施奇,張永庶,吳顏雄,楊智,夏曉敏,趙權(quán)

(1.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院,甘肅 敦煌 736202;2.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

1 研究區(qū)概況

相比于海相碳酸鹽巖,湖相碳酸鹽巖油氣勘探在20世紀90年代后期才逐漸被關(guān)注[1-4].隨著勘探的不斷推進,在國內(nèi)多個盆地湖相碳酸鹽巖中發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣流.從已探明的儲量規(guī)模來看,渤海灣盆地儲量最大,其次是四川和柴達木盆地[5-6].準噶爾盆地的吉木薩爾凹陷、瑪湖凹陷等地區(qū)也獲得多個新發(fā)現(xiàn)[7],形成了規(guī)模儲量接替區(qū).各油田的實際勘探資料對比表明,湖相碳酸鹽巖儲層類型多,巖性復(fù)雜,物性總體比碎屑巖差,但成藏條件較好,油氣富集主控因素多,是油氣勘探的重要接替領(lǐng)域[8-17].

柴達木盆地西部新生代廣泛發(fā)育湖相碳酸鹽巖,通過多年勘探,已在躍進、砂西、紅柳泉、花土溝、獅子溝、咸水泉、開特米里克、南翼山、大風(fēng)山、油泉子和尖頂山等地區(qū)鉆遇了碳酸鹽巖,并在一些地區(qū)獲得了工業(yè)油氣流.近年來,英西地區(qū)在下干柴溝組上段的灰云巖儲層勘探中取得重大突破,鉆遇多口千噸井,估計儲量規(guī)模達1X108t.下干柴溝組上段的碳酸鹽巖在柴西南斜坡區(qū)的分布面積達730 km2(見圖1),已探明地質(zhì)儲量929X104t,但因為地質(zhì)條件復(fù)雜,儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)多樣,對儲層控制因素不明確,導(dǎo)致儲量動用效果差.柴西南區(qū)與英西地區(qū)碳酸鹽巖具有相似的地質(zhì)背景[18-22],對柴西南區(qū)碳酸鹽巖開展再評價工作十分必要.本文應(yīng)用大量鉆井巖心和實驗分析資料,對研究區(qū)烴源巖和儲集層特征、源儲配置等成藏條件進行了綜合評價,優(yōu)選了有利勘探領(lǐng)域,為該區(qū)開展碳酸鹽巖油藏勘探提供了充足的依據(jù).

圖1 柴西南區(qū)下干柴溝組上段沉積相

2 成藏條件分析

2.1 古構(gòu)造背景

古構(gòu)造恢復(fù)研究表明,在古近紀末期至新近紀早期,受青藏高原持續(xù)隆升擠壓作用影響,柴西地區(qū)發(fā)育一系列同沉積斷層,在其控制下形成了繼承性的古斜坡和隆凹相間的古地貌格局[23].下干柴溝組上段沉積前,柴西南古地貌整體表現(xiàn)為西高東低的穩(wěn)定寬緩斜坡,從北往南可劃分為七個泉-紅柳泉斜坡、躍進斜坡、扎哈泉-烏南斜坡,局部區(qū)域發(fā)育水下低隆起,往東整體傾沒于凹陷區(qū),古今構(gòu)造繼承性好(見圖2).

圖2 柴西南區(qū)N21末期-E32古構(gòu)造

該古構(gòu)造背景對油氣成藏有2個主要作用:1)穩(wěn)定寬緩的斜坡地帶有利于碳酸鹽巖的廣泛沉積.構(gòu)造相對較高的低隆區(qū)有利于高能的藻丘和顆粒灘沉積,如躍西構(gòu)造發(fā)育厚層物性較好的藻灰?guī)r;構(gòu)造位置相對低洼的地區(qū)多發(fā)育相對低能的灰泥坪、泥灰坪,巖性多以泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r等為主,如紅柳泉地區(qū)、砂西地區(qū).2)斜坡-凹陷區(qū)的湖相碳酸鹽巖離優(yōu)質(zhì)烴源巖較近,或呈互層狀分布,有利于油氣短距離運聚成藏,形成源內(nèi)或近源型油藏.

