柴窩堡凹陷中二疊統蘆草溝組儲層控制因素與發育模式

張關龍，王 越，張奎華，于洪洲，肖雄飛

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

柴窩堡凹陷中二疊統蘆草溝組為準噶爾盆地東南緣重要的含油層系，吉木薩爾凹陷已探明有豐富的油氣儲量[1-2]，柴窩堡凹陷也獲得了低產油氣流[3-4]，展示了良好的勘探潛力。目前，針對柴窩堡凹陷蘆草溝組沉積環境[5-6]、沉積體系[7-8]、烴源巖特征[9-11]及儲層特征[12-14]研究較多，豐富了對該區石油地質條件的基礎認識。林鵬[12]研究發現柴窩堡凹陷蘆草溝組砂礫巖成分成熟度和結構成熟度均較低，導致儲層物性整體較差。張慧等[13]研究認為蘆草溝組儲層主要受巖性、沉積微相和成巖作用多因素控制，溶孔和裂縫對改善儲層的滲透性有貢獻作用。于進等[14]研究認為壓實作用是蘆草溝組儲層減孔主要的破壞性成巖作用，膠結物具有減弱壓實作用和為后期溶蝕作用提供物質基礎的雙重作用，溶蝕作用是重要的建設性成巖作用。綜上所述，針對該區蘆草溝組儲層控制因素的研究程度相對較低，主要以局部單點的研究居多，缺少宏觀平面上的系統對比分析，導致有利儲層分布規律認識不清楚，制約了油氣勘探工作的推進。

柴窩堡凹陷蘆草溝組地質資料較匱乏，僅有達1、柴1側1等4口取心井，取心層段主要為蘆草溝組中上部的產油層。通過對取心井的巖石薄片、X射線衍射及掃描電鏡等相關測試資料進行詳細分析，明確了蘆草溝組儲層主要儲集空間類型及物性特征，結合前人在該區沉積體系、烴源巖及構造演化等方面取得的成果，宏觀系統分析了砂礫巖儲層的主要控制因素，建立儲層發育模式，預測了有利儲層的分布。

1 研究區地質概況

柴窩堡凹陷位于準噶爾盆地南緣，夾于伊林黑比爾根山與博格達山之間。中二疊世蘆草溝組沉積期，博格達山尚未隆升[15-16]，以厚層灰色礫巖、砂礫巖、中粗砂巖為主；柴窩堡凹陷以北主要發育半深湖—深湖相的深灰色泥頁巖[7](圖1)。張奎華等[7]依據巖性特征將蘆草溝組自下而上劃分為一段、二段、三段與四段，三段與四段發育優質烴源巖，為重要的產油層段，2003年達1井獲得低產油氣流，最高日產氣為353.2 m3/d，日產油為0.55 m3/d[3-4]。

圖1 柴窩堡凹陷蘆草溝組沉積相分布(據文獻[7]修改)

2 儲層特征

2.1 儲集空間類型

巖石薄片與掃描電鏡分析結果揭示，蘆草溝組儲層主要以次生孔隙為主，僅存在極少的原生孔隙(表1)。原生孔隙形態規則，多呈三角形、四邊形或長條形，孔隙周緣的巖屑顆粒邊緣比較平整(圖2a)。次生孔隙約占總孔隙的96%，包括粒間溶孔、粒內溶孔、自生礦物晶間孔與構造裂縫，其中，粒間溶孔和微裂縫最發育。粒間溶孔一般是在原生孔隙的基礎上進一步溶蝕擴大而成，主要由成巖流體溶蝕碎屑顆粒(圖2b)、膠結物(圖2c)以及黏土礦物(圖2d)等形成，孔徑大小分布不均勻，一般為0.01～0.50 mm。粒內溶孔多見于火山巖巖屑中，巖屑中的長英質部分被溶蝕后形成條狀或蜂窩狀粒內溶孔(圖2e、f)，分布不均勻。自生礦物晶間孔一般均為小孔隙，包括高嶺石、綠泥石與伊利石晶間孔等，孔徑一般為5～20 μm(圖2g)。構造裂縫主要包括宏觀裂縫和微裂縫，砂巖多以宏觀裂縫為主，常充填有膠結物或油質(圖2h)，礫巖多以網格狀微裂縫為主(圖2i)。粒間溶孔、粒內溶孔與構造裂縫為蘆草溝組烴類富集的主要儲集空間類型。

