柴達木盆地昆北地區(qū)路樂河組砂礫巖有效儲層發(fā)育主控因素及分布規(guī)律①

斯春松 劉占國 壽建峰 李積永 宮清順 張慶豐 王 鵬 王 波

(1．中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院 武漢 430074;2．中國石油杭州地質(zhì)研究院 杭州 310023;3．中國石油青海油田勘探開發(fā)研究院 甘肅敦煌 736202)

柴達木盆地昆北地區(qū)位于盆地西南部昆侖山北緣，區(qū)域構(gòu)造單元處于由昆侖山山前逆沖斷裂和昆北逆沖斷裂形成的昆北斷階帶中部［1～3］。區(qū)內(nèi)現(xiàn)今主要地層單元自下而上分別為古近系路樂河組(E1+2)、下干柴溝組下段(、下干柴溝組上段(和新近系上干柴溝組(N1)，其上覆地層因后期隆升剝蝕而普遍缺失［1］。古近系路樂河組(E1+2)砂礫巖體沉積非常發(fā)育，垂向連續(xù)厚度大、平面分布廣，是區(qū)內(nèi)主力勘探目的層，已在Q6和Q16井區(qū)發(fā)現(xiàn)了兩個大規(guī)模油藏(圖1)［1］。勘探開發(fā)實踐表明，路樂河組砂礫巖體非均質(zhì)性強，物性時空變化快，油藏成藏富集主要受砂礫巖體內(nèi)有效儲層分布控制。限于資料，以往對該區(qū)路樂河組有效儲層的認識程度較低，前人主要對砂礫巖沉積環(huán)境及儲層特征進行了探討［4～6］。因此，明確有效儲層主控因素及分布規(guī)律是油藏勘探開發(fā)中亟待解決的關(guān)鍵地質(zhì)問題。本文利用近期研究區(qū)大量鉆井資料，應(yīng)用儲層量化地質(zhì)研究方法［7～11］，對砂礫巖體內(nèi)有效儲層發(fā)育主控因素及分布規(guī)律進行了探討。

圖1 研究區(qū)地質(zhì)概況簡圖Fig．1 Sketch map showing the geology of the study area

1 砂礫巖體基本特征

區(qū)內(nèi)鉆井資料顯示，路樂河組砂礫巖體連續(xù)厚度最厚可達70余米，整體上呈棕紅色，塊狀結(jié)構(gòu)，單套砂礫巖體頂部泥質(zhì)巖段發(fā)育有含量、規(guī)模不等的砂礫巖透鏡體，具有明顯的干旱氣候背景下的沖積扇沉積特征。根據(jù)大量鑄體薄片觀察統(tǒng)計，路樂河組砂礫巖體巖石類型主要由礫巖、砂質(zhì)礫巖和含礫砂巖組成，顆粒組分主要為花崗巖碎屑，次為長石和石英，少量板巖等變質(zhì)巖碎屑。儲集空間類型以殘余原生孔隙為主，亦可見少量顆粒微裂縫和長石顆粒粒內(nèi)溶孔(圖2a)。填隙物成分中泥質(zhì)雜基和自生膠結(jié)礦物均普遍發(fā)育(圖2b，c，d)，其中泥質(zhì)雜基(由陸源黏土和泥—細粉砂級碎屑組成)總量在1%～20%之間;膠結(jié)物以方解石為主，次為硬石膏，膠結(jié)物總量在1%～16%之間。實測物性數(shù)據(jù)(氣測孔隙度、滲透率)統(tǒng)計結(jié)果表明，路樂河組砂礫巖體孔隙度分布在3%～20%之間，滲透率主要分布在 0．01～20×10－3μm2之間，低孔、低滲和強非均質(zhì)性特征顯著。

圖2 路樂河組砂礫巖體巖石學(xué)微觀特征a．儲集空間類型以原生孔隙(PP)為主，少量顆粒微裂縫(IF)和長石顆粒粒內(nèi)溶孔(DP)，Q163井，1 846．48 m，鑄體薄片，單偏光;b．含鐵泥質(zhì)雜基(Fm)充填粒間，Q615井，2 203．75 m，鑄體薄片，單偏光;c．粒間含鐵泥質(zhì)雜基充填(Fm)、方解石(Ca)和硬石膏(An)膠結(jié)，切615井，2 213．6 m，鑄體薄片，正交光;d．粒間泥質(zhì)雜基充填，成分主要為伊利石—伊蒙混層，Q605井，2 040．68 m，掃描電鏡照片。Fig．2 Photomicrographs showing the petrographic characteristics of sandy conglomerate bodies in Lulehe Formation

2 有效儲層量化識別

本次研究利用試油結(jié)論、巖芯油氣顯示與物性之間的分布關(guān)系對有效儲層進行了量化識別，為砂礫巖體內(nèi)有效儲層主控因素分析奠定了基礎(chǔ)。

