柴北缘南八仙油田古近系上部～新近系下部储层特征研究

贾艳艳 （中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃兰州730000中国科学院研究生院，北京100049；中石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北 唐山063004）

邢学军 （中石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北 唐山063004）

陈吉 （中石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北 唐山063004）

张春燕 （中石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌736202）

王振 （中石化华北石油工程有限公司录井分公司，河南 郑州450006）

史基安，孙国强 （中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州730000）

1 区域地质概况

南八仙油田位于柴达木盆地北缘西段，其油气勘探工作始于20世纪50年代，直到1995年开展的老井复查时，通过对老井资料的重新认识、低阻油气层的识别和构造样式的重建，发现了高产工业油流。研究区周缘存在侏罗系生烃凹陷，古近系上部～新近系下部为主要的储集层，该发现为区内整体勘探打开了新的突破口［1～4］。

针对该地区储层方面的研究较少，特别是储层的特征、控制因素及评价等方面，严重制约着油气藏的勘探进程［5，6］。笔者利用岩心、测井等多种分析测试资料，从微观分析入手，深入、系统地探讨了该地区储层岩石学、储层物性、孔隙结构等特征及其纵向变化规律，为南八仙油田油气藏勘探开发提供基础地质资料。

南八仙油田构造为柴达木盆地北部块断带大红沟隆起区上的一个三级构造单元，西北紧邻冷湖七号构造，东与马海构造相邻，南以陵间断裂与伊克雅乌汝凹陷为界［7，8］（见图1）。

经钻探证实，南八仙油田古近系～新近系自下而上钻遇路乐河组 （E1＋2）、下干柴沟组 （E3）、上干柴沟组 （N1）、下油砂山组 （N12）、上油砂山组 （N22）和狮子沟组 （N32），其中下干柴沟组又分为上、下2段 （E13和E23）。研究区古近系上部～新近系下部发育的地层主要有E13、E23、N1、N12，埋深800～3200m，平均厚度2400m，为一套辫状河三角洲沉积体系［9～12］，进一步可细分为三角洲平原亚相和前缘亚相 （见图2）。E13～N12沉积时期，沉积相逐渐由辫状河三角洲平原转变为前缘，为一水进过程，泥质含量升高，而烃类主要聚集在E13和E23。

图1 南八仙油气田构造位置图

图2 南八仙油田古近系上部～新近系下部沉积相特征

2 岩石学特征

对研究区20多口钻井岩心、薄片及粒度等资料进行分析，区内储层以细砂岩、粗砂岩、含砾砂岩和粉砂岩为主，中砂岩次之，粒度由下向上逐渐变细。岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩 （见图3），成分成熟度较低。E13～N12，砂岩结构成熟度由差变至中等－好；接触方式由点－线接触逐渐变为点接触、悬浮接触；胶结类型由孔隙型逐渐向基底型过渡；磨圆度由次棱变为次圆状。储层砂岩中泥质杂基体积分数较低，平均为7．5%，随着层位变浅，泥质含量逐渐升高；胶结物体积分数较高，平均为23．3%，其中方解石体积分数最高，平均为11．6%，硬石膏体积分数平均为4．4%，铁方解石体积分数平均为2．7%，白云石体积分数平均为2%，铁白云石体积分数平均为1．9%。岩屑成分主要为变质岩，沉积岩、岩浆岩次之。

图3 南八仙油田古近系上部～新近系下部碎屑岩成分三角图

3 储层孔隙特征

3．1 孔隙空间类型

通过对研究区古近系上部～新近系下部碎屑岩储层铸体薄片的观察和分析发现，研究区主要发育原生孔隙，次生孔隙和裂缝仅少量发育。笔者拟采用面孔率来研究储集空间大小 （见表1）：①总面孔率，N12～E13逐渐变小，反映层位越老，面孔率越低；②原生孔隙主要为碎屑颗粒之间的原生粒间孔隙 （见图4（a）、（b）），其面孔率变化趋势与总面孔率相同，原生孔隙是否发育以及孔隙间的连通性主要受控于压实作用的强弱；③次生孔隙包括粒间溶孔，粒内溶孔等 （见图4（c）），其孔隙率远小于原生孔隙，表明在成岩后，流体活动较少；④裂缝主要包括粒间裂缝和粒内微裂缝 （见图4（c）），往往发育于化学胶结作用较强的砂岩储层中，N12、N1和E23几乎无裂缝，仅有E13存在少量裂隙储集空间，其对砂岩储层的孔隙度影响不大，但却能大大提高其渗透率。

