基于儲層構(gòu)型理論的致密砂巖成藏過程分析
——以松遼盆地古龍向斜葡萄花油層為例

劉 芳，劉性全，劉宗堡，管憲莉，張云峰，劉云燕

[1.東北石油大學(xué) 計算機(jī)與信息技術(shù)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 2.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；3.中國石油 大慶油田有限責(zé)任公司 第八采油廠，黑龍江 大慶 163514；4.中國石油 大慶油田有限責(zé)任公司 第二采油廠，黑龍江 大慶 163416]

隨著全球常規(guī)油氣資源新增儲量的逐漸減少，以及油氣勘探開發(fā)新理論和新技術(shù)的不斷創(chuàng)新，非常規(guī)油氣藏中的致密砂巖儲層逐漸成為勘探熱點[1-2]。目前全球關(guān)于致密砂巖的定義界限[3-4]、成因機(jī)理[5]、發(fā)育特征[6]和資源潛力[7]等進(jìn)行了大量研究，但從未考慮砂體沉積作用造成的不同尺度儲層非均質(zhì)性差異。松遼盆地古龍向斜葡萄花油層發(fā)育大面積連片的致密砂巖儲層，以往針對該區(qū)研究主要為油氣來源[8]、成藏期次[9]、沉積體系[10]和輸導(dǎo)體系[11]等，而致密砂巖儲層研究的核心問題是儲層質(zhì)量時空演化特征[12-13]，其決定了致密砂巖儲層的成藏動態(tài)過程[14]和優(yōu)質(zhì)儲層分布[15]。因此，本文利用巖心、巖石薄片、掃描電鏡和室內(nèi)分析化驗等資料，首先構(gòu)建出沉積成因相關(guān)和特征參數(shù)匹配的多級次儲層構(gòu)型單元，進(jìn)而研究沉積作用與成巖作用共同約束下的儲層致密史與成藏史時空耦合關(guān)系，其成果對指導(dǎo)致密砂巖優(yōu)質(zhì)儲層有效預(yù)測具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

古龍向斜構(gòu)造上位于松遼盆地中央坳陷區(qū)齊家-古龍凹陷南端，其周邊發(fā)育東北新肇鼻狀構(gòu)造、東南新站鼻狀構(gòu)造和西北英臺鼻狀構(gòu)造3個正向構(gòu)造單元，整體表現(xiàn)為繼承性發(fā)育的“三鼻夾一洼”構(gòu)造格局(圖1)。姚家組一段葡萄花油層為區(qū)內(nèi)主力產(chǎn)油層位，受盆地水退期北部長軸物源與西部短軸物源雙重影響，發(fā)育多旋回砂泥薄互層的淺水三角洲前緣亞相沉積，垂向上細(xì)分為9個小層和13個時間單元，沉積微相類型主要為連續(xù)條帶狀-斷續(xù)土豆?fàn)畹乃潞拥篮哇鐮?連片狀的各類席狀砂，河口壩等微相不發(fā)育[16]。古龍向斜葡萄花油層頂面斷層表現(xiàn)為平面密集成帶、剖面反“y”字型、走向近北北西、傾向多方位、密度低和規(guī)模小等特征。受葡萄花油層地層埋深大、成巖作用強、顆粒直徑小、泥質(zhì)含量高和后期構(gòu)造變動弱等影響，研究區(qū)主要發(fā)育油氣分布連片但試油產(chǎn)能差異較大的致密砂巖油氣藏，如目前區(qū)內(nèi)已經(jīng)鉆遇7口高產(chǎn)工業(yè)油氣流井和16口低產(chǎn)見油氣顯示井[17]。

圖1 古龍向斜葡萄花油層構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of Putaohua oil reservoir in the Gulong syncline

