低渗透储层形成及库车坳陷实例分析

刘芬，朱筱敏，潘荣，李洋，薛梦戈，邸宏利

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

低渗透储层形成及库车坳陷实例分析

刘芬1，朱筱敏1，潘荣1，李洋1，薛梦戈1，邸宏利2

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

随着油气勘探与开发的不断深入，低渗透储层逐渐成为国内外油气勘探与开发的重要对象。通过调研低渗透储层的涵义与分类，结合塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带白垩系低孔、低渗砂岩储层的研究，总结了研究区低渗透砂岩储层的特征，探讨了其成因机制及影响因素。研究表明：按成因不同，可将低渗透储层分为原生、次生与裂缝型3类；低渗透储层的形成是沉积作用、成岩作用与后期构造作用共同影响的结果。沉积作用是形成低渗透储层的根本原因，强烈的压实与胶结作用是形成低渗透储层的主要原因，溶蚀作用和后期构造破裂作用提高了低渗透储层的物性，是形成深层低渗有效储层的关键因素。

低渗透储层；沉积作用；成岩作用；构造作用；巴什基奇克组；塔里木盆地

0 引言

随着油气勘探程度的提高和技术手段的发展，岩性和地层油气藏已逐渐成为重要的油气勘探领域，与此同时，低渗—特低渗油气藏的勘探和开发难题也日益突出［1］。到目前为止，我国累计探明的低渗透油气储量已超过全国油气探明总储量的50%［2］。近几年，在松辽、鄂尔多斯、准噶尔和柴达木等含油气盆地新增探明油气储量中，低渗透油气储量占剩余可探明储量的主体。

低渗透储层具有沉积物粒度细、成分成熟度低、储层物性差、孔喉半径小、基质渗透率低、受后期成岩作用影响大、成岩差异性明显、应力敏感性强和宏观及微观非均质性强等特征［3］。低渗透油气藏在含油气性、分布规律与开采技术等方面均有别于岩性和地层油气藏。

1 低渗透储层的涵义

低渗透储层通常指基质渗透率较低的储层，广义上亦包括泥岩、岩浆岩和变质岩等在一定次生改造条件下形成的非常规储层。世界上对低渗透油气藏的勘探与开发已有140余年的历史，目前在国内外许多含油气盆地中均发现了低渗透油气藏。

低渗透储层是一个相对的概念，目前尚没有统一的科学界定，其划分标准和界限因国家不同、时期不同、油气资源状况不同和经济技术条件不同而各异，国内外主要依据基质渗透率对低渗透储层进行分类评价。据文献［3］报道，苏联根据地层产能、导水性、孔隙空间结构和经济标准，将低渗透储层的上限定为50 mD；罗蛰潭等［2］于1986年提出将渗透率＜100 mD的储层定为低渗透储层；李道品［4］将低渗透储层的上限定为50 mD，并提出了“超低渗透储层”的概念；曾大乾等［5］对全国低渗透油藏研究以后将空气渗透率＜50 mD的含油气砂岩储层划分为低渗透砂岩储层；王允诚［6］将砂岩储层分为非常好—好、中等、差和非常差4类（表1），并将差储层的渗透率上限定为1 mD。但在2004年，王允诚等［7］重新提出了划分标准，根据储层物性将低渗透砂岩储层的孔隙度定为8%～15%，渗透率定为0.1～10.0 mD；张哨楠［8］总结了国内外众多学者对低渗透砂岩储层划分的标准以后，针对鄂尔多斯与四川盆地提出将孔隙度＜10%和渗透率＜0.1 mD的储层划分为特低渗透砂岩储层。

根据我国实际地质背景和油气勘探与开发实践，国内通常按照石油与天然气行业标准［9］进行储层类别划分，将渗透率为0.1～10.0 mD的储层划分为低渗透储层，并将渗透率＜0.1 mD的储层划分为特低渗透储层。

