馬劍， 歐光習(xí)， 黃志龍

(1.核工業(yè)北京地質(zhì)研究院， 北京 100029； 2.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院， 北京 102249)

致密油是指賦存于覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1 mD的致密儲層中的石油，致密儲層類型可以是砂巖、碳酸鹽巖、火山碎屑巖以及過渡型的混合沉積巖類等[1-3]。致密油廣泛發(fā)育于中國主要含油氣盆地，如鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油藏[4-5]，四川盆地侏羅系大安寨段灰?guī)r致密油藏[6]，準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系云質(zhì)巖類致密油藏等[7]。隨著勘探開發(fā)的不斷進(jìn)行，致密儲層巖石類型不斷豐富，如在三塘湖盆地二疊系和吉木薩爾凹陷二疊系均發(fā)現(xiàn)了凝灰?guī)r致密油藏[8-9]。二連盆地阿南凹陷白堊系騰格爾組一段廣泛頁發(fā)育一套與火山活動相關(guān)的“特殊巖性”致密儲層，是致密油勘探的主要目的層，其中凝灰?guī)r儲集空間以脫玻化晶間孔和溶蝕孔占主導(dǎo)[10]。三塘湖盆地自蘆1井二疊系條湖組凝灰?guī)r段壓裂后獲得最高 14.9 m3/d 的工業(yè)油流后，凝灰?guī)r致密儲層才引起人們的關(guān)注，之后馬58H井壓裂后獲得最高131 m3/d的高產(chǎn)油流，標(biāo)志著凝灰?guī)r致密油勘探取得了突破。近年來，吐哈油田公司對三塘湖盆地石炭系凝灰?guī)r致密油加大了勘探力度，部署多口探井獲得成功，并已經(jīng)建成產(chǎn)能。

儲層次生溶蝕孔隙的形成是大氣水、有機(jī)酸等流體與巖石相互作用的結(jié)果，且主要形成于風(fēng)化淋濾階段和埋藏成巖階段，也可分別稱為淋濾溶蝕和埋藏溶蝕[11-13]。火山巖儲層不同于沉積巖儲層，后期次生孔隙的發(fā)育對儲集物性的影響更明顯。對于火山巖儲層，早期研究的重點(diǎn)也是風(fēng)化殼附近的溶蝕作用[14-15]。在近地表條件下，大氣水淋濾作用沿著裂縫等流動路徑產(chǎn)生大量的溶蝕孔隙是火山巖風(fēng)化殼重要的儲集空間類型[16-17]。但也有學(xué)者認(rèn)為，早期風(fēng)化淋濾產(chǎn)生的次生孔隙在埋藏過程中經(jīng)過壓實作用后會大量損失，而埋藏階段的溶蝕作用發(fā)育在中晚期成巖階段，此時孔隙基本不受壓實作用影響，易于形成有效儲層[18-19]。

埋藏溶蝕作用的研究對象主要是碳酸鹽巖、碎屑巖和火山巖，是指在深埋藏階段發(fā)生的，主要與有機(jī)質(zhì)成熟有關(guān)的溶蝕過程和現(xiàn)象，也稱為深埋溶蝕、中成巖期溶蝕，是儲層次生孔隙形成的重要機(jī)制[20-21]。早期地質(zhì)學(xué)界認(rèn)為地表大氣淡水淋濾溶蝕作用是次生孔隙發(fā)育的決定因素，埋藏條件下的酸性流體對儲層的溶蝕作用強(qiáng)度及規(guī)模不足以形成大規(guī)模溶孔[22]。隨著對碳酸鹽巖儲層研究的深入，人們逐漸認(rèn)識到埋藏溶蝕作用在次生孔隙發(fā)育中的重要意義[23-24]。準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油層系巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，可動油孔隙是在同生-準(zhǔn)同生淋濾作用和酸性流體埋藏溶蝕聯(lián)合作用下形成的，孔隙發(fā)育的溶蝕作用有兩種主要機(jī)制，即同生-準(zhǔn)同生淋濾作用和酸性流體埋藏溶蝕作用，且埋藏溶蝕是最主要的溶孔成因機(jī)制[25]。前人研究認(rèn)為三塘湖盆地哈爾加烏組火山巖致密儲集層儲集空間以溶蝕孔為主[26]。鄂爾多斯盆地南部奧陶系馬家溝組五段白云巖埋藏溶蝕作用分為有機(jī)酸流體埋藏溶蝕作用、熱液埋藏溶蝕作用和TSR作用，且有機(jī)酸和熱液溶蝕作用均對儲集層有建設(shè)性作用[27]。

