儲層致密化與油氣充注的關(guān)系：以三肇凹陷白堊系扶余油層為例

斯尚華，胡張明，劉 吉，劉云飛，耳 闖，楊哲恒，何俊昊

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065；2.西部鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院，新疆 克拉瑪依 834099；3.中國石油集團測井有限公司遼河分公司，遼寧 盤錦 124001；4.長慶油田第五采油廠，陜西 西安 710200)

0 引 言

三肇凹陷位于松遼盆地北部，面積6 000多平方米，為一個大型含油氣凹陷，沉積了中新生代地層，受基底斷裂控制，形成了商家鼻狀構(gòu)造、升平西向斜等7個三級構(gòu)造單元[1-3](圖1)。三肇凹陷白堊系青山口組烴源巖非常發(fā)育，該烴源巖生排烴后，原油進入了下伏扶余致密儲層，形成致密油氣藏[4](圖2)。該盆地致密油資源主要分布在中央長垣隆起兩側(cè)凹陷內(nèi)，目前盆地致密油資源勘探開發(fā)程度較低，其相關(guān)地質(zhì)認(rèn)識不全面，尤其對致密油充注過程認(rèn)識還相對薄弱[5]。國內(nèi)外研究者對致密油儲層孔隙特征、演化過程等開展不同角度的研究[5-8]，但關(guān)于儲層致密化和油氣充注相關(guān)性的研究相對欠缺。三肇凹陷扶余油層具有低孔低滲致密儲層的特征，本文對致密儲層特征、成藏期進行分析，并據(jù)此討論了油氣充注和儲層致密化的相關(guān)性，該研究結(jié)論對三肇凹陷致密油勘探開發(fā)具有重要的意義。

圖1 三肇凹陷構(gòu)造位置及流體包裹體采樣井分布Fig.1 Structural location and distribution of fluid inclusion sampling wells in the Sanzhao sag

圖2 三肇凹陷中生界地層概況Fig.2 General Mesozoic stratigraphy of the Sanzhao sag

1 致密砂巖儲層特征

三肇凹陷扶余儲層巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，中-粗砂巖少見。巖石礦物組成：石英含量為16.1%～64.3%，平均28.2%，長石含量為16.3%～53.5%，平均34.2%，巖屑含量為3.5%～57.9%，平均37.6%，巖石類型為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖(圖3)。雜基主要為泥質(zhì)，平均含量為9.4%。膠結(jié)物成分為碳酸鹽、硅質(zhì)和黏土，硅質(zhì)膠結(jié)物平均含量為2%，碳酸鹽含量為10%，伊利石黏土礦物為3.4%，高嶺石為0.2%。扶余儲層砂巖結(jié)構(gòu)成熟度中等，顆粒以次圓-圓狀為主、顆粒接觸關(guān)系為點-線接觸為主，其次為線接觸(圖4)。巖石膠結(jié)類型有多種，包括接觸式、孔隙式等[9]。

圖3 三肇凹陷扶余油層致密砂巖分類三角圖Fig.3 Ternary tight sandstone classification diagram of the Fuyu reservoir,Sanzhao sag

圖4 三肇凹陷扶余油層致密砂巖顆粒接觸關(guān)系Fig.4 Grain contact relationship of tight sandstone in the Fuyu reservoir,Sanzhao sag(a)雙51井，1 724.1 m，扶余組油層，點接觸；(b)芳51井，1 888.6 m，扶余油層，點-線接觸；(c)芳50井，1 810.2 m，扶余組油層，線接觸；(d)肇26井，1 886.9 m，扶余油層，凹凸接觸

利用恒速壓汞法、微米CT等實驗技術(shù)獲得了致密儲層孔喉特征，恒速壓汞實驗?zāi)軌騾^(qū)分孔隙和喉道，并提供孔隙直徑、不同直徑孔隙體積和數(shù)量、喉道直徑、不同直徑喉道體積和數(shù)量等參數(shù)。扶余油層喉道半徑平均值范圍為0.2～1.11 μm，孔隙半徑平均值范圍為108 ～152 μm，孔喉半徑比平均值范圍為152.23～579.83，主流喉道半徑范圍為51～655 nm，總孔喉體積比范圍為0.011～1.07，孔隙大小與孔隙度、滲透率均呈正相關(guān)關(guān)系，且與滲透率正相關(guān)性較好(圖5)。上述數(shù)據(jù)特征表明，扶余油層表現(xiàn)為窄喉道、寬孔隙、孔喉配置差、微細(xì)喉道總體積較大的特點。

圖5 三肇凹陷扶余油層致密砂巖孔隙直徑平均值與物性相關(guān)性Fig.5 Correlation between average pore diameter and physical properties of tight sandstone in the Fuyu reservoir,Sanzhao sag(a)孔隙直徑平均值與實測孔隙度散點圖；(b)孔隙直徑平均值與實測滲透散點圖

