滩坝砂是滨浅湖亚相中重要的沉积储集砂体，具有近油源、物性好和生储盖配置完善的特征，常易于富集油气形成岩性油气藏^[1-3]。我国各大含油气盆地均有滩坝砂油气藏的发现^[4-9]，尤其在柴达木盆地西部的新近系咸化湖盆，已勘探发现了大面积的滩坝砂油藏^[10-14]。滩坝砂岩一般具有单层厚度小、粒度细、与厚层泥岩呈互层分布的特点，其成岩作用复杂，物性非均质性强^[15-17]。在咸化湖盆中，与滩坝砂互层的泥岩为半干旱碱性水体环境下形成的^[18-20]。埋藏成岩初期，泥岩中高矿化度流体浸入邻近砂岩，沉淀形成早期碳酸盐胶结物；成岩晚期，泥岩中黏土矿物转化产生的Ca2+、Mg2+、Fe2+等碱金属离子进入邻近砂岩，沉淀形成晚期碳酸盐胶结物，使得滩坝砂储层发生强烈的碳酸盐胶结作用；常在砂泥接触面附近形成碳酸盐胶结壳^[21-23]，使得滩坝砂内部物性产生差异，从砂泥接触面向砂岩内部物性发生规律性变化，在厚层滩坝砂内部远离砂泥接触面的主体部位物性较好，而薄层滩坝砂易被整体胶结^[24]。

柴达木盆地扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂岩是岩性油气藏的重要储层类型，具有良好的勘探前景^[25-26]。位于扎哈泉地区斜坡区和切克里克凹陷区的多口钻井均已获得工业油流，显示了斜坡区和凹陷区均具有巨大的勘探潜力。扎哈泉地区切克里克凹陷切探2井埋深为4743.4~4751.4m岩心实验分析测试显示，深层滩坝砂储层孔隙度平均为13.5%，渗透率平均为49.9mD，在4850~4856m常规测试获日产油54.9m³，日产气6899m³，后期试采表现为高产稳产的特点。柴达木盆地西部首次在埋深接近5000m的深度发育如此优质的碎屑岩储层，显示了扎哈泉地区上干柴沟组深层滩坝砂具有巨大的勘探潜力。但是扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂单层厚度小，具有层多砂薄的特征^[27]；储层岩性多以中砂岩、细砂岩和粉砂岩为主，且与湖相泥岩互层，成岩作用复杂，非均质性强。目前，扎哈泉地区优质滩坝砂储层主控因素及有效储层的厚度下限不明确，较大程度上制约了目前的储层预测、油气勘探开发和储量计算工作。本文通过岩心观察、薄片鉴定、物性测试、压汞测试等资料的综合分析，对柴达木盆地扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂储层特征进行了精细表征，分析了不同微相滩坝砂的沉积及岩石学特征、物性特征、储层孔隙类型、孔隙结构特征和成岩作用特征，明确了滩坝砂储层物性差异成因和优质储层主控因素，同时预测了滩坝砂储层的有效厚度下限。

扎哈泉地区位于柴达木盆地西南部，包括扎哈泉斜坡、乌南斜坡、切克里克凹陷和扎哈泉凹陷^[28]，本文研究范围主要包括扎哈泉斜坡—乌南斜坡—切克里克凹陷地区。扎哈泉斜坡东邻乌南斜坡，北邻扎哈泉凹陷，南部通过ⅩⅢ号断层与切克里克凹陷相接，西部为跃进斜坡（图 1a），该区上干柴沟组岩性为灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色中砂岩、细砂岩、粉—细砂岩和粉砂岩。扎哈泉凹陷在下干柴沟组下段沉积前开始发育，与切克里克凹陷相连，形成湖相沉积^[29]；上油砂山组沉积晚期，ⅩⅢ号逆断层强烈活动，将切克里克凹陷和扎哈泉凹陷分割，扎哈泉斜坡—乌南斜坡位于ⅩⅢ号断层上盘^[29]，上干柴沟组现今埋深为3000~4000m；切克里克凹陷位于ⅩⅢ号断层下盘，上干柴沟组现今埋深为4000~5500m。下干柴沟组上段—下油砂山组沉积期，柴西南经历了湖退沉积演化特点，上干柴沟组为一个湖平面下降的三级层序，扎哈泉地区主要为三角洲和湖泊沉积（图 1b）^[30]。在上干柴沟组沉积期，整体具有古斜坡背景，为西高东低的斜坡，局部存在低隆区，物源来自西北方向的铁木里克，跃进斜坡—扎哈泉地区发育三角洲—滨浅湖相沉积体系。其中，扎哈泉地区主要发育滨浅湖相沉积，滩坝砂广泛发育，平面展布具有明显带状分布特征，砂体长轴展布方向为北西—南东向，滩砂在平面上广覆式分布（图 1c）。在ⅩⅢ号断层上盘扎哈泉斜坡—乌南斜坡上干柴沟组滨浅湖滩坝砂中，发现了扎2井区、扎401井区等油藏；在ⅩⅢ号断层下盘切克里克凹陷上干柴沟组滨浅湖滩坝砂中，发现了切探2井区油藏。

