柴北緣腹部深層異常高孔—滲儲層成因分析

郭佳佳，孫國強，門宏建，朱文軍，馬進業，朱軍，管斌，史基安

1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學院油氣資源研究重點實驗室，蘭州 730000 2.中國科學院大學，北京 100049 3.中國石油青海油田分公司開發處，甘肅敦煌 736202 4.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌 736202 5.中國石油青海油田分公司勘探事業部，甘肅敦煌 736202

0 引言

隨著我國淺層油氣勘探開發難度的日益加大，將勘探開發目標由淺層轉向深層已經是一種必然趨勢[1-2]。Schmidtetal.[3]研究認為，埋深超過3 000 m的儲層中，原生孔隙因為強烈的壓實作用、膠結作用等幾乎損失殆盡，孔隙類型主要以次生孔隙為主。但最新研究成果表明[4-7]，在特定的地質條件下碎屑巖儲層中的原生孔隙能被有效保存到3 500～4 500 m左右，并形成優質儲層。

柴達木盆地北緣構造帶腹部地區是一個以侏羅系為烴源巖，古近系和新近系碎屑巖為儲集層的含油氣系統[8]。主要包括冷湖Ⅵ號構造，冷湖Ⅶ號構造，鄂博梁Ⅲ號構造及馬?！习讼蓸嬙鞄У?圖1)[9-10]。繼冷湖Ⅳ號和冷湖Ⅴ號構造油氣勘探突破之后，馬海、南八仙及鄂博梁等地也相繼發現油氣藏[11-14]，但由于油氣藏埋藏較深，儲集巖成因復雜，前人對其主控因素研究較少，因此，弄清深部優質碎屑巖儲層的形成機理及主控因素成為本區油氣勘探的關鍵問題。本文以鉆井巖芯及鑄體薄片為基礎，結合掃描電鏡、鏡質體反射率、儲層物性、X衍射及測井等分析化驗資料探討了柴北緣腹部深層優質碎屑巖儲層的物性特征及主控因素，以期為該區下一步的油氣勘探提供依據。

1 深部儲集巖巖石學特征

柴北緣腹部深層儲集巖主要位于古近系下干柴溝組(E3)和新近系上干柴溝組(N1)，巖石粒度較細，以細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖為主。碎屑巖儲層的主要成分依次為：石英、長石和巖屑，平均含量分別為：40.4%、30.6%和29%。根據趙澄林等[15]劃分碎屑巖的模板，巖性主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，少量為長石巖屑質石英砂巖(圖2)。膠結物以碳酸鹽膠結物和泥質膠結物為主，含少量硅質膠結物和硬石膏。鏡下顯示顆粒間以點—線接觸為主，分選中等—較好，磨圓以次棱角—次圓狀為主，具有較好的結構成熟度。

圖1 柴達木盆地北緣西段構造分區圖Fig.1 Characteristics of Structures in northwest Qaidam Basin

圖2 柴北緣腹部深層儲集巖巖石類型及儲層物性特征Fig.2 The rock types and physical property characteristics of deeply buried reservoirs

2 深部儲層物性特征

2.1 物性縱向分布特征

通過2 000多塊巖芯樣品的實測數據分析發現，柴北緣腹部深部儲層孔隙度及滲透率整體上具有隨埋深加大而逐漸減小的趨勢(圖2)。但是，變化趨勢又可以劃分為兩個階段：第一階段在0～2 000 m，孔隙度和滲透率隨深度急劇減小；第二階段為2 000 m以后，孔隙度和滲透率的衰減速率較為緩慢。前人研究認為[16]，把未受異常超壓影響且溶蝕孔發育較弱的儲層的最大孔隙作為正常壓實孔隙，并以此繪制出孔隙度與滲透率的正常壓實趨勢，而高于正常壓實孔隙的孔隙帶被定義為異?？住獫B帶。柴北緣腹部深部儲層中存在兩個異常高孔—滲帶(圖2)：A段位于2 900～3 100 m，B段位于4 000～4 200 m。A段的物性條件明顯優于B段，其平均孔隙度可達25.3%，平均滲透率為826.36×10-3μm2；而B段的平均孔隙度為9.8%，平均滲透率為4.81×10-3μm2。

