塔河地区泥盆系东河塘组储层特征研究
(中国石油勘探开发研究院，北京100083)
塔河地区泥盆系分布在托普台工区，研究区砂体总体呈南北向分布，北西向厚，南东向薄。储层的储集空间主要为原生粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔等次生孔隙，其他类型的孔隙很少。储层喉道排序存在中度偏差，喉道多为薄喉道类型。该区东河砂岩储层主要发育压实、胶结和溶蚀等成岩作用类型。根据储层物性和储层评价标准，将本区储层分为三类，并进行分类评价。
塔河托普台泥盆系储层
塔河地区泥盆系东河塘组储层特征研究
冯兴强
(中国石化勘探开发研究院，北京100083)
摘要泥盆系地层分布在托普台地区。砂体方向为S-N，储层孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔。喉咙的分类是一种分类。砂岩储层为细喉道。结果表明，该区东河砂岩在成岩过程中经历了压实作用、粘土胶结作用、石英加大作用、碳酸盐胶结作用、溶解作用。根据储层的物性和评价标准，将储层分为三类并进行评价。
关键词塔河托普台泥盆系地层油藏
塔河地区泥盆系分布在托普台工区，该工区位于新疆维吾尔自治区库车县和沙雅县。该构造位于塔里木盆地东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒隆起的西南端，东北方向与塔河油田主体区相邻，西北方向与哈拉哈塘凹陷相邻，南部为顺托果勒低凸起。
本区泥盆系仅发育东河塘组，地层残留厚度西厚东薄。地层最厚处沉积180m，主要分布在TP4井区，TP5井区地层厚度仅20m。近年来，随着塔河地区勘探领域的不断扩大，一批探井钻遇泥盆系，相继获得良好的油气显示，表明东河塘组具有巨大的油气勘探潜力。
1油藏基本特征
1.1储层岩石学特征
根据20多个钻孔岩心的详细观察和540多个岩石薄片的仔细分析，发现东河塘组储层的岩石类型主要是应时砂岩，其次是岩屑应时砂岩和少量的长石岩屑砂岩。灰色、灰白色细粒应时砂岩与绿灰色、褐色、深灰色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、钙质泥岩不等厚互层。南部砂岩增加。岩石的应时含量在65% ~ 90%以上，岩屑和长石的平均含量在10%以下(图1)。基质基本为泥质，含量一般为1% ~ 20%。胶结类型多为多孔状，少量晶基胶结，颗粒支撑，胶结呈灰色。磨的圆度主要是亚圆-亚角，其次是角，有点圆。
图1托普台工区泥盆系砂岩分类图
1.2砂体分布特征
根据托普台工区近40口井的砂岩厚度统计资料，制作了泥盆系东河塘组砂岩等厚图(图2)。从图中可以看出，东河塘组砂岩基本分布在托普台研究区，总体呈南北向分布。砂岩西北部厚，东南部薄。TP4井区砂岩厚度接近160米，而TP5和TP9井区砂岩厚度仅为18米。
图2托普台地区东河塘组砂岩厚度分布图
1.3储层的储集空间类型
根据普通薄片和铸体薄片观察及资料统计，工区泥盆系储层储集空间原生粒间孔和次生溶蚀孔较为发育，根据孔隙组构特征及成因可分为以下四种类型(图3)。
图3托普台工区东河塘组储层铸件照片
(1)原生粒间孔隙:原生粒间孔隙是颗粒间未充填或半充填的孔隙，多为压实、胶结作用形成的残余粒间孔隙。这种毛孔很少，而且孔径也不大，毛孔形状往往不规则。