图 1

图 1 柴达木盆地扎哈泉地区位置图(a)、岩性柱状图(b) 及上干柴沟组沉积相平面图(c) Fig. 1 Location map of Zhahaquan area in Qaidam Bain (a), stratigraphic column (b), and sedimentary facies map of Upper Ganchaigou Formation (c)

以钻井、录井、岩心资料为基础，通过系统分析砂体的厚度、岩性、粒度、沉积构造及测井特征，将研究区滩坝砂划分为坝主体砂、坝缘砂和滩砂（图 2、图 3）。

图 2

图 2 扎哈泉地区滩坝砂岩心特征 Fig. 2 Core characteristics of beach bar sandstone in Zhahaquan area （a）切探2井，4749.6~4749.9m，坝主体砂，中砂岩，发育低角度交错层理；（b）扎401井，3323.9~3324.12m，坝缘砂，细砂岩，夹泥质条带，发育波状层理；（c）扎401井，3322.51~3322.76m，滩砂，泥质粉砂岩，发育波纹层理

图 3

图 3 扎401井上干柴沟组取心段沉积储层综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column of reservoir coring section in Upper Ganchaigou Formation in Well Zha 401

坝主体砂是坝砂的主体部分，单个坝主体砂厚度为0.97~4.91m，平均为2.6m；粒序特征多为反粒序，也可见少量正粒序和先反后正的复合粒序；岩性以中砂岩和细砂岩为主，见少量中—粗砂岩和粉砂岩。发育块状层理、低角度交错层理，砂岩底部可见冲刷面，表明水动力较强，物源供给充足。测井曲线表现为自然伽马低值，曲线形态呈典型的光滑箱形、漏斗形，少量钟形。

坝缘砂位于坝砂的边缘，单个坝缘砂厚度为0.25~1.88m，平均为0.78m，夹薄层泥岩。岩性以细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，发育波状层理、压扁层理和透镜状层理，表明水体能量中等偏低。测井曲线表现为自然伽马中—低值，曲线形态呈高频低幅度锯齿状箱形或钟形。

滩砂为受湖浪等水流搅动改造形成的分布广泛的薄层砂体，单个滩砂厚度为0.1~0.77m，平均为0.31m，垂向上与泥岩互层。岩性以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，没有明显粒序，发育生物扰动构造，表明水体能量较弱。测井曲线表现为自然伽马中等值，曲线形态呈齿形或指形。

研究区上干柴沟组滩坝砂储层岩性主要为中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。岩石类型主要为岩屑长石砂岩，部分为长石岩屑砂岩和长石砂岩（图 4）。储层碎屑颗粒组成中，刚性颗粒含量平均值可达约70%，成分成熟度较高，其中石英含量为12.2%~52.2%，平均为30.7%，长石含量为19.1%~ 56.5%，平均为39.8%，岩屑含量为7.4%~65.3%，平均为29.5%，岩屑成分主要是火山岩岩屑和变质岩岩屑。储层岩石碎屑颗粒分选中等—较好，颗粒磨圆以次圆状—次棱状为主，结构成熟度较好。颗粒接触类型以点—线接触为主，胶结类型见基底式胶结、孔隙式胶结和接触式胶结，胶结物主要为方解石，见少量硬石膏。

