塔里木盆地先巴扎地区小海子组碳酸盐岩储集层主控因素分析

马中远，杨素举，徐勤琪，张 黎，张君子，黄 苇

(1.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011；2.中国石油集团 渤海钻探工程有限公司 第二录井分公司，河北 任丘 062552)

塔里木盆地先巴扎地区小海子组碳酸盐岩储集层主控因素分析

马中远1，杨素举1，徐勤琪1，张 黎1，张君子2，黄 苇1

(1.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011；2.中国石油集团 渤海钻探工程有限公司 第二录井分公司，河北 任丘 062552)

通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、测井、储层地球化学等大量资料，分析了巴楚先巴扎地区石炭系小海子组储层基本特征及控制因素。小海子组储集层岩性主要为灰岩、云质灰岩、灰质云岩和白云岩，储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔和裂缝，储层类型主要为裂缝-孔隙型和裂缝型。小海子组碳酸盐岩储集层受控于多重因素的影响，沉积相是储集层形成的基础，研究区内台内滩是有利储层发育的相带；溶蚀作用包括暴露溶蚀和埋藏溶蚀，是储集层发育的重要控制因素，渗流粉砂、氧化铁和大量溶蚀孔洞的发育等现象是暴露溶蚀的重要证据，而萤石、针状溶蚀孔洞、方解石碳氧同位素异常等均指示埋藏岩溶的存在；白云岩化在一定程度上促进了储集层的发育；构造破裂作用是最重要的储集层发育的控制因素之一，有利于裂缝型储集层的发育，并为溶蚀作用的发生提供良好的渗流通道，扩大溶蚀作用范围。

碳酸盐岩；主控因素；小海子组；石炭系；先巴扎地区；塔里木盆地

塔里木盆地碳酸盐岩储集层是最重要的勘探领域之一，历经多年的勘探实践，无论是在塔北、塔中，还是在玉北、巴楚地区的寒武—奥陶系碳酸盐岩储集层中均发现了一批油气藏，对下古生界碳酸盐岩储集层的认识成果显著[1-8]。近年来，石炭系碳酸盐岩储集层勘探忧喜参半，早期随着巴楚地区和田河气田、亚松迪气田和巴什托油气田的相继发现[9-10]，将石炭系碳酸盐岩领域勘探提上日程，然而后期针对巴楚先巴扎地区石炭系小海子组部署的BT7、BT8、BT9等井，仅获得了低级别的油气显示，钻井取心揭示储层非均质性强，横向展布规律复杂。前人针对巴楚先巴扎地区小海子组碳酸盐岩储层基本特征研究较多，主要认为其为裂缝—孔隙型储层，而针对储层发育主控因素方面缺乏系统的归纳论证和总结[11-15]。本文应用岩心、薄片、扫描电镜、成像测井等方法研究碳酸盐岩储层发育特征，详细阐述其储层发育控制因素，以期为先巴扎地区小海子组碳酸盐岩下一步油气勘探提供参考。

1 地质背景

先巴扎地区地处新疆维吾尔自治区巴楚县和麦盖提县境内，位于巴楚断隆色力布亚断裂下降盘南缘平台区，为麦盖提斜坡和巴楚断隆的枢纽带，其形成与演化主要受南、北两侧隆起与坳陷的构造作用控制。石炭纪晚期巴什托—先巴扎构造带已具雏形，先巴扎地区为南倾低缓斜坡，随着海西晚期、印支—燕山期、喜马拉雅期构造运动叠加改造，形成现今南倾斜坡。先巴扎地区西北面为巴什托油气田，东北面为亚松迪气田，区内主要发育有近东西向的巴什托断裂和北西—南东向的色力布亚断裂(图1)。

受巴楚运动影响，先巴扎地区石炭系卡拉沙依组缺失上段与部分中段，使得小海子组灰岩与卡拉沙依组上泥岩段呈不整合接触；而小海子组与二叠系南闸组为连续沉积，呈整合接触关系。从先巴扎地区主要钻井石炭系小海子组岩性结构上看，具有明显的二分性，可分为上、下两段(图2)。下段水体相对较浅，能量较高，发育云灰岩、鮞粒灰岩、藻灰岩等台内高能滩相沉积物；而上段主要为一套沉积水体较深、能量较低的泥晶灰岩、灰岩。

