深層低孔滲碎屑巖儲層成巖作用與孔隙演化
——以準(zhǔn)噶爾盆地中部4 區(qū)塊頭屯河組為例

竇銘1 張善文2 冷延峰3

（1.中國石油大學(xué)（華東），山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257061；3.渤海鉆井總公司管具公司，山東 東營 257200）

深層低孔滲碎屑巖儲層成巖作用與孔隙演化
——以準(zhǔn)噶爾盆地中部4 區(qū)塊頭屯河組為例

竇銘1 張善文2 冷延峰3

（1.中國石油大學(xué)（華東），山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257061；3.渤海鉆井總公司管具公司，山東 東營 257200）

以準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊頭屯河組致密砂巖儲層為研究對象，通過常規(guī)薄片、熒光分析、掃描電鏡、流體包裹體測溫等方法，以不同期次瀝青與成巖自生礦物間的顯微接觸關(guān)系為依據(jù)，建立儲層無機-有機流體活動的時間序列，探討儲層成巖-油氣充注演化過程。

成巖作用；油氣充注；孔隙演化；頭屯河組

深層致密儲層在盆地演化中，往往經(jīng)歷了多期有機-無機流體流動，深埋過程中強烈的成巖作用與油氣成藏的相互影響，使得物性演化過程及優(yōu)質(zhì)儲層成因極為復(fù)雜［1］。為了認(rèn)識儲層的有效性和油氣成藏機制，有必要厘清關(guān)鍵成藏期成巖-成藏耦合關(guān)系。

準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊中侏羅統(tǒng)頭屯河組，多樣化的成巖環(huán)境使儲層孔滲演化過程極為復(fù)雜，相對優(yōu)質(zhì)儲層成因的不明確極大地制約了深層低孔滲油藏的高效開發(fā)。雖然前人對目的層系成巖作用和有效儲層主控因素開展了大量的研究，但尚未對該區(qū)塊儲層成巖演化-油氣充注過程作系統(tǒng)分析。本文在前人研究的基礎(chǔ)上，恢復(fù)頭屯河組低孔滲儲層的孔隙演化史，探討儲層在深埋致密化過程中的成巖-成藏耦合關(guān)系。

1 地質(zhì)背景

準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部阜康凹陷內(nèi)，北鄰白家海子凸起，東臨北三臺凸起，南鄰北天山山前推覆帶，侏羅系構(gòu)造主體為一向南向西傾的斜坡，局部發(fā)育差異壓實作用形成的小型鼻狀隆起，勘探面積2 891.7km2。J2t發(fā)育曲流河-三角洲-濱淺湖灘壩沉積體系，砂體展布受北東向物源體系控制。目前已上報預(yù)測儲量2 109.35萬t，控制儲量191.32萬t，是勝利油田在西部盆地深層的主要勘探層系。

2 儲集層基本特征

據(jù)砂巖樣品薄片觀察統(tǒng)計，J2t以灰色、紫灰色巖屑粉砂巖和長石巖屑粉砂巖為主（見圖1a），成分成熟度較低。石英含量7%～55%，均值約19.4%；長石含量4%～43%，均值約11.2%；屑含量17%～78%，均值約14.2%。巖屑類型主要為噴出巖屑、石英巖屑、結(jié)晶巖屑、泥質(zhì)巖屑。結(jié)構(gòu)成熟度較低。石英顆粒為棱角狀-次棱角狀，長石和巖屑多為次圓狀，分選多中等-好。顆粒間多呈點-線接觸，孔隙式膠結(jié)。方解石和粘土礦物膠結(jié)物為主要填隙物，雜基含量低，均值2.5%。按砂巖的成因類型分類，頭屯河儲層可以分為低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖、富軟巖屑砂巖、致密膠結(jié)砂巖。

實測數(shù)據(jù)表明，頭屯河組砂巖儲集層孔隙度為2.1%～16.4%，平均孔隙度7.10%，滲透率為0.02×10-3～28.9×10-3μm2，平均滲透率2.21×10-3μm2，為低孔滲-超低孔滲砂巖儲層，物性與含油性存在正相關(guān)性（見圖1b）。

圖1 頭屯河組巖石學(xué)三角圖（a）和物性與含油性關(guān)系圖（b）

3 成巖作用類型及演化

3.1 壓實作用

壓實作用貫穿于工區(qū)整個埋藏演化過程，主要發(fā)生在早期成巖階段，表征為：①石英、長石等剛性顆粒（見圖2a）壓實破裂或重新排列，粒間點-線接觸；②沉積巖、低變質(zhì)巖、巖漿巖等軟巖屑普遍發(fā)生扭曲變形、水化膨脹及蝕變并假雜基化（見圖2b），堵塞喉道并喪失大量原生孔隙，粒間呈線-凹凸接觸。因此，富軟巖屑砂巖抗壓能力弱，經(jīng)過早成巖階段后已形成物性較差的致密儲層，無法提供有效儲集空間。