图 4

图 4 扎哈泉地区上干柴沟组砂岩岩矿三角图 Fig. 4 Triangle diagram of sandstone rocks in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

研究区滩坝砂储层最主要的储集空间为原生孔隙，以压实—胶结剩余粒间孔为主，占总孔隙的95%以上，可分为原生粒间孔和胶结残余原生粒间孔。坝主体砂储层发育原生粒间孔（图 5a、b），孔隙边缘平直或较规则，周围颗粒以点—线接触为主，未见被溶蚀现象，仅在孔隙局部发育少量的方解石充填物。坝缘砂储层主要发育胶结残余原生粒间孔，为胶结物充填后粒间残余孔隙，粒间孔被大量方解石部分充填或完全充填（图 5c—e）。滩砂储层粒间孔几乎均被方解石和泥杂基充填（图 5f）。

图 5

图 5 扎哈泉地区上干柴沟组不同沉积微相储层储集空间镜下特征 Fig. 5 Microscopic reservoir space characteristics of beach bar sand reservoirs of various microfacies in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area （a）切探2井，4745.42m, 中粒岩屑长石砂岩，坝主体砂，原生粒间孔为主，铸体薄片，单偏光；（b）扎401井，3317.6m，粗粒岩屑长石砂岩，坝主体砂，原生粒间孔为主，铸体薄片，单偏光；（c）扎207井，3504.56m, 细粒长石砂岩，坝缘砂，原生粒间孔为主，部分孔喉被方解石胶结，铸体薄片，单偏光；（d）扎2井，3131.62m, 含灰细粒长石砂岩，坝缘砂，粒间孔发育，部分孔喉被方解石充填，铸体薄片，单偏光；(e) 切探2井，4743.73m，中—细砂岩，方解石呈连晶基底式胶结，阴极发光；（f）扎10井，2930.13m, 粉砂级长石砂岩，滩砂，粒间孔被方解石大量充填，铸体薄片，单偏光

孔喉结构数据统计表明，坝主体砂储层排驱压力范围为0.02~0.23MPa, 平均为0.09MPa，喉道半径范围为2.37~90.41μm，平均为48.87μm, 表明坝主体砂储层一般为中喉道型储层；毛细管压汞曲线形态大部分具有偏粗歪度，并出现一个明显的大幅度平台，表明喉道较粗且分布均匀（图 6a、图 7a）。坝缘砂储层排驱压力范围为0.19~2.76MPa，平均为0.81MPa，饱和度中值孔喉半径范围为0.10~ 1.21μm, 平均为0.33μm，表明坝缘砂储层一般为微细喉道型储层；毛细管压汞曲线形态大部分具有偏细歪度，并出现一个小幅度平台，表明喉道较细且分布不均匀（图 6b、图 7b）。滩砂储层排驱压力范围为1.03~10.01MPa，平均为3.72MPa，饱和度中值孔喉半径范围为0.01~0.19μm，平均为0.07μm，表明滩砂储层一般为微细喉道型储层；毛细管压汞曲线形态具有细歪度，并出现小幅度平台，表明喉道细且分布不均匀（图 6c、图 7c）。

图 6

图 6 扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂储层毛细管压汞曲线特征图 Fig. 6 Characteristics of capillary mercury injection curve of beach bar sandstone reservoirs in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

图 7

图 7 扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂储层孔喉半径分布图 Fig. 7 Distribution of pore throat radius of beach bar sandstone reservoirs in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

实测1120个岩心物性数据统计结果表明，研究区上干柴沟组滩坝砂储层孔隙度和渗透率相关性总体较好，孔隙度为0.2%~20.8%，渗透率为0.01~475.8mD（图 8）。按照沉积微相类型分析，滩坝砂不同微相的储层物性存在差异性。

图 8

图 8 扎哈泉地区上干柴沟组滩坝不同微相储层孔隙度与渗透率交会图 Fig. 8 Cross plot of porosity and permeability of beach bar reservoirs of various microfacies in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

