松辽盆地长岭断陷东岭地区营城组输导层孔隙演化与油气充注关系

路允乾，蒋有录，王 尉，朱建峰，刘景东

(1.中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2.中国石化 东北油气分公司，长春 130062)

砂体孔隙度反映了砂体储存和运移油气的能力，砂体现今的孔隙度可以通过岩心压汞测试、测井等资料得到，但砂体现今孔隙度与成藏时期的孔隙度差异较大。获得地质历史时期，特别是成藏期时的砂体孔隙度对于研究油气成藏有着重要的意义[1]。长岭断陷东岭地区营城组碎屑岩经历了长期的成岩作用改造，成岩作用复杂且对孔隙度演化的影响强烈，营城组多套砂体垂向上叠置发育，形成了主要的油气运移通道[2-7]。油气成藏时期砂体孔隙度直接影响了油藏的分布范围[8-13]，但目前对于东岭地区成藏时期孔隙度特征研究较少[14-16]。本文依据岩心资料，结合薄片岩相学观察，建立研究区成岩演化序列，应用孔隙反演回剥的方法，恢复其孔隙演化曲线，结合烃源岩生烃史与油气成藏期，得到营城组砂体成藏期孔隙特征，明确砂体对油气分布的控制作用，指出油气优势运移路径。

1 研究区地质概况

长岭断陷东岭地区位于松辽盆地南部，为一由东向西展布的向凹陷深部延展的大型鼻状构造，研究区面积近150 km2，并且被北东向展布的若干条断层切割，形成了多个有利的岩性—构造圈闭[2-4](图1)。研究区在古生界火山岩基底上沉积了巨厚的白垩系碎屑岩层，营城组砂体发育稳定、分布广、厚度大，勘探证实营城组是研究区的主要含油层系。研究区共划分为2个断块，其中东断块以产油为主，西断块以产气为主。

2 砂岩层特征及成岩演化

2.1 成岩作用类型

东岭地区营城组为湖相沉积，岩石薄片镜下观察结果表明，营城组成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶解作用及交代作用；压实作用和胶结作用是砂岩层致密化的主要原因。

(1)压实作用。在研究区岩石薄片的镜下观察中发现了许多压实作用的证据，如塑性颗粒(云母)的变形，刚性颗粒的破裂，颗粒的接触关系由悬浮接触或点接触变为线接触、凹凸接触(图2a)。

(2)胶结作用。深层碎屑岩胶结物成分主要为方解石、白云石以及硅质(表现为方解石白云石胶结(图2b、c)以及石英的次生加大(图2d)。

(3)溶解作用。研究区岩石样品薄片的镜下观察发现有明显的长石和不稳定碳酸盐矿物溶解所产生的港湾状边缘(图2e、f)。

(4)交代作用。碎屑岩埋藏后期矿物交代作用普遍，常见的有方解石交代长石(图2g)、石英等碎屑颗粒，石英和伊蒙混层(图2h)，长石的高岭土化(图2i)等。

2.2 砂岩层成岩阶段划分与成岩演化过程

根据研究区的岩心资料以及岩石薄片镜下特征、黏土矿物电镜照片，结合前人的研究成果[8-13]，确定次生矿物的含量，与样品薄片的取样深度相匹配，建立研究区的成岩演化序列。根据自生矿物含量变化、有机质成熟度以及埋藏深度，将研究区成岩阶段划分为早成岩阶段A、B期以及中成岩阶段A1、A2和B期。根据埋藏深度、黏土矿物组合及砂岩中的成岩作用现象，可判断研究区营城组砂岩层处于中成岩阶段A1期(图3)。

