沾化凹陷沙河街組濁積砂巖透鏡體成巖作用特征及其意義

孫海濤，鐘大康，王興明

1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗室，北京 102249

2.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280

0 前言

濟(jì)陽坳陷是我國東部研究和勘探程度都比較高的坳陷盆地，目前的勘探重點(diǎn)是巖性油氣藏，古近系沙河街組的砂巖透鏡體圈閉是重要的巖性圈閉之一［1］。沙河街組，特別是沙三段發(fā)育大量半深湖－深湖相沉積背景下的濁積扇砂巖透鏡體，這些透鏡體周圍被泥巖（其中許多是烴源巖）包圍。其中：有的含油，形成了一定規(guī)模的油氣藏；有的含油性差，油氣充滿度低；有的根本不含油，為空圈閉。前人［2－4］對砂巖透鏡體油氣藏的成藏機(jī)理研究表明：透鏡狀砂巖體的孔隙度大小，尤其是砂體表面的孔隙度和滲透率是透鏡狀砂巖油氣藏成藏的關(guān)鍵，砂體表層物性越好，周圍烴源巖中的油氣進(jìn)入砂巖的突破壓力就越低，油氣越容易進(jìn)入砂體內(nèi)成藏，砂體內(nèi)油氣的充滿度越高，油氣藏規(guī)模越大；而且砂巖透鏡體（儲集巖）－泥巖（烴源巖）－流體（油、氣、水）相互作用過程中，在泥巖接觸帶附近會形成鈣質(zhì)結(jié)殼［5－7］。這種現(xiàn)象直接影響了砂巖透鏡體的物性特征及其成藏的可能性［8］。但是，目前透鏡體的成藏機(jī)理和砂體含油性的差異性都還未得到合理的解釋。

筆者從微觀角度對沾化凹陷沙河街組的砂巖透鏡體進(jìn)行了研究，解剖砂體成巖作用對砂巖透鏡體物性和成藏的影響，研究砂巖透鏡體的成巖作用類型、發(fā)育程度、演化過程與時間，探討其成因機(jī)理。其目的是提高透鏡狀油氣藏的勘探成功率，為東部深層隱蔽油氣勘探指出新的目標(biāo)和方向。

1 透鏡體形成的地質(zhì)背景和研究方法

本次研究的沾化凹陷，具有北斷南超、東西雙斷、斷層發(fā)育、分割強(qiáng)烈、凹凸相間的特點(diǎn)［9］。在研究區(qū)的渤南洼陷內(nèi)沙三段時期形成了以扇三角洲和滑塌濁積扇為主的沉積體系，洼陷中心地帶主要為深水濁積扇，洼陷邊部主要為扇三角洲沉積（圖1），物源來自洼陷周圍凸起。

通過高密度（100m×150m井距）單砂體精細(xì)對比發(fā)現(xiàn)，在渤南洼陷內(nèi)的義3－7－7井附近鉆遇沙三段9個砂巖透鏡體（圖2，編號1－9），這些砂體都是滑塌濁積扇中扇辮狀水道砂體［10］，呈透鏡狀包裹在深湖－半深湖暗色泥巖或油頁巖中［11］，其厚度為1.5～10m，分布面積也各不相同（圖2、圖3）。筆者解剖的1號砂巖透鏡體厚2.2m，周圍被上下分別厚約30m、20m的深湖－半深湖泥巖包圍，是一個比較清楚的砂巖透鏡體，筆者稱之為“典型砂巖透鏡體”，其他砂巖透鏡體內(nèi)或多或少夾厚約10cm的泥質(zhì)夾層（圖2）。該砂巖透鏡體埋深3 199～3 201 m，上部泥巖厚約30m，下部泥巖厚約20m，為典型的濁積扇中扇孤立式單一砂體［8］。重點(diǎn)解剖的1號砂巖透鏡體的資料井位于該透鏡體的中央，根據(jù)該井資料所取得的成果能代表透鏡體表面與內(nèi)部的成巖作用特征，分別在該透鏡體的表面、透鏡體的內(nèi)部及相鄰泥巖分別進(jìn)行密集采樣，獲得11個砂巖樣品和9個泥巖樣品（圖4），然后利用鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、熒光、陰極發(fā)光和膠結(jié)物包裹體等手段分析這些樣品點(diǎn)的各種成巖現(xiàn)象的變化，詳細(xì)解剖表面與內(nèi)部的成巖作用差異。

