柴达木盆地昆北油田切6区E1+2碎屑岩储层特征及其控制因素

李 乐，牟中海，汪立群，徐 峰

（1.西南石油大学；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院）

昆北油田位于柴达木盆地西南部，构造上位于盆地内亚一级构造单元昆北断阶带上［1］，南至昆仑山前昆前断裂，北至昆北断裂，西至阿尔金山前的阿拉尔构造，东至甘森断陷，勘探面积约3 000 km2。研究区位于昆北断阶带切6号构造上（图1）。

图1 研究区位置图Fig.1 Location map of the study area

2007年切6号构造上的切6井获得了高产油气流。2008年切601井、切602井也均获工业油气流，并且在柴西南地区首次发现了路乐河组（E1+2）新的含油层系［2］。

前人对柴西南地区路乐河组（E1+2）的研究多侧重于构造系统、沉积相或油气成藏方面，在储层特征及控制因素方面的研究则相对较少［1，3-15］。已有研究表明：昆北油田E1+2残余厚度为160～211 m，主要发育退积型辫状河三角洲沉积［9］；E1+2油藏为岩性-构造油气藏，除受构造控制外，岩性和物性对油层分布具有一定的影响［10］。因此，笔者主要从岩石学特征、孔隙类型以及物性特征等方面对研究区E1+2的储层特征进行了精细刻画，并结合沉积作用及成岩作用对储层的主控因素进行了剖析，为今后该区的勘探、开发和评价工作提供依据。

1 储层岩石学特征

根据岩心观察及薄片鉴定可知，该区E1+2碎屑岩岩石类型以棕红色或浅褐色长石砂岩、岩屑长石砂岩以及长石岩屑砂岩为主，另含少量的岩屑砂岩（图2）。碎屑组分中石英含量一般为8%～43%，平均为29.9%，以单晶石英为主；长石含量一般为14%～47%，平均为33.6%，部分长石因高岭石化或绢云母化而使表面呈云雾状；岩屑含量为9%～45%，平均为17.3%，以花岗岩及基性喷出岩等火成岩岩屑为主，其次为板岩、千枚岩、石英岩、片麻岩等变质岩岩屑，另含少量碳酸盐岩屑和沉积岩岩屑。成分成熟度指数Q/（F+R）值为0.4～0.7，平均为0.55，表明目的层段的成分成熟度较低。

图2 昆北油田切6区E1+2砂岩类型三角图Fig.2 Triangular diagram of sandstone type of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

填隙物中的胶结物主要以方解石为主，含量为1%～25%，平均为8%，其次为硬石膏和白云石，见少量的石英次生加大和沸石（主要为方沸石）。杂基以黏土为主，含量为1%～40%，平均为10.1%。

岩石粒度较细，以细砂岩与粉砂岩为主，细砾岩与砂砾岩次之；分选中等—较好；磨圆度较好，颗粒形状多为次棱角状—次圆状，结构成熟度中—好。颗粒间以点接触为主，局部可见线接触和悬浮接触，为颗粒支撑结构；胶结物以孔隙式胶结为主。

2 储集空间类型

通过对普通薄片、铸体薄片以及扫描电镜资料的观察分析表明，切6区E1+2碎屑岩储层的储集空间包括原生粒间孔、残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物内溶孔以及裂缝，其中主要的储集空间为残余粒间孔。

2.1 原生孔隙

包括沉积后未遭受过溶蚀或胶结等重大成岩作用而形成的原生粒间孔及岩石形成后经过机械压实和胶结等作用而形成的残余粒间孔［16-18］。

在对292张铸体薄片进行观察统计后，发现昆北油田切6区内E1+2残余粒间孔（图版Ⅰ-1）极为发育，占总储集空间的70%左右，孔隙形状呈不规则状，由石英次生加大胶结或自生黏土矿物胶结充填而成，镜下可见孔隙周边多附着有石英次生加大边或黏土薄膜；原生粒间孔含量相对较少，占总储集空间的7%左右，孔隙形状较为规则，一般呈多边形，孔隙边缘平直，棱角突出，内部充填物较少，直径较大。

