張福順,雷 鳴,李建交,吳 疆,張 星

(中國石化勘探開發(fā)研究院西北勘探中心,北京 100083)

巴楚地區(qū)泥盆系東河塘組儲集特征及控制因素

張福順,雷 鳴,李建交,吳 疆,張 星

(中國石化勘探開發(fā)研究院西北勘探中心,北京 100083)

根據(jù)巖心觀察、鏡下薄片鑒定、分析化驗(yàn)和測井解釋等結(jié)果,分析巴楚地區(qū)泥盆系東河塘組儲層巖石學(xué)、儲集空間和物性特征.結(jié)果表明:東河塘組為高成分成熟度和高結(jié)構(gòu)成熟度的石英砂巖,孔隙空間以溶蝕粒間孔為主要類型,儲層物性以低孔低滲為特征;優(yōu)質(zhì)儲層受沉積相帶和成巖改造的雙重控制,濱岸砂壩次生溶蝕孔隙發(fā)育,儲層物性最好,含油氣級別最高,儲層反演預(yù)測顯示在BK8井及其西北部地區(qū)是濱岸砂壩的主要發(fā)育區(qū).

塔里木盆地;東河塘組;儲層;濱岸砂壩;巴楚地區(qū)

0 引言

巴楚-麥蓋提地區(qū)勘探登記區(qū)塊位于塔里木盆地西部,構(gòu)造位置上覆蓋中央隆起區(qū)西部的巴楚隆起和塔西南拗陷區(qū)的麥蓋提斜坡.近幾年在巴楚西段泥盆系獲得工業(yè)油氣流和良好的油氣顯示,2009年底BK8井在泥盆系東河塘組獲得油氣重大突破,證實(shí)巴麥西段東河塘組具有極大的勘探潛力.BK8井和BK7井在相同構(gòu)造帶上,位于相對高部位的BK7井失利,而相對低部位的BK8井獲得高產(chǎn)油氣,證明該區(qū)油氣成藏不受構(gòu)造控制而是受儲層物性控制,因此該區(qū)儲層物性特征及影響因素研究是當(dāng)前勘探的關(guān)鍵問題.

東河塘組為1989年塔北東河1井5 726～5 930 m段所鉆遇的一套純白色成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較高的濱岸相細(xì)粒石英砂巖.自東河1井獲得高產(chǎn)工業(yè)性油氣流以來,東河塘組作為中國首例高產(chǎn)海相砂巖儲層備受關(guān)注,對其層序地層、石油地質(zhì)條件和勘探方向、油氣藏特征和成藏模式進(jìn)行大量研究.尤其是對東河塘組地層歸屬問題層引發(fā)討論,顧家裕[1]和郭建華[2]認(rèn)為東河塘組是石炭系底部一個層序海侵體系域的沉積產(chǎn)物,朱懷誠[3]在塔中45井下泥巖段之下地層中發(fā)現(xiàn)盾皮魚(Placoderm)化石,認(rèn)為東河塘組時代應(yīng)歸屬晚泥盆世.對于沉積環(huán)境的判別也有不同觀點(diǎn),顧家裕[1]認(rèn)為東河塘組屬于濱岸環(huán)境,郭建華[2]認(rèn)為是洪積環(huán)境,朱筱敏[4-5]認(rèn)為是障壁海岸環(huán)境,也有學(xué)者從塔里木盆地構(gòu)造演化的復(fù)雜性研究東河塘組沉積環(huán)境的差異性[6].根據(jù)地質(zhì)和地球物理資料綜合研究結(jié)果,筆者認(rèn)為東河塘組是在巴麥地區(qū)屬于濱岸環(huán)境,孔隙類型以溶蝕粒間孔為主,優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育受濱岸砂壩的相控.

1 儲集特征

從沉積演化史分析,泥盆紀(jì)沉積基本是志留紀(jì)海域沉積的延續(xù),巴麥地區(qū)大部分泥盆系與志留系為連續(xù)沉積.早-中泥盆世沉積一套干燥氣候條件下的紫紅色、棕褐色粉砂巖、細(xì)砂巖為主的地層;晚泥盆世法門期開始,氣候開始溫暖潮濕,沉積東河塘組濱岸相的灰色巖屑石英砂巖和純石英砂巖,在研究區(qū)未見底部的砂礫巖[7].將東河塘組劃分為2個砂巖段,即下砂巖段(巖屑砂巖)和上砂巖段(純石英砂巖).

