柴达木盆地英西地区页岩油储层特征及有利区优选

2020-06-17张道伟薛建勤伍坤宇陈晓冬张庆辉

岩性油气藏 2020年4期

张道伟，薛建勤，伍坤宇，陈晓冬，王牧，张庆辉，郭宁

（1.中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌 736202；2.中国石油青海油田分公司勘探事业部，甘肃敦煌 736202；3.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202）

0 引言

在常规油气资源日益减少的背景下，为了满足国民经济发展的需求，保障国家能源安全，寻找接替资源显得尤为重要。在美国“非常规油气革命”的启发下，世界油气工业开启了转型之路，其勘探开发重点正持续从占油气资源总量20%的常规油气向占油气资源总量80% 的非常规油气转移［1］。我国拥有丰富的非常规油气资源，可成为未来重要的接替资源。据统计，我国非常规原油和天然气可采资源量［2］分别达到（206.1～211.1）亿t 和45.6 亿m3，其中作为非常规油气资源重要组成部分的页岩油具有巨大的勘探潜力，我国页岩油资源分布广泛，包括松辽、准噶尔、塔里木、江汉、苏北和渤海湾等盆地［3-6］，其预测可采资源量高达（30～60）亿t，仅次于俄罗斯和美国［7］。

“十二五”以来，随着国内非常规油气勘探工作的进一步推进，更多潜在页岩油资源已经被证实。柴达木盆地作为我国陆上七大含油气盆地之一，其页岩油资源潜力长期被业界看好［3，8］，如盆地扎哈泉地区碎屑岩型致密油勘探已经取得了丰硕的勘探实践成果［9-12］。尽管如此，柴达木盆地页岩油勘探和研究工作总体上仍处于起步阶段，现有认识和理论体系仍不完善，制约着未来的勘探部署。过去几年中，在“向深层进军、向洼陷找油”的总体勘探思想的指导下，青海油田针对盆地古近系下干柴沟组上段（E32）的碳酸盐岩页岩油开展了系统的勘探和研究工作，在沉积环境［13］、层序划分［14］、储集空间类型［15-18］、优质储集层成因［19-20］、油气藏特征［21］、甜点预测与评价技术［22］和高产稳产主控因素［23］等方面均取得了一系列认识，促进了精细勘探部署和成果转化。最新钻井取心分析成果表明，下干柴沟组上段为一套厚层的咸化湖相沉积，其生油层厚度可达2 000 m，有效面积约1.26 万km2，TOC 质量分数为0.6%～2.2%，Ro为0.7%～1.5%，干酪根类型以Ⅱ1型为主，截至2019 年4 月，英西区块已提交探明储量3 463 万t，其中页岩油储量2 899 万t，展示英西巨大的资源潜力，但这些非常规资源在分布上具有较强的非均质性，不同区域储层的有效性存在较大差异，笔者综合各种分析测试手段，将宏观与微观有机结合，系统开展页岩储层的宏观展布与微观特征研究，以期为后期资源分级评价、合理开发提供参考和依据。

1 区域地质背景

柴达木盆地为一个新生代陆相山间盆地，周缘为东昆仑山、阿尔金山与祁连山所环绕，盆地新生界沉积厚度超过1 万m。大地构造单元划分结果显示，英西地区位于柴达木盆地西部坳陷的茫崖次级凹陷内（图1），下干柴沟组上段（E32）为全区主力烃源岩层段，其总有机碳（TOC）等值线图显示，英西地区生烃条件优越，其TOC 质量分数多为1.0%～1.2%。

图1 柴达木盆地英西地区位置及下干柴沟组上段TOC 等值线图Fig.1 Location of Yingxi area and TOC isopach of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Qaidam Basin

英西地区新生界自下而上沉积了5 套地层：①路乐河组（E1+2），发育棕红色砾岩、砂岩和泥岩；②下干柴沟组下段（E31）主要发育棕红色泥岩、砂岩及灰白色粉砂岩、泥岩；下干柴沟组上段（E32）主要发育灰色、深灰色泥质碳酸盐岩、钙质泥页岩，夹少量膏质泥岩、膏质碳酸盐岩，上部发育多套岩盐；③上干柴沟组（N1），下部为灰色泥岩夹粉砂岩，上部为棕色泥岩、细砂岩；④下油砂山组（N21），以棕红色泥岩、泥质粉砂岩夹细砂岩为主；⑤上油砂山组（N22），以棕黄色砂质泥岩、泥质粉砂岩、白色砂质泥岩、细—粉砂岩为主。

