天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 4: 556 - 571

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.11.004

天然气地质学

塔里木盆地库车坳陷侏罗系阿合组与白垩系巴什基奇克组储层特征对比与勘探开发启示

  • 王珂 , 1, 2 ,
  • 张荣虎 1, 2 ,
  • 王俊鹏 1, 2 ,
  • 余朝丰 1, 2 ,
  • 杨钊 1, 2 ,
  • 唐雁刚 3
展开
  • 1. 中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023
  • 2. 中国石油勘探开发研究院塔里木盆地研究中心，新疆 库尔勒 841000
  • 3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000

王珂（1987-），男，山东郓城人，高级工程师，博士，主要从事碎屑岩储层地质研究. E⁃mail：.

收稿日期: 2021-05-11

  修回日期: 2021-11-10

  网络出版日期: 2022-04-22

收起

Comparison of reservoir characteristics between Jurassic Ahe Formation and Cretaceous Bashijiqike Formation in Kuqa Depression of Tarim Basin and implications for exploration and developmentt

  • Ke WANG , 1, 2 ,
  • Ronghu ZHANG 1, 2 ,
  • Junpeng WANG 1, 2 ,
  • Chaofeng YU 1, 2 ,
  • Zhao YANG 1, 2 ,
  • Yan′gang TANG 3
Expand
  • 1. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology，Hangzhou 310023，China
  • 2. Tarim Basin Research Center，PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Korla 841000，China
  • 3. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China

Received date: 2021-05-11

  Revised date: 2021-11-10

  Online published: 2022-04-22

Supported by

The Prospective and Fundemental Project of CNPC in China′s 14th Five Year Plan(2021DJ0302)

the China National Key Research and Development Program(2019YFC0605501)

Fold

本文亮点

塔里木盆地库车坳陷北部构造带和克拉苏构造带处于同一区域构造背景，发育相似的石油地质条件，含气目的层系分别为侏罗系阿合组和白垩系巴什基奇克组，储层特征是造成勘探开发效果差异的重要因素。系统开展阿合组与巴什基奇克组储层特征对比，对2个构造带的勘探开发均具有重要启示意义。利用岩心、薄片和成像测井等资料，从储层沉积背景、储层基质与裂缝特征以及储层敏感性等角度出发，开展阿合组和巴什基奇克组的储层特征对比分析，并在此基础上得到了2点勘探开发启示。结果表明：构造样式是控制优质储层分布的重要因素，克拉苏构造带构造样式主要为逆冲推覆作用下形成的断背斜，背斜长轴为巴什基奇克组裂缝性储层的有利分布区，在此部署井位有较大概率获得高产；北部构造带构造样式复杂，多因素控制下的阿合组裂缝—孔隙型储层成因机制和优质储层预测还需开展深入研究。储层特征与流体环境是储层改造措施制定的重要依据，巴什基奇克组储层方解石胶结物含量高、地层流体为酸性、储层酸敏性弱、构造裂缝发育，可采用酸化和压裂并举的储层改造措施；阿合组储层方解石胶结物含量低、地层流体为碱性、储层具中等酸敏性、构造裂缝较发育，储层改造措施应以压裂为主。

本文引用格式

王珂 , 张荣虎 , 王俊鹏 , 余朝丰 , 杨钊 , 唐雁刚 . 塔里木盆地库车坳陷侏罗系阿合组与白垩系巴什基奇克组储层特征对比与勘探开发启示[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(4) : 556 -571 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.11.004

Highlights

The northern tectonic belt and Kelasu tectonic belt within the Kuqa Depression are in the same regional tectonic background， and have similar petroleum geology conditions. The target strata of the two tectonic belts are Lower Jurassic Ahe Formation（J1 a） and Lower Cretaceous Bashijiqike Formation（K1 bs）， respectively， and reservoir characteristics are important factors that lead to differences of exploration and development effect. Systematically comparison between reservoir characteristics of J1 a and K1 bs has significant meaning to exploration and development of both tectonic belts. From the aspects of reservoir sedimentary background， reservoir matrix and fracture characteristics， and reservoir sensitivity using core， thin sections and image logging data， the comparison of reservoir features between J1 a and K1 bs and its mechanism were systematically carried out. And based on analyses above， some exploration and development enlightenment were obtained. The results show two conclusions. Firstly， structural style is an important factor that controls favorable reservoir distribution. The structural style of Kelasu tectonic belt is primarily faulted anticline formed by thrusting from Tianshan orogenic belt. The long axis of anticline is favorable area of the K1 bs fractured reservoir， and therefore， wells that deployed here have high probability to get high gas production. The northern tectonic belt has complex structural styles， and thus the formation mechanism and favorable reservoir prediction of J1 a fractured-porous reservoir that controlled by multi-factors need further research. Secondly， reservoir characteristics and formation fluid environment are important references for reservoir reformation measure. The K1 bs has high calcite cement content， acidic formation fluid， weak reservoir sensitivity， and develops tectonic fractures. Therefore to the K1 bs， the reservoir reformation should use both acidizing and fracturing. While the J1 a has low calcite cement content， alkaline formation fluid， moderate reservoir sensitivity， and also develop tectonic fractures. Therefore， the reservoir reformation should give priority to fracturing.

