准噶尔盆地中部1区块侏罗系三工河组毯砂成藏期孔隙度恢复及其意义

陈 林， 许 涛，石好果，张曰静，张 敏，修金磊

(中国石化 胜利油田分公司 西部新区研究院，山东 东营，257000)

准噶尔盆地中部1区块侏罗系三工河组毯砂成藏期孔隙度恢复及其意义

陈 林， 许 涛，石好果，张曰静，张 敏，修金磊

(中国石化 胜利油田分公司 西部新区研究院，山东 东营，257000)

综合利用岩石薄片、储层物性等资料，结合埋藏史及油气充注史研究,通过分析成藏期毯砂成岩特征，建立成岩演化序列与油气充注的对应关系，并分别采用压实趋势法与反演回剥法对准噶尔盆地中部1区块侏罗系三工河组二段下亚段[J1s2(1)]毯砂在关键成藏期的孔隙度进行了定量恢复。结果表明，在成藏关键期，毯砂埋藏浅，物性较好，可做为较好的油气输导层及储集层，表明该毯砂在成藏关键期的重要输导作用，同时明确了该区具有较大的勘探潜力。

成岩演化；物性恢复；毯砂；三工河组；准噶尔盆地

1 研究目的及意义

准噶尔盆地中部1区块在构造上位于中央坳陷带的中西部，主体位于盆1井西凹陷和昌吉凹陷北斜坡，处于生油凹陷区内，主要勘探层系为侏罗系和白垩系，目前该区有多口井获得工业油流，并取得一定规模的探明石油地质储量。然而目前已发现的油气藏多分布于油源断层附近,近年来钻探效果不理想，成藏规律不清是制约该区勘探进程的关键问题，由于油源断层较少，远离油源断层的区域能否成藏以及如何成藏,即油气如何输导是明确该区勘探潜力及油气富集规律的关键。

张善文[1]提出了砂体横向输导的概念，为我们的研究提供了借鉴，由于该区J1s2(1)广泛发育了一套纵向厚度大且相互叠置、横向延伸范围广、呈泛连通的“毯砂”[2-3]，可能成为重要的横向输导层，使远离油源断层的圈闭可通过毯砂和次级断层的输导而成藏。然而现今情况下，该毯砂埋藏较深,受成岩改造强烈，多属低孔低渗、超低渗储层范畴,现今输导能力较为有限，在成藏期是否具有较好的输导能力尚未可知。因此针对该毯砂输导能力的评价成为研究该区油气输导及富集规律所不容忽视的一个重要问题。可见,恢复该毯砂在关键成藏期的物性，对于评价勘探潜力，认识成藏期储层地质条件，研究油气输导、富集规律以及对于下一步的勘探部署等都具有重要的指导意义。

2 成藏期孔隙度恢复现状

储层现今孔隙特征是其在埋藏过程中原生孔隙经压实、胶结充填后保存下来的原生孔隙和埋藏过程中形成的且保存到现今的次生孔隙的总和。要获得地质历史时期储层的孔隙特征，就需要对储层孔隙演化进行恢复。恢复储层孔隙演化的研究方法目前主要有反演回剥法和正演物理模拟实验法[4]。前人也通过储层物性资料及铸体薄片等资料对成藏期储层物性恢复进行过大量尝试，如利用物性资料建立孔-深关系，确定成藏期古埋深，将该埋深下对应的现今储层物性近似为成藏期的储层物性[5-6]，该方法没有考虑其他因素的影响，且在孔深关系上，同一深度下孔隙度分布范围较大，给古孔隙度的恢复造成了困难。这类方法的优点是工作量较小，操作简便，但恢复结果的可信度有待商榷。而在利用铸体薄片资料时，前人也通过综合建立成岩演化序列，利用反演回剥法，定量计算各期成岩作用对储层孔隙度的影响，逐步恢复各成岩初期储层孔隙度，在恢复成藏期储层物性上，则需要确定成岩演化与油气充注的关系，以去除油气充注后成岩作用对储层物性的影响[7]，然而这类方法目前存在的问题主要有3个，一是多将面孔率直接等同于孔隙度，二是在压实校正上，将压实损失的孔隙度全部归结到了早成岩期上，三是难以明确油气充注与成岩演化序列的对应关系。但其优点是采用真实岩样，能够真实反应储层的孔隙结构。