表1 砂岩储层分类（据文献［6］修改）Table 1Classification of sandstone reservoir

2 低渗透储层的成因类型及特征

低渗透储层的形成演化与沉积环境、成岩作用和构造活动关系密切。根据不同因素在低渗透储层形成过程中影响程度的大小，可将其分为3种类型［5］。

2.1 原生低渗透储层（沉积型低渗透储层）

原生低渗透储层主要受沉积背景和物源作用的影响，由粒度细、塑性岩屑含量高、分选性差和泥质含量高的碎屑岩构成，储层初始物性差。储层孔隙以原生孔隙为主，次生孔隙很少。一般埋藏较浅，多未经历强烈的成岩作用，裂缝相对不发育。

2.2 次生低渗透储层（成岩型低渗透储层）

次生低渗透储层主要受成岩作用的影响。该类储层前期为常规储层，由于压实作用、自生矿物充填、胶结作用及石英次生加大作用等降低了储层的孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层。后期由于有机质成熟脱羧产生的酸性地层水使碳酸盐、沸石和长石等发生溶蚀，产生次生孔隙，增加了储层孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。

2.3 裂缝型低渗透储层（构造型低渗透储层）

随埋藏深度增大，成岩作用增强，加剧了储层的致密程度，并增大了储层的脆性，构造运动等外力使岩层产生裂缝而形成低渗透储层。裂缝在提高储层孔隙度和渗透率的同时也增强了储层的非均质性。在我国多数裂缝型储层中，裂缝的储集能力很低，仅能起到提高储层局部渗透率或某一方向渗透率的作用。

2.4 低渗透储层的特征

低渗透储层油藏以大中型砂岩油藏为主。低渗透储层主要分布于显生宙，埋深为1 000～3 200 m的低渗透储层占全部低渗透储层的86.5%。

低渗透储层一般具有较高的毛管压力，束缚水饱和度变化也较大。张哨楠［8］在对鄂尔多斯盆地束缚水饱和度进行分析后认为，低渗透砂岩储层的束缚水饱和度在40%以上，其中孔隙度为4%～11%的低渗透砂岩储层中，束缚水饱和度为42%～56%。

与常规砂岩储层相比，低渗透砂岩储层的孔隙类型多以次生孔隙为主，尽管仍有原生残余粒间孔存在，但含量较少。次生孔隙主要包括不稳定矿物溶蚀产生的溶蚀孔、自生黏土矿物的晶间孔和微孔隙［10］。低渗透砂岩储层孔隙与喉道均较小，孔喉组合类型有中孔-细喉型、小孔-细喉型、微孔-微喉型和微裂隙混合型等。在溶孔发育的砂岩中，多见三角形、四边形、多边形和长条形孔隙，在粉砂质、泥质含量高和成岩作用强的砂岩中，常见蜂窝状、星点状和长条形孔隙，储层孔隙系统为小孔-细喉组合或为孔隙-裂缝双重孔隙系统，复杂的孔喉组合往往给油气田开发带来很大的难度。

3 低渗透储层形成的影响因素

低渗透储层研究已从注重现实结果阶段上升到了追溯其形成过程、分析其成因机理和阐明其形成规律阶段，从而达到准确预测储层分布的目的，进而直接指导油气田开发实践。目前对低渗透储层成因机理的研究多从宏观和微观两方面入手，建立低渗透储层埋藏-成岩-孔隙演化史，分析储层孔渗影响因素及演化过程，综合对比沉积、成岩改造及后期构造活动对储层孔渗的贡献率，从而确定低渗透储层物性的主要影响因素［11-12］。

在埋藏成岩过程中，碎屑岩储层的孔隙随沉积物结构和成分的不断改变而变化。影响储层孔隙演化的因素很多，储层的温度与压力、流体的流速和成岩系统的封闭与开放等物理及化学因素均直接影响矿物-流体的反应过程（流-岩反应）。在储层演化过程中，沉积作用、成岩作用和构造作用均是形成低渗透储层的重要影响因素。

3.1 沉积因素

沉积环境决定了盆地沉积物的原始性质，包括沉积物的原始孔隙度和渗透率。原始孔隙度将对岩石最终孔隙度产生重要影响。

当碎屑颗粒进入沉积盆地以后，盆地的水动力状况将影响沉积物的形状、粒度、圆度、分选性和排列方式等，进而影响岩石的原始孔隙度。在这些参数中，粒度和分选性对原始孔隙度的影响均较大。碎屑颗粒的形状、圆度和分选性等对储层压实作用均有影响。颗粒圆度越高、分选性越好，储层原始物性越好。分选性差的沉积物，颗粒大小混杂堆积，杂基含量较高，储层原始孔隙度较低。

