王滿，徐后偉，鐘金銀

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塔河油田奧陶系儲(chǔ)層巖溶作用機(jī)制及影響因素

王滿1，徐后偉2，鐘金銀3

（1.克拉瑪依職業(yè)技術(shù)學(xué)院，新疆 克拉瑪依 834000；2、新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610051）

巖溶縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層是塔河油田奧陶系最重要的儲(chǔ)集層類型，深入研究巖溶作用機(jī)制及其控制因素，對認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層的發(fā)育規(guī)律和尋找有效儲(chǔ)層具有重要意義。筆者在對巖溶發(fā)育的基本規(guī)律統(tǒng)計(jì)及對巖溶作用時(shí)間界定的基礎(chǔ)上，分析認(rèn)為塔河油田奧陶系儲(chǔ)集層主要巖溶作用機(jī)制包括沉積期淡水溶蝕作用和受不整合面控制的構(gòu)造巖溶作用兩種，影響巖溶作用的主要因素為構(gòu)造和巖溶古地貌，其次環(huán)境、氣候及地層流體性質(zhì)也對巖溶發(fā)育有一定的影響作用。

油氣儲(chǔ)層；巖溶機(jī)制；影響因素；塔河

阿克庫勒凸起位于塔里木盆地沙雅隆起中段南翼，東鄰草湖凹陷，西靠哈拉哈塘凹陷，南部與滿加爾坳陷及順托果勒隆起相接（圖1），是一個(gè)以寒武--奧陶系為主體的、長期發(fā)育的大型古凸起。阿克庫勒凸起經(jīng)歷了加里東期與海西期多期次的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，并受到后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加改造，在前震旦系變質(zhì)巖基底上發(fā)育的一個(gè)古隆起，主要發(fā)育了一套寒武—奧陶系碳酸鹽巖巖溶—縫洞型儲(chǔ)層，塔河油田位于阿克庫勒凸起中部[1]。由于特有的演化經(jīng)歷和成藏條件，決定了奧陶系巖溶縫洞型儲(chǔ)層在塔河油田儲(chǔ)量結(jié)構(gòu)中的優(yōu)勢地位。前人在研究區(qū)開展了較多的構(gòu)造研究[2]，并對已開發(fā)縫洞單元的流體識(shí)別[3]及出水特征[4]進(jìn)行了分析，而對巖溶作用尤其是其影響因素的分析相對較少。巖溶作用影響因素多樣[5-6]，不同主控因素下形成的巖溶儲(chǔ)層特征和分布差異極大。因此，研究儲(chǔ)層巖溶作用機(jī)制和發(fā)育影響因素，是發(fā)現(xiàn)和尋找非均質(zhì)性極強(qiáng)的巖溶—縫洞型儲(chǔ)層，使油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要途徑[7-9]。

圖1 塔里木盆地阿克庫勒凸起位置示意圖

1 巖溶發(fā)育的基本規(guī)律

通過對工區(qū)內(nèi)大量針對奧陶系探井的統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)合地震儲(chǔ)層預(yù)測的成果，總結(jié)出奧陶系巖溶發(fā)育具有如下一些規(guī)律：①巖溶儲(chǔ)層鉆遇頻率高。對研究區(qū)307口井進(jìn)行綜合識(shí)別，在228口井發(fā)現(xiàn)大中型洞穴，出現(xiàn)頻率達(dá)74.3%，228口井中發(fā)育有有效洞穴（具鉆井放空、鉆時(shí)加快、鉆井液漏失特征）的鉆井達(dá)113口，占鉆井總數(shù)的36.8%，表明塔河油田奧陶系碳酸鹽巖巖溶作用發(fā)育比較普遍；②巖溶尺度大。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)的最大的未充填溶洞見于阿克庫勒凸起軸部T808K井5 763.51～5 793.00m 井段O1-2y地層中，達(dá)29.49m；根據(jù)測井資料判斷的最大的全充填溶洞在TK409井5 586～5 659m井段達(dá)75m，在T403井中也發(fā)現(xiàn)了達(dá)67m（5 488～5 555m）的全充填溶洞。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示鉆遇最多的洞穴是2～6m；③巖溶發(fā)育深度大。據(jù)鉆遇奧陶系巖溶的139口井的統(tǒng)計(jì)，距T70面0～50m的洞穴占總發(fā)現(xiàn)洞穴的38.13％，距T70面50～100m者占26.62％，距T70面100～150m者占15.11％，距T70面150～200 m者占12.95％，距T70面200～250 m者占4.31％，距T70面250～300m及大于300m者各占1.44％，0～100 m范圍內(nèi)的巖溶占整個(gè)巖溶發(fā)育的50％以上，說明在距不整合面下100 m范圍內(nèi)是巖溶發(fā)育的優(yōu)勢深度范圍。

