臧士賓 趙為永 陳登錢 鄧 文 路艷平 楊紅梅 張小波

(中國石油青海油田勘探開發(fā)研究院 甘肅敦煌 736202)

青海柴達木盆地西部北區(qū)油氣勘探始于20世紀50年代，其油氣勘探面積為19 500 km2，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)南翼山、油泉子、小梁山、咸水泉等含油氣構造(圖1)。由于該區(qū)地表復雜，儲層巖性復雜，物性較差，勘探程度相對較低。多年勘探實踐表明，柴西北區(qū)鉆井油氣顯示較為豐富，沉積物源主要來自阿爾金山，以濱淺湖—半深湖相沉積為主，沉積厚度大。近年來加大了對該區(qū)新近系地層獅子溝組)—下油砂山組()中淺層油藏的勘探力度，在南翼山、咸水泉、油泉子、小梁山構造實施鉆探，均取得了很好成效，顯示了柴西北區(qū)良好的油氣勘探前景。

圖1 柴達木盆地西部北區(qū)地理位置Fig.1 Geographic location of northwestern part of Qaidam Basin

1 巖性分類

該區(qū)巖石從外觀上觀察主要包括二類:一類是具水平或波狀微細紋層的灰色巖石，部分巖石紋層相當發(fā)育，極易沿紋層面裂開，部分巖石紋層不發(fā)育，呈塊狀。埋藏淺的巖石較疏松，成巖性差;埋藏深的巖石較為致密，成巖性相對較好。此類巖石鏡下鑒定一般認為是泥巖、泥晶灰?guī)r、砂質泥巖、泥質粉砂巖等(圖2a);另一類是具有擾動構造或變形層理的灰色巖石(圖2b、c)。由于常含有生物碎屑、核形石等，一般認為是藻灰?guī)r［1，2，7］或顆?；?guī)r［3］。張寧生［6］、羅芳等［8］認為該區(qū)巖石為碎屑巖和碳酸鹽混合沉積形成的“混積巖”，具有變形層理構造的巖石可能為生物(主要是藻類)成因或風暴成因的混合沉積。

本次研究，通過大量巖芯觀察、薄片鏡下鑒定，結合X射線全巖分析和化學方法測定碳酸鹽含量對巖性重新分類，提出分類方案。從巖石礦物組合上看(表1)，該區(qū)石英和長石含量、碳酸鹽含量及黏土礦物含量平均均沒有超過50%。化學分析碳酸鹽含量與X衍射全巖分析碳酸鹽含量雖然有所差異，但總體上具有較好的一致性。將石英長石類礦物、碳酸鹽礦物和黏土礦物三者含量作三角圖(圖3)，可分為A、B、C和D四個區(qū)域。其中A區(qū)碳酸鹽含量大于50%，巖性可劃歸為是碳酸鹽巖;B區(qū)石英和長石含量之和大于50%，巖性可劃歸為砂巖;C區(qū)黏土礦物含量大于50%，巖性可劃歸為泥巖。D區(qū)域屬于混合區(qū)，三種類型的礦物含量均不超過50%，對于此區(qū)域內的巖石，難以定名為砂巖，也難以定名為碳酸鹽巖或泥巖。

從三角圖中可以看出，落在D區(qū)域的點子相對較多，說明柴西北區(qū)新近系巖性混雜，具有混合沉積的特征。如果僅從礦物成分上看，對于處于中間D區(qū)域的巖石似乎用“混積巖”定名更為適合。1990年楊朝青等［9］提出“混積巖”(hunji rock)一詞，指出混合沉積主要是指陸源碎屑與碳酸鹽(包括異化粒等)在沉積上的混合，認為組成混積巖的巖石顆粒必須存在內源(碳酸鹽)顆粒和外源(陸源)顆粒，這兩種顆?？梢栽诓煌h(huán)境下混合，強調組成巖石的顆粒的異源性。由于混合沉積僅表示沉積巖的一種成因類型，如用“混積巖”進行巖石命名則無法反映巖石的結構組分，且過于籠統(tǒng)，給研究帶來不便，因此在巖性定名上一般不采用“混積巖”作中心詞。

