唐海忠，楊 楠，周曉峰，馮 偉，李 濤，雷福平，趙 偉，胡丹丹

(1.中國石油玉門油田分公司，甘肅 酒泉 735019；2.中國石油大學(北京)，北京 102249)

0 引 言

酒東油田位于酒泉盆地酒東坳陷營爾凹陷長沙嶺構造帶，主力產油層為3 500 m以深的下白堊統(tǒng)下溝組三段(K1g3)，長2斷層以西的主產油區(qū)為油水關系復雜、高含水(開發(fā)初期含水率大于40%)的復雜斷塊油藏，以東的擴邊區(qū)為產純油或低含水(含水率小于10%)的低阻油藏。酒東油田勘探開發(fā)程度較高，但研究程度偏低，尤其是關于K1g3砂巖儲層的研究成果較少且認識不一致，普遍默認下白堊統(tǒng)儲層的孔隙類型為原生粒間孔隙[1-3]；呂成福等[4]通過成巖作用分析認為下溝組砂巖是次生孔隙為主、原生孔隙為輔的低滲透儲層；唐海忠等[5]對方解石膠結物賦存狀態(tài)的分析發(fā)現下溝組砂巖是次生孔隙發(fā)育的高孔高滲儲層。儲層質量的優(yōu)劣受成巖作用直接控制，影響儲層質量的成巖作用通常有壓實作用、膠結作用和溶蝕作用[6]。破壞性和建設性成巖作用交替進行，壓實、膠結和溶蝕作用的強度和先后順序控制砂巖孔隙類型的變化和物性好壞的轉化[4-5,7-9]。因此，成巖演化分析是砂巖儲層研究的重要內容。以鑄體薄片、掃描電鏡、物性等資料和前期工作[5,10-12]為基礎，系統(tǒng)分析K1g3砂巖成巖演化與優(yōu)質儲層分布規(guī)律，以期為酒東油田開發(fā)方案調整和擴邊勘探部署提供指導。

1 區(qū)域概況

酒泉盆地是中新生代陸相疊合含油氣盆地，沉積厚度可達6 500 m，由下至上依次為中生界下白堊統(tǒng)赤金堡組(K1c)、下溝組(K1g)、中溝組(K1z)，新生界古近系柳溝莊組(E2l)、白楊河組(E3b)，新近系弓形山組(N1g)、胳塘溝組(N1t)、牛胳套組(N1n)及第四系(Q)，其中，下溝組、中溝組、柳溝莊組、新近系和第四系之間為不整合接觸(圖1)。下溝組為酒東油田的唯一產油層系，由下至上可以劃分為下溝組一段(K1g1)、下溝組二段(K1g2)和下溝組三段(K1g3)。K1g3為酒東油田的主力產油層，油層厚度為80～270 m，原油主要來自K1g3烴源巖，部分來自下伏K1g1烴源巖[12]，油氣生成及運聚成藏主要發(fā)生在新近紀至今[1]。

圖1 營爾凹陷構造綱要及巖性柱狀圖

營爾凹陷發(fā)育3個不同時代的斷裂[13-15]。凹陷東側下河清斷裂和北側雙二井斷裂是早白堊世的控凹斷裂，中溝期合并為一條弧形斷裂。凹陷西側上壩斷裂和中部黑梁斷裂以及密集分布的北東—南西向小斷裂(包括長2斷裂)是早白堊世中溝期伊始(K1z1)形成的斷裂，活動時間較短，中溝期后期(K1z2)停止活動。凹陷南側北西—南東向斷裂為新生代祁連山向北逆沖推覆的前鋒斷裂，凹陷內未見該時期斷裂活動跡象。K1g3頂面構造分區(qū)特征的雛形起始于早白堊世中溝期伊始的斷裂活動，在新生代祁連山向凹陷逆沖推覆過程中得到進一步強化[11-12]。

2 砂巖成巖特征與成巖演化

2.1 砂巖基本特征

酒東油田深層K1g3砂巖主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖(圖2)。碎屑組分中，石英含量為41.03%～75.11%，平均為58.84%；長石含量為10.85%～29.92%，平均為18.75%；巖屑含量為10.79%～39.66%，平均為22.41%。巖屑以花崗巖和石英巖巖屑為主，云母含量不足2.00%。在油田范圍內，自西部酒參1井經中部長8井至東部長13井，砂巖中礫屑含量由20.00%降低至不足5.00%，礫徑減小，分選變好；至豐1井和豐2井一線，巖性過渡為泥質粉砂巖和粉砂質泥巖，這表明長沙嶺構造帶K1g3砂巖的物源區(qū)位于營爾凹陷的西部。

