孫美靜，劉 杰

(1.廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局，廣東 廣州 510760;2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢)，湖北 武漢430074;3.中海石油有限公司湛江分公司研究院，廣東 湛江 524097)

1 區(qū)域地質(zhì)概況

天山南緣區(qū)帶位于塔里木盆地塔北地區(qū)，油氣資源豐富，其中古近系蘇維依組是該區(qū)重要的含油氣層段［1］。天山南緣區(qū)帶東部油氣成藏條件優(yōu)越，目前已發(fā)現(xiàn)多個(gè)大中型油氣田。一系列的探井也都見(jiàn)到了良好的油氣顯示。但儲(chǔ)層埋藏深、物性差、儲(chǔ)層建產(chǎn)難度大等問(wèn)題始終困擾著該區(qū)油氣勘探的深入。本文以巖礦分析、鑄體薄片分析、粘土礦物分析、巖心物性分析、測(cè)井物性等資料為依據(jù)，從儲(chǔ)層發(fā)育的沉積相和成巖作用入手，探討其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。

天山南緣區(qū)帶位于天山以南，近東西向展布，主體為陽(yáng)霞凹陷，西部屬庫(kù)車(chē)坳陷東南緣，南部跨輪臺(tái)凸起一部分。其北與依奇克里克構(gòu)造帶以斷裂相接，南鄰塔北隆起，西部和秋里塔格構(gòu)造帶相接，區(qū)內(nèi)的東秋里塔格斷裂、亞南斷裂和沙雅-輪臺(tái)斷裂呈北東-西南向展布［1-3］(圖1)。在凹陷北緣發(fā)現(xiàn)7個(gè)局部構(gòu)造，多為低幅度的背斜、斷鼻構(gòu)造，圈閉總面積 210.6km2。

圖1 塔里木盆地天山南地區(qū)區(qū)域構(gòu)造圖Fig.1 Structural division of southern Tianshan Mountains in Tarim Basin

2 地層及沉積相特征

2.1 地層發(fā)育特征

古近系蘇維依組在研究區(qū)內(nèi)厚度為100～500m，可分為兩個(gè)巖性段:下部的底砂巖段(E3s1)和上部的膏泥巖段(E3s2)。底砂巖段鉆厚10～91m，發(fā)育厚層狀細(xì)砂巖、中砂巖和含礫砂巖等粗粒沉積巖夾薄層狀泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，自然伽馬測(cè)井曲線值相對(duì)較低，多見(jiàn)板狀交錯(cuò)層理，波狀交錯(cuò)層理，平行層理等(圖2a、b);膏泥巖段鉆厚128～422m(圖2c、d)，為大套的棕紅色泥巖、膏質(zhì)泥巖、膏質(zhì)粉砂巖等細(xì)粒沉積物，膏質(zhì)泥巖、膏巖的自然伽馬測(cè)井曲線呈高幅指狀，聲波時(shí)差曲線呈低值，與下段呈明顯的分界變化，偶見(jiàn)生物擾動(dòng)、潛穴、植物化石等。

圖2 蘇維依組巖心巖性和沉積構(gòu)造特征Fig.2 Representative sedimentary structures in the Suweiyi Formation

2.2 沉積相類(lèi)型及特征

天山南區(qū)帶古近系蘇維依組以扇三角洲、辮狀河三角洲、湖泊相沉積為主，局部發(fā)育淺水重力流相(表1)。蘇維依組沉積時(shí)期，本區(qū)氣候干旱炎熱，蒸發(fā)強(qiáng)烈，區(qū)塊西部地區(qū)發(fā)育廣泛的濱淺湖沉積，局部地區(qū)為蒸發(fā)鹽湖相，北部靠近天山呈北陡南緩地形，來(lái)自天山物源碎屑物快速向南堆積，在區(qū)塊北部外圍發(fā)育扇三角洲相。本區(qū)東部物源豐富，發(fā)育辮狀河三角洲沉積，其呈扇形向西推進(jìn)，以辮狀河三角洲平原為主，前面分布裙帶狀辮狀河三角洲前緣和前辮狀河三角洲亞相(圖3)?？傮w上，北部和東部沉積物粒度較粗，中西部的湖泊相沉積物較細(xì)。北部和東北部砂體較厚，可達(dá)150m，向西南方向逐漸減薄至30m，并且從東向西含砂率也逐漸降低，由90%降為10%。垂向上呈扇三角洲-辮狀河三角洲-湖泊-辮狀河三角洲-湖泊相序疊置沉積的特征，這是氣候變化、水體震蕩性變化的結(jié)果。本區(qū)蘇維依組儲(chǔ)集層主要沉積微相有:分流河道、分流間灣、席狀砂、遠(yuǎn)沙壩和濱淺湖砂壩等［4-7］。

