王金鐸，曾治平，宮亞軍，牛靖靖，馬 驥，陳 雪

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

隨著油氣勘探向深層高溫高壓、致密儲層等領(lǐng)域的推進(jìn)，深層有利儲集體的發(fā)育規(guī)律是近年來石油地質(zhì)科學(xué)研究的熱點之一［1-5］。侏羅系是準(zhǔn)噶爾盆地腹部地區(qū)主要勘探層系之一，近80%的儲量都位于該層。永進(jìn)油田侏羅系埋深達(dá)5 800 m 以下，是目前盆地發(fā)現(xiàn)的深度最大的超壓含油氣層。研究區(qū)侏羅系孔隙度為4%～19%，平均僅為6%，滲透率為0.01～5 mD，平均為0.3 mD，屬于特低孔、特低滲透儲層，但在埋深近6 000 m 的西山窯組（J2x）油層段，仍有孔隙度為15%的儲層發(fā)育，試油獲日產(chǎn)油量為80 m3/d。深層超壓儲層發(fā)育規(guī)律的研究對于油氣勘探具有重要意義。

高崇龍等認(rèn)為深層高孔帶的形成受控于沉積條件、異常高壓、成巖流體性質(zhì)、古地溫、熱循環(huán)對流、膏鹽效應(yīng)以及烴類充注等7 類因素［6］。目前對研究區(qū)侏羅系的研究較少，而影響深層有利儲層的因素眾多，各因素之間的相互作用復(fù)雜，高孔帶發(fā)育規(guī)律尚不明確。徐國盛等認(rèn)為侏羅系儲層原生孔的貢獻(xiàn)高達(dá)78%［7］，胡海燕等認(rèn)為受顆粒包殼抑制石英加大、油氣充注抑制成巖膠結(jié)、大氣淡水及有機酸的次生溶蝕等綜合作用影響，侏羅系儲層孔隙得以保存［8-9］，何生等認(rèn)為次生溶蝕是侏羅系儲層發(fā)育的主要因素［10］，賀振建等認(rèn)為層理縫發(fā)育是J2x儲層保持較好物性的主要原因［11］。但對于埋深超過6 000 m 的超壓儲層而言，高孔帶始終處于活躍的水-巖-油相互作用過程中。在深層埋深條件下有利儲層的發(fā)育可能主要受與成巖有關(guān)的因素控制。為此，以成巖、物性、壓力及油氣充注過程等關(guān)鍵要素演化過程及其時空匹配關(guān)系為核心，開展了深層超壓背景下有利儲層發(fā)育機制研究。

1 侏羅系超壓儲層基本特征

永進(jìn)油田處于準(zhǔn)噶爾盆地腹部莫索灣凸起南斜坡，油藏類型以地層-巖性油氣藏為主［12］，主力含油層段為J2x，沉積相為三角洲前緣亞相，儲層主要為三角洲前緣水下分流河道砂體，巖性以細(xì)粒巖屑長石砂巖為主，顆粒磨圓為次棱角狀—次圓狀，分選中等—偏差。石英平均含量約為28%，長石平均含量約為15%，巖屑平均含量高達(dá)35%（圖1a），其中，火山巖巖屑為砂巖儲層最主要的碎屑顆粒，大多數(shù)火山巖巖屑由板條狀或微晶質(zhì)的長石斑晶和隱晶質(zhì)的基質(zhì)組成；變質(zhì)巖巖屑主要為變質(zhì)石英巖、片巖、板巖、變質(zhì)砂巖及千枚巖巖屑；沉積巖巖屑主要為泥巖和燧石。此外，砂巖雜基主要為泥質(zhì)。雜基與膠結(jié)物含量低，壓實作用顯著，儲層普遍致密。相對于征沙村、沙窩地及莫西莊等鄰區(qū)，研究區(qū)J2x儲層中巖屑含量更高，其中以火山巖巖屑含量相對較高（圖1b）。

圖1 永進(jìn)油田J2x砂巖儲層類型及組分Fig.1 Classification and composition of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