圖2 酒東油田K1g3砂巖分類(29組數據)

由物性測試結果統(tǒng)計可知，研究區(qū)K1g3砂巖孔隙度為3.43%～27.42%，平均為15.47%；滲透率為0.03～1 181.97 mD，平均為245.08 mD，孔隙度、滲透率值變化范圍極大，表明沉積和成巖作用復雜。

2.2 成巖特征

砂巖成巖作用類型較多，但對物性有重要影響的主要有壓實作用、膠結作用和溶蝕作用[4-9]。鏡下觀察顯示，酒東油田深層K1g3砂巖的主要成巖作用類型有膠結作用和溶蝕作用，而壓實作用弱(圖3)。

砂巖骨架顆粒之間表現為點狀接觸和基底式接觸?；资浇佑|處，支撐骨架顆粒的填隙物以含鐵白云石膠結物為主(圖3a、b，紅色箭頭所指)，次生石英加大也較為常見(圖3c，紅色箭頭所指)。骨架顆粒之間的接觸關系也表明了研究區(qū)深層K1g3砂巖壓實作用弱。

砂巖中填隙物主要有含鐵白云石(電子探針原位探測結果)、蒙皂石、高嶺石、次生石英加大等。含鐵白云石是砂巖中體積最大的膠結物，含量高達32.63%，以浸染狀(圖3d)、團塊狀(圖3a、b，紅色箭頭所指)和星點狀(圖3a—c，綠色箭頭所指)3種形式賦存。蒙皂石以充填粒間孔隙(圖3e、f)、含鐵白云石溶蝕孔隙(圖3g)和骨架顆粒表面黏土礦物膜(圖3h)的方式產出，全充填粒間孔隙的蒙皂石微粒中常見星點狀含鐵白云石(圖3f，綠色箭頭所指)。高嶺石以充填粒間孔隙(圖3i)和骨架顆粒表面黏土礦物膜(圖3j)的形式出現。次生石英加大的含量不超過巖石體積的2.00%，但石英顆粒表面普遍可見(圖3c、h、j)。

砂巖中團塊狀、星點狀含鐵白云石膠結物和長石顆粒的溶蝕現象普遍。團塊狀含鐵白云石多見港灣狀溶蝕邊緣(圖3a、b，黃色箭頭所指)，星點狀含鐵白云石溶蝕孔隙可見蒙皂石充填(圖3g)，長石顆粒形成長條狀溶孔(圖3k、l)。

鏡下觀察發(fā)現，酒東油田深層K1g3砂巖的成巖特征可以劃歸為3類。Ⅰ類成巖特征的砂巖，壓實作用弱，含鐵白云石浸染狀膠結，孔隙損失殆盡(圖3d)，通常稱為“鈣質砂巖”；Ⅱ類成巖特征的砂巖，壓實作用弱，含鐵白云石和長石溶蝕強烈，次生石英加大普遍，粒間孔隙和粒內孔隙發(fā)育(圖3a—c)；Ⅲ類成巖特征的砂巖，壓實作用弱，含鐵白云石和長石溶蝕強烈，粒間孔隙全充填蒙皂石(圖3f)，蒙皂石晶間孔發(fā)育(圖3e、f)。

研究區(qū)下白堊統(tǒng)埋藏深度超過3 500 m，鏡質體反射率Ro一般為0.70%～0.90%，地層溫度為100～130 ℃。結合上述成巖特征可知K1g3砂巖目前正處于中成巖階段A期。

2.3 成巖演化

根據各種礦物之間形成的先后順序及疊加關系，酒東油田深層K1g3砂巖的典型成巖序列為弱壓實作用—含鐵白云石浸染狀膠結—含鐵白云石和長石溶蝕—團塊狀和星點狀含鐵白云石形成以及蒙皂石、次生石英加大、高嶺石沉淀。含鐵白云石浸染狀膠結時間早，為后期酸性流體溶蝕形成大量次生孔隙提供了物質和空間基礎。酸性溶蝕流體作用下，浸染狀含鐵白云石發(fā)生一致性溶解，形成粒間孔隙并伴生團塊狀和星點狀溶蝕殘余，典型證據是3種賦存狀態(tài)的含鐵白云石膠結物都與碎屑顆粒直接接觸，二者之間沒有其他自生礦物；長石顆粒發(fā)生非一致性溶解，形成粒內孔隙，同時為次生石英加大以及高嶺石沉淀提供物質來源；蒙皂石黏土礦物晶形差，分布普遍，說明其可能是酸性溶蝕流體攜帶而來的外來物質。