3.2 膠結(jié)作用

3.2.1 硅質(zhì)膠結(jié)作用。硅質(zhì)膠結(jié)物主要以碎屑石英顆粒加大邊和孔隙充填形式產(chǎn)出，含量一般為0.1%～2%，最大含量2.3%，常發(fā)育在顆粒黏土薄膜之后（圖見2c），晚成巖方解石、硬石膏和重晶石之前（見圖2d）。工區(qū)石英膠結(jié)物含量低，對原生粒間孔隙發(fā)育的砂巖充填破壞性不大。推測原因為：①以巖屑砂巖為主儲層經(jīng)歷的熱演化過短，或是地溫梯度太低；②硅質(zhì)膠結(jié)作用不能在顆粒表面被綠泥石隔離的部位形成。

3.2.2 黏土礦物膠結(jié)作用。儲層全巖X-射線衍射分析表明，工區(qū)內(nèi)砂巖中自生黏土礦物主要為綠泥石、蒙脫石及伊蒙混層。綠泥石含量為0%～3%，均值0.5%，以顆粒薄膜和孔隙充填2種形式產(chǎn)出（見圖2e）。至少存在2期薄膜狀綠泥石呈放射狀垂直于與孔隙接觸的顆粒表面生長：第1期發(fā)育較差，呈薄“線塵狀”；第2期晶粒完整，厚度較大（見圖2f）?？紫冻涮顮罹G泥石以自形玫瑰花狀或葉片狀集合體充填于粒間孔隙中（見圖2e）。薄膜狀綠泥石可通過阻止石英與長石核的生長以及增強砂巖的抗壓實能力而對孔隙進(jìn)行保護(hù)，但孔隙充填狀綠泥石使原生粒間孔隙轉(zhuǎn)化為晶間微孔隙。蒙脫石以顆粒薄膜和孔隙填充式產(chǎn)出（見圖2g），為早成巖產(chǎn)物。

3.2.3 碳酸鹽膠結(jié)作用。碳酸鹽礦物以方解石膠結(jié)為主，含量0%～22.8%，平均含量2.7%，至少發(fā)育2期膠結(jié)：以基底式膠結(jié)為主的早期方解石使原生孔隙消失殆盡，但也為后期產(chǎn)生次生溶孔（見圖2h）奠定了基礎(chǔ)；晚期發(fā)育的斑點狀方解石，以交代碎屑顆粒形式產(chǎn)出（見圖2i和圖2j），膠結(jié)于石英加大邊之后。方解石膠結(jié)物的碳氧同位素測試表明，早期方解石膠結(jié)物δ18OVSMOW為-10.9‰～12.1‰，δ13CVPDB為-10.9‰～12.1‰（N=2）。這種氧同位素組分為低地溫條件下大氣淡水成因的方解石的典型特征。晚期方解石膠結(jié)物δ18OVSMOW為16.1‰，δ13CVPDB為-17.0‰，反映碳酸鹽膠結(jié)物是與有機質(zhì)脫羧基有關(guān)的晚期成巖產(chǎn)物。

圖2 頭屯河組儲層成巖作用特征

3.3 溶蝕作用

據(jù)薄片統(tǒng)計，次生溶蝕孔隙約占粒間孔隙的80%，是J2t砂巖的主要的儲集空間。J2t至少存在2期溶蝕作用：第1期發(fā)生于淺埋藏的早成巖期。以長石、巖屑粒內(nèi)溶孔為主，也可見到沿溶蝕的碎屑顆粒鋸齒狀、不規(guī)則邊緣產(chǎn)生的少量粒間溶孔（見圖2k），早期溶蝕可能因淺埋藏期弱酸性的大氣淡水淋濾而形成。第2期發(fā)生于晚成巖早期。早期溶蝕又被方解石膠結(jié)的長石、巖屑粒內(nèi)孔隙再次遭受溶蝕，形成大量粒內(nèi)溶孔、粒間溶蝕擴大孔、溶蝕解理縫（見圖2c）。晚期溶蝕孔內(nèi)可見烴類活動殘留的瀝青，推測與烴源巖演化、有機質(zhì)脫羥基作用而產(chǎn)生的有機酸釋放有關(guān)。

