马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化与溶蚀孔隙形成机制

吴林钢，李秀生，郭小波，罗权生，刘晓健，陈旋，姜振学

（1.中国石油大学石油工程学院，北京 102249;2.中国石油大学地球科学学院，北京 102249; 3.中国石油吐哈油田勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化与溶蚀孔隙形成机制

吴林钢1，李秀生1，郭小波2，罗权生3，刘晓健2，陈旋3，姜振学2

（1.中国石油大学石油工程学院，北京 102249;2.中国石油大学地球科学学院，北京 102249; 3.中国石油吐哈油田勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

通过场发射环境扫描电子显微镜、X射线衍射等试验手段，对三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化特征与溶蚀孔隙形成机制进行研究。结果表明:二叠系芦草沟组泥页岩为低孔、特低渗储层，主要经历了压实、胶结、交代以及溶解等成岩作用;有机质热演化与无机矿物成岩演化在时空上相对应，有机质生烃高峰、孔隙度高值区、伊利石含量高值区在同一深度出现;生烃过程形成的酸性流体溶解不稳定矿物，形成溶蚀孔隙，同时为伊利石化提供K+;矿物溶蚀孔和有机质残留孔是页岩油重要的储集空间，伊利石化可加速钾长石溶解，并造成矿物的体积收缩，对储集空间的形成具有明显促进作用;泥页岩中溶蚀孔隙的形成与有机质生烃、油气初次运移同步。

页岩油;储层;成岩演化;溶蚀孔隙;形成机制;马朗凹陷

美国页岩油气勘探开发获得了巨大成功，在非常规油气领域提出了一系列理论、技术创新。2011年美国政府能源机构再次强调了页岩油、页岩气在美国国内油气生产中的重要性，倡导大力开展非常规油气资源勘探［1－2］。在中国和世界其他国家，页岩油资源分布范围广、资源潜力大［3］。新疆三塘湖盆地位于阿尔泰山系和天山山系之间，南邻吐哈盆地，西邻准噶尔盆地，是在早古生代基底上发展起来的山间叠合盆地;盆地主要经历了前晚石炭世基底形成的板块构造运动和晚石炭世以来盆地沉积盖层形成发展的板内构造运动两大阶段［4］。马朗凹陷芦草沟组泥页岩为一套陆相近海湖盆沉积，黄志龙①研究认为，芦草沟组泥页岩为一套优质烃源岩，处于低成熟—成熟早期阶段，生成的大量烃类滞留于烃源岩中，形成页岩油;泥页岩中所含大量微米—纳米级次生孔隙是页岩油重要的储集空间。页岩油赋存形式和富集程度与泥页岩储集空间类型及形成机制有很大关系。因此，笔者依据泥页岩有机地球化学与无机地球化学分析数据、扫描电镜观察等，对马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化与次生溶蚀孔隙形成机制进行研究。

1 页岩油储层特征与成岩作用

1.1 储层特征

盆地呈北西－南东向带状展布，长约500 km，宽约40～70 km，面积约为2.3×104km2。马朗凹陷位于三塘湖盆地的西南部，是该盆地主要的富烃凹陷（图1）［4］。马朗凹陷芦草沟组页岩油储层250个柱塞样品物性测试显示，72.2%的样品孔隙度低于8.0%，74.99%的样品渗透率低于0.05×10－3μm2，低于1×10－3μm2的样品占82.4%，属于典型的低孔—特低渗型储层（图2）。芦草沟组泥页岩矿物组成中，石英含量一般为20%～40%，长石含量一般为20%～30%，碳酸盐岩含量一般为5%～48%。

图1 研究区构造位置平面图Fig.1 Sketch map of structural location of research area

图2 马朗凹陷芦草沟组页岩油储层物性特征Fig.2 Reservoir properties of shale oil of Lucaogou formation in M alang sag