本次研究综合利用了上述两种方法，并综合考虑了其存在问题，对研究区三工河组毯砂成藏关键期的孔隙度进行定量恢复尝试。第一种方法为压实趋势 法，首先在明确了主成藏期该毯砂处于早成岩期，储层处于正常压实阶段，储层物性主要受埋深控制，利用测井解释物性建立孔-深关系，通过单井埋藏史确定成藏期的古埋深，进而根据单井孔-深关系，恢复成藏期埋深下的孔隙度。第二种方法为反演回剥法,通过建立成岩演化与油气充注的耦合关系，明确油气充注后经历的成岩作用类型，进而通过反演回剥，去除这些成岩作用对储层孔隙的影响，并进行压实校正，最终恢复成藏时期的孔隙度。

3 压实趋势法

中1区块存在多期油气充注，且主充注期为K1末-K2初[ 8-11]，利用这一研究成果，根据中1区块多口井单井埋藏史分析，表明主充注期毯砂埋藏较浅，基本在2 500 m以上，镜质体反射率(Ro)小于0.5%，温度低于80 ℃(图1),储层处于早成岩阶段，以正常压实为主，因此储层物性除了受沉积作用的控制外，主要受压实作用的影响。

图1 准噶尔盆地中部1区块单井埋藏史Fig.1 Burial history of Well S1(left)and Well ZH1(right)in Block 1 in Central Junggar Basina. S1井；b. ZH1井

图2 准噶尔盆地中部1区块J1s2毯砂各井测井解释孔隙度-深度关系Fig.2 Logging porosity vs. depth of different wells in Block 1 in Central Junggar Basina. S11井；b. S3井；c. Zh7井；d. Z11井

井号现今埋深/m现今孔隙度/%成藏期埋深/m成藏期平均孔隙度/%S13674.5～3718.012.81915.5～1959.027.0S33525.5～3579.013.32035.5～2089.025.0S113499.0～3577.013.91979.0～2057.024.8Zh24601.5～4625.08.81881.0～1994.528.0Zh114442.5～4490.57.42179.0～2227.023.0Zh1014808.5～4853.09.41911.5～1956.030.0Zh35099.0～5156.09.71929.0～1986.030.0Z14377.0～4418.010.82139.0～2180.020.0Z34202.0～4259.011.02332.0～2389.019.0Z54297.0～4334.012.42212.0～2249.022.0Z1014356.5～4395.09.22149.5～2188.021.0

该方法操作简便,所要求的资料程度不高,但仅适用于成藏期储层处于正常压实阶段,即储层物性除了受沉积作用的控制之外,基本不受胶结和溶解作用的影响,仅受压实作用影响。另外，由于所用物性数据均来自测井解释，其恢复结果的可信度需要进一步的验证。

4 反演回剥法

该方法以实际铸体薄片资料为基础，通过建立成岩演化序列及对应油气充注期次，明确主成藏期后发生的各种成岩作用类型，并定量计算其对储层孔隙度的影响，然后以现今孔隙面貌为基础，通过反演回剥，按照成岩演化序列，由晚至早，逐步去除油气充注后各成岩作用类型对储层孔隙度的影响，并进行压实校正，最终恢复主成藏期储层的孔隙度，其计算公式可以概括为：

Φ成藏期=Φ现今+Φ后胶结-Φ后溶解+Φ后压实

(1)

