柴达木盆地阿尔金山前牛东气田古近系—新近系地质特征研究

周广照,陈 庆,崔高军,王 刚,王亚军

(1.中国石油勘探开发研究院 廊坊分院,北京 100083;2.中国石油玉门油田分公司 油田作业公司，甘肃 酒泉 735200;3.中国石油玉门油田分公司 老君庙作业区,甘肃 酒泉 735200)

柴达木盆地北缘阿尔金山前东段是天然气勘探的重点区域之一。东坪和牛东气田的发现,说明该区具有良好的油气勘探前景。研究区油气勘探的重点层系有侏罗系、古近系—新近系,牛东气田在古近系—新近系获得了高产气流,是近年来该地区油气勘探的重大突破之一。随着勘探开发的不断深入,牛东地区古近系—新近系砂岩储层复杂的地质特征影响了后续勘探开发的进程。综合前人的研究成果[1-3]，本研究对研究区砂岩储层特征进行深入分析,厘定了储层的基本特征和分布规律,以指导研究区古近系—新近系气藏的后续勘探开发。

1 区域地质概况

牛东地区位于柴达木盆地北缘阿尔金山前东段,紧邻昆特依侏罗系残余生烃凹陷(见图1),发育中—新生代地层,勘探面积约为5 000 km2,地面海拔约2 700 m,发育大套厚层的暗色泥岩和煤系烃源岩,有较丰富的油气资源[4-6]。目前，东坪气田和牛东气田的相继发现证实了阿尔金山前有较大的油气勘探潜力(见图1)。

图1 柴达木盆地牛东气田地质概况图Fig.1 Location map of Niudong gasfield, Qaidam Basin

2 烃源岩特征

对现场搜集到的样品进行实验室实际测量，结果表明，在柴西地区古近系—新近系和柴北缘侏罗系2个生烃凹陷之间(见图2),有丰富的油气资源；牛东气田干酪根生成的天然气主要为煤型气,主力烃源岩主要为黑色、暗黑色泥岩,发育在侏罗系；随着埋藏深度的不断加大,在古近系—始新纪晚期逐渐达到成熟阶段并进入到生烃高峰。对最新钻探的东坪1井和东坪3井的取心井进行现场采样,并把样品进行地球化学测试分析。根据天然气碳同位素划分标准判断:牛东气田天然气具有高成熟阶段的特点,属于煤型气。东坪1井凝析油烷基环己烷质量色谱图(见图3)显示:其碳原子个数主要分布在C7～C32,丰度相对高的碳峰主要集中在C22以前,而长侧链的烷基环己烷的碳峰主要集中在C23以后,该特征说明研究区烃源岩已处于高成熟阶段并进入到生烃门限，开始大量生油气。

图2 牛东地区古近系—新近系烃源岩分布图Fig.2 The source rocks distribution map of Paleogene-Neogene in Niudong region

图3 东坪1井凝析油烷基环己烷质量色谱Fig.3 The alkyl cyclohexane masschromatogram map of condensate,Dongping 1 well

3 储层特征

3.1 岩石学特征

对研究区古近系—新近系300块岩心进行X衍射分析(XRD)可以看出，储层中粗砂含量最高,中—细砂岩和粉砂岩含量次之；另外还看到少量的砾石,砾石的粒度主要为中砾和细砾。通过普通薄片、铸体薄片可以看出，牛东气田古近系—新近系岩石类型主要以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，含有少量的岩屑砂岩(图4)。石英质量分数11%～65%,平均25%;长石质量分数8%～60%,平均30%;岩屑质量分数15%～70%,平均45%。石英和长石的含量较低,岩屑的含量较高,说明研究区构造运动比较强烈,搬运距离较短,分选差,磨圆度不高。同时，研究区有富含长石、岩屑的母岩，如花岗岩、花岗片麻岩,这与牛东气田基底为变质岩的地质概况相吻合[7-9]。牛东气田砂岩颗粒以孔隙式胶结和基底式胶结为主,表现出成分成熟度不高,结构成熟度低—中等的特点。

3.2 孔隙类型

对牛东气田古近系—新近系的岩心、普通薄片和铸体薄片、场发射环境扫描电镜观察可以看出，研究区孔隙类型根据其成因可分为:原生孔隙、次生孔隙和微裂缝。原生孔隙主要以原生粒间孔组成,其主要是在沉积过程中颗粒与颗粒之间相互接触形成的;次生孔隙主要由溶蚀孔组成,由地层酸性流体对储层易溶矿物溶蚀形成的;微裂缝主要是构造应力挤压造成的。