坝主体砂储层物性整体最好，主要为低孔—中孔、特低渗—中渗储层；孔隙度为3.4%~20.8%，主要分布在7%~19%之间，平均为11.7%，渗透率为0.03~475.8mD，主要分布在1~100mD之间，平均为44.5mD。坝主体砂储层的孔隙度和渗透率相关性较好，表明粒间孔隙和孔隙喉道匹配性较好。坝缘砂储层物性较差，为特低孔、特低渗储层；孔隙度为1.5%~12.4%，主要分布在2%~8%之间，平均为5.2%，渗透率为0.02~76.6mD, 主要分布在0.05~1mD之间，平均为1.2mD。坝缘砂储层孔隙度和渗透率相关性一般，表明粒间孔隙和孔隙喉道匹配性较差。滩砂储层物性差，主要为超低孔、超低渗储层；孔隙度为0.6%~11.4%，主要分布在1%~5%之间，平均为4.2%；渗透率为0.01~11mD，主要分布在0~0.5mD之间，平均为0.3mD。滩砂储层孔隙度与渗透率相关性差，表明粒间孔隙与孔隙喉道匹配性差。

研究区上干柴沟组滩坝砂储层颗粒之间以点—线接触为主，伊/蒙混层中蒙皂石占比小于20%，镜质组反射率平均为0.95%。根据石油行业碎屑岩储层成岩阶段划分标准（SY/T 5477—2003），研究区上干柴沟组滩坝砂储层目前处于中成岩A—B期。储层经历的成岩作用主要有压实作用和胶结作用。

研究区上干柴沟组滩坝砂储层埋深范围为3000~5500m，其中ⅩⅢ号断层上盘扎哈泉斜坡—乌南斜坡地区储层埋深范围为3000~4000m，ⅩⅢ号断层下盘切克里克凹陷区储层埋深范围为4000~5500m。断层上盘、下盘储层埋深相差1000m左右，但薄片特征分析显示断层上盘和下盘相同沉积微相储层压实强度相似，厚层坝主体砂储层平均孔隙度均可达13%左右，碎屑颗粒接触关系以点—线接触为主，局部可见颗粒呈漂浮状，压实成岩作用弱—中等。受岩石组构的影响，不同沉积微相储层表现出明显压实非均质性，泥质含量相对较多、粒度较细、分选较差的坝缘砂和滩砂压实较强，泥杂基和较细颗粒被挤入较粗颗粒间使粒间孔隙损失；泥杂基含量较少、粒度较粗、分选较好的坝主体砂压实强度较弱，粒间孔大量保存。

柴达木盆地西部新生代为咸化湖盆，胶结作用普遍。研究区上干柴沟组砂岩胶结物类型以碳酸盐为主，见少量硬石膏。其中方解石胶结物分布最为广泛，胶结作用也较为强烈。方解石以泥晶或连晶式均匀充填于粒间孔内（图 5d—f），说明胶结作用发生于准同生期—早成岩期。胶结作用对储层物性影响大，是造成研究区上干柴沟组滩坝砂储层物性差异的主要原因。胶结物含量越高，储层孔隙度越低，胶结物含量大于15%，储层孔隙度普遍降低到5%以下（图 9）。滩坝砂内部胶结物分布不均也导致单砂体内部物性的非均质性。厚层坝主体砂储层内部不同部位胶结作用强度的差异性与其距顶部砂泥接触面距离相关，胶结物含量由砂体顶部的砂泥接触面向砂体下部具有明显降低趋势，胶结类型依次为基底式胶结、孔隙式胶结和接触式胶结，而薄层滩坝砂一般为整体胶结（图 10）。通过大量薄片观察，统计相同埋深条件下滩坝砂储层内部不同部位的胶结物含量与其距顶部砂泥接触面距离关系发现，砂体内部某部位碳酸盐胶结物含量与该部位距顶部砂泥接触面距离相关性强（图 11）：距离小于0.5m时，碳酸盐胶结物含量多大于13%；距离为0.5~1.5m时，碳酸盐胶结物含量为5%~13%；距离大于1.5m时，碳酸盐胶结物含量多小于5%，并且趋于稳定。砂体越厚，其中部和下部的碳酸盐胶结物含量越少。

图 9

图 9 滩坝砂不同岩石类型碳酸盐胶结物含量与岩心孔隙度关系图 Fig. 9 Relationship between carbonate cement content and core porosity of beach bar sandstone with various rock types