0 引言

库车坳陷具有丰富的天然气资源，是塔里木盆地天然气的重要产区。克拉苏构造带位于库车坳陷中北部，总面积约为5 600 km2，目前已发现克拉2、大北、克深、博孜等大中型天然气田，主要含气层位为下白垩统巴什基奇克组（K1 bs）［1-3］。北部构造带位于库车坳陷北端，紧邻南天山造山带，总面积约为6 800 km2。第4次油气资源评价结果表明北部构造带总油气当量为5.65×108 t［4］，具有巨大的油气勘探潜力，主要天然气产层为下侏罗统阿合组（J1 a）［5-7］。但目前仅发现依奇克里克、迪北、吐孜洛克和吐东2等4个油气藏区，探明油气当量仅为0.21×108 t，资源落实程度仅为3.7%［8-10］。
前人研究表明，北部构造带与克拉苏构造带处于同一区域构造背景，发育相似的石油地质条件，如烃源岩均为三叠系—侏罗系的湖相泥岩及煤系地层、均发育连片展布的厚层砂岩储层和优质区域盖层、均为喜马拉雅晚期快速成藏、均发育逆冲叠瓦构造和基底断层输导体系等［11-13］，储层特征是导致二者勘探开发效果差异的重要因素［14］。在其他石油地质条件相似的前提下，开展2个构造带的储层特征对比，在优质储层分布预测及储层改造措施等方面均有重要意义。因此，本文利用岩心、薄片和成像测井等资料，系统开展库车坳陷克拉苏构造带巴什基奇克组和北部构造带阿合组的储层特征对比分析，在此基础上总结勘探开发启示，提出勘探开发建议。

1 地质背景

库车坳陷位于塔里木盆地北缘，北与天山褶皱带以逆冲断层相接，南临塔北隆起，东接阳霞凹陷，西至乌什凹陷，是一个自晚海西期开始发育，经历晚二叠世—三叠纪古前陆盆地发育期、侏罗纪—古近纪伸展坳陷期和新近纪—第四纪陆内前陆冲断发育期等多次构造运动叠加，在古生代被动大陆边缘基础之上发育起来的中新生代叠合前陆盆地，包括北部单斜带、克拉苏构造带、依奇克里克构造带、拜城凹陷、阳霞凹陷、乌什凹陷、秋里塔格构造带和南部斜坡带8个次级构造单元［15-16］。
北部构造带位于库车坳陷最北端，包括北部单斜带和依奇克里克构造带，自西向东分为巴什、迪北—吐孜和吐格尔明3个构造段（图1），其形成与演化主要受控于燕山运动和喜马拉雅运动［17］。
图1 库车坳陷北部构造带与克拉苏构造带构造位置与构造特征

（a）研究区构造位置；（b）北部构造带构造特征；（c）克拉苏构造带构造特征

Fig.1 Tectonic location and structural characteristics of the northern tectonic belt and the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

其中巴什构造段以古近系库姆格列木群膏盐岩为滑脱层分为盐上、盐下2套构造层，盐上构造层为与深部基底冲断相关的反向和同向冲断体系，盐下构造层为复杂的基底卷入冲断构造；迪北—吐孜构造段以新近系吉迪克组膏盐岩为滑脱层，盐上构造层为基底冲断形成的单斜构造，盐下构造层为简单的基底卷入冲断构造；吐格尔明构造段为古隆起背景下的基底卷入背斜，膏盐层的滑脱效应不明显。
主要含气层系下侏罗统阿合组是一套辫状河三角洲平原亚相的中—粗砂岩，夹薄层砾岩、泥岩，埋深为950~5 100 m，平均厚度为260~300 m，与下伏三叠系塔里奇克组（T3 t）呈整合接触，与上覆下侏罗统阳霞组（J1 y）的煤系地层呈整合接触［18］（图2）。
图2 库车坳陷中新生界地层系统

