發布時間：2021-09-03所屬分類：工程師職稱論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要：柴達木盆地北緣(簡稱柴北緣)深層勘探程度低，資源潛力大，為明確柴北緣深層砂巖儲層特征和控制因素，利用鑄體薄片、掃描電鏡、物性數據和測錄井資料等對柴北緣深部下干柴溝組儲層進行了綜合研究。結果顯示：柴北緣深部下干柴溝組儲集巖主要以長石巖屑
摘要：柴達木盆地北緣(簡稱柴北緣)深層勘探程度低，資源潛力大，為明確柴北緣深層砂巖儲層特征和控制因素，利用鑄體薄片、掃描電鏡、物性數據和測錄井資料等對柴北緣深部下干柴溝組儲層進行了綜合研究。結果顯示：柴北緣深部下干柴溝組儲集巖主要以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，分選好，磨圓中等，成分成熟度和結構成熟度較高，原生孔隙發育，孔—滲相關性較好，平均孔隙度和滲透率可達10.7%和25.74×10-3μm2�？紫逗淼乐械�—偏細，連通性好。辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂和濱湖—淺湖席狀砂是形成優良儲層的基礎條件;碳酸鹽膠結物在成巖階段早期長期淺埋藏，晚期快速深埋，有效保護了原生孔隙;部分長石顆粒和早期碳酸鹽膠結物在成巖階段后期被溶蝕，形成了一定量的粒內和粒間溶蝕孔隙，對儲集巖物性也有一定程度的改善;儲集砂巖上、下部發育大套厚層泥巖，在沉積—成巖并快速埋藏的過程中，儲集巖中的孔隙流體排出受阻而滯留在孔隙空間，孔隙流體承擔了部分負荷，從而消弱了正常壓實作用對儲集巖的影響，保存了大部分原生孔隙。柴北緣腹部地區古近系下干柴溝組地層辮狀河三角洲欠壓實泥巖發育的異常高壓帶是天然氣勘探開發的有利區帶。
關鍵詞：碳酸鹽膠結;異常壓力;沉積環境;深部儲層;柴達木盆地
0引言
深部優質儲層一般是指埋深大于3000m，孔隙度大于10%、滲透率大于10×10−3μm2的儲層[1]。近年來，隨著全球油氣勘探的不斷深入，勘探技術的日益成熟，深層油氣田已經成為油氣勘探的重要領域[2-3]。準噶爾盆地、塔里木盆地、松遼盆地等均在深部儲層取得了重大油氣勘探突破[4-6]。埋深大于3000m的碎屑巖儲層已經成為我國油氣增長的新關鍵點[1]。柴達木盆地先后在埋深大于4000m的仙西1井[7]和埋深大于6000m的昆2井發現深部優質碎屑巖儲層，在冷湖Ⅳ、Ⅴ號深層也有一定突破[8-10]，但是由于深部儲層埋藏較深，油氣藏成因復雜，儲層特征、形成機理以及主控因素等方面的研究相對緩慢。因此對柴達木盆地深層碎屑巖儲層特征、形成機理和控制因素等研究迫在眉睫。筆者在巖石學特征和沉積環境研究的基礎上，利用鑄體薄片、掃描電鏡、測錄井數據等資料解決上述問題，對柴達木盆地北緣下干柴溝組深部碎屑巖儲層特征及儲層類型進行研究，并將沉積環境和成巖作用對儲層物性的影響機制有機地結合起來，分析研究區優質碎屑巖儲層的分布規律和范圍，以期為后續天然氣的勘探開發提供地質依據。
1地質背景
柴達木盆地位于青藏高原北部，面積約為12×104km2，整體呈菱形，是我國西部一個大型的中—新生帶陸相含油氣盆地[9-10]。柴達木盆地構造變形與印度—歐亞板塊碰撞作用有密切的關系，并主要受周緣山系斷裂系統的控制：西北邊界為阿爾金斷裂，東北邊界為祁連南緣逆沖斷層帶，南界為祁漫塔格逆沖斷層帶[11](圖1)，具有特殊的盆山構造格局和地球動力學背景，這些斷裂系統控制了柴達木盆地的展布方向、盆地內次級斷裂的形成和分布、沉積中心的遷移及油氣聚集帶的分布。柴達木盆地北緣構造帶位于南祁連山前，是盆地北部的一級構造單元[12]。受燕山及喜馬拉雅期運動的影響，柴北緣構造復雜，發育賽什騰—祁連山前構造帶、冷湖—馬海構造帶、鄂博梁—鴨湖及阿爾金等多個構造帶，深層砂巖儲層主要分布在鄂博梁地區和冷湖構造帶。