藻灰岩[1]（algal limestone）是一种由钙藻堆积而成的石灰岩，或者由于藻类生命活动产生的石灰岩。如红藻类的珊瑚藻科及绿藻类的伞藻科、毛藻科。可以分泌钙质或促使水介质沉淀出钙质构成坚硬钙质鞘或钙质骨骼，直接形成岩石。也可以通过藻类的特殊生长方式，例如蓝绿藻的生命活动过程，形成一种具有叠层构造的灰岩。藻灰岩在中国震旦纪地层中较常见。藻灰岩是尕斯库勒油田的一个重要储层,其储层岩性复杂,物性变化大,非均质性严重,油水关系复杂,有效储层划分和流体性质识别成为开发的关键。 柴达木盆地第三系藻灰岩储层分布较广,是柴达木盆地第三系碳酸盐岩储层中最重要的油气储层。目前柴达木盆地第三系藻灰岩储层主要见于西部地区的跃西、跃东、七个泉、狮子沟、花土沟、尖顶山、南翼山和大风山等地区,层位上从下干柴沟组上段(E3)至上油砂山组(N2)均有分布。E3和N1的藻灰岩主要分布于英雄岭222凹陷以西(西南)地区,N2和N2的藻灰岩主要分布于英雄岭凹陷以东(东北)地区,这与柴达木盆地的湖水进退、12沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩储层的成因类型主要包括两类滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩。滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩具有完全不同的
花土沟油田下油砂山组 -上干柴沟组藻灰岩储层主要有藻纹层灰岩、藻泥晶灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮晶介屑灰岩、亮晶藻团粒灰岩和陆屑泥晶灰岩等 ,其中前两类的储层物性较好。藻灰岩储层的形成主要受沉积环境的稳定性、早期淋溶和晚期胶结 -充填作用的控制。藻灰岩储层在测井曲线上显示出较高的自然伽马值 ,在地震剖面上表现为强反射特征。利用这些特征可以进行藻灰岩储层的横向展布分析。经几口井的试油 ,藻灰岩储层都有油气显示 ,证实该类储层良好的油气前景 Algal limestone reservoirs in Xiayoushashan Shangganchaigou Formations in Huatugou oilfield in western Qaidam basin mainly consist of algal laminated limestone,algal micrite,oosparite,sparry coquina,sparry algal lump limestone and terrigenous clastic micrite,of which the former two types of limestone have relatively good reservoir properties.The formation of algal limestone reservoirs has mainly been controlled by the stability of sedimentary environment,early eluviation and late cementation
摘要:岩心观察和铸体片鉴定证实,花土沟油田藻灰岩储层发育,储层岩石类型主要为藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、陆屑泥晶灰岩、藻泥晶灰岩、藻团粒
灰岩等,形成于湖盆中某单一藻类勃发时期,沉积过程受陆源碎屑影响较大,成岩阶段只经历了准同生成岩阶段和浅埋藏阶段,成岩作用较弱,对孔隙度影响不大。孔隙类型主要为受到淡水淋滤溶蚀作用和构造作用而形成的次生孔隙,孔隙结构杂乱,无明显规律性。藻灰岩既是生油岩,又是储集岩体,形成自生自储式油藏的条件非常有利。 关键词:花土沟油田;藻灰岩;储层特征;成岩作用 中图分类号:TE122.2文献标识码:A 引 言 陆相湖盆可以发育碳酸盐岩沉积,近年针对湖盆碳酸盐岩的研究也取得了不少成果[1-6],但由于湖盆碳酸盐岩分布范围和规模通常较小,对湖盆碳酸盐岩的认识程度仍较浅。花土沟油田位于柴达木盆地西部,是柴达木盆地西部拗陷区茫崖坳陷亚区狮子沟—油砂山背斜带狮子沟三级构造上的3个浅层高点之一。多年勘探和开发实践表明,花土沟油田储层中藻灰岩约占6%,藻灰岩在下油砂山组下段(N 2)和上干柴沟组上段(N 1)广泛分布,发育厚度也较大。取心分析和试油证实,下油砂山组下段和上干柴沟组上段藻灰岩储层含油性均较好,对藻灰岩储层进行深入研究具有重要意义。 1 藻灰岩储层岩石学特征制作衣架
