孟萬(wàn)斌 李 敏 劉家鐸 楊永劍 李紅星

（1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.大港油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，天津300280）

柴達(dá)木盆地是中國(guó)西部的一個(gè)大型疊合含油氣盆地，中新生代沉積厚度一般在6～7km［1］，儲(chǔ)層質(zhì)量是控制油氣成藏的6種因素之一［2，3］。該盆地含油氣區(qū)主要包括西部茫崖拗陷含油氣區(qū)、北緣塊斷帶含油氣區(qū)和東部三湖新拗陷第四紀(jì)天然氣區(qū)［4］。柴北緣地區(qū)具有巨厚的烴源巖和復(fù)雜的油氣成藏條件，儲(chǔ)蓋層和圈閉發(fā)育，油氣勘探潛力很大［5，6］。新近系上干柴溝組是該區(qū)主要的油氣儲(chǔ)層之一，冷湖四號(hào)油田、冷湖五號(hào)油田和南八仙油氣田上干柴溝組儲(chǔ)層都位于柴北緣Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)［2］，因此，深刻認(rèn)識(shí)上干柴溝組儲(chǔ)層特征及其影響因素對(duì)于該區(qū)油氣勘探具有重要意義。

1 儲(chǔ)層沉積背景

柴達(dá)木盆地受阿爾金斷裂帶、柴北緣斷裂帶和昆北斷裂帶3條區(qū)域性大斷裂帶的控制［7］，古新世－上新世晚期是盆地發(fā)育最旺盛的時(shí)期。新生代以來(lái)，盆地接受了來(lái)自周邊的大量剝蝕物質(zhì)，形成巨厚陸相沉積［1，8］。盆地北緣地區(qū)沉積物源靠近北部阿爾金山和賽什騰山，沉積相類(lèi)型多、相變快，發(fā)育沖積扇、河流、泛濫平原、濱淺湖灘壩以及湖泊三角洲等沉積相類(lèi)型［9－12］。

研究區(qū)位于柴達(dá)木盆地北緣塊斷帶Ⅰ級(jí)地質(zhì)構(gòu)造單元之西段，冷湖五號(hào)構(gòu)造東北側(cè)，北抵小賽什騰山（圖1）。柴北緣潛西地區(qū)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)經(jīng)歷了“斷、拗、褶”3個(gè)大的階段，相對(duì)應(yīng)的湖盆演化經(jīng)歷了由深變淺、沉積范圍由小增大再逐漸萎縮、氣候由潮濕至干旱的過(guò)程［13，14］。新近系自下而上發(fā)育上干柴溝組（N1）、下油砂山組（N21）、上油砂山組（N22）和獅子溝組（N23）。上干柴溝組為一套向上變細(xì)的旋回，下部為含礫砂巖、礫巖夾紫紅色泥巖沉積，向上巖性變細(xì)，顏色變深，為一套淺灰色、綠灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖夾砂巖沉積，主要為辮狀河三角洲和湖泊沉積（圖2）。

圖1 研究區(qū)位置圖Fig.1 The location of the study area

圖2 柴達(dá)木盆地北緣新近系綜合地層圖Fig.2 Schematic of the stratigraphy，major gas／oilbearing intervals，and sedimentary facies of Neogene in the northern Qaidam Basin

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

圖3 潛西地區(qū)上干柴溝組砂巖類(lèi)型Fig.3 Ternary plot and histogram showing the detrital composition of the studied sandstones