2 葡萄花油層儲層基本地質(zhì)特征

通過對古龍向斜葡萄花油層13口取心井430 m巖心觀察描述，首先識別出8種巖相成因單元(a1.塊狀層理泥巖、a2.水平層理粉砂巖、a3.平行層理細(xì)砂巖、a4.槽狀交錯層理細(xì)砂巖、a5.透鏡狀層理粉砂巖、a6.波狀交錯層理細(xì)砂巖、a7.板狀交錯層理細(xì)砂巖、a8.波狀層理粉細(xì)砂巖)、4種微相成因單元(f1.水下河道、f2.厚層席狀砂、f3.薄層席狀砂、f4.水下分流間泥)和1種亞相成因單元(三角洲前緣亞相)的3個等級體系級次，進(jìn)而依據(jù)巖心、測井和地震資料對低級次成因單元組成高級次成因單元的類型及比例進(jìn)行統(tǒng)計，然后選取巖性和層理相一致的典型巖相為巖心取樣和基本儲層構(gòu)型單元，并進(jìn)行相關(guān)的實驗分析測試(粒度、分選、物性、巖石薄片、掃描電鏡、壓汞)，最終構(gòu)建出特征參數(shù)匹配和沉積成因相關(guān)的致密砂巖多尺度儲層構(gòu)型單元地質(zhì)模型(圖2)。

2.1 儲層巖石學(xué)特征

碎屑巖成分和結(jié)構(gòu)是研究儲層巖石學(xué)特征的主要依據(jù)。通過對研究區(qū)112塊巖石薄片鑒定：砂巖類型主要為長石巖屑砂巖，其次為巖屑長石砂巖和巖屑砂巖；顆粒粒級主要以細(xì)砂和粗粉砂為主；骨架顆粒主要由石英、長石和巖屑三部分組成；碎屑組分主要為巖屑，其次為長石和石英，其中巖屑平均含量為33.6%，以火山巖巖屑為主，同時見少量變質(zhì)巖巖屑，長石平均含量為27.3%，主要由正長石和鉀長石組成，見少量斜長石，石英平均含量為20.4%；顆粒分選性中等-較好，磨圓度中等，呈次棱角狀-次圓狀，填隙物主要為含鐵方解石等碳酸鹽類(圖3a)。

2.2 儲層物性特征

圖2 古龍向斜葡萄花油層儲層構(gòu)型單元類型及組合Fig.2 Styles of architecture element and their combination of the Putaohua oil reservoir in the Gulong synclinea.英34井,埋深1 866.42 m,塊狀層理泥巖;b.英86井,埋深1 958.59 m,水平層理粉砂巖;c.英85井,埋深1 870.69 m,平行層理細(xì)砂巖;d.英941井,埋深1 933.96 m,槽狀交錯層理細(xì)砂巖;e.古655井,埋深1 879.46 m,透鏡狀層理粉砂巖;f.英81井,埋深1 872.09 m,波狀交錯層理細(xì)砂巖;g.英88井,埋深1 954.11 m;h.英82井,埋深1 846.95 m,波狀層理粉細(xì)砂巖;i.英86井,埋深1 943.31 m,槽狀交錯層理細(xì)砂巖;j.水下河道微相巖相組成;k.厚層席狀,板狀交錯層理細(xì)砂巖砂微相巖相組成;l.薄層席狀砂微相巖相組成;m.水下分流間微相巖相組成;n.葡萄花油層沉 積微相厚度比例組成;o.葡萄花油層沉積微相體積比例組成

通過對研究區(qū)433個巖心樣品實測物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計，孔隙度平均值為7.63%(其中水下河道微相為10.0%、厚層席狀砂微相為7.9%、薄層席狀砂微相為4.1%)，主峰分布在8%～10%，小于12%的占93.7%(圖3b)；空氣滲透率平均值為0.42×10-3μm2(其中水下河道微相為0.68×10-3μm2、厚層席狀砂微相為0.45×10-3μm2、薄層席狀砂微相為0.28×10-3μm2)，主峰分布在(0.1×10-3～0.5×10-3)μm2，小于1×10-3μm2的占97.5%(圖3c)。單對數(shù)坐標(biāo)下滲透率與孔隙度具有較好的正相關(guān)性，結(jié)合巖石薄片觀察分析，葡萄花油層屬于典型的孔隙型致密砂巖儲層(圖4)。巖心實測孔隙度顯示在1 910～1 970 m附近發(fā)育明顯次生溶蝕孔隙帶，且不同類型微相的相同巖相單元孔隙度值存在一定差異，表明葡萄花油層受后期成巖作用差異溶蝕影響次生孔隙較發(fā)育(圖3d)。

