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细粒沉积一般指粒径在62 μm范围内的沉积物,包括黏土矿物、粉砂、碳酸盐、有机质等[1⁃3]；细粒沉积由于粒度小、观察难度大及受实验条件的限制,对其成岩作用的研究相对薄弱,同时,陆相细粒沉积岩分类方案不统一、相带变化快、与内源混杂及形成机制复杂等方面的科学问题有待深入研究,另外,细粒沉积也是非常规油气勘探的重要领域,具有重要的研究价值和意义[4⁃7]。
柴达木盆地新生代古近系和新近系广泛发育湖相细粒沉积,这套细粒沉积具有单层薄、分布相带复杂及混合沉积的特点,近年来加大了柴达木盆地细粒沉积岩致密油勘探力度,在柴西扎哈泉—乌南滩坝细粒砂岩获得勘探突破,并形成小梁山、南翼山、干柴沟等多个区带的规模储量接替区[8⁃11]。学者们从致密油的地质特征及资源潜力角度出发,对柴西细粒碎屑岩的沉积特征、分布规律、储层特征及源储配置关系等进行研究,认为浅湖滩坝砂体、三角洲前缘砂体及重力流沉积砂体为柴西碎屑岩致密油勘探领域[12⁃14],总结出柴西细粒碎屑岩储层具有岩性复杂、物性较差、多类型孔隙复合的特点[15⁃18]。储层物性主要受压实作用和胶结作用的影响,溶蚀作用在不同地区存在差异[19⁃22]。前人的研究注重对储层物性、孔隙类型、成岩作用和物性主控因素的研究,对储层成岩演化过程的分析涉及较少,另外针对柴西的茫崖地区储层研究方面的工作开展较少,有待进一步加强[23⁃25]。
本次研究在基本沉积背景分析的基础上,通过对近三年新钻井的岩心实验测试和相邻井测试数据的分析,对研究区细粒碎屑岩储层的沉积特征、孔隙类型和结构、成岩作用及成岩阶段进行研究,旨在明确细粒碎屑岩储层的基本特征、成岩演化过程及优质储层发育主控因素,为区带致密油资源评价提供依据。
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茫崖地区位于柴达木盆地西部,构造位置处于茫崖凹陷,主要包括黄瓜卯、开特、碱石山、落雁山等构造带,先后在该区域的开特及油墩子等地获得油气勘探突破,是柴西勘探重要的接替领域[26⁃28]。研究区整体构造相对稳定,属于湖相沉积,以半深湖和滨浅湖相沉积为主,研究区北部的黄瓜卯—开特—碱石山一带主要发育滨浅湖相沉积,研究区中部主要为半深湖相沉积,西南部的乌东一带主要发育滨浅湖相沉积,研究区东南部离物源较近发育滨浅湖滩坝沉积。主要发育新生代古近系和新近系地层,包括下干柴沟组（
图 1 柴达木盆地茫崖地区下油砂山组（
Figure 1. Sedimentary facies in Mangya area and stratigraphic column in the lower Youshashan Formation, Qaidam Basin
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研究区整体岩性以细粒的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及泥岩为主,颜色以灰色、灰褐色为主,深部棕褐色增多。发育的沉积构造以相对弱水动力条件下形成的水平层理、波状层理为主；局部见相对浅水环境的沉积构造如泄水构造、泥裂及冲刷面。储层以滨浅湖滩坝的细砂岩、粉砂岩及灰泥坪的泥质粉砂岩为主,砂体具有单层厚度薄,多层叠置的特点；纵向整体为向上水体变浅,湖盆萎缩的沉积旋回,
图 2 柴达木盆地茫崖地区新近纪连井沉积剖面
Figure 2. Sedimentary sections of the Neogene Mangya area in the Qaidam Basin
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浅部（
图 3 茫崖地区新生代细粒碎屑岩岩心和薄片照片
Figure 3. Core and thin section photographs of Cenozoic fine⁃grained clastics in Mangya area
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中深层（N1~
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碎屑颗粒主要为石英、长石及云母岩屑,见少量碳酸盐岩和岩浆岩岩屑,粒间主要为泥质填隙物和方解石胶结物,局部见泥质呈团块状、条带状分布,另见中粗晶方解石脉分布；根据X衍射全岩矿物含量分析结果：石英颗粒平均含量为38.7%,长石平均含量为13%,碳酸盐平均含量为27.8%,黏土矿物平均含量为17.6%,黏土矿物主要为伊蒙混层、伊利石、绿泥石,局部见少量石膏胶结物；浅层碎屑岩粒度以粉砂级为主,分选中等—较好,碎屑颗粒呈次棱角状,颗粒间以点接触为主,岩性主要为灰质岩屑长石粉砂岩（图3d~f）。