潛西地區(qū)上干柴溝組儲(chǔ)層以淺灰色、灰白色中－粗粒砂巖和中－細(xì)粒砂巖為主，其次為細(xì)粒砂巖、粗粒砂巖和含礫砂巖。砂巖分選以中等－差為主、部分分選較好，結(jié)構(gòu)成熟度屬中等－差。砂巖類(lèi)型主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖，其次為少量長(zhǎng)石砂巖和巖屑砂巖（圖3）。碎屑組分中石英的面積分?jǐn)?shù)為16%～54.5%，平均為33.6%；長(zhǎng)石的面積分?jǐn)?shù)一般在9.1%～39.8%，平均為22.3%，鉀長(zhǎng)石多于斜長(zhǎng)石；巖屑的面積分 數(shù) 變 化 較 大，為 2.4% ～57.2%，平 均 為17.2%；云母的平均面積分?jǐn)?shù)為4.2%。填隙物的面積分?jǐn)?shù)變化較大，為3%～30%，平均為13%。其中雜基的平均面積分?jǐn)?shù)為10.8%，成分主要為陸源黏土及少量細(xì)粉砂；膠結(jié)物以方解石為主，面積分?jǐn)?shù)在0.6%～22%，平均為10.8%，多為亮晶結(jié)構(gòu)；另外可見(jiàn)少量白云石和菱鐵礦。上述特征表明砂巖成分成熟度較低。

3 儲(chǔ)集空間類(lèi)型及特征

區(qū)內(nèi)上干柴溝組儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間以孔隙為主（圖4），孔隙類(lèi)型主要為次生的粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，其次為鑄模孔和粒緣溶縫。由于區(qū)內(nèi)砂巖填隙物含量較高，原生粒間孔相對(duì)不發(fā)育，僅保留部分殘余原生粒間孔。裂縫有微裂縫和溶蝕破裂縫。

圖4 柴北緣潛西地區(qū)上干柴溝組儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型鑄體薄片及掃描電鏡顯微照片F(xiàn)ig.4 Thin－section photomicrographs and SEM images showing the pore type of the studied sandstones

粒間溶孔是區(qū)內(nèi)最為發(fā)育的孔隙類(lèi)型，常形成粒間超大孔隙，孔隙連通性好，構(gòu)成高孔隙度（面孔率可高達(dá)20%）、高滲透率的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層（圖4－A，F(xiàn)）。粒內(nèi)溶孔是區(qū)內(nèi)上干柴溝組砂巖中另一種常見(jiàn)的次生孔隙，多為長(zhǎng)石、巖屑內(nèi)的鋁硅酸鹽礦物被不同程度溶蝕形成，其中最發(fā)育的是長(zhǎng)石不同程度的溶解形成的粒內(nèi)溶孔，有的僅沿解理方向或雙晶面方向局部或少量溶解，有的大部分被溶僅保留長(zhǎng)石骨架甚至全部溶解形成鑄?？祝▓D4－B，E）。殘余原生粒間孔在部分薄片中見(jiàn)到，孔隙多孤立存在且連通性較差（圖4－C）。裂縫在區(qū)內(nèi)砂巖中所占的比例不大，但對(duì)提高巖石的滲透率具有重要作用（圖4－D）。

根據(jù)壓汞分析，區(qū)內(nèi)上干柴溝組儲(chǔ)層排驅(qū)壓力平均值為1.51MPa，飽和度中值壓力平均值為17.51MPa，最大喉道半徑平均值為2.52μm，中值半徑平均值為0.56μm，孔喉的平均值為3.13 μm，分選系數(shù)平均值為9.06，儲(chǔ)層總體屬于特小孔細(xì)喉砂巖儲(chǔ)層。

4 儲(chǔ)層物性特征

據(jù)巖心樣品物性測(cè)試結(jié)果，區(qū)內(nèi)上干柴溝組儲(chǔ)層孔隙度在3.89%～25.90%區(qū)間變化，平均值為14.46%（表1）。孔隙度主要集中于10%～20%范圍內(nèi)，占樣品的79.7%，大于20%的樣品僅占9.02%（圖5）。

滲透率在（0.1～1 009）×10－3μm2，平均為59.66×10－3μm2（表1）；峰值區(qū)間在（0.1～100）×10－3μm2的樣品占總數(shù)的71%，＞100×10－3μm2的樣品占21.37%（圖5）。

