Characteristics and main controlling factors of carbonate reservoirs of Middle-Lower Ordovician, Shunnan area, Tarim Basin
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摘要: 顺南地区位于塔里木盆地顺托果勒低隆的南部，目前已有多口井钻获天然气。随着勘探的推进，对储层发育规律的认识成为影响勘探评价的关键问题之一。在沉积相和构造演化背景研究的基础上，基于岩心描述、薄片鉴定、物性分析、综合录井和储层预测综合分析，对该区中下奥陶统储层进行了研究。中下奥陶统碳酸盐岩发育断控及热液改造的孔缝洞、白云岩晶间孔和晶间溶孔、灰岩颗粒内微孔隙等多尺度的储集空间，可划分为裂缝-孔隙型、断控缝洞型、热液改造孔缝洞型3种储层类型。裂缝-孔隙型分布于一间房组-鹰山组上段灰岩和鹰山组下段白云岩基质中，基质物性较差，为特低孔特低渗储层；断控缝洞型、热液改造孔缝洞型沿NE向走滑断裂带分布。多阶段发育的走滑断裂及伴生裂缝本身既可形成缝洞体储集空间，又沟通孔隙和微孔隙、晶间孔和晶间溶孔成为连通的有效储层，同时也是热液流体作用的先决条件，因而是规模有效储层的主控因素。Abstract: Natural gas breakthroughs have been made in many wells recently in the Shunnan in the southern part of the Shuntoguole low uplift in the Tarim Basin. With the advancement of exploration, the understanding of reservoir development is one of the key issues affecting exploration evaluation. Based on the research of sedimentary facies and tectonic evolution, core description, thin section analysis, physical property analysis, comprehensive logging and reservoir prediction were used to study the carbonate reservoirs in the Middle-Lower Ordovician in the study area. The reservoir spaces include pores and fractures controlled by fault and hydrothermal fluid activities, and also intercrystalline pores and intercrystalline solution pores in dolomite reservoirs, micropores in limestone reservoirs. There are three types of reservoirs, including fracture-cavity type controlled by faults, fracture-cavity type controlled by hydrothermal fluid activities, and fractures-pores. The fractures-pores mainly distribute in limestones in the Yijianfang Formation and the upper Yingshan Formation and in dolomites in the Lower Yingshan Formation. They have poor physical properties, and are featured by extra-low porosity and permeability. The fracture-cavity types controlled by faults and hydrothermal fluid activities mainly distribute along the NE strike-slip fault zone. Strike-slip fractures and associated fractures developed in multiple stages are the main controlling factors for large-scale effective reservoirs. They formed fractured-vuggy reservoirs. Meanwhile, they connected pores and micropores, intercrystalline pores, and intercrystalline dissolution pores, forming connected effective reservoirs, which was also a prerequisite for hydrothermal fluid activities.
