李 樂(lè)，牟中海，汪立群，徐 峰

（1.西南石油大學(xué)；2.中國(guó)石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院）

昆北油田位于柴達(dá)木盆地西南部，構(gòu)造上位于盆地內(nèi)亞一級(jí)構(gòu)造單元昆北斷階帶上［1］，南至昆侖山前昆前斷裂，北至昆北斷裂，西至阿爾金山前的阿拉爾構(gòu)造，東至甘森斷陷，勘探面積約3 000 km2。研究區(qū)位于昆北斷階帶切6號(hào)構(gòu)造上（圖1）。

圖1 研究區(qū)位置圖Fig.1 Location map of the study area

2007年切6號(hào)構(gòu)造上的切6井獲得了高產(chǎn)油氣流。2008年切601井、切602井也均獲工業(yè)油氣流，并且在柴西南地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)了路樂(lè)河組（E1+2）新的含油層系［2］。

前人對(duì)柴西南地區(qū)路樂(lè)河組（E1+2）的研究多側(cè)重于構(gòu)造系統(tǒng)、沉積相或油氣成藏方面，在儲(chǔ)層特征及控制因素方面的研究則相對(duì)較少［1，3-15］。已有研究表明：昆北油田E1+2殘余厚度為160～211 m，主要發(fā)育退積型辮狀河三角洲沉積［9］；E1+2油藏為巖性-構(gòu)造油氣藏，除受構(gòu)造控制外，巖性和物性對(duì)油層分布具有一定的影響［10］。因此，筆者主要從巖石學(xué)特征、孔隙類型以及物性特征等方面對(duì)研究區(qū)E1+2的儲(chǔ)層特征進(jìn)行了精細(xì)刻畫，并結(jié)合沉積作用及成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的主控因素進(jìn)行了剖析，為今后該區(qū)的勘探、開發(fā)和評(píng)價(jià)工作提供依據(jù)。

1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心觀察及薄片鑒定可知，該區(qū)E1+2碎屑巖巖石類型以棕紅色或淺褐色長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖以及長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，另含少量的巖屑砂巖（圖2）。碎屑組分中石英含量一般為8%～43%，平均為29.9%，以單晶石英為主；長(zhǎng)石含量一般為14%～47%，平均為33.6%，部分長(zhǎng)石因高嶺石化或絹云母化而使表面呈云霧狀；巖屑含量為9%～45%，平均為17.3%，以花崗巖及基性噴出巖等火成巖巖屑為主，其次為板巖、千枚巖、石英巖、片麻巖等變質(zhì)巖巖屑，另含少量碳酸鹽巖屑和沉積巖巖屑。成分成熟度指數(shù)Q/（F+R）值為0.4～0.7，平均為0.55，表明目的層段的成分成熟度較低。

圖2 昆北油田切6區(qū)E1+2砂巖類型三角圖Fig.2 Triangular diagram of sandstone type of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

填隙物中的膠結(jié)物主要以方解石為主，含量為1%～25%，平均為8%，其次為硬石膏和白云石，見(jiàn)少量的石英次生加大和沸石（主要為方沸石）。雜基以黏土為主，含量為1%～40%，平均為10.1%。

巖石粒度較細(xì)，以細(xì)砂巖與粉砂巖為主，細(xì)礫巖與砂礫巖次之；分選中等—較好；磨圓度較好，顆粒形狀多為次棱角狀—次圓狀，結(jié)構(gòu)成熟度中—好。顆粒間以點(diǎn)接觸為主，局部可見(jiàn)線接觸和懸浮接觸，為顆粒支撐結(jié)構(gòu)；膠結(jié)物以孔隙式膠結(jié)為主。

2 儲(chǔ)集空間類型

通過(guò)對(duì)普通薄片、鑄體薄片以及掃描電鏡資料的觀察分析表明，切6區(qū)E1+2碎屑巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間包括原生粒間孔、殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、膠結(jié)物內(nèi)溶孔以及裂縫，其中主要的儲(chǔ)集空間為殘余粒間孔。

