超深層碳酸鹽巖層系硅質(zhì)巖儲層表征與評價
——以塔里木盆地塔深6井為例

劉永立，尤東華，李海英，高利君，蔣 宏，張衛(wèi)峰，鮑 芳

[1.中國地質(zhì)大學(武漢) 構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室，湖北 武漢 430074; 2.中國石化 西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011;3.中國石化 勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126]

碳酸鹽巖層系層狀硅質(zhì)巖、硅質(zhì)結(jié)核成因與來源的研究不勝枚舉，但硅質(zhì)巖作為油氣儲集巖則較為罕見。事實上，北美地區(qū)已有超過萬億立方英尺天然氣與數(shù)百萬桶原油產(chǎn)自硅質(zhì)巖儲層[1]。美國石油地質(zhì)學家協(xié)會于2001年以“Chert Reservoirs of North America”為主題出版專輯分別介紹了不同成因類型的硅質(zhì)儲集巖。其中，有一類硅質(zhì)巖儲層被描述為“不純的，通常是乳白色的巖石，具有無釉陶瓷的質(zhì)地和外觀”，主要由微晶二氧化硅組成，典型特征為無光澤、類似破碎的未上釉陶瓷[2-3]。此類硅質(zhì)巖儲層通常呈白色-淺灰色、易碎、非常輕，孔隙度高達50%，二氧化硅含量為30%～80%[4]。

截至目前，此類硅質(zhì)巖儲層常見于深水且地質(zhì)時代相對較新地層，如美國加利福尼亞州中新統(tǒng)Monterey組瓷狀巖[2-3,5-7]，主要由硅藻構(gòu)成。時代較老的硅質(zhì)巖儲層發(fā)現(xiàn)于美國二疊盆地下泥盆統(tǒng)Thirtyone組，主要由硅質(zhì)海綿骨針組成[8-12]。塔里木盆地塔深6井在下奧陶統(tǒng)蓬萊壩組首次鉆遇了具有一定厚度的類似硅質(zhì)巖儲層。劉永立等[13]分析了其地層巖性與結(jié)構(gòu)特征、地震響應(yīng)特征，并探討了硅質(zhì)巖成因地質(zhì)模式。

已有研究表明，此類硅質(zhì)巖儲層的研究主要側(cè)重于沉積相分析、二氧化硅來源與儲層成因、儲層刻畫與展布等。儲層表征方面強調(diào)了高孔低滲特征，微晶石英晶間孔隙大小為1～10 μm[2-3]，缺少孔隙空間分布特征與空間結(jié)構(gòu)的詳細分析。本文以塔深6井蓬萊壩組硅質(zhì)巖為例，系統(tǒng)分析其儲層發(fā)育特征，包括孔隙度、滲透率、儲集空間結(jié)構(gòu)、空間尺寸以及孔隙空間分布等，并通過原油飽和壓力試驗評價其油氣儲集能力。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

塔里木盆地中、下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖是油氣勘探開發(fā)重點層系，自上而下呈白云巖向灰?guī)r過渡的特點，包括蓬萊壩組、鷹山組與一間房組。蓬萊壩組主要以蒸發(fā)-局限臺地相的泥晶、細晶-粉晶白云巖為主，鷹山組主要以在淺埋藏期由開闊臺地相灰?guī)r云化而成的白云巖與灰?guī)r間的過渡巖性為主，一間房組巖性以開闊臺地相的生物灰?guī)r為主[14]。中、下奧陶統(tǒng)巖性變化與早、中奧陶世古海水性質(zhì)的變化密切相關(guān)，表現(xiàn)為古海水表層溫度降低、生物多樣性增加等[15]，主要受塔里木盆地臺盆格局變化和海平面升高等多因素控制[16]。

