柴達木盆地西部下干柴溝組下段碎屑巖儲層物性差異主控因素分析

伍 勁，劉占國，朱 超，宮清順，宋光永，劉燦星

（1.中國石油杭州地質研究院，浙江杭州 310023；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249）

柴達木盆地西部石油地質條件十分優越［1-3］，紅獅凹陷和茫崖凹陷發育的下干柴溝組上段（E32）和上干柴溝組（N1）2 套主力咸化湖相烴源巖為其提供豐富的油源［4-5］，區域上發育的大型走滑-旋扭構造帶具有構造應力集中的特點，有利于油氣的聚集［6-7］。柴達木盆地西部構造圈閉形成于早期強烈構造活動，晚期較弱的構造活動有利于油氣的保存［8］。現今已經在柴達木盆地西部發現了10 余個油氣田，主要分布于西北部的南翼山和油泉子地區，阿爾金山前西段的咸水泉地區，柴達木盆地西南部的七個泉、紅柳泉、躍進、尕斯、烏南、昆北等地區［2-3，9］。柴達木盆地西部在下干柴溝組下段沉積時期發育6 個不同物源控制的三角洲沉積體系［10-11］，發育大量三角洲河道砂和濱淺湖灘壩砂，具有優質儲層發育的基本條件，但該區碎屑巖儲層儲集性能在時空上變化大，成為影響該區深層碎屑巖油氣勘探的重要因素［12］。

前人對柴達木盆地西部下干柴溝組下段碎屑巖儲層做過局部的研究工作。馬達德等認為柴達木盆地西南部地區古近系砂巖儲層的孔隙類型以原生孔隙為主，儲層巖性、埋藏深度和埋藏方式不同是導致儲層差異壓實減孔的主要原因，硬石膏和方解石膠結是影響局部地區儲層儲集性能的主要因素［12-13］。張道偉等對比研究紅柳泉和躍進地區下干柴溝組下段儲層認為，三角洲前緣水下分流河道砂儲層物性要好于三角洲前緣席狀砂和濱淺湖灘壩砂，主要是因為前者相對于后者具有較強的沉積水動力和較大的砂體厚度，膠結作用弱［14］。歐成華等認為阿爾金山前西段干柴溝-咸水泉地區下干柴溝組下段扇三角洲相砂巖儲集體的成分和結構成熟度低，壓實作用和膠結作用造成了區內儲集體孔隙空間的大量損失［15］。牟中海等對紅柳泉地區下干柴溝組下段碎屑巖儲層研究認為，沉積微相和膠結作用是造成該區儲層差異的主要因素［16］。周廣照等認為壓實作用和膠結作用是導致阿爾金山前東段古近系辮狀河三角洲相砂巖儲層致密的主要原因［17］。前人對下干柴溝組下段儲層特征研究側重于局部地區，對柴達木盆地西部整體對比研究較少。筆者利用柴達木盆地西部70 余口鉆井的巖心鑄體薄片和物性等分析測試資料，整體對比研究了該區下干柴溝組下段同沉積體系內、不同區帶之間儲層物性差異及其主控因素。結果表明，在同沉積體系內，儲層雜基含量、碎屑顆粒粒度和膠結物含量差異顯著，主要受控于沉積微相類型和砂體厚度；不同區帶儲層壓實強度和膠結強度具有顯著差異，主要受控于埋藏方式、最大古埋深、地溫梯度背景和湖水古鹽度。