2.2 次生孔隙

研究区E1+2次生孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物内溶孔和杂基内溶孔4类。

粒间溶孔（图版I-2）主要由长石边缘发生溶蚀或方解石和白云石等胶结物溶解而成，颗粒边缘常呈不规则的港湾状，占总储集空间的7.4%；粒内溶孔（图版I-2）多见于长石颗粒与岩屑颗粒中，长石颗粒的解理缝、双晶缝、裂纹为主要的溶蚀区域，部分长石颗粒因强烈的溶蚀作用而以“蜂窝状”产出，占总储集空间的5.6%，粒内溶孔虽对储层孔隙度有一定的贡献，但其连通性较差，总体上对储层储集性能的改善作用不大；胶结物内溶孔（图版I-3）主要见于方解石胶结物中，占总储集空间的1.6%，此类溶孔多为孔隙内早期形成的胶结物发生溶蚀而形成，由于研究区内溶孔多为胶结物所环绕，未能与周边孔隙连通，所以仅在储层孔隙性改善上有一定贡献；杂基内溶孔（图版I-4）主要是由于黏土杂基受溶蚀作用而形成的孔隙，占总储集空间的0.6%。

研究区内次生孔隙总含量达15.2%，表明溶蚀作用较强，粒间溶孔与粒内溶孔为主要次生孔隙类型，其中粒间溶孔对储层物性的改善贡献较大。

2.3 裂缝

研究区内裂缝主要包括由构造运动形成的构造裂缝和成岩过程中形成的成岩裂缝。由于E1+2受构造作用力相对较强，构造裂缝在区内目的层发育较好，占总储集空间的7.2%，裂缝常切穿岩屑、长石等柔性颗粒或绕过石英等刚性颗粒，在层内延伸较远（图版I-5）；另外，在研究区内见少量成岩作用中形成的压实裂缝，压实裂缝常常穿过矿物颗粒，但延伸范围有限，只分布在单个颗粒周边（图版I-6）。研究区内裂缝的存在不仅增大了储层的孔隙性，而且将储层内部独立的孔隙连接起来，在一定程度上改善了储层的渗透性。

3 储层孔隙结构

孔隙喉道是影响储层渗流能力的主要因素，而其大小及形态则受控于岩石颗粒间的接触关系、胶结类型以及颗粒本身形状及大小［16］。镜下薄片观察显示（图版I-2、图版I-3），研究区E1+2主要发育点状、片状及管束状喉道，表明该区压实作用及胶结作用较强。

由压汞试验结果分析可知，研究区E1+2的孔喉参数具有以下特征：排驱压力为0.02～27.21 MPa，平均为3.08 MPa，表明储层渗透性较差；饱和中值压力为 0.19～112.41 MPa，平均为 20.48 MPa，表明储层产能较低；最大连通孔喉半径为0.03～35.53 μm，平均为5.15 μm，表明孔隙喉道较细；退汞效率为1.12%～46.07%，平均为29.35%，表明孔喉连通性较差；相对分选系数为1.12～9.56，平均为4.54，表明孔喉分选性较差。以上孔喉结构参数表明该区储层具有毛细管压力高、孔喉相对较细、连通性较差、分选较差的特点。

4 储层物性

砂岩储层的孔隙度和渗透率是反映储层储集性能和渗滤条件的2个最基本的参数［11］。对研究区岩心物性资料的分析统计表明，昆北油田切6区E1+2储层的孔隙度主要为2.42%～34.18%，平均为11.31%；渗透率主要为 0.01～501.49 mD，平均为10.19 mD，具有低孔、低渗的储层特征。研究表明，该区E1+2砂岩储层的孔隙度、渗透率关系具有较好的正相关性（图3），即随着孔隙度的增大，渗透率有明显的增大趋势。储层渗透率的变化主要受孔隙发育程度控制，裂缝对储层储集性能的改善有限，显示出了孔隙型储层的特征［19］。

图3 昆北油田切6区E1+2孔隙度与渗透率关系图Fig.3 The relationship between porosity and permeability of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