1.1 儲層巖石學(xué)特征

通過巖心觀察及巖石薄片分析,東河塘組巖性主要以灰色、灰白色、褐色、棕色石英砂巖為主,其次為巖屑石英砂巖和少量的長石巖屑砂巖.其中玉2井錄井以巖屑長石砂巖為主,BT5井錄井在泥盆系頂部以石英砂巖為主,下部以巖屑石英砂巖和巖屑長石砂巖為主.根據(jù)巖石組成成分,東河塘組上段石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)基本在90%以上,大部分集中在95%以上,巖屑平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.8%,長石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.6%;東河塘組下段砂巖石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較東河塘組略低,平均為92%,巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對增加,平均為5%,巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化不大,平均為2.7%.雜基基本上是泥質(zhì),質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為1%～20%,平均為3%;鏡下觀察膠結(jié)類型東河塘組上段以次生加大型為主,偶見孔隙型和壓嵌型;東河塘組下段以孔隙型為主,少量次生加大型;支撐類型為顆粒支撐,膠結(jié)物以方解石為主,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%～40%,一般為3%～5%,其次為石英加大和硅質(zhì)膠結(jié)物.巖石成分和結(jié)構(gòu)成熟度高[8].

1.2 儲集空間特征

根據(jù)薄片、鑄體薄片觀察結(jié)果和相關(guān)資料統(tǒng)計(jì),東河塘組碎屑巖儲層孔隙類型主要為原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙,根據(jù)孔隙特征及其成因劃分孔隙類型.

1.2.1 原生粒間孔

原生孔隙是指位于顆粒之間未被充填或半充填的孔隙,根據(jù)薄片資料,泥盆系碎屑巖巖石主要為顆粒支撐,膠結(jié)物含量少,因此原生粒間孔十分發(fā)育,但它們絕大多數(shù)是經(jīng)后期的成巖作用(主要是壓實(shí)和膠結(jié)作用)縮小而形成的殘余粒間孔隙.這類孔隙由于受到成巖作用影響,孔隙數(shù)量較少且孔徑不大,孔隙往往呈不規(guī)則外形.

1.2.2 粒間溶孔

粒間溶孔是指顆粒之間的填隙物被地下水溶解或碎屑顆粒邊緣被溶蝕而形成的孔隙,主要為方解石膠結(jié)物溶解形成,其形狀不規(guī)則,大小不等,分布不均,在顆粒邊緣常見港灣狀的溶蝕殘余結(jié)構(gòu),大多數(shù)粒間溶孔是在原生孔隙的基礎(chǔ)上溶蝕而形成的.根據(jù)玉2井泥盆系鑄體薄片,這類孔隙主要有溶蝕粒間孔和粒緣溶蝕孔,形狀不規(guī)則.

1.2.3 粒內(nèi)溶孔

粒內(nèi)溶孔作為溶蝕孔隙的一種,是指巖石顆粒組分內(nèi)部溶解而形成的組分內(nèi)孔隙,主要是在長石、不穩(wěn)巖屑等顆粒內(nèi)部形成,呈孤立狀分布,常與其他類型溶蝕孔隙伴生.根據(jù)BK9井鑄體薄片,粒內(nèi)溶孔總體發(fā)育較少,常與巖屑內(nèi)微孔、膠結(jié)物內(nèi)溶孔伴生.

1.2.4 微裂縫

由于構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生裂縫,界面較平直,是溝通孔隙的橋梁,在玉2井、BK9等井鑄體薄片中都有發(fā)育,但總體呈局限分布.

1.3 物性特征

根據(jù)BT5、BK9等井泥盆系碎屑巖實(shí)測孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)結(jié)果,東河砂巖孔隙度一般為3.0%～10.0%,最小為1.5%,最大為11.7%,平均為6.0%;滲透率一般小于0.30×10-3μm2,最小為0.01×10-3μm2,最大為1.22×10-3μm2,平均為0.18×10-3μm2.根據(jù)孔滲統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù),雖然東河塘組砂巖物性相對較好,但仍為低孔、低滲至超低滲儲層,尤其是滲透率相當(dāng)?shù)?根據(jù)物性縱向分布散點(diǎn),孔滲和巖石粒度和沉積微相相關(guān)性強(qiáng),以砂壩微相的孔滲最好.根據(jù)泥盆系孔隙度和滲透率相關(guān)性圖,東河塘組砂巖孔滲正相關(guān)性比較好,滲透率隨著孔隙度的增大而增大,物性參數(shù)反映該儲層是孔隙性儲層的特點(diǎn),并沒有裂縫存在的明顯標(biāo)志.

