砂岩储集层致密与成藏耦合关系——以鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组为例

刘明洁，刘震，刘静静，朱文奇，黄艳辉，姚星

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中海油研究总院）

0 引言

随着世界油气需求持续增长、常规油气产量不断下降以及勘探理论和技术不断进步，具有较大资源潜力的致密砂岩油气逐渐成为新的研究热点，受到国内外的高度重视[1-2]。根据国土资源部、国家发展和改革委员会新一轮油气资源评价，致密砂岩油气广泛分布于中国四川、鄂尔多斯和松辽盆地等区域，油气资源丰富，发展潜力巨大[3]。

鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区三叠系延长组为浅水三角洲环境下形成的一套低渗透砂岩储集层[4-5]，其中长 6—长 8段储集层尤其致密，孔隙度一般小于10%，空气渗透率小于 1×10−3μm2[6]。前人对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油藏成藏规律和成藏机理进行了大量的研究[7-15]。但在延长组砂岩储集层致密与成藏时间先后问题上仍没有形成统一的认识，主要存在 3种观点：先成藏后致密[10,16-20]、先致密后成藏[13,21-24]和边致密边成藏[25]。

本文在前人研究基础上，通过薄片镜下荧光鉴定、砂岩储集层孔隙度演化模拟及石油充注临界条件实验，从不同角度探讨鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组砂岩储集层致密与成藏的耦合关系，深入认识鄂尔多斯盆地三叠系致密砂岩油藏成藏机理，为延长组致密砂岩油藏勘探提供理论指导。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是在华北克拉通基础上发展演化形成的典型中生代陆相坳陷型湖盆，其湖盆宽缓，水体较浅，多物源、沉积范围大，构造稳定[26]。盆地边缘断裂褶皱发育，盆地内部构造相对简单，地层平缓，可划分为 6个一级地质构造单元：伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、天环坳陷、伊陕斜坡和西缘冲断构造带[27]（见图1）。

图1 研究区位置及鄂尔多斯盆地构造分区图

西峰—安塞地区位于鄂尔多斯盆地西南部的伊陕斜坡构造带内，该区延长组为三角洲—湖泊相碎屑沉积，是研究区主要含油层系，自上而下可划分为长 1—长10共10个油层组[26]。最大湖泛期形成的长7段湖相泥岩为鄂尔多斯盆地的主力烃源岩，上覆长 6段和下伏长8段为致密砂岩油藏的主要储集层[25,28]。

2 烃类流体包裹体镜下特征

流体包裹体是矿物结晶过程中所捕获的原始成岩流体样本，是有效的地质历史记录载体[29]。流体包裹体按成分可分为盐水包裹体和烃类包裹体。储集层中的烃类包裹体可以反映地质历史时期中的油气充注事件，因而可以根据烃类包裹体与其宿主矿物的关系分析油气充注历史[6]。

西峰—安塞地区延长组砂岩储集层中普遍存在流体包裹体，在石英次生加大边内尤为常见。通过岩石薄片镜下观察及荧光分析，发现研究区延长组砂岩储集层石英次生加大边与烃类包裹体存在3种赋存情况：石英次生加大边夹残留沥青、石英次生加大边夹烃类包裹体以及石英次生加大边同时夹残留沥青和烃类包裹体。

在单偏光和正交光下，可见明显的石英次生加大边夹残留沥青。残留沥青为早期充注的烃类挥发或散失后残留的重组分，在单偏光和正交光下为黑色不透明显示（见图2a、2b），在荧光下可见淡黄色的荧光显示（见图2c）。

与石英次生加大边夹残留沥青不同，石英次生加大边夹烃类包裹体时在石英次生加大内部可见许多呈串珠状分布的烃类包裹体（石英胶结时捕获的烃类）。单偏光下呈灰褐色（见图2d），正交光下为黑褐色（见图2e），荧光下为淡黄绿色（见图2f）。

