塔里木盆地巴麥地區泥盆系東河塘組砂巖儲層致密化及成巖相

張永東，趙永強，馬紅強

(中國石化 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126)

塔里木盆地巴麥地區位于盆地西南部(圖1)，處于中央隆起帶西段的巴楚隆起和麥蓋提斜坡部位。從晚泥盆世法門期開始，在全球性海平面上升時巴麥地區自西向東有一期規模較大的海侵事件。東河塘組就是在這次海侵事件中沉積的濱岸相砂巖儲層，自西向東厚度逐漸減薄，共有2套主要的砂體，即下砂巖段和上砂巖段，中間為中泥巖段(圖2)。沉積亞相從下往上依次為上臨濱亞相、下臨濱亞相、淺海相、下臨濱亞相以及上臨濱亞相。近年在巴開8井的泥盆系東河塘組發現工業油氣流，顯示本層位具有較強的勘探潛力。前人對于東河塘組儲層孔隙類型、成巖作用對儲層的影響存在不同的認識[1-2]，對于儲層成巖相的研究也較少。筆者通過巖心觀察、普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發光、測井資料等分析化驗手段，對東河塘組儲層巖石類型、孔隙類型、成巖作用、儲層致密化以及成巖相劃分和預測進行研究，以期為該地區下一步油氣勘探提供參考依據。

圖1 塔里木盆地巴麥地區位置及井位

圖2 塔里木盆地巴麥地區群6井東河塘組綜合地層柱狀圖

儲層在沉積之后，隨著埋藏深度的增加而不斷致密化[3-10]，成巖作用在這個過程中起著重要作用[11]。由于沉積環境、埋藏環境以及地層物質組成的不同，儲層會發生不同的成巖作用，形成不同的成巖相[12-15]，而對于成巖相的劃分，通常會從巖石學特征、物性特征、成巖作用和強度等方面進行分析和研究。

1 巖石學和物性特征

1.1 巖性特征

按照中華人民共和國石油天然氣行業標準《SY/T 5368-2000砂巖分類標準》(該標準石英砂巖的石英和燧石含量不低于90%)，對全區泥盆系東河塘組巖性進行統計得出，東河塘組以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，其次為巖屑砂巖，還有少量長石巖屑砂巖和長石石英砂巖。東河塘組共有3個巖性段，分別為上砂巖段、中泥巖段和下砂巖段。上砂巖段石英砂巖含量為69.45%，為最重要的巖性；巖屑砂巖和巖屑石英砂巖含量為30.55%，主要分布在和田1井上砂巖段和巴探6井上砂巖段。下砂巖段巖屑石英砂巖含量為76.39%，石英砂巖含量為14.58%，長石石英砂巖含量為6.9%，長石巖屑砂巖含量為2.13%(圖3)。上砂巖段成分成熟度高于下砂巖段。

1.2 物性特征

東河塘組儲層孔隙度平均值為5.6%，滲透率平均值為2.59×10-3μm2(圖4)，根據《SY/T 6285-1997 油氣儲層評價方法》，屬于特低孔、特低滲儲層。東河塘組上、下砂巖段儲層物性略有不同：上砂巖段孔隙度平均值為4.2%，滲透率平均值為1.24×10-3μm2；下砂巖段孔隙度平均值為6.36%，滲透率平均值為3.31×10-3μm2，孔隙度和滲透率都普遍比上砂巖段儲層要好。

1.3 孔隙類型

東河塘組儲層主要有4種孔隙類型，分別為次生粒間溶蝕孔、次生粒內溶蝕孔、原生殘余粒間孔和微裂縫。以次生粒間溶蝕孔為主，占全部孔隙量的62%；其次為次生粒內孔，占23%；原生殘余粒間孔含量很少，占7%；同時存在少量由于構造擠壓形成的微裂縫，占8%。溶蝕孔隙占總體孔隙的85%，為最主要的孔隙類型。