2 儲層物性控制因素

2.1 沉積相

根據(jù)新鉆井所揭示的泥盆系巖心特征,泥盆系東河塘組巖性基本為中-細(xì)粒石英砂巖,分選好,磨圓度以次圓居多,少數(shù)呈圓和次棱狀;巖心沉積構(gòu)造以沖洗交錯層理、平行層理為主,部分發(fā)育波狀交錯層理,水平層理,見遞變層理(圖版Ⅰ).東河塘組概率累計(jì)曲線見圖1(φ=log2D,D為直徑).由圖1可以看出,跳躍總體發(fā)育,斜率大,分選好,部分明顯存在2個次總體,是波浪沖刷和回流的共同作用結(jié)果.整體呈現(xiàn)向上變厚變粗的序列特征,為典型的濱岸相沉積,結(jié)合巖心相標(biāo)志圖版,在單井上劃分濱岸砂壩、灘砂、回流水道和臨濱砂壩等4種沉積微相.

圖版Ⅰ 東河塘組沉積構(gòu)造

根據(jù)單井巖心物性分析結(jié)果,BT4井東河塘組上段濱岸砂壩中粗砂巖物性好,整體含油性較好,含油級別為油斑到油浸.在BK8井表現(xiàn)為東河塘組下段中粗砂巖的物性好,含油性較好,相帶上也屬于濱岸砂壩微相.在BK2井和BK7井上臨濱砂壩顆粒粒度較細(xì),砂泥頻繁互層,整體物性較差,含油性較差.根據(jù)泥盆系主要的沉積微相的孔隙度統(tǒng)計(jì)結(jié)果(見圖2),前濱-臨濱發(fā)育的濱岸砂壩微相物性最好,孔隙度為15%左右.灘砂和回流水道孔隙度分布為8%～10%,接近于本地區(qū)有效儲層的孔隙度下限.儲層物性受控于沉積微相影響,濱岸砂壩是本地區(qū)儲層最有利的沉積微相.借鑒卡塔克儲層預(yù)測經(jīng)驗(yàn)[9]開展巴麥西段儲層預(yù)測,結(jié)果表明巴什托地區(qū)東河塘組有利儲層主要發(fā)育在BK8井及其西北部地區(qū),在平面展布上大體表現(xiàn)為近北西-南東向分布,BK7和BK2井附近儲層發(fā)育程度相對較差.

圖1 東河塘組概率累計(jì)曲線(BK8井4 963.0 m)

圖2 東河塘組沉積微相孔隙度

2.2 成巖作用

成巖作用在該區(qū)主要表現(xiàn)為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用.由于東河塘組成分成熟度高,骨架石英顆粒抗壓實(shí)能力強(qiáng),點(diǎn)線接觸的骨架顆粒保存原生粒間孔隙,壓實(shí)作用對儲層物性的影響不如膠結(jié)作用和溶蝕作用.

膠結(jié)作用總體使儲層物性變差,東河塘組硅質(zhì)碎屑巖膠結(jié)作用主要表現(xiàn)為方解石孔隙式膠結(jié)和石英次生加大式膠結(jié)方式(圖版Ⅱ).薄片鑒定結(jié)果顯示方解石是最為發(fā)育的膠結(jié)礦物,局部層段方解石膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)可達(dá)40%,膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主,偶見有基底式和基底-孔隙式膠結(jié).石英次生加大式膠結(jié)是除方解石膠結(jié)外,發(fā)育最普遍的膠結(jié)作用,一般質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%～4%,以窄加大邊為主,充填于壓實(shí)作用后的殘孔中,局部可形成石英巖狀砂巖,這與雜基較少黏土環(huán)邊不發(fā)育,石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高,結(jié)構(gòu)及成分成熟度高,塑性壓實(shí)不是太強(qiáng)等因素有關(guān).膠結(jié)物成分與巖石顆粒大小呈正相關(guān).沉積水體能量強(qiáng),沉積顆粒粒度粗大,粒間孔隙空間也大,粒間孔隙流體活躍,在堿性介質(zhì)條件下沉淀方解石膠結(jié)物,而上臨濱能量弱,顆粒細(xì)且砂泥互層,導(dǎo)致壓實(shí)作用較強(qiáng),粒間孔隙小,膠結(jié)作用不太發(fā)育,只有后期沿著顆粒邊緣以次生加大式膠結(jié).