通过新北3-21-3等井岩心和铸体薄片的详细观察和鉴定,确定了花土沟油田藻灰岩岩石类型,主要有藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、陆屑泥晶灰岩、藻泥晶灰岩、藻团粒灰岩等。 陶瓷调节阀
(1) 藻纹层灰岩和藻叠层灰岩。藻呈水平或波状生长形成藻纹层灰岩,具早期固结作用,形成藻架孔;藻呈叠锥状或柱状生长形成藻叠层灰岩,叠层石规模一般较小,最大为15～20 cm。岩心中见粗枝藻。藻体间充填藻泥晶灰岩、泥晶灰岩和颗粒灰岩。存在白云化,溶蚀作用较强,溶蚀孔隙较发育。
(2) 亮晶生屑灰岩和亮晶鲕粒灰岩。生屑主要为介形虫、瓣鳃类,少量苔藓虫;鲕粒主要为表皮鲕、放射鲕和藻鲕,鲕粒多被亮晶方解石胶结充填,鲕粒核或同心圈被溶蚀形成溶孔的现象也有发现。
(3) 陆屑泥晶灰岩。陆源碎屑含量一般为10%～50%,常零星散布于泥晶灰岩中或顺层分布,富陆屑层与贫陆屑层间互分布,也出现渐变关系,即由碎屑岩打猎机(粉砂岩、泥粉砂岩等)过渡为富陆屑泥晶灰岩和贫陆屑泥晶灰岩,反映过渡相沉积环境。陆源碎屑成分主要为石英、长石、变质岩和同生泥砾等。陆屑泥晶灰岩岩心中见被亮晶方解石充填的收缩缝。
(4) 藻泥晶灰岩。藻泥晶灰岩中藻纹层及藻叠层不明显,但仍可看到藻结构(藻丝体)。岩心中见被亮晶方解石充填的收缩缝。
(5) 藻团粒灰岩。藻粘结灰泥形成藻团粒灰岩,藻团粒间孔常被亮晶方解石充填。
2 藻灰岩储层沉积成因分析
勃发论是近年最为流行的关于藻灰岩成因的理论。勃发论认为,藻类在一定生长条件,一定时期内在某一区域可以形成单属种藻类的极度生长和富集,形成“白水”、“红水”或“赤潮”[7-9],藻类勃发常常可以直接形成纹层沉积。湖泊中,藻类的大量繁殖加强了水体中的光合作用,大量消耗表层水中的CO2,使CaCO 3饱和而沉淀,形成碳酸盐岩纹层。
前人对柴达木西部地区化石的认识研究表明,柴西地区上干柴沟组上段及下油砂山组轮藻极为丰富,含量较高的轮藻属种包括柴达木似轮藻、察尔汗粒轮藻、梅氏有盖轮藻、球形有盖轮藻、黄氏有盖轮藻、瑞士有盖轮藻、侯氏有盖轮藻、朱氏有盖轮藻、亚卵形有盖轮藻等。不同属种轮藻可以形成不同藻类沉积组合,并常与硅藻及颗石藻等藻类交互生长[10-12]。
第2期周 露等:花土沟油田藻灰岩储层特征与油气关系
沉积演化研究表明,早第三纪,花土沟油区湖平面逐渐上升,至中新世早期达到最高点,此期
间广泛发育浅湖—深湖沉积环境,中新世中期至上新世早期,湖平面开始持续缓慢下降,此期间为下油砂山组下段和上干柴沟组上段沉积期,整体沉积环境为半深湖—滨浅湖。下油砂山组下段和上干柴沟组上段沉积期,沉积水体条件和古气候条件适宜浮游藻类生长,各种藻类交替“勃发”。区域沉积环境分析表明,藻灰岩形成于分流间湾或湖岸线与波基面之间的光线充足、微生物丰富、湖浪作用较强的湖滨沿岸地带。藻灰岩形成与否主要受频繁的湖平面升降作用和沉积物供给速率控制:湖平面下降时,沉积物供给速率相对增加,沉积岩性以陆源粉细砂岩为主;湖平面上升时,沉积水体加深,沉积物供给量减少,形成藻丘灰岩和泥岩沉积。
3 藻灰岩储层成岩作用及孔隙特征
3.1 成岩作用
花土沟油田藻灰岩储层埋深较浅,一般为800～2 500 m,平均约为1 000 m,成岩阶段只经历了准同生成岩阶段和浅埋藏阶段(表1)。
表1 花土沟油区N 1—N 21碳酸盐岩成岩-孔隙演化史
成岩阶段准同生成岩阶段(N 1或N 21)
浅埋藏成岩阶段(N 1或N 21—Q)
成岩序列湖水潜流带混合水作用带大气淡水渗透带区域地下水作用带
成岩环境湖水成岩环境混合水成岩环境大气淡水成岩环境浅埋藏成岩环境
成岩作用胶结作用白云化作用溶解作用胶结作用
孔隙类型藻架孔、粒间孔、微孔隙微架孔、粒间孔、微孔隙、白云石晶间孔微架孔、粒间孔、微孔隙、白云石晶间孔次生溶孔、微孔隙、残余藻架孔
孔隙演化由40%下降至30%小幅下降,略低于30%小幅升高,增加至30%以上由30%以上大幅下降至约10%