圖2 柴西北區(qū)不同巖性典型巖石照片F(xiàn)ig.2 Photos showing different rock in the northwest part of Qaidam Basin

表1 柴西北新近系儲層巖石礦物統(tǒng)計Table 1 Mineral contents of Neogene reservoir in the northwestern part of Qaidam Basin

圖3 柴西北區(qū)新近系儲集層巖石礦物成分三角圖(依據(jù)X衍射全巖資料)Fig.3 Triangular diagram of mineral contents of Neogene reservoir in the northwestern part of Qaidam Basin(by X-ray analysis)

董桂玉等［10］在考慮混合沉積巖石的分類命名時，提出了采用“陸源碎屑和碳酸鹽”兩端元進行巖石命名，“混積巖”一詞可不作為中心詞。一般情況下，內陸湖泊環(huán)境下沉積形成的巖石，其中的黏土礦物大多來自母巖風化產(chǎn)物，是以懸浮方式搬運至盆地的，屬于機械方式沉積而成，并非盆地內形成的自生黏土礦物或由火山碎屑物質蝕變形成的黏土礦物，因此從黏土礦物形成機理方面考慮，應該將黏土礦物歸入到陸源碎屑巖中，這樣就可將混合沉積的巖石在“陸源碎屑和碳酸鹽”兩端元上進行分類。

X射線衍射分析表明，柴西北區(qū)新近系儲層巖石中的黏土礦物以伊利石為主，其次為伊/蒙混層礦物。該區(qū)儲層巖石中的伊利石實際上是陸源風化產(chǎn)物形成的水云母或絹云母，是由鉀長石風化而來，因為它們的(001)衍射峰d值都小于10?，而非蒙脫石轉化而來。該區(qū)儲層巖石中幾乎不存在蒙脫石，高嶺石含量也很低，這是因為陸源風化遠遠沒有達到斜長石風化為蒙脫石的條件，也很難能形成高嶺石。

葉愛娟等［11］指出，柴達木盆地在第三紀位于北緯干燥氣候帶上，在西部缺乏源遠流長的河流，僅有短暫性洪水型河流補給水源，形成了常年性內陸封閉咸水湖盆。研究區(qū)在新近紀—時期屬于干燥少雨的大陸性氣候，物源區(qū)的巖石應以物理風化為主，而化學風化相對不發(fā)育。通過鏡下觀察，此類巖石中的石英、長石、黏土礦物、灰屑、碳酸鹽礦物等多是陸源風化產(chǎn)物，主要為弱水流搬運或季節(jié)性搬運而來的在靜水條件下堆積，是弱水或靜水條件下的遞變懸浮沉積，因此可將黏土礦物看作陸源碎屑，按照“陸源碎屑和碳酸鹽”兩端元劃分巖石類型是合理的。

2 不同巖性微觀結構及成因分析

2.1 泥巖

泥巖主要由黏土礦物組成，黏土含量應大于50%。柴西北區(qū)新近系儲集層巖石中真正的泥巖很少，統(tǒng)計僅占1.1%。此類巖石具泥質結構(圖4a)，紋層不發(fā)育，具塊狀構造，由于埋藏深度不同，顏色有淺灰色、灰色和深灰色，物性差，一般為非儲層。

表2 柴西北區(qū)新近系儲層巖石巖性分類方案及分類結果Table 2 Lithology classification of Neogene reservoir in the northwestern part of Qaidam Basin

該區(qū)除黏土礦物含量大于50%真正的泥巖外，還存在混合沉積成因的泥巖，此類巖石外觀一般具有微細水平層理，鏡下觀察具有顯微粒序層理和泥質結構。巖石礦物成分中灰質、砂質和泥質混雜分布，在礦物三角圖中處于中間D區(qū)域內。由于此類巖石顆粒較細，且同時含有砂質、泥質和灰質成分，鏡下難以分清那種成分占多數(shù)，導致巖石定名頗具爭議。按照前述巖性分類，根據(jù)X衍射全巖礦物分析和鏡下薄片鑒定，可以很好地將此類巖石加以區(qū)分。結果表明，柴西北區(qū)新近系儲集層巖石中，含砂含灰(云)泥巖和含砂灰(云)質泥巖分別占5.3%和16.7%。

