劉芬，朱筱敏，潘榮，李洋，薛夢戈，邸宏利

（1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

低滲透儲層形成及庫車坳陷實例分析

劉芬1，朱筱敏1，潘榮1，李洋1，薛夢戈1，邸宏利2

（1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

隨著油氣勘探與開發(fā)的不斷深入，低滲透儲層逐漸成為國內(nèi)外油氣勘探與開發(fā)的重要對象。通過調(diào)研低滲透儲層的涵義與分類，結(jié)合塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇沖斷帶白堊系低孔、低滲砂巖儲層的研究，總結(jié)了研究區(qū)低滲透砂巖儲層的特征，探討了其成因機制及影響因素。研究表明：按成因不同，可將低滲透儲層分為原生、次生與裂縫型3類；低滲透儲層的形成是沉積作用、成巖作用與后期構(gòu)造作用共同影響的結(jié)果。沉積作用是形成低滲透儲層的根本原因，強烈的壓實與膠結(jié)作用是形成低滲透儲層的主要原因，溶蝕作用和后期構(gòu)造破裂作用提高了低滲透儲層的物性，是形成深層低滲有效儲層的關(guān)鍵因素。

低滲透儲層；沉積作用；成巖作用；構(gòu)造作用；巴什基奇克組；塔里木盆地

0 引言

隨著油氣勘探程度的提高和技術(shù)手段的發(fā)展，巖性和地層油氣藏已逐漸成為重要的油氣勘探領(lǐng)域，與此同時，低滲—特低滲油氣藏的勘探和開發(fā)難題也日益突出［1］。到目前為止，我國累計探明的低滲透油氣儲量已超過全國油氣探明總儲量的50%［2］。近幾年，在松遼、鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾和柴達木等含油氣盆地新增探明油氣儲量中，低滲透油氣儲量占剩余可探明儲量的主體。

低滲透儲層具有沉積物粒度細、成分成熟度低、儲層物性差、孔喉半徑小、基質(zhì)滲透率低、受后期成巖作用影響大、成巖差異性明顯、應(yīng)力敏感性強和宏觀及微觀非均質(zhì)性強等特征［3］。低滲透油氣藏在含油氣性、分布規(guī)律與開采技術(shù)等方面均有別于巖性和地層油氣藏。

1 低滲透儲層的涵義

低滲透儲層通常指基質(zhì)滲透率較低的儲層，廣義上亦包括泥巖、巖漿巖和變質(zhì)巖等在一定次生改造條件下形成的非常規(guī)儲層。世界上對低滲透油氣藏的勘探與開發(fā)已有140余年的歷史，目前在國內(nèi)外許多含油氣盆地中均發(fā)現(xiàn)了低滲透油氣藏。

低滲透儲層是一個相對的概念，目前尚沒有統(tǒng)一的科學(xué)界定，其劃分標(biāo)準(zhǔn)和界限因國家不同、時期不同、油氣資源狀況不同和經(jīng)濟技術(shù)條件不同而各異，國內(nèi)外主要依據(jù)基質(zhì)滲透率對低滲透儲層進行分類評價。據(jù)文獻［3］報道，蘇聯(lián)根據(jù)地層產(chǎn)能、導(dǎo)水性、孔隙空間結(jié)構(gòu)和經(jīng)濟標(biāo)準(zhǔn)，將低滲透儲層的上限定為50 mD；羅蟄潭等［2］于1986年提出將滲透率＜100 mD的儲層定為低滲透儲層；李道品［4］將低滲透儲層的上限定為50 mD，并提出了“超低滲透儲層”的概念；曾大乾等［5］對全國低滲透油藏研究以后將空氣滲透率＜50 mD的含油氣砂巖儲層劃分為低滲透砂巖儲層；王允誠［6］將砂巖儲層分為非常好—好、中等、差和非常差4類（表1），并將差儲層的滲透率上限定為1 mD。但在2004年，王允誠等［7］重新提出了劃分標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)儲層物性將低滲透砂巖儲層的孔隙度定為8%～15%，滲透率定為0.1～10.0 mD；張哨楠［8］總結(jié)了國內(nèi)外眾多學(xué)者對低滲透砂巖儲層劃分的標(biāo)準(zhǔn)以后，針對鄂爾多斯與四川盆地提出將孔隙度＜10%和滲透率＜0.1 mD的儲層劃分為特低滲透砂巖儲層。

根據(jù)我國實際地質(zhì)背景和油氣勘探與開發(fā)實踐，國內(nèi)通常按照石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［9］進行儲層類別劃分，將滲透率為0.1～10.0 mD的儲層劃分為低滲透儲層，并將滲透率＜0.1 mD的儲層劃分為特低滲透儲層。

