储层地质结课报告--------岩溶缝洞型储层发育的控制因素

岩溶缝洞型储层发育的控制因素
——以塔河油田岩溶储层为例
引言
塔里木盆地是我国内陆最大的复合型含油气盆地20世纪90年代以来，由于地质和地球物理的新技术、新方法不断应用于岩溶缝洞型碳酸盐岩储层的研究, 对海相碳酸盐岩的油气勘探不断深入, 相继发现了一批碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏。

随着对塔里木盆地石油地质条件及成藏规律认识的进一步提高, 对奥陶系碳酸盐岩的油气勘探同样取得了重大进展。

塔河油田奥陶系目前控制含油气面积700km2, 已获探明储量1166114x104t ,形成年产200万t的工业油气产能。

已初步显示出阿克库勒凸起西南部斜坡奥陶系呈大面积连片含油的特征, 油气资源潜力大, 成藏条件好, 具有极大的油气勘探开发潜力[3]。

塔里木盆地奥陶系海相碳酸盐岩不仅厚度大、分布广、类型多, 而且经历了多旋回和多期次重大的构造作用与成岩作用的改造, 导致其储层的形成与演化变化多端。

众所周知, 碳酸盐岩储层的发育演化主要受沉积、成岩和构造三大地质因素的控制。

总的来说, 沉积相是储层形成的物质基础, 古岩溶作用则是储层发育的关键，构造破裂作用为储层发育的纽带。

[6]
1 研究区构造特征
塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起的阿克库勒凸起上(图1a), 其主体位于塔河鼻状背斜带上(图1b) , 后者为北东) 南西走向、向南西倾伏的大型鼻状背斜构造。

背斜由前石炭系组成, 志留系) 泥盆系的背斜幅度略小于寒武系) 奥陶系。

志留系不整合于奥陶系之上; 东河砂岩及以上地层构造变形微弱,平整地不整合于下伏地层之上, 说明该大型鼻状背斜构造的雏形形成于奥陶纪末) 志留纪初, 东河砂岩沉积前基本定型。

目前在塔河-轮南地区地震资料上可识别出来的断裂构造有7 期, 从下到上(从老到新) 分别是:(1)发育于寒武系) 前寒武系的正断层, 形成于南华纪)寒武纪；(2)发育于奥陶系) 寒武系的冲断层,形成与中) 晚奥陶世；(3)发育于T06 反射层(即石炭系底界)以下的走滑断裂, 形成于中) 晚泥盆世;
(4)发育于二叠系及其以下地层中的正断层, 形成于二叠纪早) 中期，是与二叠纪岩浆作用有关的断裂构造；(5)发育于前中生代地层中的冲断层, 形成于二叠纪末)三叠纪初,后期构造活动对上覆地层也有明显的影响；(6)沿石炭系膏盐层的顺层滑脱断层, 形成于三叠纪末；
(7)主要发育于中生界的正断层, 向下可达石炭) 二叠系, 向上可以断至古近系, 形成于白垩纪, 持续到古近纪。

第6 期因规模小而忽略, 因此一般认为存在6期断裂构造, 而对于本文关注的塔河地区寒武系) 奥陶系而言, 主要见第2-5期(图1c)。

[13]
阿克库勒凸起于加里东中、晚期形成雏形, 凸起上震旦系至泥盆系为海相沉积, 其中寒武系一中、下奥陶统主要为碳酸盐台地沉积, 上奥陶统为混积陆棚沉积; 志留系为海进陆棚一滨海沉积, 泥盆系则为浅海及潮坪沉积; 上泥盆统东河砂岩段以滨岸沙坝、障壁沙坝沉积为主。

海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向展布的大型鼻凸, 并经历长期剧烈的风化剥蚀作用, 大部分缺失志留系一泥盆系、上奥陶统, 中、下奥陶统也受到不同程度的剥蚀, 形成了大量的岩溶缝洞储集体; 石炭系至二叠系为一套海陆交互相沉积, 石炭系以潮坪、潮道、渴湖沉积为主; 二叠系缺失上、下统, 中统以火山喷发岩为主, 夹粗碎屑沉积。