表1 蘆草溝組儲層孔隙類型及占比

圖2 柴窩堡凹陷中二疊統蘆草溝組儲集空間類型

2.2 儲層物性特征

蘆草溝組孔隙度主要為2.00%～8.00%，其中，孔隙度為2.00%～4.00%的樣品最多，約占總數的41%；孔隙度為4.00%～6.00%的樣品占33%，孔隙度為6.00%～8.00%的樣品占17%；孔隙度為0.00～2.00%與8.00%～10.00%的樣品相對較少，分別占8%與1%。蘆草溝組儲層滲透率主要為0.100～1.000 mD，約占43%,滲透率為1.000～10.000 mD的樣品占31%,滲透率為0.000～0.100 mD的樣品占25%。因此，蘆草溝組儲層孔隙度主要為超低孔，少量特低孔；滲透率主要為超低滲，特低滲次之。

3 儲層控制因素

3.1 沉積相

研究區蘆草溝組主要發育近岸水下扇扇中與扇緣，局部發育濁積扇(圖3)，自下而上整體為一個水進的沉積過程。蘆草溝組三段與四段近岸水下扇扇中、扇緣砂礫巖中獲得了低產油氣流，為重點取心層段。近岸水下扇扇中形成于近物源、沉積物快速堆積的條件下，以溝道沉積的礫巖、砂礫巖為主，雜基含量高、分選差導致物性較差?？紫抖葹?.22%～6.56%，平均為3.31%，滲透率為0.003～7.710 mD，平均為0.930 mD，以超低孔超低滲、超低孔特低滲為主(圖4)。近岸水下扇扇緣以溝道沉積的含礫砂巖、中粗砂巖為主，雜基含量相對較低、成熟度較高，物性相對較好，孔隙度為2.98%～8.78%，平均為5.61%，滲透率為0.010～10.580 mD，平均為2.260 mD，以特低孔超低滲、特低孔特低滲為主。濁積扇以粉細砂巖為主，其泥質雜基含量相對較高，物性次于近岸水下扇前緣砂體，孔隙度為2.88%～6.65%，平均為4.83%，滲透率為0.030～3.360 mD，平均為0.640 mD，以超低孔超低滲、特低孔超低滲為主。

圖3 柴窩堡凹陷柴參1石井—三工河剖面蘆草溝組沉積相對比(據文獻[7]修改)

圖4 柴窩堡凹陷蘆草溝組儲層物性與沉積相關系

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實作用

研究區蘆草溝組儲層埋藏深度為3 500.00～4 500.00 m[14]，處于中成巖B期—晚成巖階段[8]，經歷了較強的垂向壓實作用，導致原生孔隙大量喪失。此外，由于伊林黑比爾根山在印支期、燕山期及喜山期持續向柴窩堡凹陷推進，擠壓應力由南向北減弱[17]，對蘆草溝組儲層產生了明顯的側向擠壓作用。柴2、柴3井距離伊林黑比爾根山近，側向壓實作用強烈，可見碎屑顆粒呈明顯的定向排列(圖5a)，以凹凸接觸和線接觸為主，巖屑顆粒遭受擠壓破碎(圖5b)。受垂向與側向雙重壓實作用，原生孔隙在早期急劇減小，后期僅充填少量的伊蒙混層、伊利石等黏土膠結物(圖5c)，含量為1.0%～5.0%，平均為2.7%。達1、柴1側1井距離伊林黑比爾根山遠，側向壓實作用相對較弱，碎屑顆粒以線接觸為主，保存了較多的原生孔隙，后期充填了方解石與方沸石等膠結物(圖5d、e)，兩者總含量為5.0%～11.0%，平均為7.6%。

圖5 柴窩堡凹陷中二疊統蘆草溝組儲層特征

3.2.2 溶蝕作用

柴窩堡凹陷北部蘆草溝組發育半深湖—深湖相的厚層暗色泥頁巖，中成巖階段A期早期，泥頁巖中的有機質開始大量脫羧基，釋放了大量的酸性流體。一方面抑制了石英、碳酸鹽及黏土等自生礦物的生長，保留了一部分原生孔隙；另一方面酸性流體對易溶組分進行溶蝕形成大量的粒間、粒內溶孔。達1、柴參1石井附近發育近岸水下扇緣，距離半深湖—深湖相泥頁巖較近(圖1)，酸性流體充足，溶蝕了較多的巖屑顆粒以及方沸石等膠結物(圖5f、g)，溶孔后期充填有油質瀝青。柴2、柴3井附近發育近岸水下扇扇中，距離半深湖—深湖相泥頁巖較遠，且由于原始孔隙殘留較少，不利于酸性流體運移。該相帶溶蝕作用相對較弱，僅溶蝕了碎屑顆粒之間的泥質雜基以及黏土膠結物(圖5h、i)，溶蝕孔隙相對較少。

