竇銘1 張善文2 冷延峰3

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東），山東 青島 266580；2.中國(guó)石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營(yíng) 257061；3.渤海鉆井總公司管具公司，山東 東營(yíng) 257200）

深層低孔滲碎屑巖儲(chǔ)層成巖作用與孔隙演化
——以準(zhǔn)噶爾盆地中部4 區(qū)塊頭屯河組為例

竇銘1 張善文2 冷延峰3

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東），山東 青島 266580；2.中國(guó)石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營(yíng) 257061；3.渤海鉆井總公司管具公司，山東 東營(yíng) 257200）

以準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊頭屯河組致密砂巖儲(chǔ)層為研究對(duì)象，通過(guò)常規(guī)薄片、熒光分析、掃描電鏡、流體包裹體測(cè)溫等方法，以不同期次瀝青與成巖自生礦物間的顯微接觸關(guān)系為依據(jù)，建立儲(chǔ)層無(wú)機(jī)-有機(jī)流體活動(dòng)的時(shí)間序列，探討儲(chǔ)層成巖-油氣充注演化過(guò)程。

成巖作用；油氣充注；孔隙演化；頭屯河組

深層致密儲(chǔ)層在盆地演化中，往往經(jīng)歷了多期有機(jī)-無(wú)機(jī)流體流動(dòng)，深埋過(guò)程中強(qiáng)烈的成巖作用與油氣成藏的相互影響，使得物性演化過(guò)程及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因極為復(fù)雜［1］。為了認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層的有效性和油氣成藏機(jī)制，有必要厘清關(guān)鍵成藏期成巖-成藏耦合關(guān)系。

準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊中侏羅統(tǒng)頭屯河組，多樣化的成巖環(huán)境使儲(chǔ)層孔滲演化過(guò)程極為復(fù)雜，相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因的不明確極大地制約了深層低孔滲油藏的高效開(kāi)發(fā)。雖然前人對(duì)目的層系成巖作用和有效儲(chǔ)層主控因素開(kāi)展了大量的研究，但尚未對(duì)該區(qū)塊儲(chǔ)層成巖演化-油氣充注過(guò)程作系統(tǒng)分析。本文在前人研究的基礎(chǔ)上，恢復(fù)頭屯河組低孔滲儲(chǔ)層的孔隙演化史，探討儲(chǔ)層在深埋致密化過(guò)程中的成巖-成藏耦合關(guān)系。

1 地質(zhì)背景

準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部阜康凹陷內(nèi)，北鄰白家海子凸起，東臨北三臺(tái)凸起，南鄰北天山山前推覆帶，侏羅系構(gòu)造主體為一向南向西傾的斜坡，局部發(fā)育差異壓實(shí)作用形成的小型鼻狀隆起，勘探面積2 891.7km2。J2t發(fā)育曲流河-三角洲-濱淺湖灘壩沉積體系，砂體展布受北東向物源體系控制。目前已上報(bào)預(yù)測(cè)儲(chǔ)量2 109.35萬(wàn)t，控制儲(chǔ)量191.32萬(wàn)t，是勝利油田在西部盆地深層的主要勘探層系。

2 儲(chǔ)集層基本特征

據(jù)砂巖樣品薄片觀察統(tǒng)計(jì)，J2t以灰色、紫灰色巖屑粉砂巖和長(zhǎng)石巖屑粉砂巖為主（見(jiàn)圖1a），成分成熟度較低。石英含量7%～55%，均值約19.4%；長(zhǎng)石含量4%～43%，均值約11.2%；屑含量17%～78%，均值約14.2%。巖屑類型主要為噴出巖屑、石英巖屑、結(jié)晶巖屑、泥質(zhì)巖屑。結(jié)構(gòu)成熟度較低。石英顆粒為棱角狀-次棱角狀，長(zhǎng)石和巖屑多為次圓狀，分選多中等-好。顆粒間多呈點(diǎn)-線接觸，孔隙式膠結(jié)。方解石和粘土礦物膠結(jié)物為主要填隙物，雜基含量低，均值2.5%。按砂巖的成因類型分類，頭屯河儲(chǔ)層可以分為低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖、富軟巖屑砂巖、致密膠結(jié)砂巖。