式中：Φ成藏期为主成藏期孔隙度，%;Φ现今为现今孔隙度，%;Φ后胶结为主成藏期及以后胶结作用损失的孔隙度，%;Φ后溶解为主成藏期及以后溶解增加的孔隙度，%;Φ后压实为成藏期后压实作用损失的总孔隙度,%。

值得注意的是，Φ后胶结应该包括现今残留的胶结物和地质历史时期曾经产生但后期溶解的胶结物，即为成藏期以后产生的原始总胶结物所损失的孔隙度。

根据这一思路，首先要建立成岩演化序列及对应油气充注序列，明确主成藏期及以后发生的成岩作用类型，其次，通过铸体薄片分析，结合面孔率-孔隙度转化公式，定量分析各成岩作用对储层孔隙度的影响，最后对油气充注后压实作用损失的孔隙度进行校正，进而根据成岩演化序列，通过反演回剥，逐步恢复主成藏期的孔隙度。

4.1 成岩演化及油气充注对应关系

根据岩石薄片中矿物间的交代和溶解-充填等现象以及“新”破坏“老”这一原则，分析各成岩作用发生的先后顺序及期次。结合流体包裹体荧光资料及其均一温度测试，确定油气充注期次及与一些成岩作用的先后顺序，最终综合建立成岩演化与油气充注的对应关系。

又如鲍照的《代春日行》采用民间谣谚的三言句，隔句押韵，描写了岁首青年男女郊外春游的欢乐情景，尾句“两相思。两不知”描写了春游中的青年男女彼此产生了爱慕相思之情的隐秘微妙的心理状态。沈德潜评曰：“声情骀荡。末六字比‘心悦君兮君不知’更深。”（《古诗源》卷十一）

4.1.1 成岩演化序列

首先，根据长石颗粒发生了溶蚀，且溶蚀孔隙被碳酸盐胶结物所充填，且碳酸盐胶结物也发生了溶蚀(图3a)，推断长石溶蚀要早于碳酸盐胶结、早于碳酸盐胶结物的溶蚀；而根据石英颗粒及其加大边发生溶蚀，且溶蚀空间也被碳酸盐胶结物充填(图3c,d)，判断石英加大的形成要早于石英的溶蚀、早于碳酸盐胶结物的胶结。

其次，根据碳酸盐胶结物交代石英加大边或充填在两期石英加大边的外侧(图3b)，及石英加大边充填在碳酸盐胶结物的胶结剩余粒间孔之中(图3e)，说明至少存在着三期的石英加大，其中，第1和2期加大早于碳酸盐胶结，第3期加大则晚于碳酸盐胶结。在征沙村地区可见硬石膏交代石英加大边，且被粒状白云石交代(图3e，f)，说明硬石膏胶结物早于石英胶结而晚于碳酸盐胶结。

综上分析，结合各成岩作用发生的流体性质判断，各成岩作用的先后顺序可归纳为：长石溶蚀/一期石英加大—二期石英加大—石英溶蚀—碳酸盐胶结—硬石膏胶结—三期石英加大/碳酸盐胶结物溶解。

4.1.2 油气充注序列与成岩演化序列的对应关系

油气成藏期次目前主要根据油气包裹体均一温度等来划分[12]，前人也利用烃源岩热演化、流体包裹体均一温度等方法对研究区油气充注史开展了大量研究，普遍认为存在多期油气充注，其中K1末为主要的油气充注期[6-11,13-15]。

本次研究根据荧光薄片资料，不同时期充注的烃类流体被捕获在不同时期石英加大边中(图4)，Ⅰ期石英加大边的尘线中捕获一期烃类流体，Ⅱ期石英加大边的外侧又捕获另一期烃类流体(均呈黄色荧光)，且孔隙中沥青及石英颗粒内裂缝中烃类包裹体荧光下均呈蓝白色，据此推断,至少存在3期烃类充注，且烃类充注与石英加大期次关系为：Ⅰ期油气充注(呈蓝、蓝白色荧光，多变成沥青)—石英加大/Ⅱ期油气充注—石英加大/Ⅲ期油气充注。