基于巖石組構(gòu)、成巖作用、物性及含油性等差異，將研究區(qū)侏羅系砂巖儲層分為致密儲層和優(yōu)質(zhì)儲層（油層）。致密儲層為高軟巖屑-強壓實-弱膠結(jié)成巖相（圖2a），該類型砂巖中，塑性火山巖等巖屑含量高，原生孔基本不發(fā)育，次生孔占比為1.1%，微孔占比為0.4%，薄片下零星見巖屑、長石等溶蝕形成的粒內(nèi)溶蝕孔隙，多呈不規(guī)則狀和孤立狀分布；優(yōu)質(zhì)儲層為低軟巖屑-弱壓實-強膠結(jié)成巖相（圖2b），該類型砂巖中，原生孔占比為1.9%，次生孔占比為4.2%，微孔占比為0.1%。原生粒間孔多為三角狀，次生孔以長石和巖屑溶蝕為主，原生孔與次生孔多共生共存。

圖2 永進(jìn)油田J2x儲層成巖相特征Fig.2 Diagenetic facies characteristics of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

侏羅系地層壓力為97.5～113.5 MPa，壓力系數(shù)為1.69～1.99，處于強超壓范疇。從5 500 m 超壓界面開始，儲層物性相對變好（圖3），超壓與高孔帶的對應(yīng)性表明超壓可能對孔隙度的保存有一定作用［5，10］。J2x儲層孔隙度為5.5%～19%，平均為12.4%，明顯高于超壓幅度基本一致的其他層段，該高孔帶內(nèi)膠結(jié)物類型多，但整體膠結(jié)物含量低，溶蝕作用較顯著，沿層理面發(fā)育大量近水平裂縫（圖2c），這表明儲層中高孔發(fā)育受多因素控制。

2 超壓儲層形成的控制作用

一般認(rèn)為，有利儲層形成是沉積環(huán)境、構(gòu)造改造及成巖演化等共同作用的結(jié)果［13］。研究區(qū)J2x儲層主要為三角洲前緣砂體，在埋深為5 400 m 時，前緣相帶各類巖性的孔隙度已降至6%左右（圖3），且腹部地區(qū)構(gòu)造穩(wěn)定，故研究區(qū)有利儲層主要受成巖相關(guān)因素控制。超壓段與高孔帶的對應(yīng)性表明超壓延緩作用可能是高孔帶發(fā)育的原因之一，但超壓延緩作用須是在早期階段，一旦儲層致密，超壓將極難使孔隙空間回彈，而過高的流體壓力產(chǎn)生水力破裂，從而改善儲層滲透率。超壓延緩作用屬于物理過程，當(dāng)超壓流體充注后，儲層中水巖化學(xué)反應(yīng)可進(jìn)一步影響儲層物性，且超壓油層與超壓水層（或干層）多具有差異成巖演化過程。為此，采用包裹體壓力恢復(fù)技術(shù)［14］和物性回剝技術(shù)［15］，分別恢復(fù)了目的層超壓充注與儲層物性演化過程，明確早期超壓對物性的保存作用；其次，分析油層與水層物性差異演化過程，對高孔油層段成巖作用與油氣充注過程進(jìn)行重建，進(jìn)而明確成巖演化對物性的控制作用；最后，基于宏觀及微觀破裂特征分析，明確超壓水力破裂對滲透性的改善作用。

2.1 早期超壓對儲層原生孔隙的保存作用

利用包裹體壓力恢復(fù)技術(shù)對永進(jìn)油田J2x儲層的流體壓力進(jìn)行恢復(fù)，包裹體記錄了早、晚2 期超壓，這與準(zhǔn)噶爾盆地腹部地區(qū)2 期大規(guī)模的油氣生排聚過程基本一致［16］。距今105～60 Ma 時，二疊系烴源巖開始大量生排烴，形成J2x第1 期高壓含烴流體充注，隨烴類的充注，儲層流體壓力持續(xù)增大至80 MPa，壓力系數(shù)最大達(dá)1.46；距今約50 Ma 時，盆地腹部地區(qū)南北掀斜，地層南傾，壓力泄漏或調(diào)整，第1 期超壓結(jié)束；40 Ma 到現(xiàn)今，受喜馬拉雅運動影響，盆地南緣北天山強烈抬升擠壓，形成北天山山前帶前陸凹陷，研究區(qū)地層再次快速沉降，此時，二疊系烴源巖再次生烴的同時侏羅系烴源巖也開始生排烴，雙源的超壓含烴流體疊加充注，侏羅系儲層內(nèi)壓力快速增加，包裹體壓力系數(shù)為1.5 左右，實測壓力系數(shù)高達(dá)1.99，表明研究區(qū)正處于增壓過程。

