塔东英东区块寒武系白云岩储层特征

符浩，李国蓉，赵勇，郭俊阳，周吉羚

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610059；2.成都理工大学能源学院，四川成都610059；3.中石油华北油田勘探开发研究院，河北任丘062552；4.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500）

塔东英东区块寒武系白云岩储层特征

符浩1，2，李国蓉1，2，赵勇3，郭俊阳4，周吉羚1，2

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610059；2.成都理工大学能源学院，四川成都610059；3.中石油华北油田勘探开发研究院，河北任丘062552；4.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500）

在现有罗西1、米兰1、英东1和英东2等探井的钻井、岩芯、录井、薄片和测井资料的基础上，利用岩芯观察、岩屑观察、薄片鉴定和测井资料处理分析等技术手段，对英东区块寒武系白云岩储层特征进行研究。英东地区寒武系白云岩储层储集空间类型以次生孔隙占绝对优势，以晶间孔、晶间溶孔和溶蚀孔洞为主，其次是裂缝空间。根据储层的主要储集空间的不同，将其归纳为溶蚀孔隙型和溶蚀缝孔洞型两类储层，区内寒武系白云岩溶蚀缝孔洞型为Ⅳ-Ⅱ类储层，溶蚀孔隙型为Ⅳ-Ⅲ类储层，主要集中发育在上寒武统突尔沙克塔格组。

寒武系；白云岩；储集空间；储层特征

白云岩（dolomite），自1791年法国地质学家Deodat Guy de Dolomieu（1750-1801）首次描述［1］以来，其成因问题一直是地学领域的“谜案”，也是众多学者研究和争论不休的热点之一。全球油气勘探实践表明，世界油气总储量中有52%来自碳酸盐岩储层［2-4］，而白云岩储层在碳酸盐岩油气勘探中占有重要地位。随着国内外许多优质白云岩储层的发现，包括美国密执安（Michigan）盆地志留纪尼亚加拉（Niagaran）礁的白云岩储层、美国西部特拉华（Delaware）盆地西北陆棚的白云岩储层、美国威利斯顿盆地奥陶纪红河组（Red River Formation）的白云岩储层［4］、加拿大西部沉积盆地的泥盆系和密西西比系白云岩储层［5］以及我国川东二叠纪生物礁的白云岩储层［6］、川中磨溪气田龙王庙组白云岩储层［7］，白云岩储层得到了全球越来越多的勘探关注。

塔里木盆地是我国最大的内陆盆地，也是十分重要的含油气盆地。盆地内下古生界发育规模巨大的碳酸盐岩地层，其中不乏优质的储集层。英东区块寒武系发育大套碳酸盐岩，根据已有钻井揭示该区寒武系优质烃源岩和白云岩储层发育，是富有潜力的油气勘探层系和领域。全球油气勘探实践表明，世界油气总储量中有52%来自碳酸盐岩储层，而白云岩储层在碳酸盐岩油气勘探中占有重要地位，因此深入研究该区寒武系白云岩储层特征具有重要意义。英东区块作为勘探新区，勘探程度较低，前人对寒武系白云岩储层研究较少，本文在利用岩芯观察、岩屑观察、薄片鉴定和测井资料处理分析等技术手段，对英东区块寒武系白云岩储层特征进行系统深入的研究，为该区下一步油气勘探部署提供技术支持。

1　地质背景

塔东英东区块位于塔东低突起的东北部，西北与英吉苏凹陷相邻，东南受车尔臣断裂控制，与塔南隆起相接，包括英东构造带、米兰构造带和罗西坡折带等三个次一级构造单元。早-中寒武世，东部的英东区块台盆模式初具雏形，发育不明显，研究区的沉积相带多为深水盆地相；晚寒武世，随着进一步的隆升，英东地区的台盆模式更加明显，沉积相带的变化更加多样，呈南北向的条带形展布［8］。罗西1井位于台地边缘相，米兰1井、英东1井和英东2井则都位于台缘斜坡相。研究区内发育多个下切至基底的断裂系统［9］，为形成裂缝型储层创造了有利条件。

通过对研究区四口井的数据分析以及其地层对比图岩性剖面的呈现，该区寒武系共有三组地层，分别是上寒武统的突尔沙克塔格组、中寒武统的莫合尔山组、下寒武统的西大山组-西山布拉克组。从岩性分布上来讲，在下寒武统，主要发育大套泥岩，少见碳酸盐岩；在中寒武统，碳酸盐岩开始增多，但还是以灰岩为主，仅在局部地区碳酸盐岩占绝对优势，可见白云岩层的发育在局部初具规模；在上寒武统，泥岩几乎不发育，在整个研究区内碳酸盐岩大量发育，且白云石化程度很高，白云岩是主要的岩石类型（见图1）。