從老到新，該區依次發育侏羅統(J)、古近系的路樂河組(E1+2)、下干柴溝組(E3)和新近系的上干柴溝組(N1)、下油砂山組(N21)、上油砂山組(N22)、獅子溝組(N23)以及第四系的七個泉組(Q1+2)。本文研究目的層為下干柴溝組(E3)地層，分為上下兩段，分別為下干柴溝組下段(E31)和下干柴溝組上段(E31)。沉積相由山前至腹部依次為辮狀河河流相、辮狀河三角洲平原、辮狀河三角洲前緣和濱淺湖相(圖1)，碎屑巖沉積范圍廣，厚度大，勘探前景廣闊。
2儲層特征及分類
2.1巖石學特征
柴北緣深部儲層主要位于古近系下干柴溝組(E3)，發育多種巖性，包括灰色礫巖、灰色含礫砂巖、棕紅色粉砂質泥巖、棕紅色泥巖等，中細粒砂巖疊置連篇，巖心觀察可見塊狀層理、板狀、槽狀交錯層理，垂向發育下粗上細的間斷性正粒序特征，在礫巖或含礫砂巖底部常出現底沖刷現象，儲層砂體薄，蓋層好[圖2(a)—圖2(c)]。粒度概率曲線特征表現為懸浮和跳躍組成的兩段式，缺少滾動組分，跳躍部分斜率較大(圖3)，說明具有較好的分選性，成熟度高，反映河道沉積特征的特點。測井曲線形態主要包括箱形、漏斗形、微齒化鐘形、齒化線形及線形。通過對重點鉆井巖芯樣品進行薄片鑒定和X射線-衍射等實驗，根據趙澄林等[10]劃分碎屑巖的標準，得出深部儲集巖巖性主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖(圖4)。碎屑顆粒粒徑在0.10~0.50mm之間，以細砂巖、中—粗砂巖和含礫砂巖為主，分選—磨圓較好，碎屑顆粒之間主要以點接觸為主，膠結類型主要是以顆粒支撐為主的孔隙型(圖2)。
雜基含量較低，粒度較細，分選較好，成分成熟度和結構成熟度較高。結合測井曲線認為研究區儲集巖主要為三角洲沉積砂體(圖1)，沉積相主要為辮狀河三角洲，部分地區為濱淺湖相沉積，沉積微相包括辮狀河三角洲前緣和平原。其中辮狀河三角洲前緣砂體呈現出單層厚度小、分布廣、分選好，泥質雜基含量低的特點，具有優質儲集巖發育的條件。
2.2物性特征
2.2.1孔滲特征
柴北緣深層砂巖儲層物性分析表明，儲層孔隙類型以原生孔隙為主[圖5(a)]，孔隙度平均為10.72%，頻率分析顯示，孔隙度分布在5%~10%的樣品最多，約占總數的45.45%，屬于特低孔;其次孔隙度<5%的樣品占27.88%，屬于超低孔;孔隙度分布在10%~15%之間的低孔樣品約占22.73%;孔隙度>15%的中—高孔樣品占3.94%。總之，柴北緣深部儲層特低孔—超低孔樣品累計占73.33%，低孔樣品約占22.73%，樣品總體表現為以特低—超低孔為主，低孔為輔的特征[圖5(b)]。儲層滲透率平均為25.74×10-3μm2，頻率分析顯示，滲透率小于10×10-3μm2的樣品數最多，占分析樣品數的98.18%，屬于特低—超低滲;滲透率分布在(10~50)×10-3μm2的低滲透樣品占1.21%;其余滲透率在大于50×10-3μm2的中—高滲樣品占0.61%。這說明柴北緣深部儲層砂巖儲層總體表現以致密儲層為主，低滲為輔的特征[圖5(c)]。以上儲層物性分類是根據石油行業標準(SY/T6285—2011)來劃分的。儲層物性條件整體偏差，仙西1井E32深部砂巖儲層平均孔隙度為8%左右，但埋深超過4000m也發育優良儲層。通過對柴北緣深部儲層樣品孔隙度和滲透率的相關性分析，顯示孔隙度和滲透率在對數坐標中具有較好的正相關關系[圖5(d)]，說明柴北緣地區第三系深部砂巖優質儲層的孔隙類型仍以原生粒間孔為主(原生孔隙含量達65%)，孔滲相關性較好。
2.2.2孔喉特征