海西晚期运动使该区再次抬升、暴露, 形成了一系列近东西向的褶皱和断裂,大部分地区仅保留下石炭统, 缺失上石炭统及二叠系, 局部地区下石炭统亦剥蚀殆尽(图2 )。

本区中、新生界为一套巨厚陆相沉积。

印支期一燕山期该区构造运动相对较弱, 主要表现为整体升降, 使该区缺失中、上侏罗统; 至喜马拉雅期, 受库车前陆盆地急剧沉降的影响, 使T 6 。

不整合面及以上地层由整体南倾转变为向北下倾, 阿克库勒凸起最终定型。

阿克库勒凸起经历了多期构造运动, 其中对奥陶系碳酸盐岩岩溶作用影响最大的构造运动海西早期运动, 其次是加里东中期运动; 海西晚运动对局部地区也有一定的影响[14]。

2 储集空间类型
塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层中发育的储渗空间可分为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞、大型洞穴、风化裂隙、构造裂隙等5 类, 油气储渗空间主要为岩溶洞穴、风化裂隙及构造裂隙。

储层按成因可划分为洞穴型、风化裂隙型( 含岩溶缝孔洞型) 、构造裂隙型、滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型、地表残积带裂隙一孔隙( 洞) 型等5类, 其中前4 类储层发育分布比较普遍, 具有重要意义。

但不同储层储集性能、展布特征不同[5]。

塔河奥陶系碳酸盐岩遭受岩溶作用的强烈改造，岩溶现象丰富、特征明显。

从以往的研究可知塔河的中高产井主要是钻遇孔洞型储层，因此对古岩溶储层特征的研究有着重要意义。

[4]
2.1 洞穴型储层
洞穴型储层的储渗空间主要为未充填或部分充填的大型洞穴系统、洞穴沉积物内的砾间孔洞和孔隙。

未充填或部分充填的洞穴型储层拥有最好的储集性。

机械沉积物填积的洞穴型储层以岩溶洞穴角砾岩、地下暗河沉积物为特征, 其储集性相对于未充填或部分充填的洞穴型储层较差, 但由于洞壁的支撑作用, 洞穴内机械沉积物受压实作用改造较弱, 洞穴沉积物仍可有较好的储集性。

洞穴型储层的发育与油气产能关系密切, 如靠海西早期不整合面附近未充填或部分充填的洞穴型储层发育的钻井( 如T402、548井) , 不需酸压处理就能获得较高或高的油气产能, 且能稳产。

【5】
未充填洞穴：明显的放空井段说明属于没有充填，通常在钻遇放空后出现严重井漏很少取得测井资料。

主要依靠钻时录井和测井资料确认，而泥浆漏失只能作为辅助资料，因为泥浆漏失可能会由裂缝带的高渗透性引起，特别是洞穴层附近可能构造裂缝更为发育。

根据对获得测井资料的溶洞层段的测井响应特征分析，洞穴层段在测井曲线上显示出特别高的孔隙度值，自然伽玛值一般较低，可能存在明显的井径扩大。

未充填洞穴储层油气产出的特点是不需酸压处理就能获得较高或高的油气产能, 初期产量高、且产量稳定或较稳定、生产压差很小, 产量和压力下降很慢, 能保持稳定高产, 有很大连通范围和大容量的储集体。

【2】砂泥质全充填洞穴：泥质和砂质充填物多属于岩溶洞穴中的暗河沉积物，砂泥质充填洞穴在测井曲线上显示出明显的高自然伽玛值，而由于泥质没有经过压实所以通常情况下具有较高的孔隙度值和较低的电阻率值，TH12507井为一口砂泥质全充填洞穴。

