碳酸盐岩盖层封闭性讨论——以塔里木盆地塔中北斜坡奥陶系为例

吕修祥，屈怡倩，于红枫，兰晓东

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 3.中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

碳酸盐岩盖层封闭性讨论
——以塔里木盆地塔中北斜坡奥陶系为例

吕修祥1,2，屈怡倩1,2，于红枫3，兰晓东1,2

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 3.中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

在统计分析录井及测井资料、运用实验测试手段的基础上，对塔中北斜坡奥陶系3套盖层的封闭条件或封闭机理进行研究发现，上奥陶统桑塔木组泥岩覆盖整个塔中北斜坡，厚度大，具有很好的封盖作用。下奥陶统良里塔格组良3-5段碳酸盐岩盖层泥质含量差别明显，油气分布层位也不同，说明泥质含量是影响良3-5段盖层封闭性的重要因素，且泥质含量对应的自然伽马测井响应值达到20 API时，良3-5段泥灰岩段可作为有效盖层。由于受到充填作用、胶结作用和大气降水选择性溶蚀作用的影响，鹰山组内部形成了致密高阻层，主要靠压力差封闭机理来遮挡油气，即高阻层与下伏储层的排替压力差在1.5 MPa以上时，高阻层可作为局部盖层，对鹰山组内部油气具有一定的封闭作用。

碳酸盐岩；盖层；封闭性；奥陶系；塔中北斜坡；塔里木盆地

盖层是油气成藏关键要素之一，目前盖层封闭条件的好坏已逐渐成为制约油气勘探的关键，尤其是海相碳酸盐岩区勘探[1-2]，全球有近50%的石油和25%的天然气储量分布于碳酸盐岩储集体中[3]。大量研究认为，除了传统的优质盖层——蒸发岩、泥页岩之外[4-7]，碳酸盐岩不仅可作为储集体，也可以作为油气盖层[8-10]。澳大利亚西北大陆架白垩纪时期沉积的石灰岩为整个澳大利亚西北大陆架的大油气田提供了区域盖层[11]。1974年，据A.B.奥夫恰连报道，苏联蒂曼—彼乔拉地区在巨厚的二叠系和石炭系致密灰岩的封闭条件下发现了多层油气藏。建南气田发现的第一个长兴组生物礁型气藏，其盖层就是长三段致密灰岩[12]。四川盆地中坝气田也是碳酸盐岩作为下伏气藏的盖层[13]。另外，我国南方一些古油藏形成时泥质碳酸盐岩盖层封闭性能良好[14]，是后期强烈构造运动导致古油藏暴露地表，遭受破坏[15-18]。由此可见，致密碳酸盐岩作为盖层有一定的普遍性，探讨碳酸盐岩盖层封闭性是油气勘探必须解决的问题。然而碳酸盐岩容易产生裂缝，对其封闭性能的研究提出了严峻挑战，其中泥质含量是限制碳酸盐岩能否作为盖层的一个重要影响因素。

塔中地区奥陶系是塔里木盆地油气勘探的重点领域之一，且塔中北斜坡在鹰山组中探明油气2.4×108t油当量，这与上覆良里塔格组良3-5段致密碳酸盐岩直接盖层密切相关。鹰山组油气水分布规律复杂，甚至出现水层之下有油气层的现象，反映了鹰山组内部隔层对油气富集的影响，同时也说明了良3-5段直接盖层对整个鹰山组油气有一定的制约作用。因此本文旨在通过岩心录井、测井资料及岩石样品实验测试结果，深入分析良3-5段致密碳酸盐岩及鹰山组内部隔层的封闭性，揭示不同封闭条件或封闭机理的盖层对油气的控制作用，这对深刻认识碳酸盐岩盖层封闭性和塔中地区油气富集规律、指导该区和国内外碳酸盐岩进一步勘探具有重要的现实意义。