1 區域地質概況

柴達木盆地西部西北以阿爾金山為界，西南以昆侖山為界，東以鄂博梁-彎西為界，勘探面積約為3×104km2，從南到北可劃分為昆北斷階、茫崖凹陷、大風山凸起、一里坪凹陷4 個二級構造單元［18-19］。縱向上發育8 套地層，即路樂河組、下干柴溝組下段、下干柴溝組上段、上干柴溝組、下油砂山組、上油砂山組、獅子溝組和七個泉組。下干柴溝組下段沉積時期，古氣候相對濕潤，物源補給充分，湖平面相對穩定上升，發育6 大沉積物源，由北往南分別為：阿爾金東段物源、阿爾金西段物源、阿拉爾物源、鐵木里克物源、祁漫塔格-東柴山物源和彎西-甘森物源［10］。阿爾金東段物源控制柴西北南翼山和油泉子地區的沉積，為辮狀河三角洲沉積；阿爾金西段物源控制干柴溝和咸水泉地區的沉積，為近物源的扇三角洲沉積；阿拉爾物源主要控制紅柳泉地區的沉積，為辮狀河三角洲沉積；鐵木里克物源控制尕斯和躍進地區的沉積，為辮狀河三角洲沉積；祁漫塔格-東柴山物源控制昆北、扎哈泉和東柴山地區的沉積，為辮狀河三角洲沉積；彎西-甘森物源控制彎西、甘森和黃石地區沉積，為辮狀河三角洲沉積（圖1）。

圖1 柴達木盆地西部下干柴溝組下段Ⅳ砂組沉積微相Fig.1 Sedimentary microfacies of sand groupⅣin Lower Member of Lower Ganchaigou Formation in western Qaidam Basin

2 儲層基本特征

柴達木盆地西部下干柴溝組下段碎屑巖儲層以三角洲河道砂和濱淺湖灘壩砂為主，儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，少量長石砂巖和巖屑砂巖（圖2），儲層現今埋深為2 500～5 000 m，孔隙度為2%～25%，儲集空間類型主要為原生粒間孔，少量次生溶蝕孔和裂縫。物性資料統計表明，同一沉積體系內不同沉積微相儲層物性差異較大，以鐵木里克物源控制的躍進和尕斯地區為例，其儲層孔隙度為2%～20%。其中三角洲平原分流河道砂儲層雜基含量高（圖3a），孔隙度平均值為10.5%；三角洲前緣水下分流河道砂儲層雜基和膠結物含量低（圖3b），孔隙度平均值為18%；濱淺湖灘壩砂儲層膠結物含量高（圖3c），孔隙度平均值為5.3%。在相同沉積微相背景下，不同沉積體系之間的儲層性質差異顯著，以三角洲前緣水下分流河道砂儲層為例。阿爾金東段物源控制的南翼山地區和祁漫塔格-東柴山物源控制的東柴山地區儲層壓實強烈，碎屑顆粒呈線-凹凸接觸，石英碎屑顆粒具有壓溶現象（圖3d），孔隙度為2%～4%；阿爾金東段物源控制的油泉子地區和阿拉爾物源控制的紅柳泉地區儲層硬石膏和方解石膠結強（圖3e，3f），孔隙度為2%～5%；鐵木里克物源控制的躍進和尕斯地區、祁漫塔格-東柴山物源控制的昆北地區和彎西-甘森物源控制的彎西地區儲層雜基含量低，膠結弱，壓實弱（圖3b—3h），孔隙度集中分布在10%～15%；阿爾金西段物源控制的咸水泉和干柴溝地區儲層分選和磨圓差、雜基含量高（圖3i，3j），孔隙度集中分布在3%～6%。

圖2 柴達木盆地西部下干柴溝組下段碎屑巖儲層巖石成分三角圖Fig.2 Triangular diagram of rock compositions of clastic reservoirs in Lower Member of Lower Ganchaigou Formation in western Qaidam Basin

圖3 柴達木盆地西部不同區帶下干柴溝組下段碎屑巖儲層鏡下觀察特征Fig.3 Microscopic characteristics of clastic reservoirs in Lower Member of Lower Ganchaigou Formation in different plays of western Qaidam Basin

