松遼盆地南部長嶺斷陷登婁庫組致密砂巖有利儲層控制因素

葛巖，黃志龍，宋立忠，白連德，劉曉健，王穎

(1. 中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；2. 中國石油吉林油田分公司勘探開發研究院，吉林 松原，138000)

致密含氣砂巖的概念最早出現于美國，Spencer[1]根據其埋藏較深而稱之為“深層致密砂巖氣”。世界上對致密含氣砂巖并無統一的標準和界限，不同的國家是根據不同時期的石油資源狀況和技術經濟條件來制定其標準和界限，目前通常將孔隙度小于10%、滲透率小于0.5×10-3μm2的儲層定義為致密砂巖儲層。與常規天然氣藏相比，致密砂巖氣藏具有低孔低滲、地層壓力異常、毛細管壓力高和氣水關系復雜等 4大特點[2-3]。致密砂巖氣藏在世界范圍內分布廣泛，資源潛力巨大，全球致密砂巖氣有(600～3 000)×1012m3，是常規天然氣資源的1～5倍[4]。中國在四川、鄂爾多斯、吐哈、松遼、準噶爾南部、塔里木西南、楚雄和東海等10余個盆地皆有致密砂巖氣藏的分布[5]，遠景資源量為(12～100)×1012m3。長期以來松遼盆地南部深層天然氣勘探以火山巖儲層為主，2007年長嶺Ⅰ號氣田的發現拉開碎屑巖儲層勘探的序幕。長嶺Ⅰ號氣田登婁庫組提交探明地質儲量172.88×108m3，2010年在長深10井、嶺深1井的碎屑巖致密儲層中又陸續發現工業氣流，深層致密砂巖氣的勘探又稱為松遼盆地南部天然氣勘探的另一個重點領域。但目前深層碎屑巖勘探一直未取得其他大的突破，致密砂巖中優質儲層的控制因素及分布規律認識不清，嚴重制約致密砂巖氣的勘探。同時，目前關于松遼盆地南部長嶺斷陷登婁庫組致密砂巖的成因及優質儲層的控制因素還未見公開發表的文獻。本次研究選取長嶺斷陷南部天然氣取得突破的幾個重點地區，以鏡下觀察及其他分析測試為手段，分析致密儲層特征及成因；結合構造、沉積及成巖特征，綜合分析致密儲層中優質儲層的控制因素，為松遼盆地南部深層致密砂巖儲層天然氣勘探提供依據。

1 區域地質概況

松遼盆地深層主要指泉頭組二段及其以下地層，盆地深層斷陷是晚侏羅-早白堊世東北亞斷陷的一部分，受斷陷強烈拉張期控盆斷裂的發育作用，斷陷結構特征表現為：單斷式、背斷式和雙斷式，形成隆凹相間的構造格局[6-7]。斷陷結構特點為從北向南，由西斷東超的單斷箕狀凹陷逐漸演變為雙斷凹陷，長嶺斷陷是松遼盆地南部19個斷陷中最大的一個。本次主要研究區域位于長嶺斷陷南部的長嶺Ⅰ號、伏龍泉、雙坨子及大老爺府地區(見圖1)。

圖1 長嶺斷陷區域位置及登婁庫組頂面構造圖Fig.1 Regional location and top structure of Denglouku Formation, Changling Fault Sag

長嶺斷陷依次經歷裂陷初期、強烈裂陷期、裂陷萎縮期和斷-坳轉化時期等幾個主要的構造演化時期，研究目的層登婁庫組沉積時期處于盆地斷、坳轉換期，地層厚度及埋深變化較大。營二段及沙河子組湖相暗色泥巖為該區主力氣源巖，登婁庫組儲層主要是辮狀河及辮狀河三角洲沉積砂體，儲層整體致密，物性較差。從目前的勘探成果來看，天然氣集中分布于長嶺斷陷深層登婁庫組碎屑巖儲層及其下部營城組火山巖儲層。

