柴北緣南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層特征研究

賈艷艷 （中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅蘭州730000中國科學(xué)院研究生院，北京100049；中石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 唐山063004）

邢學(xué)軍 （中石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北 唐山063004）

陳吉 （中石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 唐山063004）

張春燕 （中石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌736202）

王振 （中石化華北石油工程有限公司錄井分公司，河南 鄭州450006）

史基安，孫國強(qiáng) （中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅 蘭州730000）

1 區(qū)域地質(zhì)概況

南八仙油田位于柴達(dá)木盆地北緣西段，其油氣勘探工作始于20世紀(jì)50年代，直到1995年開展的老井復(fù)查時(shí)，通過對老井資料的重新認(rèn)識、低阻油氣層的識別和構(gòu)造樣式的重建，發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)工業(yè)油流。研究區(qū)周緣存在侏羅系生烴凹陷，古近系上部～新近系下部為主要的儲(chǔ)集層，該發(fā)現(xiàn)為區(qū)內(nèi)整體勘探打開了新的突破口［1～4］。

針對該地區(qū)儲(chǔ)層方面的研究較少，特別是儲(chǔ)層的特征、控制因素及評價(jià)等方面，嚴(yán)重制約著油氣藏的勘探進(jìn)程［5，6］。筆者利用巖心、測井等多種分析測試資料，從微觀分析入手，深入、系統(tǒng)地探討了該地區(qū)儲(chǔ)層巖石學(xué)、儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)等特征及其縱向變化規(guī)律，為南八仙油田油氣藏勘探開發(fā)提供基礎(chǔ)地質(zhì)資料。

南八仙油田構(gòu)造為柴達(dá)木盆地北部塊斷帶大紅溝隆起區(qū)上的一個(gè)三級構(gòu)造單元，西北緊鄰冷湖七號構(gòu)造，東與馬海構(gòu)造相鄰，南以陵間斷裂與伊克雅烏汝凹陷為界［7，8］（見圖1）。

經(jīng)鉆探證實(shí)，南八仙油田古近系～新近系自下而上鉆遇路樂河組 （E1＋2）、下干柴溝組 （E3）、上干柴溝組 （N1）、下油砂山組 （N12）、上油砂山組 （N22）和獅子溝組 （N32），其中下干柴溝組又分為上、下2段 （E13和E23）。研究區(qū)古近系上部～新近系下部發(fā)育的地層主要有E13、E23、N1、N12，埋深800～3200m，平均厚度2400m，為一套辮狀河三角洲沉積體系［9～12］，進(jìn)一步可細(xì)分為三角洲平原亞相和前緣亞相 （見圖2）。E13～N12沉積時(shí)期，沉積相逐漸由辮狀河三角洲平原轉(zhuǎn)變?yōu)榍熬墸瑸橐凰M(jìn)過程，泥質(zhì)含量升高，而烴類主要聚集在E13和E23。

圖1 南八仙油氣田構(gòu)造位置圖

圖2 南八仙油田古近系上部～新近系下部沉積相特征

2 巖石學(xué)特征

對研究區(qū)20多口鉆井巖心、薄片及粒度等資料進(jìn)行分析，區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層以細(xì)砂巖、粗砂巖、含礫砂巖和粉砂巖為主，中砂巖次之，粒度由下向上逐漸變細(xì)。巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖 （見圖3），成分成熟度較低。E13～N12，砂巖結(jié)構(gòu)成熟度由差變至中等－好；接觸方式由點(diǎn)－線接觸逐漸變?yōu)辄c(diǎn)接觸、懸浮接觸；膠結(jié)類型由孔隙型逐漸向基底型過渡；磨圓度由次棱變?yōu)榇螆A狀。儲(chǔ)層砂巖中泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)較低，平均為7．5%，隨著層位變淺，泥質(zhì)含量逐漸升高；膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)較高，平均為23．3%，其中方解石體積分?jǐn)?shù)最高，平均為11．6%，硬石膏體積分?jǐn)?shù)平均為4．4%，鐵方解石體積分?jǐn)?shù)平均為2．7%，白云石體積分?jǐn)?shù)平均為2%，鐵白云石體積分?jǐn)?shù)平均為1．9%。巖屑成分主要為變質(zhì)巖，沉積巖、巖漿巖次之。