具混合沉積成巖的泥巖，巖石一般具泥質結構，但砂質、泥質和灰互層分布，具粒序層理和砂泥交互層理構造。砂質一般由石英和長石組成，多為細砂、極細砂和粉砂。從結構和構造上看，此類巖石應形成于靜水環(huán)境下的淺湖—半深湖懸浮沉積。由于砂、泥、灰的互層，沉積或成巖時因礦物組成的差異和構造應力的作用，巖石內常具有順層微裂縫，巖石極易沿層面裂開，層面可觀察到陸源碎屑云母礦物，有時還可觀察到因咸化結晶出的硬石膏晶體，此類巖石儲層物性較差。圖4中b和c是此類巖石典型的顯微照片。

2.2 碳酸鹽巖

碳酸鹽巖主要是由沉積的碳酸鹽礦物組成，其碳酸鹽含量應不少于50%。按照表2的分類方案，該區(qū)有15.7%的巖石屬于碳酸鹽巖。根據(jù)鏡下鑒定按結構可分為顆粒灰(云)巖和泥晶灰(云)巖(或泥灰?guī)r)兩種類型。

顆粒碳酸鹽巖具有顆粒結構，顆粒包括鮞粒、藻屑、核形石、礫屑、砂屑、植物碎屑等，巖石常具有擾動或變形層理構造，因此認為是濱淺湖相中的高能環(huán)境下的顆粒灘及藻丘相沉積［1～3，7］。由于顆粒碳酸鹽中的顆粒既有碳酸鹽質的也有泥質的，因此也不能排除在淺湖—半深湖區(qū)由風暴或波浪改造形成的。具有變形層理或擾動構造的巖石，常與下伏及上覆巖石界面明顯，呈突變接觸，可以認為是一種底面構造，這與風暴或波浪高能水體的事件性沉積有關［10，12］。趙澄林等指出［13］，在內碎屑顆?；?guī)r中分布一種竹葉狀礫屑是在淺水海洋或湖泊環(huán)境中，半固結或已固結的碳酸鹽巖，經(jīng)強大水流、潮汐或風暴作用發(fā)生破碎、磨蝕、搬運堆積而成，與風暴作用有關。顆粒碳酸鹽巖常具有粒間孔和溶蝕孔，一般儲層物性較好，為有效儲層。圖4中d～f是此類巖石的典型顯微照片。

泥晶灰(云)巖不具顆粒結構，由灰(云)泥組成，由于?；煊猩百|和泥質，因此巖石也具有少量層間微裂縫，但微裂縫不發(fā)育，巖石常具有水平微細紋層構造，物性較差。

2.3 砂巖

砂巖是柴西北區(qū)新近系儲層巖石的主要類型，主要為細砂、極細砂和粉砂。按照前述分類方案，該區(qū)儲集層巖石的砂巖(石英長石含量 ＞50%)占16.8%。此類砂巖應屬于陸源碎屑沉積的常規(guī)砂巖，顆粒以石英、長石為主，少量泥質和灰質，分選較差，具砂質結構，孔隙或基底式膠結(圖4g)。

該區(qū)除常規(guī)砂巖外，還含有較多具有混合沉積類型砂巖儲層，包括含泥含灰(云)砂巖和含泥灰(云)質砂巖，按表2中的分類統(tǒng)計，其含量分別占12.3%和32.1%。此類砂巖巖石顆粒較細，多以粉砂為主，且含有較多的泥質和灰質，巖石內砂質、泥質和灰質交替出現(xiàn)，水平紋層發(fā)育，具較多層間微裂縫，微裂縫順層分布(圖4h)。此類巖石在宏觀上很少單層出現(xiàn)，多與泥質、灰質互層出現(xiàn)，形成砂、泥、灰薄互層構造，層厚度一般為幾個毫米。碳酸鹽含量對此類巖石影響較大，當碳酸鹽含量較高時，巖石較致密，微裂縫不發(fā)育;當碳酸鹽含量較少時，巖石較疏松，層間縫發(fā)育，巖石易裂開，形成類似“千層餅”狀形態(tài)。