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Key words:
- reservoir feature /
- carbonate rock /
- Middle-Lower Ordovician /
- Shunnan area /
- Tarim Basin
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随着超深层领域油气勘探不断突破，深层—超深层领域规模有效储层的形成与保存机制日益成为研究的热点[1]。近年来，随着塔里木盆地顺托果勒弱变形构造带的精细研究和勘探实践，认识到与多期构造活动相关的走滑断裂具有重要的控储控藏作用[2-4]。顺南地区位于顺托果勒低隆的南部，目前已有多口钻井获天然气勘探突破[5]，并开展了深入的断裂解析研究[6-7]，提出中下奥陶统碳酸盐岩发育多类型的储集体[8-11]。但随着研究和勘探的推进，围绕储层发育规律和主控因素还有待深入研究。如发现一间房组灰岩微孔隙较发育，但是否受台内滩相控制还无定论；SN4井发现热液改造型储层，但对深成热液作用对有效储层的贡献等仍存在争议[12-18]。因此，充分认识储层的基本特征，总结规模储层发育的主控因素，对于精准开展储层预测、实施勘探部署有重要意义。本文在沉积相和多期构造演化背景研究的基础上，运用钻井实物资料和综合录井成果，结合地震储层预测，以岩石学特征、成岩作用和储集空间类型为研究出发点，对顺南地区中下奥陶统储层特征、规模储层发育的主控因素和发育模式进行研究，旨在为该区下一步的勘探部署提供依据。
1. 构造沉积背景
顺南地区处于塔中Ⅰ号断裂带下盘的塔中北坡，南北介于顺托果勒低隆和古城墟隆起之间，西以塔中Ⅰ号断裂带与卡塔克隆起相邻，东北与满加尔坳陷相接(图 1)。前寒武纪—早奥陶世，塔里木盆地在伸展背景下发育伸展断层；中—晚奥陶世，塔里木盆地由伸展转换为挤压区域构造环境，来自SW方向强烈的挤压导致塔中Ⅰ号逆冲断裂和塔中南缘逆冲断裂强烈活动，卡塔克隆起初步形成[19-21]；志留纪—中泥盆世，昆仑洋最终闭合，中昆仑地体与塔里木板块南缘碰撞拼贴，引起塔中东南部强烈的逆冲褶皱变形，同时伴随阿尔金强烈的造山作用，古城墟隆起形成并不断抬升。顺南地区处于卡塔克隆起和古城墟隆起之间的弱变形构造带，受控于区域构造环境，主要发育NE向和NEE向断裂体系[6](图 1)。
寒武纪—中奥陶世，顺托果勒—古城墟及以西地区广泛发育碳酸盐岩台地，沉积了厚达3 000 m的海相碳酸盐岩，东部发育欠补偿盆地，顺南地区位于“西台东盆”向西凸的马蹄形台地边缘的内部。寒武纪碳酸盐岩台地经历了早寒武世早期缓坡—早寒武世晚期—中晚寒武世弱镶边、进积镶边的演化[22]。早奥陶世晚期—中奥陶世，台地结构由弱镶边台地演化为无镶边碳酸盐岩台地[23]。顺南—古城墟地区发育下奥陶统蓬莱坝组(O1p)、中下奥陶统鹰山组(O1-2ys)、中奥陶统一间房组(O2yj)、上奥陶统恰尔巴克组和却尔却克组。蓬莱坝组为半局限台地潮坪和台内滩沉积。鹰山组下段整体处于局限—半局限浅水潮下带环境，局部高部位发育潮间带；鹰山组上段沉积水体加深，为半局限浅水潮下带。一间房组下段仍为半局限浅水潮下带，局部发育潮间带；上段沉积水体明显加深，沉积环境逐渐由半局限环境转变为开阔过渡潮下带。由于差异沉降导致的可容纳空间的变化，顺南地区鹰山组和一间房组厚度远大于北部和南部的顺北和古城地区[24]。晚奥陶世早期，随着海平面持续上升，碳酸盐岩台地被淹没，顺南地区沉积了恰尔巴克组瘤状泥质灰岩。晚奥陶世晚期，伴随着区域挤压作用的增强和海平面的持续上升，顺南—古城墟与满加尔坳陷连为一体，演化为超补偿混积陆棚，沉积了厚度超过2 000 m、以泥岩、泥质粉砂岩为主的却尔却克组[25](图 1)。
2. 储层特征
2.1 岩石学特征
根据顺南地区16口钻井岩心和薄片资料统计分析，中下奥陶统构成储层的主要岩石类型有灰岩、灰质云岩/云质灰岩、白云岩和热蚀变形成的硅化岩。
(1) 颗粒灰岩。颗粒成分有内碎屑、微球粒、生物碎屑等，大多富含藻屑；颗粒粒径不均一，中等分选，亮晶方解石胶结，为潮汐水道沉积(图 2a, b)。
图 2 塔里木盆地顺南地区中下奥陶统储层岩石学特征和孔隙发育特征a.亮晶颗粒(藻屑)灰岩, 选择性粒内微溶蚀, SN7井, 6 484.12 m, O2yj, (-); b.亮晶砂屑(藻屑)灰岩, 粒内微溶孔, 早期粒间孔方解石胶结, SN7井, 6 576.00 m, O2yj, (-); c.藻粘结灰岩, 粒内微溶孔和晚期开启的构造缝, SN7井, 6 549.5 m, O2yj, (-); d.藻屑颗粒, 颗粒间致密, 扫描电镜照片; e.藻屑颗粒内部的晶间孔隙, 扫描电镜照片; f.藻屑颗粒内部的有机质收缩孔, 氩离子抛光—聚焦离子束扫描电镜照片; g.细晶白云岩, 碎粒化, 压裂缝充填沥青, SN7井, 7 103.50 m, O1-2ys, (-); h.微裂缝与扩溶缝, SN501井, 6 952.06 m, O1-2ys, 铸体薄片; i.白云石晶间孔、晶间溶孔, 与h为同一铸体薄片; j.硅质岩, 硅质交代保持了原岩碎粒化结构, O1-2ys, 铸体薄片; k.硅化岩, 基质交代石英, SN4井, 6 673.22 m(+); o.硅化岩中的石英晶间孔隙, SN4井, 6 673.22 m, 铸体薄片Figure 2. Petrographic characteristics and pore development of classic samples in carbonate reservoirs of Middle-Lower Ordovician, Shunnan area, Tarim Basin(2) 藻粘结灰岩。藻粘结和凝块结构，藻凝块大小不一，分选差，泥晶支撑，为低能潮间带—局限潮下带沉积产物(图 2c)。
