周廣照,陳 慶,崔高軍,王 剛,王亞軍

(1.中國石油勘探開發(fā)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(yè)公司，甘肅 酒泉 735200;3.中國石油玉門油田分公司 老君廟作業(yè)區(qū),甘肅 酒泉 735200)

柴達(dá)木盆地北緣阿爾金山前東段是天然氣勘探的重點區(qū)域之一。東坪和牛東氣田的發(fā)現(xiàn),說明該區(qū)具有良好的油氣勘探前景。研究區(qū)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(chǎn)氣流,是近年來該地區(qū)油氣勘探的重大突破之一。隨著勘探開發(fā)的不斷深入,牛東地區(qū)古近系—新近系砂巖儲層復(fù)雜的地質(zhì)特征影響了后續(xù)勘探開發(fā)的進(jìn)程。綜合前人的研究成果[1-3]，本研究對研究區(qū)砂巖儲層特征進(jìn)行深入分析,厘定了儲層的基本特征和分布規(guī)律,以指導(dǎo)研究區(qū)古近系—新近系氣藏的后續(xù)勘探開發(fā)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

牛東地區(qū)位于柴達(dá)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(fā)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(fā)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(fā)現(xiàn)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(dá)木盆地牛東氣田地質(zhì)概況圖Fig.1 Location map of Niudong gasfield, Qaidam Basin

2 烴源巖特征

對現(xiàn)場搜集到的樣品進(jìn)行實驗室實際測量，結(jié)果表明，在柴西地區(qū)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(fā)育在侏羅系；隨著埋藏深度的不斷加大,在古近系—始新紀(jì)晚期逐漸達(dá)到成熟階段并進(jìn)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(jìn)行現(xiàn)場采樣,并把樣品進(jìn)行地球化學(xué)測試分析。根據(jù)天然氣碳同位素劃分標(biāo)準(zhǔn)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(huán)己烷質(zhì)量色譜圖(見圖3)顯示:其碳原子個數(shù)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(cè)鏈的烷基環(huán)己烷的碳峰主要集中在C23以后,該特征說明研究區(qū)烴源巖已處于高成熟階段并進(jìn)入到生烴門限，開始大量生油氣。

圖2 牛東地區(qū)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(huán)己烷質(zhì)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(xué)特征

對研究區(qū)古近系—新近系300塊巖心進(jìn)行X衍射分析(XRD)可以看出，儲層中粗砂含量最高,中—細(xì)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(xì)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(zhì)量分?jǐn)?shù)11%～65%,平均25%;長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%～60%,平均30%;巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(qū)構(gòu)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(qū)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(zhì)巖的地質(zhì)概況相吻合[7-9]。牛東氣田砂巖顆粒以孔隙式膠結(jié)和基底式膠結(jié)為主,表現(xiàn)出成分成熟度不高,結(jié)構(gòu)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(fā)射環(huán)境掃描電鏡觀察可以看出，研究區(qū)孔隙類型根據(jù)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(gòu)造應(yīng)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(qū)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(qū)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(zhì)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(qū)砂巖儲層普遍經(jīng)歷了溶蝕作用,長石和碳酸鹽膠結(jié)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(zhì)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(nèi)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(qū)砂巖中脆性礦物如石英含量較高,巖石的脆性指數(shù)較大，構(gòu)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(fā)育;B 牛102井,巖屑砂巖,溶蝕孔發(fā)育;C 東坪1井,長石巖屑砂巖,裂縫溶蝕孔發(fā)育;D 東坪3井,長石巖屑砂巖,發(fā)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(fā)育圖5 牛東地區(qū)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(qū)古近系—新近系砂巖儲層樣品進(jìn)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(qū)古近系—新近系儲層成巖作用類型多樣[10-14],通過牛東地區(qū)20口井的普通薄片、鑄體薄片和場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡可以看出，牛東地區(qū)砂巖儲層主要經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和應(yīng)力擠壓作用。

4.1.1 壓實作用 研究區(qū)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(fā)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(zhì)[15-19]。

4.1.2 膠結(jié)作用 研究區(qū)古近系—新近系砂巖儲層主要發(fā)育方解石膠結(jié)、鈣質(zhì)膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)。方解石膠結(jié)物主要充填在原生粒間孔和殘余粒間孔中,膠結(jié)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(fā)狀和絲縷狀。自生黏土礦物使吼道連通性降低,嚴(yán)重降低了儲層的物性(見圖5)。

4.1.3 溶蝕作用 研究區(qū)溶蝕作用對儲層的改造主要表現(xiàn)在3個方面: ①粒內(nèi)孔的發(fā)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(jié)物也可被溶蝕,形成溶蝕孔隙和膠結(jié)物溶蝕殘余等現(xiàn)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(zhì)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(huán)境中形成的H2S。

4.1.4 構(gòu)造應(yīng)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(fā)育的兩種類型的裂縫，一種是由于擠壓作用在長石內(nèi)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(gòu)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(zhì)。

4.2 成巖階段劃分

4.2.1 包裹體均一溫度特征 從研究區(qū)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(jìn)行包裹體測試分析, 結(jié)果可以看出， 研究區(qū)樣品包裹體溫度總體上呈現(xiàn)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(jù)牛東地區(qū)古近系—新近系現(xiàn)今的埋深， 同時結(jié)合阿爾金山前的構(gòu)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(qū)古近系—新近系現(xiàn)今的埋藏深度和最大埋藏深度大致相當(dāng), 約為2 236 m。

圖6 牛東地區(qū)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(qū)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(jié)物等易溶礦物普遍與地層酸性流體發(fā)生化學(xué)反應(yīng),形成溶蝕孔;黏土礦物中主要發(fā)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(jù)包裹體測試分析結(jié)果，同時參考碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)認(rèn)為，研究區(qū)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(qū)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(xiàn)場巖心描述等資料認(rèn)為，研究區(qū)沉積物源主要來自阿爾金山前,發(fā)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(qū)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(qū)氣候濕潤,主要發(fā)育有利于油氣生成的還原環(huán)境,有充足的物源供應(yīng)。沉積體系大面積廣覆式穩(wěn)定分布,廣泛發(fā)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(qū)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(yuǎn)砂壩、三角洲前緣席狀砂等(見圖8)。

圖8 牛東地區(qū)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(jié) 論

1)牛東地區(qū)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(zhì)巖和火山巖,巖石整體上表現(xiàn)為成分成熟度中等,結(jié)構(gòu)成熟度低—中等。儲層物性較差,孔隙度和滲透率較低。儲層發(fā)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(fā)育的主要儲集空間。

2)牛東地區(qū)古近系—新近系成巖溫度跨度較大,最高達(dá)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(qū)古近系—新近系砂巖儲層發(fā)育破壞性成巖作用(如壓實作用和膠結(jié)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(shè)性成巖作用(如溶蝕作用和應(yīng)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(zhì)。

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(fā)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(wěn)定分布,廣泛發(fā)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(wěn)定分布,延伸距離遠(yuǎn)。

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