楊嘉明，王璐奕，杜欣蓉，王鑫(西安石油大學，陜西 西安 710300)

0 引言

大慶長垣和三肇凹陷是松遼盆地北部重要的石油產區(qū)，扶余油層作為其主要產油目的層目前已找到榆樹林油田和升平油田等，這充分地展示了該區(qū)良好的資源潛力。但是該區(qū)扶余油層致密砂巖由于儲層物性差及非均質性強，造成該區(qū)油水分布情況復雜，極大制約了三肇地區(qū)扶余油層下一步的勘探與開發(fā)。成巖作用是形成致密儲層的重要因素之一，文章利用物性資料、巖石薄片、掃描電鏡及能譜、陰極發(fā)光等資料對松遼盆地大慶長垣和三肇凹陷扶余油層致密儲層成巖作用類型和成巖序列進行系統(tǒng)地分析，對于認識扶余致密砂巖儲層成巖演化序列和致密化過程奠定了堅實基礎。

1 區(qū)域地質概況

松遼盆地長750 km，寬330～370 km，總面積26×104km2，位于中國東北部的黑龍江及其支流勾勒出的“雞首”的中部。盆地分為六個構造單元：北部坳陷、中部坳陷、東北隆起、東南隆起、西南隆起和西部斜坡[1]。中部坳陷地區(qū)位于松遼盆地中部，是松遼盆地最大的負向構造單元，也是松遼盆地的長期沉陷中心和沉積中心。中部坳陷地區(qū)劃分為大慶背斜、齊家—古龍、三肇、長嶺凹陷和朝陽溝階地，是油氣主產區(qū)。盆地中心含有厚度約10 km 的侏羅紀、白堊紀、古近紀和新近紀碎屑沉積[2]。有四個構造階段：地幔上升流(裂谷期)、同裂谷期、裂谷后熱沉降和構造反轉，熱沉降和熱擠壓始于晚白堊世末。松遼盆地處于東南向的擠壓應力場中(即太平洋板塊運動重組、西太平洋海底火山活動增加、太平洋板塊俯沖)，形成了大慶背斜等大部分正構造[2-3]。而白堊紀作為該盆地的主要發(fā)育階段，在這一階段沉積了大量的火山碎屑巖，地層剖面非常完整，化石異常豐富，是研究白堊紀時期地層的理想地區(qū)。并且這里埋藏著中國乃至世界的巨大的寶藏——大慶油田，大慶油田是由松遼盆地中間的背斜和河流三角洲交匯而成。三肇凹陷扶余油層則發(fā)育于泉頭組四段，泉頭組以紅棕色、紫色、斑駁的泥巖和鈣質礫巖為主，代表河流和漫灘環(huán)境。河道和分流河道是泉頭組四段的主要砂體類型[4]。

2 巖石學特征

大慶長垣—三肇地區(qū)扶余油層砂巖以粉砂～細粒砂巖為主，少量中、粗粒砂巖，砂粒主要呈次棱角狀至次圓形。砂巖主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，大慶長垣的平均碎屑顆粒組成為Q28.13F33.5L38.37，三肇凹陷的平均碎屑顆粒組成為Q28.87F34.94L36.19，成分成熟度低。巖屑以巖漿巖巖屑為主，變質巖巖屑次之，沉積巖巖屑較少?；|類型以黏土礦物為主，含量1%～45%，平均9.35%。

3 成巖作用類型

成巖作用大多發(fā)生在地下幾千米深的地質環(huán)境中，松遼盆地三肇地區(qū)的成巖作用主要方式有壓實作用、膠結作用及溶蝕作用。

3.1 壓實作用

如圖1 所示，扶余油層成巖過程中經歷了中等強度壓實，鏡下常見線、點-線接觸，如圖1(a)～圖1(c)所示，可見少量凹凸接觸，如圖1(d)所示，塑性礦物如巖屑、云母等常見擠壓變形，如圖1(e)所示，脆性礦物如長石、石英等可見擠壓破碎，如圖1(f)所示。

