柴北缘潜西地区上干柴沟组储层特征与控制因素分析

孟万斌 李 敏 刘家铎 杨永剑 李红星

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.大港油田公司勘探开发研究院，天津300280）

柴达木盆地是中国西部的一个大型叠合含油气盆地，中新生代沉积厚度一般在6～7km［1］，储层质量是控制油气成藏的6种因素之一［2，3］。该盆地含油气区主要包括西部茫崖拗陷含油气区、北缘块断带含油气区和东部三湖新拗陷第四纪天然气区［4］。柴北缘地区具有巨厚的烃源岩和复杂的油气成藏条件，储盖层和圈闭发育，油气勘探潜力很大［5，6］。新近系上干柴沟组是该区主要的油气储层之一，冷湖四号油田、冷湖五号油田和南八仙油气田上干柴沟组储层都位于柴北缘Ⅰ类储层发育区［2］，因此，深刻认识上干柴沟组储层特征及其影响因素对于该区油气勘探具有重要意义。

1 储层沉积背景

柴达木盆地受阿尔金断裂带、柴北缘断裂带和昆北断裂带3条区域性大断裂带的控制［7］，古新世－上新世晚期是盆地发育最旺盛的时期。新生代以来，盆地接受了来自周边的大量剥蚀物质，形成巨厚陆相沉积［1，8］。盆地北缘地区沉积物源靠近北部阿尔金山和赛什腾山，沉积相类型多、相变快，发育冲积扇、河流、泛滥平原、滨浅湖滩坝以及湖泊三角洲等沉积相类型［9－12］。

研究区位于柴达木盆地北缘块断带Ⅰ级地质构造单元之西段，冷湖五号构造东北侧，北抵小赛什腾山（图1）。柴北缘潜西地区构造运动经历了“断、拗、褶”3个大的阶段，相对应的湖盆演化经历了由深变浅、沉积范围由小增大再逐渐萎缩、气候由潮湿至干旱的过程［13，14］。新近系自下而上发育上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N21）、上油砂山组（N22）和狮子沟组（N23）。上干柴沟组为一套向上变细的旋回，下部为含砾砂岩、砾岩夹紫红色泥岩沉积，向上岩性变细，颜色变深，为一套浅灰色、绿灰色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩夹砂岩沉积，主要为辫状河三角洲和湖泊沉积（图2）。

图1 研究区位置图Fig.1 The location of the study area

图2 柴达木盆地北缘新近系综合地层图Fig.2 Schematic of the stratigraphy，major gas／oilbearing intervals，and sedimentary facies of Neogene in the northern Qaidam Basin

2 储层岩石学特征

图3 潜西地区上干柴沟组砂岩类型Fig.3 Ternary plot and histogram showing the detrital composition of the studied sandstones

潜西地区上干柴沟组储层以浅灰色、灰白色中－粗粒砂岩和中－细粒砂岩为主，其次为细粒砂岩、粗粒砂岩和含砾砂岩。砂岩分选以中等－差为主、部分分选较好，结构成熟度属中等－差。砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，其次为少量长石砂岩和岩屑砂岩（图3）。碎屑组分中石英的面积分数为16%～54.5%，平均为33.6%；长石的面积分数一般在9.1%～39.8%，平均为22.3%，钾长石多于斜长石；岩屑的面积分 数 变 化 较 大，为 2.4% ～57.2%，平 均 为17.2%；云母的平均面积分数为4.2%。填隙物的面积分数变化较大，为3%～30%，平均为13%。其中杂基的平均面积分数为10.8%，成分主要为陆源黏土及少量细粉砂；胶结物以方解石为主，面积分数在0.6%～22%，平均为10.8%，多为亮晶结构；另外可见少量白云石和菱铁矿。上述特征表明砂岩成分成熟度较低。

3 储集空间类型及特征

区内上干柴沟组储层的主要储集空间以孔隙为主（图4），孔隙类型主要为次生的粒间溶孔和粒内溶孔，其次为铸模孔和粒缘溶缝。由于区内砂岩填隙物含量较高，原生粒间孔相对不发育，仅保留部分残余原生粒间孔。裂缝有微裂缝和溶蚀破裂缝。

图4 柴北缘潜西地区上干柴沟组储层孔隙类型铸体薄片及扫描电镜显微照片Fig.4 Thin－section photomicrographs and SEM images showing the pore type of the studied sandstones

粒间溶孔是区内最为发育的孔隙类型，常形成粒间超大孔隙，孔隙连通性好，构成高孔隙度（面孔率可高达20%）、高渗透率的优质储层（图4－A，F）。粒内溶孔是区内上干柴沟组砂岩中另一种常见的次生孔隙，多为长石、岩屑内的铝硅酸盐矿物被不同程度溶蚀形成，其中最发育的是长石不同程度的溶解形成的粒内溶孔，有的仅沿解理方向或双晶面方向局部或少量溶解，有的大部分被溶仅保留长石骨架甚至全部溶解形成铸模孔（图4－B，E）。残余原生粒间孔在部分薄片中见到，孔隙多孤立存在且连通性较差（图4－C）。裂缝在区内砂岩中所占的比例不大，但对提高岩石的渗透率具有重要作用（图4－D）。