(2)粒间溶孔:粒间溶孔是地下水溶解颗粒间的间隙物质或碎屑颗粒边缘溶解形成的孔隙。本区泥盆系主要有粒间溶孔和粒边溶孔两种类型，常同时存在，形状不规则，孔径大，是本区泥盆系的主要孔隙类型。
(3)粒内溶孔:粒内溶孔是岩石颗粒组分内部溶解形成的组分内孔隙。主要形成于长石、不稳定岩屑等颗粒中，呈孤立分布，常伴有其他类型的溶孔，分布也较为普遍。
(4)微裂缝:微裂缝是构造运动引起的裂缝，界面平坦，是连接孔隙的桥梁，分布非常有限，仅见于个别井。
1.4储层孔隙结构特征
利用研究区30多口井的毛管压力曲线分析了该区储层的孔隙结构。结果表明，喉道分选系数多在2 ~ 3.5之间，变异系数多在0.19 ~ 0.5之间，表明该区泥盆系储层喉道分选中等偏差，平均值多在7 ~ 12之间，排替压力多在0.1 ~之间。反映出储层性能中等，半径中值大多在1 μ m以下，从这些孔隙结构参数可以看出，除了少数样品，喉道多为薄喉道。
根据对样品毛管压力曲线的统计分析，可以看出该区曲线斜率较大，基本没有平台，表明孔喉分离程度中等偏下，曲线从左下角的略粗偏逐渐过渡到右上角的细偏(图4)，驱替压力逐渐增大，反映孔隙结构逐渐变差。
图4研究区毛管压力曲线
通过分析孔隙结构参数和毛管压力曲线，将研究区泥盆系储层划分为三种孔隙结构类型。
1 . 4 . 1ⅰ孔结构
这种孔隙结构类型的储层具有较高的孔隙度和渗透率，孔隙度一般超过15%，渗透率一般在100×10-3μm2以上。驱替压力小于0.1MPa，平均喉道一般大于7 μ m，毛管压力曲线分布在左下方(图4)，偏度属于略粗偏度类型。铸体和电镜观察表明，该类储层普遍发育粒间孔或(和)溶蚀粒间孔。岩性以中细砂岩为主，分选性好，填隙物含量低，以泥质为主。
1 . 4 . 2ⅱ孔隙结构
该类储层普遍具有中低储渗性，孔隙度范围为10% ~ 15%，渗透率范围为几十至几十× 10-3 μ m2，排替压力范围为0.1 ~ 1 MPa，毛管压力曲线一般位于中间。岩性一般以细砂岩为主，填隙物较多，以钙质为主。
1 . 4 . 3ⅲ孔隙结构
这种孔隙结构类型的储层一般为低或特低储层和渗透率，孔隙度一般小于10%，渗透率一般小于几毫达西，排替压力高，毛管压力曲线分布在右上，偏度属于细偏-细偏。岩性较细，一般以粉砂质砂岩为主。
1.5储层物性特征
根据东河砂岩孔隙度和渗透率统计结果(图5)，平均孔隙度一般为6% ~ 20%，最小为1.1%，最大为33.55%，平均值为11.25%。渗透率主要分布范围为(0.1 ~ 100)×10-3 μm 2，最小值为0.02×10-3μm2，最大值为388×10-3μm2，平均值为23.99× 65438。上述孔隙度和渗透率统计数据表明，东河塘组砂岩虽然物性相对较好，但仍属于中低孔隙度、中低渗透率储层。图6给出的孔隙度与渗透率的关系表明，东河塘组砂岩的孔隙度与渗透率有很好的正相关性。当孔隙度小于12%时，渗透率很小，大多小于5×10-3μm2。当孔隙度大于12%时，渗透率随孔隙度的增加而迅速增加。裂缝迹象不明显，物性参数反映孔隙性储层特征。
图5东河砂岩孔隙度和渗透率直方图
图6东河塘组砂岩孔隙度与渗透率对比图
1.6储层成岩作用
根据大量岩石薄片的成岩特征观察、储层样品的扫描电镜和阴极发光，本区东河砂岩储层主要经历了以下成岩作用。
1.6 1压实
