柴西南地區下干柴溝組碳酸鹽巖致密油儲層特征

朱 柳，李俊武，徐 垚，魏 毅，魏永輝

(1.中國石油青海油田分公司，青海 格爾木 816000；2.青海煤炭地質局，青海 西寧 810000；3.中國石油青海油田分公司，甘肅 敦煌 736200)

0 引 言

在四川盆地侏羅系大安寨段、準噶爾盆地的吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組、遼河盆地雷家地區沙四段及鄂爾多斯盆地西南部石盒子組盒8段等均已發現致密油儲層[1-7]，眾多學者對中國各大盆地已被發現的致密油氣形成條件和地質特征進行了研究，認為致密油主要以吸附和游離態儲集在生油巖中或在與生油巖互層、緊鄰的致密儲層中[8-10]。儲層的孔隙度和滲透率分別小于10%和1×10-3μm2，根據巖性可分為碳酸鹽巖致密儲層和砂巖致密儲層，其中碳酸鹽巖致密儲層主要發育在湖泊沉積相中，砂巖致密儲層主要發育在三角洲沉積相中。柴西南地區的斜坡帶在下干柴溝組(E3)時期大面積處于湖泊相沉積環境，湖泊相沉積有利于形成碳酸鹽巖儲層[11-16]。對柴西南地區致密儲層巖石學特征、儲層物性及典型油藏解剖進行分析，從而對柴西南地區致密油的勘探提供依據。

1 研究區地質背景

柴西南地區是柴達木盆地重要的富油氣凹陷，面積約為2 600 km2，由于受到喜山隆起的遠程效應影響，研究區內構造復雜，斷層較多，其中一級斷裂有2條，分別為昆北斷裂及北部的XI號斷裂；二級斷裂有4條，分別為XⅢ號斷裂、阿拉爾斷裂、紅柳泉斷裂及七個泉斷裂；除以上斷裂之外，區內還發育多條三級斷層。研究區構造受上述斷層及其派生的二級、三級斷層控制，構造帶的走向表現為北西向與南北向交叉的構造格局，北西向的構造帶主要受北西向走滑斷裂帶控制，南北向的構造帶受南北向斷裂帶的控制[13]。北西向的構造帶主要有砂西、油砂山、躍進2號-躍東、扎哈泉構造帶；近南北向的構造帶主要有尕斯、躍進3號、躍進4號、烏南-綠草灘構造帶，總體上將柴西南地區分為3個斜坡帶(七個泉-紅柳泉斜坡、砂西-尕斯斜坡及躍進斜坡)和5個凹陷(阿拉爾凹陷、紅獅凹陷、切克西凹陷、扎哈泉凹陷及切克東凹陷)(圖1)。

2 致密儲層巖石學特征

根據鉆井巖心觀察及薄片鑒定，柴西南地區碳酸鹽巖主要分布在七個泉-紅柳泉斜坡、砂西-尕斯斜坡及躍進斜坡的下干柴溝組中，巖石類型主要為顆?；?云)巖、泥晶灰(云)巖和藻灰巖。其中紅柳泉地區主要以微晶云巖和泥晶灰巖為主，見少量的藻灰巖，致密油儲層巖性多以泥晶灰(云)巖為主，泥晶灰(云)巖巖心中見到油斑，薄片中見到瀝青(圖2a)。

圖1柴西南地區構造單元劃分

砂西-尕斯地區發育藻紋層灰巖、藻疊層灰巖、藻泥晶灰巖(圖2b)及鮞粒灰巖(圖2c)等多種類型碳酸鹽巖，一般藻灰巖由于溶蝕具有較好的物性，藻泥晶灰巖物性最差，致密油主要儲藏在藻泥晶灰巖及泥晶灰(云)巖中。躍進地區主要發育藻疊層灰巖(圖2d)和鮞粒灰巖，局部地區可見到泥晶灰巖。