图3 准噶尔盆地中部1区块J1s2储层主要成岩现象Fig.3 Primary diagenetic phenomena in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Form ation of Block 1in Central Junggar Basina. Zh2井，埋深4 368.9 m，碳酸盐胶结物充填于长石溶孔中，且碳酸盐胶结物发生溶解；b. Zh2井，埋深4 368.8，方解石胶结物充填于两期石英加大边的外侧；c. Zh101井，埋深4 344.9 m石英颗粒及其加大边发生溶解；d. Zh2井，埋深4 359.6 m，碳酸盐胶结物充填于石英加大边溶蚀孔隙中；e. Z1井，埋深4 796 m，碳酸盐胶结物及硬石膏充填于一期石英加大外侧，而另一期石英加大边充填在碳酸盐岩胶结残余孔隙之中；f. Z1-1井，埋深4 785.7 m，粒状白云石交代硬石膏胶结物

图4 S1井J1s2储层薄片镜下微观特征Fig.4 Photomicrographs of thin sections of the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation in the Well S1 in Block 1,Central Junggar Basina. S1井，埋深3 679.5 m，J1s2(1);b. S1井，埋深3 679.5 m,J1s2(1)

由于油气充注一方面可促进酸溶性矿物溶解，另一方面也会抑制自生矿物的沉淀及矿物间的转化[16-17]，结合油气充注与石英加大的关系，认为3期油气充注伴随着3期酸性流体的注入，进而形成3期石英加大和3期酸性溶解。通过统计不同含油级别储层的胶结物含量及溶解面孔率发现(图5)，含油储层胶结物含量明显低于不含油储层，且含油储层的溶解程度也明显高于不含油储层，说明主充注期处于碳酸盐胶结的早期，油气的充注抑制了碳酸盐胶结物的继续沉淀，且带来的有机酸会溶蚀长石颗粒及已沉淀的碳酸岩胶结物，而未被充注的储层碳酸岩胶结物则继续沉淀，储集空间被大量充填，导致现今物性较差。

图5 准噶尔盆地中部1区块J1s2不同含油级别储层对应胶结物平均含量、平均溶蚀面孔率统计直方图Fig.5 Statistical histogram of average cement contents and dissolution porosity on thin sections within different oil bearing reservoirs in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

综上分析，成岩演化与油气充注的对应关系为：第一期油气充注/第一期酸性溶解(长石溶解)/第一期石英加大—第二期油气充注/第二期酸性溶解(长石溶解)/第二期石英加大—碳酸盐胶结—(硬)石膏胶结—第三期油气充注/第三期石英加大/第三期酸性溶解(碳酸盐胶结物溶解)。

4.2 主成藏期储层孔隙度恢复

综上分析，主成藏期发生在碳酸盐胶结早期，主充注期后先后发生的成岩作用为：碳酸盐胶结/(硬)石膏胶结—第三期石英加大/第三期酸性溶解，并伴随有压实作用的进行。其中第三期石英加大的程度较小，对储层孔隙的影响微弱，在此忽略不计。因此，通过反演回剥逐步去除碳酸盐胶结物溶解、(硬)石膏胶结及碳酸盐胶结对储层孔隙度的影响，即恢复到碳酸盐胶结物/(硬)石膏胶结物胶结前的孔隙度即可近似看作为储层在成藏初期的孔隙度。