3 儲層物性差異主控因素

3.1 同沉積體系儲層物性差異

在相同構造背景區帶內，同沉積體系儲層埋深壓實條件相似，儲層物性差異性主要表現為不同沉積微相儲層物性差異和同一沉積微相單砂體儲層內部不同部位物性差異。以鐵木里克物源辮狀河三角洲沉積體系為例，其孔隙度從大到小依次是辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂、辮狀河三角洲平原分流河道砂和濱淺湖灘壩砂，且厚層砂體中部物性要好于距離砂泥巖界面較近的部位。造成這些差異的原因主要與沉積作用和后期成巖作用差異相關。

3.1.1 沉積作用

在相同構造背景區帶內，同沉積體系內砂體的沉積作用差異主要表現在沉積微相、砂體厚度和巖石學特征的較大差異，使得儲層性質也存在明顯不同。躍進和尕斯地區下干柴溝組下段為受鐵木里克物源控制的辮狀河三角洲沉積，發育辮狀河三角洲平原分流河道、辮狀河三角洲前緣水下分流河道和濱淺湖灘壩3種沉積微相儲集體。巖心觀察及鑄體薄片鑒定資料分析表明，辮狀河三角洲前緣水下分流河道單砂體厚度為0.34～2.93 m，平均厚度為1.21 m，巖性以細砂巖和含礫中—粗砂巖為主，分選中等—好，泥雜基含量為2%～3%，孔隙度平均值為18%；辮狀河三角洲平原分流河道單砂體厚度為0.16～3.48 m，平均厚度為1.14 m，巖性以砂礫巖和礫狀砂巖為主，分選中等—差，泥雜基含量為4%～15%，孔隙度平均值為10%，物性與泥雜基含量呈明顯負相關關系（圖4）。灘壩單砂體厚度為0.1～1.9 m，平均厚度為0.7 m，巖性以細砂巖和粉砂巖為主。在排除膠結作用影響前提下，灘壩儲集體物性與巖石粒徑密切相關，細砂級儲層物性最好。儲層粒徑越細，碎屑組分中巖屑含量越高，抗壓實能力越差，且在相同壓實條件下，粗粒級儲層的孔隙和喉道要大于細粒級儲層。統計表明，在埋藏深度、填隙物和溶蝕量相似的情況下，不同粒級灘壩儲層的孔隙度和滲透率由大到小依次是細砂巖、粉細砂巖、粉砂巖（圖5）。

圖4 躍進和尕斯地區下干柴溝組下段不同沉積微相儲層泥雜基含量與孔隙度關系Fig.4 Cross plot of mud matrix content and porosity in reservoirs with different sedimentary microfacies in Lower Member of Lower Ganchaigou Formation in Yuejin and Gasi areas

圖5 躍進和尕斯地區下干柴溝組下段不同粒度灘壩儲層物性分布Fig.5 Reservoir property distribution of beach-bar sandbodies in different particle sizes in Lower member of Lower Ganchaigou Formation in Yuejin and Gasi areas

