营尔凹陷长沙岭构造带白垩系深部储层主控因素

雷福平　周在华　陈建军　赵乐义　韦德强　赵伟　谢菁钰　陈滢　李婧

摘要：利用巖心、测井、分析化验及实测地层压力等资料对营尔凹陷长沙岭构造带白垩系下沟组一段储集层的岩石学特征、储集空间特征及物性特征进行了系统研究，分析物性主控因素，综合分析优势沉积微相、储集层厚度和构造因素，开展有利目标评价。结果表明：储集层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，填隙物主要为方解石，结构成熟度较低;储集空间以原生孔隙为主，次生孔隙改善了储集层物性，主要为原生粒间孔、晶间孔、粒缘溶孔、粒内溶孔及微裂缝;储集层孔隙度平均为8.75%，渗透率平均为4.18×10^-3μm²，总体以特低孔-低孔、特低渗-低渗储集层为主，存在部分中孔、中-低渗储集层。明确了沉积相带、异常高压和溶蚀作用是影响储集层物性的主要因素，辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝和湖底扇主水道、辫状水道为最有利的微相类型;异常高压可以减弱上覆地层的压实作用，使原生孔隙得以保存，同时促进有机酸对砂岩的溶蚀形成次生孔隙;长石、岩屑和方解石胶结物在酸性环境下溶蚀产生次生孔隙，为油气的运聚提供了有效的储集空间。研究结果可为长沙岭构造带白垩系深层油气勘探提供借鉴。

关键词：储集层特征;物性主控因素;深层;长沙岭构造带;营尔凹陷

中图分类号：TE 122文献标志码：A

文章编号：1672-9315（2022）04-0768-12

DOI：10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2022.0417

Controlling factors of physical properties of Cretaceous deep

reservoir in Changshaling tectocnic belt，Yinger SagLEI Fuping ZHOU Zaihua CHEN Jianjun ZHAO Leyi WEI Deqiang ZHAO Wei XIE Jingyu CHEN Ying LI Jing1（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Yunmen Oilfield Company，Jiuquan 735019，China;

2.Engineering Technology Research Institute，PetroChina Yunmen Oilfield Company，Jiuquan 735019，China）Abstract：Based on the data of core，logging，analysis and testing，and measured formation pressure，the petrological characteristics，reservoir space characteristics and physical properties of the first member of the Cretaceous Xiagou Formation in the Changshaling tectonic belt of Yinger sag are systematically studied，and the main controlling factors of physical properties are analyzed.And the dominant sedimentary microfacies，reservoir thickness and structural factors are comprehensively examined，and the favorable target evaluation is carried out.The results show that the reservoir rocks in the study area are mainly feldspathic lithic sandstone and lithic sandstone，the interstitial material is mainly calcite，and the structural maturity is low.The main reservoir space is primary pores，and the secondary pores improve the physical properties of the reservoir，mainly including primary intergranular pores，intergranular pores，intergranular dissolved pores，intragranular dissolved pores and microfractures.The average porosity of the reservoir is 8.75%，and the average permeability is 4.18×10^-3μm².The reservoir is mainly composed of ultra-low porosity and ultra-low permeability，and there are some medium porosity and medium low permeability reservoirs.It is clear that sedimentary facies belt，abnormal high pressure and dissolution are the main factors affecting reservoir physical properties.The most favorable microfacies are underwater distributary channel，mouth bar，main channel and braided channel of sublacustrine fan.On the one hand，abnormal high pressure can weaken the compaction of the overlying strata and preserve the primary pores;on the other hand，it can promote the dissolution of organic acids to form secondary pores.The dissolution of feldspar，cuttings and calcite cements in acidic environment produces secondary pores，which provides an effective storage space for oil and gas migration and accumulation.The research results can provide a reference for Cretaceous deep oil and gas exploration in Changshaling tectonic belt.

Key words：characteristics of reservoir;main controlling factors of physical properties;deep layer;changshalin tectonic belt;Yinger Sag

0引言

根据中国东西部地温场与油气成藏特点，将埋深3 500～4 500 m和4 500～6 000 m 的地层分别定义为东部和西部地区的深层领域，将埋深大于等于4 500 m 和大于等于6 000 m 的地层分别定义为东部和西部地区的超深层领域[1]。随着埋藏深度的不断增加，储集层物性有逐渐变差的趋势，但储集层物性的好坏还与岩石类型、成岩压实作用、次生改造等因素有关[1-2]，导致储集层物性并未随深度增加而明显降低，原始孔隙空间的保存及次生孔隙增加使得深部有条件发育优质的储集层。