2.2 儲層孔隙類型

根據巖芯樣品鑄體薄片及掃描電鏡分析，發現深部儲層主要發育原生孔隙，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。根據儲集空間類型的不同可將異常高孔—滲帶分為原生孔隙型和原生+次生孔隙型兩種類型。異常高孔—滲帶A段儲層中原生孔隙占86.0%，次生孔隙占13.2%，裂隙占0.8%(圖2、圖3a)，屬于典型的高原生孔隙異常高孔—滲帶；異常高孔—滲帶B段儲層中原生孔隙占65.5%，次生孔隙占32.5%，以及少量混合擴大孔，壓裂隙占2%(圖2、圖3b～e)，此異常高孔帶屬于高原生+次生孔隙型異常高孔—滲帶。

圖3 柴北緣腹部深層儲集巖成巖作用特征a.仙東1井，中—細粒巖屑長石砂巖，分選中等，次圓狀，顆粒間以點接觸為主，粒間孔發育，少量粒內溶孔，孔隙連通性好(-)×100；b.仙西1井，中—粗粒長石巖屑砂巖，分選中等—差，次棱角狀，顆粒間以點—線接觸為主，粒間孔發育，其次為粒間溶孔和粒內溶孔，孔隙連通性好(-)×100； c.仙西1井，中—粗粒巖屑長石砂巖，分選中等，次棱角狀，顆粒間以點接觸為主，粒間孔發育，其次為粒間溶孔和粒內溶孔(-)×100；d.仙西1井，細砂巖，方解石充填裂隙，可見微裂隙；e.鄂深1井，3 989.74 m，N1，粉砂巖，顆粒內溶孔中發育針葉狀綠泥石及絲狀伊利石；f.仙西1井，中—細粒巖屑長石砂巖，泥晶方解石呈基底式膠結，無可見孔(+)×100；g.冷七2井，中—細粒巖屑長石砂巖，呈連生式充填，孔隙式膠結的含鐵方解石，無可見孔(+)×100；h.仙西1井，中—粗粒長石巖屑砂巖，粒間雜基溶蝕形成粒間溶孔，部分顆粒被溶蝕形成粒內溶孔 (-)×100；i.仙東1井，中—細粒巖屑長石砂巖，顆粒溶蝕形成粒內溶孔，孔隙連通性好(-)×100Fig.3 The diagenesis characteristics of deeply buried reservoirs

3 異常高孔—滲帶控制因素

儲層物性的控制因素主要包括沉積環境和成巖作用兩個方面[17-19]。對于儲層而言，即使在同一物源，相同的沉積環境內不同的砂體類型也會產生儲集性能的差異[20]。成巖過程中埋深速率及外部的溫壓環境也會對儲集性能產生較大的影響[6]。

3.1 沉積環境

柴北緣腹部深層儲集巖主要發育在辮狀河三角洲—濱淺湖沉積體系中[21]，粒度較細。通過巖芯樣品實測孔隙度和滲透率的分析(圖4)，結果顯示孔隙度集中分布在4%～16%，滲透率分布在(0.01～10 000)×10-3μm2之間，在對數坐標中孔隙度和滲透率具有較好的正相關關系。說明孔隙類型主要是原生粒間孔隙，滲透率的高低受控于孔隙度發育程度[22-23]，滲濾通道主要是與孔隙有關的粒間孔隙而非粒內溶孔或裂縫等其他通道，屬于孔隙型儲層[24-25]，物性條件受沉積環境的影響較大。辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體具有較強的水動力條件，泥質雜基含量少，分選和磨圓較好，是典型的以原生孔隙為主的儲層，孔—滲相關性也最好；辮狀河三角洲平原分流河道砂體孔—滲相關性較好，但物性條件差異較大；濱—淺湖砂體粒度較細，孔—滲相關性中等。這說明柴北緣地區深部儲層受沉積環境的影響明顯，沉積環境是形成深部優質碎屑巖儲層的基礎條件。

