1 引言

柴达木盆地西南缘(以下简称柴西南)是盆地油气富集区(马达德，2005b；管俊亚等，2012)，亦是青海油田的主要产油区(党玉琪等，2004)。近年来，青海油田在柴西南勘探工作取得重大突破，昆北地区切601井、切602井均获得工业油气流，并发现新的含油层系路乐河组(E₁₊₂l)(付锁堂等，2010)，这些突破拉开了青海油田柴西南区路乐河组(E₁₊₂l)岩性油藏勘探的序幕，并发现切6号、切16号等油藏。这表明昆北油田路乐河组(E₁₊₂l)具备较好成藏条件，是柴达木盆地的油气勘探重要目标之一(付锁堂，2010)。

前人对柴西南地区古近系路乐河组(E₁₊₂l)相继开展了构造系统、沉积相或油气成藏等方面的初步研究(Yin et al., 2008; 陈国民等，2010；付玲等，2010；宫清顺等，2012；江波等，2004；李乐等，2011；马达德等，2005a；尹成明等，2011)。Yin et al. (2008) 结合地震剖面资料和沉积相资料，认为早第三纪曾存在一个古柴达木盆地，古盆地范围包括目前的柴达木盆地和南边其的可可西里盆地；马达德等(2005a)指出沉积环境、岩石学特征、埋藏成岩史、异常高流体压力和盐湖水介质环境是控制柴西南地区储层成岩演化和储集性质的主要因素。尽管如此，前人对于柴达木盆地西南缘沉积特征、储层预测等方面的研究则相对较少。本文在前人研究成果基础上，以柴达木盆地西南缘昆北油田切16区探井取心资料、测录井资料为基础，采用岩石薄片观测、电子扫描显微镜镜下分析等方法，在沉积特征方面对路乐河组(E₁₊₂l)储层进行了详细解剖，并对该区域的优质储层进行了初步预测。

2 区域地质背景

柴达木盆地是青藏高原内部最大的中、新生代含油气盆地，盆地沉积中心厚度可达15km(Yin et al., 2007；陈宣华等，2010)。地貌上，柴达木盆地分别被阿尔金山、东昆仑山、祁连山所围限，其西南部夹持于阿尔金山与祁漫塔格山之间(图 1a)。

昆北油田切16区位于柴西南部(图 1b)，构造上属于盆地内亚一级构造单元昆北断阶带上(李乐等，2011；陈国民等，2010)。昆北断阶带则位于柴达木盆地西部南缘东昆仑山前，整体沿山前由西向东延伸呈带状分布，该断阶带内主要发育北东向、北西向和近南北向3个方向，其中北西向主要断裂控制了昆北断阶带主体构造走向和凹凸相间的构造格局(方向等，2006；陈国民等，2010；管俊亚等，2012)。

据最新钻井资料显示，该区域从上至下依次发育第四系七个泉组(Q₁₊₂q)、新近系上干柴沟组(N₁sg)、古近系下干柴沟组上段(E₃²xg)、古近系下干柴沟组下段(E₃¹xg)、古近系路乐河组(E₁₊₂l)和基岩等地层，该地区沉积总厚度范围为800~2600m(图 2)。其中，古近系路乐河组地层(E₁₊₂l)主要以辫状三角洲平原亚相，下干柴沟组下段发育覆盖全区的底部砾岩，揭示该地层沉积时期经历了一次区域性的构造运动。昆北断阶带西段以三角洲平原沉积为主，其余地区以三角洲前缘为主，水下分流河道延伸较远，多期次叠置摆动，沉积了大套的含砾砂岩、砂岩，粒级较粗(尹成明等，2011)。目前勘探已证实昆北油田存在三套含油层系(付锁堂等，2010)，即古近系下干柴沟组中下部(E₃¹xg)细砂岩、底砾岩；古近系路乐河组(E₁₊₂l)中下部细砂岩、含砾砂岩以及基岩风化壳。