2 成巖作用

東河塘組儲層成巖作用主要有壓實、膠結、溶蝕、交代、構造破裂作用等。壓實和膠結作用為破壞性成巖作用，溶蝕作用為建設性成巖作用。

2.1 主要成巖作用

壓實作用：東河塘組壓實作用發育強烈，顆粒之間以線接觸為主(圖5a，b)；其次為凹凸接觸和點接觸。黑云母和塑性顆粒被壓實變形呈彎曲狀，部分剛性顆粒被壓實產生微裂紋。

膠結作用：在東河塘組主要有石英次生加大膠結(圖5c，d，f，g)，發育不均勻，一般加大邊較窄，局部較寬；其次為方解石膠結(圖5e)、白云石膠結(圖5j)、黏土礦物膠結(圖5f)和鐵白云石膠結(圖5h)；少量石膏膠結。膠結類型以孔隙式膠結為主，少量基底式膠結。

溶蝕作用：儲層的有效孔隙主要為溶蝕作用產生，溶蝕物質為長石顆粒(圖5i)、黏土礦物以及硅鋁酸鹽巖屑，而方解石膠結物則很少溶蝕，這與溶蝕流體中的二氧化碳分壓較高有關。

圖3 塔里木盆地巴麥地區泥盆系東河塘組巖性三角圖

圖4 塔里木盆地巴麥地區東河塘組儲層孔隙度和滲透率關系

圖5 塔里木盆地巴麥地區東河塘組成巖作用微觀特征

a.玉2井，3 658.94 m，中粒石英砂巖，顆粒壓實呈線接觸，5×10(-)；b.玉2井，3 660.46 m，中粒石英砂巖，顆粒壓實呈縫合線接觸，10×10(+)；c.巴開8井，4 924.5 m，細粒石英砂巖，沸石膠結(Zeolite，縮寫Zeo)，2×10(-)；d.巴探4CX井，5 115.9 m，細粒石英砂巖，硅質巖屑被堿性流體溶蝕產生溶蝕孔，10×10(-)；e.和田1井，3 487.95 m，粒間膠結方解石(Calcite，縮寫Cal)，茜素紅染色后為紅色，未被染色的為白云石，4×10(-)；f.和田1井，3 457.55 m，細粒巖屑砂巖，石英次生加大Ⅱ級(Quartz，縮寫Qtz)，粒間充填黏土礦物伊利石(Illite，縮寫Ill)，掃描電鏡，×600；g.巴開9井，4 966.8 m，長石顆粒被溶蝕，掃描電鏡，×1 500；h.巴開8井，4 921.27 m，掃描電鏡下鐵白云石(Ankerite，縮寫Ank)晶體，自形程度好，×1 200；i.巴開8井，4 950.45 m，細粒巖屑石英砂巖，溶蝕粒間孔和溶蝕粒內孔發育，10×10(-)；j.和田1井，3 443.75 m，白云石膠結(Dolomite，縮寫Dol)，5×10，陰極發光；k.巴參1井，2 566.8 m，含礫石英砂巖，發育一期構造裂縫，礫石顆粒被錯斷，2.5×10(-)l.和田1井，3 443.9 m，白云石膠結物交代石英顆粒，4×10(-)

Fig.5 Diagenesis characteristics of Donghetang Formation, Bachu-Maigaiti area, Tarim Basin

交代作用：東河塘組主要的交代作用為鈣質膠結物交代石英顆粒，石英顆粒形成鋸齒狀的交代邊緣(圖5l)。

構造破裂作用：在構造擠壓作用下，巖石顆粒被擠壓產生微裂縫(圖5k)，裂縫切穿石英顆粒等剛性顆粒，形成重要的流體通道，這對于儲層的改善具有重要意義。

2.2 成巖階段和成巖序列

根據《SY/T 5477-2003 碎屑巖成巖階段劃分》，東河塘組處于中成巖階段B期。劃分依據為：I/S中S百分比在9%～15%；鏡質體反射率Ro為1.5%；顆粒之間以線接觸為主；掃描電鏡下發現鐵白云石。