實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)表明，頭屯河組砂巖儲(chǔ)集層孔隙度為2.1%～16.4%，平均孔隙度7.10%，滲透率為0.02×10-3～28.9×10-3μm2，平均滲透率2.21×10-3μm2，為低孔滲-超低孔滲砂巖儲(chǔ)層，物性與含油性存在正相關(guān)性（見(jiàn)圖1b）。

圖1 頭屯河組巖石學(xué)三角圖（a）和物性與含油性關(guān)系圖（b）

3 成巖作用類型及演化

3.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用貫穿于工區(qū)整個(gè)埋藏演化過(guò)程，主要發(fā)生在早期成巖階段，表征為：①石英、長(zhǎng)石等剛性顆粒（見(jiàn)圖2a）壓實(shí)破裂或重新排列，粒間點(diǎn)-線接觸；②沉積巖、低變質(zhì)巖、巖漿巖等軟巖屑普遍發(fā)生扭曲變形、水化膨脹及蝕變并假雜基化（見(jiàn)圖2b），堵塞喉道并喪失大量原生孔隙，粒間呈線-凹凸接觸。因此，富軟巖屑砂巖抗壓能力弱，經(jīng)過(guò)早成巖階段后已形成物性較差的致密儲(chǔ)層，無(wú)法提供有效儲(chǔ)集空間。

3.2 膠結(jié)作用

3.2.1 硅質(zhì)膠結(jié)作用。硅質(zhì)膠結(jié)物主要以碎屑石英顆粒加大邊和孔隙充填形式產(chǎn)出，含量一般為0.1%～2%，最大含量2.3%，常發(fā)育在顆粒黏土薄膜之后（圖見(jiàn)2c），晚成巖方解石、硬石膏和重晶石之前（見(jiàn)圖2d）。工區(qū)石英膠結(jié)物含量低，對(duì)原生粒間孔隙發(fā)育的砂巖充填破壞性不大。推測(cè)原因?yàn)椋孩僖詭r屑砂巖為主儲(chǔ)層經(jīng)歷的熱演化過(guò)短，或是地溫梯度太低；②硅質(zhì)膠結(jié)作用不能在顆粒表面被綠泥石隔離的部位形成。

3.2.2 黏土礦物膠結(jié)作用。儲(chǔ)層全巖X-射線衍射分析表明，工區(qū)內(nèi)砂巖中自生黏土礦物主要為綠泥石、蒙脫石及伊蒙混層。綠泥石含量為0%～3%，均值0.5%，以顆粒薄膜和孔隙充填2種形式產(chǎn)出（見(jiàn)圖2e）。至少存在2期薄膜狀綠泥石呈放射狀垂直于與孔隙接觸的顆粒表面生長(zhǎng)：第1期發(fā)育較差，呈薄“線塵狀”；第2期晶粒完整，厚度較大（見(jiàn)圖2f）。孔隙充填狀綠泥石以自形玫瑰花狀或葉片狀集合體充填于粒間孔隙中（見(jiàn)圖2e）。薄膜狀綠泥石可通過(guò)阻止石英與長(zhǎng)石核的生長(zhǎng)以及增強(qiáng)砂巖的抗壓實(shí)能力而對(duì)孔隙進(jìn)行保護(hù)，但孔隙充填狀綠泥石使原生粒間孔隙轉(zhuǎn)化為晶間微孔隙。蒙脫石以顆粒薄膜和孔隙填充式產(chǎn)出（見(jiàn)圖2g），為早成巖產(chǎn)物。

3.2.3 碳酸鹽膠結(jié)作用。碳酸鹽礦物以方解石膠結(jié)為主，含量0%～22.8%，平均含量2.7%，至少發(fā)育2期膠結(jié)：以基底式膠結(jié)為主的早期方解石使原生孔隙消失殆盡，但也為后期產(chǎn)生次生溶孔（見(jiàn)圖2h）奠定了基礎(chǔ)；晚期發(fā)育的斑點(diǎn)狀方解石，以交代碎屑顆粒形式產(chǎn)出（見(jiàn)圖2i和圖2j），膠結(jié)于石英加大邊之后。方解石膠結(jié)物的碳氧同位素測(cè)試表明，早期方解石膠結(jié)物δ18OVSMOW為-10.9‰～12.1‰，δ13CVPDB為-10.9‰～12.1‰（N=2）。這種氧同位素組分為低地溫條件下大氣淡水成因的方解石的典型特征。晚期方解石膠結(jié)物δ18OVSMOW為16.1‰，δ13CVPDB為-17.0‰，反映碳酸鹽膠結(jié)物是與有機(jī)質(zhì)脫羧基有關(guān)的晚期成巖產(chǎn)物。

