塔中地区石炭系东河砂岩储层物性影响因素研究
东河储层损害机理分析
或 单 一 产 出 ， 要 分 布 于 岩 石 颗 粒 表 面 和 充 填 岩 石 主 孔 隙 中。
耋－ ～。 ２ ｊ－！ ｉ一 一 ． —
伊 利 石 绿 石 伊 裁 泄 层 鬲 岭 柏
图二 粘土矿物含量分布图
应用偏 光显 微镜 和扫 描 电镜 结合 Ｘ射 线衍 射分 析 ， 定 出 的 敏 感 性 矿 物 包 括 粘 土 矿 物 、 酸 盐 矿 鉴 碳 物 、 铁 矿 和 自生 石 英 。 中 粘 土 矿 物 种 类 及 含 量 的 黄 其 测 定 ， 要 借 助 Ｘ 射 线 衍 射 分 析 。测 试 的 结 果 表 明 ： 主 粘 土矿 物中 以伊利 石 、 蒙＇ 伊 昆层 和 绿 泥 石 为 主 ， 极 含
少 量 的 高 岭 石 （ 图 ２ 。碳 酸 盐 矿 物 包 括 方 解 石 、 见 ） 铁 方 解 石 和 铁 白 云 石 ， 们 含 量 高 （ 高 达 近 ３ ） 其 它 最 ５ 。
分 布 有 两 种 ， 种 以 胶 结 物 形 式 呈 粒 状 或 次 生 加 大 一
边 充 填 与 孔 隙 之 中 ， 一 种 以 微 晶 状 与 自 生 石 英 及 另
（ １ 。 据 古 生 物 化 石 、 性 、 井 曲线 及 地 震 波 组 图 ）根 岩 测 特 征 ， 将 塔 中地 区 的 石 炭 纪 划 分 为 八 个 岩 性 段 ， 可 其 中属 于 下 石 炭 统 的 第 八 个 岩 性 段 即 为 塔 中 至 塔 北 广 泛 分 布 的 东 河 砂 岩 。 该 套 砂 岩 为 塔 中地 区 的 主 要 油
一
孔 粗 喉 型 ” 。
研 究 区 位 于 塔 里 木 盆 地 腹 部 一 级 构 造 单 元 中 央
３ 储 层敏 感性矿 物 及其 对储 层 的潜在 损害 ３ １ 敏 感 性 矿 物 种 类 和 分 布 ． 塔 中 “ 河 砂 岩 ” 层 中 的 敏 感 性 矿 物 种 类 较 东 储
塔中—巴楚地区东河砂岩储层发育特征及其主控因素
（ ） 合孔 隙． 于原 生粒 间孑 隙 和粒 间溶孔 之 间 的溶 蚀 孔 隙 ， 时包 含 原生 粒 间 孔 隙和 粒 间 溶孔 的 ４混 介 Ｌ 同
边界 特 征 （ 图 ２ ｈ ） 混合 孔隙 是最 基本 的孔 隙组 合类 型 ， 研究 区地 层 中较 为常见 ・ 见 （） ． 在
．
９ ．
地 区东 河砂岩 物 源主 要来 自巴楚 隆起 ； 中地 区东 河 砂 岩 塔
物 源较 复杂 ， 由塔 中隆起 、 顺托果 勒 隆起及 塔 东低 隆起共 同
控制． 此外 ， 巴楚 地 区距 离 物源 区较 远 ， 中地 区距 离 物 源 塔 区较 近 ， 导致 巴楚 、 中地 区处 于不 同沉积 相带 ． 塔 １ ２ 成岩 序列 及成岩 阶段 ．
Ｒ／ 。 ％
压
表 １ 东河 砂 岩 成 岩 序 列 与成 岩 阶 段
早期 碳 酸 盐胶 结 一 一
一 长石 、 屑等 碎 屑 颗 粒 及 早 期碳 酸盐 胶 岩 结 物溶 解一 石 英 、 石 次 生 加 大一 石英 颗 长 粒 及其 加 大边溶 蚀一 晚期 含铁碳 酸 盐胶结
（ 表 １． 见 ）
究 区 岩 心 、 下 薄 片 ， 究 沉 积 相 在 空 间 分 布 规 律 ． 果 表 明 ： 究 区东 河 砂 岩 经 历 压 实 、 英 次 生 加 大 、 酸 盐 胶 结 和 溶 镜 研 结 研 石 碳
塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征及其控制因素_李永宏
文章编号:1001-6112(2004)01-0017-06塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征及其控制因素李永宏,闫相宾,张 涛,张生根,刘 文(中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)摘要:石炭系卡拉沙依组是塔河油田的重要储油层系。
储层发育程度是油气富集的关键因素之一。
控制储层物性的主要因素是沉积相,沉积微相不同,成岩作用不同,储层物性不同。
辫状河三角洲分流河道及厚层潮道砂体的岩性为中—粗砂岩,粒间孔及残余粒间孔发育,砂体物性好。
辫状河三角洲前缘河口坝、河道间砂体、潮间带砂坪、砂坝及薄层潮道砂体的岩性以粉—细砂岩为主,储层物性差。
本区砂岩总体上属低—中孔、低—高渗型储层,且以中低孔、中低渗为主。
纵向上卡拉沙依组可分为5个砂层组,Ⅰ、Ⅱ砂层组及Ⅲ砂层组下部物性较好;横向上3区、4区、6区为有利及较有利储层发育区。
关键词:沉积特征;成岩作用;储层特征;储层评价;石炭系卡拉沙依组;塔河油田中图分类号:TE122.2 文献标识码:A 塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南斜坡。
区内石炭系是在海西早期古风化剥蚀地貌基础上形成的海陆交互相地层,按岩性划分为4段,自上而下为:卡拉沙依组沙泥岩段及上泥岩段、巴楚组双峰灰岩段及下泥岩段。
卡拉沙依组砂泥岩段由不等厚互层状的砂岩、泥岩组成,厚度由东南向西北逐渐变薄。
这套砂泥岩段是塔河地区石炭系的主要含油气层段,在塔河油田1区、3区、6区均获得工业性油气流。
塔里木盆地石炭系卡拉沙依组一般储层物性较差,除塔河油田外,盆地其它地区均未获得工业性油气流,这与塔河油田特殊的沉积和成岩特征有关。
1 石炭系卡拉沙依组沉积特征1.1 储层岩石学特征卡拉沙依组砂泥岩段的砂体以粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩和含砾砂岩为主,颜色主要为灰白色和灰色,单层厚度一般在2～6m 之间,最大厚度22m 。
砾岩及砂砾岩单层厚度一般为0.02～0.2m ,多为砂岩间的夹层,少数与砂岩组成正粒序或反粒序,与泥岩的突变接触关系常见。
塔中与塔河地区奥陶系岩溶储层形成条件的差异_闫相宾
基金项目:国家“十五”科技攻关项目“塔里木盆地北部碳酸盐岩大中型油田勘探目标选择”(2001BA605A -03-01) 第一作者简介:闫相宾,男,42岁,教授级高级工程师(博士),综合地质 收稿日期:2004-12-08文章编号:0253-9985(2005)02-0202-06塔中与塔河地区奥陶系岩溶储层形成条件的差异闫相宾1,2,李铁军1,张 涛1,李国蓉3,金晓辉1,马晓娟1,4(1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083; 2.西北大学,陕西西安710069;3.成都理工大学,四川成都610059;4.中南大学,湖南长沙410000)摘要:对比研究表明,塔中、塔河地区奥陶系岩溶型储层存在显著差异,塔中奥陶系白云岩储层以小型岩溶孔洞为特征,而灰岩储层以发育局限的岩溶洞穴型储层为特征;塔河地区岩溶洞穴型储层以大面积、多层系、叠置连片的分布为特征。
造成塔中、塔河地区奥陶系岩溶型储层差异的主要原因是构造演化、古地理岩相和可溶岩岩石类型之间的差异。
加里东中期塔中地区冲断褶皱强烈发育,可溶的白云岩或灰岩地层呈窄条带状分散出露,岩溶斜坡发育局限;塔河地区构造活动微弱。
海西早期塔河地区整体抬升幅度大,地层强烈剥蚀夷平,可溶的灰岩地层大面积平缓出露,岩溶斜坡发育,大气水沿先前的裂隙系统流动并呈管状流溶蚀改造裂隙,形成大型洞穴系统,多套洞穴储层大面积多层系叠置连片分布;塔中地区构造活动却相对平缓。
因此,塔中地区以加里东期岩溶为主,塔河地区以海西期岩溶为主。
关键词:塔里木盆地;奥陶系;岩溶作用;岩溶储层中图分类号:T E112.21 文献标识码:ADifferences between formation conditions of Ordovician karsticreservoirs in Tazhong and Tahe areasYan Xiang bin 1,2,Li Tiejun 1,Zhang Tao 1,Li Guorong 3,Jin Xiaohui 1,Ma Xiaojuan 1,4(1.Exploration &Production Research I nstitute ,S INOPEC ,Beijing ;2.Northwest University ,X i 'an ,Shaanxi ;3.Chengdu University of Technology ,Chengdu ,Sichuan ;4.Central South University ,Changsha ,Hunan )A bstract :Comparative study show s that Ordovician karstic reservoirs in Tazhong and Tahe ar e quite different .In Tazhong ,Ordovician dolomite reservoirs are characterized by small karst vugs ,and limestone reservoirs are c haracter -ized by limited karst caves .While the karst cavernous reservoirs in Tahe are characterized by superimposition of multi -ple series of strata and continuous distribution in a large area .The main factors that have caused the differenc es of Or -dovician karstic reservoirs in Tazhong and Tahe are tectonic evolution ,lithofacies pala eogeography and dissoluble rock types .In Middle Caledonian ,thrusting and folding were strong and well developed ,dissoluble dolomites or limestones were dispersedly outcropped in narrow strips ,and karst slopes were developed limitedly in Tazhong area ;while tec -tonic movement in Tahe area was weak at that time .In Early Hercynian ,Tahe area was wholly and largely uplifted ,resulting in formations being strongly denuded and leveled ,dissoluble limestone strata being flatly outcropped in large area ,and karst slopes being well developed .Meteoric water flowed along the existing fracture systems and dissolved and reconstructed them in tubular flow ,resulting in large cave systems .Several sets of cavernous reservoirs are dis -tributed in large areas ,due to multiple series of strata being superimposed and interconnected .However ,tectonic movement in Tazhong was r elatively moderate in Early Hercynian .Therefore ,Tazhong area was dominated by Cale -donian karst ,while Tahe area w as dominated by Herc ynian karst .Key wo rds :Tarim Basin ;Ordovician ;karstification ;karstic res ervoir 1984年沙参2井在塔北地区下奥陶统钻获高产油气流,拉开了塔里木盆地古生代海相碳酸盐岩油气勘探的序幕。
塔河西南上古生界碎屑岩储层物性影响因素分析
间 ４ ～ ２ ）平均渗透率为 １８ｘ ０ ｍ （ ％ １％ ， ． ～ １ 分
布区间 ０ ０ ～ ｍ ～ ～ ｍ ） ３ ． １ １ ５ｘ１ 。Ｄ ｄ以 ｘ０ ０ 岩 屑石英 砂 岩为 主 ， 英砂 岩次 之 ， 屑砂 岩少 量 ， 石 岩 偶见细砾岩 ； 填隙物 以灰绿色水云母杂基 ， 少量红 色 泥质杂 基 ， 杂基 含量 Ｏ ～１ ％ ， ％ ４ 未见 内源 杂基 ； 孔隙度平均值 １．５ （ １２ ％ 分布 区间 ６在塔河地 区西南部上覆石炭系 巴 楚组砂砾岩段 、 泥盆系东河砂岩段 、 志留系下统钻 遇油气层 ， 取得了可喜的成果。但前人对研究 区域 碎屑岩储层整体研究较少 ， 对其储层物性的影响因 素没有系统讨论。在本文中 ， 作者的 目的就是从这 个角度出发 ， 通过沉积环境 、 成岩作用等对工区储 层 物性 的影 响进行 了深入 的探 讨 。
层。
的相关性。沉积环境对物性 的控制具 体则表现在 沉积物的岩石类型 、 粒度大小 、 填隙物含量 、 颗粒排 列 方式 等方 面 。 通 过三个 层 位 ７０多 个 砂 岩样 品 统 计 分 析 表 ０ 明（ 见下页表 ２ ： ） 石英砂岩的物性最好 ， 孔隙度平 均值 １． ％， ０ ３ 渗透率平均值 ２ ．６× ０ ｌ 岩 ７９ １ ｘ ； ｍ 屑石英砂岩物性次之， 而岩屑砂岩 、 屑石英砂岩 岩 条带物性相对较差 ， 即随着岩 屑含量 的增加 ， 物性 逐 渐变 差 。从 含砾砂 岩 ， 、 、 粒砂 岩 ， 砂 岩 ， 粗 中 细 粉
