尕斯库勒油田新近系油藏地质特征及主控因素分析

2020-04-25韩璐媛牟中海

石油地质与工程 2020年1期

韩璐媛，牟中海

（西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610059）

油藏控制因素分析一直是油田开发过程中备受重视的问题，众多学者在不同地区的研究成果[1-7]表明，油藏控制因素多种多样，且不同盆地不同油藏的控制因素各异。如许璟等[1]通过研究认为，志丹地区油藏主要受沉积微相、鼻状构造与古地貌的控制；张小莉等[2]指出临邑洼陷油藏主要受沉积相带、断层与砂体展布的控制；李涛等[3]明确了鸭西地区岩性油藏的形成与分布主要受构造背景、沉积相带、输导体系及岩性特征的控制。因此，只有对某一油藏的控制因素进行全方位、多因素综合分析，才能明确其主要控制因素。

尕斯库勒油田是目前青海油田的主力油田之一，其年产量占老区注水开发油田年产油的35.7%，是典型的长井段、多油层、薄互层油藏，储层分布具有“薄、多、散、杂”的特点。前人研究表明，尕斯库勒油田的大部分油藏主要受岩性、物性因素控制，次为构造因素，是发育于构造背景下的岩性油藏。尕斯库勒油田在开发过程中常出现较大的注采矛盾，用现有的油藏主要受岩性、物性控制的观点无法解释，因此，本文在大量实际资料和地质研究成果的基础上，结合尕斯库勒油田储层的宏观和微观特征，从构造特征、沉积微相、成岩作用等多个方面，对区内新近系油藏的控制因素进行了系统分析，旨在进一步落实尕斯库勒油田新近系油藏的主控因素，为下步精细勘探和开发提供科学、可靠的地质依据。

1 区域地质概况

尕斯库勒油田位于青海省柴达木盆地西部南区茫崖坳陷[8]，属茫崖坳陷区尕斯断陷亚区红柳泉跃进一号断鼻带上的一个三级构造（图1），其北端以Ⅺ号断层为界，东翼以Ⅰ号逆断层与油砂山油田相接，南端以阿拉尔断层与跃进二号油田相邻，西翼以Ⅲ号断层为界与砂西区块相连[9-12]。沉积地层主要为古近系、新近系，主要发育于坳陷时期，基本上为一套连续沉积。地层底部主要为一套湖泊沉积体系，中上部发育辫状河三角洲沉积体系和扇三角洲沉积体系，在新近系末期发育辫状河沉积体系，物源主要来自于西北部、西部和西南部方向，主要受来自阿尔金山的阿拉尔物源和来自昆仑山的祁漫塔格物源控制。

图1 研究区构造位置

2 构造特征

图2 为新近系下油砂山组IV 油组1 小层顶界面构造图，其构造形态为不对称断背斜，构造最高点位于X3324 井处，海拔高度为1 300.0 m，最低点位于构造西翼，海拔高度为1 080.0 m。构造东翼缓（倾角5°～9°）、西翼陡（倾角7°～16°），北部高、南部低，轴部较为平坦。北部靠近Ⅱ号断层的地层破碎严重，目前地震、钻井很难识别，较大断裂发育的工区南部地层主要发育3，15，16，17 号断层，断层近北东走向，有正断层，也有逆断层。纵向上，各层构造断裂特征相似，无明显的构造变化，具有较好的继承性。

3 沉积微相特征

研究区新近系主要受阿拉尔物源和祁漫塔格物源控制，形成了一套辫状河三角洲体系，从下向上由三角洲前缘亚相演化为三角洲平原亚相，最后以辫状河沉积相结束。

3.1 沉积微相划分

以下盘IV 油组为例，通过对区内600 余口钻井的测井、录井等资料分析，结合岩心观察，对目的层的沉积相进行综合判定，为一套辫状河三角洲前缘亚相沉积，可细分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、远砂坝和席状砂等沉积微相（表1）。

水下分流河道：岩性主要以粗砂岩和含砾砂岩为主，河道砂体厚度0.5～7.0 m，砂体底面为冲刷面，冲刷面上发育含砾的滞留沉积，砂体粒度比较粗，整体呈上细下粗的正粒序。自然伽马低值，呈高幅钟形、箱形、齿化箱形及其组成的复合型；自然电位曲线为高幅钟形、箱形，偶见漏斗形。