石英次生加大边同时夹残留沥青和烃类包裹体是前两种情况的综合表现，石英次生加大边不仅夹残留的沥青，在次生加大内部还能看到孤立分布的烃类包裹体。沥青在单偏光和正交光下均为黑色不透明显示（见图 2g、2h），但在荧光下为淡黄绿色显示（见图2i）；石英次生加大内部的烃类包裹体在单偏光下呈浅褐色，在正交光下均表现为深褐色（见图2g、2h），在荧光下为淡黄绿色（见图2i）。

由上述 3种情况可以看出，残留沥青与烃类包裹体产状区别明显：残留沥青位于石英颗粒与次生加大接触的尘线部位，与石英颗粒紧密接触，而烃类包裹体主要位于石英次生加大的内部，远离被次生加大边包裹的石英颗粒。

本次研究发现，西峰地区长 8段及安塞地区长 6段多见石英为烃类包裹体的宿主。由于石英不能在酸性孔隙水介质下溶蚀，因此烃类不可能在石英次生加大溶蚀之后充注。结合前人对鄂尔多斯盆地中部延长组烃类包裹体的研究成果[25]认为，烃类包裹体或早于石英次生加大进入储集层，之后被石英加大所包裹，或在石英胶结时充注被石英加大边捕获。因此烃类充注进入砂岩储集层不会晚于石英胶结时期，延长组砂岩储集层应该是先成藏后致密，或者边成藏边致密。

图2 鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组砂岩储集层镜下烃类包裹体特征

3 砂岩储集层孔隙度演化

本次研究采用基于储集层成岩作用的分段古孔隙度演化定量模拟方法[30]，在总结现今孔隙度剖面特征的基础上，根据效应模拟原则[31]，将孔隙度演化分解为孔隙度减小和孔隙度增大两个过程，其中压实作用和胶结作用产生减孔效应，溶蚀作用产生增孔效应，两种效应的叠加即构成总孔隙度的演化[18,30,32]。

现今孔隙度剖面表明，浅部压实作用和深部胶结、压实作用对孔隙度的影响效应具有一致性和继承性，因此减孔过程是 1个连续的指数模型，依据效应模拟原则，浅部的纯压实模型与深部的压实、胶结模型可以用同一个数学模型来表征，即碎屑岩孔隙度双元函数[30, 33]：

利用实际资料对砂岩孔隙度、砂岩埋藏时间和埋藏深度进行多元回归，拟合得到西峰地区延长组长 8段的孔隙度双元函数为：

安塞地区延长组长6段孔隙度双元函数为：

烃源岩在特定温度区间成熟排酸[34-35]，形成了特定的酸化窗口（70～90 ℃）[18,30,32]，依据化学动力学原理，砂岩在酸化窗口内次生增孔量的函数模型为：

因此，整个孔隙度演化过程可用分段函数描述，分为正常压实阶段、酸化增孔阶段和增孔后的正常压实阶段[30]：

本文选取西峰地区X20井长8段和安塞地区S165井长6段分别进行孔隙度演化过程模拟。

3.1 X20井长8段砂岩孔隙度演化

X20井长8段现今埋深2 085 m，砂岩孔隙度为7%，砂岩孔隙度演化过程见图3。长 8段初始孔隙度为47%，距今224 Ma开始接受沉积，在上覆地层的沉积作用下快速持续沉降；距今198 Ma时埋深达到831 m，孔隙度因机械压实作用迅速减小为25.4%；从距今198 Ma开始，地层快速抬升，因为地层之前已深埋，所以抬升对孔隙度影响不大，孔隙度减小量很少；距今189 Ma时地层停止抬升，开始持续沉降；距今180 Ma地层埋深达到1 049 m，此时孔隙度减小为24.2%；距今180 Ma地层开始抬升，孔隙度基本保持不变；距今174.5 Ma地层转为持续沉降，在距今149.5 Ma时地层沉降达到1 478 m，此时孔隙度减小为17.7%。