微米CT、掃描電鏡等技術(shù)重在識別微米級孔喉，從圖6和圖7中發(fā)現(xiàn)，扶余致密儲層中存在大量納米級孔隙、喉道及超出常規(guī)方法識別精度的微米級孔隙和喉道，這些孔喉數(shù)量大，其對總孔隙的貢獻是相當(dāng)可觀的。微米CT得出的微米級孔隙為主的結(jié)果不具有絕對意義，但其所提供的喉道、孔喉比、連通性等信息是有意義的。綜合上述分析，得出三肇凹陷扶余油層微孔隙和微細(xì)喉道總體積較大，但扶余油層整體較為致密。

圖6 三肇凹陷扶余油層微米級(紅色)、納米級孔隙(藍色)分布圖(CT掃描圖像)Fig.6 Micro (red)-and nano (blue)-pore distribution of Fuyu reservoir in the Sanzhao sag (CT scan image)(a)葡48井，1 549.37 m，扶余油層，碎屑顆粒間和雜基內(nèi)發(fā)育眾多納米級孔隙(藍色)，Φ=9.27%，K=0.011 4×10-3μm2；(b)肇48井，1 949.39 m，扶余油層，碎屑顆粒間和雜基內(nèi)發(fā)育眾多納米級孔隙(藍色)Φ=8%，滲透率未測出

圖7 三肇凹陷扶余油層黏土礦物晶間孔類型(掃描電鏡)Fig.7 Intergranular pore types of clay minerals in Fuyu reservoir of the Sanzhao sag (SEM)(a)肇48井，1 941.81 m，扶余油層；(b)芳27井，1 788.45 m，扶余油層

2 流體包裹體及油氣充注特征

在油氣充注史分析過程中，流體包裹體方法有重要的價值，可基于其均一化溫度以及研究區(qū)熱史與埋藏史相關(guān)信息，而確定出油氣充注時間。目前在成藏年代學(xué)研究領(lǐng)域，這種方法的應(yīng)用比例較多[10-11]。本文在研究時也通過這種方法對松遼盆地三肇凹陷15口井白堊系扶余油層32塊砂巖樣品進行流體包裹體分析，厘定了油氣充注史。

通過儲層包裹體測試分析，發(fā)現(xiàn)扶余油層樣品中油包裹體豐度高，油包裹體形狀以橢圓狀、長條狀為主，大小主要在幾微米與十幾微米之間。其中油包裹體大小和產(chǎn)狀都存在明顯的差異，一般出現(xiàn)在膠結(jié)物和石英裂紋中(圖8)。在三肇凹陷扶余油層致密砂巖中，觀察到發(fā)藍綠、黃綠、藍和黃色4種熒光顏色的油包裹體，不同熒光顏色可以反映其內(nèi)石油組分和熱演化階段存在差異，由此也說明扶余油層的原油充注過程是多階段的，且各自成熟度均不同。

基于各色油包裹體的微束熒光光譜λmax特征，可以劃分油氣充注幕次[12-18]，研究表明三肇凹陷在扶余油層至少存在4幕油充注，以太34、升554等井為代表。扶余油層油包裹體熒光光譜的主峰波長λmax表現(xiàn)出4種特征值(圖8A3-D3)，其特征分別為：①黃色熒光油包裹體λmax為573.7～599.3 nm；②黃綠色熒光油包裹體λmax為521.9～553.5 nm；③藍綠色熒光油包裹體λmax為491.1～516.1 nm；④藍白色熒光油包裹體λmax為440.6～457.0 nm。從特征值①→②→③→④，λmax值逐漸變小，反映了其包裹體中原油成熟度逐漸升高。

圖8 三肇凹陷扶余油層不同熒光顏色油包裹體及其熒光光譜特征Fig.8 Oil inclusions with different fluorescence colors and the fluorescence spectral characteristics in the Fuyu reservoir,Sanzhao sag

為了確定油氣成藏期，選擇扶余油層中32塊樣品進行顯微測溫，獲取流體包裹體均一溫度如圖9所示。從均一溫度分布特征來看，扶余油層存在4幕油氣充注，同期伴生4幕鹽水充注。其中第1幕：鹽水包裹體均一溫度73.8～99.8 ℃，伴生的油包裹體均一溫度51.2～71.8 ℃；第2幕：鹽水包裹體均一溫度100.1～119.7 ℃，伴生的油包裹體均一溫度73.1～99.6 ℃；第3幕：鹽水包裹體均一溫度120.2～130.7 ℃，伴生的油包裹體均一溫度100.2～110.9 ℃；第4幕：鹽水包裹體均一溫度131.2～158.8 ℃，伴生的油包裹體均一溫度112.2～135.4 ℃。

圖9 三肇扶余油層油包裹和同期鹽水包裹體均一溫度直方圖Fig.9 Homogenization temperature histogram of oil inclusion and coeval brine inclusion in the Fuyu reservoir,Sanzhao sag