2.3 儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征

巖石薄片鑒定表明研究區(qū)孔隙類型以粒間溶蝕擴(kuò)大孔為主，其次為碳酸鹽膠結(jié)物內(nèi)溶孔和原生縮小粒間孔，少量粒內(nèi)溶孔、長石鑄?？缀吞卮罂?圖3h)。喉道按有效性由好至差可識別出3種：收縮狀喉道(圖3e)、斷面狀喉道(圖3f)和彎片狀喉道(圖3g)。壓汞資料分析表明水下河道微相(巖相a3和巖相a4)毛細(xì)管壓力曲線為分選中等略粗歪度型，孔喉半徑0.01～0.63μm，最大進(jìn)汞飽和度為68%～87%，最大退出效率26%～38%，汞飽和度中值壓力4.2～13.8 MPa，排驅(qū)壓力1.3～4.2 MPa。席狀砂微相(巖相a2、巖相a3和巖相a8)毛細(xì)管壓力曲線為分選較好細(xì)歪度型，孔喉半徑0.006～0.25 μm，最大進(jìn)汞飽和度為33%～53%，最大退出效率21%～32%，汞飽和度中值壓力22.5～30.7 MPa，排驅(qū)壓力4.2～11.3 MPa(圖5)。上述分析表明，水下河道微相的孔徑分布范圍和孔喉連通情況要優(yōu)于席狀砂微相，而席狀砂微相中厚層席狀砂微相要優(yōu)于薄層席狀砂微相。

圖4 古龍向斜葡萄花油層孔-滲關(guān)系Fig.4 Relationship between porosity and permeability of Putaohua oil reservoir in the Gulong syncline

3 儲層成巖作用特征

3.1 壓實-壓溶作用

古龍向斜葡萄花油層地層埋深介于1 800～2 000 m，屬中等強度壓實。巖石薄片鑒定表明：碎屑顆粒緊密接觸排列，呈線性-凹凸接觸，見云母和巖屑擠壓變形、剛性顆粒破裂紋(圖6a)。二氧化硅受壓溶作用影響以膠結(jié)物形式沉淀(圖6b)，且發(fā)育明顯的石英次生加大邊(圖6c)。

3.2 膠結(jié)作用

圖5 古龍向斜葡萄花油層儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征Fig.5 Characteristics of the pore throat structure of Putaohua oil reservoir in the Gulong synclinea.水下河道微相孔喉半徑分布；b.席狀砂微相孔喉半徑分布；c.水下河道微相壓汞曲線特征；d.席狀砂微相壓汞曲線特征

圖6 古龍向斜葡萄花油層成巖作用類型和特征Fig.6 Diagenetic types and characteristics of Putaohua oil reservoir in the Gulong synclinea.白云母彎曲變形，英854井，埋深1 783 m，正交光；b.壓溶作用，英941井，埋深1 930 m，正交光；c.石英Ⅱ級加大，英941井，埋深1 931 m，正交光；d.方解石亮晶膠結(jié)，英97井，埋深1 922.7 m，正交光；e.顆粒表面貼附伊利石，英97井，埋深1 906.9 m，掃描電鏡；f.硬石膏連晶膠結(jié)，古623井，埋深1 905 m，正交光；g.亮晶方解石膠結(jié)并交代更長石和巖屑，古623井，埋深1 874.8 m，正交光；h.方解石膠結(jié)物內(nèi)溶孔與長 石粒內(nèi)溶孔，英85井，埋深1 866.5 m，單偏光；i.方解石重結(jié)晶，交代石英、巖屑、長石，古623井，埋深1 874.87 m，正交光

古龍向斜葡萄花油層膠結(jié)物類型有碳酸鹽類、粘土礦物、硅質(zhì)和硬石膏。碳酸鹽類膠結(jié)主要是方解石和鐵方解石膠結(jié)充填，同時含有少量亮晶鐵白云石，呈晶粒鑲嵌狀、襯邊狀、連晶狀3種方式，多為細(xì)晶鑲嵌充填于顆粒之間(圖6d)。粘土礦物膠結(jié)主要有伊利石、綠泥石，同時含少量高嶺石及伊蒙混層礦物(圖6e)。硅質(zhì)膠結(jié)物以自生石英最為發(fā)育，見少量玉髓，自生石英呈Ⅱ級次生加大或以硅質(zhì)膠結(jié)形式出現(xiàn)充填于孔隙中，表明沉積時水動力作用較弱(圖6e)。自生硬石膏較為常見，呈亮晶、連晶式膠結(jié)充填孔隙(圖6f)。

