0 引言
深部优质储层一般是指埋深大于3 000 m，孔隙度大于10%、渗透率大于10×10-3 μm2的储层［1］。近年来，随着全球油气勘探的不断深入，勘探技术的日益成熟，深层油气田已经成为油气勘探的重要领域［2-3］。准噶尔盆地、塔里木盆地、松辽盆地等均在深部储层取得了重大油气勘探突破［4-6］。埋深大于3 000 m的碎屑岩储层已经成为我国油气增长的新关键点［1］。柴达木盆地先后在埋深大于4 000 m的仙西1井［7］和埋深大于6 000 m的昆2井发现深部优质碎屑岩储层，在冷湖Ⅳ号、Ⅴ号深层也有一定突破［8-10］，但是由于深部储层埋藏较深，油气藏成因复杂，储层特征、形成机理以及主控因素等方面的研究相对缓慢。因此对柴达木盆地深层碎屑岩储层特征、形成机理和控制因素等研究迫在眉睫。笔者在岩石学特征和沉积环境研究的基础上，利用铸体薄片、扫描电镜、测录井数据等资料解决上述问题，对柴达木盆地北缘下干柴沟组深部碎屑岩储层特征及储层类型进行研究，并将沉积环境和成岩作用对储层物性的影响机制有机地结合起来，分析研究区优质碎屑岩储层的分布规律和范围，以期为后续天然气的勘探开发提供地质依据。
1 地质背景
柴达木盆地位于青藏高原北部，面积约为12×104 km2，整体呈菱形，是我国西部一个大型的中—新生代陆相含油气盆地［9-10］。柴达木盆地构造变形与印度—欧亚板块碰撞作用有密切的关系，并主要受周缘山系等断裂系统的控制。柴达木盆地西北边界为阿尔金断裂，东北边界为祁连南缘逆冲断层带，南界为祁漫塔格逆冲断层带［11］（图1），具有特殊的盆山构造格局和地球动力学背景，这些断裂系统控制了盆地的展布方向、盆地内次级断裂的形成和分布、沉积中心的迁移及油气聚集带的分布。柴达木盆地北缘构造带位于南祁连山前，是盆地北部的一级构造单元［12］。受燕山及喜马拉雅期运动的影响，柴北缘构造复杂，发育赛什腾—祁连山前、冷湖—马海、鄂博梁—鸭湖及阿尔金等多个构造带，深层砂岩储层主要分布在鄂博梁地区和冷湖构造带。从老到新，该区依次发育侏罗系（J）、古近系路乐河组（E1+2）、下干柴沟组（E3）和新近系上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N2 1）、上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）以及第四系七个泉组（Q1+2）。
本文研究目的层为下干柴沟组（E3），分为上、下2段，分别为下干柴沟组下段（E3 1）和下干柴沟组上段（E3 2）。沉积相由山前至腹部依次为辫状河河流、辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘和滨浅湖相（图1），碎屑岩沉积范围广，厚度大，勘探前景广阔。
2 储层特征及分类
2.1 岩石学特征
柴北缘深部储层主要位于古近系下干柴沟组（E3），发育多种岩性，包括灰色砾岩、灰色含砾砂岩、棕红色粉砂质泥岩、棕红色泥岩等，中细粒砂岩叠置连片，岩心观察可见块状层理、板状、槽状交错层理，垂向呈下粗上细的间断性正粒序特征，在砾岩或含砾砂岩底部常出现底冲刷现象，储层砂体薄，盖层好［图2（a）—图2（c）］。粒度概率曲线特征表现为悬浮和跳跃组成的两段式，缺少滚动组分，跳跃部分斜率较大（图3），说明具有较好的分选性，成熟度高，反映河道沉积特征的特点。测井曲线形态主要包括箱形、漏斗形、微齿化钟形、齿化线形及线形。通过对重点钻井岩心样品进行薄片鉴定和Ｘ-射线衍射等实验，根据前人划分碎屑岩的标准，得出深部储集岩岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩（图4）。碎屑颗粒粒径在0.10~0.50 mm之间，以细砂岩、中—粗砂岩和含砾砂岩为主，分选—磨圆较好，碎屑颗粒之间主要以点接触为主，胶结类型主要是以颗粒支撑为主的孔隙型（图2）。
