致密砂巖儲層成因類型與致密化過程差異性

關鍵詞 致密砂巖；成因類型；致密化過程；阜一段；高郵凹陷

第一作者簡介 于雯泉，男，1977年出生，博士，油氣地質學、沉積學，E-mail： yuwq.jsyt@sinopec.com

中圖分類號 P618.13 文獻標志碼 A

0 引言

致密砂巖儲層與常規砂巖儲層相比具有特殊的微觀特征[1?3]，其孔隙較小且喉道狹窄而復雜，成因也較為復雜。國內外諸多學者按照成因、巖性等因素進行了分類研究[4?6]。筆者通過對蘇北盆地高郵凹陷阜寧組一段（E₁f₁）致密砂巖進行分析，認為致密砂巖儲層成因類型可以歸納為沉積時期粒度較細而主導的原生成因和成巖時期壓實、膠結等作用主導的次生成因兩大類型，又可以進一步細分為四種小類[7]。另外，近年來國內外的眾多學者將目光越來越多地集中到砂巖的致密化過程及其與油氣成藏的耦合關系上，通過分析砂巖的沉積、成巖特征，結合埋藏史與成藏期，探討砂巖致密化過程及其與烴類注入的相關關系。例如在不少盆地中的研究均提出研究對象多屬于“先致密后成藏”類型，并且該種類型的油氣藏含烴飽和度往往較低[5，8?10]，也有少量油藏是“先成藏后致密”類型[11?12]。這些研究更多的是從致密化與成藏期的關系來分析的，且多為一種類型的討論，同一地區往往缺乏兩種類型的量化對比，對兩種類型油藏的儲層差異也缺乏深入的探討。本文以高郵凹陷E₁f₁致密砂巖儲層為研究對象，通過分析其致密化過程中孔隙演化、孔喉結構及油藏特征，探討致密砂巖的致密化過程與成藏差異性。

1 地質概況

高郵凹陷E₁f₁是蘇北盆地重要的勘探領域之一，超過半數的鉆井數據表明該層段在斜坡帶的中內坡及南部斷階帶部分地區為致密砂巖[13]。這些致密砂巖主要分布在高郵凹陷的深凹帶、北斜坡沙花瓦中內坡、車邏地區和南部斷階帶的低臺階地區，其中在北斜坡中內坡到車邏一帶，主要分布在埋深大于2 800 m的范圍內（圖1）。E₁f₁沉積時期，高郵凹陷是一個多物源多水系的匯水盆地，分為北部的淺水三角洲和南部的扇三角洲，巖性主要為長石砂巖和長石巖屑砂巖，分選中等—偏差，磨圓中等，多呈次圓狀—次棱角狀，結構成熟度差[14?15]。

2 儲層特征與成因類型

高郵凹陷E₁ f₁的埋深較大，埋藏時間較長，成巖作用十分顯著，尤其是在北斜坡的中內坡地區，現今的埋深一般大于成藏期（三垛組（E₂s）沉積末期）的埋深，壓實與膠結作用明顯，碎屑間多見線—凹凸接觸，也存在點—線接觸，粒間主要為方解石、鐵方解石及鐵白云石的膠結，另外溶蝕孔隙相對較多，但多受到后期的壓實與膠結作用的影響，溶蝕孔連通性較差。而在南部斷階帶，現今的埋深較淺，但是壓實作用依然十分強烈，表明其最大古埋深遠大于現今埋深[16?18]，碎屑間以點—線接觸為主，黏土含量較高，粒間多見方解石、鐵方解石膠結，原生孔隙有一定保留，連通性較好，但是總體數量相對較少。關于高郵凹陷阜一段的成巖特征可參見文獻[7，13]。

就成因而言，高郵凹陷E₁ f₁致密砂巖儲層的形成主要有兩大類型：原生型和次生型，分別主要受沉積作用與成巖作用的控制。原生型是指由于沉積砂體的粒度或分選而導致砂體本身物性較低，隨著埋藏過程而逐漸致密化的致密砂巖。其受到沉積作用的影響較大，可以再細分為細粒型與混雜型。次生型則是指沉積砂體原物性較高，但由于后期的成巖改造而導致致密化的致密砂巖，可以細分為壓實型與膠結型[7]。

