呂修祥，屈怡倩，于紅楓，蘭曉東

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；2.油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 3.中國(guó)石油 塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000)

碳酸鹽巖蓋層封閉性討論
——以塔里木盆地塔中北斜坡奧陶系為例

呂修祥1,2，屈怡倩1,2，于紅楓3，蘭曉東1,2

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；2.油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 3.中國(guó)石油 塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000)

在統(tǒng)計(jì)分析錄井及測(cè)井資料、運(yùn)用實(shí)驗(yàn)測(cè)試手段的基礎(chǔ)上，對(duì)塔中北斜坡奧陶系3套蓋層的封閉條件或封閉機(jī)理進(jìn)行研究發(fā)現(xiàn)，上奧陶統(tǒng)桑塔木組泥巖覆蓋整個(gè)塔中北斜坡，厚度大，具有很好的封蓋作用。下奧陶統(tǒng)良里塔格組良3-5段碳酸鹽巖蓋層泥質(zhì)含量差別明顯，油氣分布層位也不同，說明泥質(zhì)含量是影響良3-5段蓋層封閉性的重要因素，且泥質(zhì)含量對(duì)應(yīng)的自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值達(dá)到20 API時(shí)，良3-5段泥灰?guī)r段可作為有效蓋層。由于受到充填作用、膠結(jié)作用和大氣降水選擇性溶蝕作用的影響，鷹山組內(nèi)部形成了致密高阻層，主要靠壓力差封閉機(jī)理來遮擋油氣，即高阻層與下伏儲(chǔ)層的排替壓力差在1.5 MPa以上時(shí)，高阻層可作為局部蓋層，對(duì)鷹山組內(nèi)部油氣具有一定的封閉作用。

碳酸鹽巖；蓋層；封閉性；奧陶系；塔中北斜坡；塔里木盆地

蓋層是油氣成藏關(guān)鍵要素之一，目前蓋層封閉條件的好壞已逐漸成為制約油氣勘探的關(guān)鍵，尤其是海相碳酸鹽巖區(qū)勘探[1-2]，全球有近50%的石油和25%的天然氣儲(chǔ)量分布于碳酸鹽巖儲(chǔ)集體中[3]。大量研究認(rèn)為，除了傳統(tǒng)的優(yōu)質(zhì)蓋層——蒸發(fā)巖、泥頁(yè)巖之外[4-7]，碳酸鹽巖不僅可作為儲(chǔ)集體，也可以作為油氣蓋層[8-10]。澳大利亞西北大陸架白堊紀(jì)時(shí)期沉積的石灰?guī)r為整個(gè)澳大利亞西北大陸架的大油氣田提供了區(qū)域蓋層[11]。1974年，據(jù)A.B.奧夫恰連報(bào)道，蘇聯(lián)蒂曼—彼喬拉地區(qū)在巨厚的二疊系和石炭系致密灰?guī)r的封閉條件下發(fā)現(xiàn)了多層油氣藏。建南氣田發(fā)現(xiàn)的第一個(gè)長(zhǎng)興組生物礁型氣藏，其蓋層就是長(zhǎng)三段致密灰?guī)r[12]。四川盆地中壩氣田也是碳酸鹽巖作為下伏氣藏的蓋層[13]。另外，我國(guó)南方一些古油藏形成時(shí)泥質(zhì)碳酸鹽巖蓋層封閉性能良好[14]，是后期強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致古油藏暴露地表，遭受破壞[15-18]。由此可見，致密碳酸鹽巖作為蓋層有一定的普遍性，探討碳酸鹽巖蓋層封閉性是油氣勘探必須解決的問題。然而碳酸鹽巖容易產(chǎn)生裂縫，對(duì)其封閉性能的研究提出了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，其中泥質(zhì)含量是限制碳酸鹽巖能否作為蓋層的一個(gè)重要影響因素。