三塘湖盆地石炭系哈爾加烏組頂部發(fā)育凝灰?guī)r致密油藏，這套凝灰?guī)r位于卡拉崗組厚層低熟烴源巖的底部，其下部也發(fā)育與玄武巖互層的薄層烴源巖，巖心和薄片觀察發(fā)現(xiàn)凝灰?guī)r溶蝕作用明顯。地質(zhì)構(gòu)造演化史分析顯示，該油藏發(fā)育的位置未經(jīng)過抬升剝蝕和風(fēng)化淋濾，也不具備斷層溝通地表的條件，而且這套凝灰?guī)r在凹陷中心溶蝕程度高凹陷邊緣溶蝕程度低，是由埋藏溶蝕作用形成的。這種埋藏溶蝕型凝灰?guī)r致密油藏的成藏特征及成藏模式前人研究較少，但作為一種特殊類型的致密油藏類型，是常規(guī)油氣的接替領(lǐng)域，其研究具有重要的理論與現(xiàn)實意義。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

三塘湖盆地位于新疆維吾爾自治區(qū)的東北部，北鄰蒙古國，南鄰?fù)鹿璧?，西鄰?zhǔn)噶爾盆地，夾持于天山和阿爾泰山之間，是在早古生代基底上發(fā)展起來的山間疊合盆地[28]。盆地可以分為三個構(gòu)造單元，分別為：北東褶皺沖斷帶、中央坳陷帶和南西褶皺沖斷帶，中央坳陷帶又可以分為4個凸起和5個凹陷，其中馬朗凹陷馬71井區(qū)是主要的研究區(qū)。

馬朗凹陷石炭系(C)自下而上發(fā)育下石炭統(tǒng)姜巴斯套組，上石炭統(tǒng)巴塔瑪依內(nèi)山組、哈爾加烏組(C2h)和卡拉崗組(C2k)，與上覆二疊系(P)呈不整合接觸[29]。下石炭統(tǒng)鉆井大都沒有鉆遇，上石炭統(tǒng)哈爾加烏組沉積時期，盆地處于擠壓環(huán)境，逆斷層發(fā)育，火山作用頻繁，發(fā)育的逆斷層是巖漿的通道，形成多個火山活動帶，火山噴發(fā)間歇期在盆地內(nèi)發(fā)育一套海陸交互相沉積的火山巖夾碳質(zhì)泥巖、油頁巖和凝灰質(zhì)泥巖，是石炭系主要烴源巖。馬71井區(qū)哈爾加烏組發(fā)育的埋藏溶蝕型凝灰?guī)r儲層，厚度約30 m，縱向上主要分布在哈爾加烏組上段頂部，上部發(fā)育卡拉崗組厚層未熟-低熟泥巖，如圖1所示。

2 烴源巖及油源分析

2.1 哈爾加烏組烴源巖基本地球化學(xué)特征

通過對鉆遇石炭系烴源巖的40多口取心井進(jìn)行巖心觀察與薄片鑒定，結(jié)合測錄井資料，確定石炭系哈爾加烏組烴源巖巖性主要包括凝灰質(zhì)泥巖和炭質(zhì)泥巖。哈爾加烏組上段烴源巖巖性主要以凝灰質(zhì)泥巖為主，下段主要以炭質(zhì)泥巖為主。對采集的泥巖樣品(包括巖心與巖屑)進(jìn)行有機(jī)碳、熱解、氯仿抽提、干酪根碳同位素、干酪根顯微組分以及鏡質(zhì)體反射率的測定，從有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)質(zhì)類型和有機(jī)質(zhì)成熟度等方面對烴源巖的地球化學(xué)特征進(jìn)行了研究。