2.1 原生孔隙

包括沉積后未遭受過(guò)溶蝕或膠結(jié)等重大成巖作用而形成的原生粒間孔及巖石形成后經(jīng)過(guò)機(jī)械壓實(shí)和膠結(jié)等作用而形成的殘余粒間孔［16-18］。

在對(duì)292張鑄體薄片進(jìn)行觀察統(tǒng)計(jì)后，發(fā)現(xiàn)昆北油田切6區(qū)內(nèi)E1+2殘余粒間孔（圖版Ⅰ-1）極為發(fā)育，占總儲(chǔ)集空間的70%左右，孔隙形狀呈不規(guī)則狀，由石英次生加大膠結(jié)或自生黏土礦物膠結(jié)充填而成，鏡下可見(jiàn)孔隙周邊多附著有石英次生加大邊或黏土薄膜；原生粒間孔含量相對(duì)較少，占總儲(chǔ)集空間的7%左右，孔隙形狀較為規(guī)則，一般呈多邊形，孔隙邊緣平直，棱角突出，內(nèi)部充填物較少，直徑較大。

2.2 次生孔隙

研究區(qū)E1+2次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、膠結(jié)物內(nèi)溶孔和雜基內(nèi)溶孔4類。

粒間溶孔（圖版I-2）主要由長(zhǎng)石邊緣發(fā)生溶蝕或方解石和白云石等膠結(jié)物溶解而成，顆粒邊緣常呈不規(guī)則的港灣狀，占總儲(chǔ)集空間的7.4%；粒內(nèi)溶孔（圖版I-2）多見(jiàn)于長(zhǎng)石顆粒與巖屑顆粒中，長(zhǎng)石顆粒的解理縫、雙晶縫、裂紋為主要的溶蝕區(qū)域，部分長(zhǎng)石顆粒因強(qiáng)烈的溶蝕作用而以“蜂窩狀”產(chǎn)出，占總儲(chǔ)集空間的5.6%，粒內(nèi)溶孔雖對(duì)儲(chǔ)層孔隙度有一定的貢獻(xiàn)，但其連通性較差，總體上對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的改善作用不大；膠結(jié)物內(nèi)溶孔（圖版I-3）主要見(jiàn)于方解石膠結(jié)物中，占總儲(chǔ)集空間的1.6%，此類溶孔多為孔隙內(nèi)早期形成的膠結(jié)物發(fā)生溶蝕而形成，由于研究區(qū)內(nèi)溶孔多為膠結(jié)物所環(huán)繞，未能與周邊孔隙連通，所以僅在儲(chǔ)層孔隙性改善上有一定貢獻(xiàn)；雜基內(nèi)溶孔（圖版I-4）主要是由于黏土雜基受溶蝕作用而形成的孔隙，占總儲(chǔ)集空間的0.6%。

研究區(qū)內(nèi)次生孔隙總含量達(dá)15.2%，表明溶蝕作用較強(qiáng)，粒間溶孔與粒內(nèi)溶孔為主要次生孔隙類型，其中粒間溶孔對(duì)儲(chǔ)層物性的改善貢獻(xiàn)較大。

2.3 裂縫

研究區(qū)內(nèi)裂縫主要包括由構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的構(gòu)造裂縫和成巖過(guò)程中形成的成巖裂縫。由于E1+2受構(gòu)造作用力相對(duì)較強(qiáng)，構(gòu)造裂縫在區(qū)內(nèi)目的層發(fā)育較好，占總儲(chǔ)集空間的7.2%，裂縫常切穿巖屑、長(zhǎng)石等柔性顆粒或繞過(guò)石英等剛性顆粒，在層內(nèi)延伸較遠(yuǎn)（圖版I-5）；另外，在研究區(qū)內(nèi)見(jiàn)少量成巖作用中形成的壓實(shí)裂縫，壓實(shí)裂縫常常穿過(guò)礦物顆粒，但延伸范圍有限，只分布在單個(gè)顆粒周邊（圖版I-6）。研究區(qū)內(nèi)裂縫的存在不僅增大了儲(chǔ)層的孔隙性，而且將儲(chǔ)層內(nèi)部獨(dú)立的孔隙連接起來(lái)，在一定程度上改善了儲(chǔ)層的滲透性。

3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)

