郭龍龍，陳洪德，黃曉波，王 峻，馮 沖

[1.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院，四川 成都 610059； 2.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452]

遼東灣北部地區(qū)在富長石砂巖層系中發(fā)現(xiàn)豐富的油氣資源，油氣儲量占整個渤海海域的34.6%[1-4]，是渤海油田的重要勘探戰(zhàn)略區(qū)域之一。近年來的油氣勘探，發(fā)現(xiàn)沙河街組二段富長石的粗碎屑砂巖儲層油氣顯示雖然活躍，但鉆井測壓結(jié)果卻為致密層。對該類因致密導(dǎo)致測壓失敗且又富含油氣的儲層，其致密與油氣充注的先后關(guān)系、導(dǎo)致儲層致密化的成巖環(huán)境和成巖過程[5-6]、各種成巖作用對孔隙的影響[7-8]，以及油氣充注對儲層孔隙演化的影響，是制約油氣勘探的關(guān)鍵問題。

富長石砂巖是含油氣盆地碎屑巖層系中最易形成次生孔隙的，各類長石在不同成巖背景下的溶蝕機理備受關(guān)注[9-11]，優(yōu)質(zhì)儲層的形成也多與鉀長石溶蝕有關(guān)，但長石溶蝕過程中形成的粘土礦物會導(dǎo)致儲層滲透率的降低，尤其是埋藏溫度較高的封閉系統(tǒng)中形成的自生伊利石。因此，長石的水巖反應(yīng)過程分析及其產(chǎn)物是否遷移，是富長石砂巖儲層孔隙演化定量分析中的重要影響因素。

孔隙度演化預(yù)測的傳統(tǒng)方法主要是通過孔-深關(guān)系的統(tǒng)計[12]，再考慮時間和溫度的影響進行計算，近年來，國內(nèi)外學(xué)者在薄片觀察基礎(chǔ)上，結(jié)合成巖作用分析，利用“反演回剝法”進行孔隙度計算[13-15]，但是這種方法恢復(fù)孔隙度的誤差受成巖演化過程認識影響較大，尤其是在水巖反應(yīng)活躍的富長石砂巖中，熱力學(xué)和動力學(xué)的不同，會導(dǎo)致長石溶解-沉淀反應(yīng)過程的差異。

本文以沙河街組二段(沙二段)富長石粗砂巖儲層為例，通過顯微組構(gòu)分析，對膠結(jié)物的質(zhì)量分數(shù)、殘余原生粒間孔面孔率、溶蝕孔面孔率、總面孔率及實測平均孔隙度進行定量統(tǒng)計，結(jié)合熱演化史的分析，揭示沙二段油氣成藏與孔隙演化模式，為此類儲層油氣勘探預(yù)測提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

遼東凸起位于郯廬斷裂渤海段的北部，西鄰遼中洼陷，受新生代以來郯廬斷裂雙動力源和多期次幕式活動的影響，構(gòu)造演化復(fù)雜[16-18]。研究區(qū)位于遼東凸起北段西側(cè)陡坡帶上，西側(cè)緊鄰遼中凹陷，北側(cè)緊鄰遼河油田東部凸起(圖1)。沙二段為扇三角洲沉積，沙三段和沙一段形成的淺湖-半深湖相泥巖是研究區(qū)的兩套主力烴源巖，與沙二段儲層形成了多套較好的生儲蓋組合。沙二段沉積時期構(gòu)造運動的主要特征是在凹陷邊界的伸展斷層發(fā)生繼承性活動、差異抬升，該時期為裂后熱沉降拗陷階段，以普遍的粗碎屑沉積與下伏地層區(qū)域性不整合為標志(圖2)。

圖2 遼東凸起北段沙河街組特征Fig.2 Stratigraphic characteristics of the Shahejie Formation in the north part of Liaodong uplift

圖1 遼東凸起北段區(qū)域位置(a)和渤海灣盆地位置(b)Fig.1 Locations of the north part of Liaodong uplift (a) and the Bohai Bay Basin (b)

2 巖石學(xué)特征

2.1 碎屑組分特征

通過研究區(qū)壁心薄片鑒定統(tǒng)計，沙二段砂巖儲層巖石類型主要為長石巖屑粗砂巖和含礫粗砂巖。石英含量為22%～28%，平均25.1%，長石含量為20%～42%，平均29.7%，巖屑含量較高，為33%～55%，平均為45.1%。巖屑成分以石英巖巖屑和酸性噴出巖巖屑等剛性顆粒為主，碎屑顆粒磨圓度中等，主要以次棱-次圓為主，分選性較差，顆粒以短線-線接觸為主，可見凹凸-線接觸。填隙物含量介于2%～5%，平均為3.6%，主要以碳酸鹽膠結(jié)物，硅質(zhì)膠結(jié)及粘土礦物膠結(jié)為主。巖石成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度均較低，屬于近源粗碎屑沉積。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征