表1 塔河地區(qū)奧陶系樣品熒光薄片分析結(jié)果

2 巖溶作用機(jī)制

2.1 沉積期淡水溶蝕作用

良里塔格組上部及一間房組上部灘相顆?；?guī)r溶蝕孔隙型儲(chǔ)層己成為塔河油田南部以及塔里木盆地油氣勘探的新領(lǐng)域，但關(guān)于此套溶蝕孔隙型儲(chǔ)層的成因還存在爭議[10]。因此，界定溶蝕作用或溶蝕孔隙形成的時(shí)間是分析溶蝕作用機(jī)制的關(guān)鍵[11-17]。

2.1.1 溶蝕作用時(shí)間的界定

碳酸鹽巖顆粒固結(jié)成巖之后，流體的流動(dòng)通道決定著和巖石的溶蝕作用，其產(chǎn)物主要是溶蝕孔洞；研究區(qū)大部分溶蝕孔隙主要發(fā)育在顆粒型灰?guī)r碎屑內(nèi)部，主要形成孔隙為粒內(nèi)溶孔，巖石組構(gòu)對孔洞發(fā)育具有明顯控制特征，間接反映了溶蝕作用主要在沉積固結(jié)前形成。

根據(jù)奧陶系樣品熒光薄片觀察，研究區(qū)大部分儲(chǔ)層孔隙內(nèi)均有褐色重質(zhì)原油充注，孔壁具有明顯熒光顯示（表1）。粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及顆粒鑄?？變?nèi)的瀝青發(fā)褐色、黑褐色、暗褐色、褐黑色及黃褐色熒光，并具有受到后期發(fā)黑色熒光的瀝青縫的切割改造特征[18]。據(jù)此推測，上述儲(chǔ)滲空間的形成時(shí)間較早，孔隙空間內(nèi)最早的石油充注可能發(fā)生于加里東中晚期，早期油氣的充注是粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及顆粒鑄模孔得以保存下來的重要原因。

2.1.2 溶蝕作用機(jī)制

層序地層學(xué)研究表明，一間房組灘相顆?；?guī)r形成于高水位體系域[19]。而由前述所知，溶蝕孔隙的發(fā)育主要與上奧陶統(tǒng)良里塔格組上部的顆?；?guī)r、中奧陶統(tǒng)一間房組上部的顆?；?guī)r相聯(lián)系，由此可以推斷溶蝕作用與層序中高水位體系域相關(guān)。

良里塔格組、一間房組沉積期灘相顆?；?guī)r的溶蝕作用受到高水位體系域時(shí)期不整合面大氣水作用的控制。高水位體系域時(shí)期，沉積作用持續(xù)，碳酸鹽巖高速生長，在海平面下降時(shí)期，沉積物暴露出海水面，受大氣水的溶蝕改造。同生期大氣水溶蝕作用主要發(fā)育在三級層序的碳酸鹽巖上部巖層中。

三級層序高水位體系域時(shí)期，存在著多個(gè)四級海平面下降的過程，但由于四級海平面下降幅度相對較小，不易形成橫向上連續(xù)的四級準(zhǔn)層序不整合界面，因此沉積同生期大氣水溶蝕改造作用在平面上或橫向上的非均質(zhì)性均較為顯著[20]（圖2）。

圖2 碳酸鹽巖同生期大氣水溶蝕改造作用模式圖

2.2 受不整合面控制的構(gòu)造巖溶作用

由于這是一個(gè)可逆的化學(xué)反應(yīng)，因此只有Ca2+和HCO3-濃度不斷降低時(shí)，反應(yīng)才能從左自右不斷進(jìn)行，即只有在一個(gè)開放系統(tǒng)中，水的不斷循環(huán)才能使巖溶作用持續(xù)發(fā)生。