表1 天山南緣區(qū)塊北帶古近系蘇維依組沉積相類(lèi)型Table 1 Sedimentary facies types in the Suweiyi Formation

圖3 天山南緣區(qū)塊北帶蘇維依組沉積相平面分布圖Fig.3 Planar distribution of sedimentary facies in the Suweiyi Formation

3 儲(chǔ)層特征

3.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

根據(jù)大量巖心和薄片觀察分析認(rèn)為，古近系蘇維依組儲(chǔ)集巖主要有粉砂巖、細(xì)砂巖、中砂巖和含礫砂巖等，巖石類(lèi)型以長(zhǎng)石石英砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，其次為巖屑石英砂巖。巖石成分中石英含量為30%～94%，平均75%;長(zhǎng)石4%～55%，平均16%;巖屑2%～70%，平均10%(表2，圖4)。在砂巖填隙物中，雜基成分主要為鐵泥質(zhì)和泥質(zhì)，含量在3%～9%之間;膠結(jié)物主要有硅質(zhì)、方解石、硬石膏等，含量一般為0.3%～18%，其中硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英加大邊形式存在，硬石膏在砂巖中多呈斑塊、條帶狀出現(xiàn)。本區(qū)碎屑顆粒總體呈次圓-次棱狀，分選中等，呈點(diǎn)-線接觸、孔隙式膠結(jié)和接觸式膠結(jié)，總體上巖石成分成熟度較高、結(jié)構(gòu)成熟度中等［8-16］。

3.2 儲(chǔ)層物性特征

儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率是能夠反映儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的重要參數(shù)。蘇維依組底砂巖段儲(chǔ)層的主要巖性為含礫砂巖、中砂巖和細(xì)砂巖(圖5A)，孔隙度主要分布在5%～20%之間，占樣品總數(shù)的80%，平均孔隙度為12.1%;滲透率集中在(0.1～100)×10-3μm2，占總數(shù)的 83%，平均值是 18.4 ×10-3μm2，本段儲(chǔ)層物性總體屬于中孔-低、中滲儲(chǔ)層。

蘇維依組膏泥巖段儲(chǔ)層主要是粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，孔隙度小于5%樣品的占總數(shù)的58%，孔隙度在5%～10%范圍內(nèi)的占樣品總數(shù)的36%，平均為5.3%;滲透率集中在(0.1～1)×10-3μm2，占總數(shù)的52%，平均滲透率值是1×10-3μm2，該段總體屬于特低孔-低滲儲(chǔ)層(圖5B)。

對(duì)比不同粒度的儲(chǔ)層物性特征分析可知，蘇維依組以細(xì)砂巖和中砂巖的物性較好，其平均孔隙度為13.1%，滲透率為23.3 ×10-3μm2?？v向上，孔隙度和滲透率總體上都具有隨深度增加而降低的趨勢(shì)。底砂巖段孔隙度與滲透率相關(guān)系數(shù)為0.885，相關(guān)性較好，反映出該段儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型以粒間孔隙為主，孔隙連通性也較好。

表2 天山南緣區(qū)帶古近系蘇維依組儲(chǔ)層巖石類(lèi)型Table 2 Reservoir rock types in the Suweiyi Formation

圖4 天山南緣區(qū)塊北帶古近系蘇維依組儲(chǔ)層巖石類(lèi)型三角圖Fig.4 Triangular diagrams for the rock types in the Suweiyi Formation