沙二段儲層孔隙發(fā)育差，分布不均，原生孔隙消失殆盡?？紫额愋椭饕灶w粒溶蝕孔(圖3d,e)、溶蝕粒間孔為主，少量膠結(jié)物溶蝕孔?？紫缎螤畈灰?guī)則，大小多介于0.15～0.6 mm,最小0.05 mm，最大可見0.65 mm。對9塊壁心樣品進行物性分析表明：孔隙度為6.1%～16.6%，平均12.4%；滲透率(0.01～0.56)×10-3μm2，平均為0.30×10-3μm2，其中3塊樣品沒有滲透性。測井孔隙度為9.1%～11.3%，測井滲透率為(0.52～2.75)×10-3μm2，平均1.1×10-3μm2，總體滲透性很差，屬低孔特低滲儲層。

3 主要成巖作用特征

3.1 壓實作用及其主要減孔時期

研究區(qū)沙二段現(xiàn)今埋深大于3 500 m，屬于中深層范疇。壓實作用較強，表現(xiàn)為顆粒的壓實定向，塑性顆粒的壓實變形(圖3a)。

儲層壓實作用的減孔率與壓實作用持續(xù)時間和地層埋藏速率呈正相關(guān)關(guān)系，但是達到一定深度時壓實作用減孔率的增量會逐漸變小[19]。結(jié)合單井埋藏史(圖4)，沙二段壓實作用最主要的減孔率深度范圍為0～2 965 m，與之相對應(yīng)的減孔期是從沙二段沉積早期到東一段被抬升并剝蝕開始后的一段時間，即距今38～23.3 Ma。

3.2 膠結(jié)作用及其發(fā)育時間

膠結(jié)作用對儲層物性的影響具有兩面性，一方面早期的膠結(jié)作用可以增加巖石骨架密度，增大巖石抗壓能力，為后期溶蝕提供物質(zhì)基礎(chǔ)；另一方面膠結(jié)物充填在粒間孔隙中，使孔隙度減小，物性變差。研究區(qū)沙二段儲層膠結(jié)作用主要有硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)及粘土礦物膠結(jié)。

3.2.1 硅質(zhì)膠結(jié)

圖5 遼東凸起北段沙二段包裹體均一溫度Fig.5 Homogeneous temperature of inclusions from the Es2 in the north part of Liaodong uplift

3.2.2 碳酸鹽膠結(jié)

碳酸鹽膠結(jié)程度分布不均勻，主要為早期方解石、菱鐵礦膠結(jié)，晚期鐵白云石膠結(jié)(交代)。

早期方解石膠結(jié)物充填在顆粒之間，主要為含鐵方解石，發(fā)育程度不均，部分呈基底式膠結(jié)，其形成于未經(jīng)充分壓實作用之前，但多數(shù)已被溶蝕殆盡或被鐵白云石交代，只可見零星殘余(圖3b)。菱鐵礦也是早成巖階段的產(chǎn)物[22]，多呈棕褐色晶粒狀集合體充填在原生粒間孔中(圖3c)。

晚期鐵白云石充填在原生粒間孔中，是早期方解石的交代產(chǎn)物，可見殘余的早期方解石膠結(jié)物，在儲層中呈分散狀分布；另有少量充填于溶蝕孔隙中(圖3b)。由于鐵白云石主要為交代產(chǎn)物，在成巖歷史時期對儲層物性沒有實質(zhì)性改變，因此本次定量化計算中沒有涉及鐵白云石。

圖3 遼東凸起北段JZ23-X井沙二段成巖作用特征Fig.3 Characteristics of diagenesis in the Es2 in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift a.埋深3 677 m，塑性顆粒云母受壓變形，石英次生加大；b.埋深3 715 m，鐵白云石交代早期方解石，早期方解石殘余；c.埋深3 720 m，菱鐵礦；d.埋深3 679 m，鉀長石溶蝕，鈉長石次生加大；e.埋深3 679 m，顆粒溶蝕孔；f.埋深3 679 m，石英加大充填在溶蝕孔中；g.埋深3 677 m，伊利石 成絲絮狀和搭橋狀分布在孔隙中；h.埋深3 715 m，鈉長石次生加大；i.埋深3 715 m，鉀長石溶解

