馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲集空間特征及其成因①

黃志龍 郭小波 柳 波 張代生 張建波 齊永安 王 瑞

(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.東北石油大學地球科學學院 黑龍江大慶 163318;3.中國石油吐哈油田分公司 新疆哈密 839009)

進入21世紀以來，油氣勘探逐漸從常規油氣延伸到非常規油氣，非常規油氣地質理論研究與勘探開發實踐日益受到世界各國地質勘探家的重視;我國非常規油氣資源具有類型多、分布廣、潛力大的特點［1～4］。但是，自1996年我國成為石油凈進口國以來，我國油氣的對外依存度持續增加。因此，非常規油氣地質研究與勘探開發對緩解我國能源短缺的壓力，保障能源安全，具有重要的戰略意義。源巖油是烴源巖生成的液態烴類大量滯留于烴源巖層系中形成的一種非常規油氣資源，如頁巖油，自生自儲特征明顯［2］。馬朗凹陷蘆草溝組油氣勘探始于20世紀90年代末，由于局限于常規油氣地質理論，勘探無法深入而一度終止。直至2010年，在H8-2井白云質泥巖、泥質白云巖等致密儲層中獲得平均日產4 m3油流后，人們才開始應用非常規油氣地質理論，重新認識、評估蘆草溝組油氣勘探前景。本文通過對馬朗凹陷源巖油儲層微觀儲集空間類型及成因的研究，促進納米級油氣儲層的研究進展，為源巖油勘探開發提供科學依據。

1 研究區基礎地質背景

三塘湖盆地位于新疆東北部，北與蒙古共和國接壤，西與準噶爾盆地相鄰，南與吐哈盆地相鄰，是在早古生代基底上發展起來的疊合盆地，面積約2.3×104km2;馬朗凹陷位于三塘湖盆地東南部，是重要的富油凹陷(圖1)［5，6］。黃志龍 2010年研究認為，蘆草溝組發育一套優質烴源巖層系，有機質豐度高，類型好、富含富氫組分，在低成熟—成熟早期階段即生成大量液態烴，且未經過運移或僅經過小尺度初次運移后滯留在源巖層，“自生自儲”特征明顯，因而烴源巖層也是儲集層和蓋層，為典型的源巖油。鄒才能定義“連續型”油氣藏的基本特征為在大范圍源內或近源、非常規儲集體系中烴類連續分布、非浮力聚集、持續充注，無明顯圈閉和蓋層界限，存在異常壓力，且壓力系統不統一，油氣水分布復雜，常規技術難以開采等［7～9］。勘探開發實踐揭示，蘆草溝組油氣顯示活躍，油水分異差，烴類連續分布，無統一的油、水邊界面，其開發需要對儲層進行人工改造，因此可稱為源內“連續型”非常規油藏。

1 源巖油儲層微觀孔隙研究方法

在巖芯、鑄體薄片觀察的基礎上，綜合利用氬離子拋光、場發射掃描電子顯微鏡、背散射電子衍射、X射線能譜、X衍射、偏光顯微鏡、熒光等實驗方法，對儲集層進行宏觀與微觀特征的分析。

圖1 新疆三塘湖盆地構造單元劃分Fig.1 The structural units of the Santanghu basin in Xinjiang

巖石表面微觀觀察時，要對較平整、光滑的新鮮巖石表面進行氬離子拋光，執行中國石油天然氣總公司發布的巖石樣品掃描電子顯微鏡分析標準(SY/T5162—1997)對巖樣進行前期處理。在低于10－4Mbr環境下，采用離子濺射儀(SCD500)鍍金，厚約15 nm，然后在掃描電子顯微鏡下觀察分析。研究中采用場發射環境掃描電子顯微鏡(FEI Quanta 200F)，分辨率可達1.2 nm，該儀器為二次電子成像(ETD)、背散射電子衍射成像(BSED)和X射線能譜分析(EDX，簡稱能譜分析)三元一體化系統，可以同時切換使用。二次電子是指被入射電子轟擊出來的核外電子;二次電子成像主要反映樣品表面形貌。背散射電子是指被固體樣品中的原子核反彈回來的一部分入射電子;背散射電子成像信號不僅能反映樣品形貌特征，也可用來顯示原子序數襯度，定性分析物質成分，如有機質相對于其它礦物成分顏色發暗。在觀察樣品掃描形貌的同時，X射線能譜可對樣品微區進行元素分析［10，11］。

