付小東，張?zhí)旄?，吳健平，王小芳，周進高，江 濤，李 彬，李長新

(1．中國石油 杭州地質(zhì)研究院，杭州 310023；2．中國石油 華北油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062552)

阿南凹陷位于二連盆地馬尼特坳陷東部，勘探面積約2 750 km2，是在古生界褶皺基底上發(fā)育起來的早白堊世斷陷湖盆，可進一步劃分為善南洼槽、哈南洼槽、阿南背斜帶、哈南背斜、善南斜坡和哈南斜坡帶等次級構(gòu)造單元(圖1a)。湖盆演化大致經(jīng)歷了三疊紀(jì)拱升期、早中侏羅世初始張裂期、晚侏羅世褶斷期、早白堊世阿爾善—騰格爾裂陷期和賽漢塔拉萎縮衰亡期等5個階段[1]。下白堊統(tǒng)自下而上發(fā)育阿爾善組、騰格爾組和賽漢塔拉組。阿南凹陷是二連盆地中最富油的凹陷之一，阿二段和騰一段是主力生油層；古生界凝灰?guī)r，阿三、阿四段砂礫巖和騰一段上部砂巖為主要產(chǎn)油層，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)包括背斜類砂巖油氣藏、背斜類熔巖臺地油氣藏、礫巖體油氣藏、古潛山凝灰?guī)r油氣藏、斷鼻層狀油氣藏等多種類型油氣藏[2]。

隨著含油氣盆地常規(guī)油氣田(藏)發(fā)現(xiàn)難度不斷增加，致密油氣、頁巖油氣等非常規(guī)油氣資源已成為常規(guī)油氣資源的重要接替力量[3-6]。我國陸相致密油氣儲層類型多樣，以牽引流和重力流形成的細(xì)粒碎屑巖和生物成因碳酸鹽巖為主[3，7-9]，同時也發(fā)育湖相混積巖和與火山活動相關(guān)的火山碎屑沉積巖等特殊巖性致密儲層[10-19]。國外已發(fā)現(xiàn)多個致密凝灰?guī)r油氣藏，如印度尼西亞的Jatibarang油氣田[20]、格魯吉亞的Samgori油田[21]、日本秋田盆地和新瀉盆地的凝灰?guī)r油氣藏[22]。近年來國內(nèi)火山碎屑沉積巖型致密油勘探日益受到重視，已在多個盆地發(fā)現(xiàn)該類型油氣藏或有利儲層[10-18]。準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組發(fā)育凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r和凝灰質(zhì)白云巖夾層致密油儲層[10-12]，并已發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流[10]；三塘湖盆地中二疊統(tǒng)條湖組和石炭系哈爾加烏組發(fā)育沉凝灰?guī)r致密儲集層，形成源儲一體的致密油藏成藏組合[13-16]；酒泉盆地青西坳陷下白堊統(tǒng)下溝組發(fā)育沉凝灰質(zhì)碳酸鹽巖和扇三角洲相沉凝灰質(zhì)砂礫巖巖性油氣藏[13]。

二連盆地阿南凹陷騰格爾組一段下亞段(K1bt1x，簡稱騰一下亞段)廣泛發(fā)育一套與火山活動相關(guān)的“特殊巖性”地層，區(qū)域厚度30～160 m[17]，發(fā)育凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r、云巖和致密砂巖等多種巖性的致密油儲層(圖1b)。騰一下亞段致密油儲層累計厚度大、分布范圍較廣，源儲配置良好，是該凹陷致密油勘探的主要目的層，近年來相繼鉆探的阿密1、阿密2等多口探井均見到不同程度的含油顯示，部分鉆井獲得工業(yè)油流[17]，展示了致密油良好的勘探前景。騰一下亞段致密油儲層巖性多樣、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，含油非均質(zhì)性強，給致密油“甜點”分布預(yù)測帶來了挑戰(zhàn)。針對騰一下亞段不同巖性致密油儲層，通過巖心和薄片觀察、儲層物性系統(tǒng)分析，結(jié)合核磁共振、激光共聚焦、場發(fā)射電鏡、CT掃描和恒速壓汞等分析技術(shù)，多尺度、多方位綜合研究了致密油儲層的地質(zhì)特征，探討了儲層非均質(zhì)性含油和儲層“甜點”發(fā)育的主控因素，為該凹陷致密油分布預(yù)測提供了依據(jù)。

1 致密油儲層地質(zhì)特征

1.1 儲層巖石學(xué)特征

騰一下亞段主要發(fā)育凝灰質(zhì)巖、砂巖、云巖和泥頁巖四大巖類，其在縱向上可劃分為2套巖性組合(圖1b)。下部巖性組合以砂巖為主，夾凝灰質(zhì)泥巖和云質(zhì)泥巖，主要為辮狀河三角洲前緣沉積體系；上部巖性組合以凝灰質(zhì)巖、泥頁巖為主，夾白云巖，以半深湖—深湖沉積為主，伴隨有湖底扇沉積。

圖1 二連盆地阿南凹陷區(qū)域構(gòu)造(a)與騰一下亞段地層綜合柱狀圖(b)