2 透鏡體內(nèi)外成巖作用變化特征

通過對砂巖樣品薄片的鑒定和統(tǒng)計得知，砂體巖石類型較為單一，按照砂巖四組分體系的成因劃分方案［12］，巖性主要為細(xì)－中粒巖屑質(zhì)長石砂巖，巖屑主要是石英巖，少量為板巖、千枚巖和片巖等。填隙物包括碳酸鹽、硅質(zhì)和泥質(zhì)3種，以方解石、白云石膠結(jié)為主。石英普遍具次生加大現(xiàn)象，常見長石次生加大。黏土礦物高嶺石、伊利石、伊蒙混層不均勻分布粒間?？紫吨饕谴紊紫?，砂體表面面孔率7%（圖4），膠結(jié)物較多，多數(shù)為方解石充填粒間；內(nèi)部面孔率超過20%（圖4），孔隙發(fā)育，主要為粒間溶孔，少量為粒內(nèi)溶孔、鑄模孔和高嶺石晶間微孔，連通性好。根據(jù)鏡下鑒定，石英次生加大為II級，長石的溶蝕作用和晚期碳酸鹽膠結(jié)作用強(qiáng)烈，伊蒙混層比約為20%，石英包裹體均一溫度平均為120℃。因此，該砂巖透鏡體目前的成巖演化階段已達(dá)到中成巖A期A2亞期［13］。

2.1 碳酸鹽膠結(jié)物外多內(nèi)少

根據(jù)透鏡體砂巖樣品的鑄體薄片鏡下觀察（圖5），透鏡體表面發(fā)育強(qiáng)烈的碳酸鹽膠結(jié)（圖5A，茜素紅染色后方解石變紅），碳酸鹽膠結(jié)物（方解石和白云石）的目測體積分?jǐn)?shù)高達(dá)18%（圖5A、B），而透鏡體內(nèi)部碳酸鹽膠結(jié)較弱，碳酸鹽膠結(jié)物少見（圖5E）。

鑄體薄片鏡下照片和掃描電鏡圖像顯示，膠結(jié)物包括（含鐵）方解石和鐵白云石。其中，方解石的體積分?jǐn)?shù)變化表現(xiàn)為透鏡體表面多，內(nèi)部少。砂體表面的方解石體積分?jǐn)?shù)為13%（圖4），砂巖碎屑顆粒之間的孔隙（藍(lán)色）很少，方解石膠結(jié)物面向孔隙一側(cè)邊緣完好，面向顆粒一側(cè)為不規(guī)則狀，明顯是在早期溶蝕的空間內(nèi)后形成的，而且這種現(xiàn)象越向內(nèi)部越少見（圖5A、B、C、D）。產(chǎn)狀為他形粒狀中細(xì)晶－粗晶，呈現(xiàn)晚期膠結(jié)物特征［14］，附近6號砂體樣品的陰極發(fā)光照片也顯示出這是典型的晚期膠結(jié)物［13］。隨樣品點(diǎn)從透鏡體表面向內(nèi)不斷深入，碳酸鹽礦物向內(nèi)部逐漸減少（圖5B、C），到3 199.80m的樣品就幾乎看不到方解石（圖5D、E），體積分?jǐn)?shù)＜1%，砂巖碎屑顆粒之間顯露出大量孔隙。直到靠近透鏡體下方邊界時（3 201.20m），方解石又重新出現(xiàn)，體積分?jǐn)?shù)較內(nèi)部增多（圖5F）。

鐵白云石總量和方解石相比，顯得要少很多。根據(jù)掃描電鏡分析，鐵白云石也表現(xiàn)為透鏡體表面多，內(nèi)部少，而且透鏡體表面的鐵白云石以粒間的集合體形式產(chǎn)出（圖5G），內(nèi)部的僅發(fā)育為少量自生晶體（圖5H）。

