柴西南地区下干柴沟组碳酸盐岩致密油储层特征

朱 柳，李俊武，徐 垚，魏 毅，魏永辉

(1.中国石油青海油田分公司，青海 格尔木 816000；2.青海煤炭地质局，青海 西宁 810000；3.中国石油青海油田分公司，甘肃 敦煌 736200)

0 引 言

在四川盆地侏罗系大安寨段、准噶尔盆地的吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、辽河盆地雷家地区沙四段及鄂尔多斯盆地西南部石盒子组盒8段等均已发现致密油储层[1-7]，众多学者对中国各大盆地已被发现的致密油气形成条件和地质特征进行了研究，认为致密油主要以吸附和游离态储集在生油岩中或在与生油岩互层、紧邻的致密储层中[8-10]。储层的孔隙度和渗透率分别小于10%和1×10-3μm2，根据岩性可分为碳酸盐岩致密储层和砂岩致密储层，其中碳酸盐岩致密储层主要发育在湖泊沉积相中，砂岩致密储层主要发育在三角洲沉积相中。柴西南地区的斜坡带在下干柴沟组(E3)时期大面积处于湖泊相沉积环境，湖泊相沉积有利于形成碳酸盐岩储层[11-16]。对柴西南地区致密储层岩石学特征、储层物性及典型油藏解剖进行分析，从而对柴西南地区致密油的勘探提供依据。

1 研究区地质背景

柴西南地区是柴达木盆地重要的富油气凹陷，面积约为2 600 km2，由于受到喜山隆起的远程效应影响，研究区内构造复杂，断层较多，其中一级断裂有2条，分别为昆北断裂及北部的XI号断裂；二级断裂有4条，分别为XⅢ号断裂、阿拉尔断裂、红柳泉断裂及七个泉断裂；除以上断裂之外，区内还发育多条三级断层。研究区构造受上述断层及其派生的二级、三级断层控制，构造带的走向表现为北西向与南北向交叉的构造格局，北西向的构造带主要受北西向走滑断裂带控制，南北向的构造带受南北向断裂带的控制[13]。北西向的构造带主要有砂西、油砂山、跃进2号-跃东、扎哈泉构造带；近南北向的构造带主要有尕斯、跃进3号、跃进4号、乌南-绿草滩构造带，总体上将柴西南地区分为3个斜坡带(七个泉-红柳泉斜坡、砂西-尕斯斜坡及跃进斜坡)和5个凹陷(阿拉尔凹陷、红狮凹陷、切克西凹陷、扎哈泉凹陷及切克东凹陷)(图1)。

2 致密储层岩石学特征

根据钻井岩心观察及薄片鉴定，柴西南地区碳酸盐岩主要分布在七个泉-红柳泉斜坡、砂西-尕斯斜坡及跃进斜坡的下干柴沟组中，岩石类型主要为颗粒灰(云)岩、泥晶灰(云)岩和藻灰岩。其中红柳泉地区主要以微晶云岩和泥晶灰岩为主，见少量的藻灰岩，致密油储层岩性多以泥晶灰(云)岩为主，泥晶灰(云)岩岩心中见到油斑，薄片中见到沥青(图2a)。

图1柴西南地区构造单元划分

砂西-尕斯地区发育藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、藻泥晶灰岩(图2b)及鲕粒灰岩(图2c)等多种类型碳酸盐岩，一般藻灰岩由于溶蚀具有较好的物性，藻泥晶灰岩物性最差，致密油主要储藏在藻泥晶灰岩及泥晶灰(云)岩中。跃进地区主要发育藻叠层灰岩(图2d)和鲕粒灰岩，局部地区可见到泥晶灰岩。