Fig.2 Stratigraphic system of Mesozoic-Cenozoic in Kuqa Depression

克拉苏构造带位于北部单斜带以南（图1），以古近系库姆格列木群（E1-2 km）膏盐岩为滑脱层分为盐上、盐下2套构造层，其中盐上构造层以滑脱逆冲断层及相关褶皱变形为主，在地表表现为一系列线性褶皱带，如库姆格列木背斜、吐孜玛扎背斜等；盐下构造层为强烈逆冲推覆作用产生的叠瓦冲断构造，形成一系列的断背斜型天然气藏，其形成与演化同样受控于燕山运动和喜马拉雅运动［19］。主要含气层系下白垩统巴什基奇克组是一套辫状河三角洲—扇三角洲前缘亚相的红褐色细砂岩与薄层泥岩互层，平均厚度为260~310 m，埋深为5 500~8 500 m，与下伏下白垩统巴西改组（K1 bx）呈整合接触，与上覆古近系库姆格列木群的膏盐岩层呈角度不整合接触［20］（图2）。

2 储层特征对比

2.1　沉积相与砂体展布

根据区域沉积背景以及露头、岩心上反映出的沉积相标志，结合ZTR指数、矿物成熟度指数、砂地比、古水流方向等参数，编制库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组和克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组沉积相平面分布图（图3）。北部构造带阿合组总体为辫状河三角洲平原沉积，靠近山前为上平原亚相，中部为下平原亚相，南部为辫状河三角洲前缘亚相［图3（a）］。克拉苏构造带巴什基奇克组中上部为辫状河三角洲前缘亚相，下部为扇三角洲前缘亚相，发育多个规模巨大的扇体［图3（b）］。
图3 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组（a）与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组（b）沉积相

Fig.3 Sedimentary facies of J1 a（a） in the northern tectonic belt and K1 bs（b） in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

综合露头观察及砂体连井对比图表明，北部构造带阿合组横向展布稳定，以辫状河三角洲平原亚相的中厚层砂体为主，发育大型板状交错层理、槽状交错层理、冲刷面及河道滞留砾石层等沉积构造，砂体垂向频繁叠置、横向侧积连片；隔夹层主要为灰色泥岩、粉砂质泥岩，厚度为1~12 m，平均为4.5 m，横向连续性差，难以构成区域渗流屏障［图4（a）］。克拉苏构造带巴什基奇克组在横向上同样展布稳定，但在西部的博孜—大北地区缺失巴什基奇克组一段（简称巴一段，下同）。巴一段—巴二段和巴三段分别以辫状河三角洲前缘和扇三角洲前缘亚相的中厚层砂体为主，发育平行层理、小型槽状交错层理和板状交错层理、冲刷面等沉积构造，垂向上多期砂体叠置、横向上连片展布；隔夹层以绿色泥岩、粉砂质泥岩为主，厚度为1~8 m，平均为2.2 m，横向上不连续，不构成区域渗流屏障，气藏整体连通［图4（b）］。
图4 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组(a)与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组(b)砂体与隔夹层展布剖面(剖面位置见图3)

Fig.4 Sand body and interbed distribution profile of J1 a(a)in the northern tectonic belt and K1 bs(b) in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression(the profile location is shown in Fig.3)

2.2　储层基质与裂缝特征

北部构造带阿合组以灰白色中—粗砂岩为主，夹薄层砾岩和泥岩，砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主［图5（a）］。石英含量为18%~68%，平均为40.2%；长石含量为2%~30%，平均为15.1%；岩屑含量为20%~76%，平均为44.7%，以变质岩屑为主［图5（c）］。砂岩分选系数为1.28~2.34，平均为1.52，磨圆以次棱角状—次圆状为主，成分成熟度低，结构成熟度中等，颗粒间以线、凹凸接触—线接触为主，胶结类型为接触—孔隙式和压嵌—孔隙式。填隙物含量为6.9%~10.9%，以泥质为主，其中胶结物含量为0.9%~4.7%，平均为1.8%，主要自生矿物为（铁）方解石、（铁）白云石、硅质和黄铁矿等。储集空间以微孔隙和粒内溶孔为主，其次为粒间溶孔和微裂缝［图6（a）—图6（f）］。阿合组岩心实测孔隙度为2.4%~18.4%，平均为7.2%；渗透率为（0.02~120.75）×10-3 μm2，中值为0.91×10-3 μm2 ［图7（a）］。利用砂岩分选系数，通过砂岩原始孔隙度的经验拟合公式［21］［式（1）］，可计算出阿合组的原始孔隙度为31%~39%，平均值为36%。
Φ o = 20.91 + 22.90 / S o
图5 库车坳陷北部构造带阿合组与克拉苏构造带巴什基奇克组储层岩矿组分三角图