表1 砂巖儲層分類（據(jù)文獻［6］修改）Table 1Classification of sandstone reservoir

2 低滲透儲層的成因類型及特征

低滲透儲層的形成演化與沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造活動關(guān)系密切。根據(jù)不同因素在低滲透儲層形成過程中影響程度的大小，可將其分為3種類型［5］。

2.1 原生低滲透儲層（沉積型低滲透儲層）

原生低滲透儲層主要受沉積背景和物源作用的影響，由粒度細、塑性巖屑含量高、分選性差和泥質(zhì)含量高的碎屑巖構(gòu)成，儲層初始物性差。儲層孔隙以原生孔隙為主，次生孔隙很少。一般埋藏較淺，多未經(jīng)歷強烈的成巖作用，裂縫相對不發(fā)育。

2.2 次生低滲透儲層（成巖型低滲透儲層）

次生低滲透儲層主要受成巖作用的影響。該類儲層前期為常規(guī)儲層，由于壓實作用、自生礦物充填、膠結(jié)作用及石英次生加大作用等降低了儲層的孔隙度和滲透率，原生孔隙殘留很少，形成致密儲層。后期由于有機質(zhì)成熟脫羧產(chǎn)生的酸性地層水使碳酸鹽、沸石和長石等發(fā)生溶蝕，產(chǎn)生次生孔隙，增加了儲層孔隙度和滲透率，形成低滲透儲層。

2.3 裂縫型低滲透儲層（構(gòu)造型低滲透儲層）

隨埋藏深度增大，成巖作用增強，加劇了儲層的致密程度，并增大了儲層的脆性，構(gòu)造運動等外力使巖層產(chǎn)生裂縫而形成低滲透儲層。裂縫在提高儲層孔隙度和滲透率的同時也增強了儲層的非均質(zhì)性。在我國多數(shù)裂縫型儲層中，裂縫的儲集能力很低，僅能起到提高儲層局部滲透率或某一方向滲透率的作用。

2.4 低滲透儲層的特征

低滲透儲層油藏以大中型砂巖油藏為主。低滲透儲層主要分布于顯生宙，埋深為1 000～3 200 m的低滲透儲層占全部低滲透儲層的86.5%。

低滲透儲層一般具有較高的毛管壓力，束縛水飽和度變化也較大。張哨楠［8］在對鄂爾多斯盆地束縛水飽和度進行分析后認為，低滲透砂巖儲層的束縛水飽和度在40%以上，其中孔隙度為4%～11%的低滲透砂巖儲層中，束縛水飽和度為42%～56%。

與常規(guī)砂巖儲層相比，低滲透砂巖儲層的孔隙類型多以次生孔隙為主，盡管仍有原生殘余粒間孔存在，但含量較少。次生孔隙主要包括不穩(wěn)定礦物溶蝕產(chǎn)生的溶蝕孔、自生黏土礦物的晶間孔和微孔隙［10］。低滲透砂巖儲層孔隙與喉道均較小，孔喉組合類型有中孔-細喉型、小孔-細喉型、微孔-微喉型和微裂隙混合型等。在溶孔發(fā)育的砂巖中，多見三角形、四邊形、多邊形和長條形孔隙，在粉砂質(zhì)、泥質(zhì)含量高和成巖作用強的砂巖中，常見蜂窩狀、星點狀和長條形孔隙，儲層孔隙系統(tǒng)為小孔-細喉組合或為孔隙-裂縫雙重孔隙系統(tǒng)，復(fù)雜的孔喉組合往往給油氣田開發(fā)帶來很大的難度。

3 低滲透儲層形成的影響因素

低滲透儲層研究已從注重現(xiàn)實結(jié)果階段上升到了追溯其形成過程、分析其成因機理和闡明其形成規(guī)律階段，從而達到準(zhǔn)確預(yù)測儲層分布的目的，進而直接指導(dǎo)油氣田開發(fā)實踐。目前對低滲透儲層成因機理的研究多從宏觀和微觀兩方面入手，建立低滲透儲層埋藏-成巖-孔隙演化史，分析儲層孔滲影響因素及演化過程，綜合對比沉積、成巖改造及后期構(gòu)造活動對儲層孔滲的貢獻率，從而確定低滲透儲層物性的主要影響因素［11-12］。

在埋藏成巖過程中，碎屑巖儲層的孔隙隨沉積物結(jié)構(gòu)和成分的不斷改變而變化。影響儲層孔隙演化的因素很多，儲層的溫度與壓力、流體的流速和成巖系統(tǒng)的封閉與開放等物理及化學(xué)因素均直接影響礦物-流體的反應(yīng)過程（流-巖反應(yīng)）。在儲層演化過程中，沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用均是形成低滲透儲層的重要影響因素。