運用扶余油層各幕次油包裹體相伴生的鹽水包裹體均一溫度，在埋藏史圖上進行投影，根據(jù)圖9投影結(jié)果而得到各幕次油氣的充注時間信息。分析所得結(jié)果可發(fā)現(xiàn)，扶余油層存在兩期成藏，第1幕鹽水包裹體均一溫度73.8～99.8 ℃投影成藏時期是77～74 Ma，對應(yīng)于嫩江組成藏；第2、3、4幕鹽水包裹體均一溫度分別為100.1～119.7 ℃、120.2～130.7 ℃、131.2～158.8 ℃，投影成藏時期是67～65 Ma，對應(yīng)于明水組晚期成藏(圖10)。

圖10 三肇凹陷單井埋藏史-均一溫度投影確定油氣充注年齡圖Fig.10 Diagram of hydrocarbon charging age by single-well burial history and homogenization temperature projection in the Sanzhao sag

3 油氣充注與儲層致密化關(guān)系

3.1 成巖致密史

利用盆地模擬軟件對三肇凹陷徐深7井地質(zhì)模型進行了分析，在此基礎(chǔ)上，利用反演模型模擬儲層孔隙度演化，結(jié)果表明扶余油層經(jīng)歷了3個成巖致密階段：第一階段扶余儲層初始孔隙度為36%，嫩江組之前，儲層經(jīng)過成巖作用后孔隙度降到了25%，該階段成巖作用主要為壓實作用、石英次生膨脹作用、綠泥石薄膜作用；第二階段嫩江組早中期儲層孔隙度由25%繼續(xù)下降到21%，屬中成巖早期，經(jīng)歷了持續(xù)壓實、溶蝕、膠結(jié)、沉淀作用；第三階段嫩江組晚期，儲層孔隙度從21%下降到12%，屬于中成巖晚期，經(jīng)歷了持續(xù)壓實作用、伊利石膠結(jié)作用、油氣充注作用(圖11和圖12)。壓實作用和膠結(jié)作用是整個演化過程中儲層孔隙率降低的主要因素，壓實降低孔隙率46.2%，膠結(jié)降低孔隙率31.9%。

圖11 三肇凹陷扶余油層成巖作用類型Fig.11 Diagenetic types of Fuyu reservoir in the Sanzhao sag(a)肇26井，1 907.77 m，200倍正交光，長石顆粒破碎(壓實作用)；(b)雙51井，1 724.09 m，方解石連晶膠結(jié)，方解石交代長石；(c)雙51井，1 723 m，石英次生加大(兩期)，長石次生加大，綠泥石膜，方解石他形填充；(d)葡48井，1 549.13 m，溶蝕孔隙，孔隙內(nèi)充填伊利石，伊利石表面吸附瀝青質(zhì)球狀物；Q.石英；F.長石；R.巖屑

圖12 三肇凹陷扶余油層埋藏史(a)與孔隙演化、成巖序列(b)綜合模式圖(以徐深7井為例)Fig.12 Comprehensive models of burial history (a)pore evolution and diagenetic sequence (b)of the Fuyu reservoir,Sanzhao sag

3.2 成藏史

三肇凹陷扶余油層致密儲層中存在4類油包裹體，其熒光顏色分別為藍白、藍綠、黃綠、黃，由此可判斷此區(qū)域出現(xiàn)多期不同成熟度原油充注；接著依據(jù)伴生鹽水包裹體均一溫度在對應(yīng)的時期圖上進行投影，而確定出黃色熒光油包裹體捕獲時間為77～74 Ma；其他三種應(yīng)顏色熒光的捕獲時間為67～65 Ma，分別對應(yīng)于嫩江組沉積期和明水組沉積末期。研究還發(fā)現(xiàn)嫩江組末，三肇凹陷主體開始致密化，對應(yīng)該地區(qū)孔隙度不超過12%；明水組早期，此區(qū)域扶余儲層致密程度進一步提高；相關(guān)研究結(jié)果發(fā)現(xiàn)[17]，嫩江組、明水組末期，儲層致密時期和進入生油門限時期基本上相一致。由此可判斷出研究區(qū)扶余油層為先致密后成藏。

4 結(jié) 論

(1)三肇凹陷扶余致密儲層巖石類型以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，孔喉特征表現(xiàn)為窄喉道、寬孔隙、孔喉配置差、微細(xì)喉道總體積大。

(2)通過扶余儲層流體包裹體分析，表明該致密儲層油氣充注分為兩期，早期和晚期充注時間分別距今77～74 Ma、67～65 Ma，分別對應(yīng)于嫩江組沉積期和明水組沉積末期。

(3)根據(jù)油氣充注史和孔隙演化時間對比結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在儲層致密化后出現(xiàn)原油充注，即先致密后成藏。

致謝:感謝中科院蘭地所馬曉峰博士在論文實驗數(shù)據(jù)分析上的幫助！