塔中地區(qū)奧陶系是塔里木盆地油氣勘探的重點(diǎn)領(lǐng)域之一，且塔中北斜坡在鷹山組中探明油氣2.4×108t油當(dāng)量，這與上覆良里塔格組良3-5段致密碳酸鹽巖直接蓋層密切相關(guān)。鷹山組油氣水分布規(guī)律復(fù)雜，甚至出現(xiàn)水層之下有油氣層的現(xiàn)象，反映了鷹山組內(nèi)部隔層對(duì)油氣富集的影響，同時(shí)也說明了良3-5段直接蓋層對(duì)整個(gè)鷹山組油氣有一定的制約作用。因此本文旨在通過巖心錄井、測(cè)井資料及巖石樣品實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果，深入分析良3-5段致密碳酸鹽巖及鷹山組內(nèi)部隔層的封閉性，揭示不同封閉條件或封閉機(jī)理的蓋層對(duì)油氣的控制作用，這對(duì)深刻認(rèn)識(shí)碳酸鹽巖蓋層封閉性和塔中地區(qū)油氣富集規(guī)律、指導(dǎo)該區(qū)和國(guó)內(nèi)外碳酸鹽巖進(jìn)一步勘探具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1 地質(zhì)背景

塔里木盆地塔中北斜坡位于塔里木盆地中央隆起帶塔中低凸起北部，是塔中低凸起的一個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元，塔中低凸起是一個(gè)在寒武—奧陶系巨型褶皺背斜基礎(chǔ)上長(zhǎng)期發(fā)育的繼承性古隆起[19]。塔中低凸起奧陶系沉積相發(fā)育表現(xiàn)為明顯的分層結(jié)構(gòu)，整體為海平面的持續(xù)上升過程，即由局限臺(tái)地相、開闊臺(tái)地相逐漸變?yōu)榕_(tái)地邊緣相、混積陸棚相及斜坡相[20]。研究區(qū)奧陶系地層自上而下發(fā)育桑塔木組、良里塔格組、鷹山組和蓬萊壩組(圖1)。上奧陶統(tǒng)桑塔木組厚度較大，最厚可達(dá)1 000 m，巖性以深灰色泥巖、灰質(zhì)泥巖為主，夾有少量泥質(zhì)灰?guī)r及薄層含泥灰?guī)r。良里塔格組總厚度介于0～700 m之間，巖性主要為淺灰色、灰色泥晶灰?guī)r和含泥灰?guī)r，夾生物灰?guī)r；從上而下可分為5個(gè)巖性段，即良1-5段，其中良1-2段發(fā)育大型礁灘復(fù)合體，良3-5段主要發(fā)育致密灰?guī)r，局部地區(qū)由于剝蝕作用缺失良4段和良5段。下奧陶統(tǒng)鷹山組厚度一般大于500 m，巖性以深灰色薄—厚層狀泥晶灰?guī)r、粉晶灰?guī)r和亮晶粒屑灰?guī)r為主，夾薄層粉晶白云巖，由北向南依次出露鷹1-4段，且地層厚度逐漸減薄。由于受到構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，鷹山組頂面遭受強(qiáng)烈風(fēng)化剝蝕，因此與上覆地層良里塔格組之間表現(xiàn)為角度不整合關(guān)系，而與下伏蓬萊壩組呈整合接觸，同時(shí)鷹山組內(nèi)部發(fā)現(xiàn)了多套電阻率值異常高的致密隔層，稱之為“高阻層”[21]。研究良3-5段致密灰?guī)r直接蓋層和鷹山組內(nèi)部高阻層的封閉條件為該區(qū)下一步尋找油氣提供了有利的依據(jù)。

圖1 塔里木盆地塔中北斜坡奧陶系地層綜合柱狀圖

2 桑塔木組泥巖封閉性能

統(tǒng)計(jì)塔中北斜坡奧陶系50余口井的桑塔木組泥巖厚度，發(fā)現(xiàn)桑塔木組泥巖分布范圍廣，被稱為一套“黑被子”，基本覆蓋整個(gè)塔中北斜坡，厚度大，由東北往西南方向桑塔木組泥巖厚度逐漸減薄(圖2)，直至發(fā)生尖滅。下伏地層良里塔格組和鷹山組油氣均聚集在桑塔木組巨厚泥巖覆蓋的區(qū)域，而在桑塔木組尖滅線附近未發(fā)現(xiàn)油氣，因此桑塔木組泥巖作為目前公認(rèn)的一套區(qū)域性蓋層，對(duì)塔中北斜坡奧陶系油氣具有很好的封蓋作用，其中厚度在桑塔木組泥巖封閉性中起到了決定性作用。這套厚層、區(qū)域性泥巖蓋層對(duì)下伏2套碳酸鹽巖直接蓋層或局部蓋層的封閉具有強(qiáng)化作用。