因此，优质储层多形成于水动力较强的高能环境，如三角洲、扇三角洲、滨岸、辫状河三角洲和重力流水道等［13-14］，其中水动力越强的沉积微相，其砂岩储层物性越好。这是因为该类沉积砂体厚度大，岩石多由刚性颗粒组成，抗压实能力较强，在成岩过程中胶结作用常常较弱，有利于原生孔隙的保存，也有利于后期次生孔隙的发育。

3.2 成岩因素

沉积物在埋藏过程中经历了复杂的成岩演化，其中影响储层储集性能，继而造成储层渗透率降低的成岩作用主要有压实作用和胶结作用等［15］。

压实作用包括机械压实和化学压实（压溶），该作用使碎屑岩孔隙度降低。压实作用在沉积物成岩作用初期是导致原生孔隙减少的主要原因，压溶作用是成岩作用中后期使孔隙减少的一个原因，主要表现为硅质沉积物充填孔隙。

胶结作用是指矿物从孔隙溶液中沉淀，将松散的沉积物固结为岩石的作用。胶结作用是沉积物转变成沉积岩的重要作用，也是促使储层孔隙度和渗透率降低的主要原因之一。胶结作用对储层孔隙演化的影响不仅与胶结物含量有关，而且与胶结物的分布状态有关。一方面由于胶结物的沉淀直接减少粒间孔隙体积，引起孔隙度降低；另一方面，胶结物的不均匀分布可延缓压实作用对孔隙的破坏，对孔隙起到一定的保护作用。比如，早期碳酸盐胶结作用有利于中晚期碳酸盐胶结物被溶蚀而形成次生孔隙。

在一定的成岩环境中（酸性和碱性），砂岩的碎屑颗粒、杂基、胶结物和交代物，均可不同程度地发生溶蚀作用。溶蚀作用形成的次生孔隙使砂岩孔隙结构发生较大变化，可能改善储层物性，也可能造成储层具有较强的非均质性［16］。

3.3 构造因素

沉积盆地的构造背景和构造活动特征直接影响着盆地的发育类型、沉积作用特点、沉积砂体类型和分布等，这些因素均会对储层的成岩作用产生重大影响［17］。伴随着地壳的抬升及褶皱和断裂的形成，砂岩储层会发生不同程度的破碎并形成裂缝。裂缝一方面增强了储层的储集能力和渗流能力，另一方面与地壳升降产生的风化壳和不整合面一起，成为大气水淋滤下伏地层的通道，导致矿物溶蚀和再沉淀。由与裂缝相关的溶蚀作用所形成的次生孔隙，可改善储层物性。

4 库车坳陷克拉苏冲断带白垩系低渗透砂岩储层研究

4.1 地质概况

塔里木盆地库车坳陷是在古生代褶皱基底上经历晚二叠世—三叠纪的前陆盆地、侏罗纪—古近纪的伸展坳陷盆地和新近纪—第四纪的陆内前陆盆地3个演化阶段形成的。克拉苏冲断带位于库车坳陷北部（图1），根据白垩系顶面构造断裂发育特征，该构造带可进一步划分为大北、克深和克拉等区块，其中位于克拉区块的克拉2气田是我国“西气东输”工程的重要基地。伴随着天山南缘的阶段性隆升，库车坳陷上白垩统地层基本被剥蚀，下白垩统地层自下而上可分为亚格列木组、舒善河组、巴西盖组和巴什基奇克组（表2）［18］；古近系库姆格列木组直接覆盖于下白垩统地层之上。

图1 库车坳陷构造分区及油气田分布Fig.1Tectonic units of Kuqa Depression and oil and gas field distribution

表2 库车坳陷白垩纪地层发育简表（据文献［18］修改）Table 2Cretaceous stratum of Kuqa Depression

巴什基奇克组是克拉苏冲断带内最主要的含气储层，自下而上可分为3个亚段，分别为巴三段、巴二段和巴一段。巴什基奇克组总体为近源三角洲沉积，沉积相的区别主要体现在纵向上，巴三段发育扇三角洲沉积，巴二段和巴一段均为辫状河三角洲沉积。

