張關(guān)龍，王 越，張奎華，于洪洲，肖雄飛

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

柴窩堡凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組為準(zhǔn)噶爾盆地東南緣重要的含油層系，吉木薩爾凹陷已探明有豐富的油氣儲量[1-2]，柴窩堡凹陷也獲得了低產(chǎn)油氣流[3-4]，展示了良好的勘探潛力。目前，針對柴窩堡凹陷蘆草溝組沉積環(huán)境[5-6]、沉積體系[7-8]、烴源巖特征[9-11]及儲層特征[12-14]研究較多，豐富了對該區(qū)石油地質(zhì)條件的基礎(chǔ)認(rèn)識。林鵬[12]研究發(fā)現(xiàn)柴窩堡凹陷蘆草溝組砂礫巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，導(dǎo)致儲層物性整體較差。張慧等[13]研究認(rèn)為蘆草溝組儲層主要受巖性、沉積微相和成巖作用多因素控制，溶孔和裂縫對改善儲層的滲透性有貢獻作用。于進等[14]研究認(rèn)為壓實作用是蘆草溝組儲層減孔主要的破壞性成巖作用，膠結(jié)物具有減弱壓實作用和為后期溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)的雙重作用，溶蝕作用是重要的建設(shè)性成巖作用。綜上所述，針對該區(qū)蘆草溝組儲層控制因素的研究程度相對較低，主要以局部單點的研究居多，缺少宏觀平面上的系統(tǒng)對比分析，導(dǎo)致有利儲層分布規(guī)律認(rèn)識不清楚，制約了油氣勘探工作的推進。

柴窩堡凹陷蘆草溝組地質(zhì)資料較匱乏，僅有達1、柴1側(cè)1等4口取心井，取心層段主要為蘆草溝組中上部的產(chǎn)油層。通過對取心井的巖石薄片、X射線衍射及掃描電鏡等相關(guān)測試資料進行詳細(xì)分析，明確了蘆草溝組儲層主要儲集空間類型及物性特征，結(jié)合前人在該區(qū)沉積體系、烴源巖及構(gòu)造演化等方面取得的成果，宏觀系統(tǒng)分析了砂礫巖儲層的主要控制因素，建立儲層發(fā)育模式，預(yù)測了有利儲層的分布。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

柴窩堡凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣，夾于伊林黑比爾根山與博格達山之間。中二疊世蘆草溝組沉積期，博格達山尚未隆升[15-16]，以厚層灰色礫巖、砂礫巖、中粗砂巖為主；柴窩堡凹陷以北主要發(fā)育半深湖—深湖相的深灰色泥頁巖[7](圖1)。張奎華等[7]依據(jù)巖性特征將蘆草溝組自下而上劃分為一段、二段、三段與四段，三段與四段發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，為重要的產(chǎn)油層段，2003年達1井獲得低產(chǎn)油氣流，最高日產(chǎn)氣為353.2 m3/d，日產(chǎn)油為0.55 m3/d[3-4]。

圖1 柴窩堡凹陷蘆草溝組沉積相分布(據(jù)文獻[7]修改)

2 儲層特征

2.1 儲集空間類型

巖石薄片與掃描電鏡分析結(jié)果揭示，蘆草溝組儲層主要以次生孔隙為主，僅存在極少的原生孔隙(表1)。原生孔隙形態(tài)規(guī)則，多呈三角形、四邊形或長條形，孔隙周緣的巖屑顆粒邊緣比較平整(圖2a)。次生孔隙約占總孔隙的96%，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、自生礦物晶間孔與構(gòu)造裂縫，其中，粒間溶孔和微裂縫最發(fā)育。粒間溶孔一般是在原生孔隙的基礎(chǔ)上進一步溶蝕擴大而成，主要由成巖流體溶蝕碎屑顆粒(圖2b)、膠結(jié)物(圖2c)以及黏土礦物(圖2d)等形成，孔徑大小分布不均勻，一般為0.01～0.50 mm。粒內(nèi)溶孔多見于火山巖巖屑中，巖屑中的長英質(zhì)部分被溶蝕后形成條狀或蜂窩狀粒內(nèi)溶孔(圖2e、f)，分布不均勻。自生礦物晶間孔一般均為小孔隙，包括高嶺石、綠泥石與伊利石晶間孔等，孔徑一般為5～20 μm(圖2g)。構(gòu)造裂縫主要包括宏觀裂縫和微裂縫，砂巖多以宏觀裂縫為主，常充填有膠結(jié)物或油質(zhì)(圖2h)，礫巖多以網(wǎng)格狀微裂縫為主(圖2i)。粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔與構(gòu)造裂縫為蘆草溝組烴類富集的主要儲集空間類型。