下干柴沟组上段沉积期是盆地新生代最大的湖泛期，该时期盆地广泛沉积了一套烃源岩，柴达木盆地位于北半球副热带区，古纬度为北纬31.5°～32.5°［24-25］，类比现今全球气候分带规律，属于中纬度气候区（25°～35°）。由于柴达木地块位于古欧亚大陆的西侧，新特提斯洋东侧，主要为副热带干旱—半干旱气候。高纬度区深海有孔虫氧同位素记录反映的古海水-温度曲线显示（图2），下干柴沟组上段沉积期，全球气温正经历一次较长时间的震荡降温过程，伴随全球气温的震荡下降，西风带会发生间歇性南侵［25］。因此，古柴达木地块会间歇性的处于西风带的控制下，使得区内气候总体较为温暖湿润，从而导致湖盆发生广泛的湖侵，在此背景下英西地区沉积了大套半深湖—深湖亚相暗色富有机质泥页岩和泥质碳酸盐岩。

图2 柴达木盆地地层划分及新生代气候变化特征（据文献［24］修改）Fig.2 Stratigraphic division and climate change of Cenozoic in Qaidam Basin

始新世末期—渐新世初期，全球降温过程达到峰值，全球气候发生剧变伴随着冰川作用，导致孢粉记录的植物多样性急剧减少，全球气候由始新世以来的温室气候转变成了干冷的冰室气候［25］。受全球气候变化的影响，古柴达木地块气候也由暖湿转向干旱，湖平面迅速下降，湖泊面积快速萎缩，形成了下干柴沟组上段顶部沉积了多套岩盐。

2 储层岩石学特征

2.1 矿物组成

英西地区下干柴沟组上段储层的矿物成分复杂，主要包括铁白云石、方解石、黏土矿物、陆源碎屑和盐类矿物，其中碳酸盐矿物质量分数为4.1%～83.0%，陆源碎屑质量分数为3.0%～32.0%，黏土矿物质量分数为0～40.0%。碳酸盐和陆源碎屑等脆性矿物质量分数一般大于65%（表1）。尽管有部分泥质含量较高的小层存在，但厚度普遍较小，通常与碳酸盐岩互层，对储层的脆性指数影响不大，因此英西地区下干柴沟组上段储层的脆性指数总体较高。国内外页岩储层评价经验及现场施工效果表明，当页岩地层的脆性矿物质量分数大于50%时，储层一般具有较好的可压性，这对于区内页岩油储量的有效动用具有重要意义。

表1 英西地区下干柴沟组上段储层的矿物组成Table 1 Mineral components of reservoirs of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area%

研究区下干柴沟组上段岩石的矿物组分统计显示（表1），岩石矿物组分中可见大量陆源碎屑和碳酸盐岩矿物，具有典型的混合沉积特征［26-27］。因此，采用“陆源碎屑-黏土矿物-碳酸盐矿物”三端元图解对储层岩性进行划分（图3）［28］，大部分样品投点位于中心混合区—碳酸盐矿物端元区，表明储层岩性主要为泥质或碎屑质碳酸盐岩和钙质泥岩，与目的层沉积期水体为咸水环境和悬浮搬运有关，细粒陆源碎屑的广泛分布受控于咸水的浮力较淡水更大等因素。

图3 英西地区下干柴沟组上段储层岩性分类三角图①黏土岩或泥岩；②混积岩质黏土岩或泥岩；③砂岩；④含碳酸盐—陆源碎屑混积岩；⑤碳酸盐质—陆源碎屑混积岩；⑥陆源碎屑质—碳酸盐混积岩；⑦含陆源碎屑—碳酸盐混积岩；⑧碳酸盐岩Fig.3 Triangular diagram of lithology classification of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