利用X-衍射全巖分析的方法對尕斯地區和紅柳泉地區碳酸鹽巖樣品主要礦物成分進行了分析(表1)。由表1可以看出，碳酸鹽巖的礦物成分主要為方解石和白云石2類，砂西-尕斯地區主要以方解石為主，含量占71.0%，白云石含量占8.0%；紅柳泉地區主要以方解石和白云石為主，方解石含量為42.8%，白云石含量為14.8%，可見到非碳酸鹽自生礦物，如石膏、硬石膏和黃鐵礦，局部層段也見少量的沸石等。分析認為，柴西南地區發育的碳酸鹽巖不純凈，常常富含陸源碎屑，包括石英、長石和泥質，其中，泥晶灰巖類的陸源碎屑含量最多，其陸源碎屑含量一般在10.0%～50.0%。

表1 柴西南地區下干柴溝組碳酸鹽巖礦物組成統計

3 碳酸鹽巖致密儲層儲集空間類型及孔隙結構

3.1 儲集空間特征

根據巖心薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等分析結果，將柴西南地區下干柴溝組碳酸鹽巖儲層的儲集空間分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3種類型。

(1) 原生孔隙。主要為粒間孔和生物體腔孔(圖2e)，其中粒間孔是巖石中的原始孔隙未被充填或部分被充填而形成的孔隙，生物體腔孔由于枝管藻灰巖中生物體腔中被充填或部分被充填而形成的孔隙，其橫截面為圓形或者橢圓形。

(2) 次生孔隙。主要形成晶間孔、晶間溶孔及晶內溶孔等，研究區紅34井在2 939.44 m巖心中的微晶云巖由于白云化作用形成晶間孔；躍新4-6井在3 367.87 m巖心中的泥晶灰巖中晶體之間膠結物被溶蝕形成晶間溶孔(圖2f)；躍新4-6井在3 290.96 m巖心中的泥晶灰巖中晶體被溶蝕形成晶內溶孔(圖2g)，泥晶灰巖中的次生孔隙為致密油提供主要的存儲空間。

(3) 裂縫。根據裂縫形成原因分類，研究區主要分為成巖收縮縫和構造縫(圖2h)。裂縫的發育對油氣的儲藏和疏導起到重要的作用，其作為致密儲層中油氣儲藏和運移重要空間和通道，對形成致密儲層有重要作用。

3.2 孔隙結構

對研究區碳酸鹽巖中的各類碳酸鹽巖樣品進行壓汞毛管壓力測定，根據參數統計結果及壓汞毛管壓力曲線形態特征[14-15](表2)，對研究區下干柴溝組孔隙結構特征進行分析。

柴西南地區下干柴溝組顆?；規r儲層孔喉最大,其平均排驅壓力為0.49 MPa，平均最大連通孔喉半徑為1.67 μm，平均中值壓力為4.7 MPa,平均中值孔喉半徑為0.21 μm。巖石樣品壓汞毛管壓力曲線斜率較小，具有較短的平臺段，說明顆?；規r中喉道分布較集中，分選較好，排驅壓力低，巖石樣品流體滲透率高；其次為藻灰巖類儲層,其平均排驅壓力為2.28 MPa,平均最大連通孔喉半徑為0.32 μm,平均中值壓力為5.0 MPa,平均中值孔喉半徑為0.15 μm，巖石樣品壓汞毛管壓力曲線斜率較大，沒有明顯的平臺段，說明藻灰巖中喉道分布不集中，分選較差，排驅壓力低，巖石樣品流體滲透率高；較小的是微晶云巖類儲層，其平均排驅壓力為3.45 MPa,平均最大連通孔喉半徑為0.21 μm，平均中值壓力為5.2 MPa,平均中值孔喉半徑為0.14 μm；最小的是泥晶灰巖類,其平均排驅壓力為19.34 MPa,平均最大連通孔喉半徑為0.04 μm，平均中值壓力為18.6 MPa,平均中值孔喉半徑為0.01 μm，巖石樣品壓汞毛管壓力曲線傾斜斜率非常小，平臺較長，說明在泥灰巖中喉道分布非常集中，其排驅壓力較大，說明泥灰巖流體滲透率較小。