總的來看，碳酸鹽表現(xiàn)出極強(qiáng)的邊界性，即在表面的體積分?jǐn)?shù)比內(nèi)部高出1個數(shù)量級，在砂巖表面形成了致密的碳酸鹽膠結(jié)帶。這種表面碳酸鹽膠結(jié)的現(xiàn)象也存在于與該透鏡體相鄰的其他砂巖透鏡體中，在2號（圖2、圖6A）和6號（圖2、圖6B）這2個砂巖透鏡體的表面也發(fā)育較強(qiáng)的碳酸鹽膠結(jié)作用。

2.2 溶蝕作用內(nèi)強(qiáng)外弱

研究區(qū)的砂巖透鏡體經(jīng)歷了次生孔隙發(fā)育的成巖階段［15］，鑄體薄片也表明砂巖溶蝕作用比較發(fā)育。根據(jù)溶蝕后的孔隙特征和礦物的殘余特征，認(rèn)為溶蝕作用向內(nèi)部逐漸增強(qiáng)。

根據(jù)鑄體薄片分析，透鏡體內(nèi)部的溶蝕孔隙多，其中長石碎屑鑄?？祝▓D5E）、超大孔隙數(shù)量多（圖5D），發(fā)育好，而且碎屑顆粒大部分相互不接觸。相反，透鏡體表面以小孔隙為主，碎屑顆粒相互接觸，呈顆粒支撐分布（圖5A、B），即使排除碳酸鹽膠結(jié)物，碎屑顆粒的鑄模孔和超大孔隙也很少，而且粒間孔隙較小。這種差異也表現(xiàn)在長石淋濾和溶蝕的殘骸特征上，透鏡體表面的長石顆粒大多是表面受到較弱淋濾（圖5B、I），長石顆粒殘余較多，形成微孔，而透鏡體內(nèi)部的長石顆粒溶蝕后殘骸較小，形成較大的孔洞（5E、J），有的還能形成鑄模孔（圖5D）。

2.3 長石次生加大外強(qiáng)內(nèi)弱，石英次生加大無明顯差異

次生加大現(xiàn)象在透鏡體砂巖內(nèi)也比較普遍（圖7A、B、C、D）。次生加大部分和原礦物之間有明顯的塵埃線（圖7A），加大部分主要沿著原石英顆粒的表面增生（圖7C、D），加大邊的寬度為10～50μm。超過60%的石英都具有加大邊，另外部分長石也具有加大邊（圖7B），還可以見到顆粒自形晶面，屬于II級加大。

總體上，透鏡體砂巖表面和內(nèi)部之間的石英次生加大程度沒有明顯差異，而透鏡體表面的長石次生加大的程度略顯較強(qiáng)，表面的長石加大晶形完好，長度、寬度都較大（圖7E），而越向透鏡體內(nèi)部，長石加大邊越短、窄，長石晶面比較清晰（圖7F）。

圖5 砂巖透鏡體表面與內(nèi)部的碳酸鹽膠結(jié)物Fig.5 Carbonate cement between the interior and exterior of the lenticular sandbody

圖6 2號和6號砂巖透鏡體表面的碳酸鹽膠結(jié)作用Fig.6 Carbonate cement of the exterior of the second and the third lenticular sandbody

2.4 自生黏土礦物分布普遍

透鏡體砂巖內(nèi)的自生黏土礦物包括高嶺石、伊利石和伊蒙混層。書頁狀的高嶺石分布在顆粒表面和粒間（圖7G、H），發(fā)絲狀的伊利石一般和蜂窩狀伊蒙混層伴生，分布在顆粒表面（圖7I），僅少數(shù)伊利石呈席狀集合體分布（圖7J）。總體上，黏土礦物的變化趨勢不明顯。

3 邊緣致密膠結(jié)帶對透鏡體成藏的影響

由于砂巖透鏡體外圍是暗色泥巖（烴源巖），透鏡體成藏實(shí)際上是暗色泥巖排出的烴類在自身驅(qū)動力作用下，克服砂巖毛細(xì)管力充注砂巖儲層的過程［16－17］。這種毛細(xì)管力主要受砂巖儲層的孔隙結(jié)構(gòu)和滲透率影響，因此，儲層物性和成巖作用成為影響透鏡體成藏的重要因素［18－20］。而前人［21］通過大量取樣數(shù)據(jù)研究表明，砂巖儲層碳酸鹽膠結(jié)物的多少和儲層物性有著較強(qiáng)的相關(guān)關(guān)系。膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)大的樣品孔隙度和滲透率較?。环粗?，膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)少，樣品孔隙度及滲透率較大。所以，砂巖透鏡體邊緣的致密膠結(jié)帶對油氣成藏有著重要的影響。前人研究指出，較高的膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)形成的致密膠結(jié)帶，導(dǎo)致孔滲條件變差，阻止了油氣的進(jìn)入。