原生細粒型是指由于沉積粒度較細而導致致密化的致密砂巖。當致密砂巖的粒度小于0.05 mm時，其受到原生沉積作用的影響更大。在高郵凹陷南部斷階帶的方巷地區砂巖粒度較細，粒間多呈點—線接觸，有一定的方解石膠結（10%～15%），存在一定的原生粒間孔，也發育一些粒內溶孔和晶間微孔（圖2a）。

原生混雜型是指由于沉積分選較差而導致后期易致密化的致密砂巖，主要是由于泥質含量較多，或砂、礫、泥混雜，其多為重力流混雜沉積，泥質含量多大于5%。其原始物性相對較差，經過壓實與膠結作用后更易致密化，多在高郵凹陷南部斷階帶的許莊地區發育。粒間多呈點—線接觸，雜基較多，見少量方解石膠結，儲集空間以殘余原生粒間孔、粒間溶孔和微裂縫為主（圖2b）。

次生膠結型是指由于膠結作用強烈而導致致密化的致密砂巖。這類致密砂巖往往壓實作用一般而膠結作用十分強烈，多發育在北斜坡的車邏—沙埝—花莊—瓦莊的中坡帶，往往有多期碳酸鹽膠結，碳酸鹽含量多大于15%，甚至高達30%，常見鐵方解石或鐵白云石，粒間多呈點—線接觸，儲集空間以粒間溶孔、粒內溶孔和晶間微孔為主（圖2c，d）。

次生壓實型是指由于壓實作用強烈而導致致密化的致密砂巖。這類致密砂巖往往發育在沙埝—花莊的內坡帶這一埋深較大的區域，其壓實作用十分強烈，碳酸鹽含量多小于15%，粒間多呈線—凹凸接觸，儲集空間以粒內溶孔和晶間微孔為主，可見礦物顆粒破碎微裂縫（圖2e，f）。

高郵凹陷E₁ f₁致密砂巖儲層孔隙演化過程中由于上覆鹽城組沉積時期發生構造掀斜，導致沉降中心發生遷移。因此，不同地區受到的成巖作用不同，整體上表現為晚期膠結作用強烈，而局部壓實作用明顯加強。另外，南部斷階帶地區雖然現今埋深較淺，但是古埋深較大[13，19]，且發育南部物源的扇三角洲沉積體系。因此，高郵凹陷E₁ f₁致密砂巖儲層在不同地區分布四種成因類型[7]。

3 儲層致密化過程從高郵凹陷

從E₁f₁埋深來看，致密砂巖分布區的差距較大，南部斷階帶地區的埋深比北斜坡內坡地區淺1 000 m以上，這一方面說明兩個地區的埋藏史存在巨大差異，另一方面則表明兩個地區儲層的致密化過程存在差異。以資料較為豐富的發育次生壓實型儲層的內坡地區和發育原生細粒型儲層的方巷地區為例，分析兩者的差異。

3.1 北斜坡內坡地區（次生壓實型）

高郵凹陷內坡帶E₁f₁現今的埋深相對較大（3 200～4 500 m），主要發育次生壓實型儲層（圖2e，f），其儲層經歷過復雜的埋藏過程，致密化過程也較為復雜。在砂體沉積后，由于處于凹陷的中心部位，阜寧組沉積時期該地區沉降較快，至戴南組（E₂d）沉積時期，埋深超過2 000 m，溫度超過了80 ℃，此時的儲層由于受到壓實作用的影響，物性迅速下降，孔隙度減少了約20%。在隨后的戴南組至三垛組二段（E₂s₂）沉積時期，高郵凹陷進入了斷陷階段，該地區的埋深繼續加大，埋深超過3 500 m，溫度超過了140 ℃，此時除了壓實作用外，碳酸鹽膠結作用增強，導致儲層的孔隙度急劇下降到10%以下，砂巖已經進入早期的致密階段。而在E2s2沉積末期整個蘇北盆地都遭受了一次大規模的抬升剝蝕，各地區的剝蝕程度有所不同，高郵凹陷內斜坡地區剝蝕相對較輕，其剝蝕量為500～800 m[20?22]，而由于該地區處于生烴中心，在該時期（E₂s₂沉積末期）伴隨生烴而出的大量酸性流體對儲層的溶蝕作用十分強烈，孔隙度增加達到了10%以上，解除了早期致密化，使得E₁f₁砂巖又重新成為良好的儲集體（原來孔隙度約6%的儲層經溶蝕作用孔隙度增至16%以上）。進入鹽城組（Ny）沉積時期，盆地再次整體坳陷，該地區埋藏深度增加了1 200～1 400 m，導致現今埋深超過了E₂s₂沉積末期埋深，最高溫度甚至達到了160 ℃，E₁f₁儲層再次受到壓實作用與膠結作用的影響，尤其是壓實作用十分明顯，成巖減孔率超過11%[13]，導致砂巖再次致密化，例如FSX1井的一些儲層孔隙度僅僅只有2%～5%（圖3）。