圖1 三塘湖盆地石炭系綜合地層柱狀圖(以馬71井為例)Fig.1 Comprehensive histogram of the Carboniferous in the Santanghu Basin (a case study of well M71)

2.1.1 有機(jī)質(zhì)豐度

通過對凝灰質(zhì)泥巖以及炭質(zhì)泥巖樣品的測試結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)哈爾加烏組炭質(zhì)泥巖和凝灰質(zhì)泥巖的總有機(jī)碳豐度(TOC)集中分布于2%～10%，但炭質(zhì)泥巖位于此區(qū)間的樣品數(shù)比例稍高于凝灰質(zhì)泥巖；炭質(zhì)泥巖和凝灰質(zhì)泥巖超過50%樣品的熱解生烴潛量(S1+S2)大于20 mg/g，80%樣品的(S1+S2)大于6 mg/g；超過80%的炭質(zhì)泥巖樣品的氯仿瀝青“A”大于0.1%，約70%的樣品的氯仿瀝青“A”含量大于0.2%，如圖2所示。根據(jù)有機(jī)碳含量劃分泥質(zhì)烴源巖級別的標(biāo)準(zhǔn)，炭質(zhì)泥巖和凝灰質(zhì)泥巖有機(jī)質(zhì)豐度屬于好-極好的級別，整體上炭質(zhì)泥巖的有機(jī)質(zhì)豐度稍高于凝灰質(zhì)泥巖。

2.1.2 有機(jī)質(zhì)類型

巖石熱解參數(shù)中的氫指數(shù)HI和最高熱解峰溫Tmax可反映有機(jī)質(zhì)來源和類型[30]。一般地，Ⅰ型和Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)的氫指數(shù)大于300 mg/g[31]。通過研究區(qū)烴源巖熱解資料分析，凝灰質(zhì)泥巖氫指數(shù)均較高，平均值高于300 mg/g，只有極少數(shù)樣品氫指數(shù)低于200 mg/g，Tmax均大于430 ℃，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主；炭質(zhì)泥巖氫指數(shù)稍高于凝灰質(zhì)泥巖，最高熱解峰溫普遍大于440 ℃，演化程度稍高一些，有機(jī)質(zhì)類型大部分為Ⅰ型和Ⅱ型，少部分為Ⅲ型，如圖3所示。

2.1.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

有機(jī)質(zhì)豐度決定了烴源巖生烴的物質(zhì)基礎(chǔ)，有機(jī)質(zhì)類型決定烴源巖的生烴潛力，但能否生成油氣與有機(jī)質(zhì)的熱演化程度有密切關(guān)系。目前確定成熟度的指標(biāo)有許多種，常用指標(biāo)為鏡質(zhì)體反射率Ro，這也是最直接有效的指標(biāo)。從實測Ro可以看出，主要分布在0.7%～0.9%，因此，哈爾加烏組烴源巖主要處于成熟階段，如圖4所示。

n為樣品數(shù)圖2 哈爾加烏組不同巖性烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度對比Fig.2 Comparison of organic matter abundance in source rocks of different lithologies in the Haerjiawu Formation

實線為氫指數(shù)；虛線為成熟度圖3 哈爾加烏組烴源巖有機(jī)質(zhì)類型劃分Fig.3 Division of organic matter types in the Haerjiawu Formation source rocks

圖4 哈爾加烏組烴源巖實測Ro分布Fig.4 Measured Ro distribution of measured vitrinite reflectivity of the Haerjiawu Formation source rocks

2.2 油源對比

通過對馬71井哈爾加烏組原油生物標(biāo)志化合物地化特征分析，發(fā)現(xiàn)哈爾加烏組凝灰?guī)r中原油具有姥鮫烷/植烷(Pr/Ph)值大于1，伽馬蠟烷較低，伽馬蠟烷指數(shù)小于0.1，不含β-胡蘿卜烷、規(guī)則甾烷ααα20RC27～C29中C28最低的特征，反映了生烴母質(zhì)形成于弱氧化較開放的淡水環(huán)境，有一定的陸源植物輸入。這種特征與哈爾加烏組烴源巖生標(biāo)特征相似，因此，馬71區(qū)塊埋藏溶蝕型油藏原油主要來自哈爾加烏組烴源巖，如圖5所示。

