柴达木盆地南翼山油田新近系油砂山组低渗微裂缝储集层特征及成因分析

臧士宾, 崔俊, 郑永仙, 许文梅, 魏金星. (2012)柴达木盆地南翼山油田新近系油砂山组低渗微裂缝储集层特征及成因分析[J]. 古地理学报, 14(1): 133-141
Zang Shibin, Cui Jun, Zheng Yongxian, Xu Wenmei, Wei Jinxing. (2012)Analysis of characteristics of low-permeable reservoir with micro-fracture and their origins of the Neogene Youshashan Formation in Nanyishan Oilfield,Qaidam Basin[J]. Journal Of Palaeogeography, 14(1): 133-141. DOI: 复制到剪切板

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臧士宾, 崔俊, 郑永仙, 许文梅, 魏金星

中国石油青海油田勘探开发研究院,甘肃敦煌 736202

第一作者简介臧士宾,男,1965年生,高级工程师,1987年毕业于华东石油学院,获工学学士学位。现在中国石油青海油田勘探开发研究院主要从事油气田勘探与开发实验研究工作。联系电话:18993710012;E-mail: zsbqh@petroChina.com.cn。

收稿日期:2011-05-31

摘要

通过岩心观察、薄片鉴定并借助 X衍射全岩矿物分析,对柴达木盆地南翼山油田新近系油砂山组储集层特征进行分析。该区岩石中泥质含量高,岩性复杂,可划分为泥岩、碳酸盐岩、砂岩和混积岩 4种类型。储集层中发育粒间孔、溶蚀孔、微孔隙和微裂缝等,形成了具有双重孔隙介质的储集空间特征。微裂缝是该区主要渗流通道,而微孔隙是主要储集空间,储集层物性总体较差。该区微裂缝类型包括构造缝、溶蚀缝和成岩缝。储集层岩石纹层发育,砂质纹层和泥灰质纹层交互出现,沉积和成岩作用过程中岩石受力不均衡、碳酸盐矿物的溶解以及泥岩收缩是形成微裂缝的主要原因。该区储集层物性受压实作用明显变差,溶蚀和胶结作用同时存在,对储集层物性影响较大。储集层岩石毛管压力曲线由近似垂直的斜线段和近似水平的曲线段两部分组成,中间存在较为明显的拐折点。斜线段反映了微裂缝特征,近似水平曲线反映了微孔隙特征。利用毛管压力曲线求取的排驱压力和平均孔喉半径无法真实地表述此类微裂缝储集层的孔隙结构特征,提出了有效孔喉半径概念,可以合理表述该区微裂缝储集层孔隙结构特征。

关键词: 柴达木盆地; 南翼山油田; 低渗透储集层; 混积岩; 微裂缝; 毛管压力曲线; 有效孔喉半径

中图分类号:P618.130.2⁺5 文献标志码:文章编号:1671-1505 (2012) 01-0133-09 文章编号:1671-1505(2012)01-0133-09

Analysis of characteristics of low-permeable reservoir with micro-fracture and their origins of the Neogene Youshashan Formation in Nanyishan Oilfield,Qaidam Basin

Zang Shibin, Cui Jun, Zheng Yongxian, Xu Wenmei, Wei Jinxing

Research Institute of Exploration and Development,Qinghai Oilfield Company,PertoChina,Dunhuang 736202,Gansu

About the first author Zang Shibin,born in 1965,graduated from East China Petroleum Institute in 1987.Now he is a senior engineer and mainly engaged in petroleum geological experimental research.Tel: 18993710012;E-mail: zsbqh@petrochina.com.cn.

Abstract

The reservoir characteristics of the Youshashan Formation of the Neogene in Nanyishan Oilfield were analyzed according to core observation,thin section identification and X-ray diffraction.The lithology of the reservoir can be classified as mudstone,carbonate rocks,sandstone and hunji rock.The clay content of the rock is high and the reservoir properties are complex.Intergranular pores,dissolution pores,micro-pores and micro-fractures are developed,so the reservoir has the characteristics of dual porous media.In general,the physical properties of the Nanyishan reservoir are poor.It is pointed out that the micro-fractures play an important role in the flowing of formation fluids,but micro-pores contribute little to the flowing.The micro-fractures in the reservoir include tectonic micro-fracture,dissolution micro-fracture,and diagenetic micro-fracture.Sandy lamination and argillic or marlaceous lamination are developed alternately in the rock.The unbalanced force,dissolution and shrinkage of reservoir rock during sedimentation and diagenesis resulted in the formation of micro-fractures which improve physical properties of the reservoir.However,compaction and cementation happened simultaneously,which destruct the reservoir properties.The mercury injection curves of the reservoir are composed of two parts: Inclined upward curve and approximately horizontal curve.The tilted curve represents the micro-fracture,and nearly horizontal curve represents micro-pores.Parameters such as threshold pressure and mean pore radius cannot be used to evaluate the reservoir correctly.So,a parameter of effective pore radius is put forward in this paper and can be applied to evaluate the reservoir properly.

Key words: Qaidam Basin; Nanyishan Oilfield; low permeable reservoir; hunji rock; micro-fracture; capillary pressure curve; effective throat radius

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1 地质概况

南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区, 油田的西北为红沟子和小梁山构造, 东北为尖顶山构造, 东南为油泉子构造, 西南为咸水泉构造(图 1)。该构造自上而下钻遇5套地层, 分别为:狮子沟组( $\begin{matrix} N_{2}^{3} \end{matrix}$ )、上油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ )、下油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ )、上干柴沟组(N₁)和下干柴沟组上段( $\begin{matrix} E_{3}^{2} \end{matrix}$ )。其中上油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ )和下油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ )为该油田主要含油层段, 埋深100~2300 m。下干柴沟组上段( $\begin{matrix} E_{3}^{2} \end{matrix}$ )为一凝析气藏, 埋深3000~3500 m。已有的研究(甘贵元等, 2002; 党玉琪等, 2004; 罗芳等, 2009)表明, 该区在 $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{3} \end{matrix}$ 沉积时期主要发育浅— 较深盐湖相沉积, 以半深湖相沉积为主, 浅湖相不发育。N₁— $\begin{matrix} E_{3}^{2} \end{matrix}$ 沉积时期为较深湖— 深湖相沉积。沉积区远离物源, 气候干旱, 碎屑物质输入较少, 阵发性或季节性洪水流时常注入湖盆, 将细粒的泥质和粉砂质带入南翼山地区, 沉积物粒度普遍较细。