（a）阿合组岩石组分；（b）巴什基奇克组岩石组分；（c）阿合组岩屑组分；（d）巴什基奇克组岩屑组分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.5 Rock components of J1 a in the northern tectonic belt and K1 bs in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

图6 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组储层储集空间类型

（a）依南2井，4 843.0 m，J1 a，粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙，面孔率9%；（b）依南4井，4 375.5 m，J1 a，粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙，面孔率8%；（c）明南1井，971.0 m，J1 a，粒间溶孔及粒内溶孔，面孔率16%；（d）迪北102井，5 091.1 m，J1 a，粒内溶孔及微孔隙、面孔率3%；（e）吐孜4井，4 206.9 m，J1 a，粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙，面孔率8%；（f）迪北105X井，4 764.9 m，J1 a，粒间溶孔、粒内溶孔、微孔隙及微裂缝，面孔率7%；（g）克深501井，6 421.9 m，K1 bs，原生粒间孔及粒内溶孔，面孔率5%；（h）克深601井，6 084.5 m，K1 bs，原生粒间孔，面孔率7%；（i）克深2-1-5井，6 734.1 m，K1 bs，原生粒间孔及粒内溶孔，面孔率3%；（j）克深8井，6 731.4 m，K1 bs，原生粒间孔及粒内溶孔，面孔率4%；（k）大北207井，5 783.9 m，K1 bs，原生粒间孔及粒内溶孔，面孔率8%；（l）博孜104井，6 846.1 m，K1 bs，原生粒间孔及粒内溶孔，面孔率6%

Fig.6 Reservoir space types of J1 a in the northern tectonic belt and K1 bs in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

图7 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组(a), (b)与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组(c), (d)岩心实测孔渗直方图

Fig.7 Histogram of core porosity and permeability of J1 a(a)，(b) in the northern tectonic belt and K1 bs(c)，(d) in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

式（1）中：Φ o为砂岩原始孔隙度，%；S o为Trask（特拉斯克）分选系数，无量纲。
储层裂缝对提高致密砂岩储层渗透率有重要作用［22］。北部构造带阿合组主要发育高角度和直立的剪切裂缝，多数裂缝未被充填，部分裂缝被白云石等矿物充填，偶见低角度的沥青充填裂缝［图8（a）—图8（c）］。成像测井解释出的裂缝线密度平均为0.20条/m，岩心裂缝开度以0~0.5 mm为主。微观裂缝特别发育，包括粒内缝、粒缘缝、穿粒缝等类型［图8（d）—图8（f）］，裂缝面孔率平均约为0.79%。勘探开发实践表明，北部构造带阿合组能否获得天然气高产，并不是只取决于基质孔隙或只取决于裂缝，而是取决于储层基质孔隙与裂缝的良好配置关系，结合储层物性及裂缝发育特征，认为北部构造带阿合组为裂缝—孔隙型储层。
图8 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组储层裂缝特征

（a）依南2井，4 966.1 m，J1 a，细砂岩，直立的剪切缝，白云石少量充填；（b） 克孜1井，3 254.4 m，J1 a，中—粗砂岩，高角度剪切缝，未充填；（c）吐孜4井，4 209.6 m，J1 a，中砂岩，直立剪切缝，未充填；（d）依南2C井，4 751.4 m，J1 a，一组穿粒缝；（e）依南4井，4 416.9 m，J1 a，微裂缝网络连通孔隙；（f）依南5井，4 937.8 m，J1 a，粒缘缝及穿粒缝；（g）克深504井，6 658.9 m，K1 bs，细砂岩，直立张性缝，方解石半充填；（h）大北205井，5 836.0 m，K1 bs，细砂岩，直立剪切缝，未充填；（i） 博孜104井，6 843.1 m，K1 bs，中砂岩，直立剪切缝，未充填；（j）克深2-2-3井，6 944.9 m，K1 bs，穿粒缝，硅质及铁白云石充填；（k）克深905井，7 479.8 m，K1 bs，穿粒缝；（l）大北204井，5 986.5 m，K1 bs，穿粒缝

