柴達木盆地阿爾金山前牛東氣田古近系—新近系地質特征研究

周廣照,陳 慶,崔高軍,王 剛,王亞軍

(1.中國石油勘探開發研究院 廊坊分院,北京 100083;2.中國石油玉門油田分公司 油田作業公司，甘肅 酒泉 735200;3.中國石油玉門油田分公司 老君廟作業區,甘肅 酒泉 735200)

柴達木盆地北緣阿爾金山前東段是天然氣勘探的重點區域之一。東坪和牛東氣田的發現,說明該區具有良好的油氣勘探前景。研究區油氣勘探的重點層系有侏羅系、古近系—新近系,牛東氣田在古近系—新近系獲得了高產氣流,是近年來該地區油氣勘探的重大突破之一。隨著勘探開發的不斷深入,牛東地區古近系—新近系砂巖儲層復雜的地質特征影響了后續勘探開發的進程。綜合前人的研究成果[1-3]，本研究對研究區砂巖儲層特征進行深入分析,厘定了儲層的基本特征和分布規律,以指導研究區古近系—新近系氣藏的后續勘探開發。

1 區域地質概況

牛東地區位于柴達木盆地北緣阿爾金山前東段,緊鄰昆特依侏羅系殘余生烴凹陷(見圖1),發育中—新生代地層,勘探面積約為5 000 km2,地面海拔約2 700 m,發育大套厚層的暗色泥巖和煤系烴源巖,有較豐富的油氣資源[4-6]。目前，東坪氣田和牛東氣田的相繼發現證實了阿爾金山前有較大的油氣勘探潛力(見圖1)。

圖1 柴達木盆地牛東氣田地質概況圖Fig.1 Location map of Niudong gasfield, Qaidam Basin

2 烴源巖特征

對現場搜集到的樣品進行實驗室實際測量，結果表明，在柴西地區古近系—新近系和柴北緣侏羅系2個生烴凹陷之間(見圖2),有豐富的油氣資源；牛東氣田干酪根生成的天然氣主要為煤型氣,主力烴源巖主要為黑色、暗黑色泥巖,發育在侏羅系；隨著埋藏深度的不斷加大,在古近系—始新紀晚期逐漸達到成熟階段并進入到生烴高峰。對最新鉆探的東坪1井和東坪3井的取心井進行現場采樣,并把樣品進行地球化學測試分析。根據天然氣碳同位素劃分標準判斷:牛東氣田天然氣具有高成熟階段的特點,屬于煤型氣。東坪1井凝析油烷基環己烷質量色譜圖(見圖3)顯示:其碳原子個數主要分布在C7～C32,豐度相對高的碳峰主要集中在C22以前,而長側鏈的烷基環己烷的碳峰主要集中在C23以后,該特征說明研究區烴源巖已處于高成熟階段并進入到生烴門限，開始大量生油氣。

圖2 牛東地區古近系—新近系烴源巖分布圖Fig.2 The source rocks distribution map of Paleogene-Neogene in Niudong region

圖3 東坪1井凝析油烷基環己烷質量色譜Fig.3 The alkyl cyclohexane masschromatogram map of condensate,Dongping 1 well

3 儲層特征

3.1 巖石學特征

對研究區古近系—新近系300塊巖心進行X衍射分析(XRD)可以看出，儲層中粗砂含量最高,中—細砂巖和粉砂巖含量次之；另外還看到少量的礫石,礫石的粒度主要為中礫和細礫。通過普通薄片、鑄體薄片可以看出，牛東氣田古近系—新近系巖石類型主要以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，含有少量的巖屑砂巖(圖4)。石英質量分數11%～65%,平均25%;長石質量分數8%～60%,平均30%;巖屑質量分數15%～70%,平均45%。石英和長石的含量較低,巖屑的含量較高,說明研究區構造運動比較強烈,搬運距離較短,分選差,磨圓度不高。同時，研究區有富含長石、巖屑的母巖，如花崗巖、花崗片麻巖,這與牛東氣田基底為變質巖的地質概況相吻合[7-9]。牛東氣田砂巖顆粒以孔隙式膠結和基底式膠結為主,表現出成分成熟度不高,結構成熟度低—中等的特點。

3.2 孔隙類型

對牛東氣田古近系—新近系的巖心、普通薄片和鑄體薄片、場發射環境掃描電鏡觀察可以看出，研究區孔隙類型根據其成因可分為:原生孔隙、次生孔隙和微裂縫。原生孔隙主要以原生粒間孔組成,其主要是在沉積過程中顆粒與顆粒之間相互接觸形成的;次生孔隙主要由溶蝕孔組成,由地層酸性流體對儲層易溶礦物溶蝕形成的;微裂縫主要是構造應力擠壓造成的。

