柴达木盆地干柴沟地区古近系下干柴沟组上段页岩层系优势岩相及其控储因素

doi:10.11743/ogg20240508

石油与天然气地质 ›› 2024, Vol. 45 ›› Issue (5): 1305-1320.doi: 10.11743/ogg20240508

柴达木盆地干柴沟地区古近系下干柴沟组上段页岩层系优势岩相及其控储因素

张洪¹(), 冯有良¹, 刘畅¹, 杨智¹, 伍坤宇², 龙国徽², 姚健欢³, 孟博文¹, 邢浩婷², 蒋文琦⁴, 王小妮¹, 魏琪钊¹

^1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083
^2.中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌 736202
^3.中国石油天然气集团有限公司综合管理部，北京 100007
^4.北京大学地球与空间科学学院，北京 100871

收稿日期:2024-03-06 修回日期:2024-10-08 出版日期:2024-10-30 发布日期:2024-11-06
第一作者简介:张洪（1988—），女，博士、高级工程师，非常规储层及石油地质综合研究。E-mail：zhanghongpc@petrochina.com.cn。
基金项目:
中国石油天然气集团有限公司“十四五”前瞻性基础性重大科技项目(2021DJ1802)

Dominant lithofacies and factors controlling reservoir formation of the shale sequence in the upper member of the Paleogene Lower Ganchaigou Formation， Ganchaigou area， Qaidam Basin

Hong ZHANG¹(), Youliang FENG¹, Chang LIU¹, Zhi YANG¹, Kunyu WU², Guohui LONG², Jianhuan YAO³, Bowen MENG¹, Haoting XING², Wenqi JIANG⁴, Xiaoni WANG¹, Qizhao WEI¹

^1.Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
^2.Qinghai Oilfield Company，PetroChina，Dunhuang，Gansu 736202，China
^3.General Management Department，CNPC，Beijing 100007，China
^4.School of Earth and Space Sciences，Peking University，Beijing 100871，China

Received:2024-03-06 Revised:2024-10-08 Online:2024-10-30 Published:2024-11-06

摘要/Abstract

摘要：

柴达木盆地干柴沟地区页岩油勘探近年获得重要突破，研究高原咸化湖盆岩相与储层特征对甜点识别具有重要意义。通过岩心和薄片观察、全岩矿物组成和原位微量元素分布测试、大面积视域扫描拼接成像、高压压汞与氮气吸附实验以及一维核磁共振分析，判识了岩相类型，系统研究了页岩储集性和含油性差异，提出了优势岩相和控储主因。研究结果表明：研究区储层有块状灰云岩（碳酸盐矿物含量>70 %）、层状灰云岩（碳酸盐矿物含量50 % ~ 70 %）、纹层状混积岩（碳酸盐矿物含量10 % ~ 50 %）和断续状水平层理混积岩（碳酸盐矿物含量10 % ~ 50 %）4种岩相。块状灰云岩和层状灰云岩孔隙以晶间孔为主，储集空间大且连通性好，孔隙中含油指数高，为优势岩相；纹层状混积岩基质孔隙发育较差，纹层密集发育的混积岩渗透性较好；断续状水平层理混积岩孔、缝不发育，储集性较差。优势岩相成储过程受3方面因素控制：①碳酸盐矿物组构决定宏孔发育程度；②陆源长英质细粒沉积物和黏土矿物含量控制比表面吸附性；③纹层发育程度最终改善储层渗透性能。

关键词: 优势岩相, 控储因素, 储层特征, 页岩油, 下干柴沟组上段, 古近系, 干柴沟地区, 柴达木盆地

Abstract:

In recent years， major breakthroughs in shale oil exploration have been achieved in the Ganchaigou area of the Qaidam Basin， highlighting the significance of investigating the lithofacies and reservoir characteristics of the plateau saline lacustrine basin for sweet spot identification. Focusing on shale oil reservoirs in the Ganchaigou area， we identify the lithofacies types and systematically examine the differences in the reservoir and oil-bearing properties of shales with varying lithofacies. Furthermore， we determine dominant lithofacies and primary factors controlling the reservoir formation. The methods employed in this study include core and thin section identification， whole-rock mineralogy and in-situ trace-element distribution testing， large-field splicing scanning electron microscopy （MAPS）， high pressure mercury injection （HPMI） and nitrogen adsorption experiments， along with one-dimensional nuclear magnetic resonance （NMR） measurements. The results indicate that the reservoirs in the study area exhibit four lithofacies： massive limy dolomite （carbonate mineral content： above 70 %）， laminated limy dolomite （carbonate mineral content： 50 %-70 %）， lamellar mixed siliciclastic-carbonate rock （carbonate mineral content： 10 %-50 %）， and mixed siliciclastic-carbonate rock with intermittent horizontal beddings （carbonate mineral content： 10 %-50 %）. The massive and laminated limy dolomites， among others， exhibit the predominance of intercrystalline pores， large reservoir spaces with high connectivity， and pores with large oil saturation index （OSI）， thus serving as dominant lithofacies； The lamellar mixed siliciclastic-carbonate rock manifest poorly developed matrix pores but high permeability due to intensively developed laminae； The mixed siliciclastic-carbonate rock with intermittent horizontal beddings， lacking pores and fractures， display poor reservoir properties. The reservoir formation process of the dominant lithofacies is governed by three factors：（1） carbonate fabrics， which determine the degree of macropore development；（2） the contents of terrigenous felsic fine-grained sediments and clay minerals， which dictate the specific surface adsorptivity； and （3） the developmental degree of laminae， which can ultimately enhance the reservoir permeability.