【4】砂泥岩部分充填洞穴：这类洞穴充填物性质和测井曲线响应特征与砂泥岩完全充填洞穴较为相近，两者之间的区别仅在于充填程度的高低。

在未充填部分的井段，测井曲线中CAL、RS、RD、DEN、AC、CNL与上下相比，变化更为显著。

2.2风化裂隙型储层
储渗空间主要为不规则密集发育的网状风化裂隙系统或不规则分枝状风化裂隙系统, 可见沿裂隙发育的溶蚀孔洞, 风化裂隙性储层主要分布于海西早期不整合面下附近或洞穴层上下, 它的发育往往与岩溶作用的渗流带相联系。

风化裂隙型储层非均质性较强, 紧邻洞穴层之上或之下普遍出现风化裂隙型(不规则网络状裂隙型)储层, 但也有部分井剖面紧邻洞穴层上部或下部没有此类储层发育, 该类储层的发育分布规律与洞穴层相似; 10余口井中34口井识别出与海西早期不整合面紧密联系的风化裂隙型储层, 该类储层在不整合面下附近。

一30m深度范围内不均匀发育分布, 主要受岩溶古地貌及岩性的控制, 中、上奥陶统尖灭线以北的塔河油田主体区域, 下奥陶统纯碳酸盐岩直接出露于海西早期不整合面下, 位于高地或低地地势较平坦区的钻井剖面上风化裂隙型储层欠发育, 位于山嘴或山坡的钻井剖面上风化裂隙型储层较为发育, 中、上奥陶统尖灭线以南地区为该类风化裂隙型储层不发育区。

【5】
2.3 构造裂隙型储层
该类储层岩性为相对较纯的各类碳酸盐岩, 储渗空间基本上为垂直或高角度部分充填裂隙和未充填构造裂隙, 少有高角度斜交层面风化裂隙和溶蚀孔洞加盟作用; 储层储渗空
间的形成受控于构造应力作用下的岩石破裂作用。

构造裂隙型储层在塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩心上具有普遍性。

区内主要发育5 期构造裂隙, 其中第4 期部分充填裂隙和第5 期未充填裂隙具有储集意义, 分别形成于海西晚期一印支期及喜马拉雅期, 有效裂隙主要为裂隙开度小于0.lmm的微细裂隙系统。

裂隙发育分布非均质性强, 阿克库勒凸起轴部地带是裂隙型储层发育的有利区域, 其中塔河4 区、6 区南部为构造裂缝最发育区, 塔河3 区、6 区北部和中、上奥陶统尖灭线附近裂缝亦较发育。

构造裂隙较发育段岩心的孔隙度、渗透率较裂隙欠发育段有较明显的提高, 构造裂隙型储层与油气产能的关系复杂, 部分构造裂隙型储层发育段未经酸压处理, 就有较高的油气产能; 部分井剖面缺乏油气产能, 即使经过酸压处理, 亦不具油气生产能力; 但相当的构造裂隙型储层发育段经酸压处理后可以获得高产工业油气流。

【5】
2.4 滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型储层
储层岩性主要为一间房组滩相亮晶砾砂屑灰岩、亮晶(海百合)生物碎屑灰岩和亮晶鲡粒灰岩, 储层储渗空间主要为粒间和粒内溶孔。

这种次生溶蚀孔隙是碳酸盐岩在再埋藏阶段受热水溶蚀作用而形成的。

储层主要在塔河油田南平台560一568一TZOS一576一586井一线下奥陶统顶部(一间房组) 发育, 但平面上此类储层的发育程度及储集性具很强的非均质性,在宏观上并非同层位的滩相颗粒灰岩均为有效储层, 微观上孔隙的发育在岩心上呈斑状分布。

相对均质的滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙储层(如5 7 6 、5 86 井)的岩性主要为亮晶海百合生物碎屑灰岩、藻粘结生屑灰岩等, 岩心上见针状溶蚀孔隙(0.01 一0.05mm的微孔)密集发育, 分布较均匀, 并见少量溶蚀孔洞和垂直层面未充填裂隙。

