扎哈泉凹陷致密储层特征分析

2019-08-02

福建质量管理 2019年14期

(成都理工大学四川成都 610059)

引言

研究表明，扎哈泉凹陷是柴达木盆地西部南区的重要生烃凹陷之一。根据目前的油气勘探开发情况，柴西地区聚集了柴达木盆地80%-90%以上的油气产量，所以该地区被称作柴达木盆地今后的重点油气勘探区。前人对扎哈泉凹陷已经有不少的研究，并且取得了一定成果。如今在扎哈泉凹陷周缘发现了昆北、乌南等大量油气藏。前人对烃源岩、构造特征都进行了大量的研究，储层的研究相对较少，所以我们对具体的储层特征正在进一步的研究。

一、区域地质概况

柴达木盆地位于青藏高原的北部，面积12万km2。柴达木盆地牛鼻子梁-茫崖一线以西的地区，位置上处于柴达木盆地的西部，所以叫做柴西地区。柴西地区面积约20000km2，有利勘探面积17670km2。

研究区位于柴达木盆地西南部(简称柴西南)，介于北部的阿尔金山和西南的昆仑山之间，东部以乌南斜坡为边界，整个柴西南地区近似为一个三角型区域。扎哈泉凹陷斜坡区，主要是尕斯库勒油田以南，昆北断阶带以东，狮子沟、油砂山断阶带以西的地区。包括的主要构造有：跃进II号、跃东、跃进IV号、乌南、绿草滩和昆北断阶带等。

二、储层沉积地层

路乐河组，该套地层主要是一套暗色的粗碎屑沉积，含有少量的砂岩和砂质泥岩。下干柴沟组，分为上段和下段，下干柴沟组下段的地层沉积分布范围较大，厚度大部分大于300m，主要发育的是泥岩，各个区域分布的泥岩特征也不一致；下干柴沟组上段在各个区域的沉积特征也有差别，但主要还是以灰色的泥岩为主，含有较粗的砂岩和少量的砾岩。上干柴沟组与下层地层连续沉积，该层地层也可以分成两段，下段主要是泥岩沉积，含有少量的砂岩；上段的岩性不一，主要为含砾砂岩，还含有少量的泥岩。下油砂山组的地层与下伏地层连续沉积，岩性以砂质泥岩为主，还含有少量的泥岩。上油砂山组厚度变化范围较大，与下伏地层也是连续沉积，最厚的地区有2000多米，岩性以砂岩为主。狮子沟组岩性变化较复杂，含有灰色的砾岩、砂岩，还可以见到粉砂岩和泥岩互层。七个泉组，由于地层较新，出露地表后，遭遇风化剥蚀，岩性大部分都是砾岩、砂砾岩这类粗碎屑岩。

三、储层岩性特征

根据已有资料的岩芯和薄片分析得出，扎哈泉凹陷的储层的岩性大多是碎屑岩，岩石基本上是以长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，只有少数的碳酸盐岩。碎屑岩颗粒主要是长石、石英，有较少的暗色矿物，而碳酸盐岩屑相对高，所以有混积的特点。填隙物是碳酸盐、黏土矿物等组成。岩石的粒度较细，大部分都是细砂岩、粉砂岩。

岩心观察发现，扎哈泉凹陷斜坡区N1中上部厚砂岩含油性较差，并且体现出N1含油层砂体厚度相对较小，含油性较差的砂体厚度较大的特征。

四、储层物性特征

(一)储集空间类型。碎屑岩储集空间特征。对扎哈泉地区上干柴沟组砂岩的进行薄片分析，可以分别为原生孔隙及次生孔隙。其中研究区原生孔隙主要以剩余原生粒间孔为主，可见到少量正常粒间孔，二者占总孔隙度的64%左右，次生孔隙主要是溶蚀孔、晶间溶蚀孔和裂缝等，溶蚀孔和晶间孔占总孔隙度的35%，偶尔可见到裂缝发育，占总孔隙度的1%左右。

研究区灰岩致密储层的储集空间三大类为包括次生孔隙、原生孔隙和裂缝。次生孔隙，由于晚期大气淡水溶解或成烃期有机酸溶蚀作用形成，成岩作用的影响较大，是灰岩成为致密储层的重要因素，可细分为粒内、粒间溶孔铸模孔、晶间孔和溶蚀扩大孔。主要发育藻叠层灰岩、藻泥晶灰岩、颗粒灰岩、颗粒灰岩、藻团块灰岩和泥晶灰岩。其他灰岩主要为后期方解石胶结、交代作用形成一些粒间溶孔和晶间孔。原生孔隙，受沉积环境控制，滨浅湖亚相原生孔隙比较发育，由枝管藻原地堆积和颗粒原地堆积而成，可分为生物体腔孔和粒间孔，生物体腔孔主要发育在枝管藻灰岩和生物碎屑灰岩中，粒间孔主要发育在颗粒灰岩和藻团块灰岩中。裂缝，裂缝对该区致密储层的形成有重要的意义，主要对致密性储层起到沟通疏导的作用。由于柴西南地区灰岩受机械沉积和化学沉积双重作用的影响，成岩收缩缝最为常见。

(二)储层孔隙度与渗透率。研究表明，扎哈泉凹陷斜坡区的产油层段是在N1底部，而中上层基本上都是出水。我们通过岩心观察、储层物性研究可以得出，研究区基本上都存在N1的下部储层物性差，而N1的中上部储层物性相对好的特点。

扎2井产油段(3292.53-3302.41m)储层孔隙度主要分布在2.90～8.04%，大部分的样品的孔隙度小于8%，平均孔隙度在5.27%；渗透率小于1×10-3μm2，大部分小于0.5×10-3μm2，储层物性较差，属于典型的特低孔-超低渗储层。该区出水段的储层物性相对出油段较好，孔隙度分布在6.88～15.68%范围内，大部分都是在10～15%，其均值为10.77%；渗透率在0.09～15.75×10-3μm2，大部分分布在1～10×10-3μm2，均值为2.68×10-3μm。

扎3井的特征基本上与扎2井的特征一致，产油段储层物性明显比出水段储层物性差，出水段储层孔隙度为6.2～20%，均值为15.51%，渗透率为0.13～457.3×10-3μm2，均值为200.31×10-3μm2；而出油段孔隙度为5.8～8.3%，渗透率小于0.66×10-3μm2。

综上所述，扎哈泉凹陷斜坡区N1主要产油层段在N1的下部，物性相对差，属于超低孔-特低渗储层，而上部物性相对较好。根据(李俊武，2016)研究表明，结合柴西南地区的储层岩石特征、储层特征、孔隙特征，对该区的储层进行评价，认为渗透率小于1mD，孔隙度小于10%的储层为致密储层。从而可以判断扎哈泉地区N1下部的砂岩为典型致密储层，为所研究的N1致密油藏形成提供了条件。