柴達木盆地大風山西部地區下油砂山組藻灰巖儲層分類評價

◇西部鉆探工程技術研究院 任 翔

根據物性化驗、鑄體薄片和掃描電鏡等方法，對柴達木盆地大風山西部地區新近系下油砂山組藻灰巖儲層特征進行了研究，結果表明：該套儲層儲集空間以溶蝕孔型和裂縫-溶蝕孔型為主，儲層物性較差，孔隙度范圍為3.4%～11.8%，平均6.9%，滲透率范圍為0.013～4.065 md，平均為1.353 md，具低孔中滲特征，裂縫和溶蝕對改善儲層滲透性貢獻大。據物性特征和壓汞實驗分析，將藻灰巖儲層分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ類五種類型，儲層總體評價為中等-好。該研究結論對大風山西部地區藻灰巖巖性油氣藏勘探具有一定理論意義。

柴達木盆地藻灰巖油氣儲層是巖性勘探的一個新領域，在柴達木盆地大風山等多個地區均有發育，巖性有藻紋層灰巖、藻疊層灰巖、藻團塊灰巖及藻泥晶灰巖等多個種類。藻灰巖種類不同，其物性差異較大，識別方法也不同[1-2]。針對大風山地區藻灰巖的復雜情況，本文從藻灰巖特殊的物性特征特征入手，結合藻灰巖儲層孔隙結構特征，深入解析了儲層綜合特征并對其進行了分類評價，為油田勘探開發提供了理論依據。

1 區域地質概況

大風山地區位于柴達木盆地西部北區，南鄰茫崖凹陷，西達月牙山地區，北抵阿爾金山前，東止一里坪坳陷，又稱 “大風山凸起”。具體包括紅三旱一號、尖頂山、黑梁子、長尾梁、堿山和大風山等地面構造，面積約4200 km2（圖1）。該地區長期被小梁山凹陷、茫崖凹陷和一里坪坳陷所環繞，是油氣運移的有利指向區[3]。由于鉆穿新近系下油砂山組的探井數量少，取芯段更少，導致目前該地區下油砂山組藻灰巖儲層特征研究程度很低。這種狀況造成對該儲層特征認識不清楚。本文就研究區藻灰巖儲層特征進行了研究，期望對尋找大風山地區優質儲層起到指導作用。

圖1 研究區構造位置圖

2 儲層特征

2.1 儲層巖性

大風山西部地區下油砂山組儲層巖性以粉砂巖為主（圖2），局部分布薄層的藻灰巖，藻灰巖包括藻疊層灰巖、藻團塊灰巖和藻泥晶灰巖。據該地區風5井取芯井段巖芯觀察表明：風西地區下油砂山組儲層藻灰巖表面溶孔發育、含油性好，藻灰巖層數多、單層厚度薄、累計厚度可達3.5m，平均約占地層厚度6.2%。

圖2 研究區下油砂山組砂巖三角分類圖

2.2 儲層物性

風西地區風5井取芯井段50塊樣品物性分析表明（表1）：風西地區藻灰巖儲層孔隙度范圍3.4～11.8%，平均為6.9%，滲透率范圍0.013～4.065，平均為1.353 md。灰質泥巖平均孔隙度為3.3%，平均滲透率為0.254 md；含粉砂泥灰巖平均孔隙度為4.5%，平均滲透率為0.05 md；泥灰巖平均孔隙度為4.2%，平均滲透率為0.083 md（圖3）。

表1 風西地區下油砂山灰巖段物性統計表

圖3 風西地區藻灰巖儲層平均孔滲分布特征

2.3 儲層孔隙結構

儲層孔隙結構是指儲集巖中孔、洞、縫的大小、形狀、發育程度及其相互連通關系[4-11]。

（1）儲集空間類型。通過鑄體薄片和掃描電鏡技術，對風西地區下油砂山組藻灰巖儲層儲集空間研究表明：該地區藻灰巖儲層儲集空間主要以粒內溶蝕孔和粒間溶蝕孔型為主，裂縫型為輔助的儲集特點。其中風5井為溶蝕孔型為主，風8井區則多以裂縫型與溶蝕孔型兩者復合型具多，偶見晶間孔（圖4）。

