準噶爾盆地中部1區塊侏羅系三工河組毯砂成藏期孔隙度恢復及其意義

陳 林， 許 濤，石好果，張曰靜，張 敏，修金磊

(中國石化 勝利油田分公司 西部新區研究院，山東 東營，257000)

準噶爾盆地中部1區塊侏羅系三工河組毯砂成藏期孔隙度恢復及其意義

陳 林， 許 濤，石好果，張曰靜，張 敏，修金磊

(中國石化 勝利油田分公司 西部新區研究院，山東 東營，257000)

綜合利用巖石薄片、儲層物性等資料，結合埋藏史及油氣充注史研究,通過分析成藏期毯砂成巖特征，建立成巖演化序列與油氣充注的對應關系，并分別采用壓實趨勢法與反演回剝法對準噶爾盆地中部1區塊侏羅系三工河組二段下亞段[J1s2(1)]毯砂在關鍵成藏期的孔隙度進行了定量恢復。結果表明，在成藏關鍵期，毯砂埋藏淺，物性較好，可做為較好的油氣輸導層及儲集層，表明該毯砂在成藏關鍵期的重要輸導作用，同時明確了該區具有較大的勘探潛力。

成巖演化；物性恢復；毯砂；三工河組；準噶爾盆地

1 研究目的及意義

準噶爾盆地中部1區塊在構造上位于中央坳陷帶的中西部，主體位于盆1井西凹陷和昌吉凹陷北斜坡，處于生油凹陷區內，主要勘探層系為侏羅系和白堊系，目前該區有多口井獲得工業油流，并取得一定規模的探明石油地質儲量。然而目前已發現的油氣藏多分布于油源斷層附近,近年來鉆探效果不理想，成藏規律不清是制約該區勘探進程的關鍵問題，由于油源斷層較少，遠離油源斷層的區域能否成藏以及如何成藏,即油氣如何輸導是明確該區勘探潛力及油氣富集規律的關鍵。

張善文[1]提出了砂體橫向輸導的概念，為我們的研究提供了借鑒，由于該區J1s2(1)廣泛發育了一套縱向厚度大且相互疊置、橫向延伸范圍廣、呈泛連通的“毯砂”[2-3]，可能成為重要的橫向輸導層，使遠離油源斷層的圈閉可通過毯砂和次級斷層的輸導而成藏。然而現今情況下，該毯砂埋藏較深,受成巖改造強烈，多屬低孔低滲、超低滲儲層范疇,現今輸導能力較為有限，在成藏期是否具有較好的輸導能力尚未可知。因此針對該毯砂輸導能力的評價成為研究該區油氣輸導及富集規律所不容忽視的一個重要問題。可見,恢復該毯砂在關鍵成藏期的物性，對于評價勘探潛力，認識成藏期儲層地質條件，研究油氣輸導、富集規律以及對于下一步的勘探部署等都具有重要的指導意義。

2 成藏期孔隙度恢復現狀

儲層現今孔隙特征是其在埋藏過程中原生孔隙經壓實、膠結充填后保存下來的原生孔隙和埋藏過程中形成的且保存到現今的次生孔隙的總和。要獲得地質歷史時期儲層的孔隙特征，就需要對儲層孔隙演化進行恢復。恢復儲層孔隙演化的研究方法目前主要有反演回剝法和正演物理模擬實驗法[4]。前人也通過儲層物性資料及鑄體薄片等資料對成藏期儲層物性恢復進行過大量嘗試，如利用物性資料建立孔-深關系，確定成藏期古埋深，將該埋深下對應的現今儲層物性近似為成藏期的儲層物性[5-6]，該方法沒有考慮其他因素的影響，且在孔深關系上，同一深度下孔隙度分布范圍較大，給古孔隙度的恢復造成了困難。這類方法的優點是工作量較小，操作簡便，但恢復結果的可信度有待商榷。而在利用鑄體薄片資料時，前人也通過綜合建立成巖演化序列，利用反演回剝法，定量計算各期成巖作用對儲層孔隙度的影響，逐步恢復各成巖初期儲層孔隙度，在恢復成藏期儲層物性上，則需要確定成巖演化與油氣充注的關系，以去除油氣充注后成巖作用對儲層物性的影響[7]，然而這類方法目前存在的問題主要有3個，一是多將面孔率直接等同于孔隙度，二是在壓實校正上，將壓實損失的孔隙度全部歸結到了早成巖期上，三是難以明確油氣充注與成巖演化序列的對應關系。但其優點是采用真實巖樣，能夠真實反應儲層的孔隙結構。