图2 储集砂岩结构及成岩作用特征（a）仙西1井，4 208.02 m，E3 2，中—粗粒岩屑砂岩，分选性和磨圆好，发育板状交错层理；（b）仙西1井，4 848.8 m，中粒岩屑长石砂岩，分选性和磨圆好，发育板状交错层理；（c）北2井，3 535.8 m，E3 1，浅红棕色中砂岩；（d）仙东1井，3 087.06 m，E3 1，中—细粒岩屑长石砂岩，分选中等，次圆状，颗粒间以点接触为主，粒间孔发育，少量粒内溶孔，孔隙连通性好，（-），×100；（e）仙西1井，4 211.72 m，E3 2，中—粗粒长石岩屑砂岩，分选中等—差，次棱角状，颗粒间以点—线接触为主，粒间孔发育，其次为粒间溶孔和粒内溶孔，孔隙连通性好，（-），×100；（f）仙西1井，4 210.77 m，E3 2，中—粗粒岩屑长石砂岩，分选中等，次棱角状，颗粒间以点接触为主，粒间孔发育，其次为粒间溶孔和粒内溶孔，（-）， ×100；（g）仙西1井，4 111.84 m，E3 2，细砂岩，方解石充填裂隙，可见微裂隙；（h）北2井，3 070.35 m，E3 1，砂岩，粒间、粒表微晶石英、伊/蒙混层及残余孔隙；（i）北2井，3 274.27 m，E3 1，中粒长石岩屑砂岩，方解石胶结，多为粒间孔，（+），×100 Fig.2 Reservoir sandstone structure and diagenesis characteristics |
杂基含量较低，粒度较细，分选较好，成分成熟度和结构成熟度较高。结合测井曲线认为研究区储集岩主要为三角洲沉积砂体（图1），沉积相主要为辫状河三角洲，部分地区为滨浅湖相，沉积微相包括辫状河三角洲前缘和平原。其中辫状河三角洲前缘砂体呈现出单层厚度小、分布广、分选好，泥质杂基含量低的特点，具有优质储集岩发育的条件。
2.2 物性特征
2.2.1 孔渗特征
柴北缘深层砂岩储层物性分析表明，储层孔隙类型以原生孔隙为主［图5（a）］，孔隙度平均为10.72%，频率分析显示，孔隙度分布在5%~10%之间的样品最多，约占总数的45.45%，属于特低孔；其次孔隙度<5%的样品占27.88%，属于超低孔；孔隙度分布在10%~15%之间的低孔样品约占22.73%；孔隙度>15%的中—高孔样品占3.94%。总之，柴北缘深部储层特低—超低孔样品累计占73.33%，低孔样品约占22.73%，样品总体表现为以特低—超低孔为主，低孔为辅的特征［图5（b）］。储层渗透率平均为25.74×10-3 μm2，频率分析显示，渗透率小于10×10-3 μm2的样品数最多，占分析样品数的98.18%，属于特低—超低渗；渗透率分布在（10~50）×10-3 μm2之间的低渗样品占1.21%；其余渗透率大于50×10-3 μm2的中—高渗样品占0.61%。这说明柴北缘深部储层砂岩储层总体表现出以致密储层为主，低渗为辅的特征［图5（c）］。以上储层物性分类是根据石油行业标准（SY/T 6285—2011）来划分的。储层物性条件整体偏差，仙西1井E3 2深部砂岩储层平均孔隙度为8%左右，但埋深超过4 000 m也发育优良储层。通过对柴北缘深部储层样品孔隙度和渗透率的相关性分析，显示孔隙度和渗透率在对数坐标系中具有较好的正相关关系［图5（d）］，说明柴北缘古近系深部砂岩优质储层的孔隙类型仍以原生粒间孔为主（原生孔隙含量达65%），孔渗相关性较好。
