柴西南区湖相碳酸盐岩勘探潜力评价

施奇,张永庶,吴颜雄,杨智,夏晓敏,赵权

(1.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院,甘肃 敦煌 736202;2.中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

1 研究区概况

相比于海相碳酸盐岩,湖相碳酸盐岩油气勘探在20世纪90年代后期才逐渐被关注[1-4].随着勘探的不断推进,在国内多个盆地湖相碳酸盐岩中发现了工业油气流.从已探明的储量规模来看,渤海湾盆地储量最大,其次是四川和柴达木盆地[5-6].准噶尔盆地的吉木萨尔凹陷、玛湖凹陷等地区也获得多个新发现[7],形成了规模储量接替区.各油田的实际勘探资料对比表明,湖相碳酸盐岩储层类型多,岩性复杂,物性总体比碎屑岩差,但成藏条件较好,油气富集主控因素多,是油气勘探的重要接替领域[8-17].

柴达木盆地西部新生代广泛发育湖相碳酸盐岩,通过多年勘探,已在跃进、砂西、红柳泉、花土沟、狮子沟、咸水泉、开特米里克、南翼山、大风山、油泉子和尖顶山等地区钻遇了碳酸盐岩,并在一些地区获得了工业油气流.近年来,英西地区在下干柴沟组上段的灰云岩储层勘探中取得重大突破,钻遇多口千吨井,估计储量规模达1X108t.下干柴沟组上段的碳酸盐岩在柴西南斜坡区的分布面积达730 km2(见图1),已探明地质储量929X104t,但因为地质条件复杂,储层内部结构多样,对储层控制因素不明确,导致储量动用效果差.柴西南区与英西地区碳酸盐岩具有相似的地质背景[18-22],对柴西南区碳酸盐岩开展再评价工作十分必要.本文应用大量钻井岩心和实验分析资料,对研究区烃源岩和储集层特征、源储配置等成藏条件进行了综合评价,优选了有利勘探领域,为该区开展碳酸盐岩油藏勘探提供了充足的依据.

图1 柴西南区下干柴沟组上段沉积相

2 成藏条件分析

2.1 古构造背景

古构造恢复研究表明,在古近纪末期至新近纪早期,受青藏高原持续隆升挤压作用影响,柴西地区发育一系列同沉积断层,在其控制下形成了继承性的古斜坡和隆凹相间的古地貌格局[23].下干柴沟组上段沉积前,柴西南古地貌整体表现为西高东低的稳定宽缓斜坡,从北往南可划分为七个泉-红柳泉斜坡、跃进斜坡、扎哈泉-乌南斜坡,局部区域发育水下低隆起,往东整体倾没于凹陷区,古今构造继承性好(见图2).

图2 柴西南区N21末期-E32古构造

该古构造背景对油气成藏有2个主要作用:1)稳定宽缓的斜坡地带有利于碳酸盐岩的广泛沉积.构造相对较高的低隆区有利于高能的藻丘和颗粒滩沉积,如跃西构造发育厚层物性较好的藻灰岩;构造位置相对低洼的地区多发育相对低能的灰泥坪、泥灰坪,岩性多以泥灰岩、泥晶灰岩等为主,如红柳泉地区、砂西地区.2)斜坡-凹陷区的湖相碳酸盐岩离优质烃源岩较近,或呈互层状分布,有利于油气短距离运聚成藏,形成源内或近源型油藏.

2.2 烃源岩条件

柴西下干柴沟组上段(E32)时期为最大湖泛期,发育了一套半咸水-咸水环境湖相烃源岩.前人研究表明,该套咸化湖盆烃源岩生烃母质以葡萄球藻和颗石藻为主,自身含有的大量可溶有机物使其在低温条件下即使未达到通常的生油门限温度也可大量生烃,是一种优质生烃母质[24-25].柴西南区烃源岩的主要生油成熟度范围较宽,镜质体反射率Ro基本在0.50%～1.30%.Ro为0.50%时,液态烃量明显增大;Ro为0.80%左右时,液态烃量达到最大;Ro为1.30%时,液态烃产率急剧下降[21].这反映了柴西古近系盐湖相烃源岩在中等成熟阶段即可达到生烃高峰.

通过新钻井并结合重点井地化综合分析:该套烃源岩以暗色泥岩和灰质泥岩为主,厚度最大超过1 000 m,最大面积达到2 000 km2;总有机碳质量分数(TOC)主要分布在0.80%～1.60%,最高可达4.32%,Ro值为0.40%～1.25%,干酪根类型以Ⅰ-Ⅱ1型(腐泥型)为主.