2 源巖油儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層巖性多樣，主要有泥巖、碳酸鹽巖與泥巖的過渡類巖性、凝灰質泥巖以及少量泥晶灰巖、泥晶白云巖、凝灰巖等(見表1)。蘆草溝組復雜巖性為近海陸相湖盆沉積，受火山活動影響，沉積有火山灰物質，沉積物多細粒泥狀結構，以紋層狀構造為特征，紋層一般厚度為0.1～10 mm。紋層是在靜水環境下，形成的不同等級的韻律性層理，主要受氣候周期性變化影響［12］。

2.2 源巖油儲層物性特征

對250個樣品進行物性測試(見表2、3)。統計顯示，78.8%的樣品孔隙度值小于 8.0%;65.9%的樣品滲透率值小于 0.05 ×10－3μm2，小于 1 ×10－3μm2的樣品占79.7%，屬于典型的致密儲層。其中，灰質泥巖、泥質灰巖、白云質泥巖等過渡類巖性，孔隙度主要分布在6%～12%，水平滲透率多大于10×10－3μm2，物性最好;泥巖和凝灰質泥巖孔隙度主要分布在4%～10%，水平滲透率在1×10－3～10×10－3μm2之間，物性次之;而泥晶灰巖和泥晶白云巖孔隙度主要分布在1%～6%，水平滲透率在0.05×10－3～1×10－3μm2之間，物性最差。壓汞實驗表明孔隙結構以微孔、細喉、極細歪度，孔隙吼道分選差為特征。孔隙度與滲透率為正相關關系，但關系不甚明顯(見圖2)，反映出孔隙結構、類型比較復雜。

3 源巖油儲集空間類型、特征及其成因

蘆草溝組源巖油儲層的儲集空間可分為原生孔隙、次生溶蝕孔隙、有機質殘留孔隙、裂縫和紋層縫五種基本類型。

表1 馬朗凹陷蘆草溝組各巖性巖石學特征Table 1 The petrological characteristics of Lucaogou Formation in Malang sag

表2 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層孔隙度頻率分布Table 2 Porosity frequency distribution of Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

表3 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層滲透率頻率分布Table 3 Permeability frequency distribution of Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

圖2 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層孔隙度與滲透率關系Fig.2 Relationship between porosity and permeability of Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

3.1 原生孔隙

原生孔隙主要是巖石顆粒或礦物晶體抗壓實作用而保存下來的原始沉積孔隙。蘆草溝組源巖油儲層中原生孔隙主要為粒間孔隙(圖3a)和晶間孔隙(圖3b)。粒間孔隙主要存在于剛性顆粒之間，形態不規則、發育普遍，但連通性差。晶間孔隙主要為石英晶體、碳酸鹽巖礦物晶體之間的孔隙，數量很多、絕對孔隙度可以很大，但孔徑較小［13，14］。理論上，原生孔隙可存在于任何巖性，目前認為對油氣富集有意義的原生孔隙主要發育于石英含量較高的泥巖、灰質泥巖、白云質泥巖，泥質白云巖等巖石中，白云石的菱形晶粒間可保存大量晶間孔。

