油砂山油田上干柴沟组藻灰岩储层特征研究

李永芳，汤 军 （长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100）

廖 春，张 煜，魏金兰 （中石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌736202）

李少明 （中石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430035）

王 伟 （长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100）

油砂山油田构造位于柴达木盆地英雄岭冲断隆起带南缘、油砂山－狮子沟大断裂东端的上盘，是柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟－油砂山二级构造带东段的一个三级构造，重叠在尕斯库勒油田之上［1］。油砂山油田主要由下油砂山组）和上干柴沟组 （N1）2套地层组成，厚度500～900m，埋深20～1200m。上干柴沟组位于K2标志层以下部分，共有5个油层组，96个小层，厚度约650m。

1 岩石学特征

油砂山地区处于河流三角洲－湖泊沉积体系，物源主要来自西北阿尔金山－昆仑山带。主要岩石类型如下：①以陆源碎屑为主的岩石类型。矿物碎屑主要是单井石英、长石 （正）；岩屑主要是岩浆岩、火山碎屑岩、变质岩、碎屑岩、花岗岩和绿泥石，重矿物有角闪石、绿帘石和辉石。②碳酸盐岩岩石类型。其矿物组分主要为方解石 （含量52%～98%），还有陆源碎屑石英 （含量1%～40%），结构组分主要有鲕粒、砂屑、团块、植物碎屑，偶见砾屑。

取心井岩石薄片鉴定表明，540块薄片中有67块含碳酸盐岩 （占12%），包括鲕粒灰岩、泥晶砂屑灰岩、粉－泥晶核形石灰岩、藻灰岩等，其中藻灰岩主要出现在中299井 （480～650m）和中265井（600～650m），包括藻纹层、藻叠层、藻团块、藻泥晶等藻灰岩类型 （见图1）。

2 储层特性

岩矿分析测试资料表明，油砂山上干柴沟组藻灰岩储层空间主要是溶孔和溶缝，溶孔最为发育，次生孔隙发育。岩心孔隙度1.7%～34.4%，平均孔隙度18%；渗透率为 （0.1～17430.4）×10－3μm2，平均渗透率376.4×10－3μm2。因此，储层物性总体表现为中孔中渗特征。

2.1 藻纹层灰岩

藻纹层灰岩纹层中含陆源碎屑物质，泥质、粉砂质等碎屑物质含量低或不含藻丝体，呈水平纹层状或波状［2］，主要形成于低能滨湖环境。油砂山上干柴沟组的藻纹层灰岩储层的储集物性最好，分布范围最广，溶孔最为发育。孔隙度平均为8%～10%，渗透率大部分大于1×10－3μm2，最大的孔喉半径大多小于5μm。通过对中265取心井 （642.93m与642.82m两深度点）观察发现，藻灰岩层含有油气，油气级别为油浸。

2.2 藻叠层灰岩

藻叠层灰岩的藻丝体呈叠锥状或柱状，主要包括富藻纹层和贫藻纹层［3］。富藻纹层形成于适合藻类生长的非风暴期，以藻类为主，碳酸盐少，颜色暗，贫藻纹层由于受风暴环境影响，藻类不发育，叠纹层不明显。藻叠层灰岩的规模一般很小，最大仅150～200mm，主要形成于高能浅湖环境，其溶孔较发育，是良好的储集层。

2.3 藻团块灰岩

藻团块灰岩是在高能沉积环境中由藻体分泌的粘液不断捕集粘结灰泥而形成的［4］，呈不规则的多边形状或团块状［5］，胶结程度较低，内部碎屑物泥质含量较高，压实作用较强，使得藻团块紧密相接，团块之间发生溶蚀作用形成粒间次生孔隙，溶孔发育，藻团块灰岩自身几乎不溶解，主要形成于高能浅湖环境。次生溶孔较发育，孔隙度可以达到15%～30%，渗透率为3×10－3μm2，是良好的含油气储层。

2.4 藻泥晶灰岩

藻泥晶灰岩分布较普遍，具藻质体结构 （藻丝体）［6］。藻泥晶灰岩含陆源碎屑，主要形成于低能滨－浅湖环境。溶蚀孔隙中往往充填硬石膏和方解石，易于形成溶孔－溶缝－溶洞型储层。藻泥晶灰岩的溶孔溶缝和构造缝相对较发育，是较重要的油气储集空间。

3 沉积相展布

油砂山上干柴沟组藻灰岩储层发育沉积相时无稳定物源，由于处于湖盆扩展期，沉积相主要以三角洲前缘亚相、滨浅湖滩坝、砂滩为主，该相带水浅质清且温度适宜，为藻类生长及碳酸盐岩的沉积提供良好的地质环境［4］。藻灰岩储集体由于受柴西地区断裂频繁构造及湖水进退的影响，随着湖盆中心由西南向东北方向迁移，在空间上呈现明显的过渡特征，表现出分布层系多、平面上相对独立的特点 （见图2）。

4 主控因素分析

4.1 大地构造条件

进入新生代后，出现大型走滑挤压坳陷盆地，阿尔金山和祁漫塔格山的抬升，古构造、地震断裂事件频繁发生，断层条数可达100多条，从而对研究区藻灰岩的分布产生直接影响。

4.2 沉积条件

由于受同生断裂控制下的水下古隆起和滨－浅湖过渡带物源丰富程度影响，油砂山油田上干柴沟组在中新代初期湖盆由扩展向缩小进化，因气候干燥而渐变为闭塞盐湖。由于陆源碎屑较多、碳酸盐岩沉积少及气候干燥，最终形成条带状发育、物性较好、单层厚度薄的藻灰岩储层。

4.3 区域构造条件

研究区周边附近山隆升，盆地整体下沉，湖盆中心由西南向东北方向迁移，油砂山区域构造条件控制了上干柴沟组藻灰岩储层的空间分布；陆源碎屑物质的输入量对藻灰岩的沉积发育具有重要影响；同生断裂及隆起对藻灰岩分布的影响明显。

图2 油砂山上干柴沟组藻灰岩储层XI－14小层沉积相图

5 结 论

（1）研究区主要藻灰岩类型有藻纹灰岩、藻叠层灰岩、藻团块灰岩、藻泥晶灰岩，其中藻团块灰岩白云化、溶蚀严重，岩心内部含油。

（2）油砂山上干柴沟组藻灰岩储层物性总体表现为中孔中渗特征；空间类型发育多样性，单层厚度薄，易于形成岩性油气藏和透镜状油气藏。

（3）油砂山油田上干柴沟组藻灰岩储层主要受大地构造条件、沉积条件及区域构造条件等因素的共同影响。

［1］赵加凡，陈小宏，杜业波 .柴达木第三纪湖盆沉积史 ［J］.石油勘探与开发，2004，31（3）：41－44.

［2］孙岩，沈安江，徐洋，等 .柴达木盆地跃进地区下干柴沟组上段藻丘灰岩储层特征 ［J］.沉积学报，2002，20（1）：61－69.

［3］寿建峰，绍文斌，陈子炓，等 .柴西地区第三系藻灰 （云）岩的岩石类型和分布特征 ［J］.石油勘探与开发，2003，30（4）：37－39.

［4］甘贵元，魏成章，常青萍，等 .柴达木盆地南翼山湖相碳酸盐岩油气藏特征及形成条件 ［J］.石油实验地质，2002，24（5）：413－417.

［5］何幼斌，王广文 .沉积岩与沉积相 ［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［6］赵正贤，陈子炓，陈宏德，等 .柴达木盆地西部地区第三系湖相藻 （蓝细菌）灰岩储层成因类型 ［J］.沉积学报，2004，22（2）：216－224.