柴達木盆地昆北油田切6區E1+2碎屑巖儲層特征及其控制因素

李 樂，牟中海，汪立群，徐 峰

（1.西南石油大學；2.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院）

昆北油田位于柴達木盆地西南部，構造上位于盆地內亞一級構造單元昆北斷階帶上［1］，南至昆侖山前昆前斷裂，北至昆北斷裂，西至阿爾金山前的阿拉爾構造，東至甘森斷陷，勘探面積約3 000 km2。研究區位于昆北斷階帶切6號構造上（圖1）。

圖1 研究區位置圖Fig.1 Location map of the study area

2007年切6號構造上的切6井獲得了高產油氣流。2008年切601井、切602井也均獲工業油氣流，并且在柴西南地區首次發現了路樂河組（E1+2）新的含油層系［2］。

前人對柴西南地區路樂河組（E1+2）的研究多側重于構造系統、沉積相或油氣成藏方面，在儲層特征及控制因素方面的研究則相對較少［1，3-15］。已有研究表明：昆北油田E1+2殘余厚度為160～211 m，主要發育退積型辮狀河三角洲沉積［9］；E1+2油藏為巖性-構造油氣藏，除受構造控制外，巖性和物性對油層分布具有一定的影響［10］。因此，筆者主要從巖石學特征、孔隙類型以及物性特征等方面對研究區E1+2的儲層特征進行了精細刻畫，并結合沉積作用及成巖作用對儲層的主控因素進行了剖析，為今后該區的勘探、開發和評價工作提供依據。

1 儲層巖石學特征

根據巖心觀察及薄片鑒定可知，該區E1+2碎屑巖巖石類型以棕紅色或淺褐色長石砂巖、巖屑長石砂巖以及長石巖屑砂巖為主，另含少量的巖屑砂巖（圖2）。碎屑組分中石英含量一般為8%～43%，平均為29.9%，以單晶石英為主；長石含量一般為14%～47%，平均為33.6%，部分長石因高嶺石化或絹云母化而使表面呈云霧狀；巖屑含量為9%～45%，平均為17.3%，以花崗巖及基性噴出巖等火成巖巖屑為主，其次為板巖、千枚巖、石英巖、片麻巖等變質巖巖屑，另含少量碳酸鹽巖屑和沉積巖巖屑。成分成熟度指數Q/（F+R）值為0.4～0.7，平均為0.55，表明目的層段的成分成熟度較低。

圖2 昆北油田切6區E1+2砂巖類型三角圖Fig.2 Triangular diagram of sandstone type of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

填隙物中的膠結物主要以方解石為主，含量為1%～25%，平均為8%，其次為硬石膏和白云石，見少量的石英次生加大和沸石（主要為方沸石）。雜基以黏土為主，含量為1%～40%，平均為10.1%。

巖石粒度較細，以細砂巖與粉砂巖為主，細礫巖與砂礫巖次之；分選中等—較好；磨圓度較好，顆粒形狀多為次棱角狀—次圓狀，結構成熟度中—好。顆粒間以點接觸為主，局部可見線接觸和懸浮接觸，為顆粒支撐結構；膠結物以孔隙式膠結為主。

2 儲集空間類型

通過對普通薄片、鑄體薄片以及掃描電鏡資料的觀察分析表明，切6區E1+2碎屑巖儲層的儲集空間包括原生粒間孔、殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、膠結物內溶孔以及裂縫，其中主要的儲集空間為殘余粒間孔。

2.1 原生孔隙

包括沉積后未遭受過溶蝕或膠結等重大成巖作用而形成的原生粒間孔及巖石形成后經過機械壓實和膠結等作用而形成的殘余粒間孔［16-18］。

在對292張鑄體薄片進行觀察統計后，發現昆北油田切6區內E1+2殘余粒間孔（圖版Ⅰ-1）極為發育，占總儲集空間的70%左右，孔隙形狀呈不規則狀，由石英次生加大膠結或自生黏土礦物膠結充填而成，鏡下可見孔隙周邊多附著有石英次生加大邊或黏土薄膜；原生粒間孔含量相對較少，占總儲集空間的7%左右，孔隙形狀較為規則，一般呈多邊形，孔隙邊緣平直，棱角突出，內部充填物較少，直徑較大。