3 切16区路乐河组沉积特征 3.1 单井相特征

昆北油田切16区路乐河组地层(E₁₊₂l)沉积时期主要受中、长距离的切克里克物源控制，发育辫状三角洲-湖泊沉积体系，沉积相带宽，岩性以砾岩、砂砾岩及中-粗砂岩为主，沉积层理和构造较发育，纵向上自上而下划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个砂组。切16井区地层自东往西厚度逐渐变薄，Ⅱ、Ⅲ砂组地层自东向西逐渐尖灭。

昆北油田切16区块西部切163井测井、录井资料显示，该地区路乐河组地层(E₁₊₂l)下部岩性主要为棕褐色油斑砾状砂岩，泥质胶结，砂质成份以石英、长石为主，少量暗色矿物，颗粒呈次棱角状，分选一般，砾石分布不均匀，砾石成份以石英、长石为主，粒径1~8mm，一般2~5mm，呈次圆状，分选一般，含油较饱满，油脂感弱，油味较淡，滴水试验呈馒头状。岩心相特征反映向上变细的正粒序层理较发育，在向上变细的正旋回中上部分选性相对变好、泥杂基含量减少、含油性逐渐变好(图 3)。自下而上录井岩性呈明显的下粗上细的特征，下部主要为含砾不等粒砂砾岩，上部主要是棕褐色和棕红色泥岩夹薄层的砂岩，自然伽马曲线在下部呈箱型和钟形(图 3)。

岩心、录井和测井曲线以及沉积背景等资料综合分析显示，切16区Ⅱ砂组以辫状三角洲平原亚相为主，发育分流河道沉积的棕褐色厚层砾岩、砂砾岩、中-粗砂岩及泛滥平原棕褐色泥岩。Ⅰ砂组早期，切16区亦主要位于平原亚相带内，沉积了分流河道的砂砾岩、含砾中-粗砂岩，砂体厚度较Ⅱ砂组变薄，泥岩隔层增多，层理增多，该套储层物性较好，分布稳定，是切16区主要的含油目的层，Ⅰ砂组后期，由于湖盆不断扩张，切16区整体位于前缘亚相带，沉积了水下分流河道、席状砂等成因类型的砂砾岩、含砾砂岩、细砂岩等，砂体呈薄层状，分布于厚层分流间湾相、滨浅湖相泥岩中。

3.2 剖面相及平面相分布特征

路乐河组地层(E₁₊₂l)沉积期，昆北油田切16区辫状三角洲沉积的物源来自南西向的祁曼塔格物源，平面上呈扇形展布。顺物源方向的连井相对比剖面(图 4)揭示切16区Ⅰ、Ⅱ砂组分流河道砂体分布稳定，连续性好，由源区向盆地方向，砂体由厚层状变为薄层状，砂泥比含量逐渐降低，含油性逐渐变差。而近垂直物源方向连井相剖面(图 5)则反映昆北油田切16区路乐河组地层(E₁₊₂l)垂向上由平原亚相逐渐过渡为前缘亚相，平原亚相分流河道砂体厚度大，横向连片分布，前缘亚相砂体变薄，多透镜状，分布局限；切4井区处于切16、切6两期分支体系的交汇区域，分流河道砂体在此叠置、变薄，砂体整体不发育，泥岩隔层明显增多。

综合分析该地区主力含油层段Ⅰ砂组6+7小层沉积相平面分布(图 6)，发现昆北断阶带路乐河组地层(E₁₊₂l)主要发育两期辫状三角洲体系，西部体系主体为辫状三角洲平原亚相，主水道位于切16-切163-切161井，向北东、北西发育4个复合分支河道，分别位于切20、切164、切15和切402井北。东部体系主体为辫状三角洲前缘亚相，主水道位于切14-切602-切13井。两期分支体系间的切4区，位于主水道边部-分流间湾区，砂体变薄、叠置，平面上分隔了两期三角洲体系(图 6)。