孔隙型儲層：包括晶間孔、粒內溶蝕孔和粒間溶蝕孔型等類型，一般直徑數微米到數百微米，是該地區藻灰巖儲層普遍存在的儲集空間。

裂縫型儲層：主要指壓溶縫及溶蝕縫等。溶蝕縫是區內最主要的裂縫類型。如風8井下油砂山藻灰巖儲層裂縫呈網狀分布；裂縫內多被泥質或方解石充填或被后期形成的有機質充填。

實際上，溶蝕孔和裂縫-溶蝕孔型儲集空間是該地區藻灰巖儲層重要的儲集類型，如風5井、風8井下油砂山藻灰巖儲層就屬此類（圖4），藻灰巖儲層在低孔隙度的情況下保持中高滲透率，可見裂縫和溶蝕孔洞對改善儲層滲透性貢獻比較大。

圖4 風西地區下油砂山組藻灰巖儲層孔隙類型

（2）儲層孔喉類型。研究孔喉類型，壓汞分析是目前最常用和最有效的方法。孔隙類型研究對碳酸鹽巖儲層研究尤為重要。常用的參數主要包括排驅壓力和最大連通孔喉半徑等。

風西地區下油砂山組藻灰巖類型為藻疊層灰巖、藻團塊灰巖和藻泥晶灰巖等。在風5井編號為15號和17號樣品中，藻灰巖為較好-好儲層，其它樣品為中等-較好儲層（表2）。其中風5井，3019.1m，N21，藻團塊灰巖，φ=10%，K=1.1md，排驅壓力0.69 MPa，最大連通孔喉半徑1.065μm；風5井，3017.8m，N21，藻團塊灰巖，φ=11.2%，K=3.9md，排驅壓力0.69 MPa，最大連通孔喉半徑1.065μm；說明了藻灰巖孔隙性儲層具有一定儲滲能力（圖5、6）。風西地區風5井藻灰巖儲層排驅壓力為0.69～8.966 MPa，大多大于1 MPa；最大連通孔喉半徑為0.082～1.065μm，大多小于1μm（表2）。只有15和17號樣具較小的排驅壓力和較大的孔喉半徑。

圖5 風西地區風5井儲層藻灰巖樣品毛管壓力曲線特征

圖6 風西地區風5井儲層藻灰巖樣品孔喉半徑分布特征

表2 風西地區風5井藻灰巖儲層壓汞參數統計表

3 儲層綜合評價

根據碳酸鹽巖儲層結構分類標準（馬永生等，1999）（表3），風西地區藻灰巖儲層孔隙結構可以分為五類（表4）：Ⅰ粗孔-中喉型，Ⅱ中孔-中喉型，Ⅲ中孔-小喉型，Ⅳ細孔-中喉型，Ⅴ細孔-小喉型。

表3 碳酸鹽巖儲層孔隙結構分類表（馬永生等，1999）

表4 風西地區藻灰巖儲層孔隙結構分類表

4 結論

（1）風西地區下油砂山組優質儲層為藻灰巖儲集層，單層厚度薄，平均累計厚度達3.5 m。藻灰巖巖石類型包括藻泥晶灰巖、藻疊層灰巖和藻團塊灰巖。

（2）藻灰巖儲層物性孔隙度范圍3.4%～11.8%，平均為6.9%，滲透率范圍0.013～4.065 md，平均為1.353 md。

（3）藻灰巖層主要儲集空間為溶蝕孔與裂縫。據物性特征和壓汞分析，主要有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ類五類儲層孔隙結構，儲層總體評價為中等-好。