本次研究綜合利用了上述兩種方法，并綜合考慮了其存在問題，對研究區三工河組毯砂成藏關鍵期的孔隙度進行定量恢復嘗試。第一種方法為壓實趨勢 法，首先在明確了主成藏期該毯砂處于早成巖期，儲層處于正常壓實階段，儲層物性主要受埋深控制，利用測井解釋物性建立孔-深關系，通過單井埋藏史確定成藏期的古埋深，進而根據單井孔-深關系，恢復成藏期埋深下的孔隙度。第二種方法為反演回剝法,通過建立成巖演化與油氣充注的耦合關系，明確油氣充注后經歷的成巖作用類型，進而通過反演回剝，去除這些成巖作用對儲層孔隙的影響，并進行壓實校正，最終恢復成藏時期的孔隙度。

3 壓實趨勢法

中1區塊存在多期油氣充注，且主充注期為K1末-K2初[ 8-11]，利用這一研究成果，根據中1區塊多口井單井埋藏史分析，表明主充注期毯砂埋藏較淺，基本在2 500 m以上，鏡質體反射率(Ro)小于0.5%，溫度低于80 ℃(圖1),儲層處于早成巖階段，以正常壓實為主，因此儲層物性除了受沉積作用的控制外，主要受壓實作用的影響。

圖1 準噶爾盆地中部1區塊單井埋藏史Fig.1 Burial history of Well S1(left)and Well ZH1(right)in Block 1 in Central Junggar Basina. S1井；b. ZH1井

圖2 準噶爾盆地中部1區塊J1s2毯砂各井測井解釋孔隙度-深度關系Fig.2 Logging porosity vs. depth of different wells in Block 1 in Central Junggar Basina. S11井；b. S3井；c. Zh7井；d. Z11井

井號現今埋深/m現今孔隙度/%成藏期埋深/m成藏期平均孔隙度/%S13674.5～3718.012.81915.5～1959.027.0S33525.5～3579.013.32035.5～2089.025.0S113499.0～3577.013.91979.0～2057.024.8Zh24601.5～4625.08.81881.0～1994.528.0Zh114442.5～4490.57.42179.0～2227.023.0Zh1014808.5～4853.09.41911.5～1956.030.0Zh35099.0～5156.09.71929.0～1986.030.0Z14377.0～4418.010.82139.0～2180.020.0Z34202.0～4259.011.02332.0～2389.019.0Z54297.0～4334.012.42212.0～2249.022.0Z1014356.5～4395.09.22149.5～2188.021.0

該方法操作簡便,所要求的資料程度不高,但僅適用于成藏期儲層處于正常壓實階段,即儲層物性除了受沉積作用的控制之外,基本不受膠結和溶解作用的影響,僅受壓實作用影響。另外，由于所用物性數據均來自測井解釋，其恢復結果的可信度需要進一步的驗證。

4 反演回剝法

該方法以實際鑄體薄片資料為基礎，通過建立成巖演化序列及對應油氣充注期次，明確主成藏期后發生的各種成巖作用類型，并定量計算其對儲層孔隙度的影響，然后以現今孔隙面貌為基礎，通過反演回剝，按照成巖演化序列，由晚至早，逐步去除油氣充注后各成巖作用類型對儲層孔隙度的影響，并進行壓實校正，最終恢復主成藏期儲層的孔隙度，其計算公式可以概括為：

Φ成藏期=Φ現今+Φ后膠結-Φ后溶解+Φ后壓實

(1)

