三塘湖盆地石炭系埋藏溶蚀型凝灰岩致密油成藏特征

马剑， 欧光习， 黄志龙

(1.核工业北京地质研究院， 北京 100029； 2.中国石油大学(北京)地球科学学院， 北京 102249)

致密油是指赋存于覆压基质渗透率小于或等于0.1 mD的致密储层中的石油，致密储层类型可以是砂岩、碳酸盐岩、火山碎屑岩以及过渡型的混合沉积岩类等[1-3]。致密油广泛发育于中国主要含油气盆地，如鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩油藏[4-5]，四川盆地侏罗系大安寨段灰岩致密油藏[6]，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系云质岩类致密油藏等[7]。随着勘探开发的不断进行，致密储层岩石类型不断丰富，如在三塘湖盆地二叠系和吉木萨尔凹陷二叠系均发现了凝灰岩致密油藏[8-9]。二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段广泛页发育一套与火山活动相关的“特殊岩性”致密储层，是致密油勘探的主要目的层，其中凝灰岩储集空间以脱玻化晶间孔和溶蚀孔占主导[10]。三塘湖盆地自芦1井二叠系条湖组凝灰岩段压裂后获得最高 14.9 m3/d 的工业油流后，凝灰岩致密储层才引起人们的关注，之后马58H井压裂后获得最高131 m3/d的高产油流，标志着凝灰岩致密油勘探取得了突破。近年来，吐哈油田公司对三塘湖盆地石炭系凝灰岩致密油加大了勘探力度，部署多口探井获得成功，并已经建成产能。

储层次生溶蚀孔隙的形成是大气水、有机酸等流体与岩石相互作用的结果，且主要形成于风化淋滤阶段和埋藏成岩阶段，也可分别称为淋滤溶蚀和埋藏溶蚀[11-13]。火山岩储层不同于沉积岩储层，后期次生孔隙的发育对储集物性的影响更明显。对于火山岩储层，早期研究的重点也是风化壳附近的溶蚀作用[14-15]。在近地表条件下，大气水淋滤作用沿着裂缝等流动路径产生大量的溶蚀孔隙是火山岩风化壳重要的储集空间类型[16-17]。但也有学者认为，早期风化淋滤产生的次生孔隙在埋藏过程中经过压实作用后会大量损失，而埋藏阶段的溶蚀作用发育在中晚期成岩阶段，此时孔隙基本不受压实作用影响，易于形成有效储层[18-19]。

埋藏溶蚀作用的研究对象主要是碳酸盐岩、碎屑岩和火山岩，是指在深埋藏阶段发生的，主要与有机质成熟有关的溶蚀过程和现象，也称为深埋溶蚀、中成岩期溶蚀，是储层次生孔隙形成的重要机制[20-21]。早期地质学界认为地表大气淡水淋滤溶蚀作用是次生孔隙发育的决定因素，埋藏条件下的酸性流体对储层的溶蚀作用强度及规模不足以形成大规模溶孔[22]。随着对碳酸盐岩储层研究的深入，人们逐渐认识到埋藏溶蚀作用在次生孔隙发育中的重要意义[23-24]。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩性复杂，非均质性强，可动油孔隙是在同生-准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀联合作用下形成的，孔隙发育的溶蚀作用有两种主要机制，即同生-准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀作用，且埋藏溶蚀是最主要的溶孔成因机制[25]。前人研究认为三塘湖盆地哈尔加乌组火山岩致密储集层储集空间以溶蚀孔为主[26]。鄂尔多斯盆地南部奥陶系马家沟组五段白云岩埋藏溶蚀作用分为有机酸流体埋藏溶蚀作用、热液埋藏溶蚀作用和TSR作用，且有机酸和热液溶蚀作用均对储集层有建设性作用[27]。

三塘湖盆地石炭系哈尔加乌组顶部发育凝灰岩致密油藏，这套凝灰岩位于卡拉岗组厚层低熟烃源岩的底部，其下部也发育与玄武岩互层的薄层烃源岩，岩心和薄片观察发现凝灰岩溶蚀作用明显。地质构造演化史分析显示，该油藏发育的位置未经过抬升剥蚀和风化淋滤，也不具备断层沟通地表的条件，而且这套凝灰岩在凹陷中心溶蚀程度高凹陷边缘溶蚀程度低，是由埋藏溶蚀作用形成的。这种埋藏溶蚀型凝灰岩致密油藏的成藏特征及成藏模式前人研究较少，但作为一种特殊类型的致密油藏类型，是常规油气的接替领域，其研究具有重要的理论与现实意义。