圖5 蘇維依組底砂巖段和膏泥巖段儲(chǔ)層孔隙度與滲透率分布餅狀圖Fig.5 Pie charts showing the distribution of the porosity and permeability of basal sandstones and gypsum mudstones in the Suweiyi Formation

3.3 儲(chǔ)集空間特征

3.3.1 孔隙類(lèi)型

天山南緣區(qū)塊古近系蘇維依組常見(jiàn)孔隙類(lèi)型有殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、各種微孔及裂縫等，其中以粒間孔和溶蝕孔隙為主。儲(chǔ)層中的孔隙常常以組合的形式出現(xiàn)，不同組合儲(chǔ)層物性也有較大差異。蘇維依組底砂巖段面孔率分布在0.1%～18.1%之間，平均7.7%;蘇維依組膏泥巖段主要為泥質(zhì)、鈣質(zhì)、膏質(zhì)膠結(jié)，使粒間孔徑減小。

圖6中，殘余粒間孔隙分布廣泛，是經(jīng)過(guò)機(jī)械壓實(shí)和多種膠結(jié)后未被充填的孔隙，多呈不規(guī)則的多邊形，孔徑一般為50～80μm。本區(qū)儲(chǔ)層粒間溶孔較發(fā)育，主要是長(zhǎng)石、巖屑等顆粒邊緣被溶解，孔隙邊緣形態(tài)不規(guī)則呈港灣狀、蠶蝕狀(圖6a、圖6b)，孔徑大小一般為20～150μm之間，若溶蝕進(jìn)一步加劇，石英也會(huì)遭受溶蝕，邊緣呈參差狀;粒內(nèi)溶孔主要是長(zhǎng)石、巖屑等不穩(wěn)定礦物顆粒內(nèi)部被溶蝕而形成，其中一部分是顆粒本身內(nèi)部發(fā)生溶解，形成顆粒內(nèi)孔隙;另外還有顆粒被交代后礦物顆粒發(fā)生局部或全部被溶解，形成粒內(nèi)溶蝕孔，其孔隙形態(tài)不規(guī)則，邊緣多為港灣狀、參差狀，大小不一，一般為20～200μm。

巖石裂縫、顆粒的剛性破裂一般是由于構(gòu)造、機(jī)械壓實(shí)作用等形成的，區(qū)內(nèi)可見(jiàn)巖石的構(gòu)造縫內(nèi)充填瀝青(圖6d);亦有壓實(shí)作用使脆性巖石顆粒表面出現(xiàn)多裂隙，與粒間孔隙連通，所以未被充填的裂縫有利于孔隙連通，提高滲透率，從而改善了儲(chǔ)層物性。

圖6 天山南緣區(qū)塊北帶古近系蘇維依組巖石薄片F(xiàn)ig.6 Photomicrographs of the rock types from the Suweiyi Formation

3.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)

庫(kù)1井和雅輪2井儲(chǔ)層的壓汞資料分析表明(表3)，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力值分布在0.02～4.75MPa，平均值為1.2MPa;退汞效率集中在14.5%～60%之間，平均為37.2%;平均孔喉半徑分布在0.09～3.32μm，平均為 0.52μm，孔喉半徑下限值平均為0.22μm，總體為中、小孔;可流動(dòng)孔喉比例為11.42%～84.86%，平均為60.44%;分選系數(shù)為0.2～4，平均值為2.7?？傮w顯示古近系蘇維依組儲(chǔ)層具有孔喉分選中-差，局部較均勻，中小孔細(xì)喉道的特點(diǎn)。

3.4 儲(chǔ)層物性控制因素分析

3.4.1 沉積相帶

碎屑巖儲(chǔ)層的物性與沉積作用關(guān)系密切，不同相帶的儲(chǔ)集巖的巖石類(lèi)型不同、填隙物含量不同，其儲(chǔ)集物性也存在一定的差別［14］。分析認(rèn)為，天山南緣區(qū)塊北帶古近系蘇維依組沉積相對(duì)儲(chǔ)層物性的影響最為明顯。本區(qū)儲(chǔ)層主要為辮狀河三角洲前緣的分流河道、分流間灣、席狀砂和遠(yuǎn)沙壩等沉積微相砂體。

