趙志宏

（勝利石油工程有限公司地質(zhì)錄井公司 山東 東營 257064）

摘 要：有利的生儲蓋層組合是形成油氣藏的必要條件。塔河油田于奇西地區(qū)受加里東晚期和海西早期運(yùn)動(dòng)中奧陶系中～下統(tǒng)地層遭受不同程度的風(fēng)化剝蝕，形成良好儲層；奧陶系中～下統(tǒng)致密灰?guī)r以及上覆泥盆、志留以及上奧陶統(tǒng)厚層泥巖形成良好蓋層，位于塔里木盆地西南部位的滿加爾凹陷巨厚生油層則提供了良好的油源條件，加上奧陶系頂面（T70）和前中生界侵蝕面（T50）兩個(gè)大的區(qū)域角度不整合面形成的側(cè)向運(yùn)移通道，為該區(qū)形成油氣藏提供了條件。

關(guān)鍵詞：塔河油田；于奇西地區(qū)；生油層；儲層；蓋層

1 前言

于奇西地區(qū)位于阿克庫勒凸起西北斜坡帶，縱向上以加里東晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和海西早期運(yùn)動(dòng)形成的奧陶系頂面（T70）和前中生界侵蝕面（T50）兩個(gè)大的區(qū)域角度不整合面形成不同構(gòu)造特征的兩個(gè)構(gòu)造層系（圖3-13、圖3-15）。局部規(guī)模較小的鼻凸和溶蝕殘丘較發(fā)育。凸起高部位缺失中、上奧陶統(tǒng)、志留系，中～下奧陶統(tǒng)地層頂部也遭受不同程度的風(fēng)化剝蝕，并在長期的沉積間斷過程中經(jīng)歷了古地貌的夷平和巖溶作用，并經(jīng)擠壓褶皺變形，裂縫及溶蝕孔洞發(fā)育，因此海西期是阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽巖巖溶縫洞型儲層形成期；奧陶系鷹山組致密灰?guī)r則形成有利的側(cè)向封堵和頂部封堵條件，奧陶系和寒武系生油巖為油氣藏形成提供了充足的油源條件。

2 生儲蓋層簡述

2.1烴源巖

寒武系生油巖系主要分布于其東南部滿加爾生油坳陷區(qū)與順托果勒隆起、沙雅隆起南部及阿瓦提斷陷。生油巖連續(xù)分布，厚度一般大于200米，有機(jī)質(zhì)豐度較差-較好。為區(qū)內(nèi)主要烴源巖之一。

奧陶系生油巖厚度大，分布廣且有機(jī)質(zhì)豐度較高，碳酸鹽巖、泥質(zhì)巖均具有一定的生油能力，是塔河油田最主要的烴源巖，分布范圍與寒武系大致相當(dāng)，面積大，有兩個(gè)大型生油巖發(fā)育區(qū)，生油巖最厚達(dá)1200米，有機(jī)質(zhì)豐度較差-較好。

已有鉆井成果證實(shí)，中上奧陶統(tǒng)在阿克庫勒區(qū)南部平均厚度500-600米，有機(jī)炭、氯仿瀝青“A”含量適中，在阿克庫勒-滿加爾坳陷北部斜坡帶熱演化程度適宜，也是阿克庫勒凸起烴源巖之一。

2.2儲層特征

塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲集性能及含油氣性主要受控于阿克庫勒凸起大構(gòu)造背景及巖溶、斷裂和裂縫發(fā)育程度，有利儲層主要沿?cái)嗔褞С蕳l帶狀分布。塔河油田勘探成果證實(shí)，阿克庫勒凸起除受加里東中期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造影響外，同時(shí)受海西期巖溶作用的影響較強(qiáng)，而且，發(fā)生多幕巖溶作用，對本區(qū)奧陶系儲層的發(fā)育產(chǎn)生重要的改善作用。根據(jù)目前解釋及儲層預(yù)測結(jié)果來看，于奇西地區(qū)奧陶系儲層的發(fā)育主要受控于早期斷裂、巖溶作用。巖溶作用又對裂縫性儲層進(jìn)行改造。于奇西地區(qū)發(fā)育的大型斷裂，是加里東中、晚期和海西早期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及其巖溶作用形成大量裂縫、孔洞和大型洞穴的有利區(qū)域，形成良好的碳酸鹽巖儲層，本區(qū)大部分井測試獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，證明于奇西地區(qū)奧陶系受斷裂控制，發(fā)育巖溶縫洞型儲層，儲集類型以裂縫及裂縫～洞穴型為主。

2.2.1巖性特征：

本組地層顏色以黃灰色主；以泥晶灰?guī)r為主，局部含白云質(zhì)，白云質(zhì)分部不均勻，一般呈條帶狀分部，結(jié)構(gòu)組分中局部含砂屑，礫屑。