1 研究区地质背景

三塘湖盆地位于新疆维吾尔自治区的东北部，北邻蒙古国，南邻吐哈盆地，西邻准噶尔盆地，夹持于天山和阿尔泰山之间，是在早古生代基底上发展起来的山间叠合盆地[28]。盆地可以分为三个构造单元，分别为：北东褶皱冲断带、中央坳陷带和南西褶皱冲断带，中央坳陷带又可以分为4个凸起和5个凹陷，其中马朗凹陷马71井区是主要的研究区。

马朗凹陷石炭系(C)自下而上发育下石炭统姜巴斯套组，上石炭统巴塔玛依内山组、哈尔加乌组(C2h)和卡拉岗组(C2k)，与上覆二叠系(P)呈不整合接触[29]。下石炭统钻井大都没有钻遇，上石炭统哈尔加乌组沉积时期，盆地处于挤压环境，逆断层发育，火山作用频繁，发育的逆断层是岩浆的通道，形成多个火山活动带，火山喷发间歇期在盆地内发育一套海陆交互相沉积的火山岩夹碳质泥岩、油页岩和凝灰质泥岩，是石炭系主要烃源岩。马71井区哈尔加乌组发育的埋藏溶蚀型凝灰岩储层，厚度约30 m，纵向上主要分布在哈尔加乌组上段顶部，上部发育卡拉岗组厚层未熟-低熟泥岩，如图1所示。

2 烃源岩及油源分析

2.1 哈尔加乌组烃源岩基本地球化学特征

通过对钻遇石炭系烃源岩的40多口取心井进行岩心观察与薄片鉴定，结合测录井资料，确定石炭系哈尔加乌组烃源岩岩性主要包括凝灰质泥岩和炭质泥岩。哈尔加乌组上段烃源岩岩性主要以凝灰质泥岩为主，下段主要以炭质泥岩为主。对采集的泥岩样品(包括岩心与岩屑)进行有机碳、热解、氯仿抽提、干酪根碳同位素、干酪根显微组分以及镜质体反射率的测定，从有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等方面对烃源岩的地球化学特征进行了研究。

图1 三塘湖盆地石炭系综合地层柱状图(以马71井为例)Fig.1 Comprehensive histogram of the Carboniferous in the Santanghu Basin (a case study of well M71)

2.1.1 有机质丰度

通过对凝灰质泥岩以及炭质泥岩样品的测试结果进行统计分析，发现哈尔加乌组炭质泥岩和凝灰质泥岩的总有机碳丰度(TOC)集中分布于2%～10%，但炭质泥岩位于此区间的样品数比例稍高于凝灰质泥岩；炭质泥岩和凝灰质泥岩超过50%样品的热解生烃潜量(S1+S2)大于20 mg/g，80%样品的(S1+S2)大于6 mg/g；超过80%的炭质泥岩样品的氯仿沥青“A”大于0.1%，约70%的样品的氯仿沥青“A”含量大于0.2%，如图2所示。根据有机碳含量划分泥质烃源岩级别的标准，炭质泥岩和凝灰质泥岩有机质丰度属于好-极好的级别，整体上炭质泥岩的有机质丰度稍高于凝灰质泥岩。

2.1.2 有机质类型

岩石热解参数中的氢指数HI和最高热解峰温Tmax可反映有机质来源和类型[30]。一般地，Ⅰ型和Ⅱ1型有机质的氢指数大于300 mg/g[31]。通过研究区烃源岩热解资料分析，凝灰质泥岩氢指数均较高，平均值高于300 mg/g，只有极少数样品氢指数低于200 mg/g，Tmax均大于430 ℃，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主；炭质泥岩氢指数稍高于凝灰质泥岩，最高热解峰温普遍大于440 ℃，演化程度稍高一些，有机质类型大部分为Ⅰ型和Ⅱ型，少部分为Ⅲ型，如图3所示。