(3) 细晶白云岩。主要发育于鹰山组下段，沉积环境以局限—半局限潮下带为主，以厚层状灰岩夹薄层浅灰色云岩为特征。白云岩晶形为他形—半自形，局部见由不同晶粒大小的白云石层构成的纹层，不均匀雾心亮边，少量白云石晶面较干净，晶体间多为镶嵌接触，沿碎粒化缝隙发育溶孔缝，被沥青质充填，现有效孔隙主要为晶间孔、晶间溶孔(图 2g-i)。
(4) 热蚀变硅化岩。SN4井鹰山组上段发育富硅热液流体改造的蚀变硅化岩段，硅化岩的石英含量大于70%，最高可达95%以上，硅化岩残余灰质含量介于10%~20%之间，粒间方解石胶结物小于10%。原始灰岩颗粒结构已被破坏，部分石英晶体边缘平直，部分石英由于相互嵌合致使接触边缘弯曲。石英晶体呈自形—半自形柱状，晶体长度介于50~500 μm之间，宽度为10~50 μm，长短轴之比为1~2(图 2k, l)。古城地区鹰山组下段硅化岩保持了交代原岩的碎粒化结构(图 2j)。
2.2 储集空间类型和成因
根据对岩心观察、薄片鉴定、常规扫描电镜、氩离子抛光—聚焦离子束扫描电镜和综合录井资料，顺南地区中下奥陶统发育不同尺度的储集空间，有微孔隙、孔隙、缝洞等类型。
(1) 粒内微孔隙。铸体薄片观察为藻包壳内斑点(块)溶蚀，具有明显的颗粒组构选择性(图 2a-c)。通过常规扫描电镜、氩离子抛光—聚焦离子束扫描电镜分析，藻屑内部分布有微孔隙，藻屑与藻屑之间的亮晶胶结物不发育微孔隙(图 2d)。微孔隙一种是自形方解石晶间棱角状孔，孔隙大小主要介于几百nm~几个μm(图 2e)；另一种为有机孔，是有机质热演化形成的沥青收缩孔(图 2f)。
上述孔隙和微孔隙主要发育于一间房组下段的颗粒灰岩、藻粘结灰岩中，藻类等微生物的发育促进原始有机质的富集，半局限潮下沉积环境有利于有机质的保存；进入埋藏成岩环境随着埋深的增加，藻屑内含的有机质达到成熟—过成熟阶段，SN1井换算Ro达到2.1%[26]。有机质热演化可形成有机质收缩孔，对SN7井26块含藻屑颗粒的灰岩进行总有机碳含量(TOC)和微孔赋存气分析，微孔赋存气含量与TOC大致呈正关性(图 3)，微孔赋存气含量和TOC较高的样品对应的有机质充填部位，发育沥青收缩孔，孔隙相对较大，连通性较好(图 2f)。同时有机质演化过程中有机酸的排出，促进了碳酸盐灰泥的溶解和方解石的重结晶作用，形成了方解石晶间微孔。有机质演化过程生成一定量烃类气体抑制成岩胶结，有利于孔隙的保存。但是，顺南地区藻灰岩有机质含量总体较低，26个样品TOC全部小于0.2%，生烃形成的有机酸规模不大，很难在颗粒间进一步溶蚀(图 2d)，这也可能是微孔隙仅发育于藻屑颗粒内而具组构选择性的原因。此外, 还偶见生物体腔孔、遮蔽孔等粒内孔。
图 3 塔里木盆地顺南地区SN7井样品微孔赋存气浓度与总有机碳对应关系Figure 3. Relationship between gas concentration in micropores and TOC content in well SN7, Shunnan area, Tarim Basin(2) 晶间和晶间溶蚀孔。主要是鹰山组下段白云岩中晶间孔与晶间溶孔，孔隙分布与微裂隙有关，微裂缝通常延伸较短，具有一定的定向性，沿微裂缝可见一定程度的扩溶(图 2h，i)。
(3) 石英晶间孔。热蚀变硅质岩中的石英晶间孔，这些晶间孔主要为短柱状石英晶体形成的搭建构造而保留下来的，直径约为0.1~1 mm(图 2l)。
(4) 微裂隙。一种是局部挤压应力作用下岩石发生碎粒化而发生的张裂缝，现今被沥青充填(图 2g)；另一种是构造裂隙，早期被亮晶方解石充填，晚期为张开缝(图 2c)。
(5) 矿物充填残余缝洞。构造破裂作用形成的一组或多组不同宽度的裂缝被后期热液作用改造，发生溶蚀和充填作用，矿物未完全充填形成的矿物晶洞和裂隙。如SN4井鹰山组热液改造的硅化岩段发育高角度石英、方解石半充填及共轭的中角度方解石(部分含石英)充填—半充填缝，两者相交处形成“V”字形孔洞；远离高角度裂缝灰质含量增加，沿缝合线有溶蚀现象，局部发育溶孔(图 4)。未完全充填的裂缝、溶蚀孔和晶洞构成有效储集空间。
图 4 塔里木盆地顺南地区SN4井鹰山组热蚀变硅化岩段岩心裂缝—孔洞发育特征Figure 4. Development of fractures and pores in core samples from silicified carbonate reservoirs in Yingshan Formation, well SN4, Shunnan area, Tarim Basin(6) 缝洞储集体。走滑断裂带断面形成的断裂空腔及其围岩破碎带在三维空间上形成断缝储集体，其发育程度与走滑断裂带的分段性、变形强度及多组断裂的交叉有关[11]。这类储集体往往被深层上行流体改造而具有溶蚀特征。由于储集空间规模较大，主要表现在钻井的放空和漏失(表 1)，地震剖面表现为“串珠状”反射特征。