根據對研究樣品成巖作用及膠結物產狀的分析，可以確定其成巖序列。在地層沉積埋藏之后，壓實作用持續對其產生影響。同時，黏土礦物對顆粒具有包殼的膠結，石英次生加大、方解石膠結以及沸石膠結減少了粒間孔隙的含量，儲集空間幾乎消失。堿性溶液對石英進行溶蝕，產生少量次生溶蝕孔隙；后期酸性流體對方解石膠結物產生溶蝕作用，產生主要的次生孔隙，成為現今主要的儲集空間。確定成巖序列為：壓實作用—黏土包殼—石英次生加大—方解石膠結—沸石膠結—硅質顆粒堿性溶蝕—方解石溶蝕—長石溶蝕。

3 儲層致密化及成巖相

3.1 儲層致密化

在地層沉積之后，儲層粒間孔隙逐漸減少，成巖作用是儲層致密化的主要原因[16-17]。為研究各成巖作用對儲層致密的貢獻，需要對壓實、膠結以及溶蝕作用進行量化分析，并恢復原始孔隙度，以明確儲層致密化機理。

根據BORAD和WEY的經驗統計公式進行原始孔隙度計算，公式表明原始孔隙度只與儲層的分選系數(SO)有關[18]：

原始孔隙度=20.91+22.9/SO

分選系數是對粒度進行統計時，在粒度累計曲線上，75%和25%所對應的顆粒直徑的比值，是表示碎屑沉積物分選性的一種參考。當顆粒分選很好時，P75和P25比值很靠近，分選系數接近于1；反之，則遠大于1：

SO=P75/P25

通過計算原始孔隙度、薄片觀察統計膠結物含量以及面孔率來明確壓實作用、膠結作用在減孔過程中的貢獻。根據樣品分選系數統計(表1)，計算出巴參1井、巴探5井、巴探6井、玉2井、康探1井、和田1井、巴開9井等7口鉆井的原始孔隙度。經統計，上砂巖段分選系數范圍在1.39～2.39，平均值為1.582，原始孔隙度范圍為30.49%～37.38%，平均值為35.73%(圖6a)；下砂巖段分選系數范圍在1.39～1.72，平均值為1.528，原始孔隙度范圍為34.22%～37.38%，平均值為35.97%(圖6b)，可見上、下砂巖段沉積時原始孔隙度相差不大。

表1 塔里木盆地巴麥地區東河塘組分選系數統計

通過統計現有孔隙度、膠結物含量，并結合原始孔隙度，反推由壓實作用發育使得儲層減少的孔隙度(表2)。壓實作用減孔含量在6.99%～28.5%之間，而膠結作用減孔含量在4.35%～24%之間，但在同一口鉆井中壓實作用大部分均比膠結作用減孔量大，僅在和田1井上砂巖段和巴參1井上砂巖段膠結作用減孔大于壓實作用。所以泥盆系東河塘組儲層致密化的主要原因是壓實作用，其次為膠結作用。

3.2 成巖相劃分和預測

本區儲層主要成巖作用為壓實、膠結和溶蝕，故通過定量化3種成巖作用的強弱來確定儲層的成巖相。首先分析鉆井取心段儲層的成巖相，并通過測井曲線的相似度，對非取心段成巖相進行預測。為了分析儲層取心段的成巖相，因為本研究層段主要成巖作用為壓實、膠結和溶蝕，所以選用視壓實率(視壓實率=(壓實減孔量/原始孔隙度)×100%)、視膠結率(視膠結率=[膠結物體積/ (膠結物體積+粒間孔隙體積)]×100%)以及面孔率[19-22]3個參數來進行成巖作用強弱程度的劃分。由于儲層主要孔隙類型為溶蝕孔隙，所以本次研究利用面孔率間接反映儲層溶蝕作用的強弱，同時對3個參數的強弱程度進行劃分(表3)。

分析8口鉆井的取心段儲層，進行視壓實率、視膠結率和面孔率統計，并劃分出6種成巖相，分別為強壓實強膠結弱溶蝕相、強壓實中膠結弱溶蝕相、強壓實中膠結中溶蝕相、弱壓實強膠結弱溶蝕相、中壓實強膠結強溶蝕相、中壓實強膠結弱溶蝕相(表4，5)。

