韓長城，林承焰，魯新便，魏　婷，任麗華，張憲國

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塔河油田奧陶系巖溶地貌對儲集層的控制作用

韓長城1，林承焰1，魯新便2，魏婷3，任麗華1，張憲國1

（1.中國石油大學地球科學與技術學院，山東青島266580；2.中國石化西北油田分公司，烏魯木齊830011；3.中國石油新疆油田分公司石西油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

綜合利用大量巖心、薄片，鉆井、測井、地震等資料，對古巖溶識別標志進行了分析；運用印模法、殘差厚度法和不整合類型相結合，恢復了奧陶系巖溶古地貌，對古地貌單元進行劃分并分析其對儲集層的控制作用。在巖溶高地、巖溶緩坡、巖溶陡坡和巖溶盆地4個二級地貌單元，分別定量劃分出殘丘、臺地、階坪和溝谷4個三級地貌單元。巖溶緩坡區(qū)殘丘、臺地、溝谷末端、溝谷兩側及巖溶陡坡區(qū)臺地和階坪是巖溶儲集層發(fā)育的有利區(qū)。

塔里木盆地；塔河油田；奧陶系；古地貌；巖溶儲集層；印模法；殘差厚度法；地貌單元

塔河油田是中國已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的儲量規(guī)模最大的縫洞型碳酸鹽巖油田［1］。經(jīng)歷了加里東運動和海西運動等多期構造運動改造，塔河油田奧陶系碳酸鹽巖形成了復雜的巖溶地貌及巖溶儲集層。巖溶地貌是巖溶作用的產(chǎn)物，控制著巖溶儲集層的發(fā)育程度［2］，也對油氣成藏有重要的控制作用［3］。許多學者對塔里木盆地巖溶儲集層進行了研究［4-5］，并從不同的角度對巖溶地貌進行了恢復［6-10］。本文利用印模法與殘差厚度法的有機組合，結合不整合類型，定量恢復了古巖溶地貌，對古巖溶地貌類型進行了劃分，并分析了古巖溶地貌對儲集層的控制作用。

圖1　塔河油田構造位置

1　研究區(qū)地質背景

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部（圖1），奧陶系主要為一套臺地相碳酸鹽巖，中-下奧陶統(tǒng)為局限—半局限臺地相，整體處于海侵體系域中，自下而上發(fā)育下奧陶統(tǒng)蓬萊壩組、中-下奧陶統(tǒng)鷹山組、中奧陶統(tǒng)一間房組。蓬萊壩組以白云巖為主，夾少量灰?guī)r；鷹山組下段為白云巖和灰?guī)r互層，上段沉積環(huán)境轉變?yōu)殚_闊臺地相，主要為顆粒灰?guī)r與泥晶灰?guī)r互層；一間房組為臺內—臺緣礁灘相沉積，以微晶灰?guī)r、顆粒灰?guī)r和藻粘結灰?guī)r為主。上奧陶統(tǒng)發(fā)育恰爾巴克組、良里塔格組和桑塔木組，為混積陸棚沉積，泥質含量較高，為泥質灰?guī)r或灰質泥巖。

奧陶系經(jīng)歷了加里東運動和海西運動等多期構造運動的改造，發(fā)生了多期巖溶作用。加里東運動中期Ⅰ幕形成一間房組頂界平行不整合面，遭受大氣淡水巖溶作用；受加里東運動中期Ⅱ幕影響，良里塔格組與上覆桑塔木組間形成角度不整合面；晚奧陶世末期，發(fā)生加里東運動中期Ⅲ幕，構造抬升，中-上奧陶統(tǒng)遭受剝蝕；海西運動早期，構造運動強烈，抬升剝蝕較劇烈，形成大型不整合面，巖溶作用較強烈。

2　古巖溶識別標志

塔河油田鷹山組和一間房組碳酸鹽巖地層經(jīng)歷了多期構造抬升運動，暴露地表，遭受強烈風化剝蝕、溶蝕作用，形成的大量溶蝕孔縫和溶洞，是油氣主要儲集空間。巖溶儲集層具有不同于其他儲集層的地質特征，這些特征是分析風化殼存在的直接證據(jù)，也是儲集層預測的前提和基礎［11］。