表 1 塔里木盆地顺南地区钻井放空漏失统计Table 1. Statistics of well emptying and leakage in Shunnan area, Tarim Basin井号 井段/m 层段 漏失/m3 放空/m SN4 6 672.00~6 674.00 O1-2ys2 1 493.41 SN4 6 673.52~6 679.00 O1-2ys2 5.48 SN401 6 457.07 O1-2ys2 3 391.50 SN401 6 457.07~6 458.68 O1-2ys2 1.61 SN5 7 209.80 O1-2ys1 1 152.50 SN501 7 168.56 O1-2ys1 327.70 SN5-1 7 216.68 O1-2ys1 压井漏失141.00 SN5-2 7 106.83 O1-2ys1 36.50 SN6 7 502.15~7 504.50 O1-2ys1 2.35 SN6 7 505.80~7 525.00 O1-2ys1 1 996.70 SN7 6 945.05~7 276.00 O1-2ys1 1 841.10 2.3 储层物性特征
2.3.1 一间房组灰岩物性特征
一间房组颗粒灰岩、藻粘结灰岩基质孔隙度和渗透率均比较低，据4口井51块全直径岩心样品物性统计[27]，孔隙度在0.20%~3.90%，平均为1.52%，其中孔隙度小于2%的占样品总数的74%；渗透率在(0.003~5.84)×10-3 μm2，平均为0.62×10-3 μm2，其中渗透率小于1.0×10-3 μm2的占80%，属于特低孔特低渗储层(图 5a)。孔隙度和渗透率相关性差(图 5b)，不构成孔隙型储层。SN7井孔隙度相对较高，但与渗透率相关性也很差(图 5)，反映出这类样品发育孤立的孔隙。这些孔隙主要与藻灰岩发育有关，受一定的微相控制，孔隙的连通性是制约有效储层的关键。
图 5 塔里木盆地顺南地区一间房组灰岩物性特征[27]Figure 5. Physical properties of limestones in Yijianfang Formation, Shunnan area, Tarim Basin2.3.2 鹰山组白云岩物性特征
顺南地区白云岩储层[28]主要分布于鹰山组下段。据5口钻井79件直径2.5 cm小柱样气体法孔隙度与渗透率测定结果分析，孔隙度在0.21%~3.6%之间，平均1.40%，其中孔隙度小于2%的占样品数的80%；渗透率在(0.003~92)×10-3 μm2之间，个别样品渗透率值偏高与裂缝有关，平均值不具代表性(平均2.12×10-3 μm2)，渗透率小于1.0×10-3 μm2的样品占84%，为特低孔特低渗储层(图 6a)。孔隙度和渗透率相关性差(图 6b)，表明为非孔隙型储层。从储集空间类型分析，晶间孔的发育多与微裂隙相关，储层为裂缝—孔隙型。5口井物性数据统计表明，孔隙度大于2%的样品主要是SN501井，岩石学特征主要是具残余结构中晶白云岩、细晶白云岩，无残余结构中晶白云岩，与其他井样品相比白云化程度较高，说明白云化对物性具有一定的改善作用。邻区古城地区白云岩也具有相似的物性特征[29]，中—粗晶白云岩物性最好，孔隙度分布在2%~5%，渗透率主要分布在(0.01~10.00)×10-3 μm2；细晶白云岩次之；微晶白云岩最差，孔隙度大多低于1%。
图 6 塔里木盆地顺南地区鹰山组白云岩物性特征Figure 6. Physical properties of dolomites in Yingshan Formation, Shunnan area, Tarim Basin2.4 储层类型
根据储集空间组合关系、形成机制，将顺南地区中下奥陶统碳酸盐岩储层类型划分为断控缝洞型、热液改造孔缝洞型和裂缝—孔隙型3种。
(1) 断控缝洞型储层受控于多期发育的断裂。顺南地区发育寒武纪—早奥陶世正断层、中奥陶世末—中泥盆世压扭走滑断裂、晚泥盆世—早石炭世张扭走滑断裂和晚二叠世末压扭走滑断裂[6]，多期构造活动叠加的断裂，在不同的构造时期处于不同的应力阶段。加里东早期断裂处于拉伸应力环境形成张性断裂，岩石破裂形成裂缝空间，断裂破碎带范围较小。加里东中期Ⅰ幕和Ⅲ幕整体为压扭应力状态，该时期形成的断裂和裂缝开启性差，但具有较宽的断裂破碎带。海西早期走滑断裂处于张扭应力状态，断裂在平面上表现为雁列式正断层，在剖面上表现为正断层下掉。该时期断裂活动对早—中奥陶世的压扭走滑断裂具有改造作用[6-7]，早期和后期的拉伸应力的改变，不同程度地改变了构造裂缝的结构，在断裂叠接部位和多组断裂交切部位, 有利于缝洞孔隙的发育。从顺南地区T74界面(一间房组灰岩顶面)的光照属性图上，可清楚地观察到NE向断裂和NEE向2组走滑断裂系并具切割关系(图 7a)。利用相干技术进行碳酸盐岩内幕断裂带的检测，大尺度的断裂空腔和裂缝体，弱相干反映“杂乱”反射结构[30], 在综合录井上表现为放空和漏失(表 1)。最大似然法可清晰地表征小尺度的断裂裂隙，靠近断层及断裂交会部位裂隙最发育，距断层距离增大相对弱变形区断裂裂隙发育程度相对低[30] (图 7b)。岩性也是裂缝发育程度的控制因素[9]，鹰山组下段(T78-T76)白云石含量增加，裂缝发育程度明显较鹰山组上段(T76-T75)强(图 7b)。
图 7 塔里木盆地顺南地区断裂带和断裂裂隙发育特征Figure 7. Fault zone and fault-fracture distribution in Shunnan area, Tarim Basin(2) 热液改造孔缝洞型储层是断控缝洞叠加了深部热液作用的溶蚀、交代和充填改造。顺南和古城地区分别在鹰山组上段灰岩和下段灰质云岩地层发育硅化岩孔缝洞型储层。储集空间是裂缝、硅化岩石英晶间孔和沉淀矿物未完全充填形成的晶洞(图 4)，硅化岩段石英晶间孔隙非常发育，硅化岩孔隙度可达20.5%[31]，是热液改造孔缝洞型储层主要的储集岩类型。