2 致密砂巖儲層特征

2.1 巖石學特征

通過對研究區32口井435塊薄片的觀察及統計表明，長嶺斷陷登婁庫組砂巖類型主要以長石質巖屑砂巖、巖屑質長石砂巖為主，巖屑類型主要為中酸性噴出巖巖屑、少量千枚巖巖屑、片巖巖屑和石英巖巖屑(見圖2(a))。砂巖粒級以中-細粒及細粒(0.25～0.1 mm)為主。成分成熟度總體上偏低，但各巖石組分在不同地區有所差異。隨深度增加各地區巖屑類型及含量都有不同程度的變化，成熟度變化不一，反映各個層序間物源區的變化。大多數砂巖分選中等-好，碎屑顆粒磨圓以棱角狀-次圓狀為主，圓狀顆粒少見，自構造低部位區至斜坡區接觸關系由線-凹凸接觸向點-線接觸遞變，絕大多數砂巖的結構成熟度中等。

2.2 物性特征

圖2 長嶺斷陷登婁庫組儲層礦物成分及成巖作用Fig.2 Mineralogical composition and lithogenesis of Denglouku Formation, Changling Fault Sag

長嶺斷陷登婁庫組普遍經歷較強的壓實壓溶作用，儲層物性與埋深密切相關，垂向上總體體現為隨埋深增加物性變差的趨勢，且從構造低部位至斜坡帶隨埋深減小，儲層物性總體變好。由孔隙度-深度關系圖(見圖3)來看，長嶺斷陷埋深較深，原生孔隙大部分喪失，次生孔隙發育帶形成良好儲層，2 300～2 600 m處存在次生孔隙發育帶，粒間粒內溶孔發育，次生溶孔占孔隙度含量可達90%以上，實測孔隙度均值在8%左右，最大可達17%。長嶺斷陷長嶺Ⅰ號深層3 500～3 800 m處也存在1個次生孔隙發育帶，其中次生粒間孔占總孔隙度90%以上，原生孔隙幾乎喪失殆盡，孔隙度均值可達5%～7%，仍可作為有效儲層。

3 致密砂巖的成因

致密含氣砂巖的成因是多方面的，起主導作用的是沉積作用和成巖作用。沉積作用是形成致密儲層的最基本因素，決定后期成巖作用的類型和強度；成巖作用是形成低孔滲儲層的關鍵。致密砂巖形成的早期主要以沉積作用為主，而中、后期則主要以成巖作用為主[8-10]。

3.1 沉積環境的影響

3.1.1 砂巖碎屑組分的影響

研究區登婁庫組儲層砂巖碎屑成分以石英、長石和巖屑為主，其中長石、巖屑含量變化范圍較大，對砂巖物性會造成一定的影響。長石含量一般可占到砂巖成分的25%～45%，由鏡下巖石薄片觀察可知，本區次生孔隙的形成主要為長石顆粒的溶解，所以長石含量的多少直接影響儲層的質量好壞，長石含量與孔隙度呈明顯正相關關系(見圖4)。 巖屑含量一般可占到砂巖成分的15%～50%，巖屑成分主要為中酸性噴出巖巖屑、少量千枚巖巖屑、片巖巖屑和石英巖巖屑，其中塑性巖屑和云母在成巖壓實作用下，容易發生擠壓變形堵塞孔隙，部分巖屑壓實強烈形成假雜基充填粒間，使砂巖致密化，原生孔隙難以保存，物性變差，巖屑含量是影響孔隙度的一個重要因素。

圖3 長嶺斷陷登婁庫組孔隙度-深度關系圖Fig.3 Relationship between porosity and depths of Denglouku Formation, Changling Fault Sag

圖4 長石、巖屑含量與面孔率關系圖Fig.4 Relationship between surface porosity and feldspar/debris

3.1.2 巖屑類型差異的影響

物源的不同導致長嶺斷陷各地區巖屑含量與類型呈現不同的差異性，進而直接影響儲層物性，剛性巖屑所占比例高儲層抗壓實能力較強，物性通常較好(見表1)。長嶺Ⅰ號地區塑性巖屑含量高，以酸性噴出巖巖屑和凝灰巖巖屑為主，且有少量云母，總含量可達31%，變質巖巖屑含量低，鏡下見少量片巖和千枚巖巖屑，含量近占2%左右，僅占總巖屑含量的4%～10%；大老爺府與長嶺哈爾金地區巖屑類型類似，也是以酸性噴出巖巖屑為主，兼有少量云母，但總體含量降低，且變質石英巖有所提高，平均含量可達3%～5%之間，占總巖屑含量的8%～15%；雙坨子地區塑性巖屑含量明顯降低，剛性巖屑含量提高，剛性變質石英巖巖屑含量明顯提高，含量在12%左右；伏龍泉地區變質石英巖巖屑可達6%～10%，占總巖屑含量的65%～90%，塑性巖屑含量很低，現今平均孔隙度可達到10.7%。