2.2 烴源巖條件

柴西下干柴溝組上段(E32)時期為最大湖泛期,發(fā)育了一套半咸水-咸水環(huán)境湖相烴源巖.前人研究表明,該套咸化湖盆烴源巖生烴母質(zhì)以葡萄球藻和顆石藻為主,自身含有的大量可溶有機物使其在低溫條件下即使未達到通常的生油門限溫度也可大量生烴,是一種優(yōu)質(zhì)生烴母質(zhì)[24-25].柴西南區(qū)烴源巖的主要生油成熟度范圍較寬,鏡質(zhì)體反射率Ro基本在0.50%～1.30%.Ro為0.50%時,液態(tài)烴量明顯增大;Ro為0.80%左右時,液態(tài)烴量達到最大;Ro為1.30%時,液態(tài)烴產(chǎn)率急劇下降[21].這反映了柴西古近系鹽湖相烴源巖在中等成熟階段即可達到生烴高峰.

通過新鉆井并結(jié)合重點井地化綜合分析:該套烴源巖以暗色泥巖和灰質(zhì)泥巖為主,厚度最大超過1 000 m,最大面積達到2 000 km2;總有機碳質(zhì)量分數(shù)(TOC)主要分布在0.80%～1.60%,最高可達4.32%,Ro值為0.40%～1.25%,干酪根類型以Ⅰ-Ⅱ1型(腐泥型)為主.

2.3 碳酸鹽巖儲層分布

2.3.1 儲層巖石學(xué)特征

依據(jù)區(qū)內(nèi)大量巖心觀察、薄片和實驗分析資料,柴西南區(qū)E32湖相碳酸鹽巖主要為石灰?guī)r,并見白云石化,包括藻灰?guī)r、顆?；?guī)r和泥晶灰?guī)r(見圖3).藻灰?guī)r由藻疊層灰?guī)r、藻紋層灰?guī)r、藻團塊灰?guī)r和藻泥晶灰?guī)r組成;顆?；?guī)r的類型主要為亮晶-泥微晶鮞?；?guī)r,其次為亮晶-泥微晶生屑灰?guī)r和球?；?guī)r;泥晶灰?guī)r是石灰?guī)r中最常見的巖石類型,細分為泥晶灰?guī)r、藻泥晶灰?guī)r和含陸屑或含顆粒泥晶灰?guī)r等,進一步區(qū)分,經(jīng)?？梢姾懶寄嗑Щ?guī)r、陸屑泥晶灰?guī)r和泥灰質(zhì)碎屑巖的過渡類型.全巖X衍射測定結(jié)果表明,碳酸鹽巖的礦物成分主要為方解石和白云石,常見石膏、硬石膏和黃鐵礦等非碳酸鹽自生礦物,并且常有陸源碎屑混入,包括石英、長石和泥質(zhì).X衍射分析化驗數(shù)據(jù)揭示各類礦物體積分數(shù)為:方解石27%,白云石(含鐵)22%,陸源碎屑20%,黏土礦物16%.整體上,碳酸鹽巖礦物50%～70%,硅酸鹽礦物10%～20%.

2.3.2 儲集空間特征及物性特征

通過鑄體薄片觀察,從成因角度劃分,柴西南區(qū)碳酸鹽巖儲層的儲集空間類型包括原生孔隙、次生孔隙和裂縫,以次生孔隙為主.原生孔隙受沉積環(huán)境控制,淺灘和藻丘微相比較發(fā)育,可分為生物體腔孔和粒間孔(見圖3a,3g),原生孔隙一般較難完整保存,后期多被方解石、硬石膏或沸石充填或半充填.次生孔隙為各種溶蝕作用形成,成巖作用的影響較大,是區(qū)內(nèi)碳酸鹽巖成為儲層的重要因素,可細分為窗狀孔、粒間、粒內(nèi)溶孔、鑄?？住⒕чg溶孔和溶蝕擴大孔等(見圖3b-3f,3h-3i).藻紋層灰?guī)r溶孔最發(fā)育,多沿紋層間溶蝕,其他灰?guī)r主要因后期方解石膠結(jié)、交代作用形成一些粒間溶孔和晶間孔.微裂縫對儲層有著溝通疏導(dǎo)的作用,包括成巖收縮縫和構(gòu)造縫,溶蝕縫則是對早期形成的裂縫進行溶蝕擴大.

圖3 柴西南區(qū)E32湖相碳酸鹽巖儲集層特征

由研究區(qū)136塊巖心物性統(tǒng)計結(jié)果可知,藻灰?guī)r類物性最好,其次為顆粒灰?guī)r類,泥晶灰?guī)r類物性最差(見表1).