塔里木盆地北部沙雅隆起奧陶系碳酸鹽巖領(lǐng)域已發(fā)現(xiàn)了塔河、輪南和哈拉哈塘等油氣田，油氣主要賦存于一間房組與鷹山組灰?guī)r段，油氣藏分布受區(qū)域不整合、巖溶古地貌和斷裂體系等多因素控制[17]。圍繞塔河深層油氣勘探，先后部署了沙88、塔深1和于奇6等探井，揭示蓬萊壩組整體發(fā)育薄層粉晶-細晶白云巖，局部少量中晶白云巖，頂部具薄層灰?guī)r[13]。塔深6井位于塔河地區(qū)西南部(圖1)，主要針對蓬萊壩組“串珠狀”地震反射體。該井于蓬萊壩組揭示了角礫狀硅質(zhì)巖儲層、層狀硅質(zhì)巖儲層、礫屑白云巖、粉細晶白云巖，以及“次生”灰?guī)r(強烈去白云石化形成)，其巖性組合特征與已有鉆井資料具有較大差異。

圖1 塔里木盆地塔河西南部塔深6井位置(據(jù)參考文獻[13]修改)Fig.1 Location of Well TS6 in the southwest of Tahe area in the Tarim Basin (modified after reference[13])

2 樣品采集與分析方法

在巖心詳細觀察和描述的基礎(chǔ)上，采集硅質(zhì)巖儲層樣品(圖2)，開展了全巖X衍射分析、巖石CT掃描、孔隙度與滲透率分析、巖石毛管壓力曲線測定、鑄體薄片顯微巖石學鑒定、常規(guī)掃描電鏡與聚焦離子束掃描電鏡(FIB)觀察、原油加壓飽和離線核磁共振分析與孔隙度恢復計算。

圖2 塔里木盆地塔深6井蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層縱向分布及響應(yīng)特征(據(jù)參考文獻[13]修改)Fig.2 Vertical distribution and response characteristics of chert reservoirs in the Penglaiba Formation in Well TS 6,Tarim Basin (modified after reference[13])

選取6件粉末樣品通過X射線衍射儀D8 Advance進行全巖礦物組成分析，并計算礦物相對含量。選取7件2.5 cm直徑柱塞樣進行巖石CT掃描分析，分析設(shè)備為美國通用phoenix v|tome|xm微米CT掃描儀，掃描分辨率為10 μm。選取20件2.5 cm直徑柱塞樣進行氦氣法孔隙度與滲透率測定(14件硅質(zhì)巖儲層樣品與6件白云巖樣品)。選取3件樣品通過Autopore Ⅳ 9520微孔結(jié)構(gòu)分析儀進行毛管壓力曲線測定。樣品制成0.05 mm厚鑄體薄片使用Leica DM4500P偏光顯微鏡進行顯微巖石學觀察。對12件樣品通過常規(guī)掃描電鏡進行礦物形貌與孔隙結(jié)構(gòu)分析，3件樣品在Ar+拋光后通過聚焦離子束掃描電鏡進行觀察。應(yīng)用圖像分析軟件提取顯微薄片中瀝青組分，計算其直徑與面積占比分布特征。

選取了5件已完成孔滲分析的直徑2.5 cm柱塞樣進行原油加壓飽和離線核磁共振分析。采用紐邁公司MesoMR23-060H巖心核磁共振成像分析儀，共振頻率：23.403 MHz，磁體溫度控制在(32.00±0.02)℃，探頭線圈直徑60 mm。選取塔河地區(qū)正常原油進行加壓，原油密度為0.83 g/cm3。實驗流程如下：①樣品烘干24 h后，稱量重量記為烘干狀態(tài)，測試烘干樣T2譜；②樣品放入中間容器，加入原油，自然滲吸20 h，取出樣品擦除表面原油，稱量質(zhì)量，測試樣品常壓飽和后的核磁共振T2譜；③樣品放入中間容器，加入原油，加壓5 MPa，20 h，取出樣品擦除表面原油，稱量質(zhì)量，測試樣品5 MPa下飽和后的核磁共振T2譜；④同步驟③，分別測試10，15，20和25 MPa下原油飽和后的T2譜；⑤建立樣品中原油體積和核磁信號量之間的關(guān)系，利用稱重法和核磁法分別計算不同壓力條件下巖心中飽和油的體積及含油飽和度(孔隙體積采用氦氣法孔隙度數(shù)據(jù)計算)；⑥按照樣品壓汞數(shù)據(jù)計算弛豫率，將弛豫時間轉(zhuǎn)化為孔徑，繪制不同孔徑中飽和油的百分比。