2.1儲集層巖石學特征

巖石類型主要為微晶灰?guī)r、顆?；?guī)r、藻粘結灰?guī)r和生物灰?guī)r等。一間房組頂部因暴露而被風化淋濾，大氣淡水順著構造裂縫和原生孔隙下滲溶蝕，形成大量溶蝕孔、洞、縫，同時伴生有機械、化學、重力等作用，形成各種類型的巖溶巖。巖溶角礫巖最常見，也是巖溶作用最明顯的識別標志，礫石成分較單一，以灰?guī)r為主，礫石間常被含泥質、灰質細碎屑及滲流粉砂充填，孔隙性較差。礫石邊緣常有磨蝕、圓化現(xiàn)象，表明經(jīng)歷了一定的搬運溶蝕作用（圖2a，圖2b，圖2c）。微裂縫發(fā)育，部分直立縫中充填方解石，后期遭受溶蝕，形成半充填溶縫，溶縫兩側可見半充填或未充填的小型溶蝕孔洞（圖2d，圖2e，圖2f）。

圖2　塔河油田奧陶系一間房組巖溶儲集層巖石學特征

2.2鉆井、錄井及地球物理特征

在鉆遇中-下奧陶統(tǒng)巖溶儲集層時，會出現(xiàn)鉆具放空、鉆井液漏失、井涌及跳鉆等現(xiàn)象，氣測錄井明顯異常，出現(xiàn)氣侵顯示。研究區(qū)內鉆遇奧陶系的82口井，有7口井發(fā)生了鉆具放空，35口井發(fā)生了鉆井液漏失現(xiàn)象。放空和漏失層位主要為一間房組和鷹山組，上奧陶統(tǒng)良里塔格組相對較少。由于巖溶孔洞充填物與圍巖在巖性、物性等方面存在明顯區(qū)別，測井曲線和地震響應特征上也存在明顯差異性。電阻率和密度明顯比圍巖低，孔隙度和滲透率則明顯高于圍巖，自然伽馬比圍巖略高；成像測井可見深色的溶蝕孔洞，斯通利波有異常顯示。地震反射波呈串珠狀、低頻弱振幅或雜亂反射，串珠狀反射主要是由溶洞頂和溶洞底反射波以及微弱的溶洞頂、底間的二次反射波疊加而成的復合波［12］；低頻弱振幅反射是由于縫洞儲集層的發(fā)育使中-下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖與上覆石炭系泥巖的波阻抗差異降低，從而使碳酸鹽巖界面附近的地震反射強度降低。

3　古巖溶地貌特征

研究區(qū)發(fā)育多個不整合面，與不整合面相伴生的巖溶古地貌控制了巖溶儲集層的分布?；謴凸诺孛驳淖钪苯臃椒ň褪谴_定奧陶紀、志留紀、石炭紀等時期的基準海平面，通過基準海平面與風化殼面地形的相對高差，準確恢復古地貌形態(tài)。古地貌的恢復方法有很多，根據(jù)塔河地區(qū)資料情況，經(jīng)過優(yōu)選，具體選用以印模法和殘差厚度法為主，結合不整合類型的古地貌恢復方法。

3.1巖溶古地貌恢復

井震結合，首先用印模法和殘差厚度法組合，對中奧陶統(tǒng)頂界面古地貌進行恢復，然后結合不整合類型和分布特征，恢復奧陶系風化殼古地貌的分布格局。

印模法可以精細恢復古地貌，不需要考慮地層剝蝕。根據(jù)沉積補償原理，將不整合面之上充填地層的頂界面作為一等時面，用此等時面到不整合面之間的沉積厚度鏡像關系，反映不整合面的起伏形態(tài)。中石炭世發(fā)生大規(guī)模海進，接受沉積，石炭系厚350～650 m，中部存在一個標準灰?guī)r段（雙峰灰?guī)r），厚度約20 m，屬于最大洪泛期開闊臺地相沉積，區(qū)域上分布穩(wěn)定［13］。選取標準灰?guī)r段（雙峰灰?guī)r）作為古地貌恢復的頂部標準層，求取標準層到不整合面的地層厚度，進行去壓實校正，利用鏡像關系定量恢復一間房組頂界面古地貌特征（圖3a）。印模法恢復古地貌能夠較好地呈現(xiàn)出研究區(qū)古巖溶面南低北高的總體構造趨勢，反映的是二級巖溶地貌單元特征。