3 良里塔格泥灰?guī)r段封閉條件

桑塔木組泥巖區(qū)域蓋層對(duì)奧陶系油氣具有一定的控制作用，然而鷹山組頂部距桑塔木組厚層泥巖有350 m左右的距離，因此鷹山組油氣上覆存在一套直接蓋層，即良里塔格組良3-5泥灰?guī)r段。由于塔中北斜坡西部缺失良4-5段，東部良3-5段發(fā)育齊全，因此西部良3-5段厚度較東部薄(圖3)。西部中古15井區(qū)和中古8井區(qū)良4-5段被完全剝蝕，只有良3段充當(dāng)直接蓋層，其厚度相當(dāng)，但油氣分布層位明顯不同。中古8井區(qū)油氣分布在鷹山組，而中古15井區(qū)油氣基本集中在良3段頂部，油氣很可能是沿?cái)嗔褟纳畈拷?jīng)鷹山組運(yùn)移至良3段頂部聚集成藏，說明2井區(qū)良3段對(duì)油氣的封閉性能存在較大差異。據(jù)分析唯一的區(qū)別就在于中古15井區(qū)和中古8井區(qū)泥質(zhì)含量不同。由此可見，除了厚度，泥質(zhì)含量是影響良3-5泥灰?guī)r段封閉性的重要因素。

圖2 塔里木盆地塔中北斜坡桑塔木組泥巖蓋層與良里塔格組及鷹山組含油氣疊合圖

圖3 塔里木盆地塔中北斜坡良3-5段自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值與鷹山組油氣連井剖面

泥質(zhì)含量一般通過常規(guī)測(cè)井方法中自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值(GR)來標(biāo)定，即自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值越大，泥質(zhì)含量越高，相反地，自然伽馬值越小，泥質(zhì)含量越低。經(jīng)詳細(xì)統(tǒng)計(jì)，塔中北斜坡最西部中古15井區(qū)良3-5段泥質(zhì)含量最低，自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值絕大多數(shù)分布在20 API以內(nèi)，而相鄰的中古8井區(qū)良3-5段泥質(zhì)含量較高，自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值集中在20～40 API之間，向東部過渡泥質(zhì)含量逐漸變高，可達(dá)40 API以上。圖3清晰地顯示中古16、中古15井良3段自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值均小于20 API，分別為15,19 API，油氣分布在良2段底至良3段頂部，說明良3段封閉性較差，不能作為有效蓋層；中古11、中古8井良3段自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值各自為32,29 API，油氣聚集在良3段下伏鷹山組儲(chǔ)層中，即良3段可充當(dāng)有效蓋層，對(duì)下伏油氣起到了一定的遮擋作用。此外，向東中古10、中古5井等依次發(fā)育良3-5段，厚度逐漸變大，在鷹山組見油氣，可能是良3-5段厚度對(duì)其封閉性有一定的影響，但自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值均滿足在20 API以上，最小為22 API。因此，控制塔中北斜坡奧陶系良3-5泥灰?guī)r段封閉性好壞的一個(gè)重要條件就是泥質(zhì)含量的多少，同時(shí)也控制了油氣聚集層位的差異性。研究分析得知，泥質(zhì)含量對(duì)應(yīng)的自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值至少達(dá)到20 API時(shí)，良3-5泥灰?guī)r段對(duì)鷹山組油氣具有一定的直接封閉作用。

4 鷹山組高阻層封閉性

4.1 高阻層成因機(jī)制

在砂巖儲(chǔ)層里存在許多泥巖隔夾層，同樣地，在碳酸鹽巖儲(chǔ)層里也發(fā)育著一些非滲透性隔層，主要是致密層，一般是由泥質(zhì)含量較高或裂縫不太發(fā)育的純巖性組成[22]，其中純巖性致密層的電性特征表現(xiàn)為電阻率值高。塔中北斜坡奧陶系鷹山組內(nèi)部發(fā)育的高阻層并非泥質(zhì)含量較高，而是純巖性致密層。針對(duì)高阻層的成因，根據(jù)巖心觀察及巖石薄片礦物成分鑒定結(jié)果，對(duì)比高阻層與儲(chǔ)層的礦物成分差異，由此分析解釋高阻層的成因機(jī)制。