圖3 南八仙油田古近系上部～新近系下部碎屑巖成分三角圖

3 儲(chǔ)層孔隙特征

3．1 孔隙空間類型

通過對研究區(qū)古近系上部～新近系下部碎屑巖儲(chǔ)層鑄體薄片的觀察和分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)主要發(fā)育原生孔隙，次生孔隙和裂縫僅少量發(fā)育。筆者擬采用面孔率來研究儲(chǔ)集空間大小 （見表1）：①總面孔率，N12～E13逐漸變小，反映層位越老，面孔率越低；②原生孔隙主要為碎屑顆粒之間的原生粒間孔隙 （見圖4（a）、（b）），其面孔率變化趨勢與總面孔率相同，原生孔隙是否發(fā)育以及孔隙間的連通性主要受控于壓實(shí)作用的強(qiáng)弱；③次生孔隙包括粒間溶孔，粒內(nèi)溶孔等 （見圖4（c）），其孔隙率遠(yuǎn)小于原生孔隙，表明在成巖后，流體活動(dòng)較少；④裂縫主要包括粒間裂縫和粒內(nèi)微裂縫 （見圖4（c）），往往發(fā)育于化學(xué)膠結(jié)作用較強(qiáng)的砂巖儲(chǔ)層中，N12、N1和E23幾乎無裂縫，僅有E13存在少量裂隙儲(chǔ)集空間，其對砂巖儲(chǔ)層的孔隙度影響不大，但卻能大大提高其滲透率。

表1 南八仙油田古近系上部～新近系下部面孔率統(tǒng)計(jì)表

3．2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征是巖石的微觀物理性質(zhì)，是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通關(guān)系等，比常規(guī)儲(chǔ)層物性更能全面、深入地反映儲(chǔ)層的產(chǎn)能、滲透能力及儲(chǔ)集性能，是決定微觀孔喉內(nèi)流體輸導(dǎo)和油氣運(yùn)聚的重要地質(zhì)條件［13～18］。

圖4 南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層孔隙和喉道類型

南八仙地區(qū)古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層喉道類型主要為片狀、彎片狀和管束狀 （圖4（d）、（e）、（f）），其中以彎片狀－片狀組合類型為主，在全區(qū)變化無明顯規(guī)律性，隨地層的變老，彎片狀喉道類型增加。對10余口井巖心的170多條毛細(xì)管壓力曲線特征進(jìn)行分析，得到孔隙結(jié)果表征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表 （見表2）。從表2可看出，研究區(qū)古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征基本一致，主要表現(xiàn)為：喉道細(xì)，孔喉分選中等，連通性較好等特點(diǎn)。

表2 南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層孔隙結(jié)特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

4 儲(chǔ)層物性

4．1 儲(chǔ)層物性特征

南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層孔隙度、滲透率樣品實(shí)測數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析 （見圖5），孔隙度分布范圍介于0．6%～55．5%之間，平均為16．1%；滲透率分布范圍介于0．002～3103．5mD，平均為90．9mD，總體上屬中孔－中滲型儲(chǔ)層。從縱向上看，N12～N1砂巖儲(chǔ)層為中孔－低滲型儲(chǔ)層，E23為中孔－中滲型儲(chǔ)層，E13為低孔－低滲型儲(chǔ)層。

圖5 南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層物性分布頻率直方圖

4．2 儲(chǔ)層孔隙度－滲透率相關(guān)性

碎屑巖儲(chǔ)層孔隙度與滲透率的相關(guān)性主要用于解釋儲(chǔ)層受成巖作用改造的程度。分選、磨圓好，受成巖作用影響弱的巖體，孔隙度與滲透率的相關(guān)性較好；而受成巖作用影響強(qiáng)，被其廣泛改造的巖體，孔隙度與滲透率的相關(guān)性則較差［19］。南八仙地區(qū)古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層孔隙度與滲透率相關(guān)性良好，N12儲(chǔ)層相關(guān)系數(shù) （R）為0．875，N1儲(chǔ)層R為0．933，E23儲(chǔ)層R為0．880，E13儲(chǔ)層R為0．725（見圖6）。表明，該區(qū)儲(chǔ)層粒間孔隙與喉道匹配關(guān)系良好，受成巖作用改造較弱，原生粒間孔隙發(fā)育較好?？v向上，E13儲(chǔ)層R最小，相比其他層位，受成巖作用影響最強(qiáng)；而N1儲(chǔ)層R最大，受成巖作用影響最弱。