實(shí)鉆在奧陶系中-下統(tǒng)鷹山組下段取心見黑褐色稠油，無油味，未見原油外滲，巖心整體裂縫、孔洞較發(fā)育。

2.2.2含油氣性特征：

綜合錄井在奧陶系中-下統(tǒng)鷹山組油氣顯示活躍，油氣層累計(jì)視厚占奧陶系鷹山組總厚度的49.94%，反映本組儲層油氣顯示較活躍，儲層厚度大。

本區(qū)于奇西101井在奧陶系中-下統(tǒng)鷹山組巖心共發(fā)現(xiàn)油斑1.32m/2層，油跡5.32m/6層，熒光2.24m/1層。巖心共見裂縫457條，溶洞269個(gè)，縫合線74條，充填物有原油、瀝青質(zhì)、方解石、泥質(zhì)等。其中含油裂縫88條，含油孔洞117個(gè)?；?guī)r縫洞發(fā)育不均勻，局部裂縫、孔洞密集，多集中在的油氣顯示段，含油裂縫一般為立縫，孔洞發(fā)育帶水平分布，厚度一般在0.10～0.30m。巖心表明本井鷹山組儲層發(fā)育好，以孔洞-裂縫為主，裂縫、孔洞發(fā)育不均勻，局部裂縫發(fā)育程度好，孔洞與裂縫一般不連通，局部孔洞發(fā)育好。從測井解釋結(jié)果看，奧陶系儲層裂縫孔隙度為1.1～4.8%，滲透率一般為0.02～0.60%，泥質(zhì)含量一般為3.5～7.0%，表明儲層具有較好的孔隙性和滲透性。本井按照儲層發(fā)育情況和油氣顯示情況可將儲層大致分為兩套：

（1）井段5968.00～6060.50m，視厚92.50m，本段測井解釋共解釋Ⅱ類層5.50m/2層，Ⅲ類層44.50m/6層，綜合解釋油氣層6.00m/2層，可能油氣層45.07m/8層。儲層厚度一般在2.50～3.00m，最厚為13.00m。電阻率一般為102～1661Ω·m，本套儲層以Ⅲ類層為主，裂縫孔隙度一般為1.1～2.3%，滲透率一般為0.02～0.06%，單層厚度大，孔隙性和滲透性較差，油氣顯示較差。

（2）井段6060.50～6164.50m，視厚104.00m，本段測井解釋共解釋Ⅰ類層6.00m/3層，Ⅱ類層12.00m/7層，Ⅲ類層35.50m/4層，綜合解釋可能油氣層34.00m/9層，可能油氣層22.31m/7層。儲層厚度一般在1，00～2.500m，最厚為18.00m。電阻率一般為20.90～200.00Ω·m，本套儲層以Ⅰ類層和Ⅱ類層為主，裂縫孔隙度一般為2.7～4.8%，滲透率一般為0.1～0.6%，單層厚度薄，孔隙性和滲透性較好，油氣顯示較好。

綜上所述本區(qū)奧陶系中-下統(tǒng)鷹山組碳酸鹽巖縫洞較發(fā)育，儲集空間以溶孔-裂縫為主，含油氣性好，上部儲層儲集性能較差，中下部儲層儲集性能較好。

2.3 蓋層條件

中～下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖基質(zhì)總體上不具備儲集性能，可當(dāng)作下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖縫洞型儲層的蓋層，既可上下封蓋又可側(cè)向遮擋，為下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖縫洞型儲層的次級蓋層。本井奧陶系中-下統(tǒng)鷹山組上部縫洞欠發(fā)育段致密碳酸鹽巖可作為蓋層。

3 儲蓋組合

于奇西井區(qū)主要儲集巖有碳酸鹽巖和碎屑巖兩類，蓋層主要有：三疊系泥巖段；石炭系巴楚組下泥巖段。從上至下儲蓋組合有：三疊系上統(tǒng)哈拉哈塘組下部砂巖與上覆泥巖組成的儲蓋組合，三疊系中統(tǒng)阿克庫勒組砂巖與上覆泥巖組成的儲蓋組合。奧陶系中-下統(tǒng)巖溶縫洞型儲層與致密灰?guī)r形成良好的儲蓋組合，鷹山組縫洞型儲層與巴楚組泥巖是一套良好的儲蓋組合。因此，好的儲蓋組合為本井區(qū)油氣聚集提供了有利的地質(zhì)條件。

本區(qū)在加里東中、晚期-海西早期處于構(gòu)造高部位，其巖溶作用強(qiáng)烈，形成大量裂縫、孔洞和大型洞穴等良好的儲層，是早期油氣運(yùn)移指向最有利區(qū)。海西中晚期，構(gòu)造高點(diǎn)向東遷移，本區(qū)處于構(gòu)造斜坡部位，遭受后期剝蝕程度弱，加里東晚期-海西早期形成的古油藏得以保存。

4 結(jié)論

于奇西地區(qū)具有良好的生、儲、蓋層發(fā)育條件，奧陶系儲層發(fā)育，且具備良好的生油和蓋層條件，油氣成藏的地質(zhì)條件較為有利，同時(shí)處于油氣運(yùn)移聚集的有利位置。

參考文獻(xiàn)：

[1] 黃勝強(qiáng)，陳兵等.于奇西地區(qū)奧陶系中下統(tǒng)鷹山組油氣成藏地質(zhì)條件探討[J]； 西部探礦工程， 2012， 24（5）：41-42