柴达木盆地新近系低渗透储层特征及开发潜力

姜明玉.

(青海油田公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736202)

我国低渗透油气资源分布区域广、含油气藏类型多、探明储量占比高、开发潜力巨大，在我国油气开发中有着重要的现实作用和战略意义。近年来低渗透油藏难采储量的开发所占比重逐年加大。位于青藏高原北部的大型山间盆地，柴达木盆地经历古生代、中生代和新生代3个成盆旋回，共发育上古生界、中生界和新生界等构造层，晚第三纪至第四纪以来，受印度板块强烈俯冲和阿尔金断裂带走滑影响，盆地发生强烈的构造变形，形成现今多隆多坳的构造格局。油气勘探始于1954年，伴随着地质认识逐步深化和工程技术不断进步，经历了“浅层发现、深层突破、艰难探索、快速发展”4个阶段。目前盆地发现油田23个，油藏类型多样，主要有中高渗、复杂断块、低渗透和砂砾岩等4种类型油藏，其中低渗透油藏探明储量占盆地已探明储量的41%。近年来低渗透油藏产量持续上升，2019年原油产量占比达到总产量的36%。平面上低渗透油藏主要分布在柴达木盆地西部北区，油藏储层以近物源沉积为主，非均质性强；纵向上低渗透储层主要分布在新生界新近系上新统上油砂山组至古近系下干柴沟组层位，油藏的平均埋深为2 300 m。南翼山油田属于柴达木盆地新近系典型的低渗透油藏，本文通过对研究区岩心进行描述观察、岩石微观实验等手段，对油藏储集性能特征进行综合分析评价，进一步明确油藏开发潜力。

1 油藏地质简况

南翼山油田位于柴达木盆地西部坳陷北区，其为两翼基本对称的大而平缓的断背斜构造，为两断夹一隆模式。背斜的形成主要受控于翼北、翼南两组断层，构造轴线近北西—西向，两翼较陡，倾角为20°左右[1]。

南翼山构造处于生烃中心所夹持比较高的有利凹陷地域，周围紧邻有来自西南方向的小梁山凹陷充足的油源供给条件，生油岩几乎跨越了有机质演化的各个阶段[2]。构造形成时期正好是周边及其本身生油岩排的成熟高峰期，油气以自生自储和短距离的垂向、侧向运移聚集成藏，形成自生自储、下生上储和侧生运储等多种成藏模式。受浅湖相到半深湖相沉积环境的控制，发育多套碳酸盐岩储层与暗色泥岩频繁互层的烃源岩，垂向上密切共生组合的良好储盖配合，形成多层受岩性和构造双重控制的叠瓦式油气藏[3]。具有储层物性差，源储共生，油气就近捕获、大面积成藏分布，圈闭界限不明显等致密油的地质特征[4-5]。

目前为止，南翼山构造发现从新生界新近系上新统上油砂山组至古近系下干柴沟组层位均见到油气藏存在，其中油砂山组的N2-2油藏已探明近3 000×104t的油气地质储量，含油区域大面积连片分布，纵向上细分为Ⅰ+Ⅱ油组和Ⅲ+Ⅳ油组两套层系投入了试采开发。其中南翼山N2-2油藏Ⅲ油组储层致密，岩性复杂、物性差、含油性差，纵向上非均质性强，储层动用程度低，长期以来与南翼山N2-2油藏Ⅳ油组采用一套开发层系进行混层系开发，因而层间干扰严重，自然投产和常规注水开发难以有效动用。近年来，通过开展蓄能压裂储层改造，取得较好的开发效果，实现该类低渗透储层的效益开发。

2 储层沉积特征

沉积环境和水动力条件是影响储层物性差异和岩性分布的重要原因，其能够决定储层的发育规模、展布特征、砂体构型及物性构架，还直接影响储集体内流体的性质及分布特征[6]。

南翼山浅油藏是在一种缺乏陆源物供应、温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑的混积沉积，受索尔库里—干柴沟水系控制，新近系地层的物源来自北西方向。南翼山油田N2-2时期随着湖盆沉积中心的进一步往北东方向迁移，主要沉积浅湖亚相和半深湖亚相[7]。浅湖亚相主要发育砂坪、泥坪、颗粒滩、灰坪、云坪等微相；半深湖亚相主要发育泥坪、灰坪、砂坪等微相，常见水平层理。

3 岩石学特征

南翼山浅层油藏岩性复杂多样，受浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑的混积沉积影响，其储层岩性普遍含碳酸盐组分和泥质。湖相碳酸盐岩沉积方式多样，存在机械沉积、化学沉积和生物沉积等多重类型，具备储集条件且多靠近油源，在合适的圈闭和盖层条件下就能形成油气藏[8]。南翼山Ⅲ油组岩性主要为灰质泥岩、泥岩、泥灰岩，夹少量砂质泥岩、灰岩、灰质白云岩、灰质细砂岩、碎屑灰岩、藻灰岩。