圖版Ⅱ 東河塘組孔隙結(jié)構(gòu)

溶蝕作用對改善儲集性能起重要作用.東河塘組溶蝕作用較強(qiáng),以粒間溶孔為主,少量巖屑及長石粒內(nèi)溶孔已為瀝青(瀝青及膠質(zhì))充填.成巖演化序列為沉積→壓實(shí)→白云石膠結(jié)→石英加大(少)硅質(zhì)膠結(jié)→方解石溶蝕.根據(jù)掃描電鏡和陰極發(fā)光薄片結(jié)果,粒間方解石膠結(jié)物溶蝕殘余,證實(shí)被溶蝕掉的是早期的方解石膠結(jié)物.根據(jù)膠結(jié)物選擇性,方解石膠結(jié)物與砂壩關(guān)系密切,當(dāng)有機(jī)酸流過時,早期的方解石膠結(jié)物易于溶解,粒間溶孔產(chǎn)生,改善儲集物性.

根據(jù)BK2井單井埋藏史和熱演化史,泥盆系最大受熱史發(fā)生在第四紀(jì),地層最大受熱溫度未超過140℃;黏土礦物X線衍射混層比平均為10.7,在該井上覆地層巴楚組測得鏡質(zhì)體反射率為0.49～1.06%、石英二級次生加大邊、鐵白云石交代、次生溶蝕孔隙的廣泛發(fā)育等證實(shí)東河塘組屬于中成巖階段的A期[10],而該成巖階段使得溶蝕孔隙得以保存,這是砂壩相物性變好的根本原因.沉積相帶控制的原生粒間孔是基礎(chǔ),后期選擇性溶蝕改造是物性好壞的關(guān)鍵.

3 結(jié)論

(1)巴麥泥盆系東河塘組石英砂巖具有高成分成熟度和高結(jié)構(gòu)成熟度,見特征的低角度沖洗交錯層理,屬于典型浪控濱岸沉積,其儲層孔隙空間以溶蝕粒間孔為主,儲層物性受控于沉積微相影響,濱岸砂壩是本地區(qū)儲層最有利的沉積微相.

(2)受石英顆粒骨架支撐作用影響,抗壓實(shí)作用比較強(qiáng),因此該區(qū)成巖壓實(shí)作用對儲層物性影響較弱,溶蝕作用對改善儲集性能起重要作用.

(3)濱岸砂壩粒間孔隙大,流體活躍,有利于方解石膠結(jié)物的后期溶解,產(chǎn)生次生粒間溶蝕孔隙,導(dǎo)致砂壩物性變好,是有利儲層的發(fā)育相帶.儲層預(yù)測結(jié)果表明巴什托地區(qū)東河塘組有利儲層主要發(fā)育在BK8井及其西北部地區(qū).

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Reservoir characteristicsand controlling factorsof the Devonian Donghetang formation in Bachu area in Tarim Basin/2011,35(2):24-28

ZHANG Fu-shun,LEIM ing,L IJian-jiao,WU Jiang,ZHANG Xing
(Exp loration and Production Research Institute,SINO PEC,Beijing 100083,China)

Based on core observation,thin section analysis,laboratory test,and well logging interp retation,reservoir petro logy,reservoir space and physical p roperty of the Donghetang Fo rmation have been systematically analyzed.It is determined that the Donghetang Formation ismainly composed of silicarenite w ith high compositionalmaturity and texturalmaturity,the dissolution intergranular po re is the major typesof the reservoir space,and the physical p roperty is characterized by low porosity and permeability.The quality of reservoir is contro lled by both sedimentary facies and diagenesis.The longsho re bar sediment w here dissolution pores are well developed has the best physical p roperty and is in the highest hydrocarbon bearing level.The reservoir inversion fo recasts show that longsho re bar m icrofaciesmainly developed in northeast to the BK8 well.

Tarim basin;Donghetang fo rmation;longsho re bar;Bachu area

TE121.3

A

1000-1891(2011)02-0024-05

2011-01-05;審稿人:張?jiān)品?編輯:任志平

國家科技重大專項(xiàng)(2008ZX05002-003-006)

張福順(1968-),男,博士,高級工程師,主要從事沉積儲層方面的研究.