扎哈泉儲層致密史與致密油聚集關系探討

石金華，楊 成，李仕遠，王 鵬

(1.中國地質大學(北京)，北京 100083；2.中國石油青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202)

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扎哈泉儲層致密史與致密油聚集關系探討

石金華1，楊 成2，李仕遠2，王 鵬2

(1.中國地質大學(北京)，北京 100083；2.中國石油青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202)

扎哈泉是柴達木盆地西南部致密油勘探新區域，為深入認識致密油聚集規律，通過儲層成因機理控制因素、成巖作用致密史模擬、致密油氣充注及聚集成藏史分析，對儲層致密史與致密油聚集關系進行了研究。結果表明：沉積作用的巖石學特征奠定了儲層形成的物質基礎，是致密儲層形成的內因；壓實、膠結等成巖作用是儲層致密的重要外因；儲層致密化時間為距今7 Ma；距今5 Ma致密油開始成藏，為Ⅰ期成藏。綜合分析認為，扎哈泉致密油具有儲層先致密油氣后聚集、晚期成藏的地質特征。該研究對致密油地質認識及勘探具有重要指導意義。

致密油；儲層致密史；油氣聚集；油氣成藏；柴達木盆地

0 引 言

致密油以吸附或游離狀態賦存在烴源巖中，或是與烴源巖互層、緊鄰致密砂巖或碳酸鹽巖等儲層，未經長距離、大規模運移的石油聚集，其滲透率小于1×10-3μm2，孔隙度小于10%[1]。致密儲層形成主要受控于沉積作用和成巖作用。前人研究認為儲層致密史與油氣聚集有3種關系：即先致密后聚集、先聚集后致密、邊致密邊聚集[2-4]。扎哈泉上干柴溝組是柴達木盆地勘探發現致密油的重要新區域[5-6]，根據物性資料統計表明，研究區孔隙度為6.5%，滲透率為0.43×10-3μm2，儲層致密史與致密油聚集關系不甚明確。通過致密儲層形成機理、控制因素與油氣聚集成藏研究，探討儲層致密史與油氣充注聚集的時間匹配關系。

1 致密儲層形成的控制因素

1.1 沉積作用

扎哈泉上干柴溝組沉積時，受東柴山與鐵木里克2個沉積物源的作用[7]，礦物成分復雜，形成巖屑長石砂巖和長石巖屑，其中，砂巖石英含量為32.3%，長石含量為25.4%，巖屑含量為42.7%(火成巖為16.20%，變質巖為6.20%，碳酸鹽巖為12.10%，泥質為3.70%，硬石膏為0.95%，沸石為0.60%，內碎屑為2.90%)。剛性顆粒的石英、長石含量偏低，非剛性碎屑物的巖屑含量較高，在成巖作用中抗壓性能差。巖石粒度分析、薄片觀察顯示：巖石的粒徑為0.05～0.45 mm，巖性以粉細砂巖為主，成分成熟度為0.46，巖石結構為次棱角—次圓狀，分選為中等—差，顆粒支撐。儲集空間以原生孔為主，其次為溶蝕孔，見少量微裂縫(圖1a—c)。沉積作用特征決定了成巖作用中巖石的孔隙變化及抗壓實能力，沉積巖石學特征奠定了成巖演化基礎，對致密儲層形成起決定性作用。

1.2 成巖作用

1.2.1 壓實作用

隨著埋深增加，在上覆壓力持續作用下，碎屑顆粒重新緊密排列、壓實、膠結甚至顆粒變形，壓實作用下孔隙大幅度降低。石英、長石含量低而巖屑含量高，在上覆壓力下易發生塑性變形，或以假雜基狀充填于顆粒之間，接觸方式隨著壓實作用增加發生變化，以點接觸至點—線接觸至線狀接觸為主(圖1d)，壓溶作用不強烈。巖屑物質與剛性顆粒緊密膠結，大部分原生孔隙喪失，不利于次生孔隙保存，壓實作用是導致孔隙減少的最直接、最重要的外部因素。

圖1 扎哈泉上干柴溝組儲層微觀特征

1.2.2 膠結作用

扎哈泉上干柴溝組儲層砂巖中，膠結物和雜基含量中等，膠結物含量為8.30%，主要成分為方解石，存在少量沸石類及硬石膏，雜基平均含量為3.75%，主要為黏土和灰泥質。方解石、白云石含量為23.15%，主要分布于碳酸鹽巖屑、方解石膠結物及內碎屑中，白云石主要以巖屑組分存在。黏土礦物占15.30%，主要分布于泥質雜基、淺變質巖巖屑、長石及云母等顆粒溶蝕產物、泥礫中。研究區儲層主要有3種膠結作用：①碳酸鹽巖膠結。自生膠結物細晶與粉晶方解石呈粒狀、鑲嵌狀、櫛殼狀多形式充填于顆粒間及粒內孔隙，其含量越高堵塞孔隙越多(圖1e)，減小孔隙空間作用越明顯，是導致孔隙減少的重要膠結礦物。②硫酸鹽巖膠結。主要礦物成分是硬石膏，呈晶粒狀、板條狀或連晶塊狀充填于粒間、粒內孔隙中，使儲層固結致密(圖1f)，碳酸鹽巖與硫酸鹽巖含量高表明沉積時水體處于咸化環境中。③二氧化硅膠結作用。巖石薄片鏡下陰極發光觀察到石英以自生加大邊膠結物形式充填(圖1g)，減少儲集孔隙空間。膠結物與雜基含量越高則膠結作用越強，反之則膠結作用弱，持續的膠結作用使儲層更為致密。