孔隙喉道是影響儲(chǔ)層滲流能力的主要因素，而其大小及形態(tài)則受控于巖石顆粒間的接觸關(guān)系、膠結(jié)類型以及顆粒本身形狀及大?。?6］。鏡下薄片觀察顯示（圖版I-2、圖版I-3），研究區(qū)E1+2主要發(fā)育點(diǎn)狀、片狀及管束狀喉道，表明該區(qū)壓實(shí)作用及膠結(jié)作用較強(qiáng)。

由壓汞試驗(yàn)結(jié)果分析可知，研究區(qū)E1+2的孔喉參數(shù)具有以下特征：排驅(qū)壓力為0.02～27.21 MPa，平均為3.08 MPa，表明儲(chǔ)層滲透性較差；飽和中值壓力為 0.19～112.41 MPa，平均為 20.48 MPa，表明儲(chǔ)層產(chǎn)能較低；最大連通孔喉半徑為0.03～35.53 μm，平均為5.15 μm，表明孔隙喉道較細(xì)；退汞效率為1.12%～46.07%，平均為29.35%，表明孔喉連通性較差；相對(duì)分選系數(shù)為1.12～9.56，平均為4.54，表明孔喉分選性較差。以上孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)表明該區(qū)儲(chǔ)層具有毛細(xì)管壓力高、孔喉相對(duì)較細(xì)、連通性較差、分選較差的特點(diǎn)。

4 儲(chǔ)層物性

砂巖儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率是反映儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能和滲濾條件的2個(gè)最基本的參數(shù)［11］。對(duì)研究區(qū)巖心物性資料的分析統(tǒng)計(jì)表明，昆北油田切6區(qū)E1+2儲(chǔ)層的孔隙度主要為2.42%～34.18%，平均為11.31%；滲透率主要為 0.01～501.49 mD，平均為10.19 mD，具有低孔、低滲的儲(chǔ)層特征。研究表明，該區(qū)E1+2砂巖儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率關(guān)系具有較好的正相關(guān)性（圖3），即隨著孔隙度的增大，滲透率有明顯的增大趨勢(shì)。儲(chǔ)層滲透率的變化主要受孔隙發(fā)育程度控制，裂縫對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的改善有限，顯示出了孔隙型儲(chǔ)層的特征［19］。

圖3 昆北油田切6區(qū)E1+2孔隙度與滲透率關(guān)系圖Fig.3 The relationship between porosity and permeability of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

5 控制因素

5.1 沉積相帶對(duì)儲(chǔ)層的控制

柴西地區(qū)古近紀(jì)為炎熱干旱氣候下的閉塞鹽湖—咸化湖［20-21］，受近距離的祁漫塔格物源控制，昆北油田切6區(qū)E1+2主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積。

辮狀河三角洲相可劃分為辮狀河三角洲平原和辮狀河三角洲前緣2個(gè)亞相。辮狀河三角洲平原亞相中，水上分流河道微相是有利的儲(chǔ)集相帶；辮狀河三角洲前緣亞相中，河口壩微相的儲(chǔ)集性能最好，其次為水下分流河道、遠(yuǎn)砂壩及席狀砂微相（表1）。

表1 昆北油田切6區(qū)E1+2不同微相物性特征Table 1 The physical properties of different sedimentary microfacies of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

5.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

成巖作用對(duì)儲(chǔ)層起著建設(shè)性或者破壞性的影響。常見(jiàn)的破壞性成巖作用包括壓實(shí)作用與膠結(jié)作用，建設(shè)性成巖作用為溶蝕作用［22-25］。

昆北油田切6區(qū)E1+2整體埋深較淺，最大埋深為2 362 m。薄片資料顯示礦物顆粒之間多以點(diǎn)—線接觸，儲(chǔ)層孔隙類型多以原生殘余粒間孔隙為主，部分礦物顆粒內(nèi)部出現(xiàn)壓裂縫，壓實(shí)作用較強(qiáng)。同時(shí)，由深度與儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、膠結(jié)物含量、雜基含量相關(guān)關(guān)系圖可知，隨著深度增加到一定程度（2 100 m），儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率開始轉(zhuǎn)向低值區(qū)，即孔隙度、滲透率隨著深度的增加而降低（圖4a、圖4b）。而在對(duì)應(yīng)的深度段，膠結(jié)物含量以及雜基的含量變化范圍并未發(fā)生較大變化（圖4c、圖4d），這可視作膠結(jié)物與雜基在一定深度以下對(duì)儲(chǔ)層物性的破壞作用并不明顯。產(chǎn)生此種現(xiàn)象的地質(zhì)原因可歸結(jié)為：一定深度以下，壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響起主導(dǎo)作用。