事實(shí)上，前人的研究忽略了一個問題，就是油氣藏充注時間和透鏡體表面致密膠結(jié)帶形成時間的先后次序。筆者研究的砂巖透鏡體不但發(fā)育表面致密膠結(jié)帶，還有油氣充注，而且充滿度很高（圖8，測井解釋含油飽和度平均為69.68%）。根據(jù)前人［22－23］研究，本區(qū)砂巖透鏡體成藏的物性門限為12%，現(xiàn)今該透鏡體含油飽和度較高，因此說明油氣充注時孔隙度較高。而現(xiàn)今透鏡體表面樣品的孔隙度僅為7%，這既說明透鏡體表面膠結(jié)作用發(fā)生時間較成藏時間晚，也說明這種膠結(jié)作用降低了透鏡體表面的物性，形成致密帶，但是這發(fā)生在油氣充注之后，所以砂巖的充滿度不但比較高，而且得益于晚期的碳酸鹽膠結(jié)致密帶，油氣在后期保存的條件也很好。

根據(jù)前面對砂巖透鏡體表面到內(nèi)部的各種成巖作用特征變化規(guī)律的認(rèn)識，認(rèn)為透鏡體內(nèi)部的強(qiáng)烈溶蝕，特別是長石碎屑和大部分填隙物等溶蝕干凈，表明這些孔隙是透鏡體在成巖階段早期形成的次生孔隙（埋深達(dá)到2 200m以下即可［24］）。次生孔隙有利于改善透鏡體砂巖儲層的物性，為緊隨其后的油氣成藏提供了足夠的儲集空間，并減小了油氣充注的毛細(xì)管阻力。濟(jì)陽坳陷沙三段烴源巖埋深達(dá)到2 500m后，源巖開始排出油氣［22］，2 700m后進(jìn)入排烴高峰期。在油氣充注之后，成巖作用仍在繼續(xù)，透鏡體表面靠近泥巖的部位在泥巖成巖作用影響下強(qiáng)烈膠結(jié)［13，25－28］，這為透鏡體圈閉的長期保存提供了有利條件，但同時透鏡體表面的物性變差導(dǎo)致毛細(xì)管阻力增大并超過油氣運(yùn)移的動力，導(dǎo)致油氣無法繼續(xù)充注。

圖7 砂巖透鏡體表面與內(nèi)部的石英、長石次生加大Fig.7 Quartz and feldspar overgrowth between the interior and exterior of the lenticular sandbody

圖8 砂巖透鏡體的碳酸鹽體積分?jǐn)?shù)、孔隙度和含油飽和度隨深度變化特征Fig.8 Changes of the carbonate content，porosity and oil saturation versus burial depth of the lenticular sandbody

4 結(jié)論

1）沾化凹陷埋深3 199～3 201m的沙河街組砂巖透鏡體進(jìn)入中成巖階段A期A2亞期，早期成巖階段砂體的溶蝕很強(qiáng)烈，而后期成巖階段砂體表面的碳酸鹽膠結(jié)和長石次生加大都比砂體內(nèi)部強(qiáng)烈，形成了現(xiàn)今的砂體表面致密膠結(jié)帶。

2）該砂巖透鏡體內(nèi)已經(jīng)形成了油氣藏，表面致密膠結(jié)帶的存在并不完全阻礙透鏡體成藏，綜合考慮膠結(jié)帶形成的時間和孔隙物性的破壞程度，說明晚期的膠結(jié)作用反而有利于透鏡體油氣藏的保存。因此，進(jìn)一步加強(qiáng)分析晚期膠結(jié)作用進(jìn)行到什么程度時，油氣將不能進(jìn)入砂巖透鏡體成藏，砂巖透鏡體厚度薄到什么程度時將形成致密透鏡體等關(guān)鍵問題，有利于解決砂巖透鏡體能否成藏、成藏的規(guī)模大小、其內(nèi)油氣儲量大小等巖性油氣藏勘探難點(diǎn)。

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