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實作用

前人研究認為[26]，碎屑巖中的碎屑成分和粒度特征對物性影響最大。石英、長石及剛性巖屑(花崗巖、石英巖等)含量越高，其抵御壓實作用的能力就越強。統計發現深部異常高孔—滲帶石英+長石+剛性巖屑的含量超過了71%，有效抵御了壓實作用對物性的破壞。利用Housekencht[27]的判別方法，定量評價異常高孔—滲帶內的壓實與膠結作用對孔隙度的影響(圖5a)，結果顯示異常高孔—滲帶A段樣品壓實作用平均僅減少25%的原始空隙，樣品保留了大量的原始孔隙，孔隙度在20%～32%之間，孔隙連通性好。B段樣品由于埋藏較深，經歷了緩慢壓實作用的影響，壓實作用平均減少了60%左右的原始孔隙，壓實減孔作用明顯。因此，對于深部儲層來說壓實作用具有明顯的分異性，A段受壓實作用影響較小，而B段的壓實減孔作用較為明顯，損耗了大量的原始孔隙。

3.2.2 膠結作用

柴北緣腹部深層儲集巖中膠結物以碳酸鹽膠結物為主，硫酸鹽膠結物僅在局部地區發育，另外還發育少量的黃鐵礦和硅質膠結物。碳酸鹽膠結物可分為早、晚兩期，早期碳酸鹽膠結物主要為泥微晶、連晶方解石(圖3f)，形成于同生—早成巖階段，呈基底式膠結，與礦物顆粒接觸面平直；晚期碳酸鹽膠結物以含鐵方解石為主，染色后呈紫紅色，往往呈孔隙式膠結，或者交代早期方解石膠結物與其他碎屑顆粒，充填孔隙(圖3g)。異常高孔—滲帶主要發育早期碳酸鹽巖膠結物，早期膠結物對儲層的影響具有雙面性[28-29]，一方面是抗壓實作用，且為后期溶蝕作用提供了物質基礎；另一方面，如果早期膠結物含量過高，完全堵塞孔隙(圖3f)，會導致后期酸性流體沒有活動空間[21]，不利于形成次生孔隙。而柴北緣腹部深層異常高孔滲帶的早期碳酸鹽膠結物含量大都不超過15%，有利于形成高孔—高滲的優質儲層(圖5b)。因此，早期膠結物較為發育(<15%)也是形成優質碎屑巖儲層的主要因素之一。

圖4 柴北緣腹部深層物性直方圖及孔隙度—滲透率相關圖Fig.4 Histogram and relevance graph of porosity and permeability in deeply buried reservoirs

圖5 柴北緣深部儲層中成巖作用與孔隙度關系Fig.5 Influences on porosity in deeply buried reservoirs from diagenesis

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[30-31]。通過分析柴北緣腹部深層異常孔隙帶儲層的溶蝕作用發現：A段儲集巖溶蝕作用較弱，次生溶蝕孔隙不發育，僅占13.16%(圖3a，i)；B段儲集巖溶蝕作用較為明顯，碎屑組分和膠結物都發生了不同程度的溶蝕，并形成了一定量的粒間溶孔和粒內溶孔，次生孔隙占32.5%(圖3b，c，h)，有效的改善了儲層的物性條件。