結合前期工作[5,10-12]可知，酒東油田深層K1g3砂巖的酸性溶蝕流體有3期。第1期溶蝕流體為大氣淡水，作用時間為早白堊世下溝期末，營爾凹陷整體構造抬升，K1g3暴露地表遭受大氣淡水淋濾；第2期溶蝕流體仍為大氣淡水，作用時間為早白堊世中溝期伊始，大氣淡水沿斷層下滲并淋濾K1g3砂巖，大氣淡水淋濾作用的典型證據是蒙皂石充填砂巖的粒間孔隙和粒內孔隙以及形成骨架顆粒表面的黏土膜(圖3e—h)；第3期溶蝕流體為有機酸流體，目前K1g3烴源巖處于生油高峰期[1,12]，伴生大量有機酸流體，短距離運移至相鄰砂巖，溶蝕含鐵白云石膠結物和長石顆粒。3期溶蝕流體對含鐵白云石和長石的持續(xù)溶蝕作用引起次生孔隙不斷擴大，大量粒間孔隙和粒內孔隙相互連通，構成流體流動的良好通道。已有研究成果表明，大氣淡水的淋濾深度一般在不整合面下60～80 m范圍內且隨深度增加孔隙度和滲透率降低[16-18]，而酒東油田K1g3砂巖在不整合面以下80～110 m仍然發(fā)育極為豐富的溶蝕孔隙且孔隙度和滲透率隨深度增加沒有降低的趨勢(圖4)，因此，第1期大氣淡水淋濾不是K1g3砂巖次生孔隙發(fā)育的關鍵溶蝕流體。

圖3 酒東油田K1g3砂巖成巖作用典型微觀圖像

圖4 K1g3砂巖孔隙度和滲透率與不整合面距離交會圖(235組數據)

最新研究成果顯示，有機酸溶蝕碳酸鹽礦物能夠產生的最大次生孔隙度約為1.54%～2.56%[19]；酒東油田K1g3砂巖油藏含水飽和度高達40%以上，說明有機質生成油氣和有機酸的量仍然較少，其溶蝕含鐵白云石產生的次生孔隙度應不足2.00%，因此，第3期酸性溶蝕流體也不是次生孔隙發(fā)育的關鍵流體。大氣淡水通過斷層可以滲透到2 000 m以深[20-21]，推斷第2期線狀大氣淡水淋濾是K1g3砂巖次生孔隙發(fā)育的關鍵溶蝕流體，粒間和粒內孔隙中普遍發(fā)育的蒙皂石黏土微粒是大氣淡水從地表攜帶而來的他生礦物。

通過成巖作用序列及酸性溶蝕流體分析可知，酒東油田深層K1g3砂巖的粒間孔隙為次生孔隙，3種類型成巖特征砂巖的成巖演化過程可以簡要表述為：Ⅰ類成巖特征砂巖，含鐵白云石強膠結，壓實作用弱；Ⅱ類成巖特征砂巖，弱壓實作用—含鐵白云石強膠結—酸性溶蝕流體—含鐵白云石和長石強烈溶蝕—少量蒙皂石、高嶺石、次生石英加大沉淀；Ⅲ類成巖特征砂巖，弱壓實作用—含鐵白云石強膠結—酸性溶蝕流體—含鐵白云石和長石大量溶蝕—大量蒙皂石充填粒間孔隙和粒內孔隙。由成巖演化過程分析可以看出，Ⅱ和Ⅲ類成巖特征砂巖是Ⅰ類成巖特征砂巖在酸性溶蝕流體作用下的產物。

成巖演化差異導致目前成巖特征明顯不同，進而表現為物性相差懸殊(圖5)。Ⅰ類成巖特征砂巖的孔隙度為3.43%～5.12%，平均為4.42%；滲透率普遍小于0.10 mD，平均為0.08 mD。Ⅱ類成巖特征砂巖的孔隙度為8.99%～27.42%，平均為18.15%；滲透率為0.73～1 181.97 mD，平均為357.50 mD。Ⅲ類成巖特征砂巖的孔隙度5.08%～19.52%，平均為12.54%；滲透率為0.34～100.64 mD，平均為9.81 mD。

圖5 各成巖特征砂巖孔隙度和滲透率的相關關系(189組數據)