1 地质背景

塔里木盆地塔中北斜坡位于塔里木盆地中央隆起带塔中低凸起北部，是塔中低凸起的一个二级构造单元，塔中低凸起是一个在寒武—奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性古隆起[19]。塔中低凸起奥陶系沉积相发育表现为明显的分层结构，整体为海平面的持续上升过程，即由局限台地相、开阔台地相逐渐变为台地边缘相、混积陆棚相及斜坡相[20]。研究区奥陶系地层自上而下发育桑塔木组、良里塔格组、鹰山组和蓬莱坝组(图1)。上奥陶统桑塔木组厚度较大，最厚可达1 000 m，岩性以深灰色泥岩、灰质泥岩为主，夹有少量泥质灰岩及薄层含泥灰岩。良里塔格组总厚度介于0～700 m之间，岩性主要为浅灰色、灰色泥晶灰岩和含泥灰岩，夹生物灰岩；从上而下可分为5个岩性段，即良1-5段，其中良1-2段发育大型礁滩复合体，良3-5段主要发育致密灰岩，局部地区由于剥蚀作用缺失良4段和良5段。下奥陶统鹰山组厚度一般大于500 m，岩性以深灰色薄—厚层状泥晶灰岩、粉晶灰岩和亮晶粒屑灰岩为主，夹薄层粉晶白云岩，由北向南依次出露鹰1-4段，且地层厚度逐渐减薄。由于受到构造运动的影响，鹰山组顶面遭受强烈风化剥蚀，因此与上覆地层良里塔格组之间表现为角度不整合关系，而与下伏蓬莱坝组呈整合接触，同时鹰山组内部发现了多套电阻率值异常高的致密隔层，称之为“高阻层”[21]。研究良3-5段致密灰岩直接盖层和鹰山组内部高阻层的封闭条件为该区下一步寻找油气提供了有利的依据。

图1 塔里木盆地塔中北斜坡奥陶系地层综合柱状图

2 桑塔木组泥岩封闭性能

统计塔中北斜坡奥陶系50余口井的桑塔木组泥岩厚度，发现桑塔木组泥岩分布范围广，被称为一套“黑被子”，基本覆盖整个塔中北斜坡，厚度大，由东北往西南方向桑塔木组泥岩厚度逐渐减薄(图2)，直至发生尖灭。下伏地层良里塔格组和鹰山组油气均聚集在桑塔木组巨厚泥岩覆盖的区域，而在桑塔木组尖灭线附近未发现油气，因此桑塔木组泥岩作为目前公认的一套区域性盖层，对塔中北斜坡奥陶系油气具有很好的封盖作用，其中厚度在桑塔木组泥岩封闭性中起到了决定性作用。这套厚层、区域性泥岩盖层对下伏2套碳酸盐岩直接盖层或局部盖层的封闭具有强化作用。

3 良里塔格泥灰岩段封闭条件

桑塔木组泥岩区域盖层对奥陶系油气具有一定的控制作用，然而鹰山组顶部距桑塔木组厚层泥岩有350 m左右的距离，因此鹰山组油气上覆存在一套直接盖层，即良里塔格组良3-5泥灰岩段。由于塔中北斜坡西部缺失良4-5段，东部良3-5段发育齐全，因此西部良3-5段厚度较东部薄(图3)。西部中古15井区和中古8井区良4-5段被完全剥蚀，只有良3段充当直接盖层，其厚度相当，但油气分布层位明显不同。中古8井区油气分布在鹰山组，而中古15井区油气基本集中在良3段顶部，油气很可能是沿断裂从深部经鹰山组运移至良3段顶部聚集成藏，说明2井区良3段对油气的封闭性能存在较大差异。据分析唯一的区别就在于中古15井区和中古8井区泥质含量不同。由此可见，除了厚度，泥质含量是影响良3-5泥灰岩段封闭性的重要因素。

图2 塔里木盆地塔中北斜坡桑塔木组泥岩盖层与良里塔格组及鹰山组含油气叠合图

图3 塔里木盆地塔中北斜坡良3-5段自然伽马测井响应值与鹰山组油气连井剖面

泥质含量一般通过常规测井方法中自然伽马测井响应值(GR)来标定，即自然伽马测井响应值越大，泥质含量越高，相反地，自然伽马值越小，泥质含量越低。经详细统计，塔中北斜坡最西部中古15井区良3-5段泥质含量最低，自然伽马测井响应值绝大多数分布在20 API以内，而相邻的中古8井区良3-5段泥质含量较高，自然伽马测井响应值集中在20～40 API之间，向东部过渡泥质含量逐渐变高，可达40 API以上。图3清晰地显示中古16、中古15井良3段自然伽马测井响应值均小于20 API，分别为15,19 API，油气分布在良2段底至良3段顶部，说明良3段封闭性较差，不能作为有效盖层；中古11、中古8井良3段自然伽马测井响应值各自为32,29 API，油气聚集在良3段下伏鹰山组储层中，即良3段可充当有效盖层，对下伏油气起到了一定的遮挡作用。此外，向东中古10、中古5井等依次发育良3-5段，厚度逐渐变大，在鹰山组见油气，可能是良3-5段厚度对其封闭性有一定的影响，但自然伽马测井响应值均满足在20 API以上，最小为22 API。因此，控制塔中北斜坡奥陶系良3-5泥灰岩段封闭性好坏的一个重要条件就是泥质含量的多少，同时也控制了油气聚集层位的差异性。研究分析得知，泥质含量对应的自然伽马测井响应值至少达到20 API时，良3-5泥灰岩段对鹰山组油气具有一定的直接封闭作用。