表1 研究區(qū)巖心物性統(tǒng)計結(jié)果

2.3.3 儲層控制因素分析

沉積作用是控制儲層性質(zhì)的基礎(chǔ)作用:一方面,沉積作用影響碳酸鹽巖儲層的巖石組合類型和發(fā)育規(guī)模,受原始構(gòu)造、水深、溫度、鹽度、波浪等共同作用的影響,碳酸鹽巖的巖性也不同;另一方面,沉積作用控制儲層的孔隙類型,高能淺灘相及岸灘相沉積環(huán)境下,有利于生物生殖而形成枝管藻原生體腔孔,顆?；?guī)r更容易保留部分原生孔隙,為后期進行建設(shè)性成巖作用及形成豐富的次生孔隙奠定了基礎(chǔ).

成巖作用對儲層性質(zhì)具有決定性影響.區(qū)內(nèi)湖相碳酸鹽巖經(jīng)歷多種成巖作用,其中對儲集空間有較大影響的包括膠結(jié)作用、溶蝕作用以及白云石化作用.膠結(jié)作用是導(dǎo)致研究區(qū)灰?guī)r儲層致密的主要因素,既可以膠結(jié)絕大部分原生孔隙,在一定條件下還可以對次生孔隙進行膠結(jié)減孔.據(jù)鏡下鑄體薄片觀察,區(qū)內(nèi)膠結(jié)物主要為亮晶方解石,其次是石膏(硬石膏).鑒定統(tǒng)計揭示,膠結(jié)作用可使孔隙度降低10%～20%.溶蝕作用是研究區(qū)儲層主要的增孔作用,包括大氣淡水溶蝕作用和埋藏有機酸溶蝕作用:大氣淡水溶蝕作用主要見于各類藻灰以及顆粒灰?guī)r中,結(jié)果是形成形態(tài)不規(guī)則、大小不一、孔隙與喉道無明顯分異、連通性極好的儲集空間,產(chǎn)生的孔隙占總孔隙的50%左右,因此是最主要的增孔作用,也是控制儲層的主要因素;有機酸的溶蝕主要發(fā)生在埋藏成巖期開放或較開放的成巖環(huán)境中,有機酸通過斷裂運移到灰層,沿原生孔隙、節(jié)理裂隙發(fā)生有機酸溶蝕,形成非組構(gòu)選擇性次生溶孔,孔隙貢獻率5%～10%.白云石化作用對研究區(qū)儲層物性有一定改善,區(qū)內(nèi)白云石化作用普遍見于泥晶灰?guī)r以及各類藻灰?guī)r中,白云石為泥粉晶他形,呈團斑狀或零星狀分布.白云石化作用形成收縮晶間孔,孔隙喉道增加,為后期溶蝕作用提供了很好的通道條件.通過所有巖石類型中白云石含量與其覆壓孔滲的相關(guān)關(guān)系揭示,白云石含量較高的層段,孔滲相對較高[22,26].

構(gòu)造作用是重要的改造儲層因素.構(gòu)造斷裂作用形成的裂縫本身可作為儲集空間,也有利于改造儲集性能.裂縫可溝通孔隙,提高儲層的滲透率,同時也有利于孔隙水和地下水的活動及溶蝕孔隙的發(fā)育,形成統(tǒng)一的孔-縫系統(tǒng).柴西地區(qū)構(gòu)造活動頻繁,喜山中期和喜山晚期構(gòu)造運動較強烈,影響范圍大,深大斷裂在活動期間可產(chǎn)生大量的次級斷裂或節(jié)理縫[27].