图3 西峰油田X20井长8段砂岩储集层孔隙度演化

距今149.5 Ma时，西峰地区开始第3次区域性抬升，长8段在距今144.5 Ma时抬升达到最大。由于抬升时间短，所以其间孔隙度基本保持不变；地层在距今144.5 Ma开始大规模稳定沉降，在沉降早期（距今137 Ma）长8段进入酸化窗口。由于该时期地层沉降速率很大，压实作用和胶结作用使得孔隙度减小速率大于酸化作用次生溶蚀增孔速率，所以沉降期间孔隙度持续减小；长 8段在距今 100 Ma时达到最大埋深2 479 m，孔隙度也减小到8.7%；地层从距今100 Ma开始第 4次抬升，至今埋深仍没超过历史最大埋深，孔隙度随时间延续稳定减小，现今孔隙度为7%。

3.2 S165井长6段砂岩孔隙度演化

图4 安塞油田S165井长6段砂岩储集层孔隙度演化

S165井长6段现今埋深1 699 m，砂岩孔隙度为9.2%，砂岩孔隙度演化过程见图4。长6段初始孔隙度为48%，距今218 Ma开始接受沉积，在上覆地层的沉积作用下持续沉降，机械压实作用使孔隙度迅速减小；延长组沉积末期（距今202.5 Ma）埋深达到671 m，孔隙度减小为28.5%；距今202.5～197.0 Ma，地层遭受振荡性的抬升剥蚀，此时埋深对孔隙度没有影响，但上覆地层压力始终存在，时间效应使孔隙度减小了0.5%，降为28.0%。距今197～180 Ma，地层持续下降，埋深达到1 300 m，地层再次被压实，同时发生胶结作用，孔隙度减小到20.1%；距今180～175 Ma，地层再次抬升，时间作用使得孔隙度继续减小，但由于经历时间短，孔隙度减小很微弱；距今175～154 Ma，地层持续深埋，埋深达到1 486 m，压实和胶结作用使孔隙度下降为17.6%；距今154～132 Ma，地层经历热事件，地温快速上升，长 6段进入酸化窗口，这一阶段形成大量次生溶蚀孔，次生溶蚀增孔量为3.0%，同时压实和胶结作用使得孔隙度减小了4.6%，因此总的孔隙度减小1.6%，降为16.0%。距今132～120 Ma，地层持续下降，埋深达到1 782 m，由于压实及胶结作用，孔隙度减小为14.9%；距今120～100 Ma为快速沉积阶段，在距今100 Ma时达到最大埋深2 499 m，压实和胶结作用使孔隙度减小为9.4%；距今100 Ma至现在，地层抬升，压实作用不再影响孔隙度，但时间效应和胶结作用使得孔隙度降为9.2%。

前人的成藏期次研究成果[6, 10, 18, 20-21, 25, 36-37]表明延长组致密砂岩油藏主成藏期为早白垩世中期（距今约124 Ma）。通过孔隙度演化定量模拟，发现西峰—安塞地区延长组砂岩储集层在主成藏期的孔隙度均大于致密界限 10%，从而表明该地区延长组砂岩储集层先成藏后致密。

4 石油充注临界条件实验

石油充注临界条件实验模拟不同地层压力条件下石油充注的过程，确定成藏期油气充注的临界孔隙度，对比砂岩致密标准，间接分析砂岩储集层致密与成藏的耦合关系。

4.1 实验基本原理

实验通过给砂岩样品分别施加轴压和围压模拟侧向地层压力和上覆地层压力（见图 5），其中围压由人工控制，以5 MPa的增量逐渐增加，轴压通过地下岩层的平衡关系确定，石油注入量由样品两端的电阻率和计量管液位确定。在此过程中，超声波测量仪直接测定砂岩孔隙度。