表1 蘆草溝組儲層孔隙類型及占比

圖2 柴窩堡凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組儲集空間類型

2.2 儲層物性特征

蘆草溝組孔隙度主要為2.00%～8.00%，其中，孔隙度為2.00%～4.00%的樣品最多，約占總數(shù)的41%；孔隙度為4.00%～6.00%的樣品占33%，孔隙度為6.00%～8.00%的樣品占17%；孔隙度為0.00～2.00%與8.00%～10.00%的樣品相對較少，分別占8%與1%。蘆草溝組儲層滲透率主要為0.100～1.000 mD，約占43%,滲透率為1.000～10.000 mD的樣品占31%,滲透率為0.000～0.100 mD的樣品占25%。因此，蘆草溝組儲層孔隙度主要為超低孔，少量特低孔；滲透率主要為超低滲，特低滲次之。

3 儲層控制因素

3.1 沉積相

研究區(qū)蘆草溝組主要發(fā)育近岸水下扇扇中與扇緣，局部發(fā)育濁積扇(圖3)，自下而上整體為一個水進的沉積過程。蘆草溝組三段與四段近岸水下扇扇中、扇緣砂礫巖中獲得了低產(chǎn)油氣流，為重點取心層段。近岸水下扇扇中形成于近物源、沉積物快速堆積的條件下，以溝道沉積的礫巖、砂礫巖為主，雜基含量高、分選差導(dǎo)致物性較差?？紫抖葹?.22%～6.56%，平均為3.31%，滲透率為0.003～7.710 mD，平均為0.930 mD，以超低孔超低滲、超低孔特低滲為主(圖4)。近岸水下扇扇緣以溝道沉積的含礫砂巖、中粗砂巖為主，雜基含量相對較低、成熟度較高，物性相對較好，孔隙度為2.98%～8.78%，平均為5.61%，滲透率為0.010～10.580 mD，平均為2.260 mD，以特低孔超低滲、特低孔特低滲為主。濁積扇以粉細(xì)砂巖為主，其泥質(zhì)雜基含量相對較高，物性次于近岸水下扇前緣砂體，孔隙度為2.88%～6.65%，平均為4.83%，滲透率為0.030～3.360 mD，平均為0.640 mD，以超低孔超低滲、特低孔超低滲為主。

圖3 柴窩堡凹陷柴參1石井—三工河剖面蘆草溝組沉積相對比(據(jù)文獻[7]修改)

圖4 柴窩堡凹陷蘆草溝組儲層物性與沉積相關(guān)系

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實作用

研究區(qū)蘆草溝組儲層埋藏深度為3 500.00～4 500.00 m[14]，處于中成巖B期—晚成巖階段[8]，經(jīng)歷了較強的垂向壓實作用，導(dǎo)致原生孔隙大量喪失。此外，由于伊林黑比爾根山在印支期、燕山期及喜山期持續(xù)向柴窩堡凹陷推進，擠壓應(yīng)力由南向北減弱[17]，對蘆草溝組儲層產(chǎn)生了明顯的側(cè)向擠壓作用。柴2、柴3井距離伊林黑比爾根山近，側(cè)向壓實作用強烈，可見碎屑顆粒呈明顯的定向排列(圖5a)，以凹凸接觸和線接觸為主，巖屑顆粒遭受擠壓破碎(圖5b)。受垂向與側(cè)向雙重壓實作用，原生孔隙在早期急劇減小，后期僅充填少量的伊蒙混層、伊利石等黏土膠結(jié)物(圖5c)，含量為1.0%～5.0%，平均為2.7%。達1、柴1側(cè)1井距離伊林黑比爾根山遠(yuǎn)，側(cè)向壓實作用相對較弱，碎屑顆粒以線接觸為主，保存了較多的原生孔隙，后期充填了方解石與方沸石等膠結(jié)物(圖5d、e)，兩者總含量為5.0%～11.0%，平均為7.6%。

圖5 柴窩堡凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組儲層特征

3.2.2 溶蝕作用

柴窩堡凹陷北部蘆草溝組發(fā)育半深湖—深湖相的厚層暗色泥頁巖，中成巖階段A期早期，泥頁巖中的有機質(zhì)開始大量脫羧基，釋放了大量的酸性流體。一方面抑制了石英、碳酸鹽及黏土等自生礦物的生長，保留了一部分原生孔隙；另一方面酸性流體對易溶組分進行溶蝕形成大量的粒間、粒內(nèi)溶孔。達1、柴參1石井附近發(fā)育近岸水下扇緣，距離半深湖—深湖相泥頁巖較近(圖1)，酸性流體充足，溶蝕了較多的巖屑顆粒以及方沸石等膠結(jié)物(圖5f、g)，溶孔后期充填有油質(zhì)瀝青。柴2、柴3井附近發(fā)育近岸水下扇扇中，距離半深湖—深湖相泥頁巖較遠(yuǎn)，且由于原始孔隙殘留較少，不利于酸性流體運移。該相帶溶蝕作用相對較弱，僅溶蝕了碎屑顆粒之間的泥質(zhì)雜基以及黏土膠結(jié)物(圖5h、i)，溶蝕孔隙相對較少。