3 儲層特征與成因

依據(jù)常規(guī)測井、元素測井和井壁取心等資料分析，塔深6井蓬萊壩組縱向上主要分布厚層狀與薄層狀硅質(zhì)巖儲層(圖2)。厚層硅質(zhì)巖儲層夾薄層白云巖厚約60 m，呈低電阻率(<10 Ω·m)、低密度(2.2～2.5 g/cm3)、高聲波時差(60～80 μs/ft)，測井解釋主要為Ⅰ類孔隙型儲層。薄層硅質(zhì)巖儲層與厚層白云巖不等厚互層，薄層硅質(zhì)巖儲層單層厚度為1.54～4.2 m(共約33 m厚)；與厚層硅質(zhì)巖儲層相比，其電阻率略高(10～30 Ω·m)、密度略高(2.5～2.7 g/cm3)、聲波時差略低(50～60 μs/ft)，測井解釋主要為Ⅱ類孔隙型儲層。

取心段(7 440.00～7 443.48 m)揭示了兩種類型的硅質(zhì)巖儲層：一類為角礫狀硅質(zhì)巖儲層(圖3b,d)，角礫類型多樣，包括黑色-深灰色致密硅質(zhì)巖角礫、灰色-淺灰色致密硅質(zhì)角礫，角礫間為硅質(zhì)巖儲層填隙物，呈基底式支撐結(jié)構(gòu)。另一類為層理狀硅質(zhì)巖儲層(圖3a,c,e,f)，具有紋層層理，成分較純、結(jié)構(gòu)相對均一。從巖心特征看，層理狀硅質(zhì)巖儲層與黑色硅質(zhì)結(jié)核(圖3a)、灰白色硅質(zhì)條帶(圖3e)、白云巖(圖3f)呈互層特點，無明顯先后切割關(guān)系。

圖3 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組取心段硅質(zhì)巖儲層特征Fig.3 Development characteristics of chert reservoirs in the coring section of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.自下而上為黑色硅質(zhì)結(jié)核、硅質(zhì)巖儲層與中晶灰?guī)r(去白云石化)，相互呈連續(xù)接觸關(guān)系，1-3/11，埋深7 440.00～7 440.06 m；b.含角礫硅質(zhì)巖，角礫主要為硅質(zhì)角礫，大小各異且分布不均，1-8/11，埋深7 440.53～7 440.74 m；c.層理狀硅質(zhì)巖儲層，層理結(jié)構(gòu)特征明顯，2-1/16，埋深7 441.44～7 441.61 m；d.角礫狀硅質(zhì)巖，角礫主要為硅質(zhì)角礫，基底式支撐結(jié)構(gòu)，2-6/16，埋深7 442.19～7 442.34 m；e.具薄層硅質(zhì)條帶的紋層狀硅質(zhì)儲集巖， 2-8/16，埋深7 442.56～7 442.64 m；f.致密白云巖夾薄層層理狀硅質(zhì)儲集巖，2-9/16，埋深7 442.64～7 442.85 m

3.1 礦物-巖石學特征

顯微巖石學分析表明，硅質(zhì)巖儲層主要由具有不同顯微結(jié)構(gòu)特征的微晶石英組成(圖4)。顆粒結(jié)構(gòu)(圖4a)：發(fā)育少量顆粒，呈次圓-棱角狀，顆粒長軸方向具有一定的定向性(可能存在較弱的水動力條件)；顆粒間填隙物為多孔微晶石英、灰黑色粘土與瀝青質(zhì)，微晶石英構(gòu)成的顆粒具有微孔隙。與致密硅質(zhì)條帶、硅質(zhì)結(jié)核共生的結(jié)構(gòu)(圖4b)：多孔微晶石英構(gòu)成的硅質(zhì)巖儲層呈條帶狀，毗鄰致密硅質(zhì)條帶、硅質(zhì)結(jié)核。顯微層理結(jié)構(gòu)：顯微層理結(jié)構(gòu)一定程度上控制了孔隙發(fā)育程度(圖4c)，礦物“粗-細”的分層結(jié)構(gòu)顯示硅質(zhì)巖儲層具有層理屬性(圖4d)。

