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(tuán)測(cè)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(gè)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(gè)三級(jí)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(jìn)入了下伏扶余致密儲(chǔ)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(shí)不全面，尤其對(duì)致密油充注過程認(rèn)識(shí)還相對(duì)薄弱[5]。國內(nèi)外研究者對(duì)致密油儲(chǔ)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(chǔ)層致密化和油氣充注相關(guān)性的研究相對(duì)欠缺。三肇凹陷扶余油層具有低孔低滲致密儲(chǔ)層的特征，本文對(duì)致密儲(chǔ)層特征、成藏期進(jìn)行分析，并據(jù)此討論了油氣充注和儲(chǔ)層致密化的相關(guān)性，該研究結(jié)論對(duì)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(chǔ)層特征

三肇凹陷扶余儲(chǔ)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(chǔ)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(diǎn)-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(diǎn)接觸；(b)芳51井，1 888.6 m，扶余油層，點(diǎn)-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(shí)驗(yàn)技術(shù)獲得了致密儲(chǔ)層孔喉特征，恒速壓汞實(shí)驗(yàn)?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(diǎn)。

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(shí)測(cè)孔隙度散點(diǎn)圖；(b)孔隙直徑平均值與實(shí)測(cè)滲透散點(diǎn)圖

微米CT、掃描電鏡等技術(shù)重在識(shí)別微米級(jí)孔喉，從圖6和圖7中發(fā)現(xiàn)，扶余致密儲(chǔ)層中存在大量納米級(jí)孔隙、喉道及超出常規(guī)方法識(shí)別精度的微米級(jí)孔隙和喉道，這些孔喉數(shù)量大，其對(duì)總孔隙的貢獻(xiàn)是相當(dāng)可觀的。微米CT得出的微米級(jí)孔隙為主的結(jié)果不具有絕對(duì)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(jí)(紅色)、納米級(jí)孔隙(藍(lán)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(jí)孔隙(藍(lán)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(jí)孔隙(藍(lán)色)Φ=8%，滲透率未測(cè)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(jià)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(shí)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(shí)也通過這種方法對(duì)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(jìn)行流體包裹體分析，厘定了油氣充注史。

通過儲(chǔ)層包裹體測(cè)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(lán)綠、黃綠、藍(lán)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(lán)綠色熒光油包裹體λmax為491.1～516.1 nm；④藍(lán)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(jìn)行顯微測(cè)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(yùn)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(jìn)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(shí)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(shí)期是77～74 Ma，對(duì)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(shí)期是67～65 Ma，對(duì)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(chǔ)層致密化關(guān)系

3.1 成巖致密史

利用盆地模擬軟件對(duì)三肇凹陷徐深7井地質(zhì)模型進(jìn)行了分析，在此基礎(chǔ)上，利用反演模型模擬儲(chǔ)層孔隙度演化，結(jié)果表明扶余油層經(jīng)歷了3個(gè)成巖致密階段：第一階段扶余儲(chǔ)層初始孔隙度為36%，嫩江組之前，儲(chǔ)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(shí)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(chǔ)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(shí)、溶蝕、膠結(jié)、沉淀作用；第三階段嫩江組晚期，儲(chǔ)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(shí)作用、伊利石膠結(jié)作用、油氣充注作用(圖11和圖12)。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是整個(gè)演化過程中儲(chǔ)層孔隙率降低的主要因素，壓實(shí)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(shí)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(chǔ)層中存在4類油包裹體，其熒光顏色分別為藍(lán)白、藍(lán)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(duì)應(yīng)的時(shí)期圖上進(jìn)行投影，而確定出黃色熒光油包裹體捕獲時(shí)間為77～74 Ma；其他三種應(yīng)顏色熒光的捕獲時(shí)間為67～65 Ma，分別對(duì)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(duì)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(chǔ)層致密程度進(jìn)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(chǔ)層致密時(shí)期和進(jìn)入生油門限時(shí)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(chǔ)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(chǔ)層流體包裹體分析，表明該致密儲(chǔ)層油氣充注分為兩期，早期和晚期充注時(shí)間分別距今77～74 Ma、67～65 Ma，分別對(duì)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(shí)間對(duì)比結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析上的幫助！