表1 長嶺斷陷登婁庫組不同地區各類巖屑(質量分數)Table 1 Percentage content of debris in different areas about Denglouku Formation, Changling Fault Sag

總體上，長嶺斷陷登婁庫組巖屑類型以中酸性噴出巖巖屑為主，少量變質巖巖屑(石英巖為主)，平面上呈現自東向西逐漸減小的趨勢。塑性巖屑相對含量自長嶺Ⅰ號至斜坡部位逐漸降低，剛性巖屑相對含量逐漸增高，不同地區巖屑類型的差異導致其孔隙類型的不同。

3.2 成巖作用的影響

3.2.1 壓實壓溶作用

根據長嶺斷陷登婁庫組砂巖薄片的觀察，壓實作用極為常見，顆粒之間主要表現為縫合線接觸。同時，受構造和沉積的影響，壓實壓溶作用程度分區明顯，長嶺Ⅰ號地區壓實作用強烈，地層壓實率較高，相比之下，斜坡帶總體壓實作用較弱。登婁庫組砂巖的壓實、壓溶作用主要體現在以下3個方面：塑性巖屑(千枚巖巖屑、泥巖巖屑、部分酸性噴出巖巖屑)、云母被擠壓變形，部分巖屑壓實強烈形成假雜基充填粒間，使孔隙度降低；石英、長石碎屑顆粒緊密排列，顆粒接觸關系呈線-凹凸接觸及縫合線接觸；微孔隙、細喉道孔隙結構類型常見。

長嶺Ⅰ號地區壓實作用強烈，碎屑顆粒以線-凹凸接觸為主，局部呈現縫合線接觸(見圖2(a))，云母定向排列并壓實變形，剛性顆粒如石英長石發育裂紋。長嶺Ⅰ號地區相對埋深較深，塑性巖屑含量相對較高，剛性巖屑含量少，且巖屑總含量高，同時泥質含量相對較高，使得巖石易于被壓實變形。

斜坡帶地區壓實作用相對較弱，自大老爺府至雙坨子、伏龍泉地區，顆粒由線接觸、凹凸接觸逐漸變為點-線接觸，尤其在伏龍泉地區，顆粒間點接觸明顯，反應了壓實程度依次降低。斜坡帶埋深較淺，塑性巖屑含量相對較低，變質石英巖巖屑等剛性顆粒含量提高，抗壓實能力提高，且泥質含量相應降低，一定程度上阻止壓實作用的進一步發育。

3.2.2 膠結作用

膠結作用是研究區內登婁庫組儲層所經歷的最主要的破壞性成巖作用，是儲層孔隙度大幅度下降的主要原因。本區膠結物類型以碳酸鹽巖、硅質膠結為主，其次為泥質膠結。碳酸鹽膠結物在登婁庫組地層中質量百分比一般在 2%左右，個別層段可達 15%，主要以方解石、白云石為主，屬于晚期膠結(見圖 2(b))。碳酸鹽含量垂向上差異較大，在一個完整河流垂向序列里頂部細粒砂泥巖碳酸鹽含量較低，底部粗粒級砂巖和礫碳酸鹽含量明顯提高，與泥巖接觸的儲層部位碳酸鹽含量也較高。鏡下常見方解石交代長石、石英及其加大邊，還可交代巖屑及早期白云石，部分薄片鏡下可見方解石膠結交代形成連晶，顆粒呈漂浮狀，點接觸或不接。

研究區內石英次生加大膠結現象比較普遍，主要沿石英顆粒構成的孔隙壁向孔隙內生長，對原生孔隙的破壞作用很大(見圖2(c))；長石次生加大膠結比例略低于石英次生加大膠結，主要以斜長石次生加大為主。硫酸鹽膠結物分布相對較少，主要為硬石膏，呈孔隙式充填于孔隙中，主要是再沉淀作用形成的，屬于成巖晚期產物；研究區內登婁庫組粘土礦物膠結物主要為綠泥石，多呈孔隙襯邊的形式產出(見圖2(d))。