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中深层与浅层相比,岩屑增多,泥质杂基增多,泥质和灰质条带、团块增多；根据X衍射全岩矿物含量分析结果：石英颗粒含量为35.4%,长石含量为9.2%,碳酸盐岩含量为13.1%,黏土矿物含量为35.9%,局部见石膏呈团块状胶结；中深层碎屑岩分选较差,颗粒呈次棱角状,颗粒间以漂浮—点接触为主,岩性主要为泥质长石岩屑粉砂岩和泥质岩屑长石粉砂岩（图3j~l）。
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研究区样品发育的孔隙主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔,微孔主要为黏土矿物晶间孔、云母解理缝。孔隙面孔率在3%~15%之间,平均为5%。残余粒间孔主要为压实作用后保留的原生粒间孔,压实作用较强,呈弯曲三角状或长条状,多与粒间溶孔形成孔隙组合,对面孔率的贡献为35%（图4a,b,g）。粒间溶孔多由早期方解石胶结溶蚀形成,或长石及云母等矿物溶蚀形成,粒间孔中见长石、云母溶蚀后残余,对面孔率的贡献较大,一般为55%,局部达65%（图4c,d）。粒内溶孔主要由长石、云母及不稳定岩屑沿着解理溶蚀形成,局部形成铸膜孔,对面孔率的贡献为5%~10%（图4e,f）。研究区黏土矿物的结晶程度较低,黏土矿物晶间孔不发育,主要为伊利石和伊蒙混层晶间孔。不同层位孔隙组合存在差异,浅层残余粒间孔和粒间溶孔发育,中深层残余粒间孔仅局部发育,深层相对浅层不稳定矿物伊蒙混层的比例减少,黏土矿物的结晶程度也相对变好,黏土矿物晶间孔相对浅层发育（图4h）。
图 4 茫崖地区新生代细粒碎屑岩孔隙显微照片
Figure 4. Micrograph of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
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210块样品的常规气体孔渗测试结果显示：样品整体孔隙度的分布范围为0.54%~20.43%,平均值为6.38%,渗透率的分布范围为（0.02~19.21）×10-3 μm2,平均值为0.76×10-3 μm2。浅层孔隙度的分布范围为0.54%~20.43%,平均值为7.06%,渗透率的分布范围为（0.03~19.21）×10-3 μm2,平均值为0.94×10-3 μm2；中深层孔隙度的分布范围为1.02%~13.51%,平均值为3.83%,渗透率的分布范围为（0.02~1.5）×10-3 μm2,平均值为0.17×10-3 μm2。该地区储层整体属于低孔低渗储层,浅层物性较中深层好,浅层物性分布相对分散,主要是由不同构造部位压实作用的差异所造成的,中深层物性普遍较低,仅个别样品孔隙度较高。
浅层相应的孔隙结构也较深层好,根据毛管压力曲线形态的差异将研究区孔隙结构分为四类[29⁃30]：浅层Ⅰ型、浅层Ⅱ型、中深层Ⅰ型和中深层Ⅱ型。浅层Ⅰ型孔隙结构最优,毛管压力曲线具有低平台,分选较好,孔喉偏粗歪度的特点；浅层Ⅱ型孔隙结构相对浅层Ⅰ型变差,具有较高平台,平台不明显,孔喉歪度偏细的特点；中深层Ⅰ型毛管曲线具有高平台,孔喉歪度偏细的特点；中深层Ⅱ型孔隙结构相对浅层两类明显变差,极致密,最大汞饱和度不到20%（图5）。
图 5 茫崖地区新生代细粒碎屑岩毛管压力曲线
Figure 5. Capillary pressure curve of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
压汞曲线参数结果分析显示,浅层Ⅰ型和浅层Ⅱ型汞饱和度在50%以上,两者均具有较好的储集性,两者的退汞效率平均值约为25%,具有一定连通性；浅层Ⅰ型排驱压力较低,饱和度中值压力和退汞效率分布相对分散,粗孔所占的比例较大,孔喉的半径分布分散；浅层Ⅱ型排驱压力值较高,饱和度中值压力及退汞效率集中分布,进汞饱和度较高,以相对集中分布的微细孔喉为主。中深层Ⅰ型相对浅层Ⅱ型排驱压力变小,最大进汞饱和度变小,中值压力变大,退汞效率变大,中深层Ⅰ型相对浅层Ⅱ型储集性变差,非均质性增强,连通性变好,孔隙以局部分布的连通性较好的微细孔喉为主。中深层Ⅱ型储集性较差,仅局部发育少量裂缝,非有效储层（表1）。
表 1 茫崖地区新生代细粒碎屑岩孔隙结构参数
