塔里木盆地巴麦地区

小海子组碳酸盐岩储集层特征与油气成藏

旷理雄¹，郭建华¹，陈运平¹，朱美衡²，郑好¹，蔡习尧³

 (1. 中南大学 地学与环境工程学院，湖南 长沙，410083；

2. 中国石化 江汉油田分公司物探研究院，湖北 武汉，430035；

3. 中国石化 西北分公司石油勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐，830011)

摘  要：利用岩芯资料，分析巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层特征、影响因素，评价有利储集层分布；应用流体包裹体分析等技术和方法，分析油气藏类型与油气注入成藏史，总结油气成藏规律。研究结果表明：小海子组碳酸盐岩储集层主要岩石类型为颗粒灰岩和白云岩，储集空间类型为孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型；影响储集层物性的主要因素为沉积作用、成岩作用以及构造作用；最有利的储集层分布区位于巴楚西部巴5—巴参1—麦4—曲1井区一带及周缘；油气藏类型主要为背斜油气藏，其中巴什托背斜油气藏至少发生了海西晚期与喜玛拉雅晚期2次油气注入成藏期，亚松迪Ⅰ号背斜油气藏至少发生了喜玛拉雅晚期1次油气注入成藏期；储集层质量是控制油气成藏的主要因素，构造演化、断裂和圈闭是控制油气成藏的重要因素。

关键词：流体包裹体；储集层；油气成藏；石炭系碳酸盐岩；巴楚隆起；塔里木盆地

中图分类号：P618.130.2；TE122.3          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2010)06-2288-08

Reservoir characteristics and hydrocarbon accumulation of Xiaohaizi formation carbonate rocks in Bamai Region, Tarim Basin

KUANG Li-xiong¹, GUO Jian-hua¹, CHEN Yun-ping¹, ZHU Mei-heng², ZHENG Hao¹, CAI Xi-yao³

 (1. School of Geoscience and Environmental Engineering, Central South University, Changsha 410083, China;

2. Institute of Petroleum Geophysical Prospecting, SINOPEC Jianghan Oilfield Branch Company, Wuhan 430035, China;

3. Institute of Petroleum Exploration and Development, SINOPEC Northwest Branch Company, Urümqi 830011, China)

Abstract: The reservoir characteristics of Xiaohaizi formation carbonate rocks were studied, the favorable reservoirs were evaluated by core; hydrocarbon charge and main factors controlling hydrocarbon accumulation were studied by the techniques of fluid inclusion. The results indicate that the main rock types of Xiaohaizi formation carbonate rocks are grainstone and dolomite. The reservoir types are pore, pore-fracture and fracture. The main factors influencing the reservoir ability are sediment, diagenesis and structure. The best reservoirs are located in Well Ba5, Bacan1, Mai4 and Qu1 area. The type of hydrocarbon reservoirs is mainly anticline reservoirs. There are at least two oil/gas charges in Bashituo anticline reservoirs, i.e., late Hercynian and late Himalayan. There are at least one oil/gas charge in Yasongdi anticline reservoirs, i.e., late Himalayan. The reservoir characteristics are the main factors controlling hydrocarbon accumulation, and structure evolvement, fault and trap are important factors controlling hydrocarbon accumulation.

Key words: fluid inclusion; reservoir; petroleum accumulation; Carboniferous carbonate rocks; Bachu arch; Tarim Basin

上石炭统小海子组碳酸盐岩是巴麦地区重要勘探领域之一。随着勘探与研究程度的不断深入，人们对研究区小海子组的构造特征与构造演化^[1-3]、烃源岩特征与油气源^[4-6]、成岩作用^[7]、油气运移^[8-11]的认识也越来越清楚，并积累了大量的资料和丰富的经验。但是，目前人们对小海子组碳酸盐岩储集层类型、孔、渗特征与孔隙结构、储集层储集性能影响因素、储集层分布规律及成藏规律等研究欠深入，严重地制约了下一步油气勘探。在此，本文作者应用岩芯观测、扫描电镜、铸体薄片、压汞等方法，研究小海子组碳酸盐储集层特征、影响因素与储集层分布规律，应用流体包裹体分析等技术和方法，分析油气藏类型与油气注入成藏史，总结油气成藏主控因素，以便为该区小海子组碳酸盐岩下一步油气勘探提供重要科学依据。

1  地质背景

巴麦地区构造位置如图1所示。巴麦地区位于塔里木盆地中央隆起带西段，东邻塔中隆起，东北与阿瓦提坳陷相接，西北与柯坪隆起相邻，西南与麦盖提斜坡相连，东南与塘古巴斯坳陷相接，面积为4.3×10⁴ km²(图1)。巴麦地区以巴楚隆起为主体，并包括南部麦盖提斜坡的一小部分。