Fig.8 Reservoir fractures feature of J1 a in the northern tectonic belt and K1 bs in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

克拉苏构造带巴什基奇克组主要为红褐色中—细砂岩与薄层泥岩的互层，砂岩以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩［图5（b）］。石英含量为33%~60%，平均为45.0%，以单晶石英为主；长石含量为17%~45%，平均为30.8%，主要为钾长石和斜长石；岩屑含量为12%~47%，平均为24.2%，以变质岩屑和岩浆岩屑为主［图5（d）］。砂岩分选系数为1.21~1.78，平均为1.35，磨圆以次棱角状—次圆状为主，成分成熟度低—中等，颗粒间以点—线接触为主，胶结类型为孔隙—接触式胶结，偶见压嵌—孔隙式。填隙物含量为2%~41%，平均为13.1%，其中胶结物含量为1%~40%，平均为8.3%，主要自生矿物为方解石、白云石、硅质、钠长石和硬石膏。储集空间以原生粒间孔为主，其次为粒缘溶孔、微裂缝、粒间溶孔和晶间孔［图6（g）—图6（l）］。巴什基奇克组岩心实测孔隙度为2.0%~12.6%，平均为4.3%；渗透率为（0.01~131.00）×10-3 μm2，中值为0.05×10-3 μm2 ［图7（b）］。利用砂岩分选系数，通过式（1）可计算出巴什基奇克组的原始孔隙度为34%~40%，平均为38%。
克拉苏构造带巴什基奇克组的裂缝也以直立和高角度为主，剪切裂缝和张性裂缝均有发育，部分裂缝被方解石、硬石膏、白云石等矿物充填［图8（g）—图8（i）］。成像测井解释出的裂缝线密度平均为0.57条/m，岩心裂缝开度以0.2~1.0 mm为主。微观裂缝以穿粒缝为主，常切穿或绕过矿物颗粒［图8（j）—图8（l）］，粒缘缝和粒内缝少见，裂缝面孔率平均约为0.17%。综合天然气高产主要受控于裂缝优势发育区的勘探开发实践，结合储层物性及裂缝发育特征，认为克拉苏构造带巴什基奇克组为裂缝性储层。

2.3　成岩作用与成岩演化

压实作用是阿合组和巴什基奇克组的主要减孔作用，在铸体薄片上表现为颗粒压实致密，孔隙不发育，可见云母等塑性矿物的挤压变形［图9（a），图9（g）］。储层埋藏史恢复表明，阿合组最大古埋深为2 800~6 500 m，平均约为5 750 m，根据寿建峰等［23］建立的砂岩埋藏压实曲线，计算出埋藏压实减孔量为13.5%~18.6%，平均约为15.3%。巴什基奇克组最大古埋深为6 800~9 000 m，平均约为7 900 m，较阿合组深约为2 000 m，理论上埋藏压实减孔量应明显高于阿合组。但由于阿合组上覆阳霞组和克孜勒努尔组煤系地层具有低热导率［0.2~0.6 W/（m·K）］［24］，阻止了地层热量的向上传导，使阿合组地层温度高于正常地层，促进了压实作用的发生；巴什基奇克组上覆库姆格列木群膏盐岩层具有高热导率［4.7 W/（m·K）］［25］，地层热量可以迅速向上传导，使巴什基奇克组地层温度低于正常地层，减缓压实作用［26-27］，依据砂岩埋藏压实曲线计算出的埋藏压实减孔量为14.5%~18.4%，平均约为16.6%，仅略高于阿合组。
图9 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组成岩作用

（a）迪北105X井，4 762.1 m，J1 a，颗粒压实致密，可见压弯的片状云母；（b）吐孜4井，4 204.9 m，J1 a，粒间溶蚀及长石粒内溶蚀；（c）吐格4井，3 850.1 m，J1 a，粒间方解石染成橘红色；（d）依南2井，4 787.0 m，J1 a，粒间铁方解石染成淡紫色；（e）克孜1井，4 835.3 m，J1 a，粒间伊/蒙混层、伊利石，可见高岭石的伊利石化；（f）迪北102井，5 030.9 m，J1 a，粒间毛发状伊利石；（g）克深207井，6 877.3 m，K1 bs，颗粒压实致密，未见明显孔隙；（h）大北205井，5 833.4 m，K1 bs，粒间溶蚀及长石粒内溶蚀；（i）克深501井，6 361.9 m，K1 bs，粒间方解石染成橘红色；（j）大北203井，6 350.9 m，K1 bs，阴极发光，粒间方解石呈橘黄色；（k）克深501井，6 354.2 m，K1 bs，粒间钠长石（Ab）、方解石（Cc）及伊/蒙混层（I/S）；（l）克深902井，7 973.3 m，K1 bs，粒间钠长石（Ab）、磷灰石（Ap）、方解石（Cc）及伊/蒙混层（I/S）