3.1 沉積因素

沉積環(huán)境決定了盆地沉積物的原始性質(zhì)，包括沉積物的原始孔隙度和滲透率。原始孔隙度將對巖石最終孔隙度產(chǎn)生重要影響。

當(dāng)碎屑顆粒進入沉積盆地以后，盆地的水動力狀況將影響沉積物的形狀、粒度、圓度、分選性和排列方式等，進而影響巖石的原始孔隙度。在這些參數(shù)中，粒度和分選性對原始孔隙度的影響均較大。碎屑顆粒的形狀、圓度和分選性等對儲層壓實作用均有影響。顆粒圓度越高、分選性越好，儲層原始物性越好。分選性差的沉積物，顆粒大小混雜堆積，雜基含量較高，儲層原始孔隙度較低。

因此，優(yōu)質(zhì)儲層多形成于水動力較強的高能環(huán)境，如三角洲、扇三角洲、濱岸、辮狀河三角洲和重力流水道等［13-14］，其中水動力越強的沉積微相，其砂巖儲層物性越好。這是因為該類沉積砂體厚度大，巖石多由剛性顆粒組成，抗壓實能力較強，在成巖過程中膠結(jié)作用常常較弱，有利于原生孔隙的保存，也有利于后期次生孔隙的發(fā)育。

3.2 成巖因素

沉積物在埋藏過程中經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖演化，其中影響儲層儲集性能，繼而造成儲層滲透率降低的成巖作用主要有壓實作用和膠結(jié)作用等［15］。

壓實作用包括機械壓實和化學(xué)壓實（壓溶），該作用使碎屑巖孔隙度降低。壓實作用在沉積物成巖作用初期是導(dǎo)致原生孔隙減少的主要原因，壓溶作用是成巖作用中后期使孔隙減少的一個原因，主要表現(xiàn)為硅質(zhì)沉積物充填孔隙。

膠結(jié)作用是指礦物從孔隙溶液中沉淀，將松散的沉積物固結(jié)為巖石的作用。膠結(jié)作用是沉積物轉(zhuǎn)變成沉積巖的重要作用，也是促使儲層孔隙度和滲透率降低的主要原因之一。膠結(jié)作用對儲層孔隙演化的影響不僅與膠結(jié)物含量有關(guān)，而且與膠結(jié)物的分布狀態(tài)有關(guān)。一方面由于膠結(jié)物的沉淀直接減少粒間孔隙體積，引起孔隙度降低；另一方面，膠結(jié)物的不均勻分布可延緩壓實作用對孔隙的破壞，對孔隙起到一定的保護作用。比如，早期碳酸鹽膠結(jié)作用有利于中晚期碳酸鹽膠結(jié)物被溶蝕而形成次生孔隙。

在一定的成巖環(huán)境中（酸性和堿性），砂巖的碎屑顆粒、雜基、膠結(jié)物和交代物，均可不同程度地發(fā)生溶蝕作用。溶蝕作用形成的次生孔隙使砂巖孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生較大變化，可能改善儲層物性，也可能造成儲層具有較強的非均質(zhì)性［16］。

3.3 構(gòu)造因素

沉積盆地的構(gòu)造背景和構(gòu)造活動特征直接影響著盆地的發(fā)育類型、沉積作用特點、沉積砂體類型和分布等，這些因素均會對儲層的成巖作用產(chǎn)生重大影響［17］。伴隨著地殼的抬升及褶皺和斷裂的形成，砂巖儲層會發(fā)生不同程度的破碎并形成裂縫。裂縫一方面增強了儲層的儲集能力和滲流能力，另一方面與地殼升降產(chǎn)生的風(fēng)化殼和不整合面一起，成為大氣水淋濾下伏地層的通道，導(dǎo)致礦物溶蝕和再沉淀。由與裂縫相關(guān)的溶蝕作用所形成的次生孔隙，可改善儲層物性。

4 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶白堊系低滲透砂巖儲層研究

4.1 地質(zhì)概況

塔里木盆地庫車坳陷是在古生代褶皺基底上經(jīng)歷晚二疊世—三疊紀的前陸盆地、侏羅紀—古近紀的伸展坳陷盆地和新近紀—第四紀的陸內(nèi)前陸盆地3個演化階段形成的?？死K沖斷帶位于庫車坳陷北部（圖1），根據(jù)白堊系頂面構(gòu)造斷裂發(fā)育特征，該構(gòu)造帶可進一步劃分為大北、克深和克拉等區(qū)塊，其中位于克拉區(qū)塊的克拉2氣田是我國“西氣東輸”工程的重要基地。伴隨著天山南緣的階段性隆升，庫車坳陷上白堊統(tǒng)地層基本被剝蝕，下白堊統(tǒng)地層自下而上可分為亞格列木組、舒善河組、巴西蓋組和巴什基奇克組（表2）［18］；古近系庫姆格列木組直接覆蓋于下白堊統(tǒng)地層之上。

圖1 庫車坳陷構(gòu)造分區(qū)及油氣田分布Fig.1Tectonic units of Kuqa Depression and oil and gas field distribution