4 鹰山组高阻层封闭性

4.1 高阻层成因机制

在砂岩储层里存在许多泥岩隔夹层，同样地，在碳酸盐岩储层里也发育着一些非渗透性隔层，主要是致密层，一般是由泥质含量较高或裂缝不太发育的纯岩性组成[22]，其中纯岩性致密层的电性特征表现为电阻率值高。塔中北斜坡奥陶系鹰山组内部发育的高阻层并非泥质含量较高，而是纯岩性致密层。针对高阻层的成因，根据岩心观察及岩石薄片矿物成分鉴定结果，对比高阻层与储层的矿物成分差异，由此分析解释高阻层的成因机制。

4.1.1 早期地层受垂直渗流作用的影响

风化岩溶带可划分为垂直渗流带、过渡带及水平潜流带、深部缓流带，垂直渗流带及过渡带发育一些溶蚀孔洞，这些孔洞后期被方解石等高阻矿物充填，形成了致密高阻层段(图4)。中古7井高阻层段岩心及岩石薄片中观察到由于后期改造强烈，裂缝及缝合线发育，但多被方解石高电阻率矿物充填，且岩石薄片鉴定结果显示，高阻层段矿物成分中方解石含量多在85%以上，远大于岩石骨架颗粒含量。然而对应的上部储层段中，同样由于溶蚀作用改造强烈，溶蚀孔洞、裂缝及缝合线发育，但后期未被完全充填，只是局部被泥质和方解石充填。此外，典型井塔中79井高阻层岩石薄片中也发现裂缝多被亮晶方解石充填形成了高阻致密层。塔中83井高阻层岩石薄片可见缝合线中充填了干沥青，说明在油气运移过程中，先期形成的一些溶蚀孔洞被泥质或方解石充填以致油气运移受堵，最后形成了干沥青，即证实了高阻层可能是充填成因。

4.1.2 胶结作用

岩石薄片矿物成分鉴定结果揭示，胶结物的种类相对比较单一，以方解石为主，其次还有极少量的硬石膏和硅质，但胶结物的含量变化较明显(图5)，根据单井对应的深度统计相应的深、浅双侧向电阻率值。图5中电阻率值在1 000 Ω·m以上对应的是高阻层，其中高阻层段胶结物含量均在15%以上；相应地，电阻率值小于1 000 Ω·m对应的主要是储层，其胶结物含量均在10%以下，明显低于高阻层段胶结物含量。因此鹰山组高阻层与上下对应储层的胶结物含量高低就反映了高阻层也可能是方解石胶结成因。

4.1.3 大气降水选择性溶蚀作用

在过渡段未发生或发生了弱的水平溶蚀作用，而在下部水平潜流带发生了强的水平溶蚀作用[23]。此外，由于海平面上升，海水对近距离的层段也会发生溶蚀作用，但海水的影响范围是有限的，在未接受或接受了很弱溶蚀作用的层段，仍然是碳酸盐岩基质，渗透性差，可作为致密灰岩层，沉积时由于环境及水动力条件的影响，沉积的岩性较特殊(主要为泥晶灰岩)，即纯岩性致密层，电阻率值高，因此形成了鹰山组内部的高阻层。

图4 塔里木盆地塔中北斜坡中古7井鹰山组岩心薄片综合柱状图

图5 塔里木盆地塔中北斜坡鹰山组高阻层及储层胶结物含量实验数据散点图

4.2 高阻层封闭机理

鹰山组内部发育多套高阻层，但单层厚度较薄，且泥质含量偏低。为了研究高阻层封闭性，本文采用微观评价方法，通过实验测试手段，分析鹰山组高阻层及其上下对应储层的排替压力特征。测试结果表明，鹰山组高阻层岩石样品排替压力值普遍偏低，对油气的封闭性较差。然而在高阻层下伏储层中发现了油气，甚至少数井高阻层之上为水层，之下却是油气层，如中古51井(图6)。实验结果中储层岩石样品的排替压力值也非常小，类似盖层烃浓度封闭机理，推断鹰山组高阻层可能是靠压力差来封闭下伏油气。