早期方解石膠結(jié)物和菱鐵礦膠結(jié)物呈基底式發(fā)育，是成巖早期或者同沉積期的產(chǎn)物，其成因主要是由于沙一段沉積時期水體淺，蒸發(fā)量大，水體咸化所致[23]，因此早期碳酸鹽膠結(jié)物形成時間是沙一段沉積時期，即38～36 Ma。晚期鐵白云石膠結(jié)物晶體形態(tài)完好，自形程度高，根據(jù)占位關(guān)系，鐵白云石膠結(jié)物主要發(fā)育于溶蝕作用之后。

3.2.3 粘土礦物膠結(jié)

伊利石是研究區(qū)最主要的自生粘土礦物。利用德國蔡司EVO MA15觸摸式掃描電子顯微鏡，分別在400～1 200倍條件下觀察，伊利石主要呈絲絮狀、搭橋狀及蜂窩狀形態(tài)充填于粒間孔隙中(圖3g)，自形程度高。大量發(fā)育的伊利石使孔隙嚴重分割，造成有效滲流半徑減小，產(chǎn)生流體流動阻力，是造成儲層滲透率低的主要原因。

對于沒有額外鉀離子來源的相對封閉系統(tǒng)來說，溫度被認為是伊利石化的重要條件之一，砂巖中鉀長石、高嶺石伊利石化的溫度界線被認為在120～140 ℃[24-26]。結(jié)合埋藏史分析，沙二段在明化鎮(zhèn)早期時，地層溫度就已經(jīng)達到伊利石大量轉(zhuǎn)化的條件(圖4)，據(jù)此計算，研究區(qū)沙二段中的伊利石化(圖4)時間應(yīng)為10 Ma至現(xiàn)今。

圖4 遼東凸起北段JZ23-X井埋藏史Fig.4 Burial history of the Es2 in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

3.3 溶蝕作用及其發(fā)育時期的確定

溶蝕作用使砂巖中不穩(wěn)定碎屑顆粒及膠結(jié)物溶解，從而增加儲層孔隙空間，對儲層起到建設(shè)性作用。沙二段砂巖儲層中，溶蝕孔隙主要是長石顆粒與碳酸鹽膠結(jié)物的溶解產(chǎn)生的次生孔，從壁心的全巖分析來看，鉀長石含量遠低于鈉長石含量。這種鉀長石溶解而鈉長石不溶解甚至次生加大的現(xiàn)象(圖3h)，與含烴類流體和地下水水型密切相關(guān)[21]，烴類流體豐度越大，鉀長石遭受溶蝕程度越強。因此，可以排除沙二段砂巖儲層的熱液溶蝕因素，其溶蝕作用是烴類充注所導(dǎo)致的。

沙三段烴源巖排烴門限為2 740 m[27]，結(jié)合單井埋藏史，確定生排烴時間起始于26.7 Ma年的東營組沉積時期，并于館陶組-明化鎮(zhèn)組沉積時期達到排烴高峰。溶蝕高峰期應(yīng)該與此時間相對應(yīng)，即溶蝕增孔期為19～2 Ma。

4 成巖序列

4.1 最晚成巖階段

研究區(qū)沙二段巖石薄片中，碎屑顆粒呈現(xiàn)點、線接觸關(guān)系，長石顆粒大規(guī)模溶蝕，在掃描電鏡中，長石溶蝕孔隙內(nèi)伊利石和自生石英共生，且普遍缺失高嶺石，表明了高嶺石均已轉(zhuǎn)化，轉(zhuǎn)化過程需要的地溫一般大于120 ℃，因此，巖石學(xué)特征表明，沙二段砂巖達到了中成巖階段。沙河街組泥巖的鏡質(zhì)體反射率介于0.6%～1.0%(圖6)，對應(yīng)了中成巖A期。硅質(zhì)膠結(jié)物包裹體均一溫度在85～130 ℃，主峰溫在109～116 ℃，對應(yīng)了中成巖A期。粘土礦物中，伊利石含量相對較多，主要為高嶺石和蒙皂石的轉(zhuǎn)化，蒙皂石含量最低可達20%(圖7)，表明研究區(qū)沙二段儲層未達到中成巖B期。綜上所述，沙二段目前處于中成巖A期。

圖7 遼東凸起北段JZ23-X井粘土礦物含量分布Fig.7 Distribution of clay mineral content in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

圖6 遼東凸起北段JZ23-X井泥巖Ro與深度關(guān)系Fig.6 Relationship between Ro and depth of mudstone in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