图5 石油充注临界条件实验砂岩样品受力示意图

4.2 实验装置

实验装置包括围压监测设备、轴压监测设备、流压监测设备、平流泵、岩心夹持器、超声波测量仪以及油气注入监测设备等。

本次实验最大围压pw可达40 MPa，轴压pz由关系式pz=pwγ/(1−γ)计算得到，其中γ为动态泊松比，由纵横波速度确定。平流泵以非常小的流量提供石油注入压力，为了保证压力稳定，中间容器需要向岩心注入石油。RLC电桥用于监测石油注入，石油注入岩心，电阻值会明显增加，计量管中的液位也会缓慢增加，样品在夹持器中的受力如图5所示。

4.3 实验结果分析

实验中的围压相当于地层有效压力，临界注入压力等效于石油充注时的临界充注动力，将围压转换为地层等效埋深，可以得到不同孔隙度的临界注入压力与埋深交会图。通过大量实验发现，石油充注存在 1个储集层临界孔隙度，当样品孔隙度小于临界孔隙度，无论压力多大，石油都无法充注进入砂岩（见图6、图7）。通过拟合临界注入压力与埋深的关系曲线，建立了西峰—安塞地区延长组砂岩储集层临界成藏图版（见图 8）。图版表明西峰—安塞地区砂岩储集层成藏临界孔隙度约为10%，成藏期孔隙度（φ）小于10%的砂岩为无效储集层，不能被石油充注。

由储集层临界成藏图版可知，西峰—安塞地区延长组砂岩成藏期临界孔隙度近似等于砂岩致密标准（临界孔隙度为10%）。而石油充注临界实验表明，当储集层孔隙度小于10%时，石油无法充注进入砂岩储集层。因此砂岩储集层不可能先致密后成藏，从而间接证实了西峰—安塞地区延长组砂岩储集层先成藏后致密。

图6 西峰油田延长组储集层临界注入压力与埋深交会图

图7 安塞油田延长组储集层临界注入压力与埋深交会图

图 8 鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组砂岩储集层临界成藏条件解释图版

5 结论

鄂尔多斯盆地西峰地区长8段及安塞地区长6段砂岩储集层广泛存在石英次生加大，普遍可见石英次生加大边夹残留沥青、石英次生加大夹烃类包裹体以及石英次生加大边同时夹残留沥青和烃类包裹体，说明石油充注不晚于石英胶结，直接表明延长组先成藏后再致密或者边成藏边致密。定量模拟砂岩孔隙度演化可知，西峰长8段和安塞长6段主成藏期砂岩储集层孔隙度均大于 10%，此时延长组砂岩未致密，间接表明延长组成藏后再致密；石油充注临界条件实验发现西峰—安塞地区石油充注存在临界孔隙度 10%，当砂岩孔隙度小于临界孔隙度时，不论施加多大的压力也不能使石油充注，表明延长组砂岩储集层不能在致密状态下被石油充注，证明延长组砂岩致密后不能成藏，只能先成藏后致密。

综合分析烃类包裹体镜下鉴定、砂岩储集层古孔隙度定量演化和石油充注临界条件实验的研究结果，直接和间接排除了延长组边成藏边致密或先致密后成藏两种可能，明确了鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组砂岩储集层为典型的“后成型”致密砂岩油藏，耦合关系为先成藏后致密。延长组成藏后，压实作用和自生矿物胶结作用逐渐使储集层致密化。

符号注释：

φn——正常压实条件下孔隙度，%；φ0——初始孔隙度，%；z——地层埋藏深度，m；t——地层埋藏时间，Ma；a，b，c——双元函数拟合系数；φs——砂岩次生增孔量，%；Δφ——现今储集层实际增孔幅度，为现今实际孔隙度与相同埋深下双元函数所计算正常压实孔隙度的差值，%；t1——地层温度达到 70 ℃进入酸化窗口的时间，Ma；t2——地层温度达到90 ℃退出酸化窗口的时间，Ma；φ——储集层孔隙度，%。

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