式中：Φ成藏期為主成藏期孔隙度，%;Φ現今為現今孔隙度，%;Φ后膠結為主成藏期及以后膠結作用損失的孔隙度，%;Φ后溶解為主成藏期及以后溶解增加的孔隙度，%;Φ后壓實為成藏期后壓實作用損失的總孔隙度,%。

值得注意的是，Φ后膠結應該包括現今殘留的膠結物和地質歷史時期曾經產生但后期溶解的膠結物，即為成藏期以后產生的原始總膠結物所損失的孔隙度。

根據這一思路，首先要建立成巖演化序列及對應油氣充注序列，明確主成藏期及以后發生的成巖作用類型，其次，通過鑄體薄片分析，結合面孔率-孔隙度轉化公式，定量分析各成巖作用對儲層孔隙度的影響，最后對油氣充注后壓實作用損失的孔隙度進行校正，進而根據成巖演化序列，通過反演回剝，逐步恢復主成藏期的孔隙度。

4.1 成巖演化及油氣充注對應關系

根據巖石薄片中礦物間的交代和溶解-充填等現象以及“新”破壞“老”這一原則，分析各成巖作用發生的先后順序及期次。結合流體包裹體熒光資料及其均一溫度測試，確定油氣充注期次及與一些成巖作用的先后順序，最終綜合建立成巖演化與油氣充注的對應關系。

又如鮑照的《代春日行》采用民間謠諺的三言句，隔句押韻，描寫了歲首青年男女郊外春游的歡樂情景，尾句“兩相思。兩不知”描寫了春游中的青年男女彼此產生了愛慕相思之情的隱秘微妙的心理狀態。沈德潛評曰：“聲情駘蕩。末六字比‘心悅君兮君不知’更深。”（《古詩源》卷十一）

4.1.1 成巖演化序列

首先，根據長石顆粒發生了溶蝕，且溶蝕孔隙被碳酸鹽膠結物所充填，且碳酸鹽膠結物也發生了溶蝕(圖3a)，推斷長石溶蝕要早于碳酸鹽膠結、早于碳酸鹽膠結物的溶蝕；而根據石英顆粒及其加大邊發生溶蝕，且溶蝕空間也被碳酸鹽膠結物充填(圖3c,d)，判斷石英加大的形成要早于石英的溶蝕、早于碳酸鹽膠結物的膠結。

其次，根據碳酸鹽膠結物交代石英加大邊或充填在兩期石英加大邊的外側(圖3b)，及石英加大邊充填在碳酸鹽膠結物的膠結剩余粒間孔之中(圖3e)，說明至少存在著三期的石英加大，其中，第1和2期加大早于碳酸鹽膠結，第3期加大則晚于碳酸鹽膠結。在征沙村地區可見硬石膏交代石英加大邊，且被粒狀白云石交代(圖3e，f)，說明硬石膏膠結物早于石英膠結而晚于碳酸鹽膠結。

綜上分析，結合各成巖作用發生的流體性質判斷，各成巖作用的先后順序可歸納為：長石溶蝕/一期石英加大—二期石英加大—石英溶蝕—碳酸鹽膠結—硬石膏膠結—三期石英加大/碳酸鹽膠結物溶解。

4.1.2 油氣充注序列與成巖演化序列的對應關系

油氣成藏期次目前主要根據油氣包裹體均一溫度等來劃分[12]，前人也利用烴源巖熱演化、流體包裹體均一溫度等方法對研究區油氣充注史開展了大量研究，普遍認為存在多期油氣充注，其中K1末為主要的油氣充注期[6-11,13-15]。

本次研究根據熒光薄片資料，不同時期充注的烴類流體被捕獲在不同時期石英加大邊中(圖4)，Ⅰ期石英加大邊的塵線中捕獲一期烴類流體，Ⅱ期石英加大邊的外側又捕獲另一期烴類流體(均呈黃色熒光)，且孔隙中瀝青及石英顆粒內裂縫中烴類包裹體熒光下均呈藍白色，據此推斷,至少存在3期烴類充注，且烴類充注與石英加大期次關系為：Ⅰ期油氣充注(呈藍、藍白色熒光，多變成瀝青)—石英加大/Ⅱ期油氣充注—石英加大/Ⅲ期油氣充注。