究 区西南 ， 呈北西 ～ 南东向展布 ， 厚度为 １． １６ｍ～ ９ ． 往西南厚度越大。Ｄ ｄ ５５ｍ， 。 地层主要分布在研 究 区西部 ， 度变化大 ， ９ｍ（７ ９ 厚 从 Ｉ４ ）～１１５ｍ ０ ． （ ７ ０ ， 以 ￥９ Ｉ２ 、 ３ 、 ７ ７ Ｓ０ Ｉ４ ）若 ９ 、 ７ ８ ￥０ ｒ２ 、 １２等钻井 Ｉ 连线为 界 ， 呈 现 西 厚 东 薄、 厚 南 薄 之趋 势。 则 北 Ｃｂ 砂砾岩段厚度变化较大 ， １ １ 并呈 自０ｍ～ ４ ｍ， 由北 向南逐渐减薄 的趋势。 Ｓｋ 地层岩石类型 以细粒岩屑砂岩 、 细粒岩屑 石英砂岩、 细粒沉积石英岩为主 ； 填隙物 以陆源粘 土杂 基 为主 ， 量 ３ ～１％ ； 别 为 内源 灰 泥 杂 含 ％ ２ 个 基， 含量可达 ２ ％ ； １ 平均孔隙度为 ８ ０ ％（ ．４ 分布 区
塔中_巴楚地区东河砂岩储层发育特征及其主控因素_任艳
大庆石油学院学报第３６卷第２期２０１２年４月ＪＯＵＲＮＡＬ ＯＦ ＤＡＱＩＮＧ ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＩＮＳＴＩＴＵＴＥ Ｖｏｌ．３６Ｎｏ．２Ａｐｒ．２０１２收稿日期：２０１２ ０１ １２；编辑：张兆虹 基金项目：国家“９７３”项目（２０１１ＣＢ２０１１００－０３，２００６ＣＢ２０２３０２）；国家油气重大专项（２０１１ＺＸ０５００５－００４－ＨＺ０６，２０１１ＺＸ０５００９－００２） 作者简介：任 艳（１９８７－），女，硕士研究生，主要从事含油气盆地沉积学方面的研究．塔中—巴楚地区东河砂岩储层发育特征及其主控因素任 艳，于炳松，刘清俊，李 锟（中国地质大学（北京）地球科学与资源学院，北京 １０００８３） 摘 要：东河砂岩是一套优质储集层和富油层，也是塔里木盆地重要勘探目的层系．以砂岩储层特征为基础，观察研究区岩心、镜下薄片，研究沉积相在空间分布规律．结果表明：研究区东河砂岩经历压实、石英次生加大、碳酸盐胶结和溶解等多种成岩作用，压实和胶结作用为导致孔隙度下降的主要因素；溶解作用对储层空间形成起建设性作用．塔中—巴楚地区东河砂岩储层特征差异明显，塔中地区储层物性较好，为中高孔中高渗储层，目前处于中成岩阶段ＡⅠ亚期；巴楚地区储层物性较差，为低孔低渗储层，目前处于中成岩阶段ＡⅡ亚期．研究区东河砂岩储层发育的主控因素为沉积环境和成岩作用，优质储层主要分布于颗粒成分较纯、泥质含量较低的前滨相及上临滨亚相地区．关 键 词：塔中—巴楚地区；东河砂岩；成岩作用；储层特征；主控因素中图分类号：ＴＥ１２１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１０００ １８９１（２０１２）０２ ００４１ ０７０ 引言塔中—巴楚地区构造上属于塔里木盆地中央隆起带中段的塔中隆起和西段的巴楚隆起，呈近东西向展布，面积约为８．０×１０４ ｋｍ２，整体处于阿瓦提断陷、顺托果勒隆起、满加尔拗陷、塔东低隆起、塔西南拗陷和塔东南隆起之间［１］．加里东运动晚期（志留纪末期），强烈的抬升使塔里木盆地下伏地层遭受不同程度剥蚀，盆地由克拉通裂谷盆地转化为周缘前陆盆地．泥盆纪晚期，在该种构造背景下，受海西早期运动强烈褶皱和隆升、剥蚀、夷平作用影响，地形上表现为东高西低的状态．受古城—哈德逊—轮南构造枢纽带的分割，该区东河砂岩在沉积阶段处于开阔无障壁海岸的前滨和临滨亚相沉积环境［２－４］．东河砂岩在年代地层学中属于上泥盆统，在塔里木盆地广泛发育，是塔里木盆地重要的油气富集层段，以沉积一套岩性较纯、成分和结构成熟度较高、储集物性较好的海相细粒石英砂岩为特征．东河砂岩为由西向东逐渐上超的滨岸相碎屑岩沉积，空间分布复杂，其平面分布受控于区域构造背景和古隆拗格局，厚度受控于沉积时的古地貌、古地理环境［５］．人们对其沉积特征、沉积环境展布、成岩演化、成岩作用及储层物性等方面进行研究［１－８］，但是研究范围主要集中于塔中和塔北地区，对巴楚地区研究较少，笔者研究塔中—巴楚地区东河砂岩储层的成岩作用和储层物性等特征，结合油气成藏史，分析该区东河砂岩储层发育的主控因素．１ 储层特征１．１ 岩石学特征东河砂岩在塔里木盆地分布范围较广，为一套成分成熟度和结构成熟度较高的优质储层，岩性以石英砂岩为主．碎屑成分以石英、岩屑和长石为主，石英体积分数为５３％～８０％，较为纯净；岩屑体积分数为２％～２０％，主要为石英岩屑，其次为泥岩、页岩岩屑；长石平均体积分数为５．５％，主要为钾长石．塔中大部分地区石英体积分数为８５％以上，岩屑和长石体积分数较低，岩性主要为中细粒石英砂岩、岩屑石英砂·１４·图１ 塔中—巴楚地区东河砂岩三端元组分分类岩及少量长石石英砂岩，颗粒分选中等—较好，多呈次圆状或次棱角状，以点—线接触为主，局部可见凹凸接触．巴楚地区岩屑体积分数相对较高，岩性主要为中—细粒石英砂岩、岩屑石英砂岩及少量岩屑砂岩（见图１），颗粒间填隙物体积分数较高，以钙质和硅质胶结物较为常见，杂基体积分数一般低于５％．根据中央隆起带沉积相带展布，笔者认为不同的古地貌特征、沉积环境及物源供给条件为东河砂岩储层在塔中和巴楚地区组分差异较大的主要因素［６－８］．东河砂岩物源主要来自盆地内部古隆起，母岩为沉积岩．巴楚地区东河砂岩物源主要来自巴楚隆起；塔中地区东河砂岩物源较复杂，由塔中隆起、顺托果勒隆起及塔东低隆起共同控制．此外，巴楚地区距离物源区较远，塔中地区距离物源区较近，导致巴楚、塔中地区处于不同沉积相带．１．２ 成岩序列及成岩阶段表１ 东河砂岩成岩序列与成岩阶段 根据铸体薄片观察、包裹体测温以及Ｘ线衍射等测试结果综合分析，塔中—巴楚地区东河砂岩储层成岩作用的成岩序列为：同生期碳酸盐胶结和黏土膜形成→压实作用→早期碳酸盐胶结及黏土矿物胶结→长石、岩屑等碎屑颗粒及早期碳酸盐胶结物溶解→石英、长石次生加大→石英颗粒及其加大边溶蚀→晚期含铁碳酸盐胶结（见表１）．根据石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分规范》（２００３年），塔中—巴楚地区东河砂岩在中—晚三叠世结束早成岩阶段Ａ期进入早成岩阶段Ｂ期，但结束早成岩Ｂ期进入中成岩阶段Ａ期的时间在塔中地区和巴楚地区存在较明显差异．塔中地区经历早成岩阶段Ｂ期时间较长，进入中成岩阶段Ａ期时间较晚，且只达到中成岩阶段ＡⅠ亚期，古地温为１００℃左右；巴楚地区结束早成岩阶段Ｂ期进入中成岩阶段Ａ期的时间较早，现已达到中成岩阶段ＡⅡ亚期，古地温最高为１４０℃，成岩演化程度较高，且具有下部溶蚀、上部胶结的分带性［１］．１．３ 储集空间特征分析铸体薄片观察和扫描电镜等资料，东河砂岩主要存在原生粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔、混合孔隙及裂缝等储集空间类型．（１）原生粒间孔隙．位于颗粒之间未被充填或半充填的孔隙，绝大多数是经压实和胶结作用缩小而形成的残余粒间孔隙［９］，该类孔隙边缘较规则．研究区原生粒间孔隙不发育，仅局部可见（见图２（ａ）、（ｂ））．（２）粒间溶孔．为颗粒间填隙物被地下水溶解或碎屑颗粒边缘被溶蚀形成的孔隙，孔隙边缘形状不规则［９］．溶蚀颗粒间填隙物（黏土矿物或钙质胶结物）形成溶蚀粒间孔（见图２（ｃ）；长石与石英颗粒边缘发生溶解形成粒缘溶蚀孔［１０］．粒间溶孔是研究区地层中最重要的孔隙类型，当溶蚀作用强烈时，可见超大孔隙（见图２（ｄ）、（ｅ））．（３）粒内溶孔．为岩石颗粒不稳定组分内部发生溶解形成的蜂窝状组分内孔隙，以长石溶解较为常见（见图２（ｆ））．粒内溶孔在研究区地层中并不常见，当颗粒内部几乎完全被溶蚀时形成铸模孔（见图２（ｇ））．（４）混合孔隙．介于原生粒间孔隙和粒间溶孔之间的溶蚀孔隙，同时包含原生粒间孔隙和粒间溶孔的边界特征（见图２（ｈ））．混合孔隙是最基本的孔隙组合类型，在研究区地层中较为常见．·２４·大 庆 石 油 学 院 学 报 第３６卷 ２０１２年图２ 塔中—巴楚地区东河砂岩储集空间类型（扫描电镜，单偏光） （５）裂缝．是由构造运动产生的微裂缝，界面较平直［９］，在研究区地层中不发育，几乎不可见．由于塔中和巴楚地区的沉积环境、构造背景以及成岩作用历史不同，使其东河砂岩储层的储集空间类型及组合方式表现一定差异［１０－１２］．塔中地区储集空间类型以原生粒间孔隙—粒间溶孔组合为主，但超大孔隙、粒内溶孔发育；巴楚地区填隙物体积分数，尤其是碳酸盐体积分数较高，总孔隙度不高，储集空间类型以粒间溶孔—粒内溶孔组合为主，原生粒间孔隙不发育．１．４ 物性特征不同地区东河砂岩储层物性具有明显差异．塔中地区沉积相类型复杂，储层物性差别较大［１３］，孔隙度为５．０％～２４．０％，平均为１２．５％；渗透率最大为１ １４０．０×１０－３μｍ２，平均为１４７．３×１０－３μｍ２；巴楚地区储层厚度一般较薄，沉积物分选性差，富含碳酸盐胶结物，储层物性相对较差，孔隙度为２．０％～１３．０％，平均为６．３％，渗透率为（０．００８～１０．０００）×１０－３μｍ２．总体上塔中地区储层物性较好，为中高孔中高渗储层，巴楚地区储层物性相对较差，为低孔低渗储层［１４］．研究区孔隙度和渗透率相关性较好，渗透率随着孔隙度的增大而增大（见图３（ａ）），表明沉积环境对储层影响较大［１５］．纵向上，储层物性与溶解作用相关，如巴楚地区在３ ４００～３ ６００ｍ之间层段储层孔隙度并没有随埋藏深度的增加而减少，反而随埋藏深度的增加而增加（见图３（ｂ）），这是由于该层段存在大量次生孔隙，其形成与溶解作用关系密切．图３ 塔中—巴楚地区东河砂岩储层物性２ 主控因素东河砂岩储层分布具有地域性，塔中地区发育好于巴楚地区．控制东河砂岩储层发育的主要因素包括·３４·第２期 任 艳等：塔中—巴楚地区东河砂岩储层发育特征及其主控因素沉积作用和成岩作用，沉积作用为储层发育的基础，成岩作用的后期改造为储层发育的重要条件．２．１ 沉积作用２．１．１ 古地温梯度低地温梯度和短期深埋藏是控制东河砂岩储层发育的重要因素．塔里木盆地为低地温梯度盆地，平均地温梯度比中国其他大型盆地低（０．５～１．０）℃／ｌ００ｍ［１６］．低地温梯度使石英砂岩抗压实能力强，颗粒间压溶作用极弱，保持点—线接触，有利于原生粒间孔隙保存．塔中地区东河砂岩古地温在１００℃左右，处于中成岩阶段ＡⅠ亚期，有机质处于成熟期，大量有机酸的存在有利于次生孔隙形成，储层物性较好；巴楚地区较塔中地区东河砂岩古地温高，最高为１４０℃，处于中成岩阶段ＡⅡ亚期，该阶段晚期含铁碳酸盐强烈胶结，使孔隙度降低，储层物性变差．２．１．２ 沉积相沉积相是影响东河砂岩储层发育的最基本因素，不同成因砂体具有不同物性特征，有利的沉积相是储层发育的物质基础（见图４（ａ）、（ｂ）），主要体现为岩石的碎屑成分、泥质杂基体积分数、粒度和分选等对储层物性的控制［１５－１８］．图４ 塔中—巴楚地区东河砂岩储层物性与沉积微相关系 岩心铸体薄片观察及测井曲线特征分析表明，塔中地区东河砂岩储层物性好于巴楚地区东河砂岩储层物性．塔中地区东河砂岩储层处于前滨相和上临滨亚相，前滨相砂岩中石英和石英质颗粒等刚性颗粒体积分数较高，抗压实能力强，压实作用相对较弱．同时，该类岩石形成于水动力较强的条件下，泥质杂基体积分数较少，有利于原生粒间孔隙发育．巴楚地区东河砂岩地层处于上临滨和下临滨亚相，下临滨亚相砂岩中塑性岩屑体积分数较高，压实程度相对较强，使储层物性变差，该类沉积环境的水体能量相对较弱，填隙物不如前滨相纯净．如中１３井东河砂岩整体处于前滨相，砂体较纯净，平均孔隙度为１０．１％，平均渗透率为４．３×１０－３μｍ２；和４井整体处于下临滨亚相，平均孔隙度为７．６％，平均渗透率为０．８×１０－３μｍ２．由２口井单井柱状图可见，塔中和巴楚地区具有很好的物性与沉积相相关性（见图５（ａ）、（ｂ））．２．２ 成岩作用影响塔中—巴楚地区储层发育的成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶解作用．在埋藏演化过程中，东河砂岩储层经历中新世以前缓慢埋藏阶段和中新世以后急剧埋藏阶段的地层演化背景，低古地温梯度和短期快速埋藏使成岩演化比较缓慢［１９］．２．２．１ 压实作用在显微镜下可见颗粒间接触关系多为点—线接触（见图２（ｂ）），部分为凹凸接触（见图６（ａ）），表现为中等压实作用，对储层影响较小．压实作用主要受储层本身岩性、成岩胶结作用和埋藏深度控制．研究区东河砂岩总体上石英体积分数较高，抗压实能力相对较强［１３］，但随着埋藏深度的增加，储层压实作用逐渐加强，因压实作用损失的孔隙度也逐渐增加，颗粒间接触关系由点接触变为线接触，甚至凹凸接触［９］．塔中地区东河砂岩古地温梯度较低，矿物成分主要为刚性颗粒，早期胶结作用较强，在成岩作用初期压实作用对原生粒间孔隙起到的破坏作用不明显，显微镜下表现为矿物颗粒间主要为点—线接触，局部凹凸接触，储·４４·大 庆 石 油 学 院 学 报 第３６卷 ２０１２年集空间类型以原生粒间孔隙—粒间溶孔组合为主．巴楚地区虽然也处于低地温梯度和深埋时间短的地层演化背景中；但由于塑性岩屑含量较高，压实作用相对较强烈，储集空间类型以粒间溶孔—粒内溶孔组合为主．图５ 东河塘组单井柱状图图６ 塔中—巴楚地区东河砂岩成岩作用类型（扫描电镜，正交偏光）２．２．２ 胶结作用（ａ）黏土矿物胶结．塔中—巴楚地区东河砂岩储层中黏土矿物体积分数较低，但几乎存在于所有碎屑岩中．常见的黏土矿物有伊利石、伊蒙混层矿物、绿泥石和高岭石，通常呈颗粒环边出现［１５］．研究区黏土矿物转化程度较高，蒙脱石多数已转化为伊利石和伊蒙混层矿物，因此可以根据蒙脱石的转换程度判断碎屑岩中黏土矿物的成岩演化程度，确定成岩作用阶段．东河砂岩中伊利石体积分数较高，表明储层成岩演化已达到中成岩阶段．（ｂ）碳酸盐胶结．碳酸盐胶结物是研究区域东河砂岩中最发育的胶结物，体积分数为０～４５％．碳酸盐胶结物主要以早期方解石、晚期含铁方解石和含铁白云石形式存在，目前观察到的碳酸盐胶结物绝大多数为晚期含铁碳酸盐［２０］．早期方解石是早期成岩作用产物，较为纯净，后经溶解作用，在研究区东河砂岩中含量较低；暗色的含铁方解石是在早期方解石溶蚀后形成的，体积分数较高，分布不均匀，成斑块状充填在粒间孔隙中（见图６（ｂ）），偶尔可见其围绕早期方解石生长，类似于方解石的次生加大边，且它们之间有明显的溶蚀现象［１６］．