松辽盆地南部长岭断陷登娄库组致密砂岩
有利储层控制因素
葛岩1，黄志龙1，宋立忠2，白连德2，刘晓健1，王颖2
(1. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；
2. 中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林 松原，138000)
摘要：应用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性分析及粘土矿物衍射，对松辽盆地南部长岭断陷登娄库组致密砂岩储层基本特征进行分析。结合区域构造特征、沉积特征及成岩作用研究该套致密砂岩的成因，分析致密砂岩中优质储层发育的控制因素。研究结果表明：登娄库组储层为一套辫状河及辫状河三角洲沉积砂体，岩石类型主要是岩屑质长石砂岩或长石质岩屑砂岩。现今洼陷内储层均已致密，沉积作用是形成致密储层的最基本因素，物源区岩性决定后期成岩作用的类型和强度，成岩作用中压实作用、胶结作用则是形成致密储层的关键。致密砂岩中优质储层受多种因素的控制作用，储层沉积相、砂岩粒径及深部流体溶蚀是控制登娄库组优质储层分布的主要因素。
关键词：松辽盆地南部；长岭断陷；登娄库组；致密砂岩；成岩作用；有机酸溶蚀
中图分类号：TE112-3 文献标志码：A 文章编号：1672-7207(2012)07-2691-1
Controlling factors on high quality reservoir of tight sandstone of Denglouku Formation in Changling Fault Sag, southern part of Songliao Basin
GE Yan1, HUANG Zhi-long1, SONG Li-zhong2, BAI Lian-de2, LIU Xiao-jian1, WANG Ying2
(1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Jilin Oilfield Company of PetroChina,
Songyuan 138000, China)
Abstract: The characteristics of tight sandstone reservoirs of the Denglouku Formation in the Changling Fault Sag were investigated, based on measurements normal thin-sections, cast thin-sections and cathodoluminescence thin-sections, scanning electron microscope, and X-ray diffraction of clay minerals. The reason of tight sandstone reservoirs and the controlling factors of high quality reservoir dealt with tentonic characteristics, combining sedimentary characteristics and diagenesis were analyzed. The results show that the reservoir of Denglouku Formation is a set of braided river and braided river deltaic sediments, which is comprised of feldspathic litharenitc and lithic arkose. The reservoirs in fault subsidence have all become densified. Sedimentation is the most fundamental element to form tight sandstone. The type and intensity of diagenesis are decided by lithologic character of parent rock. The compaction and cementation are the key points to form tight sandstone. The formation of high quality reservoir is controlled by a lot of elements. Sedimentary facies, particle diameter of sandstone and deep fluid dissolution are the main elements to control the distribution of high quality reservoir.