4.2 成巖序列

根據(jù)行業(yè)碎屑巖成巖階段劃分標準，分析沙二段碎屑巖成巖序列。早成巖A期，壓實作用占主導(dǎo)，破壞了大量原生孔隙，早成巖的水化作用，導(dǎo)致長石和巖屑等不穩(wěn)定組分向孔隙流體中釋放了堿性離子，產(chǎn)生了部分早期碳酸鹽膠結(jié)物。受大氣淡水作用影響，長石發(fā)生第一期溶蝕，形成石英和高嶺石等次生礦物，但是這一期溶蝕作用不強，形成的少量溶蝕孔隙也受到壓實作用和后期膠結(jié)作用影響而消耗殆盡，在該階段末期，原生孔隙減少為15.5%左右。早成巖B期，隨著埋深的加大，碎屑顆粒呈現(xiàn)點、線接觸，部分石英顆粒發(fā)生壓溶作用，地溫的升高，導(dǎo)致有機質(zhì)排放有機酸，溶蝕了大量的長石，釋放的堿性離子導(dǎo)致伊蒙混層伊利石化，同時伴生硅質(zhì)和碳酸鹽膠結(jié)物，加之高沉積速率的影響，受壓實、溶蝕和自生礦物等綜合作用，本階段減小了約5%的總面孔率。中成巖A期，因為東營組的快速沉降，下伏烴源巖達到生烴門限，排放的有機酸大量溶蝕長石顆粒和早期碳酸鹽膠結(jié)物，溶蝕孔隙度和壓實減小的孔隙度基本持平，面孔率較早成巖B期變化不大；隨著館陶組的沉積，有機酸供給更加充沛，導(dǎo)致長石的大量溶蝕，次生溶蝕孔隙的面孔率可達10%左右，但是沙河街組二段儲層溫度達到120℃之后，高嶺石發(fā)生強烈的伊利石化，釋放的Si4+形成了大量硅質(zhì)膠結(jié)物，這些自生石英與充填在孔隙中的絲狀伊利石，導(dǎo)致儲層滲透率急劇下降。

5 儲層孔隙演化定量計算與演化模式

孔隙演化定量分析的準確性受計算參數(shù)的影響較大，除了沉積物的結(jié)構(gòu)外，樣品的總孔隙度、膠結(jié)物的質(zhì)量分數(shù)、殘余原生粒間孔、溶蝕孔隙的確定，均是影響計算結(jié)果的重要參數(shù)。本文中儲層孔隙演化定量計算參數(shù)是基于前述顯微組構(gòu)和成巖序列分析獲取的。

5.1 原始孔隙度恢復(fù)

孔隙演化恢復(fù)之前需要求取樣品的未固結(jié)儲層孔隙度，本次未固結(jié)儲層孔隙度(Φ1)的恢復(fù)采用了地質(zhì)學(xué)家Beard 和Weyl在20世紀70年代通過實驗建立的經(jīng)驗公式[28](表1;公式1)，主要利用Trask分選系數(shù)(So)來求取，通過薄片粒度分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，沙二段分選普遍較差，分選系數(shù)在2.23～2.61，計算原始孔隙度(Φ1)為最大31.2%，最小29.7%，平均為30.5%。

5.2 孔隙演化定量計算

本次孔隙定量恢復(fù)，綜合利用了(張興良,2014;李繼巖,2017)定量計算方法[14-15]，計算公式見表1。

表1 遼東凸起北段錦州23-X構(gòu)造儲層孔隙恢復(fù)定量 計算公式及選取參數(shù)Table 1 Formula and parameters selected for quantitative calculation of reservoir pore recovery in Jinzhou 23-X structure of the north part of Liaodong uplift

研究區(qū)沙二段儲層砂巖分選中等，依次恢復(fù)了壓實、膠結(jié)、溶解等成巖作用后儲層的殘余孔隙度。由于在機械壓實作用過程中，一部分原生粒間孔被以膠結(jié)物的形式保存起來，另外一部分被壓實作用破壞，剩下的部分是殘余原生粒間孔，因此壓實作用后的孔隙度(Φ2)是膠結(jié)物所占孔隙度與殘余粒間孔隙度之和。

通過顯微薄片鑒定統(tǒng)計，確定各參數(shù)如表2。

表2 遼東凸起北段JZ23-X構(gòu)造孔隙恢復(fù)定量計算參數(shù)Table 2 Parameters for quantitative calculation of pore recovery in Jinzhou 23-X structure of north part of Liaodong uplift