(3) 裂缝—孔隙型储层包括灰岩裂缝—孔隙型储层和白云岩裂缝—孔隙型储层。灰岩裂缝—孔隙型储层以孔隙和微孔隙为主要储集空间，构成特低孔特低渗储层，层位上主要分布于一间房组—鹰山组上段，其分布与藻灰岩沉积微相有关；单层厚度小，地层分布上不具明显的特殊结构，预测难度比较大。白云岩裂缝—孔隙型储层以白云岩晶间孔、晶间溶孔为主要储集空间，构成特低孔特低渗储层。由于晶间孔发育与白云岩化有关，层位上鹰山组下段及以下地层白云化程度高，白云岩储层相对更发育；平面上由顺南缓坡向古城墟隆起，储层有变好的趋势。
3. 规模储层的主控因素与发育模式
综合上述分析，顺南地区中下奥陶统碳酸盐岩储集空间类型多样，既有钻井显示为放空、漏失等大尺度洞穴，也有基质/颗粒微孔隙；既有白云岩，也有灰岩，还有热液交代的硅质岩，总体属多类型、多成因的裂缝—孔洞型储集体。储层发育受构造破裂作用、深埋藏环境下的热液溶蚀改造和沉积微相、白云岩化等多因素影响，而多期发育的走滑断裂及伴生的裂缝是规模有效储层形成的关键因素。
3.1 多阶段发育的走滑断裂是储层发育的主要控制因素
各类储集空间的成因机制分析表明(表 2)，不同期次的张性断裂、压扭走滑断裂、张扭走滑断裂叠加，对储层发育具有重要的控制作用。一是走滑断裂形成的断面空腔及围岩裂缝构成的缝洞体是有效的储集空间，断裂的活动强度和分段性影响储层发育的规模、部位[32-33]。勘探成果表明，SN4井部署在断裂带上，鹰山组上段发生井漏，放空5.48 m；SN5、SN501、SN401、SN7井等部署在主干断裂带之间，在鹰山组下段不同程度地发生井漏和放空，说明断裂带多期活动形成的缝洞系统是重要的储集类型。二是走滑断裂桥流泵吸机制，是深部热液上行进行交代、溶蚀、沉淀形成热液改造孔缝洞的先决条件。三是裂缝的沟通作用是白云岩晶间孔隙、藻灰岩颗粒内的微孔隙成为有效储集空间的必要条件。
表 2 塔里木盆地顺南地区碳酸盐岩各类储集空间与成因关系统计Table 2. Statistics of carbonate reservoir space and its generation in Shunnan area, Tarim Basin地层 岩性 孔隙类型 成因 断裂关系 热液改造程度 微相关系 实例井 O2yj 颗粒灰岩、藻粘结灰岩 粒内孔、粒内溶孔、粒内微孔 准同生期溶蚀、埋藏期有机酸溶蚀 ++ SN7 O1-2ys2 硅化灰岩、硅化岩 裂缝、孔洞、石英晶间孔 断裂、热蚀变矿物充填、硅质交代 ++ +++ SN4 O1-2ys1- O1p 细—粗晶白云岩 裂缝—扩溶缝、晶间孔、晶间溶孔 白云岩化、断裂—裂隙 + + SN501 O1-2 构造破裂碳酸盐岩 洞穴、多尺度裂缝 多期走滑断裂 +++ SN1/4/401/4-1，SN5/501/6/7，SN5-1/5-2 注: “+”表示孔隙的形成受有关因素影响的程度，“+++”最强；“++”中等；“+”弱。 3.2 热液侵入对储层的改造作用
埋藏期深层热液流体上行改造是顺南地区储层发育的一个显著特点，如鹰山组多孔硅化岩储集体[31]。深层酸性热液沿深大断裂上行进入碳酸盐岩地层，在相对封闭的埋藏成岩环境中，溶蚀、胶结作用呈孪生关系存在，分别在不同部位出现缝洞发育带和胶结带，是孔隙组构的变化和孔隙空间的重新分配，地层总孔隙空间度基本保持不变[18]。碳酸盐岩地层中由热液流体带来的硅、钡、氟等离子的增加，形成新的矿物组合一定程度上还占据先存孔隙空间。虽然交代硅质可以形成硅化岩储层，但交代作用的发生可能与先存原岩结构有关，有的硅化作用仍保持了碎粒化结构(图 2j)，说明挤压破裂作用形成的碎粒化碳酸盐岩可能是交代作用发生的特殊的局限条件，这也可能是有大量的热液矿物组合指示热液作用的存在，而形成硅化岩储层仅有较少量例案的原因。SN4井鹰山组上段获得天然气(25.8~38)×104 m3/d，除了3~4回次揭示的2.35 m缝洞型储层和0.82 m硅化岩储层外，走滑断裂形成的5.8 m的放空段则是更为重要的储集体。热液活动需要有断裂、不整合面和高渗透层作为热液的通道，更多指示了先存储集空间的存在，是埋藏阶段物质和空间的再分配和再调整过程，从这种意义上讲热液作用对深部储层的建设作用有限。对比SN4、SN501井热液改造储层的发育规模差别巨大，可能与走滑断裂带变形影响的断裂—裂隙的发育范围、富硅热流体的上行流动强度、规模差异有关。
3.3 裂缝沟通作用是藻灰岩形成规模有效储层的关键
如前文所述，SN7井一间房组藻屑灰岩中见有机质收缩孔和方解石晶间微孔，这些粒内微孔之间大多是连通的，而颗粒周边往往未见孔隙和有机质，基本不连通(图 2d)。SN7、ST1井灰岩样品的物性分析表明，藻灰岩由于微孔隙的发育具有明显的“增孔”作用，38个直径2.5 cm岩心柱塞样物性分析孔隙度大于2%的占84%，但渗透率小于0.1×10-3 μm2的占68%，小于1.0×10-3 μm2的占79%(表 3)，其中渗透率低于检测限的占39%。根据物性的定义和测定规范，孔隙度的测定以孔隙体积占样品总体积的百分比表征储集性，而渗透率表征岩石的连通性。物性分析结果表明，渗透率与孔隙度的相关性很低，SN7井的微孔赋存气是藻屑热演化自生而孤立封存的，不代表外部运移来的烃类，说明这类藻灰岩，必须有裂缝的沟通作用才能成为有效储层。