4.2 储层特征

4.2.1 储层岩石学特征

巴什基奇克组发育粗粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和长石砂岩。受古物源差异的影响，沉积岩的时空分布具有差异性。受差异剥蚀作用的影响，巴什基奇克组巴二段发育最全，因此以巴二段为例研究克拉苏冲断带白垩系储层特征。

普通薄片镜下观察表明，克拉苏冲断带大北、克深和克拉3个区块岩石学特征具有明显差异（表3）。大北区块的砂岩类型主要为长石岩屑砂岩（177块）和岩屑长石砂岩（86块），其次为岩屑砂岩（27块）［图2（a）］。克深区块主要为岩屑长石砂岩（79块）和长石岩屑砂岩（36块），其次为长石砂岩（8块）［图2（b）］。克拉区块砂岩类型主要为长石岩屑砂岩（262块），其次为岩屑砂岩（25块），少量岩屑长石砂岩（11块）［图2（c）］。克拉区块的岩屑含量明显高于大北与克深区块，特别是变质岩岩屑及沉积岩岩屑含量，而长石含量则低于后2个区块，表明克拉区块距离物源区相对更近。

大北与克深区块（埋深大，达7 000 m以上）胶结物种类较多，主要为方解石、铁方解石、白云石、铁白云石、硅质、硬石膏及黄铁矿，以方解石胶结为主，平均体积分数为7.1%，胶结致密，胶结类型以孔隙型为主，压嵌—孔隙型为辅，颗粒间呈点—线接触。克拉区块（埋深为4 000 m左右）以白云石胶结为主，颗粒间呈点—线接触。

表3 库车坳陷克拉苏冲断带巴二段岩石学特征Table 3Petrological characteristics of the second member of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression %

图2 库车坳陷克拉苏冲断带巴二段砂岩分类三角图Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.2Sandstone classification of the second member of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

据X射线衍射和扫描电镜分析，大北区块巴什基奇克组巴二段黏土矿物以伊利石（平均相对体积分数约62%）和伊/蒙混层（平均相对体积分数约25%）为主；克深区块以伊/蒙混层（平均相对体积分数约51%）为主，其次为伊利石（平均相对体积分数约23%）和绿泥石（平均相对体积分数约20%）；克拉区块多为伊/蒙混层黏土矿物（平均相对体积分数约39%），其次为伊利石（平均相对体积分数约27%）和高岭石（平均相对体积分数约25%）。

4.2.2 储集空间特征

根据普通薄片和铸体薄片鉴定，库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组储层的储集空间由原生粒间孔隙、溶蚀孔隙和裂缝组成。大北区块巴什基奇克组储层储集空间主要为粒间孔（原生粒间孔和粒间溶孔），其次为粒内溶孔及微孔隙，镜下可见少量裂缝（岩心中可见宏观裂缝），其主要的储集空间为原生粒间孔和溶蚀孔，占总储集空间的70%。克深区块巴什基奇克组储层储集空间也主要为粒间孔（原生粒间孔和粒间溶孔），但克深区块的溶蚀孔（粒间溶孔和粒内溶孔）较大北区块更发育，其原生粒间孔及溶蚀孔约占总储集空间的80%。克拉区块巴什基奇克组储层储集空间主要为粒间溶孔，约占总储集空间的70%，另外，还有原生粒间孔、少量粒缘溶孔和铸模孔。总之，大北区块储层储集空间以原生粒间孔为主，生产测试中较高的渗透率（5～30mD）证明裂缝对改善储层物性的贡献较大（表4）；而克深区块和克拉区块高比例的溶蚀孔说明溶蚀作用对这2个区块的储层物性均具有积极作用。

表4 库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组巴二段储集空间Table 4Reservoir space of the second member of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression %

4.2.3 储层物性特征

不同的沉积类型、埋深及构造背景等共同造成了库车坳陷克拉苏冲断带不同区块白垩系巴什基奇克组储层物性特征的差异（表5）。克拉区块储层埋深相对较浅，发育中孔、中渗储层；大北和克深区块储层埋深相对较深，储层具有低孔、特低渗特征。