圖6為酒東油田深層K1g3各類成巖特征砂巖的成巖和物性演化耦合模式圖。圖6的成巖階段及成巖序列部分，線段標示符的寬窄表示成巖事件的強弱，強者寬，弱者窄；線段標示符的長短并不代表成巖作用的絕對時間長短，僅指在成巖階段內的相對時間長短。圖6的孔滲演化史部分，忽略弱壓實作用對砂巖物性的影響，將粒間孔隙中僅殘留少量星點狀方解石、物性最好的Ⅱ類成巖特征砂巖的孔隙度(27.42%)和滲透率(1 181.97 mD)視為原始砂質沉積物的孔隙度和滲透率，Ⅰ類成巖特征砂巖的平均孔隙度和平均滲透率視為含鐵白云石浸染狀膠結砂巖的孔隙度和滲透率，Ⅱ和Ⅲ類成巖特征砂巖的平均孔隙度和平均滲透率視為各自現今的孔隙度和滲透率。成巖-物性演化耦合模式直觀地展示了成巖特征差異對儲層物性的影響，成巖早期含鐵白云石膠結導致砂質沉積物轉化為致密砂巖，早白堊世中溝期伊始大氣淡水對致密砂巖的差異化淋濾作用形成Ⅱ和Ⅲ類成巖特征砂巖，蒙皂石含量的高低是這2類砂巖物性不同的根本原因，Ⅱ類成巖特征砂巖蒙皂石含量低則高孔、高滲，Ⅲ類成巖特征砂巖蒙皂石全充填次生粒間孔隙則中孔、低滲。

圖6 酒東油田K1g33類成巖特征砂巖成巖-物性演化耦合模式

3 砂巖成巖相與優(yōu)質儲層分布

3.1 成巖相劃分依據與命名原則

砂巖成巖相的命名原則較多，但都是以成巖特征差異或沉積環(huán)境與成巖特征相結合作為主要劃分依據并突出物性差異[22-25]。相對來說，沉積環(huán)境與成巖特征相結合的成巖相劃分依據的內涵更加豐富，能夠揭示有利成巖相帶在空間的分布規(guī)律，可以更加有效地指導油氣勘探開發(fā)。文獻調研發(fā)現，成巖相的研究主要集中在原生粒間孔隙占主導的砂巖中，鮮見對次生孔隙性砂巖的成巖相研究。

次生孔隙性砂巖的成巖相劃分依據需要綜合考慮沉積環(huán)境、關鍵溶蝕流體及成巖特征差異，更應重視三者之間的相互配置關系。成巖相命名可以相應地采用沉積環(huán)境、關鍵溶蝕流體成巖環(huán)境、成巖特征組合，能夠直觀地看出控制優(yōu)質儲層的主要因素，而且容易將各種砂巖儲層的成巖相帶標注在平面圖上，為合理預測優(yōu)質儲層的展布規(guī)律提供依據，進而有效地指導油氣勘探開發(fā)。

3.2 成巖相類型與優(yōu)質儲層分布

酒東油田深層K1g3砂巖以塊狀層理為主，沉積相類型為扇三角洲前緣亞相顆粒流沉積[26]。以長2斷層為界，西區(qū)發(fā)育片狀顆粒流沉積，砂體橫向連片規(guī)模大于2 km，垂向疊置厚度超過40 m；東區(qū)發(fā)育朵葉狀顆粒流沉積，砂體橫向分布一般不超過500 m，垂向疊置厚度小于25 m。早白堊世中溝期伊始，在線狀大氣淡水淋濾下，含鐵白云石膠結的片狀顆粒流致密砂巖(Ⅰ類成巖特征砂巖)轉化為具有Ⅱ類成巖特征的富粒間孔隙和粒內孔隙砂巖，含鐵白云石膠結的朵葉狀顆粒流致密砂巖(Ⅰ類成巖特征砂巖)轉化為富蒙皂石黏土礦物的Ⅲ類成巖特征砂巖。根據次生孔隙性砂巖成巖相劃分依據和命名原則，研究區(qū)K1g3砂巖可以劃分為4種成巖相類型：A成巖相為片狀顆粒流砂巖、酸性流體隔絕環(huán)境、含鐵白云石膠結相；B成巖相為片狀顆粒流砂巖、線狀大氣淡水淋濾開放環(huán)境、次生孔隙相；C成巖相為朵葉狀顆粒流砂巖、酸性流體隔絕環(huán)境、含鐵白云石膠結相；D成巖相為朵葉狀顆粒流砂巖、線狀大氣淡水淋濾半開放半封閉環(huán)境、蒙皂石充填相。