水下分流河道间：岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩夹薄层粉砂岩，砂质纹层较发育。自然伽马中高值，呈微齿形；自然电位曲线为低幅的线形或齿化线形。

图2 新近系下油砂山组IV 油组1 小层顶界面构造

表1 沉积微相特征

河口坝：岩性以砂岩和细砂岩为主，砂岩比较纯净，磨圆度和分选性好，砂层厚3.0～5.0 m，多呈反粒序。自然伽马低值，多呈漏斗形，少见箱形；自然电位曲线呈中-高幅漏斗形、漏斗形-箱形或其组成的复合型。

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远砂坝：岩性主要为细砂岩、粉砂岩，粒度较细，砂层比较薄，发育沙纹层理、平行层理和波状层理。自然伽马中值，多呈漏斗形和指形，少见钟形；自然电位曲线多为漏斗形。

席状砂：岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，粒度细，砂层薄，粒序变化不明显，受波浪和湖流改造比较强烈，砂层一般厚2.0 m。自然伽马中低值，呈指形、尖齿形；自然电位曲线多为中幅尖齿形和指形。

3.2 沉积微相展布

尕斯库勒油田新近系沉积经历了多期湖水进退过程，IV 油组处于湖退阶段。主要物源方向为西北方向和西部，物源供应充足；沉积环境整体为辫状河三角洲前缘亚相（图3）。其中，水下分流河道发育，砂体厚度为0.5～7.0 m，呈条带状分布，方向主要为北西向；河口坝砂体厚3.0～5.0 m，多呈透镜状、条带状分布；席状砂是由水下分流河道砂体和河口坝砂体在波浪作用下改造而成，一般厚2.0 m，多在水下分流河道和河口坝的外围呈片状分布。

图3 新近系下油砂山组IV 油组1 小层沉积微相

4 成岩作用

成岩作用对砂岩储层物性起着重要作用[13]。通过对研究区岩心及岩石薄片、铸体薄片的观察统计，结合扫描电镜，按照成岩作用对储层的影响分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用，其对储层孔隙发育有着显著的影响[14]。

4.1 破坏性成岩作用

（1）机械压实作用。区内目的层段砂岩埋深大致1 400.0～2 700.0 m，处于浅埋藏到中等埋藏，石英含量相对较低，抗压实性差的塑性碎屑（长石、岩屑等）含量相对较高，在很大程度上导致了中等程度的压实作用。主要表现为：①泥质、云母等塑性碎屑发生弯曲变形；②刚性颗粒的压裂，表现为物理性质十分稳定的石英形成不规则裂纹，也可见岩屑嵌入长石颗粒之中（图4a）；③部分石英颗粒波状不均匀消光；④部分长石颗粒波状不均匀消光。

（2）胶结作用。胶结物含量高，胶结物类型主要有方解石、自生黏土矿物，其中以方解石胶结为主（图4b）。方解石胶结物在纵、横向上分布不均，并可在个别地区、局部井段集中出现，其结构多为晶粒结构、嵌晶结构及连晶结构等，多呈斑块状分布，是本区主要成岩作用类型，

（3）交代作用。本区储层岩石中交代作用类型众多且强烈，多与胶结物、自生矿物有关。由薄片鉴定可知，区内岩石中最为发育的交代作用为方解石交代长石（图4c）。

4.2 建设性成岩作用

（1）溶蚀作用。被溶蚀的物质主要有不稳定颗粒和胶结物，如长石、碳酸盐胶结物等。最常见的是长石碎屑的溶蚀，多见长石边缘溶蚀成港湾状（图4d）。研究区砂岩中长石主要为钾长石，溶蚀作用多发育于颗粒边缘、解理缝、双晶缝、裂纹等薄弱部位。随溶蚀作用增强，长石溶蚀呈蜂巢状、残缕状。区内砂岩储层中亦可见斑块状碳酸盐胶结物的溶蚀现象。

图4 成岩作用显微照片

4.3 成岩作用对孔隙结构的影响

（1）机械压实作用主要是使沉积物紧密成岩和缩小原生孔隙，随着上覆载荷的不断增加，沉积物所承受的压力不断增大，沉积物中颗粒的填积方式发生调整，某些软性沉积物变形，并被挤入孔隙内；脆性沉积物被压裂，颗粒与颗粒之间的接触关系由点接触逐渐变为线接触，甚至镶嵌接触。机械岩石作用使得孔隙和喉道变小，物性变差。