碳酸盐胶结作用对东河砂岩储集空间起到双重作用：一方面，在成岩作用初期早期碳酸盐胶结物形成占据一定孔隙空间，阻碍进一步压实作用，随后在一定的物理化学条件下溶解形成有效储集空间；另一方面，在中成岩阶段晚期含铁碳酸盐开始充填孔隙，使得储集空间物性变差，晚期碳酸盐含量与储层物性存在明显负相关关系（见图７）．由于塔中地区和巴楚地区分别处于不同的成岩阶段，塔中地区晚期含铁碳酸盐体积分数相对较低［２１］，而巴楚地区晚期碳酸盐发育，导致塔中地区的储层物性好于巴楚地区的．·５４·第２期 任 艳等：塔中—巴楚地区东河砂岩储层发育特征及其主控因素图７ 碳酸盐胶结物体积分数与储层物性之间关系 （ｃ）石英、长石等碎屑次生加大．石英、长石等碎屑次生加大使矿物颗粒间空隙减小，甚至堵塞孔隙．东河砂岩储层中石英次生加大最为常见（见图６（ａ））．塔中地区东河塘砂岩中石英次生加大非常发育，有的凹凸接触边即为石英次生加大边，石英加大边自形程度较高，较干净且不含杂质，加大级别可达２～３级［２２－２３］．巴楚地区东河塘砂岩段石英次生加大相对不发育．研究区石英次生加大作用随埋藏深度的增加而增加，对储层孔隙发育起到一定的破坏作用；另外，偶尔可见长石次生加大，但对孔隙影响较小．２．２．３ 溶解作用东河砂岩的溶解作用主要有胶结物和碎屑颗粒的溶解．胶结物的溶解包括碳酸盐胶结物和石英次生加大边的溶解（见图６（ａ）），其中又以碳酸盐胶结物的溶解对形成粒间溶孔的贡献最大．早期碳酸盐胶结物的溶蚀现象在研究区域较为普遍，阻碍进一步压实作用，一部分原生粒间孔隙能够较好地保存，为酸性流体进入和溶蚀产物的迁移提供了良好的通道［１９，２４］．碎屑颗粒的溶解包括长石及岩屑颗粒的溶解，它们溶解后形成粒间或粒内溶孔（见图２（ｆ））．研究区东河砂岩孔隙度在纵向上随着埋藏深度的增加，早期经历压实减孔后，在中深埋藏条件下，其孔隙度反而有所增加，反映大量次生孔隙的存在，而次生孔隙的生成又与砂岩中不同程度、不同类型的溶蚀作用有关［２５］．进入早成岩阶段Ｂ期后，随着东河砂岩储层中有机酸体积分数的增加，砂岩中长石、岩屑和早期形成的碳酸盐受到不同程度的溶蚀，长石和岩屑溶蚀形成粒内溶孔和铸模孔，而早期碳酸盐胶结物几乎全部溶蚀形成有效储层空间．随后从中成岩阶段ＡⅠ亚期开始，之前形成的石英次生加大边也开始溶解，对储层空间同样具有一定的贡献．塔中地区钾长石粒内溶孔较巴楚地区的发育，当钾长石颗粒完全被溶蚀时，形成长石铸模孔（见图２（ｇ））．在溶蚀作用强烈地区，胶结物或碎屑颗粒全部被溶蚀，当与周围的粒内溶孔或者是粒间溶孔联通时，则形成超大孔隙（见图２（ｅ））．东河砂岩中次生孔隙的形成与溶解作用有关，孔隙发育地区可形成物性良好的储层．２．２．４ 交代作用交代作用在研究区总体不很发育，相对而言，塔中地区较为发育．塔中地区交代作用表现为碳酸盐岩矿物（主要为方解石和含铁方解石）对石英、长石和岩屑组分的交代作用（见图６（ｃ）、（ｄ））．塔中—巴楚地区主要破坏性成岩作用有机械压实作用、早期碳酸盐胶结、晚期碳酸盐胶结和石英次生加大作用．建设性成岩作用主要有早期碳酸盐胶结物的溶解以及长石颗粒、岩屑和硅质的溶解作用［２６－２７］．３ 结束语塔里木盆地东河砂岩储层是盆地内广泛发育的一套成分和结构成熟度较高的优质储集层，但是不同的古地貌特征、沉积环境和沉积后作用使东河砂岩储层物性地区差异较大．塔中地区岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩以及少量的长石石英砂岩，储集空间类型以原生粒间孔隙—粒间溶孔组合为主，储层物性较好；巴楚地区岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩以及少量的岩屑砂岩，储集空间类型以粒间溶孔—粒内溶孔组合为主，储层物性相对较差．分析塔中地区与巴楚地区东河砂岩储层特征，东河砂岩储层发育主要受沉积作用和成岩作用影响．有·６４·大 庆 石 油 学 院 学 报 第３６卷 ２０１２年利的沉积相带是储层发育的基础，塔中地区主要为前滨相和上临滨亚相，储层物性较好；巴楚地区主要为上临滨和下临滨亚相，储层物性相对较差．成岩作用的改造是储层发育的重要条件，东河砂岩储层由于经历一个低地温梯度和短期深埋藏的地层演化背景，因此在东河砂岩储层形成过程中，早期压实强度不大，碳酸盐胶结作用和溶蚀作用是影响东河砂岩储层发育的重要因素．目前塔中地区主要处于中成岩阶段ＡⅠ亚期，巴楚地区达到中成岩阶段ＡⅡ亚期．参考文献：［１］ 钟大康，朱筱敏，周新源，等．塔里木盆地中部泥盆系东河砂岩成岩作用与储集性能控制因素［Ｊ］．古地理学报，２００３，５（３）：３７８－３９０．［２］ 郭建华，吴智勇．塔中四井区东河砂岩段中的河口湾沉积［Ｊ］．江汉石油学院学报，１９９５，１７（４）：５－１１．［３］ 顾家裕．塔里木盆地石炭系东河砂岩沉积环境分析及储层研究［Ｊ］．地质学报，１９９６，７０（２）：１５３－１６２．［４］ 张仲培，王毅，云金表，等．塔里木盆地台盆区海西期地质事件及其油气成藏效应［Ｊ］．大庆石油学院学报，２００７，３１（４）：１－６．［５］ 杨松岭，高增海，赵秀岐．塔里木盆地东河砂岩层序特征与分布规律［Ｊ］．新疆石油地质，２００２，２３（１）：３５－３８．［６］ 郭建华，刘生国，翟永红．塔中地区石炭系碎屑岩岩石学特征与物源分析［Ｊ］．江汉石油学院学报，１９９５，１７（３）：１－７．［７］ 张福顺，雷鸣，李建交，等．巴楚地区泥盆系东河塘组储集特征及控制因素［Ｊ］．大庆石油学院学报，２００１，２５（２）：２４－２９．［８］ 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ａｒｅａ ｉｓ ６．２ｋｍ２．ＡＨＲＲ ｉｓ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｂｙ ｂｉｇｇｅｒ ｔｈｉｃｋｎｅｓｓ，ｈｉｇｈｅｒ ｉｎｄｉｖｉｄｕａｌ ｗｅｌｌ ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｒａｔｅ ａｎｄ ｈｉｇｈｅｒ ｒｅｓｅｒｖｅ ａｂｕｎｄａｎｃｅ．Ａｎｄ ｎｏｗ，ＡＨＲＲ ｉｎ ＦＮ５ｒｅｇｉｏｎ ｉｓ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｉｎｔｏ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｈｏｒｉｚｏｎ ｗｈｉｃｈ ｗｉｌｌ ｃｏｎｔｒｉｂｕｔｅ ｔｏ ｐｒｏｖｅｄ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｃｕｌｔｉｖａ－ｔｉｏｎ ｉｎ ２０１１ａｎｄ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｅ ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｉｎ ２０１２，Ｘｉｂｅｉｙｕａｎ，Ｊｕｎｇｇａｒ Ｂａｓｉｎ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ＦＮ５ｒｅｇｉｏｎ；Ｐ２ｘ；ａｂｎｏｒｍａｌｌｙ ｈｉｇｈ ｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ（ＡＨＲＲ）；ＷＮ ｆａｕｌｔ；Ｆ１０ｆａｕｌｔ；ｏｉｌａｎｄ ｇａｓ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ；ｍａｉｎ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｆａｃｔｏｒｓＥｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｆａｕｌｔｓ ｏｎ ｏｉｌ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｉｎ ｓｌｏｐｅ ｒｅｇｉｏｎ———ａｎ ｅｘａｍｐｌｅ ｆｒｏｍ Ｐ ｏｉｌ ｌａｙｅｒ ｉｎ Ｔａｉｄｏｎｇ ｒｅｇｉｏｎ／２０１２，３６（２）：３６－４０ＺＨＡＮＧ Ｌｉ－ｈａｎ１，ＷＡＮＧ Ｘｕ２，ＬＩＵ Ｘｉｎ－ｙｕ３，ＺＨＡＮＧ Ｌｉｎｇ４（１．Ｃｏｌｌｅｇｅ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ｉｎ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２００，Ｃｈｉｎａ；２．Ｃｏｌｌｅｇｅ ｏｆ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ，Ｎｏｒｔｈｅａｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ １６３３１８，Ｃｈｉｎａ；３．Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｐｌａｎｔ Ｎｏ．３，Ｄａｑｉｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｒｐ．Ｌｔｄ．，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３１１３，Ｃｈｉｎａ；４．Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｐｌａｎｔ Ｎｏ．２，Ｄａｑｉｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｒｐ．Ｌｔｄ．，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３４１４，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｓｔｕｄｙ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｆａｕｌｔｓ ｉｎ Ｐ ｏｉｌ ｌａｙｅｒ ｉｎ Ｔａｉｄｏｎｇ ｒｅｇｉｏｎ ｂｙ ｍｅａｎｓ ｏｆ ｅｘｉｓｔ－ｉｎｇ ｓｅｉｓｍｉｃ ａｎｄ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｄａｔａ，ｂａｓｅｄ ｏｎ ａｎａｔｏｍｙ ｏｆ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ａｎｄ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｆａｕｌｔｓ，ｔｙｐｅｓ ｏｆ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｎｄ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｆａｕｌｔｓ ｏｎ ｏｉｌ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｗｅｒｅ ｓｔｕｄｉｅｄ．Ｉｔ ｉｓ ｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄｔｈａｔ ｔｈｅｒｅ ａｒｅ ７１ｆａｕｌｔｓ ｗｉｔｈ ＮＮＥ，ＮＳ ａｎｄ ＮＮＷ ｔｒｅｎｄ ｉｎ Ｔａｉｄｏｎｇ ｒｅｇｉｏｎ．Ｔｈｅｙ ｆｏｒｍ ｆｌｏｗｅｒ－ｌｉｋｅ ｆａｕｌｔｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ ｉｎ ｓｅｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅｙ ｆｏｒｍ ５ｆａｕｌｔ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｅｄ ｚｏｎｅｓ ｏｎ ｔｈｅ ｐｌａｎｅ．Ｔｈｅｒｅ ａｒｅ ｔｗｏ ｔｙｐｅｓ ｏｆ ｆａｕｌｔ－ｌｉｔｈｏｌｏｇｙ ａｎｄ ｆａｕｌｔ ｂｌｏｃｋ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅ ｎｕｍｂｅｒ ｏｆ ｏｉｌ ｌａｙｅｒｓ ｇｒａｄｕａｌｌｙ ｂｅｃｏｍｅ ｆｅｗｅｒ ｆｒｏｍ ｕｐｐｅｒ ｔｏｄｏｗｎ ｉｎ ｓｅｃｔｉｏｎ．Ｏｉｌ－ｂｅａｒｉｎｇ ａｒｅａ ｇｒａｄｕａｌｌｙ ｂｅｃｏｍｅ ｓｍａｌｌｅｒ ｆｒｏｍ ｅａｓｔ ｔｏ ｗｅｓｔ ｏｎ ｔｈｅ ｐｌａｎｅ．Ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｆａｕｌｔｓ ｏｎ ｏｉｌ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｄｉｓｐｌａｙｓ ｉｎ ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ ａ ｆｅｗ ａｓｐｅｃｔｓ：ｓｅａｌ ｂｙ ｆａｕｌｔｓ ｗｉｔｈ ＮＮＥ ａｎｄ ＮＳｔｒｅｎｄｓ ｐｒｏｖｉｄｅｓ ｔｒａｐｓ ｆｏｒ ｏｉｌ ｔｏ ａｃｃｕｍｕｌａｔｅ；ｏｉｌ ｉｓ ｍｏｒｅ ｆａｖｏｒ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｎｅａｒ ｔｒａｎｓｏｉｄ ｆａｕｌｔ ｔｈａｎ ｔｈａｔｎｅａｒ ｃｉｓｏｉｄ ｆａｕｌｔ；ｌａｔｅｒａｌ ｓｅａｌ ｏｆ ｆａｕｌｔ ｃｏｎｔｒｏｌｓ ｏｉｌ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｄｅｇｒｅｅ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｆａｕｌｔｓ；ｓｌｏｐｅ ｒｅｇｉｏｎ；Ｐ ｏｉｌ ｌａｙｅｒ；ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ；Ｔａｉｄｏｎｇ ｒｅｇｉｏｎＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ Ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｔａｚｈｏｎｇ－Ｂａｃｈｕ ａｒｅａ ａｎｄ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｆａｃｔｏｒｓ／２０１２，３６（２）：４１－４７ＲＥＮ Ｙａｎ，ＹＵ Ｂｉｎｇ－ｓｏｎｇ，ＬＩＵ Ｑｉｎｇ－ｊｕｎ，ＬＩ Ｋｕｎ（Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ ａｎｄ Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８３，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｉｓ ａｎ ｅｘｃｅｌｌｅｎｔ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ａｎｄ ａ ｍａｊｏｒ ｔａｒｇｅｔ ｓｅｑｕｅｎｃｅ ｆｏｒ ｐｅｔｒｏｌｅｕｍｐｒｏｓｐｅｃｔｉｎｇ ｉｎ Ｔａｒｉｍ ｂａｓｉｎ．