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	图1 柴达木盆地南翼山油田地理位置及井位分布Fig.1 Geographic location and distribution of drilling wells in Nanyishan Oilfield of Qaidam Basin

该油田上油砂山组— 下油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ )储集层岩性及储集空间复杂多样, 已有研究(甘贵元等, 2002; 寿建峰等, 2003; 赵贤正等, 2004; 崔俊等, 2008)认为, 该区储集层岩性包括:泥质泥晶灰(云)岩、藻灰岩、颗粒灰(云)岩等。张宁生等(2006)及罗芳等(2009)认为该区存在混合沉积, 为碳酸盐岩与砂岩的混合沉积。储集空间包括:基质孔隙、粒间孔隙、溶蚀孔隙、缝洞和微缝— 溶缝等(甘贵元等, 2002; 曹海防等, 2007)。

尽管对南翼山油田的储集层进行过大量分析研究, 但由于不同的研究者出发点和侧重点不同, 且储集层自身的复杂性, 研究得出的结论仍存在一定的差异。南翼山 $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ 油藏是截至目前柴西北区发现的最大油藏, 探明加控制石油地质储量超过3000× 10⁴t, 由于储集层岩性及储集空间复杂、物性较差, 年产油速度小于0.3%, 累计采出程度不足2%。与南翼山邻近的红沟子、小梁山、尖顶山和油泉子等构造近年来在浅部狮子沟组( $\begin{matrix} N_{2}^{3} \end{matrix}$ )、上油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ )和下油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ )等油气勘探中均有不同程度地发现, 其储集层性质与南翼山非常类似, 因此开展南翼山油田的储集层分析研究仍具有很大意义。

通过大量岩心观察、岩石薄片鉴定, 并借助X衍射全岩矿物分析将该区储集层岩性划分为泥岩、碳酸盐岩、砂岩和混积岩4种类型, 其中混积岩是该区主要岩石类型, 占全部岩性的70%以上。此类岩石微裂缝发育, 构成了该区储集层的渗流通道。作者就南翼山上油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ )和下油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ )储集层的岩性、物性、微裂缝特征进行分析探讨, 以期做出客观评价, 为该区勘探开发提供科学指导。

2 储集层岩性及物性

南翼山 $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ 储集层岩石颗粒总体偏细, 颜色以灰色为主, 岩石成分混杂, 泥质、灰质和砂质均较多。由于粒度偏细, 成分混杂, 镜下鉴定难以区分, 使得岩性定名非常困难。本次研究, 通过大量岩心观察、薄片鉴定, 结合X射线全岩分析和化学方法测定碳酸盐含量对岩性进行分类(表 1)。

表1 柴达木盆地南翼山油田储集层物性及岩石矿物含量统计 Table1 Physical properties and mineral contents of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

层位	物性分析						样品数 /块	X衍射全岩矿物含量/%
	样品数 /块	孔隙度 /%	样品数 /块	渗透率 /10^-3μ m²	样品数 /块	碳酸盐含量/%		石英及长石	碳酸盐矿物	黏土矿物	其他
$\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$	879	15.9	952	4.49	219	31.6	148	40.3	30.9	23.6	5.2
$\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$	923	9.1	945	2.49	714	37.9	362	32.9	37.4	22.0	7.8
总体	1802	12.4	1897	3.50	933	36.4	510	35.0	35.5	22.4	7.0

表1 柴达木盆地南翼山油田储集层物性及岩石矿物含量统计 Table1 Physical properties and mineral contents of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

从岩石矿物组合上看, 该区石英和长石、碳酸盐矿物及黏土矿物平均含量均没有超过50%。化学分析碳酸盐含量与X衍射全岩分析碳酸盐含量虽然有所差异, 但总体上具有较好的一致性。按照一般岩石命名原则, 黏土矿物含量大于等于50%者可定为泥岩、碳酸盐含量大于等于50%者可定为碳酸盐岩、石英长石含量大于等于50%者定为砂岩。对于三者含量均不超过50%的大多数岩石, 镜下鉴定也难以区分哪种组分占优势, 难以定名为砂岩、碳酸盐岩或泥岩等。

梁宏斌等(2007)提出 “ 泥灰岩” 属一类特殊的岩石类型组合, 既非典型的碳酸盐岩, 又非经典的碎屑岩, 而是一套具自身特征的湖泊 “ 混积岩” 。南翼山油田新近系岩石与冀中坳陷束鹿凹陷古近系沙河街组三段中的 “ 混积岩” 极其类似, 且张宁生等(2006)及罗芳等(2009)指出南翼山储集层为碳酸盐岩与砂岩的混合沉积, 因此在此也用 “ 混积岩” 的概念表示三者矿物含量均不超过50%的岩石。

统计该区1600余块薄片鉴定资料, 该油田岩性可分为泥岩、砂岩、碳酸盐岩和混积岩4种类型, 其中碳酸盐岩包括颗粒灰(云)岩和泥晶灰(云)岩, 混积岩包括纹层发育的混积岩和纹层不发育的混积岩。岩性分类结果见图2。

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	图2 柴达木盆地南翼山油田岩性分类Fig.2 Lithological classification of Nanyishan Oilfeild of Qaidam Basin

