阿姆河右岸B 区西部中上侏罗统卡洛夫-牛津阶储层特征及主控因素

李菡韵 杨洪志 钟兵徐 建亭 刘勇 吴建发

阿姆河右岸B 区西部中上侏罗统卡洛夫-牛津阶储层特征及主控因素

李菡韵 杨洪志 钟兵徐 建亭 刘勇 吴建发

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

利用单井取心及分析资料对阿姆河右岸B区西部卡洛夫-牛津阶储层特征进行研究，明确了该区主要储层岩性以砂屑及生屑等类型的灰岩为特征，次生溶孔、残余原生空隙与裂缝共同作为有利储集空间，储层物性整体表现为低孔低渗。纵向上储层主要分布于XVac层、XVp层以及XVm层，但储层各单层厚度较薄，横向上分布不连续，平面上主要以加登、北加登及东伊利吉克区域最为发育。综合分析认为，该区储层的发育特征主要受到沉积期相控、成岩期溶蚀作用与后期构造裂缝的共同影响。图7参15

控制因素储层特征卡洛夫-牛津阶土库曼斯坦阿姆河右岸

0 引言

土库曼斯坦阿姆河右岸位于土库曼斯坦北部境内，构造上处于查尔朱阶地、别是肯特坳陷和西南吉萨尔山前冲断带等多个二级构造单元之间[1-2]。B区西部主要位于查尔朱阶地的查尔朱隆起上［3］，面积1 267.3 km2（图1），包括东伊利吉克、伊利吉克、加登、北加登、法拉普、北法拉普、西基什图凡、基什图凡多个气田，该区近年来由中土双方进行合作开发。自20世纪70年代以来，前苏联钻探的20余口井虽均钻遇多套储层，但生产效果不佳，究其原因主要是该区储层以灰岩为主，储层厚度薄、纵向富集层段不明、横向分布不清，且储层主要受控地质因素尚未掌握。利用单井取心及薄片资料对阿姆河右岸B区西部中上侏罗统卡洛夫-牛津阶储层特征进行研究，明确储层的主要受控地质因素。

图1 阿姆河右岸B区西部顶面构造图

1 地层纵向划分

阿姆河右岸B区西部地层分为古生界结晶基底、二叠－三叠系过渡层和中新生界沉积盖层。自下而上钻遇侏罗系、白垩系、古近系、新近系。中上侏罗统卡洛夫-牛津阶地层厚度约300 m，岩性为不同类型的石灰岩，夹少量泥岩和石膏[4-7]。自上而下可以进一步细分为石灰岩石膏层（XVac层）、层状灰岩层（XVp层）、块状灰岩层（XVm层）、礁上层（XVhp层）、块状灰岩层（XVa1层）、致密层（Z层）、致密块状灰岩层（XVa2层）以及致密灰岩层（XVⅠ层）[8-11]，本次研究的目的层段为XVac层、XVp层、XVm层、XVhp层（图2）。

2 储层特征

2.1 储集岩为灰岩类，以生屑及砂屑灰岩为主

研究区储层包括颗粒灰岩、泥晶灰岩、粉晶灰岩，局部地区发育白云岩。颗粒灰岩主要为砂屑灰岩与生屑灰岩。砂屑灰岩主要分布在东伊利吉克、加登以及西基什图凡地区。薄片资料显示该区砂屑灰岩颗粒圆度、分选较好，粒间多充填亮晶方解石胶结物，部分样品中发育藻团块以及少量生物碎屑（图3a）。

生屑灰岩主要分布在东伊利吉克、西基什图凡地区，填隙物多为灰泥方解石基质，主要为腹足、海胆、腕足、有孔虫、介形虫等生物介壳埋置于灰泥杂集中而形成（图3b）。

泥粉晶灰岩在研究区分布广泛，加登、北加登、北法拉普、基什图凡均有分布。取心资料显示该区泥粉晶灰岩多与砂屑灰岩、生屑灰岩互层产出，部分发育缝合线构造。裂缝多被方解石半充填至完全充填（图3c）。

图2 Wkish-21井单井综合柱状图

图3 研究区微观及宏观取心

2.2 储集空间以次生孔隙与残余原生孔隙为主

研究区内储集空间包括粒间溶孔、粒内溶孔、残余原生孔隙、裂缝与溶洞。颗粒灰岩、生屑灰岩中普遍发育粒间溶蚀孔隙和粒间残余原生孔隙（图4a），后者常见少量亮晶方解石和石膏胶结其间，连通性好，是研究区中重要的孔隙类型。砂屑和生物碎屑内也发育有粒内溶蚀孔隙。其中，含砂屑、生屑泥晶灰岩中的颗粒常被完全溶蚀掉，最终形成溶模孔隙（图4b），粒内溶孔总体连通性较差。泥晶灰岩中常发育针状不规则溶孔和窗格孔（图4c），但后期多被亮晶方解石胶结物充填。裂缝在研究区普遍发育，东伊利吉克、北法拉普、西基什图凡、基什图凡地区裂缝主要集中在XVp~XVm层，有效缝密度为1.91~4.02条/ m；加登、北加登地区裂缝主要发育在XVac~XVm层，有效缝密度为0.78~1.57条/m。裂缝类型为平缝与高角度裂缝（图4d，4e），以平缝为主，多被有机质和方解石半充填。高角度缝主要发育于加登、北加登地区，未充填或者被泥质和方解石少量充填。溶洞在各气藏均有发育，但分布不均匀，以1~5mm的小型溶蚀孔洞为主（图4f），裂缝发育的地方溶洞最发育。

