二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组致密油储层特征及主控因素

付小东，张天付，吴健平，王小芳，周进高，江 涛，李 彬，李长新

(1．中国石油 杭州地质研究院，杭州 310023；2．中国石油 华北油田分公司 勘探开发研究院，河北 任丘 062552)

阿南凹陷位于二连盆地马尼特坳陷东部，勘探面积约2 750 km2，是在古生界褶皱基底上发育起来的早白垩世断陷湖盆，可进一步划分为善南洼槽、哈南洼槽、阿南背斜带、哈南背斜、善南斜坡和哈南斜坡带等次级构造单元(图1a)。湖盆演化大致经历了三叠纪拱升期、早中侏罗世初始张裂期、晚侏罗世褶断期、早白垩世阿尔善—腾格尔裂陷期和赛汉塔拉萎缩衰亡期等5个阶段[1]。下白垩统自下而上发育阿尔善组、腾格尔组和赛汉塔拉组。阿南凹陷是二连盆地中最富油的凹陷之一，阿二段和腾一段是主力生油层；古生界凝灰岩，阿三、阿四段砂砾岩和腾一段上部砂岩为主要产油层，现已发现包括背斜类砂岩油气藏、背斜类熔岩台地油气藏、砾岩体油气藏、古潜山凝灰岩油气藏、断鼻层状油气藏等多种类型油气藏[2]。

随着含油气盆地常规油气田(藏)发现难度不断增加，致密油气、页岩油气等非常规油气资源已成为常规油气资源的重要接替力量[3-6]。我国陆相致密油气储层类型多样，以牵引流和重力流形成的细粒碎屑岩和生物成因碳酸盐岩为主[3，7-9]，同时也发育湖相混积岩和与火山活动相关的火山碎屑沉积岩等特殊岩性致密储层[10-19]。国外已发现多个致密凝灰岩油气藏，如印度尼西亚的Jatibarang油气田[20]、格鲁吉亚的Samgori油田[21]、日本秋田盆地和新泻盆地的凝灰岩油气藏[22]。近年来国内火山碎屑沉积岩型致密油勘探日益受到重视，已在多个盆地发现该类型油气藏或有利储层[10-18]。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组发育凝灰岩、沉凝灰岩和凝灰质白云岩夹层致密油储层[10-12]，并已发现工业油流[10]；三塘湖盆地中二叠统条湖组和石炭系哈尔加乌组发育沉凝灰岩致密储集层，形成源储一体的致密油藏成藏组合[13-16]；酒泉盆地青西坳陷下白垩统下沟组发育沉凝灰质碳酸盐岩和扇三角洲相沉凝灰质砂砾岩岩性油气藏[13]。

二连盆地阿南凹陷腾格尔组一段下亚段(K1bt1x，简称腾一下亚段)广泛发育一套与火山活动相关的“特殊岩性”地层，区域厚度30～160 m[17]，发育凝灰岩、沉凝灰岩、云岩和致密砂岩等多种岩性的致密油储层(图1b)。腾一下亚段致密油储层累计厚度大、分布范围较广，源储配置良好，是该凹陷致密油勘探的主要目的层，近年来相继钻探的阿密1、阿密2等多口探井均见到不同程度的含油显示，部分钻井获得工业油流[17]，展示了致密油良好的勘探前景。腾一下亚段致密油储层岩性多样、孔隙结构复杂，含油非均质性强，给致密油“甜点”分布预测带来了挑战。针对腾一下亚段不同岩性致密油储层，通过岩心和薄片观察、储层物性系统分析，结合核磁共振、激光共聚焦、场发射电镜、CT扫描和恒速压汞等分析技术，多尺度、多方位综合研究了致密油储层的地质特征，探讨了储层非均质性含油和储层“甜点”发育的主控因素，为该凹陷致密油分布预测提供了依据。

1 致密油储层地质特征

1.1 储层岩石学特征

腾一下亚段主要发育凝灰质岩、砂岩、云岩和泥页岩四大岩类，其在纵向上可划分为2套岩性组合(图1b)。下部岩性组合以砂岩为主，夹凝灰质泥岩和云质泥岩，主要为辫状河三角洲前缘沉积体系；上部岩性组合以凝灰质岩、泥页岩为主，夹白云岩，以半深湖—深湖沉积为主，伴随有湖底扇沉积。

图1 二连盆地阿南凹陷区域构造(a)与腾一下亚段地层综合柱状图(b)