3.1.2 成巖作用

同沉積體系內不同沉積微相儲層成巖差異會導致儲層性質不同。以躍進和尕斯地區為例，大量巖心薄片觀察統計分析表明，儲層壓實程度和溶蝕程度相似，主要的成巖差異為膠結作用強度不同。研究區膠結物類型主要為碳酸鹽和硬石膏，膠結物含量與孔隙度呈明顯負相關關系（圖6a），隨著膠結物含量增加，膠結類型由接觸式膠結轉變為基底-孔隙式或連晶式膠結，對原生粒間孔破壞嚴重，當膠結物含量大于15%時，儲層孔隙度減小到5%以下。大量巖石薄片觀察分析顯示，在排除雜基影響的前提下，辮狀河三角洲平原分流河道砂和前緣水下分流河道砂膠結物含量平均值較小，前者孔隙度平均值為10.5%，膠結物含量平均值為7.5%，后者孔隙度平均值為18%，膠結物含量平均值為5.5%；灘壩砂膠結物含量高，平均值為14.3%，孔隙度平均值為5.24%。不同沉積微相砂體膠結強度的差異主要與咸化湖盆水體古鹽度和砂體厚度有關，柴達木盆地西部下干柴溝組下段沉積時期，原始湖盆為高鹽度的鹽湖，原始沉積水介質中含有大量的Ca2+，Na+，2-和CO32-，這些原始沉積水介質進入砂巖中可形成大量的碳酸鹽和硫酸鹽膠結物。灘壩砂離鹽湖中心近，水體古鹽度高，導致早期碳酸鹽膠結十分強烈。相比之下，河流注入的淡水稀釋了辮狀河三角洲前緣砂體沉積時的水體鹽度，因此膠結作用相對較弱。各沉積微相砂體厚度與膠結物含量關系（圖6b）表明，相同沉積微相砂體的差異膠結受砂體厚度控制，砂體膠結強度與厚度呈負相關關系，表現為厚度小于0.5 m 的辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂和灘壩砂易發生整體強膠結，膠結物含量平均值大于10%；隨著砂體厚度增加，膠結物含量平均值減少，砂體厚度大于1.5 m 時，膠結物含量平均值小于5%。同一水下分流河道砂體內不同部位膠結強度也有差異，膠結物含量與砂體距砂泥巖界面距離相關，強膠結部位主要集中在距離砂泥巖界面0.5 m 左右的范圍內，膠結物含量大于10%，物性較差，由砂泥巖界面向砂體中部，膠結物含量變少，物性變好。

圖6 躍進和尕斯地區下干柴溝組下段各沉積微相儲層膠結物含量與孔隙度、砂體厚度關系Fig.6 Relationship of cement content with porosity and sandbody thickness of reservoirs with different sedimentary microfacies in Lower Member of Lower Ganchaigou Formation in Yuejin and Gasi areas

Mg2+，Cl-，SO4

3.2 不同區帶儲層物性差異

不同區帶儲層物性差異性主要受控于沉積作用和成巖作用。不同沉積環境下形成的儲層具有不同的巖石組構，會造成儲層物性差異，如儲層碎屑顆粒的分選和磨圓，填隙物中泥雜基含量等。在相同沉積微相背景下，經歷不同成巖作用的儲層物性差異顯著，主要受控于成巖環境的不同，如埋藏方式、最大古埋深、地溫梯度和湖水古鹽度。

3.2.1 沉積作用

巖心觀察和薄片資料分析表明，阿爾金西段物源發育近物源扇三角洲沉積，搬運距離近，儲層巖性以礫巖和砂礫巖為主，碎屑分異性較差，粒度粗、分選差，雜基含量高（圖3i）。阿爾金東段物源、阿拉爾物源、鐵木里克物源、祁漫塔格-東柴山物源和彎西-森甘物源發育緩坡型辮狀河三角洲沉積，搬運距離遠，儲層沉積組構好，泥雜基含量低，物性較好（圖3b—3h）。

3.2.2 成巖作用

3.2.2.1 壓實作用

通過巖石鑄體薄片觀察可定量統計出砂巖膠結減孔量和溶蝕增孔量，進而可計算出儲層的壓實減孔量。大量鑄體薄片統計分析表明，柴達木盆地西部下干柴溝組下段儲層由壓實作用損失的孔隙度平均值為13%～30%，不同區帶儲層差異壓實顯著。受阿爾金東段物源控制的南翼山地區和受祁漫塔格-東柴山物源控制的東柴山地區儲層壓實減孔量最大，可達30%，其次為受阿爾金西段物源控制地區，壓實減孔量可達20%。受鐵木里克物源控制的躍進和尕斯地區和受阿拉爾物源控制的紅柳泉地區儲層壓實減孔量小，平均值為13%～15%。在相同或相似巖石粒徑和填隙物含量背景下，儲層壓實減孔量主要受控于地層的埋藏方式和地溫梯度背景。