随着埋深的增加，压实作用逐渐加强。颗粒之间的接触关系也由点接触变为线接触，甚至凸凹接触。通过薄片观察可以看出，研究区的颗粒呈点接触-线接触，说明压实作用对储层的影响很小。这主要是因为研究区东河砂岩沉积后一直处于浅埋阶段，只有新近系东河砂岩处于深埋阶段。
1.6.2胶结
研究区主要有泥质胶结、碳酸盐胶结和应时胶结。
(1)铁泥胶结:在压实过程中，铁泥基质将周围的颗粒粘结在一起。这种粘土矿物一般为铁绿泥石和蒙脱石，它们与颗粒同时沉积，然后附着在颗粒表面，是岩石最早的胶结，使孔隙度降低2% ~ 10%。
(2)碳酸盐胶结:碳酸盐是本区最发育的胶结矿物，部分井段碳酸盐胶结可达40%，主要为方解石、含铁方解石和白云石，以孔隙胶结为主，包括基底胶结和基底-孔隙胶结。
(3)应时增加胶结:这种胶结普遍存在，一般含量为5% ~ 7%，少数达到10%。以窄变大为主，充填在压实的残孔和石膏溶孔中，局部形成石英岩砂岩，硅质碎屑多为应时，具有梳状颗粒。这与杂基少、粘土环边不发育、应时含量高、结构成熟度高、塑性压实弱等多种因素有关。此外，还有一些应时颗粒胶结，还有一些长石大量增加。
1.6.3溶解
该区东河砂岩溶蚀作用不明显。碳酸盐化和高岭石化后，大相多沿高岭石化部位，自生矿物和颗粒如碳酸盐、岩屑、长石、高岭石、应时等溶解，形成分散的超大溶孔和孔隙，最大1.4mm，平均0.65，438+0 ~ 0.75 mm，多残留高岭石，后被少量沥青充填。
2油藏评价
通过以上分析研究，根据本区储层发育情况，结合储层物性，将研究区泥盆系储层分为以下三种类型。
2.1ⅰ油藏
该类储层储渗性高，孔隙度大于15%，渗透率大于100×10-3 μm 2，为中孔-中渗储层。孔喉平均半径大于9μm，排替压力小于0.1MPa，压汞曲线粗糙或略粗糙，平台很短。岩性主要为中细粒应时砂岩，含少量填隙物，以泥质为主。
2.2二级水库
该类储层孔隙度为9% ~ 15%，渗透率为(10 ~ 100)×10-3 μm 2，为中低孔-中低渗储层。孔隙空间以各种溶孔和残余原生粒间孔为主。孔喉平均半径2 ~ 9微米，相对较小，因此排驱压力分布在0.1 ~ 0.3 MPa之间，压汞曲线不弯曲，中间平台不明显或很短。岩性主要是细粒岩屑应时砂岩和长石应时砂岩。泥质杂基少，碳酸盐胶结弱。
2.3三级水库
这类储层孔喉半径中值小，排替压力高，以低孔低渗为主。毛管压力曲线以细偏态为特征，几乎没有偏态的中间平台。储层孔隙度为6% ~ 9%，主要为粒内溶孔、粒间溶孔和微孔，渗透率一般在(1 ~ 10)×10-3 μm 2之间。岩性为一些极细粒岩屑长石砂岩和含钙量较高的极细粒长石岩屑砂岩等。，而且还有一定的浑基质。
3结论
(1)研究区东河塘组岩石类型主要为应时砂岩，其次为岩屑应时砂岩和少量长石岩屑砂岩。砂体总体呈南北向分布，西北厚，东南薄。
(2)储集空间主要由原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙组成，其他类型的孔隙很少。储层喉道的分类存在中等偏差。除少数样品孔喉较大外，大部分喉道为细喉道，储层特征一般。
(3)该区东河砂岩储层主要经历了压实、胶结和溶蚀等成岩作用。根据储层物性和开发现状，将研究区储层分为三类。
感谢中国石化西北分公司地质勘探院杨素菊和丁勇高级工程师的帮助，在此表示衷心的感谢。
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