利用X-衍射全岩分析的方法对尕斯地区和红柳泉地区碳酸盐岩样品主要矿物成分进行了分析(表1)。由表1可以看出，碳酸盐岩的矿物成分主要为方解石和白云石2类，砂西-尕斯地区主要以方解石为主，含量占71.0%，白云石含量占8.0%；红柳泉地区主要以方解石和白云石为主，方解石含量为42.8%，白云石含量为14.8%，可见到非碳酸盐自生矿物，如石膏、硬石膏和黄铁矿，局部层段也见少量的沸石等。分析认为，柴西南地区发育的碳酸盐岩不纯净，常常富含陆源碎屑，包括石英、长石和泥质，其中，泥晶灰岩类的陆源碎屑含量最多，其陆源碎屑含量一般在10.0%～50.0%。

表1 柴西南地区下干柴沟组碳酸盐岩矿物组成统计

3 碳酸盐岩致密储层储集空间类型及孔隙结构

3.1 储集空间特征

根据岩心薄片、铸体薄片及扫描电镜等分析结果，将柴西南地区下干柴沟组碳酸盐岩储层的储集空间分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3种类型。

(1) 原生孔隙。主要为粒间孔和生物体腔孔(图2e)，其中粒间孔是岩石中的原始孔隙未被充填或部分被充填而形成的孔隙，生物体腔孔由于枝管藻灰岩中生物体腔中被充填或部分被充填而形成的孔隙，其横截面为圆形或者椭圆形。

(2) 次生孔隙。主要形成晶间孔、晶间溶孔及晶内溶孔等，研究区红34井在2 939.44 m岩心中的微晶云岩由于白云化作用形成晶间孔；跃新4-6井在3 367.87 m岩心中的泥晶灰岩中晶体之间胶结物被溶蚀形成晶间溶孔(图2f)；跃新4-6井在3 290.96 m岩心中的泥晶灰岩中晶体被溶蚀形成晶内溶孔(图2g)，泥晶灰岩中的次生孔隙为致密油提供主要的存储空间。

(3) 裂缝。根据裂缝形成原因分类，研究区主要分为成岩收缩缝和构造缝(图2h)。裂缝的发育对油气的储藏和疏导起到重要的作用，其作为致密储层中油气储藏和运移重要空间和通道，对形成致密储层有重要作用。

3.2 孔隙结构

对研究区碳酸盐岩中的各类碳酸盐岩样品进行压汞毛管压力测定，根据参数统计结果及压汞毛管压力曲线形态特征[14-15](表2)，对研究区下干柴沟组孔隙结构特征进行分析。

柴西南地区下干柴沟组颗粒灰岩储层孔喉最大,其平均排驱压力为0.49 MPa，平均最大连通孔喉半径为1.67 μm，平均中值压力为4.7 MPa,平均中值孔喉半径为0.21 μm。岩石样品压汞毛管压力曲线斜率较小，具有较短的平台段，说明颗粒灰岩中喉道分布较集中，分选较好，排驱压力低，岩石样品流体渗透率高；其次为藻灰岩类储层,其平均排驱压力为2.28 MPa,平均最大连通孔喉半径为0.32 μm,平均中值压力为5.0 MPa,平均中值孔喉半径为0.15 μm，岩石样品压汞毛管压力曲线斜率较大，没有明显的平台段，说明藻灰岩中喉道分布不集中，分选较差，排驱压力低，岩石样品流体渗透率高；较小的是微晶云岩类储层，其平均排驱压力为3.45 MPa,平均最大连通孔喉半径为0.21 μm，平均中值压力为5.2 MPa,平均中值孔喉半径为0.14 μm；最小的是泥晶灰岩类,其平均排驱压力为19.34 MPa,平均最大连通孔喉半径为0.04 μm，平均中值压力为18.6 MPa,平均中值孔喉半径为0.01 μm，岩石样品压汞毛管压力曲线倾斜斜率非常小，平台较长，说明在泥灰岩中喉道分布非常集中，其排驱压力较大，说明泥灰岩流体渗透率较小。