（2）区内胶结和交代作用可分为早、晚两期。早期以胶结作用为主，交代作用次之；主要表现为碳酸盐胶结物的沉淀，黏结颗粒，使沉积物固结成岩以及碳酸盐胶结物交代碎屑颗粒、充填孔隙等，使物性变差。晚期以交代作用为主，主要表现为方解石的白云石化、长石的泥化以及硬石膏交代碎屑颗粒等，交代作用可增大孔隙，也可缩小孔隙。如果被交代矿物的体积小于新形成矿物的体积，则孔隙缩小，反之则孔隙增大。

（3）溶蚀作用是形成和扩大储集空间的重要成岩作用，对改善孔隙结构，提高物性起着重要作用。

综上所述，成岩作用对物性的影响既有弊（压实作用、胶结作用降低孔隙），也有利（溶蚀作用扩大孔隙）。

5 油气成藏主控因素

5.1 构造对油藏的控制

由图5 可以看出构造对油藏的控制主要体现在以下几个方面：

（1）油藏分布整体受鼻隆构造控制，油砂体主要发育于构造高部位，集中在构造等值线大于1 230.0 m 的区域，低部位主要为水层。例如位于高部位的3321，3410，3527，790 井区富含油。

（2）微幅度构造对局部油气的聚集具有控制作用，例如X3323，3410 井区的正向微型构造富含油。

（3）断层对油气的聚集也具有一定的控制作用，例如3790，371，395 井区的油砂体主要受断层控制，具体表现为油藏高部位受断层封堵形成油水分界。

5.2 沉积微相对油藏的控制

由图5 可以看出，区内不同沉积微相中均有油层发育，表明单一沉积微相对油层展布的控制不明显。但由于不同沉积微相发育不同的砂体，具有不同的物性特征和分布特征，即沉积微相控制砂体展布，而砂体对油层展布又具有一定的控制作用，所以沉积微相对油层展布也具有一定的控制作用[15-17]。大量统计结果表明，区内油层展布主要受水下分流河道与河口坝沉积微相控制。西部319，349 井区及东部3430，3650 井区上倾方向均受水下分流河道微相相界控制；中部371，380 井区上倾方向受水下分流河道和席状砂微相相界控制，两侧受断层控制；南部395，393 井区上倾方向受水下分流河道、席状砂和河口坝微相相界控制，侧向受断层控制。

5.3 成岩作用对油藏的控制

油气运移的输导通道是成藏过程中不可缺少的桥梁，其主要由具有一定孔渗条件的砂层、可作为流体运移通道的不整合面以及具有渗透能力的断裂或裂隙组成[18]。区内的建设性成岩作用主要有溶蚀作用和破裂作用，既增加了储层的渗透性，又改善了砂岩储层的储集性能，但对油砂体的分布并不起控制作用。区内的压实作用使储层的物性变差，但并不控制油砂体的平面展布。

图5 新近系下油砂山组IV 油组1 小层构造、沉积微相与油砂体分布叠合分析

胶结作用主要利用取心资料进行研究，但研究区取心井较少，因此，建立少量的取心井成岩作用与测井曲线之间的关系是解决这一问题的关键。通过对取心资料的成岩作用与测井资料的分析发现，自然伽马与自然电位曲线组合能较好地反映胶结作用特征。自然伽马主要反映砂与泥的相对含量，高值为泥岩特征，低值为砂岩特征；自然电位主要反映渗透性能，负异常表示渗透性能好，正异常表示渗透性能差，所以自然伽马低值且自然电位正异常段代表渗透性差的砂岩段。通过对该砂岩段的成分、成岩史等分析，发现导致其渗透性能差的主要原因为胶结作用，因此，对其进行平面追踪，可以落实胶结带的位置。

图6 为48 井胶结作用与测井曲线关系图，由图可知，1 915.0～1 923.0 m 井段自然伽马呈钟形低值，自然电位微齿正异常，该段岩心薄片镜下显示方解石连片胶结，物性测试孔隙度8.05%，渗透率0.53×10-3μm2，储层为致密砂岩，制约了流体运移。