根據巖心樣品鑄體薄片及掃描電鏡分析(圖2)，發現深部優質儲層主要發育原生孔隙(平均含量>60%)，以壓實—膠結剩余粒間孔為主;其次為次生孔隙，以粒間溶蝕孔和粒內溶蝕孔為主;另外還發育少量壓裂縫，儲層較薄且非均質強，但孔隙度大于10%的有效儲層發育。壓汞曲線可以用來評價儲層的孔隙結構，壓汞曲線形態主要受孔隙分布的歪度以及分選性2個因素控制，因此壓汞曲線的形態在一定程度上反應孔喉的分選性、分布歪度及平均孔喉半徑的影響，更全面地反映了儲層的儲集性能，直觀地體現了孔隙結構特征[13]。根據柴北緣深部儲集巖樣品的壓汞數據統計分析可以看出(圖6)，孔隙喉道中等—偏細，連通性好，平均喉道分布于0.03~2.0μm之間，飽和度大且進汞效率高，進汞壓力較高，退汞效率中等—偏低;壓汞曲線出現近似的平臺，喉道分選性較好，曲線形態以略細歪度為主。反映了儲層物性整體較好，可以為油氣儲層和運移提供良好的條件。
3主控因素
有效儲層的形成受到沉積環境、成巖作用、構造作用共同控制。其中沉積環境控制了儲層的非均質性，是形成有效儲層的基礎條件，成巖作用是控制有效儲層形成的關鍵因素，和構造作用一樣，對有效儲層的形成具有雙重影響[7]。根據柴北緣腹部深部儲層的發育情況，認為柴北緣腹部碎屑巖深部儲層主控因素包括沉積相、膠結作用和壓實作用、異常高壓等幾個方面。
3.1沉積相
沉積相是有效儲層形成的基礎條件。不同沉積環境的沉積砂體、沉積作用等對儲層物性起決定性作用的因素不同，儲層物性也會存在很大的差異，即使同一沉積環境不同沉積相帶，砂體的展布、規模、疊置樣式也會不同。因此，不同的沉積相對儲層的影響大小不一，是有效儲層形成的先決條件[7]。柴北緣腹部地區古近紀以來沉積環境主要以濱淺湖—辮狀河三角洲前緣相為主，發育濱淺湖席狀砂、水下分流河道和水下分流河道間，泥質含量整體較高，泥地比均大于2/3，大多為3/4～4/5[7]。砂巖多位于厚層泥巖段中，形成典型的“泥包砂”，成分成熟度高，具有較好的分選和磨圓，砂巖中泥質含量低，測井曲線顯示高自然電位，高聲波時差，低自然伽馬的特征。“泥包砂”特征可以有效地保存深部儲層的原生孔隙，使儲層在埋深大于3000m的深部地層依然發育大量的原生粒間孔，物性較好，有利于油氣藏聚集。
3.2成巖作用
狹義的碎屑巖成巖作用主要有壓實和壓溶作用、膠結作用、交代作用、重結晶作用、溶解作用、礦物多形轉變作用等，這些作用相互聯系、相互影響，共同影響和控制著碎屑沉積物(巖)的發育歷史[14]。柴北緣深部儲集巖壓實作用較強，膠結作用中等，溶蝕作用發育，黏土礦物多樣，柴北緣下干柴溝組(E31和E32)深部砂巖儲層見有多種黏土礦物，主要有絲狀伊利石、針狀綠泥石及蜂巢狀蒙脫石及伊蒙混層礦物[圖2(g)，圖2(h)]，主要充填于孔隙和喉道，對儲層的滲透率有一定的影響。
3.2.1壓實作用
一般情況下，砂巖儲層在埋藏成巖演化的過程中會遭受強烈的機械壓實作用，主要表現為碎屑顆粒的變形、重排以及產生裂縫等，其作用的強度主要取決于碎屑巖的原始成分和埋藏過程[15]。壓實作用是儲層物性變差的最主要的因素。在壓實作用過程中巖石的礦物成分對儲集層物性有不同的影響：剛性組分具有較強的抗壓實性，若巖石中含有較多剛性組分，在壓實作用之后仍可保留大部分原生孔隙。
在砂巖碎屑顆粒中，石英顆粒的抗壓能力最強，長石次之，巖屑的抗壓能力較差，特別是泥巖巖屑，在壓實過程中常發生塑性變形。但是石英顆粒容易發生的壓溶形成次生加大而使一部分粒間孔隙喪失，在一定程度上會使儲層物性變差。此外，長石比石英容易發生溶蝕，在一定條件下，長石的次生溶蝕會改善儲集層的物性。若巖石中含有較多韌性組分，在壓實作用過程中對原生孔隙具有較大的破壞作用。如云母等塑性巖屑在壓實作用下可擠壓變形形成假雜基，構成無膠結物式膠結類型而減少原生粒間孔隙。
相關期刊推薦：《天然氣地球科學》主要刊登天然氣地質學、天然氣地球化學、天然氣地球物理勘探和國內外典型氣田實例分析研究等方面的文章，同時報道國內外有關天然氣研究和開發方面的新理論、新技術、新方法和新成果，另外，對一些非常規氣資源(如天然氣水合物、煤層氣、深盆氣、未熟—低熟烴等)的研究論文在刊物中也占有一定比例。