Ｔｏ ｓｔａｒｔ ｗｉｔｈ ａ ｓｔｕｄｙ ｏｎ ｔｈｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒ ｏｆ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｏｂｓｅｒｖａｔｉｏｎｏｆ ｃｏｒｅ ａｎｄ ｒｏｃｋ ｓｌｉｃｅ，ａｎｄ ａ ｄｅｔａｉｌｅｄ ｗｏｒｋ ｏｎ ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｓｐａｔｉａｌ ａｎｄ ｖｅｒｔｉｃａｌ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｓｅｄｉ－ｍｅｎｔａｒｙ ｆａｃｉｅｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｔｕｄｉｅｄ ａｒｅａ，ｔｈｅ ｐａｐｅｒ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ａｒｅａ ｍａｉｎｌｙｗｅｎｔ ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ，ｔｈｅ ｑｕａｒｔｚ ｏｖｅｒｇｒｏｗｔｈ，ｔｈｅ ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ ｏｆ ｃａｒｂｏｎａｔｅ，ｔｈｅ ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ ａｎｄｔｈｅ ｏｔｈｅｒ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ．Ｔｈｅ ｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｔｈｅ ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ ａｒｅ ｔｈｅ ｍａｊｏｒ ｆａｃｔｏｒｓ ｍａｋｉｎｇ ｔｈｅ ｐｏｒｏｓｉｔｙ ｄｅ－ｃｌｉｎｅ，ｗｈｉｌｅ ｔｈｅ ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ ｐｌａｙｓ ａ ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｖｅ ｒｏｌｅ ｉｎ ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｐａｃｅ．Ｔｈｅ ｓａｎｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ ｏｆ ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ Ｔａｚｈｏｎｇ ｉｓ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｆｒｏｍ ｔｈｅ Ｂａｃｈｕ’ｓ．Ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ’ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｉｎ Ｔａｚｈｏｎｇ ｉｓ ｐｒｅｆｅｒａｂｌｅ，ａｎｄ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｓ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄ ｂｙ ｍｅｄｉｕｍ－ｈｉｇｈ ｐｏｒｏｓｉｔｙ ａｎｄ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｓｏ ｎｏｗ ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ ａｒｅ ｉｎ ｔｈｅ ｍｉｄｄｌｅ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ＡⅠｓｔａｇｅ．Ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ’ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｉｎ Ｂａｃｈｕ ｉｓ ｐｏｏｒ，ａｎｄ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｓ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄ ｂｙ ｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙ ａｎｄ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｓｏ ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ ａｒｅ ｎｏｗ ｉｎ ｔｈｅ ｍｉｄｄｌｅ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ＡⅡｓｔａｇｅ．Ｔｈｉｓｐａｐｅｒ ａｒｇｕｅｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓａｎｄ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ ｔｈｅ Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ ａｒｅ ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｆａｃｉｅｓ ａｎｄ ｔｈｅ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ｔｈｒｏｕｇｈ ｃｏｍｐａｒａｔｉｖｅ ａｎａｌｙｓｉｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｈｅ Ｔａｚｈｏｎｇ ａｎｄ ｔｈｅ Ｂａｃｈｕ ａｒｅａｓ，ａｎｄｔｈｅ ｇｏｏｄ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｓ ｍａｉｎｌｙ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｆｏｒｅｓｈｏｒｅ ｕｐｐｅｒ ｎｅａｒｓｈｏｒｅ ａｒｅａｓ ｗｉｔｈ ｐｕｒｅ ｌｉｔｈｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓ，ｌｏｗ ｃｌａｙ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｔａｚｈｏｎｇ－Ｂａｃｈｕ ａｒｅａ；Ｄｏｎｇｈｅ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ；ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ；ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｍａｉｎ·Ⅲ·Ａｂｓｔｒａｃｔｓ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｄａｑｉｎｇ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｖｏｌ．３６ Ｎｏ．２ Ａｐｒ．２０１２ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｆａｃｔｏｒｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ａｎｄ ｄｏｍｉｎａｎｔ ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ Ｊｉａｍｕｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ Ｘｉａｏｇｕａｉ ａｒｅａ ｏｆ Ｊｕｎｇｇａｒ ｂａｓｉｎ／２０１２，３６（２）：４８－５２ＦＡＮ Ｃｕｎ－ｈｕｉ １，ＺＨＩ Ｄｏｎｇ－ｍｉｎｇ２，ＱＩＮ Ｑｉ－ｒｏｎｇ１，ＷＵ Ｚｈｉ－ｈｏｎｇ３，ＹＡＯ Ｗｅｉ－ｊｉａｎｇ２，ＹＵＡＮ Ｙｕｎ－ｆｅｎｇ２（１．Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ ａｎｄ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔｓ，Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１０５００，Ｃｈｉｎａ；２．Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，Ｘｉｎｊｉａｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｋａｌａｍａｙ，Ｘｉｎｊｉａｎｇ８３４０００，Ｃｈｉｎａ；３．Ｅａｓｔ Ｓｉｃｈｕａｎ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ ｏｆ ＣｈｕａｎｑｉｎｇＤｒｉｌｌｉｎｇ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｌｔｄ．，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ４０１２３７，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｏｆ Ｊｉａｍｕｈｅ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ Ｘｉａｏｇｕａｉ ａｒｅａ ｂｅｌｏｎｇｓ ｔｏ ｔｈｅ ｌｏｗ ｐｏｒｏｓｉｔｙ ａｎｄ ｌｏｗ ｐｅｒ－ｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｄｅｔｅｒｍｉｎｅ ｔｈｅ ｄｏｍａｉｎ ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｐａｃｅ，ｐｈｙｓｉｃａｌ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ ａｎｄ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ａｒｅ ｓｔｕｄｉｅｄ ｂｙ ｃｏｒａｌ ｏｂｓｅｒｖａｔｉｏｎ，ｓｅｃｔｉｏｎ ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａ－ｔｉｏｎ ａｎｄ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ．Ｓｔｕｄｙ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ Ｊｉａｍｕｈｅ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ Ｘｉａｏｇｕａｉ ａｒｅａ ｉｓ ａ ｓｅｒｉｅｓ ｏｆ ｔｈｉｃｋａｌｌｕｖｉａｌ ｆａｎ－ｆａｎ ｄｅｌｔａ ｃｏｍｐｌｅｘ ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ，ｗｉｔｈ ｃｏｍｐｌｅｘ ｒｏｃｋ ｐａｒｔｉｃｌｅｓ ｃｏｍｐｏｎｅｎｔ ａｎｄ ｌｏｗ ｍａｔｕｒｉｔｙ．Ｔｈｅｍａｉｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｐａｃｅ ｉｎｃｌｕｄｅｓ ｉｎｔｅｒｆａｃｅ ｈｏｌｅｓ，ｍｉｃｒｏ－ｃｒａｃｋｓ，ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｈｏｌｅｓ，ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ ｃｒａｃｋｓ．Ｉｎｆｌｕ－ｅｎｃｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｄｕａｌ ｍｅｄｉａ ｏｆ ｃｒａｃｋｓ ａｎｄ ｐｏｒｏｓｉｔｙ，ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｏｄｕｃｅｓ ｓｔｒｏｎｇ ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｃｒａｃｋｓ ｉｎ ｔｈｅ ｒｅｇｉｏｎ ａｒｅ ｗｅｌｌ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ，ｍｏｓｔ ｏｆ ｗｈｉｃｈ ａｒｅ ｔｈｅ ｖｅｒｔｉｃａｌ ｓｈｅａｒ ｆｒａｃｔｕｒｅｓ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｃｏｎｓｔｒｕｃ－ｔｉｎｇ ｃａｕｓｅｓ．