类型 数值 孔隙度/% 渗透率/×10-3 μm2 排驱压力/MPa 最大连通孔喉半径/μm 最大进汞饱和度/% 饱和度中值压力/MPa 饱和度中值半径/μm 退汞效率/% 浅层Ⅰ型 范围 10.71~18.05 0.12~5.10 0.23~3.10 0.24~3.13 55.55~86.12 0.62~30.34 0.02~1.18 4.03~38.84 平均值 14.27 1.32 1.36 1.06 76.03 10.59 0.28 25.95 浅层Ⅱ型 范围 2.44~3.88 0.02 98.62~206.21 0.05~0.07 50.40~61.51 10.00~13.79 0.003~0.007 22.81~28.72 平均值 3.22 0.02 154.51 0.07 53.98 11.19 0.005 25.82 中深层Ⅰ型 范围 2.53~6.47 0.02~0.18 53.79~84.83 0.01 24.29~56.14 193.10~203.45 — 27.97~62.93 平均值 4.69 0.09 65.38 0.01 39.51 198.28 — 38.06 中深层Ⅱ型 范围 3.50~4.90 0.14~0.25 — — 13.14~14.32 — — 1.85~43.51 平均值 4.20 0.195 — — 13.73 — — 22.68 -
压实作用在研究区主要表现为储层物性和孔隙结构随着深度增加变差,以及矿物的定向排列及弯曲变形[31⁃33]。通过多口井的纵向物性变化特征分析,2 000 m以内储层受压实作用的影响更明显,压实作用对孔隙度的影响较渗透率明显,如储层物性普遍较好的Ls1井,其孔隙度在1 459.49~1 795.70 m为6.58%~20.43%,平均值为14.09%；孔隙度在深度2 251~2 259 m为5.51%~18.48%,平均值为12.06%；孔隙度在深度3 628.40~3 646.40 m为10.33%~13.51%,平均值为11.31%,整体随深度增大物性变差。储层物性较差的P2井其孔隙度在1 907.00~1 922.75 m为0.80%~8.40%,平均值为3.75%；其孔隙度在2 430.45~2 447.50 m为0.6%~4.90%,平均值为2.86%。研究区云母类岩屑含量较高,压实作用导致云母类及长条状矿物的定向排列,另外见云母及残余粒间孔的弯曲变形；矿物受到压实变形的程度与矿物颗粒的大小及矿物组分有关,研究区碎屑颗粒粒度大、结构成熟度高的部位更容易发生压实变形,粒径在细粉砂以下且杂基含量高的部位颗粒堆积紧密压实变形作用不明显。压实作用也导致矿物接触关系的变化,在2 500 m深度以内的研究区样品颗粒间的接触关系以点接触为主,局部线接触；3 500 m深度以下颗粒间的接触关系变为线接触,局部见镶嵌接触。
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研究区样品胶结作用普遍发育,粒间填隙物主要为方解石、泥质杂基、铁白云石,另外可见石膏、石英加大及黄铁矿。方解石和泥质杂基含量较高,两者对孔隙具有较强的堵塞作用,其中方解石为早成岩期形成,方解石胶结物对压实作用有一定缓冲,另可见早期方解石溶蚀产生的次生孔隙,方解石胶结物也是溶蚀作用主要发生的部位（图6a,b）；泥质杂基主要以颗粒边缘薄膜和粒间填充物的形式存在,绿泥石多以薄膜的形式存在,绿泥石薄膜一方面对孔隙起到支撑的作用,另一方面也起到了抑制胶结的作用。在电镜下同一视域中边缘无绿泥石薄膜的颗粒发育石英次生加大,而在存在绿泥石薄膜的部位无石英次生加大发育（图6c,d）。与泥质接触界面处的砂体、泥质中的砂质条带和团块中碳酸盐岩致密胶结。白云石胶结物以后期的铁白云石为主,铁白云石主要充填于被方解石充填后残余的孔隙或早期方解石溶蚀后产生的次生孔隙中,铁白云石对次生孔隙的堵塞作用较强。
图 6 茫崖地区新生代细粒碎屑岩成岩作用特征
Figure 6. Diagenetic characteristics of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
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溶蚀作用主要为研究区储层起到增孔效果,研究区存在两期主要的溶解作用,早期溶蚀为酸性流体对长石及云母类矿物的溶蚀,溶蚀多在残余粒间孔的基础上发育,形成长石及云母的粒内溶孔和粒间溶孔；后期的溶蚀作用主要是对方解石胶结物的溶蚀孔,见粒间方解石胶结物溶蚀呈港湾状,也见方解石胶结后残余粒间孔发生溶蚀。浅层以早期溶蚀作用为主,中深层以晚期溶蚀作用为主。
