塔河地區(qū)泥盆系東河塘組儲層特征研究 輪南-塔河油田是一個晚期成藏的“整裝”的油田
馮興強
（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）
摘要 塔河地區(qū)泥盆系分布在托浦臺工區(qū)，研究區(qū)砂體總體上近 SN 向展布，NW 厚，SE薄。儲層的儲集空間以原生粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙等次生孔隙為主，其他類型孔隙較少。儲層喉道分選中等偏差，喉道多為細喉型。本區(qū)東河砂巖儲層主要發(fā)育壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等成巖作用類型。根據(jù)儲層物性以及儲層評價標準，將該區(qū)儲層劃分為3類，并對其進行了分類評價。
關鍵詞 塔河 托普臺 泥盆系 儲層
Research of Reservoir Characterization in Devonian Donghetang Formation，Tahe District
FENG Xing-qiang
（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing100083）
Abstract The Devonian formation distribute in Tuoputai district.The direction of sandbodies is S-N.The pore types of the reservoir are mainly residual intergranular pore，intergranular dissolved pore and intragranular dissolved pore.The sortation of the throat is of a sort.The sandstone reservoir is fine throat.The results indicate that the Donghe sand stones in the area went through the compaction，clay cementation，quartz overgrowth，carbonate cementation，solution during the diagenesis.According to the physical property and the criterion of evaluation of reservoir，we sort the reservoir into three types and evaluate them.
Key words Tahe Tuoputai Devonian formation reservoir
塔河地區(qū)泥盆系分布在托浦臺工區(qū)，托浦臺工區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)庫車縣和沙雅縣境內(nèi)。構造位置處于塔里木盆地東北坳陷區(qū)沙雅隆起阿克庫勒凸起西南傾沒端，北東方向緊鄰塔河油田主體區(qū)，北西方向與哈拉哈塘凹陷相接，南部為順托果勒低隆。
該區(qū)泥盆系僅發(fā)育東河塘組，地層殘留厚度西厚、東薄，地層最厚處沉積達180m，主要分布在TP4井區(qū)，在TP5井區(qū)地層厚度僅為20m。塔河地區(qū)近年隨著勘探領域不斷擴展，一批鉆遇泥盆系的探井先后獲得良好的油氣顯示，顯示出了東河塘組具有較大的油氣勘探潛力。
1 儲層基本特征
1.1 儲層巖石學特征
據(jù)對20多口鉆井巖心的詳細觀察及540多個巖石薄片的認真分析發(fā)現(xiàn)，東河塘組儲層的巖石類型以石英砂巖為主，次為巖屑石英砂巖和少量的長石巖屑砂巖。灰色、灰白色細粒石英砂巖與綠灰、棕褐、深灰色泥巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖、灰質泥巖不等厚互層。向南砂巖增多。組成巖石的石英含量在65%～90%以上，巖屑和長石的平均含量在10%以下（圖1），雜基基本上都是泥質，含量一般為1%～20%，膠結類型多為孔隙式，少量連晶-基底式膠結，顆粒支撐，膠結物以灰質為主，含量為1%～45%，巖石分選中等—好為主，分選差次之。磨圓度以次圓-次棱角狀為主，棱角狀次之，圓狀少量。
圖1 托普臺工區(qū)泥盆系砂巖分類圖
1.2 砂體展布特征