5 儲(chǔ)層物性影響因素

5．1 沉積相

南八仙地區(qū)古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層形成年代較新、成巖強(qiáng)度不大、埋藏深度相對較淺，故沉積對其物性的影響較明顯。對研究區(qū)儲(chǔ)層物性與沉積微相的相關(guān)性進(jìn)行分析 （圖7）發(fā)現(xiàn)，分流河道、水下分流河道、席狀砂等微相砂體的孔、滲條件明顯好于分流河道間和水下分流河道間微相。分流河道與水下分流河道砂體粒度較粗，主要為粗砂巖、細(xì)砂巖，孔隙度介于17．1%～25．3%之間，滲透率介于7．9～96．8mD之間；席狀砂微相砂體粒度較細(xì)，具分選好、質(zhì)地純等特點(diǎn)，主要為粉砂巖，經(jīng)過水動(dòng)力淘洗，泥質(zhì)含量減少，孔隙度可達(dá)20．8%左右，滲透率在58．7mD左右；而分流河道間和水下分流河道間微相砂體粒度細(xì)，泥質(zhì)含量高，儲(chǔ)層物性差，孔隙度介于5．6%～7．6%之間，滲透率在0．1mD左右。區(qū)內(nèi)儲(chǔ)集層巖性與其物性之間也存在較好的相關(guān)性 （見圖8），粒度越粗、泥質(zhì)含量越少的砂巖儲(chǔ)層物性越好，反之則越差。

圖6 南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層孔隙度與滲透率相關(guān)性圖

圖7 南八仙油田古近系上部～新近系下部沉積微相與物性關(guān)系

圖8 南八仙油田古近系上部～新近系下部 儲(chǔ)集巖巖性與物性關(guān)系

5．2 成巖作用

5．2．1 壓實(shí)作用

南八仙地區(qū)古近系上部～新近系下部埋藏深度起始于800m，最深可達(dá)3200m，其地層越老，壓實(shí)作用越強(qiáng)。位于淺層的儲(chǔ)集體，原生粒間孔隙發(fā)育，碎屑顆粒多為點(diǎn)接觸 （見圖9（c）），孔隙度可達(dá)30%左右 （見圖10），原生粒間孔與孔隙喉道具有良好的匹配關(guān)系；深層儲(chǔ)集體碎屑顆粒以點(diǎn)－線接觸為主，可見云母、雜基和塑性巖屑擠壓變形 （見圖9（d）），孔隙度為10%左右 （見圖10）。

雖區(qū)內(nèi)主要為咸水湖泊環(huán)境［20］，有利于早期泥晶方解石膠結(jié)物的形成，可在一定程度上減緩壓實(shí)作用對儲(chǔ)層的影響，但壓實(shí)作用仍為區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層物性變差的主要原因。

5．2．2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是影響研究區(qū)儲(chǔ)層物性好壞的主要因素之一。該區(qū)古近系上部～新近系下部砂巖中，膠結(jié)物以碳酸鹽巖類為主，其次為硅質(zhì)膠結(jié)和自生黏土礦物。

1）碳酸鹽巖膠結(jié)物 主要有方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石等。該區(qū)碳酸鹽巖膠結(jié)主要有2種類型：位于淺部的儲(chǔ)層，成巖早期形成的泥晶或微晶方解石膠結(jié)物有利于砂體固結(jié)成巖，抵御壓實(shí)作用對孔隙的破壞，并為溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ) （見圖9（a））；位于深部的儲(chǔ)層，成巖晚期形成的鐵方解石、鐵白云石和微－細(xì)晶方解石膠結(jié)物充填原生孔隙和次生孔隙，使儲(chǔ)層物性變差 （見圖9（e））。