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结合有机质热解温度、自生矿物的形成序列及储层成岩作用对研究区成岩阶段进行划分[34⁃36]。0~2 000 m为早成岩A阶段,划分依据为：有机质热解温度小于430 ℃,黏土矿物以不稳定的伊蒙混层为主,该深度范围内储层主要受压实作用的影响。将伊利石开始出现,并发现长石的大量溶蚀作为划分早成岩B阶段的依据。将伊利石开始大量出现,有机质热解温度大于435 ℃,颗粒间出现镶嵌接触,铁白云石胶结物的出现作为中成岩A期的依据。成岩作用及孔隙演化与成岩阶段密切相关,压实作用主要发生在2 000 m以内,压实为早成岩A期的主要减孔作用,压实后孔隙度变为15%以内,并叠加早期方解石的胶结作用,使得整体孔隙度降低到10%左右。早成岩期B阶段开始发生有机质的生排烃作用,并伴随有机酸对长石及部分方解石胶结物的溶蚀作用,溶蚀作用的增孔作用在5%~8%。中成岩A期主要发育伊蒙混层向伊利石的转化,黏土矿物晶间孔增多,同时发生铁白云石的胶结,局部伴随着酸性流体对方解石胶结物的溶解（图7）。
图 7 茫崖地区新生代细粒碎屑岩成岩阶段划分
Figure 7. Division of diagenetic stage of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
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沉积环境决定了沉积物的水动力条件、沉积物的结构和成分特征,这些因素影响碎屑颗粒的成分成熟度、结构成熟度[37⁃38]。一般在水动力较强的条件下,颗粒的成分及结构成熟度高,原生粒间孔更容易发育。研究区整体沉积背景为滨浅湖环境,属弱水动力条件,沉积物的粒度以粉砂级为主,局部见细砂,颗粒的分选以中等—较好为主,在这种背景下原生孔隙在局部分选好、杂基少的部位发育。储层的孔隙发育情况及物性与沉积微相紧密相关,其中滨浅湖滩坝微相水动力相对较强,碎屑颗粒的分选性好,砂体的单层厚度也较大,相对其他层位碎屑颗粒中石英含量较高,以上因素为原生粒间孔发育的基础；滩坝微相物性较其他微相好,如Ls1井主要发育滨浅湖滩坝沉积,其沉积物的成分成熟度相对泥坪沉积的Yt1井高,残余粒间孔也较发育（图8a,b）。
图 8 茫崖地区新生代细粒碎屑岩干酪根类型判别图解及矿物组分柱状图
Figure 8. Kerogen type discrimination and mineral components of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
物性相对较差的微相为浅层的泥坪微相,该微相水动力条件弱,发育水平层理及波状层理,灰色粉砂与泥质呈薄层状互层,云母类及岩浆岩岩屑含量增高,较稳定碎屑颗粒占比减少,泥质杂基较多。物性最差的为中深层泥坪微相和浅层的灰坪微相,泥坪微相泥质含量高,块状构造,见暴露标志,碎屑颗粒分选差,泥质杂基含量高；灰坪微相水动力条件弱,碎屑颗粒以细粉砂级为主,粒间碳酸盐岩胶结物含量高,呈基底式致密胶结（表2）。
表 2 茫崖地区新生代细粒碎屑岩沉积微相物性特征
沉积微相 沉积特征 层位 井名 物性特征 孔隙度/% 渗透率/×10-3 μm2 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 滩坝 块状构造,中厚层粉砂岩、泥质粉砂岩 Ls1 5.5 20.4 13.6 0.1 19.2 2.3 泥坪 水平层理、波状层理薄层泥质粉砂岩 P2、Yt1 0.5 8.4 3.2 0.02 18.1 0.4 泥坪 粉砂条带、透镜体,石膏胶结,粉砂质泥岩 N1、 P2、Yt1 1.1 3.2 1.9 0.02 0.1 0.04 灰坪 块状灰质粉砂质泥岩 Hs1 0.4 5.2 3.6 0.03 0.27 0.16 -
研究区孔隙中占比最高的胶结物为早期的方解石胶结物和后期的铁白云石胶结物,早期方解石胶结前存在长石及云母类矿物的溶蚀,溶蚀形成粒间溶孔,这种早期的粒间溶孔经历压实作用后多发生弯曲变形,喉道的连通性变差,该期溶蚀后方解石的胶结对孔隙起到支撑作用,抑制了压实,保留了残余粒间孔和未完全充填粒间溶孔；在早成岩B期生排烃过程产生的有机酸通过溶蚀形成粒间溶孔,主要发生长石、不稳定矿物和早期方解石的溶蚀。该期溶蚀作用对孔隙度的贡献较大,如在深度1 779~1 791 m,次生溶孔发育,总孔隙度为10.3%~20.4%,平均值为14.4%,其中次生溶孔孔隙度为0.2%~10.4%,平均值为4.3%,次生溶孔占总孔隙度的比例为1.6%~50.8%,平均值为27.9%；在深度3 629~3631 m,总孔隙度为10.3%~13.5%,平均值为11.3%,其中次生溶孔孔隙度7.5%~10.7%,平均值为8.5%,次生溶孔占总孔隙度的比例为73.1%~79.4%,平均值为75.2%。浅层孔隙类型以残余粒间孔和粒间溶孔为主,中深层压实作用导致残余粒间孔的比例减少,孔隙以次生溶孔为主,溶孔在孔隙中的比例由浅层的30%左右,到中深层的75%。深层（5 100~5 200 m）储层孔隙度多在3.5%以内,仅局部存在长石的微弱溶蚀,深层泥质杂基含量高,强烈压实作用导致残余粒间孔不发育。另外深层沉积环境为相对暴露氧化的环境,无有效烃源岩发育,产生的酸性流体较少,溶蚀作用也不发育,溶蚀多为早成岩期酸性流体对长石等的溶蚀。