营尔凹陷位于酒泉盆地酒东坳陷的中南部，勘探目的层为中生代下白垩统。凹陷早期油气勘探集中在长沙岭构造带白垩系浅层，发现并开发了长沙岭K1g3油田。吴青鹏等对营尔凹陷下沟组的沉积特征和沉积相类型进行了研究，并没有对储集层特征进行评价[3];吕成福等认为营尔凹陷下白垩统砂岩中的碳酸盐胶结物主要为铁方解石、白云石和铁白云石，次生孔隙可改善储集层物性[4];任利剑认为压实作用和胶结作用导致储集层物性变差，溶蚀作用可改善储集性能[5];唐海忠等对营尔凹陷深层下沟组砂岩方解石胶结物特征进行了深入研究，分析了形成机理[6]。前人研究仅对营尔凹陷下白垩统下沟组的沉积储层特征进行了研究，认识到4 000 m以下储集层也发育有较高的孔隙度和渗透率，但缺乏对深部优质储集层形成控制因素的系统研究。近年来，笔者通过对长沙岭构造带9口井岩心的沉积构造进行观察描述，结合30口钻井曲线资料进行沉积微相划分，利用210块岩心薄片、扫描电镜和262块岩心物性资料进行储层微观评价，利用5口井实测地层压力以及泥岩声波时差资料，采用等效深度法进行地层压力估算。综合以上研究成果对长沙岭构造带下沟组一段储集层特征及物性主控因素进行了系统研究，确定了影响深部储集层物性的主要因素，评价出下步有利目标，对指导研究区深部油气勘探具有重要意义。

1区域地质特征

营尔凹陷位于酒泉盆地酒东坳陷，西与嘉峪关隆起以上坝-马家梁断裂为界，东为北东向展布的下河清断裂，南至祁连山脉，北以双二井斷裂为界，与天泉寺凸起相邻。营尔凹陷先后经历了早白垩世早、中期拉张断陷期，南、北次凹和中部长沙岭低隆起开始形成;早白垩世晚期坳陷期，除边界断层继续活动外，大部分断层均停止活动，北部次凹深陷、南部次凹相对抬升，长沙岭鼻状构造定型;新生代挤压坳陷期，凹陷南部山前挤压强烈，形成了金佛寺逆冲推覆构造，将南部基底推覆在白垩系地层之上，使凹陷形成南坳北隆的构造格局[7-9]。早白垩世拉张活动期发育一东断西超箕状断陷，轴向呈北北东展布。凹陷内具东西分带、南北凹凸相间的沉积格局，在黑梁断层以西为西部斜坡带，以东可分为南部次凹、长沙岭构造带、北部次凹和营北构造带。长沙岭构造带为一轴向呈北西～南东向大型鼻状隆起。下白垩统总体呈东断西超的构造格局，受黑梁断层、长1和长2断层控制由西向东划分为长1、长2和长3这3个区块（图1）。

营尔凹陷下白垩统下沟组（K₁g）既是营尔凹陷的主要烃源岩层，也是主要的储集层，自下而上又可划分为下沟组一段（K₁g₁）、二段（K₁g₂）及三段（K₁g₃），纵向上发育多套砂岩与泥岩互层的含油气储盖组合（图2）。

2深部储集层特征

2.1岩石学特征

长沙岭构造带下沟组一段为辫状河三角洲及湖底扇沉积，以含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩及粉砂岩为主。在对长沙岭构造带9口井210块样品分析化验数据统计分析基础上，对下沟组一段储集层的岩石学特征进行了研究[10-11]。

长沙岭构造带下沟组一段储集层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主，其次是岩屑长石砂岩（图3）。石英与岩屑含量相对较高，长石次之，石英含量为25.0%～66.0%，平均44.8%，长石含量为4.0%～31.0%，平均11.8%，岩屑含量为1.0%～47.0%，平均28.9%。岩屑成分主要为千枚岩、板岩等浅变质岩岩屑，平均含量为24.3%，其次是火成岩岩屑，平均含量为4.6%，无沉积岩岩屑（表1）。

长沙岭构造带下沟组一段储集层填隙物中杂基含量低，约5.2%，主要是粘土，胶结物主要为方解石，少量铁白云石与石英次生加大，占比9.3%。胶结类型以孔隙型、孔隙-连晶型为主，接触类型以点-线接触为主，颗粒支撑，分选差-中等，磨圆度呈次棱-次圆状，结构成熟度较低-中等，成分成熟度由西向东逐渐增加。