Key words: southern part of Songliao Basin; Changling Fault Sag; Denglouku Formation; tight sandstone; diagenesis; organic acid dissolution
致密含气砂岩的概念最早出现于美国，Spencer[1]根据其埋藏较深而称之为“深层致密砂岩气”。世界上对致密含气砂岩并无统一的标准和界限，不同的国家是根据不同时期的石油资源状况和技术经济条件来制定其标准和界限，目前通常将孔隙度小于10%、渗透率小于0.5×10-3 μm2的储层定义为致密砂岩储层。与常规天然气藏相比，致密砂岩气藏具有低孔低渗、地层压力异常、毛细管压力高和气水关系复杂等4大特 点[2-3]。致密砂岩气藏在世界范围内分布广泛，资源潜力巨大，全球致密砂岩气有(600~3 000)×1012 m3，是常规天然气资源的1~5倍[4]。中国在四川、鄂尔多斯、吐哈、松辽、准噶尔南部、塔里木西南、楚雄和东海等10余个盆地皆有致密砂岩气藏的分布[5]，远景资源量为(12~100)×1012 m3。长期以来松辽盆地南部深层天然气勘探以火山岩储层为主，2007年长岭Ⅰ号气田的发现拉开碎屑岩储层勘探的序幕。长岭Ⅰ号气田登娄库组提交探明地质储量172.88×108 m3，2010年在长深10井、岭深1井的碎屑岩致密储层中又陆续发现工业气流，深层致密砂岩气的勘探又称为松辽盆地南部天然气勘探的另一个重点领域。但目前深层碎屑岩勘探一直未取得其他大的突破，致密砂岩中优质储层的控制因素及分布规律认识不清，严重制约致密砂岩气的勘探。同时，目前关于松辽盆地南部长岭断陷登娄库组致密砂岩的成因及优质储层的控制因素还未见公开发表的文献。本次研究选取长岭断陷南部天然气取得突破的几个重点地区，以镜下观察及其他分析测试为手段，分析致密储层特征及成因；结合构造、沉积及成岩特征，综合分析致密储层中优质储层的控制因素，为松辽盆地南部深层致密砂岩储层天然气勘探提供依据。
1 区域地质概况
松辽盆地深层主要指泉头组二段及其以下地层，盆地深层断陷是晚侏罗-早白垩世东北亚断陷的一部分，受断陷强烈拉张期控盆断裂的发育作用，断陷结构特征表现为：单断式、背断式和双断式，形成隆凹相间的构造格局[6-7]。断陷结构特点为从北向南，由西断东超的单断箕状凹陷逐渐演变为双断凹陷，长岭断陷是松辽盆地南部19个断陷中最大的一个。本次主要研究区域位于长岭断陷南部的长岭Ⅰ号、伏龙泉、双坨子及大老爷府地区(见图1)。
图1 长岭断陷区域位置及登娄库组顶面构造图
Fig.1 Regional location and top structure of Denglouku Formation, Changling Fault Sag
长岭断陷依次经历裂陷初期、强烈裂陷期、裂陷萎缩期和断-坳转化时期等几个主要的构造演化时期，研究目的层登娄库组沉积时期处于盆地断、坳转换期，地层厚度及埋深变化较大。营二段及沙河子组湖相暗色泥岩为该区主力气源岩，登娄库组储层主要是辫状河及辫状河三角洲沉积砂体，储层整体致密，物性较差。从目前的勘探成果来看，天然气集中分布于长岭断陷深层登娄库组碎屑岩储层及其下部营城组火山岩储层。
2 致密砂岩储层特征
2.1 岩石学特征
通过对研究区32口井435块薄片的观察及统计表明，长岭断陷登娄库组砂岩类型主要以长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩为主，岩屑类型主要为中酸性喷出岩岩屑、少量千枚岩岩屑、片岩岩屑和石英岩岩屑(见图2(a))。砂岩粒级以中-细粒及细粒(0.25~0.1 mm) 为主。成分成熟度总体上偏低，但各岩石组分在不同地区有所差异。随深度增加各地区岩屑类型及含量都有不同程度的变化，成熟度变化不一，反映各个层序间物源区的变化。大多数砂岩分选中等-好，碎屑颗粒磨圆以棱角状-次圆状为主，圆状颗粒少见，自构造低部位区至斜坡区接触关系由线-凹凸接触向点-线接触递变，绝大多数砂岩的结构成熟度中等。
2.2 物性特征
长岭断陷登娄库组普遍经历较强的压实压溶作用，储层物性与埋深密切相关，垂向上总体体现为随埋深增加物性变差的趋势，且从构造低部位至斜坡带随埋深减小，储层物性总体变好。由孔隙度-深度关系图(见图3)来看，长岭断陷埋深较深，原生孔隙大部分丧失，次生孔隙发育带形成良好储层，2 300~2 600 m处存在次生孔隙发育带，粒间粒内溶孔发育，次生溶孔占孔隙度含量可达90%以上，实测孔隙度均值在8%左右，最大可达17%。长岭断陷长岭Ⅰ号深层3 500~ 3 800 m处也存在1个次生孔隙发育带，其中次生粒间孔占总孔隙度90%以上，原生孔隙几乎丧失殆尽，孔隙度均值可达5%~7%，仍可作为有效储层。
图2 长岭断陷登娄库组储层矿物成分及成岩作用
Fig.2 Mineralogical composition and lithogenesis of Denglouku Formation, Changling Fault Sag
3 致密砂岩的成因