2.3 碳酸盐岩储层分布

2.3.1 储层岩石学特征

依据区内大量岩心观察、薄片和实验分析资料,柴西南区E32湖相碳酸盐岩主要为石灰岩,并见白云石化,包括藻灰岩、颗粒灰岩和泥晶灰岩(见图3).藻灰岩由藻叠层灰岩、藻纹层灰岩、藻团块灰岩和藻泥晶灰岩组成;颗粒灰岩的类型主要为亮晶-泥微晶鲕粒灰岩,其次为亮晶-泥微晶生屑灰岩和球粒灰岩;泥晶灰岩是石灰岩中最常见的岩石类型,细分为泥晶灰岩、藻泥晶灰岩和含陆屑或含颗粒泥晶灰岩等,进一步区分,经常可见含陆屑泥晶灰岩、陆屑泥晶灰岩和泥灰质碎屑岩的过渡类型.全岩X衍射测定结果表明,碳酸盐岩的矿物成分主要为方解石和白云石,常见石膏、硬石膏和黄铁矿等非碳酸盐自生矿物,并且常有陆源碎屑混入,包括石英、长石和泥质.X衍射分析化验数据揭示各类矿物体积分数为:方解石27%,白云石(含铁)22%,陆源碎屑20%,黏土矿物16%.整体上,碳酸盐岩矿物50%～70%,硅酸盐矿物10%～20%.

2.3.2 储集空间特征及物性特征

通过铸体薄片观察,从成因角度划分,柴西南区碳酸盐岩储层的储集空间类型包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝,以次生孔隙为主.原生孔隙受沉积环境控制,浅滩和藻丘微相比较发育,可分为生物体腔孔和粒间孔(见图3a,3g),原生孔隙一般较难完整保存,后期多被方解石、硬石膏或沸石充填或半充填.次生孔隙为各种溶蚀作用形成,成岩作用的影响较大,是区内碳酸盐岩成为储层的重要因素,可细分为窗状孔、粒间、粒内溶孔、铸模孔、晶间溶孔和溶蚀扩大孔等(见图3b-3f,3h-3i).藻纹层灰岩溶孔最发育,多沿纹层间溶蚀,其他灰岩主要因后期方解石胶结、交代作用形成一些粒间溶孔和晶间孔.微裂缝对储层有着沟通疏导的作用,包括成岩收缩缝和构造缝,溶蚀缝则是对早期形成的裂缝进行溶蚀扩大.

图3 柴西南区E32湖相碳酸盐岩储集层特征

由研究区136块岩心物性统计结果可知,藻灰岩类物性最好,其次为颗粒灰岩类,泥晶灰岩类物性最差(见表1).

表1 研究区岩心物性统计结果

2.3.3 储层控制因素分析

沉积作用是控制储层性质的基础作用:一方面,沉积作用影响碳酸盐岩储层的岩石组合类型和发育规模,受原始构造、水深、温度、盐度、波浪等共同作用的影响,碳酸盐岩的岩性也不同;另一方面,沉积作用控制储层的孔隙类型,高能浅滩相及岸滩相沉积环境下,有利于生物生殖而形成枝管藻原生体腔孔,颗粒灰岩更容易保留部分原生孔隙,为后期进行建设性成岩作用及形成丰富的次生孔隙奠定了基础.

成岩作用对储层性质具有决定性影响.区内湖相碳酸盐岩经历多种成岩作用,其中对储集空间有较大影响的包括胶结作用、溶蚀作用以及白云石化作用.胶结作用是导致研究区灰岩储层致密的主要因素,既可以胶结绝大部分原生孔隙,在一定条件下还可以对次生孔隙进行胶结减孔.据镜下铸体薄片观察,区内胶结物主要为亮晶方解石,其次是石膏(硬石膏).鉴定统计揭示,胶结作用可使孔隙度降低10%～20%.溶蚀作用是研究区储层主要的增孔作用,包括大气淡水溶蚀作用和埋藏有机酸溶蚀作用:大气淡水溶蚀作用主要见于各类藻灰以及颗粒灰岩中,结果是形成形态不规则、大小不一、孔隙与喉道无明显分异、连通性极好的储集空间,产生的孔隙占总孔隙的50%左右,因此是最主要的增孔作用,也是控制储层的主要因素;有机酸的溶蚀主要发生在埋藏成岩期开放或较开放的成岩环境中,有机酸通过断裂运移到灰层,沿原生孔隙、节理裂隙发生有机酸溶蚀,形成非组构选择性次生溶孔,孔隙贡献率5%～10%.白云石化作用对研究区储层物性有一定改善,区内白云石化作用普遍见于泥晶灰岩以及各类藻灰岩中,白云石为泥粉晶他形,呈团斑状或零星状分布.白云石化作用形成收缩晶间孔,孔隙喉道增加,为后期溶蚀作用提供了很好的通道条件.通过所有岩石类型中白云石含量与其覆压孔渗的相关关系揭示,白云石含量较高的层段,孔渗相对较高[22,26].