儲層經歷的埋藏史不同可以造成儲層物性的較大差異（圖7）。相同埋深和巖性的儲層相比，東柴山地區下干柴溝組下段儲層與尕斯地區差異顯著。東柴山地區下干柴溝組下段現今埋深小于2 500 m，孔隙度一般小于5%，物性差；尕斯地區下干柴溝組下段儲層埋深約為3 300 m，孔隙度為12%～18%，物性好。造成兩個地區儲層差異的原因有兩方面，一是據鏡質組反射率推算出東柴山地區下干柴溝組下段曾經歷過的最大古埋深為4 500 m左右；二是埋藏史分析表明東柴山地區下干柴溝組下段沉積后埋藏速度較快（圖7b），這種早期快速深埋的埋藏方式可以加快壓實成巖作用的進行［12］。而尕斯地區古近紀和新近紀一直處于穩定的沉降過程，目前埋深即為最大埋深（圖7d），該區下干柴溝組下段沉積后的埋藏速度比東柴山地區約小1倍。上述埋藏史差異導致東柴山地區下干柴溝組下段儲層成巖壓實強烈，儲層碎屑顆粒呈線-凹凸接觸（圖3k），儲層壓實減孔量為30%；尕斯地區下干柴溝組下段儲層壓實強度較弱，碎屑顆粒之間呈點-線接觸，壓實減孔量為13%。阿爾金西段物源控制的干柴溝地區柴深3井下干柴溝組下段儲層現今埋深約為2 000 m，巖心薄片顯示儲層壓實強烈，壓實減孔量約為20%，地層埋藏史恢復顯示，下干柴溝組下段最大古埋深可達5 800 m（圖7c），后期抬升至現今埋深，最大古埋深較深是導致該區儲層強烈壓實的主要原因。尕斯、紅柳泉和昆北地區埋藏史恢復均顯示下干柴溝組下段經歷的最大古埋深較淺（圖7d—f），且地溫梯度較低，儲層壓實減孔量小。

圖7 柴達木盆地西部各地區地層埋藏史Fig.7 Burial history of different areas in western Qaidam Basin

相似最大古埋深和相似巖性儲層相比，不同地溫梯度背景區的儲層差異顯著。以南翼山地區和躍進地區下干柴溝組下段儲層對比為例，南翼山地區地層埋藏史顯示，下干柴溝組下段基本上為持續穩定沉降，后期僅經歷小幅度抬升，現今埋深與最大古埋深相差不大（圖7a），地溫梯度為3.2～3.5 ℃/hm［20-21］；翼探2 井在埋深約為4 612～4 617 m 取心下干柴溝組下段辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂，巖石薄片觀察顯示儲層壓實強烈，碎屑顆粒呈線-凹凸接觸，石英顆粒之間見大量壓溶縫合線接觸，幾乎不可見原生粒間孔（圖3d），孔隙度小于5%，儲層壓實減孔量為30%。尕斯地區埋藏史顯示，下干柴溝組持續穩定沉降，現今埋深為最大古埋深（圖7d），地溫梯度為2.6～2.8 ℃/hm［20-21］；躍北1井在埋深約為4 441～4 444 m 取心下干柴溝組下段辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂，巖石薄片觀察顯示儲層壓實弱，碎屑顆粒呈點-線接觸，大量原生粒間孔保存（圖3l），孔隙度平均值約為15%，儲層壓實減孔量僅為14%。高地溫梯度區砂巖壓實速率比低地溫梯度區高，主要是因為高溫可引起巖石的抗壓能力減弱，更容易發生塑性變形，從而使得壓實作用增強。通過對大量不同地溫梯度區鉆井進行埋藏史恢復，選取下干柴溝組下段最大古埋深約為4 000 m的鉆井，且選取辮狀河三角洲前緣水下分流河道細砂巖進行巖石薄片觀察，分析相同最大古埋深和相同巖性背景條件下，地溫梯度與壓實減孔量之間的關系。結果表明，相同沉積微相和相同巖性的砂巖在埋深相同時，地溫梯度越高地區的砂巖壓實減孔量越大，地溫梯度增加1 ℃/hm，壓實減孔量可增加15%。