Ｔｈｅ ｐｒｅｓｅｎｃｅ ｏｆ ｃｒａｃｋｓ ｈａｓ ａｎ ｉｍｐｏｒｔａｎｔ ｒｏｌｅ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｔｈｅｃｒａｃｋｓ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｉｓ ｃｌｏｓｅｌｙ ｒｅｌａｔｅｄ ｗｉｔｈ ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ ｓｈｏｗ ａｎｄ ｃａｐａｃｉｔｙ．Ｔｈｅ ｍａｊｏｒｉｔｙ ｏｆ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｆａｃ－ｔｏｒｓ ｏｆ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｉｎｃｌｕｄｅ ｌｉｔｈｏｌｏｇｙ（ｆａｃｉｅｓ），ｔｅｃｔｏｎｉｃ ｍｏｖｅｍｅｎｔ，ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ａｎｄ ｓｏ ｏｎ．Ｌｉ－ｔｈｏｌｏｇｙ（ｆａｃｉｅｓ）ｉｓ ｔｈｅ ｆｕｎｄａｍｅｎｔａｌ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｔｏ ｃｏｎｔｒｏｌ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ．Ｔｈｅ ｍａｓｔｅｒ ｆｒａｃｔｕｒｅｓｃａｕｓｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｔｅｃｔｏｎｉｃ ｍｏｖｅｍｅｎｔ ａｒｅ ｃｏｎｄｕｃｉｖｅ ｔｏ ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ’ｓ ｍｉｇｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ，ｗｈｉｌｅｓｔｒｅｎｇｔｈｅｎｉｎｇ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｃｒａｃｋｓ ｉｎ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｂｅｓｉｄｅｓ，ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ｉｍｐｒｏｖｅｓ ｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ ｔｈｅ ｒｅｇｉｏｎ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｘｉａｏｇｕａｉ ａｒｅａ；Ｊｉａｍｕｈｅ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ；ｍａｉｎ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｆａｃｔｏｒｓ；ｓｅｄｉ－ｍｅｎｔａｒｙ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ；ｐｈｙｓｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ；ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓＭａｏｋｏｕ ｐａｌｅｏｋａｒｓ ｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ ｉｎ Ｓｈｕｎａｎ ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｓｅｉｓｍｉｃ ａｎｄ ｌｏｇｇｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｉｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ／２０１２，３６（２）：５３－５７ＳＡＮＧ Ｑｉｎ１，ＨＵＡＮＧ Ｊｉｎｇ１，ＣＨＥＮＧ Ｃｈａｏ１，ＷＵ Ｃｈａｎｇ－ｌｏｎｇ２，ＰＥＮＧ Ｚｕｏ－ｙｕａｎ２（１．Ｒｅｓｏｕｒｃｅ ａｎｄ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１０５００，Ｃｈｉｎａ；２．Ｓｈｕｎａｎ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｌｕｚｈｏｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６４６００１，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｐｒｅｄｉｃｔ Ｍａｏｋｏｕ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｓｈｕｎａｎ ａｒｅａ ｆｏｒ ｇｕｉｄｉｎｇ ｔｈｅ ｇａｓ ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｅｘｐｌｏｉ－ｔａｔｉｏｎ，ｏｎ ｔｈｅ ｂａｓｉｓ ｏｆ ｇｅｏｌｏｇｙ，ｗｅｌｌ ｄｒｉｌｌｉｎｇ，ｇｅｏｐｈｙｓｉｃａｌ ａｎｄ ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ，ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｐａｌｅｏｋａｒｓ’ｓｅｉｓｍｉｃａｎｄ ｌｏｇ ｒｅｓｐｏｎｓｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｗｉｔｈ ｃｏｎｄｕｃｔｉｏｎ ｔｅｓｔ ｄａｔｅ ｉｓ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｃｏｎｆｉｒｍｅｄ ｎｏｔ ｏｎｌｙｔｈａｔ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｐａｃｅ ｔｙｐｅ ｉｓ ｆｉｓｓｕｒｅ－ｈｏｌｅ ｔｙｐｅ，ｂｕｔ ａｌｓｏ ｓｕｍｍａｒｉｚｅｄ ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ ｃａｖｅ ａｎｄ ｆｉｓｓｕｒｅ’ｓｓｐｅｃｉｆｉｃ ｒｅｓｐｏｎｓｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｎ ｓｅｉｓｍｉｃ ａｎｄ ｌｏｇ．Ｆｕｒｔｈｅｒ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ｆｏｕｎｄ ｔｈａｔ ａｎｏｍａｌｏｕｓｒｅｆｌｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｓｅｉｓｍｉｃ ｗａｖｅ，ｄｉｓｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ ｏｆ ｃｏｈｅｒｅｎｔ ｐｒｏｆｉｌｅ ａｎｄ ｌｏｗ ｓｐｅｅｄ ｒｅｇｉｏｎ ｉｎ ｖｅｌｏｃｉｔｙ ｉｎｖｅｒｓｉｏｎｐｒｏｆｉｌｅ ａｒｅ ｔｈｅ ｓｅｉｓｍｉｃ ｒｅｓｐｏｎｓｅ ｏｆ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ａｎｄ ｉｔ ｇｅｎｅｒａｌｌｙ ｄｉｓｐｌａｙｓ ｌｏｇ ｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ａｓｆｏｌｌｏｗ，ｂｏｔｈ ＲＤ ａｎｄ ＲＳ ｒｅｄｕｃｅ ｗｉｔｈ ｏｂｖｉｏｕｓ ｐｏｓｉｔｉｖｅ ｒａｎｇｅ ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ，ＤＥＮ ｒｅｄｕｃｅｓ，ＣＮＬ ａｎｄ ＡＣｂｒｏａｄｅｎ，ｗｈｉｌｅ ＣＡＬ ａｎｄ ＧＲ ｉｓ ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｈｏｌｅ’ｓ ｆｉｌｌｉｎｇ ｄｅｇｒｅｅ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｓｈｕｎａｎ ｒｅｇｉｏｎ；Ｍａｏｋｏｕ；ｐａｌｅｏｋａｒｓ；ｒｅｃｏｇｎｉｔｉｏｎ ｍａｒｋｓ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ｓｅｉｓｍｉｃ ｉｎｔｅｒ－ｐｒｅｔａｔｉｏｎ；ｌｏｇｇｉｎｇＥｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｆａｕｌｔｓ ｏｎ ｏｉｌ ｍｉｇｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｉｎ Ｂｅｉｅｒ ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎ／２０１２，３６（２）：５８－６４ＪＩＡＮＧ Ｃｈａｏ１，ＬＩＡＮＧ Ｌｉ ２，ＬＵ Ｙａ－ｘｉ ３，ＺＨＡＮＧ Ｌｉｎｇ４（１．Ｃｏｌｌｅｇｅ ｏｆ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ，Ｎｏｒｔｈｅａｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３３１８，Ｃｈｉｎａ；２．Ｌｏｇｇｉｎｇ ａｎｄ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ Ｃｏｍｐａｎｙ ｏｆ Ｄａｑｉｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｒｐ．Ｌｔｄ．，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３０００，Ｃｈｉｎａ；３．Ｇｅｏｐｈｙｓｉｃａｌ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｎｏ．１，Ｄａｑｉｎｇ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ ＆Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ Ｅｎｇｉ－ｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３３５７，Ｃｈｉｎａ；４．Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｐｌａｎｔ Ｎｏ．２，Ｄａｑｉｎｇ Ｏｉｌ－ｆｉｅｌｄ Ｃｏｒｐ．Ｌｔｄ．，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３４１４，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂｙ ａｎａｔｏｍｙ ｏｆ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｎｄ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ ｓｐａｃｅ ｍａｔｃｈｉｎｇ ｒｅｌａｔｉｏｎｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄ ｆａｕｌｔ，ｉｔ ｉｓ ｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄ ｔｈａｔ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｗｈｉｃｈ ａｒｅ ｍａｉｎ ｆａｕｌｔ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｎｄ ｂａｓｅｍｅｎｔ ｂｕｒｉｅｄ ｈｉｌｌ ｏｉｌ·Ⅳ·Ａｂｓｔｒａｃｔｓ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｄａｑｉｎｇ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｖｏｌ．３６ Ｎｏ．２ Ａｐｒ．２０１２。
塔中泥盆系东河砂岩油气成藏及有利区预测
∈－ ． Ｏ
出， 油源 不仅来 自中下寒 武统 ， 也有来 自中上奥 陶统
的烃 源岩 ．
ｏ２
４４ ． ９ ３０ ８
．． ＿ ＿
．
４４３１７ ０
４４３ ． ５ ２０
４４３ ． ０ ２８
摘要 ： 结合 塔 中地 区沉积 构造特征 ， 用油源 对 比指 标 、 运 油气 包裹体镜 下观 察 、 均一 温度测 试 以及 饱
和 烃气相 色谱 分析 等方 法对塔 中泥 盆 系 东河砂 岩 的油 气成 藏 特征 进 行 了研 究． 究表 明泥 盆 系东 研 河砂 岩 油 气具 有 多来 源、 多期 次成 藏的特 点． 利用 失利 井 分析 资料 ， 泥盆 系油 气成 藏 的 关键 因素 对
深度 ／ ｍ （） 马蜡烷， ， ａ伽 Ｃ。 藿烷直方 图
０２ ＋ ３
深度 ／ ｍ Ｃ） ｏ 重排 甾烷／ 规则 甾烷直方图
Ｃ Ｃ Ｃ 、 、 规则 甾烷 直接 反映 原始 有 机质 中 甾
类 化合 物 的特征 ， 其 相对 含 量 可 以作 为油 源 对 比 故
的有效 指标 ， 以判 别油 气来 源 ． 中下寒 武统灰 岩 的 甾
