三塘湖盆地石炭系埋藏溶蝕型凝灰巖致密油成藏特征

馬劍， 歐光習， 黃志龍

(1.核工業北京地質研究院， 北京 100029； 2.中國石油大學(北京)地球科學學院， 北京 102249)

致密油是指賦存于覆壓基質滲透率小于或等于0.1 mD的致密儲層中的石油，致密儲層類型可以是砂巖、碳酸鹽巖、火山碎屑巖以及過渡型的混合沉積巖類等[1-3]。致密油廣泛發育于中國主要含油氣盆地，如鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油藏[4-5]，四川盆地侏羅系大安寨段灰巖致密油藏[6]，準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系云質巖類致密油藏等[7]。隨著勘探開發的不斷進行，致密儲層巖石類型不斷豐富，如在三塘湖盆地二疊系和吉木薩爾凹陷二疊系均發現了凝灰巖致密油藏[8-9]。二連盆地阿南凹陷白堊系騰格爾組一段廣泛頁發育一套與火山活動相關的“特殊巖性”致密儲層，是致密油勘探的主要目的層，其中凝灰巖儲集空間以脫玻化晶間孔和溶蝕孔占主導[10]。三塘湖盆地自蘆1井二疊系條湖組凝灰巖段壓裂后獲得最高 14.9 m3/d 的工業油流后，凝灰巖致密儲層才引起人們的關注，之后馬58H井壓裂后獲得最高131 m3/d的高產油流，標志著凝灰巖致密油勘探取得了突破。近年來，吐哈油田公司對三塘湖盆地石炭系凝灰巖致密油加大了勘探力度，部署多口探井獲得成功，并已經建成產能。

儲層次生溶蝕孔隙的形成是大氣水、有機酸等流體與巖石相互作用的結果，且主要形成于風化淋濾階段和埋藏成巖階段，也可分別稱為淋濾溶蝕和埋藏溶蝕[11-13]。火山巖儲層不同于沉積巖儲層，后期次生孔隙的發育對儲集物性的影響更明顯。對于火山巖儲層，早期研究的重點也是風化殼附近的溶蝕作用[14-15]。在近地表條件下，大氣水淋濾作用沿著裂縫等流動路徑產生大量的溶蝕孔隙是火山巖風化殼重要的儲集空間類型[16-17]。但也有學者認為，早期風化淋濾產生的次生孔隙在埋藏過程中經過壓實作用后會大量損失，而埋藏階段的溶蝕作用發育在中晚期成巖階段，此時孔隙基本不受壓實作用影響，易于形成有效儲層[18-19]。

埋藏溶蝕作用的研究對象主要是碳酸鹽巖、碎屑巖和火山巖，是指在深埋藏階段發生的，主要與有機質成熟有關的溶蝕過程和現象，也稱為深埋溶蝕、中成巖期溶蝕，是儲層次生孔隙形成的重要機制[20-21]。早期地質學界認為地表大氣淡水淋濾溶蝕作用是次生孔隙發育的決定因素，埋藏條件下的酸性流體對儲層的溶蝕作用強度及規模不足以形成大規模溶孔[22]。隨著對碳酸鹽巖儲層研究的深入，人們逐漸認識到埋藏溶蝕作用在次生孔隙發育中的重要意義[23-24]。準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油層系巖性復雜，非均質性強，可動油孔隙是在同生-準同生淋濾作用和酸性流體埋藏溶蝕聯合作用下形成的，孔隙發育的溶蝕作用有兩種主要機制，即同生-準同生淋濾作用和酸性流體埋藏溶蝕作用，且埋藏溶蝕是最主要的溶孔成因機制[25]。前人研究認為三塘湖盆地哈爾加烏組火山巖致密儲集層儲集空間以溶蝕孔為主[26]。鄂爾多斯盆地南部奧陶系馬家溝組五段白云巖埋藏溶蝕作用分為有機酸流體埋藏溶蝕作用、熱液埋藏溶蝕作用和TSR作用，且有機酸和熱液溶蝕作用均對儲集層有建設性作用[27]。

三塘湖盆地石炭系哈爾加烏組頂部發育凝灰巖致密油藏，這套凝灰巖位于卡拉崗組厚層低熟烴源巖的底部，其下部也發育與玄武巖互層的薄層烴源巖，巖心和薄片觀察發現凝灰巖溶蝕作用明顯。地質構造演化史分析顯示，該油藏發育的位置未經過抬升剝蝕和風化淋濾，也不具備斷層溝通地表的條件，而且這套凝灰巖在凹陷中心溶蝕程度高凹陷邊緣溶蝕程度低，是由埋藏溶蝕作用形成的。這種埋藏溶蝕型凝灰巖致密油藏的成藏特征及成藏模式前人研究較少，但作為一種特殊類型的致密油藏類型，是常規油氣的接替領域，其研究具有重要的理論與現實意義。