1.1.1 凝灰質(zhì)巖類

騰一下亞段凝灰質(zhì)巖可劃分為凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r2個亞類，測井曲線總體表現(xiàn)為高自然伽馬、較高電阻率。凝灰?guī)r多呈薄層狀發(fā)育于泥頁巖段中，縱向上發(fā)育層數(shù)多，單層厚度數(shù)厘米至數(shù)十厘米不等，少數(shù)層段可達數(shù)米，與上下泥巖常呈突變式接觸，由火山灰經(jīng)風(fēng)力搬運至湖盆區(qū)空落沉積形成。部分凝灰?guī)r段可見滑塌、揉皺變形構(gòu)造，可能與沉積時構(gòu)造活動較強烈，發(fā)育同沉積構(gòu)造，或者是沉積后發(fā)生重力滑動，出現(xiàn)滑塌、濁流等再沉積作用有關(guān)。碎屑顆粒主要由巖屑、晶屑和火山塵組成，具有典型的凝灰結(jié)構(gòu)(圖2a-c)。巖屑以中酸性凝灰?guī)r巖屑為主，晶屑主要為長石和石英，火山塵以長英質(zhì)為主。凝灰?guī)r中長英質(zhì)礦物含量在60%～90%，碳酸鹽礦物主要在5%～25%；黏土礦物含量低，基本在10%以下，主要為綠泥石、綠蒙混層，多為火山碎屑蝕變形成。

沉凝灰?guī)r中火山碎屑主要經(jīng)水?dāng)y搬運至湖盆區(qū)，并與正常陸源碎屑不同比例混合沉積形成，與上下凝灰質(zhì)泥巖呈過渡接觸，巖心上與泥巖較難區(qū)分，二者的主要區(qū)別在于黏土礦物的含量[7]。沉凝灰?guī)r中凝灰質(zhì)鏡下多呈現(xiàn)為較均一狀(圖2d-e)或較明顯的紋層狀、透鏡狀等(圖2f)?；鹕剿樾贾械膸r屑、晶屑等常蝕變而形成白云石與方解石斑狀集合體(圖2e)。礦物含量分析顯示其長英質(zhì)礦物含量變化大，主要在40%～85%，黏土礦物含量較凝灰?guī)r略高，主要在5%～25%，碳酸鹽礦物含量多分布在5%～50%。

圖2 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層巖石學(xué)特征

1.1.2 砂巖類

騰一下亞段砂巖按顆粒結(jié)構(gòu)可分為粉砂巖、細(xì)砂巖、中—粗砂巖等類型，其中粉砂巖分布最廣泛。砂巖類儲層在測井響應(yīng)上主要表現(xiàn)為相對低的自然伽馬和電阻率。碎屑顆粒主要為巖屑和長石，其次為石英和火山灰，少量的碳酸鹽巖碎屑，按照碎屑成分分類主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖(圖2h-i)。巖屑以中酸性火山熔巖和凝灰?guī)r為主，長石主要為斜長石。膠結(jié)物包括碳酸鹽礦物、凝灰質(zhì)和黏土礦物等類型，以方解石膠結(jié)為主。膠結(jié)類型包括連晶膠結(jié)、壓嵌型膠結(jié)、石英、長石次生加大、薄膜型膠結(jié)和凝塊型膠結(jié)等多種類型。

1.1.3 白云巖類

二連盆地各凹陷下白堊統(tǒng)廣泛發(fā)育一套含白云石地層，為一套受機械沉積作用、化學(xué)沉積作用和火山活動共同影響而沉積的混積巖[23]。阿南凹陷騰一下亞段的白云石主要有3種結(jié)構(gòu)類型：泥晶結(jié)構(gòu)、微晶結(jié)構(gòu)、中—細(xì)晶斑狀結(jié)構(gòu)。泥晶結(jié)構(gòu)的白云石多呈富集狀(圖2g)或紋層狀，主要出現(xiàn)在碳酸鹽巖、云質(zhì)泥巖中。微晶結(jié)構(gòu)白云石常呈他形—半自形，以他形為主，晶粒呈分散狀或緊密堆積狀(圖2e)，多出現(xiàn)在凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r和含云質(zhì)砂巖中。中—細(xì)晶斑狀結(jié)構(gòu)白云石主要出現(xiàn)在沉凝灰?guī)r和凝灰質(zhì)泥巖中，晶形呈半自形—自形或斑狀，陰極發(fā)光下呈現(xiàn)出明顯環(huán)帶結(jié)構(gòu)，常見去云化現(xiàn)象(圖2e)。騰一下亞段云巖類礦物成分復(fù)雜，白云石含量主要在50%～70%，并非嚴(yán)格意義上的白云巖，多為凝灰質(zhì)云巖或泥質(zhì)云巖，測井曲線上表現(xiàn)為較高的自然伽馬和電阻率，縱向上主要發(fā)育在騰一下亞段上部巖性組合，單層和累計厚度都較小。

1.1.4 泥巖類

泥巖是騰一下亞段上組合重要巖性類型，根據(jù)礦物組分可劃分為凝灰質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖和灰質(zhì)泥巖等。在巖心尺度上泥巖與沉凝灰?guī)r常呈漸變接觸關(guān)系，宏觀沉積特征較接近，但二者在微觀結(jié)構(gòu)和地化特征方面仍存在一定差別，主要表現(xiàn)在以下3點：一是泥巖在鏡下可觀察到較明顯的水平層理(圖2j)；二是泥巖中黏土礦物含量相對于沉凝灰?guī)r略高，主要分布在5%～50%；三是泥巖更富有機質(zhì)，總有機碳含量主要分布在1.0%～4.0%，瀝青“A”含量分布在0.23%～0.89%，平均達0.53%，巖石熱解生烴潛力(S1+S2)在0.23～26.90 mg/g，平均達10.38 mg/g，是凹陷內(nèi)主要的烴源層段。