1.2 成岩作用类型

芦草沟组泥页岩储层在沉积埋藏过程中，主要经历了压实作用、胶结作用、溶解作用和交代作用等成岩作用类型:①压实作用一方面使岩石致密化，物性变差，另一方面可使刚性颗粒产生裂缝、微裂缝，纹层岩形成层间滑脱缝，改善储层物性，镜下可见塑性矿物弯曲和刚性矿物的破裂现象;②胶结作用作为一种重要的化学成岩作用，在泥页岩中同样存在，芦草组泥页岩主要发生灰质胶结、自生黏土矿物胶结等，胶结作用一方面使孔隙空间变小，喉道变窄，储层物性变差，另一方面在一定程度上可以抑制压实作用，有利于原生孔隙的保存，此外胶结物的溶解又是次生孔隙的主要成因;③溶解作用主要为有机质热演化过程中形成的酸性流体对泥页岩中不稳定矿物的溶蚀，如长石溶蚀、碳酸盐岩溶蚀;④交代作用在本区泥页岩中不易观察，电镜下可见石英交代钾长石形成自生石英晶体的沉淀。

页岩油为典型的源、储同体的非常规油气，储层成岩演化是一种复杂的有机、无机流体—岩石反应及伴随的物理变化过程，众多学者研究泥页岩成岩演化的重点多是放在其对临近砂岩成岩演化及次生孔隙形成的影响或其他地质方面［5－6］。本文主要从有机质地球化学和无机地球化学角度分析泥页岩的成岩演化及其次生溶蚀孔隙的形成机制。

2 泥页岩有机质成岩演化与次生孔隙形成

2.1 有机质成岩演化特征

马朗凹陷现今地温梯度一般为2.2～2.4℃/ 100 m，芦草沟组泥页岩最大埋深约4.3 km。有机地球化学分析表明，该泥页岩镜质体反射率Ro一般为0.4%～0.9%，岩心抽提物中成熟度参数C29甾烷wααα（20S）/wααα（20S+20R）与C29甾烷w （ββ）/w（αα+ββ）一般为0.2～0.4，泥页岩处于低成熟—成熟早期阶段。镜质体反射率（Ro）作为碎屑岩成岩阶段划分的主要依据，按碎屑岩成岩演化阶段划分标准（SY/T 5477－2003），芦草沟组泥页岩处于中成岩阶段A期的早期。黄志龙等①黄志龙.条湖—马朗凹陷二叠系芦草沟组页岩油气藏地质条件综合评价.内部报告，2011.根据生烃转化率S1/（S1+S2）和w（氯仿沥青“A”）/w（TOC）等参数分析，确定Ro=0.55%～0.75%为芦草沟组泥页岩主生烃段，对应深度为1.8～2.9 km，并建立有机质的成岩、生烃演化模式（图3）。

图3 马朗凹陷芦草沟组泥页岩生烃转化率与有机质成岩演化模式（据黄志龙）Fig.3 Hyd rocarbon generation conversion and diagenesis evolution model of organicmatter of Lucaogou form ation shale in M alang sag（A fter Huang）

2.2 有机成因次生孔隙形成

经氩离子抛光芦草沟组泥页岩样品表面，在场发射环境扫描电子显微镜下可见发育有机质孔，如H10井2.297 1 km白云质泥岩中可见有机质孔（能谱分析元素主要为C），孔隙空间大小在几十纳米至几百纳米（10－9m）之间（图4）。有机质孔为有机质热演化过程中形成的生烃残留孔隙，一般形状较规则，多呈凹坑状、蜂窝状，由于泥页岩的非均质性，其大小、数量和密度都有较大变化［7］。对同一样品孔隙度与总有机碳含量分析，二者呈正相关关系（图5（a））。Daniel等［8］研究认为TOC含量为6.41%的泥页岩，达到生干气窗时，会产生4.3%的体积孔隙。孔隙度、总有机碳含量与深度的关系显示，有机质孔的发育与成熟度关系不明显（图5（b）、5（c））。因此，芦草沟组页岩油储层有机质孔发育主要受总有机碳含量控制，且二者成正比。

图4 马朗凹陷芦草沟组泥页岩中有机质孔特征Fig.4 Characteristic of organic matter pores of Lucaogou form ation shale in M alang sag

图5 马朗凹陷芦草沟组泥页岩w（TOC）与孔隙度关系Fig.5 Relationship of TOC content and porosity of Lucaogou formation shale in M alang sag