1.2.3 溶蝕作用

研究區主要有2種溶蝕作用：一是對碳酸鹽巖溶蝕作用，成巖作用過程中排出的油田水及其他液體或有機酸等使碳酸鹽巖產生粒內溶孔、粒間溶孔(圖1b)；二是對長石原生粒內孔、粒間孔溶蝕作用，原生粒內、粒間孔在有機酸的溶蝕作用下，對礦物顆粒邊緣(主要是長石成分)產生了部分溶蝕作用，形成溶蝕擴大孔(圖1h、i)。溶蝕作用增加了孔隙，改善了儲集空間。

成巖過程的壓實、膠結作用導致孔隙大幅度減少，是形成致密儲層關鍵因素；而溶蝕作用雖增加了儲集空間，改善了儲層物性，但作用有限。

2 儲層致密史與油氣充注聚集耦合關系

2.1 致密儲層形成時間的確定

儲層形成時間確定方法有礦物成分測年法、包裹體測溫法、古孔隙度演化模擬法[8]。此次采用古孔隙度演化模擬方法來確定致密儲層形成時間。碎屑物質在沉積作用后，經歷壓實、膠結、溶蝕溶解等各種成巖作用，最終形成致密儲層。根據不同成巖作用階段對孔隙演化的控制，建立各成巖作用孔隙演化模型，通過孔隙度分析確定儲層致密時間。

應用構建的孔隙演化總模型，模擬了扎哈泉上干柴溝組碎屑砂巖孔隙在不同地質歷史時間、不同埋藏深度、歷經各種成巖作用的演化歷程(圖2)。

圖2 扎哈泉上干柴溝組儲層孔隙演化

由圖2可知，扎哈泉上干柴溝組(N1)自40 Ma開始沉積，原始孔隙度為33.87%；距今24 Ma埋深為800 m時，沉積速率第1次開始呈增加趨勢，壓實作用加強；距今22 Ma埋深為1 000 m時，孔隙度為24.83%；在22～11 Ma期間總體平穩；距今11 Ma埋深達到2 000 m時，綜合作用下總孔隙度減少至13.53%，若僅單一壓實作用影響壓實后孔隙度為21.27%，因此，膠結作用使孔隙度減少了7.74%；距今11～5 Ma持續平穩，在5 Ma時沉積速率第2次出現增強趨勢。古地溫達到80～100 ℃時，溶蝕作用導致孔隙度增加1.98%，壓實膠結作用導致孔隙度減少至9.09%，綜合成巖作用后孔隙度為11.07%，在穿越了酸化溶蝕窗之后，溶蝕作用減弱。膠結成巖與時間效應繼續發生作用，沉積至距今5 Ma后，孔隙度減少至5.36%，表明溶蝕作用后膠結作用繼續發生，致使儲層物性更差。

根據致密儲層定義，把成巖過程中儲層孔隙度為10%時作為致密儲層劃分界限，孔隙度小于10%時為致密儲層。應用總孔隙度演化模型分析，沉積至距今7 Ma時孔隙度為10.15%，達到致密儲層臨界點附近，表明距今7 Ma時儲層已經致密化，隨著埋深增加，持續的成巖作用導致儲層更致密。

2.2 儲層致密史與油氣聚集史耦合關系

孔隙演化模型判定，扎哈泉上干柴溝組儲層致密于距今7 Ma開始形成，距今5 Ma開始油氣充注聚集，表明油氣充注聚集之前儲層已經致密，即儲層致密史與致密油聚集關系為儲層先致密油氣后充注聚集。

2.3 研究意義與應用

扎哈泉上干柴溝組勘探區域面積達800 km2，仍處于前期勘探評價階段，勘探前景廣闊[6]。通過儲層致密史、孔隙演化史、致密油聚集充注時間及期次研究，揭示了儲層致密性與油氣充注的先后順序及聚集機理，提高了致密油儲層形成機理、源儲關系、致密油甜點區等基礎地質特征認識，指明了致密油聚集規律。為致密油勘探井位部署提供重要依據，對指導致密油勘探具有重要意義。結合此次研究成果及前期研究認識，在扎哈泉上干柴溝組部署勘探及評價井Z3、Z201、Z202，單井平均解釋油層厚度為13.3 m。試油層段儲層均無自然產量，壓裂措施改造后試油分別獲得了18、22、10 m3/d的工業油流，展示了該區致密油勘探具有廣闊前景。

圖3 埋藏史—地熱史關系

3 結 論

(1) 沉積作用過程中，扎哈泉上干柴溝組沉積時受雙物源影響，碎屑沉積物具有巖屑含量高，礦物組分類型多樣、組分復雜及結構、成分成熟度低的特點，沉積巖石學特征奠定了儲層致密化的物質基礎，是致密儲層形成的根本性內因。

(2) 成巖作用過程中，壓實、膠結等成巖作用使孔隙減少，是儲層致密化的外部因素，溶蝕作用改善了儲集空間，但作用有限。

(3) 應用孔隙度模型模擬了致密儲層演化史，確定儲層致密時間為距今7 Ma。距今5 Ma致密油開始充注聚集，為Ⅰ期成藏，具有油氣持續充注聚集、晚期成藏特征。儲層致密史與致密油聚集關系研究表明，儲層先致密油氣后充注聚集成藏。

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編輯 林樹龍

20160131；改回日期：20160518

國家科技重大專項“前陸盆地油氣成藏規律、關鍵技術及目標評價(二期)”(2011ZX05003)

石金華(1976-)，男，高級工程師，2001年畢業于大慶石油學院石油與天然氣地質勘查專業，現為中國地質大學(北京)礦產普查與勘探專業在讀博士研究生，研究方向為油氣儲層地質與評價，主要從事油藏開發及管理工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.009

TE122.2

A

1006-6535(2016)04-0042-04