圖3 準噶爾盆地中部1區塊J1s2儲層主要成巖現象Fig.3 Primary diagenetic phenomena in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Form ation of Block 1in Central Junggar Basina. Zh2井，埋深4 368.9 m，碳酸鹽膠結物充填于長石溶孔中，且碳酸鹽膠結物發生溶解；b. Zh2井，埋深4 368.8，方解石膠結物充填于兩期石英加大邊的外側；c. Zh101井，埋深4 344.9 m石英顆粒及其加大邊發生溶解；d. Zh2井，埋深4 359.6 m，碳酸鹽膠結物充填于石英加大邊溶蝕孔隙中；e. Z1井，埋深4 796 m，碳酸鹽膠結物及硬石膏充填于一期石英加大外側，而另一期石英加大邊充填在碳酸鹽巖膠結殘余孔隙之中；f. Z1-1井，埋深4 785.7 m，粒狀白云石交代硬石膏膠結物

圖4 S1井J1s2儲層薄片鏡下微觀特征Fig.4 Photomicrographs of thin sections of the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation in the Well S1 in Block 1,Central Junggar Basina. S1井，埋深3 679.5 m，J1s2(1);b. S1井，埋深3 679.5 m,J1s2(1)

由于油氣充注一方面可促進酸溶性礦物溶解，另一方面也會抑制自生礦物的沉淀及礦物間的轉化[16-17]，結合油氣充注與石英加大的關系，認為3期油氣充注伴隨著3期酸性流體的注入，進而形成3期石英加大和3期酸性溶解。通過統計不同含油級別儲層的膠結物含量及溶解面孔率發現(圖5)，含油儲層膠結物含量明顯低于不含油儲層，且含油儲層的溶解程度也明顯高于不含油儲層，說明主充注期處于碳酸鹽膠結的早期，油氣的充注抑制了碳酸鹽膠結物的繼續沉淀，且帶來的有機酸會溶蝕長石顆粒及已沉淀的碳酸巖膠結物，而未被充注的儲層碳酸巖膠結物則繼續沉淀，儲集空間被大量充填，導致現今物性較差。

圖5 準噶爾盆地中部1區塊J1s2不同含油級別儲層對應膠結物平均含量、平均溶蝕面孔率統計直方圖Fig.5 Statistical histogram of average cement contents and dissolution porosity on thin sections within different oil bearing reservoirs in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

綜上分析，成巖演化與油氣充注的對應關系為：第一期油氣充注/第一期酸性溶解(長石溶解)/第一期石英加大—第二期油氣充注/第二期酸性溶解(長石溶解)/第二期石英加大—碳酸鹽膠結—(硬)石膏膠結—第三期油氣充注/第三期石英加大/第三期酸性溶解(碳酸鹽膠結物溶解)。

4.2 主成藏期儲層孔隙度恢復

綜上分析，主成藏期發生在碳酸鹽膠結早期，主充注期后先后發生的成巖作用為：碳酸鹽膠結/(硬)石膏膠結—第三期石英加大/第三期酸性溶解，并伴隨有壓實作用的進行。其中第三期石英加大的程度較小，對儲層孔隙的影響微弱，在此忽略不計。因此，通過反演回剝逐步去除碳酸鹽膠結物溶解、(硬)石膏膠結及碳酸鹽膠結對儲層孔隙度的影響，即恢復到碳酸鹽膠結物/(硬)石膏膠結物膠結前的孔隙度即可近似看作為儲層在成藏初期的孔隙度。