表 3 塔里木盆地顺南地区微生物相关灰岩岩心柱塞样物性分析Table 3. Physical properties of microbialite core plugs in Shunnan area, Tarim Basin送样号 深度/m 岩性 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 SN7-4-39 6 550.70 颗粒(藻屑)灰岩 2.08 低于检测限 SN7-4-30 6 549.57 颗粒(藻屑)灰岩 4.39 2.35 SN7-4-14 6 547.11 窗孔灰岩 3.70 0.47 SN7-3-28-2 6 534.00 颗粒(藻屑)灰岩 1.60 1.17 SN7-3-28-1 6 533.95 颗粒(藻屑)灰岩 2.35 低于检测限 SN7-3-25-2 6 533.64 颗粒(藻屑)灰岩 4.04 0.05 SN7-3-5-2 6 530.58 窗孔灰岩 3.39 0.09 SN7-2-45 6 491.72 颗粒(藻屑)灰岩 1.13 0.05 SN7-2-30 6 489.24 窗孔灰岩 1.77 低于检测限 SN7-2-24 6 487.93 颗粒(藻屑)灰岩 2.98 1.78 SN7-2-5 6 484.97 颗粒(藻屑)灰岩 3.83 5.30 SN7-1-13 6 429.08 瘤状球粒粒泥灰岩 0.97 低于检测限 SN7-1-10 6 428.55 瘤状球粒粒泥灰岩 1.27 0.35 SN7-1-2 6 426.90 瘤状球粒粒泥灰岩 1.11 3.73 ST1-1-20 7 672.24 生屑泥晶灰岩 3.30 0.39 ST1-1-39 7 675.60 瘤状生屑泥晶灰岩 1.41 0.07 ST1-1-44 7 676.10 瘤状生屑泥晶灰岩 1.70 低于检测限 ST1-2-2 7 704.37 泥晶灰岩，含硅质，硅质部分孔隙发育 7.77 0.11 ST1WX-1 7 704.48~7 704.50 亮晶生屑砂屑灰岩，见粒状石英, 藻屑内见沥青 5.51 0.04 ST1-2-5 7 704.84 瘤状生屑泥晶灰岩 2.97 低于检测限 ST1-2-10 7 705.65 含生屑泥晶灰岩 3.21 低于检测限 ST1-2-11 7 705.82 含生屑泥晶灰岩(藻屑沥青浸染) 2.85 低于检测限 ST1-2-12 7 706.06~7 706.22 泥晶灰岩(热蚀变) 4.24 低于检测限 ST1-2-12 7 706.06~7 706.22 泥晶灰岩(热蚀变) 2.97 0.02 ST1-2-13 7 706.47 含生屑泥晶灰岩(生屑沥青浸染) 3.26 低于检测限 ST1-2-14 7 706.73 含生屑泥晶灰岩(藻屑沥青浸染) 5.34 低于检测限 ST1-2-18 7 707.21 含生屑泥晶灰岩 5.76 0.09 ST1WX-6 7 707.39 亮晶生屑灰岩(生屑沥青质浸染)、粒状石英 6.76 0.01 ST1WX-6 7 707.39 亮晶生屑灰岩(生屑沥青质浸染)、粒状石英 4.42 0.03 ST1-2-23 7 707.57 泥亮晶生屑灰岩 3.38 低于检测限 ST1-2-24 7 707.80 生屑砂屑泥晶灰岩 4.24 低于检测限 ST1-2-28 7 708.40 生屑砂屑泥晶灰岩 3.64 低于检测限 ST1-2-32 7 708.82 生屑泥晶灰岩 3.70 12.26(裂缝) ST1-2-38 7 709.30 生屑泥晶灰岩 4.40 低于检测限 ST1-3-10 7 860.66 泥亮晶砂砾屑灰岩 0.99 0.04 ST1-4-10 7 862.42 灰泥岩 1.62 0.06 3.4 规模有效储层发育模式
通过对研究区储集空间与成因、储层类型与主控因素的分析，建立了储层发育模式(图 8)。
图 8 塔里木盆地顺南地区中下奥陶统碳酸盐岩储层发育模式Figure 8. Development pattern of carbonate reservoirs in Middle-Lower Ordovician, Shunnan area, Tarim Basin早奥陶世晚期—中奥陶世，顺南地区总体处于局限—半局限浅水潮下带环境，局部高地势部位发育潮间带，高能滩相不发育，沉积了泥晶灰岩、泥晶颗粒灰岩和藻粘结灰岩。同生—准同生期海水潜流环境下颗粒沉积以后出现泥晶化和海底胶结作用，大量的原生孔隙消失，局部高地准同生期形成的少量铸模孔随着进入埋藏成岩环境逐步胶结充填，保存有少量生物遮蔽孔。早成岩期下奥陶统灰岩被大量交代成微晶白云岩，云化作用的不彻底性形成云质灰岩或灰质云岩。埋藏环境中微晶灰岩进一步重结晶，形成粉—细晶自形—半自形云岩，并向中—粗晶白云石转变，发育晶间孔。顺南地区处于塔中Ⅰ号断裂带的下盘，整体构造隆升程度较弱，缺乏强烈表生岩溶作用的地质条件，加里东期—海西早期多阶段的压扭、张扭走滑断裂，使中下奥陶统碳酸盐岩发生强烈的破裂作用，形成断裂控制的缝洞储集体，构成中下奥陶统最重要的储集空间。晚泥盆世深部热流体沿深大断裂上行对缝洞体改造，发生热液溶蚀和热蚀变矿物的充填作用，形成热液改造断控缝洞型储层。随着埋深的不断增加，藻灰岩中的有机质不断热演化，具有一定的生烃能力，生烃作用中的有机酸对藻屑颗粒进行溶蚀，同时有机质在高—过演化阶段形成有机收缩孔，这些孔隙叠加构造裂隙，可成为有效储层。经过多阶段的成岩演化，中下奥陶统现今可形成多类型的储集空间，并由断裂贯穿围绕不同主干断裂、次级断裂和派生断裂带，构成立体储集系统。
4. 结论