表1 南八仙油田古近系上部～新近系下部面孔率统计表

3．2 孔隙结构特征

储层的孔隙结构特征是岩石的微观物理性质，是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系等，比常规储层物性更能全面、深入地反映储层的产能、渗透能力及储集性能，是决定微观孔喉内流体输导和油气运聚的重要地质条件［13～18］。

图4 南八仙油田古近系上部～新近系下部储层孔隙和喉道类型

南八仙地区古近系上部～新近系下部储层喉道类型主要为片状、弯片状和管束状 （图4（d）、（e）、（f）），其中以弯片状－片状组合类型为主，在全区变化无明显规律性，随地层的变老，弯片状喉道类型增加。对10余口井岩心的170多条毛细管压力曲线特征进行分析，得到孔隙结果表征参数统计表 （见表2）。从表2可看出，研究区古近系上部～新近系下部储层的孔隙结构特征基本一致，主要表现为：喉道细，孔喉分选中等，连通性较好等特点。

表2 南八仙油田古近系上部～新近系下部储层孔隙结特征参数统计表

4 储层物性

4．1 储层物性特征

南八仙油田古近系上部～新近系下部储层孔隙度、渗透率样品实测数据统计分析 （见图5），孔隙度分布范围介于0．6%～55．5%之间，平均为16．1%；渗透率分布范围介于0．002～3103．5mD，平均为90．9mD，总体上属中孔－中渗型储层。从纵向上看，N12～N1砂岩储层为中孔－低渗型储层，E23为中孔－中渗型储层，E13为低孔－低渗型储层。

图5 南八仙油田古近系上部～新近系下部储层物性分布频率直方图

4．2 储层孔隙度－渗透率相关性

碎屑岩储层孔隙度与渗透率的相关性主要用于解释储层受成岩作用改造的程度。分选、磨圆好，受成岩作用影响弱的岩体，孔隙度与渗透率的相关性较好；而受成岩作用影响强，被其广泛改造的岩体，孔隙度与渗透率的相关性则较差［19］。南八仙地区古近系上部～新近系下部储层孔隙度与渗透率相关性良好，N12储层相关系数 （R）为0．875，N1储层R为0．933，E23储层R为0．880，E13储层R为0．725（见图6）。表明，该区储层粒间孔隙与喉道匹配关系良好，受成岩作用改造较弱，原生粒间孔隙发育较好。纵向上，E13储层R最小，相比其他层位，受成岩作用影响最强；而N1储层R最大，受成岩作用影响最弱。

5 储层物性影响因素

5．1 沉积相

南八仙地区古近系上部～新近系下部储层形成年代较新、成岩强度不大、埋藏深度相对较浅，故沉积对其物性的影响较明显。对研究区储层物性与沉积微相的相关性进行分析 （图7）发现，分流河道、水下分流河道、席状砂等微相砂体的孔、渗条件明显好于分流河道间和水下分流河道间微相。分流河道与水下分流河道砂体粒度较粗，主要为粗砂岩、细砂岩，孔隙度介于17．1%～25．3%之间，渗透率介于7．9～96．8mD之间；席状砂微相砂体粒度较细，具分选好、质地纯等特点，主要为粉砂岩，经过水动力淘洗，泥质含量减少，孔隙度可达20．8%左右，渗透率在58．7mD左右；而分流河道间和水下分流河道间微相砂体粒度细，泥质含量高，储层物性差，孔隙度介于5．6%～7．6%之间，渗透率在0．1mD左右。区内储集层岩性与其物性之间也存在较好的相关性 （见图8），粒度越粗、泥质含量越少的砂岩储层物性越好，反之则越差。

图6 南八仙油田古近系上部～新近系下部储层孔隙度与渗透率相关性图

图7 南八仙油田古近系上部～新近系下部沉积微相与物性关系

图8 南八仙油田古近系上部～新近系下部 储集岩岩性与物性关系

5．2 成岩作用

5．2．1 压实作用

南八仙地区古近系上部～新近系下部埋藏深度起始于800m，最深可达3200m，其地层越老，压实作用越强。位于浅层的储集体，原生粒间孔隙发育，碎屑颗粒多为点接触 （见图9（c）），孔隙度可达30%左右 （见图10），原生粒间孔与孔隙喉道具有良好的匹配关系；深层储集体碎屑颗粒以点－线接触为主，可见云母、杂基和塑性岩屑挤压变形 （见图9（d）），孔隙度为10%左右 （见图10）。

