柴达木盆地鄂博梁Ⅲ号地区N21储层特征

潘 星，黄成刚，景 茜，张世铭，李智勇，米海杰

(1.兰州大学地质科学与矿产资源学院·甘肃省西部矿产资源重点实验室，甘肃兰州 730001；2.中国石油勘探开发研究院西北分院油藏描述重点实验室；3.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心；4.甘肃省地质矿产勘查开发局第二地质矿产勘查院)

柴达木盆地鄂博梁Ⅲ号地区N21储层特征

潘 星1，黄成刚2，景 茜3，张世铭2，李智勇2，米海杰4

(1.兰州大学地质科学与矿产资源学院·甘肃省西部矿产资源重点实验室，甘肃兰州 730001；2.中国石油勘探开发研究院西北分院油藏描述重点实验室；3.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心；4.甘肃省地质矿产勘查开发局第二地质矿产勘查院)

柴达木盆地鄂博梁Ⅲ号地区主要目的层N21为滨浅湖相沉积，粒度较细，以泥质粉砂岩、粉砂岩以及细砂岩为主；通过岩石薄片偏光显微镜观察、常规物性测试、毛管压力分析等一系列微观储层地质实验研究，并结合岩心观察、宏观沉积相展布研究可以得出：储层的平均孔隙度10%左右，渗透率(0.1～10)×10-3μm2，为“低孔-特低渗”型储层，岩石孔喉半径较小，但连通性较好；储层质量主要受控于沉积环境和成岩作用两大因素。滨浅湖沉积和远距离搬运致使岩石主要由细粒沉积物组成，在湖泊作用的不断筛选和分异下岩石的碎屑颗粒分选、磨圆普遍较好，较多的刚性颗粒组成和早期的碳酸盐胶结作用在一定程度上增加了岩石的抗压实能力。

柴达木盆地；鄂博梁Ⅲ号地区；储层评价；残余粒间孔；压实作用

鄂博梁Ⅲ号地区位于柴达木盆地北缘西段第三排构造带。近些年来，通过精细构造解释发现，鄂博梁Ⅲ号地区紧邻侏罗系沉积凹陷中心，气源和成藏条件优越，经勘探证实该构造带为侏罗系煤型气勘探的有利地区[1-2]。近年来新部署的两口探井(鄂深1井和鄂深2井)的钻探结果显示，目的层N21埋深较大(最大埋深达4 000 m)，压实作用普遍较强，其储集条件的好坏一直是勘探家们最大的疑虑。因此，对该地区储层的精细研究显得至关重要。

研究区勘探程度较低，前人关于该区的研究主要集中在区域上的气源条件、构造精细解释以及通过周缘其它探井的分析化验资料来判断其沉积、储层特征等[3-6]，这些研究多以间接资料和合理推断为基础，从气源、构造和储层特征予以描述性研究。本次通过对研究区新钻探井的岩心进行了精细储层刻画研究，包括大量岩石薄片鉴定、物性分析、孔隙类型及孔隙结构研究、储层分级评价以及储层质量的控制因素分析等。

1 沉积储层特征

1.1 沉积展布

经过数十年的勘探，柴北缘地区沉积相的展布特征及物源供给方面的研究已经取得了丰硕成果[7-10]，研究区为滨浅湖相沉积(图1)，其物源供给主要来自于三个方向：①北西向的牛鼻子梁-鄂博梁Ⅰ～Ⅱ号地区；②北部的冷湖六号地区；③北东向的马海-南八仙-鸭湖地区。沉积物供给充足，经过远距离搬运和湖泊的淘洗、分异作用，碎屑颗粒的分选、磨圆普遍较好，储集岩较为发育。

图1 鄂博梁Ⅲ号地区N21沉积相平面分布

1.2 岩石学特征

历年的勘探成果表明鄂博梁Ⅲ号地区主要目的层为N21，以砂泥互层沉积为主，最大埋深可达4 000 m。通过鄂深1井和鄂深2井的钻探研究发现，储集层以分选磨圆较好、粒度较细的灰白色粉砂岩、泥质粉砂岩和细砂岩为主，岩石类型主要为岩屑石英砂岩，填隙物以泥质杂基和碳酸盐胶结物为主。砂地比为15%～25%，砂岩单层厚度薄，绝大多数为1～2 m或以下，最大厚度不超过6 m。

1.3 物性特征

通过对研究区鄂深1井N21的“3 618～3 639 m”和“3 989～3 998 m”两个取心层段的岩心进行物性测试可以得出，“3 618～3 639 m”层段的孔隙度主要分布于6%～10%，平均值7.9%；渗透率均小于2×10-3μm2,主要分布于0.2×10-3μm2以下, 个别数值大于1×10-3μm2，平均值为0.152×10-3μm2。该层段储集层以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，粒度较细和泥质含量较高是该段物性较差的主要原因。“3 989～3 998 m”层段的孔隙度主要分布于10%～16%，平均值13.2%；大多数样品的绝对渗透率小于5×10-3μm2，主要分布于(2～7)×10-3μm2，平均值为3.786×10-3μm2。其中2个样品的渗透率数值大于100×10-3μm2，与裂缝发育有关。该层段储集层以细砂岩为主，物性普遍比“3989～3 998 m”层段好，其原因主要是粒度相对较大和泥质含量较少。