1 研究區地質背景

三塘湖盆地位于新疆維吾爾自治區的東北部，北鄰蒙古國，南鄰吐哈盆地，西鄰準噶爾盆地，夾持于天山和阿爾泰山之間，是在早古生代基底上發展起來的山間疊合盆地[28]。盆地可以分為三個構造單元，分別為：北東褶皺沖斷帶、中央坳陷帶和南西褶皺沖斷帶，中央坳陷帶又可以分為4個凸起和5個凹陷，其中馬朗凹陷馬71井區是主要的研究區。

馬朗凹陷石炭系(C)自下而上發育下石炭統姜巴斯套組，上石炭統巴塔瑪依內山組、哈爾加烏組(C2h)和卡拉崗組(C2k)，與上覆二疊系(P)呈不整合接觸[29]。下石炭統鉆井大都沒有鉆遇，上石炭統哈爾加烏組沉積時期，盆地處于擠壓環境，逆斷層發育，火山作用頻繁，發育的逆斷層是巖漿的通道，形成多個火山活動帶，火山噴發間歇期在盆地內發育一套海陸交互相沉積的火山巖夾碳質泥巖、油頁巖和凝灰質泥巖，是石炭系主要烴源巖。馬71井區哈爾加烏組發育的埋藏溶蝕型凝灰巖儲層，厚度約30 m，縱向上主要分布在哈爾加烏組上段頂部，上部發育卡拉崗組厚層未熟-低熟泥巖，如圖1所示。

2 烴源巖及油源分析

2.1 哈爾加烏組烴源巖基本地球化學特征

通過對鉆遇石炭系烴源巖的40多口取心井進行巖心觀察與薄片鑒定，結合測錄井資料，確定石炭系哈爾加烏組烴源巖巖性主要包括凝灰質泥巖和炭質泥巖。哈爾加烏組上段烴源巖巖性主要以凝灰質泥巖為主，下段主要以炭質泥巖為主。對采集的泥巖樣品(包括巖心與巖屑)進行有機碳、熱解、氯仿抽提、干酪根碳同位素、干酪根顯微組分以及鏡質體反射率的測定，從有機質豐度、有機質類型和有機質成熟度等方面對烴源巖的地球化學特征進行了研究。

圖1 三塘湖盆地石炭系綜合地層柱狀圖(以馬71井為例)Fig.1 Comprehensive histogram of the Carboniferous in the Santanghu Basin (a case study of well M71)

2.1.1 有機質豐度

通過對凝灰質泥巖以及炭質泥巖樣品的測試結果進行統計分析，發現哈爾加烏組炭質泥巖和凝灰質泥巖的總有機碳豐度(TOC)集中分布于2%～10%，但炭質泥巖位于此區間的樣品數比例稍高于凝灰質泥巖；炭質泥巖和凝灰質泥巖超過50%樣品的熱解生烴潛量(S1+S2)大于20 mg/g，80%樣品的(S1+S2)大于6 mg/g；超過80%的炭質泥巖樣品的氯仿瀝青“A”大于0.1%，約70%的樣品的氯仿瀝青“A”含量大于0.2%，如圖2所示。根據有機碳含量劃分泥質烴源巖級別的標準，炭質泥巖和凝灰質泥巖有機質豐度屬于好-極好的級別，整體上炭質泥巖的有機質豐度稍高于凝灰質泥巖。

2.1.2 有機質類型

巖石熱解參數中的氫指數HI和最高熱解峰溫Tmax可反映有機質來源和類型[30]。一般地，Ⅰ型和Ⅱ1型有機質的氫指數大于300 mg/g[31]。通過研究區烴源巖熱解資料分析，凝灰質泥巖氫指數均較高，平均值高于300 mg/g，只有極少數樣品氫指數低于200 mg/g，Tmax均大于430 ℃，有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主；炭質泥巖氫指數稍高于凝灰質泥巖，最高熱解峰溫普遍大于440 ℃，演化程度稍高一些，有機質類型大部分為Ⅰ型和Ⅱ型，少部分為Ⅲ型，如圖3所示。