巴麦地区勘探面积较大，至目前为止，地震测网面积为2 km×2 km~8 km×8 km，局部地区面积为   1 km×2 km，三维地震面积约400 km²；钻井40余口，且主要分布在巴麦地区南部。研究区多口井小海子组中有不同程度的油气显示，并在巴楚西部巴什托地区(麦4井区)和亚松迪地区(巴探2井区)发现了小海子组碳酸盐岩油气田。

2  储集层特征

2.1  岩石学特征

根据多口井岩芯观察与岩石薄片分析结果，本区小海子组碳酸盐岩岩性以浅灰、灰褐、褐灰色厚层-中厚层状泥微晶灰岩、粉细晶灰岩为主，与同色泥灰岩互层，夹绿灰、褐紫色泥岩。另外，巴楚西部还发育云质灰岩和白云岩。

小海子组碳酸盐岩中灰岩岩石结构较小，以泥晶灰岩为主，其次为粒屑泥微晶灰岩、泥微晶粒屑灰岩、亮晶粒屑灰岩和(含)泥质灰岩，粒屑成分主要为生物碎屑、砂屑，少量鲕粒，其中生物碎屑主要为隐藻、藻屑、棘屑及瓣腮类；颗粒灰岩总体不发育，横向连续性差，分布较局限。这种特征反映了本区小海子组碳酸盐台地沉积中的滩相多为规模不大的点滩沉积。白云岩多为泥微晶结构，有的颗粒岩的生物和胶结物也是被泥晶白云石交代，反映了准同生期白云化的特征。小海子组碳酸盐岩中陆源物质较常见，如泥灰岩，有时作为泥岩夹层产出，较纯的灰岩、云岩中也常见含微量陆源粉砂。

2.2  储集层岩石型与物性特征

巴麦地区小海子组碳酸盐岩海侵体系域储集层岩石类型主要为颗粒灰岩和白云岩，储集层厚度为50~80 m，主要分布于巴楚西部巴什托地区、亚松迪地区和南部鸟山玛扎塔克构造带(见图2)。其储集层类型主要为孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型，孔隙主要为次生孔隙。储集空间以晶间孔、晶间溶孔、粒间孔、粒内溶孔为主；粒内溶孔、粒间溶孔多发育在颗粒灰岩或颗粒白云岩中，溶蚀孔径一般为1~5 ?m；本区储集层中裂隙发育，平均裂缝密度达10.5 条/m。

图1  塔里木盆地巴麦地区构造位置图

Fig.1  Location and structure of Bamai region in Tarim Basin

图2  巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层厚度分布图

Fig.2  Isopach map of reservoir of Xiaohaizi formation in Bamai region

储集层井岩芯样实测孔渗资料统计结果见表1。从表1可见：白云岩类孔渗效果较好，灰岩类孔渗效果较差；灰岩类平均孔隙度为2.13%~4.40%，平均渗透率为0.03×10^-3~1.34×10^-3 μm²；灰岩类以颗粒灰岩孔渗效果较好，平均孔隙度为2.14%~4.40%，平均渗透率为0.71×10^-3~1.34×10^-3 μm²；白云岩类平均孔隙度为7.88%~16.51%，平均渗透率为7.36×10^-3~ 158.94×10^-3 μm²。可见：小海子组碳酸盐岩储集层中白云岩和颗粒灰岩储集层物性较好，是组成储集层的主要储集岩类。

小海子组碳酸盐岩储集层孔隙度在巴楚西部较大，为2%~15%；东部低于2%；渗透率在巴楚西南部较大，为10×10^-3~220×10^-3 μm²，其他地区低于0.1×10^-3 μm²。

本区160多个储集层样品的储层毛管压力曲线特征参数计算结果如下：小海子组碳酸盐岩储集层排驱压力为0.07~23.20 MPa，中值压力为0.15~68.30 MPa，分选系数为1.13%~3.23%；最大连通孔径为0.03~  6.40 μm。参照本区碳酸盐岩储层评价标准，多属Ⅰ~Ⅲ类储集层。