在进行反演回剥之前，必须利用研究区大量铸体薄片面孔率与其对应实测孔隙度的关系,建立面孔率-孔隙度转化图版(图6),实现面孔率与孔隙度的转化。以Zh2井J1s2(1)埋深4 368.8 m为例，现今面孔率为4.7%，碳酸盐溶解面孔率为0.4%，碳酸盐胶结物面孔率约为6%。不考虑压实作用的情况下，根据成岩演化序列，进行反演回剥，逐步恢复各成岩作用初期的孔隙度：现今面孔率为4.7%(孔隙度为10.03%)，则碳酸盐胶结物溶解前的面孔率为4.7%-0.4%=4.3%(对应孔隙度为9.65%)，而碳酸盐胶结物胶结前的面孔率则应为4.3+6%+0.4%=10.7%(转化为孔隙度为15.71%)，在不考虑压实减孔的情况下，碳酸盐胶结物胶结前(主充注期)的孔隙度为15.71%(图7)。

图6 准噶尔盆地中部1区块J1s2储层面孔率-孔隙度转化Fig.6 Conversion chart between thin section porosity and core porosity in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

由于压实作用贯穿于成岩作用的始终，且在主要 油气充注期时的埋深与现今埋深相差较大，压实损孔量应不容忽视，因此必须对上述恢复结果进行压实损孔量校正。考虑到压实作用的影响因素较多，如埋深、胶结物含量，沉积组构、超压作用等，由于研究区三工河组基本不发育超压，且J1s2毯砂沉积组构基本相同，本次研究主要考虑了储层埋深与胶结物含量两个参数对压实作用的影响，建立不同胶结物含量下的储层孔隙度-深度曲线(图8)，根据储层现今埋深及成藏期埋深所对应的孔隙度差值，即近似认为是这一阶段压实作用损失的孔隙度，对上述反演回剥结果进行压实量校正。

Zh2井4 368.8 m处储层在主充注期(K1末—K2初)时的埋深可近似根据Zh1井埋藏史(图1)读取，约为2 500 m，其胶结物含量为6%，因此根据胶结物含量为5%～10%的孔深关系求取其孔隙度差值(图8)，约为12%，即认为是油气充注后的压实损孔量，将其校正到反演回剥结果上，即可得到主充注期的储层孔隙度：15.71%+12%=27.71%。

图7 地质历史时期孔隙度演化反演回剥示意图Fig.7 Sketch map showing the process of porosity reconstruction in geological times through inversiona. Zh2井，埋深4 368.8 m，J1s2(1)，铸体薄片，单偏光；b.与a同视域，正交光；c.现今储层组构特征；d.碳酸盐胶结物溶解前的物性特征；e.碳酸盐胶结物形成前的物性特征(成藏期)；f.石英加强大前的物性特征

图8 准噶尔盆地中部1区块J1s2不同胶结物含量下的储层孔隙度-深度关系Fig.8 Porosity vs.burial depth of reservoirs with different cement contents in the 2nd Member of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

通过这种方法恢复了S1,Z1,Z11,Zh2等井J1s2(1)毯砂在主充注初期的孔隙度(表2)。通过恢复结果可见，油气开始充注后，压实作用是导致储层孔隙度降低的最重要参数，其次是胶结作用。其中压实作用平均减孔11%，胶结作用平均减孔量5.59%。这种方法与第一种方法恢复的结果在数值上偏高，但基本一致，反应成藏初期毯砂物性均较好，可作为当时较好的油气输导层及储集层。

4.3 利用反演回剥法恢复成藏期储层物性的几点探讨 反演回剥法给我们提供了一种研究储层物性演化的方法，我们可以利用这一方法恢复各地质历史时期(特别是成藏时期)的孔隙度，由于采用的是真实岩样，能够真实反应储层的孔隙结构，这是反演回剥法的一大优点。但在实际的应用中该方法具有很大的局限性，首先，这一方法工作量较大，所要求的资料较为多样，仅适 合于勘探程度相对较高的地区；其次，该方法对于储层也有一定的要求，如储层的杂基含量相对较低，裂缝应不发育，且粒径要适中；第三，这一方法目前仍存在一些难点及问题，如在多旋回成岩作用类型的期次区分上，面孔率-孔隙度转化问题上，粘土矿物胶结物对储层物性的影响如何计算等，仍需要进一步的探讨。