3.3 異常高壓

柴北緣腹部在埋深3 000 m和4 100 m左右形成兩段優質碎屑巖儲層，A段以壓實和溶蝕作用較弱，膠結物少，原生孔隙非常發育，孔隙連通性好為特征；B段以壓實和溶蝕作用較強，膠結物少，原生孔隙為主，次生孔隙為輔，孔隙連通性較好為特征。前人通過對深部碎屑巖儲層的主控因素研究認為[32-34]，成巖作用后期的溶蝕作用形成的次生孔隙是儲集性能改善的主要因素。但對于柴北緣腹部深層儲層的異常高孔—滲帶(A段和B段儲層)來講，主要的儲集空間是以原生孔隙為主，并非后期溶蝕作用改善儲集性能的結果。通過綜合分析，認為柴北緣腹部異常高孔—滲帶(A段和B段儲層)是由于砂巖儲層的欠壓實作用形成的，這類欠壓實砂巖儲層發育于厚層欠壓實泥巖帶中。

欠壓實現象是由于在泥巖被壓實過程中，巖體中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而消弱了正常壓實作用對儲層的影響，保存了大部分原生孔隙，從而在相應砂巖層段出現異常高孔隙帶[35-36]。柴北緣腹部地區古近系—新近系異常高壓明顯，壓力系數基本在1.7～2.0之間，最高達2.16；剩余壓力大都在21～24 MPa之間，個別可達37 MPa[37-39]。正是異常高壓系統的存在，才使得大量原生孔隙得以保存[40-42]。研究表明，欠壓實帶具有較低的密度，在測井曲線中表現為高聲波時差的特征[43-44]。前人已經對南八仙構造帶的異常高壓做了相關研究，認為南八仙構造帶有兩套壓力體系，淺層的正常溫壓體系和深層異常高壓體系，且異常高壓來源于伊北凹陷巨厚層淺湖相泥巖的迅速埋深[39]。柴北緣腹部南八仙的仙東1井，仙6井，仙3井，冷湖七號的仙西1井和冷七1井，鄂博梁三號的鄂深1井等多口探井中聲波時差數據出現異常段(圖6)，表明異常超壓在柴北緣腹部是一個普遍現象，是形成深層優質碎屑巖儲層的關鍵因素之一。

圖6 柴北緣腹部聲波時差與深度的關系Fig.6 Cross plots of depth and interval transit time of wells

4 優質儲層分布規律

欠壓實泥巖主要分布于古近系下干柴溝組中，主要是因為下干柴溝組廣泛發育辮狀河三角洲和濱—淺湖沉積，細粒沉積物發育，泥地比均大于2/3，多為3/4～4/5。欠壓實砂巖儲層多位于厚層泥巖段中，受到欠壓實泥巖段的保護而形成高孔—滲儲層(圖7)。而路樂河組多發育砂、泥巖互層，多為厚層砂巖夾薄層泥巖段組成，泥地比小于1/2。這種組合不利于高壓系統的形成，導致砂巖隨埋深發生強烈壓實，原生孔隙消耗殆盡。

5 結論

(1) 柴北緣腹部深層發育的優質碎屑巖儲層粒度較細，在粉砂—細砂之間，巖性為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，泥質雜基含量較低，成分成熟度和結構成熟度較高。根據孔隙類型可將儲層類型劃分為原生孔隙型和原生孔隙+次生孔隙型兩種類型。

(2) 深部儲層物性主要受控于沉積相、成巖作用以及異常高壓等因素。辮狀河三角洲分流河道砂具有良好的成分成熟度和結構成熟度，泥質含量低，是形成優良儲層的基礎條件；異常高壓帶的存在對原生孔隙起到了很好的保護作用，使得原生孔隙得以較好的保存下來，有利于形成優質儲層。

(3) 柴北緣腹部深層優質碎屑巖儲層具有明顯的欠壓實特征，屬于欠壓實砂巖儲層。欠壓實砂巖儲層的分布具有明顯的規律性，即主要分布于古近系下干柴溝組上段和下干柴溝組下段辮狀河三角洲分流河道沉積相帶，發育于大套泥質巖層段內，具有較高的泥地比值，砂巖儲層整體較薄，分布不均。

圖7 柴北緣腹部深層優質儲層分布規律Fig.7 The distribution patterns of high quality reservoirs