3.2 次生溶蝕孔隙

次生孔隙多為有機質熱演化過程中生成的有機酸、酚類、CO2溶于水形成的酸性流體，對巖石中長石、碳酸鹽巖等不穩定組分溶蝕形成，包括粒間—粒內溶孔、溶蝕縫和基質型溶蝕孔隙等。蘆草溝組源巖油儲層中次生孔隙的形成主要受巖石總有機碳含量(TOC/%)和不穩定礦物含量的控制，主要發育于灰質泥巖、泥質灰巖、白云質泥巖、泥巖中。

粒間—粒內溶孔是碎屑顆粒之間或者顆粒之內的不穩定組分被溶蝕形成，二者不易區分。掃描電鏡下可見H3井泥巖中不穩定礦物溶蝕形成的次生孔隙，能譜分析元素主要為Ca、Fe、Mg，為鐵方解石溶蝕形成(圖3c)。溶蝕縫是先期形成的裂縫被方解石等填隙物充填，之后在酸性流體作用下全部或部分被溶蝕而形成，常與裂縫相伴生，主要形成于泥質灰巖、泥質白云巖等富含脆性礦物的巖石中。從H12井灰質泥巖鑄體薄片的正交偏光下可見，紅色處裂縫被全部溶蝕，其左邊裂縫被半溶蝕，而右邊裂縫未被溶蝕(圖3d)。H8井泥質灰巖裂縫中充填的方解石，可見清晰的微裂縫，發綠色熒光，可知有烴類的充注(見圖3e、f)。基質型溶蝕孔隙主要是分散在細粒巖石基質中的不穩定礦物遭受溶蝕而形成，發育普遍，分布零散、孔徑小，在偏光顯微鏡下不易觀察，經氬離子拋光巖石表面，在掃描電鏡下可見納米到微米級溶蝕孔(圖3g、h)。H12井含云泥巖自然斷面可見礦物的溶蝕痕跡(圖3i)，其臨近礦物(紅框處)能譜分析顯示，C元素質量分數為56.13%，原子個數百分比為75.91%，應為有機質，是有機質生烴產生的酸性流體對碳酸鹽巖等的就近溶蝕現象。

圖3 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層原生孔隙與次生溶蝕孔隙Fig.3 Primary and secondary dissolution pores of Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

3.3 有機質孔

有機質孔常見形狀較規則，凹坑狀、蜂窩狀，大小從幾十納米到幾百納米不等［15］。對H3井泥巖做掃描電鏡二次電子成像(圖4a)和背散射電子衍射成像(圖4b)，均可見凹坑狀有機質孔。對比可見圖4b視域明顯變暗，能譜分析顯示碳元素質量百分比為50.85%，原子個數百分比為68.61%(圖4c)，確定為有機質，是其生烴演化過程中形成的納米級微孔隙。H10井泥質云巖樣品在電鏡下放大4萬倍，可見蜂窩狀有機質孔，大小在50～800 nm之間(圖4d、e)，其形態與Barnett富有機質巖石中觀察到的有機質孔非常相似(圖4f)。

有機質孔為有機質在熱演化過程中形成的殘留孔隙，在成熟度相近條件下，孔隙度與總有機碳含量呈正相關關系(圖5)，說明有機質生烴殘留孔在烴源巖儲集空間中占有重要地位。Jarvie和Passey等人也分別介紹了有機質孔在富有機質巖石基質孔隙中的重要性，并指出有機質孔對烴類是潤濕的［16，17］。

圖4 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層有機質孔特征Fig.4 The characteristics of organic matter pore in Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

圖5 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層孔隙度與TOC關系Fig.5 Relationship between porosity and TOC of Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