表2 庫車坳陷白堊紀地層發(fā)育簡表（據(jù)文獻［18］修改）Table 2Cretaceous stratum of Kuqa Depression

巴什基奇克組是克拉蘇沖斷帶內(nèi)最主要的含氣儲層，自下而上可分為3個亞段，分別為巴三段、巴二段和巴一段。巴什基奇克組總體為近源三角洲沉積，沉積相的區(qū)別主要體現(xiàn)在縱向上，巴三段發(fā)育扇三角洲沉積，巴二段和巴一段均為辮狀河三角洲沉積。

4.2 儲層特征

4.2.1 儲層巖石學(xué)特征

巴什基奇克組發(fā)育粗粒巖屑砂巖、長石巖屑砂巖和長石砂巖。受古物源差異的影響，沉積巖的時空分布具有差異性。受差異剝蝕作用的影響，巴什基奇克組巴二段發(fā)育最全，因此以巴二段為例研究克拉蘇沖斷帶白堊系儲層特征。

普通薄片鏡下觀察表明，克拉蘇沖斷帶大北、克深和克拉3個區(qū)塊巖石學(xué)特征具有明顯差異（表3）。大北區(qū)塊的砂巖類型主要為長石巖屑砂巖（177塊）和巖屑長石砂巖（86塊），其次為巖屑砂巖（27塊）［圖2（a）］?？松顓^(qū)塊主要為巖屑長石砂巖（79塊）和長石巖屑砂巖（36塊），其次為長石砂巖（8塊）［圖2（b）］。克拉區(qū)塊砂巖類型主要為長石巖屑砂巖（262塊），其次為巖屑砂巖（25塊），少量巖屑長石砂巖（11塊）［圖2（c）］?？死瓍^(qū)塊的巖屑含量明顯高于大北與克深區(qū)塊，特別是變質(zhì)巖巖屑及沉積巖巖屑含量，而長石含量則低于后2個區(qū)塊，表明克拉區(qū)塊距離物源區(qū)相對更近。

大北與克深區(qū)塊（埋深大，達7 000 m以上）膠結(jié)物種類較多，主要為方解石、鐵方解石、白云石、鐵白云石、硅質(zhì)、硬石膏及黃鐵礦，以方解石膠結(jié)為主，平均體積分數(shù)為7.1%，膠結(jié)致密，膠結(jié)類型以孔隙型為主，壓嵌—孔隙型為輔，顆粒間呈點—線接觸。克拉區(qū)塊（埋深為4 000 m左右）以白云石膠結(jié)為主，顆粒間呈點—線接觸。

表3 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴二段巖石學(xué)特征Table 3Petrological characteristics of the second member of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression %

圖2 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴二段砂巖分類三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.2Sandstone classification of the second member of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

據(jù)X射線衍射和掃描電鏡分析，大北區(qū)塊巴什基奇克組巴二段黏土礦物以伊利石（平均相對體積分數(shù)約62%）和伊/蒙混層（平均相對體積分數(shù)約25%）為主；克深區(qū)塊以伊/蒙混層（平均相對體積分數(shù)約51%）為主，其次為伊利石（平均相對體積分數(shù)約23%）和綠泥石（平均相對體積分數(shù)約20%）；克拉區(qū)塊多為伊/蒙混層黏土礦物（平均相對體積分數(shù)約39%），其次為伊利石（平均相對體積分數(shù)約27%）和高嶺石（平均相對體積分數(shù)約25%）。

4.2.2 儲集空間特征

根據(jù)普通薄片和鑄體薄片鑒定，庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組儲層的儲集空間由原生粒間孔隙、溶蝕孔隙和裂縫組成。大北區(qū)塊巴什基奇克組儲層儲集空間主要為粒間孔（原生粒間孔和粒間溶孔），其次為粒內(nèi)溶孔及微孔隙，鏡下可見少量裂縫（巖心中可見宏觀裂縫），其主要的儲集空間為原生粒間孔和溶蝕孔，占總儲集空間的70%?？松顓^(qū)塊巴什基奇克組儲層儲集空間也主要為粒間孔（原生粒間孔和粒間溶孔），但克深區(qū)塊的溶蝕孔（粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔）較大北區(qū)塊更發(fā)育，其原生粒間孔及溶蝕孔約占總儲集空間的80%?？死瓍^(qū)塊巴什基奇克組儲層儲集空間主要為粒間溶孔，約占總儲集空間的70%，另外，還有原生粒間孔、少量粒緣溶孔和鑄?？?。總之，大北區(qū)塊儲層儲集空間以原生粒間孔為主，生產(chǎn)測試中較高的滲透率（5～30mD）證明裂縫對改善儲層物性的貢獻較大（表4）；而克深區(qū)塊和克拉區(qū)塊高比例的溶蝕孔說明溶蝕作用對這2個區(qū)塊的儲層物性均具有積極作用。

表4 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組巴二段儲集空間Table 4Reservoir space of the second member of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression %

4.2.3 儲層物性特征

不同的沉積類型、埋深及構(gòu)造背景等共同造成了庫車坳陷克拉蘇沖斷帶不同區(qū)塊白堊系巴什基奇克組儲層物性特征的差異（表5）?？死瓍^(qū)塊儲層埋深相對較淺，發(fā)育中孔、中滲儲層；大北和克深區(qū)塊儲層埋深相對較深，儲層具有低孔、特低滲特征。

表5 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組儲層物性特征Table 5Reservoir properties of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

據(jù)大北區(qū)塊巴什基奇克組9口取心井的巖心物性測試資料分析表明，巴二段巖樣孔隙度為1.11%～11.21%，平均為3.73%，滲透率為0.02～3.46 mD，平均為0.18 mD；巴三段巖樣孔隙度為0.64%～7.27%，平均為3.07%，滲透率為0.001～0.210 mD，平均為0.04 mD。

據(jù)克深區(qū)塊巴什基奇克組9口取心井的巖心物性測試資料分析表明，巴一段巖樣孔隙度為1.81%～6.37%，平均為4.51%，滲透率為0.01～0.11 mD，平均為0.04 mD；巴二段巖樣孔隙度為0.65%～5.72%，平均為2.39%，滲透率為0.007～0.310 mD，平均為0.05 mD；巴三段埋深大，無取心資料。

據(jù)克拉區(qū)塊巴什基奇克組8口取心井的巖心物性測試資料分析表明，巴一段巖樣孔隙度為2.91%～21.12%，平均為12.47%，滲透率為0.01～306.00 mD，平均為13.2 mD；巴二段巖樣孔隙度為2.49%～22.40%，平均為14.58%，滲透率為0.01～1770.00 mD，平均為84.77 mD；巴三段巖樣孔隙度為1.11%～18.40%，平均為8.29%，滲透率為0.004～312.000 mD，平均為12.82 mD。

克拉區(qū)塊巴什基奇克組埋深多＜4 000 m，較大北和克深區(qū)塊巴什基奇克組埋深均淺，其儲層物性相對較好（參見表5）。

4.2.4 儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征

據(jù)克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組110塊巖樣壓汞分析資料統(tǒng)計表明，其排驅(qū)壓力相對較高，中值壓力平均為15.2 MPa，排驅(qū)壓力平均為4.02 MPa，最大孔喉半徑平均為6.29 μm，平均孔喉半徑平均為0.45 μm（表6）。毛管壓力曲線可分為5種類型。

（1）Ⅰ類曲線

樣品巖性主要為中砂巖。分析樣品中該類儲層占樣品總數(shù)的5%以下。排驅(qū)壓力＜0.5 MPa，中值壓力＜5 MPa，孔喉半徑＞0.3 μm?？紫抖龋?%，滲透率＞0.5mD。該類曲線對應(yīng)于研究區(qū)的好儲層，多為辮狀河三角洲前緣水下分流河道成因砂體，分布于克拉區(qū)塊以及大北2井區(qū)。

（2）Ⅱ類曲線

樣品巖性主要為細砂巖。分析樣品中該類儲層占樣品總數(shù)的11%。與Ⅰ類曲線相比，該類曲線排驅(qū)壓力和中值壓力稍高，分別為0.5～2.5 MPa和5～10 MPa，孔喉半徑為0.15～0.30 μm?？紫抖葹?%～8%，滲透率為0.25～0.50 mD。該類曲線對應(yīng)于研究區(qū)的較好儲層，多為辮狀河三角洲前緣水下分流河道成因砂體，分布于大北2與大北1井區(qū)。

（3）Ⅲ類曲線

樣品巖性主要為細砂巖和含礫細砂巖。分析樣品中該類儲層占樣品總數(shù)的32%。曲線呈下凹形，排驅(qū)壓力為2.5～5.0 MPa，中值壓力為10～25 MPa，孔喉半徑為0.05～0.15 μm?？紫抖葹?.5%～5.0%，滲透率為0.10～0.25 mD。該類曲線對應(yīng)于研究區(qū)的中等儲層，巖性偏細，多為三角洲前緣河口壩成因砂體。

表6 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組儲層孔喉結(jié)構(gòu)分類Table 6Classification of pore throat structure of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

（4）Ⅳ類曲線

樣品巖性主要為粉—細砂巖。分析樣品中該類儲層占樣品總數(shù)的51%。曲線呈上凸形，排驅(qū)壓力為5～10 MPa，中值壓力為25～50 MPa，孔喉半徑為0.02～0.05 μm。孔隙度為1.0%～3.5%，滲透率為0.025～0.100 mD。該類曲線對應(yīng)于研究區(qū)的差儲層，巖性較細，多為三角洲前緣席狀砂成因砂體。

