Scientific Journal of Earth Science September 2014, Volume 4, Issue 3, PP.156-164
Main Characters of Reservoir of Tongbomiao Formation in Tanan Sag, Tamtsag Basin, Mongolia He Liu1, Chunbai Li1, Qiang Li1, Genyao Wu2#, Ge Zhang1, Xiaodong Sun1 1. Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Ltd., Daqing, Heilongjiang 163712, China 2. Institute of Geology and Geophysics, Chinese Academy of Sciences, Beijing 100029, China #
Email: wugenyao@mail.iggcas.ac.cn
Abstract The Tongbomiao Formation is the first group of reservoirs in the Lower Cretaceous of the Tanan Sag, whose majority is, lithologically, sandy conglomerate, tuff and sandstone. This paper introduces the petrology, fragmental components and interstitial materials of the No.1 and No.2 Oil Layers (sandstones), and points out the pore types being mainly intergranular pore and inner-granular solution opening. The physical property of the reservoir is, principally, extra-lower porosity and super-lower permeability. The reservoir’s physical property is mainly influenced by the sedimentary facies, the sandstone of deltaic inner front having the best property. Secondly, it is affected by the buried depth, the property being worse with the depth becoming larger. Thirdly, the physical property is inversely proportional to the contents of clay minerals. In addition, the porosity- and permeability-related cements are formed in post-diagenetic period. The reservoir’s throat is, commonly, finer one, and subordinately, fine and micro-fine throats. The reservoir’s void is, commonly, extra-small one, and subordinately, small and middle voids. Based on what mentioned above, the reservoir’s micro-texture can be divided into five types. The reservoir’s thickness of the Tongbomiao Formation is larger near the source regions. Correspondingly, the