咸化湖盆灘壩砂體孔隙演化模式：以切克里克凹陷為例

周 莉，崔 俊，施 奇，江小青，喬富海

(中國石油青海油田公司 勘探開發研究院，甘肅 敦煌 736202)

碎屑巖儲層孔隙演化是儲層研究的重要內容之一，不同的沉積環境，不同的成巖過程導致儲層孔隙演化千差萬別[1]。咸化湖盆碎屑巖儲層物性既受原始沉積相帶控制，也受成巖作用影響，尤其以膠結作用、溶蝕作用對儲層物性影響最為顯著[2]。柴達木盆地西部南區(簡稱柴西南)是柴達木盆地油氣勘探的重點領域，從古近系到新近系縱向發育多套含油層系，盆地石油探明地質儲量32.2%分布于柴西南。切克里克凹陷位于柴西南區祁漫塔格山前緣，整體被南部的切克里克斷裂、北東部的ⅩⅢ斷裂、西部的Ⅷ斷裂圍繞，勘探面積260 km2，周邊已發現昆北、扎哈泉、烏南油田。近期在切克里克凹陷鉆探的切探2井，在上干柴溝組(N1)灘壩砂體獲得高產工業油氣流，取心資料顯示，儲層埋深4 740 m，孔隙度平均值為14.0%，滲透率平均值49.9 mD，該埋深范圍發育如此優質碎屑巖儲層在柴西南尚屬首次發現，本文通過實驗分析，結合地質背景，分析了該套儲層的儲層特征及孔隙演化過程，建立孔隙演化模式，以期指導柴西南巖性油氣勘探。

1 地質背景

表1 切克里克凹陷扎18井烴源巖參數表

2 儲層特征

研究區儲層以細砂巖、中砂巖為主，塊狀結構(見圖3a～圖3b)，巖石顆粒分選好、磨圓好，雜基含量低，膠結物以方解石為主，局部見硬石膏斑塊狀膠結(見圖3c～圖3 d)，膠結程度縱向上具非均質性，單套砂體從中心向上下膠結物含量有增加趨勢；成分成熟度低，以巖屑長石砂巖為主(見圖4)。石英含量18%～35%，平均27.8%；長石含量23%～42%，平均32.6%，巖屑含量14%～39%，平均19.8%，填隙物含量6%～21%，平均13.5%，以方解石為主，含量5%～20%，平均9.3%，硬石膏膠結局部發育，為斑塊狀膠結，含量0～12%，平均4.3%，泥質含量低，含量0～5%，平均1.0%。

儲層孔滲相關性好(見圖5)，物性縱向上具明顯差異(見圖6)，取心段底部為薄層粉砂巖，膠結程度強，物性差，中部砂體孔隙發育，以粒間孔為主，溶蝕特征明顯(見圖3f～圖3 g)。砂體頂部膠結作用逐步增強，物性變差。砂體中部孔隙發育帶孔隙度平均值為14.0%，滲透率平均值為49.9 mD。

3 成巖作用及成巖階段

上干柴溝組(N1)沉積時期，古柴達木湖盆已演化為咸水湖盆，咸化湖盆碎屑巖儲層具有獨特的成巖作用過程[6]。成巖早期成巖環境為堿性環境，方解石膠結普遍發育，局部見硬石膏斑塊狀膠結(見圖3c～圖3e)，方解石膠結一方面減少了原生孔孔隙空間，另一方面使巖石固結、抵制壓實作用，同時為后期酸性流體溶蝕作用的發生創造了條件。中成巖早期烴源巖熱演化生成大量有機酸，成巖環境轉變為酸性環境，抑制了方解石膠結作用進一步發生，同時有機酸對方解石膠結物、長石等易溶顆粒進行溶蝕形成次生孔隙(見圖3f～圖3 h)，該成巖階段開始出現石英次生加大，以Ⅰ～Ⅱ級加大為主(見圖3k)。因此，研究區碎屑巖儲層主要成巖作用有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用。研究區泥巖熱解Tmax值為440 ℃，鏡質體反射率為0.95%，結合自生礦物特征、孔隙類型等分析，研究區儲層成巖作用階段為中成巖A期。

4 孔隙演化過程及模式

5 結論與建議

1)研究區N1地層發育灘壩砂體，與烴源巖近源接觸，有優先捕獲油氣的優勢，具有形成巖性油氣藏的條件。

2)研究區灘壩砂體以細-中砂巖為主，分選好、磨圓好，雜基含量低，膠結物以方解石膠結為主，局部為硬石膏斑塊狀膠結，砂體頂底膠結程度強，砂體中部膠結程度弱。

3)研究區砂體中部孔隙發育，砂體頂底膠結致密，孔隙不發育，孔隙為粒間孔，溶蝕特征明顯，砂體中部平均孔隙度為14.0%，平均滲透率為49.9 mD，孔滲相關性好。

4)建立了研究區灘壩砂巖孔隙演化模式：成巖早期砂體頂底形成膠結致密帶，保護砂體中部原生孔隙；成巖中期下伏烴源巖生成的有機酸沿斷裂向砂體運移，酸性流體對方解石膠結物、易溶顆粒溶蝕，形成次生孔隙，進一步改善儲層物性。