2.4 源儲配置條件

柴西E32最大湖泛期全盆接受大面積沉積,在寬緩的沉積背景下,湖盆沉積基準面來回遷移,受水體震蕩、深度頻繁變遷的影響,濱淺湖與半深湖、深湖環(huán)境交替出現(xiàn).該時期廣泛發(fā)育的半深湖-深湖相泥巖與位于其附近的濱淺湖碳酸鹽巖儲集層的顆粒灰?guī)r、藻灰?guī)r、灰云巖等互層,且橫向延伸面積大,有利于儲集體與源巖的廣泛接觸,形成源儲間互組合,從而有利于源內(nèi)或近源型油氣聚集.根據(jù)源儲配置關(guān)系,柴西南區(qū)湖相碳酸鹽巖油藏主要存在2種類型的成藏組合:一種屬于近源型油藏組合,烴源巖中生產(chǎn)的油氣經(jīng)短距離運移至構(gòu)造相對高部位的藻灰?guī)r、顆?；?guī)r儲集層中,形成構(gòu)造控制下的巖性油藏,如躍進斜坡的躍西油藏;另一種屬于源內(nèi)包裹式成藏組合,烴源巖中生成的油氣在壓差作用下克服毛細管壓力,以滲流擴散的方式近距離聚集在泥晶灰?guī)r、藻灰?guī)r等儲集體中,形成源儲一體組合,且縱向上多套疊置,橫向上復(fù)合連片,明顯不受構(gòu)造控制,如紅柳泉、砂西-尕斯外圍的致密油藏.

對Yh106井系統(tǒng)取心精細刻畫表明(見圖4),E32有效儲層與優(yōu)質(zhì)源巖呈互層狀分布.儲集巖為藻灰?guī)r、灰云巖,自然伽馬低值,具熒光、油跡、油斑等油氣顯示,實測孔隙度7.5%,滲透率0.12X10-3μm2,測井解釋為油水層.該層段試油獲得工業(yè)油流,壓裂投產(chǎn),日產(chǎn)油8.2 t,累計產(chǎn)油1 000 t;上、下源巖為深灰色泥巖、灰質(zhì)泥巖,自然伽馬高值,TOC高達3.10%,為優(yōu)質(zhì)烴源巖,與碳酸鹽巖儲集體互層,源儲配置好.

3 勘探潛力評價

通過研究與鉆探實踐證實,柴西南區(qū)E32碳酸鹽巖單層厚2～8 m,縱向?qū)佣味?橫向連續(xù)性好,含油井段長,可達400～600 m,累計厚度達30～40 m,油層分布可不受構(gòu)造控制(見圖5),具有良好的勘探前景.結(jié)合勘探現(xiàn)狀、源儲配置、構(gòu)造埋深等因素,厘定了兩大有利區(qū)帶,即躍進斜坡區(qū)常規(guī)油藏區(qū)帶和紅柳泉-砂西-尕斯區(qū)致密油藏區(qū)帶(見圖6),碳酸鹽巖有利勘探面積480 km2,是下步勘探的目標區(qū).

躍進斜坡區(qū)常規(guī)油藏區(qū)帶碳酸鹽巖有利勘探面積101 km2,油藏埋深1 500～1 800 m.前期已在構(gòu)造高部位——躍西油田探明地質(zhì)儲量342X104t,近期在斜坡部位鉆探的Y87井在藻云巖中油氣顯示良好,指示了該區(qū)帶碳酸鹽巖具有較好的勘探潛力.

紅柳泉-砂西-尕斯致密油藏區(qū)帶有利勘探面積379 km2,油藏埋深2 500～4 000 m,前期已探明地質(zhì)儲量587X104t.近年來,在該區(qū)帶鉆探的Yh106井獲得工業(yè)油流,S105,S107井在灰層段獲得熒光、油跡等較好的油氣顯示,證實該區(qū)帶碳酸鹽巖具有開發(fā)價值.

圖4 柴西南區(qū)Yh106井源儲綜合評價

圖5 柴西南區(qū)紅柳泉-砂西-尕斯區(qū)帶E32油藏對比剖面

圖6 柴西南區(qū)E32湖相碳酸鹽巖勘探區(qū)帶綜合評價

4 結(jié)論

1)柴西南區(qū)E32具繼承性的古斜坡和隆凹相間的古地貌背景,整體為濱淺湖沉積,有利沉積相帶為藻丘和灰云坪,發(fā)育了盆地分布最廣、最優(yōu)質(zhì)的烴源巖,有機碳質(zhì)量分數(shù)達4.32%,源儲配置條件好,有利于形成源內(nèi)或近源型油藏.

2)通過綜合評價,認為柴西南區(qū)E32碳酸鹽巖油藏具有良好的勘探前景,評價研究厘定躍進斜坡區(qū)常規(guī)油藏區(qū)帶和紅柳泉-砂西-尕斯區(qū)致密油藏區(qū)帶,碳酸鹽巖有利勘探面積480 km2,是下一步碳酸鹽巖油藏勘探的有利目標區(qū).