(图版1,3,4)，超大溶孔港湾状边缘见部分白云石被溶蚀凹凸不平，孔洞中心可见溶蚀残余物(图版5,6)，这表明其经历了较强的溶蚀作用。由于孔洞中未见大气淡水胶结物，判断溶蚀作用主要发生在埋藏期。该白云岩储层段的岩心和薄片中见到较多的富含沥青的锯齿缝合线，这从侧面指示伴随生排烃的有机酸的埋藏溶蚀对鹰山组孔隙具有贡献。

值得注意的是，塔中隆起北斜坡西部钻遇优质白云岩储层的E井白云石δ18O和δ13C更偏负，成岩温度更高，部分样品已进入深埋藏阶段，可能受到高温热液影响(图5)。个别孔洞胶结物样品δ18O和δ13C值分布在大气水环境范围(图5)，这表明存在大气水溶蚀[8]、胶结的可能。

图5 塔里木盆地塔中隆起鹰山组白云岩碳氧同位素投点图E井数据根据文献[21]。

综上所述，鹰山组白云岩的结构特征和成岩环境是多种多样的，而优质白云岩储层的主要成因是埋藏白云石化和埋藏溶蚀，但不同区块之间存在差异性，有的区块高温热液影响显著，局部区块还可能有大气淡水的溶蚀作用。

4 展望

塔中隆起北坡奥陶系鹰山组除了发育岩溶风化壳缝洞型储层并获得重大油气发现外[1]，还发育晶间孔—溶蚀孔洞型白云岩储层，已经在E井获得工业油气流，在C井获得低产气流。这套白云岩分布面积超过3 000 km2，厚度十余米至百米以上不等，因此勘探潜力巨大，是该地区碳酸盐岩储层的重要类型和领域。

从鹰山组白云岩储层的成因看，无论是埋藏白云石化、埋藏溶蚀和热液改造作用，均受控于不同性质的地下流体活动，不完全受鹰山组顶面风化壳的控制，因此鹰山组白云岩储层预测的难度相对于岩溶缝洞型储层难度更大。今后油气勘探应重视对白云岩规模有效储层的主控因素、分布规律及差异性的研究，同时应注意高温地下流体活动对储层的改造以及对早期油藏的破坏等不利因素。

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图版

(编辑韩 彧)

CharacteristicsandoriginofdolomitereservoirsinLowerOrdovicianYingshanFormation,northernslopeofTazhonguplift,TarimBasin

Zheng Xingping1,2, Liu Yongfu3, Zhang Jie1,2, Zheng Jianfeng1,2

(1.HangzhouInstituteofPetroleumGeology,PetroChina,Hangzhou,Zhejiang310023,China; 2.KeyLaboratoryofCarbonateReservoirs,CNPC,Hangzhou,Zhejiang310023,China; 3.TarimOilField,PetroChina,Korla,Xinjiang841000,China)

At present, the rich oil-and-gas resources discovered in the Ordovician Yingshan Formation in the northern slope of the Tazhong uplift of the Tarim Basin mainly exist in limestone karst fracture-cave reservoirs which are controlled by the unconformities on the top of the Yingshan Formation. With the deepening of exploration, dolomite reservoirs in the Yingshan Formation have been found in some new exploratory wells, and the reservoir spaces mainly include intercrystal pores, solution pores and vugs. Dolomite reservoirs have good physical properties and are thick locally; however, their horizontal comparisons are poor. According to core, slice observation, cathodoluminescence, REE and isotopic analyses, the favorable dolomite reservoirs in the Yingshan Formation had experienced buried dolomitization and strong dissolution, and was influenced by hot fluid in the late stage. Distributed widely and controlled by underground fluid activities, the dolomite reservoirs are the key types and targets for explorations in carbonate reservoirs in the Yingshan Formation in the northern slope of the Tazhong uplift of the Tarim Basin.

buried dissolution; diagenesis; dolomite; Yingshan Formation; Ordovician; Tazhong uplift; Tarim Basin

1001-6112(2013)02-0157-05

10.11781/sysydz20130208

TE122.2

A

2012-06-26；

2012-12-31。

郑兴平(1971—)，男，高级工程师，从事碳酸盐岩储层地质及实验工作。E-mail：zhengxp_hz@petrochina.com.cn。

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(2008E-0703)资助。