2.2 次生孔隙

研究區E1+2次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內溶孔、膠結物內溶孔和雜基內溶孔4類。

粒間溶孔（圖版I-2）主要由長石邊緣發生溶蝕或方解石和白云石等膠結物溶解而成，顆粒邊緣常呈不規則的港灣狀，占總儲集空間的7.4%；粒內溶孔（圖版I-2）多見于長石顆粒與巖屑顆粒中，長石顆粒的解理縫、雙晶縫、裂紋為主要的溶蝕區域，部分長石顆粒因強烈的溶蝕作用而以“蜂窩狀”產出，占總儲集空間的5.6%，粒內溶孔雖對儲層孔隙度有一定的貢獻，但其連通性較差，總體上對儲層儲集性能的改善作用不大；膠結物內溶孔（圖版I-3）主要見于方解石膠結物中，占總儲集空間的1.6%，此類溶孔多為孔隙內早期形成的膠結物發生溶蝕而形成，由于研究區內溶孔多為膠結物所環繞，未能與周邊孔隙連通，所以僅在儲層孔隙性改善上有一定貢獻；雜基內溶孔（圖版I-4）主要是由于黏土雜基受溶蝕作用而形成的孔隙，占總儲集空間的0.6%。

研究區內次生孔隙總含量達15.2%，表明溶蝕作用較強，粒間溶孔與粒內溶孔為主要次生孔隙類型，其中粒間溶孔對儲層物性的改善貢獻較大。

2.3 裂縫

研究區內裂縫主要包括由構造運動形成的構造裂縫和成巖過程中形成的成巖裂縫。由于E1+2受構造作用力相對較強，構造裂縫在區內目的層發育較好，占總儲集空間的7.2%，裂縫常切穿巖屑、長石等柔性顆粒或繞過石英等剛性顆粒，在層內延伸較遠（圖版I-5）；另外，在研究區內見少量成巖作用中形成的壓實裂縫，壓實裂縫常常穿過礦物顆粒，但延伸范圍有限，只分布在單個顆粒周邊（圖版I-6）。研究區內裂縫的存在不僅增大了儲層的孔隙性，而且將儲層內部獨立的孔隙連接起來，在一定程度上改善了儲層的滲透性。

3 儲層孔隙結構

孔隙喉道是影響儲層滲流能力的主要因素，而其大小及形態則受控于巖石顆粒間的接觸關系、膠結類型以及顆粒本身形狀及大小［16］。鏡下薄片觀察顯示（圖版I-2、圖版I-3），研究區E1+2主要發育點狀、片狀及管束狀喉道，表明該區壓實作用及膠結作用較強。

由壓汞試驗結果分析可知，研究區E1+2的孔喉參數具有以下特征：排驅壓力為0.02～27.21 MPa，平均為3.08 MPa，表明儲層滲透性較差；飽和中值壓力為 0.19～112.41 MPa，平均為 20.48 MPa，表明儲層產能較低；最大連通孔喉半徑為0.03～35.53 μm，平均為5.15 μm，表明孔隙喉道較細；退汞效率為1.12%～46.07%，平均為29.35%，表明孔喉連通性較差；相對分選系數為1.12～9.56，平均為4.54，表明孔喉分選性較差。以上孔喉結構參數表明該區儲層具有毛細管壓力高、孔喉相對較細、連通性較差、分選較差的特點。

4 儲層物性

砂巖儲層的孔隙度和滲透率是反映儲層儲集性能和滲濾條件的2個最基本的參數［11］。對研究區巖心物性資料的分析統計表明，昆北油田切6區E1+2儲層的孔隙度主要為2.42%～34.18%，平均為11.31%；滲透率主要為 0.01～501.49 mD，平均為10.19 mD，具有低孔、低滲的儲層特征。研究表明，該區E1+2砂巖儲層的孔隙度、滲透率關系具有較好的正相關性（圖3），即隨著孔隙度的增大，滲透率有明顯的增大趨勢。儲層滲透率的變化主要受孔隙發育程度控制，裂縫對儲層儲集性能的改善有限，顯示出了孔隙型儲層的特征［19］。

圖3 昆北油田切6區E1+2孔隙度與滲透率關系圖Fig.3 The relationship between porosity and permeability of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

5 控制因素

5.1 沉積相帶對儲層的控制

柴西地區古近紀為炎熱干旱氣候下的閉塞鹽湖—咸化湖［20-21］，受近距離的祁漫塔格物源控制，昆北油田切6區E1+2主要發育辮狀河三角洲沉積。

辮狀河三角洲相可劃分為辮狀河三角洲平原和辮狀河三角洲前緣2個亞相。辮狀河三角洲平原亞相中，水上分流河道微相是有利的儲集相帶；辮狀河三角洲前緣亞相中，河口壩微相的儲集性能最好，其次為水下分流河道、遠砂壩及席狀砂微相（表1）。