烷 分 布呈 “ 线 ” 即 Ｃ ＜Ｃ。 ， 斜 型 ： ＜Ｃ 或呈 “ Ｌ＇ 反 ’ 型 即 Ｃ ＞Ｃ 中上奥 陶统烃 源 岩样 品大 多数 都 ： ＜Ｃ ，
河砂 岩是 塔 中地 区重 要 的油 气 储 层 ， 度 大 、 性 厚 物 好， 目前 发现 的多为块 状 油气藏 ， 藏形 态受 圈闭形 油
收 稿 日期 ： ０ １ ９１ ２１－ — ０ ４ 基 金 项 目 ：国家 自然 科 学 基 金 项 目（ 号 ：０ ７０ ３ 编 ４４２７ ）
塔里木盆地 DX 油田东河砂岩储层四性关系研究
２ ０ １ ５年 ８月
塔 里木 盆 地 Ｄ Ｘ洫 田东河 砂 岩 储 层 四性 关 系研 究
龙 一 慧 ， 杨斌 ， 齐 栩 洋 ， 朱 冉 ， 吴 碧 波。
（ １ ． 成都理 工大学 能源学院 ， 四川 成都 ６ １ ０ ０ ５ ９ ； ２ ． 成都 理 工 大 学 油 气 藏 地 质 及 开 发 工程 国 家 重 点 实 验 室 。 四川 成 都 ６ １ ０ ０ ５ ９ ；
响应值显示为较低 的密度值 和较高的声波时差 、 中子值 ， 储层 的岩性 、 物性 、 含油 性与 电性之 间具有较好 的一致性 。运用多
种 方 法 确 定 储 层 孔 隙度 下 限 为 ８ ％， 渗透率下限为 ５ Ｘ １ ０ 一
中图 分 类 号 ： Ｔ Ｅ ｌ ２ ２ 文献标识码 ： Ａ
砂 岩段 储层 的岩 性 、 物性 、 电性 和含 油性 特 征 以及 它 们 之 间 的关 系进 行 研究 ， 总结 Ｄ Ｘ油 田的储 层 四性 特 征， 对下 一 步确 定储层 下 限 、 预 测研 究 区有利 区域 以及 之后 的勘 探 开发具 有 重要 意义 。
１ 区域 地 质 背景
埋藏 较 深 ， 一般为 ３ ６ 来自 Ｏ ６ ０ ０ ０ ｍ ［ － ５ ］ 。
２ 储 层 特 征
２ ． １ 储 层 岩 性 特 征
岩性 数 据分 析表 明 ， 研 究 区东河 砂岩 段储 层 岩石 类型 以灰 白色 （ 含 油为 棕褐 色 ） 细砂岩 为 主 ， 平 均含 量 大于 ６ ０ ％， 部 分发 育成 钙质 团块 和泥 质条 纹 ， 重矿 物含量 较 少 。东 河 砂岩 成分 成 熟 度普 遍 偏 高 ， 碎 屑 颗 粒
的石 英含 量 大 多在 ６ ０ ％ 一８ ０ ％ 之间 ， 岩 屑 含量 较 高 ， 一 般大 于 １ ５ ％， 长 石 含量 普 遍偏 低 ， 主要 表现 为 岩 屑 质石 英砂 岩 。研究 区砂 岩 的结构 成熟 度较 高 ［ ６ 】 ， 矿物 颗 粒 的磨 圆度 较 好 ， 孑 Ｌ 隙结 构 表 现 为孔 喉 半 径 小 、 大
塔里木盆地塔中隆起区石炭系东河砂岩油气藏的假盖层
塔里木盆地塔中隆起区石炭系东河砂岩油气藏的假盖层
张尚锋;罗传容
【期刊名称】《石油实验地质》
【年(卷),期】1996(018)004
【总页数】6页(P371-376)
【作者】张尚锋;罗传容
【作者单位】江汉石油学院测试中心;江汉石油学院测试中心
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.2
【相关文献】
1.塔里木盆地东河塘构造石炭系东河砂岩储层碱敏损害机理 [J], 沈明道;唐洪明;康毅力;熊友明
2.塔里木盆地石炭系东河砂岩沉积环境分析及储层研究 [J], 顾家裕
3.塔里木盆地满西地区石炭系东河砂岩沉积层序分析与储集层评价 [J], 吴因业;孙龙德;顾家裕;侯宇安;舒红;牛新
4.塔里木盆地石炭系东河砂岩沉积相探讨 [J], 王朴
5.塔里木盆地石炭系油气藏主控因素定量分析及有利区预测 [J], 余秋华;庞雄奇;王怀杰
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塔中40油田东河砂岩不整合复合体及油气分布规律
塔中40油田东河砂岩不整合复合体及油气分布规律徐怀民;徐寅;牛玉杰;佘姣凤;王培俊;李猛【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2013(034)003【摘要】综合运用地震、测井和钻井资料,将塔中40油田东河砂岩划分为均质段、上交互段和含砾砂岩段,识别出含砾砂岩段底部不整合面,确立了东河砂岩不整合复合体层序及岩性结构分类方案,并进一步定量分析不整合复合体不同层序结构地层的孔隙度、渗透率和含油饱和度.研究结果认为,研究区东河砂岩不整合复合体层序地层结构为Ⅰ1和Ⅰ2型,部分区域发育Ⅰ4型.岩性结构属于Ⅰ2和Ⅱ2亚类.不整合复合体下伏海侵体系域(TST)以砂岩沉积为主,孔渗好,含油性相对较差;高位体系域以砂岩沉积为主,孔渗和含油性均较好,顶部有一套泥岩和粉砂岩隔层,发育有断层-不整合遮挡型油气藏和断层-背斜型油气藏.不整合复合体上覆地层低位体系域(LST)中,砂泥交互沉积,砂岩孔渗和含油性相对较好,以断层-岩性型油气藏为主.海侵体系域中,泥包砂,孔渗较差,含油性一般,以断层-岩性型油气藏为主.【总页数】4页(P251-254)【作者】徐怀民;徐寅;牛玉杰;佘姣凤;王培俊;李猛【作者单位】中国石油大学地球科学学院,北京102249;中国石油大学地球科学学院,北京102249;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE112.422【相关文献】1.塔中4油田东河砂岩储集层变差函数规律研究 [J], 郭凯;史静2.创新技术、体制、机制实现沙漠油田高效开发——以塔中400×104t产能建设总包项目为例 [J], 王安平;侯亚东;刘德伦;祝林权;张德碧;彭景云3.流体包裹体在塔中40油田成藏期次研究中的应用 [J], 杨威;杨栓荣;李新生;李宇平;张丽娟;高哲荣4.塔中40油田东河砂岩储层特征及其控制因素 [J], 杨威;魏国齐;李宇平;张丽娟;李新生;杨栓荣5.叠合型不整合结构与油气分布样式:以塔中石炭系东河砂岩为例 [J], 王涛;徐怀民;邓西里;董少群;江同文;周新平;黄娅因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
叠合型不整合结构与油气分布样式:以塔中石炭系东河砂岩为例
叠合型不整合结构与油气分布样式：以塔中石炭系东河砂岩为例王涛;徐怀民;邓西里;董少群;江同文;周新平;黄娅【摘要】探讨了东河砂岩三级层序界面处发育的不整合结构在空间上有序分布所造成油气的差异运聚.将东河砂岩划分为底部不整合上覆层、原状输导层、风化残余层、风化黏土层、顶部不整合上覆层和区域盖层6类成藏结构单元.成藏结构单元在塔中西北地区和塔中东南地区组成不同,构成两类7种不整合成藏结构样式.两类成藏结构样式分别对应两类的油气藏组合:(1)在塔中地区西北部成藏结构单元被分隔,油气沿东河砂岩段顶部风化黏土层及盖层底部发生运移,形成不整合遮挡型油气藏组合,包括不整合上覆层背斜油气藏、不整合上覆层岩性油气藏和风化残余层低幅背斜油气藏3种油气藏;(2)在东南地区成藏结构单元之间发生连通,油气底部不整合上覆层和盖层底部向隆起部位侧向输导,形成不整合连通型油气藏组合,包括连通型背斜油气藏和连通型地层超覆油气藏2种油气藏.这为东河砂岩的进一步勘探开发提供了指导.【期刊名称】《现代地质》【年(卷),期】2018(032)006【总页数】11页(P1150-1160)【关键词】不整合;成藏组合;东河砂岩;叠合型不整合结构;塔中地区【作者】王涛;徐怀民;邓西里;董少群;江同文;周新平;黄娅【作者单位】中国地质科学院,北京100037;中国地质科学院深部探测中心,北京100037;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油塔里木油田公司,新疆库尔勒841000;中国石油长庆油田公司,陕西西安710018;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE1220 引言不整合受其特殊的地质成因机理，在油气运移与聚集过程中起着重要的作用[1-2]。
早在20世纪40年代，莱复生就提出不整合面附近存在大量的油气藏。
储层性能层间差异的成岩因素——以塔里木盆地群苦恰克构造带泥盆系东河塘组砂岩为例
储层性能层间差异的成岩因素——以塔里木盆地群苦恰克构造带泥盆系东河塘组砂岩为例韩登林;李维锋;许晓宏;洪国良;李凌高【摘要】Based on the fact that there is serious quality differentiation between upper sandstone and lower sandstone, which is part of Donghetang Formation in Qunkuqiake structure zone, Tarim basin, the differentiation is not the result of the sedimentary diversity, but rather the difference of diagenetic alterations, the detailed microscopical study and mineral composition analysis were made. The results show that significant interval diversity of quartz cementation is the leading factor for the heterogeneity. In the lower sandstone, quartz cementation is restrained by the illite-coating, which results in good preservation of primary pore. Ubiquitous quartz is filled in most primary pore in the upper sandstone, which becomes kind of brittle. Hence, as the accompanying effect of the diagenetic diversity between the upper sandstone and the lower sandstone, crack (fracture) is preferred to develop in the upper sandstone in the same strain (pressure) condition.%基于塔里木盆地群苦恰克构造带内泥盆系东河塘组的上、下两段砂岩储层物性表现出强烈的层间差异性特征(下段砂岩储集物性明显优于上段砂岩的储集物的物性),而这种差异性并非由前期沉积水动力因素所导致,而是由后期储层内成岩改造的差异所引发,对样品进行详细的显微观测和矿物成分研究.研究结果表明:发育于埋藏成岩期石英胶结效应的层间差异造就了上述储集物性的层间差异性；下段砂岩内由于伊利石矿物以包膜的形式包裹于石英颗粒表面,抑制了石英胶结,使得原生孔隙较好地保存；而上段砂岩内强烈的石英胶结使得原生孔隙消失;其岩石物理性质呈现出刚性特征,作为东河塘组上下两段砂岩成岩改造差异的连带效应,在同等外部构造应变环境下,上段砂岩内的裂隙产出现象更加频繁.【期刊名称】《中南大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(043)002【总页数】7页(P656-662)【关键词】群苦恰克构造带;东河塘组;储层物性;石英胶结;伊利石包膜;原生孔隙【作者】韩登林;李维锋;许晓宏;洪国良;李凌高【作者单位】长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,湖北荆州,434023;长江大学地球科学学院,湖北荆州,434023;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,湖北荆州,434023;长江大学地球科学学院,湖北荆州,434023;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,湖北荆州,434023;长江大学地球科学学院,湖北荆州,434023;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE121.1一直以来，对储层性能的预测及其非均质性主控因素的探求都是一个困扰储层地质研究者的难题。
塔里木盆地于奇东地区东河塘组砂岩成岩作用及其对储层的影响