5 对油气勘探的启示

通过上述分析可以看出，在主成藏期，研究区J1s2(1)毯砂储层埋藏较浅，处于成岩作用的早期，尚未开始大规模胶结，储层物性较好，由于横向上广泛连通，因此可做为重要的横向输导层及储集层。由于研究区油源断层相对较少，这套毯砂的存在，可以使沿少量油源断层运移到该毯砂上的油气得以很好的横向输导、聚集，同时也可以沿着切割该毯砂的次级断层以及目前地震尚无法识别的微裂缝向上运移到上部的J1s2(2),J2x及K等层的各类圈闭中富集成藏，使得油气可以源源不断的向上输导，到达上部的储层中(图9)。因此，这套毯砂对于该层及其上部层位油气藏的形成发挥了重要作用，可以预测上部的圈闭只要有断层与该套毯砂相连，就有可能富集成藏，这对于该区下一步的勘探部署具有一定的指导意义，同时也明确了该区毯砂及其上部J1s2(2),J2x及K1q等储层层具有较大勘探潜力,开扩了新的勘探领域。

6 结论

1) J1s2毯砂储层经历了多期胶结、多期溶解的过程，并经历了3期油气充注。建立了成岩演化序列对油气充注的对应关系，明确了主充注期发生于碳酸盐胶结的初期。认识到除沉积作用的基础控制外，油气充注抑制了碳酸盐矿物的继续胶结，是控制储层物性好坏的关键。

2) 通过压实趋势法和反演回剥法分别恢复了储层在成藏关键期的孔隙度，表明主成藏期J1s2毯砂埋藏浅，储层物性较好，油气充注后，压实作用和胶结作用是储层物性变差的最重要的因素。

表2 准噶尔盆地中部1区块J1s2(1)储层关键成藏期孔隙度恢复结果Table 2 Reconstructed porosity during critical hydrocarbon charging in the lower 2ndMember of Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin

图9 准噶尔盆地中部1、3区块油气成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation patterns of Block 1 and 3 in Central Junggar Basin

3) 成藏关键期毯砂物性较好，可成为较好的储集层及输导层，与油源断层及沟通毯砂的次级断层、微裂缝等一起构成断-毯式输导体系，可有效进行大范围的横向及垂上运移，对该套毯砂及其上部的油气藏的形成具有重要贡献。

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(编辑 高 岩)

Reconstruction of blanket sand porosity during hydrocarbon charging in the Jurassic Sangonghe Formation of Block 1 in Central Junggar Basin and its significance

Chen Lin,Xu Tao,Shi Haoguo,Zhang Yuejing,Zhang Min, Xiu Jinlei

(NewProspectResearchInstitute,SINOPECShengliOilfieldCompany，Dongying,Shandong257000,China)

By using thin section and physical property data and in combination with the burial history and hydrocarbon charging history, this paper studied the diagenetic characteristics of the blanket sand in the hydrocarbon charging period, and established the coupling relationship between reservoir diagenetic sequence and the hydrocarbon charging. The porosity of blanket sand during the hydrocarbon charging in the lower 2nd member of the Jurassic Sangonghe Fornation in Block 1 in central Junggar Basin was quantitatively reconstructed by using the compaction trend and inversion back stripping methods respectively. The results show that the blanket sand were shallow buried and had good physical properties during the critical hydrocarbon charging period, thus could be good carrrier beds and reservoirs. The blanket sand played a critical role in hydrocarbon transportation and the study area has great exploration potential.

diagenetic evolution,physical property reconstruction,blanket sand,Sangonghe Formation,Junggar Basin

2013-05-07;

2014-05-15。

陈林(1984—)，男，硕士，油气地质。E-mail：chenlinupc@126.com。

0253-9985(2014)04-0486-08

10.11743/ogg201407

TE122.2

A