2.2储集空间特征

对于埋深大于4 000 m的砂岩储集层，由于成分成熟度低，塑性岩屑含量高，因此碎屑颗粒易被压实，且随深度增加原生孔隙大量减少，主要发育次生孔隙[12-14]。通过对长沙岭构造带9口井210块样品镜下薄片观察表明，长沙岭构造带下沟组一段储集层碎屑颗粒压实并不强，储集层孔隙类型以原生孔为主，次生孔隙对改善储集层储集性能和渗流能力起重要作用。孔隙类型主要为原生粒间孔、晶间孔、粒缘溶孔、粒内溶孔和微裂缝等（表2）。

原生粒间孔比较均匀的分布于颗粒之间，由于颗粒间点-线接触而呈现三角形或四边形，孔隙边缘基本就是颗粒或胶结物边缘（图4（a）、（b））。晶间孔主要为颗粒间孔隙中充填的碳酸盐胶结物和粘土矿物形成的微孔（图4（d）、图5（d））。粒缘溶孔主要为长石颗粒边缘被溶蚀而成，孔隙形态极不规则，常见片状或港湾状（图4（c）、图5（c））。粒内溶孔主要为长石、岩屑颗粒内部溶蚀产生的孔隙，常见长石颗粒沿解理被溶蚀而形成粒内溶孔，岩屑颗粒被溶蚀成蜂巢状溶孔（图4（c）、图5（e））。微裂缝主要为层间缝和局部构造运动形成的构造缝、颗粒裂隙，对储集空间有改善作用（图4（f））。

长沙岭构造带下沟组一段储集层的储集空间特征在分布区域上有明显差异，长2区块砂岩储集空间主要为原生粒间孔，其次是溶蚀孔，孔隙内部干净，充填少量粘土矿物，孔隙之间的喉道呈片状或弯片状（图4）。长3区块砂岩储集空间主要为溶蚀孔、晶间孔，其次是原生粒间孔，粒间孔隙大部分被粘土矿物充填，颗粒表面附着大量蒙脱石，孔隙中可以见到蒙脱石充填形成的晶间孔，连通性差;碳酸盐胶结物浸染状胶结碎屑颗粒，碎屑颗粒之间线状、点状接触，以点状接触为主，常见碎屑颗粒“漂浮”在碳酸盐胶结物之中，碳酸盐胶结物溶蚀程度差（图5）。

2.3物性特征

砂岩的孔隙度、渗透率的大小以及孔渗相互关系可以反映出储集层的物性特征。对长沙岭构造带262块样品物性资料统计分析表明，下沟组一段储集层孔隙度为2.2%～19.4%，平均为8.75%，渗透率为0.36～352.3×10^-3μm²，平均为4.18×10^-3μm2，总体以特低孔-低孔、特低渗-低渗储集层为主（图6（a））。

长沙岭构造带下沟组一段储集层的孔隙度和渗透率的相关性较好，随着孔隙度的增大，渗透率呈指数的态势增大。长2区块储集层物性相比长3区块更好，渗透率随着孔隙度增大，增加幅度较大，相同孔隙度的样品渗透率相差可达3个数量级。长3区块储集层渗透率随着孔隙度增大，增加幅度较小，相同孔隙度的样品渗透率相差不大（图6（a））。纵向上，孔隙度与渗透率随深度的增加逐渐减小，下沟组一段在4 200～4 400 m与4 600～5 000 m出现了2个高孔隙度发育带，孔隙度和渗透率超出了埋深更浅的下沟组二段和三段的物性（图6（b）、（c））。

3深部储集层物性主控因素

3.1沉积相控制作用

不同类型砂岩的储集性能差异主要受岩相控制，沉积相是控制碎屑岩系原始孔隙度的主要因素，在后期成岩过程中仍然对有效储集层的发育起主导作用。由于水动力条件的不同，导致不同的沉积相类型，同一沉积相不同微相类型的砂体平面展布特征、砂体形态、含泥率各不相同，致使储集层的储集性能有明显差异[15-17]。通过单井岩心观察描述、录测井和地震资料分析，长沙岭构造带下沟组一段受北西向物源的影响，沿北西-南东向发育辫状河三角洲-湖底扇沉积体系，是以河流、湖泊相为主的陆源碎屑沉积，长1、长2区块和长3区块在沉积相带上具有明显差异[18-19]。长1、长2区块砂岩中见砾石定向排列，发育水平层理、小型交错层理和向上变细的正粒序层理，具有河道二元结构特征，为典型的牵引流沉积，主要沉积微相为辫状河三角洲前缘水下分流河道、河道侧缘、河口坝、席状砂、河道间。长3区块砂岩为块状，透镜状，具有滑塌挤压变形构造，反映出重力流特征，主要沉积微相为湖底扇主水道、辫状水道、水道侧缘、水道间、远源浊积岩（图7）。