4 切16区路乐河组储层特征及其控制因素 4.1 储层岩石学特征

通过对昆北油田切16区路乐河组地层(E₁₊₂l)11口探井共337块岩心样品统计粒度分析，结果表明储层岩性粒度较粗(图 7a)，主要为不等粒砂岩、砾状中-粗砂岩为主，碎屑颗粒直径主要区间为极细砂-巨砂(0.06~2.0mm)，相对分散，细砂-巨砂频率相对较高(图 8)。岩石类型分布相对稳定，成分成熟度较低。砂岩的结构成熟度较差，整体上分选性以差为主，长石风化程度中-深，磨圆度为棱角-次棱角状，碎屑颗粒接触关系为线-点式接触。

储层成份成熟度较低，主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图 9)。岩屑成分主要为花岗岩、少量的浅变质岩(千枚岩、板岩，少量石英片岩)和碳酸盐岩。石英含量分布范围6.8%~38.4%，平均含量20.1%；长石含量分布范围35.3%~54.1%，平均含量42.2%；岩屑含量分布范围13.8%~62.5%，平均含量37.8%；砂岩的矿物成份成熟度指数中-低Q/F+R值分布范围0.07~0.62，平均0.26。从岩屑成分比例(图 10)看，矿物种类主要由石英、钠长石、钾长石、碳酸盐类，局部出现一些硬石膏，粘土矿物总量并不高，石英碎屑含量最高，由于花岗岩屑所占比例较高，岩石骨架颗粒相对偏刚性，因此储层砂岩骨架刚性成分较高，结构稳定抗压实能力相对较强。

砂砾岩储层中杂基含量相对较高、胶结物含量较低(表 1)，有利于储层孔隙的发育。胶结物和杂基主要分布于粒间孔和孔隙喉道中，或分布于碎屑颗粒表面呈粘土膜状，其中，以喉道中的分布对渗透率的影响比较大。杂基主要为含铁泥土和少量的灰泥质含铁泥土含量分布范围0.0~14.0%，平均含量约4.7%；灰泥质杂基整体较低，分布范围0.0~10.0%，平均含量1.3%，局部分布较高，常见泥晶白云化现象，形成少量的晶间孔，有利于储集性能的改造，但分布相对有限。方解石胶结物发育不均匀，局部地区相对较高，但整体含量一般小于4%。硬石膏含量整体较少，局部发育连晶状硬石膏。

粘土矿物含量较高，整体对储层物性影响明显，特别是杂基中的粘土矿物。显微镜下主要表现为云母质粘土或含铁粘土杂基，呈混杂方式填隙于粒间或围绕碎屑颗粒分布，对储层物性有一定的影响。衍射分析显示粘土矿物类型主要为伊利石(I)、伊蒙混层(I/S)、绿泥石(C)、蒙皂石(S)。其中，伊蒙混层和伊利石含量较高，伊蒙混层平均含量达到29.3%，伊利石平均含量57.7%，绿泥石平均含量约12.5%，伊/蒙混层中蒙皂石平均比率较低8.2%(图 11)。

4.2 储层空间类型

昆北油田切16区路乐河组(E₁₊₂l)储集层孔隙较发育且分布相对较均匀，孔隙连通性较好，孔隙类型主要以残余原生粒间孔为主，溶蚀孔洞占一定比例，含少量的微裂缝。纵向上，切16区路乐河组(E₁₊₂l)储层孔隙类型基本类似，砂岩中泥质和灰泥杂基分布决定物性的状况。孔隙类型中以原生孔相对量稍高，所占孔隙比例主要在53%~87%之间，其中以切163井区最为发育(图 12)；次生孔相对含量稍低，所占孔隙比例主要在12%~43%之间，切16南区的储层中次生孔隙所占比例逐渐趋于变高。此外，亦发育裂缝孔隙，包括粒内缝、压裂缝以及溶蚀缝(图 7e, f)，所占孔隙相对含量很少，一般小于7%，多为后期形成，半充填少量的胶结物，具有一定的有效性，对渗透率的贡献较大。