构造作用是重要的改造储层因素.构造断裂作用形成的裂缝本身可作为储集空间,也有利于改造储集性能.裂缝可沟通孔隙,提高储层的渗透率,同时也有利于孔隙水和地下水的活动及溶蚀孔隙的发育,形成统一的孔-缝系统.柴西地区构造活动频繁,喜山中期和喜山晚期构造运动较强烈,影响范围大,深大断裂在活动期间可产生大量的次级断裂或节理缝[27].

2.4 源储配置条件

柴西E32最大湖泛期全盆接受大面积沉积,在宽缓的沉积背景下,湖盆沉积基准面来回迁移,受水体震荡、深度频繁变迁的影响,滨浅湖与半深湖、深湖环境交替出现.该时期广泛发育的半深湖-深湖相泥岩与位于其附近的滨浅湖碳酸盐岩储集层的颗粒灰岩、藻灰岩、灰云岩等互层,且横向延伸面积大,有利于储集体与源岩的广泛接触,形成源储间互组合,从而有利于源内或近源型油气聚集.根据源储配置关系,柴西南区湖相碳酸盐岩油藏主要存在2种类型的成藏组合:一种属于近源型油藏组合,烃源岩中生产的油气经短距离运移至构造相对高部位的藻灰岩、颗粒灰岩储集层中,形成构造控制下的岩性油藏,如跃进斜坡的跃西油藏;另一种属于源内包裹式成藏组合,烃源岩中生成的油气在压差作用下克服毛细管压力,以渗流扩散的方式近距离聚集在泥晶灰岩、藻灰岩等储集体中,形成源储一体组合,且纵向上多套叠置,横向上复合连片,明显不受构造控制,如红柳泉、砂西-尕斯外围的致密油藏.

对Yh106井系统取心精细刻画表明(见图4),E32有效储层与优质源岩呈互层状分布.储集岩为藻灰岩、灰云岩,自然伽马低值,具荧光、油迹、油斑等油气显示,实测孔隙度7.5%,渗透率0.12X10-3μm2,测井解释为油水层.该层段试油获得工业油流,压裂投产,日产油8.2 t,累计产油1 000 t;上、下源岩为深灰色泥岩、灰质泥岩,自然伽马高值,TOC高达3.10%,为优质烃源岩,与碳酸盐岩储集体互层,源储配置好.

3 勘探潜力评价

通过研究与钻探实践证实,柴西南区E32碳酸盐岩单层厚2～8 m,纵向层段多,横向连续性好,含油井段长,可达400～600 m,累计厚度达30～40 m,油层分布可不受构造控制(见图5),具有良好的勘探前景.结合勘探现状、源储配置、构造埋深等因素,厘定了两大有利区带,即跃进斜坡区常规油藏区带和红柳泉-砂西-尕斯区致密油藏区带(见图6),碳酸盐岩有利勘探面积480 km2,是下步勘探的目标区.

跃进斜坡区常规油藏区带碳酸盐岩有利勘探面积101 km2,油藏埋深1 500～1 800 m.前期已在构造高部位——跃西油田探明地质储量342X104t,近期在斜坡部位钻探的Y87井在藻云岩中油气显示良好,指示了该区带碳酸盐岩具有较好的勘探潜力.

红柳泉-砂西-尕斯致密油藏区带有利勘探面积379 km2,油藏埋深2 500～4 000 m,前期已探明地质储量587X104t.近年来,在该区带钻探的Yh106井获得工业油流,S105,S107井在灰层段获得荧光、油迹等较好的油气显示,证实该区带碳酸盐岩具有开发价值.

图4 柴西南区Yh106井源储综合评价

图5 柴西南区红柳泉-砂西-尕斯区带E32油藏对比剖面

图6 柴西南区E32湖相碳酸盐岩勘探区带综合评价

4 结论

1)柴西南区E32具继承性的古斜坡和隆凹相间的古地貌背景,整体为滨浅湖沉积,有利沉积相带为藻丘和灰云坪,发育了盆地分布最广、最优质的烃源岩,有机碳质量分数达4.32%,源储配置条件好,有利于形成源内或近源型油藏.

2)通过综合评价,认为柴西南区E32碳酸盐岩油藏具有良好的勘探前景,评价研究厘定跃进斜坡区常规油藏区带和红柳泉-砂西-尕斯区致密油藏区带,碳酸盐岩有利勘探面积480 km2,是下一步碳酸盐岩油藏勘探的有利目标区.