1.2 儲層物性條件

騰一下亞段儲層物性條件總體較差，基質(zhì)空氣

滲透率中值小于2×10-3μm2，根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)“SY/T 6943—2013 致密油地質(zhì)評價方法”，屬于致密油儲層范疇。在總體致密的背景下，儲層物性非均質(zhì)性強，不同巖性、同一巖性孔隙度、滲透率變化大(圖1b)。凝灰?guī)r孔隙度介于2%～20%，平均為10.3%，滲透率多小于0.5×10-3μm2，總體表現(xiàn)為低—中等孔隙度、特低滲透率的特點。沉凝灰?guī)r孔隙度基本在10.0%以下，平均為2.75%，滲透率基本小于0.1×10-3μm2。砂巖類儲層孔隙度主要在2%～20%，平均為5.7%，滲透率基本小于1×10-3μm2。白云巖孔隙度多在5.0%以下，平均為2.06%，滲透率低于1×10-3μm2；泥質(zhì)巖孔隙度平均僅1.79%，滲透率主要在0.1×10-3μm2以下。四大巖類中凝灰質(zhì)巖和砂巖類儲層物性相對較好，其中薄層凝灰?guī)r和細(xì)砂巖、中粗砂巖是最有利的巖性；大部分沉凝灰?guī)r、粉砂巖和白云巖物性條件差；泥頁巖類物性條件最差，根據(jù)致密油和頁巖油的概念[3]，泥頁巖中所含滯留油應(yīng)屬頁巖油范疇，因此以下對泥巖類儲層不作具體論述。

1.3 儲集空間類型

騰一下亞段致密油儲層主要發(fā)育溶蝕孔、晶間孔(脫?；чg孔、白云石晶間孔)、粒間孔、泄水孔和微裂縫等5類儲集空間(圖3)，不同巖性優(yōu)勢孔隙類型有差異。凝灰?guī)r主要發(fā)育晶屑、巖屑、火山玻璃等碎屑溶蝕形成的次生溶孔(圖3a)，以及火山玻璃脫?；纬傻拿摬；чg孔(圖3b-c)。沉凝灰?guī)r顯孔不發(fā)育，顯微鏡下僅在斑狀碳酸鹽礦物集合體中見少量晶間孔、晶間或晶內(nèi)溶孔(圖3d)，以及被碳酸鹽礦物、黃鐵礦不完全充填的泄水孔，方沸石、白云石充填物可見后期被溶蝕現(xiàn)象(圖3e)；場發(fā)射電鏡下見大量粒間微孔和火山玻璃脫?；⒒一?云化形成的晶間微孔(圖3f)。白云巖在偏光顯微鏡和共聚焦熒光顯微鏡下皆難見到孔隙，但在場發(fā)射電鏡下則可見到大量納米級的晶間或粒間微孔(圖3g)，以及溶蝕微孔。

砂巖類致密儲層中細(xì)砂巖和中—粗砂巖顯孔發(fā)育，主要有次生溶孔和殘余粒間孔兩類(圖3h-i)。溶蝕孔包括粒間擴溶孔和長石、巖屑粒內(nèi)溶孔；粒內(nèi)溶孔以長石溶蝕最為常見，呈斑點狀、蜂窩狀、條紋狀和長條狀，部分長石溶蝕后尚見長石殘晶，有的顆粒則大部分或完全溶蝕而形成鑄?？?。殘余粒間孔主要見于中—粗砂巖，部分方解石膠結(jié)物后期發(fā)生溶蝕形成粒間溶孔(圖3l)。粉砂巖中次生溶孔較少，儲集空間主要為殘余粒間微孔。

圖3 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層主要孔隙空間類型

騰一下亞段致密儲層孔隙度、滲透率之間具有較好的正相關(guān)性，總體上屬于孔隙型儲層。巖心觀察少見裂縫，薄片統(tǒng)計僅約20%的樣品發(fā)育微裂縫，薄片下可觀察到的裂縫條數(shù)少，僅1～2條(圖2g，n)。微裂縫根據(jù)充填情況可分為充填型和半充填—未充填型兩類。半充填—未充填型微裂縫約占總裂縫數(shù)的40%；充填型微裂縫約占60%，裂縫充填物包括方解石/白云石、石英以及黃鐵礦等。

1.4 儲層孔隙結(jié)構(gòu)

儲集層孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通性，孔隙結(jié)構(gòu)對致密儲層滲流能力、含油性、致密油的有效動用具有明顯控制作用。場發(fā)射電鏡、CT掃描、恒速壓汞和核磁共振等已成為致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)表征的主要技術(shù)手段，可對致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)進行多尺度、多維度的量化表征。

1.4.1 凝灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)