1.1.1 凝灰质岩类

腾一下亚段凝灰质岩可划分为凝灰岩、沉凝灰岩2个亚类，测井曲线总体表现为高自然伽马、较高电阻率。凝灰岩多呈薄层状发育于泥页岩段中，纵向上发育层数多，单层厚度数厘米至数十厘米不等，少数层段可达数米，与上下泥岩常呈突变式接触，由火山灰经风力搬运至湖盆区空落沉积形成。部分凝灰岩段可见滑塌、揉皱变形构造，可能与沉积时构造活动较强烈，发育同沉积构造，或者是沉积后发生重力滑动，出现滑塌、浊流等再沉积作用有关。碎屑颗粒主要由岩屑、晶屑和火山尘组成，具有典型的凝灰结构(图2a-c)。岩屑以中酸性凝灰岩岩屑为主，晶屑主要为长石和石英，火山尘以长英质为主。凝灰岩中长英质矿物含量在60%～90%，碳酸盐矿物主要在5%～25%；黏土矿物含量低，基本在10%以下，主要为绿泥石、绿蒙混层，多为火山碎屑蚀变形成。

沉凝灰岩中火山碎屑主要经水携搬运至湖盆区，并与正常陆源碎屑不同比例混合沉积形成，与上下凝灰质泥岩呈过渡接触，岩心上与泥岩较难区分，二者的主要区别在于黏土矿物的含量[7]。沉凝灰岩中凝灰质镜下多呈现为较均一状(图2d-e)或较明显的纹层状、透镜状等(图2f)。火山碎屑中的岩屑、晶屑等常蚀变而形成白云石与方解石斑状集合体(图2e)。矿物含量分析显示其长英质矿物含量变化大，主要在40%～85%，黏土矿物含量较凝灰岩略高，主要在5%～25%，碳酸盐矿物含量多分布在5%～50%。

图2 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层岩石学特征

1.1.2 砂岩类

腾一下亚段砂岩按颗粒结构可分为粉砂岩、细砂岩、中—粗砂岩等类型，其中粉砂岩分布最广泛。砂岩类储层在测井响应上主要表现为相对低的自然伽马和电阻率。碎屑颗粒主要为岩屑和长石，其次为石英和火山灰，少量的碳酸盐岩碎屑，按照碎屑成分分类主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图2h-i)。岩屑以中酸性火山熔岩和凝灰岩为主，长石主要为斜长石。胶结物包括碳酸盐矿物、凝灰质和黏土矿物等类型，以方解石胶结为主。胶结类型包括连晶胶结、压嵌型胶结、石英、长石次生加大、薄膜型胶结和凝块型胶结等多种类型。

1.1.3 白云岩类

二连盆地各凹陷下白垩统广泛发育一套含白云石地层，为一套受机械沉积作用、化学沉积作用和火山活动共同影响而沉积的混积岩[23]。阿南凹陷腾一下亚段的白云石主要有3种结构类型：泥晶结构、微晶结构、中—细晶斑状结构。泥晶结构的白云石多呈富集状(图2g)或纹层状，主要出现在碳酸盐岩、云质泥岩中。微晶结构白云石常呈他形—半自形，以他形为主，晶粒呈分散状或紧密堆积状(图2e)，多出现在凝灰岩、沉凝灰岩和含云质砂岩中。中—细晶斑状结构白云石主要出现在沉凝灰岩和凝灰质泥岩中，晶形呈半自形—自形或斑状，阴极发光下呈现出明显环带结构，常见去云化现象(图2e)。腾一下亚段云岩类矿物成分复杂，白云石含量主要在50%～70%，并非严格意义上的白云岩，多为凝灰质云岩或泥质云岩，测井曲线上表现为较高的自然伽马和电阻率，纵向上主要发育在腾一下亚段上部岩性组合，单层和累计厚度都较小。

1.1.4 泥岩类

泥岩是腾一下亚段上组合重要岩性类型，根据矿物组分可划分为凝灰质泥岩、云质泥岩和灰质泥岩等。在岩心尺度上泥岩与沉凝灰岩常呈渐变接触关系，宏观沉积特征较接近，但二者在微观结构和地化特征方面仍存在一定差别，主要表现在以下3点：一是泥岩在镜下可观察到较明显的水平层理(图2j)；二是泥岩中黏土矿物含量相对于沉凝灰岩略高，主要分布在5%～50%；三是泥岩更富有机质，总有机碳含量主要分布在1.0%～4.0%，沥青“A”含量分布在0.23%～0.89%，平均达0.53%，岩石热解生烃潜力(S1+S2)在0.23～26.90 mg/g，平均达10.38 mg/g，是凹陷内主要的烃源层段。