图1 塔里木盆地先巴扎地区地理位置及钻井分布

2 小海子组储集层特征

2.1 岩石学特征

先巴扎地区小海子组碳酸盐岩岩性主要为灰岩、云质灰岩、灰质云岩和白云岩。从BT9井岩性纵向分布来看(图2)，小海子组下段岩性复杂，可见生物灰岩、藻灰岩、云质灰岩、灰质云岩和白云岩等多种岩性共存。灰岩主要以颗粒灰岩(图3a,b)和泥晶灰岩(图3c)为主，灰岩和云岩过渡类型岩性是先巴扎地区小海子组较为常见的岩性(图3f)，而白云岩往往以泥—粉晶云岩、粉晶云岩为主(图3d,e)；小海子组上段岩性较单一，主要为灰岩、砂屑泥晶灰岩，基本不含白云岩。

2.2 储集空间特征及储层类型

小海子组储层储集空间类型多样，岩心和镜下薄片观察鉴定表明其储集空间类型以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔和裂缝为主。粒间、粒内溶孔往往在灰岩、灰岩与云岩过渡岩性中较为发育，尤其是开阔台地台内滩或台地边缘高能相带沉积的亮晶颗粒灰岩、生物灰岩等岩性中容易形成粒间、粒内溶孔(图3b)，晶间溶孔常见于泥—粉晶云岩、粉晶云岩岩性中，准同生期及埋藏期均可形成。BT2井在深度为1 924.78 m的泥—粉晶云岩中以晶间溶孔为主，面孔率可达10%(图3d)，BT9井在深度为4 618.74 m的粉晶云岩中也以晶间溶孔为主，面孔率达到10%(图3e)；同时也可见少量晶间孔、微孔(图3d,e)等类型的孔隙。裂缝的发育十分普遍，往往也可见沿裂缝发育的溶蚀孔隙(图3f)。

储层类型主要为裂缝型和裂缝—孔隙型2大类。裂缝型储层主要以BT4、BT6井为代表，其储集空间主要以裂缝为主，溶蚀孔隙相对不发育。BT4井小海子组23个样品平均孔隙度3.65%，而平均渗透率可达2.37×10-3μm2，最大值41×10-3μm2，明显受裂缝的影响；BT6井岩心上高角度和垂直裂缝较为发育，且在成像测井资料上也显示高角度裂缝及垂直裂缝较为发育，局部可见含弱溶蚀孔特征，原生孔隙欠发育。裂缝—孔隙型储层则以BT8、BT9井等为代表， BT9井小海子组碳酸盐岩岩心上可见大量的溶蚀孔洞，井段4 620.04～4 620.12 m可见溶蚀孔洞发育，生物化石被溶蚀，残留骨架；BT8、BT9井镜下薄片中可见大量粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔和裂缝(图3e,f)等储集空间类型的发育，并且BT8井成像测井资料也可识别大量溶蚀孔隙的发育。

图2 塔里木盆地先巴扎地区BT9井小海子组地层综合柱状图

图3 塔里木盆地先巴扎地区小海子组岩性及储集空间特征

a.BT9井，4 576 m，C2x，亮晶鲕粒灰岩，见1条充填方解石的微裂缝；b.BT7井，4 433.43 m，C2x，亮晶颗粒灰岩，生物屑为虫筳、棘屑、腕足，孔隙分布不均匀，面孔率1%，为生物屑粒内溶蚀孔；c.BT7井，4 406 m，C2x，泥晶灰岩，岩石弱云化，白云石呈泥晶状，见自形、半自形细小石英，茜素红染色，单偏光；d.BT2井，1 924.78 m，C2x，泥—粉晶云岩，见高岭石小于1%，萤石小于1%，目估面孔率10%，以晶间溶孔为主，少量粒间溶孔、粒内溶孔，微量高岭石晶间微孔；e.BT9井，4 618.74 m，C2x，粉晶云岩，目估面孔率10%，分布不均，以晶间溶孔为主，次为溶洞，少量晶间孔，微量高岭石晶间微孔；f.BT9井，4 598.45 m，C2x，灰色灰质云岩，白云石结晶较差，以半自形—他形为主，见溶蚀孔和微裂缝、充填结晶好的白云石

Fig.3 Lithology and reservoir space characteristics of Xiaohaizi Formation in Xianbazha area, Tarim Basin