圖4 柴西北區(qū)新近系不同儲集層巖石典型顯微照片F(xiàn)ig.4 Typical microphotos of different reservoir rocks in Neogene reservoir of the northwestern Qaidam Basin

表3 柴西北區(qū)不同巖性儲集層物性分布及儲集空間類型Table 3 Physical properties and pore types of different rocks of Neogene reservoir in the northwestern part of Qaidam Basin

3 儲集空間

在統(tǒng)計的柴西北區(qū)新近系儲層巖石中，真正的泥巖(黏土礦物＞50%)為1.1%，此類巖石一般僅含有微孔隙，其它孔隙或裂縫不發(fā)育，一般為差儲層或無效儲集空間，儲層類別劃分為Ⅳ類。而含砂含灰(云)泥巖和含砂灰(云)質泥巖雖為泥質結構，但巖石中砂質、泥質、灰(云)質互層分布，紋層發(fā)育，此類巖石儲集空間除微孔隙外，還存在較多微裂縫，具雙重孔隙介質類型(圖4b、c)。儲層具中孔隙度、低滲透率特點，微裂縫是此類巖石的主要滲流通道。微裂縫一般為水平層間縫，為成巖作用形成，微裂縫形成了地下流體滲流的主要通道。

研究區(qū)碳酸鹽巖包括顆粒灰(云)巖和泥晶灰(云)巖，其中顆粒灰(云)巖為有效儲集層，物性相對較好，孔隙結構相對復雜，發(fā)育粒間孔隙、溶蝕孔隙和溶蝕縫、構造微縫等(圖4d、e、f);泥晶灰(云)巖主要發(fā)育晶間微孔及少量微裂縫，物性相對較差，一般為差儲集層或無效儲集層。

該區(qū)砂巖包括機械成因的常規(guī)砂巖和混合沉積的含泥含灰(云)砂巖及含泥灰(云)質砂巖。砂巖顆粒大小一般為粉砂和極細砂，且含有大量泥質和灰質。此類巖性儲集空間為微孔隙和粒間孔隙及少量微裂縫，儲層物性相對較差，屬中低孔、低滲儲集層。

4 儲集層控制因素分析

4.1 壓實作用

φ=-0.00708 D+24.03730，相關系數(shù) R2=0.25255。

式中:

φ—巖石孔隙度，%

D—巖石埋藏深度，m

按上述關系式可以計算當埋深自地表至地下2 000 m時，其孔隙度損失達58.8%，可見僅壓實作用引起了儲層巖石孔隙度的大幅度降低。

滲透率隨深度增加也存在下降趨勢，但關系不明顯，這與該區(qū)儲層巖石存在一定數(shù)量的微裂縫有關。因為巖石滲透率數(shù)據(jù)的測量均為地面條件下測得，巖石從地下取到地面后，在地下幾乎閉合或張開程度很小的微裂縫，由于壓力的釋放會使裂縫微微張開，且?guī)r石在地面因干燥縮水也會產(chǎn)生一些收縮縫，使得實驗室內在常壓下測得的巖石滲透率偏大，無法真實反映地層巖石的實際滲透率大小。

為進一步考察壓實作用對巖石滲透率的影響，選取該區(qū)部分樣品進行覆壓下滲透率測定。考慮到柴西北區(qū)—儲集層埋藏深度自地面至地下約2 000 m，因此上覆壓力設定在 2.5 MPa、5 MP、10 MPa、15 MPa、20 MPa 和 25 MPa，分別代表不同的埋藏深度。實驗分析表明，隨著上覆壓力增加，巖石滲透率出現(xiàn)了不同程度地下降。統(tǒng)計南翼山構造13塊樣品覆壓滲透率測試結果，在上覆壓力增加至最大25 MPa時，滲透率損失率在15.9% ～98.4%，平均76.1%;小梁山5塊樣品在上覆壓力增加至最大25MPa時，滲透率損失率在86.7% ～99.8%，平均達93.6%。

