塔河油田奥陶系碳酸盐岩基质孔缝型储集体特征

毛毳，钟建华，李勇，王有智，牛永斌，倪良田，邵珠福

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院；2.中国石油大庆油田勘探开发研究院；3.中国科学院广州地球化学研究所；4.河南理工大学资源环境学院；5.国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室）

塔河油田奥陶系碳酸盐岩基质孔缝型储集体特征

毛毳1,2，钟建华1,3，李勇1，王有智2，牛永斌4，倪良田1，邵珠福5

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院；2.中国石油大庆油田勘探开发研究院；3.中国科学院广州地球化学研究所；4.河南理工大学资源环境学院；5.国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室）

采用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、显微荧光、扫描电镜与能谱分析等多种技术方法，研究塔河油田云斑灰岩基质孔缝型油藏储集体特征。塔河油田云斑灰岩的白云石砂屑团块中赋存大量石油，在中下奥陶统一间房组和鹰山组广泛分布，厚度大，目前开发的油气有相当一部分来自于这种灰岩基质，而不是以往认识的完全来自于缝洞系统。白云石砂屑团块岩心上表现为不规则斑状或绸带状分布，在许多层段约占岩心总比表面积的40%，砂屑部分总孔隙面孔率也达39%左右。砂屑部分为结晶较好的白云石，白云石晶体直径主要集中在100～350 μm，相当于中细砂级；高压压汞测试结果显示砂屑团块储集物性较泥晶灰岩优越很多，孔隙度为12.57%～36.39%。砂屑团块周围缝合线和微裂隙极为发育，密集的缝合线和微裂隙连通了白云石砂屑团块含油单元，使微孔、微缝中的石油能够连通起来，成为有效的储集空间。图15参27

碳酸盐岩；基质孔缝型储集体；云斑灰岩；砂屑团块；塔河油田；奥陶系

0 引言

致密油气资源是近年来油气勘探开发的一个热点领域[1-3]，但目前研究和勘探主要针对致密砂岩油气。实际上，碳酸盐岩中的致密油气也非常值得关注，本文以新疆塔河油田奥陶系致密碳酸盐岩油气为例探讨有关问题。塔河油田储集层为海相碳酸盐岩[4-5]，但到目前为止，对其有效储集空间还认识不足，无法准确认定其油气类型，从而影响了塔河油田的勘探和开发。塔河油田勘探开发实践表明，70%的井需要压裂才能求产，有些井实际产出的原油比缝洞系统体积大得多，如S48井，说明有来自缝洞系统之外的原油。通过对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层岩心和巴楚地区相似野外露头观察，发现云斑灰岩中的白云石砂屑团块普遍含油，认为塔河油田有相当一部分是云斑灰岩基质孔缝型油藏。关于白云岩或白云石化灰岩储集层的勘探潜力早有报道[6-8]。陈荣坤[9]指出白云石化作用形成的晶间孔缝、晶内孔、晶间溶孔等是油气储集的有利空间，改善了油气储集性能且提供了油气运移的重要通道。牛永斌[10]认为云斑灰岩孔隙型储集体是塔河油田二区中下奥陶统重要的储集体之一。基质孔缝型灰岩油藏的储集空间主要位于被白云石交代的斑块处，因为约有60%方解石未被白云石交代或交代不完全，不同于白云岩储集层而又与白云石化作用密切相关，岩性上为斑状白云质砂屑泥晶灰岩（又称云斑灰岩），故称为基质孔缝型油藏。基质孔缝型油藏在空间展布上具有极强非均质性，横向及纵向连续性均较差。因此，研究云斑灰岩的发育特征、储集性能及分布规律，对碳酸盐岩油气藏的勘探具有重要意义。

1 工区概况

塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起阿克库勒凸起南端（见图1），属碳酸盐开阔—局限台地环境，全区缺失上、下二叠统和中、上侏罗统，绝大部分地区缺失上奥陶统、志留系、泥盆系、上石炭统和中二叠统。塔河油田储集层主要分布在中下奥陶统的一间房组和鹰山组，在全区普遍发育，厚度较大，连续性好。岩石类型较为简单，主要为黄灰色或灰黑色泥微晶灰岩和云斑灰岩，局部发育砾屑灰岩、生屑灰岩及白云岩。其中云斑灰岩和白云岩是最有利的储集岩，由于白云岩地层发育较深，很少钻遇，故云斑灰岩更有价值。云斑灰岩中斑块部分为白云石晶体，结晶完好，呈砂屑状，粒度类似于碎屑岩的中细砂岩。云斑灰岩的晶内孔和晶间孔发育，普遍含油，与缝合线、灰岩次生溶孔、溶洞及微裂缝共同形成了孔-缝-洞复合型储集空间[11-13]。