3.2.2.2 膠結作用

柴達木盆地西部下干柴溝組下段碎屑巖儲層的膠結物類型主要以碳酸鹽和硬石膏為主，大量巖石薄片觀察統計分析表明，各區帶儲層由膠結作用損失的孔隙度平均值為3.5%～19.2%，儲層差異膠結顯著，膠結物含量和類型表現為沿湖盆中心呈環帶狀差異分布。離古鹽湖中心較近的濱淺湖灘壩砂和辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂膠結嚴重，以紅柳泉地區辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂和油泉子地區濱淺湖灘壩砂為例，砂巖膠結程度強，膠結減孔量可達19.2%，膠結物含量為18%～40%，成分主要為硬石膏、石膏和方解石，其中硬石膏和石膏含量為3%～20%，方解石含量為3%～17%，硬石膏和石膏多為連晶式膠結分布在孔隙之間。其他地區儲層膠結減孔量在10%以下，膠結作用整體較弱。咸化湖盆儲層膠結物類型和含量分布主要受水體古鹽度控制，在距離鹽湖中心較近的高咸化水體發育區，準同生-早成巖期儲層發育連晶硬石膏和泥晶方解石膠結，膠結物含量高，減孔量大，物性差；在距離鹽湖中心較遠的低咸化水體發育區，儲層膠結作用弱，減孔量小。利用微量元素恢復古鹽度預測柴達木盆地西部下干柴溝組下段古鹽度平面分布，鹽度呈環帶狀分布，從鹽湖中心向湖盆邊緣逐漸減小。巖石薄片鑒定結果統計預測的柴達木盆地西部下干柴溝組下段碎屑巖膠結物含量分布（圖8）也顯示，從鹽湖中心向湖盆邊緣，膠結物含量逐漸變小，膠結物類型由硬石膏變為碳酸鹽-硬石膏，湖盆邊緣膠結物主要為碳酸鹽。

圖8 柴達木盆地西部下干柴溝組下段儲層膠結物含量平面分布Fig.8 Planar distribution of reservoir cement content in Lower Member of Lower Ganchaigou Formation in western Qaidam Basin

4 結論

柴達木盆地西部下干柴溝組下段發育來自6大物源的三角洲沉積體系，儲層現今埋深為2 500～5 000 m，孔隙度為2%～25%，同沉積體系內儲層物性差異大，辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相儲層儲集物性最好，其次是辮狀河三角洲平原分流河道微相儲層和濱淺湖灘壩微相中的細砂巖儲層。不同區帶儲層差異顯著，南翼山地區、東柴山地區和阿爾金西段物源控制地區儲層壓實強烈；油泉子和紅柳泉地區儲層膠結程度強；躍進和尕斯、昆北和彎西地區儲層雜基含量低，膠結作用弱，壓實作用弱。

同沉積體系內儲層物性差異主要表現為不同沉積微相砂體物性差異和單砂體內部不同部位物性差異，受控于沉積作用和成巖作用。辮狀河三角洲平原分流河道砂碎屑分選和雜基含量控制了壓實強度，辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂和濱淺湖灘壩砂儲層砂體厚度和粒度控制了膠結強度，表現為砂體厚度越薄，粒度越細，膠結作用越強。單砂體內部儲集性差異主要受控于膠結作用，膠結強度與距砂泥巖界面距離呈負相關。

在同沉積微相背景下，不同區帶儲層物性差異主要受控于壓實作用和膠結作用。儲層壓實強度的差異主要受控于最大古埋深、埋藏史和地溫梯度，表現為最大古埋深越大、埋深速率越快和高地溫梯度下儲層壓實越強烈。儲層膠結作用差異主要受控于湖水古鹽度的分布，膠結物含量從鹽湖中心向湖盆邊緣逐漸變小。