3.3 交代作用

交代作用對儲層物性影響較小，古龍向斜葡萄花油層主要發(fā)生的交代作用為方解石與硬石膏交代石英、長石、巖屑，其形成從邊部開始，被交代礦物鏡下呈港灣狀(圖6g)。交代作用時間基本與方解石膠結(jié)物的形成時間一致，發(fā)生于溶蝕作用之前。

3.4 溶解作用

古龍向斜葡萄花油層經(jīng)歷了強烈的壓實與壓溶作用后，原生孔隙大量降低，而地下水及有機(jī)酸等溶劑溶解作用生成的次生孔隙對儲層物性進(jìn)行了很大程度改善。葡萄花油層溶解作用主要為長石、巖屑和方解石膠結(jié)物的溶解，以及少量硬石膏與濁沸石膠結(jié)物溶解(圖6h)。

3.5 重結(jié)晶作用

古龍向斜葡萄花油層發(fā)生重結(jié)晶作用主要有方解石膠結(jié)物與硬石膏膠結(jié)物，同時可見高嶺石多形轉(zhuǎn)變作用。方解石與硬石膏重結(jié)晶作用主要顯示為粉晶—細(xì)晶方解石、硬石膏重結(jié)晶后形成粗大晶體，多以連晶方式膠結(jié)碎屑顆粒(圖6i)。

4 成巖演化序列及成藏過程

4.1 成巖作用階段劃分

采用碎屑巖儲層成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)[18]，古龍向斜葡萄花油層現(xiàn)今已經(jīng)處于中成巖階段A期，證據(jù)如下：①泥巖中干酪根的鏡質(zhì)體反射率Ro為0.75%～0.94%；②82塊巖樣的熱解色譜數(shù)據(jù)顯示有機(jī)質(zhì)最大熱解峰溫范圍為351～524 ℃；③X-衍射分析顯示粘土礦物中伊-蒙混層粘土礦物為有序混層，混層中蒙皂石層含量為15%～25%；④石英加大級別為Ⅱ級，顆粒主要為線-凹凸接觸，孔隙中充填有含鐵方解石；⑤次生溶蝕孔隙發(fā)育，表現(xiàn)為中成巖階段干酪根發(fā)生熱降解，形成大量有機(jī)酸和CO2對儲層進(jìn)行溶解改造。

4.2 成巖演化序列建立

基于上述古龍向斜葡萄花油層儲層成巖作用類型及階段分析，對比各種自生礦物與成巖作用形成的相對順序[19]，同時系統(tǒng)對比研究區(qū)周邊鼻狀構(gòu)造區(qū)和斜坡區(qū)儲層發(fā)育特征，總結(jié)出葡萄花油層儲層成巖演化序列：機(jī)械壓實—石英、長石加大，高嶺石充填孔隙—方解石膠結(jié)、交代—硬石膏膠結(jié)、交代—長石、巖屑、方解石溶解—石英二級加大—方解石和硬石膏重結(jié)晶—伊利石、綠泥石充填(圖7)。

4.3 孔隙度演化歷史標(biāo)定

古龍向斜葡萄花油層為繼承性古構(gòu)造背景下的孔隙型致密砂巖儲層，因此，成巖作用是影響沉積物埋藏后儲層物性演化的主控因素。成巖作用影響儲層物性表現(xiàn)為兩方面：機(jī)械壓實作用與膠結(jié)作用使儲層孔隙度降低，溶解作用使儲層孔隙度增加[20]。以不同微相的典型巖相為基本儲層構(gòu)型分析單元，利用經(jīng)驗公式恢復(fù)各巖相單元的砂巖初始孔隙度[21]，結(jié)合孔隙度和鑄體薄片面孔率函數(shù)關(guān)系校正，可以計算出相對應(yīng)的機(jī)械壓實前初始孔隙度Ф1、機(jī)械壓實后剩余孔隙度Ф2、膠結(jié)后溶解前孔隙度Ф3和溶解產(chǎn)生次生孔隙度Ф4[22-23](表1)。