為了預測成巖相平面分布，需要對非取心段砂巖儲層進行成巖相劃分。利用測井和常規儲層分析手段，對6種成巖相所對應儲層測井曲線特征進行歸納總結，挑選敏感曲線進行分析，分別為自然伽馬曲線(GR)、深側向電阻率(RD)、淺側向電阻(RS)、聲波時差(AC)、密度(DEN)和中子(CNL)。通過歸納總結6種成巖相與測井曲線的對應關系(圖7，8，表6)，6種成巖相測井曲線的范圍各不相同，代表了不同成巖相在測井反映上的差異，也代表著不同成巖相儲層物理特性的不同。

圖6 塔里木盆地巴麥地區東河塘組原始孔隙度統計

井名砂巖段原始孔隙度現有孔隙度膠結物含量壓實減孔量玉2上段36.48～36.70/36.60(2)0.50～3.00/1.60(4)5.50～8.00/6.50(4)24.50～30.50/28.50(4)玉2下段37.383.00～6.70/5.60(5)3.50～5.00/4.35(5)23.75～29.60/27.43(5)康探1上段36.92～37.38/37.15(2)1.20～4.00/2.20(12)8.25～17.80/15.34(12)17.20～23.60/19.61(12)康探1下段36.07～36.09/36.08(2)0.20～2.40/1.00(4)5.45～10.32/8.00(4)24.50～29.30/27.08(4)巴探6上段36.280.10～6.50/2.00(10)6.21～9.07/7.00(10)25.10～29.30/27.28(10)巴探6下段34.22～35.13/34.68(2)0～0/0(3)11.30～16.85/15.25(3)16.70～22.40/19.43(3)巴開9下段35.20～36.74/35.92(2)2.40～18.00/7.40(260)2.50～11.35/5.77(48)21.10～24.90/22.80(48)巴參1上段36.810.10～2.40/0.60(3)14.70～23.50/20.00(3)13.90～18.45/16.21(3)巴探5上段34.30～35.59/34.95(2)1.00～4.50/2.70(95)2.50～6.20/3.80(24)25.40～32.30/28.45(10)和田1上段30.49～36.28/33.39(2)0.20～4.80/2.40(40)17.50～29.75/24.00(40)5.65～9.20/6.99(12)

注：表中算式含義為：最小值～最大值/平均值(樣品數)。

表3 壓實作用、膠結作用和面孔率分級標準

Table 3 Grade scale for degree of compaction,cementation and plane porosity%

級別視壓實率視膠結率面孔率強>60>60>8中等40～6040～604～8弱0～400～400～4

表4 塔里木盆地巴麥地區東河塘組上砂巖段成巖相劃分

表5 塔里木盆地巴麥地區東河塘組下砂巖段成巖相劃分

確定取心段成巖相以及與成巖相所對應的6種敏感曲線的范圍，并以此作為劃分非取心段儲層成巖相的標準，將9口鉆井非取心段的23個砂巖段劃分為23個識別單元，并將每一個識別單元的6種敏感曲線與6種成巖相的對應敏感測井曲線進行對比，得出每一根曲線的相似度，而總的相似度為6根曲線相似度之和，公式如下：

圖7 成巖相與敏感測井曲線蜘蛛圖

圖8 6種成巖相敏感曲線蜘蛛圖

成巖相GR/APIRD/(Ω·m)RS/(Ω·m)AC/(μs·ft-1)DEN/(g·cm-3)CNL/%強壓實強膠結弱溶蝕23～2224～5294～26355～722.30～2.800.37～19.00強壓實中膠結弱溶蝕22～3141～1903.1～3.762～672.51～2.613.6～18.0中壓實強膠結弱溶蝕26～1915～195357.5～762.51～2.783.0～18.5中壓實強膠結強溶蝕51～1036～4619359～752.48～2.717～17強壓實中膠結中溶蝕53～1561.5～363～3160～772.43～2.742.7～165.0弱壓實強膠結弱溶蝕25～1137～1661.6～39.051～881.90～2.503～28