Fig.9 Diagenesis of J1 a in the northern tectonic belt and K1 bs in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

阿合组的胶结作用总体较弱，胶结面孔率一般小于5%，平均为3.3%。胶结物以碳酸盐为主，还可见黏土矿物及少量硅质和黄铁矿等。其中碳酸盐矿物主要为方解石、铁方解石、白云石和铁白云石，分散或连晶状充填孔隙并不同程度地交代颗粒，黏土矿物主要为伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，硅质主要为石英加大边。溶蚀作用以长石和岩屑的粒内溶蚀为主，粒间胶结物的溶蚀不太发育，溶蚀面孔率一般为1%~3%，最大可达10.2%，平均为2.3%（图9）。
巴什基奇克组的胶结作用较强，胶结面孔率为4%~8%，平均为6.3%。胶结物也以碳酸盐为主，还可见黏土矿物、硅质、钠长石及硬石膏等。其中碳酸盐胶结物主要为方解石和白云石，铁方解石和铁白云石少见；黏土矿物也主要为伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，其次为高岭石，局部见方沸石；硅质主要为石英加大边和自生石英。溶蚀作用主要为粒间碳酸盐胶结物的溶蚀［28］，偶见颗粒整体溶蚀形成铸模孔，溶蚀面孔率一般小于1%，平均为0.7%，溶蚀作用弱于阿合组（图9）。
成岩作用的差异主要受控于不同的成岩演化过程。储层埋藏史恢复表明，阿合组和巴什基奇克组均经历了沉积后缓慢沉降、晚白垩世抬升剥蚀、古近纪再次缓慢沉降、新近纪吉迪克组沉积期快速深埋减孔、康村组沉积期（11~10 Ma）致密化、库车组沉积期—第四纪减孔造缝的过程［29-30］（图10），但成岩环境有显著差异。受上覆阳霞组煤系地层影响，北部构造带阿合组在成岩早期为酸性成岩环境，铸体薄片上常见石英次生加大等成岩现象，喜马拉雅晚期油气充注带来大量有机酸，使酸性成岩环境持续至今（pH=6.1~7.0，平均值为6.7）；但在东部的吐格尔明地区，受背斜核部新元古代花岗岩和变质岩基底的影响，阿合组成岩环境为弱碱性（pH=7.0~7.9，平均值为7.3）［31］。巴什基奇克组沉积期，气候炎热干旱，成岩环境为碱性环境，常见早期方解石、白云石等碳酸盐胶结物和硬石膏等硫酸盐胶结物，并可见少量石英溶蚀及长石次生加大；晚白垩世的构造抬升使巴什基奇克组出露地表，遭受大气淡水淋滤溶蚀，为弱酸性成岩环境；随后再次进入埋藏阶段，成岩环境为碱性（古近纪早期为盐湖沉积）；至喜马拉雅晚期，随着天然气的强充注，地层水在多数地区变为酸性（仅局部仍为碱性），并持续至今（pH=3.9~8.2，平均值为5.8），可见碳酸盐胶结物和自生钠长石的溶蚀，在部分岩心裂缝方解石充填物中可见酸性溶蚀形成的小型孔洞［29］。
图10 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组（a）与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组（b）埋藏史及孔隙演化

（a）北部构造带依南2井；（b）克拉苏构造带克深201井

Fig.10 Burial history and pore evolution of J1 a（a） in the northern tectonic belt and K1 bs（b）in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

2.4　储层敏感性

全岩及黏土X射线衍射实验结果显示，北部构造带阿合组黏土矿物含量为3%~46%，平均为11.4%，包括伊利石、伊/蒙混层和绿泥石等。其中伊利石含量最高（平均为7.1%），易脱落堵塞喉道引发储层速敏；绿泥石含量中等（平均为2.3%），易引发储层酸敏；伊/蒙混层含量较低（平均为1.0%），易导致储层水敏和盐敏；同时储层中微孔隙大量发育，是阿合组强水锁效应的重要原因；微裂缝的大量发育则造成了阿合组较强的应力敏感性［32-33］（图11）。克拉苏构造带巴什基奇克组的黏土矿物也主要为伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，但含量仅为2%~13%，平均为4.3%。因此储层敏感性总体上明显弱于阿合组［34］。储层中微孔隙和微裂缝相对阿合组欠发育，基本上未表现出水锁效应，储层应力敏感性也明显弱于阿合组（图11）。
图11 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组储层敏感性