3.3 構(gòu)造作用

柴窩堡凹陷自中、新生代以來經(jīng)歷多期構(gòu)造擠壓，形成了一系列呈雁行排列的北傾背沖逆斷層，在靠近構(gòu)造軸部和斷層帶的位置構(gòu)造裂縫較發(fā)育。砂巖以宏觀低角度斜交裂縫為主，方解石全充填或半充填，部分裂縫充填油質(zhì)(圖5j)。礫巖中宏觀裂縫較少，但鏡下薄片發(fā)現(xiàn)微觀裂縫較發(fā)育，以粒內(nèi)網(wǎng)格狀裂縫為主(圖5k)，常充填油質(zhì)瀝青(圖5l)。柴1側(cè)1井巖心裂縫發(fā)育程度與物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，蘆草溝組3 023.18～3 030.00 m段巖心裂縫密度為6.74 條/m，巖石平均孔隙度為6.30%，平均滲透率為0.270 mD(圖6)；3 030.00～3 036.70 m段巖心宏觀裂縫較少，主要以微觀網(wǎng)格狀裂縫為主，其巖石平均孔隙度為3.60%，平均滲透率為0.800 mD；而3 277.25～3 283.23 m段巖心裂縫密度為3.18 條/m，裂縫相對不發(fā)育，其平均孔隙度為2.60%，平均滲透率為0.010 mD，表明裂縫發(fā)育改善了儲層的物性。

圖6 柴窩堡凹陷柴參1側(cè)1井中二疊統(tǒng)蘆草溝組儲層綜合柱狀圖

4 儲層發(fā)育模式

準(zhǔn)噶爾盆地在早—中二疊世具有裂谷盆地的構(gòu)造屬性[18]，柴窩堡凹陷位于盆地斷陷陡坡帶一側(cè)[19]，發(fā)育了近岸水下扇、濁積扇及半深湖—深湖沉積相[20-26]。近岸水下扇扇中以溝道沉積的礫巖、砂礫巖為主，巖石分選差、雜基含量高(圖7)，原生孔隙度較小。早成巖階段受強烈的垂向壓實和側(cè)向壓實雙重作用，砂礫巖儲層碎屑顆粒緊密排列，原生孔隙大量喪失；中成巖階段由于距離烴源巖較遠(yuǎn)，受酸性流體溶蝕作用較小，泥質(zhì)雜基重結(jié)晶形成的黏土膠結(jié)物充填了粒間孔隙，導(dǎo)致儲層進一步致密。近岸水下扇扇緣以溝道沉積的含礫砂巖、中粗砂巖為主，巖石分選相對較好、雜基含量相對低，原生孔隙較多。早成巖階段受垂向壓實作用較強，側(cè)向壓實作用相對較弱，原生孔隙少量喪失；中成巖階段由于緊鄰烴源巖，受酸性流體溶蝕作用較大，形成了較多的粒間、粒內(nèi)溶孔，局部充填有方解石、方沸石等膠結(jié)物。半深湖—深湖相泥頁巖夾有薄層的濁積巖，雜基含量高，原生孔隙較少。后期埋藏過程中，烴源巖熱演化過程中釋放的大量有機酸溶蝕了巖屑與雜基，形成較多的粒間、粒內(nèi)溶孔。

圖7 柴窩堡凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組儲層發(fā)育模式

5 有利儲層預(yù)測

近岸水下扇扇緣砂礫巖體規(guī)模較大，溶蝕孔隙較發(fā)育，緊鄰厚層烴源巖，為柴窩堡凹陷蘆草溝組油氣聚集最有利的沉積相帶(圖1)。在斷層附近的近岸水下扇扇緣砂礫巖體裂縫較發(fā)育，儲集性能應(yīng)該更好。濁積扇相砂體規(guī)模相對較小，具有一定的溶蝕孔隙，其包裹于厚層烴源巖內(nèi)可形成“甜點”儲層。近岸水下扇扇中砂礫巖體雖然比較致密，且距離烴源巖較遠(yuǎn)，但在斷層及構(gòu)造裂縫的溝通疏導(dǎo)下仍具有一定的勘探潛力。綜上所述，蘆草溝組的有利勘探方向應(yīng)該為北部的近岸水下扇扇緣砂礫巖，以儲層發(fā)育模式為指導(dǎo)，結(jié)合構(gòu)造圈閉發(fā)育特征，在近岸水下扇扇緣分布范圍內(nèi)部署了新永地1井。目前，已在蘆草溝組上部砂礫巖中測井解釋出5層油層，累計厚度為8.06 m，取得了良好的應(yīng)用效果。

6 結(jié) 論

(1) 柴窩堡凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組主要發(fā)育粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔與微裂縫，以超低孔超低滲、超低孔特低滲儲層為主，特低孔特低滲儲層次之。

(2) 近岸水下扇扇中在早成巖階段受垂向和側(cè)向壓實影響導(dǎo)致原生孔隙減少，中成巖階段酸性流體溶蝕作用弱、黏土礦物膠結(jié)作用強，儲層物性整體變差。近岸水下扇扇緣在早成巖階段垂向壓實強、側(cè)向壓實弱，中成巖階段受酸性流體溶蝕形成較多的粒間、粒內(nèi)溶孔，成為油氣聚集最有利的沉積相帶。濁積扇砂體與半深湖—深湖相烴源巖互層，在晚期成巖階段形成一定的粒間、粒內(nèi)溶孔，為研究區(qū)較有利的“甜點”儲層。