根据压汞分析，区内上干柴沟组储层排驱压力平均值为1.51MPa，饱和度中值压力平均值为17.51MPa，最大喉道半径平均值为2.52μm，中值半径平均值为0.56μm，孔喉的平均值为3.13 μm，分选系数平均值为9.06，储层总体属于特小孔细喉砂岩储层。

4 储层物性特征

据岩心样品物性测试结果，区内上干柴沟组储层孔隙度在3.89%～25.90%区间变化，平均值为14.46%（表1）。孔隙度主要集中于10%～20%范围内，占样品的79.7%，大于20%的样品仅占9.02%（图5）。

渗透率在（0.1～1 009）×10－3μm2，平均为59.66×10－3μm2（表1）；峰值区间在（0.1～100）×10－3μm2的样品占总数的71%，＞100×10－3μm2的样品占21.37%（图5）。

表1 柴北缘潜西地区上干柴沟组储层物性Table 1 Porosity and permeability of studied sandstones

图5 潜西地区上干柴沟组储层孔隙度、渗透率分布直方图Fig.5 Histogram showing the porosity and permeability distribution of the studied sandsones

上述物性参数分布特征表明，潜西地区上干柴沟组储层物性变化大，非均质性较强，总体上属中低孔低渗储层。

5 影响储层发育的主要因素

5.1 沉积环境及沉积作用是决定储层性质的基础

不同的沉积环境其水动力条件不同，包括水流性质、水体的能量、搬运方式等，这些水动力条件决定着岩石的粒度、分选性、磨圆度、杂基含量等岩石组构特征。岩石的这些组构特征深刻影响着岩石的原始孔隙大小及其分布以及后期成岩作用类型和强度，从而导致储层特征在纵向和横向上的明显差异。

前人研究成果表明，柴北缘地区古新统－新近系储层物性明显受控于沉积相。一般辫状河道、三角洲分流河道砂体储集性最好，而冲积扇体物性较差，滨浅湖滩坝砂体物性属于中等到较好［10，15］。研究区上干柴沟组辫状河道、水下分流河道和浅湖滩坝砂体储层物性明显好于冲积扇砂体。

图6 柴达木盆地北缘沉积相与物性关系图Fig.6 Porosity and permeability versus sedimentary facies（引自参考文献［15］）

图7 潜西地区上干柴沟组不同岩石类型与特性的关系Fig.7 Sandstone type versus porosity and permeadility

砂岩粒径和分选性与孔隙度具有较好的相关性，一般来说，砂岩的粒径越大、分选越好，孔隙度越大［16，17］（图6，图7）。研究区上干柴沟组的中、细粒砂岩物性最好，砾岩物性最差，而粉砂岩和含砾（砾状）砂岩的物性变化较大（图6）。这是由于中－细粒砂岩沉积时水动力较强，颗粒在水流的反复簸洗下沉积，磨圆度较高，分选好且原杂基少，有利于原始孔隙的保存，同时也有利于后期成岩作用的改造。

5.2 成岩作用是决定储层性质的关键

潜西地区第三系成岩温度在61～114℃之间［18］，孢 粉 颜 色 从 浅 黄 － 浅 棕，TAI值 小 于2.8［19］，Ro值在0.33%～0.5%之间，石英次生加大主要为I级，黏土矿物以伊利石、伊／蒙混层和绿泥石为主。根据这些标志，综合颗粒的接触关系、溶解作用、孔隙类型等资料，以及本区在第三纪以来处于半咸水－咸水的沉积成岩环境，按照碎屑岩成岩阶段划分标准（SY／T5477－2003），研究区储层成岩阶段处于早成岩B期－中成岩A期，成岩期间长石和碳酸盐胶结物的溶解作用对储层次生孔隙的形成起着关键作用。

5.2.1 压实作用对储层发育的影响

研究区压实作用强度总体表现为弱至中等，这主要是由柴达木盆地新生代半咸水－咸水乃至盐湖盆地独特的沉积环境所决定的［20］。在半咸水－盐湖盆地地层中，早期胶结作用比较发育，这些早期胶结物的存在，在很大程度上抑制了后期压实作用的进一步发展。虽然本区压实作用并不强烈，但柴北缘地区压实损失孔隙量统计表明，压实作用使柴北缘上干柴沟组的原始孔隙度平均损失了13.22%，表明压实作用对原始孔隙度的减小仍有相当大的作用（表2）。