1.2 储层物性条件

腾一下亚段储层物性条件总体较差，基质空气

渗透率中值小于2×10-3μm2，根据行业标准“SY/T 6943—2013 致密油地质评价方法”，属于致密油储层范畴。在总体致密的背景下，储层物性非均质性强，不同岩性、同一岩性孔隙度、渗透率变化大(图1b)。凝灰岩孔隙度介于2%～20%，平均为10.3%，渗透率多小于0.5×10-3μm2，总体表现为低—中等孔隙度、特低渗透率的特点。沉凝灰岩孔隙度基本在10.0%以下，平均为2.75%，渗透率基本小于0.1×10-3μm2。砂岩类储层孔隙度主要在2%～20%，平均为5.7%，渗透率基本小于1×10-3μm2。白云岩孔隙度多在5.0%以下，平均为2.06%，渗透率低于1×10-3μm2；泥质岩孔隙度平均仅1.79%，渗透率主要在0.1×10-3μm2以下。四大岩类中凝灰质岩和砂岩类储层物性相对较好，其中薄层凝灰岩和细砂岩、中粗砂岩是最有利的岩性；大部分沉凝灰岩、粉砂岩和白云岩物性条件差；泥页岩类物性条件最差，根据致密油和页岩油的概念[3]，泥页岩中所含滞留油应属页岩油范畴，因此以下对泥岩类储层不作具体论述。

1.3 储集空间类型

腾一下亚段致密油储层主要发育溶蚀孔、晶间孔(脱玻化晶间孔、白云石晶间孔)、粒间孔、泄水孔和微裂缝等5类储集空间(图3)，不同岩性优势孔隙类型有差异。凝灰岩主要发育晶屑、岩屑、火山玻璃等碎屑溶蚀形成的次生溶孔(图3a)，以及火山玻璃脱玻化形成的脱玻化晶间孔(图3b-c)。沉凝灰岩显孔不发育，显微镜下仅在斑状碳酸盐矿物集合体中见少量晶间孔、晶间或晶内溶孔(图3d)，以及被碳酸盐矿物、黄铁矿不完全充填的泄水孔，方沸石、白云石充填物可见后期被溶蚀现象(图3e)；场发射电镜下见大量粒间微孔和火山玻璃脱玻化、灰化/云化形成的晶间微孔(图3f)。白云岩在偏光显微镜和共聚焦荧光显微镜下皆难见到孔隙，但在场发射电镜下则可见到大量纳米级的晶间或粒间微孔(图3g)，以及溶蚀微孔。

砂岩类致密储层中细砂岩和中—粗砂岩显孔发育，主要有次生溶孔和残余粒间孔两类(图3h-i)。溶蚀孔包括粒间扩溶孔和长石、岩屑粒内溶孔；粒内溶孔以长石溶蚀最为常见，呈斑点状、蜂窝状、条纹状和长条状，部分长石溶蚀后尚见长石残晶，有的颗粒则大部分或完全溶蚀而形成铸模孔。残余粒间孔主要见于中—粗砂岩，部分方解石胶结物后期发生溶蚀形成粒间溶孔(图3l)。粉砂岩中次生溶孔较少，储集空间主要为残余粒间微孔。

图3 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层主要孔隙空间类型

腾一下亚段致密储层孔隙度、渗透率之间具有较好的正相关性，总体上属于孔隙型储层。岩心观察少见裂缝，薄片统计仅约20%的样品发育微裂缝，薄片下可观察到的裂缝条数少，仅1～2条(图2g，n)。微裂缝根据充填情况可分为充填型和半充填—未充填型两类。半充填—未充填型微裂缝约占总裂缝数的40%；充填型微裂缝约占60%，裂缝充填物包括方解石/白云石、石英以及黄铁矿等。

1.4 储层孔隙结构

储集层孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通性，孔隙结构对致密储层渗流能力、含油性、致密油的有效动用具有明显控制作用。场发射电镜、CT扫描、恒速压汞和核磁共振等已成为致密储层孔隙结构表征的主要技术手段，可对致密储层孔隙结构进行多尺度、多维度的量化表征。