虽区内主要为咸水湖泊环境［20］，有利于早期泥晶方解石胶结物的形成，可在一定程度上减缓压实作用对储层的影响，但压实作用仍为区内储层物性变差的主要原因。

5．2．2 胶结作用

胶结作用是影响研究区储层物性好坏的主要因素之一。该区古近系上部～新近系下部砂岩中，胶结物以碳酸盐岩类为主，其次为硅质胶结和自生黏土矿物。

1）碳酸盐岩胶结物 主要有方解石、铁方解石、白云石和铁白云石等。该区碳酸盐岩胶结主要有2种类型：位于浅部的储层，成岩早期形成的泥晶或微晶方解石胶结物有利于砂体固结成岩，抵御压实作用对孔隙的破坏，并为溶蚀作用提供物质基础 （见图9（a））；位于深部的储层，成岩晚期形成的铁方解石、铁白云石和微－细晶方解石胶结物充填原生孔隙和次生孔隙，使储层物性变差 （见图9（e））。

2）硅质胶结 研究区浅部储层地温低，硅质胶结不发育，对储层物性影响小。随着埋深的增加，当埋深超过2000m时，地温增加到60℃以上，硅质胶结物普遍发育，多呈单晶簇自生石英充填粒间孔隙或共轴生长于石英碎屑表面 （见图9 （b）、（f）、（g）、 （h）），破坏粒间孔和粒内溶孔，使深部储层物性变差。

3）自生黏土矿物胶结 自生黏土矿物胶结对储层物性的影响具有两面性。一方面，研究区黏土矿物呈薄膜状分布于颗粒表面或分散状分布于骨架颗粒间，使储层物性变差；另一方面，在富含K＋，Ca2＋，SO2－4等离子，水介质呈碱性的环境中，高岭石不稳定，逐渐向伊利石和绿泥石转化，并在转化过程中析出Ca2＋，Na＋，Mg2＋，Fe3＋和Si4＋等离子，使孔隙水向酸性转化，为碳酸盐胶结物溶蚀提供条件，改善储层物性。研究区黏土矿物以高岭石、伊利石和伊－蒙混层为主。高岭石一般呈假六边形晶片，集合体呈书页状或蠕虫状 （见图9（b）、（f）），随着温度的增加，高岭石会转变成其他黏土矿物。伊利石常呈片状、丝缕状 （见图9（g）），浅部含量较少，深部相对发育。伊－蒙混层形态介于伊利石和蒙脱石之间，随着成岩演化由早至晚，伊－蒙混层矿物中伊利石晶层由早先的弥散状逐渐趋向于汇聚状。

5．2．3 溶蚀作用

南八仙地区古近系上部～新近系下部储层砂岩成分成熟度较低，火山岩、变质岩和长石等易溶碎屑颗粒含量较高，容易发生溶解、溶蚀或蚀变，形成各种孔隙。另外，早期形成的大量泥晶、微晶方解石胶结物在酸性孔隙水作用下大量被溶蚀，形成粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔等多种类型的次生孔隙（见图9（c）、（f））。研究表明，埋深越大，溶蚀作用越发育，次生孔隙含量越高。

图10 南八仙油田古近系上部～新近系下部储层孔隙度与深度关系图

6 结论

1）南八仙油田古近系上部～新近系下部发育辫状河三角洲碎屑岩储层，其岩石具有粒度较细、成分成熟度较低、结构成熟度中等和成岩作用整体较弱等基本特征。砂岩的结构成熟度由差变为中等－好，接触方式由点－线接触逐渐变为点接触、悬浮接触，胶结类型由孔隙型逐渐变为基底型，磨圆度由次棱变为次圆状。

2）区内储层孔隙结构中等，物性中等，储集空间以原生粒间孔为主，孔隙结构为细喉道，孔喉分选中等，连通性较好，孔渗之间呈正相关关系，受成岩作用影响较弱。E13储层孔隙结构较差，受成岩改造较大，次生孔隙较多，发育少量裂隙，孔隙度较低，物性差；E23储层孔隙结构较好，属中孔－中渗型，受成岩作用影响较弱，物性最好。

3）区内影响物性的主要因素为沉积相及成岩作用。分流河道、水下分流河道、席状砂等微相具良好的孔、渗性，泥质含量低，为储层发育的有利相带。以压实作用、胶结作用、溶蚀作用为主的成岩作用对研究区储层进行了相应的改造，其中压实作用为主要破坏性成岩作用，溶蚀作用为主要建设性成岩作用，而胶结作用形成的碳酸盐具有两面性，既可以胶结原生孔隙，破坏储层，又可以支撑孔隙抵抗压实作用，为溶蚀作用提供物质基础。

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