(1) 顺南地区中下奥陶统沉积期处于局限—半局限浅水潮下带环境，局部高地势部位发育潮间带，高能滩相总体不发育。研究区位于塔中Ⅰ号断裂带的下盘，整体构造隆升程度较弱，不具备发生强烈表生岩溶作用的地质条件。中下奥陶统储层发育缝洞储集体、矿物充填残余缝洞、孔隙和微裂隙等不同尺度的储集空间，这些储集空间主要形成于埋藏期成岩次生改造和构造破裂作用。
(2) 根据储集空间组合关系、形成机制，研究区中下奥陶统碳酸盐岩储层类型划分为断控缝洞型、热液改造孔缝洞型、裂缝—孔隙型3种。裂缝—孔隙型分布于一间房组—鹰山组上段灰岩和鹰山组下段白云岩基质中，基质物性较差，裂缝的沟通作用才能成为有效储层。
(3) 加里东期—海西早期多阶段的压扭、张扭走滑断裂，使中下奥陶统碳酸盐岩发生强烈的破裂作用，是中下奥陶统规模有效储层发育的关键因素，不仅形成了缝洞体储集空间，还是沟通孔隙、微孔隙成为有效储层和发生热液作用的必要条件。热液对储层的改造作用更多指示了先存储集空间的存在。
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图 2 塔里木盆地顺南地区中下奥陶统储层岩石学特征和孔隙发育特征
a.亮晶颗粒(藻屑)灰岩, 选择性粒内微溶蚀, SN7井, 6 484.12 m, O2yj, (-); b.亮晶砂屑(藻屑)灰岩, 粒内微溶孔, 早期粒间孔方解石胶结, SN7井, 6 576.00 m, O2yj, (-); c.藻粘结灰岩, 粒内微溶孔和晚期开启的构造缝, SN7井, 6 549.5 m, O2yj, (-); d.藻屑颗粒, 颗粒间致密, 扫描电镜照片; e.藻屑颗粒内部的晶间孔隙, 扫描电镜照片; f.藻屑颗粒内部的有机质收缩孔, 氩离子抛光—聚焦离子束扫描电镜照片; g.细晶白云岩, 碎粒化, 压裂缝充填沥青, SN7井, 7 103.50 m, O1-2ys, (-); h.微裂缝与扩溶缝, SN501井, 6 952.06 m, O1-2ys, 铸体薄片; i.白云石晶间孔、晶间溶孔, 与h为同一铸体薄片; j.硅质岩, 硅质交代保持了原岩碎粒化结构, O1-2ys, 铸体薄片; k.硅化岩, 基质交代石英, SN4井, 6 673.22 m(+); o.硅化岩中的石英晶间孔隙, SN4井, 6 673.22 m, 铸体薄片
Figure 2. Petrographic characteristics and pore development of classic samples in carbonate reservoirs of Middle-Lower Ordovician, Shunnan area, Tarim Basin
图 3 塔里木盆地顺南地区SN7井样品微孔赋存气浓度与总有机碳对应关系
Figure 3. Relationship between gas concentration in micropores and TOC content in well SN7, Shunnan area, Tarim Basin
图 4 塔里木盆地顺南地区SN4井鹰山组热蚀变硅化岩段岩心裂缝—孔洞发育特征
Figure 4. Development of fractures and pores in core samples from silicified carbonate reservoirs in Yingshan Formation, well SN4, Shunnan area, Tarim Basin
图 5 塔里木盆地顺南地区一间房组灰岩物性特征[27]
Figure 5. Physical properties of limestones in Yijianfang Formation, Shunnan area, Tarim Basin
图 6 塔里木盆地顺南地区鹰山组白云岩物性特征
Figure 6. Physical properties of dolomites in Yingshan Formation, Shunnan area, Tarim Basin
图 7 塔里木盆地顺南地区断裂带和断裂裂隙发育特征
Figure 7. Fault zone and fault-fracture distribution in Shunnan area, Tarim Basin
图 8 塔里木盆地顺南地区中下奥陶统碳酸盐岩储层发育模式
Figure 8. Development pattern of carbonate reservoirs in Middle-Lower Ordovician, Shunnan area, Tarim Basin
表 1 塔里木盆地顺南地区钻井放空漏失统计
Table 1. Statistics of well emptying and leakage in Shunnan area, Tarim Basin
井号 井段/m 层段 漏失/m3 放空/m SN4 6 672.00~6 674.00 O1-2ys2 1 493.41 SN4 6 673.52~6 679.00 O1-2ys2 5.48 SN401 6 457.07 O1-2ys2 3 391.50 SN401 6 457.07~6 458.68 O1-2ys2 1.61 SN5 7 209.80 O1-2ys1 1 152.50 SN501 7 168.56 O1-2ys1 327.70 SN5-1 7 216.68 O1-2ys1 压井漏失141.00 SN5-2 7 106.83 O1-2ys1 36.50 SN6 7 502.15~7 504.50 O1-2ys1 2.35 SN6 7 505.80~7 525.00 O1-2ys1 1 996.70 SN7 6 945.05~7 276.00 O1-2ys1 1 841.10 