4.1.1 早期地層受垂直滲流作用的影響

風(fēng)化巖溶帶可劃分為垂直滲流帶、過渡帶及水平潛流帶、深部緩流帶，垂直滲流帶及過渡帶發(fā)育一些溶蝕孔洞，這些孔洞后期被方解石等高阻礦物充填，形成了致密高阻層段(圖4)。中古7井高阻層段巖心及巖石薄片中觀察到由于后期改造強(qiáng)烈，裂縫及縫合線發(fā)育，但多被方解石高電阻率礦物充填，且?guī)r石薄片鑒定結(jié)果顯示，高阻層段礦物成分中方解石含量多在85%以上，遠(yuǎn)大于巖石骨架顆粒含量。然而對(duì)應(yīng)的上部?jī)?chǔ)層段中，同樣由于溶蝕作用改造強(qiáng)烈，溶蝕孔洞、裂縫及縫合線發(fā)育，但后期未被完全充填，只是局部被泥質(zhì)和方解石充填。此外，典型井塔中79井高阻層巖石薄片中也發(fā)現(xiàn)裂縫多被亮晶方解石充填形成了高阻致密層。塔中83井高阻層巖石薄片可見縫合線中充填了干瀝青，說明在油氣運(yùn)移過程中，先期形成的一些溶蝕孔洞被泥質(zhì)或方解石充填以致油氣運(yùn)移受堵，最后形成了干瀝青，即證實(shí)了高阻層可能是充填成因。

4.1.2 膠結(jié)作用

巖石薄片礦物成分鑒定結(jié)果揭示，膠結(jié)物的種類相對(duì)比較單一，以方解石為主，其次還有極少量的硬石膏和硅質(zhì)，但膠結(jié)物的含量變化較明顯(圖5)，根據(jù)單井對(duì)應(yīng)的深度統(tǒng)計(jì)相應(yīng)的深、淺雙側(cè)向電阻率值。圖5中電阻率值在1 000 Ω·m以上對(duì)應(yīng)的是高阻層，其中高阻層段膠結(jié)物含量均在15%以上；相應(yīng)地，電阻率值小于1 000 Ω·m對(duì)應(yīng)的主要是儲(chǔ)層，其膠結(jié)物含量均在10%以下，明顯低于高阻層段膠結(jié)物含量。因此鷹山組高阻層與上下對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層的膠結(jié)物含量高低就反映了高阻層也可能是方解石膠結(jié)成因。

4.1.3 大氣降水選擇性溶蝕作用

在過渡段未發(fā)生或發(fā)生了弱的水平溶蝕作用，而在下部水平潛流帶發(fā)生了強(qiáng)的水平溶蝕作用[23]。此外，由于海平面上升，海水對(duì)近距離的層段也會(huì)發(fā)生溶蝕作用，但海水的影響范圍是有限的，在未接受或接受了很弱溶蝕作用的層段，仍然是碳酸鹽巖基質(zhì)，滲透性差，可作為致密灰?guī)r層，沉積時(shí)由于環(huán)境及水動(dòng)力條件的影響，沉積的巖性較特殊(主要為泥晶灰?guī)r)，即純巖性致密層，電阻率值高，因此形成了鷹山組內(nèi)部的高阻層。

圖4 塔里木盆地塔中北斜坡中古7井鷹山組巖心薄片綜合柱狀圖

圖5 塔里木盆地塔中北斜坡鷹山組高阻層及儲(chǔ)層膠結(jié)物含量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)散點(diǎn)圖

