扎平1井上干柴溝組地層認(rèn)識

付新++薄舒月

摘 要：扎平1井在鉆進(jìn)過程中，取心多，通過巖屑及巖心資料，可以更加直觀地了解N1地層。本文通過對巖心以及巖屑的綜合分析，對該井N1地層的沉積相，生、儲、蓋組合以及該井與鄰井在橫向與縱向上進(jìn)行了對比，并做出了闡述。

關(guān)鍵詞：上干柴溝組 沉積相 巖心 鄰井對比

中圖分類號：P618 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1674-098X（2017）11（a）-0039-02

1 區(qū)域構(gòu)造情況

扎哈泉構(gòu)造位于青海省柴達(dá)木盆地西部南區(qū)，為柴達(dá)木盆地西部坳陷區(qū)扎哈泉凹陷的一個三級構(gòu)造，構(gòu)造整體形態(tài)為被斷層切割的斷鼻；扎哈泉構(gòu)造北接英東油田，南鄰昆北油田，西與躍進(jìn)油區(qū)相連，東鄰烏南-綠草灘油田；勘探面積450km2。

扎哈泉構(gòu)造整體形態(tài)為被XIII號斷層及阿拉爾斷層切割的鼻狀構(gòu)造，傾末于扎哈泉凹陷，與凹陷之間發(fā)育一條扎哈泉斷層。構(gòu)造走向為北西南東向，南翼相對交緩，北翼相對交陡，被XIII斷裂所切割。

2 單井分析

2.1 巖性分析

扎平1井上干柴溝組巖性綜述：2900～3520m，視厚度620m，未見底。巖性以棕灰色、灰色泥巖，砂質(zhì)泥巖，泥質(zhì)粉砂巖為主，夾棕灰色、灰色細(xì)砂巖、棕褐色泥巖，砂質(zhì)泥巖，泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖和少量的灰色含礫砂巖。通過對該井N1地層巖屑以及巖心巖性組合的分析，筆者認(rèn)為該地層主要發(fā)育深湖-半深湖亞相，其中夾濱淺湖亞相。

通過對巖心40個樣品鑄體薄片鑒定，碎屑顆粒主要粒徑在0.05～0.35mm之間，分選性以中-差為主，磨圓度主要以次棱為主，并發(fā)育水平層理，并且在巖心薄片上分析發(fā)現(xiàn)富含黃鐵礦及有機(jī)質(zhì)，更說明此處處于還原環(huán)境下的沉積。通過以上數(shù)據(jù)也證實該層主要發(fā)育深湖-半深湖亞相，其中夾濱淺湖亞相。上干柴溝組地層形成時期正是第三紀(jì)山系形成，喜馬拉雅運動主要的運動期，使得該地層在沉積過程中經(jīng)常出現(xiàn)湖進(jìn)湖退的現(xiàn)象，由此沉積相分布出現(xiàn)深湖-半深湖與濱淺湖亞相交替出現(xiàn)。

2.2 氣測顯示分析

扎平1井在鉆探過程中自50～3520m井段（導(dǎo)眼段）共發(fā)現(xiàn)氣測異常197.0m/76層，主要集中在N1地層，出現(xiàn)異常37次，并且在該層油氣顯示比較好，全烴基值在0.06%～5.74%之間，氣測異常顯示全烴值在0.24%～19.84%之間，烴組分出峰齊全，巖性只要為棕灰色泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂巖以及棕褐色泥質(zhì)粉砂巖。水平段3000.00～4220.00m共發(fā)現(xiàn)氣測異常838.00m/15層，全烴值最高10.41%。槽面無顯示，池面無變化。主要巖性為灰色粉砂巖，細(xì)砂巖及泥質(zhì)粉砂巖。通過對扎哈泉地區(qū)試油效果好的儲層全烴進(jìn)行綜合分析，得出一個統(tǒng)計規(guī)律：試油效果好的儲層具有全烴絕對值大于3%，重?zé)N組分升高，輕烴組分降低的“鏡像”特征。在井段3230.00～3318.00m、3415.00～3475.00m（導(dǎo)眼）進(jìn)行了鉆井取心，總進(jìn)尺148.00m，總心長146.33m，平均收獲率98.9%，取心段見含油氣巖心4.69m，其中熒光0.65m，油跡2.32m，油斑1.36m，油浸0.36m。

2.3 生、儲、蓋組合分析

2.3.1 烴源巖

油氣勘探實踐和油氣地球化學(xué)研究表明，表征有機(jī)質(zhì)豐度的指標(biāo)有殘余有機(jī)碳含量（TOC，%）、氯仿瀝青“A”含量（EOM，%）、總烴含量（HC，ppm）、巖石熱解生烴潛量（S1+S2）（HC mg/g rock）等。

由于有機(jī)質(zhì)在熱演化過程中所生成的油氣，只有在滿足巖石本身吸附的需要后，才可能向外運移，因而，烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的下限值一直是人們關(guān)注的問題，不同學(xué)者提出不同的烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)。