在成岩作用类型、特征及成岩环境分析的基础上，结合埋藏史(图4)，确定研究区成岩演化过程及其对应的时间。距今105 Ma，埋深约为800 m，伴随油气第一次充注，地层过渡为酸性，长石等不稳定矿物溶解，同时由于长石溶解形成的SiO2在酸性流体中不易迁移，就近形成石英加大边[14]；距今94 Ma，埋深约为1 500 m，黏土矿物转化过程中释放大量碱金属离子，地层水变为碱性，发生碳酸盐胶结，石英溶解；距今87 Ma，埋深约为2 000 m，地层抬升后再深埋，达到二次生烃条件，烃源岩生成有机酸，地层重新变为酸性环境，碳酸盐胶结物溶解；距今30 Ma，埋深约为2 600 m，由于温度上升，伊利石交代蒙脱石，最终形成了现今看到的孔隙特征[15-16]。

图1 长岭断陷东岭地区构造位置

图2 长岭断陷东岭地区营城组砂岩显微特征

a.颗粒间凹凸接触，S6井，1 307 m，单偏光；b.方解石胶结，S2井，1 990 m，单偏光；c.白云石胶结，1 780.75 m，SN181井，2 453 m，单偏光；d.石英次生加大，S1井，1 479.61 m，正交光；e.港湾状边缘，S1井，2 121 m，单偏光；f.长石溶孔，S1井，2 587 m，单偏光；g.方解石交代长石，S102井，1 742.6 m，单偏光；h.石英和伊蒙混层；i.长石的高岭土化

Fig.2 Microscopic characteristics of Dongling reservoirs, Changling Fault Depression

图3 长岭断陷东岭地区成岩演化序列

3 孔隙度演化恢复

3.1 砂岩层孔隙度反演回剥

对碎屑岩地质历史时期的孔隙度演化研究是借助铸体薄片进行的，但铸体薄片反映的是碎屑岩的面孔率特征，要得到真实的孔隙度，需计算真实孔隙度与面孔率的换算关系[17]。根据前人的研究成果以及大量的油田实例，利用研究区的岩心压汞资料得到样品的真实孔隙度，即显孔隙度；通过铸体薄片镜下照片及计算机图像分析技术得到样品的面孔率，将二者相匹配后通过实验数据拟合，得到显孔隙度Y与面孔率X的关系：Y=1.696 8X+1.061 9，R2=0.990 8。

图4 长岭断陷东岭地区SN187井营城组埋藏史

选取研究区SN187井的一个典型视域薄片，人工圈绘出各个成岩作用对孔隙度造成的影响(图5)；利用Image-Pro Plus 6.0软件计算各胶结物及溶蚀孔隙所占照片总体的百分含量，确定各个成岩作用对面孔率的影响[17]。

根据成岩演化过程依次计算各成岩作用对面孔率的影响，计算得到：长石溶解增加了2.14%的面孔率，转化为孔隙度为5.46%；石英加大损失了0.23%的面孔率，转化为孔隙度为0.82%；碳酸盐胶结损失了6.20%的面孔率，转化为孔隙度为11.86%；石英溶解增加了0.08%的面孔率，转化为孔隙度为0.29%；碳酸盐胶结物溶解增加了1.68%的面孔率，转化为孔隙度为3.72%(图6)。

图5 长岭断陷东岭地区SN187井2 263.7 m营城组薄片镜下特征

按照成岩演化过程对现今的孔隙度进行反演回剥，以SN187井2 263.7 m砂岩为例，现今岩心压汞资料实测孔隙度为8.17%。因此，碳酸盐胶结物溶解开始时的反演回剥孔隙度为4.45%[现今孔隙度(8.17%)-碳酸盐胶结物溶解增加孔隙度(3.72%)]；碳酸盐胶结、石英溶解开始时的反演回剥孔隙度为16.02%[(4.45%)+碳酸盐胶结损失孔隙度(11.86%)-石英溶解增加的孔隙度(0.29%)]；长石溶解、石英次生加大开始时的反演回剥孔隙度为11.38%[16.02%+石英次生加大损失的孔隙度(0.82%)-长石溶解增加的孔隙度(5.46%)]。由此可获得各成岩作用开始时的反演回剥孔隙度(表1)。