圖3　塔河油田奧陶紀末印模法（a）和殘差厚度法（b）恢復古地貌

殘差厚度法首先選取剝蝕面之下鷹山組底界面作為基準面，求取此基準面與剝蝕面間的殘余地層厚度；然后通過平滑作用建立殘余厚度構造趨勢面，計算殘余厚度與構造趨勢面之間的殘差厚度，即風化剝蝕面頂部與構造趨勢面之間的殘差厚度。殘差厚度的大小只反映古地勢的相對高低，古地勢越高處地層保存厚度越大，被剝蝕量較小，為正向地貌；而古地勢越低處地層保存厚度越小，被剝蝕量越大，為負向地貌（圖3b）。此方法主要反映的是局部微地貌特征，并不反映區(qū)域構造背景。

以一間房組頂不整合面為基準，基于不整合面上、下地層及其接觸關系，把研究區(qū)不整合類型劃分為：削蝕-假整合型、反向削蝕-超覆型和同向削蝕-超覆型。削蝕-假整合型不整合是指下伏巖層發(fā)生了剝蝕，而上覆巖層產(chǎn)狀則與不整合面一致；反向削蝕-超覆型不整合是剝蝕方向和超覆方向不同的不整合，指示沉積間斷期古斜坡坡向發(fā)生了較大方位角的改變；同向削蝕-超覆型不整合是指剝蝕方向和超覆方向一致的不整合，指示沉積間斷期古斜坡坡向未發(fā)生顯著變化。

3.2古地貌類型劃分及特征

綜合考慮沉積環(huán)境影響，用印模法恢復地貌趨勢面、古地勢背景和古地貌整體格局，用殘差厚度法恢復地貌，結合不整合特征，對研究區(qū)古地貌進行恢復。在古地貌基礎上，根據(jù)上覆充填厚度大小、下部殘差厚度大小及不整合類型3者之間的對應關系，對古地貌單元進行劃分（圖4）。殘差厚度正值代表正向地貌，負值代表負向地貌。

圖4　塔河油田奧陶系巖溶古地貌單元劃分

研究區(qū)可劃分出巖溶高地、巖溶緩坡、巖溶陡坡和巖溶盆地4類二級地貌單位，二級地貌單元可進一步劃分為殘丘、臺地、階坪和溝谷4個三級地貌單元。

（1）巖溶高地印模充填厚度小于40 m，位于西北部，呈近南北向延伸，分布范圍較小。古地形、古地勢整體較高，遠遠高于潛水面，長期處于裸露風化狀態(tài)，遭受強烈的侵蝕、溶蝕作用，地形相對較平坦，接受大面積降水作用，為大氣淡水的主要補給區(qū)，水流順裂縫、孔隙等向下發(fā)生滲流溶蝕作用，形成垂向溶蝕帶，巖溶儲集層較發(fā)育。印模充填厚度小于40 m，殘差厚度不小于30 m，為巖溶高地上殘丘地貌單元，發(fā)育在西北部巖溶高地中，位于臺地之上，分布面積較小且孤立，近似丘狀；印模充填厚度小于40 m，殘差厚度為10～30 m，為巖溶高地上的臺地地貌單元，在西北部巖溶高地上發(fā)育2個較大臺地，分布在殘丘四周，地形相對平緩，為殘丘發(fā)育的基礎；印模充填厚度小于40 m，殘差厚度小于10 m，為巖溶高地上的階坪地貌單元，為巖溶高地中地勢較低部位，位于巖溶臺地之間。巖溶高地上溝谷發(fā)育較少。