physical property is relatively better for the sandstones which are distributed along the NE-orientated basin-(depression-) controlling faults linearly. Towards the sag’s center, the property becomes worse with the buried depth being larger. Keywords: Reservoir of Tongbomiao Formation; Petrology; Physical Property; Influential Factors; Micro-texture; Tanan Sag; Tamtsag Basin
蒙古国塔木察格盆地塔南凹陷铜钵庙组储层的主 要特征 刘赫 1，李春柏 1，李强 1，吴根耀 2，张革 1，孙效东 1 1.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712 2.中国科学院 地质与地球物理研究所，北京 100029 摘
要：铜钵庙组是塔南凹陷下白垩统的第一套储层，岩性主要为砂质砾岩、凝灰岩和砂岩。本文介绍了铜钵庙组 I 油组
（砂层）和 II 油组（砂层）的储层岩性、碎屑组份和填隙物，指出孔隙类型为粒间孔和粒内溶孔。储层物性以特低孔隙、 超低渗为主，低孔、特低渗次之。研究表明，影响储层物性的主要因素是岩相（扇三角洲内前缘亚相的砂岩储层物性最 好） 、埋深及粘土矿物含量。此外，与孔-渗有关的胶结物主要形成于成岩作用的后生期。储层喉道以较细喉为多见，次为 细喉和微细喉，孔隙则以特小孔道为多见，也见小孔道和中孔道。综合分析表明，铜钵庙组储层在近物源处厚度较大，
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沿北东向控盆（陷）断裂条带状展布的砂岩储层物性较好。 关键词：铜钵庙组储层；岩石学；物性特征；影响因素；微观结构；塔南凹陷；塔木察格盆地
引言 塔南凹陷是塔木察格盆地的二级构造单元，塔木察格盆地位于蒙古国东部，向北延伸进入中国境内，与 中国的海拉尔盆地同属一个盆地。海拉尔—塔木察格盆地属早白垩世陆相伸展断陷盆地体系，断裂系统十分 发育。侏罗—白垩系为盆地内主体沉积，白垩系陆相沉积从下至上为：铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊 敏组以及青元岗组。塔南凹陷为大型宽缓的东断西超的箕状断陷，具有三凹夹两隆的地质结构，从东向西可 分为早盛晚衰的东部断鼻构造带、继承性的东部次凹、中部潜山断裂带、继承性的中部次凹、西部潜山断裂 带，早盛性的西部次凹及西部斜坡带，凹陷有效面积约 850 km2（图 1）。 铜钵庙组是塔南凹陷早白垩世的第一套沉积记录，虽然已经有人对塔木察格盆地沉积环境展开研究[2-10]， 已见有对（火山碎屑岩）储层的研究报道[11-13]，并取得了一些成果。但是对储层方面的研究较少，加之铜钵 庙组储层非均质性非常强，所以，到目前为止，关于塔南凹陷储层物性、储层特征及其发育规律等问题尚未 研究清楚，所以加强该方面的研究十分必要。
图 1 塔南凹陷构造位置及构造单元划分图
1 储层概述 塔南凹陷铜钵庙组沉积时期西部北次洼内主要发育了冲积扇和冲积平原；在西部南次洼、东部北次洼和 东部南次洼内主要发育了滨浅湖和扇三角洲沉积体系。铜钵庙组砂岩大套出现，呈厚层块状，单层厚度几米 至几十米，最大累积厚度达 600m。岩石类型主要为火山碎屑岩和正常碎屑岩。火山碎屑岩中以凝灰质砂岩 及沉凝灰岩为主，分别占 25.8%及 26.2%。平面上分布在凹陷的中西部地区，向东次凹减少；正常碎屑岩中 以砾岩为主，且碎屑岩普遍成分成熟度低，岩屑含量占 40～90%，长石含量占 10～40%，石英含量占 5～30%， 岩石类型为岩屑砂岩、长石质岩屑砂岩。胶结方式为泥质胶结和碳酸盐胶结，泥质含量一般为 1～20%，平 均 5.6%。方解石为 1～22%，平均 5.3%。颗粒中等风化蚀变，分选差，次棱状磨圆，孔隙型、孔隙～薄膜型、 薄膜型胶结，点、点～线接触。
