0 前言

前人对碳酸盐岩油气藏类型进行了大量的研究，普遍认为沿不整合面和和古岩溶发育的溶洞带、断裂及其伴生的裂缝发育带是油气勘探和开发的优选区^[1-6]。但塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油藏受多期构造运动和后生改造作用影响，非均质性强。鲁新便等^[7]提出塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集体种类多样。塔河油田北部主体区主要以大型溶蚀缝储层洞为主，钻井上多放空漏失，在岩心和露头上可见洞径从几厘米到几十米的洞不等，李阳^[8]、金强等^[9]分别对缝洞的类型、充填情况和识别方法进行表征研究。除了常见的受次生溶蚀作用形成的岩溶缝洞外，碳酸盐岩中还存在着原生、次生微孔隙，金民东等^[10]、顾家裕等^[11]分别在四川等地提出粒间溶孔、粒内溶孔等在颗粒滩灰岩中普遍发育，并且为油气提供了有利的储集空间。受成岩演化控制的云斑灰岩中白云石砂屑团块和缝合线、微裂缝中也普遍含油; 陈荣坤等^[12]、牛永斌等^[13]、毛毳等^[14]提出白云石化作用产生的晶间孔、晶内孔和晶间溶孔等是油气储集的有利空间，并指出该类储集空间改善了储集性能且提供了油气运移的重要通道，但在空间展布上具有极强的非均质性，横向纵向连续性较差。

塔河油田二区的勘探开发资料表明，该区开发特征明显区别于北部四区、六区，95%以上的井需要压裂才能求产，70%以上的井后期产量递减较快、含水率较高、水淹严重、后期剩余油挖潜较困难，无法满足长期稳产的生产需要。因此，对该区储集体进行精细描述与刻画是该油藏勘探开发成功的关键。通过对储集层岩心和薄片资料观察，并对比地震、测井和生产资料发现，该区优质储集体除了主要的缝洞型以外，还存在着高能微孔隙型和成岩演化型。该区储集空间类型多样，物性差异大，呈多成因、多期次、多层楼房式叠置发育，且不同类型储集体侧向上相互交替，垂向上相互叠加，分布不均匀，造成生产上产量变化大，生产和开发方式认识不清，稳产困难等问题。针对不同类型的储集体，采用不同的开发方式进行开采是后期剩余油挖潜的关键。因此，笔者在查明该区优质储集体特征的基础上，对其形成的主控因素及分布规律进行研究，以期为后期的勘探开发打下良好的基础。

1 地质背景

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部(图 1)。中下奥陶统的一间房组和鹰山组总体为缓坡台地格局，为典型的台内滩相沉积^[15]，以泥微晶灰岩、藻屑黏结灰岩、生屑砂屑灰岩为主，厚度较大、连续性好，是奥陶系碳酸盐岩储层发育的主要层位。塔里木盆地是典型的多期构造运动叠合盆地^[16]，奥陶系碳酸盐岩经历了加里东期、海西期、印支-燕山期及喜马拉雅期等多次构造运动，受多期岩溶作用改造^[17]。受海西早期SE向挤压作用整体抬升影响，工区整体向西南倾伏，北部地层长期受风化剥蚀作用影响，桑塔木组、良里塔格组和恰尔巴克组缺失，中下奥陶统主要发育次生溶蚀缝洞型储层；海西晚期SN向挤压作用造成盆内多期断裂继承性发育且相互叠加，形成了受NE、EW和SN三向应力共同控制的复杂深断裂带，多沿断层发育溶蚀孔洞，且云斑灰岩和白云岩普遍发育；南部受高能相带建设性成岩作用控制，多发育颗粒滩灰岩。

2 储集体类型与特征

塔河油田二区孔-缝-洞等多种类型的储集体呈多成因、多期次、多层楼房式叠置发育，且不同类型储集体平面上相互交替，垂向上相互叠加。通过12口取心井613.2 m岩心观察、789张薄片资料鉴定、87张显微荧光和486张铸体薄片鉴定等，并结合测井、地震和录井资料的研究，将该区优势储集体类型依次划分为缝洞型、高能微孔隙型和成岩演化型三类。