5.2.2 胶结作用对储层发育的影响

柴北缘潜西地区第三系砂岩发育的胶结作用主要为（铁）方解石、（铁）白云石胶结或交代，后期伊利石或伊蒙混层矿物的充填，其次为石英次生加大、长石次生加大等。

碳酸盐尤其是方解石胶结物的存在对潜西地区新近系的储层物性有着重要的影响。碳酸盐胶结物对储层的发育具有双重作用，它对砂岩原始孔隙既可起到保护作用也可起到破坏作用，这主要取决于其在砂岩中的含量与分布方式［21］。当碳酸盐含量较少且均匀地分布于砂岩中时，它会减弱压实作用的影响，从而有助于原生孔隙的保存，并在适当的条件下发生后期溶解形成次生孔隙；但当砂岩中碳酸盐胶结物含量很高而产生致密胶结时，不但会极大地减少原始孔隙，而且阻止了流体的流动，不利于后期溶解作用的发生，从而破坏储层的发育。赵澄林（1992）研究认为，一般情况下，如果储层中早期碳酸盐胶结物质量分数不超过15%，其对储层形成一定量的次生孔隙是有利的［20］。对研究区砂岩碳酸盐含量与储层物性的统计发现，当碳酸盐质量分数＞15%时，储层物性很快变差（图8）。因此可以认为，柴北缘潜西地区碳酸盐质量分数＜15%的储层是有利储层，易通过后期溶解作用形成次生孔隙而提高储层孔渗性。

自生黏土矿物的充填是潜西地区另一种严重破坏储层孔隙的因素。区内砂岩储层中的自生黏土矿物主要为伊利石和伊／蒙混层矿物，它们或呈被膜状、蜂窝状覆盖于碎屑颗粒表面，或充填于颗粒之间，或呈丝缕状、毛发状、片状、搭桥状堵塞孔隙或贴粒缝（图4－F）。以被膜状形式分布于颗粒外围的伊利石，虽然能阻止碎屑颗粒的次生加大，但伊利石本身的存在方式减小了孔隙空间；而以毛发状、丝缕状或搭桥状存在于孔隙中的伊利石，则严重影响了喉道的连通性，极大地降低了岩石的渗透性。另一方面，黏土矿物的热模拟研究表明蒙脱石向伊利石转化有利于孔隙度和渗透率的增大［22］；同时，在埋藏成岩过程中（古地温120～140℃），蒙皂石－伊利石的转化能够克服钾长石溶解的动力学屏障，有助于钾长石的溶解并形成次生孔隙［23］，这可能是本区长石大量溶解形成次生孔隙的机制之一。因此，从这个角度来讲，黏土矿物的存在及其转化对于储层的发育有一定的促进作用。

表2 柴北缘古新统－中新统砂岩压实作用导致的原始孔隙度损失统计Table 2 Compactional porosity loss of Paleocene－Miocene sandstones in the northern Qaidam Basin

图8 柴北缘新近系砂岩粒度参数与物性的关系Fig.8 Cross－plots of porosity versus median size and sorting coefficient of the studied sandstones

图9 储层物性与碳酸盐胶结物含量的关系Fig.9 Carbonate cements versus porosity and permeability of the studied sandstones

5.2.3 溶蚀作用

长石类骨架颗粒的溶蚀和碳酸盐胶结物的溶解是本区次生孔隙形成的主要途径（图4），溶蚀作用往往沿长石的解理开始，随着溶蚀程度的增加，分别形成长石粒内溶孔、蜂窝状溶孔直至铸模孔。铸体薄片观察发现，该区溶蚀作用为储层提供的孔隙度一般为2%～6%，最高可达15%。

溶蚀作用从早成岩A亚期就已经开始，但这一时期形成的次生孔隙在随后的成岩过程中，大多为后期形成的胶结物所充填，因此该期溶蚀作用对储集物性影响不大。对研究区碎屑岩储层的储集物性影响更大的是中成岩A亚期的溶蚀作用，尤其是碳酸盐胶结物的溶解作用以及长石、岩屑等碎屑颗粒的部分或全部溶解，往往形成较多的胶结物内孔隙、粒间次生溶孔或超粒孔、粒内溶孔、铸模孔、溶蚀缝（粒缘缝）等，对形成优质储层具有关键性的作用。

6 结论

a.研究区上干柴沟组储层主要由中－粗粒砂岩和中－细粒砂岩组成，其次为细粒砂岩、粗粒砂岩和含砾砂岩。砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，其次为长石砂岩和岩屑砂岩。岩石结构成熟度中等－差，成分成熟度较低。

b.储层类型主要为孔隙型。孔隙类型有残余原生粒间孔、次生粒内溶孔、铸模孔、粒间溶孔和粒缘溶缝，其中由长石、岩屑和方解石胶结物溶蚀形成的粒内溶孔、粒间溶孔以及粒缘缝为主要储集空间类型。孔隙结构属特小孔细喉。储层物性变化大，非均质性较强，总体上属中低孔低渗储层。

c.研究区辫状河道、水下分流河道和浅湖滩坝砂体储层物性明显好于冲积扇砂体，是有利的储集相带。压实作用是导致储层原始孔隙损失的主要因素之一；碳酸盐胶结对储层的发育有双重作用，自生黏土矿物对储层的发育主要起破坏作用；溶蚀作用是对储层发育贡献最大的建设性成岩作用。

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