柴达木盆地昆北油田路乐河组沉积相及储层特征

2010-07-31张子亚付锁堂宫清顺黄革萍

成都理工大学学报（自然科学版） 2010年5期

付玲张子亚付锁堂宫清顺黄革萍

（1.西北大学地质学系，西安710069；2.中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202；3.中国石油杭州地质研究院，杭州310023）

辫状三角洲是由辫状河体系前积到停滞水体中形成的富含砂和砾石的粗碎屑三角洲［1，2］。不同规模的辫状三角洲沉积在中国中、新生代含油气盆地大量发育并成藏，如准噶尔盆地克拉玛依油田下侏罗统八道湾组油藏［3］、胜利油田孤东矿区第三系沙河街组油藏［4］、塔里木盆地库车拗陷古近系库姆格列木群底砂（砾）岩段、白垩系巴什基奇克组和舒善河组油层［5］等，它们已成为中国碎屑岩油气勘探的重要沉积体系之一。2009年柴达木盆地西南地区切602井获工业油流，揭示了昆北油田切6区路乐河组油藏为岩性油藏。目前在路乐河组辫状三角洲沉积体系中发现了切6区、切16区2个油藏。由于受资料限制，前人对柴达木盆地西南地区路乐河组沉积储层研究较少，本文通过大量详实的资料，解剖了路乐河组沉积相及储层发育特征，从而对该区的油气勘探生产具有重要意义。

1 区域背景

昆北油田位于柴达木盆地西部祁漫塔格山北缘的昆北断阶带上。昆北断阶带是在古生代变质岩和海西期花岗岩复合基底之上，继承性发育起来的一个古构造，是昆仑山隆升向盆地挤压形成的昆北大逆断裂主控的断阶构造。新生代古近纪西高东低，新近纪构造返转，西部沉降东部抬升，这一构造过程形成了众多的构造、岩性圈闭。昆北断裂上盘埋深2km左右，下盘埋深4～6km。断裂带上盘由断裂分隔，平面上呈分块状。研究区位于北倾斜坡背景上由反冲断层控制的断鼻或断背斜构造带上［6～9］（图1）。

图1 研究区构造位置图Fig.1 Tectonic location of the study area

本区路乐河组地层（E1＋2）残余厚度为92～200m，与下伏基岩地层的花岗岩、变质岩呈区域角度不整合接触，与上覆干柴沟组亦呈角度不整合接触。依据层序地层学原理和岩性－电性组合特征，路乐河组被划分为1个三级层序、3个四级层序。研究区内切16井区位于古隆起区，缺失早期的Ⅰ层序地层。

2 沉积特征

沉积相研究的主要依据是相标志及纵向组合序列［10］。本次研究所采用的沉积相标志包括岩性、沉积构造、重矿物、粒度及测井相标志。

2.1 主要相标志

a.岩性特征：岩屑录井、取心资料揭示，路乐河组主要发育砂砾岩、砾状砂岩、中－粗粒砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩等。总体表现为氧化色特征，早中期分选较差，后期分选中等－好，反映了早中期水上沉积、后期水下沉积的演变过程。

b.沉积构造：路乐河组沉积构造多样，发育交错层理、粒序层理、水平层理、块状构造、变形层理、冲刷构造、生物扰动构造、虫孔等。层理与岩性的不同组合是判断沉积微相的重要依据，根据岩性与沉积构造的组合，将路乐河组岩石类型划分为3大类7小类（表1）。

表1 昆北油田路乐河组主要岩石类型及特征Table 1 Rock types and characteristics of Lulehe Formation in the Kunbei oil field

c.粒度：研究区路乐河组粒度曲线以两段式或复杂的两段式为主（图2），以跃移质和悬移质组成，一般不存在推移质，悬移质的质量分数在30%左右，甚至可以达到45%以上，截点突变。这两种粒度特征反映三角洲沉积环境下的分流河道和河口坝等成因环境。

d.测井相：研究区测井曲线形态主要包括箱形、钟形、漏斗形、齿化箱形、齿状、平直状，层间接触关系为突变和渐变接触。

图2 昆北油田路乐河组粒度概率累积曲线特征Fig.2 Grain size probability cumulative curve of Lulehe Formation in the Kunbei oil field