表2 研究区下干柴沟组碳酸盐岩样品压汞法所测孔隙基本参数统计

4 储层物性特征

柴西南地区下干柴沟组碳酸盐岩岩心样品做物性分析表明，研究区碳酸盐岩物性整体较差。

尕斯地区渗透率为0.004×10-3～31.700×10-3μm2，平均为1.200×10-3μm2，其中，渗透率小于1.000×10-3μm2的样品占85%；孔隙度为0.8%～22.7%，平均为8.2﹪，储层类型属于低孔、低渗型。红柳泉地区渗透率为0.003×10-3～5.200×10-3μm2，平均为0.210×10-3μm2，其中，渗透率小于1.000×10-3μm2的样品占89%；孔隙度为0.3%～9.4%，平均为3.4%，为特低孔、特低渗储层。砂西地区渗透率为0.013×10-3～7.100×10-3μm2，平均为0.52×10-3μm2，其中，渗透率小于1.000×10-3μm2的样品占81%；孔隙度为2.8%～14.4%，平均为8.2%，储层类型属于低孔、低渗型。根据柴西南地区3个主要碳酸盐岩发育区的物性分析结果认为，其均属于致密储层。

5 致密油藏解剖

5.1 优质烃源岩提供了物质基础

柴西南下干柴沟组沉积了一套滨浅湖—半深湖相的暗色泥质生油岩，达到了盆地Ⅰ类烃源岩标准(表3)。地球化学分析表明，红柳泉地区有机碳含量为0.50%～1.20%，平均为0.86%，此套大面积分布的E32烃源岩为柴西南地区致密油的形成提供了可靠的物质基础。

表3 红柳泉红地区生油指标统计

5.2 稳定的斜坡背景有利于碳酸盐岩沉积

柴西南地区红柳泉斜坡为红柳泉断裂和七个泉断裂所夹持的北缓南陡、向东南倾伏的鼻状构造，在北西—南东向测线上表现为一单斜形态，坡度为10°。受古地貌及古水深控制，下干柴沟组发育多套碳酸盐岩储集体，纵向多层叠置，单层厚度为1.6～7.0 m，累计厚度为45.0 m，邻近烃源岩，源储配置好，与下干柴沟组烃源岩呈广覆式接触。

5.3 灰岩油层分布集中

对柴西南地区老井油层重新解释，油层单层厚度为2～5 m，但纵向上分布比较集中，累计油层厚度一般为8～20 m，平面上连片性好。通过对比发现，七个泉-跃进地区下干柴沟组致密油层主要发育在下干柴沟组中下部，纵向井段长为400 m，主力油层井段长为120 m，累计厚度为32 m，最大单油层厚为8 m，厚度大，纵向集中，横向连续，含油特征明显。

6 致密储层控制因素

6.1 沉积作用

研究区下干柴沟组时期，区域活动逐渐变弱，研究区沉积环境为稳定的湖泊沉积，由于湖泊水体较深，沉积环境稳定，而且水体较清，利于碳酸盐岩的发育，因此，在该时期发育了碳酸盐岩储层。湖泊沉积环境不仅对碳酸盐岩的发育起到重要的作用，而且对碳酸盐岩储层的孔隙度和渗透率均有着较大影响。下干柴沟组在尕斯斜坡部分地区发育湖岸滩及浅滩等，有利于生物繁殖，发育形成的碳酸盐岩类型主要以颗粒灰岩和藻灰岩为主，孔隙类型以发育原生孔隙为主，碳酸盐岩储层物性较好，不利于形成致密储层。七个泉地区、红柳泉地区及砂西地区发育半深湖—深湖环境中水动力能量较低，主要发育微晶或泥晶灰(云)岩，碳酸盐岩储层物性较差，有利于形成致密储层。