Ф1=20.91+22.90/S0

(1)

Ф2=(粒間孔面孔率+溶蝕孔面孔率)/總面孔率×巖心分析孔隙度(%)+膠結(jié)物含量(%)

(2)

Ф3=粒間孔面孔率/總面孔率×巖心分析孔隙度(%)

(3)

Ф4=溶蝕孔面孔率/總面孔率×巖心分析孔隙度(%)

(4)

式中：S0為特拉斯克分選系數(shù)[Trask=(Q1/Q3)1/2]；Q1為第一四分位數(shù)，指25%處的粒徑大??；Q3為第三四分位數(shù)，指75%處的粒徑大??；Ф1為初始孔隙度，%；Ф2為機(jī)械壓實后孔隙度，%；Ф3為溶解前膠結(jié)后孔隙度，%；Ф4為溶解產(chǎn)生孔隙度，%。

圖7 古龍向斜葡萄花油層成巖演化序列Fig.7 Diagenetic evolutionary sequence of Putaohua oil reservoir in the Gulong synclinea.機(jī)械壓實，英82井，埋深1 840 m；b.石英一級加大，高嶺石充填，英85井，埋深1 857 m；c.方解石膠結(jié)交代，古655井，埋深1 866 m；d.硬石膏交代方解石，古623井，埋深1 898 m；e.長石、巖屑、方解石溶解，英97井，埋深1 922 m；f.石英二級加大，英86井，埋深1 948 m；g.方解石重結(jié) 晶，英941井，埋深1 975 m；h.伊利石、綠泥石充填，英88井，埋深1 986 m

微相巖相特斯拉分選系數(shù)粒度中值/mm巖心孔隙度/%總面孔率/%粒間孔/%溶蝕孔/%膠結(jié)物含量/%水下河道巖相a31．86～4．862．58(46)0．12～0．220．18(46)7．28～11．249．39(46)9．2～11．410．3(18)6．6～8．47．7(18)2．1～3．72．9(18)8．5～10．69．7(18)巖相a42．16～6．822．94(32)0．18～0．280．21(32)8．58～13．2610．58(32)9．2～12．311．2(22)7．2～9．68．0(22)2．7～4．33．7(22)7．6～9．58．6(22)厚層席狀砂巖相a31．42～4．532．26(102)0．11～0．180．14(102)6．14～10．569．12(102)7．9～10．79．6(21)5．9～8．27．2(21)1．9～3．42．6(21)9．1～10．910．1(21)巖相a81．25～4．241．97(124)0．06～0．110．08(124)4．14～8．566．23(124)6．2～9．58．4(17)5．4～8．06．3(17)1．3～2．42．1(17)9．8～11．210．5(17)薄層席狀砂巖相a21．04～3．831．57(58)0．02～0．080．04(58)2．14～7．233．43(58)4．4～8．16．2(15)4．2～6．85．2(15)0．8～1．41．0(15)10．5～12．611．7(15)巖相a81．16～4．161．84(71)0．04～0．090．07(71)3．86～8．235．27(71)5．4～8．87．6(19)4．9～7．35．8(19)1．1～2．11．7(19)10．1～11．310．9(19)

圖8 古龍向斜葡萄花油層典型巖相孔隙度演化歷史Fig.8 The porosity evolution history of typical lithofacies of Putaohua oil reservoirs in the Gulong synclinea.水下河道微相；b.厚層席狀砂微相；c.薄層席狀砂微相

巖心實測孔隙度垂向變化顯示研究區(qū)經(jīng)歷了兩期膠結(jié)和一期溶蝕(圖3)，以儲層構(gòu)型理論為主線，選取典型巖相單元對應(yīng)成巖階段的多個鑄體薄片進(jìn)行鑒定和面孔率統(tǒng)計[24]，采用算數(shù)平均法，分別計算出每期膠結(jié)和溶蝕的面孔率值大小，注意區(qū)分粒間溶蝕擴(kuò)大孔和碳酸鹽膠結(jié)物溶孔對次生孔隙的貢獻(xiàn)量差別，對于計算孔隙度值與巖心實測孔隙度值誤差大于2%的樣品需要重新標(biāo)定，最終計算出不同微相的典型巖相單元孔隙度演化歷史，如水下河道微相初始孔隙度臨界值為28.7%和29.8%，機(jī)械壓實后剩余孔隙度臨界值為19.3%和20.2%，溶解前膠結(jié)后孔隙度臨界值為7.0%和7.5%，溶解作用后孔隙度臨界值為9.6%和11.0%，再次膠結(jié)作用后現(xiàn)今孔隙度臨界值為9.4%和11.6%(圖8)。