2.1.3 有机质成熟度

有机质丰度决定了烃源岩生烃的物质基础，有机质类型决定烃源岩的生烃潜力，但能否生成油气与有机质的热演化程度有密切关系。目前确定成熟度的指标有许多种，常用指标为镜质体反射率Ro，这也是最直接有效的指标。从实测Ro可以看出，主要分布在0.7%～0.9%，因此，哈尔加乌组烃源岩主要处于成熟阶段，如图4所示。

n为样品数图2 哈尔加乌组不同岩性烃源岩有机质丰度对比Fig.2 Comparison of organic matter abundance in source rocks of different lithologies in the Haerjiawu Formation

实线为氢指数；虚线为成熟度图3 哈尔加乌组烃源岩有机质类型划分Fig.3 Division of organic matter types in the Haerjiawu Formation source rocks

图4 哈尔加乌组烃源岩实测Ro分布Fig.4 Measured Ro distribution of measured vitrinite reflectivity of the Haerjiawu Formation source rocks

2.2 油源对比

通过对马71井哈尔加乌组原油生物标志化合物地化特征分析，发现哈尔加乌组凝灰岩中原油具有姥鲛烷/植烷(Pr/Ph)值大于1，伽马蜡烷较低，伽马蜡烷指数小于0.1，不含β-胡萝卜烷、规则甾烷ααα20RC27～C29中C28最低的特征，反映了生烃母质形成于弱氧化较开放的淡水环境，有一定的陆源植物输入。这种特征与哈尔加乌组烃源岩生标特征相似，因此，马71区块埋藏溶蚀型油藏原油主要来自哈尔加乌组烃源岩，如图5所示。

3 埋藏溶蚀型储层特征

3.1 储层储集空间特征

岩心及镜下观察发现，哈尔加乌组凝灰岩中溶蚀孔隙发育，并且孔隙中大都含油，这些溶蚀孔隙是凝灰岩主要的储集空间。研究表明，岩石物性、酸性流体浓度和温度主要控制埋藏溶蚀孔洞的发育，在特定深度段的温度和高浓度酸性流体的匹配下可以形成大量的溶蚀孔洞[32]。埋藏溶蚀型凝灰岩主要受到上部厚层烃源岩在低熟-成熟早期产生的大量有机酸对储层的溶蚀改造作用，因而储层孔隙发育，物性较好。薄层烃源岩由于有机酸排出量有限，对邻近的储层的溶蚀作用较弱，溶蚀的规模较小。因此，埋藏溶蚀型储层往往发育在大套烃源岩的底部或顶部。

3.2 储层孔隙结构特征

为解决致密储层微观孔隙结构复杂、非均质性强、储层质量差异分布规律不清楚等问题,可以从控制储层质量差异的根本原因——微观孔隙结构入手对孔隙、喉道、孔喉连通性进行表征[33]。孔隙结构指的是岩石中孔隙和喉道的数量、大小、几何形态、分布及其连通关系等，代表岩石的储集性能和渗流特征[34]。采用压汞法来研究孔隙结构，压汞法所获得的孔隙结构参数大致可分为三类：①反映孔喉大小的参数，如最大孔喉半径、平均孔喉半径和饱和度中值孔喉半径；②反映孔喉分选性的参数，如偏度和分选系数等；③反映孔喉连通性的参数，如排驱压力、饱和度中值压力、最大进汞饱和度和退汞效率等。哈尔加乌组埋藏溶蚀型凝灰岩的压汞数据显示，平均孔喉半径主要分布在0.08～0.30 μm，分选系数主要分布在1.8～2.2，排驱压力主要分布在0.7～2.7 MPa，表明埋藏溶蚀型凝灰岩孔隙结构较好，如图6所示。

3.3 物性特征

对马71井哈尔加乌组埋藏溶蚀型凝灰岩的物性进行分析后，发现孔隙度大都大于10%，渗透率大都大于0.5 mD，如图7所示。而石炭系未发生溶蚀的凝灰岩孔隙度多小于10%，渗透率多小于0.1 mD。可见，由于埋藏溶蚀作用，凝灰岩的物性变好，这极大地提高了储集油气的能力。

Ts为生物标志化合物中的18α,-22,29,30-三降藿烷；Tm为 17α,-22,29,30-三降藿烷图5 三塘湖盆地哈尔加乌组凝灰岩中原油与 烃源岩饱和烃生物标志化合物特征Fig.5 Biomarker characteristics comparison of saturated hydrocarbons from crude oil in the tuff and soluble organic matter of source rocks in the Haerjiawu Formation