图4 研究区储集空间特征图

2.3 储集岩物性为低孔低渗，主要储集类型为孔隙

型和裂缝孔隙型

通过岩心物性结果分析，岩心样品平均孔隙度为4.69%，平均渗透率为4.67 mD，孔隙度大于4%的仅占41.19%，渗透率以小于0.1 mD为主，总体表现出低孔、低渗的特征（图5）。物性分布范围在不同区块、层系之间差异较大，非均质性较强。区域上，基什图凡岩心孔隙度较高，基什图凡和东伊利吉克岩心渗透率较高；纵向上，XVm层的岩心孔隙度和渗透率较高（图6）。结合岩心描述、测井解释成果以及参考邻区资料综合分析，该区的主要储集类型为孔隙型和裂缝孔隙型。

图5 研究区岩心孔隙度、渗透率直方图

图6 单井岩心孔隙度、渗透率直方图

3 储层分布

3.1 储层纵向上主要分布于XVac、XVp、XVm层

研究区纵向上发育多套储层。根据各单井储层厚度统计，储层单层厚度较薄，平均厚度仅介于2~6m。XVac层在所有地区均有储层发育，累计厚度为14~ 23 m；XVp层主要在东伊利吉克、北法拉普、西基什图凡等地区发育储层，累计厚度为2~15 m；XVm层主要在东伊利杰克、伊利吉克、加登等地区发育储层，累计厚度为13~33 m。从纵向各层储层发育情况看，XVac~XVm层储层累积厚度相对较大，横向分布相对连续，在构造相对较高的加登、北加登地区储层最发育。（图7）

图7 沉积相连井剖面对比图

3.2 储层平面上主要分布于加登等地区

结合地震储层预测成果以及单井测井储层解释成果，编制主要层段储层平面分布图。从图中可以看出，储层在加登、北加登、东伊利吉克、基什图凡等地区最为发育，XVac层储层平均厚度为16~20 m，加登地区厚度可达20 m以上（图8a）；孔隙度较高的区域为加登和东伊利吉克地区，介于8%~10%（图8b）。XVp、XVm层储层分布与XVac具有一致性，XVhp层仅在加登地区发育储层。区域上，加登地区储层累计厚度最大，向两侧减薄；横向上，储层除仅在加登、北加登地区连续分布以外，在其它各地区分布基本不连续。

图8 研究区储层预测平面分布图

4 储层主控地质因素分析

4.1 沉积相控制了储层的空间展布

中上侏罗统时期，研究区主要处于开阔台地、局限台地、蒸发台地沉积环境中（图2，图7），潮汐作用将台地内部的局部高地改造为台内浅滩。由于水体浅，滩体在同生-准同生期和埋藏期易发生溶解作用和白云石化作用，使储层发育粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和溶洞[12-13]；纵向上，台内浅滩呈层状、透镜状不规则地分布于大套泥晶灰岩或泥质泥晶灰岩中，形成良好的储盖组合。因此，本区处于开阔台地—局限台地内沉积的台内浅滩作为储层发育的基础，基本控制了储层的空间展布（图7）。

4.2 沉积环境影响了储层的物性特征

沉积环境与储层物性密切相关。在水体基本停滞、水体能量较低的局限台地，有机质使碳酸盐岩常呈现灰色与灰黑色（图3c），沉积环境为还原－强还原环境。而水深在浪基面以下，水体循环较好的开阔台地环境，氧化作用使碳酸盐岩矿物中的Fe2+氧化为Fe3+，碳酸盐岩呈灰褐色或者褐色（图4f），沉积环境为氧化环境，国内众多学者对此有深入分析[14-15]。研究区灰褐色、褐色储层的孔隙度介于12.20%~15.37%，灰色、深灰色储层的孔隙度仅介于6.84%~8.90%，氧化背景下沉积的储层物性明显优于还原背景下沉积的储层物性。

4.3 成岩作用控制了优质储层的分布

受海平面变化影响，滩体发生间歇性暴露剥蚀，遭受大气淡水淋滤、溶蚀，成岩中后期溶蚀作用使储层顶部发育溶蚀孔洞及裂缝（图4），改善了储层的储渗性能。

4.4 高角度裂缝提高了储层的渗流能力

高角度裂缝对于提高阿姆河右岸B区西部卡洛夫-牛津阶储层的渗流能力效果非常显著。目前加登地区完钻的Gad-21井和Gad-22井，相距仅6.55 km，Gad-21井XVm层测试无阻流量为170.11×104m3/d，渗透率高达52.79 mD，而Gad-22井XVp+XVm层测试无阻流量为47.18×104m3/d，渗透率仅为0.52 mD。岩心资料显示在Gad-21井区高角度裂缝更为发育（图3c，4d），说明该区高角度裂缝能够沟通纵向多套储层，提高储层的储渗能力。

5 结论

（1）阿姆河右岸B区西部卡洛夫-牛津阶储集岩类型为灰岩类，以砂屑灰岩、生屑灰岩和泥粉晶灰岩为主，主要储集空间为次生溶孔、残余原生孔隙与裂缝。储层总体表现为低孔低渗，非均质性较强。主要储集类型为孔隙型和裂缝孔隙型。

（2）受沉积作用、成岩作用、以及后期构造作用共同影响，纵向上储层主要发育于XVac层、XVp层、XVm层，单层厚度较薄。横向上储层分布基本不连续。平面上，储层主要分布于加登、北加登、东伊利吉克等地区。

（3）阿姆河右岸B区西部卡洛夫-牛津阶储层特征受控于多重地质因素的影响，其中，沉积相控制了储层的空间展布，成岩作用进一步改善了储层的品质，构造作用形成的高角度裂缝提高了储层的渗流能力。

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（修改回稿日期2015－10－30编辑文敏）

李菡韵，女，1989年出生，助理工程师；2011年毕业于成都理工大学，主要从事气田开发地质研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号石油科技大厦。电话：（028）86015648。E-mail:lhy053@petrochina.com.cn