结合物性特征分析表明（表3），长2区块辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝的储集性能最好，由于其水动力强，沉积物在水流搬运作用下，在多级断阶形成的断槽区沉积下来，形成分选、磨圆较好，泥质含量低的砂岩，主要为含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩和细砂岩，岩性粒度粗，单层厚度大，且长2区块下沟组一段埋深（4 200～4 800 m）比长3区块埋深（4 600～5 500 m）浅，原生粒间孔更发育，孔隙与颗粒間点状或片状喉道连通提高了储集层渗透率（图4（a）、（e））。

长3区块湖底扇主水道、辫状水道储集性能次之，由于长3区块是长2区块辫状河三角洲前缘的砂、泥质沉积物受长2断层控制，在重力失稳作用下形成砂、泥混合的重力流向前搬运，在长3区块沉积下来，形成湖底扇。湖底扇砂岩分选差、泥质含量高，粘土矿物填充了大部分粒间孔隙，发育粘土矿物晶间孔（图5（b）、（d）），因此储集层孔隙度较高而渗透率偏低。但其邻近生油区，砂岩与泥岩互层，有利于有机酸注入而形成溶蚀孔隙，改善了储集层物性[20]。

长2区块辫状河三角洲前缘席状砂、河道侧缘和长3区块湖底扇水道侧缘、远源浊积岩储集性能最差，岩性粒度细，主要为细、粉砂岩和泥质粉砂岩，分选、磨圆差，单层砂体较薄，碳酸盐胶结物浸染状胶结碎屑颗粒，孔隙不发育，物性差（图5（f））。

3.2异常高压作用

前人做了大量研究工作证实存在异常高压[21-22]，研究区多口钻井实测地层压力也揭示下沟组一段压力系数普遍在1.35以上，最高可达1.90（表4）。通过长19-1井泥岩压实趋势线可以看出，纵向上可划分为常压带、浅层超压带、压力过渡带和深层超压带4个比较明显的压力带。浅层超压带主要分布在古近系底部，变化范围较小，超压幅度也相对较小;深层超压带分布在下沟组，超压幅度大，剩余压力普遍在20 MPa以上（图8）。

从营尔凹陷长沙岭构造带的埋藏史图（图9（a））可以看出，自新近纪以来新近系和第四系地层的沉积速率大，快速沉积使南部次凹内孔隙流体在压实流的驱动下，通过连通砂体或沿断裂运移至长沙岭隆起带，在断层封闭和盖层封闭的遮挡作用下，孔隙流体无法及时排出，孔隙流体承担了部分负荷压力，延缓了地层原始孔隙体积的减小，并导致地层压力逐渐升高，形成超压，欠压实特征明显。异常高压使下沟组一段和二段处于一个超压封存箱内，其顶板为下沟组二段顶部深灰色厚层泥岩，底板为赤金堡组顶部深灰色厚层泥岩。同时新近系和第四系的快速沉积，下沟组一段埋深都在4 200 m以下，按营尔凹陷地表温度10 ℃和地温梯度3 ℃/100 m计算，地层温度在130 ℃以上，有机质大量生烃，在下沟组封闭层和独立断块封闭系统内，地层压力大幅上升，形成超压[23]。

营尔凹陷长沙岭构造带深层超压对储集层物性改善主要表现在2个方面。

1）超压可以减缓或抑制成岩作用和胶结作用，减小地层的有效应力、减弱上覆地层对异常高压系统的压实作用，导致碎屑颗粒处于均匀分布的点、线接触状态，原生孔隙被保存下来，从而形成较高孔隙度和渗透率的储集空间[24]。

2）营尔凹陷深层超压带下沟组有机质镜质体反射率（Ro）皆高于0.5%（图9（b）），表明有机质已成熟，可排出大量有机酸和CO₂，由于异常高压对有机质演化具有抑制作用，拓宽了生油窗，增加了有机酸溶蚀作用的时间[25]，同时异常高压可以促使CO₂在孔隙水介质中的溶解度加大，使孔隙水介质的酸性增强，进一步增强有机酸对砂岩的溶蚀作用，有利于砂岩胶结物和碎屑颗粒的溶解形成次生孔隙。