圖4 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層顯微結(jié)構(gòu)特征Fig.4 Microstructure features of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.顆粒結(jié)構(gòu)硅質(zhì)巖儲層，鑄體薄片，埋深7 441.94 m;b.層理狀硅質(zhì)巖儲層與致密硅質(zhì)條帶共生，鑄體薄片，埋深7 442.64 m;c.孔隙型硅質(zhì)巖儲層發(fā)育顯微層理結(jié)構(gòu)，埋深7 561.49 m;d.孔隙型硅質(zhì)巖儲層的粗-細分層結(jié)構(gòu)特征，埋深7 547.47 m

從X衍射獲得的礦物組成看(表1)，硅質(zhì)巖儲層以石英為主(83.0%～93.7%)，其次為粘土(3.3%～9.0%)與方解石(0.4%～10.1%)，另含少量白云石(0.1%～0.6%)與黃鐵礦(0.5～1.8%)。

表1 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層礦物組成特征Table 1 Mineral composition of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.2.1 儲集空間

鑄體薄片顯示塔深6井硅質(zhì)巖儲層發(fā)育較多孔隙(圖4)，掃描電鏡分析表明孔隙主要為微晶石英晶間孔隙，石英晶間存在絲狀不規(guī)則礦物(圖5a，b)，能譜分析表明可能為海泡石、伊利石等粘土礦物，部分可能為胞外聚合物(EPS)。硅質(zhì)巖儲層樣品Ar+拋光后掃描電鏡分析與常規(guī)掃描電鏡分析結(jié)果基本一致?？傮w看，硅質(zhì)巖儲層儲集空間相對均一(圖5c)，石英晶間孔隙內(nèi)普遍發(fā)育各類形態(tài)的絲狀礦物(圖5d—f)，石英晶形較差，晶間孔隙普遍小于10 μm。

圖5 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層儲集空間特征Fig.5 Characteristics of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina,b.以微晶石英為主，少量方解石與黃鐵礦，石英晶間具有大量絲狀、片狀礦物(粘土/胞外聚合物?)，掃描電鏡，埋深7 418.68 m；c,d.孔隙分布相對均一，孔隙內(nèi)具有片狀礦物，孔隙結(jié)構(gòu)復雜，Ar+拋光進行掃描電鏡，埋深7 418.68 m；e,f.石英晶間具有較多片狀、絲狀礦物(粘土/胞外聚合 物?)，1-5/11，埋深7 440.30 m

通過聚焦離子束掃描電鏡(FIB-SEM)對硅質(zhì)巖儲層進行礦物-孔隙三維結(jié)構(gòu)重構(gòu)(圖6)，顯示受粘土礦物影響的微晶石英晶間孔隙內(nèi)部結(jié)構(gòu)極為復雜(圖6b)，明顯區(qū)別于常規(guī)砂巖儲層或其他類型儲層孔隙特點。

圖6 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層三維孔隙結(jié)構(gòu)特征(11.8 μm×7.2 μm×11.4 μm)Fig.6 Three-dimensional pore structure characteristics of chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin(11.8 μm×7.2 μm×11.4 μm)a.三維空間礦物分布特征;b.孔隙三維空間孔隙分布特征

3.2.2 孔喉分布特征

硅質(zhì)巖儲層的孔隙與喉道分布特征主要通過巖石CT掃描、原油加壓飽和離線核磁共振T2譜反演計算與毛管壓力曲線測定共同約束。通過氣體法獲取2.5 cm直徑硅質(zhì)巖儲層樣品的總孔隙度Φ，再對其進行巖石CT掃描獲取孔隙分辨率大于10 μm的孔隙體積占比Φ1。選取25 MPa條件下原油加壓飽和離線核磁共振T2譜計算不同孔隙直徑范圍內(nèi)(1～10，0.1～1，<0.1 μm)的飽和油體積，進一步計算不同孔隙直徑范圍內(nèi)的飽和油體積相對占比系數(shù)K，并按體積占比系數(shù)分配小于10 μm孔隙體積Φ2(Φ2=Φ-Φ1)，求取不同孔隙直徑范圍內(nèi)的孔隙體積占比Φ3=KΦ2。由此，可獲得不同孔隙度硅質(zhì)巖儲層樣品的孔隙分布特征(表2；圖7)。從分析結(jié)果看，盡管硅質(zhì)巖儲層的總孔隙度具有較大差異(8.2%～17.4%)，但孔隙直徑主要分布于10 μm以下(圖7a)；且小于10 μm的孔隙中直徑0.1～10 μm的孔隙占主體(圖7b)。毛管壓力曲線數(shù)據(jù)表明硅質(zhì)巖儲層樣品喉道主要分布于10～100 nm(圖8)。