图1 工区位置图

2 基质孔缝型储集体

2.1 塔河油田云斑灰岩储集体

塔河油田2区、4区、6区、7区钻井岩心观察发现，S80井、S71井、S66井、S67井、T615井、S77井、S79井、T208井、T452井、T207井、TK209井等大部分取心井的岩心都含有云斑灰岩，并且有大量原油储存于白云石斑块中。云斑灰岩在中下奥陶统一间房组和鹰山组广泛分布，厚度巨大，最大可达200 m（见图2）。白云石斑块形态极不规则，平面上似无定型的云团，晶粒似砂屑，固将其称为“白云石砂屑团块”。在岩心上表现为不规则斑状或绸带状分布，占岩心总表面积40%左右，多被黑色原油或沥青充填，且砂屑团块周围缝合线和微裂隙极为发育，连通了相邻团块。白云石晶形非常好，基本为菱面体，面孔率40%左右。

图2 S80井云斑灰岩岩心照片

2.2 塔北巴楚露头云斑灰岩储集体

与塔河油田地层相似，在巴楚县西北37 km的五道班附近露头区也发现了一套云斑灰岩，厚20 m左右，发育于中下奥陶统鹰山组，距离鹰山组顶面10 m左右，储集空间与塔河油田中下奥陶统云斑灰岩一样，均为白云石砂屑团块中的孔缝，敲击岩石有强烈油味，岩石断面可见黑灰色和灰色两种明显不同的颜色（见图3a），其中灰色的为白云石砂屑团块，有强烈油味，黑灰色的为泥晶灰岩。从露头的云斑灰岩薄片中（见图3b）可见白云石密集产出，白云石晶粒直径在100～350 μm，具有明显的亮边雾心结构，表现出浅埋藏下的白云石特征，中间为黑色或灰色核心，多为灰岩未完全白云石化的残留物（见图3b）。白云石晶间孔和微裂缝均非常发育，且连通性极好，是主要的储集空间，被沥青充填，亦有部分未被充填的开启缝（见图3b）。

图3 巴楚五道班云斑灰岩显微照片

从巴楚五道班野外露头云斑灰岩的产出层位和塔河油田奥陶系钻井揭示的云斑灰岩发育层位来看，二者均为中下奥陶统，野外调查和室内分析还揭示两地层岩性和生物化石具有很大相似性，属同时期地层；塔河油田中下奥陶统的云斑灰岩储集体厚度相对更大，经历过成岩作用改造后储集空间更为发育。

3 白云质砂屑团块

云斑灰岩主要由方解石和白云石两种矿物组成，砂屑成分为中—粗晶白云石，泥晶成分为隐晶方解石。本文通过阴极发光、扫描电镜、能谱分析和荧光薄片分析，对云斑灰岩矿物成分和含油性进行判断。扫描电镜与能谱分析结合，可以直观地反映样品的微观形态，又可对样品中不同组成成分进行定量及半定量分析[14]。图4a为放大2 000倍的云斑灰岩扫描电镜照片，对砂屑颗粒（图4a中红色方框位置）进行能谱分析，扫描出的有效元素为C、O、Mg、Ca，其中Mg2+质量分数为15.72%（见图4b），说明砂屑颗粒是较纯的白云石，白云石化较完全。

图4 云斑灰岩扫描电镜照片与能谱分析图

阴极发光是碳酸盐岩沉积学研究的重要手段之一，不同结构或不同成分碳酸盐具有不同的阴极发光性[15]。云斑灰岩阴极发光的特点为：隐晶方解石具有较弱的暗棕色阴极发光，白云石晶内具有较强的棕色阴极发光，晶体边缘具有强的红色阴极发光，白云石晶间孔及晶内孔为弱的暗棕色阴极发光。白云石含量与阴极发光强度呈正相关性，即白云石含量越高，阴极发光强度越强。从图5白云石晶体为强红色阴极发光可以判断，此为结晶较完全白云石。