凝灰?guī)r納米級孔隙和微米級孔隙都十分發(fā)育，微米級孔隙主要為次生溶孔，孔隙直徑1～300 μm；納米級微孔主要為脫玻化晶間微孔和火山灰/塵粒間微孔。核磁共振T2譜表現(xiàn)出較明顯的雙峰特征，右峰高于左峰(圖4a)，表明微米級孔隙對儲集能力起主要貢獻。壓汞分析表明凝灰?guī)r進汞飽和度高，單位體積巖樣有效孔隙、喉道個數(shù)多、體積較大，但退汞率較低，排驅(qū)壓力較高(圖5a，表1)。高壓壓汞喉道直徑均值介于0.25～0.76 μm，恒速壓汞有效喉道直徑均值介于3.60～7.36 μm，喉道較細(xì)小，孔喉比大(表1)，表現(xiàn)為中大孔、微細(xì)喉特征。飽和水巖心離心前后核磁共振T2譜左峰變化不大，基本處于重疊狀態(tài)，右峰則差異明顯(圖4a)，表明微小孔隙連通性差，而微米級中—大孔隙連通性好。

圖4 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層核磁共振T2譜峰分布特征

圖5 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層壓汞曲線特征

表1 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層恒速壓汞孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

1.4.2 沉凝灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)

沉凝灰?guī)r以納米級孔隙為主，孔隙直徑主要分布在10～500 nm，僅發(fā)育少量微米級中大孔隙。飽和水巖心核磁共振T2譜主要為單峰型，集中在0.1～10 ms，離心前后譜峰變化較小(圖4b)。高壓壓汞毛管壓力曲線表現(xiàn)為進汞飽和度低，退汞率低，排驅(qū)壓力高(圖5b)；恒速壓汞單位體積巖石有效孔隙和喉道體積小、個數(shù)少(表1)。上述特征表明沉凝灰?guī)r儲層總體上孔喉細(xì)小，連通性差。

1.4.3 砂巖類孔隙結(jié)構(gòu)

砂巖類儲層孔隙結(jié)構(gòu)受巖石顆粒組構(gòu)和溶孔發(fā)育程度影響，細(xì)砂巖、中粗—砂巖粒間孔大多發(fā)生擴溶，同時在長石、巖屑內(nèi)還發(fā)育大量粒內(nèi)溶孔，孔隙直徑主要分布在10 nm～400 μm。巖心離心前核磁共振T2譜峰表現(xiàn)為雙峰型或偏右的單峰型，說明同時發(fā)育微小孔隙和中大孔隙；離心后右峰消失，左峰也有較明顯變化(圖4e)。高壓壓汞毛管壓力曲線表現(xiàn)為高進汞飽和度，低排驅(qū)壓力(圖5c)，喉道直徑均值基本在2 μm以上；恒速壓汞顯示單位體積巖樣有效孔隙和喉道體積大、個數(shù)多(表1)。泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖次生溶孔不發(fā)育，巖心離心前核磁共振T2譜表現(xiàn)為單峰型，主峰集中在0.1～10 s，表明主要發(fā)育納米級的微小孔隙，離心前后譜峰形態(tài)變化較小(圖4c-d)。高壓壓汞毛管壓力曲線表現(xiàn)為低進汞飽和度，較高的排驅(qū)壓力，喉道直徑均值小于0.1 μm；恒速壓汞顯示單位體積巖樣有效孔隙和喉道體積小，個數(shù)少(表1)。總體上，細(xì)砂巖、中粗砂巖喉道較粗，流體運移順暢、孔隙間連通性好；粉砂巖喉道較細(xì)小，孔隙連通性差。

1.4.4 白云巖孔隙結(jié)構(gòu)

白云巖類儲層場發(fā)射電鏡下觀察到的孔隙直徑多在10～500 nm(圖2g)；巖心離心前核磁共振T2譜表現(xiàn)為單峰型，主峰集中在0.1～10 ms，離心后T2譜峰無明顯變化(圖4f)。高壓壓汞毛管壓力曲線表現(xiàn)為低進汞飽和度，高排驅(qū)壓力，喉道直徑均值在0.1 μm以下(圖5d)；恒速壓汞表明單位體積巖石有效孔隙和喉道體積小、個數(shù)少(表1)。上述特征表明白云巖類儲層孔隙、喉道細(xì)小，連通性很差。

1.4.5 孔隙結(jié)構(gòu)類型

根據(jù)孔隙形態(tài)、孔徑大小和連通性，騰一下亞段致密儲層總體上可劃分為4類孔隙結(jié)構(gòu)類型(表2)。①中小孔—微細(xì)喉連通型孔隙結(jié)構(gòu)：巖性主要為凝灰?guī)r和溶孔發(fā)育的細(xì)砂巖，該類儲層孔隙結(jié)構(gòu)較好，中大孔和微小孔皆較發(fā)育，連通性較好，可動流體飽和度較高，是較有利的一類孔隙結(jié)構(gòu)類型；②中大孔—細(xì)喉連通型孔隙結(jié)構(gòu)：巖性主要為溶孔發(fā)育的細(xì)砂巖和中—粗砂巖，該類儲層中大孔十分發(fā)育，喉道直徑較大，孔隙連通性好，可動流體飽和度高，孔喉特征與常規(guī)儲層相似，是孔隙結(jié)構(gòu)最好的一類儲層；③孤立顯孔—微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)：巖性主要為發(fā)育斑狀方解石/白云石的沉凝灰?guī)r，以納米級微小孔為主，少量顯孔呈孤立狀分布，喉道細(xì)小，進汞飽和度低、連通性差、可動流體飽和度低；④微細(xì)孔喉型：巖性包括多數(shù)的粉砂巖、云巖和沉凝灰?guī)r，該類儲層基本為納米級孔喉，進汞飽和度很低、排驅(qū)壓力很高，孔隙連通性很差。