Fig.11 Reservoir sensitivity of J1 a in the northern tectonic belt and K1 bs in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

根据以上分析，对库车坳陷北部构造带阿合组和克拉苏构造带巴什基奇克组的储层特征进行了对比总结（表1）。由表1可见，阿合组和巴什基奇克组储层特征既有相似性，在某些方面又有显著的差异性，这些差异性造成了二者勘探思路和开发对策的不同。
表1 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组与克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组储层特征对比

Table 1 Reservoir characteristics comparison of J1 a in the northern tectonic belt and K1 bs in the Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

储层特征/地层 北部构造带阿合组 克拉苏构造带巴什基奇克组
沉积相 辫状河三角洲平原 辫状河三角洲前缘
岩性 中—粗砂岩为主 中—细砂岩为主
岩石成分 石英 18%~68%，平均40.2% 33%~60%，平均45.0%
长石 2%~30%，平均15.1% 17%~45%，平均30.8%
岩屑 20%~76%，平均44.7% 12%~47%，平均24.2%
岩石结构 分选系数 1.28~2.34，平均1.52 1.21~1.78，平均1.35
磨圆度 次棱角状—次圆状为主 次棱角状—次圆状为主
颗粒接触关系 线、凹凸接触—线接触为主 点—线接触为主
胶结类型 孔隙—接触式和压嵌—孔隙式 孔隙—接触式，偶见压嵌—孔隙式
储集空间 微孔隙和粒内溶孔为主 原生粒间孔为主
胶结物含量与类型 0.9%~4.7%，平均1.8%，包括（铁）方解石、 （铁）白云石、硅质和黄铁矿等 1%~40%，平均8.3%，包括方解石、白云石、硅质、 钠长石和硬石膏等
储层物性 实测孔隙度2.4%~18.4%，平均7.2%，渗透率 （0.02~120.75）×10-3 μm2，中值0.91×10-3 μm2 实测孔隙度2.0%~12.6%，平均4.3%，渗透率 （0.01~131.00）×10-3 μm2，中值0.05×10-3 μm2
原始孔隙度 31%~39%，平均36% 34%~40%，平均38%
宏观裂缝特征 裂缝线密度平均0.20条/m，岩心裂缝开度0~0.5 mm 裂缝线密度平均0.57条/m，岩心裂缝开度0.2~1.0 mm
微观裂缝特征 包括粒内缝、粒缘缝、穿粒缝，裂缝面孔率平均0.79% 以穿粒缝为主，裂缝面孔率平均约0.17%
储层类型 裂缝—孔隙型储层 裂缝性储层
储层敏感性 较强 较弱

3 勘探开发启示

根据阿合组与巴什基奇克组储层特征对比分析，结合克拉苏构造带和北部构造带的勘探开发实践，笔者认为从中可得到以下2点启示。

3.1　构造样式是控制优质储层分布的重要因素

克拉苏构造带的构造样式主要为南天山逆冲推覆作用下形成的叠瓦冲断带，发育成排成带的断背斜型圈闭。前已述及，巴什基奇克组为裂缝性储层，储层基质物性较差，并且在不同的气藏间差异较小，主要的差异表现在构造裂缝（尤其是宏观裂缝）发育程度不同，而构造裂缝又是决定气井能否高产的关键因素［22］。大量研究表明，克拉苏构造带断背斜长轴上巴什基奇克组的裂缝有效性和连通性最好，是优质裂缝性储层发育区，因此只要在落实圈闭形态的基础上，在断背斜长轴上部署井位，就有很大概率获得高产［35-36］。例如克深8气藏，沿背斜长轴共部署钻井16口，单井无阻流量均超过270×104 m3/d，最高达523×104 m3/d，成为克深地区最高产的气藏（图12）。
图12 库车坳陷克拉苏构造带克深8气藏巴什基奇克组裂缝渗透率和单井无阻流量分布

Fig.12 Distribution of fracture permeability and single well open flow capacity of K1 bs in Keshen-8 gas reservoir in the Kelasu structural belt of Kuqa Depression