由表1可以看出,花土沟油田藻灰岩储层成岩作用阶段依次为湖水潜流带胶结作用—混合水作用带的白云化作用—大气淡水渗流带溶解作用—浅埋藏环境下胶结作用。成岩作用类型以胶结作用为主,贯穿各成岩阶段;溶解溶蚀作用次之;压实作用不明显。
(1) 湖水潜流作用阶段主要发生于湖水成岩环境中,胶结作用强烈。该阶段形成的孔隙主要为原生孔隙。随着胶结作用的进行,湖水潜流带亮晶方解石充填藻骨架孔,造成储层孔隙度下降。
(2) 混合水作用阶段发生于构造运动频繁、湖面动荡的地质历史时期。在混合水作用下,藻灰岩不断白云化,白云化可使藻灰岩孔隙度略有升高,但对储集物性影响较小。
(3) 大气淡水渗流阶段,大气淡水对藻灰岩淋溶作用使藻灰岩发生溶解作用,主要表现为对藻骨架和亮晶方解石的溶解。藻骨架的溶解可以形成次生孔隙,但对储集物性影响不大。镜下观察,亮晶方解石溶解作用较为普遍,溶蚀程度也较高,形成较多的溶孔。湖水潜流作用阶段和混合水作用阶段藻灰岩藻间孔中充填了大量亮晶方解石隔墙偷听器,在淡水淋溶作用下,亮晶方解石溶解,形成了大小不一、各种各样的溶孔,使藻灰岩储层孔隙度增加,储集物性变好,对藻灰岩储层储集物性具有建设性作用。
(4) 浅埋藏成岩阶段藻灰岩主要受区域地下水作用,白云岩化现象明显,但强烈的胶结作用使藻灰岩孔隙度明显降低,大部分藻灰岩孔隙度降至10%以下,储集物性明显下降。
3.2 储层孔隙特征
花土沟油田藻灰岩储层成岩作用弱,成岩作用对储层孔隙度影响不大,藻灰岩孔隙发育主要为受到淡水淋滤溶蚀作用和构造作用影响。早期渗流带淋溶和后期次生白云化等作用使藻灰岩形成次生孔隙,从而具备了储集油气的能力,次生溶蚀孔隙也成为主要的储集空间。钻井取心、测井和录井分析化验表明,藻灰岩储层主要分布上干柴沟组和下干柴沟组上段Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ、Ⅹ油组中,下油砂山组Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油组部分层段也局部发育藻灰岩储层。上干柴沟组与下干柴沟组上段高矿化度湖水环境中沉积的碳酸盐岩和高钙质砂泥岩普遍具有刚性
、脆性特征,在构造应力作用下,可以产生次生构造裂缝,沿裂缝发育的溶蚀作用可以形成裂缝型储层。 压汞实验分析显示,花土沟油田藻灰岩孔隙度较低,多在10%左右,藻灰岩孔隙度与排驱压力和最大连通孔喉半径相关性也很差,表现出极强储层非均质性——排驱压力和最大孔喉半径对应的孔隙度分布范围大,同时,较小的孔隙度对应的排驱压力和最大孔喉半径也差异明显(图1)。分析认为,花土沟油田藻灰岩孔隙度大小受成岩作用影响很小,孔隙主要为淡水淋滤溶蚀作用形成的溶孔和后期构造地质作用形成的裂缝孔隙,储层孔隙度主要受溶蚀作用、构造作用及藻灰岩岩石成分影响。不同时期、不同区域或同一时期、不同层段的溶蚀作用、构造作用及藻灰岩岩石成分等通常不同,从而形成无规律分布的孔隙空间分布,使储层表现出极强的非均质性。
图1 新北3-21-3 井藻灰岩孔隙度与压汞参数关系
3.3 藻灰岩与油气关系
藻灰岩通常沉积于分流间湾或湖岸线与波基面之间,沉积环境中微生物丰富,同时藻类大量繁殖,有机质丰富,使藻灰岩本身具备很好的生油气能力;藻灰岩沉积通常接近深湖相泥岩沉积,而深湖相泥岩通常可以成为烃源岩,藻灰岩可以获得来自深湖相泥岩的油气就近供给;受陆源碎屑影响,藻灰岩通常在一定程度上孔隙发育,具有较好的储集条件,可以成为有效储层。
因此,藻灰岩既可作为烃源岩,又可作为有效储层,形成自生自储式油藏的条件非常有利,成藏规模则主要受藻灰岩储层规模控制。花土沟油田勘探开发实践表明,已发现的藻灰岩层大多聚集油气成藏,也显示了藻灰岩成藏条件十分优越。
4 结 论
(1) 花土沟油田藻灰岩岩石类型较多,形成于湖盆中某种藻类勃发时期,受陆源碎屑影响较大,含有大量粉砂和湖泥,主要分布于上干柴沟组与下干柴沟组上段及下油砂山组,下油砂山组下段和上干柴沟组上段藻灰岩储层含油性均较好。
(2) 花土沟油田藻灰岩沉积作用阶段只经历了准同生成岩阶段和浅埋藏阶段,成岩作用对孔隙度影响不大,后期淡水淋滤溶蚀作用形成溶孔,构造地质作用形成裂缝,溶孔和裂缝为主要孔隙类型,储层孔隙空间分布无规律,非均质性极强。