1.4 孔隙类型

通过铸体薄片、扫描电镜观察，其孔隙类型主要包括残余粒间孔、溶蚀孔(粒内、粒间)以及裂缝等，其中残余粒间孔为研究区目的层最主要的孔隙类型，其主要受控于沉积环境等因素。滨浅湖沉积的粉砂岩、细砂岩因远距离搬运和湖水的分选作用而使其结构成熟度较高，且岩石中刚性颗粒含量较多，抗压实作用较强，虽然埋深较大但残余粒间孔仍然得以大量保存。

薄片中溶蚀孔隙也较为常见，但其对岩石孔隙度和渗透率的贡献与残余粒间孔相比相对较小，发生溶蚀作用的矿物主要是长石和方解石的颗粒或胶结物。

裂缝是柴达木盆地储集体中较为普遍的一种储集空间类型[11]，研究区构造活动强烈、断裂发育，构造复杂，原生油气藏常遭到破坏而发生油气逸散和再聚集，从而形成次生油气藏[2，12]，储集岩也常在构造应力作用下形成裂缝。

1.5 孔隙结构

通过对研究区目的层20块砂岩进行毛管压力测试可以得出，岩石中连通喉道半径分布在0.3～5.3 μm，且小于1 μm的占50%，属于较细的孔隙结构，这与其岩石中碎屑颗粒的粒度较小有关。以鄂深1井N21埋深为3 990.84 m处的灰白色含钙细砂岩为例，物性测试得出其孔隙度为13.7%，渗透率为4.090×10-3μm2，为研究区中等偏好的储集岩。其压汞分析测试结果(图2)显示排驱压力为0.214 MPa，汞饱和度中值压力为0.672 MPa，最大汞饱和度为91.502%，未饱和孔隙体积为8.498%，显示岩石的门槛压力较小，孔隙连通性较好，死孔隙较少。孔隙半径中值为1.095 μm，平均值为1.475 μm，最大值为3.442 μm，主要分布在0.03～2.5 μm，其中对渗透率贡献最大的孔隙半径分布在1～2.5 μm，按照行业标准[13]可将其划归为“细喉型”孔隙结构。

图2 鄂博梁Ⅲ号地区N21孔隙结构分析

2 储层评价

通过实测鄂深1井与鄂深2井N21的岩心物性可以得出，其平均孔隙度分别为9.4%和11.7%，渗透率多分布在(0.1～10)×10-3μm2。鄂深1井N21全井段的测井解释成果显示，其孔隙度值变化范围为5.0%～18.3%，大多数分布在8%～12%，渗透率值变化较大，大多数分布在(0.1～5)×10-3μm2，与实测岩心物性结果基本相当。因此，按照行业标准[13]可将其划归为“低孔-特低渗”型储层。虽然岩石粒度较细、孔喉半径较小、物性较差，但孔喉连通性和渗透性较好，仍然不失为优质的天然气储集层。

3 储层质量控制因素分析

3.1 沉积环境的影响

研究区物源及沉积相研究成果显示，其沉积物主要来自于北东、北部和北西三个方向，三大河流三角洲均流向鄂博梁Ⅲ号地区，其碎屑物质供给充足，经过远距离搬运，碎屑物质中不稳定矿物逐渐减少，石英等稳定矿物含量逐渐增加，使得岩石具有较强的抗压实作用，因而当埋深达到4 000 m时部分储集岩的孔隙度依然能达到10%以上，这与岩石中的刚性矿物组成密切相关。研究区主要为滨浅湖沉积，湖泊的分选作用使得岩石的结构成熟度和成分成熟度均较高，沉积物粒度较细，储集岩虽然较为发育但是单层厚度较薄，普遍呈砂泥互层状分布。在横向分布上同层的砂岩之间连通性较好，因其孔隙类型以残余粒间孔为主，渗透性较好，但纵向上由于泥岩层分割使得储集层之间缺乏有效连通，通过对其泥岩夹层进行盖层突破压力测试，结果显示其突破压力达34 MPa，为Ⅰ类天然气盖层，因此储集岩纵向上的分层性明显。

3.2 成岩作用的影响

碎屑岩储层中压实作用是造成岩石物性减小的重要因素[14]，自沉积作用发生后，在成岩作用早期碎屑颗粒被快速压实，其紧密堆积致使残余粒间孔大量减少。压实作用随着埋深的加大而增强，研究区N21的最大埋深可达4 000余米，颗粒间的接触较为紧密，以线接触关系为主，部分为凹凸接触，且在偏光显微镜下可见云母等塑性颗粒的膝折现象。而从前文研究可知研究区储层以刚性颗粒为主，抗压实作用较强，因而部分残余粒间孔得以保存。