3 无机矿物成岩演化与溶蚀孔隙形成

3.1 无机矿物成岩演化特征

黏土矿物成岩演化是无机矿物成岩演化研究的重要内容。研究区高岭石含量随深度变化不明显，始终小于20%，所以自生高岭石含量很少;绿泥石含量出现一个平缓高值段，之后递减且含量一般小于20%;伊利石含量呈现由小变大再减小的过程，伊/蒙混层含量与伊利石呈镜像关系，含量由大变小再增大，2.325 km处的伊利石含量达100%，伊/蒙混层为零。在深度2.0 km（图6，a线）与2.6 km （图6，c线）之间，伊利石高值区对应于伊/蒙混层低值区，应是伊/蒙混层向伊利石转化造成的，绿泥石出现高值区，但不明显，同时孔隙度也为高值区。在约2.3 km处（图6，b线），孔隙度、伊利石、伊/蒙混层同时出现变化拐点。可见，芦草沟组页岩油储集空间的形成与黏土矿物的成岩演化存在密切关系。

图6 马朗凹陷芦草沟组泥页岩孔隙度与黏土矿物演化关系Fig.6 Relationship between porosity and diagenesis of clay m ineral of Lucaogou formation shale in M alang sag

3.2 无机矿物溶蚀孔隙的形成机制

氩离子抛光的岩石表面于扫描电镜下可见无机矿物溶蚀孔隙发育（图7（a）、（b）），溶蚀孔隙主要是有机质生烃造成的酸性流体对不稳定矿物（长石、碳酸盐岩等）的溶蚀而形成。孔隙度与黏土矿物成岩演化关系显示，伊利石化对芦草沟组页岩油储集空间的形成具有重要的贡献，绿泥石化和高岭石化的作用不明显（图6），伊利石化在致密储层中的积极作用已被众多研究所证实［9－10］。芦草沟组页岩油储层中伊利石的形成机制主要是:

芦草沟组沉积时期火山活动频繁，沉积有火山灰物质，可导致芦草沟组泥页岩中原始蒙脱石含量较高，在K+和Al3+供应充足的情况下，蒙脱石便可经伊蒙混层向伊利石大量转化，从而使伊利石含量增加。蒙脱石向伊利石转化是成岩演化中钾长石克服溶解动力学屏障的重要机制［11］。Berger等［12］实验研究认为，蒙脱石向伊利石转化是一个低能耗的自发反应，有机质的成熟可以加速钾长石的溶解，增加蒙脱石伊利石化的反应速率，同时形成溶蚀孔隙。蒙脱石向伊利石转化脱出层间水，导致层间塌陷，颗粒体积收缩也增加孔隙度［13］。

图7 马朗凹陷芦草沟组泥页岩中溶蚀孔隙特征Fig.7 Characteristics of dissolved pores of Lucaogou formation shale in Malang sag

其次，还可存在另一种伊利石化过程［14］:钾长石+2/3H+→2/3K++1/3伊利石+2SiO2（sq）.

Thyne等［14］认为此过程是一个钾长石快速溶解、伊利石快速形成的过程，生成的SiO2溶液最终结晶形成固态SiO2，可看作伊利石、石英交代钾长石。理论分析表明，钾长石的摩尔体积为108.87 cm3/mol、伊利石摩尔体积为140.71 cm3/mol、SiO2的摩尔体积为22.688 cm3/mol［15］，此反应固体体积减少约16.6 cm3/mol，相应造成储集空间的增大，而且石英增加了储层的抗压实能力。芦草沟组泥页岩自然断面扫描电镜观察，可见溶蚀痕迹和自生石英的沉淀现象（图7（c）），可见烃类的存在并没有阻止泥质岩中矿物的溶解和伊利石、石英的沉淀。