根據(jù)上述機(jī)理推論，巖溶作用可以發(fā)生在開放系統(tǒng)中與大氣淡水直接接觸的地表巖石中，也可以發(fā)生在通過某些通道（滲濾、裂縫及斷層等）使得大氣淡水與巖石間接接觸的近地表地下巖層中。結(jié)合上述巖溶機(jī)理的分析，提出阿克庫勒地區(qū)以下兩種巖溶成因模式。

2.2.1 暴露地表?xiàng)l件下碳酸鹽巖巖溶模式

圖3表示了阿克庫勒地區(qū)海西早期的巖溶模式，分布在巖溶高地上的大氣淡水通過表層裂縫滲、溶孔滲流帶向潛流帶匯聚，在潛流帶形成連續(xù)的、經(jīng)常性的、水平或近水平的地下水流，地下水流通過泄水區(qū)排出，泄水口的位置受潛水面限制。水平潛流帶為巖溶作用發(fā)育的主要區(qū)帶，隨著構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)展，地殼多旋回抬升，形成多個(gè)巖溶旋回。

圖3 阿克庫勒地區(qū)海西早期奧陶系碳酸鹽巖巖溶發(fā)育模式圖

2.2.2 斷層起主導(dǎo)作用的碳酸鹽巖巖溶模式

在塔河油田上奧陶統(tǒng)桑塔木組覆蓋區(qū)，非滲透性巖層對地面滲流形成阻擋，大氣淡水只能通過有限的裂隙、斷裂、不整合面進(jìn)入透水層，并沿透水層流向深處，遇斷層排出。斷裂系統(tǒng)控制了地下水的流動(dòng)軌跡和路徑，使得巖溶作用偏離正常潛水面[22]。塔河地區(qū)桑塔木組覆蓋區(qū)所形成的孔洞溶蝕層距離不整合面較深，且偏離正常潛水面，符合這種模式特征。

3 影響巖溶作用的主要因素

影響巖溶作用的因素較多，包括構(gòu)造因素、地貌、環(huán)境氣候、地層流體及后期成巖作用等[23]，不同的主導(dǎo)因素及不同因素的組合往往導(dǎo)致不同程度的巖溶發(fā)育和不同的巖溶產(chǎn)物[24]。

3.1 構(gòu)造因素

從成因上說斷裂系統(tǒng)是巖溶作用的誘發(fā)因素之一，其影響表現(xiàn)為：斷裂和斷層破碎帶為巖溶作用提供先期通道，增大了地表水及地下水與巖石的接觸面積，使碳酸鹽巖的滲流作用明顯改善，溶蝕范圍增加，溶蝕作用增強(qiáng)，溶蝕速度加快，從根本上為碳酸鹽巖溶蝕作用提供了條件。分析塔河油區(qū)115口鉆具放空、鉆井液漏失井，斷裂帶附近井占91％，這充分表明了斷裂系統(tǒng)與巖溶發(fā)育確實(shí)存在著一定的依附關(guān)系。

盡管如此，但也不能簡單的認(rèn)為“巖溶發(fā)育由斷裂系統(tǒng)控制”。在統(tǒng)計(jì)結(jié)果中鉆遇或檢測的溶洞主要是水平潛流帶和垂直滲濾帶的產(chǎn)物，尤以前者為主。巖溶作用發(fā)育的總體走向受會(huì)水點(diǎn)與溢水口傾斜方向控制，在此“路徑”上，斷層或裂縫對潛水帶水流方向和軌跡有一段或者局部影響和改變，從而影響巖溶的發(fā)育，但這并不能完全改變巖溶發(fā)育的總體分布趨勢[25]（圖4）。

圖4 巖溶發(fā)育與斷裂關(guān)系圖

3.2 巖溶地貌

不同的巖溶地貌區(qū)巖溶發(fā)育特征存在著明顯的差異。巖溶作用方式、特點(diǎn)和產(chǎn)物在不同巖溶相帶上也存在明顯差異（表2）。巖溶緩坡帶是巖溶作用最發(fā)育的相帶[26]。