从纵向成岩作用与孔隙演化方面分析,压实作用在2 000 m以内是减孔的主要因素,在压实作用的影响下孔隙度从1 000 m处20%左右,减少到2 000 m处7%左右,从2 000 m到5 000 m孔隙度因压实降低到3%左右。溶孔主要由有机酸的溶蚀作用形成,纵向上的次生孔隙发育带与高有机碳含量部位重合。次生孔隙发育井段相对溶孔不发育井段,有机碳含量偏高,溶蚀作用发育的层段有机碳含量一般在0.6%~1.2%之间,最高可达1.9%,不发育井段有机碳含量一般在0.4%~0.8%之间。溶孔发育的井段以Ⅱ型干酪根为主,溶孔不发育井段干酪根类型一般为生烃潜力较差的Ⅲ型（图8c~d）。
方解石胶结物的含量在浅层变化不大,一般在10%~15%,中深层减少；白云石含量从2 500 m左右开始增多；中深层泥质杂基含量较高,一般在40%左右。浅层（1 700~2 500 m）相对优质的储层孔隙组合为残余粒间孔、早期长石及不稳定矿物溶蚀孔、方解石胶结后形成的溶孔,一般溶孔在残余粒间孔基础上溶蚀扩大。中深层方解石胶结致密,孔隙组合为次生溶孔和少量残余粒间孔,溶蚀作用主要为方解石的溶解或方解石未完全充填孔隙的溶蚀扩大。次生溶孔中见白云石充填,深部4 500 m以下泥质杂基增多,残余粒间孔和溶孔均不发育,在局部砂质条带或团块中见少量溶孔（图9）。
图 9 茫崖地区新生代细粒碎屑岩储层孔隙演化曲线
Figure 9. Pore evolution curve for Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
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（1） 柴西茫崖地区新生代主要发育滨浅湖滩坝和灰泥坪微相细粒沉积岩沉积,主要由粉砂级碎屑颗粒、泥质和碳酸盐岩填隙物组成；中浅层细粒碎屑岩以杂基含量少、结构成熟度较高的滨浅湖滩坝沉积为主,深层为泥质杂基含量高的泥坪沉积。
（2） 研究区细粒碎屑岩的孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔及黏土矿物晶间孔；储层属低孔—（特）低渗,孔隙度为0.54%~20.43%,平均值为6.38%,渗透率为（0.02~19.21）×10-3 μm2,平均值为0.76×10-3 μm2。其中浅层的粒间溶孔—残余粒间孔孔隙组合物性最优,根据孔隙结构将储层划为四类,浅层Ⅰ型连通性和储集性均较好,以中粗孔喉为主；浅层Ⅱ型储集性较好,连通性较差,以集中的微细孔喉为主；中深层Ⅰ型储集性较差,有一定连通性,局部发育微细孔喉；中深层Ⅱ型非有效储层。
（3） 浅部储层主要受压实作用和早期方解石的胶结作用影响,方解石的胶结对压实有缓解,生排烃过程产生的有机酸对残余粒间孔及方解石胶结物的溶蚀是优质储层形成的关键；深部储层泥质杂基和方解石胶结物充填致密,另外还存在后期铁白云石的充填,储集性差,局部发育少量溶孔。
Analysis of the Basic Characteristics and Controlling Factors of Fine-grained Clastic Rock Reservoirs: A case study of the Cenozoic in the Mangya area, western Qaidam Basin