北部构造带构造样式复杂，其中西部的巴什段主要发育复杂的基底卷入冲断构造，中部的迪北—吐孜段主要为南倾斜坡构造背景，在斜坡上发育一系列低幅度断鼻和断背斜，东部的吐格尔明段主要为古隆起背景下发育的基底卷入背斜，背斜核部发育元古宇变质基底。前文提及，北部构造带阿合组为裂缝—孔隙型储层，优质储层需要基质物性和裂缝达到良好的配置关系，才能获得天然气高产。前人研究证实，对于不同的构造样式，阿合组的优质储层分布不仅受沉积相、最大古埋深和成岩作用等因素控制，还与古构造应力的非均质性密切相关［37］。砂岩声发射测试表明，阿合组最大古构造应力为25.7~133.5 MPa，与储层基质物性呈良好的线性负相关，与裂缝面孔率呈良好的指数正相关（图13），即古构造应力越强，基质物性越差，但裂缝越发育，反之则基质物性好，但裂缝欠发育。
图13 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组最大古构造应力与储层关系

（a）最大古构造应力与储层孔隙度；（b）最大古构造应力与裂缝面孔率

Fig.13 Relationship between maximum paleo tectonic stress and reservoir of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

综合考虑古构造应力、沉积相、最大古埋深、成岩作用、基质物性及其与裂缝的配置关系，初步认为北部构造带阿合组储层“甜点”主要分布在吐格尔明背斜南翼、吐东2气藏周缘、迪北南斜坡及黑英山—库车河一线。但目前针对这种复杂构造样式下多因素共同控制的储层成因机制尚未完全明确，需要开展更深入的系统研究，进而对优质储层进行预测。

3.2　储层特征与流体环境是储层改造措施制定的重要依据

前述分析表明，克拉苏构造带巴什基奇克组储层中方解石胶结物含量高，酸化增孔空间大，同时地层水整体呈酸性（平均pH值为5.8），储层酸敏性也较弱，适合采用酸化增产措施；储层中构造裂缝发育，适合压裂增产。因此，对克拉苏构造带巴什基奇克组可采用酸化和压裂并举的储层改造措施。例如克深205井在厚度约为86 m的某层段测试，完井常规下的日产气量为3.3×104 m3，酸化后提高到40.8×104 m3；克深2-1-7井在厚度约为52 m的某层段测试，完井常规下无自然产能，酸化压裂后提高到16.7×104 m3（图14）。
图14 库车坳陷克拉苏构造带巴什基奇克组储层改造提产效果

（a）克深205井，6 890~6 976 m；（b）克深2-1-7井，6 632~6 697 m

Fig.14 Effect of production increasing by reservoir reform of K1 bs in Kelasu tectonic belt of Kuqa Depression

北部构造带阿合组储层方解石胶结物含量较低，酸化增孔作用有限，同时地层水整体呈碱性（平均pH值为7.8），若采用酸化措施，大量酸化液会与地层水中和，导致酸化效果较差。并且储层还具有中等酸敏性，酸化措施会对储层造成不可逆的损害。因此，对于阿合组不宜采用酸化改造措施，而应以压裂改造为主。例如依南2井在厚度约为9 m的某层段测试，完井常规下的日产气量为4.9×104 m3，酸化后仅提高到5.1×104 m3；而在厚度约为13 m的某层段，完井常规下的日产气量为0.6×104 m3，加砂压裂后提高到3.5×104 m3（图15）。
图15 库车坳陷北部构造带依南2井阿合组4 776~4 785 m及4 969~4 982 m储层改造提产效果

Fig.15 Effect of production increasing by reservoir reform at the depth of 4 776-4 785 m and 4 969-4 982 m of J1 a in Well Yinan2 of the northern tectonic belt of Kuqa Depression

4 结论

（1）构造样式是控制塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带巴什基奇克组和北部构造带阿合组优质储层分布的重要因素。克拉苏构造带主要发育逆冲推覆背景下成排成带的断背斜圈闭，背斜长轴为巴什基奇克组裂缝性储层的有利发育区；北部构造带的构造样式复杂，储层受控因素多，阿合组裂缝—孔隙型储层的成因机制及优质储层预测还需开展深入研究。
（2）储层特征与流体环境是储层改造措施制定的重要依据。克拉苏构造带巴什基奇克组储层方解石胶结物含量高、地层水呈酸性、酸敏性较弱，构造裂缝发育，可采用酸化和压裂并举的储层改造措施；北部构造带阿合组储层方解石胶结物含量低、地层水呈碱性，且具有中等酸敏性，构造裂缝较发育，因此不宜采用酸化措施，而应以压裂措施为主。

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