2 储层岩石学特征 2.1
储层岩性 塔南凹陷铜钵庙组储集层的岩石类型主要为碎屑岩，其次为火山碎屑岩。碎屑岩储层主要为砂质砾岩、
砂岩和粉砂岩，包括凝灰质不等粒砂岩、凝灰质含砾不等粒砂岩、凝灰质砂砾岩、凝灰质中砂-细砂岩、凝灰 质含泥不等粒砂岩和薄层不含凝灰质的砂砾岩。火山碎屑岩储层主要为凝灰岩和沉凝灰岩等。 - 157 http://www.j-es.org
其中，砂质砾岩主要为凝灰质（含砾）不等粒砂（砾）岩。砂砾状结构及含砾不等粒砂状结构，砂砾杂 乱分布或大小颗粒杂乱分布。火山灰充填砂砾间，火山灰具重结晶。砾石成分为碎裂岩、凝灰岩和流纹岩。 颗粒排列较紧密，孔隙发育较差。泥质具重结晶呈团块状。长石风化程度中等-深。岩块为凝灰岩、少量流纹 岩。胶结类型为孔隙式，接触关系为点－线式，磨圆度次圆，分选性差，主要粒径区间值为 0.16-3.6mm。孔 隙发育较差，大小颗粒杂乱分布，缺乏粒间孔隙，胶结物以泥质为主，胶结类型主要是孔隙式，少量薄膜或 孔隙-薄膜式。 火山碎屑岩以凝灰岩为主，包括流纹质玻屑晶屑凝灰岩和流纹质晶屑凝灰岩。岩石由晶屑、岩屑、玻屑 和火山灰组成，部分经短距离搬运的具磨圆现象。晶屑为石英和长石，呈棱角状。岩屑为中-酸性喷发岩和凝 灰岩，玻屑、火山灰已脱玻化。部分碎屑被溶蚀后被硅质、次生长石、方解石所充填，泥质具重结晶，有的 已绢云母化，呈薄膜状分布。 铜钵庙组储层的这一岩性特征是为其地理位置和层位决定的。与蒙古东部晚侏罗世普遍发育沉积盆地不 同，塔木察格地区发生强烈的中-酸性火山活动，且因陆内造山作用在侏罗纪末发生隆起剥蚀[14,15]，故铜钵庙 组中的凝灰岩和流纹岩砾石来自下伏的上侏罗统。早白垩世初，东北亚地区发生张裂，有火山喷发（熔岩称 上库力组）且自东向西强度减弱，铜钵庙组相对下白垩统的其他各组来说火山碎屑岩的含量较高。
2.2
储层砂岩的碎屑组份 研究区 710 块岩石薄片的鉴定表明：砂岩的陆源碎屑总量占（55～99）%，平均为 91.1%；岩石碎屑中
岩屑含量较高，长石和石英含量低，石英含量为（1～43）%，平均为 12.6%；斜长石含量为（1～28）%， 平均为 8.32%；岩屑平均含量为（36～83）%，平均为 51.16%。岩屑成分主要为中-酸性喷出岩和凝灰岩等； 火山碎屑物质含量也较高，平均含量为（16～32）％。岩石薄片鉴定其岩石类型以岩屑砂岩类为主（图 2）。 储层砂岩以成分成熟度低为特点。砂岩成分成熟指数 Q/(F 十 R)为 0.023～0.417，平均为 0.089，说明成 分成熟指数低。岩石中不稳定碎屑的大量存在使成岩作用过程中岩石受压实作用的影响很大。另外，单井资 料统计表明Ⅰ、Ⅱ油组间油层段矿物成分没有明显差异，且矿物成分成熟度低，反映铜钵庙组为近源沉积， 物源供给相对稳定。
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 图 2 铜钵庙组储层砂岩的碎屑成分三角图
2.3
储层砂岩的填隙物 - 158 http://www.j-es.org
填隙物包括杂基和胶结物。铜钵庙组油层储层砂岩的填隙物含量一般小于 20%，平均为 11.36%。胶结物 含量大于杂基。 647 块粘土绝对含量数据的统计资料表明：粘土杂基有广泛分布，含量一般小于 10%，平均为 9.25%。 其中，Ⅰ油组粘土含量（3.07～17.26）％，平均为 8.17％；Ⅱ油组粘土含量（2.3～24.55）％，平均为 9.68％。 粘土成分主要为伊利石和伊/蒙混层，其次为绿泥石，高岭石和绿/蒙混层仅在个别井的个别井段中出现（图 3）。 伊利石绝对含量（0.13～10.6）％，平均为 2.08％；绿泥石绝对含量（0.04～8.72）％，平均为 1.39％；伊/ 蒙混层绝对含量（0.04～9.35）％，平均为 2.06％；伊蒙混层比（0.7～30）％，平均为 21.11％。
图 3 塔 19 井区铜钵庙组储层粘土矿物绝对含量图
433 块粘土矿物相对含量的分析资料统计表明：伊利石相对含量（15～75）％，平均为 40.33％；绿泥石 相对含量（2～77）％，平均为 30.43％；伊/蒙混层相对含量（4～63）％，平均为 27.47％；伊蒙混层比（10～ 30）％，平均为 20.69％。 铜钵庙组油层粘土矿物垂向演化规律，表现为随深度增加伊蒙混层向伊利石转化，往深部伊利石、绿泥 石相对含量增大，而伊蒙混层逐渐减小（图 4）。油层目前所处的深度，蒙皂石已转变为伊蒙混层。