圖2 頭屯河組儲(chǔ)層成巖作用特征

3.3 溶蝕作用

據(jù)薄片統(tǒng)計(jì)，次生溶蝕孔隙約占粒間孔隙的80%，是J2t砂巖的主要的儲(chǔ)集空間。J2t至少存在2期溶蝕作用：第1期發(fā)生于淺埋藏的早成巖期。以長(zhǎng)石、巖屑粒內(nèi)溶孔為主，也可見(jiàn)到沿溶蝕的碎屑顆粒鋸齒狀、不規(guī)則邊緣產(chǎn)生的少量粒間溶孔（見(jiàn)圖2k），早期溶蝕可能因淺埋藏期弱酸性的大氣淡水淋濾而形成。第2期發(fā)生于晚成巖早期。早期溶蝕又被方解石膠結(jié)的長(zhǎng)石、巖屑粒內(nèi)孔隙再次遭受溶蝕，形成大量粒內(nèi)溶孔、粒間溶蝕擴(kuò)大孔、溶蝕解理縫（見(jiàn)圖2c）。晚期溶蝕孔內(nèi)可見(jiàn)烴類活動(dòng)殘留的瀝青，推測(cè)與烴源巖演化、有機(jī)質(zhì)脫羥基作用而產(chǎn)生的有機(jī)酸釋放有關(guān)。

3.4 烴類侵入作用

瀝青顯微熒光鑒定和烴類流體包裹體顯微熒光檢測(cè)結(jié)果顯示，工區(qū)J2t砂巖儲(chǔ)層見(jiàn)到了黃-黃綠（見(jiàn)圖3a和圖3b）、藍(lán)-藍(lán)白色熒光孔隙瀝青和烴類包裹體（見(jiàn)圖3c和圖3d），表明至少發(fā)生了2期與成巖作用交互發(fā)生的烴類流體活動(dòng)。石英加大邊側(cè)有淡黃色熒光油質(zhì)瀝青，表明在石英加大邊形成之前發(fā)生了一期烴類流體活動(dòng)。另外，粒間孔隙或裂縫可被無(wú)熒光顯示的暗褐色-褐黑色碳質(zhì)瀝青所充填，且碳質(zhì)瀝青近孔隙壁和內(nèi)部有黃色熒光顯示（見(jiàn)圖3e和圖3f），推斷可能是早期充注的油氣發(fā)生蝕變或降解不徹底，也可能由多期油氣充注引起。

圖3 頭屯河組儲(chǔ)層孔隙瀝青熒光特征

3.5 無(wú)機(jī)-有機(jī)流體活動(dòng)序列

工區(qū)J2t儲(chǔ)層現(xiàn)今埋深3 800～4 800m，最高地溫梯度為3.6℃/km，據(jù)此推算古地溫為80～115℃，鏡質(zhì)體反射率為0.64%～0.81%。蒙/伊混層（I/S）中蒙脫石百分比20%～45%。因此，J2t儲(chǔ)層成巖階段處于晚成巖A期。

根據(jù)烴類流體和成巖產(chǎn)物之間的空間位置關(guān)系，結(jié)合上述無(wú)機(jī)成巖作用和成巖自生礦物的系統(tǒng)分析，以不同期次的烴類作為劃分成巖過(guò)程的標(biāo)志，頭屯河組儲(chǔ)層成巖-油氣充注序列可簡(jiǎn)化為：薄膜狀綠泥石沉淀/蒙皂石、早期方解石/方沸石膠結(jié)、長(zhǎng)石膠結(jié)及加大邊、石英加大邊→I期油充注→孔隙填充式綠泥石膠結(jié)、石英加大邊及方解石膠結(jié)、硬石膏膠結(jié)、重晶石膠結(jié)→II期油充注→方解石膠結(jié)（見(jiàn)圖4）。

4 成藏期古物性恢復(fù)