從路樂河組砂礫巖體試油深度段孔隙度、滲透率分布特征可以看出，試油結(jié)論為油層段和非油層段的巖芯孔隙度峰值重疊，均分布在5%～13%之間(圖3a)，無法利用孔隙度區(qū)分有效儲層，這也是以往測井方法識別有效儲層精度較低的主要因素。在滲透率與孔隙度分布關(guān)系圖中(圖3b)，非油層段巖芯滲透率明顯分布在 0．7×10－3μm2以下，同時也有相當(dāng)比例油層段的巖芯滲透率也分布在約 0．7×10－3μm2以下的區(qū)間內(nèi)。通過試油層段巖芯油氣顯示與物性關(guān)系進一步分析，如圖4所示，Q163井在1 842～1 851 m深度范圍內(nèi)試油為高產(chǎn)油層，但在巖芯油氣顯示情況上并非整體含油，而是含油巖芯段與無油氣顯示段斷續(xù)分布。相應(yīng)的物性測試數(shù)據(jù)顯示:含油段與無油氣顯示段孔隙度差異同樣不顯著，而滲透率明顯以0．7×10－3μm2為界線，≥0．7×10－3μm2的巖芯均含油，＜0．7×10－3μm2的巖芯則無油氣顯示。因此，在試油結(jié)論為油層段內(nèi)，滲透率小于 0．7×10－3μm2的層段實際為油層內(nèi)部的非儲層夾層。通過上述分析，認識到滲透率是評價該砂礫巖是否為有效儲層的決定性物性參數(shù)，確定的氣測滲透率下限值約 0．7×10－3μm2。

3 有效儲層發(fā)育控制因素量化分析

3．1 砂礫巖體初始孔隙度估算

國外學(xué)者通過實驗研究，從礫巖到含礫砂巖的初始孔隙度最大值約35%(Gaither，1953;Yerazunis et al.，1962)［12，13］;Clarke(1979)研究發(fā)現(xiàn)，隨著礫與砂

圖3 路樂河組試油層段砂礫巖體孔、滲分布特征Fig．3 Porosity and permeability distribution of sandy conglomerate bodies in oil testing layers of Lulehe Formation

圖4 Q163井試油段巖芯綜合柱狀圖Fig．4 Generalized core section of sandy conglomerate bodies in oil testing layers in Well Q163

級顆粒含量比例不同，礫巖至含礫砂巖初始孔隙度在10%～35%之間［14］。不同砂、礫顆粒含量比例可以用分選系數(shù)來表征，為此本次研究利用Trask分選系數(shù)法(Beard and Weyl，1973)［15］對路樂河組砂礫巖初始孔隙度進行了估算，初始孔隙度計算公式為:

式中φ0為初始孔隙度;S0為Trask分選系數(shù)。

據(jù)300余個粒度分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果，路樂河組砂礫巖體Trask分選系數(shù)主要分布在2～4．5之間，峰值約3．0(圖5a)。利用上述公式計算出的初始孔隙度分布如圖5b，初始孔隙度主要分布在26%～34%之間，平均約30%。由此可見，與砂巖相比，砂礫巖體因自身差組構(gòu)特征導(dǎo)致初始孔隙度低于分選好的砂巖近10%(濕相砂巖初始孔隙度平均約40%，Beard and Weyl，1973)［16］。

3．2 綜合定量分析

在初始孔隙度計算基礎(chǔ)上，通過大量薄片微觀研究統(tǒng)計，對路樂河組砂礫巖體次生孔隙孔隙度貢獻量、填隙物減孔量及壓實減孔量進行了綜合定量分析。其中壓實減孔量計算公式為(Houseknecht，1987;Ehrenberg，1989;Lundegard，1992)［17，18］:

式中Copl為壓實減孔量(%);φ0為初始孔隙度，取圖8b計算均值30%;IGV為顆粒粒間體積，為填隙物總量與剩余原生孔隙體積之和。

通過薄片觀察、統(tǒng)計，路樂河組砂礫巖體顆粒微裂縫和顆粒溶孔等次生孔隙發(fā)育程度低，總體對孔隙度的貢獻量平均不足1%。統(tǒng)計計算結(jié)果表明，填隙物平均減孔量為14．1%，占初始孔隙度的比例(填隙物減孔率)為47%;在排除次生孔隙孔隙度貢獻量之后，利用上述公式計算的平均壓實減孔量為6．2%，占初始孔隙度的比例(壓實減孔率)為20．7%(圖6a)。通過圖6b、c亦可以明顯看出，填隙物總量與砂礫巖體物性呈明顯的負相關(guān)關(guān)系。因此，填隙物含量是控制路樂河組砂礫巖體儲層物性分布的主要因素。

圖5 路樂河組砂礫巖體分選系數(shù)及計算的初始孔隙度分布直方圖Fig．5 Sorting coefficient and calculated primary porosity distribution of sandy conglomerate bodies in Lulehe Formation

圖6 路樂河組有效儲層控制因素定量分析圖Fig．6 Quantitative analysis of controlling factors of reservoir formation in Lulehe Formation