4.3 切16区路乐河组储层控制因素

研究表明，柴西南昆北油田切16区的路乐河组(E₁₊₂l)储层物性整体受沉积相带分布、成岩作用以及泥质杂基含量等因素共同控制。

昆北油田切16区沉积相带较简单，切16区块路乐河组(E₁₊₂l)Ⅰ砂组沉积为辫状三角洲平原亚相，沉积微相主要为分流河道、水下分流河道以及河间道，各沉积微相孔隙度平均值分别为14.8%、12.1%、7.5%。通过分析切16区和切6区探井资料的测井物性解释资料，该地区路乐河组储层分流河道砂体为油气主要的储集体，其储层物性优于水下分流河道物性，而分河间道的物性相对较差。

同时，由于平面上不同的沉积微相有不同的水动力环境，从而决定砂岩的原始组构存在差异。通过分析切16区储层砂岩粒度与物性相关关系，发现在条件相同的情况下，中细砂岩孔隙度较好，粒度越粗，孔隙度有下降的趋势(图 13)，而渗透率与粒度的关系表现不明显，主要是碎屑颗粒堆积方式关系密切。

经过详细分析昆北油田切16区探井取心、测录井资料，发现路乐河组(E₁₊₂l)储层成岩作用较简单，成岩作用类型主要包括压实作用、溶解作用、胶结作用、交代作用及破裂作用，具体表现为：(1) 压实作用中等，表现为颗粒间接触强度或填集密度增加，从而使岩石颗粒排列趋于紧密或具方向性(图 7b)；(2) 胶结作用较弱，胶结物含量较低，一般小于3%，主要为亮晶方解石，少量的白云石，局部连晶状硬石膏胶结物(图 7b)，局部见少量沸石类矿物；(3) 溶蚀作用较弱，溶蚀作用是产生次生孔隙的主要原因，对孔隙的物性改善起着一定的作用，但在路乐河组(E₁₊₂l) 储层砂岩中，溶蚀作用的强度相对较弱，增加的绝对孔隙量一般小于3%，主要形成粒间的溶蚀扩大孔和粒内溶孔、缝(图 7c)；(4) 交代作用较弱，方解石和硬石膏在砂岩中多交代碎屑颗粒(图 7c)，主要为铝硅酸盐类矿物，是砂岩孔隙减少的重要因素；(5) 破裂作用相对较强，随着压实作用增强，使岩石失去可塑性，从而产生粒内的微裂缝。在切16区破裂作用一般，局部较强，对渗透率有一定贡献。

昆北油田切16区成岩作用简单，具压实作用中等、溶蚀作用较弱、胶结作用较弱等特征。切16区路乐河组(E₁₊₂l)储层的成岩阶段为早成岩阶段B末期-晚成岩A初期(图 14)。早成岩初期泥晶白云石化现象在局部较发育，同时析出少量的硬石膏，粘土则开始出现伊蒙混层，压实作用早期较强，是主要的减孔期，胶结物的析出数量较少，有利于储层砂岩孔隙的保护作用。随着储层埋藏深度的增加进入早成岩B期出现溶蚀作用，进而方解石胶结物的沉淀损失部分粒间孔，末期随着油气的进入又一次形成溶蚀作用，保护了储层孔隙，晚成岩A初期少量的压实减孔。昆北油田切16区路乐河组(E₁₊₂l)储层砂岩的整体粒度相对较粗、杂基含量相对低，分选差，原始孔隙度35%~38%左右，占现今的孔隙度在15.8%，平均压实损失孔隙为16.3%，占原始孔隙的42.9%，而胶结物平均减孔量仅占2.8%。溶蚀平均增孔约1%~3%。由此可见，在成岩作用控制该区域储层方面，压实作用是主控因素，胶结作用和溶蚀作用是次要因素。