2.2.2 孔喉特征
根据岩心样品铸体薄片及扫描电镜分析（图2），发现深部优质储层主要发育原生孔隙（平均含量>60%），以压实—胶结剩余粒间孔为主；其次为次生孔隙，以粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔为主；另外还发育少量压裂缝，储层较薄且非均质性强，但孔隙度大于10%的有效储层发育。压汞曲线可以用来评价储层的孔隙结构，压汞曲线形态主要受孔隙分布的歪度以及分选性2个因素控制，因此压汞曲线的形态在一定程度上反映孔喉的分选性、分布歪度及平均孔喉半径的影响，更全面地反映了储层的储集性能，直观地体现了孔隙结构特征［13］。根据柴北缘深部储集岩样品的压汞数据统计分析（图6）可以看出，孔隙喉道中等—偏细，连通性好，平均喉道分布在0.03~2.0 μm之间，汞饱和度大且进汞效率高，进汞压力较高，退汞效率中等—偏低；压汞曲线出现近似的平台，喉道分选性较好，曲线形态以略细歪度为主。反映了储层物性整体较好，可以为油气储集和运移提供良好的条件。
3 主控因素
有效储层的形成受到沉积环境、成岩作用、构造作用的共同控制。其中沉积环境控制了储层的非均质性，是形成有效储层的基础条件；成岩作用是控制有效储层形成的关键因素，和构造作用一样，对有效储层的形成具有双重影响［7］。根据柴北缘腹部深部储层的发育情况，认为柴北缘腹部碎屑岩深部储层主控因素包括沉积相、胶结作用和压实作用、异常高压等。
3.1 沉积相
沉积相是有效储层形成的基础条件。不同沉积环境形成的沉积砂体、沉积作用等对储层物性起决定性作用的因素也不同，储层物性也会存在很大的差异，即便同一沉积环境下发育不同沉积相带，砂体的展布、规模、叠置样式也会不同。因此，不同的沉积相对储层的影响大小不一，是有效储层形成的先决条件［7］。柴北缘腹部地区自古近纪以来沉积环境主要以滨浅湖—辫状河三角洲前缘相为主，发育滨浅湖席状砂、水下分流河道和水下分流河道间，泥质含量整体较高，泥地比均大于2/3，大多为3/4~4/5［7］。砂岩多位于厚层泥岩段中，形成典型的“泥包砂”特征，成分成熟度高，具有较好的分选和磨圆度，砂岩中泥质含量低，测井曲线显示高自然电位，高声波时差，低自然伽马的特征。“泥包砂”特征可以有效地保存深部储层的原生孔隙，使储层在埋深大于3 000 m的深部地层依然发育大量的原生粒间孔，物性较好，有利于油气藏聚集。
3.2 成岩作用
3.2.1 压实作用
一般情况下，砂岩储层在埋藏成岩演化的过程中会遭受强烈的机械压实作用，主要表现为碎屑颗粒的变形、重排以及产生裂缝等，其强度主要取决于碎屑岩的原始成分和埋藏过程［15］。压实作用是储层物性变差最主要的因素。在压实作用过程中岩石的矿物成分对储集层物性有不同的影响：刚性组分具有较强的抗压实性，若岩石中含有较多刚性组分，在压实作用之后仍可保留大部分原生孔隙。