图 4 塔南凹陷铜钵庙组油层粘土矿物垂向演化图
3 储层物性特征 - 159 http://www.j-es.org
3.1
储层物性分布 塔南凹陷铜钵庙组储层段 46 口取心井、共计 3043 个孔隙度、渗透数据资料统计表明：孔隙度为（0.6～
33.8）%，一般为（5~20）%；渗透率为 0.01～4093mD，一般为 0.1~1mD（图 5，图 6）。其中，Ⅰ油组孔 隙度（1.7～27.1）%，平均值 12.53%；渗透率 0.01～2681mD，平均值 55.47mD；Ⅱ油组孔隙度（2.5~21.9）%， 平均值 12.95%；渗透率 0.01～4093mD，平均值 154.03mD。 铜钵庙组储层段岩石物性样品分析表明：孔隙度主要分布在（5～20）%，渗透率主要分布在 0.02～1mD，
60%
60%
50%
50%
40%
40% 频率
频率
根据储层评价标准，可判断出铜钵庙组储层物性以特低孔、超低渗为主，低孔、特低渗次之。
30% 20%
20%
10%
10%
0%
0%
<5
5--10 10--15 15--20 20--25
>25
图 5 铜钵庙组储层孔隙度分布直方图
3.2
30%
<0.1
0.1--1
1--2
2--10
>10
图 6 铜钵庙储层渗透率分布直方图
储层物性的影响因素
3.2.1 孔隙度随深度变化的关系 铜钵庙组储层物性随深度的增加而不断变差，在 1900m 以上孔-渗随深度增加呈线性减少；在 1900m 至 3000m 之间存在两个异常高孔隙发育带，受微裂缝和溶蚀孔洞的影响，最高孔隙度仍可达（18～25）%的高 值。第一异常高孔隙带的埋深为 1850～2100 m，第二异常高孔隙带的埋深为 2400～2650 m（图 7）。这两个 异常高孔隙带与油气的生成和运移相伴生，说明主要是由于排烃期排出有机酸演化脱羟作用产生二氧化碳及 乙酸进入储层，造成矿物的溶解；二是 1900m 以下随粘土矿物演化加剧，析出的酸性水介质使地层水矿化度 增大，同时促进了储层中次生孔隙的发育。
图 7 铜钵庙组储层孔隙度随深度变化关系图 - 160 http://www.j-es.org
埋藏深度小于 1900m 的地层内主要发育原生孔隙（砂岩中的 90%以原生孔隙为主），成岩作用以机械压 实作用为主，孔隙度-渗透率随深度增加呈线性减少。埋藏深度在 1900m 至 3100m 之间的地层内发育次生孔 隙，成岩作用以机械压实、溶解作用及其胶结、交代作用并存为特点。随深度增加，孔隙度总体趋于减少， 但由于受成岩作用形成的微裂缝、裂隙和溶洞的影响，在 2050m 和 2500m 左右出现一段高值区，推测与泥 岩中有机酸演化脱羟作用产生二氧化碳及乙酸等形成酸性水并向砂岩运移有关。 3.2.2 孔-渗与岩性的关系 对储层段内 605 个岩性样品点统计分析，砂质砾岩、凝灰质岩类和砂岩都具有孔隙度随渗透率的增加而 增大的变化规律。其中凝灰质岩类物性变化范围大，从低孔特低渗到中孔中高渗储层都有分布；而且有部分 样品属低孔中渗，也存在部分样品属中孔特低渗，主要原因可能是由于微裂缝的原因造成。正常沉积岩储层 样品分布范围相对集中，表现出随粒度的增加物性变好的规律，其中含砾砂岩和砂砾岩样品多分布于中孔中 渗区（图 8）。
图 8 铜钵庙组储层段分岩性的孔-渗直方图
3.2.3 孔-渗与沉积相的关系 物性明显受沉积相类型的影响。据研究区砂体物性资料的统计，Ⅰ油组（表 1）扇三角洲平原亚相的砂 体孔隙度（1.66~10.9）%，平均孔隙度为 6.74%，渗透率 0.2—68.7mD，平均渗透率为 2.7mD；扇三角洲内前 缘亚相的砂体孔隙度（2.1~27.1）%，平均孔隙度为 13.08%，渗透率 0.01—2681mD，平均渗透率为 68.65mD； 外前缘亚相的砂体孔隙度（4~16.7）%，平均孔隙度为 12.37，渗透率 0.04—97.1mD，平均渗透率为 14.29mD。 表 1 铜钵庙组Ⅰ油组沉积相与物性关系 孔隙度/%
参数 相带
渗透率/mD
最小值
最大值
平均值