昆北断阶带切16区块路乐河组(E₁₊₂l)储层砂岩中的泥质杂基含量相对较高，在辫状三角洲平原分流河道主体的砂体中的泥质杂基含量较少。研究表明，切16区块路乐河组(E₁₊₂l)油层的砂岩储集体中的泥质杂基含量较少，平均含量一般3%~8%。整体上泥质杂基含量与储层物性具有明显的负相关关系(图 15)。平面上，切16区块路乐河组(E₁₊₂l)沉积相为来自西南部辫状三角洲平原亚相，河道沉积发育，砂体厚度较大，泥质杂基含量低是形成岩性油气藏的有利区。由此可见，泥质杂基含量的分布控制了该区域路乐河组(E₁₊₂l)储集层的含油性。

5 切16区路乐河组储层预测

利用测井资料、地震属性分析技术有效的识别地质体的地震属性特征、储层储集空间变化规律以及预测有利的储集带，对于油田实际的勘探开发有着重要的意义(刘文岭等，2002；杨占龙等，2007)。

昆北油田切16区路乐河组(E₁₊₂l)油藏储层(砂岩)的测井响应基本特征为，自然电位负异常，自然伽玛低值。通过对昆北油田切16区岩屑录井及部分井的岩心资料对该层序的地层切片进行标定，发现研究区的岩性与振幅有一定的对应关系，即均方根振幅值大于90是砂砾岩发育区，均方根振幅值小于45是泥岩发育区。

基于井震结合及沉积相特征分析认为：切16区路乐河组(E₁₊₂l)I-₆小层沉积时期来自剥蚀区的粗碎屑物质以较为集中的物源通过辫状河道沉积下来，与呈条带状分布的河道间细粒沉积构成了辫状河三角洲平原的主体，东部(切6区)发育辫状河三角洲前缘沉积(图 16)。在昆北油田切16区路乐河组(E₁₊₂l)I-₇小层沉积时期，来自剥蚀区的粗碎屑物质沿着昆仑山周边以辫状河道沉积下来，构成了辫状河三角洲平原的主体，辫状河道由于迁移分叉汇集并使该区砂体连片分布，局部有小范围的河道间细粒沉积，呈条带状分布，中部有小范围冲积平原沉积，东部(切6区)发育辫状河三角洲前缘沉积(图 16)。与I-₆小层的属性地层切片相比较，I-₇小层的振幅数值总体要高，这个特点也符合纵向上的沉积演化规律，即I-₆小层沉积时期的湖平面上升，其沉积砂体粒度与厚度可能相对要细、变薄。

基于上述主力小层地震属性分析，均方根振幅在切15-切169井的东部、切20井的西南部仍然有部分面积大于90，由此预测这两个区块为有利砂砾岩储层分布区，且位于构造相对较高部位，有利于油气聚集成藏，是下步油气勘探的有利目标区。

6 结论

通过岩石学特征、储层物性及控制因素研究，对昆北油田切16区路乐河组(E₁₊₂l)储层进行了系统的分析和研究，取得如下几个方面的地质认识：

(1) 昆北油田切16区路乐河组(E₁₊₂l)主要发育两期辫状三角洲体系。

(2) 储层岩石类型分布相对稳定，成分成熟度较低，主要为岩屑长石砂岩，岩屑成份以花岗岩为主，骨架偏刚性；储层中杂基含量相对较高、胶结物含量较低。

(3) 储集层孔隙较发育且分布相对较均匀，孔隙连通性较好。孔隙类型主要以残余原生粒间孔为主，溶蚀孔占一定比例，发育少量的微裂缝。

(4) 储层物性受沉积相带分布，成岩作用以及杂基含量共同控制，压实作用是储层物性的主控因素。

(5) 主力油层段测井响应特征和层控地震振幅属性指示切15-切169井的东部以及切20井的西南部的构造相对高部位为有利勘探目标。

致谢 本文是第一作者研究生学位论文的主要成果，青海油田公司领导在研究生学习阶段给予了帮助，研究和成文过程得到了北京大学郭召杰教授的具体指导；北京大学吴朝东教授、关平教授以及另一位匿名评审人详细地评审了全文，并提出了宝贵的修改意见和建议；在此一并表示感谢！