图5 S71井5 711.95 m云斑灰岩阴极发光照片

烃类在紫外光照射下，其中某些具共轭双键的有机物质（含生色团和助色团）可被激发而发荧光。储集层中沥青含量愈高、组分愈轻，沥青发光强度就愈强。沥青在岩石中的分布很广，主要位于孔隙微裂缝中[16]。云斑灰岩整段储集层荧光显示较好，白云石晶体内孔隙呈斑点状，晶内孔发浅黄色荧光，晶间孔或部分晶间缝发棕黄色或黄褐色荧光，缝合线或微裂缝为暗色，不发荧光。根据前人[16-17]对各种不同类型石油组分的荧光分析，判断白云石晶内孔、晶间孔和部分晶间缝为油质沥青充填；微裂缝和缝合线主要被沥青质沥青充填。样品取心从地下高温高压到地表常温常压环境，轻组分被氧化、挥发或流失，残留在裂缝等稍大储集空间的为沥青质沥青或炭质沥青，不发荧光（暗黑色）（见图6）。

图6 云斑灰岩单偏光及荧光照片

4 云斑灰岩储集空间与物性

关于塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储集层的储集空间前人已经做过大量研究，塔北地区由于经历了多期构造运动及成岩作用，原生孔隙大多已被破坏殆尽，剩余的有效储集空间多为次生成因，综合归纳主要为孔隙、裂缝和溶洞3类[18-21]，而塔河油田基质孔缝型储集层的储集空间略有不同，主要为孔隙和裂缝。孔隙又分为晶间（溶）孔和晶内（溶）孔，裂缝分为缝合线、微裂缝、晶间缝和晶内缝。

4.1 孔隙

4.1.1 晶间孔

包括晶间孔隙和晶间溶孔，主要分布于白云石晶体之间。白云石化是晶间孔隙形成的先决条件，其次是白云石的颗粒形状，从平面上看一般为菱形和四方形，颗粒排列具有无序性，堆积不紧密，有利保存大量晶间孔隙。在显微镜下可以观察到晶间孔主要发育在砂屑团块的白云石晶粒之间（见图7），部分被方解石充填（染成红色或暗红色的方解石充填在白云石晶间），部分被沥青充填（黑色沥青分散在晶间孔中）。在交代的白云石中，晶粒粒度越大，晶间孔越发育。碳酸盐岩为可溶性岩石，白云石晶间孔隙会在地层水或热液等流体作用下进一步被溶蚀而扩大形成晶间溶孔。在扫描电镜下观察白云石晶体，晶间孔大多被方解石充填（见图8a），但仍保留了较多的有效孔隙（见图8）。

4.1.2 晶内孔

主要指次生成因的晶内溶孔，由白云石晶体内部被不完全溶蚀而形成。晶内孔的形状较不规则，一般为不规则圆、棱角状多边形或裂口状孔隙，孔径主要集中在1～5 μm（见图9）。有时可见连续若干个不规则形状晶内孔连接成串，串珠状溶孔多沿微裂隙发育。

4.2 裂缝

4.2.1 缝合线

岩心及显微薄片镜下观察发现，缝合线的发育与白云石有关。砂屑位置缝合线几何特征从简单到复杂均可见到，总体特征为缝合线的锯齿齿尖不大尖锐（见图10a）。贴近云斑灰岩砂屑团块周边缝合线尤为发育，宽度可达0.5 mm，常呈港湾状或河流状分布，把云斑灰岩砂屑团块和周边泥晶灰岩分开或者连通各个白云石砂屑团块，缝合线内部被黑色残留沥青充填[22-23]。

4.2.2 微裂缝

云斑灰岩中微裂隙非常发育，形态常呈辫状、网状或发丝状（见图10b），大多被沥青充填，亦有少部分未被完全充填的开启缝。微裂隙连通白云石晶体的晶间缝，形成一个网状通道，对油气的储集和运移非常有利。