图1　塔东英东区块寒武系地层柱状图Fig.1 Cambrian stratigraphic column of Yingdong area of eastern Tarim basin

2　英东区块寒武系白云岩储层基本特征

2.1储集岩岩石学特征

通过岩芯观察、薄片分析，英东区块寒武系储集岩类型主要为晶粒白云岩，按其晶粒大小、晶形、晶体表面特征可以分为4种白云岩，分别为：（1）微-粉晶白云岩；（2）粉-细晶白云岩；（3）细-中晶白云岩；（4）中-粗晶白云岩。

微-粉晶白云岩主要由晶体大小小于0.062 5 mm的白云石组成，结构较均一，表面较脏，纹层结构发育，晶间含有泥质，可明显被缝合线和多期裂缝切割改造，岩石致密不发育储集空间。

粉-细晶白云岩主要由晶体大小为0.031 5 mm~ 0.25 mm的白云石组成，晶体表面较脏，晶形为它形，晶体间呈镶嵌状为其主要特征，偶见黄铁矿斑点，岩石致密不发育储集空间。

细-中晶白云岩主要由晶体大小为0.062 5 mm~ 0.5 mm的白云石组成，晶体表面较脏或较干净，晶形为半自形-自形为其主要特征，晶间孔较发育，晶间孔内见灰质残余、泥质、沥青等，可构成储层，并对早期烃类充注有重要意义。

中-粗晶白云岩主要由晶体大小0.25 mm~1 mm的白云石组成，晶体表面多数较干净，晶形较差，晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞较发育，并且晶间（溶）孔内见沥青完全充填或有沥青残余，为研究区寒武系主要的储集岩。

2.2储集空间类型特征

碳酸盐岩储集空间的形成是一个复杂而长期的过程，它贯穿于整个沉积过程及其以后的各个地质历史时期。其储集空间通常包括孔隙、溶洞和裂缝三类，一般来说，孔隙和溶洞是主要的储集空间，裂缝是主要的渗滤通道，也是储集空间。根据罗西1井、米兰1井、英东1井和英东2井的岩芯和岩石薄片的观察分析，英东地区寒武系白云岩储层储集空间类型以次生孔隙占绝对优势，以晶间孔、晶间溶孔和溶蚀孔洞为主，其次是未充填裂缝空间。

2.2.1晶间孔和晶间溶孔晶间孔和晶间溶孔在研究区内寒武系白云岩中广泛发育，是储层的重要储集空间。根据镜下观察统计发现，晶间孔和晶间溶孔更普遍的发育在晶粒较为粗大的中-粗晶白云岩和细晶白云岩中，呈不规则的几何形状，晶间孔边缘平直（见图2a），局部被溶蚀之后凹凸不平（见图2b），孔径大小多集中在0.2 mm~1.5 mm。镜下见部分的晶间孔和晶间溶孔被沥青全充填或半充填。

2.2.2溶蚀孔洞溶蚀孔洞是英东区块寒武系白云岩储层主要的储集空间，且普遍发育。根据井下观察，溶蚀孔洞边缘凹凸不平，具有明显的溶蚀痕迹（见图2c，e），孔径多超过2 mm，且大多被微裂缝相互沟通，储集意义极好。

图2　塔东英东地区寒武系白云岩储层储集空间特征Fig.2 Reservoir spaces characteristics of Cambrian dolomite reservoir in Yingdong area of eastern Tarim basin

2.2.3裂缝裂缝空间也是研究区寒武系白云岩中常见的储集空间。这里所说的裂缝是指张开裂缝和被沥青或白云石半充填的裂缝（见图2d，f）。镜下见裂缝多为边缘平直的构造缝，也可见少量被溶蚀改造过的，边缘不平直的裂缝。裂缝的宽度大小不一，较宽的未充填裂缝宽度可达0.4 mm，较窄的也可见大量宽度只有0.03 mm左右的微裂缝。镜下还可见裂缝沟通其他储集空间的现象明显，这极大的改善了储层的储渗性能。

3　储层类型

白云岩储层类型的划分主要是建立在储层储集空间基本类型之上，以孔隙、溶洞和裂缝这三类基本储集空间类型在碳酸盐岩储层中的组合关系，特别是以储层储集性能贡献大小为依据，对白云岩储层进行分类和划分。通过钻井岩芯及薄片观察的分析，认识到英东区块寒武系白云岩中发育白云岩溶蚀孔隙型、白云岩溶蚀缝孔洞型等两种类型的储层。进一步，建立了这两类储层的测井响应特征，有效地开展了井剖面上储层综合解剖。