2.3  储集层储集性能影响因素

2.3.1  沉积作用和成岩作用

影响巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层发育的主要因素为沉积作用和成岩作用。本区巴什托(麦4、麦6井区)—亚松迪(巴参1、巴探2井区)及周缘地区，为局限台地发育地区。在海平面升降过程中，极易露出海面，岩石发生准同生白云化和溶蚀作用，形成了以晶间孔、晶间溶孔、粒间、粒内溶孔等多种次生孔隙为主的储集层；巴楚其他广大地区(康1井以东和以南地区)为开阔台地相，沉积时相对于局限台地发育地区，水深较大，在海平面升降过程中，出露海面的概率较小，因而白云化和淡水溶蚀作用对这些地区影响不大。康塔库木构造带(康1井和康2井)、巴楚隆起北缘构造带(和4井、方1井等)和鸟山玛扎塔格构造带(玛4井、和3井等)小海子组有利储集层(白云岩和颗粒灰岩)欠发育。因此，总体上，这些地区有利储集层不发育。

2.3.2  构造作用

构造应力造成岩石破裂产生的裂缝是重要的渗流通道和储集空间的一种类型。尤其在断层附近，由于断裂破碎形成一个断裂裂隙分布带，裂隙密度越大，发生溶蚀作用越强，则形成的溶蚀缝越多。工区内构造作用发育，沿断裂发育致密性小的泥晶灰岩、泥灰岩、白云岩等易产生裂隙缝，为地下酸性水介质提供溶蚀渗滤通道。本区小海子组碳酸盐岩储集层以构造缝为主，产状以斜交缝与垂直缝为主，水平缝次之。如位于色力布亚断褶带高部位附近的巴参1井、巴探2井，位于断层复合部位的山1、古董1井，位于断背斜高部位的麦6、麦10、曲4井，构造裂缝相当发育，其中巴探2井小海子组砾屑灰质白云岩(井段1 922.51~1 926.9 m)中微裂隙相当发育，经测试为气层。

表1  巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层物性参数统计

Table 1  Porosity and permeability of reservoirs of Xiaohaizi formation sequence in Bamai region

图3  巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层综合评价

Fig.3  Reservoir synthesis evaluation of Xiaohaizi formation sequence in Bamai region

2.4  储集层分布规律

根据上述储集层特征与本区碳酸盐岩储集层分类评价标准，对本区小海子组碳酸盐岩储集层进行综合评价，评价结果如下。

2.4.1  Ⅰ类储集层分布区

Ⅰ类储集层分布区主要位于巴楚西部巴5—巴参1—麦4—曲1井区一带及周缘(见图3)。亮晶粒屑灰岩、亮晶鮞粒灰岩、砂屑泥晶灰岩、生物屑灰岩、生物碎屑白云岩、砂屑白云岩、藻屑白云岩、灰质白云岩为本区最好储集岩。储集层厚度为50~80 m，孔隙度一般为3%~12%，渗透率一般为1.0×10^-3~ 12.0×10^-3 μm²；油气显示好，如在麦4井小海子组获得了工业气流。

2.4.2  Ⅱ类储集层分布区

Ⅱ类储集层分布区主要位于巴楚中南部伽2—康1—罗南1—玛2井区一带。储集层厚度为50~80 m，孔隙度一般为2%~3%，渗透率一般为0.1×10^-3~ 1.0×10^-3 μm²；油气显示较好，如在玛2井小海子组获得了低产工业气流。

2.4.3  Ⅲ类储集层分布区

Ⅲ类储集层分布区主要位于巴楚北部康2~4井区一带。储集层厚度为10~70 m，孔隙度一般小于2%，渗透率小于0.1×10^-3 μm²；油气显示很差，到目前为止没有发现工业油气流井。

3  油气成藏分析

3.1  油气藏类型及分布

根据油气藏控制因素的不同，巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层已发现的油气藏类型主要为背斜油气藏，如巴什托背斜油藏和亚松迪Ⅰ号背斜油气藏。巴什托地区油气剖面见图4。巴什托背斜位于麦盖提斜坡巴什托—先巴扎构造带西部，为NWW向延伸的长轴背斜，发育东、中、西3个高点，东西长约13.5 km，宽约2.2 km，小海子组顶圈闭面积为23.10 km²。该构造南翼伴生有巴什托断裂。亚松迪Ⅰ号背斜油气藏位于巴楚隆起西部，是受色力布亚断裂控制的背冲型牵引背斜。该背斜长轴走向为NNW向，背斜长约5.39 km，宽约0.98 km，小海子组顶部圈闭面积为8.5 km²。

图4  巴什托地区油气藏剖面图(东西向)

Fig.4  Generalized section of Xiaohaizi formation hydrocarbon reservoirs in Bashituo area

3.2  油气成藏期次分析

根据油气储集层中有机包裹体均一温度确定油气藏的形成时间和期次目前已得到广泛应用^[12-17]。根据储集层中有机包裹体均一温度及盆地古地温模式和储集层埋藏历史能确定包裹体形成时的地层埋深及对应的地质时代，应用此方法就可以确定油气藏的形成时间和期次^[18-20]。