根據(jù)統(tǒng)計的托普臺工區(qū)近40口井砂巖厚度數(shù)據(jù)，作出了泥盆系東河塘組砂巖等厚圖（圖2）。從圖中可以看出，東河塘組砂巖在托普臺研究區(qū)內(nèi)基本上都有分布，總體上近SN向展布，砂巖北西厚、南東薄，在TP4井區(qū)砂巖厚近160m，而在TP5和TP9井區(qū)僅為18m。
圖2 托普臺地區(qū)東河塘組砂巖厚度分布圖
1.3 儲層的儲集空間類型
根據(jù)普通薄片、鑄體薄片觀察和資料統(tǒng)計，工區(qū)內(nèi)泥盆系儲層的儲集空間原生粒間孔隙與次生溶蝕孔隙都比較發(fā)育，根據(jù)孔隙組構特征及成因可分為以下4種類型（圖3）。
圖3 托普臺工區(qū)東河塘組儲層鑄體照片
（1）原生粒間孔：原生粒間孔是位于顆粒之間未被充填或半充填的孔隙，絕大多數(shù)是經(jīng)壓實和膠結作用縮小而形成的殘余粒間孔隙。這類孔隙較少，且孔徑不大，孔隙往往呈不規(guī)則外形。
（2）粒間溶孔：粒間溶孔為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，在本區(qū)泥盆系中主要有溶蝕粒間孔和粒緣溶蝕孔兩種類型，兩種孔隙往往同時存在，其形狀不規(guī)則，孔徑較大，是本區(qū)泥盆系的主要孔隙類型。
（3）粒內(nèi)溶孔：粒內(nèi)溶孔是巖石顆粒組分內(nèi)部溶解而形成的組分內(nèi)孔隙。主要是在長石與不穩(wěn)定巖屑等顆粒內(nèi)部形成，呈孤立狀分布，常與其他類型溶蝕孔隙伴生，分布也比較普遍。
（4）微裂縫：微裂隙是由于構造運動所產(chǎn)生的裂縫，界面較平直，是勾通孔隙的橋梁，分布很局限，僅在個別井中見到。
1.4 儲層的孔隙結構特征
利用研究區(qū)30余口井的毛管壓力曲線對該區(qū)儲層孔隙結構進行分析表明，喉道分選系數(shù)大部分在2～3.5之間，變異系數(shù)大多數(shù)在0.19～0.5之間，說明本區(qū)泥盆系儲層喉道分選中等偏差，均值大多數(shù)在7～12 之間，排驅壓力大多數(shù)在0.1～1 MPa之間，反映該儲層儲集性能中等，中值半徑大多數(shù)在1μm以下，從這些孔隙結構參數(shù)可以看出除個別樣品孔喉較大外，喉道多為細喉型。
對所做樣品的毛管壓力曲線進行統(tǒng)計分析可見，本區(qū)曲線斜率較大，基本沒有平臺，說明孔喉分選中等偏差，曲線從左下角的略粗歪度逐漸過渡到右上角的細歪度（圖4），排驅壓力也逐漸變大，反映了孔隙結構逐漸變差。
圖4 研究區(qū)毛管壓力曲線
通過分析孔隙結構參數(shù)和毛管壓力曲線可以將研究區(qū)泥盆系儲層劃分為3種孔隙結構類型。
1.4.1 Ⅰ型孔隙結構
具有該種類型孔隙結構的儲層均有高的孔、滲性能，孔隙度一般都超過15%，滲透率一般都在100×10-3μm2以上。排驅壓力都小于0.1MPa，喉道均值一般大于7μm。毛管壓力曲線分布在左下方（圖4），歪度屬于略粗歪度類型。通過鑄體與電鏡觀察表明，該類型儲層廣泛發(fā)育粒間孔隙或（和）溶蝕粒間孔隙。巖性以中細砂巖為主，分選較好，填隙物含量低，且主要為泥質。
1.4.2 Ⅱ型孔隙結構
該類型的儲層一般都具有中、低儲、滲性能，孔隙度一般在10%～15%，滲透率一般在幾至幾十×10-3μm2之間，排驅壓力一般為0.1～1MPa，毛管壓力曲線一般位于中部位置，歪度屬略偏粗或略偏細類型。巖性一般以細砂巖為主，填隙物含量較多，主要為鈣質。
1.4.3 Ⅲ型孔隙結構
具該孔隙結構類型的儲層一般都具有低或特低的儲、滲性能，孔隙度一般小于10%，滲透率一般小于幾個毫達西，排驅壓力大，毛管壓力曲線分布在右上方，歪度屬于偏細歪度—細歪度。巖性較細，一般以粉細砂巖為主。
1.5 儲層物性特征
從東河砂巖孔隙度和滲透率統(tǒng)計結果（圖5）來看，平均孔隙度一般為6%～20%，最小為1.1%，最大為33.55%，平均為11.25%；滲透率主要分布區(qū)間為（0.1～100）×10-3μm2，最小為0.02×10-3μm2，最大為388×10-3μm2，平均值為23.99×10-3μm2。上述孔滲統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，雖然東河塘組砂巖物性相對較好，但仍為中低孔、中低滲儲層。圖6示意的孔隙度滲透率關系表明，東河塘組砂巖孔滲正相關性好，當孔隙度小于12%時，滲透率很小，多小于5×10-3μm2。當孔隙度大于12%，滲透率隨孔隙度的增大而迅速增大。裂縫存在的標志不明顯，物性參數(shù)反映了儲層是孔隙性儲層的特點。