計算結(jié)果表明(表3)，壓實作用導(dǎo)致儲層損失了50.8%的原生孔隙，Φ2僅為13.5%～17.9%，平均值為15%；膠結(jié)作用使儲層孔隙度減小的原因是膠結(jié)物對孔隙度的“侵占”導(dǎo)致的，通常認為膠結(jié)物的含量即是膠結(jié)物損失的孔隙度，據(jù)公式3(表1)計算，膠結(jié)作用后的砂巖孔隙度(Φ3) 保持在4.2%～5.3%，平均值為4.6%；利用公式4(表1)對溶解作用增加的孔隙度(Φ4)進行計算，結(jié)果顯示溶解作用使儲層孔隙度增加6.9%～11.9%，平均增加9.8%。綜合各成巖作用的影響，計算得現(xiàn)今平均孔隙度降至11.1%～16.0%，平均為14.6%，與實測平均孔隙度14%接近。表明孔隙度恢復(fù)的計算過程可信度較高。

表3 遼東凸起北段JZ23-X構(gòu)造成巖作用與孔隙演化關(guān)系Table 3 Relationship between tectonic diagenesis and pore evolution in Jinzhou 23-X structure of north part of Liaodong uplift

5.3 油氣充注與孔隙演化模式

借鑒前人[27，29]對研究區(qū)恢復(fù)的地溫場參數(shù)，使用本次研究恢復(fù)的未固結(jié)孔隙度，對JZ23-X構(gòu)造進行了熱演化史正演模擬，結(jié)合孔隙演化定量計算，分析油氣充注與孔隙演化關(guān)系(圖8)。

遼東凸起北段在沙二段和沙一段沉積時期(早成巖A期)，進入了穩(wěn)定的熱沉降階段，湖盆穩(wěn)定下陷，湖水面積迅速擴張，使整個湖盆加深變廣，沉積物壓實作用顯著增強，伴隨著早期碳酸鹽礦物的沉淀，砂巖孔隙度急劇減小。漸新世的東營組沉積早期(早成巖B期)，研究區(qū)受郯廬斷裂右旋走滑拉分的影響進入裂陷階段，湖盆在沙河街組沉積期后又一次快速下陷擴張，使得地形高差急劇增大，上覆巨厚的沉積物導(dǎo)致壓實作用急劇增強，與此同時，長石大氣淡水溶蝕和壓溶作用產(chǎn)生了第一期小規(guī)模的石英加大。在此過程中，壓實作用對儲層占據(jù)著主導(dǎo)地位，此時原生粒間孔已消失過半。漸新世末期，渤海灣盆地的裂陷作用基本結(jié)束，研究區(qū)開始發(fā)生隆升，東營組頂面接受不同程度地剝蝕，壓實作用逐漸減弱。進入到中新世時，沙三段烴源巖達到排烴高峰期，油氣開始充注，同時，有機酸的注入使得鉀長石開始溶蝕，由于大量孔隙還未及時聯(lián)通，流體流動性相對較差，形成的硅離子以石英加大的方式就近沉淀，形成第二期石英加大，孔隙度進一步降低。但隨著酸性流體的持續(xù)注入，鉀長石的溶解不斷增強，砂巖儲層孔隙度得到明顯改善。隨著埋深加大，當?shù)貙訙囟冗_到120 ℃時，充足的K+為高嶺石的伊利石化提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)，使沙二段發(fā)育大量自生伊利石，這些絲絮狀、搭橋狀伊利石是儲層滲透率大幅降低主要因素。

綜合以上分析，研究區(qū)沙二段油氣充注過程與孔隙演化并非簡單的先致密后成藏或先成藏后致密的模式，而是隨著油氣充注儲層物性變好，油氣充注結(jié)束儲層物性變差的一個動態(tài)的過程。在油氣充注早期，儲層物性已然較差，但并未致密化。隨著油氣的持續(xù)注入，儲層物性得到有效改善，油氣充注結(jié)束后，大量的自生伊利石導(dǎo)致滲透率急劇下降，最終儲層致密化。

6 結(jié)論與討論

2) 烴類充注時有機酸對長石的溶蝕，是富長石砂巖形成優(yōu)質(zhì)儲層的基礎(chǔ)條件，碎屑巖儲層物質(zhì)組分與成巖系統(tǒng)的良好配合控制了優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育，在斷裂帶附近的開放系統(tǒng)中，或位于油氣運移通道且溫度低于120 ℃的富長石砂巖區(qū)才是該類儲層油氣勘探的有利區(qū)。