3.2 机械压实校正

压实作用贯穿于砂岩层的整个埋藏过程，对整个成岩阶段孔隙度的损失都起到了重要作用，并且随着成岩作用的进行，胶结物的出现还会抑制压实作用，孔隙度反演回剥没有考虑压实作用的影响，因此需要进行机械压实校正[18]。根据碎屑岩正常压实作用过程中储层物性演化规律，将正常压实曲线(图7)延伸至地表读取该样品的原始孔隙度以及各个成岩作用开始时的正常压实孔隙度(表1)。由此可计算各个成岩作用阶段开始时的机械压实校正孔隙度：长石溶蚀前埋深较浅且胶结作用几乎可以忽略，因此可看作机械压实阶段，故机械压实校正孔隙度等于正常压实孔隙度18.5%；碳酸盐胶结、石英溶解前机械压实校正孔隙度为19.04%[正常压实孔隙度(14.4%)+长石溶蚀增加孔隙度(5.46%)-石英次生加大损失孔隙度(0.82%)]。碳酸盐胶结后抑制正常压实作用的进行，用正常压实孔隙度计算机械压实校正孔隙度将存在较大误差，因此可以求出胶结后压实损失的孔隙度总和，再按照一定的比率分配到各个成岩作用中。从碳酸盐胶结开始至今，压实损失的孔隙度总和为3.49%[碳酸盐胶结前压实校正孔隙度(19.04%)-现今孔隙度(7.7%)-碳酸盐胶结损失孔隙度(11.86%)+石英溶解增加孔隙度(0.29%)+碳酸盐溶解增加孔隙度(3.72%)]。根据正常压实孔隙度曲线，碳酸盐胶结至今压实损失的孔隙度按照3.2∶2.6∶0.9的比例进行分配，则碳酸盐胶结、石英溶解阶段压实损失孔隙度为1.67%，碳酸盐溶解阶段压实损失孔隙度为1.35%，交代作用阶段压实损失孔隙度为0.47%。因此，碳酸盐溶解前机械压实校正孔隙度为5.8%[碳酸盐胶结前机械压实校正孔隙度(19.04%)-碳酸盐胶结损失孔隙度(11.86%)+石英溶解增加孔隙度(0.29%)-压实损失孔隙度(1.67%)]；交代作用前机械压实校正孔隙度为8.17%[碳酸盐溶解前机械压实校正孔隙度(5.8%)+碳酸盐溶解增加孔隙度(3.72%)-压实损失孔隙度(1.35%)]；现今机械压实校正孔隙度为7.7%[交代作用前机械压实校正孔隙度(8.17%)-压实损失孔隙度(0.47%)](表1)。

图6 反演回剥法恢复的长岭断陷东岭地区SN187井2 263.7 m营城组砂岩层各成岩作用开始时面孔率特征

距今时间/Ma古埋深/m反演回剥孔隙度/%正常压实孔隙度/%机械压实校正孔隙度/%124025.0025.025.0010580011.3818.518.50941 50016.0214.419.04872 0004.4511.25.80302 6008.178.68.1702 4807.707.77.70

图7 长岭断陷东岭地区SN187井2 263.7 m营城组砂岩层孔隙演化曲线

4 孔隙演化与成藏的关系

4.1 油气充注期

采用流体包裹体岩相学观察与均一温度测定结合的方法确定油气成藏的期次与时间[19-22]。通过对东岭地区包裹体样品的镜下观察，发现烃类包裹体荧光颜色以黄绿色和蓝绿色为主，包裹体主要赋存于石英颗粒表面、石英颗粒内部裂缝以及穿石英颗粒裂缝中。根据包裹体荧光颜色和赋存位置可将研究区包裹体划分为2个期次[23]：第一期烃类包裹体孤立或零星分布于石英颗粒内裂缝中，发黄绿色荧光(图8a、b)，与第一期烃类包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度分布在80～90 ℃范围内，结合储层埋藏受热史，确定其成藏时间为106～100 Ma；第二期烃类包裹体呈串珠状分布于穿石英颗粒裂缝中，发蓝白色荧光(图8c、d)，与第二期烃类包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度分布在110～120 ℃范围内，结合储层埋藏受热史，确定其成藏时间为92～80 Ma(图4)。