在進行反演回剝之前，必須利用研究區大量鑄體薄片面孔率與其對應實測孔隙度的關系,建立面孔率-孔隙度轉化圖版(圖6),實現面孔率與孔隙度的轉化。以Zh2井J1s2(1)埋深4 368.8 m為例，現今面孔率為4.7%，碳酸鹽溶解面孔率為0.4%，碳酸鹽膠結物面孔率約為6%。不考慮壓實作用的情況下，根據成巖演化序列，進行反演回剝，逐步恢復各成巖作用初期的孔隙度：現今面孔率為4.7%(孔隙度為10.03%)，則碳酸鹽膠結物溶解前的面孔率為4.7%-0.4%=4.3%(對應孔隙度為9.65%)，而碳酸鹽膠結物膠結前的面孔率則應為4.3+6%+0.4%=10.7%(轉化為孔隙度為15.71%)，在不考慮壓實減孔的情況下，碳酸鹽膠結物膠結前(主充注期)的孔隙度為15.71%(圖7)。

圖6 準噶爾盆地中部1區塊J1s2儲層面孔率-孔隙度轉化Fig.6 Conversion chart between thin section porosity and core porosity in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

由于壓實作用貫穿于成巖作用的始終，且在主要 油氣充注期時的埋深與現今埋深相差較大，壓實損孔量應不容忽視，因此必須對上述恢復結果進行壓實損孔量校正。考慮到壓實作用的影響因素較多，如埋深、膠結物含量，沉積組構、超壓作用等，由于研究區三工河組基本不發育超壓，且J1s2毯砂沉積組構基本相同，本次研究主要考慮了儲層埋深與膠結物含量兩個參數對壓實作用的影響，建立不同膠結物含量下的儲層孔隙度-深度曲線(圖8)，根據儲層現今埋深及成藏期埋深所對應的孔隙度差值，即近似認為是這一階段壓實作用損失的孔隙度，對上述反演回剝結果進行壓實量校正。

Zh2井4 368.8 m處儲層在主充注期(K1末—K2初)時的埋深可近似根據Zh1井埋藏史(圖1)讀取，約為2 500 m，其膠結物含量為6%，因此根據膠結物含量為5%～10%的孔深關系求取其孔隙度差值(圖8)，約為12%，即認為是油氣充注后的壓實損孔量，將其校正到反演回剝結果上，即可得到主充注期的儲層孔隙度：15.71%+12%=27.71%。

圖7 地質歷史時期孔隙度演化反演回剝示意圖Fig.7 Sketch map showing the process of porosity reconstruction in geological times through inversiona. Zh2井，埋深4 368.8 m，J1s2(1)，鑄體薄片，單偏光；b.與a同視域，正交光；c.現今儲層組構特征；d.碳酸鹽膠結物溶解前的物性特征；e.碳酸鹽膠結物形成前的物性特征(成藏期)；f.石英加強大前的物性特征

圖8 準噶爾盆地中部1區塊J1s2不同膠結物含量下的儲層孔隙度-深度關系Fig.8 Porosity vs.burial depth of reservoirs with different cement contents in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

通過這種方法恢復了S1,Z1,Z11,Zh2等井J1s2(1)毯砂在主充注初期的孔隙度(表2)。通過恢復結果可見，油氣開始充注后，壓實作用是導致儲層孔隙度降低的最重要參數，其次是膠結作用。其中壓實作用平均減孔11%，膠結作用平均減孔量5.59%。這種方法與第一種方法恢復的結果在數值上偏高，但基本一致，反應成藏初期毯砂物性均較好，可作為當時較好的油氣輸導層及儲集層。

4.3 利用反演回剝法恢復成藏期儲層物性的幾點探討 反演回剝法給我們提供了一種研究儲層物性演化的方法，我們可以利用這一方法恢復各地質歷史時期(特別是成藏時期)的孔隙度，由于采用的是真實巖樣，能夠真實反應儲層的孔隙結構，這是反演回剝法的一大優點。但在實際的應用中該方法具有很大的局限性，首先，這一方法工作量較大，所要求的資料較為多樣，僅適 合于勘探程度相對較高的地區；其次，該方法對于儲層也有一定的要求，如儲層的雜基含量相對較低，裂縫應不發育，且粒徑要適中；第三，這一方法目前仍存在一些難點及問題，如在多旋回成巖作用類型的期次區分上，面孔率-孔隙度轉化問題上，粘土礦物膠結物對儲層物性的影響如何計算等，仍需要進一步的探討。