图6 哈尔加乌组上段顶埋藏溶蚀型凝灰岩 储层压汞曲线特征Fig.6 Mercury injection curve characteristics of tuff reservoir caused by buried dissolution in the upper of the Haerjiawu Formation

图7 马71井哈尔加乌组溶蚀层段凝灰岩 孔隙度和渗透率分布直方图Fig.7 Histogram of porosity and permeability distribution of tuff reservoir caused by buried dissolution in the Haerjiawu Formation of well M71

4 成藏主控因素与模式

4.1 成藏主控因素

通过对三塘湖盆地石炭系埋藏溶蚀型凝灰岩油藏成藏条件的研究，发现哈尔加乌组油藏的源控作用十分明显，优质烃源岩及有利储层是哈尔加乌组油藏形成的主控因素。

4.1.1 优质烃源岩对油气藏形成的控制作用

从马朗凹陷哈尔加乌组上段烃源岩厚度分布与关键井油气显示情况来看，出油井主要分布在烃源岩厚度中心附近。纵向上，油层主要分布在哈尔加乌组源内储层中或紧邻源岩的部位，说明哈尔加乌组源控作用十分明显。

4.1.2 大套烃源岩下部的凝灰岩储层和圈闭是埋藏溶蚀型油藏形成的关键因素

在卡拉岗组底部大套烃源岩发育的地区，由于卡拉岗组烃源岩厚度大，烃源岩未熟-低熟阶段会形成大量有机酸，烃源岩压实过程中向下排出大量的有机酸和地层水，这些酸性流体进入哈尔加乌组顶部凝灰岩地层中，对岩石矿物进行选择性溶解，形成物性好的储层。大套泥岩又是良好的盖层。由于近源，哈尔加乌组生成的油气容易进入溶蚀型储层中聚集。溶蚀型储层物性好，又位于低洼或斜坡带，这种类型储层的遮挡条件及圈闭条件对油藏的形成就显得尤为重要。

因此，在哈尔加乌组和卡拉岗组烃源岩发育的部位，这套溶蚀型储层只要具备圈闭条件，油藏即可形成。

4.2 成藏模式

埋藏溶蚀型凝灰岩致密油藏的形成条件苛刻，只有在各项成藏条件的有效配置下才能形成，平面上主要分布在马71～马33区块哈尔加乌组烃源岩厚度中心附近，纵向上位于卡拉岗组与哈尔加乌组接触部位，形成“下部成熟烃源岩供烃、上部有机酸溶蚀形成物性较好凝灰岩储层、有效圈闭存储”成藏条件有利配置下的成藏模式，如图8所示。

埋藏溶蚀带由上覆厚层烃源岩在未熟～低熟阶段形成有机酸的溶蚀作用所致，储集物性较好，有利于油气聚集。卡拉岗组烃源岩虽然很厚，但成熟度低，生烃能力有限，结合油源对比结果，油气主要来自哈尔加乌组成熟烃源岩。埋藏溶蚀型储层物性好，但由于选择性溶解造成储层非均质性较强，溶蚀型储层侧向遮挡是油藏形成的关键，侧向遮挡可以是构造遮挡、断层遮挡和岩性物性遮挡等。

图8 埋藏溶蚀型凝灰岩成藏模式Fig.8 Accumulation model of tuff caused by buried dissolution in the Santanghu Basin

5 结论

(1)石炭系哈尔加乌组烃源岩主要岩性为炭质泥岩和凝灰质泥岩，有机质丰度较高，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型，并处于成熟演化阶段，油源对比表明埋藏溶蚀型凝灰岩油藏中原油来自哈尔加乌组内部成熟烃源岩。

(2)哈尔加乌组埋藏溶蚀型凝灰岩溶蚀孔隙发育，孔隙结构较好，物性也较好，为厚层烃源岩在低熟-成熟早期产生的大量有机酸对储层的溶蚀改造作用所形成。

(3)哈尔加乌组埋藏溶蚀型凝灰岩油藏的源控作用十分明显，大套烃源岩下部的凝灰岩储层和圈闭是埋藏溶蚀型油藏形成的关键。马朗凹陷埋藏溶蚀型凝灰岩致密油藏“下部成熟烃源岩供烃、上部有机酸溶蚀形成物性较好凝灰岩储层、有效圈闭存储”的成藏模式主要分布在马71-马33区块烃源岩厚度中心附近，纵向上位于卡拉岗组与哈尔加乌组接触部位。