Key words: dominant lithofacies, factor controlling reservoir formation, reservoir characteristics, shale oil, upper member of the Lower Ganchaigou Formation （E₃²）, Paleogene, Ganchaigou area, Qaidam Basin

中图分类号:

TE122.2

张洪,冯有良,刘畅,等. 柴达木盆地干柴沟地区古近系下干柴沟组上段页岩层系优势岩相及其控储因素[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(5): 1305-1320. doi: 10.11743/ogg20240508 Hong ZHANG,Youliang FENG,Chang LIU,et al. Dominant lithofacies and factors controlling reservoir formation of the shale sequence in the upper member of the Paleogene Lower Ganchaigou Formation， Ganchaigou area， Qaidam Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(5): 1305-1320. doi: 10.11743/ogg20240508

图/表 15

图1

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干柴沟地区E32不同岩相的储集空间特征显微照片a. 块状灰云岩，CP2井，埋深2 750.29 m，单偏光镜下，溶蚀孔较发育，部分微裂缝被方解石充填；b. 块状灰云岩，C908井，埋深2 751.80 m，单偏光镜下，溶蚀缝较发育，连通性较好；c，d. 块状灰云岩，CP2井，埋深2 750.29 m，场发射高分辨率成像，白云石晶间孔，孔径大，连通性好，c为高分辨率扫描电镜，d为同一视域元素扫描；e. 层状灰云岩，CP2井，埋深2 749.10 m，单偏光镜下，灰云质溶蚀孔发育；f. 层状灰云岩，C906井，埋深3 237.58 m，单偏光镜下，层理缝发育，连通性较好；g，h.层状灰云岩，CP2井，埋深2 749.10 m，场发射高分辨率成像，白云石晶间孔较发育，保留较好的连通性，局部见残余粒间孔和方解石粒内溶孔；i. 断续状水平层理混积岩，C14井，埋深3 858.85 m，单偏光镜下，局部发育灰云质溶蚀孔；j. 断续状水平层理混积岩，C14井，埋深3 858.85 m，单偏光镜下，局部发育微裂缝，连通较差；k，l. 断续状水平层理混积岩，CP2井，埋深2 752.29 m，场发射高分辨率成像，云母与白云石晶间孔较发育，方解石充填明显，小孔多，连通较差；m. 纹层状混积岩，C14井，埋深3 834.80 m，单偏光镜下，灰云质纹层发育碳酸盐溶蚀孔；n. 纹层状混积岩，C14井，埋深3 855.27 m，单偏光镜下，灰云质纹层与长英质纹层接触面发育溶蚀缝，顺层理方向连通较好；o—r. 纹层状混积岩，CP2井，埋深2 759.94 m，场发射高分辨率成像，方解石与有机质分层明显，方解石层中云母分布较多（图4o），部分蚀变为黏土矿物，发育晶间孔，方解石充填孔隙形成残余粒间孔，孔隙小且连通性较差，有机质（图4p）与无机矿物接触处发育椭球形或长柱形孔、缝（图4q），连通性较局限，孔隙间黄铁矿较发育（图4r）"

图4

表1

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表2

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参考文献 44

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岩相类型	孔隙类型	面孔率/ %	孔径分布/nm	峰值孔径/nm
块状灰云岩（埋深 2 755.44 m）	晶间孔粒间溶孔粒内溶孔	5.83	11.00 ~ 1 088.00 （85.00）	181.09
块状灰云岩（埋深 2 755.44 m）	晶间孔粒间溶孔粒内溶孔	5.83	11.00 ~ 1 088.00 （85.00）	454.29
层状灰云岩（埋深 2 749.10 m）	晶间孔粒内溶孔	4.50	11.02 ~ 1083.93 （302.67）	302.67
断续状水平层理混积岩（埋深 2 752.29 m）	粒间残余孔粒内溶孔	2.14	11.00 ~ 952.00 （52.00）	181.09
纹层状混积岩（埋深 2 759.94 m）	粒间残余孔粒内溶孔	3.07	11.00 ~ 679.00 （51.00）	181.09

岩相	样品编号	微孔		中孔+宏孔		分形维数平均值
岩相	样品编号	D₁	R²	D₂	R²	分形维数平均值
块状灰云岩	CP2-6	1.993 7	0.948 5	2.602 4	0.995 7	2.298 1
层状灰云岩	CP2-4	2.008 6	0.955 6	2.607 5	0.991 6	2.308 1
纹层状混积岩	CP2-21	1.870 7	0.943 6	2.640 8	0.997 9	2.255 8
断续状水平层理混积岩	CP2-11	2.266 1	0.982 7	2.579 4	0.992 9	2.422 8

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柴达木盆地干柴沟地区古近系下干柴沟组上段页岩层系优势岩相及其控储因素

Dominant lithofacies and factors controlling reservoir formation of the shale sequence in the upper member of the Paleogene Lower Ganchaigou Formation， Ganchaigou area， Qaidam Basin

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