表2 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

2 致密儲層含油性特征

2.1 不同儲層含油量差異

騰一下亞段巖心含油產(chǎn)狀統(tǒng)計和熒光薄片分析表明其含油非均質(zhì)性強，含油級別包括油浸、油斑、油跡、熒光和不含油等多個級別(圖6b-c)；達到油浸和油斑顯示級別的儲層段主要為凝灰?guī)r和細(xì)砂巖、中粗砂巖，以及部分溶孔較發(fā)育的沉凝灰?guī)r；多數(shù)沉凝灰?guī)r、粉砂巖、白云巖和泥巖為油跡或熒光顯示。

儲層巖石熱解氣態(tài)烴量(S0)與游離烴量(S1)可在一定程度上反應(yīng)儲層含油量相對高低，騰一下亞段不同巖性致密儲層熱解游離烴含量差別明顯(圖6a)。凝灰?guī)r儲層S0+S1最高，分布在0.21～14.02 mg/g，平均高達5.46 mg/g，游離烴與熱解生烴潛量比值高，平均為46.55%；凝灰?guī)r儲層中原油源自上下緊臨的富有機質(zhì)泥巖段，主要賦存于脫玻化晶間微孔和粒間、粒內(nèi)溶孔中(圖2k)。沉凝灰?guī)r含油性較凝灰?guī)r差，其S0+S1分布在0.05～7.74 mg/g，平均為0.74 mg/g(圖6a)；原油分布不均，多見于晶型較好的斑狀方解石/白云石晶間孔、晶間溶孔內(nèi)(圖2l)。砂巖類儲層游離烴含量變化大，S0+S1在0.02～13.75 mg/g之間變化，平均為1.07 mg/g；巖石結(jié)構(gòu)和物性較好的細(xì)砂巖和中粗砂巖中原油分布較均一，主要賦存于殘余粒間孔、粒間溶孔、巖屑和長石粒內(nèi)溶蝕孔中(圖2m)。云巖類儲層游離烴量S0+S1在0.08～5.07 mg/g，平均為1.73 mg/g，略高于砂巖類儲層；但云巖類儲層游離烴與總生烴潛量之比平均僅19.31%，這是因為白云巖主要是泥質(zhì)白云巖，自身含一定量的有機質(zhì)，熱解烴S2較高(平均為8.73 mg/g)。白云巖儲層中原油含量較少，主要分布于各類納米級基質(zhì)微孔中，分布不均一，部分內(nèi)碎屑顆粒內(nèi)原油相對富集(圖2n)。富有機質(zhì)泥巖中滯留油含量較高，游離烴量S0+S1在0.22～5.75 mg/g，平均為2.47 mg/g，僅次于凝灰?guī)r儲層，泥巖中滯留原油多呈分散狀或沿富有機質(zhì)紋層條帶狀分布(圖2o)。

2.2 儲層差異化含油控制因素

騰一下亞段致密儲層含油性明顯受巖性控制，薄層凝灰?guī)r、溶孔發(fā)育的細(xì)砂巖和中粗砂巖含油性最好，為油斑、油浸級別，統(tǒng)計的27個凝灰?guī)r樣品48%為油斑或油浸顯示；部分溶孔和泄水孔發(fā)育的沉凝灰?guī)r含油性也較好，達到油斑顯示；多數(shù)沉凝灰?guī)r、粉砂巖和云巖則為油跡、熒光顯示。含油性也明顯受孔滲條件控制，達到油斑或油浸顯示的凝灰質(zhì)巖和砂巖儲層孔隙度基本在4.0%以上，滲透率多大于0.01×10-3μm2(圖6b-c)；前人研究表明，騰一下亞段凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r在當(dāng)前工業(yè)技術(shù)條件下有效儲層孔隙度下限在4.0%左右，滲透率下限約0.008×10-3μm2，而砂巖有效儲層孔隙度下限約在5.0%，滲透率下限在0.05×10-3μm2左右[24]。就單一含油級別而言，同一巖類儲層孔隙度、滲透率分布范圍較廣，如油斑顯示的儲層孔隙度既可低至4.0%左右，也可高達20%，部分凝灰?guī)r雖然孔隙度較高，但含油性較差，表明致密儲層含油級別除受物性條件控制外，還受孔隙結(jié)構(gòu)、源儲配置、排烴壓差等因素的影響。