在砂岩碎屑颗粒中，石英颗粒的抗压能力最强，长石次之，岩屑的抗压能力较差，特别是泥岩岩屑，在压实过程中常发生塑性变形。但是石英颗粒容易发生压溶，形成次生加大的同时使一部分粒间孔隙丧失，在一定程度上会使储层物性变差。此外，长石比石英容易发生溶蚀，在一定条件下，长石的次生溶蚀会改善储集层的物性。若岩石中含有较多韧性组分，在压实作用过程中对原生孔隙具有较大的破坏作用。如云母等塑性岩屑在压实作用下可挤压变形形成假杂基，构成无胶结物式胶结类型而减少原生粒间孔隙。
3.2.2 胶结作用
研究区砂岩中可常见硅质胶结物，主要呈次生态生长于石英碎屑颗粒边缘，比较常见的硅质胶结是自形石英小晶体产出于碎屑颗粒边缘的粒间孔隙表面、粒间孔壁或粒内溶孔中。硅质胶结物主要通过在碎屑石英颗粒表面上同轴生长的石英次生加大边和碎屑颗粒表面的自形晶体形式来破坏粒间孔和粒内溶孔。
总体来说是起到减小孔隙度的作用，但一定量硅质胶结物的形成，也可以增强砂岩的抗压实强度，阻止压实作用对剩余原生粒间孔的破坏，从这一方面讲，还是具有一定的积极意义。
碳酸盐胶结物包括方解石、铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿、菱镁矿、文石及高镁方解石等。在研究区中分布最广和最常见的是含铁方解石和方解石［17］。碳酸盐胶结物可以形成于成岩作用的各个阶段，同生—早成岩阶段形成的碳酸盐胶结物一般为结晶程度较差、含铁低的泥晶—微晶方解石，常围绕碎屑颗粒呈环边状分布，或分布于松散接触的碎屑颗粒之间；早成岩晚期和晚成岩期形成的胶结物则一般晶粒较大、含铁较高，粉晶—粗晶常见，因形成时间较晚，沉积物已遭受明显或强烈压实，胶结物充填于较紧密接触及紧密接触的粒间孔中，并经常对碎屑颗粒有不同程度的交代作用。而研究区内方解石胶结物分布范围较广，呈粒状、镶嵌状、衬边状或栉状产出，也可呈次生加大环边出现。
碳酸盐胶结物对储集层的影响具有双重性，即在成岩早期胶结作用较发育时，颗粒间孔隙内沉淀方解石后致使沉积物成岩，可有效地增强岩石的抗压实能力，使压实作用对岩石的影响大为减弱，并保存较大的粒间体积。在晚成岩阶段A期，烃源岩中有机质开始生成有机酸和CO2酸性流体，碳酸盐胶结物溶蚀后，可形成次生孔隙为油气聚集提供储集空间。
3.2.3 溶蚀作用
控制柴达木盆地北缘腹部地区深部储层的主要成岩作用为胶结作用和压实作用，其次为溶蚀作用。柴北缘埋深大于3 000 m的深部储层原生孔隙异常发育，孔隙度主要分布在5%~10%之间，颗粒间呈点接触—线接触，孔—渗相关性较好，主要得益于碳酸盐胶结作用的影响，早期碳酸盐胶结作用发育，碳酸盐胶结物以基底式胶结充填于砂岩颗粒周围，抵挡了压实作用对储层的破坏作用，晚期由于溶蚀作用的影响，碳酸盐胶结物溶蚀后产生次生粒间孔，对储层物性起到明显的改善作用［17］。除此之外，碳酸盐胶结物随深度变化曲线（图7）表明，柴北缘深部优质储层中碳酸盐胶结物含量一般小于15%，如果碳酸盐胶结物含量大于15%，孔渗条件急剧下降，储层物性也会变差（图8）。
3.3 异常高压有利于深部有效储层的形成
异常高压带的形成可以延缓和抑制岩石的压溶作用［19］，减轻压实作用，有利于减缓地层压力对孔隙的破坏，使原生孔隙较好的保存，在地层深部形成较好的孔渗条件［20-21］，还可以促进有机酸的形成，延长有机酸的作用时间，形成大量的次生孔隙［19］，从而使异常压力带孔隙度高于正常压实条件下的最大孔隙度，是含油气盆地中深层油气勘探的“甜点”［22］。根据测井曲线和实测地层压力等资料分析，柴北缘腹部深部地层存在多个异常压力带，北1井、仙西1井、冷七2井、鄂深1井等声波时差曲线、氯离子和碳酸根离子含量均显示在深部且都存在压力异常区。压力系数可达到1.2~1.6，为中强超压带，异常高压带具有较高的孔隙度和较低的密度，表现为高声波时差、低视电阻率、高氯离子含量和低碳酸根离子含量的特征［23-25］，同时对应着原生孔隙发育带（图9）。