由于研究區(qū)大部分儲集層巖石中微裂縫是主要的滲流通道，且這些微裂縫多為順層的成巖層間縫，壓實作用將使這些微裂縫產(chǎn)生不同程度地閉合，極大地降低了滲流能力。一般在較低覆壓時，裂縫的閉合趨勢最明顯，滲透率隨應力的改變而迅速改變［14］。該區(qū)實驗分析表明，當上覆壓力自初始的2.5 MPa增加至加至10 MPa時，巖石滲透率下降很快，隨后逐漸增加壓力至最高壓力點25 MPa時，滲透率緩慢下降。然后逐漸卸去上覆壓力，滲透率有增加趨勢，當上覆壓力恢復到初始的2.5 MPa時，滲透率難以恢復到初始狀態(tài)，說明具有較強的應力敏感性，應力敏感引起的滲透率損失在77% ～93%之間，平均為83%。

圖6是該區(qū)兩塊典型樣品的滲透率與上覆壓力關系曲線。此圖表明自起點上覆壓力為2.5 MPa時，巖石滲透率分別為7.14×10-3μm2和6.83×10-3μm2，隨后增加上覆壓力至最大25 MPa時，兩塊樣品的滲透率分別下降為0.39×10-3μm2和0.28×10-3μm2，滲透率損失率為94.6%和95.9%;當逐漸降低上覆壓力至初始2.5MPa時，樣品的滲透率分別為1.27 ×10-3μm2和0.48 ×10-3μm2，無法恢復至起點的初始值，應力引起的滲透率損失率分別為82.2%和93.0%。

圖5 柴西北區(qū)新近系儲集層巖石物性與埋藏深度關系Fig.5 The relationship between depth and physical properties of Neogene reservoir in the northwestern part of Qaidam Basin

圖6 柴西北區(qū)新近系儲層巖石滲透率隨上覆壓力變化關系Fig.6 The relationship between permeability and overburden pressure of Neogene reservoir in the northwest part of Qaidam Basin

微裂縫在柴西北新近系儲層巖石中起著非常重要的作用，是地層流體主要的滲流通道。劉曉旭等指出［15］，隨著地下流體的采出，裂縫系統(tǒng)內流體的壓力必然隨之下降，儲層巖石的有效應力增加，裂縫的被壓縮造成開度下降，甚至閉合，而這些裂縫閉合后在卸壓過程中很難再張開，尤其是水平層間裂縫的閉合更是難以恢復。因此造成儲層滲透率大幅度降低，表現(xiàn)為儲層具有較強的應力敏感性。

上述分析表明，該區(qū)壓實作用對儲集層物性具有明顯的控制作用，壓實使得巖石孔隙度和滲透率均有很大程度的降低。從巖性上看，砂巖和顆?；?guī)r存在顆粒支撐，且存在相對較多的粒間孔隙和溶蝕孔隙，順層成巖縫相對較少，因此壓實作用相對較弱;而紋層發(fā)育的泥質砂巖、灰質砂巖、泥晶灰?guī)r等由于基本無顆粒支撐，壓實使得微裂縫失效，壓實作用對儲層物性影響較強。

4.2 溶蝕及膠結充填作用

溶蝕和膠結充填作用在柴西北區(qū)新近系儲層巖石中普遍發(fā)育。該區(qū)巖石碳酸鹽礦物含量高，方解石礦物的溶蝕作用較為明顯，但由于沉積環(huán)境處于干旱咸化湖盆環(huán)境，受季節(jié)影響非常明顯，水體深淺變化較為頻繁，碳酸鹽含量在剖面上的變化較大(圖5)，從而使得溶蝕和膠結作用交互發(fā)生。

圖7 柴西北區(qū)新近系儲層巖石典型溶蝕及膠結充填現(xiàn)象Fig.7 Typical phenomenon of corrosion and cementation in Neogene reservoir of the northwest part of Qaidam Basin