3.1白云岩溶蚀孔隙型储层

白云岩溶蚀孔隙型储层的储集空间以晶间孔、晶间溶孔为主，孔隙发育相对比较均匀。孔隙为主要储集空间，吼道为渗滤通道，裂缝的作用较小。英东地区的储渗空间主要为晶间孔和晶间溶孔，并含有少量的溶蚀孔洞，多出现在细-中晶云岩和中-粗晶白云岩中。

根据已经取芯井段的岩芯资料和薄片资料观察，识别出白云岩溶蚀孔隙型储层，再结合地球物理测井数据，总结出白云岩溶蚀孔隙型储层测井响应特征：（1）电阻率曲线与其上下层段测井曲线相比呈“U”字形降低，这与裂缝发育段的尖刺状电阻率起伏形成强烈的反差，且双侧向电阻率测井值呈较小幅度的正差异；（2）自然伽马测井值呈较低值，介于11 API～41 API；（3）声波时差值增大，介于45.5 μs/ft～49.3 μs/ft；（4）中子孔隙度值增大，介于0.56～0.82；（5）岩石体积密度测井值降低，介于2.68 g/cm3～2.8 g/cm3。

经过井剖面的综合解剖后分析发现白云岩溶蚀孔隙型储层在层位上都发育于上寒武统突尔沙克塔格组中，在中寒武统莫合尔山组和下寒武统西大山组-西山布拉克组中均基本不发育。

3.2白云岩溶蚀缝孔洞型储层

白云岩溶蚀缝孔洞型储层在研究区是另一种重要的储集类型，这类储层不但溶蚀孔洞发育，而且裂缝也较为发育。溶蚀孔洞是其主要的储集空间，裂缝既作为储集空间，更为重要的是作为渗透通道。次生溶蚀孔洞和裂缝的存在大大提高了地层的储集能力，改善了地层的渗流能力，是一种优质储层，这类储层的形成与溶蚀作用和构造运动有关。

根据已经取芯井段的岩芯资料和薄片资料观察，识别出白云岩溶蚀缝孔洞型储层，再结合地球物理测井数据，总结出白云岩溶蚀缝孔洞型储层测井响应特征：（1）电阻率明显降低，介于10 Ω·m～1 000 Ω·m（与溶蚀孔隙型储层相比更低），而且呈尖刀状降低，双侧向电阻率测井值比较接近，正负差异不定；（2）自然伽马值较低，介于10 API～20 API（与溶蚀孔隙型储层相比更低）；（3）声波时差测井值增高，介于49.9 μs/ft～53.5 μs/ft；（4）铀元素测井值明显增高；（5）中子孔隙度显著增大，介于0.8～2.9；（6）密度测井值则明显降低，介于2.6 g/cm3～2.72 g/cm3。

经过井剖面的综合解剖后分析发现白云岩溶蚀缝孔洞型储层在层位上主要发育在上寒武统突尔沙克塔格组地层中，在中寒武统莫合尔山组中局部发育，在下寒武统西大山组-西山布拉克组中基本不发育。

4　英东区块寒武系白云岩储层物性特征

4.1白云岩储层孔隙度、渗透率特征

对于碳酸盐岩储层的分类评价标准不一，本文采用中石油碳酸盐岩储层分类标准（见表1）。

表1　中石油碳酸盐岩储层分类标准表

通过对塔东英东区块钻井岩芯的常规物性分析显示，从孔隙度角度来说，83.78%的样品孔隙度≤2%，属于Ⅳ类储层标准；16.22%的样品孔隙度为2%～6%属于Ⅲ类储层的标准；而没有样品孔隙度大于6%，说明Ⅱ类储层和Ⅰ类储层不发育（见图3a）。

通过对塔东英东区块钻井岩芯的常规物性分析，从渗透率角度来说，50%的样品渗透率位于0.001 mD～0.1 mD，属于Ⅲ类储层的标准；47.06%的样品渗透率位于0.1 mD～10 mD，属于Ⅱ类储层的标准；2.94%的样品渗透率≥10 mD，属于Ⅰ类储层的标准（见图3b）。4.2白云岩储层孔-渗关系特征

为了更进一步研究英东区块寒武系白云岩储层的物性特征，利用上述孔隙度和渗透率数据做出孔隙度-渗透率相关性图（见图3c）。据图可知，区内白云岩储层的孔隙度和渗透率的相关性极差，甚至基本不相关。经分析，这极可能是由于碳酸盐岩储层本身所具有的强非均质性所造成的。

