引言

柴达木盆地西部地区新生界属典型的咸化湖盆沉积^[1-2]，从古近纪下干柴沟组到新近纪狮子沟组，发育了多套三角洲—湖泊沉积体系，现今发现的油气藏主要分布于其中^[3]。近年来，许多研究表明咸化湖盆三角洲—湖泊沉积在沉积环境、微相分布、储层形成等方面均有别于经典的三角洲—湖泊^[4-8]，尤其是储集砂体的成因类型与分布模式需要重新认识与研究^[9-10]。碎屑岩储层是柴达木盆地储集油气的主要储层类型，三角洲前缘—浅湖亚相带也是储层分布的主要相带。本文以柴达木盆地英东地区上新统油砂山组为例，基于18口井共450 m岩芯、32口井测井数据、85块铸体薄片数据、132块岩芯激光粒度资料及370块岩芯孔渗资料，系统分析了该区咸化湖盆三角洲前缘与浅湖砂体的微相类型及分布。在此基础上，探讨了咸化湖盆沉积微相与储层之间的关系，明确了优质储层形成的主要控制因素。通过对咸化湖盆过渡相组的沉积特征及其优质储层发育因素的深入研究，不仅为柴达木盆地英东地区碎屑岩储层勘探开发提供勘探方向及井位部署依据，同时，也能为其他盆地类似的碎屑岩沉积储层研究提供指导。

1 区域地质概况

英雄岭构造带位于盆地西南区，地表形貌为一个北西—南东向大型隆起带。英东地区位于柴达木盆地西部英雄岭构造带东段(图 1)。2010年以来，青海油田在该区上新统下油砂山组(N₂¹)、上油砂山组(N₂²)发现亿吨级大油田，掀起了柴达木盆地石油勘探新的高潮。随着勘探开发工作的不断深入，越来越发现油藏的时空分布与沉积环境、沉积微相及储层分布关系密切^[11]，因此，重新认识优质储层的沉积微相类型、展布规律及其发育主控因素对本区油气勘探具有重大意义。

柴达木盆地西部地区新近纪以来主要处于拗陷沉积阶段，盆地基底持续沉降，水域扩大^[12-14]。受青藏高原阶段性隆升影响，湖盆沉积中心逐渐由西向东、由南向北迁移^[12]。西南盆缘区隆升幅度明显，陆源碎屑注入量大^[13]。英东地区新近系在此环境下沉积了一套厚度较大的碎屑岩地层。按照沉积顺序，中新统发育上干柴沟组(N₁)，上新统发育下油砂山组(N₂¹)、上油砂山组(N₂²)与狮子沟组(N₂³)。新近纪晚期—第四纪，盆地受强烈的水平挤压而抬升。形成包括英雄岭构造带在内的一系列构造带，呈现隆拗相间的构造格局^[14]。新近纪晚期英雄岭构造带强烈逆冲退覆，导致英东地区狮子沟组大部分地层遭受剥蚀。录井资料揭示，英东地区新近系泥岩由早期的灰色为主变成晚期以褐色为主，储集砂体的粒度也逐渐变粗。研究层段下油砂山组为灰色细砂岩、粉砂岩与棕灰色、灰色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩互层，厚度在1 000~1 300 m。上油砂山组为灰色细—中砂岩、粉砂岩夹棕灰色、灰色泥岩及砂质泥岩，少量含砾砂岩，厚度在900~1 200 m。钻探表明英东地区N₂¹—N₂²油藏具有储层层数多、厚度大、地层水矿化度高等特点^[15]。

2 沉积相特征

基于大量取芯井岩芯沉积构造、粒度分析、微观薄片及测井电性特征综合分析，识别出英东地区上新统油砂山组发育两种主要的储集砂体沉积微相，分别为三角洲前缘水下分流河道与浅湖滩坝。根据目前钻遇的多口探井沉积微相类型与优势岩相组合，分3个层段探讨了油砂山组沉积相分布及迁移演化特征。

2.1 储集沉积微相类型

钻井岩芯是判别沉积相最为直观可靠的证据。英东地区多口钻井均取到了油气丰度较高的储集砂岩，为沉积微相的研究提供了详实的资料基础。根据代表井含油岩芯揭示的岩性、层理构造与粒序特征，在本区油砂山组识别出两种主要的储集砂体沉积微相类型(图 2)。

三角洲前缘水下分流河道微相储集砂体岩性跨度范围大，砂砾岩、中—细砂岩、粉砂岩均可出现，颜色以灰色、绿灰色为主，砂岩底部见不平整冲刷面，滞留呈定向排列的暗色泥砾，砂岩自下而上呈正粒序，层理构造主要为单向交错层理，反映牵引流搬运机制(图 2a~图 2d)。