表5 库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组储层物性特征Table 5Reservoir properties of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

据大北区块巴什基奇克组9口取心井的岩心物性测试资料分析表明，巴二段岩样孔隙度为1.11%～11.21%，平均为3.73%，渗透率为0.02～3.46 mD，平均为0.18 mD；巴三段岩样孔隙度为0.64%～7.27%，平均为3.07%，渗透率为0.001～0.210 mD，平均为0.04 mD。

据克深区块巴什基奇克组9口取心井的岩心物性测试资料分析表明，巴一段岩样孔隙度为1.81%～6.37%，平均为4.51%，渗透率为0.01～0.11 mD，平均为0.04 mD；巴二段岩样孔隙度为0.65%～5.72%，平均为2.39%，渗透率为0.007～0.310 mD，平均为0.05 mD；巴三段埋深大，无取心资料。

据克拉区块巴什基奇克组8口取心井的岩心物性测试资料分析表明，巴一段岩样孔隙度为2.91%～21.12%，平均为12.47%，渗透率为0.01～306.00 mD，平均为13.2 mD；巴二段岩样孔隙度为2.49%～22.40%，平均为14.58%，渗透率为0.01～1770.00 mD，平均为84.77 mD；巴三段岩样孔隙度为1.11%～18.40%，平均为8.29%，渗透率为0.004～312.000 mD，平均为12.82 mD。

克拉区块巴什基奇克组埋深多＜4 000 m，较大北和克深区块巴什基奇克组埋深均浅，其储层物性相对较好（参见表5）。

4.2.4 储层孔喉结构特征

据克拉苏冲断带巴什基奇克组110块岩样压汞分析资料统计表明，其排驱压力相对较高，中值压力平均为15.2 MPa，排驱压力平均为4.02 MPa，最大孔喉半径平均为6.29 μm，平均孔喉半径平均为0.45 μm（表6）。毛管压力曲线可分为5种类型。

（1）Ⅰ类曲线

样品岩性主要为中砂岩。分析样品中该类储层占样品总数的5%以下。排驱压力＜0.5 MPa，中值压力＜5 MPa，孔喉半径＞0.3 μm。孔隙度＞8%，渗透率＞0.5mD。该类曲线对应于研究区的好储层，多为辫状河三角洲前缘水下分流河道成因砂体，分布于克拉区块以及大北2井区。

（2）Ⅱ类曲线

样品岩性主要为细砂岩。分析样品中该类储层占样品总数的11%。与Ⅰ类曲线相比，该类曲线排驱压力和中值压力稍高，分别为0.5～2.5 MPa和5～10 MPa，孔喉半径为0.15～0.30 μm。孔隙度为5%～8%，渗透率为0.25～0.50 mD。该类曲线对应于研究区的较好储层，多为辫状河三角洲前缘水下分流河道成因砂体，分布于大北2与大北1井区。

（3）Ⅲ类曲线

样品岩性主要为细砂岩和含砾细砂岩。分析样品中该类储层占样品总数的32%。曲线呈下凹形，排驱压力为2.5～5.0 MPa，中值压力为10～25 MPa，孔喉半径为0.05～0.15 μm。孔隙度为3.5%～5.0%，渗透率为0.10～0.25 mD。该类曲线对应于研究区的中等储层，岩性偏细，多为三角洲前缘河口坝成因砂体。

表6 库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组储层孔喉结构分类Table 6Classification of pore throat structure of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

（4）Ⅳ类曲线

样品岩性主要为粉—细砂岩。分析样品中该类储层占样品总数的51%。曲线呈上凸形，排驱压力为5～10 MPa，中值压力为25～50 MPa，孔喉半径为0.02～0.05 μm。孔隙度为1.0%～3.5%，渗透率为0.025～0.100 mD。该类曲线对应于研究区的差储层，岩性较细，多为三角洲前缘席状砂成因砂体。

（5）Ⅴ类曲线

曲线呈上凸形，排驱压力＞10 MPa，中值压力＞50 MPa，孔喉半径＜0.02 μm，孔隙度＜1%，渗透率＜0.025 mD。该类曲线对应于研究区的非储层，岩性为粉砂岩和泥质粉砂岩，为三角洲前缘水下分流间湾沉积。