圖6 二連盆地阿南凹陷騰一下亞段致密儲層含油性與儲層物性關(guān)系

致密儲層發(fā)育納米—微米多尺度的復(fù)雜孔喉系統(tǒng)，儲層孔隙結(jié)構(gòu)直接影響原油充注的難易程度，進而控制了原油在微觀尺度上的非均質(zhì)分布。達到油浸、油斑顯示的儲層壓汞進汞飽和度高、孔喉半徑較大；油跡、熒光/不含油樣品進汞飽和度較低，毛管半徑較小(圖6d)。孔隙結(jié)構(gòu)對凝灰?guī)r儲層含油性影響尤為明顯，阿47井在2 078～2 084 m井段鉆遇數(shù)米厚的凝灰?guī)r，孔隙度多在10%以上，阿密2井1 568.2～1 568.3 m井段厚約10 cm的晶屑凝灰?guī)r孔隙度高達22.6%，上述凝灰?guī)r段上下緊鄰高有機碳含量泥巖，源儲配置好，但主要為納米級孔喉，孔隙結(jié)構(gòu)差，原油難以充注，僅為油跡顯示。

3 致密儲層“甜點”發(fā)育主控因素與分布

物性條件、孔隙結(jié)構(gòu)及含油性綜合分析表明，騰一下亞段四大類巖性中凝灰質(zhì)巖和砂巖是致密油儲層的兩類有利巖性。但同一巖類儲層物性條件和含油性也存在明顯的非均質(zhì)性，明確致密儲層“甜點”發(fā)育主控因素，對致密油勘探具有重要意義。以下重點針對凝灰質(zhì)巖和砂巖兩類有利巖性，分析儲層“甜點”發(fā)育的主制因素。

3.1 沉積相帶控儲

騰一下亞段不同沉積微相的砂巖物性差異明顯。辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂巖物性條件最好，碎屑顆粒較粗、結(jié)構(gòu)成熟度較好，高孔高滲砂巖基本屬于該微相。其次為重力流沉積的湖底扇砂巖，該類砂巖儲層常見滑塌、攪動構(gòu)造，巖屑組分由于經(jīng)過二次搬運改造，易被酸性流體溶蝕形成孔隙，從而改善儲集條件。分支砂壩、水下分流河道間和楔狀砂等微相主要為粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，儲層物性變差。

凝灰質(zhì)巖儲層物性條件與沉積環(huán)境和沉積方式關(guān)系密切。三角洲前緣水動力強，火山灰等細(xì)粒沉積物難以穩(wěn)定沉積，凝灰?guī)r儲層不發(fā)育。前三角洲和淺湖環(huán)境水動力相對較弱，水?dāng)y+風(fēng)攜火山碎屑和陸源碎屑以不同比例混合沉積，形成了較厚的沉凝灰?guī)r。沉凝灰?guī)r中火山碎屑以水?dāng)y搬運為主，不穩(wěn)定成分在水流搬運過程中容易發(fā)生水解，不利于后期脫?；腿芪g改造形成次生孔隙，且泥質(zhì)含量較高，因而孔滲條件和孔隙結(jié)構(gòu)都較差，孔隙度一般小于4.0%，基質(zhì)滲透率小于0.01×10-3μm2。在火山活動強烈時期，火山灰/塵經(jīng)風(fēng)力搬運至離火山口較遠(yuǎn)的半深湖—深湖區(qū)沉積，形成了多套薄層凝灰?guī)r。半深湖—深湖相凝灰?guī)r中火山碎屑主要經(jīng)風(fēng)攜沉積，未經(jīng)歷原地風(fēng)化暴露和水流長距離搬運，凝灰質(zhì)中不穩(wěn)定的易溶組分更好地保存了下來[25]，在成巖過程中，這些不穩(wěn)定組分容易發(fā)生脫玻化和溶蝕作用，形成大量次生孔隙，因此半深湖—深湖相的凝灰?guī)r儲層總體物性條件較好，孔隙度一般大于4.0%，基質(zhì)滲透率大于0.01×10-3μm2。

3.2 巖石結(jié)構(gòu)控儲

騰一下亞段砂巖巖石結(jié)構(gòu)對儲層孔隙度、滲透率具有明顯控制作用，隨著碎屑顆粒粒徑增大，儲層物性條件變好；其中粉砂巖平均孔隙度僅4.7%，平均滲透率為0.08×10-3μm2，細(xì)砂巖平均孔隙度為5.45%，平均滲透率為0.26×10-3μm2，中—粗砂巖平均孔隙度為11.3%，平均滲透率為1.14×10-3μm2。

凝灰?guī)r儲層孔滲條件和孔隙結(jié)構(gòu)受火山碎屑及其脫?；纬傻拇紊V物結(jié)構(gòu)的影響。巖屑和晶屑等相對粗粒的火山碎屑含量高的凝灰?guī)r物性條件較好，可能是因為粗火山碎屑抗壓實能力較強，有利于火山灰沉積后原始粒間微孔的保持，從而為后期溶蝕作用發(fā)生、形成相對高孔滲儲層創(chuàng)造有利條件?；鹕剿樾家曰鹕綁m(粒徑小于10 μm)為主的凝灰?guī)r，盡管也發(fā)育大量脫?；祝摬；纬傻氖⒑烷L石晶體細(xì)小，脫?；谆緸榧{米級微孔，導(dǎo)致該類凝灰?guī)r孔隙度高、滲透率極低，孔隙結(jié)構(gòu)差。