3 小海子组储集层主控因素分析

先巴扎地区小海子组碳酸盐岩储集层的影响因素甚多，多因素叠加致使该区碳酸盐岩储层纵横向展布规律复杂，总体而言，其主控因素可归纳为以下几种。

3.1 沉积相

前人已对小海子组沉积相做过大量的研究工作[16]，小海子组主要发育台内滩和滩间海相，并发育藻核形石滩、生屑滩、砂屑滩、薄皮鲕粒滩等台内滩微相。台内滩主要发育于台地内部水动力相对较强，相对高能、微地貌相对较高的沉积环境，其岩性主要为颗粒灰岩，物性的好坏与岩石类型的关系密切[17-19]，岩心观察、薄片镜下鉴定均表明，孔隙主要发育在颗粒灰岩之中；而低能滩间海相发育的泥晶灰岩之中孔隙欠发育。因此，沉积相是小海子组碳酸盐岩储集层发育的物质基础，相对高能台内滩相是先巴扎地区小海子组储层发育的主控因素之一。

3.2 溶蚀作用

小海子组储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔和微裂缝，宏观岩心储层特征也主要为溶蚀孔洞与构造裂缝，由此可见溶蚀孔洞是小海子组碳酸盐岩储集层主要的储集空间之一，那么溶蚀作用也就是小海子组储层发育的有利因素之一。小海子组主要经历了暴露溶蚀和埋藏溶蚀2种不同的溶蚀作用。

3.2.1 暴露溶蚀

暴露溶蚀是碳酸盐岩储层发育的有利因素之一。前面已阐述小海子组沉积相主要为台内滩和滩间海相，在海平面升降过程中，微地貌相对高的台内滩极易露出海面，在干旱—湿润气候条件的多旋回交替影响下，碳酸盐岩极易发生大气淡水的淋滤溶蚀作用，形成溶蚀孔洞。BT8井在小海子组下段连续取心51.61 m，自上而下溶蚀现象愈发明显，其中第七回次取心(4 527.70～ 4 535.70 m)溶蚀孔洞密度达到331.1个/m，且多数处于未充填状态；BT9井在小海子组下段取心2回次，心长13.37 m，岩心孔洞较发育，共见2 539个溶蚀孔洞，最大孔径20.0 mm，一般为2.0 mm，多未充填，少量为膏质、泥质所充填。

薄片镜下观察BT2、BT7、BT8等井小海子组中上部，多处见到渗滤粉砂、渗滤灰泥和氧化铁等暴露溶蚀作用的证据。其中BT2井深度为1 929.66 m处的岩性为颗粒灰岩，第二世代粒状方解石胶结后，充填渗滤粉砂(图4a)。BT7井在深度为4 415 m处的岩石强烈破碎，原岩为泥晶灰岩，破裂缝内充填氧化铁、粉砂；在深度为4 429.65 m处的第二世代粒状方解石胶结物被溶蚀，并充填渗滤灰泥(图4b)。BT8井在深度为4 505.89 m处的颗粒间填隙物含氧化铁(图4c)，这些特殊现象均反映小海子组曾经遭受过暴露溶蚀作用。

BT8井小海子组孔洞充填方解石碳氧同位素分析结果表明(表1)，小海子组内部存在沉积间断面。沉积间断面之下的2个方解石充填物样品碳同位素偏负，可能是因暴露溶蚀作用造成；而沉积间断面之上的2个方解石充填物样品碳同位素偏正，表现为大气淡水胶结物的特征，属于粒间孔隙水或后期成岩流体沉淀的产物。

表1 塔里木盆地先巴扎地区孔洞中方解石充填物碳氧同位素特征

图4 塔里木盆地先巴扎地区小海子组暴露溶蚀特征

a.BT2井，1 929.66 m，C2x，亮晶鲕粒灰岩第二世代方解石胶结后，充填渗滤粉砂；b.BT7井，4 429.65 m，C2x，亮晶鲕粒灰岩第二世代方解石胶结物多被溶蚀，并充填渗滤灰泥；c.BT8井，4 505.89 m， C2x，亮晶颗粒灰岩间为氧化铁所充填

Fig.4 Exposed karst characteristics of Xiaohaizi Formation in Xianbazha area, Tarim Basin

3.2.2 埋藏溶蚀

先巴扎地区埋藏溶蚀作用主要表现在晚期埋藏后的非组构选择性溶蚀，部分孔隙经过多期成岩改造，部分得以保存下来而成为现今的有效孔隙。埋藏溶蚀主要与晚期高温高压成岩环境及热液作用有关，埋藏溶蚀形成的储集空间主要为粒间溶孔、晶间溶孔，部分溶孔后期可能会被无铁方解石胶结和萤石、硅质、沥青等所充填。