表2 研究區下干柴溝組碳酸鹽巖樣品壓汞法所測孔隙基本參數統計

4 儲層物性特征

柴西南地區下干柴溝組碳酸鹽巖巖心樣品做物性分析表明，研究區碳酸鹽巖物性整體較差。

尕斯地區滲透率為0.004×10-3～31.700×10-3μm2，平均為1.200×10-3μm2，其中，滲透率小于1.000×10-3μm2的樣品占85%；孔隙度為0.8%～22.7%，平均為8.2﹪，儲層類型屬于低孔、低滲型。紅柳泉地區滲透率為0.003×10-3～5.200×10-3μm2，平均為0.210×10-3μm2，其中，滲透率小于1.000×10-3μm2的樣品占89%；孔隙度為0.3%～9.4%，平均為3.4%，為特低孔、特低滲儲層。砂西地區滲透率為0.013×10-3～7.100×10-3μm2，平均為0.52×10-3μm2，其中，滲透率小于1.000×10-3μm2的樣品占81%；孔隙度為2.8%～14.4%，平均為8.2%，儲層類型屬于低孔、低滲型。根據柴西南地區3個主要碳酸鹽巖發育區的物性分析結果認為，其均屬于致密儲層。

5 致密油藏解剖

5.1 優質烴源巖提供了物質基礎

柴西南下干柴溝組沉積了一套濱淺湖—半深湖相的暗色泥質生油巖，達到了盆地Ⅰ類烴源巖標準(表3)。地球化學分析表明，紅柳泉地區有機碳含量為0.50%～1.20%，平均為0.86%，此套大面積分布的E32烴源巖為柴西南地區致密油的形成提供了可靠的物質基礎。

表3 紅柳泉紅地區生油指標統計

5.2 穩定的斜坡背景有利于碳酸鹽巖沉積

柴西南地區紅柳泉斜坡為紅柳泉斷裂和七個泉斷裂所夾持的北緩南陡、向東南傾伏的鼻狀構造，在北西—南東向測線上表現為一單斜形態，坡度為10°。受古地貌及古水深控制，下干柴溝組發育多套碳酸鹽巖儲集體，縱向多層疊置，單層厚度為1.6～7.0 m，累計厚度為45.0 m，鄰近烴源巖，源儲配置好，與下干柴溝組烴源巖呈廣覆式接觸。

5.3 灰巖油層分布集中

對柴西南地區老井油層重新解釋，油層單層厚度為2～5 m，但縱向上分布比較集中，累計油層厚度一般為8～20 m，平面上連片性好。通過對比發現，七個泉-躍進地區下干柴溝組致密油層主要發育在下干柴溝組中下部，縱向井段長為400 m，主力油層井段長為120 m，累計厚度為32 m，最大單油層厚為8 m，厚度大，縱向集中，橫向連續，含油特征明顯。

6 致密儲層控制因素

6.1 沉積作用

研究區下干柴溝組時期，區域活動逐漸變弱，研究區沉積環境為穩定的湖泊沉積，由于湖泊水體較深，沉積環境穩定，而且水體較清，利于碳酸鹽巖的發育，因此，在該時期發育了碳酸鹽巖儲層。湖泊沉積環境不僅對碳酸鹽巖的發育起到重要的作用，而且對碳酸鹽巖儲層的孔隙度和滲透率均有著較大影響。下干柴溝組在尕斯斜坡部分地區發育湖岸灘及淺灘等，有利于生物繁殖，發育形成的碳酸鹽巖類型主要以顆?；規r和藻灰巖為主，孔隙類型以發育原生孔隙為主，碳酸鹽巖儲層物性較好，不利于形成致密儲層。七個泉地區、紅柳泉地區及砂西地區發育半深湖—深湖環境中水動力能量較低，主要發育微晶或泥晶灰(云)巖，碳酸鹽巖儲層物性較差，有利于形成致密儲層。