图3　塔东英东区块寒武系白云岩储层物性特征Fig.3 Physical characteristics of Cambrian dolomite reservoir in Yingdong area of eastern Tarim basin

5　结论

（1）从岩性分布上来讲，在下寒武统，主要发育大套泥岩，少见碳酸盐岩；在中寒武统，碳酸盐岩开始增多，但还是以灰岩为主，仅在局部地区碳酸盐岩占绝对优势，可见白云岩层的发育在局部初具规模；在上寒武统，泥岩几乎不发育，在整个研究区内碳酸盐岩大量发育，且白云石化程度很高，白云岩是主要的岩石类型。

（2）根据罗西1井、米兰1井、英东1井和英东2井的岩芯和岩石薄片的观察分析，英东地区寒武系白云岩储层储集空间类型以次生孔隙占绝对优势，以晶间孔、晶间溶孔和溶蚀孔洞为主，其次是裂缝空间。

（3）通过钻井岩芯及薄片观察以及测井资料的分析，认识到英东区块寒武系白云岩中发育溶蚀孔隙型、溶蚀孔洞型等两种类型的储层。白云岩溶蚀孔隙型储层测井响应特征有：①电阻率曲线与其上下层段测井曲线相比呈“U”字形降低，这与裂缝发育段的尖刺状电阻率起伏形成强烈的反差；且双侧向电阻率测井值呈较小幅度的正差异；②自然伽马测井值呈较低值，介于11 API～41 API；③声波时差值增大，介于45.5 μs/ft～ 49.3 μs/ft；④中子孔隙度值增大，介于0.56～0.82；⑤岩石体积密度测井值降低，介于2.68 g/cm3～2.8 g/cm3。白云岩溶蚀孔洞型储层测井响应特征有：①电阻率明显降低，介于10 Ω·m～1 000 Ω·m（与溶蚀孔隙型储层相比更低），而且呈尖刀状降低，双侧向电阻率测井值比较接近，正负差异不定；②自然伽马值较低，介于10 API～20 API（与溶蚀孔隙型储层相比更低）；③声波时差测井值增高，介于49.9 μs/ft～53.5 μs/ft；④铀元素测井值明显增高；⑤中子孔隙度显著增大，介于0.8～2.9；⑥密度测井值则明显降低，介于2.6 g/cm3～2.72 g/cm3。

（4）通过实测孔隙度、渗透率数据，结合“中石油碳酸盐岩储层分类标准”，认为区内寒武系白云岩储层主要为Ⅳ-Ⅱ类储层，主要集中发育在上寒武统突尔沙克塔格组，而在中寒武统莫合尔山组和下寒武统西大山组-西山布拉克组中几乎不发育。

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Characteristics of Cambrian dolomite reservoir in Yingdong area of the east of Tarim basin

FU Hao1，2，LI Guorong1，2，ZHAO Yong3，GUO Junyang4，ZHOU Jiling1，2，
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；3.Research Institute of Exploration and Development，Huabei Oilfield，Renqiu Hebei 062552，China；4.College of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China）

Base on the drilling，drill core，geological logging，thin section and well logging data of Luoxi 1 well，Milan 1 well，Yingdong 1 well and Yingdong 2 well，the basic characteristics and diagenesises of the Cambrian dolomite reservoir are studied through core observation，thin section analysis and well logging data analysis.In the yingdong area，the main reservoir space types of the Cambrian dolomite reservoir.Secondary porosities，such as intercrystalline pore，intracrystalline solution pore，solution pore or cave，and unfilled crack.Depending on the difference of main reservoir space，solution crack-pore-cave reservoir and solution porereservoir were proposed.The Cambrian dolomite solution crack-pore-cave reservoir isⅣ-Ⅱtype reservoir，the dolomite solution pore reservoir isⅣ-Ⅲtype reservoir，it main distribution in the upper Cambrian series.

Cambrian；dolomite；reservoir space；basic reservoir characteristics

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.020

TE122.23

A

1673-5285（2015）05-0083-06

2015－03-12

国家自然科学基金项目，项目编号：41272150/D0207、国家重大专项专题“海相碳酸盐岩沉积层序与储层发育模式研究”，项目编号：2011ZX05005-002-009HX和地调项目，项目编号：1212011220757，联合资助。

符浩，男（1991-），硕士研究生，研究方向为储层地质学及储层地球化学，邮箱：927688450@qq.com。