（5）Ⅴ類曲線

曲線呈上凸形，排驅(qū)壓力＞10 MPa，中值壓力＞50 MPa，孔喉半徑＜0.02 μm，孔隙度＜1%，滲透率＜0.025 mD。該類曲線對應(yīng)于研究區(qū)的非儲層，巖性為粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，為三角洲前緣水下分流間灣沉積。

4.3 低滲透砂巖儲層的成因探討

庫車坳陷克拉蘇沖斷帶白堊系低滲透砂巖儲層受沉積條件、成巖作用以及后期構(gòu)造運動等多種地質(zhì)因素的影響。對于埋深很大（可逾7 000 m）的白堊系砂巖儲層來講，構(gòu)造破裂作用在某種程度上能夠強烈改善儲層物性［19-20］。

4.3.1 沉積作用對低滲透砂巖儲層的影響

宏觀上，沉積作用主要影響儲層砂體的分布、形態(tài)以及砂體之間的相互關(guān)系；微觀上，沉積作用主要影響儲層巖石的成分和組構(gòu)。儲層的原始孔滲性取決于沉積組構(gòu)。原始孔隙度主要受顆粒的成分和分選性的影響；原始滲透率受粒度、分選性以及雜基含量的影響［21］。研究區(qū)不同沉積微相類型的沉積組構(gòu)存在差異，導(dǎo)致原始孔滲性也存在差異。此外，砂巖的成分又是影響儲層成巖作用的內(nèi)在因素，進而影響儲層物性的變化。

研究區(qū)巴什基奇克組砂巖儲層沉積于扇三角洲前緣及辮狀河三角洲前緣，不同沉積微相儲層孔滲性存在差異。水下分流河道和河口壩砂體的物性明顯好于席狀砂和水下分流間灣砂體的物性，這是因為水下分流河道及河口壩的水動力強，淘洗干凈，雜基少，顆粒分選性好，巖屑含量較低，這些差異在成巖過程中一直存在，甚至越來越明顯［22-23］。沉積作用導(dǎo)致了儲層原始物性的差異，這是沉積作用對儲層物性演化的初次分異（表7）。

在儲層埋深相近的情況下，辮狀河三角洲前緣砂體物性總體好于扇三角洲前緣砂體，其中辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體物性最好（表7），孔隙度平均為7.3%，滲透率平均為0.1 mD；其次為扇三角洲前緣水下分流河道、辮狀河三角洲前緣河口壩和扇三角洲前緣河口壩砂體，孔隙度平均值依次為6.75%，6.03%和5.84%，滲透率平均值依次為0.08 mD，0.07 mD和0.06 mD。儲層發(fā)育的有利微相主要為扇三角洲前緣水下分流河道、辮狀河三角洲前緣水下分流河道以及河口壩。

表7 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組不同微相砂體物性統(tǒng)計Table 7Average porosity and permeability of different microfacies of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

4.3.2 成巖作用對低滲透砂巖儲層的影響

成巖作用對砂巖儲層的改造直接影響著現(xiàn)今儲層的微觀孔隙特征，是導(dǎo)致研究區(qū)儲層致密的決定性因素。成巖作用主要表現(xiàn)為使原生孔隙孔徑的縮小和多種次生孔隙形成等方面。建設(shè)性成巖作用主要有溶蝕作用和裂縫作用，破壞性成巖作用主要為機械壓實作用、膠結(jié)作用和交代作用等。

（1）機械壓實作用

克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組儲層經(jīng)歷了強烈的壓實作用，顆粒多呈點—線接觸或線—凹凸接觸，常見顆粒長軸定向排列、剛性顆粒壓裂和塑性顆粒變形等現(xiàn)象（圖版Ⅰ-1）。當(dāng)溫度和壓力達到一定程度時，碎屑顆粒的接觸點可發(fā)生壓溶作用，研究區(qū)儲層的壓溶作用主要表現(xiàn)為石英顆粒的凹凸接觸，進而形成石英次生加大邊。由于儲層的埋深達5 000 m以上，持續(xù)的壓實作用對孔隙的減少起到關(guān)鍵作用。經(jīng)孔隙演化參數(shù)計算，克拉蘇沖斷帶儲層初始孔隙度平均為38%，壓實減孔量為27%，壓實減孔率平均為71%。