3.2.1  巴什托背斜油藏

巴什托背斜油藏有机色裹体均一温度测定结果见表2。曲4井井深4.216 4 km包裹体均一温度为52.8~  97.8 ℃，曲5井井深4.899 5 km包裹体均一温度为47.2 ℃。最小一组平均温度按50 ℃计算，则包体形成深度为1.3 km左右，表明包体形成于海西晚期；最大一组按98 ℃计算，包体形成深度为4.0 km左右，表明包体形成于喜玛拉雅晚期(表2)。因此，本区石炭系小海子组碳酸盐岩储集层至少存在2次油气注入时期，即海西晚期和喜玛拉雅晚期。

表2  巴什托背斜油藏小海子组碳酸盐岩储集层包裹体均一温度及油气注入时期

Table 2  Homogeneous temperature from fluid inclusions and hydrocarbon charge of Xiaohaizi formation in Bashituo anticline reservoirs

关于本区的油气来源，前人做了大量研究。刘洛夫等^[6-7]认为：本区主要烃源岩在寒武系，烃源岩热演化具有时间长、早期供油晚期供气的特点；谭开俊   等^[4-5]根据原油和生油岩的生物标记化合物、碳同位素、正构烷烃单烃同位素等参数对比认为，本区主要烃源岩为其深都的高成熟寒武—奥陶系海相碳酸盐烃源岩，其次为海陆混源的石炭系烃源岩，石炭系提供油源已被曲1、巴参1等井的油源研究所证实。在海西晚期，寒武—奥陶系烃源岩进入生烃高峰，生成的油气运移至巴楚隆起西北部，但石炭系烃源岩有机质处于未成熟阶段；在喜玛拉雅晚期，寒武—奥陶系源岩二次生烃条件较差，巴楚隆起及麦盖提斜坡北部石炭系源岩有机质处于低熟阶段，而麦盖提斜坡南部及叶城凹陷第三纪巨厚沉积，石炭系源岩埋深加大，有机质成熟度迅速演变至高成熟阶段，油气生成量增大，此时，麦盖提斜坡反转成南低北高的构造格局，石炭系源岩生成的油气由麦盖提斜坡南部、叶城凹陷向北部运移，充注于巴什托圈闭中，形成以寒武系—奥陶统为主要源岩、石炭系为次要源岩的油气藏。

表3  亚松迪Ⅰ号气藏有机包裹体均一温度测定结果

Table 3  Homogeneous temperature from fluid inclusions of Xiaohaizi formation in Yasongdi Ⅰ

综合以上包裹体均一温度和前人烃源岩研究成果，认为巴什托小海子组碳酸盐岩背斜油藏至少存在2次油气注入成藏期，即海西晚期与喜玛拉雅晚期。

3.2.2  亚松迪Ⅰ号背斜油气藏

亚松迪Ⅰ号背斜油气藏有机包裹体均一温度测定结果见表3。从表3可见：巴参1、巴探2这2口井小海子组包裹体均一温度为105~129 ℃，故包体形成期的埋藏深度为3.0~3.5 km，表明包裹体形成于喜玛拉雅晚期。因此，本区石炭系小海子组碳酸盐岩储集层至少存在1次油气注入时期，即喜玛拉雅晚期。

亚松迪构造带是在海西晚期—喜玛拉雅晚期色力布亚断裂牵引形成。亚松迪Ⅰ号背斜油气源自巴什托等异地油气藏在喜玛拉雅期调整分流充注的小型气藏，部分油气源于下伏或麦盖提斜坡南部寒武—奥陶系烃源岩与石炭系源岩，油气沿色力布亚断裂通道向上纵向运移至亚松迪Ⅰ号圈闭聚集成藏。