圖5 東河砂巖孔隙度滲透率直方圖
圖6 東河塘組砂巖孔隙度與滲透率相關圖
1.6 儲層成巖作用
根據(jù)大量巖石薄片的成巖作用特征觀察、儲層樣品的掃描電鏡和陰極發(fā)光等結果分析，本區(qū)東河砂巖儲層主要經(jīng)歷了如下成巖作用。
1.6.1 壓實作用
壓實作用隨埋深的增加而逐漸加強。顆粒之間的接觸關系也由點接觸變?yōu)榫€接觸，甚至凸凹式接觸。通過薄片觀察可知，研究區(qū)顆粒之間呈點接觸-線接觸，說明壓實對儲層的影響較小。這主要是由于研究區(qū)東河砂巖沉積后一直處于淺埋藏階段，僅新近系東河砂巖才處于深埋階段。
1.6.2 膠結作用
研究區(qū)內(nèi)主要有泥質、碳酸鹽巖膠結及石英加大等膠結。
（1）鐵泥質膠結：鐵泥質基質在壓實過程中把周圍的顆粒粘結起來。這種粘土礦物一般是鐵綠泥石和蒙脫石，它們是同顆粒同時沉積的，隨后附著在顆粒表面，是巖石最早期膠結，降低孔隙2%～10%。
（2）碳酸鹽膠結：碳酸鹽是本區(qū)最為發(fā)育的膠結礦物，局部層段碳酸鹽膠結物可達40%，主要為方解石、含鐵方解石和白云石，以孔隙式膠結類型為主，見有基底式和基底-孔隙式膠結。
（3）石英加大膠結：該類膠結發(fā)育普遍，一般含量為5%～7%，少數(shù)達10%，以窄加大邊為主，充填于壓實后的殘孔和石膏溶孔中，局部形成石英巖狀砂巖，硅質巖屑加大多為櫛殼狀顆粒石英。這與雜基較少、粘土環(huán)邊不發(fā)育、石英含量較高、結構成熟度高和塑性壓實較弱等許多因素有關。此外尚有部分石英粒狀膠結，部分長石加大較大。
1.6.3 溶蝕作用
東河砂巖在本區(qū)溶蝕作用不太明顯，較大的一期在碳酸鹽化和高嶺石化之后，多沿高嶺石化部位進行，溶蝕碳酸鹽、巖屑、長石、高嶺石、石英等自生礦物和顆粒，形成零星分布的超大溶孔、孔隙等，最大為1.4mm，一般為0.1～0.75mm，含量一般3%左右。多殘留高嶺石，然后為少量瀝青所充填。
2 儲層評價
通過以上的分析研究，依據(jù)本區(qū)儲層發(fā)育狀況，結合儲層物性，將研究區(qū)泥盆系儲層劃分為以下3種儲層類型。
2.1 Ⅰ類儲層
該類儲層具有較高的儲滲性能，孔隙度大于15%，滲透率大于100×10-3μm2，為中孔-中滲型儲層。孔喉均值半徑大于9μm，排驅壓力小于0.1MPa，壓汞曲線呈現(xiàn)粗歪度或略粗歪度，平臺很短。巖性以中細粒石英砂巖為主，填隙物含量少，且以泥質為主。
2.2 Ⅱ類儲層
該類儲層的孔隙度為9%～15%，滲透率在（10～100）×10-3μm2之間，為中低孔-中低滲型儲層。孔隙空間以各類溶蝕孔隙以及殘余原生粒間孔隙為主。孔喉均值半徑為2～9μm，相對較小，因此排驅壓力值在0.1～0.3MPa間分布，且壓汞曲線歪度不大，中值平臺不明顯或很短。巖性主要是極細—細粒巖屑石英砂巖、長石石英砂巖等。泥質雜基少，弱碳酸鹽膠結。
2.3 Ⅲ類儲層
該類儲層孔喉中值半徑較小，排驅壓力較大，以低孔-低滲構成的孔隙體系為主。毛管壓力曲線特征為細歪度，幾乎沒有歪度中值平臺。儲層孔隙度為6%～9%，以粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和微孔隙為主，滲透率一般在（1～10）×10-3μm2之間。巖性為一些極細—細粒巖屑長石砂巖及含鈣質較重的極細—細粒長石巖屑砂巖等，有一定泥質雜基。
3 結論
（1）研究區(qū)東河塘組儲層的巖石類型以石英砂巖為主，次為巖屑石英砂巖和少量的長石巖屑砂巖。砂體總體上近SN向展布，北西厚，南東薄。
（2）儲層的儲集空間以原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙為主，其他類型孔隙較少。儲層喉道分選中等偏差，除個別樣品孔喉較大外，喉道多為細喉型，儲層特征一般。
（3）本區(qū)東河砂巖儲層主要經(jīng)歷了壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等成巖作用。根據(jù)儲層物性以及發(fā)育狀況，將研究區(qū)儲層劃分為3種儲層類型。
致謝 研究工作得到中石化西北分公司地勘所楊素舉、丁勇高工的幫助，表示衷心的感謝。
參考文獻
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塔河地區(qū)泥盆系東河塘組儲層特征研究
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