浅湖滩坝微相储集砂体粒度整体偏细，岩性以细砂岩与粉砂岩为主，颜色以灰色为主，含泥质及灰质成分，上下与浅湖暗色泥岩互层。常见反映波浪作用的双向交错层理，如波状、透镜状、脉状、砂纹等层理构造，以反粒序或复合韵律为主。坝砂岩性更纯，厚度相对更大，粒度以细—粉砂为主，多见生物垂直潜穴，以波状、低角度交错层理为主，反映波浪作用的能量更强(图 2e，图 2f)；滩砂岩性不纯，单层厚度较小，常夹薄层泥岩，层理构造以波状、透镜状、脉状为主，形成于波浪能量稍弱的沉积环境(图 2g，图 2h)。滩坝在垂向上一般与泥岩伴生，形成泥岩、泥质粉砂岩、粉—细砂岩的反向沉积序列(图 2g)，也可见单独滩砂沉积，上下均为深灰色泥岩(图 2h)。

具代表性的砂岩样品粒度分析测试表明，水下分流河道砂岩与滩坝砂岩存在显著差异。浅湖滩坝微相沉积的砂岩粒度概率累积曲线以两段式为主，少量或缺失滚动组分，以悬浮和跳跃组分为主，悬浮组分占比最高，显示水动力相对较弱(图 3a)。三角洲前缘水下分流河道砂岩粒度概率累积曲线呈典型的三段式，滚动和跳跃组分占主导，表明水动力及搬运能量较强(图 3b)。

测井曲线叠加样式及岩芯垂向沉积序列也同样表明，三角洲前缘水下分流河道与浅湖滩坝存在明显差异。以YD108井为例，GR曲线与岩芯对应性良好，三角洲前缘短期旋回呈现进积/退积样式，GR曲线高值基线移动幅度大，曲线形态以钟型为主，漏斗型少见；浅湖短期旋回呈加积、低幅度进积特征，GR曲线高值基线移动幅度较小，曲线形态以漏斗型、指状为主，钟型少见。三角洲前缘骨架砂体主要为水下分流河道，单层厚度大，粒度较粗，伴生泥岩以棕灰色、褐灰色为主(图 4a)；浅湖骨架砂体为滩坝砂，单层厚度较小，与泥岩频繁叠置互层，常伴生灰色、深灰色暗色泥岩(图 4b)。

三角洲前缘与浅湖所发育的砂泥复合层理区别明显。三角洲前缘发育的砂泥复合层理中泥岩颜色偏氧化色，常见棕灰色或褐灰色，泥岩中砂质含量也偏高，以含砂或砂质泥岩为主，砂岩粒级范围大，粉砂级至砾级均可见(图 5a)，表明牵引流水体能量变化快，差异大^[16]；微观薄片下胶结程度低，孔隙结构好，可见长石溶解现象(图 5c，图 5f)。浅湖砂泥复合层理中泥岩颜色偏还原色，常见浅灰色、灰色、灰绿色，泥岩纯度高，砂岩整体粒度偏细，粉砂岩为主，发育波状交错、透镜状层理(图 5d)，表明形成受波浪改造作用控制。微观薄片下浅湖滩坝砂中可见陆源碳酸盐岩碎屑与碳酸盐质砂屑、鲕粒(图 5b，图 5e)。

2.2 沉积微相分布与迁移

前人采用“校正硼法”定量恢复了柴达木盆地新近系古盐度，证实了英东地区油砂山组为典型的陆相咸化湖盆沉积^[2]。英东地区三角洲前缘沉积微相类型与淡水湖盆三角洲前缘基本相同，主要为水下分流河道、河口坝、席状砂与分流间湾，浅湖亚相微相类型有滩坝、泥灰坪及湖泥。以岩芯、测井相分析为基础，统计分析了研究区18口探井油砂山组各个沉积微相所占地层厚度百分比，结果表明，咸化湖盆三角洲前缘—浅湖亚相呈典型“泥包砂”的结构剖面，分流间湾、湖泥微相厚度占比最大，其次为水下分流河道、滩坝及灰泥坪微相，席状砂与河口坝微相厚度占比较少(图 6a)。根据层序地层及岩性旋回特征^[17]，将油砂山组自下而上分为下油砂山组下段、下油砂山组上段与上油砂山组3个层段。分层段统计了骨架微相水下分流河道及滩坝的厚度占比，结果表明，自下油砂山组下段至上油砂山组，水下分流河道微相厚度占比呈显著递增趋势，而滩坝微相则呈减少趋势(图 6b)，这也反映了由早到晚本区三角洲前缘逐渐发育。