BC1井1 980 m小海子组颗粒云岩中粒间溶孔占10%，分布较均匀，非选择性溶蚀特征明显，粗晶方解石充填了部分溶孔。BT9井4 620.04～4 620.12 m岩心上针状溶蚀孔洞发育，孔隙分布均匀(图5a)，为非选择性溶蚀，是典型埋藏溶蚀的标志。

碳酸盐岩储集层中萤石往往与热液活动有关[20-21]。伏美燕对巴楚地区小海子组碳酸盐岩储集层中大量存在的自生地开石与萤石共生的现象归结于埋藏期热液活动的产物，对溶蚀孔洞的形成贡献明显[22]。从BT8井的镜下薄片观察来看，颗粒灰岩的颗粒间可见萤石、高岭石充填于孔隙之中(图5b)；亮晶生屑灰岩的晶间见微量褐色沥青质，生屑内见萤石化现象(图5c)，推测其为埋藏期发生热液溶蚀作用的标志物。

从BT8井小海子组孔洞充填方解石碳氧同位素(表1)也可看出，BT8-4号样品方解石充填物氧同位素为-9.9‰，可能其受后期高温流体影响造成氧同位素的分馏而表现为明显偏负的特征。BT8-2号样品碳同位素反映的可能是同生期大气淡水的产物，但氧同位素偏负推测可能也是埋藏过程中受高温流体的影响造成。

3.3 白云岩化作用

白云岩化对储集层的影响存在复杂性[23-24]。先巴扎地区小海子组白云石化普遍发育，多口井镜下特征表明，对于储层形成具有建设性意义的主要是与大气淡水有关的混合水白云岩化作用和成岩早期的回流渗透白云石化作用。这2种白云岩形成机制与小海子组沉积期的古环境相对应，巴什托地区小海子组沉积环境主要为台内浅滩和滩间海，当海平面下降时，区内的台内滩暴露于大气环境中，具备发生混合水白云岩化的条件。从先巴扎地区小海子组白云岩含量与孔隙度的统计关系来看(图6)，白云石含量越高，孔隙度总体偏好，表明白云岩化对储集层具有贡献作用。由此可见，白云岩化作用是改善先巴扎地区小海子组碳酸盐岩储层物性的主要成岩作用之一。白云化作用能形成晶间孔，虽然单一白云岩化作用不能给岩石带来较大的孔隙度，但是白云岩化作用是建设性的，可以增强地层中流体的流动性，对溶蚀作用的发育具有重要的意义。

图6 塔里木盆地先巴扎地区小海子组白云岩含量与孔隙度关系

图5 塔里木盆地先巴扎地区小海子组埋藏溶蚀特征

a.BT9井，4 620.04～4 620.12 m，C2x，孔洞发育，生物化石被溶蚀，残留骨架；b.BT8井，4 505.89 m ，C2x，溶蚀孔洞，颗粒80%，粒径多大于2 mm，由泥晶云质组成。颗粒间填隙物为粉晶白云石，见萤石、高岭石；c,BT8井，4 492.78 m，C2x，亮晶生屑灰岩，生屑以腹足、瓣腮为主，见棘屑。晶间见微量褐色沥青质，生屑内见萤石化

Fig.5 Burial karst characteristics of Xiaohaizi Formation in Xianbazha area, Tarim Basin

图7 塔里木盆地先巴扎地区小海子组裂缝发育特征

a.BT6井，4 453.84～4 454.29 m，C2x，发育1条垂直裂缝；b.BT8井，4 525.02 m，C2x，粉晶白云岩，目估面孔率10%，孔隙类型为晶间溶孔，见1条裂缝，宽0.08 mm左右；c.BT7井，4 429.68 m，C2x，目估面孔率1%，孔隙类型为粒内微孔、溶孔，见不规则状裂缝，多呈浸染状；d.BT8井，4 493.6～4 495.6 m，C2x，发育中高角度裂缝，沿裂缝发育弱溶蚀孔；e.BT6井，C2x，裂缝主走向为NNW-SSE，与色力布亚断裂走向基本一致；f.BT8井，C2x，裂缝主走向为NNW-SSE，与色力布亚断裂走向基本一致

Fig.7 Fracture characteristics of Xiaohaizi Formation in Xianbazha area, Tarim Basin