2）硅質(zhì)膠結(jié) 研究區(qū)淺部儲(chǔ)層地溫低，硅質(zhì)膠結(jié)不發(fā)育，對儲(chǔ)層物性影響小。隨著埋深的增加，當(dāng)埋深超過2000m時(shí)，地溫增加到60℃以上，硅質(zhì)膠結(jié)物普遍發(fā)育，多呈單晶簇自生石英充填粒間孔隙或共軸生長于石英碎屑表面 （見圖9 （b）、（f）、（g）、 （h）），破壞粒間孔和粒內(nèi)溶孔，使深部儲(chǔ)層物性變差。

3）自生黏土礦物膠結(jié) 自生黏土礦物膠結(jié)對儲(chǔ)層物性的影響具有兩面性。一方面，研究區(qū)黏土礦物呈薄膜狀分布于顆粒表面或分散狀分布于骨架顆粒間，使儲(chǔ)層物性變差；另一方面，在富含K＋，Ca2＋，SO2－4等離子，水介質(zhì)呈堿性的環(huán)境中，高嶺石不穩(wěn)定，逐漸向伊利石和綠泥石轉(zhuǎn)化，并在轉(zhuǎn)化過程中析出Ca2＋，Na＋，Mg2＋，F(xiàn)e3＋和Si4＋等離子，使孔隙水向酸性轉(zhuǎn)化，為碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕提供條件，改善儲(chǔ)層物性。研究區(qū)黏土礦物以高嶺石、伊利石和伊－蒙混層為主。高嶺石一般呈假六邊形晶片，集合體呈書頁狀或蠕蟲狀 （見圖9（b）、（f）），隨著溫度的增加，高嶺石會(huì)轉(zhuǎn)變成其他黏土礦物。伊利石常呈片狀、絲縷狀 （見圖9（g）），淺部含量較少，深部相對發(fā)育。伊－蒙混層形態(tài)介于伊利石和蒙脫石之間，隨著成巖演化由早至晚，伊－蒙混層礦物中伊利石晶層由早先的彌散狀逐漸趨向于匯聚狀。

5．2．3 溶蝕作用

南八仙地區(qū)古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層砂巖成分成熟度較低，火山巖、變質(zhì)巖和長石等易溶碎屑顆粒含量較高，容易發(fā)生溶解、溶蝕或蝕變，形成各種孔隙。另外，早期形成的大量泥晶、微晶方解石膠結(jié)物在酸性孔隙水作用下大量被溶蝕，形成粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔等多種類型的次生孔隙（見圖9（c）、（f））。研究表明，埋深越大，溶蝕作用越發(fā)育，次生孔隙含量越高。

圖10 南八仙油田古近系上部～新近系下部儲(chǔ)層孔隙度與深度關(guān)系圖

6 結(jié)論

1）南八仙油田古近系上部～新近系下部發(fā)育辮狀河三角洲碎屑巖儲(chǔ)層，其巖石具有粒度較細(xì)、成分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度中等和成巖作用整體較弱等基本特征。砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度由差變?yōu)橹械龋?，接觸方式由點(diǎn)－線接觸逐漸變?yōu)辄c(diǎn)接觸、懸浮接觸，膠結(jié)類型由孔隙型逐漸變?yōu)榛仔?，磨圓度由次棱變?yōu)榇螆A狀。

2）區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)中等，物性中等，儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主，孔隙結(jié)構(gòu)為細(xì)喉道，孔喉分選中等，連通性較好，孔滲之間呈正相關(guān)關(guān)系，受成巖作用影響較弱。E13儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)較差，受成巖改造較大，次生孔隙較多，發(fā)育少量裂隙，孔隙度較低，物性差；E23儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)較好，屬中孔－中滲型，受成巖作用影響較弱，物性最好。

3）區(qū)內(nèi)影響物性的主要因素為沉積相及成巖作用。分流河道、水下分流河道、席狀砂等微相具良好的孔、滲性，泥質(zhì)含量低，為儲(chǔ)層發(fā)育的有利相帶。以壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用為主的成巖作用對研究區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行了相應(yīng)的改造，其中壓實(shí)作用為主要破壞性成巖作用，溶蝕作用為主要建設(shè)性成巖作用，而膠結(jié)作用形成的碳酸鹽具有兩面性，既可以膠結(jié)原生孔隙，破壞儲(chǔ)層，又可以支撐孔隙抵抗壓實(shí)作用，為溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)。

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