表2 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層不同孔隙直徑范圍內(nèi)的孔隙體積占比計算結(jié)果Table 2 Calculation results of pore volume proportion of diverse pore diameters in the chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

圖7 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層不同孔隙直徑范圍內(nèi)的孔隙體積占比分布特征Fig.7 Distribution characteristics of pore volume proportion of different pore diameters for the chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.基于氣體法與巖石CT掃描;b.基于氣體法與核磁共振分析

圖8 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層喉道分布特征Fig.8 Distribution characteristics of chert reservoirs’ throats of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

3.3 儲層物性特征

氣體法獲取的2.5 cm直徑硅質(zhì)巖儲層柱塞樣總體呈高孔低滲特點(表3)。孔隙度分布在8.2%～27.9%，平均為13.5%(N=14)；滲透率為(0.01～0.71)×10-3μm2，平均為0.22×10-3μm2(N=13)。與白云巖相比，硅質(zhì)巖儲層具有異常高的總孔隙度(圖9a)。硅質(zhì)儲層現(xiàn)今埋深超過7 000 m，其孔隙度受埋深影響不大，即孔隙度與埋藏深度沒有明顯相關(guān)性(圖9b)。硅質(zhì)巖儲層的常規(guī)測井解釋Ⅰ類儲層孔隙度達3.3%～20.5%，Ⅱ類儲層孔隙度約2%～5%。

圖9 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層孔滲特征Fig.9 Porosity-permeability characteristics of the chert reservoirs of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basina.硅質(zhì)巖儲層與白云巖孔滲關(guān)系;b.硅質(zhì)巖儲層孔隙度隨深度變化關(guān)系

從分析結(jié)果看(表3)，現(xiàn)今埋深條件下硅質(zhì)巖儲層具有較高的總孔隙度，代表油氣侵位和成巖壓實等地質(zhì)作用的結(jié)果。顯微巖石學分析表明硅質(zhì)巖儲層孔隙中還具有一定含量的黑色固態(tài)瀝青，占據(jù)了一定的初始孔隙空間(圖10a)。通過圖像分析軟件對黑色瀝青質(zhì)進行提取并分析其直徑與面積(圖10b)，瀝青占據(jù)的面積百分比達11.1%(相當于面孔率概念)，其中直徑小于10 μm的瀝青顆粒數(shù)量達64%，按面積分析小于100 μm2的瀝青面積占比為67.58%。從瀝青占據(jù)的面積百分比看，油氣侵位之前的硅質(zhì)巖儲層應(yīng)該具有更高的孔隙度。從瀝青占據(jù)的孔隙直徑與面積百分比看，瀝青占據(jù)的孔隙空間以10 μm左右的為主。顯微巖石學觀察表明，大于10 μm的孔隙空間基本被固態(tài)瀝青充填。

圖10 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層薄片中瀝青組分提取與圖像參數(shù)分析(樣品埋深7 440.86 m)Fig.10 Extraction of bitumen components in the thin section of chert reservoirs and analysis of image parameters of the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin (the samples at a burial depth of 7 440.86 m)a.原始圖像;b.分析圖像

表3 塔里木盆地塔深6井奧陶系蓬萊壩組硅質(zhì)巖儲層與白云巖樣品的孔隙度與滲透率對比Table 3 Comparison of porosity and permeability between chert reservoirs and dolomite samples from the Ordovician Penglaiba Formation in Well TS6,Tarim Basin