3.2 南部斷階帶方巷地區（原生細粒型）

高郵凹陷南部斷階帶方巷地區E₁f₁現今的埋深相對較小（約2 000 m），主要發育原生細粒型儲層（圖2b），其儲層經歷過的埋藏與致密化過程與內坡帶截然不同。該地區由于處于凹陷的邊緣部位，阜寧組沉積時期沉降相對較慢，至E₂s 沉積早期，埋深僅超過2 000 m，但較細的粒度導致儲層易受早期壓實的影響，孔隙度減少了約21%[13]。在隨后至E₂s₂沉積時期，該地區的埋深超過了3 000 m，溫度超過了120 ℃，此時除了壓實作用外，碳酸鹽膠結作用增強，導致儲層的孔隙度急劇下降到10%以下，砂巖進入致密階段。在E₂s₂沉積末期，該地區剝蝕相對較強，其剝蝕量為500～1 500 m[20?22]，但該地區因為處于烴源灶邊緣，酸性流體帶來的溶蝕作用弱于內坡帶地區，孔隙度增加量略小（增加5%～8%），部分的致密砂巖得到了一定的改造，物性有所轉好（但總體而言仍為致密）。進入Ny沉積時期，該地區埋藏深度僅增加了500～1 000 m，導致現今埋深小于最大古埋深，現金溫度也小于古溫度，僅發生了一些晚期的膠結交代作用，儲層物性有一定幅度的降低，但變化不大，仍保持致密狀態，例如ZG1 井的砂體孔隙度約為9%（圖4）。

4 油氣成藏過程

高郵凹陷北斜坡內坡帶與南部斷階帶的方巷地區所處構造部位不同，源儲關系不同，其構造演化過程也不同，導致其油氣成藏的過程也有所差異。

4.1 北斜坡內坡地區

該地區由于位于高郵凹陷的中心地帶，處于成熟烴源灶范圍內，并且早期埋深較大，進入生烴門限較早。因此，在戴南組早期，E₁f₁上覆的烴源巖阜二段（E₁f₂）就已經進入淺熟階段，有一定量的烴類排出進入E₁f₁儲層。在儲層包裹體檢查中發現該地區有烴類包裹體的均一溫度介于70 ℃～80 ℃，但是數量很少，表明雖有早期成藏，但量較小，該時期不是主要成藏期。烴類包裹體的主峰介于100 ℃～120 ℃，甚至在140 ℃也有數據（圖5a），表明該地區的主要成藏期在E2s 沉積時期，尤其是以E2s2沉積末期為主。此時也正是該地區的儲層初次致密化之后，隨著E₁f₁埋深超過3 000 m，其上覆烴源巖也進入大規模生烴階段，而隨后的大型構造抬升運動也導致烴類及伴生的酸性不斷排出，對E₁f₁儲層進行溶蝕改造，使得其孔隙度增大從而解除致密，油氣進入其中聚集成藏。進入鹽城組沉積時期后，該地區持續沉降，埋深與溫度最終均超過了E₂s₂末期，此時油藏中的烴類流體雖然對儲層有一定的保護[23]，但是后期的壓實與深部熱液影響所增強的膠結作用，卻使得油藏中的儲層再次發生致密，包裹體證據也表明這一特點，存在超過160 ℃的鹽水包裹體，指示晚期依然發生了強烈的成巖作用[24]。同時，還存在高溫致使局部地區的原油發生裂解僅剩瀝青殘留的現象。例如FSX1塊油藏中就存在占據了超過8%儲層體積的瀝青[13，19]，這一情況導致儲層物性更差，再次致密化。從而導致該地區具有典型的“先成藏后致密”特征（早期致密化被溶蝕作用解除），造成該地區油藏含油飽和度較高，部分儲層物性較好，但是孔隙的連通性卻較差，產能較低。然而，如果儲層位于成藏期時的酸性流體運移至通道附近，喉道就能夠受到較強的酸性溶蝕作用，使初次致密化的儲層物性得到大幅改善。如果成藏，油氣對后期再次壓實與膠結的致密化過程具有較強的抵抗能力，從而能夠保有一定的孔喉連通性（例如HX33井的部分儲層存在較好的儲層物性，孔隙度可達16.5%，具有一定的孔喉連通性，地層壓力系數也較高，壓裂后達到工業產能）。