储层岩性以碳酸盐岩类为主，可进一步划分为藻灰岩类和灰岩类，主要包括泥晶灰岩、藻灰岩、泥质粉砂岩，还发育有少量粉砂岩及粉砂质泥岩[7]。碳酸盐岩的矿物成分主要为方解石，其次为白云石及黄铁矿，局部层段有少量浊沸石；陆源碎屑成分主要为石英和泥质。

3.1 颗粒灰岩特征

其颗粒含量大于50%，包括内碎屑、鲕粒、藻粒、球粒、生物碎屑，少量陆源碎屑及颗粒。颗粒之间的填隙物以灰泥杂基、亮晶胶结物为主。主要发育在浅湖亚相区域，呈薄互层状，常夹于大套泥岩中。见弱动荡水环境下的水平、波痕、小型交错等层理(图1a)。

3.2 藻灰岩特征

藻灰岩既是藻类沉积的岩石类型，也是藻叠层构造类型，主要为藻叠层灰岩和藻黏结岩，主要为弱动荡水环境形成的产物，包括藻鲕、藻灰结核、藻团块、藻屑等(图1b、1c)。

3.3 泥晶灰岩特征

泥晶是碳酸盐颗粒之间常见的填隙物之一。泥晶在水动力弱的低能环境下，由灰泥与颗粒同时沉积形成，常呈薄层状夹于大套泥岩之中。多见水平层理和纹层。为灰坪微相的主要岩石类型(图1d)。

3.4 粉砂岩特征

其泥质含量变化比较大，可进一步细分为灰质粉砂岩、含泥灰质粉砂岩以及含泥粉砂岩等。常呈现薄层，发育有砂纹层、微波状、脉状及波状等层理。为水动力条件较弱的条件下的产物，常见于浅—半深湖等环境中(图1e、1f)。

图1 储层岩石学特征Fig.1 Petrological characteristics of the reservoira.亮晶鲕粒灰岩，50X_正交薄片；b.泥晶灰岩中的藻叠层构造；c.藻灰岩岩心图；d.泥晶灰岩，泥质呈凝块状不均匀分布，100X_普通薄片；e.砂质泥晶灰岩，泥晶与粉砂混杂，100X_普通薄片；f.含灰砂质泥岩，粉砂呈条带状分布，100X_普通薄片。

4 储集性能特征

4.1 储集空间类型

影响储层物性的主要因素是压实作用，其次为胶结作用和成岩溶蚀作用[9]。南翼山地区储层胶结及压实作用较强，孔隙类型为残余粒间孔，晶间孔、次生粒间溶孔及微裂缝[10]。喉道类型以微细喉道为主，主要有裂缝喉道、晶间隙喉道、孔隙缩小喉道等[11-12]。

粒间孔主要发育于颗粒灰岩与颗粒云岩或碎屑颗粒之间，常经受杂基充填、成岩作用的改造，因而保存不完整，仅能保存部分残余粒间孔(图2a)。

粒间溶孔是储层连通最主要的孔隙类型和油气储集空间，主要存在于颗粒灰岩与颗粒云岩中，是由粒间胶结物或灰泥基质被溶蚀而成的孔隙，或由原生粒间孔被溶蚀扩大的粒间溶孔，形态特征为港湾状和不规则状(图2b)。

裂缝在碳酸盐岩储层中的发育程度不仅控制流体的储集与渗流特征，还可导致裂缝性储层的形成。经显微镜下观察，缝宽平均为10～200 μm，属毛细管裂缝和细裂缝(图2c)。

图2 储层孔隙类型Fig.2 Pore type of the reservoira.粒间孔及裂缝喉道，100X_铸体薄片；b.泥晶灰岩溶蚀孔未充填，50X_正交薄片；c.网状微裂缝及粒间溶孔，100X_铸体薄片。

4.2 储层物性特征

南翼山Ⅲ油组孔隙度主要分布范围为12%～22%，平均孔隙度为15.7%，属于中高孔隙度。(图3a)。南翼山Ⅲ油组渗透率主要分布范围为0.1～10 mD，平均渗透率为6.1 mD，属于低渗透率储层。(图3b)。依据南翼山Ⅲ油组岩心孔、渗实验数据，确定储层物性下限为孔隙度大于10.5%，渗透率大于0.5 mD(图3c)。