圖4 昆北油田切6區(qū)E1+2孔隙度、滲透率、膠結(jié)物含量、雜基含量與深度關(guān)系圖Fig.4 The relations of burial depth with porosity,permeability,cement contents and matrix contents of E1+2 in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

研究區(qū)碳酸鹽類膠結(jié)物以及硫酸鹽類膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層孔隙的發(fā)育起著重要的封堵作用，儲(chǔ)層物性因此受到較大破壞。膠結(jié)物在各個(gè)深度段內(nèi)分布較為均勻（圖4c），且與孔隙度、滲透率有較好的負(fù)相關(guān)性（圖5），表明膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層的影響起重要作用。砂巖中碳酸鹽類膠結(jié)物主要為方解石與白云石，方解石含量為1%～25%，白云石含量為1%～5.5%，二者以顯晶粒結(jié)構(gòu)呈星散狀充填于孔隙之內(nèi)，或以嵌晶結(jié)構(gòu)呈斑塊狀將其它礦物顆粒包裹在內(nèi)。硫酸鹽膠結(jié)物主要為硬石膏和石膏，含量為0.5%～16%，多呈斑塊狀膠結(jié)顆粒，在層內(nèi)分布不均勻，對(duì)儲(chǔ)層物性影響較大且使儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。另外，砂巖內(nèi)含有少量的硅質(zhì)膠結(jié)物，多以石英次生加大邊形式出現(xiàn)，但因含量較少，對(duì)儲(chǔ)層的破壞作用有限。

圖5 昆北油田切6區(qū)E1+2膠結(jié)物含量與孔隙度、滲透率關(guān)系圖Fig.5 The relations of cement contents with porosity and permeability of E1+2in Qie 6 block of Kunbei Oilfield

切6區(qū)E1+2的溶蝕作用較強(qiáng)（圖版Ⅰ-2、圖版Ⅰ-3、圖版Ⅰ-4），溶蝕對(duì)象主要為長(zhǎng)石顆粒、變質(zhì)巖巖屑顆粒以及碳酸鹽巖巖屑顆粒，顆粒經(jīng)溶蝕后多形成邊緣呈港灣狀的粒間溶孔或表面呈“蜂窩狀”的粒內(nèi)溶孔。碳酸鹽類膠結(jié)物以及雜基內(nèi)的溶蝕現(xiàn)象較為少見(jiàn)。溶蝕類次生孔隙共占到15.2%，對(duì)儲(chǔ)層物性的改善起一定作用。

6 結(jié)論

（1）該區(qū)碎屑巖主要以長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖以及長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，成分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度中等—好；膠結(jié)物以方解石為主，雜基以黏土礦物為主；膠結(jié)類型為孔隙式膠結(jié)。

（2）儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間類型為原生孔隙，以點(diǎn)狀、片狀喉道為主，具有高毛管壓力、細(xì)孔喉、連通差、分選差等孔隙結(jié)構(gòu)特征?？?、滲之間具較好的正相關(guān)性，較差的孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致了儲(chǔ)層的低孔、低滲性。

（3）沉積微相及成巖作用為該區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素。水上分流河道微相和河口壩微相是有利的儲(chǔ)集相帶。壓實(shí)及膠結(jié)作用通過(guò)減小孔隙空間及填充喉道對(duì)儲(chǔ)層起破壞性作用，壓實(shí)作用在一定深度下對(duì)儲(chǔ)層的破壞作用強(qiáng)于膠結(jié)作用；溶蝕作用則通過(guò)形成次生溶孔對(duì)儲(chǔ)層起建設(shè)性作用。

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