图7 云斑灰岩显微照片

图8 白云石晶间孔扫描电镜照片

图9 白云石晶内孔扫描电镜照片

5 云斑灰岩的储集物性

5.1 白云石粒径与微孔尺寸

理论计算表明[24]，方解石被白云石交代可使岩石总孔隙度增加6%～13%，白云石化实质上是Mg2+取代Ca2+，由于Mg2+半径（0.066 nm）小于Ca2+的半径（0.099 nm），因此理论上白云石化可使岩石体积缩小、孔隙度增加。具有较好物性的白云石砂屑部分占岩心总表面的比率，可以通过岩心素描图圈出的砂屑团块面积与岩心切面面积比得出，图11砂屑团块面积与岩心切面面积比为40.14%。根据图7a圈出的晶间孔面积与视域总面积比，计算晶间孔的面孔率达15.03%。在500倍单偏光显微镜下，统计单个白云石晶体晶内孔孔面积，计算单个白云石晶体的面孔率为28.24%。结合晶间孔和晶内孔，砂屑部分总孔隙的面孔率达39.28%。由图11b岩心素描图亦可清晰看出砂屑部分微裂隙和缝合线发育，有效连通了砂屑颗粒晶间孔和晶内孔。

图10 云斑灰岩中的缝合线与微裂缝单偏光照片

在显微镜下对白云石砂屑颗粒进行了细致观察及测量，发现白云石对角线长度最小约为61.813 μm，最大约为567 μm，主要集中在100～350 μm，相当于中细砂级。显微镜下观察测量表明晶间孔的孔径最小约为12.346 μm，最大约为119.319 μm，主要集中在20～70 μm（包括部分晶间缝的长度）；晶内孔的孔径最小约为0.1 μm，最大约为15.0 μm，主要集中1～6 μm（见图12—图14）。

图11 云斑灰岩岩心照片与岩心素描图

图12 白云石显微照片及粒径分布

5.2 孔渗特征

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层不同岩性孔隙度和渗透性相差不大，常规小样品泥晶灰岩的孔隙度在0.10%～2.00%，平均为0.69%，渗透率在（0.003～18.800）×10−3μm2，平均为1.110×10−3μm2；白云质砂屑灰岩的孔隙度在0.20%～2.20%，平均为0.86%，渗透率在（0.001～22.000）×10−3μm2，平均为0.700× 10−3μm2；角砾灰岩的孔隙度在0.200%～1.200%，平均为0.625%，渗透率在（0.001～7.880）×10−3μm2，平均为1.030×10−3μm2；泥质灰岩的孔隙度在0.20%～1.80%，平均为1.02%，渗透率在（0.004～0.140）× 10−3μm2，平均为0.010×10−3μm2。奥陶系碳酸盐岩储集层全直径样品孔隙度在0.44%～5.69%，平均为2.08%，渗透率在（1×10−4～13.80）×10−3μm2，平均为0.67×10−3μm2。全直径样品孔隙度和渗透率分布趋势与常规小样品一致，但孔渗范围略高，因为全直径样品反映了一部分裂缝和溶蚀孔洞的贡献。按石油天然气储量计算规范[25]，奥陶系碳酸盐岩储集层基质物性较差，为特低孔特低渗储集层。

图13 白云石晶间孔显微照片及孔径分布

图14 白云石晶内孔显微照片及孔径分布

云斑灰岩具有极强的非均质性，因为无论是全直径样品还是常规小样品，取样均大于白云石砂屑块径，砂屑团块孔渗被泥晶灰岩屏蔽，结果不能真实反映砂屑团块物性。为了得到云斑灰岩砂屑团块准确的孔隙度值，将云斑灰岩的砂屑团块从岩心样品中分离出来，利用高压压汞法对其孔隙度进行测定。高压压汞实验孔径的测量范围为3 nm～1 000 μm，取样约为1.7 g，实验最高进汞压力达200 MPa。利用高压压汞测试砂屑团块样品，得到白云质砂屑的孔隙度范围为12.57%～36.39%，孔容为0.055 5～0.217 2 mL/g，孔径主要集中在0.010～10.000 μm，平均为3 μm。与其他非常规油气藏储集空间相比（例如油页岩的孔径为几纳米[26-27]），云斑灰岩砂屑团块的孔径要高出3个数量级。

6 塔河油田碳酸盐岩基质孔缝型储集层发育部位及空间展布

研究区岩心观察和井资料统计表明，中下奥陶统一间房组和鹰山组均大量发育云斑灰岩，平面上大部分取心井的岩心段都有云斑灰岩发育。在垂向上云斑灰岩主要分布于一间房组和鹰山组下段，体现出受层序界面的影响。云斑灰岩在裂缝的沟通下能形成非常有效的储集体。塔河油田六区基质孔缝型储集层的垂向分布具有一定代表性，图15中红色层段为云斑灰岩发育段，具有明显垂向分带性。碳酸盐岩岩溶发育在垂向上具明显差异[11-12]，表层岩溶带是塔河油田最重要的溶洞发育段，类型多为垂直的竖井型溶洞；垂向渗流带中小型溶洞较为发育，潜流岩溶带溶洞数量不多，但多以地下暗河成因的大型溶洞为主。对比缝洞发育特点发现，云斑灰岩段在表层岩溶带和潜流岩溶带较为发育，这种发育规律与白云石交代方解石的流体环境密切相关。地表岩溶带的地表水、大气水和潜流岩溶带的地下水可为白云石化作用提供流体，同时也促进了白云石晶间和晶内溶蚀孔的形成。