（2）膠結(jié)作用

克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組儲層膠結(jié)物類型非常多，包括碳酸鹽、黏土礦物、石英和長石次生加大及硬石膏等，它們對儲層的孔隙空間和喉道大小均產(chǎn)生了重要影響，使儲層物性變差，但早期膠結(jié)物也能抑制壓實作用，并為后期溶蝕作用形成次生孔隙提供物質(zhì)基礎(chǔ)［24］。研究區(qū)膠結(jié)作用有以下幾種類型（表8）：①碳酸鹽膠結(jié)發(fā)育，體積分數(shù)可達10%左右。多見微晶狀、晶粒狀和連晶狀產(chǎn)出，主要成分為方解石、鐵方解石、白云石及鐵白云石，其中方解石和白云石含量較高，并具有明顯的多期次形成特征。早期方解石膠結(jié)物以基質(zhì)形式出現(xiàn)，可阻止壓實作用的進一步進行；中期方解石膠結(jié)物以孔隙膠結(jié)形式出現(xiàn)，含量較高，使孔隙急劇減少（圖版Ⅰ-2），晚期方解石膠結(jié)物充填構(gòu)造縫，進一步降低儲層物性（圖版Ⅰ-3）。②黏土礦物膠結(jié)物主要為片狀伊利石和片狀伊/蒙混層。黏土礦物含量低，主要呈薄殼狀包覆碎屑顆粒，形成于早成巖階段（圖版Ⅰ-3，Ⅰ-4），增強了顆粒的抗壓實能力，同時抑制了膠結(jié)作用的進行，主要以孔隙充填形式存在。③石英和長石次生加大現(xiàn)象普遍（圖版Ⅰ-5），尤其是石英加大。硅質(zhì)膠結(jié)物含量僅次于碳酸鹽膠結(jié)物，主要形成于中成巖階段，對儲層孔隙具有破壞作用。④石膏和硬石膏膠結(jié)較發(fā)育。研究區(qū)砂巖儲層形成于干旱炎熱的氣候環(huán)境，濃縮的沉積水體滲透到砂巖孔隙內(nèi)形成石膏等沉淀，并零星分布，后期脫水轉(zhuǎn)變?yōu)橛彩?，主要形成于早成巖階段。經(jīng)計算，膠結(jié)減孔量為14%，膠結(jié)減孔率平均為37%。

表8 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組膠結(jié)物類型Table 8Cement types of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression %

（3）溶蝕作用

克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組砂巖儲層中可見較強的溶蝕作用。主要表現(xiàn)為：沿裂縫和節(jié)理縫長石強烈溶蝕（圖版Ⅰ-6）、顆粒溶蝕殘余形成鑄?？住⑻妓猁}膠結(jié)物溶蝕（圖版Ⅰ-7）、巖屑呈篩狀溶蝕（圖版Ⅰ-8）及少量石英顆粒呈港灣狀溶蝕。溶蝕作用是儲層次生孔隙形成的重要方式，對儲層物性具有重要的改善作用。溶蝕作用在不同成巖階段均可發(fā)生，早期溶蝕作用與晚白堊世的表生成巖作用有關(guān)，屬表生淋濾成因；晚期溶蝕作用與酸性水作用有關(guān)，而酸性水與三疊系—侏羅系烴源巖有機質(zhì)在新近紀末期成熟，產(chǎn)生大量有機酸有關(guān)［25］。經(jīng)計算，溶蝕作用增孔量為3%，增孔率為8%。

4.3.3 構(gòu)造作用對低滲透砂巖儲層的影響

構(gòu)造作用對研究區(qū)低滲透砂巖儲層最重要的影響表現(xiàn)為構(gòu)造應(yīng)力導(dǎo)致巴什基奇克組儲層產(chǎn)生裂縫或斷裂。構(gòu)造破裂作用形成的裂縫是深部致密砂巖儲層的重要儲集空間，并可成為油氣運移的主要通道［26］。巴什基奇克組儲層裂縫主要包括成巖收縮縫、成巖壓碎縫、層間裂縫及構(gòu)造裂縫（圖版Ⅰ-9），它們相互組合形成網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，對改善致密砂巖儲層的儲集性能起到了重要作用，可使儲層的孔隙度提高0.1%～1.0%，滲透率提高1～2個數(shù)量級，如大北氣田區(qū)裂縫的發(fā)育是獲得高產(chǎn)的主要因素。此外，裂縫為流體（地層水和烴類）循環(huán)提供了通道，為地表和地下水的化學(xué)淋濾作用和水-巖礦化作用提供了場所。

綜上所述，庫車坳陷克拉蘇沖斷帶白堊系低滲透砂巖儲層受多種因素影響，其中沉積作用影響儲層物性，壓實作用主導(dǎo)儲層低滲，膠結(jié)作用強化儲層低滲，溶蝕和裂縫改善儲層物性（圖3）。

圖3 庫車坳陷克拉蘇沖斷帶大北區(qū)塊巴什基奇克組低滲透砂巖儲層演化模式Fig.3Evolutional model of low permeability reservoir of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

5 結(jié)束語

（1）低滲透儲層是一個相對概念，一般指滲透率＜10 mD的儲層類型。低滲透儲層可分為原生、次生和裂縫型3種。不同類型低滲透儲層有不同的沉積背景和成巖演化史，但低滲透儲層的形成均受沉積作用、成巖作用和后期構(gòu)造作用等因素的共同影響。