圖3 永進(jìn)油田J2x儲層物性、壓力與埋深的關(guān)系Fig.3 Relationships among formation properties，pressure and depth of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

利用物性回剝技術(shù)對永進(jìn)地區(qū)4口井的古物性進(jìn)行恢復(fù)。結(jié)果表明，距今105～60 Ma，伴隨第1 期增壓，油層孔隙度基本保持不變；距今60～20 Ma，隨地層壓力降低，油層平均孔隙度從26%降至18%左右；距今20 Ma 以來，地層壓力再次增加，但壓實延緩作用有限，以水力破裂為主。在早期增壓的作用下，高壓流體對顆粒產(chǎn)生有效支撐，減小顆粒有效應(yīng)力，故油層孔隙度降幅較小或基本保持不變，如永6 井埋深為6 021.13 m 薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn)懸浮式接觸，表明超壓延緩了正常壓實作用，使原生孔隙得以保存。但超壓延緩保孔作用是有限的，表現(xiàn)在2 方面：①超壓水層物性降低速度比超壓油層快，這表明油氣充注可能抑制了成巖膠結(jié)減孔（圖4）；②膠結(jié)物類型多，但膠結(jié)物總體積僅為5%～10%，這說明高孔帶有異?；钴S的流體活動，溶蝕作用較為顯著（圖5），具有一定的增孔作用，即伴隨超壓形成水巖作用對于儲層高孔帶形成具有一定影響。

2.2 成巖演化過程對儲層物性的控制作用

2.2.1 膠結(jié)物類型及特征

圖4 永進(jìn)油田J2x儲層物性演化與壓力演化關(guān)系Fig.4 Relationship between formation property evolution and pressure evolution of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

永進(jìn)油田J2x儲層膠結(jié)作用較普遍、膠結(jié)物類型多。硅鋁酸鹽或硅質(zhì)礦物主要包括高嶺石、綠泥石、石英及沸石等。其中，綠泥石薄膜呈包殼狀生長在顆粒邊緣（圖5a）；高嶺石多為手風(fēng)琴狀充填于原生孔和長石溶蝕孔（圖5b）；石英2期加大，多位于綠泥石欠發(fā)育的顆粒邊緣（圖5c）；沸石為緊貼粒緣的孔隙充填，且有港灣狀溶蝕現(xiàn)象（圖5d）。碳酸鹽礦物主要為鐵方解石與鐵白云石，多為交代顆?；蚩紫赌z結(jié)式充填（圖5e）。碳同位素組成表明，鐵方解石形成與有機質(zhì)酸有關(guān)［10，17］。硫酸鹽礦物主要包括硬石膏和黃鐵礦，其中硬石膏含量較少，且多被鐵方解石膠結(jié)，黃鐵礦呈立方體晶型（圖5f），往往存在于油浸及油斑砂巖中，可能是硬石膏與含烴流體反應(yīng)的還原產(chǎn)物。

2.2.2 溶蝕與膠結(jié)序列

基于成巖作用及類型，結(jié)合自生礦物接觸關(guān)系的系統(tǒng)分析，在統(tǒng)一的區(qū)域構(gòu)造史—埋藏史—熱史—流體演化史約束下，重建高孔油層段成巖作用與油氣充注過程。將目的層劃分為3個主要成巖階段。總體上發(fā)育3 組成巖礦物充填、2 期溶蝕和2 期高壓含烴流體充注（圖6）。

圖5 永進(jìn)油田J2x儲層成巖作用特征Fig.5 Diagenesis feature of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

圖6 永進(jìn)油田J2x儲層成巖演化-油氣充注序列Fig.6 Relationship between diagenetic evolution and hydrocarbon filling of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