图15 塔河油田6区云斑灰岩垂向分布（C1b—下石炭统巴楚组；O1—2y—奥陶系鹰山组）

7 结论

云斑灰岩是一种较特殊的含油致密灰岩，斑状砂屑部分为结晶较好的白云石，白云石晶内孔含油质沥青，晶间缝、缝合线和微裂缝含沥青质沥青。

白云石晶体基本为菱面体，晶体直径主要集中在100～350 μm，相当于中细砂级。白云石的晶间孔、晶内孔、缝合线和微裂缝发育，高压压汞测试结果显示储集物性良好，孔隙度为12.57%～36.39%，孔容为0.055 5～0.217 2 mL/g，孔径主要集中在0.010～10.000 μm，平均孔径3 μm，比油页岩的孔径大3个数量级。

白云石砂屑团块岩心上表现为不规则斑状或绸带状分布，在许多层段占岩心总比表面积的40%左右，且砂屑团块周围缝合线和微裂隙极为发育，密集的缝合线和微裂隙连通了白云石砂屑团块含油单元，使微孔、微缝中的石油能够连通起来，成为有效的储集空间。

云斑灰岩在塔河油田中下奥陶统普遍发育，即云斑灰岩基质孔缝型储集体平面上在全区普遍发育；垂向上云斑灰岩主要分布于一间房组和鹰山组下段，受层序界面和溶蚀水动力的影响，有明显分带性。

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（编辑 黄昌武 绘图 刘方方）

Ordovician carbonate rock matrix fractured-porous reservoirs in Tahe Oilfield

Mao Cui1,2,Zhong Jianhua1,3,Li Yong1,Wang Youzhi2,Niu Yongbin4,Ni Liangtian1,Shao Zhufu5
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266555,China;2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company,Daqing 163712,China;3.Guangzhou Institute of Geochemistry,Chinese Academy of Sciences,Guangzhou 510640,China;4.Institute of Resources and Environment College,Henan Polytechnic University,Jiaozuo 454000,China;5.Key Lab of Marine Hydrocarbon Resources and Environmental Geology,Ministry of Land and Resources of China,Qingdao 266071,China)

Features of porphyritic limestone matrix fracture-vug reservoirs in Tahe Oilfield was examined by core observation,thin section identification,cathodoluminescence,microscopic fluorescence,scanning electron microscope and energy spectrum analysis.Thick and widespread in the Lower-Middle Ordovician Yijianfang and Yingshan Formations,sand-clastic masses in the porphyritic limestone are rich in oil,quite a proportion of oil and gas produced currently is from their matrix rather than completely from the fracture cave system in the past understanding.In irregular spot or ribbon shape on cores,dolomitic sand-clastic masses usually account for about 40% of the total surface of core in many layers,arenite section has a surface porosity of around 39%.The arenite section is well-crystallized dolomite,the dolomite crystals are mainly 100−350 μm in diameter,equivalent to medium-fine sand;high-pressure mercury injection experiment results show that the reservoir physical property of sand-clastic masses is much better than that of micrite limestone,with a porosity of 12.57%−36.39%.There developed abundant stylolites and microcracks around the sand-clastic masses,which connect the oil bearing units of dolomitc sand-clastic masses,making micropores and microcracks communicate and become effective reservoir space.

carbonate rock;matrix fractured-porous reservoir;porphyritic limestone;sand-clastic micrite;Tahe Oilfield;Ordovican

国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB101001）；国家科技重大专项（2011ZX05014-002-002）

TE122.2

：A

1000-0747(2014)06-0681-09

10.11698/PED.2014.06.05

毛毳（1984-），女，黑龙江甘南人，博士，主要从事储集层地质学研究。地址：黑龙江省大庆市，大庆油田勘探开发研究院，邮政编码：163712。E-mail：39517994@qq.com

2013-12-17

2014-08-03