成巖作用對致密油儲層分布的影響

張響響 陶士振 朱如凱 柳少波 公言杰

摘 要 扶余油層是松遼盆地南部最主要的含油層系，目前已進入致密油勘探階段，查明成巖作用對致密油儲層形成和分布規律的影響，對致密油勘探有著至關重要的作用。以松南讓字井斜坡帶泉四段扶余油層為例，通過巖石薄片、黏土礦物X衍射、掃描電鏡實驗分析及物性、高壓壓汞等實驗資料，開展成巖作用對致密油儲層分布規律的影響研究。研究表明，研究區扶余油層溶蝕孔隙發育的有效儲層多為三角洲水下分流河道、分流河道砂巖。在埋藏深度1 750～2 250 m，I/S混層比為25%～15%，對應的成巖階段為中成巖A2期，此深度帶為次生溶蝕孔隙發育帶，目前致密油開采多在本帶；當埋藏深度大于2 250 m時，I/S混層比小于15%，對應的成巖階段為中成巖B期，儲層進一步致密。將研究區扶余油層劃分為常規儲層及Ⅰ類致密油儲層、Ⅱ類致密油儲層與Ⅲ類致密油儲層，在縱向上，隨埋藏深度的增加，各類儲層依次出現。研究區扶余油層致密油勘探最有利的是Ⅰ類和Ⅱ類致密油儲層，最有利的勘探深度介于1 750～2 250 m。

關鍵詞 成巖作用；致密油；致密砂巖；儲層分布；扶余油層

第一作者簡介 張響響，女，1977年出生，高級工程師，儲層沉積學，E-mail： zxx77@petrochina.com.cn

中圖分類號 P618.13 文獻標志碼 A

0 引言

致密油是非常規油氣資源的重要類型，目前已成為我國非常規石油勘探中最現實的領域之一，我國鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、松遼盆地等均在致密油勘探開發方面取得了重要的進展[1?2]。扶余油層是松遼盆地南部最主要的含油層系，其對應的下白堊統泉四段為一套陸相河流—三角洲沉積體系產物，砂巖成分成熟度較低，在普遍致密的背景下，局部地區形成相對高孔滲的儲層而形成巖性油藏[3?5]。目前，扶余油層勘探面臨的主要問題是剩余勘探目標以低品味、致密儲集層為主。2012年吉林油田確定以扶余油層為重點，針對河道砂巖儲集體開展水平井鉆探+體積壓裂技術攻關，實現超低滲透油層有效動用，表明扶余油層已進入致密油勘探階段。儲層物性的好壞受原始沉積相帶和后期埋藏過程中成巖演化的控制，成巖作用在致密砂巖埋藏過程中對儲層的改造起著關鍵作用[6?14]。以往的研究已認識到扶余油層“甜點”受分流河道砂體分布的控制，并開展了很多砂體展布特征和儲層預測的研究[15?16]。除了受沉積微相的控制和影響，扶余油層致密油儲層的分布受成巖作用影響顯著，雖然前人討論了研究區成巖作用對儲層物性和含油性的影響[17?20]，但并沒有進行成巖作用影響下儲層分布規律的研究。而查明成巖作用對致密油儲層分布規律的影響，從而為儲層預測提供依據，對致密油勘探有著至關重要的作用。因此，本文以松南讓字井斜坡帶泉四段扶余油層為例，通過巖石薄片、黏土礦物X衍射、掃描電鏡實驗分析及物性、高壓壓汞等實驗資料，開展儲層成巖作用及演化階段研究，闡明成巖作用對致密油儲層分布規律的影響，以期對研究區致密油勘探有所助益。