早成巖階段，含鐵白云石強膠結顆粒流砂質沉積物形成致密的鈣質砂巖，其中片狀顆粒流致密砂巖為A成巖相，朵葉狀顆粒流致密砂巖為C成巖相。表生成巖階段，A成巖相砂體的橫向規(guī)模大，斷層截切的幾率大，斷層構成大氣淡水在致密砂體中快速流動的網絡，含鐵白云石被迅速溶蝕，產生大量溶蝕孔隙，孔隙和斷層共同形成溶蝕流體的開放系統(tǒng)，流體流速加快，蒙皂石微粒難以沉淀在流體流動通道內，次生粒間孔隙和粒內孔隙發(fā)育，形成高孔、高滲的B成巖相砂巖，為酒東油田的優(yōu)質儲層；C成巖相砂體規(guī)模偏小，斷層截切的幾率小，流體流動網絡發(fā)育程度偏低，線狀大氣淡水流動緩慢，蒙皂石微粒大量沉淀，導致次生粒間孔隙和粒內孔隙轉化為蒙皂石晶間孔隙，形成中孔、低滲的D成巖相砂巖，為酒東油田差儲層。之后的成巖作用對砂巖物性影響不大，僅起到錦上添花的作用。

成巖相平面分布(圖7)表明，長2斷層以西的主產油區(qū)B成巖相砂巖分布范圍為片狀顆粒流砂體分布范圍，長2斷層以東的擴邊區(qū)D成巖相砂巖的分布范圍為朵葉狀顆粒流砂體分布范圍，而A和C成巖相少而未能展示在平面圖中，說明線狀大氣淡水對酒東油田深層K1g3致密砂巖的溶蝕強度大且普遍。

圖7 酒東油田K1g3砂巖成巖相帶厚度分布

B成巖相砂巖高孔(18.15%)、高滲(357.50 mD)，主產油區(qū)油水分異明顯；D成巖相砂巖中孔(12.41%)、低滲(9.81 mD)，蒙皂石含量高，黏土礦物晶間孔發(fā)育，水膜厚度大，形成產純油的低阻油層。

4 油氣地質意義

酒東油田深層K1g3砂巖油藏的儲層成巖作用研究結果表明：顆粒流砂巖是儲層形成的物質基礎，埋藏早期的含鐵白云石浸染狀膠結是3 500 m以深砂巖儲層中碎屑顆粒保持點狀接觸關系的前提；早白堊世中溝期沿強烈活動斷層下滲的大氣淡水淋濾是儲層形成的關鍵溶蝕流體，充裕的溶蝕流體與顆粒流砂體分布范圍內的含鐵白云石膠結物和長石顆粒反應形成豐富的次生粒間和粒內孔隙構成油氣流動網絡；顆粒流砂體的規(guī)模決定儲層質量的優(yōu)劣，大規(guī)模連片分布的片狀顆粒流砂體形成的次生孔隙性儲層質量優(yōu)于透鏡狀分布的朵葉狀顆粒流砂體形成的次生孔隙性儲層。

在優(yōu)質儲層形成機理認識的基礎上，充分考慮儲層形成的關鍵要素和方便實際操作，采用沉積環(huán)境+關鍵溶蝕流體+成巖特征差異的方式命名成巖相并繪制成巖相平面分布圖(圖7)，對優(yōu)質儲層和差儲層的分布范圍進行準確地預測，進而有效地指導油氣勘探開發(fā)。

長2斷層以西的優(yōu)質儲層發(fā)育區(qū)面積為22.79 km2，探明整裝石油地質儲量為1 549×104t；長2斷層以東發(fā)現5個差儲層發(fā)育區(qū)，面積為0.33～2.83 km2，探明石油地質儲量為328×104t。

5 結 論

(1) 酒東油田深層K1g3砂巖處于中成巖階段A期，受3期酸性溶蝕流體成巖環(huán)境控制，含鐵白云石膠結物和長石顆粒普遍發(fā)生溶蝕，特別是中溝期伊始線狀大氣淡水淋濾是次生孔隙形成的關鍵酸性溶蝕流體。

(2) K1g3砂巖具有3類成巖特征：Ⅰ類成巖特征砂巖為含鐵白云石浸染狀膠結致密；Ⅱ類成巖特征砂巖次生粒間孔隙和粒內孔隙極為發(fā)育；Ⅲ類成巖特征砂巖的次生粒間孔隙和粒內孔隙充填蒙皂石黏土礦物。Ⅱ和Ⅲ類成巖特征砂巖由Ⅰ類成巖特征砂巖在酸性溶蝕流體差異化作用下形成。

(3) K1g3砂巖具有4類成巖相，A和C成巖相為致密砂巖，B成巖相為優(yōu)質儲層，D成巖相為差儲層，儲層質量的優(yōu)劣主要受沉積和成巖作用共同控制。優(yōu)質儲層分布在酒東油田主產油區(qū)，差儲層分布在酒東油田擴邊區(qū)。