4.2 高阻層封閉機(jī)理

鷹山組內(nèi)部發(fā)育多套高阻層，但單層厚度較薄，且泥質(zhì)含量偏低。為了研究高阻層封閉性，本文采用微觀評(píng)價(jià)方法，通過實(shí)驗(yàn)測(cè)試手段，分析鷹山組高阻層及其上下對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層的排替壓力特征。測(cè)試結(jié)果表明，鷹山組高阻層巖石樣品排替壓力值普遍偏低，對(duì)油氣的封閉性較差。然而在高阻層下伏儲(chǔ)層中發(fā)現(xiàn)了油氣，甚至少數(shù)井高阻層之上為水層，之下卻是油氣層，如中古51井(圖6)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果中儲(chǔ)層巖石樣品的排替壓力值也非常小，類似蓋層烴濃度封閉機(jī)理，推斷鷹山組高阻層可能是靠壓力差來封閉下伏油氣。

由于中古51典型井鷹山組無取心段，因此對(duì)其相鄰井高阻層及儲(chǔ)層取心段排替壓力測(cè)試結(jié)果進(jìn)行分析。在其東北方向約5 km處的塔中12井鷹山組高阻層巖石樣品的排替壓力只有3.11 MPa，對(duì)應(yīng)下伏儲(chǔ)層巖石樣品的排替壓力為1.56 MPa，二者的排替壓力差為1.55 MPa。試油資料顯示，高阻層下伏儲(chǔ)層有油氣產(chǎn)出，且日產(chǎn)氣585.59 m3，反映塔中12、中古51井鷹山組高阻層對(duì)下伏儲(chǔ)層中油氣具有一定的封蓋作用(圖6)。中古7井實(shí)驗(yàn)測(cè)得的高阻層排替壓力達(dá)5.06 MPa，大于塔中12井高阻層排替壓力，下伏儲(chǔ)層測(cè)試的排替壓力為4.54 MPa，因此中古7井高阻層與儲(chǔ)層的排替壓力差為0.52 MPa，比塔中12井的排替壓力差值要小。同樣通過試油結(jié)果發(fā)現(xiàn)中古7井高阻層上覆儲(chǔ)層見油氣，其中日產(chǎn)油80 m3，日產(chǎn)氣156 544 m3，下伏卻為干層，表明該井高阻層封閉性較差。另外，中古42井為水井，其高阻層與下伏儲(chǔ)層排替壓力差僅有0.09 MPa。對(duì)比分析發(fā)現(xiàn)鷹山組高阻層只在局部區(qū)域具有良好的封閉性，其封閉機(jī)理為壓力差封閉，且高阻層與下伏儲(chǔ)層的排替壓力差值在1.5 MPa以上時(shí)，高阻層對(duì)下伏油氣可以起到很好的封閉作用，反之，排替壓力差小于1.5 MPa時(shí)，下伏儲(chǔ)層為干層或水層。

圖6 塔里木盆地塔中北斜坡鷹山組高阻層與下伏儲(chǔ)層排替壓力差分布

5 結(jié)論

(1)桑塔木組泥巖作為塔中北斜坡奧陶系的區(qū)域蓋層，對(duì)良里塔格組和鷹山組油氣起到了很好的封閉作用，其厚度是控制桑塔木組泥巖蓋層封閉性的主要因素，且對(duì)下伏2套碳酸鹽巖直接或局部蓋層的封閉能力具有強(qiáng)化作用。

(2)良里塔格組良3-5泥灰?guī)r段作為下伏鷹山組油氣的直接蓋層，泥質(zhì)含量起了關(guān)鍵性作用，同時(shí)也形成了油氣分布層位的差異性。良3-5段碳酸鹽巖蓋層泥質(zhì)含量對(duì)應(yīng)的自然伽馬測(cè)井響應(yīng)值在20 API以上時(shí)，對(duì)油氣具有良好的封閉作用。

(3)鷹山組高阻層碳酸鹽巖作為局部蓋層，其封閉機(jī)理為壓力差封閉，即高阻層與對(duì)應(yīng)下伏儲(chǔ)層的排替壓力差至少達(dá)到1.5 MPa時(shí)，高阻層可封閉下伏油氣，不致逸散。形成鷹山組這種致密高阻層的機(jī)制主要有充填作用、膠結(jié)作用和大氣降水選擇性溶蝕作用。

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(編輯 黃 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。

呂修祥(1963—)，男，博士，教授，從事油氣藏形成與分布、礦產(chǎn)普查與勘探方面的教學(xué)和研究。E-mail: luxx@cup.edu.cn。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05004-004-006)和國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)項(xiàng)目(2012CB214804)資助。

TE122.2+5

A