1 地質概況

松遼盆地南部中央坳陷區為東南西三面隆起，北部平緩的“U”形凹陷，進一步劃分紅崗階地、長嶺凹陷、華字井階地及扶新隆起帶4個二級構造單元（圖1）。讓字井斜坡帶是松遼盆地南部重要的富油氣區之一，地跨長嶺凹陷、扶新隆起、華字井階地3個二級構造單元[20]。白堊系為松遼盆地主要的沉積蓋層，自下而上依次發育下白堊統火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組（自下而上劃分為泉一段、泉二段、泉三段、泉四段），上白堊統青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組[21]。扶余油層是松遼盆地南部最主要的含油層系，為上覆青山口組烴源巖與下伏泉頭組四段致密砂巖形成的“上生下儲”型巖性油藏[4，16]。按照國內致密油的定義，松遼盆地南部扶余油層埋深大于1 750 m，儲層孔隙度小于12%、滲透率小于1.0×10-3 μm2（覆壓基質滲透率為0.1×10-3μm2），為未經過長距離運移，廣覆式成藏、無統一油水界面、無明顯油藏邊界的典型致密油[16]。其面積大約為5 000 km2，主要分布在紅崗階地、長嶺凹陷、華字井階地北部及扶新隆起帶西部[16]。

研究區泉四段埋深1 400～2 600 m，地層分布穩定，厚度為100～120 m，厚度變化較小。研究表明，泉頭組沉積時期，松南中央坳陷區的物源主要來自坳陷西、西南和東南方向，該時期地勢平坦，古地形坡度小于1°，為大型淺水三角洲的發育提供了穩定沉降的盆地構造基礎[3，21]。中央坳陷區淺水三角洲分流河道砂體廣泛分布，發育分流河道、水下分流河道，不發育河口壩和遠砂壩[21]。單個河道砂體的規模大小不等，厚度一般小于5 m，垂向上多個間斷正韻律相互疊置，形成厚達十幾米甚至幾十米的復合砂體，砂地比大于40%，砂體厚度為35～80 m，盆地范圍內廣泛分布[16]。

松遼盆地扶余油層致密油具有上生下儲式“倒灌”成藏特點，泉四段頂面斷裂發育，斷裂溝通上覆青一段烴源巖與泉四段致密砂巖儲層，由于儲集層較致密，孔隙及喉道狹小，原油富集到致密儲層中，形成大面積分布的致密油藏[4，22]。

2 儲層特征

對研究區扶余油層15口取心井220塊鑄體薄片的觀察鑒定表明，儲層砂巖成分成熟度較低，巖石類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖。陸源碎屑主要見石英、長石和巖屑，其中石英含量為20%～45%，平均34%；長石含量15%～40%，平均28%；巖屑以火成巖巖屑為主，含量為25%～45%，平均36%。顆粒間雜基與膠結物共存，雜基以泥質雜基為主，含量一般小于5%；膠結物以石英、方解石、白云石、自生黏土礦物為主，以及少量黃鐵礦和菱鐵礦。顆粒粒徑一般為0.07～0.30 mm，主要為細砂巖，其次為中砂巖和粉砂巖，含極少量粗砂巖。分選好—中等，磨圓度以次棱角—次圓為主。顆粒間多為孔隙式和接觸式膠結。

根據巖心實測物性資料，研究區扶余油層儲層孔隙度主要分布范圍為2%～14%，平均8.54%，其中孔隙度小于10%的儲層占70.04%；滲透率主要分布范圍為（0.01～5）×10-3 μm2，平均0.493×10-3 μm2，其中小于1×10-3 μm2 的儲層占92.80%；根據高壓壓汞資料，儲層孔喉半徑分布范圍為0.1～2 μm，平均0.206 μm，總體上儲層孔喉細小。孔喉分選系數介于0.55～4.4，平均2.7，分選系數較大，孔喉分選較差。儲層排驅壓力為0.1～2.8 MPa，平均0.7 MPa。按照儲層孔隙結構參數分級，研究區扶余油層總體上物性差，為一套低孔特低滲致密砂巖儲層。

3 主要成巖作用及對儲集性影響

通過偏光顯微鏡和掃描電鏡觀察，研究區扶余油層致密油儲層成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用及交代作用，溶蝕作用改善致密油儲層物性，形成了低孔滲有效儲集層。

3.1 機械壓實作用

強壓實作用是研究區扶余油層儲層致密的重要原因。偏光顯微鏡下見到儲層顆粒之間以線—凹凸接觸為主，云母等塑性顆粒的撓曲變形，火山巖屑被壓實后呈假雜基狀等現象（圖2a）。研究區致密油儲層形成于三角洲平原及前緣沉積環境，巖石粒度細，以細砂巖為主，且成分成熟度低，巖屑主要為塑性的火山巖屑，巖石抗壓性差，強烈的壓實作用導致大量的原生孔隙損失，顆粒間緊密接觸，孔喉變得細小，最終導致巖石的致密化。因此，強壓實作用是造成儲層致密最重要的原因。