表1 昆北油田切6區E1+2不同微相物性特征Table 1 The physical properties of different sedimentary microfacies of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

5.2 成巖作用對儲層的影響

成巖作用對儲層起著建設性或者破壞性的影響。常見的破壞性成巖作用包括壓實作用與膠結作用，建設性成巖作用為溶蝕作用［22-25］。

昆北油田切6區E1+2整體埋深較淺，最大埋深為2 362 m。薄片資料顯示礦物顆粒之間多以點—線接觸，儲層孔隙類型多以原生殘余粒間孔隙為主，部分礦物顆粒內部出現壓裂縫，壓實作用較強。同時，由深度與儲層孔隙度、滲透率、膠結物含量、雜基含量相關關系圖可知，隨著深度增加到一定程度（2 100 m），儲層的孔隙度、滲透率開始轉向低值區，即孔隙度、滲透率隨著深度的增加而降低（圖4a、圖4b）。而在對應的深度段，膠結物含量以及雜基的含量變化范圍并未發生較大變化（圖4c、圖4d），這可視作膠結物與雜基在一定深度以下對儲層物性的破壞作用并不明顯。產生此種現象的地質原因可歸結為：一定深度以下，壓實作用對儲層物性的影響起主導作用。

圖4 昆北油田切6區E1+2孔隙度、滲透率、膠結物含量、雜基含量與深度關系圖Fig.4 The relations of burial depth with porosity,permeability,cement contents and matrix contents of E1+2 in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

研究區碳酸鹽類膠結物以及硫酸鹽類膠結物對儲層孔隙的發育起著重要的封堵作用，儲層物性因此受到較大破壞。膠結物在各個深度段內分布較為均勻（圖4c），且與孔隙度、滲透率有較好的負相關性（圖5），表明膠結作用對儲層的影響起重要作用。砂巖中碳酸鹽類膠結物主要為方解石與白云石，方解石含量為1%～25%，白云石含量為1%～5.5%，二者以顯晶粒結構呈星散狀充填于孔隙之內，或以嵌晶結構呈斑塊狀將其它礦物顆粒包裹在內。硫酸鹽膠結物主要為硬石膏和石膏，含量為0.5%～16%，多呈斑塊狀膠結顆粒，在層內分布不均勻，對儲層物性影響較大且使儲層具有較強的非均質性。另外，砂巖內含有少量的硅質膠結物，多以石英次生加大邊形式出現，但因含量較少，對儲層的破壞作用有限。

圖5 昆北油田切6區E1+2膠結物含量與孔隙度、滲透率關系圖Fig.5 The relations of cement contents with porosity and permeability of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

切6區E1+2的溶蝕作用較強（圖版Ⅰ-2、圖版Ⅰ-3、圖版Ⅰ-4），溶蝕對象主要為長石顆粒、變質巖巖屑顆粒以及碳酸鹽巖巖屑顆粒，顆粒經溶蝕后多形成邊緣呈港灣狀的粒間溶孔或表面呈“蜂窩狀”的粒內溶孔。碳酸鹽類膠結物以及雜基內的溶蝕現象較為少見。溶蝕類次生孔隙共占到15.2%，對儲層物性的改善起一定作用。

6 結論

（1）該區碎屑巖主要以長石砂巖、巖屑長石砂巖以及長石巖屑砂巖為主，成分成熟度較低、結構成熟度中等—好；膠結物以方解石為主，雜基以黏土礦物為主；膠結類型為孔隙式膠結。

（2）儲層的主要儲集空間類型為原生孔隙，以點狀、片狀喉道為主，具有高毛管壓力、細孔喉、連通差、分選差等孔隙結構特征。孔、滲之間具較好的正相關性，較差的孔隙結構導致了儲層的低孔、低滲性。

（3）沉積微相及成巖作用為該區儲層發育的主控因素。水上分流河道微相和河口壩微相是有利的儲集相帶。壓實及膠結作用通過減小孔隙空間及填充喉道對儲層起破壞性作用，壓實作用在一定深度下對儲層的破壞作用強于膠結作用；溶蝕作用則通過形成次生溶孔對儲層起建設性作用。

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