样品数
最小值
最大值
平均值
样品数
扇三角洲平 原 亚相
1.66
10.90
6.74
35
0.20
68.70
2.70
35
扇三角洲内前缘亚相
2.10
27.10
13.08
349
0.01
2681.00
68.65
341
扇三角洲外前缘亚相
4.00
16.70
12.37
45
0.04
97.10
14.29
45
Ⅱ油组（表 2）扇三角洲平原亚相的砂体孔隙度（3.6~18.8）%，平均孔隙度为 9.27%，渗透率 0.04—2.39mD， 平均渗透率为 0.29mD；内前缘亚相的砂体孔隙度（4.2~21.9）%，平均孔隙度为 13.52%，渗透率 0.01—4093mD, 平均渗透率为 198.75mD，外前缘亚相的砂体孔隙度（2.5~19.8）%，平均孔隙度为 13.17，渗透率 0.02—1.24mD， 平均渗透率为 0.26mD。 - 161 http://www.j-es.org
表 2 铜钵庙组Ⅱ油组沉积相与物性关系 孔隙度/%
参数 相带
渗透率/mD
最小值
最大值
平均值
样品数
最小值
最大值
平均值
样品数
扇三角洲平 原 亚相
3.60
18.80
9.27
72
0.04
2.39
0.29
72
扇三角洲内前缘亚相
4.20
21.90
13.52
404
0.01
4093.00
198.75
433
扇三角洲外前缘亚相
2.50
19.80
13.17
32
0.02
1.24
0.26
31
4 储层微观结构特征 根据扫描电镜和铸体薄片等资料的鉴定，铜钵庙组孔隙类型由完整粒间孔隙、剩余粒间孔隙、溶蚀孔隙 （溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙，岩屑溶孔、长石溶孔、凝灰质溶孔）和混合孔隙组成。 Ⅰ油组 92 块压汞样品统计，排驱压力在 0.04-27.55MPa，平均为 4.83MPa，以粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀 孔隙和铸膜孔隙为主，喉道是颗粒接触点上的长石边缘以及粒间溶蚀而成。最大孔喉分布频率在（10～30）%， 最大连通孔喉半径在 0.027～20.83μm，平均孔喉半径 1.1μm，分选系数平均为 2.48，均质系数平均 0.34，说 明孔隙喉道的分选程度较差，喉道分布不均匀，连通性中等偏差，喉道分布歪度平均值为－0.086 左右，总
压汞法毛管压力曲线检测报告（1） 体呈略细歪度，储层非均质性较强， 喉道平均值偏于细喉。最大进汞饱和度（19.16～95.52）%，平均为 65.81%。 INCREMENTAL CAPILLARY PRESSURE REPORT AutoPoreⅢ 9405
Ⅱ油组 172 块压汞样品统计，排驱压力在 0.04-27.52MPa，平均为 4.60MPa，最大孔喉半径在 0.027～ 井号：
塔19-7-1
样号：
渗透率(10 -3 μ m 2 ): 9.150
138
孔隙度(%): 14.300
20.81μm，平均孔喉半径 1.01μm，分选系数平均为 2.44，均质系数平均 0.34，说明孔隙喉道的分选程度较差， 0.01
孔隙半径（μ m）
100.000
INCREMENTAL CAPILLARY PRESSURE REPORT AutoPoreⅢ 9405
79.114 0.097
孔隙半径中值(μ m)： 渗透率分布峰值(%)：
0.316 55.508
汞饱和度中值压力( MPa）： 孔隙分布峰值(%)：
2.450 16.534
1 10
60
渗透率贡献（%）
最大汞饱和度(%)：
渗透率贡献（%）
1
2.450
最大汞饱和度(%)： 排驱压力(MPa)：
60
渗透率分布峰值(%)：
55.508
孔隙分布峰值(%)：
16.534
孔喉分布频率(%) 渗透率贡献(%)
50
50
40
50
孔喉分布频率(%)
40
渗透率贡献(%)
50
40
30
10
40
79.114
30
20
10
100
0.010
30
20
30
20
10
30
20
20
10
汞饱和度 SHg ,（%） 10
汞饱和度 S 毛管压力曲线
Hg
0
,（%）
0
0 0
孔隙分布图