1.4.1 凝灰岩孔隙结构

凝灰岩纳米级孔隙和微米级孔隙都十分发育，微米级孔隙主要为次生溶孔，孔隙直径1～300 μm；纳米级微孔主要为脱玻化晶间微孔和火山灰/尘粒间微孔。核磁共振T2谱表现出较明显的双峰特征，右峰高于左峰(图4a)，表明微米级孔隙对储集能力起主要贡献。压汞分析表明凝灰岩进汞饱和度高，单位体积岩样有效孔隙、喉道个数多、体积较大，但退汞率较低，排驱压力较高(图5a，表1)。高压压汞喉道直径均值介于0.25～0.76 μm，恒速压汞有效喉道直径均值介于3.60～7.36 μm，喉道较细小，孔喉比大(表1)，表现为中大孔、微细喉特征。饱和水岩心离心前后核磁共振T2谱左峰变化不大，基本处于重叠状态，右峰则差异明显(图4a)，表明微小孔隙连通性差，而微米级中—大孔隙连通性好。

图4 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层核磁共振T2谱峰分布特征

图5 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层压汞曲线特征

表1 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层恒速压汞孔隙结构参数

1.4.2 沉凝灰岩孔隙结构

沉凝灰岩以纳米级孔隙为主，孔隙直径主要分布在10～500 nm，仅发育少量微米级中大孔隙。饱和水岩心核磁共振T2谱主要为单峰型，集中在0.1～10 ms，离心前后谱峰变化较小(图4b)。高压压汞毛管压力曲线表现为进汞饱和度低，退汞率低，排驱压力高(图5b)；恒速压汞单位体积岩石有效孔隙和喉道体积小、个数少(表1)。上述特征表明沉凝灰岩储层总体上孔喉细小，连通性差。

1.4.3 砂岩类孔隙结构

砂岩类储层孔隙结构受岩石颗粒组构和溶孔发育程度影响，细砂岩、中粗—砂岩粒间孔大多发生扩溶，同时在长石、岩屑内还发育大量粒内溶孔，孔隙直径主要分布在10 nm～400 μm。岩心离心前核磁共振T2谱峰表现为双峰型或偏右的单峰型，说明同时发育微小孔隙和中大孔隙；离心后右峰消失，左峰也有较明显变化(图4e)。高压压汞毛管压力曲线表现为高进汞饱和度，低排驱压力(图5c)，喉道直径均值基本在2 μm以上；恒速压汞显示单位体积岩样有效孔隙和喉道体积大、个数多(表1)。泥质粉砂岩、粉砂岩次生溶孔不发育，岩心离心前核磁共振T2谱表现为单峰型，主峰集中在0.1～10 s，表明主要发育纳米级的微小孔隙，离心前后谱峰形态变化较小(图4c-d)。高压压汞毛管压力曲线表现为低进汞饱和度，较高的排驱压力，喉道直径均值小于0.1 μm；恒速压汞显示单位体积岩样有效孔隙和喉道体积小，个数少(表1)。总体上，细砂岩、中粗砂岩喉道较粗，流体运移顺畅、孔隙间连通性好；粉砂岩喉道较细小，孔隙连通性差。

1.4.4 白云岩孔隙结构

白云岩类储层场发射电镜下观察到的孔隙直径多在10～500 nm(图2g)；岩心离心前核磁共振T2谱表现为单峰型，主峰集中在0.1～10 ms，离心后T2谱峰无明显变化(图4f)。高压压汞毛管压力曲线表现为低进汞饱和度，高排驱压力，喉道直径均值在0.1 μm以下(图5d)；恒速压汞表明单位体积岩石有效孔隙和喉道体积小、个数少(表1)。上述特征表明白云岩类储层孔隙、喉道细小，连通性很差。

1.4.5 孔隙结构类型

根据孔隙形态、孔径大小和连通性，腾一下亚段致密储层总体上可划分为4类孔隙结构类型(表2)。①中小孔—微细喉连通型孔隙结构：岩性主要为凝灰岩和溶孔发育的细砂岩，该类储层孔隙结构较好，中大孔和微小孔皆较发育，连通性较好，可动流体饱和度较高，是较有利的一类孔隙结构类型；②中大孔—细喉连通型孔隙结构：岩性主要为溶孔发育的细砂岩和中—粗砂岩，该类储层中大孔十分发育，喉道直径较大，孔隙连通性好，可动流体饱和度高，孔喉特征与常规储层相似，是孔隙结构最好的一类储层；③孤立显孔—微细喉型孔隙结构：岩性主要为发育斑状方解石/白云石的沉凝灰岩，以纳米级微小孔为主，少量显孔呈孤立状分布，喉道细小，进汞饱和度低、连通性差、可动流体饱和度低；④微细孔喉型：岩性包括多数的粉砂岩、云岩和沉凝灰岩，该类储层基本为纳米级孔喉，进汞饱和度很低、排驱压力很高，孔隙连通性很差。