岩石显整体含油特征, 属于储集性较好的碳酸盐岩储层, 未经酸压处理就可获工业油气流, 南平台576一572井一带预测该类储层较为发育; 而斑状分布的滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型储层(如572、TZO4井)发育的溶蚀孔隙在岩心上呈斑状分布, 另有少量高角度斜交层面未充填裂隙, 岩石显斑状含油特征, 其孔隙度多在2 %之下, 渗透率低,储集性较差。

【5】
2.5 地表残积带裂隙一孔隙型储层
在海西早期不整合面上可不均匀分布地表残积物, 它们部分可发展为地表残积带裂隙一孔隙(孔洞)型储层。

受岩溶微地貌的控制, 山脊处缺乏地表残积带, 主要围绕山坡和山谷发育分布, 地表残积带的厚度变化显示出山谷处较厚的特征。

地表残积带储渗空间及储层发育具有零星分布的特征, 储层岩性为地表残积带的钙屑(碳酸盐岩碎屑)砂岩及钙屑砾砂岩, 储渗空间有溶蚀孔隙、溶蚀孔洞(晶洞) 、半充填和未充填构造裂隙等,溶蚀孔隙主要与钙屑砂岩相联系, 溶蚀孔洞主要见于钙屑砾岩中。

该类储层发育分布非均质性强, 具有储集性差或较差的特征, 其孔隙度多在2%之下, 渗透率多在0.1x10-3um2之下。

【5】
3 控制储层发育的因素
3.1 成岩作用的影响
碳酸盐岩的成岩作用是指碳酸盐岩沉积物在沉积后到变质之前, 这一漫长阶段所发生的改变沉积物与沉积岩性质和结构特征的各种物理、化学及生物变化,它对碳酸盐岩储层的物性特征具有重要的影响。

碳酸盐岩储层的物性主要受沉积相、成岩作用和构造作用的影响与控制, 构造作用仅影响局限特定区域,成岩作用和沉积相也就成为影响储层质量最重要的两个因素。

二者之中沉积相影响储层质量的先天因素, 它决定着储层的原始物性和空间分布；成岩作用则影响储层质量的后天因素, 决定着储层的最终物性【1】。

对碳酸盐岩储集性能的影响有明显的双重性。

在研究区, 压溶作用产生的缝合线普遍含油, 它不仅可以成为流体运移的通道, 而且晚期溶蚀作用常沿缝合线发生, 形成串珠状溶蚀孔隙；相反, 胶结作用、重结晶作用和沉积物充填作用将使储层孔隙度减小。

白云岩化作用常发生在碳酸盐岩颗粒周围及缝合线附近, 形成的微孔隙和缝合线普遍含油。

【3】
3.2 构造运动
从区域构造特征、构造应力场模拟、钻井成像测井及测试等资料分析, 储层裂缝的产生主要受控于海西早、晚期的构造应力变形叠加作用, 形成了由断裂、裂缝及微裂缝组成的断裂O裂缝网络体系。

呈北东、近东西及南北三组优势方向成排成带发育, 相互交切, 以高角度构造裂缝为主。

在构造变形强烈的褶皱转折端、断裂带附近以及高应变地区是裂缝发育的主要地区。

【3】
3.3 埋藏岩溶作用
埋藏岩溶作用系指碳酸盐岩在中) 深埋藏阶段主要与埋藏成岩作用相联系的溶蚀作用现象及过程,尤其是与有机质热演化过程中伴生的有机酸溶蚀碳酸盐矿物有关, 有人也称之为深部溶蚀作用、热水岩溶作用、深部岩溶作用、埋藏期岩溶作用、构造期岩溶作用等。

在塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩中已发现了多期次的、不同规模的埋藏岩溶作用。

【6】常沿断裂和裂缝发育的地区发生岩溶作用, 对碳酸盐岩储层物性具有明显改造作用。

塔河油田奥陶系大量岩心描述、岩溶充填物电子探针分析、碳氧同位素测定、包体测温、缝洞改造等方面的研究成果表明, 研究区在海西早期、海西晚期均发育了不同程度的岩溶作用, 尤其是海西早期的岩溶作用表现得更为广泛而强烈, 在研究区的大部分钻井剖面中均有明显表现。

岩溶作用对储层物性的影响主要体现在形成未完全充填的大型洞穴、小型孔洞、溶缝、洞顶破裂缝及溶洞充填物中的孔隙。

在纵向上, 由于岩溶作用的影响, 在地表岩溶带会产生碎屑支撑的角砾灰岩, 渗流岩溶带发育洞穴及其充填物, 潜流岩溶带形成水平溶洞及其洞顶破裂带, 深部缓流岩溶带将发育溶缝、针孔及小型溶蚀孔洞。

【5】
3.4 岩溶地貌及裂缝发育程度
海西早期塔河油田岩溶古地貌的发育主要受阿克库勒凸起构造发展演化的控制(林忠民,20 02),海西早期岩溶古地貌地势总体上具有东北方向高, 向东南、西南、西或西北3 个方向降低的特征, 区内涉及的地形高差至少达250m,由东北高地向西南方向分别为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地。

受侵蚀基准面脉动式下降控制, 岩溶地下水泄水点的不断向南推进, 岩溶旋回I (或洞穴层I )形成时期泄水点(图7 )位于塔河油田南缘中、上奥陶统尖灭线附近, 而到了岩溶旋回II和III(洞穴层II或III)时期,泄水点下降到中、上奥陶统尖灭线以南。

因此,上述3个岩溶旋回的岩溶相带特征不同, 表现为: 岩溶高地相带保持相对稳定, 向南、向西扩展范围很小;岩溶斜坡相带由岩溶岩回I-岩溶旋回II-岩溶旋回III, 显示出较大幅度地向南、向西扩展的特点; 而岩溶盆地相带则显示出较大幅度地向南、向西退却的特征(图2)。

另外, 海西早期构造裂隙( 含构造一风化裂隙) 发育状况与洞穴层发育状况之间有着良好的匹配关系, 构造裂隙与洞穴层均发育的钻井, 在平面上具有一定的规律性, 它们的连线往往呈北东一南西向, 与阿克库勒凸起的轴向基本一致, 与阿克库勒凸起轴向平行的纵张裂隙是裂隙的优势方向, 它们是岩溶地下水下渗的主要通道, 控制了绝大多数洞穴层或洞穴系统的形成, 特别是在岩溶旋回I 至岩溶旋回I时期, 斜穿塔河油田4区、6区长期发育的洞穴系统是沿阿克库勒凸起轴部的纵张裂隙系统发展起来的,表明阿克库勒凸起轴部(塔里木乡1号构造一576井一塔河油田4、6区一阿克库木断裂带南西段一于奇构造一带) 海西早期裂缝发育, 是海西早期岩溶洞穴层发育的有利地区。

故岩溶缓坡( 特别是其上的丘丛) 与阿克库勒凸起轴部的叠合部位是岩溶洞穴层最发育的地区, 也是储层最为发育的地区, 如塔河油田3区、4区、6区所在三角形区域。

【5】
3.5 不整合面
不整合面出露时间的长短和所处的气候条件是岩溶作用强弱的重要决定因素。

统计表明, 除S115井外, 钻井放空井段主要发育于T47不整合面之下150m、T27不整合面之下250m的范围内, 其相关性较好。

除T701井外, 钻井放空洞穴均位于石炭系与前石炭系之间的不整合面之下200～800 m的范围内, 可见与该期不整合面的关系不密切。

在没有上奥陶统—泥盆系地层覆盖的塔河主体区, 中、下奥陶统经受了加里东期和海西早期强烈的岩溶作用, 形成的洞穴也主要位于复合不整合面之下250 m的范围内。

泥浆漏失井段统计表明, 桑塔木组地层尖灭线以南地区绝大多数漏失井段位于海西早期不整合面之下200～1100 m的范围内, 测井识别出的充填洞穴绝大多数位于海西早期不整合面之下200～800m的范围内, 显然与海西早期不整合面的关系不密切。