柴达木盆地西部地区新近系主要发育阿拉尔及祁漫塔格两大辫状三角洲沉积体系，物源主要来自西部，其中，英东地区主要受控于阿拉尔三角洲^[18]，根据取芯探井岩芯微相特征与各井区优势微相类型，分3个层段探讨分析英东地区油砂山组沉积相平面分布。

下油砂山晚期，英东地区整体处于浅湖亚相，滩坝微相砂体发育。湖岸线摆动范围大致在JC2—YD31—ZX1井一线。S40、S43、YD108、S39井等多口取芯井优势微相类型均为滩坝砂，且暗色泥岩发育，反映浅湖沉积的各种层理构造也十分发育(图 7a)。下油砂山早期，英东地区位于湖岸线摆动带，三角洲前缘与浅湖频繁间互沉积。该时期S49—S37井沿线已处于三角洲前缘的影响范围，S49、S37井岩芯相既发育浅湖沉积的灰色或深灰色纹层泥岩与波状、透镜状、脉状砂泥复合层理、砂纹交错层理等沉积构造的滩坝微相，也发育以正粒序、底部滞留泥砾与冲刷面为识别标志的三角洲前缘分流河道砂。此外，该沉积期泥岩颜色多变，灰色、棕灰色、灰绿色等颜色均有分布，反映了三角洲推进及湖平面频繁变化时水体氧化—还原环境快速变化的特点(图 7b)。上油砂山期，阿拉尔三角洲强势进积，英东地区整体处于阿拉尔三角洲前缘亚相，浅湖滩坝微相则迁移至W26、NC2等井区。

S49、S45、S43、LC1等井岩相特征表现为砂岩粒度变化大，包括灰色含砾砂岩、中—细砂岩、粉砂岩等，泥岩则以棕灰色、褐灰色或红色、紫红色为主，反映此时外源注入特征明显，三角洲沉积占主导地位，水体较浅呈现弱氧化环境(图 7c)。

可见，在柴西地区新近系基准面旋回整体上升的宏观地质背景下，英东地区油砂山组相应地表现为湖退砂进的进积沉积序列，阿拉尔大型三角洲从下油砂山早期(N₂¹)至上油砂山期(N₂²)逐渐自西北部向东南部延伸推进，并且三角洲的平面分布面积与影响范围也逐渐扩大。三角洲向湖盆方向延伸推进使得研究区储集砂体越来越发育，不仅体现在优势相带范围变广，还体现在储集体粒度变粗、单层变厚、纵向层系变多，对于油藏的富集起到了建设性的作用。此外，湖区(浅湖亚相带为主)随着三角洲的推进也相应地朝着东南方向扩展迁移，且平面分布的范围也逐步缩小。滩坝砂储集体的分布规模和储集性能也有了显著地扩大和改善。不同沉积期研究区的优势沉积相带也有所不同，下油砂山早期(N₂¹)以滩坝微相沉积为主；晚期则为滩坝微相雨水下分流河道微相交互沉积；上油砂山期(N₂²)水下分流河道微相沉积占据主导。总之，英东地区新近系油砂山组发育一套典型的陆相咸化湖盆过渡相组沉积，为优质碎屑岩储层的形成奠定了物质基础。

3 控储因素分析 3.1 咸化湖盆砂岩储层特征

咸化湖盆过渡相砂岩储层具有成分成熟度较低的特征。英东地区碎屑组分中富含陆源碳酸盐岩岩屑在岩石薄片中呈现为方解石和白云石矿屑(图 5b)。这种沉积物中大量留存的碳酸盐岩岩屑与母岩岩石类型及古气候条件相关^[18]，古气候条件对砂岩的化学风化作用有明显的控制作用^[19]，进而控制了砂岩的组成及成分成熟度。以$ Q/(F+R) $作为本区碎屑岩储层的成分成熟度评价指标，分层段统计分析结果表明，下油砂山组下段、下油砂山组上段、上油砂山组$ Q/(F+R) $比值分别为0.61、0.54及0.35(表 1)，因此，研究区整体储层成分成熟度偏低。此外，自下油砂山组下段至上油砂山组，随着沉积环境由浅湖过渡至三角洲前缘，砂岩储层的成分成熟度逐渐降低。