4.3 低渗透砂岩储层的成因探讨

库车坳陷克拉苏冲断带白垩系低渗透砂岩储层受沉积条件、成岩作用以及后期构造运动等多种地质因素的影响。对于埋深很大（可逾7 000 m）的白垩系砂岩储层来讲，构造破裂作用在某种程度上能够强烈改善储层物性［19-20］。

4.3.1 沉积作用对低渗透砂岩储层的影响

宏观上，沉积作用主要影响储层砂体的分布、形态以及砂体之间的相互关系；微观上，沉积作用主要影响储层岩石的成分和组构。储层的原始孔渗性取决于沉积组构。原始孔隙度主要受颗粒的成分和分选性的影响；原始渗透率受粒度、分选性以及杂基含量的影响［21］。研究区不同沉积微相类型的沉积组构存在差异，导致原始孔渗性也存在差异。此外，砂岩的成分又是影响储层成岩作用的内在因素，进而影响储层物性的变化。

研究区巴什基奇克组砂岩储层沉积于扇三角洲前缘及辫状河三角洲前缘，不同沉积微相储层孔渗性存在差异。水下分流河道和河口坝砂体的物性明显好于席状砂和水下分流间湾砂体的物性，这是因为水下分流河道及河口坝的水动力强，淘洗干净，杂基少，颗粒分选性好，岩屑含量较低，这些差异在成岩过程中一直存在，甚至越来越明显［22-23］。沉积作用导致了储层原始物性的差异，这是沉积作用对储层物性演化的初次分异（表7）。

在储层埋深相近的情况下，辫状河三角洲前缘砂体物性总体好于扇三角洲前缘砂体，其中辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体物性最好（表7），孔隙度平均为7.3%，渗透率平均为0.1 mD；其次为扇三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲前缘河口坝和扇三角洲前缘河口坝砂体，孔隙度平均值依次为6.75%，6.03%和5.84%，渗透率平均值依次为0.08 mD，0.07 mD和0.06 mD。储层发育的有利微相主要为扇三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲前缘水下分流河道以及河口坝。

表7 库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组不同微相砂体物性统计Table 7Average porosity and permeability of different microfacies of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

4.3.2 成岩作用对低渗透砂岩储层的影响

成岩作用对砂岩储层的改造直接影响着现今储层的微观孔隙特征，是导致研究区储层致密的决定性因素。成岩作用主要表现为使原生孔隙孔径的缩小和多种次生孔隙形成等方面。建设性成岩作用主要有溶蚀作用和裂缝作用，破坏性成岩作用主要为机械压实作用、胶结作用和交代作用等。

（1）机械压实作用

克拉苏冲断带巴什基奇克组储层经历了强烈的压实作用，颗粒多呈点—线接触或线—凹凸接触，常见颗粒长轴定向排列、刚性颗粒压裂和塑性颗粒变形等现象（图版Ⅰ-1）。当温度和压力达到一定程度时，碎屑颗粒的接触点可发生压溶作用，研究区储层的压溶作用主要表现为石英颗粒的凹凸接触，进而形成石英次生加大边。由于储层的埋深达5 000 m以上，持续的压实作用对孔隙的减少起到关键作用。经孔隙演化参数计算，克拉苏冲断带储层初始孔隙度平均为38%，压实减孔量为27%，压实减孔率平均为71%。