2.1 岩溶缝洞型储集体

岩溶缝洞型储集体是受次生溶蚀作用改造形成的储集体，也是该区油气最主要的赋存区，主要的储集空间有溶蚀孔洞和构造缝、溶蚀缝等(图 2)。从野外露头和岩心上可以看出溶蚀孔洞直径差异较大，从几厘米到几十米不等；测井上扩径明显、密度明显降低、声波和中子孔隙度明显增大且电阻率明显降低(图 3a)，地震上为强振幅反射(图 3b)，录井上常发生放空漏失甚至井喷井涌。当孔洞被全充填或半充填时，在岩心上表现为岩溶角砾岩，主要发育在不整合面附近的表层岩溶带和深部受暗河控制的水平潜流岩溶带。构造缝主要受应力作用影响在断层附近发育，且后期受溶蚀作用改造多形成未充填、半充填溶蚀缝。

2.2 高能微孔隙型储集体

沉积环境是影响原生孔隙形成的重要因素，一般来说，低能环境沉积的泥微晶灰岩更容易发生压实和胶结作用，而高能环境沉积的颗粒灰岩则会保存较多的原始孔隙空间^[18]，拥有较高的孔隙度。

颗粒灰岩是受高能台内滩环境作用形成的一类以亮晶砂屑灰岩、亮晶生物屑灰岩、泥微晶砂屑灰岩和泥微晶生物屑灰岩、藻黏结灰岩等为主的岩性。塔河油田二区奥陶系颗粒灰岩垂向上呈多期连续叠置发育或与致密泥微晶灰岩隔层相间发育，厚度较大，单层厚度为10~30 m，呈带状分布；平面上受低幅度构造残丘控制，呈连片状分布。储集空间以孔隙为主，可以划分为粒内孔、粒间孔、铸模孔等(图 4)，全直径样品孔隙度大部分为1%~6%，平均值为2.3%，渗透率较低约为0.01×10^-3~10×10^-3μm²(图 5)。如图 6所示，颗粒灰岩的毛管压力曲线整体偏向右上方，中间主进汞段平缓且长，进汞压力为40~100 MPa时，进汞曲线与水平段近似平行，进汞量大，约占总进汞量的65%，表明颗粒灰岩中孔隙半径为5~30nm的孔隙非常发育。虽按石油天然气储量规范计算，奥陶系碳酸盐岩孔隙型储集体物性较差，为典型的特低孔低渗致密储集体。但其分布范围较广且岩心含油级别较高，可达油斑-饱含油的级别，镜下荧光显示较强，颗粒内溶孔呈斑点状浅黄色荧光，粒间溶孔呈棕黄色或黄褐色荧光，缝合线或微裂缝为暗色，大孔隙和微裂缝等稍大的储集空间为沥青质沥青或炭质沥青充填，且因浓度消光而不发荧光(暗黑色)。后期受到岩溶和断裂作用改造时，常形成狭长的溶蚀孔洞和微裂缝，彼此相互连通成为有效的储集空间。塔河油田二区基质孔隙型储集体主要发育在工区南部中下奥陶统一间房组上部和鹰山组中下部的颗粒滩灰岩中。

2.3 成岩演化型储集体

塔河油田奥陶系碳酸盐岩埋藏深度大、埋藏-成岩历史漫长而复杂^[19]，缝合线溶蚀孔储集体和云斑灰岩致密储集体普遍发育，主要储集空间为晶间孔、晶内孔、缝合线、微裂缝等。

如图 7所示，晶间孔和晶内孔主要发育在半自形-自形白云石充填形成云斑灰岩中。通过岩心素描图圈出的砂屑团块面积与岩心切面面积比，可以得出塔河油田二区云斑灰岩中物性较好的白云石砂屑占岩心总表面积为30%~65%(图 7a)，且白云石团块多被微裂缝和缝合线贯穿(图 7b)。在显微镜下对白云石砂屑颗粒进行了细致观察及测量，发现白云石粒径从41.10~403.72 μm不等，主要集中在100~200 μm，相当于中细砂级别(图 7c)。晶间孔的孔径从29.00~152.57 μm不等，主要集中在40~120 μm，从500倍单偏光下精细观察并统计出晶内孔的孔径从0.86~14.00 μm不等，主要集中在40~120 μm (图 7d、e)。