3.4 烴類侵入作用

瀝青顯微熒光鑒定和烴類流體包裹體顯微熒光檢測結(jié)果顯示，工區(qū)J2t砂巖儲層見到了黃-黃綠（見圖3a和圖3b）、藍(lán)-藍(lán)白色熒光孔隙瀝青和烴類包裹體（見圖3c和圖3d），表明至少發(fā)生了2期與成巖作用交互發(fā)生的烴類流體活動。石英加大邊側(cè)有淡黃色熒光油質(zhì)瀝青，表明在石英加大邊形成之前發(fā)生了一期烴類流體活動。另外，粒間孔隙或裂縫可被無熒光顯示的暗褐色-褐黑色碳質(zhì)瀝青所充填，且碳質(zhì)瀝青近孔隙壁和內(nèi)部有黃色熒光顯示（見圖3e和圖3f），推斷可能是早期充注的油氣發(fā)生蝕變或降解不徹底，也可能由多期油氣充注引起。

圖3 頭屯河組儲層孔隙瀝青熒光特征

3.5 無機-有機流體活動序列

工區(qū)J2t儲層現(xiàn)今埋深3 800～4 800m，最高地溫梯度為3.6℃/km，據(jù)此推算古地溫為80～115℃，鏡質(zhì)體反射率為0.64%～0.81%。蒙/伊混層（I/S）中蒙脫石百分比20%～45%。因此，J2t儲層成巖階段處于晚成巖A期。

根據(jù)烴類流體和成巖產(chǎn)物之間的空間位置關(guān)系，結(jié)合上述無機成巖作用和成巖自生礦物的系統(tǒng)分析，以不同期次的烴類作為劃分成巖過程的標(biāo)志，頭屯河組儲層成巖-油氣充注序列可簡化為：薄膜狀綠泥石沉淀/蒙皂石、早期方解石/方沸石膠結(jié)、長石膠結(jié)及加大邊、石英加大邊→I期油充注→孔隙填充式綠泥石膠結(jié)、石英加大邊及方解石膠結(jié)、硬石膏膠結(jié)、重晶石膠結(jié)→II期油充注→方解石膠結(jié)（見圖4）。

4 成藏期古物性恢復(fù)

4.1 油氣充注期次和年代

烴源巖評價和油源對比表明，主力烴源巖為下侏羅統(tǒng)八道灣組暗色泥巖，次為西山窯組。烴類包裹體GOI觀測結(jié)果顯示，董7、董6、董2井三工河組和八道灣組GOI值分別高達(dá)19.2%～42%、13.2%～35.2%，推測三工河組-八道灣組存在古油藏。董1井烴源巖熱演化史模擬結(jié)果顯示（見圖5），下侏羅統(tǒng)八道灣組在中侏羅世晚期進(jìn)入低成熟階段（Ro＞0.5%），部分于早白堊世開始時進(jìn)入中等成熟階段（Ro=0.7%～1.0%），其現(xiàn)今底界的Ro為 1.4%左右，進(jìn)入生氣階段。中侏羅統(tǒng)西山窯組在早白堊世晚期進(jìn)入低成熟階段（Ro＞0.5%），西山窯組烴源巖至今處于中等成熟演化階段（Ro=0.8%），前人研究成果表明其并未進(jìn)入生烴高峰，作為烴源其供烴能力有限。

圖4 頭屯河組成巖-油氣充注序列

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊J2t儲層埋藏史（以董1井為例）

圖6 頭屯河組鹽水包裹體均一溫度分布

根據(jù)含烴流體包裹體的熒光顏色主峰值大小與油氣成熟度的關(guān)系，區(qū)分出高、低成熟度2期油氣充注對應(yīng)2類熒光：藍(lán)白色成熟度較高油氣充注和黃色較低成熟度油氣充注。流體包裹體的熒光顏色與均一溫度的分布區(qū)間（見圖6）顯示，藍(lán)白色和黃色熒光的均一溫度集中在82～125℃。由圖7所示，在中部4區(qū)塊頭屯河組現(xiàn)今油氣藏充注主要包括2期：第1期充注為38～60Ma，古近系區(qū)域性掀斜運動的發(fā)生，使三工河組和八道灣組的古油藏隨圈閉幅度變化而調(diào)整，部分沿深大斷裂垂直運移穿過厚層西山窯組泥巖段，在頭屯河組聚集成次生油氣藏；第2期為8～25Ma，新近系盆地處于晚白堊世以來的緩慢沉降階段，八道灣組和三工河組儲層已接近致密，頭屯河組低滲儲層有一定規(guī)模的油氣充注成藏，該期成藏主要為早期充注控制晚期運聚。