3.2 膠結作用

3.2.1 硅質膠結

研究區扶余油層致密油儲層硅質膠結物普遍出現，產狀主要為石英次生加大，以及少量微晶石英，含量介于1%～3%（圖2b，c）。自生石英加大邊寬度小于0.05 mm，加大級別為Ⅱ～Ⅲ級[16]。微晶石英雖然含量較少，但堵塞孔隙和喉道，導致儲層物性變差。硅質膠結物的含量與砂巖中石英含量呈明顯的正相關關系，隨石英含量增加，硅質膠結物含量增高。另外，隨著儲集層埋藏深度的增加，硅質膠結作用增強。

3.2.2 碳酸鹽膠結

碳酸鹽膠結也是導致儲層物性變差的因素。研究區扶余油層致密油儲層碳酸鹽膠結物主要為鐵方解石和鐵白云石，通常呈嵌晶狀充填在顆粒之間或交代骨架顆粒，含量一般小于3%（圖2d）。這種碳酸鹽膠結物形成時間較晚，主要為中成巖期產物，通常與有機酸脫羧作用及長石、火山巖屑骨架顆粒的溶解有關[11]。隨著儲層埋藏深度的增加，鐵方解石、鐵白云石含量增加。

另外，在分流河道沉積旋回底部的滯留沉積或旋回頂部天然堤相粉細砂巖中，常見方解石呈基底式連晶膠結，含量介于5%～18%，形成鈣質膠結砂巖，往往成為儲層之間的封隔層。在這種基底式膠結的鈣質砂巖中，碎屑顆粒呈漂浮狀，反映了鈣質膠結的形成時間較早，可能為成巖早期直接從過飽和堿性湖水介質中析出的產物[23?24]。

3.2.3 黏土礦物膠結

研究區扶余油層砂巖儲集層中的黏土礦物具有含量低、晶形好的特點，主要為自生成因。根據扶余油層致密油儲層47塊巖心樣品X衍射全巖及黏土礦物實驗分析，黏土礦物的絕對含量通常為6%～37.7%，平均為15.1%。黏土礦物種類主要為伊/蒙混層（I/S）、伊利石（I）、高嶺石（K）、綠泥石（C）。其中伊蒙混層相對含量為29%～87%，平均68.4%，通常呈顆粒包膜和孔隙充填形式；伊利石相對含量為10%～24%，平均15.2%，通常呈絲網狀在孔隙中搭橋式生長（圖2e）。縱向上，隨著深度的增加伊利石相對含量有逐漸增加的趨勢；自生高嶺石相對含量為0～44%，平均11.4%，呈片狀或蠕蟲狀充填孔隙（圖2e）。

高嶺石是在酸性條件下鉀長石和富長石的火山巖屑溶蝕作用形成的黏土礦物，通常情況下，高嶺石含量高的地方，往往預示著次生孔隙發育帶[25]；綠泥石相對含量為0～26%，平均2.5%，多呈孔隙襯墊式產出（圖2f）。值得指出，這種以孔隙襯墊式產出的自生綠泥石在我國中新生代陸相含油氣盆地儲層砂巖中廣泛存在，Baker et al.[8]認為其是淡水作用下的近岸海相沉積環境的良好相標志，一些學者認為這種孔隙襯墊式綠泥石膜的生長能夠抑制石英次生加大，從而對孔隙及儲層保護具有積極意義，其大量存在可能指示了陸相三角洲的推進[26?27]。總體上，黏土礦物在孔隙內沉淀，阻塞孔隙和喉道，對儲層物性起破壞作用。

