柴北緣腹部深層異常高孔—滲儲層成因分析

郭佳佳，孫國強(qiáng)，門宏建，朱文軍，馬進(jìn)業(yè)，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(xué)院油氣資源研究重點實驗室，蘭州 730000 2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049 3.中國石油青海油田分公司開發(fā)處，甘肅敦煌 736202 4.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202 5.中國石油青海油田分公司勘探事業(yè)部，甘肅敦煌 736202

0 引言

隨著我國淺層油氣勘探開發(fā)難度的日益加大，將勘探開發(fā)目標(biāo)由淺層轉(zhuǎn)向深層已經(jīng)是一種必然趨勢[1-2]。Schmidtetal.[3]研究認(rèn)為，埋深超過3 000 m的儲層中，原生孔隙因為強(qiáng)烈的壓實作用、膠結(jié)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(zhì)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(yōu)質(zhì)儲層。

柴達(dá)木盆地北緣構(gòu)造帶腹部地區(qū)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(tǒng)[8]。主要包括冷湖Ⅵ號構(gòu)造，冷湖Ⅶ號構(gòu)造，鄂博梁Ⅲ號構(gòu)造及馬?！习讼蓸?gòu)造帶等(圖1)[9-10]。繼冷湖Ⅳ號和冷湖Ⅴ號構(gòu)造油氣勘探突破之后，馬海、南八仙及鄂博梁等地也相繼發(fā)現(xiàn)油氣藏[11-14]，但由于油氣藏埋藏較深，儲集巖成因復(fù)雜，前人對其主控因素研究較少，因此，弄清深部優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層的形成機(jī)理及主控因素成為本區(qū)油氣勘探的關(guān)鍵問題。本文以鉆井巖芯及鑄體薄片為基礎(chǔ)，結(jié)合掃描電鏡、鏡質(zhì)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(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層的物性特征及主控因素，以期為該區(qū)下一步的油氣勘探提供依據(jù)。

1 深部儲集巖巖石學(xué)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(xì)，以細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)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(jù)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(zhì)石英砂巖(圖2)。膠結(jié)物以碳酸鹽膠結(jié)物和泥質(zhì)膠結(jié)物為主，含少量硅質(zhì)膠結(jié)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(jié)構(gòu)成熟度。

圖1 柴達(dá)木盆地北緣西段構(gòu)造分區(qū)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(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，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??；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(rèn)為[16]，把未受異常超壓影響且溶蝕孔發(fā)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(yōu)于B段，其平均孔隙度可達(dá)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(jù)巖芯樣品鑄體薄片及掃描電鏡分析，發(fā)現(xiàn)深部儲層主要發(fā)育原生孔隙，以壓實—膠結(jié)剩余粒間孔為主；其次為次生孔隙，以粒間溶蝕孔和粒內(nèi)溶蝕孔為主；另外還發(fā)育少量壓裂縫。根據(jù)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(kuò)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(xì)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(fā)育，少量粒內(nèi)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(fā)育，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)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(fā)育，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔(-)×100；d.仙西1井，細(xì)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(nèi)溶孔中發(fā)育針葉狀綠泥石及絲狀伊利石；f.仙西1井，中—細(xì)粒巖屑長石砂巖，泥晶方解石呈基底式膠結(jié)，無可見孔(+)×100；g.冷七2井，中—細(xì)粒巖屑長石砂巖，呈連生式充填，孔隙式膠結(jié)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(nèi)溶孔 (-)×100；i.仙東1井，中—細(xì)粒巖屑長石砂巖，顆粒溶蝕形成粒內(nèi)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(huán)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(huán)境內(nèi)不同的砂體類型也會產(chǎn)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(huán)境也會對儲集性能產(chǎn)生較大的影響[6]。

3.1 沉積環(huán)境

柴北緣腹部深層儲集巖主要發(fā)育在辮狀河三角洲—濱淺湖沉積體系中[21]，粒度較細(xì)。通過巖芯樣品實測孔隙度和滲透率的分析(圖4)，結(jié)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(shù)坐標(biāo)中孔隙度和滲透率具有較好的正相關(guān)關(guān)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(fā)育程度[22-23]，滲濾通道主要是與孔隙有關(guān)的粒間孔隙而非粒內(nèi)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(huán)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(qiáng)的水動力條件，泥質(zhì)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(guān)性也最好；辮狀河三角洲平原分流河道砂體孔—滲相關(guān)性較好，但物性條件差異較大；濱—淺湖砂體粒度較細(xì)，孔—滲相關(guān)性中等。這說明柴北緣地區(qū)深部儲層受沉積環(huán)境的影響明顯，沉積環(huán)境是形成深部優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層的基礎(chǔ)條件。