塔里木盆地于奇东地区东河塘组砂岩成岩作用及其对储层的影响王元君;田蒙;王峻【摘要】通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等方法对塔里木盆地于奇东及邻区泥盆系东河塘组砂岩成岩作用、成岩演化及储层发育影响因素进行了深入的研究,明确了该套储层在理藏过程中主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和自生矿物的形成等作用,目前已达中成岩B期.压实作用是成岩早期使原生孔隙遭到破坏的主要因素.胶结作用有碳酸盐胶结、石英次生加大、黄铁矿和黏土矿物胶结,其中碳酸盐胶结对储层物性的贡献大于其破坏作用,石英次生加大、铁质胶结、黏土矿物胶结都对本区储层起破坏作用.早成岩B期碳酸热液和腐殖质释放出的有机酸对不稳定组分的溶解是改善储层物性的重要因素.%Through scanning the thin sections and casting thin sections by electron microscope and other methods. The paper researches the influencing factors of sandstone diagenesis. Diagenesis evolution and reservoir development in Devonian System Donghetang Formation of the Yuqidong areas and adjacent areasin Tarim Basin. It is clear and definite that this set of reservoirs in the buried process mainly experienced compaction, cementation, dissolution, metasomatism and authigenic minerals formation process. These reservoirs have reached the B phase of early diagenesis at present. The main factor of destructing the primary pores in early diagenesis is compaction. Cementation includes carbonate cementation, quartz overgrowth, pyrite and cementation of clay minerals. The contribution of the carbonate cementation to the reservoir physical properties is greaterthan its destruction. The damage of oil reservoirs is attributed to quartz overgrowth, ferruginous cementation and cementation of clay minerals. The important factor of improving the reservoir physical properties is the dissolution of unstable components caused by the carbonated hydrothermal and the organic acid released by humus on B phase of early diagenesis.【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(039)003【总页数】7页(P231-237)【关键词】于奇东地区;东河砂岩;成岩作用;储层形成机制【作者】王元君;田蒙;王峻【作者单位】油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059【正文语种】中文【中图分类】TE122.221泥盆系东河砂岩又称东河砂岩段、东河塘组，最先是发现于塔里木盆地北部东河1井，是中国首次发现的连续厚度达275m的巨厚滨海相石英砂岩油气藏（含油段厚度101m）［1］；其后相继在东河塘油田、塔中4油田和哈德逊油田中发现了东河砂岩，并取得了重大的勘探成果。
塔中地区东南部石炭系CⅢ油层组含砾砂岩段沉积相研究
塔中地区东南部石炭系CⅢ油层组含砾砂岩段沉积相研究韩波;汪虎;王涛;冯兆伟;曹占元【摘要】综合运用岩心、测井和三维地震资料,对塔中地区东南部CⅢ油层组含砾砂岩段的沉积相进行研究.结果表明:塔中地区东南部含砾砂岩段沉积环境为潮汐三角洲,塔中4、塔中16井区附近发育潮汐水道和潮砂坝,塔中6井区附近发育砾质高流态砂坪;不同沉积环境下,沉积相及砂体展布差异明显,滚动勘探开发的目标也不同,塔中4、塔中16井区储层条件优越,只要存在有效的遮挡,便可以形成大型岩性或地层油气藏;塔中6井区内含砾砂岩段地层超覆位置附近的高流态砂坪是最为有利的滚动勘探开发目标.含砾砂岩段沉积相的精细研究对于寻找新的隐蔽型油藏以及提高勘探成功率等方面具有重要意义.%Core,logging and 3D seismic data is used for sedimentary facies research on pebbled sandstone zone in CⅢoil-bearing formation in Carboniferous system in the southeast of Tazhong district. The results show that sedi-mentary environment for pebbled sandstone zone in the southeast of Tazhong district is tidal delta and that tideway and tidal sand bar are developed near well Tazhong 4 and well Tazhong 16. Under different sedimentary environ-ment,sedimentary faces and sand body distribution are significantly different and target of progressive exploration and development is different. Reservoir conditions are favorable in Tazhong 4 and Tazhong 16 well block,as long as effective barriers exist,large lithologic or stratigraphic hydrocarbon reservoir can be formed. Sand flat in upper flow regime near stratigraphic overlap in pebbled sandstone in Tazhong 4 and Tazhong 16 well block is the most favorable target for progressive exploration and development. Fineinvestigation on sedimentary facies in pebbled sandstone zone is important to the exploration of new subtle reservoirs and improvement of exploration success rate.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2017(024)004【总页数】6页(P7-12)【关键词】潮汐三角洲相;含砾砂岩段;CⅢ油层组;塔中地区【作者】韩波;汪虎;王涛;冯兆伟;曹占元【作者单位】中国地质大学(北京),北京 100083;中国地质大学(北京),北京 100083;中国石油大学(北京),北京 102249;中国石油吐哈油田分公司,新疆哈密 839009;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州 730000【正文语种】中文【中图分类】TE122.2东河砂岩是塔里木盆地勘探的主要产油层之一。
塔北中部石炭系东河砂岩物源及沉积体系
塔北中部石炭系东河砂岩物源及沉积体系陈秀艳;罗平;贾进华;马德波;周波【摘要】塔北中部东河塘—哈拉哈塘—哈得逊地区分布的下石炭统巴楚组东河砂岩段是深埋的海相优质碎屑岩储层.对重矿物的聚类分析以及对稳定系数、ZTR指数、砂岩碎屑组分含量和岩屑类型特征的分析表明,研究区东河砂岩有两个主要物源体系,且物源供给方式不同.根据地震反射特征、碎屑组分平面分布形态及粒度反映的水动力条件等,认为位于研究区西北侧的轮台凸起以浪控三角洲的形式向东河塘—哈拉哈塘地区供给沉积物,而哈得逊地区以正常波浪侵蚀填平补齐的形式供给沉积物,推测在这两个地区的中间区域存在物源混合带.岩心观察描述及测井、录井资料分析证实,不同物源供给体系受波浪强烈改造作用,均发育滨岸沉积,东河塘—哈拉哈塘地区主要发育浪控三角洲改造后的前滨海滩砂,哈得逊地区发育正常浪控前滨砂砾质滩,研究区中部地区发育中上临滨,南部地区发育下临滨—浅海.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2013(018)002【总页数】8页(P23-30)【关键词】下石炭统;东河砂岩;砂岩;沉积物源;沉积体系;塔里木盆地北部【作者】陈秀艳;罗平;贾进华;马德波;周波【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE112.23;TE125.1塔里木盆地下石炭统巴楚组底部东河砂岩段（简称“东河砂岩”）是我国典型的深埋海相优质碎屑岩储层。
随着1990年东河塘油田的发现，拉开了塔里木盆地东河砂岩油气勘探的序幕，打破了超深层缺乏优质砂岩储层的理论禁锢［1］。
1998年哈得逊油田的发现，它作为塔里木盆地亿吨级整装海相砂岩油田，是中国海相油气勘探理论和实践的又一次突破［2］，并带动了非稳态成藏理论体系的诞生［3-4］。
位于塔里木盆地塔北中部的这两个油田均在海相东河砂岩层位中获得极大产能，为此，国内有不少学者总结了东河砂岩的沉积期次、沉积相和沉积储层特征［5-9］，但对于东河砂岩段滨岸沉积的物质来源却未曾有人深入研究。
塔里木盆地塔河油田石炭系卡拉沙依组砂岩储层特征与物性控制因素_钟大康
第 １ 期 钟 大 康 ， 等： 塔里木盆地塔河 油 田 石 炭 系 卡拉沙 依 组砂 岩 储 层特征与 物 性 控制因 素
４ ９
， ｒ ｅ ｓ ｔ ｒ ａ ｉ ｎ ｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｃ ｏ ｍ ａ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｌ ａ ｔ ｅ ｒ ｄ ｉ ｓ ｓ ｏ ｌ ｕ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｃ ａ ｒ ｂ ｏ ｎ ａ ｔ ｅ ｃ ｅ ｍ ｅ ｎ ｔ ｓ ｕ ｌ ｉ ｅ ｄ ａ ｌ ｏ ｔ ｏ ｆ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｐ ｐ ｐ ； ， ｄ ｉ ａ ｅ ｎ ｅ ｓ ｉ ｓ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｗ ａ ｓ ｔ ｈ ｅ ｋ ｅ ｔ ｏ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｈ ｓ ｉ ｃ ｓ ｒ ｏ ｅ ｒ ｔ ｄ ｉ ｓ ｓ ｏ ｌ ｕ ｔ ｉ ｏ ｎ ｗ ａ ｓ ｓ ａ ｃ ｅ ｇ ｐ ｙ ｐ ｙ ｐ ｐ ｙ ｐ ， ｒ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｅ ｄ ｉ ｍ ｅ ｎ ｔ ａ ｒ ｅ ｎ ｖ ｉ ｒ ｏ ｎ ｍ ｅ ｎ ｔ ｗ ａ ｓ ｆ ｏ ｕ ｎ ｄ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ． ｐ ｙ ： ； ； ； ； ； Ｋ ｅ ｗ ｏ ｒ ｄ ｓ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｌ ｉ ｎ ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｓ ａ ｎ ｄ ｓ ｔ ｏ ｎ ｅ Ｃ ａ ｒ ｂ ｏ ｎ ｉ ｆ ｅ ｒ ｏ ｕ ｓ Ｋ ａ ｌ ａ ｓ ｈ ａ ｉ ｈ ｓ ｉ ｃ ａ ｌ ｒ ｏ ｅ ｒ ｔ ｇ ｙ ｐ ｙ ｐ ｐ ｙ ｙ ； ； Ｆ ｏ ｒ ｍ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｔ ａ ｈ ｅ ｏ ｉ ｌ ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ Ｔ ａ ｒ ｉ ｍ Ｂ ａ ｓ ｉ ｎ 通过对 ３ 卡拉沙依组储层以中砂 ０ 口井岩芯的观察 ， 岩、 粗砂岩 、 细砂岩 及 粉 砂 岩 为 主 ， 另外还存在一定 而砾岩 的含砾砂岩及细 砾 岩 。 砂 岩 一 般 分 选 较 好 ， 在上 部 Ⅰ 砂 组 成 分 较 杂 ， 分 选 差—中、 磨圆次棱角 状， 向下 （ 泥砾逐渐增多 。 纵向上 ， Ⅱ～Ⅳ 砂组 ） Ⅰ砂 组砂 质 较 粗 ， 尤 其 是 其 顶 部； 平 面 上， 北 部 较 粗， 如 Ｓ ９ ２、 Ｓ ７ ５、 Ｓ １ ０ １、 Ｔ ９ ０ ２、 Ｔ ９ ０ １ 等井 。 从工区整个卡拉沙依组砂岩分类 三 角 图 （ 图 ２） 可以看出 ， ４ 个砂组储层总体上都 以 石 英 砂 岩 为 主 ， 包括岩屑质石英砂岩 、 长石质石英砂岩 、 长石岩屑质 并含有 少 量 岩 屑 质 长 石 砂 岩 、 长 石 砂 岩。 石英砂岩 ， 其中 ： 岩屑砂 Ⅰ、 Ⅱ 砂组的 岩 屑 含 量 大 于 长 石 含 量 ， 岩较多 ； 长石砂岩含量 Ⅲ、 Ⅳ 砂组 岩 屑 质 长 石 砂 岩 、 比Ⅰ、 Ⅱ 砂 组 含 量 稍 高 一 些； Ⅳ砂组长石含量比 Ⅰ～Ⅲ 砂组含量稍高 。 卡拉沙依组砂岩填隙物含量（ 质 量 分 数， 后文 为 ８％ ～１ 平 均 ９． 包 括 杂 基 和 胶 结 物。 同） ５％ ， ６％ ， 泥质杂基含量一般小于 ５％ ， 多为 １％ ～３％ ， 主要为 少 高岭石和伊 －蒙混层 矿 物 。 胶 结 物 主 要 为 方 解 石 ， 量白云石 、 高岭石及绿泥石等 。 方解石含量为 ０ ％～ 平均 ７ ２ ５ ％， ． ２ ３％ 。 卡拉沙 依 组 砂 岩 以 孔 隙 式 胶 结 为主 ， 颗粒之间以点 －线接触 、 线接触为主 ， 少部分凹 凸接触 ； 分选差 — 中等 ， 磨圆次棱角 — 次圆状 。 粒径 一般为 ０． 部分粒径小于 ０ １ ５～０． ５ｍｍ， ． １ ２ｍｍ。
致密砂岩储层物性的主控因素分析
象为碳酸盐胶结物 、长石等 ,而碱性溶蚀对象为石英 颗粒 (包括次生加大边) 、硅质岩屑和隐微晶硅质杂 基等.