图3 储层物性特征Fig.3 Reservoir physical properties

4.3 孔隙结构特征

储层孔隙结构是指岩石孔隙和喉道的形态、大小、分布及其连通关系，是影响储层渗流特征和储集能力的主要因素[13]。南翼山Ⅲ油组储集空间类型有孔隙型、微裂缝型和微裂缝—孔隙型，具有中低孔、微喉道特征[14]。Ⅲ油层组孔喉半径为0.02～0.15 μm，平均排驱压力为16.5 MPa，平均最大进汞饱和度为74.3%，平均最大连通孔喉半径为0.2 μm，平均退汞效率为40.3%，反映储层整体储渗性能差。

依据毛管压力曲线及孔喉半径分布范围，将南翼山Ⅲ油组孔隙结构划分为3种类型，分别为Ⅰ类中排驱压力—细喉型(图4a、4b)、Ⅱ类中高排驱压力—微喉型(图4c、4d)和Ⅲ类高排驱压力—特微喉型(图4e、4f)[15]。

Ⅰ类属较好储层，岩性以(含粉砂)藻灰岩为主，储集空间类型为溶孔、生物体腔孔，排驱压力一般小于10 MPa，最大连通孔喉半径大于0.1 μm，具有分布层数多、单层厚度小的特点。

Ⅱ类属中等储层，岩性以粉砂质(泥质)泥晶灰岩和灰、泥质粉砂岩为主，储集空间类型为成岩缝、溶孔、微孔隙及粒间孔，排驱压力小于10 MPa，最大连通孔喉半径介于0.05～0.1 μm之间，分布较广，占储层总厚度的64%～78%。

Ⅲ类属致密储层，岩性以粉砂质(灰质)泥岩为主，排驱压力一般大于10 MPa，最大连通孔喉半径小于0.05 μm，分布较少，占储层总厚度的11%～14%。

4.4 储层渗流特征

南翼山Ⅲ油组储层储渗性能差，储层束缚水饱和度(Swi)为36.89%，残余油饱和度(Sor)为28.86%。油水相对渗透率的共渗区在含水饱和度为54%～56%范围内，反映出储层低渗和亲水的特性[16]，最终驱油效率为51.3%。

无因次采液(油)指数显示水相渗透率曲线前期较低且平直，但到后期上升快，表明油井初期含水上升慢，水线一旦推进到油井，含水将加速上升(图5)。随着含水上升，产液能力有不同程度上升，后期有提液潜力(图6)。

图4 储层孔隙结构特征Fig.4 Pore structure characteristics of the reservoir

图5 相对渗透率曲线图Fig.5 Relative permeability curves

图6 无因次采液(油)指数图Fig.6 Dimensionless recovery (oil) index chart

5 储层含油特征

5.1 储层含油级别

通过取芯证实，储层含油岩心以藻灰岩、泥晶灰岩为主，以及少量的泥质灰岩、粉砂岩及粉砂质泥岩。储层含油性主要为荧光级别，油斑级别次之。其中藻灰岩和泥晶灰岩的含油性较好。

5.2 储层电性特征

南翼山Ⅲ油组储集层电性基本特征为井径缩径；自然电位负异常，三孔隙曲线都表现为密度中高值、中子中低值、声波中低值；当储层的岩性基本相同、物性一定的情况下，电阻率完全就是储层含油性的直接反映。当储层流体为原油时，视电阻率值明显高于围岩基值；当储层流体为地层水时，视电阻率明显变低，接近或低于围岩基值；当储层为干层时，感应及侧向电阻率也高于围岩，与油层的特征比较相似[17]。

5.3 电性、岩性、物性及含油性的关系

南翼山Ⅲ油组目的层段Ⅲ-40小层岩性为藻灰岩，含油级别为油迹，侧向、感应电阻率均大于2 Ω·m，平均孔隙度为17.5%，解释结论为油水同层；Ⅲ-41小层岩性为泥灰岩，含油级别为油迹，侧向、感应电阻率均大于1.6 Ω·m，平均孔隙度为15.1%，解释结论为油水同层；Ⅲ-42小层岩性为泥质粉砂岩，含油级别为荧光，侧向、感应电阻率均大于1.4 Ω·m，平均孔隙度为19.1%，解释结论为油水同层(图7a)。

南翼山Ⅲ油组目的层段Ⅲ-45小层岩性为泥质粉砂岩及泥灰岩，含油级别为荧光，侧向、感应电阻率均大于1.6 Ω·m，平均孔隙度为17.7%，解释结论为油水同层；Ⅲ-47小层岩性为藻灰岩，含油级别为油迹，侧向、感应电阻率均大于1.4 Ω·m，平均孔隙度为17.3%，解释结论为含油水层；Ⅲ-49小层岩性为藻灰岩，含油级别为油迹，侧向、感应电阻率均大于1.7 Ω·m，平均孔隙度为15.9%，解释结论为油水同层(图7b)。