表1 柴北緣潛西地區(qū)上干柴溝組儲(chǔ)層物性Table 1 Porosity and permeability of studied sandstones

圖5 潛西地區(qū)上干柴溝組儲(chǔ)層孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.5 Histogram showing the porosity and permeability distribution of the studied sandsones

上述物性參數(shù)分布特征表明，潛西地區(qū)上干柴溝組儲(chǔ)層物性變化大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，總體上屬中低孔低滲儲(chǔ)層。

5 影響儲(chǔ)層發(fā)育的主要因素

5.1 沉積環(huán)境及沉積作用是決定儲(chǔ)層性質(zhì)的基礎(chǔ)

不同的沉積環(huán)境其水動(dòng)力條件不同，包括水流性質(zhì)、水體的能量、搬運(yùn)方式等，這些水動(dòng)力條件決定著巖石的粒度、分選性、磨圓度、雜基含量等巖石組構(gòu)特征。巖石的這些組構(gòu)特征深刻影響著巖石的原始孔隙大小及其分布以及后期成巖作用類(lèi)型和強(qiáng)度，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層特征在縱向和橫向上的明顯差異。

前人研究成果表明，柴北緣地區(qū)古新統(tǒng)－新近系儲(chǔ)層物性明顯受控于沉積相。一般辮狀河道、三角洲分流河道砂體儲(chǔ)集性最好，而沖積扇體物性較差，濱淺湖灘壩砂體物性屬于中等到較好［10，15］。研究區(qū)上干柴溝組辮狀河道、水下分流河道和淺湖灘壩砂體儲(chǔ)層物性明顯好于沖積扇砂體。

圖6 柴達(dá)木盆地北緣沉積相與物性關(guān)系圖Fig.6 Porosity and permeability versus sedimentary facies（引自參考文獻(xiàn)［15］）

圖7 潛西地區(qū)上干柴溝組不同巖石類(lèi)型與特性的關(guān)系Fig.7 Sandstone type versus porosity and permeadility

砂巖粒徑和分選性與孔隙度具有較好的相關(guān)性，一般來(lái)說(shuō)，砂巖的粒徑越大、分選越好，孔隙度越大［16，17］（圖6，圖7）。研究區(qū)上干柴溝組的中、細(xì)粒砂巖物性最好，礫巖物性最差，而粉砂巖和含礫（礫狀）砂巖的物性變化較大（圖6）。這是由于中－細(xì)粒砂巖沉積時(shí)水動(dòng)力較強(qiáng)，顆粒在水流的反復(fù)簸洗下沉積，磨圓度較高，分選好且原雜基少，有利于原始孔隙的保存，同時(shí)也有利于后期成巖作用的改造。

5.2 成巖作用是決定儲(chǔ)層性質(zhì)的關(guān)鍵

潛西地區(qū)第三系成巖溫度在61～114℃之間［18］，孢 粉 顏 色 從 淺 黃 － 淺 棕，TAI值 小 于2.8［19］，Ro值在0.33%～0.5%之間，石英次生加大主要為I級(jí)，黏土礦物以伊利石、伊／蒙混層和綠泥石為主。根據(jù)這些標(biāo)志，綜合顆粒的接觸關(guān)系、溶解作用、孔隙類(lèi)型等資料，以及本區(qū)在第三紀(jì)以來(lái)處于半咸水－咸水的沉積成巖環(huán)境，按照碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)（SY／T5477－2003），研究區(qū)儲(chǔ)層成巖階段處于早成巖B期－中成巖A期，成巖期間長(zhǎng)石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解作用對(duì)儲(chǔ)層次生孔隙的形成起著關(guān)鍵作用。