(2) 伊利石 :是本区次要黏土矿物类型. 伊利石 含量高 ,说明黏土矿物演化程度高 ,成岩作用强. 其 形态上可分为叶片状和毛发状 2 类.
(3) 高岭石 :以孔隙充填式胶结为主 ,集中存在. 常与长石颗粒溶解伴生 ,充填次生孔隙. 高岭石的形 态为典型的书页状 ,晶形极好 ,并且堆积松散. 4. 3. 3 溶蚀作用 溶蚀是岩石组分的不一致溶解 所形成的新矿物 ,其化学组成与被溶矿物相近 ,如长 石高岭土化[9 ] . 按溶蚀介质化学性质可将溶蚀分为 酸性溶蚀和碱性溶蚀 2 大类. 其中酸性溶蚀主要对
因此 ,发生石英次生加大时期在中等埋藏深度 , 后期深埋藏阶段的强压实和碱性溶蚀抑制了石英次 生加大的发育.
(3) 黏土胶结作用. 黏土矿物是砂岩中又一重要
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西安石油大学学报 (自然科学版)
图 5 盒二段储层铸体薄片图版
胶结物 ,几乎所有砂岩中都含有一定量的黏土填隙 物[9 ] . 黏土矿物主要有 2 种分布形式 :充填于孔隙之 中 (图 5 (d) ) 和黏土裙边.
沉积微相沉积微相不仅控制砂体的类型形态厚度规模及空间分布影响砂体的平面和纵向展布与层间层内的非均质性而且还在微观上因其决定着岩石碎屑颗粒大小填隙物的多少岩石结构分选磨圆度接触方式等特征从而控制了岩石原始孔渗性的好坏因此沉积微相对储层物性的控制是先天性研究表明沉积微相类型不同其砂体的发育程度不同并最终影响了储层物性的非均质程度
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西安石油大学学报 (自然科学版)
单斜 ,倾角不足 1°,断裂和局部构造不发育 ,只有一 些局部低幅度隆起. 沉积盖层厚 5 000～7 000 m. 晚 古生界由海陆交互环境逐渐演变到大陆环境 ,形成 一套含煤碎屑岩沉积[6 ] . 近 40 年的勘探实践表明 , 塔巴庙区块在上古生界山西及石盒子组地层中蕴藏 着储量可观的天然气资源. 研究区目的层位盒二段 主要发育一套辫状河流相陆源碎屑岩沉积 ,埋藏深 度 2 300～2 700 m ,为中等埋深储层.
再论东河砂岩孔隙成因：以塔中地区为例
再论东河砂岩孔隙成因：以塔中地区为例
孙玉善;杨帆
【期刊名称】《沉积学报》
【年(卷),期】1999(17)A12
【摘要】塔里木盆地井下东河砂岩埋藏深、储成质，属国内外罕见，对其成因众说纷纭。
本文依据岩石学特征，针对不同类型的孔隙演化特征与其物性参数，对孔隙的成因类型进行分析后认为东河砂岩储集空间类型主要以压实剩余的原生粒间孔为主，在部分压实或半充填的剩余（残留）粒间孔隙北景中发育有以溶蚀石英及铝硅酸盐等，而微度扩大的次生和原生混合型浊。
原生粒间孔隙保存的条件与多种地质因素联合、复合作用关系极为密切。
【总页数】7页(P699-705)
【作者】孙玉善;杨帆
【作者单位】无
【正文语种】中文
【中图分类】P588.212.3
【相关文献】
1.塔中—巴楚地区东河砂岩储层发育特征及其主控因素 [J], 任艳;于炳松;刘清俊;李锟
2.塔里木盆地塔中地区上奥陶统礁滩体基质次生孔隙成因——以塔中62井区为例[J], 孙玉善;韩杰;张丽娟;谭泽金
3.塔中×号构造区石炭系“东河砂岩段”成岩作用与孔隙演化特征 [J], 杨友运
4.塔中地区东河砂岩的成岩作用和孔隙演化 [J], 郑秀才
5.构造对砂岩孔隙演化的控制——以塔里木中部地区东河砂岩为例 [J], 钟大康;朱筱敏;周新源;王招明
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河砂 岩段 位于 巴楚 组 下 部 ， 为塔 里 木 盆 地早 石 炭 世 缓慢 、 持续 的 海侵背 景下 的滨 岸相 沉积 ， 是一 个穿 时
的岩石地 层单 元 。
１ ］ 间溶孔 、 内溶孔 、 大孔 隙 、 质 内孔隙 、 粒 超 基 微裂 缝 等 孔 隙 已经不 多见Ｌ 。东 河砂 岩储 层粒 度均 值 与孔 隙 几种 孔隙 类 型 ， 中前两 类 孔 隙 是 本 区 东河 砂 岩 储 度 、 透率 的关 系并 不太密 切 ， 仍 具有 一定 的正相 其 渗 但
对铸 体薄 片 、 描 电镜 和 阴极 发 光薄 片 的观 察 正相 关关 系 ， 实 际 上 在 后期 成 岩 过 程 中大 部 分 原 扫 而 分析表 明 ， 东河砂 岩 主要存 在残余 原 生粒 间孔 隙 、 粒 生孔 隙 都不 同程 度 地 受 到 过溶 蚀 改 造 ， 型 的原 生 典
般 而言 ， 沉积 水 动 力 越 强 ， 沉 积碎 屑 颗 粒 越 粗 ， 则
淘洗作 用 越强 ， 岩石 的原 始孔 隙结 构就 越好 ， 道 越 喉
粗 ， 隙越 河砂 岩 沉
２ 储 集 空 间类 型及 物 性 基 本 特 征
积 特征 主要 反映 为 滨 岸 的前 滨 一 临 滨 环境 ［ ， 动 ２ 水 ］ 力条件 较强 。在 原 始 粒 间 孔 隙保 存 良好 的情 况 下 ， 东河砂 岩 粒度 均值 与孔 隙度 、 透 率 应 具 有较 好 的 渗
Ｔ ａ ｅ １ Ｐｈ ｉａ ｏｐｅ ｔ ｏｅｆｃｅ ｔ ｔｓ ｉｓ ｏ ｂｌ ｙｓｃ ｌｐｒ ｒｙ ｃ ｆｉｉｎｔｓ ａ ｉｔｃ ｆＤｏｎ ｇｈｅ ｓ ｎｄｓｏｎ ｒ ａ ｔ ｅ ｆｏｍ ｙｐ ｃ ｌｗ ｅｌ ｎ Ｔ ａ ｈｏ ｒ ａ ａ ｔ ｉａ ｌ ｚ ｎｇ ａ ｅ ｉ
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第２ １卷
２０ 年９ ０６ 月
第 ３期
地
质
找
矿
论
丛
ＶＳ １ Ｏ３ ｏ２ Ｌ Ｎ ．
ｅ． ０ ６ ｐ ２ ０
塔 中 地 区 石 炭 系 东 河 砂 岩 储 层 物 性 影 响 因 素 研 究
吴 长 江 ， 宗仰 ， 善 华 代 刘
作用 。
关 键 词 ： 东 河 砂 岩 ； 层 物 性 ； 度 ； 岩厚 度 ； 岩作 用 ； 里 木 盆 地 储 粒 砂 成 塔
中 图分 类 号 ： Ｔ １ ２ ２ ； ６ ８ １ 文 献标 识 码 ： Ａ Ｅ ２． ３ Ｐ １ ． ３ 文 章 编 号 ： １ ０ —４ ２ ２ ０ ） ３０ ９ —４ ０ １１ １ （０ ６ ０ １９０
塔里 木盆 地 中部 （ 中地 区） 构造 上属 于 中央 渗 储层 都有 发育 ， 塔 在 物性 总体 水平 不 高 ， 局部 发 育孔 但
隆起 带塔 中低 凸起 ， 西 两侧 分 别 为 中央 隆起 带 东 东 段 的塔东 低 隆和 西 段 的 巴楚 断 隆 ， 邻 阿 瓦 提 凹 陷 北
层 的主要孔 隙类 型 。岩 心分析 数据 表 明塔 中东 河砂
１ 地 质概 况
岩孔 隙 度 为 ０ ９ ～ ２ ． ４／， 透 率 为 ０ ０ ．５ ４ １ ６ 渗 ９ ． １×
１ ～ ９ ２ ４ ×１ ｐ 表 １ 。按石 油工 业 储 层 ０ ５． ３ ０ ｍ （ ） 评 价标 准划 分 ， 中东 河 砂 岩 从 低孔 低 渗 到 中孔 中 塔
收 稿 日期 ：０ ５０ — ９ 改 回 日期 ： ０ ６ ０ —０ ２ ０—５０ ； ２ ０ — ７ １
作 者 简 介 ： 长 江 （ ９ ９） 男 ， 庆 荣 昌人 ， 士 研 究 生 ， 究 方 向 为沉 积 储 层 。 吴 １ ７一 ， 重 硕 研
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关 关系 ， 随着 砂岩 颗粒 的粒 度增 大 ， 隙 度和 渗透 率逐 渐增 高 （ １ 。 即 孔 图 ）
表 塔中 区 井 ７ １ １ 地 典 型７ 东 河 砂 岩 物 性 统 计 参 数 表 ８ Ⅲ 【
（ 南石油学院 资源与环境学 院， 都 ６００） 西 成 １ ５０
摘
要 ： 石 炭 系 东 河 砂 岩 储 层 是 塔 中 地 区 重 要 的 油 气 产 层 ， 过 对 岩 石 铸 体 薄 片 、 极 发 光 薄 通 阴
片 、 心 和 钻 井 等 资 料 的综 合 分 析 研 究 认 为 ， 石 颗 粒 粒 度 、 岩 厚 度 以及 成 岩 作 用 等 是 影 响 本 区 岩 岩 砂 东 河 砂 岩 储 层 物 性 的 主要 因素 ， 中 控 制 储 层 物 性 的 主 要 成 岩 作 用 有 压 实 作 用 、 结 作 用 和 溶 蚀 其 胶
的主要 因素 。
塔 中地 区 的东河砂 岩 是一套 结构 成熟 度和 成 分
３ 颗 粒 粒 度 对 储 层 物 性 的影 响
岩 石颗 粒粒 度 是沉 积 水 动 力 条 件 的综 合 反 映 。
一
成 熟度 均较 高 的砂 岩 和砂 砾 岩 ， 其东 部 和 南 部 地 区
砾石 含量较 高 ， 底部砾 岩 发育 ， 以磨 圆较好 的石英 砾 石 为特征 。塔 中 ６井 、 中 ４井 以西 、 塔 以北 地 区砾 石 含 量 明显减少 ， 主要 为 细粒石 英砂 岩 。
渗 良好 的储 层 ， ： 中 ４井 东河 砂 岩 （ 隙 度 均值 如 塔 孔
＞１ ６渗 透率 均 值 ＞ １ ０ ０ ｍ ） 中孔 中 渗 ５／， ９ ０ ×１ 属
和满 加尔 凹陷 ， 接 唐 古 孜 巴斯 凹 陷［ 。区 内石 炭 储层 。研究表 明 ， 石 颗 粒 粒度 、 隙 物 含 量 、 岩 南 １ ］ 岩 填 砂