3 埋藏溶蝕型儲層特征

3.1 儲層儲集空間特征

巖心及鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，哈爾加烏組凝灰?guī)r中溶蝕孔隙發(fā)育，并且孔隙中大都含油，這些溶蝕孔隙是凝灰?guī)r主要的儲集空間。研究表明，巖石物性、酸性流體濃度和溫度主要控制埋藏溶蝕孔洞的發(fā)育，在特定深度段的溫度和高濃度酸性流體的匹配下可以形成大量的溶蝕孔洞[32]。埋藏溶蝕型凝灰?guī)r主要受到上部厚層烴源巖在低熟-成熟早期產(chǎn)生的大量有機(jī)酸對儲層的溶蝕改造作用，因而儲層孔隙發(fā)育，物性較好。薄層烴源巖由于有機(jī)酸排出量有限，對鄰近的儲層的溶蝕作用較弱，溶蝕的規(guī)模較小。因此，埋藏溶蝕型儲層往往發(fā)育在大套烴源巖的底部或頂部。

3.2 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

為解決致密儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲層質(zhì)量差異分布規(guī)律不清楚等問題,可以從控制儲層質(zhì)量差異的根本原因——微觀孔隙結(jié)構(gòu)入手對孔隙、喉道、孔喉連通性進(jìn)行表征[33]?？紫督Y(jié)構(gòu)指的是巖石中孔隙和喉道的數(shù)量、大小、幾何形態(tài)、分布及其連通關(guān)系等，代表巖石的儲集性能和滲流特征[34]。采用壓汞法來研究孔隙結(jié)構(gòu)，壓汞法所獲得的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)大致可分為三類：①反映孔喉大小的參數(shù)，如最大孔喉半徑、平均孔喉半徑和飽和度中值孔喉半徑；②反映孔喉分選性的參數(shù)，如偏度和分選系數(shù)等；③反映孔喉連通性的參數(shù)，如排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力、最大進(jìn)汞飽和度和退汞效率等。哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰?guī)r的壓汞數(shù)據(jù)顯示，平均孔喉半徑主要分布在0.08～0.30 μm，分選系數(shù)主要分布在1.8～2.2，排驅(qū)壓力主要分布在0.7～2.7 MPa，表明埋藏溶蝕型凝灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)較好，如圖6所示。

3.3 物性特征

對馬71井哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰?guī)r的物性進(jìn)行分析后，發(fā)現(xiàn)孔隙度大都大于10%，滲透率大都大于0.5 mD，如圖7所示。而石炭系未發(fā)生溶蝕的凝灰?guī)r孔隙度多小于10%，滲透率多小于0.1 mD。可見，由于埋藏溶蝕作用，凝灰?guī)r的物性變好，這極大地提高了儲集油氣的能力。

Ts為生物標(biāo)志化合物中的18α,-22,29,30-三降藿烷；Tm為 17α,-22,29,30-三降藿烷圖5 三塘湖盆地哈爾加烏組凝灰?guī)r中原油與 烴源巖飽和烴生物標(biāo)志化合物特征Fig.5 Biomarker characteristics comparison of saturated hydrocarbons from crude oil in the tuff and soluble organic matter of source rocks in the Haerjiawu Formation

圖6 哈爾加烏組上段頂埋藏溶蝕型凝灰?guī)r 儲層壓汞曲線特征Fig.6 Mercury injection curve characteristics of tuff reservoir caused by buried dissolution in the upper of the Haerjiawu Formation

圖7 馬71井哈爾加烏組溶蝕層段凝灰?guī)r 孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.7 Histogram of porosity and permeability distribution of tuff reservoir caused by buried dissolution in the Haerjiawu Formation of well M71

4 成藏主控因素與模式

4.1 成藏主控因素

通過對三塘湖盆地石炭系埋藏溶蝕型凝灰?guī)r油藏成藏條件的研究，發(fā)現(xiàn)哈爾加烏組油藏的源控作用十分明顯，優(yōu)質(zhì)烴源巖及有利儲層是哈爾加烏組油藏形成的主控因素。