5.2.1 壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的影響

研究區(qū)壓實(shí)作用強(qiáng)度總體表現(xiàn)為弱至中等，這主要是由柴達(dá)木盆地新生代半咸水－咸水乃至鹽湖盆地獨(dú)特的沉積環(huán)境所決定的［20］。在半咸水－鹽湖盆地地層中，早期膠結(jié)作用比較發(fā)育，這些早期膠結(jié)物的存在，在很大程度上抑制了后期壓實(shí)作用的進(jìn)一步發(fā)展。雖然本區(qū)壓實(shí)作用并不強(qiáng)烈，但柴北緣地區(qū)壓實(shí)損失孔隙量統(tǒng)計(jì)表明，壓實(shí)作用使柴北緣上干柴溝組的原始孔隙度平均損失了13.22%，表明壓實(shí)作用對(duì)原始孔隙度的減小仍有相當(dāng)大的作用（表2）。

5.2.2 膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的影響

柴北緣潛西地區(qū)第三系砂巖發(fā)育的膠結(jié)作用主要為（鐵）方解石、（鐵）白云石膠結(jié)或交代，后期伊利石或伊蒙混層礦物的充填，其次為石英次生加大、長(zhǎng)石次生加大等。

碳酸鹽尤其是方解石膠結(jié)物的存在對(duì)潛西地區(qū)新近系的儲(chǔ)層物性有著重要的影響。碳酸鹽膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層的發(fā)育具有雙重作用，它對(duì)砂巖原始孔隙既可起到保護(hù)作用也可起到破壞作用，這主要取決于其在砂巖中的含量與分布方式［21］。當(dāng)碳酸鹽含量較少且均勻地分布于砂巖中時(shí)，它會(huì)減弱壓實(shí)作用的影響，從而有助于原生孔隙的保存，并在適當(dāng)?shù)臈l件下發(fā)生后期溶解形成次生孔隙；但當(dāng)砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物含量很高而產(chǎn)生致密膠結(jié)時(shí)，不但會(huì)極大地減少原始孔隙，而且阻止了流體的流動(dòng)，不利于后期溶解作用的發(fā)生，從而破壞儲(chǔ)層的發(fā)育。趙澄林（1992）研究認(rèn)為，一般情況下，如果儲(chǔ)層中早期碳酸鹽膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)不超過(guò)15%，其對(duì)儲(chǔ)層形成一定量的次生孔隙是有利的［20］。對(duì)研究區(qū)砂巖碳酸鹽含量與儲(chǔ)層物性的統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，當(dāng)碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)＞15%時(shí)，儲(chǔ)層物性很快變差（圖8）。因此可以認(rèn)為，柴北緣潛西地區(qū)碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)＜15%的儲(chǔ)層是有利儲(chǔ)層，易通過(guò)后期溶解作用形成次生孔隙而提高儲(chǔ)層孔滲性。

自生黏土礦物的充填是潛西地區(qū)另一種嚴(yán)重破壞儲(chǔ)層孔隙的因素。區(qū)內(nèi)砂巖儲(chǔ)層中的自生黏土礦物主要為伊利石和伊／蒙混層礦物，它們或呈被膜狀、蜂窩狀覆蓋于碎屑顆粒表面，或充填于顆粒之間，或呈絲縷狀、毛發(fā)狀、片狀、搭橋狀堵塞孔隙或貼粒縫（圖4－F）。以被膜狀形式分布于顆粒外圍的伊利石，雖然能阻止碎屑顆粒的次生加大，但伊利石本身的存在方式減小了孔隙空間；而以毛發(fā)狀、絲縷狀或搭橋狀存在于孔隙中的伊利石，則嚴(yán)重影響了喉道的連通性，極大地降低了巖石的滲透性。另一方面，黏土礦物的熱模擬研究表明蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化有利于孔隙度和滲透率的增大［22］；同時(shí)，在埋藏成巖過(guò)程中（古地溫120～140℃），蒙皂石－伊利石的轉(zhuǎn)化能夠克服鉀長(zhǎng)石溶解的動(dòng)力學(xué)屏障，有助于鉀長(zhǎng)石的溶解并形成次生孔隙［23］，這可能是本區(qū)長(zhǎng)石大量溶解形成次生孔隙的機(jī)制之一。因此，從這個(gè)角度來(lái)講，黏土礦物的存在及其轉(zhuǎn)化對(duì)于儲(chǔ)層的發(fā)育有一定的促進(jìn)作用。