S總=SGR+SRD+SRS+SAC+SDEN+SCNL

式中：S總為總相似度；SGR為伽馬曲線相似度；SRD為深側向電阻率相似度；SRS為淺側向電阻率相似度；SAC為聲波時差曲線相似度；SDEN為密度曲線相似度；SCNL為中子測線相似度。而每一條測井曲線的相似度計算如下式，以SGR為例：

SGR=N相似數據量/N總數據量

式中：N相似數據量為識別單元對應曲線落入已知成巖相對應測井曲線數據范圍內的數據量；N總數據量為該識別單元待分析曲線總的測井數據量。

以群7井為例，上、下砂巖段各為一個識別單元，編號為群7上-1(圖9a)和群7下-1(圖9b)。在上砂巖段識別單元中，成巖相相似度分別為強壓實強膠結弱溶蝕相(簡稱強強弱相)為4.960 8，強壓實中膠結弱溶蝕相(簡稱強中弱相)為0.321 2，中壓實強膠結弱溶蝕相(簡稱中強弱相)為4.954 2，中壓實強膠結強溶蝕相(簡稱中強強相)為3.758 2，強壓實中膠結中溶蝕相(簡稱強中中相)為4.313 7，弱壓實強膠結弱溶蝕相(簡稱弱強弱相)為3.320 3，其中強強弱相相似度最大，所以其成巖相為強壓實強膠結弱溶蝕相。在下砂巖段中，成巖相相似度排序為：強中中相(4.530 7)>強強弱相(3.451 3)和中強弱相(3.451 3)>中強強相(3.173 4)>弱強弱相相(3.107 6)>強中弱相(0.600 9)，其中強中中相相似度最大，所以其成巖相為強壓實中膠結中溶蝕相。

圖9 塔里木盆地巴麥地區群7井識別單元成巖相相似度柱狀圖

通過對23個識別單元相似度進行分析，得出每個識別單元和6個成巖相的相似度對比柱狀圖，選取相似度最高的即為本識別單元的成巖相類型。東河塘組上砂巖段儲層主要發育的成巖相為強壓實中等膠結中等溶蝕相、弱壓實強膠結弱溶蝕相和中壓實強膠結弱溶蝕相，其中強壓實中等膠結中等溶蝕相為優勢成巖相，主要分布在巴探2井區。下砂巖段儲層主要發育的成巖相為中等壓實強膠結強溶蝕相、強壓實中等膠結中等溶蝕相、弱壓實強膠結弱溶蝕相，其中優勢成巖相為中壓實強膠結強溶蝕相和強壓實中膠結中溶蝕相，主要分布在巴開8井區。

4 結論

(1)巴麥地區東河塘組儲層上砂巖段巖性主要為細粒石英砂巖，下砂巖段巖性主要為細粒巖屑石英砂巖。上砂巖段成分成熟度高于下砂巖段。溶蝕孔隙為儲層的主要孔隙類型，包括溶蝕粒間孔和溶蝕粒內孔，其次為殘余原生孔和微裂縫。

(2)儲層的主要成巖作用為壓實、膠結和溶蝕作用，處于中成巖階段B期。

(3)東河塘組儲層屬于特低孔特低滲儲層，通過恢復儲層的原始孔隙度，確定壓實、膠結、溶蝕作用對于孔隙度的損失和增加量，分析得出儲層致密化的主要原因為壓實作用，其次為膠結作用，少量鉆井致密原因為膠結作用，其次為壓實作用。

(4)東河塘組儲層共有6種成巖相，分別為強壓實強膠結弱溶蝕成巖相、強壓實中等膠結弱溶蝕成巖相、強壓實中等膠結中等溶蝕成巖相、弱壓實強膠結弱溶蝕成巖相、中等壓實強膠結強溶蝕成巖相、中等壓實強膠結弱溶蝕成巖相。通過測井相似度方法對非取心段砂巖進行成巖相劃分和預測，可見上砂巖段優勢成巖相分布在巴探2井區，下砂巖段優勢成巖相分布在巴開8井區。