图 10

图 10 扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂储层内部不同部位物性和成岩作用特征图 Fig. 10 Characteristics of physical properties and diagenesis of different parts of beach bar sandstone reservoirs in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

图 11

图 11 滩坝砂内部不同部位碳酸盐胶结物含量与其距砂体顶部砂泥接触面距离的关系图 Fig. 11 Relationship between carbonate cement content in different parts of beach bar sand body and its distance to the above sandstone–mudstone contact surface

咸化湖盆地层与滩坝砂互层的泥岩为咸化水体沉积环境下形成的，富含Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺、CO₃^2-等组分。泥岩在早期正常压实过程中，孔隙压力较高，碳酸盐矿物溶解度大，大量Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺、CO₃^2-组分进入地层水，形成高矿化度成岩流体。随着压实作用进行，成岩流体在砂泥接触处由压实作用产生的孔隙流体压力差下浸入邻近砂岩原生孔隙度较好的部位，进入砂体后由于流体压力差降低而在距砂泥接触面一定的距离范围内沉淀形成胶结物，进而形成胶结带。上干柴沟组滩坝砂沉积期，湖盆水体咸化，湖平面逐渐下降，受蒸发作用影响，水体古盐度逐渐增大，使得滩坝砂上部泥岩地层水古盐度明显大于下部，且厚层坝砂顶部原始物性好于底部，在重力作用下，高浓度的咸化流体在浓度差扩散作用下更易于浸入滩坝砂顶部，形成胶结致密层。胶结致密层能缓解或阻止高矿化度地层水向砂体中部流动，使得厚层砂体中部和下部保留大量原生孔隙。研究区储层内石英和长石次生加大很弱，只见到个别加大现象，发育程度低，对储层物性影响甚微。

根据胶结物赋存特征，结合埋藏热演化史和成藏史，将扎哈泉地区上干柴沟组储层成岩演化划分为3个阶段。由于不同阶段不同微相滩坝砂储层遭受的成岩作用不同，其成岩演化表现出较大的差异性，最终导致其现今物性差异（图 12）。

图 12

图 12 扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂不同微相成岩演化图 Fig. 12 Diagenesis evolution history of beach bar sandstones of various microfacies in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

同生成岩阶段—早成岩阶段（距今36.5—12.5Ma）: 为上干柴沟组沉积期—长期浅埋藏期，成岩流体咸化，地层缓慢深埋至约2000m，碎屑颗粒由松散堆积逐渐压实至颗粒点接触的紧密堆积状态。坝缘砂和滩砂粒度较细、分选较差且富含泥质，抗压实能力弱，导致储层压实减孔量大；坝主体砂粒度粗、富含刚性碎屑颗粒且分选较好，抗压实能力强，压实强度中等。同时，在高盐度咸化成岩流体介质下，胶结作用沿着滩坝砂体顶界面进行，胶结物呈基底式胶结充填于粒间孔，使厚度较薄的坝缘砂和滩砂胶结作用强，而厚度较厚的坝主体砂顶部胶结作用强，中部和下部仅局部胶结。由于同生成岩阶段—早成岩阶段是处于长期浅埋藏的较低温度、低有效应力阶段，且厚层坝主体砂顶部胶结带和内部局部胶结物的发育可进一步增强其骨架抗压实能力，压实减孔量低，能保存大量原生孔隙。

中成岩A期（距今12.5—5.1Ma）：为上干柴沟组持续埋深阶段，成岩流体仍为咸化流体，地层持续深埋至约3000m。坝缘砂和滩砂压实作用进一步增强，且在咸化成岩流体环境下，胶结作用进一步增强，储层进一步致密化。坝主体砂顶部发育的胶结带不仅可有效缓冲砂体内部的压实作用，还能阻止咸化流体持续进入砂岩，后期胶结作用弱，使坝主体砂中部和下部原生孔隙持续保存。

中成岩B期（距今5.1—0Ma）：为上干柴沟组快速深埋阶段，上干柴沟组短时间快速深埋至约5000m。富泥质的坝缘砂和滩砂储层均已致密化。抗压实能力强的坝主体砂储层短时间快速深埋，储层经历的高温、高有效应力时间短，压实减孔量低。储层中含烃盐水包裹体均一化温度主要为110~145℃（图 13），表明在地温约为110℃，对应时间为距今约5Ma，油气开始持续向储层中充注，可进一步抑制压实作用和胶结作用，使得现今优质坝主体砂储层保留大量原生粒间孔，同时形成高产稳产油层。