泥岩在该区所占比例仅为1%, 岩石一般为灰色和深灰色, 无层理构造, 储集层物性差, 一般为无效储集层, 为典型深— 较深湖相沉积。砂岩在该区约占4.3%, 一般为粉砂岩, 且含有较多灰质和泥质, 镜下鉴定可分为泥质粉砂岩和灰质粉砂岩等。在岩性剖面上(图 3), 砂岩主要呈细条带状分布, 多见于上油砂山组( $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ ), 一般为有效储集层。碳酸盐岩在该区所占比例为22.0%, 包括颗粒灰(云)岩和泥晶灰(云)岩。其中颗粒灰(云)岩约占8.1%, 颗粒以藻团块和鲕粒为主, 见少量砂屑、生物碎屑和植物碎屑等。此类岩石在剖面上呈条带状分布, 厚度一般在0.2~1.0, m之间, 岩石常有扰动构造或变形层理构造, 易于辨认, 一般为有效储集层, 储集物性较好。泥晶灰(云)岩约占13.9%, 一般物性较差, 多为无效储集层。混积岩在该区所占比例为72.7%, 是该区主要岩石类型。此类岩石包括含砂较多、纹层发育的混积岩和含砂较少、纹层不发育的混积岩2种类型, 前者约占32.2%, 后者占40.5%。纹层发育的混积岩, 以陆源粉砂、泥质和灰质组成, 呈薄层状交互出现, 极易沿纹层面裂开, 纹层厚度一般在1, mm以内, 一般为有效储集层。纹层不发育的混积岩含砂相对较少, 多以陆源泥质和灰质组成, 物性较差, 一般为无效储集层。

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图 3 柴达木盆地南翼山油田储集层岩性及物性剖面图
统计南翼山油田1800余块岩石物性分析资料, 该区孔隙度主要分布在5.0%~30.0%之间, 平均12.4%; 渗透率主要分布在(0.01~10.0)× 10^-3 μ m²之间, 平均3.50× 10^-3μ m², 表现中低孔、低渗储集层特征。Fig.3 Profiles of lithology and physical properties of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

3 储集层微裂缝特征及成因分析

南翼山油田储集空间类型多种多样, 通过大量岩心观察和薄片镜下鉴定, 这些储集空间类型包括原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、晶间溶孔、基质内微孔和微裂缝等。

南翼山主要岩性包括泥岩、碳酸盐岩、砂岩和混积岩4种岩石类型。该区泥岩仅占1%, 微裂缝不发育, 渗透率一般小于0.1× 10^-3μ m², 为无效储集层(表 2)。该区砂岩所占比例为4.3%, 以泥灰质粉砂岩为主, 孔隙度分布在5%~30%, 渗透率介于(0.1~50.0)× 10^-3μ m²之间, 一般为有效储集层。砂岩类岩石孔隙结构相对简单, 微裂缝不发育, 主要发育粒间孔隙和微孔隙。该区泥岩和砂岩所占比例小, 微裂缝不发育, 不存在双重孔隙介质, 在此不再分析讨论。

表2 柴达木盆地南翼山油田储集层不同岩石类型裂缝发育状况及其物性分布 Table2 Development of micro-fractures of different rocks and their physical properties of reservoir in Nanyishan Oilfield, Qaidam Basin

碳酸盐岩和混积岩是南翼山油田 $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ 储集层主要岩石类型, 所占比例分别为22.0%和72.7%。碳酸盐岩包括颗粒灰(云)岩和泥晶灰(云)岩, 其中颗粒灰(云)岩为有效储集层, 孔隙度一般分布在5%~30%, 渗透率介于(0.1~50.0)× 10^-3μ m²之间。孔隙结构相对复杂, 微裂缝发育, 存在双重孔隙介质类型, 发育粒间孔隙、溶蚀孔隙和溶蚀缝、构造微缝等; 泥晶灰(云)岩主要发育晶间微孔及少量微裂缝, 物性相对较差, 一般为差储集层或无效储集层。混积岩包括纹层发育的含砂较多的混积岩和纹层不发育含砂较少的混积岩2种类型, 两者均发育大量基质内微孔隙, 但前者还以发育大量成岩微裂缝为特征, 从而构成了该区有效的储集层。而纹层不发育的混积岩, 微裂缝不发育, 尽管孔隙度一般分布在5%~25%之间, 但渗透率小于0.1× 10^-3μ m², 为无效储集层(表 2)。

岩心观察和铸体薄片鉴定表明, 该区主要的储集空间类型以微孔隙为主, 而渗流通道以微裂缝为主, 存在双重孔隙介质类型, 尤其在纹层发育的混积岩中更是如此。在颗粒灰(云)岩中, 一般发育粒间孔隙和溶蚀孔隙, 但也存在较为发育的微裂缝, 主要为溶蚀缝和少量构造缝。

分析表明, 南翼山油田储集层微裂缝类型包括构造缝、溶蚀缝和成岩缝3种类型, 其中以成岩缝为主。构造缝、溶蚀缝一般存在于颗粒灰(云)岩中, 而成岩缝多存在于纹层发育的混积岩中, 具体特征描述见表3。

表3 柴达木盆地南翼山油田储集层微裂缝类型及特征 Table3 Types and characteristics of micro-fractures of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

3.1 构造缝和溶蚀缝

构造缝和溶蚀缝在该区仅发育于碳酸盐岩中, 尤其发育在具扰动构造或变形层理的颗粒灰(云)岩或藻灰(云)岩中。

构造缝是由岩石所受应力不均衡导致岩石破裂而形成(于兴河, 2009)。曹海防等(2008)认为, 南翼山地区的构造作用及其产生的断裂是该区形成构造裂缝最主要的外部应力, 从而形成了大量的与断层和褶皱相关的构造微裂缝, 主要集中分布于构造背斜轴部。本次通过镜下观察, 该区构造缝从形态上看主要包括斜缝、立缝和网状缝。该区构造缝一般为张裂缝, 主要形成于成岩阶段局部构造应力作用下岩石破裂。具有此种裂缝的岩石一般是具有扰动构造或变形层理构造的藻灰岩和颗粒灰岩。此类岩石主要形成于浅湖— 半深湖咸水环境, 相对频繁的构造运动以及浅湖环境下的风浪或风暴潮等作用造成岩石受力不均引起岩石破裂产生构造微裂缝。