表2 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层孔隙结构特征

2 致密储层含油性特征

2.1 不同储层含油量差异

腾一下亚段岩心含油产状统计和荧光薄片分析表明其含油非均质性强，含油级别包括油浸、油斑、油迹、荧光和不含油等多个级别(图6b-c)；达到油浸和油斑显示级别的储层段主要为凝灰岩和细砂岩、中粗砂岩，以及部分溶孔较发育的沉凝灰岩；多数沉凝灰岩、粉砂岩、白云岩和泥岩为油迹或荧光显示。

储层岩石热解气态烃量(S0)与游离烃量(S1)可在一定程度上反应储层含油量相对高低，腾一下亚段不同岩性致密储层热解游离烃含量差别明显(图6a)。凝灰岩储层S0+S1最高，分布在0.21～14.02 mg/g，平均高达5.46 mg/g，游离烃与热解生烃潜量比值高，平均为46.55%；凝灰岩储层中原油源自上下紧临的富有机质泥岩段，主要赋存于脱玻化晶间微孔和粒间、粒内溶孔中(图2k)。沉凝灰岩含油性较凝灰岩差，其S0+S1分布在0.05～7.74 mg/g，平均为0.74 mg/g(图6a)；原油分布不均，多见于晶型较好的斑状方解石/白云石晶间孔、晶间溶孔内(图2l)。砂岩类储层游离烃含量变化大，S0+S1在0.02～13.75 mg/g之间变化，平均为1.07 mg/g；岩石结构和物性较好的细砂岩和中粗砂岩中原油分布较均一，主要赋存于残余粒间孔、粒间溶孔、岩屑和长石粒内溶蚀孔中(图2m)。云岩类储层游离烃量S0+S1在0.08～5.07 mg/g，平均为1.73 mg/g，略高于砂岩类储层；但云岩类储层游离烃与总生烃潜量之比平均仅19.31%，这是因为白云岩主要是泥质白云岩，自身含一定量的有机质，热解烃S2较高(平均为8.73 mg/g)。白云岩储层中原油含量较少，主要分布于各类纳米级基质微孔中，分布不均一，部分内碎屑颗粒内原油相对富集(图2n)。富有机质泥岩中滞留油含量较高，游离烃量S0+S1在0.22～5.75 mg/g，平均为2.47 mg/g，仅次于凝灰岩储层，泥岩中滞留原油多呈分散状或沿富有机质纹层条带状分布(图2o)。

2.2 储层差异化含油控制因素

腾一下亚段致密储层含油性明显受岩性控制，薄层凝灰岩、溶孔发育的细砂岩和中粗砂岩含油性最好，为油斑、油浸级别，统计的27个凝灰岩样品48%为油斑或油浸显示；部分溶孔和泄水孔发育的沉凝灰岩含油性也较好，达到油斑显示；多数沉凝灰岩、粉砂岩和云岩则为油迹、荧光显示。含油性也明显受孔渗条件控制，达到油斑或油浸显示的凝灰质岩和砂岩储层孔隙度基本在4.0%以上，渗透率多大于0.01×10-3μm2(图6b-c)；前人研究表明，腾一下亚段凝灰岩、沉凝灰岩在当前工业技术条件下有效储层孔隙度下限在4.0%左右，渗透率下限约0.008×10-3μm2，而砂岩有效储层孔隙度下限约在5.0%，渗透率下限在0.05×10-3μm2左右[24]。就单一含油级别而言，同一岩类储层孔隙度、渗透率分布范围较广，如油斑显示的储层孔隙度既可低至4.0%左右，也可高达20%，部分凝灰岩虽然孔隙度较高，但含油性较差，表明致密储层含油级别除受物性条件控制外，还受孔隙结构、源储配置、排烃压差等因素的影响。