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摘要: 采用岩心观察描述、样品薄片鉴定、激光共聚焦孔缝扫描、X衍射成分分析及扫描电镜观察等技术,对柴达木盆地新生代湖相细粒碎屑岩储层的沉积特征、储层特征、成岩作用及成岩阶段进行研究,明确了茫崖地区浅层和中深层两套细粒碎屑岩优质储层的成因及控制因素。结果表明：茫崖地区的细粒碎屑岩发育的沉积环境主要为滨浅湖滩坝和灰泥坪,具有相带变化快、岩石成分混杂、杂基含量高的特点。细粒沉积岩以低孔特低渗储层为主,浅层物性相对较好,发育残余粒间孔、粒间溶孔及黏土矿物晶间孔,具有分散分布以较粗孔喉为主和相对集中分布以连通微细孔喉为主两类孔喉组合；深层较致密,局部发育粒间溶孔,为相对集中分布的微细孔喉组合。影响储层发育的成岩作用主要为压实作用,两期碳酸盐岩胶结及溶蚀作用；其中压实作用控制浅层残余粒间孔的发育,早期的方解石胶结物抑制了压实作用,同时也是后期溶蚀发育的主要部位；溶蚀作用主要为浅层酸性流体在粒间孔基础上的溶蚀,是形成优质储层的关键。Abstract: The sedimentary characteristics, basic characteristics of the reservoir, diagenesis and diagenetic stages of the Cenozoic lacustrine fine-grained clastic rock reservoirs in the Qaidam Basin were studied by core observation description, thin section identification, laser confocal pore scanning, X-ray diffraction component analysis, SEM observation and other technologies. Genesis and controlling factors of high-quality fine-grained clastic rock reservoirs in the shallow and medium⁃deep layers were clarified. It was found that the sedimentary environment in which the fine-grained clastic rocks in the Mangya area were developed were beach-bar and mudflat in shore-shallow lake, in a rapidly changing zone, with mixed rock composition and high matrix content. The reservoirs mainly have ultra-low porosity and ultra-low permeability. The physical properties in the shallow layer are relatively good, with residual intergrain pores, intergrain dissolved pores and intercrystal pores in clay minerals, with two types of pore throat combinations： one type has scattered, relatively coarse pore throats, and the other type is relatively concentrated interconnecting fine pore throats. The deep layer is tight, with locally developed intergrain dissolved pores, and a relatively concentrated combination of fine pores and throats. The diagenesis affecting reservoir development is mainly compaction, dissolution and two-stage carbonate cementation. Compaction influenced the development of shallow residual intergrain pores. Early-stage calcite cement inhibited the compaction effect, and calcite cement is also the main constituent of late dissolution. The dissolution forming intergrain pores is due mainly to the action of shallow acidic fluids. Dissolution is the key to forming high-quality reservoirs.