(3) 花土沟油田藻灰岩成藏条件十分优越,藻灰岩本身既可作为烃源岩,又可作为储油岩,加之邻近深湖相烃源岩,藻灰岩成藏条件远远优于陆相碎屑岩,建议对藻灰岩储层单独设计开发层系,以提高藻灰岩储层产量,提高藻灰岩油藏采收率。
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青海油田尕斯库勒下干柴沟组上段油藏的储层以藻灰岩为主，非均质性强，物性变化大，其储集空间类型主要有原生孔隙，次生孔隙和裂缝。常规测井难以进行有效储层划分和流体性质识别。微电阻率成像测井(FMI)技术具有分辨率高，携带大量地质信息的优势，能较好地识别、区分和评价藻灰岩，粉砂岩，石灰岩储层。藻灰岩储层FMI图像呈絮状或云朵状，外部边界不平直，内部构造不均匀，层理无规律，局部有溶蚀现象；泥质粉砂岩与钙质粉砂岩的FMI图像为亮黄、棕黄条带；而石灰岩、泥灰岩为白，亮黄及黑白相间的条带。张开缝或高导缝在FMI图像上显示为暗的正弦曲线，高阻缝的FMI图像显示为
亮黄－白的正弦曲线。裂缝越发育，储层渗透性越好。溶蚀孔主要表现为沿裂缝的局部溶蚀扩大，在裂缝特征不明显时，多为分散的星点状或串珠状暗斑点，这种特征越明显，储层孔隙性就越好。
The reservoir lithology of upper Xiaganchaigou oil reservoir in Gasikule area of Qinghai Oilfield dominates us alga limestone, with strong anisotropism and change of physical property. The storage space types include primary porosity, secondary porosity and fracture. Due to FMI technique basing the advantages of high-resolution and slot of geological information, it can be used to recognize, differentiate and evaluate alga limestone, siltstone and limestone reservoirs. The FMI image of alga limestone reservoir features in floe or cloud-like, oilier boundary being not straight, asymmetry internal structure, disorder bedding, local dissolution; The FMI image of siltstone reservoir and calcareous siltstone features in bright-yellow, brown-yellow strip: and The FMI image of limestone and marlite feautures in white, bright-yellow and white black interbedded strips. Open fracture and highly conductive fracture show as dark sinusoidal curve on the FMI image, and high resistivity fracture shows as bright-yellow and white sinusoidal curse on t
he FMI image. More developed fractures, better permeability of reservoir has. The dissolution fracture shows as locally enlarging along the fracture, dispersed stellar or beaded dark spot on the FMI Image
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