3.4 儲層成因

一般認為，此類硅質(zhì)儲集巖一般會經(jīng)歷3個成巖階段[18-19]:①蛋白石-A階段，以高濃度的硅質(zhì)生物沉積為特征，初始沉積物孔隙度高達55%～60%；②蛋白石-CT階段(主要由鱗石英與方英石組成)，隨著沉積物埋藏深度增加，溫度與壓力提高，蛋白石-A發(fā)生溶解形成球型蛋白石-CT(球型蛋白石具有更小的比表面積，有利于礦物穩(wěn)定)，孔隙度降低至25%～35%；③石英階段：埋藏深度進一步增加，蛋白石-CT溶解并導致微晶石英沉淀，這個階段會導致燧石結(jié)核與瓷狀巖形成，孔隙度降至10%～20%。從塔深6井巖心發(fā)育特征看，可以觀察到層理狀硅質(zhì)儲集巖與硅質(zhì)結(jié)核呈共生關(guān)系(圖3a,e)，反映了其經(jīng)歷了相似的埋藏-成巖過程。另一方面，硅質(zhì)結(jié)核、硅質(zhì)儲集巖整體上與白云巖成過渡關(guān)系(圖2)，不存在產(chǎn)狀上的先后切割關(guān)系，進一步表明其經(jīng)歷了共同的沉積-成巖過程。從孔隙度看，現(xiàn)今埋深下的總孔隙度達8.2%～27.9%;從固態(tài)瀝青占據(jù)的面孔率(高達11.1%)看,油氣侵位之前其具有更高的孔隙度。這與已有文獻[18-19]的分析相一致。此外，地球化學分析數(shù)據(jù)(石英氧同位素、稀土元素等)表明硅質(zhì)巖儲層與硅質(zhì)結(jié)核具有相似的結(jié)晶溫度與稀土配分樣式。層拉平顯示塔深6井區(qū)在早奧陶世為近似橢圓形的局部低洼深水區(qū)[13]，這與巖心揭示的沉積角礫與滑塌沉積構(gòu)造相一致，表明碳酸鹽巖臺地內(nèi)部局部深水區(qū)控制了此類硅質(zhì)巖儲層的發(fā)育。

塔深6井揭示的硅質(zhì)巖儲層與熱液成因硅質(zhì)巖儲層完全不同。熱液成因硅質(zhì)巖儲層在巖心上表現(xiàn)為明顯的先后切割關(guān)系，如塔里木盆地順南4井熱液成因硅化碳酸鹽巖儲層[20]與加拿大西加盆地Parkland氣體熱液成因燧石儲層[21]。即使強烈的熱液改造溶蝕亦不可避免殘留原始灰?guī)r與白云巖的成分，但在塔深6井硅質(zhì)巖儲層的微晶石英內(nèi)部并未發(fā)現(xiàn)。此外，由于熱液流體通常具有較高的溫度，即使快速結(jié)晶形成的微晶石英也具有較好的晶體形態(tài)，但塔深6井硅質(zhì)巖儲層的微晶石英晶體形態(tài)較差(圖5)。熱液成因形成的石英通常具有偏輕的氧同位素組成特征(高溫導致石英氧同位素的分餾)，明顯區(qū)別于塔深6井硅質(zhì)巖儲層與硅質(zhì)結(jié)核偏重的氧同位素特征。

由此可見，塔深6井硅質(zhì)巖儲層屬于沉積與成巖作用共同作用的結(jié)果。儲集空間殘留的大量固態(tài)瀝青證實了早期油氣侵位，抑制了硅質(zhì)巖儲層后期的成巖演化，從而導致了現(xiàn)今埋深條件下硅質(zhì)巖儲層依然具有較高的孔隙度。

4 儲層評價

4.1 分類評價

相比常見的碎屑巖和碳酸鹽巖儲層，這類硅質(zhì)巖儲層較為少見。目前尚無針對性的儲層評價標準供參考。由于此類硅質(zhì)巖儲層主要以石英為主，含有少量的粘土礦物，本文參照現(xiàn)行油氣儲層評價方法行業(yè)標準(SY/T 6285—2011)中碎屑巖有關(guān)分類評價方法進行。從孔隙度看(表3)，硅質(zhì)巖儲層以中、低孔為主，少量特低孔與高孔；從滲透率看，硅質(zhì)巖儲層呈超低滲特征。3個特低孔硅質(zhì)巖儲層樣品毛管壓力曲線數(shù)據(jù)顯示其孔喉半徑中值為0.034～0.057 μm，屬于特小孔道?；诂F(xiàn)今硅質(zhì)巖儲層埋深及其特殊性，結(jié)合測井響應(yīng)特征與解釋成果，認為厚層硅質(zhì)巖儲層為Ⅰ類儲層，薄層硅質(zhì)巖儲層為Ⅱ類儲層。