缝合线是压溶作用形成的一类致密储集体^[20]，多以齿状或港湾状构造为主，其间充填油质或沥青质，荧光下呈暗褐色(图 8a)。从岩心和薄片上可以看到，颗粒间多呈线状、缝合和曲面接触，缝合线附近的岩石颗粒因受到挤压发生变形和移位，颗粒沿缝合线定向排列，沿缝合线可见粒内溶孔发育，部分孔隙被方解石充填(图 8b)。沉积期早期形成的缝合线受差异压实和溶解作用的影响较大，多沿层理水平顺层发育，随着埋藏深度增加，缝合线发育逐渐密集，深埋成岩阶段形成的缝合线切断早期形成的缝合线相互交叉呈网状(图 8c)。塔河油田二区缝合线主要发育在鹰山组中，最密处可达77条/m。同时，从图 7岩心素描图亦可清晰看出砂屑部分微裂隙和缝合线发育，有效连通了砂屑颗粒晶间孔和晶内孔。在镜下可以清楚看到云斑灰岩中缝合线和微裂缝普遍发育。缝合线和微裂缝沿白云石晶体呈辫状或网状分布，大多数被沥青质充填，部分微裂缝为半充填开启缝，沟通白云石晶间孔缝，成为有效的储集体(图 7b)。区别于其他地区，缝合线和云斑灰岩储层在塔河油田二区奥陶系具有明显的垂向分带性，主要发育在一间房组和鹰山组的表层岩溶带和潜流岩溶带中，是重要的基质储集体。

3 储集体的形成与主控因素

塔河油田二区碳酸盐岩储集层受多种控制因素综合影响，且不同地区形成储层的主控因素各不相同，是典型的岩溶破坏型储集体与沉积建造型储集体共同发育区。结合塔河油田二区的地质情况，将形成碳酸盐岩储层的主要控制因素总结为沉积作用、成岩演化作用和断裂岩溶建设性改造作用三类。

3.1 沉积作用形成的微孔隙型致密储集体

前人研究认为塔河油田奥陶系沉积初期气候较干旱，海平面上升较快，其上升速率超过台地碳酸盐形成速度，因此从早奥陶世至中晚奥陶世碳酸盐岩台地面积逐渐缩小，呈退积-缓坡样式，且发育大面积的浅滩^[15]。塔河油田二区南部受沉积作用影响普遍发育一类以颗粒支撑，原生粒内孔、晶间孔和残余粒间孔为主的典型碳酸盐岩致密储层，厚度自北向南逐渐增大，区域连片性好(图 9)。Moore等^[21]曾经提出沉积成因的粒间孔可经历漫长的成岩作用而得以保存，形成残余粒间孔为主的储集层，并指出该类储层具有颗粒支撑、压实率低、早期浅埋藏胶结物不发育等特征。这些特征在塔河油田颗粒灰岩致密储层中均有发现，且一致性好，同时大量粒间孔、粒内孔存在且充填油质沥青质，颗粒完整，形成格架支撑，且受后期改造作用影响较易发生溶蚀作用，形成有效的储集空间。统计结果表明，研究区该类储集体的厚度与颗粒滩的厚度呈明显正相关关系，表明颗粒滩灰岩是有效储集层形成的物质基础。

3.2 成岩演化作用形成的压溶孔隙型储集体

原生孔隙的形成虽与沉积环境密切相关，但随着碳酸盐岩沉积物的埋藏，成岩作用则不断改变原始的孔隙空间。塔里木盆地在加里东期早期为浅埋藏作用阶段；加里东末期至海西早期，受区域性挤压影响抬升至地表进入表生成岩阶段；海西晚期继续抬升形成断裂裂缝构造，地层剥蚀加重；印支期发生多期升降运动，形成了波动性浅埋藏成岩阶段；燕山-喜山期地层大幅度沉降，为深埋成岩阶段(图 10)；主要的成岩作用为压实作用、胶结作用、溶蚀作用、白云岩化作用和重结晶作用等。