而充填洞穴位于加里东中期不整合面之下250～30 m的范围内, 表现出较好的相关性。

可见,有效洞穴、泥浆漏失和充填洞穴等都说明,在桑塔木组地层覆盖区存在加里东期岩溶洞穴、裂缝层段, 它们发育在加里东中期Ⅰ、Ⅱ幕不整合面之下0～250m的范围内, 并受不整合面的控制, 岩溶作用强度较大。

【7】
3.6 断裂作用
断层及其伴生裂缝的发育带是岩溶储层有利的发育部位, 其走向控制岩溶带的走向。

塔河油田主体区放空漏失井段在地震剖面上主要表现为串珠状的反射特征, 目前从地震剖面看, 串珠状反射特征总体上为北北西向和北北东向, 与断裂走向一致。

在塔河油田南部三维地震解释剖面中, 陡直深部断裂大多未断穿T47界面, 部分断裂向上断至上奥陶统, 是早期形成、后期继承性发展的。

目前发现的加里东中期岩溶多分布于早期断裂带附近, 如S106井位于加里东中期断裂附近, 该井有严重漏失, 并钻获高产油气流, 裂缝的连通性较好; S101井的良里塔格组和一间房组钻遇孔缝发育带, 在5694.48～5694.87m处见到大裂缝, 缝宽大于6cm,缝内充填物为方解石、炭质和泥质, 在良里塔格组5699.02～5769.28 m和一间房组5769.28～5820.00m井段严重漏失, 共漏失泥浆2136m3。

另外S118、S97、S118、S117等井也位于加里东中期断裂附近, 是有利的储层发育区。

【7】
将断裂活动对碳酸盐岩储层改造的作用方式分为3 类: (ⅰ) 断裂活动导致次一级断裂及裂缝发育进而改善碳酸盐岩储集性能, 可称之为轮南式或塔中82 式; (ⅱ) 断裂活动导致深部热流体上涌, 其中的某些成份与碳酸盐岩发生交代作用形成诸如萤石的次生矿床进而改善碳酸盐岩储集性能, 可称之为塔中45 式; (ⅲ) 延伸至地表附近的断裂活动导致表生岩溶作用深度加大, 岩溶储层厚度增大, 可称之为和田河式. 塔里木盆地断层对碳酸盐岩储层的改造作用十分明显, 且主要分布在隆起的边缘或斜坡或隆起的倾没部位。

【8】
4 结论
位于阿克库勒凸起西南端的塔河油田是在该古隆起经历了海西早期长期风化剥蚀的基础上形成的碳酸盐岩岩溶缝洞型油气田。

由于碳酸盐岩储层经历了后期多期次的构造运动、岩溶作用和成岩作用的叠加改造, 它是受构造和岩溶作用控制的断裂-缝洞网络带并具强烈
非均质性的岩溶缝洞型储层特点。

塔河油田碳酸盐岩储层主要分布于奥陶系内,奥陶系碳酸盐岩孔、洞、缝3种储集空间以不同的组合构成了4 类储层:裂缝型、孔洞-裂缝型、裂缝-孔洞型和生物礁(滩)相孔隙型, 这4种储层类型为碳酸盐岩内油气的聚集提供了良好的储集空间。

影响碳酸盐岩岩溶储层的平面非均质性的主要因素有古构造、古断裂、古水文系统、古岩溶地貌等, 其中与古岩溶地貌关系最为密切。