（2）庫車坳陷克拉蘇沖斷帶巴什基奇克組砂巖儲層是典型的低孔、低滲—特低滲儲層，儲層孔隙度多＜10%，滲透率為0.03～0.30 mD。儲層儲集空間以殘余原生粒間孔和粒間溶孔為主，少量粒內(nèi)溶孔和裂縫。沉積作用的差異導(dǎo)致儲層原始物性存在差異，并導(dǎo)致不同的物性演化史，這是低滲透儲層形成的根本原因。儲層深埋（可達7 000 m），強烈的機械壓實作用是導(dǎo)致儲層低滲的關(guān)鍵原因，而膠結(jié)作用加強了儲層的低滲程度，溶蝕作用和后期構(gòu)造裂縫作用均改善了低滲透儲層的儲集性能，形成了超深層低孔、低滲透儲層中的“甜點”。

（3）隨著世界石油資源供需矛盾加劇，低滲透儲層研究的重要性將更加突顯，低滲透砂巖中依然存在有利儲層。然而對低滲透砂巖儲層的成因仍存在許多爭論，故次生孔隙的成因機制、成巖相和有利儲層分布將是低滲透儲層研究的重點。儲集空間定量描述與不同成因砂體有利儲層分布預(yù)測將是低滲透儲層研究的難點。只有通過地層埋藏史、儲層充填史、烴源巖演化史和構(gòu)造演化史間耦合關(guān)系的綜合研究，才能分析清楚儲層孔隙演化與地層埋深之間的關(guān)系，并綜合利用地質(zhì)和地球物理勘探理論和技術(shù)，準(zhǔn)確預(yù)測有利儲層的分布，為提高低滲透油氣藏產(chǎn)量提供地質(zhì)依據(jù)。

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圖版Ⅰ說明：1.顆粒呈凹凸接觸，部分顆粒有裂紋，壓實強烈，克深207井，6 875.24 m，K1bs，鑄體薄片單偏光；2.方解石膠結(jié)物，大北202井，

5 790.28 m，K1bs，鑄體薄片單偏光；3.顆粒具泥質(zhì)薄膜，壓實強烈，發(fā)育構(gòu)造縫，被碳酸鹽膠結(jié)物完全充填，大北203井，6 483.08 m，K1bs，鑄體薄片單偏光；4.石英顆粒周圍具伊利石包膜，大北204井，5 962.92 m，K1bs，掃描電鏡；5.細—中粒長石巖屑砂巖，自生長石加大，自生石英加大，克深2井，6 699.00 m，K1bs，鑄體薄片正交偏光；6.鉀長石粒內(nèi)溶蝕及粒間孔隙充填石英、白云石和片狀伊/蒙混層，大北104井，6 048.05 m，K1bs，掃描電鏡；7.早期膠結(jié)物溶蝕形成粒間溶孔，大北202井，5 714.63 m，K1bs，鑄體薄片單偏光；8.巖屑顆粒溶蝕，克深207井，6 798.00 m，K1bs，鑄體薄片單偏光；9.網(wǎng)狀裂縫，大北202井，5 713.75 m，K1bs，鑄體薄片單偏光

（本文編輯：李在光）

Formation of low permeability reservoir and typical case analysis in Kuqa Depression

LIU Fen1，ZHU Xiaomin1，PAN Rong1，LI Yang1，XUE Mengge1，DI Hongli2
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，Xinjiang，China）

With the development of oil and gas exploration,the low permeability reservoirs have been a significant target of oil and gas exploration and development.Based on the study on Cretaceous low-porosity and low-permeability reservoir of Kelasu tectonic zone in Kuqa Depression,Tarim Basin,we summarized the characteristics of low permeability reservoir, and discussed its formation mechanisms and controlling factors.The result shows that low permeability reservoirs can be divided into 3 types accorded to the genetic differences:primary low permeability reservoir,secondary low permeability reservoir and fractured low permeability reservoir.The origin of the low permeability reservoir is impacted jointly by deposition,diagenesis and later tectonism.Deposition is the most fundamental reason for the low permeability reservoir, and strong compaction and cementation account mainly for it.Dissolution and later tectonic fractures increase the porosity and permeability of the reservoir,and that are the key factors for the low permeability in deep reservoir.

lowpermeabilityreservoir；sedimentation；diagenesis；tectonism；Bashijiqike Formation；TarimBasin

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）03-0028-10

2014-02-24；

2014-03-24

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973）項目“中國西部疊合盆地深部油氣復(fù)合成藏機制與富集規(guī)律”（編號：2011CB201104）和國家重大科技專項“巖性地層油氣藏沉積體系、儲層形成機理與分布研究”（編號：2011ZX05001-002）聯(lián)合資助

劉芬（1990-），女，中國石油大學(xué)（北京）在讀博士研究生，研究方向為儲層地質(zhì)學(xué)。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號地球科學(xué)學(xué)院。E-mail：liufenbest@163.com。