表2 柴北緣古新統(tǒng)－中新統(tǒng)砂巖壓實(shí)作用導(dǎo)致的原始孔隙度損失統(tǒng)計(jì)Table 2 Compactional porosity loss of Paleocene－Miocene sandstones in the northern Qaidam Basin

圖8 柴北緣新近系砂巖粒度參數(shù)與物性的關(guān)系Fig.8 Cross－plots of porosity versus median size and sorting coefficient of the studied sandstones

圖9 儲(chǔ)層物性與碳酸鹽膠結(jié)物含量的關(guān)系Fig.9 Carbonate cements versus porosity and permeability of the studied sandstones

5.2.3 溶蝕作用

長(zhǎng)石類(lèi)骨架顆粒的溶蝕和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解是本區(qū)次生孔隙形成的主要途徑（圖4），溶蝕作用往往沿長(zhǎng)石的解理開(kāi)始，隨著溶蝕程度的增加，分別形成長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔、蜂窩狀溶孔直至鑄?？?。鑄體薄片觀(guān)察發(fā)現(xiàn)，該區(qū)溶蝕作用為儲(chǔ)層提供的孔隙度一般為2%～6%，最高可達(dá)15%。

溶蝕作用從早成巖A亞期就已經(jīng)開(kāi)始，但這一時(shí)期形成的次生孔隙在隨后的成巖過(guò)程中，大多為后期形成的膠結(jié)物所充填，因此該期溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集物性影響不大。對(duì)研究區(qū)碎屑巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集物性影響更大的是中成巖A亞期的溶蝕作用，尤其是碳酸鹽膠結(jié)物的溶解作用以及長(zhǎng)石、巖屑等碎屑顆粒的部分或全部溶解，往往形成較多的膠結(jié)物內(nèi)孔隙、粒間次生溶孔或超?？?、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、溶蝕縫（粒緣縫）等，對(duì)形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層具有關(guān)鍵性的作用。

6 結(jié)論

a.研究區(qū)上干柴溝組儲(chǔ)層主要由中－粗粒砂巖和中－細(xì)粒砂巖組成，其次為細(xì)粒砂巖、粗粒砂巖和含礫砂巖。砂巖類(lèi)型主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖，其次為長(zhǎng)石砂巖和巖屑砂巖。巖石結(jié)構(gòu)成熟度中等－差，成分成熟度較低。

b.儲(chǔ)層類(lèi)型主要為孔隙型?？紫额?lèi)型有殘余原生粒間孔、次生粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、粒間溶孔和粒緣溶縫，其中由長(zhǎng)石、巖屑和方解石膠結(jié)物溶蝕形成的粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔以及粒緣縫為主要儲(chǔ)集空間類(lèi)型?？紫督Y(jié)構(gòu)屬特小孔細(xì)喉。儲(chǔ)層物性變化大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，總體上屬中低孔低滲儲(chǔ)層。

c.研究區(qū)辮狀河道、水下分流河道和淺湖灘壩砂體儲(chǔ)層物性明顯好于沖積扇砂體，是有利的儲(chǔ)集相帶。壓實(shí)作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層原始孔隙損失的主要因素之一；碳酸鹽膠結(jié)對(duì)儲(chǔ)層的發(fā)育有雙重作用，自生黏土礦物對(duì)儲(chǔ)層的發(fā)育主要起破壞作用；溶蝕作用是對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育貢獻(xiàn)最大的建設(shè)性成巖作用。

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