5 對油氣勘探的啟示

通過上述分析可以看出，在主成藏期，研究區J1s2(1)毯砂儲層埋藏較淺，處于成巖作用的早期，尚未開始大規模膠結，儲層物性較好，由于橫向上廣泛連通，因此可做為重要的橫向輸導層及儲集層。由于研究區油源斷層相對較少，這套毯砂的存在，可以使沿少量油源斷層運移到該毯砂上的油氣得以很好的橫向輸導、聚集，同時也可以沿著切割該毯砂的次級斷層以及目前地震尚無法識別的微裂縫向上運移到上部的J1s2(2),J2x及K等層的各類圈閉中富集成藏，使得油氣可以源源不斷的向上輸導，到達上部的儲層中(圖9)。因此，這套毯砂對于該層及其上部層位油氣藏的形成發揮了重要作用，可以預測上部的圈閉只要有斷層與該套毯砂相連，就有可能富集成藏，這對于該區下一步的勘探部署具有一定的指導意義，同時也明確了該區毯砂及其上部J1s2(2),J2x及K1q等儲層層具有較大勘探潛力,開擴了新的勘探領域。

6 結論

1) J1s2毯砂儲層經歷了多期膠結、多期溶解的過程，并經歷了3期油氣充注。建立了成巖演化序列對油氣充注的對應關系，明確了主充注期發生于碳酸鹽膠結的初期。認識到除沉積作用的基礎控制外，油氣充注抑制了碳酸鹽礦物的繼續膠結，是控制儲層物性好壞的關鍵。

2) 通過壓實趨勢法和反演回剝法分別恢復了儲層在成藏關鍵期的孔隙度，表明主成藏期J1s2毯砂埋藏淺，儲層物性較好，油氣充注后，壓實作用和膠結作用是儲層物性變差的最重要的因素。

表2 準噶爾盆地中部1區塊J1s2(1)儲層關鍵成藏期孔隙度恢復結果Table 2 Reconstructed porosity during critical hydrocarbon charging in the lower 2ndMember of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

圖9 準噶爾盆地中部1、3區塊油氣成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation patterns of Block 1 and 3 in Central Junggar Basin

3) 成藏關鍵期毯砂物性較好，可成為較好的儲集層及輸導層，與油源斷層及溝通毯砂的次級斷層、微裂縫等一起構成斷-毯式輸導體系，可有效進行大范圍的橫向及垂上運移，對該套毯砂及其上部的油氣藏的形成具有重要貢獻。

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(編輯 高 巖)

Reconstruction of blanket sand porosity during hydrocarbon charging in the Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin and its significance

Chen Lin,Xu Tao,Shi Haoguo,Zhang Yuejing,Zhang Min, Xiu Jinlei

(NewProspectResearchInstitute,SINOPECShengliOilfieldCompany，Dongying,Shandong257000,China)

By using thin section and physical property data and in combination with the burial history and hydrocarbon charging history, this paper studied the diagenetic characteristics of the blanket sand in the hydrocarbon charging period, and established the coupling relationship between reservoir diagenetic sequence and the hydrocarbon charging. The porosity of blanket sand during the hydrocarbon charging in the lower 2nd member of the Jurassic Sangonghe Fornation in Block 1 in central Junggar Basin was quantitatively reconstructed by using the compaction trend and inversion back stripping methods respectively. The results show that the blanket sand were shallow buried and had good physical properties during the critical hydrocarbon charging period, thus could be good carrrier beds and reservoirs. The blanket sand played a critical role in hydrocarbon transportation and the study area has great exploration potential.

diagenetic evolution,physical property reconstruction,blanket sand,Sangonghe Formation,Junggar Basin

2013-05-07;

2014-05-15。

陳林(1984—)，男，碩士，油氣地質。E-mail：chenlinupc@126.com。

0253-9985(2014)04-0486-08

10.11743/ogg201407

TE122.2

A