參照中國石油天然氣行業標準《碎屑巖成巖階段劃分規范》(SY/T 5477—2003)，中堿性水介質(鹽湖盆地)環境下成巖階段劃分標準，結合最高古地溫、有機質成熟度、自生礦物、粘土礦物等成巖指標進行綜合分析，研究區登婁庫組碎屑巖儲層主要處于中成巖A2-B期。登一至登三段儲層主要處于中成巖B期，登四段除了伏雙大地區處于中成巖 A2期外，其余地區均處于中成巖B期(見圖5)。

4 優質儲層控制因素

長嶺斷陷登婁庫組儲層自上而下發育2個孔隙發育帶：2 300～2 600 m，3 500～3 800 m。產生這種現象的原因為儲層保存一定的原生孔隙或次生孔隙發育。長嶺斷陷登婁庫組優質儲層分布受多種因素影響，如沉積條件(即沉積微相、顆粒成分和粒度等)、成巖作用(如深部流體溶蝕作用強度)及斷裂分布等，這些因素綜合控制著優質儲層的分布[11-14]。

4.1 沉積相對優質儲層的控制作用

沉積相對儲層發育的控制作用，首先表現在對儲層分布空間特征的控制[8-9]。登婁庫組發育辮狀河沉積環境，河道沉積為本區形成厚度較大的大面積砂體，是儲層發育的有利區。由于不同沉積微相類型在沉積作用上的不同，沉積水動力條件不同，所形成的砂體在分選、粒度、厚度、組合形式上以及延伸方向上各具特色，造成不同沉積微相所形成的砂體之間物性差別很大。長嶺Ⅰ號地區主要沉積登三、登四段，北部局部地區有登二段地層分布，沉積相主要為辮狀河河道。對本區登婁庫組的沉積微相的孔隙發育情況進行統計，結果表明較好的儲層發育于心灘微相，砂巖孔隙度主要在4%～7%之間。河漫灘、水下分流河道、水下天然堤微相物性都較差(見圖6)。

4.2 巖石粒度對優質儲層的控制作用

本區砂巖以粉砂巖及細砂巖為主，通過對本區巖石粒度統計表明(見圖7)，細砂巖的物性最好，這是因為粒度大的砂巖，抗壓能力強，在氣源巖生烴排酸期或深部流體注入時，能保持較高的孔隙度和較好的連通性，有利于深部可溶性流體的充注，形成較大規模的溶蝕孔隙。天然氣充注后膠結作用停止，儲層抗壓性進一步增強，從而確保現今仍殘留一定數量的有效孔隙。

由LD8井巖性與物性對應關系可知(見圖8)，細砂巖物性明顯優于粉砂巖物性。細砂巖在儲層壓實過程中能夠保存一定的殘余原生孔隙，有利于后期儲層物性的改善，儲集空間既有粒內孔又有粒間孔；而粉砂巖在經歷強壓實作用后儲層孔隙類型以粒內孔隙為主，故儲層物性較差。

圖5 長嶺斷陷登婁庫組成巖演化序列劃分Fig.5 Division of diagenetic evolution of Denglouku Formation, Changling Fault Sag

圖6 不同沉積相類型儲層孔滲關系圖Fig.6 Relationship between porosity and permeability of different kinds of sedimentary facies

圖7 不同粒度砂巖孔隙度分布圖Fig.7 Distribution of sandstone porosity with different sizes

4.3 氣源斷裂及深部流體溶蝕對優質儲層的控制作用

登婁庫組儲層埋深大，埋藏時間長，普遍達到中成巖A至中成巖B期，各種成巖作用的強弱決定孔隙演化和孔隙類型。建設性成巖作用主要為溶蝕作用，通過對長石、巖屑等易溶礦物形成次生孔隙(見圖2(e))，從而改善儲層質量。雙坨子及大老爺府登婁庫組地層埋深相對較淺，次生孔隙以粒間、粒內孔隙為主，長嶺Ⅰ號埋深較大，壓實作用更為強烈，次生孔隙類型主要為粒間孔隙(見圖2(f))。

長嶺斷陷南部的勘探實踐表明：伏龍泉及雙坨子所在的東部地區天然氣類型主要為烴類氣；大老爺府及長嶺Ⅰ號具有烴類氣、二氧化碳氣組成的混合氣的特點，但二氧化碳含量較低；西部地區以二氧化碳氣藏為主[15]。通過對鑄體薄片及掃描電鏡的觀察，綜合研究認為長嶺斷陷中部及東部登婁庫組次生孔隙主要由于有機酸溶解長石及巖屑而形成。同時，在大老爺府及長嶺Ⅰ號儲層中有二氧化碳氣進入儲層，砂巖鏡下鑒定中見到一定量的片鈉鋁石[16-17]，表明儲層明顯遭受過深部熱液的改造作用，深部熱液對長石的溶蝕作用有利于儲集空間的改善。而長嶺斷陷西部含有二氧化碳的深部流體對次生孔隙的形成可能將起到主要作用。