图7 目的层取芯段测井曲线图Fig.7 Logging curves of coring section of target formation

6 开发潜力分析

6.1 储层分布规律

南翼山油藏属于受岩性影响的构造油藏。油藏油水分布由于受构造控制和岩性的影响，致使油水关系比较复杂。由于整个油藏没有统一的油水界面，而各小层储层具有“薄、多、散、杂”的特点，油水关系自东向西整体呈现“高水低油”的现象(图8)。

图8 含油饱和度纵向剖面图(西北—东南向)Fig.8 Longitudinal profile of oil saturation (NW-SE)

南翼山Ⅲ油组依据电性特征可划分为Ⅲ上、Ⅲ下两段。电阻曲线急剧变化的拐点位于Ⅲ-22处。上段各电测曲线相对平稳，变化幅度较小，下段各电测曲线变化幅度明显增大。油砂体层间非均质性强，通过精细刻画油砂体[18]，计算Ⅲ油组砂体储量为571.6×104t，主要含油层分布在Ⅲ-22以下，各小层储量丰度差异性较大(图9)。

图9 油砂体储量纵向分布图Fig.9 Longitudinal distribution map of oil sand reserve

平面上储层展布稳定，以油水同层为主，主力产层Ⅲ-40、Ⅲ-52、Ⅲ-54、Ⅲ-58小层在构造主体部位分布较好，向边部逐渐变差(图10)。

图10 各小层储量丰度图Fig.10 Reserve abundance maps of each layer

6.2 试采效果评价

在老井开展试采评价，选取构造不同部位的井，开展上返Ⅲ油组层位，累计补孔压裂措施13井次，平均单井日增油3.2 t，平面上进一步拓宽了建产潜力区6.2 km2。通过部署试采评价井组，新钻产能井进一步证实Ⅲ油组开发潜力，储层平均有效厚度为10.3 m，累计投产24口，通过压裂改造，平均单井日产油6.2 t，新建产能4.46×104t，取得较好建产效果(图11)。

图11 储层有效厚度叠合等值线图Fig.11 Effective thickness overlapping contour map of the reservoir

对于低渗透油藏，存在启动压力[19]，通过试注水试验，Ⅲ油组储层具有一定的吸水能力，采用3封3配分层注水能都达到分注目的，油藏平均注水启动压力为16.3 MPa，设计注采比为1.5。

通过测试产液剖面，进一步落实了南翼山Ⅲ油组主力产层为Ⅲ-40、Ⅲ-42、Ⅲ-45、Ⅲ-47、Ⅲ-52小层，与地质综合研究的认识成果一致(图12)。

图12 油藏产液剖面叠合条形图Fig.12 Superimposed bar chart of production profile of reservoir

针对储层纵向上含油小层多、各小层有效厚度差别大、含油性变化大、储量纵向及平面分布不均一性等特点，结合目前注采井网现状、储量类别和动用状况，确定在已开发动用区优选油层富集区，下步进行层系细分井网调整，通过优化注采井网系统[20]、优化注采比，提高井网对储量的控制程度，改善水驱开发效果。

7 结论及认识

(1)南翼山油田N2-2时期主要发育浅湖亚相和半深湖亚相沉积。沉积特征具有以碳酸盐岩沉积为主的混合沉积，没有纯的碳酸盐岩或粉砂岩、泥岩。纵向上沉积韵律明显，纹层交替频繁，沉积微相变化快；平面上沉积稳定，岩相变化小。

(2)南翼山Ⅲ油组储层岩性主要以弱动荡水动力条件下的产物为主，包括泥晶灰岩、藻灰岩、泥质粉砂岩等，纵向上具有层数多、单层厚度小等特征。表明沉积方式上既有机械沉积又有化学沉积和生物沉积。

(3)南翼山Ⅲ油组平均孔隙度为15.7%，平均渗透率为6.1 mD，储层具有中低孔、微喉道、储渗性能差等特征。孔隙类型为残余粒间孔、晶间孔、次生粒间溶孔及微裂缝。喉道类型以微细喉道为主，微裂缝是储层主要的连通通道。

(4)南翼山Ⅲ油组岩性为碳酸盐岩与陆源碎屑的混积岩，储层普遍含碳酸盐组分和泥质，其中粉砂质藻灰岩物性最好，粉砂质泥晶灰岩和灰质粉砂岩次之。藻灰岩和泥晶灰岩的含油性较好，含油性级别以油斑、荧光为主。油藏属于岩性控制油藏，储层岩性对物性和含油性起决定性作用。

(5)通过试采评价效果分析，认为南翼山Ⅲ油组具有很好的开发潜力，平面上拓宽了建产潜力区6.2 km2，纵向上证实了Ⅲ-40、Ⅲ-45、Ⅲ-47、Ⅲ-52小层为主的14个产层共计有效厚度10.3 m；试注水试验表明Ⅲ油组储层具有一定的吸水能力。为下步进行层系细分调整、优化注采井网系统规模开发奠定了基础。