4.2 有效性評價

已有研究表明，高孔低滲硅質(zhì)巖儲層具有油氣儲集能力，開發(fā)實踐表明裂縫體系對油氣產(chǎn)出至關(guān)重要[3]。塔深6井此類以0.1～10 μm孔隙為主的高孔低滲硅質(zhì)巖儲層同樣具有一定的油氣儲集性能。井壁取心樣品久置可見原油外滲，且常規(guī)抽提可獲取氯仿瀝青“A”。顯微巖石學分析表明硅質(zhì)巖儲層具有明顯的熒光響應(yīng)特征，紫外射線下呈綠色。從塔深6井測試效果看，硅質(zhì)巖儲層低滲透性影響了測試效果。

原油加壓飽和離線核磁共振分析100 nm～10 μm是主要有效儲油空間。實驗結(jié)果表明，初始樣品的總孔隙度越大，其飽和油體積越大；12號樣品0.1 MPa條件下含油飽和度達64%(圖11)。從壓力變化對飽和油體積與含油飽和度的影響看，除22號樣品外，5 MPa條件下樣品已接近飽和，大于5 MPa含油飽和度變化不大。由此表明，不同孔滲條件的硅質(zhì)巖儲層具有一定的油氣儲集能力，油氣飽和需要的流體驅(qū)替壓力約5 MPa。

圖11 不同壓力條件下不同孔隙度硅質(zhì)巖儲層原油飽和程度對比Fig.11 Comparison of saturation degrees of crude oils in chert reservoirs of diverse porosity under different pressure conditionsa.含油飽和度隨壓力變化；b.飽和油體積隨壓力變化

4.3 儲層規(guī)模

從地震反射結(jié)構(gòu)特征看[13]，塔深6井蓬萊壩組表現(xiàn)為“下凹型”強反射特征，明顯區(qū)別于蓬萊壩組整體平穩(wěn)的地震反射結(jié)構(gòu)特征。同時，塔深6井蓬萊壩組時窗跨度(80 ms)明顯低于周邊正常地層反射區(qū)時窗跨度(100 ms)。塔深6井區(qū)為局限臺地內(nèi)部的局部低洼深水區(qū)，南北長約300 m，東西寬約200 m?？傮w顯示，此類硅質(zhì)巖儲層分布相對局限。側(cè)鉆井TS6CH在蓬萊壩組僅揭示少量硅質(zhì)巖儲層，證實了此類硅質(zhì)巖儲層發(fā)育的局限性。

5 結(jié)論

1) 硅質(zhì)巖儲層是一類特殊的油氣儲集巖。塔深6井奧陶系蓬萊壩組發(fā)育一定厚度的硅質(zhì)巖儲層，在超深層條件下其具有比同層系白云巖更高的孔隙度。硅質(zhì)巖儲層主要由微晶石英組成，含有少量粘土、方解石和白云石等其他礦物。儲集空間主要為石英晶間微孔隙，孔隙分布相對均一?？紫吨睆街饕挥?～10 μm，其次為0.1～1μm，主要喉道直徑為10～100 nm。實驗研究表明，0.1～10 μm是硅質(zhì)巖儲層的主要儲油空間，總孔隙度越大可容納的原油總量越大。低滲透性影響原油產(chǎn)出，裂縫的溝通作用至關(guān)重要。

2) 塔深6井硅質(zhì)巖儲層與白云巖互層接觸關(guān)系、顯微層理結(jié)構(gòu)特征、初始高孔隙度特征，及與硅質(zhì)結(jié)核的共生關(guān)系表明其為沉積與成巖作用的共同產(chǎn)物，形成于臺地內(nèi)局部相對深水區(qū)。地震反射特征揭示其分布南北長約300 m，東西寬約200 m，儲層分布相對局限。