4.4 油氣成藏動態(tài)過程

基于巖相組成微相的類型及比例，采用算數(shù)平均值法，計算出古龍向斜葡萄花油層不同微相在各成巖階段的孔隙度值。葡萄花油層烴類流體包裹體均一溫度校正結(jié)果顯示，儲層3個成藏期對應(yīng)溫度分別為60～70,80～90和110～120℃，結(jié)合埋藏史與熱史分析得出對應(yīng)的成藏時期為：嫩江組沉積末期、明水組沉積末期和依安組沉積末期[25]。通過對古龍向斜油氣滯留區(qū)邊界錄井含油級別統(tǒng)計，油斑砂巖孔隙度臨界值平均約為10.2%，即采用孔隙度10%為致密臨界值[17](圖9)。

圖9 古龍向斜葡萄花油層致密史與成藏史耦合關(guān)系Fig.9 The coupling relationship between tightening and hydrocarbon accumulation history of Putaohua oil reservoir in the Gulong syncline

綜上，最終得到向斜區(qū)葡萄花油層致密史與成藏史的時空耦合關(guān)系：嫩江組沉積末期，水下河道微相和厚層席狀砂微相未致密，薄層席狀砂微相部分致密，油氣優(yōu)先充注水下河道微相和厚層席狀砂微相，然后向附近連通的相對高孔隙度薄層席狀砂微相(巖相a8)充注；明水組沉積時期，是構(gòu)造定型和油氣成藏的關(guān)鍵時期，儲層已經(jīng)全部致密，此時研究區(qū)周邊形成物性封閉邊界，需要足夠大的源儲壓差才能發(fā)生油氣慕式充注；依安組沉積時期，儲層部分溶蝕改造，相對高孔隙度的水下河道微相(巖相a4)再次成為油氣充注的優(yōu)質(zhì)儲層，而厚層席狀砂和薄層席狀砂不再發(fā)生油氣的二次充注。這種油氣多期成藏和選擇性充注的動態(tài)演化過程導(dǎo)致向斜區(qū)葡萄花油層發(fā)育含油連片但試油產(chǎn)能差異較大的大面積滯留油氣藏，油氣優(yōu)先富集在水下河道微相砂體中，然后依次為厚層席狀砂微相以及水下河道微相與厚層席狀砂微相附近相連通的薄層席狀砂微相(圖9)。

5 結(jié)論

1) 古龍向斜葡萄花油層儲層構(gòu)型解析和發(fā)育特征研究表明：葡萄花油層由巖相、微相和亞相3個等級體系組成，屬于典型的孔隙型致密砂巖儲層，砂巖類型主要為長石巖屑砂巖，孔隙類型主要為粒間溶蝕擴(kuò)大孔，不同類型儲層構(gòu)型單元的特征參數(shù)差異較大。

2) 古龍向斜葡萄花油層儲層成巖演化序列為：機(jī)械壓實—石英、長石加大，高嶺石充填孔隙—方解石膠結(jié)、交代—硬石膏膠結(jié)、交代—長石、巖屑、方解石溶解—石英二級加大—方解石和硬石膏重結(jié)晶—伊利石、綠泥石充填，目前已經(jīng)處于中成巖階段A期。

3) 古龍向斜葡萄花油層不同微相砂體的致密史與成藏史時空耦合關(guān)系表明：嫩江組沉積末期水下河道微相和厚層席狀砂微相未致密，油氣優(yōu)先充注水下河道微相和厚層席狀砂微相；明水組沉積末期儲層全部致密，需要足夠大的源儲壓差油氣才能發(fā)生充注；依安組沉積末期水下河道微相溶蝕改造未致密，有利于油氣選擇性充注。

參 考 文 獻(xiàn)

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