I 石英砂巖;II 長石石英砂巖;III 巖屑石英砂巖;IV 長石砂巖;V 巖屑長石砂巖;VI 長石巖屑砂巖;VII 巖屑砂巖圖4 牛東地區古近系—新近系巖石類型三角圖版Fig.4 Triangular diagram of the rockcomponent in Niudong area

3.2.1 原生粒間孔 研究區古近系新近系—砂巖礦物中巖屑含量較高,巖屑主要來自變質巖和火山巖。砂巖在沉積埋藏中，顆粒之間主要以點接觸和線接觸為主,從而形成了原生粒間孔(見圖5E～H)。

3.2.2 溶蝕孔 研究區砂巖儲層普遍經歷了溶蝕作用,長石和碳酸鹽膠結物等易溶礦物在地層酸性流體(二氧化碳溶于水形成的碳酸、有機質在熱演化過程中脫羧形成的有機酸和H2S)作用下被溶蝕,形成了粒間溶孔和粒內溶孔,有效地改善了儲層的物性(見圖5A～C,I)

3.2.3 微裂縫 研究區砂巖中脆性礦物如石英含量較高,巖石的脆性指數較大，構造運動形成的擠壓作用在儲層中形成微裂縫，其成為油氣重要的滲流、運移通道(見圖5C，D)。

A 東坪1井,巖屑砂巖,殘余粒間孔及溶蝕孔發育;B 牛102井,巖屑砂巖,溶蝕孔發育;C 東坪1井,長石巖屑砂巖,裂縫溶蝕孔發育;D 東坪3井,長石巖屑砂巖,發育微裂縫;E 東坪1井,砂巖,粒間孔;F 東坪3井,粒間孔;G 東坪3井,高嶺石;H 東坪3井,伊利石;I 東坪1井,長石巖屑砂巖,溶蝕孔發育圖5 牛東地區古近系—新近系孔隙類型Fig.5 Pore types of Paleogene-Neogene depression in Niudong area

3. 3 物性特征

對研究區古近系—新近系砂巖儲層樣品進行物性測試分析,通過氦氣法測量未洗油前的孔隙度,得其孔隙度在2%～20%,平均為10%；通過氮氣法測量未洗油前的滲透率為(0.05～30)×10-3μm2,平均為5×10-3μm2,儲層物性總體上較差。

4 成巖作用

4.1 成巖作用類型

綜合前人的研究成果可知，牛東地區古近系—新近系儲層成巖作用類型多樣[10-14],通過牛東地區20口井的普通薄片、鑄體薄片和場發射環境掃描電鏡可以看出，牛東地區砂巖儲層主要經歷了壓實作用、膠結作用、溶蝕作用和應力擠壓作用。

4.1.1 壓實作用 研究區砂巖儲層壓實作用程度主要為中—強,碎屑顆粒主要為點接觸、線接觸,部分顆粒逐漸過渡為凹凸接觸和縫合線接觸,塑性較強的巖屑由于受到擠壓而發生形變,形成了石英次生加大邊。壓實作用對儲層的物性有破壞作用,降低了儲層的品質[15-19]。

4.1.2 膠結作用 研究區古近系—新近系砂巖儲層主要發育方解石膠結、鈣質膠結、硅質膠結和黏土礦物膠結。方解石膠結物主要充填在原生粒間孔和殘余粒間孔中,膠結物主要呈斑塊狀;高嶺石主要充填在原生粒間孔和溶蝕孔隙中,主要呈書頁狀;伊利石主要充填在殘余粒間孔和溶蝕孔中,主要呈毛發狀和絲縷狀。自生黏土礦物使吼道連通性降低,嚴重降低了儲層的物性(見圖5)。

4.1.3 溶蝕作用 研究區溶蝕作用對儲層的改造主要表現在3個方面: ①粒內孔的發育, 其形成主要是長石和高嶺石完全被酸性流體所溶蝕;②原生粒間孔的增大,其形成主要是易溶礦物,如長石和碳酸鹽礦物在礦物邊緣被完全溶蝕;③碳酸鹽巖巖屑和膠結物也可被溶蝕,形成溶蝕孔隙和膠結物溶蝕殘余等現象。在溶蝕作用的過程中，地層酸性流體主要由3種流體組成:一種是二氧化碳溶于水中形成碳酸，一種是有機質在熱演化過程中脫羧形成的有機酸,一種是地層中黃鐵礦等富含硫的礦物在合適的環境中形成的H2S。