6.2 成巖作用

6.2.1 壓實作用

成巖作用過程中的壓實作用對碳酸鹽巖儲層改造作用較強。統計研究區碳酸鹽巖在不同埋深和孔隙度之間的關系，認為壓實作用對碳酸鹽巖儲層孔隙度影響較大，碳酸鹽巖中的孔隙度隨著深度增加逐漸變小，壓實作用造成孔隙度減少7%～11%。

6.2.2 溶蝕作用

研究區碳酸鹽巖儲層溶蝕作用包括地層孔隙水溶蝕作用和大氣淡水淋溶蝕作用。通過鑄體薄片觀察統計，溶蝕作用主要發生在藻紋層灰巖、藻疊層灰巖和藻團塊灰巖中，部分鮞?；規r和(藻)泥晶灰(云)巖也有溶蝕，在藻灰巖發生強烈的組構選擇性淡水淋溶作用，可以溶解藻骨架，也可以溶解充填于藻骨架中的亮晶方解石。淡水淋溶蝕的結果是形成形態不規則、大小不一、孔隙與喉道無明顯分異和連通性極好的儲集空間。鮞?；規r中局部可見粒間亮晶方解石或灰泥被溶蝕形成粒間次生溶孔的現象。躍進地區躍82井鮞?；規r中見到明顯的鮞粒被溶蝕之后部分被硬石膏充填殘余形成粒內溶孔(圖3a)，泥晶灰(云)巖中部分方解石或白云石被溶蝕；躍進地區躍灰102井泥晶云巖白云石及方解石被溶蝕形成溶蝕孔(圖3b)。

6.2.3 膠結作用

膠結作用的發育致使常規儲層物性變差，成為致密儲層，因此，膠結作用對形成碳酸鹽巖致密儲層發育起到積極作用。通過對研究區巖心樣品鑄體薄片及掃描電鏡觀察，碳酸鹽巖膠結作用很強，膠結物主要為亮晶方解石、石膏及硬石膏(圖3c)及少量濁沸石等，主要發育在鮞?；規r、顆?；規r的粒間孔隙中，其次發育于泥晶灰巖的晶間孔、次生溶孔、溶蝕縫及構造裂縫中(圖3d)。研究區碳酸鹽巖膠結物晶體較小，自形程度較差，膠結作用可使碳酸鹽巖儲層孔隙度損失9%～20%，個別甚至高達27%。

圖3 柴西南地區下干柴溝組碳酸鹽巖儲層主要成巖作用顯微鏡描照片

7 結 論

(1) 柴西南地區碳酸鹽致密儲層主要分布在七個泉-紅柳泉斜坡、砂西-尕斯斜坡及躍進斜坡，研究區碳酸鹽巖類型主要為顆?；?云)巖、泥晶灰(云)巖和藻灰巖三大類，其中泥晶泥晶灰(云)巖為主要致密儲層。

(2) 根據壓汞毛管壓力測定對研究區下干柴溝組各類碳酸鹽巖儲層孔喉進行評價，顆粒灰巖儲層孔喉最大,喉道分布較集中，分選較好；藻灰巖類喉道較大，分布不集中，分選較差；泥晶灰巖中喉道最小，分布集中，分選較差。

(3) 研究區下干柴溝組致密儲油儲集空間類型主要以晶間溶孔、內溶孔和微裂縫等，碳酸鹽巖致密儲層物性較差，具有低—特低孔及低—特低滲特征。

(4) 研究區下干柴溝組沉積了一套濱淺湖—半深湖相的暗色泥質生油巖，達到了盆地Ⅰ類烴源巖標準，柴西南地區致密油的形成提供了可靠的物質基礎，致密油的主要形成于研究區斜坡帶發育的碳酸鹽巖儲層中，與生油巖形成源儲共生關系。

(5) 影響研究區碳酸鹽致密儲層發育的因素有沉積作用、成巖作用和溶蝕作用。沉積作用中以穩定的半深湖—深湖沉積環境最有利微晶或泥晶灰(云)巖發育，利于形成致密儲層；成巖作用中壓實作用、碳酸鹽膠結作用是發育的主要因素；溶蝕作用是次生孔隙形成的主要因素。

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