4 有利勘探方向
孔隙度的大小决定着储层的储集能力，而渗透率的大小是油层产能的重要控制因素，储层的孔隙结构特征决定着油气的产能以及最终的采收率。只有掌握储层的基本特征和分布规律，才能对有利储层分布区域进行预测。
柴北缘深部储集岩以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，分选磨圆较好，主要为三角洲沉积砂体。由于靠近河口，物源充沛，悬浮物质经过较长距离的淘洗，杂基含量较低，粒度较细，分选较好。成分成熟度和结构成熟度较高，具有形成优良储层的优势。柴北缘深部储层原生孔隙发育，早期碳酸盐胶结物充填于颗粒间，对岩石颗粒起支撑作用，减少了压实作用对储层的破坏作用，同时异常高压的存在也保存了大部分的原生孔隙。成岩阶段后期，部分长石颗粒和早期碳酸盐胶结物被溶蚀，形成了一定量的粒内和粒间溶蚀孔隙，对储层物性起改善作用。在埋深为3 000~4 000 m和大于4 000 m的2个区间内均存在不同程度的异常压力区间，测井资料显示为异常高孔渗带的同时也均显示为优良储集层（图10）。埋深大于3 000 m的古近系深部储集砂岩的平均孔隙度为10.7%；平均渗透率为25.74×10-3 μm2。
深部储层物性条件随埋藏深度的增大而变差，但埋深在4 200~4 800 m之间仍然可见孔隙度大于10%的有效储层，异常高压带对储层起保护作用。因此，柴北缘深部储层有利的天然气勘探区主要位于发育辫状河三角洲前缘沉积的异常压力分布带。
5 结论
（1）柴北缘深部储集岩以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，分选磨圆较好，发育辫状河三角洲前缘水下分流河道砂和滨湖—浅湖席状砂，具有良好的成分成熟度和结构成熟度，泥质含量低；孔隙类型以原生孔隙为主，次生粒间孔和粒间溶孔较发育，也可见粒内溶孔和少量微裂缝；平均孔隙度为10.7%，平均渗透率为25.74×10-3 μm2，孔隙喉道中等—偏细，连通性好，平均喉道分布于0.03~2.0 μm之间。
（2）深部储层主要受控于沉积环境、成岩作用和异常压力等因素。辫状河三角洲前缘水下分流河道和滨湖—浅湖席状砂的“泥包砂”结构是研究区深部储层形成的基础条件；成岩阶段早期碳酸盐胶结物在早期长期浅埋藏，晚期快速深埋，有效保护了原生孔隙；部分长石颗粒和早期碳酸盐胶结物在成岩阶段后期被溶蚀，形成了一定量的粒内和粒间溶蚀孔隙，对储集岩物性也有一定程度的改善；储集砂岩上、下部均发育大套厚层泥岩，沉积成岩并快速埋藏，使储集岩中孔隙流体排出受阻而滞留在孔隙空间，孔隙流体承担了部分负荷而消弱了正常压实作用对储集岩的影响，保存了大部分原生孔隙。
（3）有利天然气勘探开发区带主要位于柴北缘深部埋深大于3 000 m的异常压力发育带，同时也是辫状河三角洲前缘水下分流河道发育带。具有碳酸盐离子含量低，氯离子正异常，高声波时差，低电阻率的特征。
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