研究區砂巖成分成熟度和結構成熟度普遍較高，砂礫巖中的顆粒碎屑中石英、長石和巖漿巖或石英巖等剛性碎屑成分含量較高，同時早期碳酸鹽膠結物發育，由于早期膠結物的支撐作用，大大減緩了壓實作用對砂礫巖儲層粒間孔隙的破壞，這類膠結物具有易溶特征，也為后期溶蝕作用的發育創造了有利條件。壓實作用在研究區砂巖儲層中表現為以點接觸、點—線接觸為主[圖2(e)，圖2(i)]。
3.2.2膠結作用
膠結作用是沉積物轉變成沉積巖的重要作用，也是使沉積層中孔隙度和滲透率降低的主要原因之一[16]。柴北緣深部儲集巖在成巖過程中膠結作用中等，雜基含量較低，膠結物含量不高(<10%)，主要為硅質、方解石和黏土礦物[圖2(g)—圖2(i)]。
研究區砂巖中可常見硅質膠結物，主要呈次生態生長于石英碎屑顆粒邊緣，比較常見的硅質膠結是自形石英小晶體產出于碎屑顆粒邊緣的粒間孔隙表面、粒間孔壁或粒內溶孔中。硅質膠結物主要通過在碎屑石英顆粒表面上同軸生長的石英次生加大邊和碎屑顆粒表面的自形晶體形式來破壞粒間孔和粒內溶孔�？傮w來說是起到減小孔隙度的作用，但一定量的硅質膠結物的形成，也可以增強砂巖的抗壓實強度，阻止壓實作用對剩余原生粒間孔的破壞，從這一方面講，還是具有一定的積極意義。
碳酸鹽膠結物包括方解石、鐵方解石、白云石、鐵白云石、菱鐵礦、菱鎂礦、文石、高鎂方解石等。在此研究區中分布最廣和最常見的是含鐵方解石和方解石[17]。碳酸鹽膠結物可以形成于成巖作用的各個階段，同生—早成巖階段形成的碳酸鹽膠結物一般為結晶程度較差、含鐵低的泥晶—微晶方解石，常圍繞碎屑顆粒呈環邊狀分布，或分布于松散接觸的碎屑顆粒之間;早成巖晚期和晚成巖期形成的膠結物則一般晶粒較大、含鐵較高，粉晶—粗晶常見，因形成時間較晚，沉積物已遭受明顯或強烈壓實，膠結物充填于較緊密接觸及緊密接觸的粒間孔中，并常對碎屑顆粒有不同程度的交代作用。而研究區內方解石膠結物分布范圍較廣，呈粒狀、鑲嵌狀、襯邊狀或櫛狀產出，也可呈次生加大環邊出現。
碳酸鹽膠結物對儲集層的影響具有雙重性，即在成巖早期膠結作用較發育時，顆粒間孔隙內沉淀方解石后致使沉積物成巖，可有效地增強巖石的抗壓實能力，使壓實作用對巖石的影響大為減弱，并保存較大的粒間體積。在晚成巖階段A期，烴源巖中有機質開始生成有機酸和CO2酸性流體，碳酸鹽膠結物溶蝕后，可形成次生孔隙為油氣聚集提供儲集空間。
3.2.3溶蝕作用
一般情況下，溶蝕作用是深部儲層物性改善的重要因素，碎屑顆粒、膠結物和雜基等組分特征，以及顆粒裂紋和成巖縫都是影響形成次生溶蝕孔隙的關鍵因素[7，18]。深部砂巖儲層溶蝕作用較發育，常見粒間溶孔和粒內溶孔，優良儲層常發育較強的長石溶蝕作用[圖2(e)，圖2(f)]。
控制柴達木盆地北緣腹部地區深部儲層的主要成巖作用為膠結作用和壓實作用，其次為溶蝕作用。柴北緣埋深大于3000m的深部儲層原生孔隙異常發育，孔隙度主要分布在5%~10%，顆粒間點接觸—線接觸，孔—滲相關性較好，主要得益于碳酸鹽膠結作用的影響，早期碳酸鹽膠結作用發育，碳酸鹽膠結物以基底式膠結充填于砂巖顆粒周圍，抵擋了壓實作用對儲層的破壞作用，晚期由于溶蝕作用，碳酸鹽膠結物溶蝕后產生次生粒間孔，對儲層物性起到明顯的改善作用[17]。除此之外，碳酸鹽膠結物隨深度變化曲線表明(圖7)，柴北緣深部優質儲層中碳酸鹽膠結物含量一般小于15%，如果碳酸鹽膠結物含量大于15%，孔滲條件急劇下降，儲層物性也會變差(圖8)。——論文作者：田繼先1，紀寶強2，曾旭1，王曄桐3，4，李曜良3，孫國強3
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