4.1.4 構造應力作用 在古近系—新近系儲層巖石中可看到，由于擠壓作用形成的微裂縫呈定向排列。在鏡下可看到廣泛發育的兩種類型的裂縫，一種是由于擠壓作用在長石內形成的裂縫(見圖5D),另一種是由于石英顆粒的脆性大，擠壓作用使石英顆粒破碎而形成的微裂縫(見圖5E)。這兩種裂縫都是在構造運動中形成的,成為油氣良好的滲流、運移通道和儲集空間,有效地改善了儲層的物性,提高了儲層的品質。

4.2 成巖階段劃分

4.2.1 包裹體均一溫度特征 從研究區東坪1井、 牛新1井和牛1井3口典型井中的粗砂巖和含礫粗砂巖中選取樣品進行包裹體測試分析, 結果可以看出， 研究區樣品包裹體溫度總體上呈現2期的特征,儲層成巖溫度跨度較大, 屬于中成巖階段的A期(見圖6)。 根據牛東地區古近系—新近系現今的埋深， 同時結合阿爾金山前的構造沉降演化史、 埋藏史(見圖7)以及由古地溫梯度(0.32℃/m)計算可知， 研究區古近系—新近系現今的埋藏深度和最大埋藏深度大致相當, 約為2 236 m。

圖6 牛東地區古近系—新近系凹陷埋深史與生烴史Fig.6 Depth history and hydrocarbon generation history map of Paleogene-Neogene depression in Niudong area

4. 2. 2 成巖階段劃分 研究區古近系—新近系砂巖顆粒之間呈點接觸、線接觸、凹凸接觸和縫合線接觸,其中主要以點線接觸為主。長石和碳酸鹽膠結物等易溶礦物普遍與地層酸性流體發生化學反應,形成溶蝕孔;黏土礦物中主要發育高嶺石、伊利石、蒙脫石、伊蒙混層,其中高嶺石含量最高。根據包裹體測試分析結果，同時參考碎屑巖成巖階段劃分標準認為，研究區砂巖儲層形成于早成巖階段的B期—中成巖階段A期(見圖7)。

圖7 牛東地區古近系—新近系成巖階段劃分Fig.7 Diagenetic stage division and pore evolution model of Paleogene-Neogene in Niudong area

5 沉積特征

綜合分析野外露頭、鉆測井、三維地震和現場巖心描述等資料認為，研究區沉積物源主要來自阿爾金山前,發育辮狀河—扇三角洲沉積體系,其沉積體系具有大面積展布、繼承性的特點。研究區由于靠近阿爾金山前,受古水深、古氣候、古地貌控制,存在多條不同的物源。古近系—新近系沉積時期,牛東地區氣候濕潤,主要發育有利于油氣生成的還原環境,有充足的物源供應。沉積體系大面積廣覆式穩定分布,廣泛發育物性較好的砂體,在平面上相互連通,在垂向上相互疊置。牛東地區在古近系—新近系沉積期為古隆起帶,物源主要來自阿爾金山前的北部,為沖積扇—辮狀河—辮狀河三角洲沉積體系,主要的沉積相有曲流河邊灘、三角洲平原分流河道、遠砂壩、三角洲前緣席狀砂等(見圖8)。

圖8 牛東地區古近系—新近系沉積相平面特征Fig.8 Sedimentary facies plan of Paleogene-Neogene in Niudong area

6 結 論

1)牛東地區古近系—新近系巖石類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖,巖屑主要來自基底的變質巖和火山巖,巖石整體上表現為成分成熟度中等,結構成熟度低—中等。儲層物性較差,孔隙度和滲透率較低。儲層發育多種類型的孔隙,其中殘余粒間孔和溶蝕孔是有利儲層發育的主要儲集空間。

2)牛東地區古近系—新近系成巖溫度跨度較大,最高達到128℃,成巖階段主要在早成巖階段B期—中成巖階段A期。

3)牛東地區古近系—新近系砂巖儲層發育破壞性成巖作用(如壓實作用和膠結作用)使原生孔隙和次生孔隙明顯降低,是影響儲層物性變差的主要控制因素。建設性成巖作用(如溶蝕作用和應力擠壓作用)有效地改善了儲層物性,有利于油氣的滲流和運移,提高了儲層的品質。

4)牛東氣田的牛東斜坡帶沉積物源主要來自阿爾金山,存在多條不同的物源,發育大面積的沖積扇—辮狀河三角洲沉積體系；砂巖儲層連片分布,沉積體系大面積廣覆式穩定分布,廣泛發育物性較好的砂體,在平面上相互連通,在垂向上相互疊置；沉積相帶分布范圍廣,厚度大,穩定分布,延伸距離遠。

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