（2）胶结作用

克拉苏冲断带巴什基奇克组储层胶结物类型非常多，包括碳酸盐、黏土矿物、石英和长石次生加大及硬石膏等，它们对储层的孔隙空间和喉道大小均产生了重要影响，使储层物性变差，但早期胶结物也能抑制压实作用，并为后期溶蚀作用形成次生孔隙提供物质基础［24］。研究区胶结作用有以下几种类型（表8）：①碳酸盐胶结发育，体积分数可达10%左右。多见微晶状、晶粒状和连晶状产出，主要成分为方解石、铁方解石、白云石及铁白云石，其中方解石和白云石含量较高，并具有明显的多期次形成特征。早期方解石胶结物以基质形式出现，可阻止压实作用的进一步进行；中期方解石胶结物以孔隙胶结形式出现，含量较高，使孔隙急剧减少（图版Ⅰ-2），晚期方解石胶结物充填构造缝，进一步降低储层物性（图版Ⅰ-3）。②黏土矿物胶结物主要为片状伊利石和片状伊/蒙混层。黏土矿物含量低，主要呈薄壳状包覆碎屑颗粒，形成于早成岩阶段（图版Ⅰ-3，Ⅰ-4），增强了颗粒的抗压实能力，同时抑制了胶结作用的进行，主要以孔隙充填形式存在。③石英和长石次生加大现象普遍（图版Ⅰ-5），尤其是石英加大。硅质胶结物含量仅次于碳酸盐胶结物，主要形成于中成岩阶段，对储层孔隙具有破坏作用。④石膏和硬石膏胶结较发育。研究区砂岩储层形成于干旱炎热的气候环境，浓缩的沉积水体渗透到砂岩孔隙内形成石膏等沉淀，并零星分布，后期脱水转变为硬石膏，主要形成于早成岩阶段。经计算，胶结减孔量为14%，胶结减孔率平均为37%。

表8 库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组胶结物类型Table 8Cement types of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression %

（3）溶蚀作用

克拉苏冲断带巴什基奇克组砂岩储层中可见较强的溶蚀作用。主要表现为：沿裂缝和节理缝长石强烈溶蚀（图版Ⅰ-6）、颗粒溶蚀残余形成铸模孔、碳酸盐胶结物溶蚀（图版Ⅰ-7）、岩屑呈筛状溶蚀（图版Ⅰ-8）及少量石英颗粒呈港湾状溶蚀。溶蚀作用是储层次生孔隙形成的重要方式，对储层物性具有重要的改善作用。溶蚀作用在不同成岩阶段均可发生，早期溶蚀作用与晚白垩世的表生成岩作用有关，属表生淋滤成因；晚期溶蚀作用与酸性水作用有关，而酸性水与三叠系—侏罗系烃源岩有机质在新近纪末期成熟，产生大量有机酸有关［25］。经计算，溶蚀作用增孔量为3%，增孔率为8%。

4.3.3 构造作用对低渗透砂岩储层的影响

构造作用对研究区低渗透砂岩储层最重要的影响表现为构造应力导致巴什基奇克组储层产生裂缝或断裂。构造破裂作用形成的裂缝是深部致密砂岩储层的重要储集空间，并可成为油气运移的主要通道［26］。巴什基奇克组储层裂缝主要包括成岩收缩缝、成岩压碎缝、层间裂缝及构造裂缝（图版Ⅰ-9），它们相互组合形成网络系统，对改善致密砂岩储层的储集性能起到了重要作用，可使储层的孔隙度提高0.1%～1.0%，渗透率提高1～2个数量级，如大北气田区裂缝的发育是获得高产的主要因素。此外，裂缝为流体（地层水和烃类）循环提供了通道，为地表和地下水的化学淋滤作用和水-岩矿化作用提供了场所。

综上所述，库车坳陷克拉苏冲断带白垩系低渗透砂岩储层受多种因素影响，其中沉积作用影响储层物性，压实作用主导储层低渗，胶结作用强化储层低渗，溶蚀和裂缝改善储层物性（图3）。

图3 库车坳陷克拉苏冲断带大北区块巴什基奇克组低渗透砂岩储层演化模式Fig.3Evolutional model of low permeability reservoir of Bashijiqike Formation in Kelasu structural zone,Kuqa Depression

5 结束语

（1）低渗透储层是一个相对概念，一般指渗透率＜10 mD的储层类型。低渗透储层可分为原生、次生和裂缝型3种。不同类型低渗透储层有不同的沉积背景和成岩演化史，但低渗透储层的形成均受沉积作用、成岩作用和后期构造作用等因素的共同影响。