图 13

图 13 扎哈泉地区上干柴沟组砂岩储层中含烃盐水包裹体均一化温度分布直方图 Fig. 13 Histogram of homogenization temperatures of hydrocarbon-bearing saline inclusions in sandstone reservoirs in Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan area

综合分析认为，沉积微相类型、成岩作用和保存条件综合控制了优质滩坝砂储层的形成与分布。其中，有利的原始沉积条件是优质储层发育的基础；成岩作用的类型及强度对储层的演化和储集性能具有决定性作用，胶结作用对储层物性影响最为显著；早期胶结壳的形成、油气较早充注和有利的埋藏史利于凹陷区深埋储层原生粒间孔的保存。

沉积水动力条件决定了沉积物的粒度、分选和砂体厚度，形成了不同的沉积微相类型，是优质滩坝砂储层良好物性发育最基本的控制因素。同一沉积体系内不同沉积微相储层的岩性、厚度、分选和泥杂基含量不同使得储层物性存在一定差异。统计坝主体砂、坝缘砂和滩砂岩心实测物性数据结果表明，坝主体砂储层物性和孔隙结构最好，坝缘砂储层次之，滩砂储层物性最差（图 8），这与不同微相滩坝砂沉积时水动力条件控制下的沉积物组构差异有关。在滨浅湖滩坝砂沉积体系中，坝主体砂沉积时的水动力能量最强，发育砂体厚度大，沉积物粒度最粗，泥杂基含量低，分选好，原生孔发育，物性最好。坝缘砂和滩砂沉积时的水动力能量相对较弱，发育砂体厚度较薄，沉积物粒度较细、泥质含量较高，分选较差，原生孔发育较差，物性较差。不同微相滩坝砂岩厚度和粒度差异性控制了其胶结作用程度和物性演化的差异性，最终导致其现今物性差异性。厚层坝砂胶结作用总体较弱，向湖盆方向，砂体厚度逐渐变薄，薄层滩砂易于整体胶结。统计表明，滩坝砂储层的厚度越厚，储层整体物性越好（图 14）。

图 14

图 14 滩坝砂厚度与滩坝砂中部孔隙度交会图 Fig. 14 Cross plot of beach bar sandstone thickness and porosity in the middle part

咸化或碱性湖盆地层早期胶结作用较发育，利于增强储层骨架抗压实能力。上干柴沟组为咸化湖盆地层，早期咸化成岩流体使储层局部早期（浅层）胶结作用发育，微观尺度上表现为储层骨架颗粒表面发育连续或局部碳酸盐胶结物支撑于颗粒之间（图 5c、d），早成岩期碳酸盐胶结物未经历强烈的成岩作用改造，晶体自形程度较好，可增强骨架抗压实能力。宏观尺度上，滩坝砂顶部胶结作用发育形成约1.5m厚的胶结作用带（图 10），可有效缓冲砂体内部压实作用。同时，滩坝砂顶部发育的胶结作用带可阻止中成岩—晚成岩阶段泥岩中高浓度地层水进入砂岩内部，致使厚层砂岩中部胶结强度弱。厚度大于1.5m的滩坝砂内部胶结物含量一般小于5%。

地层埋藏方式决定了砂岩经历的成岩埋藏时间、埋藏深度及成岩环境的有效作用时间和作用强度。在具有较统一地温场地区，地层埋藏方式是控制储层成岩和孔隙演化的主要因素。相同地温场背景下，相同时代的砂岩以不同的埋藏方式埋藏至相同深度，具有不同的孔隙成岩损失量，其中长期浅埋型砂岩经历的低温度、低有效应力作用时间长，高温度、高有效应力作用时间短，具有较低孔隙成岩损失量。切克里克凹陷埋藏史分析表明，ⅩⅢ号断层下盘切克里克凹陷区上干柴沟组沉积后期至上油砂山组沉积末期，上干柴沟组缓慢埋深至3000m左右，故其压实作用相对较弱。上油砂山组沉积末期，ⅩⅢ号断层强烈活动，地层在较短时间内快速深埋至5000m左右。这种早期缓慢深埋、晚期快速深埋的埋藏方式有利于原生孔隙在深层保存^[31]。上干柴沟组砂岩储层石英颗粒中与沥青包裹体共生的含烃盐水包裹体均一化温度范围为110~145℃，结合埋藏热演化史，油气充注成藏发生在距今约5Ma，储层埋深约为3000m，油气较早充注能减缓储层内部水—岩作用的持续进行，抑制储层后期碳酸盐胶结作用和石英次生加大，同时能减缓颗粒间的压实作用，从而可有效地保存原生孔隙。