3.4 裂縫

對肉眼可見的巖芯裂縫統計，馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層裂縫線密度可高達近百條/米;裂縫以垂直縫居多，占37.6%，其次是水平裂縫和高角度斜交縫，分別占31.2%和18.7%，低角度斜交縫最少，占12.5%。裂縫寬度分布在0.2～10 mm之間，集中分布在2～8 mm間。裂縫多被方解石全部充填或半充填，未充填部位普遍含油。根據裂縫成因，研究區裂縫可分為構造縫和非構造縫兩大類。構造縫可分為張性縫、剪性縫和張剪縫三種，構造縫是指由于局部構造作用所形成或與局部構造作用相伴而生的裂縫，主要是與斷層和褶曲有關的裂縫，其方向、分布和形成均與局部構造的形成與發展有關，在斷層帶、褶皺帶附件發育［18］。非構造裂縫主要為成巖過程中，泥質巖類巖石脫水收縮形成的成巖縫、礦物相變縫以及有機質生烴形成局部超壓誘導縫。掃描電鏡下可見大量微裂縫(圖6a、b、c)，這些裂縫的發育主要受巖石脆性礦物含量、巖石粒度、巖層厚度等的影響［19］。

3.5 紋層縫

研究區普遍發育紋層，其巖性以泥巖、泥質白云巖、白云質泥巖等為主。紋層以不同巖性、明暗相間的薄層疊置而成，淺色層白云質成分居多，暗色層以泥質成分居多。紋層巖總有機碳含量較高，可作為優質烴源巖［20］;其暗色層段較淺色層段總有機碳含量高，可達8.7%。這種混合型巖石中粘土礦物含量平均19.2%，最大為40%。

楊式升、羅平2002年研究認為，不同紋層硬度存在差異，在非均衡應力作用下容易產生層間滑脫縫;同時，紋層巖的巖石物理性質不同于常規泥巖，其泊松比變化大，容易發生脆性破裂，形成破裂縫［20～22］。紋層巖的層間滑脫縫和破裂縫是紋層巖儲集空間形成的重要基礎。紋層巖作為優質烴源巖，生成的烴類經過極短距離的初次運移即可在儲集空間中富集，有利于源巖油的富集，對巖芯觀察和薄片熒光觀察可見普遍含油(圖6d、e、f)。

蘆草溝組源巖油儲層中發育大量納米級至微米級微孔隙、微裂縫，其發育主要受巖石有機碳含量、礦物組成、成巖作用、構造活動等的控制。烴類直徑在0.38 nm(甲烷)到10 nm(瀝青質)之間，基本都小于儲集空間尺度［15］，因此，可成為液態烴類的有效儲集空間，同時作為有效滲流通道主要應為稍大的溶蝕孔隙和裂縫。源儲共生型納米—微米級油氣儲層的研究，為人們深入認識致密油氣儲層儲集空間類型與成因，油氣的微觀賦存狀態與油氣生運聚機制具有一定的意義。正因為源巖油儲層的微觀孔隙的特殊性，異常壓力的存在對致密油的產能具有重要意義。

圖6 馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層中裂縫與紋層Fig.6 Fractures and lamina in Lucaogou Formation source rock oil reservoir in the Malang sag

4 結論

(1)馬朗凹陷蘆草溝組源巖油儲層巖性復雜，多為泥巖、碳酸鹽巖與泥巖的過渡類巖性和凝灰質泥巖等。

(2)蘆草溝組源巖油儲層儲集空間類型多樣，可分為原生孔，次生溶蝕孔，有機質孔，裂縫，紋層縫等五大類;可細分為，粒間孔、晶間孔、粒間—粒內溶孔、基質型溶蝕孔隙、溶蝕縫、構造縫、成巖脫水收縮縫，生烴超壓誘導縫，層間滑脫縫、破裂縫等亞類。

(3)不同類型儲集空間具有不同成因，原生孔隙主要是顆粒抗壓實作用保存下來的孔隙;次生溶蝕孔隙是不穩定礦物發生溶蝕而成;高有機質豐度泥頁巖有利于有機質殘留孔的形成;脆性礦物含量影響裂縫和微裂縫的發育;巖石物理性質的差異是紋層發生層間滑脫和破裂的主要原因。

(4)源巖油儲層中異常壓力的存在對源巖油開發具重要意義。

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