4.2 南部斷階帶方巷地區

該地區由于位于高郵凹陷的南部邊緣地帶，處于成熟烴源灶范圍之外，其油氣來自于北部的深凹，因此其主要接受的是在烴源巖進入大規模排烴運聚后的烴類。其烴類包裹體的均一溫度介于90 ℃～120 ℃（圖5b），這時已經進入E₂s₂末期，此時的儲層已經遭受強烈的壓實與膠結作用而致密化（表明大規模方解石膠結的方解石脈鹽水包裹體均一溫度峰值介于80 ℃～100 ℃）。隨著來自深凹區烴源巖成熟時排出的酸性流體，對部分物性相對較好的儲層產生了一定的溶蝕作用，導致該地區的部分儲層發育少量的次生孔縫，能夠成為油氣儲集體（由于粒度較細，早期致密化嚴重，溶蝕改造后的儲層物性依然不高）。油氣聚集成藏后，該地區由于后期的埋藏深度較小，并未超過E₂s₂末期，僅發育少量的晚期膠結作用，儲層物性變化不大，尤其是孔喉連通性得以保存，基本保持了成藏期的特征。該地區具有典型的“先致密后成藏”特征，造成油藏的油氣飽和度偏低，且物性較差，但是有效孔隙的連通性較好，油藏通過普通壓裂就可以獲得較好的產能，例如F4塊多口開發井壓裂后產能一直很穩定。

5 討論

根據形成的主要因素可以將致密砂巖儲層分為原生型與次生型兩大類，原生型受沉積物自身粒度、分選等因素影響較大，次生型受后期成巖作用改造較強。這并不是認為原生型不受成巖作用的影響或次生型跟沉積物粒度等無關，而是指在致密化中何種因素占據相對主導地位。原生型致密砂巖儲層可再細分為細粒型與混雜型。其區別在于細粒型是由于沉積物粒度細（多為粉砂級）導致儲層致密，而混雜型則是由于分選差（砂、礫、泥混雜）導致儲層致密，這表明細粒型多發育在前緣席狀砂或灘砂等相帶，而混雜型則易在重力流沉積體中發育，當然后期的成巖作用也會加速加強其致密化過程。值得討論的是，原生型致密砂巖實際上依然受到后期成巖作用的影響（筆者認為幾乎所有的致密砂巖都是在成巖作用的影響之下形成的），正是由于其更多地受沉積作用的控制而造成早期物性較差，后期更易致密化的特點，從而與次生型有所區別。次生型致密砂巖儲層可再細分為壓實型與膠結型。這兩種成巖過程往往是相伴而生的，只是由于兩者的發育程度不同而分為兩類。就高郵凹陷E₁f₁致密砂巖儲層而言，壓實型主要是發育在埋深大于3 500 m的內坡區，這里的溫度與壓力都很高，碳酸鹽膠結也較為強烈，但是壓實作用明顯超過了膠結作用對儲層的影響，粒間孔隙保留得更少。其他學者研究認為，自生黏土礦物形成的包殼是儲層致密化的一個重要因素（或過程），而高郵凹陷E₁f₁儲層中自生黏土礦物相對較少，埋深較大的地區還有一定量的綠泥石，但基本沒有形成包殼。因此，本文沒有關于自生黏土礦物的分類，但其實自生黏土礦物也可以認為是一種膠結，其他地區的這種致密砂巖儲層是可以劃分為次生膠結型。

內坡帶的“先成藏后致密型”油藏儲層的滲透性較差，從主流喉道半徑的數據就可以明顯看出（表1），且其排驅壓力也普遍高于方巷—許莊地區的“先致密后成藏型”油藏儲層，甚至超過了一個數量級，毛管中值壓力也是如此；兩者的孔隙度相差不大（內坡帶埋深較大的FSX1油藏孔隙度較小），孔隙半徑均值基本相當，但是孔喉體積比卻遠小于“先致密后成藏型”油藏，這表明“先成藏后致密型”油藏儲層中的喉道遭受了后期致密化過程的破壞，而且其破壞性超過了賦存烴類流體支撐性。“先致密后成藏型”油藏儲層其孔喉是在致密化后受到伴隨烴類的酸性流體溶蝕而來的，這些晚生的孔隙與喉道雖然數量不多，但基本未受到致密化破壞，因而具有較好的孔喉連通性能，這從平均配位數上也可以看出。從進汞數據也可以看出，“先成藏后致密型”油藏儲層的孔隙進汞較差，說明其有效的連通孔隙相對較少。