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實作用

前人研究認(rèn)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(qiáng)。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)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(nèi)的壓實與膠結(jié)作用對孔隙度的影響(圖5a)，結(jié)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(jīng)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(jié)作用

柴北緣腹部深層儲集巖中膠結(jié)物以碳酸鹽膠結(jié)物為主，硫酸鹽膠結(jié)物僅在局部地區(qū)發(fā)育，另外還發(fā)育少量的黃鐵礦和硅質(zhì)膠結(jié)物。碳酸鹽膠結(jié)物可分為早、晚兩期，早期碳酸鹽膠結(jié)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(jié)，與礦物顆粒接觸面平直；晚期碳酸鹽膠結(jié)物以含鐵方解石為主，染色后呈紫紅色，往往呈孔隙式膠結(jié)，或者交代早期方解石膠結(jié)物與其他碎屑顆粒，充填孔隙(圖3g)。異常高孔—滲帶主要發(fā)育早期碳酸鹽巖膠結(jié)物，早期膠結(jié)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(zhì)基礎(chǔ)；另一方面，如果早期膠結(jié)物含量過高，完全堵塞孔隙(圖3f)，會導(dǎo)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(jié)物含量大都不超過15%，有利于形成高孔—高滲的優(yōu)質(zhì)儲層(圖5b)。因此，早期膠結(jié)物較為發(fā)育(<15%)也是形成優(yōu)質(zhì)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(guān)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(guān)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(jié)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(guān)鍵因素[30-31]。通過分析柴北緣腹部深層異?？紫稁拥娜芪g作用發(fā)現(xiàn)：A段儲集巖溶蝕作用較弱，次生溶蝕孔隙不發(fā)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(jié)物都發(fā)生了不同程度的溶蝕，并形成了一定量的粒間溶孔和粒內(nèi)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(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層，A段以壓實和溶蝕作用較弱，膠結(jié)物少，原生孔隙非常發(fā)育，孔隙連通性好為特征；B段以壓實和溶蝕作用較強(qiáng)，膠結(jié)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(rèn)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(jié)果。通過綜合分析，認(rèn)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(fā)育于厚層欠壓實泥巖帶中。

欠壓實現(xiàn)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(dān)了部分負(fù)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(yīng)砂巖層段出現(xiàn)異常高孔隙帶[35-36]。柴北緣腹部地區(qū)古近系—新近系異常高壓明顯，壓力系數(shù)基本在1.7～2.0之間，最高達(dá)2.16；剩余壓力大都在21～24 MPa之間，個別可達(dá)37 MPa[37-39]。正是異常高壓系統(tǒng)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(xiàn)為高聲波時差的特征[43-44]。前人已經(jīng)對南八仙構(gòu)造帶的異常高壓做了相關(guān)研究，認(rèn)為南八仙構(gòu)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(shù)據(jù)出現(xiàn)異常段(圖6)，表明異常超壓在柴北緣腹部是一個普遍現(xiàn)象，是形成深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層的關(guān)鍵因素之一。

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

4 優(yōu)質(zhì)儲層分布規(guī)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(fā)育辮狀河三角洲和濱—淺湖沉積，細(xì)粒沉積物發(fā)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(hù)而形成高孔—滲儲層(圖7)。而路樂河組多發(fā)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(tǒng)的形成，導(dǎo)致砂巖隨埋深發(fā)生強(qiáng)烈壓實，原生孔隙消耗殆盡。

5 結(jié)論

(1) 柴北緣腹部深層發(fā)育的優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層粒度較細(xì)，在粉砂—細(xì)砂之間，巖性為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，泥質(zhì)雜基含量較低，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較高。根據(jù)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(jié)構(gòu)成熟度，泥質(zhì)含量低，是形成優(yōu)良儲層的基礎(chǔ)條件；異常高壓帶的存在對原生孔隙起到了很好的保護(hù)作用，使得原生孔隙得以較好的保存下來，有利于形成優(yōu)質(zhì)儲層。

(3) 柴北緣腹部深層優(yōu)質(zhì)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(guī)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(fā)育于大套泥質(zhì)巖層段內(nèi)，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(yōu)質(zhì)儲層分布規(guī)律Fig.7 The distribution patterns of high quality reservoirs