扎哈泉凹陷致密儲層特征分析

(成都理工大學 四川 成都 610059)

引言

研究表明，扎哈泉凹陷是柴達木盆地西部南區的重要生烴凹陷之一。根據目前的油氣勘探開發情況，柴西地區聚集了柴達木盆地80%-90%以上的油氣產量，所以該地區被稱作柴達木盆地今后的重點油氣勘探區。前人對扎哈泉凹陷已經有不少的研究，并且取得了一定成果。如今在扎哈泉凹陷周緣發現了昆北、烏南等大量油氣藏。前人對烴源巖、構造特征都進行了大量的研究，儲層的研究相對較少，所以我們對具體的儲層特征正在進一步的研究。

一、區域地質概況

柴達木盆地位于青藏高原的北部，面積12萬km2。柴達木盆地牛鼻子梁-茫崖一線以西的地區，位置上處于柴達木盆地的西部，所以叫做柴西地區。柴西地區面積約20000km2，有利勘探面積17670km2。

研究區位于柴達木盆地西南部(簡稱柴西南)，介于北部的阿爾金山和西南的昆侖山之間，東部以烏南斜坡為邊界，整個柴西南地區近似為一個三角型區域。扎哈泉凹陷斜坡區，主要是尕斯庫勒油田以南，昆北斷階帶以東，獅子溝、油砂山斷階帶以西的地區。包括的主要構造有：躍進II號、躍東、躍進IV號、烏南、綠草灘和昆北斷階帶等。

二、儲層沉積地層

路樂河組，該套地層主要是一套暗色的粗碎屑沉積，含有少量的砂巖和砂質泥巖。下干柴溝組，分為上段和下段，下干柴溝組下段的地層沉積分布范圍較大，厚度大部分大于300m，主要發育的是泥巖，各個區域分布的泥巖特征也不一致；下干柴溝組上段在各個區域的沉積特征也有差別，但主要還是以灰色的泥巖為主，含有較粗的砂巖和少量的礫巖。上干柴溝組與下層地層連續沉積，該層地層也可以分成兩段，下段主要是泥巖沉積，含有少量的砂巖；上段的巖性不一，主要為含礫砂巖，還含有少量的泥巖。下油砂山組的地層與下伏地層連續沉積，巖性以砂質泥巖為主，還含有少量的泥巖。上油砂山組厚度變化范圍較大，與下伏地層也是連續沉積，最厚的地區有2000多米，巖性以砂巖為主。獅子溝組巖性變化較復雜，含有灰色的礫巖、砂巖，還可以見到粉砂巖和泥巖互層。七個泉組，由于地層較新，出露地表后，遭遇風化剝蝕，巖性大部分都是礫巖、砂礫巖這類粗碎屑巖。

三、儲層巖性特征

根據已有資料的巖芯和薄片分析得出，扎哈泉凹陷的儲層的巖性大多是碎屑巖，巖石基本上是以長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，只有少數的碳酸鹽巖。碎屑巖顆粒主要是長石、石英，有較少的暗色礦物，而碳酸鹽巖屑相對高，所以有混積的特點。填隙物是碳酸鹽、黏土礦物等組成。巖石的粒度較細，大部分都是細砂巖、粉砂巖。

巖心觀察發現，扎哈泉凹陷斜坡區N1中上部厚砂巖含油性較差，并且體現出N1含油層砂體厚度相對較小，含油性較差的砂體厚度較大的特征。

四、儲層物性特征

(一)儲集空間類型。碎屑巖儲集空間特征。對扎哈泉地區上干柴溝組砂巖的進行薄片分析，可以分別為原生孔隙及次生孔隙。其中研究區原生孔隙主要以剩余原生粒間孔為主，可見到少量正常粒間孔，二者占總孔隙度的64%左右，次生孔隙主要是溶蝕孔、晶間溶蝕孔和裂縫等，溶蝕孔和晶間孔占總孔隙度的35%，偶爾可見到裂縫發育，占總孔隙度的1%左右。

研究區灰巖致密儲層的儲集空間三大類為包括次生孔隙、原生孔隙和裂縫。次生孔隙，由于晚期大氣淡水溶解或成烴期有機酸溶蝕作用形成，成巖作用的影響較大，是灰巖成為致密儲層的重要因素，可細分為粒內、粒間溶孔鑄模孔、晶間孔和溶蝕擴大孔。主要發育藻疊層灰巖、藻泥晶灰巖、顆粒灰巖、顆粒灰巖、藻團塊灰巖和泥晶灰巖。其他灰巖主要為后期方解石膠結、交代作用形成一些粒間溶孔和晶間孔。原生孔隙，受沉積環境控制，濱淺湖亞相原生孔隙比較發育，由枝管藻原地堆積和顆粒原地堆積而成，可分為生物體腔孔和粒間孔，生物體腔孔主要發育在枝管藻灰巖和生物碎屑灰巖中，粒間孔主要發育在顆粒灰巖和藻團塊灰巖中。裂縫，裂縫對該區致密儲層的形成有重要的意義，主要對致密性儲層起到溝通疏導的作用。由于柴西南地區灰巖受機械沉積和化學沉積雙重作用的影響，成巖收縮縫最為常見。

(二)儲層孔隙度與滲透率。研究表明，扎哈泉凹陷斜坡區的產油層段是在N1底部，而中上層基本上都是出水。我們通過巖心觀察、儲層物性研究可以得出，研究區基本上都存在N1的下部儲層物性差，而N1的中上部儲層物性相對好的特點。

扎2井產油段(3292.53-3302.41m)儲層孔隙度主要分布在2.90～8.04%，大部分的樣品的孔隙度小于8%，平均孔隙度在5.27%；滲透率小于1×10-3μm2，大部分小于0.5×10-3μm2，儲層物性較差，屬于典型的特低孔-超低滲儲層。該區出水段的儲層物性相對出油段較好，孔隙度分布在6.88～15.68%范圍內，大部分都是在10～15%，其均值為10.77%；滲透率在0.09～15.75×10-3μm2，大部分分布在1～10×10-3μm2，均值為2.68×10-3μm。

扎3井的特征基本上與扎2井的特征一致，產油段儲層物性明顯比出水段儲層物性差，出水段儲層孔隙度為6.2～20%，均值為15.51%，滲透率為0.13～457.3×10-3μm2，均值為200.31×10-3μm2；而出油段孔隙度為5.8～8.3%，滲透率小于0.66×10-3μm2。

綜上所述，扎哈泉凹陷斜坡區N1主要產油層段在N1的下部，物性相對差，屬于超低孔-特低滲儲層，而上部物性相對較好。根據(李俊武，2016)研究表明，結合柴西南地區的儲層巖石特征、儲層特征、孔隙特征，對該區的儲層進行評價，認為滲透率小于1mD，孔隙度小于10%的儲層為致密儲層。從而可以判斷扎哈泉地區N1下部的砂巖為典型致密儲層，為所研究的N1致密油藏形成提供了條件。

五、結論

綜合該區儲層的特征，我們可以得出，扎哈泉凹陷斜坡區的致密儲層巖性大多是碎屑巖，巖石基本上是以長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，只有少數的碳酸鹽巖。從扎2、扎3井的鉆井數據分析，N1儲層的特點是：在物性較差、砂層較薄的砂巖儲層中發現了大量的油氣，然而在物性較好、砂層較厚的砂巖儲層中很少發現油氣的反常情況。