2.1.3 有機質成熟度

有機質豐度決定了烴源巖生烴的物質基礎，有機質類型決定烴源巖的生烴潛力，但能否生成油氣與有機質的熱演化程度有密切關系。目前確定成熟度的指標有許多種，常用指標為鏡質體反射率Ro，這也是最直接有效的指標。從實測Ro可以看出，主要分布在0.7%～0.9%，因此，哈爾加烏組烴源巖主要處于成熟階段，如圖4所示。

n為樣品數圖2 哈爾加烏組不同巖性烴源巖有機質豐度對比Fig.2 Comparison of organic matter abundance in source rocks of different lithologies in the Haerjiawu Formation

實線為氫指數；虛線為成熟度圖3 哈爾加烏組烴源巖有機質類型劃分Fig.3 Division of organic matter types in the Haerjiawu Formation source rocks

圖4 哈爾加烏組烴源巖實測Ro分布Fig.4 Measured Ro distribution of measured vitrinite reflectivity of the Haerjiawu Formation source rocks

2.2 油源對比

通過對馬71井哈爾加烏組原油生物標志化合物地化特征分析，發現哈爾加烏組凝灰巖中原油具有姥鮫烷/植烷(Pr/Ph)值大于1，伽馬蠟烷較低，伽馬蠟烷指數小于0.1，不含β-胡蘿卜烷、規則甾烷ααα20RC27～C29中C28最低的特征，反映了生烴母質形成于弱氧化較開放的淡水環境，有一定的陸源植物輸入。這種特征與哈爾加烏組烴源巖生標特征相似，因此，馬71區塊埋藏溶蝕型油藏原油主要來自哈爾加烏組烴源巖，如圖5所示。

3 埋藏溶蝕型儲層特征

3.1 儲層儲集空間特征

巖心及鏡下觀察發現，哈爾加烏組凝灰巖中溶蝕孔隙發育，并且孔隙中大都含油，這些溶蝕孔隙是凝灰巖主要的儲集空間。研究表明，巖石物性、酸性流體濃度和溫度主要控制埋藏溶蝕孔洞的發育，在特定深度段的溫度和高濃度酸性流體的匹配下可以形成大量的溶蝕孔洞[32]。埋藏溶蝕型凝灰巖主要受到上部厚層烴源巖在低熟-成熟早期產生的大量有機酸對儲層的溶蝕改造作用，因而儲層孔隙發育，物性較好。薄層烴源巖由于有機酸排出量有限，對鄰近的儲層的溶蝕作用較弱，溶蝕的規模較小。因此，埋藏溶蝕型儲層往往發育在大套烴源巖的底部或頂部。

3.2 儲層孔隙結構特征

為解決致密儲層微觀孔隙結構復雜、非均質性強、儲層質量差異分布規律不清楚等問題,可以從控制儲層質量差異的根本原因——微觀孔隙結構入手對孔隙、喉道、孔喉連通性進行表征[33]。孔隙結構指的是巖石中孔隙和喉道的數量、大小、幾何形態、分布及其連通關系等，代表巖石的儲集性能和滲流特征[34]。采用壓汞法來研究孔隙結構，壓汞法所獲得的孔隙結構參數大致可分為三類：①反映孔喉大小的參數，如最大孔喉半徑、平均孔喉半徑和飽和度中值孔喉半徑；②反映孔喉分選性的參數，如偏度和分選系數等；③反映孔喉連通性的參數，如排驅壓力、飽和度中值壓力、最大進汞飽和度和退汞效率等。哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰巖的壓汞數據顯示，平均孔喉半徑主要分布在0.08～0.30 μm，分選系數主要分布在1.8～2.2，排驅壓力主要分布在0.7～2.7 MPa，表明埋藏溶蝕型凝灰巖孔隙結構較好，如圖6所示。

3.3 物性特征

對馬71井哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰巖的物性進行分析后，發現孔隙度大都大于10%，滲透率大都大于0.5 mD，如圖7所示。而石炭系未發生溶蝕的凝灰巖孔隙度多小于10%，滲透率多小于0.1 mD。可見，由于埋藏溶蝕作用，凝灰巖的物性變好，這極大地提高了儲集油氣的能力。

Ts為生物標志化合物中的18α,-22,29,30-三降藿烷；Tm為 17α,-22,29,30-三降藿烷圖5 三塘湖盆地哈爾加烏組凝灰巖中原油與 烴源巖飽和烴生物標志化合物特征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