巖芯觀察和鏡下鑒定表明，溶蝕作用多發(fā)生于碳酸鹽含量較高的顆?；?guī)r及泥晶灰?guī)r中。此類巖石碳酸鹽含量高，存在粒間孔隙和微裂隙，孔隙水可以進入這些原有孔隙和裂縫中，部分碳酸鹽礦物溶蝕使得孔隙及裂縫擴大形成溶蝕孔和溶蝕縫等(圖7a)。泥巖和砂巖溶蝕作用不發(fā)育，泥巖本身孔隙較少，孔隙水無法進入，砂巖孔隙內可溶解的物質較少，因此溶蝕作用不發(fā)育。膠結充填作用不僅發(fā)生在顆?；?guī)r中，也發(fā)生于砂巖和泥巖中。當氣候干旱處于枯水期時，因地表徑流減弱，陸源供給量降低，此時孔隙及裂縫內的孔隙水將析出碳酸鹽或硫酸鹽而發(fā)生膠結充填作用，使得孔隙和裂縫喪失其儲集和滲流能力，極大地破壞了儲層(圖7b)。該區(qū)儲層巖石的膠結充填礦物大多為方解石和白云石，其次為硬石膏和方沸石等。

5 結論

柴西北區(qū)新近系儲集層巖性混雜，孔隙類型多樣、儲層物性較差，屬于典型非常規(guī)低滲儲集層。該區(qū)在新近紀～時期廣泛發(fā)育濱淺湖—較深湖相沉積，為碳酸鹽巖的形成提供了沉積背景。但由于該時期氣候較干旱，陣發(fā)性或季節(jié)性洪水流時常注入湖盆，加之沉積區(qū)離物源相對較遠，將細粒的泥質和粉砂質帶入該區(qū)，這是該地區(qū)儲層巖性變化大、形成陸源碎屑與碳酸鹽巖混合沉積的主要原因。儲集層巖石顆粒偏細，泥質、灰質和砂質混雜分布，具有混合沉積的特征，僅靠鏡下薄片鑒定對巖性定名非常困難。借助X衍射全巖礦物分析，提出了“陸源碎屑”和“碳酸鹽”兩端元命名方案，可以很好地將該區(qū)巖性劃分為泥巖、砂巖、碳酸鹽及混合沉積四種類型，對于具有混合沉積特征的巖石又可進一步細分為含泥含灰(云)砂巖、含泥灰(云)質砂巖、含砂含灰(云)泥巖和含灰(云)砂質泥巖。該區(qū)儲集層巖石儲集空間類型多樣，包括原生粒間孔、粒間溶蝕孔、層間縫、溶蝕縫、微孔隙等幾種類型，儲集層物性屬于中低孔、低滲性質。

壓實作用、溶蝕和膠結充填作用是控制該區(qū)儲集層性質的主要因素，尤其是壓實作用影響明顯。孔隙度隨埋藏深度增加出現(xiàn)明顯的下降趨勢，由于儲層中微裂縫是主要的滲流通道，壓實對巖石滲透率影響也很大，儲集層巖石存在較強的應力敏感性。對較深層位儲層而言，壓實作用是儲集層物性變差的主要因素。該區(qū)溶蝕作用和膠結充填作用交互發(fā)生，也是影響儲層性能的主要因素。

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12 陳輝，田景春，蔣裕強，等.川中地區(qū)須二、四段湖相風暴巖沉積特征及其意義［J］.新疆石油地質，2008，29(5):581-584［Chen Hui，Tian Jingchun，Jiang Yuqiang，et al.Lacustrine tempestite sediment feature and significance in the second and fourth members of Xujiahe Formation，Upper Triassic in middle of Sichuan Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2008，29(5):581-584］

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14 蔣海軍，鄢捷年.裂縫性儲集層應力敏感性實驗研究［J］.特種油氣藏，2000，7(3):41-46［Jiang Haijun，Yan Jienian.Experimental study on stress sensibility of fractured reservoir［J］.Special Oil＆ Gas Reservoir，2000，7(3):41-46］

15 劉曉旭，胡勇，朱斌，等.儲層應力敏感性影響因素研究［J］.特種油氣藏，2006，13(3):18-21［Liu Xiaoxu，Hu Yong，Zhu Bin，et al.Influential factor analysis of reservoir stress sensitivity［J］.Special Oil and Gas Reservoirs，2006，13(3):18-21］