表2 塔河油田巖溶相帶劃分及其特征

3.3 環(huán)境和氣候

研究表明，近地表酸性條件下，碳酸鹽巖的溶蝕速率隨方解石含量（CaO）增加而升高、隨白云石的（MgO）含量增加而降低，方解石的溶解速率明顯高于白云石；在富含CO2的近地表?xiàng)l件下，60℃以下的溫度，灰?guī)r的溶解速率大于白云巖，40～60℃最有利于碳酸鹽巖的溶蝕；但在相對高溫高壓條件（75℃，20MPa）下，方解石的溶解速率則小于白云石，在100℃，25MPa條件下，白云石的溶解速率大于方解石二倍。因此，在淺埋階段及風(fēng)化殼巖溶期以灰?guī)r巖溶發(fā)育為主；隨埋藏深度增加，白云巖溶解能力逐漸增強(qiáng)，并可超過灰?guī)r。

氣候也是控制古巖溶作用發(fā)育的重要因素，巖溶作用最易在潮濕炎熱的氣候中發(fā)育，這與大氣降水量、氣溫、CO2含量等有關(guān)。阿克庫勒地區(qū)在海西早期以半干旱氣候?yàn)橹?，不利于巖溶作用發(fā)育。

3.4 地層流體

表3是塔河油田與塔中1井區(qū)油田水性質(zhì)對比：①兩者的礦化度總體較高，但塔河油田平均值稍高；②大多屬于CaCl2型，即γCl-γNa/γMg>1（蘇林分類）；③塔河油田水中的HCO3-要低于塔中油田水對應(yīng)值；④塔河油田水中氯鈉系數(shù)rNa+/rCl-高于塔中油田水對應(yīng)值，可能代表含鹽層有所貢獻(xiàn)的地層水；⑤與塔中油田水相比，塔河油田水中出現(xiàn)較低δ18O，反映塔河受淡水淋濾作用要強(qiáng)。 在塔中目前油田水物化性質(zhì)下，方解石大部分溶解，少量沉淀，有利于灰?guī)r溶解；但白云石基本不溶解，有利于白云石化進(jìn)行。

表3 塔河油田與塔中及中1井區(qū)油田水的元素分析及比值

4 結(jié)論

1）塔河油田奧陶系儲(chǔ)層巖溶發(fā)育具有頻率高、尺度大的特點(diǎn)，不整合面以下0～100m是其優(yōu)勢發(fā)育深度，該地區(qū)巖溶主要分布在鷹山組和一間房組。

2）塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽儲(chǔ)層的主要成因機(jī)制為不整合面控制的構(gòu)造巖溶作用，其形成機(jī)制是巖石在暴露條件下與大氣淡水直接接觸而發(fā)生，或由于某些通道使得大氣淡水與巖石接觸而形成巖溶作用；沉積期淡水溶蝕作用主要形成時(shí)間為碳酸鹽巖沉積作用期，即同生期，其明顯特點(diǎn)是平面上或橫向上均存在強(qiáng)的非均質(zhì)性。

3）溶蝕作用的主要控制因素是古構(gòu)造和古地貌，環(huán)境和氣候及地層流體性質(zhì)也對溶蝕作用有較強(qiáng)的影響。

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Karstification Mechanics and Influence Factors of the Ordovician Reservoir in the Tahe Oilfield

WANG Man1XU Hou-wei2ZHONG Jin-yin3

（1-KaramayVocational College,Karamay, Xinjiang 834000; 2-Research Institute of Exploration and Development, Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000; 3-Research Institute of Geological Exploration and Development, Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Chengdu 610051）

Karst-fissure-cave carbonate reservoir is an important reservoir of the Ordovician in the Tahe oilfield. This paper has a discussion on main karstification mechanism and influence factors of the Ordovician reservoir in the Tahe oilfield. The karstification included fresh water dissolution during the sedimentation and tectonic karstification controlled by unconformity surface. The main influence factors are structure, ancient landform, environment, climate and formation water.

oil-gas reservoir; karstification mechanism; influence factor; Tahe oilfield

2017-10-24

國家重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2008ZX05000-049-04）;克拉瑪依市科技計(jì)劃項(xiàng)目“克拉瑪依工程教育基地野外地質(zhì)實(shí)習(xí)基地建設(shè)研究”（sk2016-42）

王滿（1982-），男，新疆新源縣人，講師，碩士，現(xiàn)主要從事資源勘查工程專業(yè)教學(xué)及油藏地質(zhì)研究工作

P618.13

A

1006-0995（2018）03-0405-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2018.03.012