构造微裂缝两壁易分开, 缝面不平呈锯齿状, 常绕开颗粒破裂而延伸, 但延伸不远。网状缝常呈分叉状, 斜缝和立缝常切割围岩穿层而过(图 4-A, 4-B)。此类微裂缝一般仅能提供1%~2%的孔隙度, 但却能较大地提高储集岩的渗流能力。

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	图4 柴达木盆地南翼山油田储集层微裂缝典型显微照片Fig.4 Typical microphotos of dissolution micro-fractures of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

由于碳酸盐矿物的易溶性, 溶蚀缝存在于各类碳酸盐岩储集层中, 尤其是在该区藻灰(云)岩中较为发育, 而泥晶灰(云)岩和部分混积岩中也见到较为发育的溶蚀缝。南翼山油田储集层中普遍存在溶蚀缝, 包括单一溶蚀缝和构造溶蚀缝2种类型。单一溶蚀缝主要发育于藻灰(云)岩和泥晶灰(云)岩中, 均为碳酸盐矿物的溶蚀形成, 裂缝呈弯曲状延伸, 无方向性(图 4-C)。构造溶蚀缝延伸方向相对平直, 缝面凹凸不平, 为碳酸盐矿物的溶蚀和岩石局部所受应力产生破裂共同作用而形成(图 4-D)。藻灰(云)岩一般为靠近台地的浅湖— 半深湖咸水环境, 由于构造运动或其他因素, 沉积物易暴露于大气淡水环境, 遭受大气淡水的淋滤溶蚀而产生溶蚀缝。

3.2 成岩缝

成岩缝在该区广泛分布, 是该区最主要的微裂缝类型, 包括层间缝、层内缝和收缩缝。曹海防等(2008)认为, 南翼山地区成岩作用形成的裂缝规模一般较小, 但数量较大, 分布广泛, 以近于水平的微裂缝为主。甘贵元等(2002)认为南翼山地区的裂缝发育程度受构造应力、岩性、沉积及成岩作用等因素的控制, 岩性对裂缝发育的控制作用表现为不同岩性在相同环境下裂缝发育程度不同, 碳酸盐岩中裂缝最发育, 而泥质岩中裂缝少得多, 粉砂岩中裂缝最少。

作者通过岩心观察和铸体薄片镜下鉴定, 认为成岩缝一般发育在具有纹层的混积岩中。岩石中微细水平或微波状层理发育, 层间缝和层间— 溶蚀缝一般分布在这些微细水平层理之间(图 4-E, 4-F)。此种岩石砂质、泥质和灰(云)质薄互层交替出现, 微裂缝顺层分布, 岩石极易沿层面裂开形成类似 “ 千层饼” 状, 层面平整而互不粘连, 常闻到浓浓的油味, 说明具有良好的储集空间并能形成横向油气渗流通道。

沉积作用差异导致沉积物组分发生变化或形成季节性沉积, 成岩收缩作用的差异又使差异沉积物间产生脆弱界面或收缩缝, 为构造应力作用和溶蚀作用下裂缝的进一步发育奠定了基础。另外, 沉积物明显受季节和气候的控制, 形成了砂、泥和灰互层的特殊岩性, 加之不同岩性力学性质存在差异, 导致层间及层内形成大量微裂缝。

4 微裂缝储集层特征

4.1 物性控制因素分析

南翼山油田储集层微裂缝发育, 此类储集层物性除受沉积因素外, 成岩过程中的压实、溶解及胶结充填作用对储集层物性影响很大。

由于该区岩石颗粒细小, 灰泥成分较多, 石英和长石等刚性颗粒少, 因此受压实作用影响较大, 埋藏浅的岩石物性明显好于埋藏深的岩石。孔隙度和渗透率随埋深增加下降幅度明显(图 3)。

混积岩由于颗粒更加细小, 一般含有大量微孔隙, 因此孔隙度相对较高。南翼山 $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ 储集层孔隙度一般分布在5%~30%之间, 平均12.4%, 表现中孔隙度特征。由于此类岩石有效的渗流通道为微裂缝, 微裂缝宽度一般分布在0.005~0.02, mm之间, 且多为顺层缝, 立缝、斜缝较少, 没有形成较为发育的网状微裂缝系统, 因此渗透率相对较低。该区平均渗透率仅为3.50× 10^-3μ m², 表现低渗储集层特征。

南翼山油田储集层碳酸盐矿物含量高, 且含有较多硬石膏及沸石等胶结物, 碳酸盐矿物的溶蚀作用产生了大量溶蚀孔和溶蚀缝, 改善了储集层性质。孔隙水进入岩石原有裂缝, 部分碳酸盐矿物溶蚀使得裂缝扩大。但在孔隙水进入裂缝过程中, 溶蚀和胶结充填往往是相互的。当溶解占优势时, 微裂缝扩大; 当胶结充填占优势时, 原有裂缝被充填而丧失其渗流能力。在镜下观察到普遍存在胶结充填现象, 充填矿物大多为方解石和白云石, 其次为硬石膏和方沸石, 从而使得许多微裂缝变为无效裂缝, 储集层物性变差。

4.2 孔隙结构特征

南翼山油田储集空间类型包括粒间孔隙、微孔隙和微裂缝等, 具有双重孔隙介质的特征, 微裂缝是主要的渗流通道。借助岩石压汞分析对南翼山油田微裂缝储集层孔隙结构特征进行定量描述。

统计该区106块岩石压汞资料, 其毛管压力曲线如图5所示, 由毛管压力曲线计算的各项特征参数见表4。

表4 柴达木盆地南翼山油田储集层岩石压汞特征参数 Table4 Characteristic parameters of mercury injection of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

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	图5 柴达木盆地南翼山油田储集层岩石压汞毛管压力曲线Fig.5 Capillary pressure curves of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

观察该区毛管压力曲线及特征参数, 具有以下特征:

1)毛管压力曲线具有 “ 二段式” 特点, 即毛管压力曲线由斜线(OA)段和近似水平段(AB)两部分组成, 曲线存在一个较为明显的拐折点(A点)。OA段即反映微裂缝特征, 属有效渗流空间; AB段反映微孔隙特征, 对渗流基本无贡献, 但却占据大部分储集空间。