图6 二连盆地阿南凹陷腾一下亚段致密储层含油性与储层物性关系

致密储层发育纳米—微米多尺度的复杂孔喉系统，储层孔隙结构直接影响原油充注的难易程度，进而控制了原油在微观尺度上的非均质分布。达到油浸、油斑显示的储层压汞进汞饱和度高、孔喉半径较大；油迹、荧光/不含油样品进汞饱和度较低，毛管半径较小(图6d)。孔隙结构对凝灰岩储层含油性影响尤为明显，阿47井在2 078～2 084 m井段钻遇数米厚的凝灰岩，孔隙度多在10%以上，阿密2井1 568.2～1 568.3 m井段厚约10 cm的晶屑凝灰岩孔隙度高达22.6%，上述凝灰岩段上下紧邻高有机碳含量泥岩，源储配置好，但主要为纳米级孔喉，孔隙结构差，原油难以充注，仅为油迹显示。

3 致密储层“甜点”发育主控因素与分布

物性条件、孔隙结构及含油性综合分析表明，腾一下亚段四大类岩性中凝灰质岩和砂岩是致密油储层的两类有利岩性。但同一岩类储层物性条件和含油性也存在明显的非均质性，明确致密储层“甜点”发育主控因素，对致密油勘探具有重要意义。以下重点针对凝灰质岩和砂岩两类有利岩性，分析储层“甜点”发育的主制因素。

3.1 沉积相带控储

腾一下亚段不同沉积微相的砂岩物性差异明显。辫状河三角洲前缘水下分流河道砂岩物性条件最好，碎屑颗粒较粗、结构成熟度较好，高孔高渗砂岩基本属于该微相。其次为重力流沉积的湖底扇砂岩，该类砂岩储层常见滑塌、搅动构造，岩屑组分由于经过二次搬运改造，易被酸性流体溶蚀形成孔隙，从而改善储集条件。分支砂坝、水下分流河道间和楔状砂等微相主要为粉砂岩和泥质粉砂岩，储层物性变差。

凝灰质岩储层物性条件与沉积环境和沉积方式关系密切。三角洲前缘水动力强，火山灰等细粒沉积物难以稳定沉积，凝灰岩储层不发育。前三角洲和浅湖环境水动力相对较弱，水携+风携火山碎屑和陆源碎屑以不同比例混合沉积，形成了较厚的沉凝灰岩。沉凝灰岩中火山碎屑以水携搬运为主，不稳定成分在水流搬运过程中容易发生水解，不利于后期脱玻化和溶蚀改造形成次生孔隙，且泥质含量较高，因而孔渗条件和孔隙结构都较差，孔隙度一般小于4.0%，基质渗透率小于0.01×10-3μm2。在火山活动强烈时期，火山灰/尘经风力搬运至离火山口较远的半深湖—深湖区沉积，形成了多套薄层凝灰岩。半深湖—深湖相凝灰岩中火山碎屑主要经风携沉积，未经历原地风化暴露和水流长距离搬运，凝灰质中不稳定的易溶组分更好地保存了下来[25]，在成岩过程中，这些不稳定组分容易发生脱玻化和溶蚀作用，形成大量次生孔隙，因此半深湖—深湖相的凝灰岩储层总体物性条件较好，孔隙度一般大于4.0%，基质渗透率大于0.01×10-3μm2。

3.2 岩石结构控储

腾一下亚段砂岩岩石结构对储层孔隙度、渗透率具有明显控制作用，随着碎屑颗粒粒径增大，储层物性条件变好；其中粉砂岩平均孔隙度仅4.7%，平均渗透率为0.08×10-3μm2，细砂岩平均孔隙度为5.45%，平均渗透率为0.26×10-3μm2，中—粗砂岩平均孔隙度为11.3%，平均渗透率为1.14×10-3μm2。

凝灰岩储层孔渗条件和孔隙结构受火山碎屑及其脱玻化形成的次生矿物结构的影响。岩屑和晶屑等相对粗粒的火山碎屑含量高的凝灰岩物性条件较好，可能是因为粗火山碎屑抗压实能力较强，有利于火山灰沉积后原始粒间微孔的保持，从而为后期溶蚀作用发生、形成相对高孔渗储层创造有利条件。火山碎屑以火山尘(粒径小于10 μm)为主的凝灰岩，尽管也发育大量脱玻化孔，但脱玻化形成的石英和长石晶体细小，脱玻化孔基本为纳米级微孔，导致该类凝灰岩孔隙度高、渗透率极低，孔隙结构差。