4.1 油氣充注期次和年代

烴源巖評(píng)價(jià)和油源對(duì)比表明，主力烴源巖為下侏羅統(tǒng)八道灣組暗色泥巖，次為西山窯組。烴類包裹體GOI觀測(cè)結(jié)果顯示，董7、董6、董2井三工河組和八道灣組GOI值分別高達(dá)19.2%～42%、13.2%～35.2%，推測(cè)三工河組-八道灣組存在古油藏。董1井烴源巖熱演化史模擬結(jié)果顯示（見(jiàn)圖5），下侏羅統(tǒng)八道灣組在中侏羅世晚期進(jìn)入低成熟階段（Ro＞0.5%），部分于早白堊世開(kāi)始時(shí)進(jìn)入中等成熟階段（Ro=0.7%～1.0%），其現(xiàn)今底界的Ro為 1.4%左右，進(jìn)入生氣階段。中侏羅統(tǒng)西山窯組在早白堊世晚期進(jìn)入低成熟階段（Ro＞0.5%），西山窯組烴源巖至今處于中等成熟演化階段（Ro=0.8%），前人研究成果表明其并未進(jìn)入生烴高峰，作為烴源其供烴能力有限。

圖4 頭屯河組成巖-油氣充注序列

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地中部4區(qū)塊J2t儲(chǔ)層埋藏史（以董1井為例）

圖6 頭屯河組鹽水包裹體均一溫度分布

根據(jù)含烴流體包裹體的熒光顏色主峰值大小與油氣成熟度的關(guān)系，區(qū)分出高、低成熟度2期油氣充注對(duì)應(yīng)2類熒光：藍(lán)白色成熟度較高油氣充注和黃色較低成熟度油氣充注。流體包裹體的熒光顏色與均一溫度的分布區(qū)間（見(jiàn)圖6）顯示，藍(lán)白色和黃色熒光的均一溫度集中在82～125℃。由圖7所示，在中部4區(qū)塊頭屯河組現(xiàn)今油氣藏充注主要包括2期：第1期充注為38～60Ma，古近系區(qū)域性掀斜運(yùn)動(dòng)的發(fā)生，使三工河組和八道灣組的古油藏隨圈閉幅度變化而調(diào)整，部分沿深大斷裂垂直運(yùn)移穿過(guò)厚層西山窯組泥巖段，在頭屯河組聚集成次生油氣藏；第2期為8～25Ma，新近系盆地處于晚白堊世以來(lái)的緩慢沉降階段，八道灣組和三工河組儲(chǔ)層已接近致密，頭屯河組低滲儲(chǔ)層有一定規(guī)模的油氣充注成藏，該期成藏主要為早期充注控制晚期運(yùn)聚。

7頭屯河組成藏地質(zhì)年代

4.2 關(guān)鍵成藏期儲(chǔ)層古物性

采用成巖序列法進(jìn)行古物性恢復(fù)（見(jiàn)圖8a），古近系初（距今60Ma）是最早的有效成藏時(shí)期，J2t儲(chǔ)層深在2 000～3 600m，壓實(shí)作用強(qiáng)烈，膠結(jié)作用較弱，并遭受早期酸性溶蝕作用。低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲(chǔ)層古孔隙度15.3%～26.9%，主要為15%～21%，均值17.44%。該時(shí)期儲(chǔ)層經(jīng)歷了強(qiáng)烈的壓實(shí)作用，壓實(shí)減孔率達(dá)17.6%，但多數(shù)儲(chǔ)層普遍發(fā)生早期的油氣充注。軟巖屑含量較高的砂巖，原生孔隙因軟巖屑的強(qiáng)烈塑性變形而消失。另外，第一次烴類充注前，綠泥石、方解石、方沸石及石英加大邊等膠結(jié)物充填原生粒間孔隙。富軟巖屑致密壓實(shí)砂巖和鈣質(zhì)致密膠結(jié)砂巖，難以發(fā)生油氣充注，古孔隙度為8.9%～11.4%，均值10.89%。