2.2 沉积相类型及相组合特征

2.2.1 沉积相类型

据沉积相标志，结合区域地质背景，认为路乐河组主要发育一套退积型的辫状三角洲沉积相，亚相类型包括辫状三角洲平原亚相、辫状三角洲前缘亚相［1］，微相类型包括（水下）分流河道、席状砂、河口坝、泛滥平原、分流间湾等，各微相沉积特征见表2。

2.2.2 相组合特征

研究区纵向微相组合类型多样，共有5类。Ⅰ型：分流河道－泛滥平原，下部发育多期河道叠加而成的厚层砂砾岩、砾状砂岩，上部发育泥岩，粒度由粗变细（图3－A）。Ⅱ型：泛滥平原－分流河道，整体处于水动力条件较弱的枯水期，河道充填不发育，发育厚层泥岩，局部夹间歇性河道沉积的透镜状砂体（图3－B）。Ⅲ型：水下分流河道－分流间湾，下部发育厚层复合河道叠加的砾状砂岩、中粗砂岩等，上部随水动力减弱，物源供给减少，河道砂体上部覆盖一套分流间湾泥岩，纵向上呈多期由粗到细的沉积旋回叠加（图3－C）。Ⅳ型：水下分流河道－河口坝－分流间湾，该组合类型少见，在前缘局部保存下来的河口坝砂体与分流河道叠加，后期覆盖分流间湾泥岩，构成三角洲前缘较为完整的沉积序列（图3－D）。Ⅴ型：席状砂－分流间湾，研究区整体处于前缘与滨浅湖过渡区，河道砂体不发育，发育细粒席状砂与厚层泥岩间互的组合特征（图3－E）。

通过重点钻井沉积序列分析，路乐河组Ⅰ层序内微相组合以Ⅰ型组合为主；Ⅱ层序内以Ⅰ型或Ⅱ型组合为主；Ⅲ层序内微相组合多样，包含Ⅲ型、Ⅳ型、Ⅴ型等组合类型。纵向相组合序列反映研究区辫状三角洲呈退积型叠加样式［11］，可容空间与沉积物补给速率比值（A／S比值）逐渐增大，沉积粒度由粗变细，砂体厚度由厚变薄，泥岩厚度由薄变厚，晚期主要发育厚层泥岩，砂岩呈薄层透镜状分布。

表2 不同沉积相类型特征表Table 2 Characteristic of each facies

图3 昆北油田路乐河组骨架砂体剖面相组合序列图Fig.3 The combination pattern of the main sand body section of Lulehe Formation

2.3 沉积相平面展布

通过重矿物、轻矿物、古水流恢复、稀土元素等物源分析方法可知，研究区路乐河组物源方向来自南部的祁漫塔格物源。结合古地貌、砂地比平面分布等，恢复路乐河组沉积古面貌，主体发育南西－北东向展布的辫状三角洲沉积，伴随可容空间与沉积物补给速率比值的不断变化，不同砂层组沉积期的砂体形态、规模及平面展布特征不尽相同。路乐河组沉积期，研究区主体位于辫状三角洲平原和前缘亚相，主要发育2期辫状三角洲分支体系。一支位于西侧的切16－切163－切15井，主河道位于切16－切161－切163井一带，该分支体系整体位于平原亚相带，切15井前端位于水下前缘亚相；东部一支位于切17－切14－切6－切13井，主体为平原亚相，往前端切1－切613－切8井过渡为前缘亚相。该体系分别向北西、北东向发育4支主要的复合分支水道，主水道分别位于切14井、切617－切602－切605－切606井、切13－切8、切13井东。两期分支体系间的切4井区是持续古隆起区，起到分隔两支水系的作用，该区的路乐河组砂体不发育（图4）。

3 储层发育特征

3.1 储层岩石学特征

路乐河组储层具有成分成熟度中等－低、结构成熟度中－差、杂基与胶结物含量低、粒度粗细不均、成岩作用弱等基本特征［12］。砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩（图5），少量的长石岩屑砂岩，石英平均质量分数为38%，长石平均质量分数为39%，岩屑平均质量分数为23%；成分成熟度指数（Q／F＋R）值分布范围为0.35～1.08，平均值为0.63，显示出成分成熟度中等偏低的特点。砂岩碎屑颗粒磨圆程度以次棱角状－次圆状为主，分选性中等，多以孔隙胶结为主，颗粒以点－线接触、线－点接触为主，显示出结构成熟度中等偏差的特点。储层砂岩中杂基和胶结物含量低，杂基的质量分数在1%～5%之间，局部样品高达15%以上；胶结物的质量分数平均在5.2%，类型有方解石、白云石、硬石膏及少量的沸石和石英加大。