（2）巖溶緩坡印模充填厚度為40～80 m，位于研究區(qū)的北部，近東西向展布，分布在巖溶高地周圍，地形、地勢相對比較平坦，印模充填厚度等值線相對稀疏，坡度一般不超過1°～2°.巖溶作用除了垂向滲流作用外，還有水平徑流作用，地表徑流速度慢，降水滯留時間長，巖溶產(chǎn)物不易被帶走，儲集空間易被后期充填。印模充填厚度為40～80 m，殘差厚度不小于30 m，同向削蝕-超覆型不整合，為巖溶緩坡上殘丘地貌單元，為巖溶緩坡區(qū)地勢最高部位，單個面積較小，形似丘狀，呈孤立狀分布，遭受溶蝕風化作用較強；殘差厚度為10～30 m，同向削蝕-超覆型不整合，為巖溶緩坡上的臺地地貌單元，近南北走向，分布面積較大，呈橢圓狀或條帶狀展布，是巖溶緩坡的構成主體，地形平緩，是殘丘發(fā)育基礎；殘差厚度為-10～10 m，削蝕-假整合型不整合，為巖溶緩坡上的階坪地貌單元，處于臺地之間的寬闊地帶，地勢較低，分布廣泛，同樣是巖溶緩坡的主體構成部分，面積約占巖溶緩坡總面積一半，低洼處常被流水侵蝕溝谷分割；印模充填厚度為40～80 m，殘差厚度小于-10 m，反向削蝕-超覆型不整合，為巖溶緩坡上的溝谷地貌單元，水流的下切侵蝕作用形成的狹窄通道，呈樹枝狀近南北向延伸，下切深度大于10m，主要發(fā)育7條較大溝谷，古水流自北向南流動。

（3）巖溶陡坡印模充填厚度為80～300 m，相對于巖溶緩坡而言，地形坡度明顯增大，印模充填厚度等值線密集，整體向南傾斜，降水滯留時間短，巖溶作用時間較短［14］，巖溶規(guī)模相對減弱，主要發(fā)育水平溶洞，形成良好的孔洞儲集體。印模充填厚度為80～300 m，殘差厚度不小于30 m，為巖溶陡坡上殘丘地貌單元，陡坡區(qū)分布較少，只存在4個單個面積較小且呈孤立狀分布；殘差厚度為10～30 m，為巖溶陡坡上的臺地地貌單元，大多東西向分布，呈條帶狀展布，是巖溶陡坡的構成主體；殘差厚度為-10～10 m，削蝕-假整合型不整合，為巖溶陡坡上的階坪地貌單元，位于臺地之間，地勢較低，分布面積大，約占巖溶陡坡總面積三分之二，是巖溶陡坡最主要構成部分，中間被溝谷分割；殘差厚度小于-10 m，為巖溶陡坡上的溝谷地貌單元，地形坡度較陡，水流速度快，侵蝕下切形成溝谷，呈樹枝狀近南北向延伸。

（4）巖溶盆地印模充填厚度大于300 m，位于研究區(qū)東南部，近東西向展布，分布面積小且地勢低，為主要的匯水區(qū)，水流以地表水和停滯水為主，地下水流動緩慢，多處于碳酸鈣過飽和狀態(tài)，化學膠結充填作用較強，巖溶儲集層發(fā)育較弱［15］。

4　巖溶古地貌與儲集層分布

不同巖溶地貌單元水動力條件不同，巖溶水動力系統(tǒng)中的補給、徑流、排泄條件也各不相同［16］，巖溶縫洞系統(tǒng)發(fā)育特征也不相同。一間房組和鷹山組碳酸鹽巖在遭受風化溶蝕作用后，儲集空間類型、孔滲關系及儲集層的非均質性都發(fā)生了巨大變化；同時，巖溶作用對后期儲集層的形成和充填程度產(chǎn)生影響［17］。因此，風化殼巖溶儲集層發(fā)育強度在不同地貌單元、不同深度及層位都存在較大的差異。

平面上，不同巖溶地貌單元巖溶儲集層特征、油氣產(chǎn)量存在差異。巖溶緩坡區(qū)地勢較平坦，坡降變化小，來自巖溶高地的水流速度降低，接受大氣降水面積大，水流匯聚，發(fā)生強烈的垂向滲流作用，儲集層發(fā)育程度明顯強于巖溶陡坡區(qū)，13口典型放空漏失井中，有10口井分布在巖溶緩坡區(qū)，3口井分布在巖溶陡坡區(qū)（表1）。巖溶緩坡區(qū)殘丘和臺地巖溶作用較強烈，是儲集層發(fā)育的有利部位，儲集層孔隙多未充填—半充填；階坪由于溶蝕作用相對減弱，儲集層發(fā)育較弱；溝谷是主要的匯水區(qū)，充填和膠結作用較強，但分支溝谷末端和溝谷附近的斜坡部位巖溶儲集層發(fā)育。巖溶陡坡區(qū)的臺地和階坪是儲集層發(fā)育的有利地貌單元。其中位于巖溶緩坡區(qū)階坪和溝谷側翼的T13井，在鉆入一間房組45 m后，發(fā)生放空漏失，放空漏失井段達到73.5 m，漏失量達到1 903 m3，無水采油期703 d，累計產(chǎn)油6.96×104t；巖溶緩坡臺地上的T7井累計產(chǎn)油量最多，鉆入一間房組3 m發(fā)生放空漏失，放空井段3.96 m，漏失量915 m3，無水采油496 d，累計產(chǎn)油16.57×104t.