表3 庫(kù)1井和雅輪2井蘇維依組孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Table 3 Statistics of the diagnostic parameters for the hydrocarbon reservoirs in the Suweiyi Formation

辮狀河三角洲相主要分布在研究區(qū)東部和東北部，辮狀河三角洲前緣沉積物搬運(yùn)距離較遠(yuǎn)，碎屑顆粒分選磨圓較好，雜基含量較少。如表4分析認(rèn)為，分流河道微相主要巖性是粉砂巖、細(xì)砂巖和含礫砂巖，孔隙度范圍為1.7%～22.6%，滲透率為(0.13～223)×10-3μm2，平均值分別為 10.9% 和16.7×10-3μm2，總體屬于中孔-高滲儲(chǔ)層。席狀砂微相主要巖性是細(xì)砂巖和粉砂巖，孔隙度和滲透率的平均值分別為 9.2%、9.7 ×10-3μm2，總體屬于低孔-中滲儲(chǔ)層。辮狀河三角洲前緣分流間灣、遠(yuǎn)沙壩微相砂體的巖性相對(duì)較細(xì)，以泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖為主，孔隙度分別為8.7%、5.3%，滲透率為1.2×10-3μm2和 0.2 ×10-3μm2。綜合分析認(rèn)為，本區(qū)以辮狀河三角洲前緣的分流河道、席狀砂砂體的物性較好，是有利的儲(chǔ)層微相。

3.4.2 成巖作用

表4 天山南緣區(qū)塊北帶古近系蘇維依組不同沉積相帶物性對(duì)比表Table 4 Comparison of the porosity and permeability in individual sedimentary facies of the Suweiyi Formation

成巖作用是影響儲(chǔ)層質(zhì)量的另一重要因素。研究區(qū)儲(chǔ)層的成巖作用以壓實(shí)作用、溶蝕作用和膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響較為明顯。

壓實(shí)作用是影響儲(chǔ)層物性最直接的因素，隨著埋深的增加，壓實(shí)作用增強(qiáng)，原生孔隙均勻而大量地減少。薄片中可見(jiàn)巖屑等塑性顆粒的變形，石英等剛性顆粒表面出現(xiàn)漸愈合的壓裂紋，說(shuō)明巖石達(dá)到中等壓實(shí)程度，對(duì)儲(chǔ)集空間起破壞作用［9］。

膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層的影響表現(xiàn)為:一方面，早期的膠結(jié)作用一定程度上阻止了機(jī)械壓實(shí);另一方面其充填孔隙，堵塞孔喉，減少孔喉連通，對(duì)儲(chǔ)層物性起破壞作用。根據(jù)巖石薄片、鑄體薄片觀察分析可知，本區(qū)的膠結(jié)物包括硅質(zhì)礦物、硬石膏、方解石、粘土礦物等，它們充填了儲(chǔ)層孔隙，使孔隙半徑變小，連通性變差，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔滲降低。

溶蝕作用主要表現(xiàn)為長(zhǎng)石、巖屑等礦物顆粒遭受溶蝕，以及少量的石英顆粒被溶蝕，在壓實(shí)、擠壓和膠結(jié)作用后，發(fā)生溶蝕，一定程度上提高了砂巖儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率，改善了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能。

4 結(jié)論

塔里木盆地天山南緣區(qū)塊古近系蘇維依組底砂巖段以辮狀河三角洲沉積為主，其次為扇三角洲和濱淺湖沉積，膏質(zhì)泥巖段主要產(chǎn)出于濱淺湖、蒸發(fā)鹽湖相。儲(chǔ)集巖主要是粉砂巖、細(xì)砂巖，其次為中砂巖和含礫砂巖。本區(qū)巖石類(lèi)型以長(zhǎng)石石英砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，孔隙類(lèi)型以原生粒間孔和溶蝕孔為主，孔喉類(lèi)型為細(xì)喉道、中小孔型，屬于中孔、中低滲儲(chǔ)層。沉積相帶和成巖作用共同影響著研究區(qū)儲(chǔ)層物性，其中沉積相帶對(duì)儲(chǔ)層物性的影響主要表現(xiàn)為以辮狀河三角洲前緣的分流河道、席狀砂沉積砂體的物性較好;壓實(shí)作用是造成儲(chǔ)層原生孔隙大量喪失的主要原因，隨著埋深的增加，原生孔隙均勻而大量地減少;膠結(jié)作用使得儲(chǔ)層連通性變差，物性降低;而溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙，一定程度上提高了儲(chǔ)層孔滲，改善了儲(chǔ)層質(zhì)量。綜合分析認(rèn)為，本區(qū)蘇維依組底砂巖段可作為儲(chǔ)層，而上部膏質(zhì)泥巖段為封蓋性較好的蓋層，二者組成較好的儲(chǔ)蓋組合。