3.4 构造破裂作用

裂缝按成因机制可分为构造裂缝和非构造裂缝[25]。非构造裂缝主要有成岩缝、缝合线等非构造成因的裂缝，研究区小海子组非构造裂缝不发育，仅局部可见少量缝合线。构造裂缝按产状又可分为水平裂缝、中低角度裂缝、高角度裂缝和垂直裂缝，先巴扎地区小海子组主要发育垂直裂缝(图7a)和中高角度裂缝(图7d)，其成因与断裂密切相关。研究区内主要发育色力布亚断裂和先巴扎断裂，其中先巴扎构造带位于工区西北部，为巴什托—先巴扎压扭性断裂构造带的东端，走向近EW向，东延至色力布亚断裂；色力布亚断裂构造位于工区东北部，为主干断裂，走向为NW-SE向。从成像测井识别的裂缝走向玫瑰花图可以看出(图7e,f)，BT6、BT8井的裂缝主走向均为NNW-SSE向，与色力布亚断裂走向基本一致，表明小海子组碳酸盐岩裂缝主要与色力布亚断裂有关，而先巴扎断裂对裂缝的贡献有限。

从镜下薄片可以看出，沿着裂缝可见到溶蚀扩大的现象，形成不规则裂缝(图7c)；对于白云岩而言，裂缝的存在不仅能沿缝溶蚀形成溶蚀扩大缝，而且还可以有利于裂缝之外的岩石发生溶蚀作用(图7b)，为溶蚀作用的发生提供良好的渗流通道，扩大溶蚀作用范围。

4 结论

(1)小海子组储集层岩性主要为灰岩、云质灰岩、灰质云岩和白云岩，储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔和裂缝，可见少量晶间孔、微孔，储层类型主要为裂缝—孔隙型和裂缝型。

(2)小海子组碳酸盐岩储集层受多重因素的影响，沉积相是储集层形成的基础，暴露溶蚀和埋藏溶蚀作用是储集层发育的重要控制因素，渗流粉砂、氧化铁和大量溶蚀孔洞的发育等现象是暴露溶蚀的重要证据，而萤石、针状溶蚀孔洞、碳氧同位素异常等均指示埋藏岩溶的存在；白云岩化在一定程度上促进了储集层的发育；构造破裂作用是最重要的储集层发育的控制因素之一，有利于裂缝型储集层的发育，并为溶蚀作用的发生提供良好的渗流通道，扩大溶蚀作用范围。

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(编辑 徐文明)

Main controlling factors of carbonate reservoirs of Xiaohaizi Formation in Xianbazha area, Tarim Basin

Ma Zhongyuan1, Yang Suju1, Xu Qinqi1, Zhang Li1, Zhang Junzi2, Huang Wei1

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Production,SINOPECNorthwestCompany,Urumqi,Xinjiang830011,China;2.SecondloggingcompanyofBohaiDrillingEngineeringCompany,CNPC,RenqiuHebei062552,China)

The basic characteristics and controlling factors of the Carboniferous reservoirs of the Xiaohaizi Formation in the Xianbazha area of the Tarim Basin have been studied based on core and thin section analysis, scanning electron microscopy, well logging and reservoir geochemical data. The Xiaohaizi reservoirs are mainly composed of limestones, dolomitic limestones, calcareous dolomites and dolomites. The reservoir porosity includes intergranular, intragranular and intercrystalline dissolved pores and fractures. The reservoirs are mainly of fracture-pore type and fracture type. The carbonate reservoirs in the Xiaohaizi Formation are controlled by many factors. Sedimentary facies is the foundation for reservoir formation. Favorable reservoirs are found in the platform shoal in the study area. Exposure erosion (proved by seepage powder sands, iron oxides and a large number of pores) and burial erosion (proved by fluorites, needle-like pores, carbon and oxygen isotopic anomalies) play important roles in reservoir development. Dolomitization promotes reservoir development to a certain extent. The tectonic fracture effect contributes to the development of fractured reservoirs, and offers a good channel for the occurrence of seepage erosion, which expands the scope of denudation.

carbonate rock; main controlling factors; Xiaohaizi Formation; Carboniferous; Xianbazha area; Tarim Basin

1001-6112(2015)03-0300-07

10.11781/sysydz201503300

2014-05-20；

2015-04-13。

马中远(1986—)，男，硕士，工程师，从事油气成藏方面的研究。E-mail：357957993 @qq.com。

国家科技重大专项“塔里木盆地中央隆起区海相碳酸盐岩层系油气成藏主控因素与勘探突破目标评价”(2011ZX05005-004)资助。

TE122.2

A