扎平1井在N1地層泥巖與砂巖呈互層狀分布，源儲關(guān)系好，巖石熱解生烴潛量（S1+S2）平均1.09mg/g，氯仿瀝青“A”平均0.06%，通過對扎哈泉地區(qū)10口井有機(jī)碳取樣分析，普遍大于0.4%，大部分在0.6%以上。

通過對巖心生油巖樣品做鏡質(zhì)組反射率測定，得出該層原油RO平均值在1.2%左右，說明母巖的成熟度很高，按照我國陸相泥質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)，屬于中等油源巖。

由此可見扎平1井N1地層生油巖屬于較好烴源巖。在深湖-半深湖及濱淺湖亞相中，所處還原環(huán)境到弱氧化-弱還原環(huán)境下，沉積主要以泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，夾帶粉砂巖，細(xì)砂巖及泥質(zhì)粉砂巖，富含有機(jī)質(zhì)，是有利的生油層。

2.3.2 儲層

（1）儲層巖性。根據(jù)錄井資料與巖心資料分析，扎平1井N1地層儲集層主要為孔隙型，儲集層累計厚度242.00m，占地層總厚度的39.03%，最大單層厚度為7.0m，巖性以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂巖為主。N1儲層主要為一套深湖-半深湖及濱淺湖碎屑巖儲層，其巖石的礦物組成，顆粒的膠結(jié)方式和顆粒的排列方式常常決定著儲層物性的好壞。通過對該層巖心觀察和常規(guī)薄片資料分析，發(fā)現(xiàn)本區(qū)儲層巖性較細(xì)，以細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，顆粒直徑一般為0.01～0.35mm。填隙物含量普遍較高，且以碳酸鹽膠結(jié)物為主。碎屑礦物成份以陸源石英、長石及巖屑為主。石英平均含量29.9%，長石平均含量25.0%，巖屑平均含量27.4%，礦物成分成熟度平均值0.40，成分成熟度中等偏低。

儲層砂巖中膠結(jié)物和雜基含量中等。膠結(jié)物平均含量14.02%，主要為方解石，少量硬石膏、鐵方解石以及黃鐵礦；雜基平均含量為2.14%，主要為泥質(zhì)和泥晶方解石。從砂巖全巖礦物成分測定結(jié)果來看，方解石占16.3%，其中方解石主要分布于膠結(jié)物中，而泥質(zhì)、泥晶方解石占10.2%，主要分布于雜基中。

（2）儲層物性：通過巖心物性分析資料來看，N1儲層孔隙主要是原生粒間孔隙和次生孔隙。孔隙度主要分布在0.3%～9.3%，平均5.9%；滲透率范圍集中在0.05～1.0mD之間，平均0.65mD，含油飽和度平均為33.8%；總體反映了低孔低滲的特點。

（3）蓋層。扎平1井N1地層中，泥質(zhì)巖較發(fā)育，巖性主要為泥巖、砂質(zhì)泥巖。累計厚度達(dá)到367.00m，大段泥巖、砂質(zhì)泥巖之間夾雜砂巖儲層。平面上廣泛分布著灰色、棕褐色泥巖、砂質(zhì)泥巖，其巖性較純，致密，縱向上厚度大，平均單層厚度約3～6m，對油氣封閉性好，是區(qū)域上理想的蓋層。

（4）鄰井對比分析。扎3井至扎2井N1地層連續(xù)，儲層連續(xù)，并且三口井都處在扎哈泉斷鼻構(gòu)造的軸部，且扎3井構(gòu)造位置高于扎平1井，扎2井最低，按照油氣運移方向看，扎平1井的出油率要高于扎2井。氣測異常顯示，在扎平1井的水平段油氣顯示很好，由此也證實了作者的猜測。過扎205井-扎平1井-扎201井的聯(lián)井剖面，扎平1井N1地層的油氣顯示要好于扎205、201井，扎205、201井處于扎哈泉斷鼻構(gòu)造的翼部，處于構(gòu)造低的位置，油氣多半運移到構(gòu)造高的位置，通過對比也發(fā)現(xiàn)，扎平1井要好于該兩口井。通過以上兩個剖面對比，建議以后的開發(fā)重點應(yīng)該沿著扎哈泉斷鼻構(gòu)造的軸部開發(fā)，并且多以水平井開發(fā)致密油，提高油田產(chǎn)量。

3 結(jié)論

（1）通過對本口井N1地層巖屑及巖心的綜合分析，了解了該層屬于深湖-半深湖及濱淺湖亞相，且由于地質(zhì)構(gòu)造運動，兩種亞相模式交替出現(xiàn)成為互層。

（2）N1地層烴源巖發(fā)育較好，儲層孔隙度平均5.9%，滲透率平均0.65mD，反映了低孔低滲儲層特點，蓋層較純，致密，形成有效的封堵作用。

（3）通過聯(lián)井剖面，了解扎哈泉斷鼻構(gòu)造在軸部的油氣顯示要好于翼部，建議沿著軸部開發(fā)，多以水平井為主。

參考文獻(xiàn)

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