3.3 脱玻化作用控储

非晶质的火山玻璃具有不稳定性，成岩过程中发生脱玻化作用形成长石、石英等次生矿物，在此过程中体积缩小，可形成大量脱玻化微孔隙[26-27]，是火山岩类储层中重要的孔隙类型，凝灰岩中脱玻化孔可占总孔隙的70%左右[26]。腾一下亚段薄层凝灰岩发育大量脱玻化晶间微孔(图3b-c)，脱玻化作用强弱控制着脱玻化孔的数量，温度升高及压力增加、水的存在有利于脱玻化；成分越酸性的火山岩，基质中一般易出现玻璃质，成岩过程中更容易发生脱玻化[26-27]。腾一下亚段凝灰岩岩浆母源主要是酸性岩浆，形成的凝灰岩中玻璃质含量高，有利于发生脱玻化。砂岩类储层岩屑主要为火山熔岩屑和凝灰岩岩屑，杂基和填隙物中也含较高的凝灰质成分，成岩过程中岩屑和填隙物中的火山玻璃发生脱玻璃化也形成一定量的微孔，对砂岩类储层物性改善也起到建设性作用。

3.4 溶蚀作用控储

次生溶孔是腾一下亚段相对高孔渗的凝灰岩和砂岩储层中重要的孔隙类型，凝灰质及其脱玻化形成的长石、方沸石等属易溶成分，在溶解改造作用下，可形成孔径较大的次生溶孔[14]。次生溶蚀作用的发生，需要有可供酸性流体运移的通道，凝灰岩在成岩过程中形成的脱玻化微孔可为酸性流体提供运移通道，促进岩屑、长石晶屑、凝灰质等被强烈溶蚀，改善储层物性条件和孔隙结构。砂岩储层发生强溶蚀的主要是细砂岩和少量的中—粗砂岩，该类砂岩残余粒间孔较发育，为酸性流体进入储层并发生溶蚀提供了运移通道。沉凝灰岩、粉砂岩和云质岩由于缺乏可供酸性流体进入的运移通道，溶孔不发育，孔渗条件和孔隙结构都较差。

酸性环境有利于长石溶蚀[28]，碱性环境可发生石英溶蚀[29]；长石与酸性流体溶解实验表明，斜长石系列中的钙长石溶蚀速率最大，钠长石的溶蚀速率高于钾长石[30-31]。腾一下亚段储层主要是长石发生溶蚀，石英次生加大，表明溶蚀流体为酸性；凝灰岩孔隙度与斜长石含量呈较明显的负相关，与钾长石含量弱正相关，可能正是由于酸性流体优先溶蚀斜长石所致。具有同一岩石结构的砂岩其长石含量与孔隙度、渗透率呈正相关，表明碎屑中长石含量越高，发生溶蚀作用的机率越大，可形成更多溶孔。

碎屑岩储层中次生溶孔主要有大气淡水溶蚀和有机酸溶蚀两种成因机制[32-37]，腾一下亚段凝灰岩和砂岩储层中次生溶孔可能为大气淡水溶蚀和有机酸溶蚀两种作用叠加改造的结果。凝灰质岩中白云石去云化现象较明显，茜素红染色后暗红色的去云化方解石呈现白云石菱形晶形(图2e)，去白云石化现象常被解释为近地表作用的结果[38]，横向上连续分布的去白云石化地层可指示不整合面[39]。部分沉凝灰岩中见示顶底构造，早期溶孔后期被渗滤泥和亮晶方解石充填(图2d)，已有研究表明火山岩储层中示底构造与渗流带淋滤密切相关[40-41]。去白云石化现象和示底构造的存在，表明腾一段致密储层可能遭受过大气水渗流淋滤。地震剖面也证实腾一段、腾二段沉积时存在明显的地层削截，腾二段末期凹陷发生整体抬升，形成区域性不整合[1]；腾一段沉积时湖平面下降导致的地层局部削蚀，腾二末期区域性的抬升剥蚀，加上大量断裂沟通，富含CO2的弱酸性大气水进入砂岩、凝灰岩渗透层发生溶蚀，形成大量次生溶孔，同时白云石发生去云化。