I 石英砂岩;II 长石石英砂岩;III 岩屑石英砂岩;IV 长石砂岩;V 岩屑长石砂岩;VI 长石岩屑砂岩;VII 岩屑砂岩图4 牛东地区古近系—新近系岩石类型三角图版Fig.4 Triangular diagram of the rockcomponent in Niudong area

3.2.1 原生粒间孔 研究区古近系新近系—砂岩矿物中岩屑含量较高,岩屑主要来自变质岩和火山岩。砂岩在沉积埋藏中，颗粒之间主要以点接触和线接触为主,从而形成了原生粒间孔(见图5E～H)。

3.2.2 溶蚀孔 研究区砂岩储层普遍经历了溶蚀作用,长石和碳酸盐胶结物等易溶矿物在地层酸性流体(二氧化碳溶于水形成的碳酸、有机质在热演化过程中脱羧形成的有机酸和H2S)作用下被溶蚀,形成了粒间溶孔和粒内溶孔,有效地改善了储层的物性(见图5A～C,I)

3.2.3 微裂缝 研究区砂岩中脆性矿物如石英含量较高,岩石的脆性指数较大，构造运动形成的挤压作用在储层中形成微裂缝，其成为油气重要的渗流、运移通道(见图5C，D)。

A 东坪1井,岩屑砂岩,残余粒间孔及溶蚀孔发育;B 牛102井,岩屑砂岩,溶蚀孔发育;C 东坪1井,长石岩屑砂岩,裂缝溶蚀孔发育;D 东坪3井,长石岩屑砂岩,发育微裂缝;E 东坪1井,砂岩,粒间孔;F 东坪3井,粒间孔;G 东坪3井,高岭石;H 东坪3井,伊利石;I 东坪1井,长石岩屑砂岩,溶蚀孔发育图5 牛东地区古近系—新近系孔隙类型Fig.5 Pore types of Paleogene-Neogene depression in Niudong area

3. 3 物性特征

对研究区古近系—新近系砂岩储层样品进行物性测试分析,通过氦气法测量未洗油前的孔隙度,得其孔隙度在2%～20%,平均为10%；通过氮气法测量未洗油前的渗透率为(0.05～30)×10-3μm2,平均为5×10-3μm2,储层物性总体上较差。

4 成岩作用

4.1 成岩作用类型

综合前人的研究成果可知，牛东地区古近系—新近系储层成岩作用类型多样[10-14],通过牛东地区20口井的普通薄片、铸体薄片和场发射环境扫描电镜可以看出，牛东地区砂岩储层主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用和应力挤压作用。

4.1.1 压实作用 研究区砂岩储层压实作用程度主要为中—强,碎屑颗粒主要为点接触、线接触,部分颗粒逐渐过渡为凹凸接触和缝合线接触,塑性较强的岩屑由于受到挤压而发生形变,形成了石英次生加大边。压实作用对储层的物性有破坏作用,降低了储层的品质[15-19]。

4.1.2 胶结作用 研究区古近系—新近系砂岩储层主要发育方解石胶结、钙质胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结。方解石胶结物主要充填在原生粒间孔和残余粒间孔中,胶结物主要呈斑块状;高岭石主要充填在原生粒间孔和溶蚀孔隙中,主要呈书页状;伊利石主要充填在残余粒间孔和溶蚀孔中,主要呈毛发状和丝缕状。自生黏土矿物使吼道连通性降低,严重降低了储层的物性(见图5)。

4.1.3 溶蚀作用 研究区溶蚀作用对储层的改造主要表现在3个方面: ①粒内孔的发育, 其形成主要是长石和高岭石完全被酸性流体所溶蚀;②原生粒间孔的增大,其形成主要是易溶矿物,如长石和碳酸盐矿物在矿物边缘被完全溶蚀;③碳酸盐岩岩屑和胶结物也可被溶蚀,形成溶蚀孔隙和胶结物溶蚀残余等现象。在溶蚀作用的过程中，地层酸性流体主要由3种流体组成:一种是二氧化碳溶于水中形成碳酸，一种是有机质在热演化过程中脱羧形成的有机酸,一种是地层中黄铁矿等富含硫的矿物在合适的环境中形成的H2S。