6.2 成岩作用

6.2.1 压实作用

成岩作用过程中的压实作用对碳酸盐岩储层改造作用较强。统计研究区碳酸盐岩在不同埋深和孔隙度之间的关系，认为压实作用对碳酸盐岩储层孔隙度影响较大，碳酸盐岩中的孔隙度随着深度增加逐渐变小，压实作用造成孔隙度减少7%～11%。

6.2.2 溶蚀作用

研究区碳酸盐岩储层溶蚀作用包括地层孔隙水溶蚀作用和大气淡水淋溶蚀作用。通过铸体薄片观察统计，溶蚀作用主要发生在藻纹层灰岩、藻叠层灰岩和藻团块灰岩中，部分鲕粒灰岩和(藻)泥晶灰(云)岩也有溶蚀，在藻灰岩发生强烈的组构选择性淡水淋溶作用，可以溶解藻骨架，也可以溶解充填于藻骨架中的亮晶方解石。淡水淋溶蚀的结果是形成形态不规则、大小不一、孔隙与喉道无明显分异和连通性极好的储集空间。鲕粒灰岩中局部可见粒间亮晶方解石或灰泥被溶蚀形成粒间次生溶孔的现象。跃进地区跃82井鲕粒灰岩中见到明显的鲕粒被溶蚀之后部分被硬石膏充填残余形成粒内溶孔(图3a)，泥晶灰(云)岩中部分方解石或白云石被溶蚀；跃进地区跃灰102井泥晶云岩白云石及方解石被溶蚀形成溶蚀孔(图3b)。

6.2.3 胶结作用

胶结作用的发育致使常规储层物性变差，成为致密储层，因此，胶结作用对形成碳酸盐岩致密储层发育起到积极作用。通过对研究区岩心样品铸体薄片及扫描电镜观察，碳酸盐岩胶结作用很强，胶结物主要为亮晶方解石、石膏及硬石膏(图3c)及少量浊沸石等，主要发育在鲕粒灰岩、颗粒灰岩的粒间孔隙中，其次发育于泥晶灰岩的晶间孔、次生溶孔、溶蚀缝及构造裂缝中(图3d)。研究区碳酸盐岩胶结物晶体较小，自形程度较差，胶结作用可使碳酸盐岩储层孔隙度损失9%～20%，个别甚至高达27%。

图3 柴西南地区下干柴沟组碳酸盐岩储层主要成岩作用显微镜描照片

7 结 论

(1) 柴西南地区碳酸盐致密储层主要分布在七个泉-红柳泉斜坡、砂西-尕斯斜坡及跃进斜坡，研究区碳酸盐岩类型主要为颗粒灰(云)岩、泥晶灰(云)岩和藻灰岩三大类，其中泥晶泥晶灰(云)岩为主要致密储层。

(2) 根据压汞毛管压力测定对研究区下干柴沟组各类碳酸盐岩储层孔喉进行评价，颗粒灰岩储层孔喉最大,喉道分布较集中，分选较好；藻灰岩类喉道较大，分布不集中，分选较差；泥晶灰岩中喉道最小，分布集中，分选较差。

(3) 研究区下干柴沟组致密储油储集空间类型主要以晶间溶孔、内溶孔和微裂缝等，碳酸盐岩致密储层物性较差，具有低—特低孔及低—特低渗特征。

(4) 研究区下干柴沟组沉积了一套滨浅湖—半深湖相的暗色泥质生油岩，达到了盆地Ⅰ类烃源岩标准，柴西南地区致密油的形成提供了可靠的物质基础，致密油的主要形成于研究区斜坡带发育的碳酸盐岩储层中，与生油岩形成源储共生关系。

(5) 影响研究区碳酸盐致密储层发育的因素有沉积作用、成岩作用和溶蚀作用。沉积作用中以稳定的半深湖—深湖沉积环境最有利微晶或泥晶灰(云)岩发育，利于形成致密储层；成岩作用中压实作用、碳酸盐胶结作用是发育的主要因素；溶蚀作用是次生孔隙形成的主要因素。

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