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表 2 塔里木盆地顺南地区碳酸盐岩各类储集空间与成因关系统计
Table 2. Statistics of carbonate reservoir space and its generation in Shunnan area, Tarim Basin
地层 岩性 孔隙类型 成因 断裂关系 热液改造程度 微相关系 实例井 O2yj 颗粒灰岩、藻粘结灰岩 粒内孔、粒内溶孔、粒内微孔 准同生期溶蚀、埋藏期有机酸溶蚀 ++ SN7 O1-2ys2 硅化灰岩、硅化岩 裂缝、孔洞、石英晶间孔 断裂、热蚀变矿物充填、硅质交代 ++ +++ SN4 O1-2ys1- O1p 细—粗晶白云岩 裂缝—扩溶缝、晶间孔、晶间溶孔 白云岩化、断裂—裂隙 + + SN501 O1-2 构造破裂碳酸盐岩 洞穴、多尺度裂缝 多期走滑断裂 +++ SN1/4/401/4-1，SN5/501/6/7，SN5-1/5-2 注: “+”表示孔隙的形成受有关因素影响的程度，“+++”最强；“++”中等；“+”弱。
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表 3 塔里木盆地顺南地区微生物相关灰岩岩心柱塞样物性分析
Table 3. Physical properties of microbialite core plugs in Shunnan area, Tarim Basin
送样号 深度/m 岩性 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 SN7-4-39 6 550.70 颗粒(藻屑)灰岩 2.08 低于检测限 SN7-4-30 6 549.57 颗粒(藻屑)灰岩 4.39 2.35 SN7-4-14 6 547.11 窗孔灰岩 3.70 0.47 SN7-3-28-2 6 534.00 颗粒(藻屑)灰岩 1.60 1.17 SN7-3-28-1 6 533.95 颗粒(藻屑)灰岩 2.35 低于检测限 SN7-3-25-2 6 533.64 颗粒(藻屑)灰岩 4.04 0.05 SN7-3-5-2 6 530.58 窗孔灰岩 3.39 0.09 SN7-2-45 6 491.72 颗粒(藻屑)灰岩 1.13 0.05 SN7-2-30 6 489.24 窗孔灰岩 1.77 低于检测限 SN7-2-24 6 487.93 颗粒(藻屑)灰岩 2.98 1.78 SN7-2-5 6 484.97 颗粒(藻屑)灰岩 3.83 5.30 SN7-1-13 6 429.08 瘤状球粒粒泥灰岩 0.97 低于检测限 SN7-1-10 6 428.55 瘤状球粒粒泥灰岩 1.27 0.35 SN7-1-2 6 426.90 瘤状球粒粒泥灰岩 1.11 3.73 ST1-1-20 7 672.24 生屑泥晶灰岩 3.30 0.39 ST1-1-39 7 675.60 瘤状生屑泥晶灰岩 1.41 0.07 ST1-1-44 7 676.10 瘤状生屑泥晶灰岩 1.70 低于检测限 ST1-2-2 7 704.37 泥晶灰岩，含硅质，硅质部分孔隙发育 7.77 0.11 ST1WX-1 7 704.48~7 704.50 亮晶生屑砂屑灰岩，见粒状石英, 藻屑内见沥青 5.51 0.04 ST1-2-5 7 704.84 瘤状生屑泥晶灰岩 2.97 低于检测限 ST1-2-10 7 705.65 含生屑泥晶灰岩 3.21 低于检测限 ST1-2-11 7 705.82 含生屑泥晶灰岩(藻屑沥青浸染) 2.85 低于检测限 ST1-2-12 7 706.06~7 706.22 泥晶灰岩(热蚀变) 4.24 低于检测限 ST1-2-12 7 706.06~7 706.22 泥晶灰岩(热蚀变) 2.97 0.02 ST1-2-13 7 706.47 含生屑泥晶灰岩(生屑沥青浸染) 3.26 低于检测限 ST1-2-14 7 706.73 含生屑泥晶灰岩(藻屑沥青浸染) 5.34 低于检测限 ST1-2-18 7 707.21 含生屑泥晶灰岩 5.76 0.09 ST1WX-6 7 707.39 亮晶生屑灰岩(生屑沥青质浸染)、粒状石英 6.76 0.01 ST1WX-6 7 707.39 亮晶生屑灰岩(生屑沥青质浸染)、粒状石英 4.42 0.03 ST1-2-23 7 707.57 泥亮晶生屑灰岩 3.38 低于检测限 ST1-2-24 7 707.80 生屑砂屑泥晶灰岩 4.24 低于检测限 ST1-2-28 7 708.40 生屑砂屑泥晶灰岩 3.64 低于检测限 ST1-2-32 7 708.82 生屑泥晶灰岩 3.70 12.26(裂缝) ST1-2-38 7 709.30 生屑泥晶灰岩 4.40 低于检测限 ST1-3-10 7 860.66 泥亮晶砂砾屑灰岩 0.99 0.04 ST1-4-10 7 862.42 灰泥岩 1.62 0.06
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