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Key words:
- Qaidam Basin /
- Mangya area /
- Cenozoic /
- fine-grained clastic reservoir /
- beach-bar in shore-shallow lake
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图 1 柴达木盆地茫崖地区下油砂山组（
Figure 1. Sedimentary facies in Mangya area and stratigraphic column in the lower Youshashan Formation, Qaidam Basin
Fig.1
图 2 柴达木盆地茫崖地区新近纪连井沉积剖面
Figure 2. Sedimentary sections of the Neogene Mangya area in the Qaidam Basin
Fig.2
图 3 茫崖地区新生代细粒碎屑岩岩心和薄片照片
（a）P2,2 434.00 m,
Figure 3. Core and thin section photographs of Cenozoic fine⁃grained clastics in Mangya area
Fig.3
图 4 茫崖地区新生代细粒碎屑岩孔隙显微照片
（a）P2井,1 914.88 m,
Figure 4. Micrograph of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
Fig.4
图 5 茫崖地区新生代细粒碎屑岩毛管压力曲线
Figure 5. Capillary pressure curve of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
Fig.5
图 6 茫崖地区新生代细粒碎屑岩成岩作用特征
（a）P2井,2 430.90 m,
Figure 6. Diagenetic characteristics of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
Fig.6
图 7 茫崖地区新生代细粒碎屑岩成岩阶段划分
Figure 7. Division of diagenetic stage of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
Fig.7
图 8 茫崖地区新生代细粒碎屑岩干酪根类型判别图解及矿物组分柱状图
（a）Yt1井样品矿物组分柱状图；（b）Ls1井样品矿物组分柱状图；（c）Yt1井样品干酪根类型判别图解；（d）Ls1井样品干酪根类型判别图解
Figure 8. Kerogen type discrimination and mineral components of Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
Fig.7
图 9 茫崖地区新生代细粒碎屑岩储层孔隙演化曲线
Figure 9. Pore evolution curve for Cenozoic fine⁃grained clastic reservoir in Mangya area
Fig.9 表 1 茫崖地区新生代细粒碎屑岩孔隙结构参数
类型 数值 孔隙度/% 渗透率/×10-3 μm2 排驱压力/MPa 最大连通孔喉半径/μm 最大进汞饱和度/% 饱和度中值压力/MPa 饱和度中值半径/μm 退汞效率/% 浅层Ⅰ型 范围 10.71~18.05 0.12~5.10 0.23~3.10 0.24~3.13 55.55~86.12 0.62~30.34 0.02~1.18 4.03~38.84 平均值 14.27 1.32 1.36 1.06 76.03 10.59 0.28 25.95 浅层Ⅱ型 范围 2.44~3.88 0.02 98.62~206.21 0.05~0.07 50.40~61.51 10.00~13.79 0.003~0.007 22.81~28.72 平均值 3.22 0.02 154.51 0.07 53.98 11.19 0.005 25.82 中深层Ⅰ型 范围 2.53~6.47 0.02~0.18 53.79~84.83 0.01 24.29~56.14 193.10~203.45 — 27.97~62.93 平均值 4.69 0.09 65.38 0.01 39.51 198.28 — 38.06 中深层Ⅱ型 范围 3.50~4.90 0.14~0.25 — — 13.14~14.32 — — 1.85~43.51 平均值 4.20 0.195 — — 13.73 — — 22.68 
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表 2 茫崖地区新生代细粒碎屑岩沉积微相物性特征
沉积微相 沉积特征 层位 井名 物性特征 孔隙度/% 渗透率/×10-3 μm2 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 滩坝 块状构造,中厚层粉砂岩、泥质粉砂岩 Ls1 5.5 20.4 13.6 0.1 19.2 2.3 泥坪 水平层理、波状层理薄层泥质粉砂岩 P2、Yt1 0.5 8.4 3.2 0.02 18.1 0.4 泥坪 粉砂条带、透镜体,石膏胶结,粉砂质泥岩 N1、 P2、Yt1 1.1 3.2 1.9 0.02 0.1 0.04 灰坪 块状灰质粉砂质泥岩 Hs1 0.4 5.2 3.6 0.03 0.27 0.16
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