3.3 脫?；饔每貎?/h3>

非晶質(zhì)的火山玻璃具有不穩(wěn)定性，成巖過程中發(fā)生脫?；饔眯纬砷L石、石英等次生礦物，在此過程中體積縮小，可形成大量脫玻化微孔隙[26-27]，是火山巖類儲層中重要的孔隙類型，凝灰?guī)r中脫玻化孔可占總孔隙的70%左右[26]。騰一下亞段薄層凝灰?guī)r發(fā)育大量脫玻化晶間微孔(圖3b-c)，脫?；饔脧娙蹩刂浦摬；椎臄?shù)量，溫度升高及壓力增加、水的存在有利于脫?；?；成分越酸性的火山巖，基質(zhì)中一般易出現(xiàn)玻璃質(zhì)，成巖過程中更容易發(fā)生脫?；痆26-27]。騰一下亞段凝灰?guī)r巖漿母源主要是酸性巖漿，形成的凝灰?guī)r中玻璃質(zhì)含量高，有利于發(fā)生脫?；?。砂巖類儲層巖屑主要為火山熔巖屑和凝灰?guī)r巖屑，雜基和填隙物中也含較高的凝灰質(zhì)成分，成巖過程中巖屑和填隙物中的火山玻璃發(fā)生脫玻璃化也形成一定量的微孔，對砂巖類儲層物性改善也起到建設(shè)性作用。

3.4 溶蝕作用控儲

次生溶孔是騰一下亞段相對高孔滲的凝灰?guī)r和砂巖儲層中重要的孔隙類型，凝灰質(zhì)及其脫?；纬傻拈L石、方沸石等屬易溶成分，在溶解改造作用下，可形成孔徑較大的次生溶孔[14]。次生溶蝕作用的發(fā)生，需要有可供酸性流體運移的通道，凝灰?guī)r在成巖過程中形成的脫?；⒖卓蔀樗嵝粤黧w提供運移通道，促進巖屑、長石晶屑、凝灰質(zhì)等被強烈溶蝕，改善儲層物性條件和孔隙結(jié)構(gòu)。砂巖儲層發(fā)生強溶蝕的主要是細(xì)砂巖和少量的中—粗砂巖，該類砂巖殘余粒間孔較發(fā)育，為酸性流體進入儲層并發(fā)生溶蝕提供了運移通道。沉凝灰?guī)r、粉砂巖和云質(zhì)巖由于缺乏可供酸性流體進入的運移通道，溶孔不發(fā)育，孔滲條件和孔隙結(jié)構(gòu)都較差。

酸性環(huán)境有利于長石溶蝕[28]，堿性環(huán)境可發(fā)生石英溶蝕[29]；長石與酸性流體溶解實驗表明，斜長石系列中的鈣長石溶蝕速率最大，鈉長石的溶蝕速率高于鉀長石[30-31]。騰一下亞段儲層主要是長石發(fā)生溶蝕，石英次生加大，表明溶蝕流體為酸性；凝灰?guī)r孔隙度與斜長石含量呈較明顯的負(fù)相關(guān)，與鉀長石含量弱正相關(guān)，可能正是由于酸性流體優(yōu)先溶蝕斜長石所致。具有同一巖石結(jié)構(gòu)的砂巖其長石含量與孔隙度、滲透率呈正相關(guān)，表明碎屑中長石含量越高，發(fā)生溶蝕作用的機率越大，可形成更多溶孔。

碎屑巖儲層中次生溶孔主要有大氣淡水溶蝕和有機酸溶蝕兩種成因機制[32-37]，騰一下亞段凝灰?guī)r和砂巖儲層中次生溶孔可能為大氣淡水溶蝕和有機酸溶蝕兩種作用疊加改造的結(jié)果。凝灰質(zhì)巖中白云石去云化現(xiàn)象較明顯，茜素紅染色后暗紅色的去云化方解石呈現(xiàn)白云石菱形晶形(圖2e)，去白云石化現(xiàn)象常被解釋為近地表作用的結(jié)果[38]，橫向上連續(xù)分布的去白云石化地層可指示不整合面[39]。部分沉凝灰?guī)r中見示頂?shù)讟?gòu)造，早期溶孔后期被滲濾泥和亮晶方解石充填(圖2d)，已有研究表明火山巖儲層中示底構(gòu)造與滲流帶淋濾密切相關(guān)[40-41]。去白云石化現(xiàn)象和示底構(gòu)造的存在，表明騰一段致密儲層可能遭受過大氣水滲流淋濾。地震剖面也證實騰一段、騰二段沉積時存在明顯的地層削截，騰二段末期凹陷發(fā)生整體抬升，形成區(qū)域性不整合[1]；騰一段沉積時湖平面下降導(dǎo)致的地層局部削蝕，騰二末期區(qū)域性的抬升剝蝕，加上大量斷裂溝通，富含CO2的弱酸性大氣水進入砂巖、凝灰?guī)r滲透層發(fā)生溶蝕，形成大量次生溶孔，同時白云石發(fā)生去云化。

富有機酸流體溶蝕增加孔隙是碎屑巖儲層次生孔隙形成的重要途徑[32-35]，可產(chǎn)生約4.5%～7.5%的次生孔隙度[32]。騰一下亞段砂巖、凝灰?guī)r具備發(fā)生有機酸溶蝕的有利條件：①泥質(zhì)巖烴源巖厚度大、品質(zhì)好，可生成大量有機酸；②儲層與烴源巖相鄰，凝灰?guī)r呈薄層狀被夾持于烴源層中，砂巖儲層則與烴源巖呈側(cè)向和上下直接接觸；③凝灰?guī)r脫玻璃化形成的脫玻化孔、砂巖類儲層殘余粒間孔和早期大氣淡水溶蝕形成的次生溶孔可為富含有機酸流體提供運移通道。