同時這兩種演化過程也導致了油藏含油性的差別，“先成藏后致密型”油藏由于成藏期在最終致密化之前，儲層物性較好，烴類充滿程度高，后期致密化后，烴類依然在孔隙中得到保存，因此其含油飽和度較高，但是由于孔喉的連通性較差，流體的可動性較低。例如HSX1井4 280.3 m處E₁f₁儲層物性雖然較好（Φ=15.28%，K=1.15×10^-3μm），但是可動流體僅有37.15%[7]，而且其排驅壓力也較高，產液能力相對較差；而南部斷階帶中的“先致密后成藏型”油藏，由于在成藏期前儲層物性就較差，且油氣充注能力弱于內坡帶，其整體上的含油飽和度相對較低，但是由于受后期成巖作用影響相對較弱，孔喉的連通性較好，其中蘊含的流體可動性也較好，例如方巷地區的F4井E₁f₁油藏其2 050 m儲層物性雖然較差，但是可動流體達63.74%，且其排驅壓力較低，表明其在經過改造后具有較好的產液能力。

蘇北盆地高郵凹陷內坡帶與南部斷階帶E₁f₁，由于埋藏演化史與所處構造單元的不同而導致其儲層致密化與成藏過程存在差異性，其中內坡帶為先成藏后致密型油藏，南部斷階帶為先致密后成藏型油藏。內坡帶的先成藏后致密型油藏主要受到后期再次深埋的影響而導致成藏后再次致密化（其早期的致密化在受到強烈溶蝕后基本解除，這與鄂爾多斯南部延長組長8油層組的“先成藏后致密”過程有明顯區別[12，25]），從而造成油藏儲層雖然保有一定的孔隙，但是喉道較細且連通性較差，儲層的排替壓力較高，產液能力弱。不過由于其在成藏期時位于生烴中心，油氣的注入動力十足，形成的次生孔隙較多，油氣充注相對飽滿，雖然后期的致密化導致很多含油孔隙的連通性不佳，但是較高的含油飽和度與較多的非連通孔隙都表明這類油藏賦存著大量的原油。雖然可動性不佳，但是儲層改造工程技術有所提升后就能夠獲得較高的總產量。南部斷階帶的先致密后成藏型油藏要接受北部烴源灶的外來油氣，其在致密化后儲層受到的溶蝕作用相對較弱（其儲層本身由于粒度較細或泥質含量較高而物性較差），形成的次生孔喉不如內坡帶儲層（并未完全解除儲層的致密化特點），但是其后期由于再次埋藏較淺，成巖減孔作用相對較弱，并沒有對已經成藏的儲層造成實質性損傷，所以其基本保留了成藏期時的儲層物性，儲層的孔喉連通性較好，烴類流體的可動性較佳，壓裂后往往可以獲得穩定的持續產能。兩種致密化與成藏過程類型的致密砂巖油藏表現出了截然相反的儲層物性與油藏屬性的差異，這是由于其埋藏過程與成藏條件而導致的，進而影響到其產液能力與對儲層改造工藝要求上的差異，這在后期產能建設上是需要注意的。

6 結論

（1） 蘇北盆地高郵凹陷阜一段致密砂巖儲層從形成的主要因素上可分為原生型與次生型兩大類四小類，并存在先成藏后致密與先致密后成藏兩種致密化過程。

（2） 高郵凹陷北斜坡內坡帶為先成藏后致密型油藏，在儲層類型上主要發育次生型，其喉道遭受了后期致密化過程的破壞，且破壞性超過了賦存烴類流體支撐性。然而其油氣充注相對飽滿，較高的含油飽和度與較多的非連通孔隙都表明這類油藏賦存著大量的原油，儲層改造工程技術有所提升后就能夠獲得較高的總產量。

（3） 高郵凹陷南部斷裂帶為先致密后成藏型油藏，主要發育原生型儲層，油藏的含油飽和度相對不高，但后期成巖減孔作用相對較弱，基本保留了成藏期時的儲層物性，烴類流體的可動性較佳，壓裂后往往可以獲得穩定的持續產能。