（2）库车坳陷克拉苏冲断带巴什基奇克组砂岩储层是典型的低孔、低渗—特低渗储层，储层孔隙度多＜10%，渗透率为0.03～0.30 mD。储层储集空间以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主，少量粒内溶孔和裂缝。沉积作用的差异导致储层原始物性存在差异，并导致不同的物性演化史，这是低渗透储层形成的根本原因。储层深埋（可达7 000 m），强烈的机械压实作用是导致储层低渗的关键原因，而胶结作用加强了储层的低渗程度，溶蚀作用和后期构造裂缝作用均改善了低渗透储层的储集性能，形成了超深层低孔、低渗透储层中的“甜点”。

（3）随着世界石油资源供需矛盾加剧，低渗透储层研究的重要性将更加突显，低渗透砂岩中依然存在有利储层。然而对低渗透砂岩储层的成因仍存在许多争论，故次生孔隙的成因机制、成岩相和有利储层分布将是低渗透储层研究的重点。储集空间定量描述与不同成因砂体有利储层分布预测将是低渗透储层研究的难点。只有通过地层埋藏史、储层充填史、烃源岩演化史和构造演化史间耦合关系的综合研究，才能分析清楚储层孔隙演化与地层埋深之间的关系，并综合利用地质和地球物理勘探理论和技术，准确预测有利储层的分布，为提高低渗透油气藏产量提供地质依据。

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图版Ⅰ说明：1.颗粒呈凹凸接触，部分颗粒有裂纹，压实强烈，克深207井，6 875.24 m，K1bs，铸体薄片单偏光；2.方解石胶结物，大北202井，

5 790.28 m，K1bs，铸体薄片单偏光；3.颗粒具泥质薄膜，压实强烈，发育构造缝，被碳酸盐胶结物完全充填，大北203井，6 483.08 m，K1bs，铸体薄片单偏光；4.石英颗粒周围具伊利石包膜，大北204井，5 962.92 m，K1bs，扫描电镜；5.细—中粒长石岩屑砂岩，自生长石加大，自生石英加大，克深2井，6 699.00 m，K1bs，铸体薄片正交偏光；6.钾长石粒内溶蚀及粒间孔隙充填石英、白云石和片状伊/蒙混层，大北104井，6 048.05 m，K1bs，扫描电镜；7.早期胶结物溶蚀形成粒间溶孔，大北202井，5 714.63 m，K1bs，铸体薄片单偏光；8.岩屑颗粒溶蚀，克深207井，6 798.00 m，K1bs，铸体薄片单偏光；9.网状裂缝，大北202井，5 713.75 m，K1bs，铸体薄片单偏光

（本文编辑：李在光）

Formation of low permeability reservoir and typical case analysis in Kuqa Depression

LIU Fen1，ZHU Xiaomin1，PAN Rong1，LI Yang1，XUE Mengge1，DI Hongli2
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，Xinjiang，China）

With the development of oil and gas exploration,the low permeability reservoirs have been a significant target of oil and gas exploration and development.Based on the study on Cretaceous low-porosity and low-permeability reservoir of Kelasu tectonic zone in Kuqa Depression,Tarim Basin,we summarized the characteristics of low permeability reservoir, and discussed its formation mechanisms and controlling factors.The result shows that low permeability reservoirs can be divided into 3 types accorded to the genetic differences:primary low permeability reservoir,secondary low permeability reservoir and fractured low permeability reservoir.The origin of the low permeability reservoir is impacted jointly by deposition,diagenesis and later tectonism.Deposition is the most fundamental reason for the low permeability reservoir, and strong compaction and cementation account mainly for it.Dissolution and later tectonic fractures increase the porosity and permeability of the reservoir,and that are the key factors for the low permeability in deep reservoir.

lowpermeabilityreservoir；sedimentation；diagenesis；tectonism；Bashijiqike Formation；TarimBasin

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）03-0028-10

2014-02-24；

2014-03-24

国家重点基础研究发展计划（973）项目“中国西部叠合盆地深部油气复合成藏机制与富集规律”（编号：2011CB201104）和国家重大科技专项“岩性地层油气藏沉积体系、储层形成机理与分布研究”（编号：2011ZX05001-002）联合资助

刘芬（1990-），女，中国石油大学（北京）在读博士研究生，研究方向为储层地质学。地址：（102249）北京市昌平区府学路18号地球科学学院。E-mail：liufenbest@163.com。