除上述三種主要的膠結作用外，儲層中還可見少量的長石加大、黃鐵礦膠結作用，對儲層物性影響較小。

3.3 溶蝕作用

薄片觀察表明，研究區扶余油層致密油儲層孔隙類型主要是次生溶蝕孔和殘余原生孔（圖2g，h），在掃描電鏡下可見清楚的顆粒溶蝕微孔和粒間黏土礦物晶間孔（圖2i～l）。次生溶蝕孔隙溶蝕成分主要為長石及火山巖屑，常見長石沿其解理縫或雙晶面溶蝕，以及火山巖屑被溶解成蜂窩狀或完全溶蝕后形成顆粒溶孔、鑄模孔。值得注意的是，呈假雜基狀的火山巖屑溶蝕后，經常造成孔隙是原生孔隙的假象，但仔細觀察孔隙內普遍見很多火山巖屑溶蝕后的殘余（圖2g，h）。溶蝕作用改善了儲層物性，形成了低孔滲有效儲集層。次生溶蝕孔隙發育的有效儲層多為細—中粒、富含剛性顆粒的三角洲水下分流河道、分流河道砂巖（圖3），分析其原因主要是河道砂巖粒度較粗，石英等剛性顆粒含量較高，烴源巖有機質成熟過程中生成的酸性流體易進入形成次生溶蝕孔隙；而分流河道間沉積的粉砂巖、泥質粉砂巖粒度細，雜基含量高，抗壓實能力弱，強壓實作用下次生溶蝕孔隙不發育，形成河道砂巖儲層之間的封隔層。

3.4 交代作用

研究區扶余油層儲層中交代作用十分普遍，既有自生礦物對顆粒的交代，如碳酸鹽膠結物對長石及火山巖屑顆粒的交代；也有自生礦物之間的交代，如鐵方解石、鐵白云石等碳酸鹽膠結物對石英加大邊的交代，鐵白云石膠結物對鐵方解石膠結物的交代等現象。

4 成巖階段及儲集性變化規律

隨著儲層埋深增大，成巖作用增強，成巖階段發生變化，儲集性亦隨之發生變化。行業內通常采用I∕S混層黏土礦物的演變作為劃分成巖階段的主要依據[11，28]。本文根據研究區泉四段扶余油層泥巖I∕S混層比，結合其他的成巖作用特征來確定致密油儲層所處的成巖階段。根據研究區五口井（乾223 井、乾238井、查45井、讓53井、乾144井）泉四段不同埋藏深度67塊泥巖X衍射黏土分析測試結果，結合自生礦物特征、有機質成熟度等資料，按照成巖階段劃分標準（表1），認為研究區扶余油層致密油儲層目前處在中成巖A2～B期。總體上，由斜坡區向坳陷區，研究區扶余油層成巖演化階段依次由中成巖A2期向中成巖B期過渡。

研究區泉四段泥巖I∕S混層比介于25%～5%，且隨著埋藏深度的增大，I∕S混層比逐漸降低，同時隨著埋藏深度的增大，儲層孔隙度、滲透率總體上也呈逐漸降低的趨勢。如圖4 所示，在埋藏深度1 750～2 250 m，I∕S混層比為25%～15%，對應的成巖階段為中成巖A2期。這一時期隨著儲層埋藏深度的增大，壓實作用持續增強及硅質、碳酸鹽、黏土礦物等自生礦物的大量膠結，儲集層物性已明顯變差。這一時期Ro介于0.9%～1.3%，有機質正處于成熟—高成熟階段，有機質的成熟生烴促進了儲層中長石、火山巖屑等不穩定組分在酸性環境下溶蝕，是次生溶蝕孔隙發育時期。此深度帶為次生溶蝕孔隙發育帶，目前致密油開采多在本帶。當埋藏深度大于2 250 m時，泥巖I∕S混層比小于15%，對應的成巖階段為中成巖B期。這一時期Ro大于1.3%，有機質處于過成熟階段。隨著埋藏深度增大，儲層壓實作用及自生礦物膠結、交代作用進一步增強，孔隙迅速地減少，儲層進一步致密。

5 致密油儲層類型的劃分及分布

5.1 致密油儲層類型的劃分

基于上述宏觀規律認識，本文應用物性及壓汞實驗資料，將研究區扶余油層劃分為常規儲層、Ⅰ類致密油儲層、Ⅱ類致密油儲層與Ⅲ類致密油儲層。縱向上，儲層物性在很大程度上受控于后期成巖作用，隨埋藏深度的增加，各類儲層依次出現，儲集性能逐漸變差（圖5）。