3．3 單因素定量分析

由圖6c填隙物總量與滲透率之間的相關(guān)關(guān)系可以看出，填隙物總量大于17%為非儲層分布區(qū)，而總量小于17%區(qū)間內(nèi)有效儲層和非儲層大量交疊，因此，為確定有效儲層發(fā)育主控因素必須對填隙物成分中的膠結(jié)物和泥質(zhì)雜基進行單因素定量分析。本次研究首先通過對填隙物中膠結(jié)物總量和泥質(zhì)雜基含量與滲透率之間的分布規(guī)律統(tǒng)計分析，由圖7a、b所示，有效地識別出了滲透率大于 0．7×10－3μm2的有效儲層內(nèi)膠結(jié)物總量和泥質(zhì)雜基含量的分布區(qū)間。其中，膠結(jié)物總量分布區(qū)間的上限值約為12%(圖7a)，泥質(zhì)雜基含量分布區(qū)間的上限值約為7%(圖7b)。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)圖7c所示的膠結(jié)物總量與泥質(zhì)雜基含量之間的分布規(guī)律可知，兩者之間存在明顯的互為消長的相關(guān)關(guān)系，由填隙物總量17%、膠結(jié)物含量12%和泥質(zhì)雜基含量7%三條界線基本可圍限出有效儲層的分布區(qū)域。同時可以看出，因膠結(jié)物總量大于12%而處于有效儲層分布區(qū)域之外的樣品數(shù)據(jù)點稀少(圖7a，c)，且在單井垂向上零星分布，未對有效儲層的規(guī)模發(fā)育產(chǎn)生主導(dǎo)性影響(圖4)。因此，可以進一步確定泥質(zhì)雜基含量是路樂河組砂礫巖體內(nèi)有效儲層發(fā)育的主控因素，上限值約為7%。

4 有效儲層分布規(guī)律

在上述對有效儲層識別和發(fā)育主控因素量化分析基礎(chǔ)上，通過鉆井取心段沉積微相單井和連井對比分析發(fā)現(xiàn)，泥質(zhì)含量小于7%的有效儲層砂礫巖主要為沖積扇辮狀水道微相沉積，而＞7%的非儲層砂礫巖則為泥石流和辮狀水道間漫流沉積(圖4)。有效儲層在垂向上主要發(fā)育在單期扇體的頂部，因多期扇體疊加與非儲層呈互層、不連續(xù)分布;在垂直物源方向上呈透鏡狀，扇體集中發(fā)育段內(nèi)具疊置連片分布特征(圖8)。根據(jù)實測泥質(zhì)含量數(shù)據(jù)，結(jié)合前人對沖積扇辮狀水道發(fā)育規(guī)律的認識［19～23］，在平面上預(yù)測了砂礫巖體內(nèi)有效儲層分布區(qū)帶(圖9)。從圖9所示的Q16井區(qū)有效儲層分布規(guī)律中可以看出，砂礫巖體內(nèi)有效儲層在平面上集中發(fā)育在沖積扇扇中區(qū)域，呈大面積連片分布特征;而臨近扇根和扇端地區(qū)有效儲層受主水道分布控制而呈帶狀分布，并向扇根和扇端逐漸尖滅。

圖7 路樂河組砂礫巖體滲透率與填隙物成分及含量關(guān)系圖Fig．7 Relationship between matrix contents and reservoir properties of sandy conglomerate bodies in Lulehe Formation

圖8 路樂河組砂礫巖體有效儲層分布連井剖面圖Fig．8 Well-section(Q161—Q1614)showing the vertical distribution characteristics of effective reservoirs in sandy conglomerate bodies of Lulehe Formation in Kunbei area

圖9 Q16井區(qū)路樂河組砂礫巖體內(nèi)有效儲層平面分布圖Fig．9 The horizontal distribution of effective reservoirs in sandy conglomerate bodies of Lulehe Formation in Q16 block，Kunbei area

5 結(jié)論

通過本次對柴達木盆地昆北地區(qū)路樂河組砂礫巖體內(nèi)有效儲層發(fā)育主控因素及分布規(guī)律研究，得到以下結(jié)論:

(1)滲透率是評價路樂河組砂礫巖儲層是否有效的決定性物性參數(shù)，有效儲層的氣測滲透率下限值約 0．7 ×10－3μm2;

(2)泥質(zhì)雜基含量是路樂河組砂礫巖體內(nèi)有效儲層發(fā)育的主控因素，上限值約7%;

(3)根據(jù)泥質(zhì)雜基含量與沉積微相間的密切聯(lián)系，揭示路樂河組砂礫巖體內(nèi)泥質(zhì)含量小于7%的有效儲層主要為沖積扇辮狀水道微相沉積，其在垂向上主要發(fā)育在單期沖積扇扇體的頂部，平面上集中發(fā)育在沖積扇扇中區(qū)域，呈大面積連片分布，而臨近扇根和扇端地區(qū)則沿扇體輻射線呈帶狀分布。該認識被近期鉆探所證實，對下一步勘探開發(fā)部署具指導(dǎo)意義。

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