4.1.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖對油氣藏形成的控制作用

從馬朗凹陷哈爾加烏組上段烴源巖厚度分布與關(guān)鍵井油氣顯示情況來看，出油井主要分布在烴源巖厚度中心附近。縱向上，油層主要分布在哈爾加烏組源內(nèi)儲層中或緊鄰源巖的部位，說明哈爾加烏組源控作用十分明顯。

4.1.2 大套烴源巖下部的凝灰?guī)r儲層和圈閉是埋藏溶蝕型油藏形成的關(guān)鍵因素

在卡拉崗組底部大套烴源巖發(fā)育的地區(qū)，由于卡拉崗組烴源巖厚度大，烴源巖未熟-低熟階段會形成大量有機(jī)酸，烴源巖壓實過程中向下排出大量的有機(jī)酸和地層水，這些酸性流體進(jìn)入哈爾加烏組頂部凝灰?guī)r地層中，對巖石礦物進(jìn)行選擇性溶解，形成物性好的儲層。大套泥巖又是良好的蓋層。由于近源，哈爾加烏組生成的油氣容易進(jìn)入溶蝕型儲層中聚集。溶蝕型儲層物性好，又位于低洼或斜坡帶，這種類型儲層的遮擋條件及圈閉條件對油藏的形成就顯得尤為重要。

因此，在哈爾加烏組和卡拉崗組烴源巖發(fā)育的部位，這套溶蝕型儲層只要具備圈閉條件，油藏即可形成。

4.2 成藏模式

埋藏溶蝕型凝灰?guī)r致密油藏的形成條件苛刻，只有在各項成藏條件的有效配置下才能形成，平面上主要分布在馬71～馬33區(qū)塊哈爾加烏組烴源巖厚度中心附近，縱向上位于卡拉崗組與哈爾加烏組接觸部位，形成“下部成熟烴源巖供烴、上部有機(jī)酸溶蝕形成物性較好凝灰?guī)r儲層、有效圈閉存儲”成藏條件有利配置下的成藏模式，如圖8所示。

埋藏溶蝕帶由上覆厚層烴源巖在未熟～低熟階段形成有機(jī)酸的溶蝕作用所致，儲集物性較好，有利于油氣聚集。卡拉崗組烴源巖雖然很厚，但成熟度低，生烴能力有限，結(jié)合油源對比結(jié)果，油氣主要來自哈爾加烏組成熟烴源巖。埋藏溶蝕型儲層物性好，但由于選擇性溶解造成儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，溶蝕型儲層側(cè)向遮擋是油藏形成的關(guān)鍵，側(cè)向遮擋可以是構(gòu)造遮擋、斷層遮擋和巖性物性遮擋等。

圖8 埋藏溶蝕型凝灰?guī)r成藏模式Fig.8 Accumulation model of tuff caused by buried dissolution in the Santanghu Basin

5 結(jié)論

(1)石炭系哈爾加烏組烴源巖主要巖性為炭質(zhì)泥巖和凝灰質(zhì)泥巖，有機(jī)質(zhì)豐度較高，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ型，并處于成熟演化階段，油源對比表明埋藏溶蝕型凝灰?guī)r油藏中原油來自哈爾加烏組內(nèi)部成熟烴源巖。

(2)哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰?guī)r溶蝕孔隙發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)較好，物性也較好，為厚層烴源巖在低熟-成熟早期產(chǎn)生的大量有機(jī)酸對儲層的溶蝕改造作用所形成。

(3)哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰?guī)r油藏的源控作用十分明顯，大套烴源巖下部的凝灰?guī)r儲層和圈閉是埋藏溶蝕型油藏形成的關(guān)鍵。馬朗凹陷埋藏溶蝕型凝灰?guī)r致密油藏“下部成熟烴源巖供烴、上部有機(jī)酸溶蝕形成物性較好凝灰?guī)r儲層、有效圈閉存儲”的成藏模式主要分布在馬71-馬33區(qū)塊烴源巖厚度中心附近，縱向上位于卡拉崗組與哈爾加烏組接觸部位。