岩石中碳酸盐胶结作用广泛发育，通过染色薄片(铁氰化钾和茜素红联合染色)显微镜观察得出该早期的碳酸盐胶结作用占据了大量的粒间孔，降低了储层物性。碳酸盐胶结物的广泛发育与其沉积环境有关，而据前人研究柴达木盆地自古新世以来为咸化湖盆沉积环境[15-16]，为碳酸盐胶结类型提供良好解释。

通过压实作用与胶结作用相对重要性评价、应用Houseknecht评价图[17]进行分析可以得出，研究区内压实作用和胶结作用共同导致了储层孔隙度的减少，并且二者中占主导地位的为压实作用(图3)，胶结作用占辅助地位。

图3 压实作用与胶结作用相对重要性评价

学者们通过油源对比研究发现[2，18]，鄂博梁Ⅲ号地区的天然气主要来自于其紧邻的伊北凹陷侏罗系烃源岩，其储集岩在地质历史时期与周缘烃源岩在有机质成熟过程中产生的有机酸发生着复杂的物理化学变化，其中原油微生物的降解、游离氧的氧化作用、石油的热降解和由围岩矿物中的高价元素组成的离子或化合物与有机质之间发生的作用均可产生有机酸，这些有机酸对储集岩具有较强的溶蚀作用。朱国华认为[19]，在封闭环境中，长石等铝硅酸盐矿物首先溶解，在溶解过程中因一系列的化学反应产生一定量的碳酸盐胶结物。这一结论与在研究区岩石薄片中观察到的现象具有一致性。铸体薄片中可观察到长石发生了溶蚀作用形成了粒内溶孔，而方解石广泛发育占据了残余粒间孔，虽然研究区以残余粒间孔隙为主、次生孔隙所占比例较小，但溶蚀作用总体上对岩石物性起到了积极的改善作用。

综上所述，影响研究区储层质量的诸多因素中，起主导作用的为沉积环境和压实作用，远距离搬运和湖泊的分选作用决定了储层的物质组成和宏观展布。碎屑颗粒分选、磨圆普遍较好,刚性颗粒含量多，粒度较细，单层厚度较薄，压实作用较强，决定了岩石中原生粒间孔的保存程度。另外，成岩过程中胶结作用和溶蚀作用亦对储层有所改造。

4 结论

(1)鄂博梁Ⅲ号地区勘探目的层N21为滨浅湖相沉积，受周缘三大物源沉积体系控制，碎屑沉积物供给充足，储集岩较为发育，具有“埋深大、粒度细、单层薄、物性差”等特点。孔隙类型以残余粒间孔为主，其平均孔隙度为10%左右，渗透率多分布在(0.1～10)×10-3μm2，为“低孔-特低渗”型储层。孔喉半径较小，但孔喉连通性较好，为较好的天然气储集体。

(2)储层中残余粒间孔保存较好的主要控制因素包括：①物源区碎屑颗粒经过远距离搬运和湖泊的分选作用，结构成熟度和成分成熟度均较高，岩石中石英等刚性碎屑颗粒含量较高，因而岩石具有较强的抗压实能力，但研究区目的层埋深较大，压实作用较强是碎屑岩储层沉积后的最重要减孔因素；②咸化湖沉积环境造成岩石中发育较多的早期的碳酸盐胶结物，胶结作用占据了大量粒间孔，使得孔隙度降低，但在一定程度上提高了岩石的机械强度,增加岩石的抗压实能力；③砂泥互层的湖相地层中，因有机质演化过程中释放的有机酸会对相邻储层产生溶蚀作用，因而在岩石铸体薄片中可观察到发育的溶蚀孔，起到改善岩石物性的作用，但研究区目的层N21的残余粒间孔起着明显的主导作用。

(3)对研究区储层特征及其孔隙保存机制的研究，突破了前人关于柴达木盆地储层“死亡线”4 000 m的界限，扩大了盆地的深层勘探领域，地层埋深大小是影响储层质量好坏的重要因素但不是唯一标准，其形成的沉积环境以及后期成岩作用的改造也具有重要影响。

致谢

感谢中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室的袁剑英教授和张小军高级工程师在分析测试过程中提供的指导和帮助。

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编辑：吴官生

1673-8217(2015)02-0064-04

2014-08-27

潘星，1990年生，2013年毕业于西北大学地质学专业，矿物学、岩石学、矿床学专业在读研究生。

国家自然科学基金(41173014)、国家油气专项“前陆盆地油气成藏规律、关键技术及目标评价”(2011ZX05003)和中国石油重大科技专项“柴达木盆地建设千万吨油气田综合配套技术研究”(2011E-03)联合资助。

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