2.2 储层岩相特征

研究区下干柴沟组上段岩石的主要矿物组分大致相同，仅存在含量多少的差异，因此结合岩性、沉积组构和成像测井图像等资料，划分出3 种岩相类型（图4），分别为层状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层、块状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层、斑状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层。①块状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层，在研究区内厚度占比最大，约为51%，为静水低能沉积产物，发育原生基质微孔为主的储集空间类型，主要岩性为块状泥质碳酸盐岩、钙质泥页岩，岩心上表现为深灰色均匀块状，厚度较大，扫描电镜下可见其基质孔和微裂缝发育，铸体薄片在偏光显微镜下可见少量裂缝及溶孔。②层状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层，在静水条件下，由于周缘河流带来的碎屑物质间歇性向湖内输入，陆源碎屑与原地泥质碳酸盐岩或泥岩交互沉积，在宏观上表现为灰色或深灰色细条纹互层，深色条纹岩性为泥页岩、灰质泥页岩，浅色条纹岩性为碳酸盐岩。此类储层厚度占比约为27%。③斑状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层，岩石中广泛发育的石膏与泥质碳酸盐岩、泥页岩混合沉积而成，宏观下可观察到取心段表面呈团块状、放射状和花斑状的石膏，此类储层厚度占比约为14%。

图4 英西地区下干柴沟组上段储层岩相综合划分Fig.4 Comprehensive lithofacies division of reservoir of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

3 储集空间类型及储层物性

3.1 储集空间类型

英西地区下干柴沟组上段储层主要发育4 类储集空间，分别为晶间孔、粒间或晶间溶蚀孔、角砾孔洞和裂缝（图5）。①晶间孔，受准同生白云化作用控制［20］，在研究区广泛分布，为区内储层整体含油提供了保障，孔径多为1 μm，渗透率多小于0.1 mD，油源条件和封盖条件均较好，生烃过程中形成的超压系统导致储层的含油性较好，样品在氩离子抛光后放置到扫描电镜下观察，可见微孔隙中均含油。普遍较低的渗透率导致岩石中的流体的流动性较差，无法依靠自然产能形成高效储层，必须借助工艺改造。②粒间或晶间溶蚀孔，粒间孔或晶间孔受大气淡水、有机酸溶蚀或热硫酸盐还原作用改造而成，纵向上该类储集空间主要分布于盐间和盐下储层中，平面上广泛分布，储层物性较好，孔隙度一般大于8%，渗透率大于1 mD，储层非均质性较强，但可局部形成优质储层，该类储集空间对区内高效油藏的形成具有重要意义。③角砾孔洞，高产层发育，该类储集空间的形成与研究区强烈构造作用所导致的地层变形和破碎有直接关系。角砾孔洞主要发育在应力集中区、层间滑脱带和断层附近，常与裂缝网络伴生，由于该类储层流体渗流能力较强，在其发育处往往也伴生溶蚀孔洞。④裂缝，在储层中起到储和渗的双重作用，裂缝与角砾孔洞的形成机制类似，在高曲率区、断裂带都会有大量裂缝系统发育，新生代以来研究区多期区域构造运动造成裂缝系统极为发育，由此形成的裂缝网络为区内油气运移、成藏均具有重要意义。

图5 英西地区下干柴沟组上段储层的储集空间类型（a）狮41-6-1 井，3 451.2 m，晶间孔，扫描电镜照片；（b）狮41-6-1 井，3 451.2 m，晶间孔，氩离子抛光后的扫描电镜照片，二次电子成像；（c）狮41-6-1 井，3 451.2 m，晶间孔中赋存原油，氩离子抛光后的扫描电镜照片，背散射电子成像；（d）狮41-6-1 井，3 462.1 m，粒间或晶间溶蚀孔，偏光显微镜照片；（e）狮3-1 井，4 375.3 m，角砾孔洞，偏光显微镜照片；（f）狮41-6-1 井，3 461.4 m，裂缝，偏光显微镜照片Fig.5 Pore-space characteristics of reservoirs of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

3.2 储层物性

英西地区下干柴沟组上段储层属细粒沉积，其矿物粒径普遍小于5 μm，原生晶间或粒间孔隙较小，且地层埋深较大，多为4 000 m 以上，埋藏过程中强烈的压实作用会导致储层致密化，物性数据统计结果显示，储层物性总体偏低（图6），孔隙度峰值为4%～6%，渗透率峰值为0.05～0.10 mD，总体表现为低孔-特低渗的特征，但储层脆性指数较大，易形成裂缝网络系统，局部裂缝发育区可形成高产。研究区储层纵向上各井不同层段储层物性之间存在显著差异，总体呈现“上下高-中间低”的特征（图7）。钻井和试油过程中，研究区钻井多具有“井井见油流-单井差异大”的特征，综合各井的生产数据和储层物性特征分析得出，物性好的层段其产量都优于物性较差的层段。