富有机酸流体溶蚀增加孔隙是碎屑岩储层次生孔隙形成的重要途径[32-35]，可产生约4.5%～7.5%的次生孔隙度[32]。腾一下亚段砂岩、凝灰岩具备发生有机酸溶蚀的有利条件：①泥质岩烃源岩厚度大、品质好，可生成大量有机酸；②储层与烃源岩相邻，凝灰岩呈薄层状被夹持于烃源层中，砂岩储层则与烃源岩呈侧向和上下直接接触；③凝灰岩脱玻璃化形成的脱玻化孔、砂岩类储层残余粒间孔和早期大气淡水溶蚀形成的次生溶孔可为富含有机酸流体提供运移通道。

阿南凹陷从构造上可分为背斜核部、背斜翼部、洼槽区、斜坡过渡带4类构造区带[4]，不同构造部位储层溶蚀孔的主要成因可能存在差异。在背斜核部等构造高部位断裂发育，早期容易发生大气淡水溶蚀。在背斜翼部或斜坡带，则可能发生早期大气淡水溶蚀和晚期有机酸溶蚀叠加改造。在洼槽区，由于处于生烃中心，应以有机酸溶蚀为主。

3.5 储层“甜点”有利分布区

根据凝灰质岩、砂岩类储层“甜点”发育主控因素，结合腾一下亚段沉积时古构造和现今构造，综合预测了储层“甜点”有利分布区。沉积微相和岩石结构是腾一下亚段砂岩类储层“甜点”发育的基础，次生强溶蚀是关键，砂岩类致密油储层“甜点”主要分布在阿南、哈南背斜翼部—过渡带。现今的背斜翼部在腾一下亚段沉积时总体属于湖盆的斜坡带，砂体厚度大，处于构造相对高部位，岩石结构较好的砂岩渗透层早期易发生大气淡水溶蚀、后期又成为富有机酸流体运移指向区，可发生大气淡水溶蚀和有机酸溶蚀的叠加改造。背斜翼部构造相对简单，埋深适中，砂岩储层在总体致密背景下发育相对高孔渗的“甜点”段，可在背斜核部常规油藏的基础上，在背斜翼部积极扩边勘探“裙边油”型致密油。

凝灰质岩类储层“甜点”主要受火山碎屑搬运沉积方式、脱玻化作用强弱以及次生溶蚀作用的共同控制，以风携火山灰沉积为主的薄层凝灰岩有利于脱玻化和次生溶蚀改造，储层物性条件和孔隙结构较好。因此凝灰岩致密储层“甜点”区应主要分布在阿南、哈南洼槽区—斜坡过渡带。洼槽区—过度带薄层凝灰岩层数多，累计厚度较大，处于厚层的优质烃源岩中，易发生有机酸溶蚀，储层物性条件好，且洼槽区勘探程度低，原油密度较小，致密油勘探具有一定潜力。

4 结论

(1)阿南凹陷腾一下亚段主要发育凝灰质岩、砂岩、云岩和泥质岩4类岩性，凝灰质岩和砂岩类孔隙度、渗透率相对较高，是致密油储层发育的2类有利岩性。

(2)腾一下亚段各类储层中主要发育溶蚀孔、残余粒间孔、晶间微孔、泄水孔和微裂缝5类储集空间，其中凝灰岩主要发育脱玻化晶间微孔和溶蚀孔，砂岩类储层主要发育溶蚀孔和残余粒间孔，沉凝灰岩主要发育泄水孔及其相伴生的溶蚀孔，白云岩主要发育晶间微孔。储层存在3类4亚类孔隙结构，凝灰岩与溶孔发育的细砂岩、中粗砂岩储层孔隙结构较好，主要为连通型孔隙结构；沉凝灰岩、粉砂岩、白云岩孔隙结构差，基本为孤立显孔—微细喉型和微细孔喉型。

(3)各类储层含油非均质性强，含油量受储层岩性、物性条件和孔隙结构的共同控制，薄层凝灰岩、溶孔发育的细砂岩和中粗砂岩含油性最好，其次为溶孔和泄水孔发育的沉凝灰岩，溶孔不发育的沉凝灰岩、粉砂岩和云岩含油性较差。

(4)砂岩类致密油储层“甜点”受沉积微相、岩石结构和溶蚀作用共同控制，背斜翼部—过渡带是其有利分布区带。凝灰质岩类致密油储层“甜点”主要受火山碎屑搬运沉积方式、脱玻化程度、次生溶蚀作用强弱控制，洼槽区—过渡带是其有利分布区。