由于中古51典型井鹰山组无取心段，因此对其相邻井高阻层及储层取心段排替压力测试结果进行分析。在其东北方向约5 km处的塔中12井鹰山组高阻层岩石样品的排替压力只有3.11 MPa，对应下伏储层岩石样品的排替压力为1.56 MPa，二者的排替压力差为1.55 MPa。试油资料显示，高阻层下伏储层有油气产出，且日产气585.59 m3，反映塔中12、中古51井鹰山组高阻层对下伏储层中油气具有一定的封盖作用(图6)。中古7井实验测得的高阻层排替压力达5.06 MPa，大于塔中12井高阻层排替压力，下伏储层测试的排替压力为4.54 MPa，因此中古7井高阻层与储层的排替压力差为0.52 MPa，比塔中12井的排替压力差值要小。同样通过试油结果发现中古7井高阻层上覆储层见油气，其中日产油80 m3，日产气156 544 m3，下伏却为干层，表明该井高阻层封闭性较差。另外，中古42井为水井，其高阻层与下伏储层排替压力差仅有0.09 MPa。对比分析发现鹰山组高阻层只在局部区域具有良好的封闭性，其封闭机理为压力差封闭，且高阻层与下伏储层的排替压力差值在1.5 MPa以上时，高阻层对下伏油气可以起到很好的封闭作用，反之，排替压力差小于1.5 MPa时，下伏储层为干层或水层。

图6 塔里木盆地塔中北斜坡鹰山组高阻层与下伏储层排替压力差分布

5 结论

(1)桑塔木组泥岩作为塔中北斜坡奥陶系的区域盖层，对良里塔格组和鹰山组油气起到了很好的封闭作用，其厚度是控制桑塔木组泥岩盖层封闭性的主要因素，且对下伏2套碳酸盐岩直接或局部盖层的封闭能力具有强化作用。

(2)良里塔格组良3-5泥灰岩段作为下伏鹰山组油气的直接盖层，泥质含量起了关键性作用，同时也形成了油气分布层位的差异性。良3-5段碳酸盐岩盖层泥质含量对应的自然伽马测井响应值在20 API以上时，对油气具有良好的封闭作用。

(3)鹰山组高阻层碳酸盐岩作为局部盖层，其封闭机理为压力差封闭，即高阻层与对应下伏储层的排替压力差至少达到1.5 MPa时，高阻层可封闭下伏油气，不致逸散。形成鹰山组这种致密高阻层的机制主要有充填作用、胶结作用和大气降水选择性溶蚀作用。

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(编辑 黄 娟)

Sealing capacity of carbonate cap rocks: A case study of Ordovician in northern slope of central Tarim Basin

Lü Xiuxiang1,2,Qu Yiqian1,2,Yu Hongfeng3,Lan Xiaodong1,2

(1.College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3.Petroleum Exploration and Development Research Institute, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China)

Based on well log and logging data, using experimental test method, the sealing condition and mechanism of three sets of Ordovician cap rocks in the northern slope of the central Tarim Basin were studied. Thick mudstones of the Upper Ordovician Sangtamu Formation cover the whole study area and provide good regional sealing for oil and gas. The difference of shale content of carbonate cap rocks in the Lower Ordovician Lianglitage 3rd-5th members is obvious, but the distribution of oil and gas is different, illustrating that shale content is an important factor affecting the sealing capacity of cap rocks in the Lianglitage 3rd-5th members. When GR value reaches 20 API, the Lianglitage 3rd-5th members work as effective cap rocks, sealing oil and gas in the underlying Yingshan Formation. Due to the influence of filling, cementation and selective corrosion of atmospheric precipitation, dense and high-resistivity layers were formed in the Yingshan Formation, blocking oil and gas mainly by the mechanism of displacement pressure difference. When the displacement pressure difference between high-resistance layer and underlying reservoir bed is above 1.5 MPa, the high-resistivity layer is considered as a local cap rock, providing certain sealing for oil and gas inside the Yingshan Formation.

carbonate; cap rock; sealing capacity; Ordovician; northern slope of central Tarim Basin; Tarim Basin

1001-6112(2014)05-0532-07

10.11781/sysydz201405532

2013-04-25；

2014-07-18。

吕修祥(1963—)，男，博士，教授，从事油气藏形成与分布、矿产普查与勘探方面的教学和研究。E-mail: luxx@cup.edu.cn。

国家科技重大专项(2011ZX05004-004-006)和国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2012CB214804)资助。

TE122.2+5

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