垂向上，發(fā)育垂向滲流作用和徑流巖溶作用。巖溶儲集層分布在一間房組和鷹山組上部，隨著到風化面距離的增加，巖溶儲集層發(fā)育程度明顯減弱。巖溶緩坡區(qū)巖溶作用深度較大，徑流帶發(fā)育暗河系統(tǒng)；巖溶陡坡區(qū)垂向滲流作用相對減弱，巖溶作用深度變淺，發(fā)育溶蝕孔洞和裂縫型儲集層（圖5）。

表1　塔河油田不同地貌單元鉆井漏失特征及油井生產(chǎn)特征

圖5　塔河油田儲集層連井剖面（剖面位置見圖4）

5　結論

（1）用印模法和殘余厚度法，結合不整合類型和分布特征，對中奧陶統(tǒng)頂面古地貌進行定量恢復，將塔河油田巖溶古地貌劃分為巖溶高地、巖溶緩坡、巖溶陡坡和巖溶盆地4個二級地貌單元，其中以巖溶緩坡和巖溶陡坡為主，巖溶高地和巖溶盆地分布局限；二級地貌單元進一步定量劃分為殘丘、臺地、階坪和溝谷4個三級地貌單元。

（2）風化殼巖溶儲集層發(fā)育程度在橫向上不同地貌單元、縱向上不同深度及層位都存在較大的差異。結合巖溶儲集層鉆井、測井解釋及生產(chǎn)狀況分析，巖溶緩坡區(qū)巖溶儲集層發(fā)育深度和強度明顯大于巖溶陡坡區(qū)，巖溶緩坡區(qū)殘丘、臺地、溝谷末端及溝谷附近的斜坡部位是巖溶儲集層發(fā)育的有利三級地貌單元，而階坪及溝谷內部巖溶儲集層發(fā)育相對較弱；巖溶陡坡區(qū)臺地和階坪是儲集層發(fā)育的有利地貌單元。

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（編輯顧新元）

ControllingEffectsofOrdovicianKarstPaleogeomorphologyonReservoirsinTaheOilfield，TarimBasin

HAN Changcheng1，LIN Chengyan1，LU Xinbian2，WEI Ting3，REN Lihua1，ZHANG Xianguo1
（1.School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266580，China；2.Northwest Oilfield Company，Sinopec，Urumqi，Xinjiang 830011，China；3.Shixi Oilfield Operation District，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Using the data of core，thin section，drilling，logging and seismic profile，the mark of palaeokarst identification is analyzed；the Ordovician karst palaeogeomorphology is restored with impression method and residual thickness method combined with unconformity structures；karst paleogeomorphic units are classified and their controlling effects on reservoirs are analyzed.In the 4 secondary paleogeomorphic units such as karst highland，karst gentle-slope，karst steep-slope and karst basin，4 tertiary paleogeomorphic units（monadnock，tableland，level terrace and clough）are further classified quantitatively.The favorable areas for karst reservoir development are monadnocks and tablelands in the karst gentle-slope，the ends and flanks of the clough，and the tablelands and level terraces in the karst steep-slope.

Tarim basin；Tahe oilfield；Ordovician；paleogeomorphology；karst reservoir；impression method；residual-thickness method；paleogeomorphic unit

TE112.221

A

1001-3873（2016）04-0417-06

10.7657/XJPG20160406

2016-01-19

2016-04-26

國家自然科學基金（41202092）；國家科技重大專項（2011ZX05009-003）

韓長城（1984-），男，新疆阿勒泰人，博士研究生，石油地質，（Tel）0532-86983104（E-mail）517892849@qq.com