2)具有高排驱压力特征, 排驱压力分布在0.42~69.0 MPa之间, 平均20.8 MPa, 对应的最大联通孔喉半径介于0.01~1.74, μ m之间, 平均为0.04, μ m, 排驱压力与岩石渗透率之间不存在相关性。通过加权平均求取的平均孔喉半径在0.03~1.091, μ m之间, 平均为0.35 μ m。求取的平均孔喉半径大于最大连通孔喉半径, 这显然是矛盾的。

3)选取的106块压汞样品孔隙度为5.0%~23.7%, 平均为12.1%; 渗透率为(0.1~35.4)× 10^-3μ m², 平均为3.63× 10^-3μ m²; 最大汞饱和度为51.6%~98.0%, 平均为80.3%。显然所选样品反映了该区储集层特征, 具有较好的代表性。而压汞分析求取的排驱压力却平均高达20.8 MPa, 对应的最大孔喉半径平均仅为0.04, μ m, 平均孔喉半径为0.35 μ m。在压汞毛管压力曲线应用中, 排驱压力、最大连通孔喉半径及平均孔喉半径均是表述储集层孔隙结构特征的常用参数(罗蛰潭和王允诚, 1986; 郝明强等, 2007; 于兴河, 2009)。显然, 对于具有微裂缝的岩石, 利用这3项参数无法合理评价储集层性质。

对于类似南翼山油田以微裂缝和微孔隙为储集空间的储集层岩石, 如何利用压汞毛管压力曲线合理表征其孔隙结构特征呢?在此提出了 “ 有效孔喉半径” 的概念, 记作R_e。由于南翼山微裂缝储集层毛管压力曲线上的OA段反映的是有效渗流通道, 因此OA段对应的孔喉半径即可认为有效孔喉半径。其计算公式如下:

$\begin{matrix} R_{e} = \overset{m}{\sum_{i = 1}} (R_{i} \times Δ S_{i}) / \overset{m}{\sum_{i = 1}} Δ S_{i} (1) \end{matrix}$

R_e为储集层有效孔喉半径, μ m; R_i为进汞曲线上任意毛管压力下对应的孔喉半径, μ m; △ S_i为进汞饱和度梯度, %; m为毛管压力曲线OA段区间进汞实验点数。

对南翼山106块具微裂缝储集层岩石的毛管压力曲线进行分析计算, OA段对应的累计汞饱和度介于1.73%~21.0%之间, 平均为10.3%; 按公式(1)计算的有效孔喉半径为0.29~7.81, μ m, 平均为3.32 μ m。利用此方法求取的有效孔喉半径与渗透率之间存在较好相关性(图 6)。

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	图6 柴达木盆地南翼山油田储集层岩石渗透率与有效孔喉半径关系Fig.6 Relationship between permeability and effective throat radius of reservoir of Nanyishan Oilfield in Qaidam Basin

由于OA段反映的是储集层微裂缝特征, 是有效渗流通道, 对渗透率贡献起主要作用。按照累计渗透率贡献计算方法(于兴河, 2009), 106块样品的微裂缝对渗透率累计贡献值在84.2%~99.99%之间, 平均达99.8%。尽管OA段汞饱和度平均仅为10.3%(即所占全部孔隙空间平均为 10.3%), 但对渗透率贡献平均达到了99.8%; 而AB段反映微孔隙特征, 尽管所占孔隙空间接近90%, 但对渗透率的贡献仅为0.2%, 因此可看作无效渗流通道。

5 结论

南翼山油田 $\begin{matrix} N_{2}^{2} \end{matrix}$ — $\begin{matrix} N_{2}^{1} \end{matrix}$ 储集层岩石类型复杂多样, 岩性包括泥岩、碳酸盐岩、砂岩和混积岩, 其中混积岩为该区主要岩性。储集空间包括粒间孔、溶蚀孔、晶间微孔、基质内微孔隙、粒内孔和微裂缝等, 但该区主要的渗流通道是微裂缝, 是决定能否作为有效储集层的关键因素。储集层岩石微裂缝包括构造缝、溶蚀缝和成岩缝3种类型, 以成岩缝为主。储集层岩石纹层发育, 砂质纹层和泥灰质纹层交互出现, 沉积和成岩作用过程中岩石受力不均衡、碳酸盐矿物的溶解以及泥岩收缩是形成微裂缝的主要原因。储集层物性属中低孔、低渗性质, 平均孔隙度为12.4%, 平均渗透率为3.50× 10^-3μ m²。

该区储集层物性受压实作用明显, 随着埋藏深度的增加, 孔隙度和渗透率明显降低。碳酸盐矿物的溶蚀改善了储集层, 但方解石、白云石、硬石膏及沸石的胶结充填普遍存在, 在很大程度上使储集层物性变差。南翼山储集层岩石毛管压力曲线由近似垂直的斜线段和近似水平的曲线段两部分组成。近似垂直斜线段反映了微裂缝特征, 而近似水平的曲线段反映了微孔隙的特征。尽管微裂缝占全部孔隙空间的10.3%, 但对渗透率的贡献平均高达99.8%, 可看作有效渗流通道, 其有效孔喉半径平均为3.32, μ m; 而微孔隙占全部孔隙空间的90%左右, 但对渗透率的贡献仅为0.2%, 可看作无效渗流通道。

作者声明没有竞争性利益冲突.

参考文献

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1	曹海防, 夏斌, 范立勇, 等. 2007. 柴达木盆地西部南翼山裂缝油气藏形成机制及分布规律[J]. 天然气地球科学, 18(1): 71-73. [文内引用:1]
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10	于兴河. 2009. 油气储层地质学基础[M]. 北京: 石油工业出版社, 191-204. [文内引用:3]
11	张宁生, 任晓娟, 魏金星, 等. 2006. 柴达木盆地南翼山混积岩储层岩石类型及其与油气分布的关系[J]. 石油学报, 27(1): 42-46. [文内引用:1]
12	赵贤正, 陈子炓, 陈宏德, 等. 2004. 柴达木盆地西部地区第三系湖相藻(蓝细菌)灰岩储层成因类型[J]. 沉积学报, 22(2): 216-224. [文内引用:1]

2007

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曹海防, 夏斌, 范立勇, 等. 2007. 柴达木盆地西部南翼山裂缝油气藏形成机制及分布规律[J]. 天然气地球科学, 18(1): 71-73.