3.3溶蚀作用

下沟组一段在埋藏过程中主要经历了机械压实作用、溶蚀作用、胶结作用和破裂作用等4种成岩作用类型。机械压实作用、胶结作用致使储集性能变差，溶蚀作用、破裂作用导致次生孔缝发育，提升储集性能[26-27]。其中对储集层储集性能有改善作用的的主要是后期的溶蚀作用。

长沙岭构造带下沟组一段储集层的物性随着埋藏深度的增加逐渐降低，虽然总体储集性能偏差，但在埋藏深度大于4 000 m时，仍存在优质储集层，纵向上在4 200～4 400，4 600～5 000 m深度段形成2个高孔隙度发育带。结合镜下薄片资料，认为该深度段存在溶蚀作用，主要表现为早期方解石、含鐵方解石胶结物的溶解，以及后期有机质演化和粘土矿物转化过程中释放出大量的有机酸和CO₂形成酸性流体，促使长石、岩屑和方解石胶结物等颗粒的溶解，造成深部储集层次生孔隙发育，改善了储集性能，为油气的运聚提供了有效的储集空间[20]。

统计本区块262块岩心样品孔隙度和渗透率发现，孔隙度大于10%的样品占总数的40%，对这些样品进行显微镜下观察发现，粒内及粒缘溶孔普遍发育，甚至完全由溶蚀孔构成。例如长19-1井4 298.66 m砂岩储集层，镜下溶蚀孔发育（图4（c）），总面孔率10%，次生孔隙7%，孔隙度17.9%，渗透率11.8×10^-3μm²，为中孔低渗储集层;长3井4 674.93 m砂岩储集层，总面孔率7%，次生孔隙6%，孔隙度14.57%，渗透率23.42×10^-3μm²，为低孔低渗储集层（图5（c））。由此可见，溶蚀作用能有效改善储集层孔隙结构，提高储集层物性。

4储层评价

由于长沙岭构造带下沟组一段钻井取心资料较少，且取样深度分布不均，实验分析的物性数据难以进行平面分布预测。通过研究，下沟组一段纵向上埋藏深度处于高孔隙度发育带上，平面上储集层物性受沉积相控制作用强，因此寻找有利沉积相带的厚砂体可作为下步勘探目标区。笔者利用取心、录测井和地震资料，通过单井岩心观察描述和测井相预测了长沙岭构造带下沟组一段的沉积微相分布（图10（a）），从图10（a）可以看出三支河道和水道发育部位是储集层物性最好的区带。

通过统计30口已钻井下沟组一段砂岩厚度，编绘了研究区砂岩厚度图（图10（b））。从图10（b）可以看出，长沙岭构造带下沟组一段在酒参1-长2-长3-13井方向、长19-长211-长2-35井方向和长19-长308-长309井方向发育3个厚砂带，砂岩厚度60～90 m，砂带两侧砂岩厚度逐渐减薄。

综合分析优势沉积微相、储集层厚度和构造因素，选取厚砂岩80 m等值线与优势沉积微相叠合，结合断块构造特征，在长沙岭构造带下沟组一段评价出长19南断块和长3北断块2个有利目标（图11）。长19南断块位于长2区块向长3区块的输砂通道上，辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体发育，储集层单层厚度0.5～8.6 m，其北部上倾方向受东西向断层遮挡形成构造-岩性圈闭，面积1.9 km²。长3北断块位于长3区块东西向分支水道砂体发育区，储集层单层厚度0.4～5.4 m，其南部上倾方向受北东向断层遮挡形成构造-岩性圈闭，面积0.9 km²。

5结论

1）长沙岭构造带下沟组一段储集层岩石类型主要为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩。填隙物主要方解石，其次为白云石、粘土。砂岩颗粒磨圆度呈次棱-次圆状，分选差-中等，颗粒支撑，点-线接触，以孔隙型、孔隙-连晶型胶结为主。

2）长沙岭构造带下沟组一段储集层孔隙类型以原生孔为主，次生孔隙对改善储集层储集性能和渗流能力起重要作用。物性方面，长2区块储集层物性相比长3区块更好，特低孔-低孔、特低渗-低渗储集层，存在部分中孔、中-低渗储集层。

3）长沙岭构造带下沟组一段储集层物性主要受沉积相带、异常高压和溶蚀作用控制。长石、岩屑和方解石胶结物在酸性环境下溶蚀产生次生孔隙，纵向上形成2个高孔隙度发育带，为油气的运聚提供了有效的储集空间。

4）综合分析优势沉积微相、储集层厚度和构造因素，在长沙岭构造带下沟组一段评价出长19南断块和长3北断块2个有利目标。

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