在連續埋藏的成巖體系中，有機酸主要來源于干酪根的熱降解作用，而另一種次要的來源是在油水界面附近原油的生物降解和熱變作用。一般認為，有機酸主要產生于 80～120 ℃。低于該溫度，所生成的有機酸被微生物所消耗而高于該溫度所生成的有機酸因溫度太高而發生分解。因而，80～120 ℃被認為是不同盆地生成有機酸的溫度范圍[18]。通過分析長嶺Ⅰ號地區流體包裹體均一溫度(110～140 ℃)可知，天然氣主要成藏期為青山口組末期至嫩江組末期，有機酸大量形成并充注儲層在青山口組早期至姚家組末期，有機酸充注時間遠早于天然氣成藏的時間(見圖9)。長嶺斷陷沙河子組、營城組烴源巖早期演化過程中形成的有機酸是形成登婁庫組次生孔隙的主要原因。

圖8 LD8井巖性與物性關系圖Fig.8 Relationship between porosity and lithology of well LD8

圖9 LD5井天然氣成藏期與有機酸充注的配置關系Fig.9 Relationship between Reservoir forming period of nature gas and filling of organic acid of well LD5

圖10 長嶺Ⅰ號地區四方臺組沉積末期斷裂分布圖Fig.10 Distribution of fault of Changling-1 gas field in latest Si Fangtai formation

長嶺斷陷深層氣源斷裂發育，而次生孔隙的發育程度主要取決于氣源斷裂與有機酸充注的配置關系。巖心觀察表明，在洼陷內斷裂斷裂帶附近存在大量的裂縫(見圖 2(g))。同時，鏡下觀測及壓汞實驗分析也證實深層微裂縫的大量存在，LD12井鑄體薄片見構造縫及泥質膠結物收縮形成的成巖縫(見圖 2(h))，LD56井掃描電鏡下觀測見多條構造縫(見圖2(i))。裂縫的存在一方面有助于儲集物性的進一步改善，另一方面為有機酸充注提供重要通道，有助于次生孔隙發育帶分布面積的增大。通過對該地區的構造演化進行研究認為，青山口組沉積早期為氣源斷裂的主要發育期，此時營城組、沙河子組烴源巖鏡質體反射率(Ro)處于0.5%～0.7%之間，有機酸大量生成并隨氣源斷裂進入登婁庫組碎屑巖儲層。在統計長嶺Ⅰ號20余口探井及生產井物性數據的基礎上，繪制登三段儲層孔隙度等值線證明，距離氣源斷裂越遠儲層物性逐漸變差，孔隙度從7%減小到4%(見圖10)。

5 結論

(1) 長嶺斷陷登婁庫組砂巖類型主要以巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，部分為巖屑砂巖和長石砂巖，成分成熟度總體上偏低，各巖石組分在不同地區差異較大。洼陷內儲層整體致密，縱向上存在2 300～2 600 m和3 500～3 800 m 2個次生孔隙發育帶。

(2) 沉積環境及成巖作用是導致儲層致密的 2個重要原因，不同物源區巖屑類型的差異導致其孔隙類型的不同，礦物組分含量是影響孔隙度的一個重要因素，壓實壓溶作用及膠結作用是后期導致孔隙大量減小的主要方式。

(3) 優質儲層的發育受沉積相、巖石粒度、氣源斷裂及深部流體溶蝕的控制作用，較好的儲層發育于心灘微相，河漫灘、水下分流河道、水下天然堤微相物性都較差。粒度較大的中、細砂巖，抗壓能力強，在深部流體充注前，能保持較高的孔隙度和較好的連通性。

(4) 長嶺斷陷中部及東部地區儲層物性的改善主要依靠有機酸對長石的溶解，次生孔隙的發育程度取決于氣源斷裂演化與有機酸充注時間的配置關系。排酸期一般都早于天然氣充注期，烴源巖排出的大量有機酸通過氣源斷裂進入儲層溶解長石形成次生孔隙發育帶，有利于后期天然氣的聚集成藏。

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