研究认为缝合线是典型的成岩作用形成的储集体，目前国内外对缝合线的成因还没有形成定论。钟建华等^[20]认为压实作用、压裂作用和溶蚀作用是缝合线的主要成因，此外有机质成熟和生烃过程中形成的酸性可溶性流体的活动则进一步促进了缝合线的发育。从岩心资料统计可以看出：受差异压实作用影响形成的顺水平边界发育的顺层缝合线占所有缝合线的75%以上，是最主要的缝合线；该类缝合线长度大于65 mm，发育密度较大，每10 cm发育3~5条，多呈正弦曲线状，稳定性较好，主要发育深度在5 000~6 000 m。受压裂作用形成的缝合线是在周围集中压剪应力作用下形成的，多与层面斜交甚至垂直，发育不均匀，时有时无，主要发育在5 500~6 000 m，且深部较发育。在岩心观察时发现岩心极易沿缝合线裂开，表明缝合线作为一个原先已经存在的破裂面，是一个弱结构面，受力后极易沿此面进行剥开。因此，在酸化压裂时，缝合线极易被压开，多被作为压裂改造激活的优势破裂面成为油气运移的主要通道，并且大大提高储层的渗透性。

缝合线和微裂缝常和云斑灰岩相伴生。云斑灰岩是部分方解石被白云石交代形成的，通常认为存在高能生屑滩混合水作用、深埋白云岩化作用和热液白云岩化作用3种成因。理论上认为该过程可以使岩石孔隙度增加6%~12%^[22]。

3.3 建设性改造作用形成次生岩溶缝洞型储集体

后期建设性改造作用主要包括古地貌控制的岩溶作用、古河流的溶蚀作用和构造断裂的破坏作用，这些作用是碳酸盐岩溶缝洞型储集体发育的关键因素。

3.3.1 古地貌控制的岩溶改造作用

古地貌形态是岩溶缝洞型储集体发育的重要控制因素之一^[23]。塔河油田二区奥陶系古地貌特征相差十分特殊，根据恢复的奥陶系顶岩溶古地貌看出，整体处于构造平缓的岩溶斜坡二级地貌单元，且可以进一步划分为溶丘(残丘)、溶斜坡、溶谷地和沟槽4种三级微构造地貌类型。地势北高南低且地层倾角较小，北部构造变化相对较大，残丘和溶台地相间发育，范围较大；南部构造相对平缓，以低缓的溶谷地为主，沟槽局部发育。从图 11可以看出，TK261井和TK211井分别位于溶谷地和溶丘(残丘)的位置，岩溶缝洞储层较周围的井发育好。

在地表大气降水的淋滤作用下表层风化壳岩溶缝洞多沿不整合面发育，且北部构造高部位的残丘和溶台地风化剥蚀作用强，溶蚀缝洞型储集体可达百米厚。此外，坡度较大的溶斜坡是大气水垂直渗流和顺层潜流溶蚀最为强烈的部位，较高的流速和较大的水体造成溶斜坡不仅地表风化壳岩溶缝洞储集体厚度大，而且垂直和水平溶蚀形成的渗流带也很发育。

3.3.2 古河流的改造作用

塔北地区的喀斯特古河道系统是整个岩溶体系的核心，不同尺度和岩溶形态的溶洞体与古河道关系密切^[24]，古河流溶蚀作用和大气水的淋滤作用共同促进碳酸盐岩次生孔隙的发育。从地震属性图上可以看出，研究区古河流自北向南沿溶沟流动，北部明河发育，地震上为“高幅”残丘和串珠状反射区；南部暗河发育，地震上呈串珠、杂乱强反射。在恰尔巴克组尖灭线处，一部分水体沿一间房组和恰尔巴克组间的平行不整合面顺层运移形成地表水溶蚀孔洞，而另一部分水体沿大型深断裂垂向运移，在地层深处形成溶蚀孔洞。从图 12地震属性图上可以看出，溶蚀孔洞在平面上沿河道呈条带状发育，连续性较好，岩心上可观察到随地下河搬运堆积形成的角砾岩充填型灰岩、垮塌型洞穴灰岩等，钻井上多发生放空漏失。