Based on the analysis of fractured reservoirs and petroleum geologic characteris tics in Nanyishan Oilfield of Qaidam Basin, the paper concludes that the types o f fractures can be identified as tectonic fracture, diagenetic fracture and abno rmal pore fluid pressure fracture. Because the formation mechanisms of fractures are different, the developmental degrees of the controlled fractures are differ ent, too. Tectonic action is the main force causing fractures in the area; diage nesis influences, in a way, the generation and developmental degrees of fracture s. Abnormal pore fluid pressure only accelerates the formation of fractures in d eep reservoirs. The hydrocarbon accumulating combination belongs to the self-ge neration and self-store mode. Fracture belts and anticlinal axis fracture belts control the distribution of fractured reservoirs. The fractured reservoirs dist ribute mostly in the effectively developed beds of dolostones and the transition al beds from dolostones to evaporates. 

(1. Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Science s, Guangzhou 510640 China; 2. Graduate School ofChinese Academy of Sciences, B eijing 100049, China; 3.Research Institute of Geological Sciences, Shengli Oilf ield,SINOPEC, Dongying 257015, China; 4.Qinghai Oilfield Company, PethoChina, Dunhuang 736202, China)

通过对柴达木盆地西部南翼山裂缝油气藏的研究，并结合该区基本油气地质特征,认为该区裂缝类型主要为构造裂缝、成岩裂缝和孔隙流体异常压力裂缝；裂缝成因机制有所不同,各机制对本区裂缝的形成和发育程度影响也不同。构造作用是本区裂缝形成的主要动力，成岩作用对裂缝的生成及发育程度有一定的影响。孔隙流体异常压力仅对深部储层中裂缝的形成起到了促进作用;裂缝油气藏成藏组合均为自生自储,断裂带及其背斜轴部裂缝带控制了裂缝油气藏的总体分布。由于岩性及其组合对裂缝形成有一定的控制作用，导致纵向上裂缝性储层及油藏主要分布在碳酸盐岩较发育的层段和碳酸盐岩向膏岩过渡的层段。

... 曹海防等,2007) ...

2008

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... 崔俊等,2008)认为,该区储集层岩性包括:泥质泥晶灰(云)岩、藻灰岩、颗粒灰(云)岩等 ...

2004

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党玉琪, 尹成明, 赵东升. 2004. 柴达木盆地西部地区古近纪与新近纪沉积相[J]. 古地理学报, 6(3): 297-306.

The Neogene and Paleogene sedimentary facies and microfacies inwestern Qaidam Basin were divided into seven types as follows: pluvial，subaqueous alluvial fan，fluvial channels and flood plain，shorelake，shallow lake，relativelydeep lake and delta based on well data of logging，lithology and testing analyses.Types and distribution of sedimentary facies are divided into three zones: (1) pluvialalluvial fanfan deltafluvial channels and flood plainlake facies in the steep zone of western Altun mountain front; (2) pluvialalluvial fanlake facies in the steep zone ofmiddle Altun Mountain front; (3) pluvialfluvial channels and flood plaindelta in the zone of Kunlun Mountain frontSedimentary facies not only influence composition and textureof clastic rock，but also porosity and permeability and hydrocarbon accumulation of clastic rockThe content of stable quartz and cement increases，the content of fragment and matrix decreases from pluvial，subaqueous alluvial fan，fluvial channels and flood plain，delta to lake facies，the sorting and roundness of grain get better and better，size ofgrain gets finer and finerPorosity and permeability of fluvial and delta clastic rocks are best in the shallowburied strata of the west Qaidam BasinIn the deeplyburied strata，porosity and permeability of deltaic clastic rocks are the best，those of alluvialclastic rocks are the second，and those of lacustrine clastic rocks are the worstHydrocarbon accumulation is richest in fluvial and deltaic clastic rocks，and is relatively poor in the deeplyburied strata

1 University of Petroleum Beijing 102249 2 Qinghai Oilfield Company Dunhuang 736202 Gansu

利用数十口井的电性、岩性及分析化验资料，将柴达木盆地西部地区古近纪与新近纪沉积相划分为七种相和亚相：洪积锥、水下冲积扇、河道和泛滥平原、滨湖、浅湖、较深湖和三角洲。沉积相的空间展布概括起来分为三大带：（1）阿尔金山前西段陡坡带洪积锥-水下冲积扇-扇三角洲-河道和泛滥平原-湖相 (2)阿尔金山前中段陡坡带洪积锥-水下冲积扇-湖相；（3）昆仑山前洪积锥-河道和泛滥平原-三角洲相。沉积相不仅影响着碎屑岩的成分和结构，而且也影响其物性与含油性。由洪积锥到水下冲积扇，到河道和泛滥平原，到三角洲，到湖相，石英和胶结物含量逐渐升高，岩屑和杂基含量逐渐降低，分选及磨圆变好，颗粒的粒级变细。浅层以河道和泛滥平原及三角洲相的物性最好，深层以三角洲相的物性最好，次为冲积扇，湖相最差。碎屑岩的油气富集以河道、泛滥平原和三角洲相最好，滨浅湖相油气富集最差。

... 党玉琪等,2004 ...

2002

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甘贵元, 魏成章, 常青萍, 等. 2002. 柴达木盆地南翼山湖相碳酸盐岩油气藏特征及形成条件[J]. 石油实验地质, 24(5): 413-417.