圖1 扶余油層壓實作用

3.2 膠結作用

薄片鏡下觀察、掃描電鏡和陰極發(fā)光觀察結果表明，研究區(qū)膠結作用主要有方解石膠結、石英次生加大和自生粘土礦物。

3.2.1 方解石膠結

方解石膠結是扶余油層主要的碳酸鹽膠結物，且主要為不含鐵的方解石，如圖2 所示。使用茜素紅和氰化鉀配置的染色劑染色后，方解石主要呈紅色，如圖2(c)和圖2(f)所示；正交偏光下方解石為灰白色，如圖2(b)、圖2(d)和圖2(e)所示，個別方解石顆粒中可見雙晶紋，如圖2(d)所示；陰極發(fā)光下方解石為橘黃色，如圖2(a)所示；經能譜檢測，方解石的元素組成為C、O 和Ca，含少量Mn，基本不含F(xiàn)e。

圖2 扶余油層方解石膠結物特征

3.2.2 粘土礦物膠結

扶余油層中發(fā)育的自生粘土礦物主要為伊利石，可見少量綠泥石和高嶺石。綠泥石既可附著于顆粒表面形成綠泥石膜，也可以針葉狀或玫瑰花狀充填于粒間孔內。綠泥石膜可連續(xù)覆蓋在顆粒表面，也可在顆粒表面不連續(xù)分布(特別是顆粒與顆粒接觸部位)，前者形成時間應早于壓實作用，后者形成時間晚于壓實作用。充填在孔隙中的玫瑰花狀綠泥石間還發(fā)育微晶石英。伊利石可呈絮狀充填于粒間孔或粒間溶孔內，也可呈絲發(fā)狀發(fā)育在顆粒表面形成伊利石膜，且多與長石溶蝕殘余顆粒伴生，伊利石的元素組成包括Al、Si、O、K，并含有少量的Mg 和Fe。

4 成巖序列及孔隙演化

4.1 成巖作用階段

4.1.1 綠泥石膜形成時間早于石英次生加大邊

在個別樣品中，可見綠泥石膜或綠泥石環(huán)邊現(xiàn)象，在石英顆粒表面形成連續(xù)的綠泥石膜的情況下，無明顯石英次生加大現(xiàn)象，說明綠泥石膜的形成時間早于石英次生加大。

4.1.2 石英次生加大發(fā)生時間早于晚期方解石膠結發(fā)生時間

石英次生加大含量明顯比碳酸鹽膠結物含量低，石英次生加大可見兩期加大邊，在石英加大邊外側發(fā)育方解石，方解石充填粒間孔并可交代石英顆粒及其加大邊。因此，石英次生加大發(fā)生時間總體早于晚期方解石的發(fā)生時間。

4.1.3 石英次生加大邊形成時間與溶蝕作用同步發(fā)生

硅質是長石溶蝕的主要產物之一，長石溶蝕主要經過淡水淋濾作用和酸性流體溶蝕作用產生[5-6]。淡水淋濾作用主要發(fā)生在早成巖階段，扶余油層主要為分流河道和水下分流河道砂體。具有接受淡水淋濾作用的條件。酸性流體主要來自于青山口組一段烴源巖熱演化過程中生成的CO2和有機酸，長石等易溶礦物在酸性流體作用下發(fā)生溶蝕形成次生孔隙。

4.1.4 早期方解石使儲層過早進入致密階段

早期方解石在儲層演化的早期階段就已進入孔隙中，形成了連晶方解石膠結，阻止了壓實作用繼續(xù)進行，碎屑顆粒多呈漂浮狀，如圖2(c)和圖2(f)所示。經鏡下觀察和數(shù)據(jù)統(tǒng)計，方解石膠結物含量最大可達50%左右。早期方解石大量發(fā)育段一般位于厚層砂巖段的底部或薄層砂巖中，其成因宏觀上可能受高頻基準面變化的影響，微觀上可能與毗鄰的泥巖段壓實脫水和有機質細菌還原作用有關[7]。