3.2 储层物性特征

储层物性是决定储层储集性能的关键，其直观的表述为孔隙度和渗透率的大小。据研究区储层物性资料分析统计，路乐河组孔隙度变化范围为1.9%～22.0%，平均为11.5%，峰值集中在7.5%～14.0%；渗透率变化范围为0.01×10－3～501.5×10－3μm2，平均为3.6×10－3μm2，峰值集中在0.5×10－3～10×10－3μm2（图6）。按照石油行业标准属于中低孔、中低渗型储层。

3.3 储层孔隙特征

a.孔隙类型：大量铸体薄片与扫描电镜研究表明，路乐河组储层砂岩孔隙发育，分布比较均匀，孔隙连通性中等。储集空间类型主要以原生粒间孔为主，见少量次生溶孔和微裂缝等（图7）。其中原生粒间孔占现今总孔隙的70%～90%，次生溶孔仅占现今孔隙的10%～20%（图8），多为溶蚀扩大孔或粒内溶孔。

图4 昆北油田路乐河组沉积相平面分布图Fig.4 Sedimentary facies distribution of Lulehe Formation in the Kunbei oil field

图5 昆北油田路乐河组岩石分类图Fig.5 Rock classification of Lulehe Formation in the Kunbei oilfield

b.孔隙结构：根据压汞资料统计分析，昆北油田路乐河组储层砂岩的排驱压力分布范围为0.02～27.2MPa，平均为2.2MPa；饱和度中值压力分布范围为0.2～145MPa，平均为26.1 MPa；最大连通半径分布范围为0.03～35.5μm，平均为6.8μm；中值半径分布范围为0.006～3.6μm，平均为0.3μm；退汞效率分布范围为9.8%～49.9%，平均为30.7%。整体上反映该储层孔隙以微细喉道为主，孔喉分布不均匀，非均质性较强，排驱压力低－中等，饱和度中值压力中等，退汞效率中等，为一套自身弹性能量相对中等偏好的碎屑岩储层，储层孔隙结构中等［12］。

3.4 储层控制因素

昆北断阶带发育辫状三角洲平原分流河道、前缘的水下分流河道、河口坝等砂岩储集体，不同相带储层物性有所差异，其中辫状三角洲平原相带的分流河道砂体储层孔隙度在8%～13%之间；至辫状三角洲前缘水下分流河道与河口坝砂体分选较好、磨圆度较高，其物性相对变好，孔隙度在11%～15%之间；而主水道边部－分流间湾区及辫状三角洲前缘席状砂的储层物性明显变差，孔隙度大多小于8%。

图6 昆北油田路乐河组储层岩心孔隙度、渗透率分布图Fig.6 Core porosity and permeability map of Lulehe Formation in the Kunbei oilfield

图7 昆北油田路乐河组储层储集空间类型Fig.7 The storages types of the Lulehe Formation reservoir in the Kunbei oilfield

图8 昆北油田切6区路乐河组储层孔隙类型Fig.8 Pore types of the Lulehe Formation reservoir of Well Qie 6in the Kunbei oilfield

图9 昆北油田路乐河组储层物性与杂基含量关系Fig.9 Relationship between matrix content and physical properties of the Lulehe Formation reservoir of Well Qie 6in the Kunbei oilfield

杂基含量与储层物性具有较明显的负相关关系（图9）。由于泥质杂基在压实作用下易于变形充填于原生孔隙，使原生孔隙快速减少；并且粒间较高的泥质杂基含量也可以使孔隙水流动不畅，胶结作用强，溶蚀作用减弱，使储层物性变差。

从成岩角度分析，压实作用是储层物性的主控因素，胶结作用相对较弱。路乐河组胶结以及杂基的含量相对较高，但仍以压实作用为主，平均压实损失孔隙为14.8%，占原始孔隙的37.0%；胶结物平均减孔量占6.3%；储层砂岩的溶蚀作用较弱，平均增孔在1%～2%。

昆北油田路乐河组优质储层主要分布在主河道和分支河道发育的区域，呈北东方向展布，切6区储层物性好，具有明显的连片分布特征；切16区则受分支河道的岩性控制，砂体具有连续性，储层物性好。在断裂及不整合面疏导体系沟通下，油气优先运移至储集性能较好的辫状三角洲（水下）分流河道砂体并聚集成藏，形成构造背景控制下的构造－岩性油藏。