As a typical example of lake-facies carbonate-rock oil and gas pools consisted by shallow oil pools and medium-deep gas condensate pools,Nanyishan oil and gas field in the Qaidam Basin has altogether four sets of hydrocarbon source rocks. The whole stratigraphic profile is dominated by argillite,micritic carbonate rock comes second. The reservoirs of hydrocarbon are carbonate rocks,including argillaceous micritic dolostone,argillaceous micritic limestone,micritic limestone,algal limestone,etc. The storage spaces are mainly intercrystal pores,intergranular pores,solution openings,fissures and karst caves. The reservoirs,which have the thickness of 2-5m in general,have rather stable plane distribution. Tectonic fractures are all well-developed from surface to underground. The clear reducing of seismic-wave velocity and abnormal high-pressure are observed in the medium-deep layers of hydrocarbon-distributive areas. The fission-track testing of fracture-infilling calcite revealed that fractures occurred before the generation and migration of hydrocarbon. The analysis of biomarkers showed that hydrocarbon come from source rocks deeper than 4 300m.

Research Institute of Exploration and Development, Qinghai Oilfield, CNPC, Dunhuang, Gansu 736202 China

柴达木盆地南翼山油气田是一个由浅层油藏和中深层凝析气藏组成的湖相碳酸盐岩油气藏的典型例子.共有4套烃源岩,整个地层剖面以泥质岩为主,泥晶碳酸盐岩次之.油气储层为碳酸盐岩,主要有泥质泥晶云岩、泥质泥晶灰岩、泥晶灰岩、藻灰岩等,储集空间主要为晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、裂缝和溶洞,储层厚度一般2～5m,平面分布相当稳定.地面至地下构造裂缝均很发育,在油气分布区的中深层存在明显的地震波速度降低现象和异常高压.裂缝充填物方解石的裂变径迹测试表明,裂缝在油气生成运移之前已赋存在.生物标志化合物的分析表明油气均来自大于4300m的烃源岩.

... 已有的研究(甘贵元等,2002 ...

... N21)储集层岩性及储集空间复杂多样,已有研究(甘贵元等,2002 ...

... 溶缝等(甘贵元等,2002 ...

2007

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... 郝明强等,2007 ...

2007

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梁宏斌, 旷红伟, 刘俊奇, 等. 2007. 冀中坳陷束鹿凹陷古近系沙河街组三段泥灰岩成因探讨[J]. 古地理学报, 9(2): 167-174.

A special type of rock suite was discovered in the lower part of the Member 3 of Shahejie Formation of Paleogene in the Shulu Sag of Central Hebei Depression, Hebei Province, which is neither typical carbonate rocks nor classic clastic rocks. Based on detailed observations of cores and thin sections combined with comprehensive analyses of testing data, it is known as the hunji rock. Hunji rock (in broad sense) as well as the concept and system about mixing deposits were introduced into the classification of sediment type and lithofacies and thus provide proofs for scientific definition of marl. According to their origin, hunji rock can be divided into three types: textural mixing, interbedded mixing and interlayered mixing deposits. Each type can be subdivided into several kinds: textural mixing deposits include rocks mainly composed of terrigenous components and rocks that mostly consist of intrabasinal composition. Interbedded mixing deposits is the most important types of rocks. Laminated microcrystalline limestones are mainly composed of limymudstone, marl and micrite which make up light and dark ribbons with organicrich materials sometimes. The arranges of lamina are various and can be subdivided into 4 types in terms of the different contents of composition in situ and allogene composition. Interlayered mixing deposit consists of thicklybedded conglomerate (carbonate breccia) intercalated with the former two types of hunji rock. Tectonics, climate and provenance are the principal factors for controlling the formation of Hunji Rock.

1 Research Institute of Petroleum Exploration & Development,PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu062552, Hebei 2 Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources, Ministry of Education,  School of Geophysics and Oil Resources, Yangtze University, Jingzhou434023, Hubei

冀中坳陷束鹿凹陷中部古近系沙河街组三段下部（简称沙三下）泥灰岩属一类特殊的岩石类型组合，既非典型的碳酸盐岩，又非经典的碎屑岩。在进行了详细的岩心、薄片观察和各种分析化验资料的综合分析基础上，认识到研究区岩石为混积岩类，将混积岩（广义的）、混合沉积的概念和体系引入沉积物类型和岩相的划分中，为泥灰岩的科学定名提供了依据。据此对混积岩的类型进行了细致的划分，共划分出3大类型：结构混合、互层混合和夹层混合。每一类可以再细分为多种，其中结构混合包括①陆源组分为主的混积岩，②以内源组分为主的混积岩。互层混合成因的混积岩是最重要的岩石类型，本区所谓的纹层状泥晶灰岩大部分属于这一沉积类型，主要由灰质泥岩或泥灰岩与泥晶灰岩组成明暗相间的条带，有时含丰富的有机质。互层出现的形式是多种多样的，依据其岩石中原地组分和异地组分的含量不同，可进一步划分为4种类型。夹层混合沉积，表现为巨厚的碳酸盐岩质砾岩层夹前两类混积岩。构造、气候及物源等是控制混积岩形成的主要因素。

... 梁宏斌等(2007)提出 #cod#x0201c ...

2009

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... 罗芳等,2009)表明,该区在 N21#cod#x02014 ...

1986

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... 在压汞毛管压力曲线应用中,排驱压力、最大连通孔喉半径及平均孔喉半径均是表述储集层孔隙结构特征的常用参数(罗蛰潭和王允诚,1986 ...

2003

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寿建峰, 邵文斌, 陈子炓, 等. 2003. 柴西地区第三系藻灰(云)岩的岩石类型与分布特征[J]. 石油勘探与开发, 30(4): 37-39.

Tertiary of Chaixi area in Qaidam Basin developed algal-laminated, algal-stromatalite, algal-masses and algal-micrite limestones. The former three algal-limestones are good hydrocarbon-bearing reservoirs,and the dissolution porosity of a little algal-micrites developed, which also formed hydrocarbon-bearing reservoirs. The distribution features of algal-limestones,which mainly distributed in E32, N12 and N2 strata, are different. E32 algal-limestones,distributied in thick carbonate rock, are lower continential clastic and higher dolomite contents. The N12 algal- limestones are thinner interbeded with light gray to brown sandstone and mudstone with higher continential clastic contents and the N2 algal-limestones are even thinner interlaminate with other rocks, and its continential clastic contents are very high. The distribution features of the algal-limestone are controlled by regional structure activities, lake horizotal face changes and paleogeology environments.