毛管压力曲线 孔隙分布图 图 9 铜钵庙组较细喉-中孔道储层典型毛管压力曲线图
检测样品室编号： 1
5 主要认识
检测样品室编号： 1
测试日期 ： 2008年10月15日
测试日期 ： 2008年10月15日
0
63.000
30
2.500 1.000 1.600 4.000 2.500 6.300 4.000 10.000 6.300 16.000 10.000 25.000 16.000 40.000 25.000 63.000 40.000
40
40
0.630 0.250 0.400 1.000 1.600 0.630
50
50
0.250 0.100 0.400 0.160
60
60
0.100 0.040 0.160 0.063
70
70
0.040 0.016 0.063 0.025
80
80
0.016 0.006 0.025 0.010
90
90
0.010 0.004
100
0
0.006
100
10
10
0.004
0.001
100
20
孔喉分布频率（%）
0.1
0.01
孔隙半径（μ m）
汞饱和度中值压力(MPa）：
0.1
1.000 0.100
0.100 0.010 0.001
0.316
渗透率(10 μ m ):
10.000
100.000 10.000 1.000
毛管压力 Pc ,（MPa)
孔隙半径中值(μ m)： 69.28%（图 9）。 强，喉道平均值偏于细喉。最大进汞饱和度（12.49～97.9）%，平均为 -3 2 井号： 塔19-7-1 样号： 138 9.150 孔隙度(%): 14.300
孔喉分布频率（%）
毛管压力 P c ,（MPa)
压汞法毛管压力曲线检测报告（1） 喉道分布不均匀，连通性中等偏差，喉道分布歪度平均值为 0.006 左右，总体呈略粗歪度，储层非均质性较 排驱压力(MPa)： 0.097
孔分区间(μ m)
孔分区间(μ m)
共32页 共32页
第27页
第27页
（1）塔南凹陷铜钵庙组储层的岩性主要为砂质砾岩、凝灰岩及砂岩，岩石中填隙物和凝灰质含量高。 储层普遍发育但厚度变化较大，受物源和构造两者的影响。因是近源堆积，近物源处储层厚度较大，远离物 源处储层变薄。因铜钵庙组沉积后隆起剥蚀，构造高部位的储层，保存较差，西北部地区 I 油组已被剥蚀掉。 （2）铜钵庙组储层物性以特低孔隙、超低渗为主，低孔、特低渗次之。影响储层物性的主要因素，一 - 162 http://www.j-es.org
是岩相，扇三角洲内前缘亚相砂岩的物性最好，外前缘亚相次之，扇三角洲平原亚相又次之；二是埋深，随 深度增大储层物性不断变差。此外，储层物性与粘土矿物含量成反比，与孔-渗有关的胶结物主要形成于成岩 作用的后生期。 （3）铜钵庙组孔隙类型由完整粒间孔隙、剩余粒间孔隙、溶蚀孔隙。孔隙喉道的分选程度较差，喉道 分布不均匀，连通性中等偏差。 （4）铜钵庙组储层孔隙度分布范围在 8%至 22%之间，孔隙度大小与储层分布之间有一定关系。孔隙度 值大于 12%的储层主要见于近源堆积的砂体中，常沿次级洼槽东侧的控陷断裂呈北东向条带状展布。随埋深 增大物性变差，孔隙度值在洼槽中部可降至小于 10%；其它地区的孔隙度值介于 10%至 12%之间。
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【作者简介】 1
刘赫（1971-），女，汉族，硕士，高级工程师，从事石油地质勘探及储量评价工作。E-mail: liuhe123@petrochina.com.cn - 163 http://www.j-es.org
2
李春柏（1964-），男，汉族，博士，高级工程师，从事油气勘探、储量评价和石油地质综合研究。E-mail: lichb@petrochina.com.cn
3
李强（1966-），男，汉族，博士，高级工程师，从事盆地分析和油气勘探领域的综合研究。E-mail: liqiang3@petrochina.com.cn
通讯作者吴根耀（1946-），男，汉族，博士，研究员（博士生导师），从事油田构造和“盆”“山”耦合分析。E-mail: wugenyao@mail.iggcas.ac.c
- 164 http://www.j-es.org