3.3 構造作用

柴窩堡凹陷自中、新生代以來經歷多期構造擠壓，形成了一系列呈雁行排列的北傾背沖逆斷層，在靠近構造軸部和斷層帶的位置構造裂縫較發育。砂巖以宏觀低角度斜交裂縫為主，方解石全充填或半充填，部分裂縫充填油質(圖5j)。礫巖中宏觀裂縫較少，但鏡下薄片發現微觀裂縫較發育，以粒內網格狀裂縫為主(圖5k)，常充填油質瀝青(圖5l)。柴1側1井巖心裂縫發育程度與物性數據統計表明，蘆草溝組3 023.18～3 030.00 m段巖心裂縫密度為6.74 條/m，巖石平均孔隙度為6.30%，平均滲透率為0.270 mD(圖6)；3 030.00～3 036.70 m段巖心宏觀裂縫較少，主要以微觀網格狀裂縫為主，其巖石平均孔隙度為3.60%，平均滲透率為0.800 mD；而3 277.25～3 283.23 m段巖心裂縫密度為3.18 條/m，裂縫相對不發育，其平均孔隙度為2.60%，平均滲透率為0.010 mD，表明裂縫發育改善了儲層的物性。

圖6 柴窩堡凹陷柴參1側1井中二疊統蘆草溝組儲層綜合柱狀圖

4 儲層發育模式

準噶爾盆地在早—中二疊世具有裂谷盆地的構造屬性[18]，柴窩堡凹陷位于盆地斷陷陡坡帶一側[19]，發育了近岸水下扇、濁積扇及半深湖—深湖沉積相[20-26]。近岸水下扇扇中以溝道沉積的礫巖、砂礫巖為主，巖石分選差、雜基含量高(圖7)，原生孔隙度較小。早成巖階段受強烈的垂向壓實和側向壓實雙重作用，砂礫巖儲層碎屑顆粒緊密排列，原生孔隙大量喪失；中成巖階段由于距離烴源巖較遠，受酸性流體溶蝕作用較小，泥質雜基重結晶形成的黏土膠結物充填了粒間孔隙，導致儲層進一步致密。近岸水下扇扇緣以溝道沉積的含礫砂巖、中粗砂巖為主，巖石分選相對較好、雜基含量相對低，原生孔隙較多。早成巖階段受垂向壓實作用較強，側向壓實作用相對較弱，原生孔隙少量喪失；中成巖階段由于緊鄰烴源巖，受酸性流體溶蝕作用較大，形成了較多的粒間、粒內溶孔，局部充填有方解石、方沸石等膠結物。半深湖—深湖相泥頁巖夾有薄層的濁積巖，雜基含量高，原生孔隙較少。后期埋藏過程中，烴源巖熱演化過程中釋放的大量有機酸溶蝕了巖屑與雜基，形成較多的粒間、粒內溶孔。

圖7 柴窩堡凹陷中二疊統蘆草溝組儲層發育模式

5 有利儲層預測

近岸水下扇扇緣砂礫巖體規模較大，溶蝕孔隙較發育，緊鄰厚層烴源巖，為柴窩堡凹陷蘆草溝組油氣聚集最有利的沉積相帶(圖1)。在斷層附近的近岸水下扇扇緣砂礫巖體裂縫較發育，儲集性能應該更好。濁積扇相砂體規模相對較小，具有一定的溶蝕孔隙，其包裹于厚層烴源巖內可形成“甜點”儲層。近岸水下扇扇中砂礫巖體雖然比較致密，且距離烴源巖較遠，但在斷層及構造裂縫的溝通疏導下仍具有一定的勘探潛力。綜上所述，蘆草溝組的有利勘探方向應該為北部的近岸水下扇扇緣砂礫巖，以儲層發育模式為指導，結合構造圈閉發育特征，在近岸水下扇扇緣分布范圍內部署了新永地1井。目前，已在蘆草溝組上部砂礫巖中測井解釋出5層油層，累計厚度為8.06 m，取得了良好的應用效果。

6 結 論

(1) 柴窩堡凹陷中二疊統蘆草溝組主要發育粒間溶孔、粒內溶孔與微裂縫，以超低孔超低滲、超低孔特低滲儲層為主，特低孔特低滲儲層次之。

(2) 近岸水下扇扇中在早成巖階段受垂向和側向壓實影響導致原生孔隙減少，中成巖階段酸性流體溶蝕作用弱、黏土礦物膠結作用強，儲層物性整體變差。近岸水下扇扇緣在早成巖階段垂向壓實強、側向壓實弱，中成巖階段受酸性流體溶蝕形成較多的粒間、粒內溶孔，成為油氣聚集最有利的沉積相帶。濁積扇砂體與半深湖—深湖相烴源巖互層，在晚期成巖階段形成一定的粒間、粒內溶孔，為研究區較有利的“甜點”儲層。