圖6 哈爾加烏組上段頂埋藏溶蝕型凝灰巖 儲層壓汞曲線特征Fig.6 Mercury injection curve characteristics of tuff reservoir caused by buried dissolution in the upper of the Haerjiawu Formation

圖7 馬71井哈爾加烏組溶蝕層段凝灰巖 孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.7 Histogram of porosity and permeability distribution of tuff reservoir caused by buried dissolution in the Haerjiawu Formation of well M71

4 成藏主控因素與模式

4.1 成藏主控因素

通過對三塘湖盆地石炭系埋藏溶蝕型凝灰巖油藏成藏條件的研究，發現哈爾加烏組油藏的源控作用十分明顯，優質烴源巖及有利儲層是哈爾加烏組油藏形成的主控因素。

4.1.1 優質烴源巖對油氣藏形成的控制作用

從馬朗凹陷哈爾加烏組上段烴源巖厚度分布與關鍵井油氣顯示情況來看，出油井主要分布在烴源巖厚度中心附近。縱向上，油層主要分布在哈爾加烏組源內儲層中或緊鄰源巖的部位，說明哈爾加烏組源控作用十分明顯。

4.1.2 大套烴源巖下部的凝灰巖儲層和圈閉是埋藏溶蝕型油藏形成的關鍵因素

在卡拉崗組底部大套烴源巖發育的地區，由于卡拉崗組烴源巖厚度大，烴源巖未熟-低熟階段會形成大量有機酸，烴源巖壓實過程中向下排出大量的有機酸和地層水，這些酸性流體進入哈爾加烏組頂部凝灰巖地層中，對巖石礦物進行選擇性溶解，形成物性好的儲層。大套泥巖又是良好的蓋層。由于近源，哈爾加烏組生成的油氣容易進入溶蝕型儲層中聚集。溶蝕型儲層物性好，又位于低洼或斜坡帶，這種類型儲層的遮擋條件及圈閉條件對油藏的形成就顯得尤為重要。

因此，在哈爾加烏組和卡拉崗組烴源巖發育的部位，這套溶蝕型儲層只要具備圈閉條件，油藏即可形成。

4.2 成藏模式

埋藏溶蝕型凝灰巖致密油藏的形成條件苛刻，只有在各項成藏條件的有效配置下才能形成，平面上主要分布在馬71～馬33區塊哈爾加烏組烴源巖厚度中心附近，縱向上位于卡拉崗組與哈爾加烏組接觸部位，形成“下部成熟烴源巖供烴、上部有機酸溶蝕形成物性較好凝灰巖儲層、有效圈閉存儲”成藏條件有利配置下的成藏模式，如圖8所示。

埋藏溶蝕帶由上覆厚層烴源巖在未熟～低熟階段形成有機酸的溶蝕作用所致，儲集物性較好，有利于油氣聚集。卡拉崗組烴源巖雖然很厚，但成熟度低，生烴能力有限，結合油源對比結果，油氣主要來自哈爾加烏組成熟烴源巖。埋藏溶蝕型儲層物性好，但由于選擇性溶解造成儲層非均質性較強，溶蝕型儲層側向遮擋是油藏形成的關鍵，側向遮擋可以是構造遮擋、斷層遮擋和巖性物性遮擋等。

圖8 埋藏溶蝕型凝灰巖成藏模式Fig.8 Accumulation model of tuff caused by buried dissolution in the Santanghu Basin

5 結論

(1)石炭系哈爾加烏組烴源巖主要巖性為炭質泥巖和凝灰質泥巖，有機質豐度較高，有機質類型主要為Ⅰ型和Ⅱ型，并處于成熟演化階段，油源對比表明埋藏溶蝕型凝灰巖油藏中原油來自哈爾加烏組內部成熟烴源巖。

(2)哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰巖溶蝕孔隙發育，孔隙結構較好，物性也較好，為厚層烴源巖在低熟-成熟早期產生的大量有機酸對儲層的溶蝕改造作用所形成。

(3)哈爾加烏組埋藏溶蝕型凝灰巖油藏的源控作用十分明顯，大套烴源巖下部的凝灰巖儲層和圈閉是埋藏溶蝕型油藏形成的關鍵。馬朗凹陷埋藏溶蝕型凝灰巖致密油藏“下部成熟烴源巖供烴、上部有機酸溶蝕形成物性較好凝灰巖儲層、有效圈閉存儲”的成藏模式主要分布在馬71-馬33區塊烴源巖厚度中心附近，縱向上位于卡拉崗組與哈爾加烏組接觸部位。