阿南凹陷從構(gòu)造上可分為背斜核部、背斜翼部、洼槽區(qū)、斜坡過渡帶4類構(gòu)造區(qū)帶[4]，不同構(gòu)造部位儲層溶蝕孔的主要成因可能存在差異。在背斜核部等構(gòu)造高部位斷裂發(fā)育，早期容易發(fā)生大氣淡水溶蝕。在背斜翼部或斜坡帶，則可能發(fā)生早期大氣淡水溶蝕和晚期有機酸溶蝕疊加改造。在洼槽區(qū)，由于處于生烴中心，應(yīng)以有機酸溶蝕為主。

3.5 儲層“甜點”有利分布區(qū)

根據(jù)凝灰質(zhì)巖、砂巖類儲層“甜點”發(fā)育主控因素，結(jié)合騰一下亞段沉積時古構(gòu)造和現(xiàn)今構(gòu)造，綜合預(yù)測了儲層“甜點”有利分布區(qū)。沉積微相和巖石結(jié)構(gòu)是騰一下亞段砂巖類儲層“甜點”發(fā)育的基礎(chǔ)，次生強溶蝕是關(guān)鍵，砂巖類致密油儲層“甜點”主要分布在阿南、哈南背斜翼部—過渡帶。現(xiàn)今的背斜翼部在騰一下亞段沉積時總體屬于湖盆的斜坡帶，砂體厚度大，處于構(gòu)造相對高部位，巖石結(jié)構(gòu)較好的砂巖滲透層早期易發(fā)生大氣淡水溶蝕、后期又成為富有機酸流體運移指向區(qū)，可發(fā)生大氣淡水溶蝕和有機酸溶蝕的疊加改造。背斜翼部構(gòu)造相對簡單，埋深適中，砂巖儲層在總體致密背景下發(fā)育相對高孔滲的“甜點”段，可在背斜核部常規(guī)油藏的基礎(chǔ)上，在背斜翼部積極擴邊勘探“裙邊油”型致密油。

凝灰質(zhì)巖類儲層“甜點”主要受火山碎屑搬運沉積方式、脫玻化作用強弱以及次生溶蝕作用的共同控制，以風(fēng)攜火山灰沉積為主的薄層凝灰?guī)r有利于脫玻化和次生溶蝕改造，儲層物性條件和孔隙結(jié)構(gòu)較好。因此凝灰?guī)r致密儲層“甜點”區(qū)應(yīng)主要分布在阿南、哈南洼槽區(qū)—斜坡過渡帶。洼槽區(qū)—過度帶薄層凝灰?guī)r層數(shù)多，累計厚度較大，處于厚層的優(yōu)質(zhì)烴源巖中，易發(fā)生有機酸溶蝕，儲層物性條件好，且洼槽區(qū)勘探程度低，原油密度較小，致密油勘探具有一定潛力。

4 結(jié)論

(1)阿南凹陷騰一下亞段主要發(fā)育凝灰質(zhì)巖、砂巖、云巖和泥質(zhì)巖4類巖性，凝灰質(zhì)巖和砂巖類孔隙度、滲透率相對較高，是致密油儲層發(fā)育的2類有利巖性。

(2)騰一下亞段各類儲層中主要發(fā)育溶蝕孔、殘余粒間孔、晶間微孔、泄水孔和微裂縫5類儲集空間，其中凝灰?guī)r主要發(fā)育脫?；чg微孔和溶蝕孔，砂巖類儲層主要發(fā)育溶蝕孔和殘余粒間孔，沉凝灰?guī)r主要發(fā)育泄水孔及其相伴生的溶蝕孔，白云巖主要發(fā)育晶間微孔。儲層存在3類4亞類孔隙結(jié)構(gòu)，凝灰?guī)r與溶孔發(fā)育的細(xì)砂巖、中粗砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)較好，主要為連通型孔隙結(jié)構(gòu)；沉凝灰?guī)r、粉砂巖、白云巖孔隙結(jié)構(gòu)差，基本為孤立顯孔—微細(xì)喉型和微細(xì)孔喉型。

(3)各類儲層含油非均質(zhì)性強，含油量受儲層巖性、物性條件和孔隙結(jié)構(gòu)的共同控制，薄層凝灰?guī)r、溶孔發(fā)育的細(xì)砂巖和中粗砂巖含油性最好，其次為溶孔和泄水孔發(fā)育的沉凝灰?guī)r，溶孔不發(fā)育的沉凝灰?guī)r、粉砂巖和云巖含油性較差。

(4)砂巖類致密油儲層“甜點”受沉積微相、巖石結(jié)構(gòu)和溶蝕作用共同控制，背斜翼部—過渡帶是其有利分布區(qū)帶。凝灰質(zhì)巖類致密油儲層“甜點”主要受火山碎屑搬運沉積方式、脫?；潭?、次生溶蝕作用強弱控制，洼槽區(qū)—過渡帶是其有利分布區(qū)。