3.3.3 构造裂缝改造作用

受地层岩石性质、泥质含量、矿物组分等内因和温度、围压、地应力等外因的共同影响，地层会发生脆性变形(破裂^[25]、碎裂^{[26- 27]}等)和塑性变形(泥岩涂抹^[28])，形成不同规模的断层和裂缝，不但优化了储层，成为油气运移的通道^[29]，同时也增加了储层和溶蚀流体的接触面积，扩大了碳酸盐岩储集空间的体积^[30]。塔河油田二区北部构造应力相对集中，浅层小断层普遍发育，富含CO₂的大气降水沿断裂垂向运移并溶蚀断裂周围的碳酸盐岩地层，不仅促进了表生岩溶，还沟通了断层周围的溶蚀孔洞，增大了地表流体和碳酸盐岩地层的接触面积，起到了扩

大溶蚀的作用。溶蚀缝和小型溶洞常沿断层垂向连续发育或在断层交汇处发育，随着下渗作用的增强，小型溶蚀缝和溶洞逐渐发育成大型溶沟、溶缝和落水洞等大型缝洞。从图 13可以看出，TK227井为两条深大断裂交汇处，储层普遍发育。此外，工区西部形成于加里东中期的深大断裂多

发育在中深部T₈₀-T₇₄地层，最深可下延至T_D地层，部分可上延至T₇₂或T₅₆地层，后期受海西运动等多期构造运动改造，表现为断距较大，最大垂直断距为30~45 m，纵向和平面均延伸较长。从而沟通了地下深部热液流体，热液沿深大断裂向上运移在断层和断裂破碎带附近发生溶蚀、交代、热液白云岩化等作用，形成致密云斑灰岩储层^[31](图 14)。

4 碳酸盐岩优势储集体的分布规律

根据岩心、薄片、测井、地震和钻井多种资料分析和预测可知，塔河油田二区古地貌起伏变化大，构造复杂，碳酸盐岩储集体成因多样，在多种因素综合作用下，多种类型的储集体往往组合发育(图 15)。

由于储集层成因的复杂性，因此塔河油田二区碳酸盐岩有效储集层的发育具有3方面特殊性：①成规模的有效储集层是多种建设性成岩作用长期综合作用的结果，单一成因储集层发育较少；②不同类型的储集层垂向叠置，呈多层楼房式分布；③碳酸盐岩呈规模分布的有效储集层不受埋深控制，深层仍然有物性良好的大型储集层发育。

塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩储层主要受滩坝相控制，在颗粒灰岩中发育。成岩演化阶段发生了压实、压溶、胶结、溶蚀、白云化等成岩作用，该区奥陶系碳酸盐岩后期受断层、古水系和风化剥蚀作用改造，最终形成岩溶缝洞型、微孔隙型和压溶孔隙型等多种储集空间。北部剥蚀区古地貌起伏变化大，古河流较发育，构造应力集中，断层普遍发育，多形成大型溶蚀孔洞储层。南部覆盖区受沉积相控制，颗粒灰岩储层和云斑灰岩储层普遍发育，溶蚀孔洞储层多沿深断裂发育，平面上零星发育，垂向上延伸较好。垂向上全区储集层具有明显的分带性，可以划分为靠近T₇₄界面0~40 m一间房组上部的表层风化岩溶带，距T₇₄界面60~100 m一间房组下部和鹰山组上部的岩溶管道带以及距T₇₄界面150~200 m鹰山组中下部内幕溶蚀带。

5 结论

1)本研究从主控因素上将塔河油田二区碳酸盐岩储集体划分为受次生溶蚀作用控制的岩溶缝洞型、受高能相带建设性成岩作用控制的微孔隙型和受压溶及白云化作用控制的压溶孔缝型三类。更系统地认识了该区不同尺度的储集体类型和分布范围，为塔河油田后期开发提供依据。

2)塔河油田二区奥陶系埋深较大，受多种地质作用长期综合影响。古沉积作用是该区储集体形成的基础，多期的成岩和改造作用对储集体不断进行优化，扩大了储集空间，使不同类型的储集体垂向叠置发育，呈多层楼房式分布。

3)岩溶缝洞型储集体储集空间较大，能量较为充足，开发初期多为天然能量开采的高产井，是目前最主要的开采区，但开发中后期水淹较快，难以保证持续稳定的开采；高能微孔隙型储集体和压溶孔缝型储集体储集空间较小，孔渗条件较差，开发初期对该类储集体认识不足，但其呈条带状分布且分布范围较广，开发后期在酸化压裂的基础上可以得到较为可观的产能，是塔河二区后期开发的重要潜力区。