4.1.5 晚期方解石形成時間晚于溶蝕作用或與溶蝕作用同期發(fā)生

除早期方解石外，大部分砂巖層段為晚期方解石充填粒間孔，并出現(xiàn)交代長石及石英的現(xiàn)象。亮晶方解石與溶蝕孔隙伴生的現(xiàn)象很普遍，而且溶蝕孔隙旁的方解石并無明顯溶蝕現(xiàn)象，如圖2(d)所示，形成此種現(xiàn)象的原因可能包括：酸性流體對長石和方解石的溶解具有選擇性；體系的pH 值由有機酸控制，CO2不參與溶蝕作用，而是促進方解石的形成及沉淀[8]；在硅鋁酸鹽-碳酸鹽-有機酸體系內，硅鋁酸鹽更易被溶蝕。

4.1.6 溶蝕孔隙形成時間早于石油充注或與石油充注同時進行

扶余油層中次生孔隙內有烴類殘余的現(xiàn)象很普遍。有機質演化過程中，有機質排酸高峰在生烴高峰之前，因此溶蝕孔隙的形成時間一般早于石油大量充注的時間；其次石油在進入儲層之后，石油中攜帶的有機酸同樣也會對儲層進行溶蝕，從而形成次生孔隙。

4.1.7 晚期方解石膠結物早于伊利石

伊利石的形成與蒙脫石演化、高嶺石伊利石化或長石伊利石化有關。扶余油層中伊利石是含量最高的粘土礦物類型，伊利石與方解石的接觸關系表現(xiàn)為伊利石多發(fā)育在方解石外側，推測伊利石的形成時間晚于方解石。

4.1.8 伊利石形成時間早于石油主充注期

石油充注會改變流體環(huán)境從而抑制伊利石的生長。長石被溶蝕形成的溶蝕孔隙內一般都發(fā)育伊利石，伊利石成因可能與長石伊利石化有關。伊利石表面吸附著大量殘余烴類，推測伊利石形成時間早于石油充注。

4.2 扶余油層成巖序列

大慶長垣和三肇地區(qū)扶余油層的主要成巖順序為：(1)壓實作用、早期方解石和綠泥石膜；(2)溶蝕作用、石英次生加大、高嶺石充填孔隙；(3)晚期方解石、方解石交代長石和石英；(4)晚期伊利石(長石伊利石化)；(5)石油充注。早成巖階段，在石英、長石等碎屑顆粒表面形成了有限的綠泥石膜，對形成石英次生加大的抑制作用有限。中成巖階段，隨著有機質熱演化程度升高，有機質進入低熟階段，生成大量有機酸，溶蝕長石等易溶礦物并形成次生孔隙、高嶺石和石英，并為晚期方解石膠結提供了空間和物質來源(Ca2+)，同時長石溶蝕消耗了有機酸，為方解石和伊利石沉淀創(chuàng)造了適宜的酸堿環(huán)境。

5 結語

在適宜的溫度、壓力、流體成分和礦物組合等條件下，各種成巖礦物的形成都有一定的時間跨度，根據(jù)各種礦物之間的接觸關系和結構特點建立的成巖序列是一種相對的順序。扶余油層主要的成巖作用產物有早期方解石、晚期方解石、伊利石、石英次生加大、溶蝕作用及溶蝕孔隙、綠泥石和高嶺石。早期方解石主要發(fā)育在砂體下部，在含油層段含量較低；綠泥石和高嶺石含量遠低于伊利石，綠泥石膜在早成巖期形成，而且可能與機械沉積作用有關，充填在孔隙內的綠泥石可能主要在中成巖期形成；高嶺石主要是長石被溶蝕的產物，與溶蝕孔隙同期形成。