5 控制因素

5.1 沉积相带对储层的控制

柴西地区古近纪为炎热干旱气候下的闭塞盐湖—咸化湖［20-21］，受近距离的祁漫塔格物源控制，昆北油田切6区E1+2主要发育辫状河三角洲沉积。

辫状河三角洲相可划分为辫状河三角洲平原和辫状河三角洲前缘2个亚相。辫状河三角洲平原亚相中，水上分流河道微相是有利的储集相带；辫状河三角洲前缘亚相中，河口坝微相的储集性能最好，其次为水下分流河道、远砂坝及席状砂微相（表1）。

表1 昆北油田切6区E1+2不同微相物性特征Table 1 The physical properties of different sedimentary microfacies of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

5.2 成岩作用对储层的影响

成岩作用对储层起着建设性或者破坏性的影响。常见的破坏性成岩作用包括压实作用与胶结作用，建设性成岩作用为溶蚀作用［22-25］。

昆北油田切6区E1+2整体埋深较浅，最大埋深为2 362 m。薄片资料显示矿物颗粒之间多以点—线接触，储层孔隙类型多以原生残余粒间孔隙为主，部分矿物颗粒内部出现压裂缝，压实作用较强。同时，由深度与储层孔隙度、渗透率、胶结物含量、杂基含量相关关系图可知，随着深度增加到一定程度（2 100 m），储层的孔隙度、渗透率开始转向低值区，即孔隙度、渗透率随着深度的增加而降低（图4a、图4b）。而在对应的深度段，胶结物含量以及杂基的含量变化范围并未发生较大变化（图4c、图4d），这可视作胶结物与杂基在一定深度以下对储层物性的破坏作用并不明显。产生此种现象的地质原因可归结为：一定深度以下，压实作用对储层物性的影响起主导作用。

图4 昆北油田切6区E1+2孔隙度、渗透率、胶结物含量、杂基含量与深度关系图Fig.4 The relations of burial depth with porosity,permeability,cement contents and matrix contents of E1+2 in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

研究区碳酸盐类胶结物以及硫酸盐类胶结物对储层孔隙的发育起着重要的封堵作用，储层物性因此受到较大破坏。胶结物在各个深度段内分布较为均匀（图4c），且与孔隙度、渗透率有较好的负相关性（图5），表明胶结作用对储层的影响起重要作用。砂岩中碳酸盐类胶结物主要为方解石与白云石，方解石含量为1%～25%，白云石含量为1%～5.5%，二者以显晶粒结构呈星散状充填于孔隙之内，或以嵌晶结构呈斑块状将其它矿物颗粒包裹在内。硫酸盐胶结物主要为硬石膏和石膏，含量为0.5%～16%，多呈斑块状胶结颗粒，在层内分布不均匀，对储层物性影响较大且使储层具有较强的非均质性。另外，砂岩内含有少量的硅质胶结物，多以石英次生加大边形式出现，但因含量较少，对储层的破坏作用有限。

图5 昆北油田切6区E1+2胶结物含量与孔隙度、渗透率关系图Fig.5 The relations of cement contents with porosity and permeability of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

切6区E1+2的溶蚀作用较强（图版Ⅰ-2、图版Ⅰ-3、图版Ⅰ-4），溶蚀对象主要为长石颗粒、变质岩岩屑颗粒以及碳酸盐岩岩屑颗粒，颗粒经溶蚀后多形成边缘呈港湾状的粒间溶孔或表面呈“蜂窝状”的粒内溶孔。碳酸盐类胶结物以及杂基内的溶蚀现象较为少见。溶蚀类次生孔隙共占到15.2%，对储层物性的改善起一定作用。

6 结论

（1）该区碎屑岩主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩以及长石岩屑砂岩为主，成分成熟度较低、结构成熟度中等—好；胶结物以方解石为主，杂基以黏土矿物为主；胶结类型为孔隙式胶结。

（2）储层的主要储集空间类型为原生孔隙，以点状、片状喉道为主，具有高毛管压力、细孔喉、连通差、分选差等孔隙结构特征。孔、渗之间具较好的正相关性，较差的孔隙结构导致了储层的低孔、低渗性。

（3）沉积微相及成岩作用为该区储层发育的主控因素。水上分流河道微相和河口坝微相是有利的储集相带。压实及胶结作用通过减小孔隙空间及填充喉道对储层起破坏性作用，压实作用在一定深度下对储层的破坏作用强于胶结作用；溶蚀作用则通过形成次生溶孔对储层起建设性作用。

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