7頭屯河組成藏地質(zhì)年代

4.2 關(guān)鍵成藏期儲層古物性

采用成巖序列法進(jìn)行古物性恢復(fù)（見圖8a），古近系初（距今60Ma）是最早的有效成藏時期，J2t儲層深在2 000～3 600m，壓實作用強烈，膠結(jié)作用較弱，并遭受早期酸性溶蝕作用。低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲層古孔隙度15.3%～26.9%，主要為15%～21%，均值17.44%。該時期儲層經(jīng)歷了強烈的壓實作用，壓實減孔率達(dá)17.6%，但多數(shù)儲層普遍發(fā)生早期的油氣充注。軟巖屑含量較高的砂巖，原生孔隙因軟巖屑的強烈塑性變形而消失。另外，第一次烴類充注前，綠泥石、方解石、方沸石及石英加大邊等膠結(jié)物充填原生粒間孔隙。富軟巖屑致密壓實砂巖和鈣質(zhì)致密膠結(jié)砂巖，難以發(fā)生油氣充注，古孔隙度為8.9%～11.4%，均值10.89%。

進(jìn)入新近紀(jì)（25Ma），隨著持續(xù)的沉積沉降，儲層埋深達(dá)到2 800～4 500m，除進(jìn)一步遭受壓實作用外，方解石、硬石膏/重晶石等膠結(jié)物充填剩余粒間孔隙，儲層向低孔-低滲轉(zhuǎn)化。25Ma的物性恢復(fù)結(jié)果表明（見圖8b），低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲層古孔隙度8.6%～23.4%，主要為11.4%～16.5%，均值為14.64%，平均孔隙度減少2.8%。而現(xiàn)今有效儲層孔隙度主要為10.9%～15.9%，平均孔隙度為12.17%。富軟巖屑致密壓實砂巖和早期鈣質(zhì)致密膠結(jié)砂巖因無法受到后期溶蝕作用的改造，仍為低孔低滲儲層，油氣無法注入。早期中-高孔滲性的含油儲層在繼續(xù)成巖的過程中，持續(xù)的壓實、膠結(jié)等成巖作用使儲層變?yōu)榈涂诐B儲層。工區(qū)低滲儲層油氣藏能運移和保存的重要原因是早期的原油充注使儲層巖石的親水性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油性，毛細(xì)管力因此由阻力轉(zhuǎn)變?yōu)檫\移的動力，而早期未與原油接觸的低滲儲層巖石保持了親水性，側(cè)向上構(gòu)成了良好的封堵條件。因此，這種“先成藏后致密”的低孔滲儲集層應(yīng)是勘探“甜點”。

圖8 頭屯河組不同類型砂巖關(guān)鍵成藏期古物性恢復(fù)

5 結(jié)論

①頭屯河組儲層目前處于晚成巖時期A期，以黃色熒光油、藍(lán)白色熒光油等2期烴類流體活動為劃分依據(jù)，成巖演化主要經(jīng)歷了2期有機-無機流體作用交替。

②頭屯河組共發(fā)生2期油氣充注：古近系成藏期（38～60Ma），低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲集層古孔隙度主要為15%～21%，大部分孔隙充注早期油氣。而遭受強烈成巖作用的富軟巖屑致密壓實砂巖和方解石致密膠結(jié)砂巖，難以發(fā)生油氣充注。新近系成藏期（8～25Ma），成巖作用使低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲層向低孔滲性轉(zhuǎn)化，但低孔低滲儲層仍能發(fā)生大規(guī)模油氣充注且不受構(gòu)造運動影響長期保存的重要原因是早期原油侵入改變了儲層潤濕性，形成了大量的油潤濕通道。

［1］胡才志，張立寬，羅曉容，等.準(zhǔn)噶爾盆地腹部莫西莊地區(qū)三工河組低孔滲砂巖儲層成巖與孔隙演化研究［J］.天然氣地球科學(xué)，2015（12）：2254-2263.

Diagenesis and Porosity Evolution of Low Porosity and Permeability Clastic Reservoirs——A Case Study of Toutunhe Formation in Block 4,Central Junggar Basin

Dou Ming1Zhang Shanwen2Leng Yanfeng3
（1.China University of Petroleum(East China)，Qingdao Shandong 266580；2.Institute of Geological Sciences，Shengli Field Company，Sinopec，Dongying Shandong 257061；3.Pipe Company of Bohai Drilling Company，Dongying Shandong 257200）

Taking tight sandstone reservoir of toutunhe formation in block 4,central Junggar Basin as the research ob?ject,by means of traditional thin section,fluorescence analysis,scanning electron microscopy and temperature mea?suring of fluid inclusions,and based on the microscopic contact relationship between different periods of bitumen and authigenic minerals,the time series of inorganic organic fluid activity was established,the evolution of reservoir dia?genesis and hydrocarbon filling was discussed.

diagenesis；hydrocarbon charging；porosity evolution；toutunhe formation

P618.13

：A

：1003-5168（2017）03-0079-04

2017-02-02

國家自然科學(xué)基金（41372151）；國家重大油氣專項（2011ZX05008-004）。

竇銘（1992-），女，碩士，研究方向：油氣成藏研究。