4 有机质与无机矿物演化的联系及其地质意义

Abid等［16］研究有机质热成熟作用与伊利石化关系时认为，前者造成的孔隙流体地球化学性质的变化对伊利石化的作用可能较温度的影响要大。蒙脱石伊利石化与其稳定存在需要弱碱性到碱性的流体介质，而矿物溶解形成溶蚀孔隙需要酸性流体介质［13］。有机质成岩演化与黏土矿物成岩演化特征表明，有机质生烃高峰与伊利石化高峰、孔隙度高值区相对应（图6），可见，芦草沟组泥页岩中酸性和碱性流体介质环境是共同存在的。芦草沟组现今地层水主要为NaHCO3型，芦草沟组沉积于咸水—半咸水的古水体环境，水体安静、还原性强，原始地层水为碱性［17－18］。随着沉积成岩演化，该泥页岩成为一套致密层，渗透率普遍极低，其中流体性质主要受原始沉积水、有机质演化、黏土矿物成岩演化等的内部因素影响，且原始沉积水性质影响最大，宏观地层水性质为碱性［19］。在与钾长石毗邻的微观环境中，有机质生烃形成酸性流体，溶蚀钾长石等不稳定矿物;当K+达到一定浓度便发生蒙脱石伊利石化。伊利石化对酸性流体的消耗以及形成的碱金属离子，有利于保持黏土矿物稳定存在的宏观碱性环境。因此，马朗凹陷芦草沟组页岩油储层次生孔隙形成需要泥页岩具备良好的生烃能力，且具备适量钾长石、碳酸盐岩等易溶矿物。

不稳定矿物溶蚀需要一个相对开放的环境，流体流动可以降低溶解物质浓度，使溶蚀作用进一步加强。泥页岩中流体可来源于地层水和蒙脱石层间水的析出，流动动力是成岩演化形成的局部超压，流动通道可以是微裂缝。泥页岩有机与无机物质成岩演化过程中，水体流动直接影响油气初次运移。油气生成的同时形成酸性流体，酸性流体溶蚀不稳定矿物，形成次生孔隙，次生孔隙越发育，排出溶解物质所需的流动水体也就越多，油气的初次运移也就越明显，从而影响页岩油的滞留、富集。

5 结论

（1）马朗凹陷芦草沟组页岩油储层为一套低孔、低渗—特低渗储层，主要经历了压实作用、溶解作用、胶结作用和交代作用，同时存在有机质成岩演化和无机矿物成岩演化两种成岩演化过程。

（2）成岩演化形成的有机质孔和无机矿物溶蚀孔是页岩油重要的储集空间。有机质孔的发育主要受有机质含量控制，二者成正比关系;无机矿物溶蚀孔隙主要由钾长石、碳酸盐岩等溶蚀形成，伊利石化过程促进了钾长石的溶解，也造成矿物体积的收缩，增大了泥页岩的储集空间。

（3）芦草沟组泥页岩中，有机、无机成岩演化同时发生、相互联系，泥页岩中溶蚀孔隙的形成与油气生成、油气初次运移同步。

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Diagenetic evolution and form ation mechanism of dissolved pore of shale oil reservoirs of Lucaogou formation in M alang sag

WU Lin－gang1，LIXiu－sheng1，GUO Xiao－bo2，LUO Quan－sheng3，LIU Xiao－jian2，CHEN Xuan3，JIANG Zhen－xue2
（1.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 2.College of Geosciences in China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 3.Research Institute of Exploration and Development of Tuha Oilfield，PetroChina，Hami839009，China）

Based on the analysis of field emission ESEM，X－ray diffraction，the characteristics of diagenetic evolution and the formation mechanism of dissolved pores of Lucaogou formation shale oil reservoir in Malang sag were systematically researched. The results show that Permian Lucaogou formation shale oil reservoir is characterized by low porosity and ultralow－permeability. The reservoirmainly experienced compaction，dissolution，cementation andmetasomatism.Organicmatter and inorganicmineral diagenetic evolution are corresponding at space and time，because peak period of hydrocarbon－generating，high porosity and high illite content occur at the same depth.The acid fluid generated by hydrocarbon formation can dissolve unstableminerals and therefore form dissolved pores，which provides K+for illitization at the same time.Dissolved poresand organic－matter pores are themajor storage spaces of shale oil.Illitization accelerates the dissolution of potassium feldspar and causesmineral volume contraction，which obviously promotes the formation of secondary pores.The progress of the formation of dissolved pores is synchronized with hydrocarbon generation and the primarymigration of oil.

shale oil;reservoirs;diagenetic evolution;dissolved pores;formation mechanism;Malang sag

TE 122.2

A

10.3969/j.issn.1673－5005.2012.03.007

1673－5005（2012）03－0038－06

2011－10－16

国家“973”重点基础研究发展规划项目（2011CB201105）

吴林钢（1962－），男（汉族），浙江诸暨人，博士研究生，主要从事油气藏评价与开发部署等研究工作。

（编辑 徐会永）