综合以上分析结果，本文作者认为，亚松迪小海子组碳酸盐岩Ⅰ号背斜油气藏至少存在1次油气注入成藏时期，即喜玛拉雅晚期。

4  油气成藏主控因素

4.1  储集层质量

以碳酸盐岩为主要勘探目的层的巴麦地区，储集层的发育程度及规模是决定是否含油气的主要因素。本区巴什托(麦4、麦6井区)—亚松迪(巴参1、巴探2井区)及周缘地区为局限台地发育地区，在海平面升降过程中，极易露出海面，岩石发生准同生白云化和溶蚀作用，形成的白云岩储集物性较好，其中砾屑白云岩、粉晶白云岩储集性能最好，发育以晶间孔、晶间溶孔、粒间、粒内溶孔等多种次生孔隙为主的储集层；其他广大地区为开阔台地相，当时在海平面升降过程中，出露海面的概率较小，因而，白云化和淡水溶蚀作用对这些地区影响不大。如巴探2井(井段1 922.56~  1 929.15 m)砾屑白云岩孔隙度为13.5%~19.6%，渗透率为11.9×10^-3~731×10^-3 μm²。经测试，天然气储量为12.2×10⁴ m³/d，凝析油储量为5.12 m³/d，为气层；麦4井(井段4 382.6~4 390.4 m)粉晶白云岩孔隙度为7.62%~15.15%，渗透率为2.3×10^-3~101×10^-3 μm²，经测试，亦为气层；而该构造上的麦10(井段4 424.0~   4 425.2 m)碳酸盐岩储集性能较差，实测孔隙度为6.08%，渗透率为0.066×10^-3 μm²，经测试，为非    油层。

4.2  构造演化、断裂和圈闭

前人研究结果表明：在海西早期，巴麦地区处于塔西南古隆起的北侧为1个向北倾的构造斜坡，具有南高北低、西高东低的构造格局，油气运移指向主要为巴麦地区的西部和南部；在海西晚期，寒武—奥陶系烃源岩进入生烃高峰，构造格局演变为西部、北部隆升，油气运移指向巴楚隆起西北部。经喜马拉雅运动期的断裂褶皱，巴楚隆起定型为塔西南前陆盆地的前缘隆起，油气的运移指向由北向巴楚隆起南缘。构造格局的演变控制了油气运移聚集，长期的隆升剥蚀使早期聚集的油气遭到强烈破坏。现已发现的小海子组碳酸盐岩域油气藏全分布于油气长期运移指向区的巴楚隆起的西部。

油气沿断裂带聚集是巴麦地区油气成藏的重要控制因素。巴麦地区主要发育海西期和喜马拉雅晚期2期断裂活动，不同期次的断裂控油作用明显不同，其中早期断裂对油气成藏起主要作用，表现在以下方面：

(1) 大多数圈闭的成因机制与断裂有关，形成断背斜、断鼻、断块(断垒)等与断裂有关的构造。

(2) 断裂活动与主要生烃期匹配，成为沟通源岩和输导层的重要垂向运移通道，如巴什托小海子组碳酸盐岩储集层的油气主要来自寒武—奥陶系烃源，将断裂作为油气垂向运移通道运移至小海子组碳酸盐岩聚集成藏(图4)。

(3) 断裂控制裂缝的发育程度在一定程度上可以改善储集层的物性。如位于巴什托断背斜高点的麦4井，厚度为0.3 m(井段4 386.6~4 386.9 m)的生物屑粉晶云岩，垂直缝6条，长为8~15 cm，宽为0.01~0.10 mm，全充填5条，半充填1条，为气层。而晚期活动的断裂对油气成藏主要起破坏作用，巴楚隆起发育的晚期断裂构造大多没能有效成藏。

两期叠合圈闭是控制油气成藏的另一重要因  素。巴麦地区圈闭主要形成于海西期和喜山期，海西期形成的圈闭或圈闭雏形与寒武-奥陶系生烃高峰匹配，易聚集油气。在喜山期构造定型，虽经构造变动，古油藏发生调整或破坏，但仍有利于捕集油气成藏。已发现的巴什托小海子组碳酸盐岩油气藏与2期叠合有关。

5  结论

(1) 巴麦地区小海子组碳酸盐岩储集层岩石类型主要为颗粒灰岩和白云岩，且主要分布于巴楚西部巴什托地区、亚松迪地区和南部鸟山玛扎塔克构造带；储集层类型主要为孔隙型、孔隙—裂缝型和裂隙型；储集层物性主要受沉积作用与成岩作用以及构造作用所控制；最有利的储集层分布区主要位于巴楚西部巴5—巴参1—麦4—曲1井区一带及周缘。

(2) 本区油气藏类型主要为背斜油气藏；对于不同地区油气藏，其油气注入成藏存在一定差异。

(3) 储集层质量是控制油气成藏的主要因素，构造演化、断裂和圈闭是控制油气成藏的重要因素。

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(编辑 陈灿华)

收稿日期：2009-12-18；修回日期：2010-03-09

基金项目：国家自然科学基金资助项目(40874048)；国家重大科技专项基金资助项目(2008ZX05002-005)

通信作者：旷理雄(1965-)，男，湖南武岗人，博士，副教授，硕士生导师，从事石油地质的科研和教学工作；电话：13027480788；E-mail: kuanglixiong@163.com