［1］賈承造.中國(guó)塔里木盆地構(gòu)造特征與油氣［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1997.232 －240.

［2］王家豪，王華，等.庫(kù)車(chē)前陸盆地東部白堊系-古近系層序地層及其構(gòu)造響應(yīng)研究［M］.武漢:中國(guó)地質(zhì)大學(xué)出版社，2006.80－86.

［3］朱如凱，郭宏莉，高志勇，等.塔里木盆地北部地區(qū)中、新生界層序地層、沉積體系與儲(chǔ)層特征［M］.北京:地質(zhì)出版社，2009.44 －58.

［4］古永紅.庫(kù)車(chē)坳陷東部下第三系沉積相特征及成巖作用研究［D］.成都:西南石油學(xué)院，2003.

［5］魏偉.塔里木盆地東部沉積及成藏特征研究［D］.成都:西南石油大學(xué)，2006.

［6］康南昌.塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷第三系鹽巖相關(guān)構(gòu)造及油氣成藏特征［D］.北京:中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)，2006.

［7］田軍.塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷白堊系—第三系沉積相及儲(chǔ)層分布預(yù)測(cè)研究［D］.成都:西南石油大學(xué)，2005.

［8］曠紅偉，高振中，翟永紅，等.塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷第三系儲(chǔ)層特征［J］.石油學(xué)報(bào)，2003，24(1):25 －30.

［9］劉春，張惠良，韓波，等.庫(kù)車(chē)坳陷大北地區(qū)深部碎屑巖儲(chǔ)層特征及控制因素［J］.天然氣地球科學(xué)，2009，20(4):204 －512.

［10］朱如凱，郭宏莉，高志勇，等.塔里木盆地北部地區(qū)白堊系—古近系儲(chǔ)集性與儲(chǔ)層評(píng)價(jià)［J］.中國(guó)地質(zhì)，2007，34(5):837－841.

［11］顏文豪，李建明，王冬梅，等.庫(kù)車(chē)坳陷迪那2氣田地質(zhì)特征與沉積儲(chǔ)層研究［J］.天然氣地球科學(xué)，2009，20(1):86 －93.

［12］譚秀成，李凌，曹劍，等.庫(kù)車(chē)坳陷東部下第三系碎屑巖儲(chǔ)層分異成因模式［J］.地球科學(xué)—中國(guó)地質(zhì)大學(xué)學(xué)報(bào)，2007，32(1):99－104.

［13］張麗娟，李多麗，孫玉善，等.庫(kù)車(chē)坳陷西部古近系-白堊系沉積儲(chǔ)層特征分析［J］.天然氣地球科學(xué)，2006，17(3):355－360.

［14］JIAO YANGQUAN，YAN JIAXIN，LI SITIAN，et al.Architectural units and heterogeneity of channel Reservoirs in the Karamay Formation，outcrop area of Karamay oil field，Junggar basin，northwest China［J］.AAPG Bulletin，2005，89(4):529 －545.

［15］EHRENBERG S N.Preservation of anomalously high porosity in deeply buried sandstones by grain-coating chlorite:Examples from the Norwegian Continental Shelf［J］.AAPG Bulletin，1993，77(7):1260－1286.

［16］WILKINSON M，DARBY D，HASZELDINE R S，et al.Secondary porosity Generation During Deep Burial Associated with Overpressure Leak-off，F(xiàn)ulmar Formation，UK Central Graben［J］.AAPG Bulletin，1997，81(5):803 －812.