第1 個成巖階段發(fā)生在距今180～147 Ma，目的層經(jīng)歷首次埋藏—抬升剝蝕過程。埋藏期以壓實作用為主，隨成巖環(huán)境封閉，流體由酸性環(huán)境轉(zhuǎn)變?yōu)閴A性環(huán)境，水中懸浮狀或絮凝狀細(xì)粒物開始在顆粒表面堆積，在富Mg2+的偏堿性介質(zhì)中向綠泥石轉(zhuǎn)變，形成綠泥石薄膜［18］，進(jìn)而抑制了石英加大的生長［19］，而SiO2過飽和的流體則開始形成充填狀方沸石、濁沸石膠結(jié)（圖5d）。抬升剝蝕期，大氣淡水淋濾形成第1期溶蝕，長石、巖屑及沸石等溶蝕形成粒間、粒內(nèi)溶孔，并伴隨高嶺石沉淀。該階段形成第1組礦物組合：綠泥石薄膜、方沸石、濁沸石及高嶺石。

圖7 永進(jìn)油田J2x儲層微觀特征Fig.7 Microscopic characteristics of J2x reservoir in Yongjin Oilfield

第2個成巖階段發(fā)生在距今105～60 Ma，地層再次埋藏，二疊系烴源巖生排烴［16］，目的層經(jīng)歷了第1期高壓含烴流體充注，伴隨油氣充注的有機酸對長石、巖屑等產(chǎn)生第2期溶蝕，形成粒間及粒內(nèi)溶孔等（圖7a），并形成第1期石英加大與高嶺石等副產(chǎn)物，石英均一溫度為70～90 ℃，該溫度范圍利于綠泥石、高嶺石等向伊/蒙混層轉(zhuǎn)變（圖5c），上述過程形成第2組礦物組合：石英加大、高嶺石及伊/蒙混層。但該階段受高壓延緩、烴類抑制以及次生溶蝕等作用影響，含油段的孔隙度基本保持不變，而水層中溶蝕和抑制作用有限，物性差。

第3 個成巖階段發(fā)生在距今40～0 Ma，第2 期高壓含烴流體充注，石英第2期加大，均一溫度為105～135 ℃，見鈉長石膠結(jié)，普遍伊利石化。該時期地層溫度為90～125 ℃，基本處于75～120 ℃有機酸保存的最佳溫度區(qū)間的上限［20］，故有機酸消耗快，溶蝕有限，孔隙中以高溫環(huán)境下形成的鐵方解石和鐵白云石充填狀膠結(jié)為主（圖5e），均一溫度為90～115 ℃。硬石膏被含鐵方解石交代或還原形成黃鐵礦。該階段形成第3 組礦物組合：第2 期石英加大、鈉長石、鐵方解石及鐵白云石。

2.2.3 儲層物性演化與油氣充注

高巖屑含量的致密儲層為壓實強烈-弱溶蝕的成巖相，第1 期油氣充注時，其孔隙度已降至10%～12%（圖4），接近或已經(jīng)致密。低巖屑含量的相對優(yōu)質(zhì)儲層為強溶蝕成巖相，流體活躍，膠結(jié)物類型多而總含量低，第1 期油氣充注時，其孔隙度約為22%～31%，滲透率約為29～364 mD。相同充注動力條件下，高壓含烴流體優(yōu)先充注于物性好的儲層中，而很難進(jìn)入致密層。原生孔保存較好的砂巖溶蝕作用也較強，次生孔發(fā)育，物性得以改善，這主要因為連通性好的原生孔為后期流體提供了空間，確保了水巖作用能夠順利進(jìn)行。油氣充注后，受油氣充注及成巖抑制等共同作用，儲層孔隙度基本保持不變，而水層中溶蝕和抑制作用有限，物性差。第2期油氣充注時儲層逐步致密，孔隙連通性變差，利于形成高壓，故以水力破裂為主，高滲透性的裂縫為流體活動提供通道和空間，次生溶蝕作用進(jìn)一步改善了儲集物性條件。