4.1.4 构造应力作用 在古近系—新近系储层岩石中可看到，由于挤压作用形成的微裂缝呈定向排列。在镜下可看到广泛发育的两种类型的裂缝，一种是由于挤压作用在长石内形成的裂缝(见图5D),另一种是由于石英颗粒的脆性大，挤压作用使石英颗粒破碎而形成的微裂缝(见图5E)。这两种裂缝都是在构造运动中形成的,成为油气良好的渗流、运移通道和储集空间,有效地改善了储层的物性,提高了储层的品质。

4.2 成岩阶段划分

4.2.1 包裹体均一温度特征 从研究区东坪1井、 牛新1井和牛1井3口典型井中的粗砂岩和含砾粗砂岩中选取样品进行包裹体测试分析, 结果可以看出， 研究区样品包裹体温度总体上呈现2期的特征,储层成岩温度跨度较大, 属于中成岩阶段的A期(见图6)。 根据牛东地区古近系—新近系现今的埋深， 同时结合阿尔金山前的构造沉降演化史、 埋藏史(见图7)以及由古地温梯度(0.32℃/m)计算可知， 研究区古近系—新近系现今的埋藏深度和最大埋藏深度大致相当, 约为2 236 m。

图6 牛东地区古近系—新近系凹陷埋深史与生烃史Fig.6 Depth history and hydrocarbon generation history map of Paleogene-Neogene depression in Niudong area

4. 2. 2 成岩阶段划分 研究区古近系—新近系砂岩颗粒之间呈点接触、线接触、凹凸接触和缝合线接触,其中主要以点线接触为主。长石和碳酸盐胶结物等易溶矿物普遍与地层酸性流体发生化学反应,形成溶蚀孔;黏土矿物中主要发育高岭石、伊利石、蒙脱石、伊蒙混层,其中高岭石含量最高。根据包裹体测试分析结果，同时参考碎屑岩成岩阶段划分标准认为，研究区砂岩储层形成于早成岩阶段的B期—中成岩阶段A期(见图7)。

图7 牛东地区古近系—新近系成岩阶段划分Fig.7 Diagenetic stage division and pore evolution model of Paleogene-Neogene in Niudong area

5 沉积特征

综合分析野外露头、钻测井、三维地震和现场岩心描述等资料认为，研究区沉积物源主要来自阿尔金山前,发育辫状河—扇三角洲沉积体系,其沉积体系具有大面积展布、继承性的特点。研究区由于靠近阿尔金山前,受古水深、古气候、古地貌控制,存在多条不同的物源。古近系—新近系沉积时期,牛东地区气候湿润,主要发育有利于油气生成的还原环境,有充足的物源供应。沉积体系大面积广覆式稳定分布,广泛发育物性较好的砂体,在平面上相互连通,在垂向上相互叠置。牛东地区在古近系—新近系沉积期为古隆起带,物源主要来自阿尔金山前的北部,为冲积扇—辫状河—辫状河三角洲沉积体系,主要的沉积相有曲流河边滩、三角洲平原分流河道、远砂坝、三角洲前缘席状砂等(见图8)。

图8 牛东地区古近系—新近系沉积相平面特征Fig.8 Sedimentary facies plan of Paleogene-Neogene in Niudong area

6 结 论

1)牛东地区古近系—新近系岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,岩屑主要来自基底的变质岩和火山岩,岩石整体上表现为成分成熟度中等,结构成熟度低—中等。储层物性较差,孔隙度和渗透率较低。储层发育多种类型的孔隙,其中残余粒间孔和溶蚀孔是有利储层发育的主要储集空间。

2)牛东地区古近系—新近系成岩温度跨度较大,最高达到128℃,成岩阶段主要在早成岩阶段B期—中成岩阶段A期。

3)牛东地区古近系—新近系砂岩储层发育破坏性成岩作用(如压实作用和胶结作用)使原生孔隙和次生孔隙明显降低,是影响储层物性变差的主要控制因素。建设性成岩作用(如溶蚀作用和应力挤压作用)有效地改善了储层物性,有利于油气的渗流和运移,提高了储层的品质。

4)牛东气田的牛东斜坡带沉积物源主要来自阿尔金山,存在多条不同的物源,发育大面积的冲积扇—辫状河三角洲沉积体系；砂岩储层连片分布,沉积体系大面积广覆式稳定分布,广泛发育物性较好的砂体,在平面上相互连通,在垂向上相互叠置；沉积相带分布范围广,厚度大,稳定分布,延伸距离远。

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