统计滩坝砂微相不同粒度砂岩储层内部不同部位孔隙度与其距顶部砂泥接触面距离发现（图 15a），对于粒度较粗的中砂岩和中—细砂岩，距离小于0.2m时，滩坝砂储层孔隙度一般小于5%；距离为0.2~0.5m时，滩坝砂储层孔隙度为5%~8%；距离为0.5~1.5m时，滩坝砂储层孔隙度为8%~17%；距离大于1.5m时，滩坝砂储层孔隙度大于17%，并趋于稳定不变，反映其受胶结作用影响已经很小。对于粒度较细的粉砂岩和细砂岩，距砂泥接触面距离小于1m时，滩坝砂储层孔隙度均小于8%，这是因为粒度较细的砂体泥质含量较高，导致物性和孔隙结构较差，富含Ca²⁺、Fe²⁺、Mg²⁺和CO₃^2-的流体在砂体内部流动性弱，易于在砂体内沉淀浓缩形成胶结物。

图 15

图 15 滩坝砂内部不同部位孔隙度与其距砂体顶部砂泥接触面距离之间关系图（a）和砂体厚度与测试产油量关系图（b） Fig. 15 Relationships between porosity in different parts of beach bar sand body and its distance to the above sandstone–mudstone contact surface (a) and between sand body thickness and well tested oil production (b)

扎哈泉地区上干柴沟组滩坝砂储层“四性关系”分析认为有效孔隙度下限为8%，因此预测中砂岩和中—细砂岩滩坝砂有效储层厚度下限为0.5m，粉砂岩和细砂岩滩坝砂有效储层厚度下限为1m。预测结果与生产试油情况一致，厚度小于1m的粉砂岩、细砂岩滩坝砂体一般为干层，砂体厚度越厚，粒度越粗，测试产油量越高（图 15b）。

（1）柴达木盆地扎哈泉地区上干柴沟组发育坝主体砂、坝缘砂和滩砂3种主要的沉积微相储层，储集空间以原生孔为主，储集性能由好到差依次为坝主体砂、坝缘砂和滩砂。压实作用和胶结作用是造成储层孔隙损失的主要成岩作用，其中坝缘砂和滩砂经历了准同生期—早成岩期强烈压实作用和胶结作用，原生孔隙大量损失，储层大部分致密化。坝主体砂顶部储层在准同生期—早成岩期经历了较强胶结作用，中部和下部储层总体弱压实—弱胶结，储层原生孔隙大量保存，可被油气有效充注。

（2）砂体厚度和沉积组构的差异性控制了滩坝砂储层原生孔隙的发育程度和后期成岩作用强度，从而导致现今物性的差异性。强水动力条件下沉积的坝主体砂厚度大且沉积组构优越，原生孔隙发育，抗压实能力强，仅砂体顶部发育胶结壳，胶结作用总体较弱，且早期胶结壳的形成与油气较早充注和早缓晚快埋藏方式利于原生孔隙在深部保存。弱水动力条件下沉积的坝缘砂和滩砂厚度小且沉积组构差，原生孔隙发育较差，抗压实能力弱，且后期易被整体胶结。

（3）不同粒度滩坝砂储层内部不同部位胶结强度和孔隙度与其距砂体顶部砂泥接触面距离相关，推测中砂岩和中—细砂岩滩坝砂储层有效厚度下限为0.5m，粉砂岩和细砂岩滩坝砂储层有效厚度下限为1m。研究成果与生产测试结果一致，对深层滩坝砂有效储层勘探开发和降低勘探风险具有一定指导作用。