進(jìn)入新近紀(jì)（25Ma），隨著持續(xù)的沉積沉降，儲(chǔ)層埋深達(dá)到2 800～4 500m，除進(jìn)一步遭受壓實(shí)作用外，方解石、硬石膏/重晶石等膠結(jié)物充填剩余粒間孔隙，儲(chǔ)層向低孔-低滲轉(zhuǎn)化。25Ma的物性恢復(fù)結(jié)果表明（見(jiàn)圖8b），低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲(chǔ)層古孔隙度8.6%～23.4%，主要為11.4%～16.5%，均值為14.64%，平均孔隙度減少2.8%。而現(xiàn)今有效儲(chǔ)層孔隙度主要為10.9%～15.9%，平均孔隙度為12.17%。富軟巖屑致密壓實(shí)砂巖和早期鈣質(zhì)致密膠結(jié)砂巖因無(wú)法受到后期溶蝕作用的改造，仍為低孔低滲儲(chǔ)層，油氣無(wú)法注入。早期中-高孔滲性的含油儲(chǔ)層在繼續(xù)成巖的過(guò)程中，持續(xù)的壓實(shí)、膠結(jié)等成巖作用使儲(chǔ)層變?yōu)榈涂诐B儲(chǔ)層。工區(qū)低滲儲(chǔ)層油氣藏能運(yùn)移和保存的重要原因是早期的原油充注使儲(chǔ)層巖石的親水性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油性，毛細(xì)管力因此由阻力轉(zhuǎn)變?yōu)檫\(yùn)移的動(dòng)力，而早期未與原油接觸的低滲儲(chǔ)層巖石保持了親水性，側(cè)向上構(gòu)成了良好的封堵條件。因此，這種“先成藏后致密”的低孔滲儲(chǔ)集層應(yīng)是勘探“甜點(diǎn)”。

圖8 頭屯河組不同類型砂巖關(guān)鍵成藏期古物性恢復(fù)

5 結(jié)論

①頭屯河組儲(chǔ)層目前處于晚成巖時(shí)期A期，以黃色熒光油、藍(lán)白色熒光油等2期烴類流體活動(dòng)為劃分依據(jù)，成巖演化主要經(jīng)歷了2期有機(jī)-無(wú)機(jī)流體作用交替。

②頭屯河組共發(fā)生2期油氣充注：古近系成藏期（38～60Ma），低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲(chǔ)集層古孔隙度主要為15%～21%，大部分孔隙充注早期油氣。而遭受強(qiáng)烈成巖作用的富軟巖屑致密壓實(shí)砂巖和方解石致密膠結(jié)砂巖，難以發(fā)生油氣充注。新近系成藏期（8～25Ma），成巖作用使低軟巖屑-弱膠結(jié)砂巖儲(chǔ)層向低孔滲性轉(zhuǎn)化，但低孔低滲儲(chǔ)層仍能發(fā)生大規(guī)模油氣充注且不受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響長(zhǎng)期保存的重要原因是早期原油侵入改變了儲(chǔ)層潤(rùn)濕性，形成了大量的油潤(rùn)濕通道。

［1］胡才志，張立寬，羅曉容，等.準(zhǔn)噶爾盆地腹部莫西莊地區(qū)三工河組低孔滲砂巖儲(chǔ)層成巖與孔隙演化研究［J］.天然氣地球科學(xué)，2015（12）：2254-2263.

Diagenesis and Porosity Evolution of Low Porosity and Permeability Clastic Reservoirs——A Case Study of Toutunhe Formation in Block 4,Central Junggar Basin

Dou Ming1Zhang Shanwen2Leng Yanfeng3
（1.China University of Petroleum(East China)，Qingdao Shandong 266580；2.Institute of Geological Sciences，Shengli Field Company，Sinopec，Dongying Shandong 257061；3.Pipe Company of Bohai Drilling Company，Dongying Shandong 257200）

Taking tight sandstone reservoir of toutunhe formation in block 4,central Junggar Basin as the research ob?ject,by means of traditional thin section,fluorescence analysis,scanning electron microscopy and temperature mea?suring of fluid inclusions,and based on the microscopic contact relationship between different periods of bitumen and authigenic minerals,the time series of inorganic organic fluid activity was established,the evolution of reservoir dia?genesis and hydrocarbon filling was discussed.

diagenesis；hydrocarbon charging；porosity evolution；toutunhe formation

P618.13

：A

：1003-5168（2017）03-0079-04

2017-02-02

國(guó)家自然科學(xué)基金（41372151）；國(guó)家重大油氣專項(xiàng)（2011ZX05008-004）。

竇銘（1992-），女，碩士，研究方向：油氣成藏研究。