图6 英西地区下干柴沟组上段储层物性分布特征Fig.6 Physical property distribution of reservoirs of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

图7 英西地区下干柴沟组上段储层物性随深度变化特征Fig.7 Variation characteristics of reservoir physical properties with depth of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

储层孔隙喉道的大小和形态决定了油气储层的渗透性，且制约着储集空间的有效性。基于毛管压力测试资料，对英西地区储层的孔喉中值半径、退汞效率、排驱压力和最大进汞饱和度等4 个参数进行了分析，用于表征孔隙的渗流能力和连通性（图8）。结果表明，研究区储层排驱压力峰值为10～20 MPa，其中小于10 MPa 的样品占比为25.9%，可见微喉型储层（排驱压力大于10 MPa）占多数，与喉道中值半径统计结果一致。储层退汞效率中等，其中退汞效率大于30%的Ⅰ类储层占比为25.9%，退汞效率为10%～30%的Ⅱ类储层占比为42.6%，退汞效率小于10%的Ⅲ类储层占比为31.5%。最大进汞饱和度峰值为80%～90%，进汞饱和度最大于80%的样品占比为81.5%，显示储层连通性较好。

图8 英西地区下干柴沟组上段储层压汞数据分布特征Fig.8 Distribution characteristics of mercury intrusion test results of reservoirs of the upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

4 储层含油性及源储关系

储层含油性和源储关系为页岩油有效开发的关键因素，也是页岩油储层系统评价和有利区优选的重要内容之一。通过对狮41-6-1 井的测录井资料和岩心分析测试资料进行系统分析与解剖，得出以下结论：①取心段储层含油性整体较好，大部分岩心可见荧光—油迹显示，且定量荧光录井和荧光薄片分析均显示取心段储层具有较高的荧光级别，主要为黄色和绿黄色，表明其有机质组分主要为油质［29］，与岩心录井结论一致。②参照陆相烃源岩地球化学评价方法［30］对岩石热解分析结果［31］进行评价，S1+S2、氯仿沥青“A”和TOC 均达到中等—好级别，表明研究区目的层生烃条件良好，干酪根镜检分析还证实该套地层的生烃母质以低等藻类为主，形成了下干柴沟组上段广泛生烃的基础。③岩心实测资料和测井解释成果表明，储层孔隙度与白云石含量之间存在正相关关系，与泥质含量呈负相关关系，综合柱状图上孔隙度和矿物组成相关的规律性较为明显（图9）。研究区储层段主要岩性为混积碳酸盐岩和泥岩，二者呈互层状发育，受构造作用的影响，储层中微裂缝较为发育，可形成良好的油气运聚通道，使得烃源岩排出烃类既可以在邻区碳酸盐岩储层中聚集成藏，也可以滞留于泥岩中原地成藏，具有“自生自储”和“整体含油”的特征。

图9 英西地区狮41-6-1 井系统取心段综合柱状图Fig.9 Comprehensive column of core section of well Shi 41-6-1 in Yingxi area

5 有利储层展布规律

有利储层预测对探区资源评价和井位部署意义重大。英西地区储层质量好坏和油气充注程度主要由TOC 含量、白云石含量、总孔隙度和脆性矿物含量等4 个因素控制。青海油田根据油气现场开发实践经验制定了储层分级评价标准（表2）。在该评价标准的约束下，综合地震、测井和地质的相关资料，基于Petrel 平台的序贯高斯算法开展随机综合地质建模，利用各参数随机建模预测结果进行叠加分析，以预测区内下干柴沟组上段页岩油有利储层展布规律（图10）。结果显示，①纵向上Ⅳ油层组与Ⅵ油层组的Ⅰ类有利区的面积要大于Ⅴ油层组，与纵向上储层物性存在“上下高，中间低”的规律基本一致。②平面上，研究区Ⅰ，Ⅱ类有利区主要集中发育于研究区中部，与局部次级洼陷中心叠合，因中部深水沉积区具有良好的生烃潜力，较高的碳酸盐含量以及优质的封盖条件共同控制了油气的聚集成藏。③有利储层发育区的预测结果与油气生产具有较高的吻合度，探明储量区主要为Ⅰ类区。