咸化湖盆水体古盐度高^[2]，导致其成岩作用具有以下特点：(1)成岩早期发生大量碳酸盐胶结(图 5d)。薄片下可见碳酸盐胶结物中的碎屑颗粒之间接触关系以点接触为主，表明因孔隙水矿化度高，沉积物在遭受压实作用之前碳酸盐已经达到过饱和而发生胶结作用。(2)较强的岩石抗压能力。研究区上新统储层最大古埋藏深度达2 500 m，但储层物性一般平均可达20%以上^[20]。在储层成分成熟度低、骨架颗粒抗压性弱、胶结作用较强的情况下，其储层物性与正常淡水环境下相比明显具大幅改善。因此，排除这些因素影响，早期碳酸盐胶结物的发育增强了储层抗压实能力，这也是导致本区压实作用减孔率偏低的主要因素^[21]。(3)较弱的溶蚀作用。镜下薄片观察发现长石、岩屑等骨架组分仅少量溶蚀，形成的次生溶孔绝对量很低，且碳酸盐胶结物边缘平整，未见溶蚀痕迹(图 5f)。这缘于储集砂岩中的铝硅酸盐和碳酸盐矿物均易容于酸性水体环境中，在古盐度较高的水体中则不易溶解。此外，高盐度的地层水对进入到储集岩中的有机酸或碳酸(烃源岩热降解形成)起到中和作用，削弱了其对储层的溶蚀强度^[22]。

3.2 优质砂岩储层形成基础

沉积微相是英东地区油砂山组优质规模砂岩储层形成的物质基础，不同类型的微相形成了不同性质的砂岩储层，其在矿物成分、结构、分选、磨圆和杂基含量等方面具有明显的差异^[22-24]。前已述及，研究区储集砂岩的主要微相类型为三角洲前缘水下分流河道与浅湖滩坝。这两种微相在储层上的差异主要体现在沉积组构、分选性、杂基含量及胶结程度上(表 2)。

据薄片鉴定统计，水下分流河道微相平均孔隙度为24.2%，浅湖滩坝微相平均孔隙度为18.9%，前者物性优于后者。水下分流河道砂中杂基含量为2.6%，滩坝杂基含量为1.1%，前者高于后者，分选性差于后者，缘于两者沉积动力机制的不同。水下分流河道碳酸盐胶结物含量平均为4.8%，而滩坝为7.7%，前者碳酸盐胶结程度明显弱于滩坝。其原因主要为浅湖滩坝沉积时水体处于较高的盐度环境，碳酸盐开始沉淀，致使早期碳酸盐胶结十分强烈，相比之下，河流注入的淡水稀释了三角洲前缘砂体沉积时的水体咸化程度，因此胶结作用相对弱^[25]。

3.3 优质砂岩储层控制因素

在同等压实效应下，咸化湖盆砂岩的粒度及胶结程度对储层物性的影响尤为明显，其影响超过了分选、磨圆和杂基含量对储层的影响(表 2)。英东地区储集砂岩的粒级范围较广，从砾级至粉砂级均有分布。油气显示及储层物性下限分析表明，本区有效储层为中粗砂岩、细砂岩、极细—粉砂岩、泥质粉砂岩以及灰质粉砂岩。15个中粗砂岩、17个细砂岩、18个极细—粉砂岩、5个泥质粉砂岩及33个粉砂岩样品孔渗分析结果显示，物性最好的为中粗砂岩与细砂岩，其次为极细—粉砂岩，泥质粉砂岩及灰质粉砂岩物性最差。英东地区油砂山组不同粒级范围的有效储层孔渗相关性均较好，且具有粒度越粗物性越优的基本特征(图 8)。

本区储集砂岩胶结物类型以方解石为主(图 5c ~ 图 5f)，整体胶结程度偏高，这与沉积水体咸化程度较高有关。

以26个细砂岩与粉砂岩样品分析为例，统计结果表明，胶结物含量与储层物性的负相关性较为明显，方解石含量越高，储层孔隙度越低(图 9)。因此，咸化湖盆碎屑岩储层砂岩的粒度与胶结物含量是影响储层的主要控制因素。

4 结论

(1) 英东地区上新统油砂山组为咸化的三角洲前缘和浅湖过渡相沉积，沉积微相类型主要为分流间湾、湖泥，其次为水下分流河道与滩坝，席状砂与河口坝相对少量，剖面整体沉积序列以泥夹砂为特征，储层骨架砂体主要为水下分流河道与滩坝两种微相。英东地区N₂¹早期主要为浅湖滩坝沉积，N₂¹晚期过渡为浅湖与三角洲前缘间互沉积，至N₂²期全区基本处于三角洲前缘亚相。剖面上发育砂进湖退的进积序列，平面上自西北向东南迁移的特征。

(2) 咸化湖盆砂岩储层成分成熟度偏低，早成岩期胶结作用较强，增加了储集岩石的抗压能力，有效降低压实减孔率，较弱的溶蚀作用限制了次生孔隙的发育。沉积微相类型是优质储层形成的物质基础，控制了储层物性差异。压实效应相同，砂岩粒度大小与胶结物含量多少对咸化湖盆砂岩成储的影响最为显著，粒度与储层物性呈正相关性，胶结物含量与储层物性呈负相关性。