常規儲層：埋深主要介于1 400～1 750 m，目前處于中成巖A2期，薄片觀察表明顆粒之間為點—線接觸，孔隙類型為殘余原生孔隙和次生溶蝕孔隙并存。孔隙度為10%～18%，滲透率為（1～10）×10-3 μm2；壓汞曲線中—粗歪，排驅壓力小于0.5 MPa，壓汞資料分析表明對滲透率起貢獻的主力孔喉分布范圍為0.7～4 μm。

Ⅰ類致密油儲層：埋深主要介于1 750～2 000 m，目前處于中成巖A2期，顆粒之間以線接觸為主，少量凹凸接觸，孔隙類型為次生溶蝕孔隙和殘余原生孔隙并存。孔隙度為8%～12%，滲透率為（0.1～1）×10-3 μm2；壓汞曲線為中歪，排驅壓力0.5～1 MPa，對滲透率起貢獻的主力孔喉分布范圍為0.3～2 μm。

Ⅱ類致密油儲層：埋深主要介于2 000～2 250 m，目前處于中成巖A2期，顆粒之間為線接觸—凹凸接觸，孔隙類型為次生溶蝕孔隙和少量殘余原生孔隙。孔隙度為5%～8%，滲透率為（0.05～0.1）×10-3 μm2；壓汞曲線為細歪，排驅壓力1～2 MPa，對滲透率起貢獻的主力孔喉分布范圍為0.15～0.5 μm。

Ⅲ類致密油儲層：埋深一般大于2 250 m，成巖演化階段已進入中成巖B期，顆粒之間主要為凹凸接觸，孔隙類型主要為次生溶蝕溶蝕微孔。孔隙度小于5%，滲透率小于0.05×10-3 μm2；壓汞曲線極細歪，排驅壓力通常大于2 MPa，對滲透率起貢獻的主力孔喉分布一般小于0.2 μm。

5.2 致密油儲層平面分布

平面上，讓字井斜坡帶各類儲層分布主要受埋深的控制，總體上由東部的隆起區向西部凹陷區依次為常規儲層、Ⅰ類致密油儲層、Ⅱ類致密油儲層和Ⅲ類致密油儲層（圖6）。構造高部位的常規儲層雖然物性好，但以含水為主，而致密油儲層分布區連片含油。從勘探效果來看，該研究區致密油勘探最有利的是Ⅰ類和Ⅱ類致密油儲層，即最有利的勘探深度范圍為1 750～2 250 m。

6 結論

（1） 松遼盆地南部讓字井斜坡帶扶余油層以細砂巖為主，砂巖成分成熟度較低，巖石類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，物性總體較差，為一套低孔特低滲致密砂巖儲層。溶蝕作用改善了儲層物性，形成了低孔滲有效儲集層，溶蝕孔隙發育的有效儲層多為三角洲水下分流河道、分流河道砂巖。

（2） 研究區扶余油層泥巖I∕S混層比介于25%～5%，且隨著埋藏深度的增大，I∕S混層比逐漸降低，儲層孔隙度、滲透率總體上也隨埋深增大呈逐漸降低的趨勢。在埋藏深度1 750～2 250 m，I∕S 混層比為25%～15%，對應的成巖階段為中成巖A2期，此深度帶為次生溶蝕孔隙發育帶，目前致密油開采多在本帶；當埋藏深度大于2 250 m時，I∕S混層比小于15%，對應的成巖階段為中成巖B期，儲層進一步致密，孔隙迅速地減少。

（3） 將研究區扶余油層劃分為常規儲層及Ⅰ類致密油儲層、Ⅱ類致密油儲層與Ⅲ類致密油儲層。縱向上，隨埋藏深度的增加，各類儲層依次出現。致密油勘探最有利的是Ⅰ類和Ⅱ類致密油儲層，最有利的勘探深度范圍為1 750～2 250 m。

致謝 采樣和收集資料時，吉林油田研究院曾給予熱情的幫助，在此表示衷心的感謝。審稿人提出了建設性的寶貴意見，在此深表感謝。

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