利用20余口取心井的400余块铸体薄片以及相关的岩矿分析测试资料，研究柴达木盆地西部跃进、花土沟和南翼山等地区的藻灰(云)岩的岩石学特征、分布规律和形成条件。柴西地区藻灰（云）岩主要分布于3 个层段，N12藻灰（云）岩呈薄层夹于浅灰绿至紫褐色砂岩和泥岩中，陆源碎屑含量较高；N2藻灰岩与其它各种岩类呈极薄互层状分布，陆源碎屑含量普遍高；E32藻灰（云）岩分布于厚层碳酸盐岩中，厚度较大，陆源碎屑含量低、云质含量较高。70%以上的藻灰(云)岩孔喉半径小于5.0μm，藻纹层灰（云）岩、藻叠层灰（云）岩和藻团块灰（云）岩溶蚀作用普遍较强，储集性质和含油性普遍较好；一些藻泥晶灰（云）岩溶孔也较发育，可作为储集层。藻灰岩最发育的时期是区域构造较稳定期，形成于生长逆断层上盘水体较清的水下古隆起高部位。图3表2参6

... 寿建峰等,2003 ...

2009

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于兴河. 2009. 油气储层地质学基础[M]. 北京: 石油工业出版社, 191-204.

本书主要阐述了储层地质学的基本理论和研究方法，涵盖油气储层的基本特征、形成与分布孔隙结构，成岩作用、非均质性、敏感性、地质建模及其综合评价等内容。

... 构造缝是由岩石所受应力不均衡导致岩石破裂而形成(于兴河,2009) ...

... 于兴河,2009) ...

... 按照累计渗透率贡献计算方法(于兴河,2009),106块样品的微裂缝对渗透率累计贡献值在84 ...

2006

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张宁生, 任晓娟, 魏金星, 等. 2006. 柴达木盆地南翼山混积岩储层岩石类型及其与油气分布的关系[J]. 石油学报, 27(1): 42-46.

根据储层岩石的层理构造产状将柴达木盆地南翼山混积岩储层分为变形层理混积岩岩层、水平层理混积岩岩层和块状层理混积岩岩层3种类型.对各类岩层的成因、组成、岩石类型、孔隙结构特征及物性分布的研究结果表明,这3种类型的混积岩层对应3种沉积环境.岩层的岩石类型组合决定了储层岩石的微结构构造,而微结构构造决定了岩石的孔隙结构特征及微裂缝发育程度,进而决定了储层的物性.变形层理混积岩岩层的储层物性最好;水平层理混积岩岩层次之;块状层理混积岩岩层储层物性最差,这种储层必须配合以发育的构造裂缝才有实际意义.本区储层的含油气性与储层的岩性和构造裂缝的发育程度有关.

... 极其类似,且张宁生等(2006)及罗芳等(2009)指出南翼山储集层为碳酸盐岩与砂岩的混合沉积,因此在此也用 #cod#x0201c ...

2004

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赵贤正, 陈子炓, 陈宏德, 等. 2004. 柴达木盆地西部地区第三系湖相藻(蓝细菌)灰岩储层成因类型[J]. 沉积学报, 22(2): 216-224.

Genetic types of tertiary lacustrine algal(cyanobacteria) limestones reservoirs in the western Qaidam basin mainly include:algal(cyanobacteria) flat limestones in littoral lake and algal(cyanobacteria) mound limestones in shallow lake.There are of completely different sedimentation characteristics,lithological types and reservoir featares.Tertiary algal(cyanobacteria)limestones reservoirs in the western Qaidam basin are characterized by widespread distribution and being the most important in the carbonate reservoirs.Tertiary algal(cyanobacteria)limestone reservoirs in the western Qaidam basin have been found in Yuexi, Yuedong,Qigequan, Shizigou, Huatugou, Jiandingshan, Nanyishan and Dafengshan regions etc., and distributed from E 2 3 to N 2 2 . Algal(cyanobacteria)limestones reservoirs in E 2 3 and N 1 distributed mainly in the west(southwest) region of Yingxionglingdepression, those in N 1 2 and N 2 2 distributed mainly in east(northeast) region of Yingxionglingdepression. Distribution of algal(cyanobacteria)limestones in the western Qaidam basin is mainly controlled by lake level changes,migration of sedimentation center and basin evolution.Reservoir spaces of algal(cyanobacteria)flatlimestones in littoral lake are predominant with secondary disolution pores and disolution fissures .They are possibly controlled by atmospheric water leaching.Reservoir spaces of algal(cyanobacteria)moundlimestones in shallow lake are predominant with secondary disolution pores and disolution fissures,and also developed primary algal tube pores.They are possibly controlled bydisolution along rupture zones and organic acid disolution.

柴达木盆地西部地区第三系湖相藻(蓝细菌)灰岩储层的成因类型主要包括两类:滨湖亚相的藻(蓝细菌)坪灰岩和浅湖亚相的藻(蓝细菌)丘灰岩。滨湖亚相的藻(蓝细菌)坪灰岩和浅湖亚相的藻(蓝细菌)丘灰岩具有完全不同的沉积特征、岩石类型和储层特征。柴达木盆地第三系藻(蓝细菌)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(蓝细菌)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(E 2 3 )至上油砂山组(N 2 2 )均有分布。E 2 3 和N 1 的藻(蓝细菌)灰岩主要分布于英雄岭凹陷以西(西南)地区,N 1 2 和N 2 2 的藻(蓝细菌)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、沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。滨湖亚相藻(蓝细菌)坪灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,溶孔和溶缝的形成与大气淡水的淋滤作用有关。浅湖亚相藻(蓝细菌)丘灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,同时也发育原生枝管状钙藻(绿藻门的松藻科)的藻管孔,溶孔和溶缝的形成与晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用及有机酸的溶解作用有关。

... 赵贤正等,2004 ...