4.2 成藏与孔隙演化

东岭地区沙河子组烃源岩存在两期生烃，第一期距今112～105 Ma，登娄库组抬升剥蚀使得生烃停滞，之后地层深埋到达二次生烃条件，生烃期距今97～82 Ma[4]。距今106～100 Ma，营城组砂岩层处于早成岩A期，随着埋深增加孔隙度逐渐减小，伴随油气第一次充注，地层环境变为酸性，长石等不稳定矿物溶解增加了溶蚀孔隙，由于石英加大边的发育，孔隙度增加幅度不大，此时砂体输导层孔隙度为18.5%；距今94～87 Ma，营城组砂岩层进入早成岩B期，黏土矿物转化过程中释放大量碱金属离子，地层水变为碱性，胶结作用使得孔隙度急剧下降；距今92～80 Ma，地层抬升后再深埋，烃源岩达到二次生烃条件，发生第二次油气充注，有机酸的生成使地层重新变为酸性环境，随后石英溶解增大了次生孔隙，砂岩层孔隙度稍有增加，此时砂体输导层孔隙度为9.5%(图7)。

图8 长岭断陷东岭地区营城组储层烃类包裹体显微镜下荧光照片

得到SN187井两次油气充注时的机械压实校正孔隙度后，利用类比的方法计算研究区其他探井两期油气成藏时的孔隙度大小，结合研究区的沉积相图及砂体等厚图绘制第二期油气成藏时营城组营一段、营三段和营四段的孔隙度等值线图(图9)。

第一期油气成藏时，砂体输导层孔隙度较大，西部洼陷带生成的油气可沿砂体运移到研究区东断块，在有效圈闭中聚集成藏，砂体对油气运聚的控制作用不明显；第二期油气成藏时，砂岩层已经胶结致密化，生成的天然气受营城组砂体输导层输导性能影响显著，无法长距离运移，在研究区西断块成藏。从孔隙度等值线图(图9)上可以明显看出，第二期油气成藏时营一段与营四段有3个富集中心，营三段有2个富集中心，油气经有利砂体输导层注入，在高物性砂体中聚集成藏。

第二期油气成藏时，沙河子组烃源岩达到高成熟—过成熟阶段，大量生气，烃类的注入可以起到改善储层物性的作用。结合包裹体丰度的分析认为，该阶段对油气成藏有重要的贡献作用，西断块生烃洼陷带附近高物性砂体，可作为下一步寻找油气的有利勘探区带。

5 结论

(1)研究区碎屑岩在埋藏过程中先后经历了压实作用，长石溶解、石英次生加大，碳酸盐胶结、石英溶解，碳酸盐溶解以及交代作用，砂体具有压实作用主控、油气充注酸性溶蚀作用改善、胶结作用致密化的特点；根据埋藏深度、黏土矿物组合及砂岩中的成岩作用现象可判断，研究区砂体处在中成岩阶段A1期。

(2)以SN187井营城组砂岩为例对研究区砂体进行了孔隙反演回剥与机械压实校正，得到沉积初期孔隙度为25%；长石溶解、石英次生加大前孔隙度为18.5%；碳酸盐胶结、石英溶解前孔隙度为19.04%；碳酸盐溶解前孔隙度为5.8%；晚期交代作用前孔隙度为8.17%；现今孔隙度为7.7%。

图9 长岭断陷东岭地区营城组孔隙度与油气平面展布

(3)东岭地区存在两期油气成藏：第一期油气成藏时砂岩层孔隙度为18.5%，沙河子组烃源岩生成的油气进入营城组砂体后，油气主要经物性较好且连通性较高的北西向砂体输导层富集于东部的砂体中；第二期油气成藏时砂岩层孔隙度为9.5%，砂体已胶结致密化，天然气受营城组砂体输导层输导性能影响显著，在西断块物性较高区域成藏。