綜上所述，儲層物性的差異演化從沉積期開始可以一直持續(xù)到現(xiàn)今，原生孔是現(xiàn)今物性較好的基礎(chǔ)。成巖過程中，高壓流體優(yōu)先充注物性條件相對較好的高孔帶，高壓流體反過來延緩了埋藏壓實，油氣的充注則進(jìn)一步抑制成巖膠結(jié)作用，原生孔提供的流體活動場所和通道，使原生孔保存較好的層段次生溶蝕孔也較發(fā)育。通過對水層和油層的物性恢復(fù)來看（圖4），從沉積期到現(xiàn)今，致密層（水層）孔隙度從46%降至6%，減孔量為40%，而含油高孔帶減孔量為33%，總?？琢考s為7%。

2.3 晚期水力破裂對儲層滲透性的改善作用

研究區(qū)J2x高產(chǎn)油氣層的裂縫十分發(fā)育，并有以下特征：①裂縫主要為沿早期沉積層理面張開的傾角近0°水平裂縫（圖2c），但依據(jù)安德森破裂模型，破裂裂縫傾角均在45°以上［21］。②當(dāng)?shù)貙恿黧w壓力大于靜巖壓力的85%時［22］，將形成水力破裂。研究區(qū)J2x儲層靜巖壓力約為128 MPa，地層壓力為97.5～113.5 MPa，地層壓力與靜巖壓力比值為76%～89%，表明目的層處于水力破裂壓力條件下。③穿石英等脆性顆粒的微裂縫較常見，且縫內(nèi)無變形帶、縫邊無明顯錯位，表明水力破裂造成的張裂縫特征，沿裂縫的選擇性溶蝕作用較為顯著，微裂縫周圍長石、碎屑顆粒等溶蝕作用較強（圖7b）。④伴隨2 期超壓含烴流體充注，微裂縫內(nèi)發(fā)育2 期含油氣包裹體（圖7c），同期鹽水包裹體測壓表明其為高壓捕獲。綜上分析認(rèn)為超壓水力破裂形成微裂縫，同期或稍后油氣充注，后期隨壓力釋放，裂縫愈合，故包裹體記錄的壓力小于臨界破裂壓力。

深埋致密背景下，巖石破裂強度大，而沉積層理面是力學(xué)薄弱面，其黏連性低，摩擦系數(shù)小，在超壓作用下易張開。另據(jù)最新研究發(fā)現(xiàn)，超壓是低角度斷層（裂縫）活化的重要因素［23］，尤其是針對犁式正斷層，其底部的水平拆離段發(fā)育的位置均處于地層壓力接近靜巖壓力部位［19］。研究區(qū)目的層壓力系數(shù)達(dá)2.0，接近靜巖壓力，這表明超壓容易使沉積層理縫活化，超壓形成的近水平裂縫顯著改善儲層的滲透性。

3 結(jié)論

準(zhǔn)噶爾盆地深層發(fā)育異常高孔帶，以永進(jìn)油田J2x為典型。J2x發(fā)育3 組成巖礦物充填、2 期高壓含烴流體充注和2期溶蝕，距今180～147 Ma，形成綠泥石薄膜和充填狀方沸石、濁沸石膠結(jié)，后期抬升剝蝕，大氣淡水淋濾形成第1期溶蝕，并伴隨高嶺石沉淀；距今105～60 Ma，第1期高壓含烴流體充注，有機酸產(chǎn)生第2期溶蝕，并伴隨石英加大與高嶺石沉淀，伊/蒙混層轉(zhuǎn)變；距今40～0 Ma，第2 期高壓含烴流體充注，溶蝕有限，以鐵方解石和鐵白云石充填狀膠結(jié)為主要特征。

高孔帶的形成與低巖屑含量、早期超壓充注、成巖抑制、水力破裂及次生溶蝕5 類作用有關(guān)。其中，低巖屑含量砂體壓實弱，原生孔保存較好，早期超壓含烴流體優(yōu)先充注原生高孔帶，超壓進(jìn)一步延緩原生高孔帶壓實，受烴類流體充注及綠泥石薄膜等成巖抑制作用，高孔帶含油層段孔隙度有效保存；2 期超壓水力裂縫進(jìn)一步改善儲層滲透性，原生孔或裂縫較發(fā)育層段次生溶蝕增孔作用也較顯著。