致密含气砂岩的成因是多方面的，起主导作用的是沉积作用和成岩作用。沉积作用是形成致密储层的最基本因素，决定后期成岩作用的类型和强度；成岩作用是形成低孔渗储层的关键。致密砂岩形成的早期主要以沉积作用为主，而中、后期则主要以成岩作用为主[8-10]。
3.1 沉积环境的影响
3.1.1 砂岩碎屑组分的影响
研究区登娄库组储层砂岩碎屑成分以石英、长石和岩屑为主，其中长石、岩屑含量变化范围较大，对砂岩物性会造成一定的影响。长石含量一般可占到砂岩成分的25%~45%，由镜下岩石薄片观察可知，本区次生孔隙的形成主要为长石颗粒的溶解，所以长石含量的多少直接影响储层的质量好坏，长石含量与孔隙度呈明显正相关关系(见图4)。 岩屑含量一般可占到砂岩成分的15%~50%，岩屑成分主要为中酸性喷出岩岩屑、少量千枚岩岩屑、片岩岩屑和石英岩岩屑，其中塑性岩屑和云母在成岩压实作用下，容易发生挤压变形堵塞孔隙，部分岩屑压实强烈形成假杂基充填粒间，使砂岩致密化，原生孔隙难以保存，物性变差，岩屑含量是影响孔隙度的一个重要因素。
图3 长岭断陷登娄库组孔隙度-深度关系图
Fig.3 Relationship between porosity and depths of Denglouku Formation, Changling Fault Sag
图4 长石、岩屑含量与面孔率关系图
Fig.4 Relationship between surface porosity and feldspar/debris
3.1.2 岩屑类型差异的影响
物源的不同导致长岭断陷各地区岩屑含量与类型呈现不同的差异性，进而直接影响储层物性，刚性岩屑所占比例高储层抗压实能力较强，物性通常较好(见表1)。长岭Ⅰ号地区塑性岩屑含量高，以酸性喷出岩岩屑和凝灰岩岩屑为主，且有少量云母，总含量可达31%，变质岩岩屑含量低，镜下见少量片岩和千枚岩岩屑，含量近占2%左右，仅占总岩屑含量的4%~10%；大老爷府与长岭哈尔金地区岩屑类型类似，也是以酸性喷出岩岩屑为主，兼有少量云母，但总体含量降低，且变质石英岩有所提高，平均含量可达3%~5%之间，占总岩屑含量的8%~15%；双坨子地区塑性岩屑含量明显降低，刚性岩屑含量提高，刚性变质石英岩岩屑含量明显提高，含量在12%左右；伏龙泉地区变质石英岩岩屑可达6%~10%，占总岩屑含量的65%~90%，塑性岩屑含量很低，现今平均孔隙度可达到10.7%。
表1 长岭断陷登娄库组不同地区各类岩屑(质量分数)
Table 1 Percentage content of debris in different areas about Denglouku Formation, Changling Fault Sag
总体上，长岭断陷登娄库组岩屑类型以中酸性喷出岩岩屑为主，少量变质岩岩屑(石英岩为主)，平面上呈现自东向西逐渐减小的趋势。塑性岩屑相对含量自长岭Ⅰ号至斜坡部位逐渐降低，刚性岩屑相对含量逐渐增高，不同地区岩屑类型的差异导致其孔隙类型的不同。
3.2 成岩作用的影响
3.2.1 压实压溶作用
根据长岭断陷登娄库组砂岩薄片的观察，压实作用极为常见，颗粒之间主要表现为缝合线接触。同时，受构造和沉积的影响，压实压溶作用程度分区明显，长岭Ⅰ号地区压实作用强烈，地层压实率较高，相比之下，斜坡带总体压实作用较弱。登娄库组砂岩的压实、压溶作用主要体现在以下3个方面：塑性岩屑(千枚岩岩屑、泥岩岩屑、部分酸性喷出岩岩屑)、云母被挤压变形，部分岩屑压实强烈形成假杂基充填粒间，使孔隙度降低；石英、长石碎屑颗粒紧密排列，颗粒接触关系呈线-凹凸接触及缝合线接触；微孔隙、细喉道孔隙结构类型常见。
长岭Ⅰ号地区压实作用强烈，碎屑颗粒以线-凹凸接触为主，局部呈现缝合线接触(见图2(a))，云母定向排列并压实变形，刚性颗粒如石英长石发育裂纹。长岭Ⅰ号地区相对埋深较深，塑性岩屑含量相对较高，刚性岩屑含量少，且岩屑总含量高，同时泥质含量相对较高，使得岩石易于被压实变形。
斜坡带地区压实作用相对较弱，自大老爷府至双坨子、伏龙泉地区，颗粒由线接触、凹凸接触逐渐变为点-线接触，尤其在伏龙泉地区，颗粒间点接触明显，反应了压实程度依次降低。斜坡带埋深较浅，塑性岩屑含量相对较低，变质石英岩岩屑等刚性颗粒含量提高，抗压实能力提高，且泥质含量相应降低，一定程度上阻止压实作用的进一步发育。
3.2.2 胶结作用
胶结作用是研究区内登娄库组储层所经历的最主要的破坏性成岩作用，是储层孔隙度大幅度下降的主要原因。本区胶结物类型以碳酸盐岩、硅质胶结为主，其次为泥质胶结。碳酸盐胶结物在登娄库组地层中质量百分比一般在2%左右，个别层段可达15%，主要以方解石、白云石为主，属于晚期胶结(见图2(b))。碳酸盐含量垂向上差异较大，在一个完整河流垂向序列里顶部细粒砂泥岩碳酸盐含量较低，底部粗粒级砂岩和砾碳酸盐含量明显提高，与泥岩接触的储层部位碳酸盐含量也较高。镜下常见方解石交代长石、石英及其加大边，还可交代岩屑及早期白云石，部分薄片镜下可见方解石胶结交代形成连晶，颗粒呈漂浮状，点接触或不接。
研究区内石英次生加大胶结现象比较普遍，主要沿石英颗粒构成的孔隙壁向孔隙内生长，对原生孔隙的破坏作用很大(见图2(c))；长石次生加大胶结比例略低于石英次生加大胶结，主要以斜长石次生加大为主。硫酸盐胶结物分布相对较少，主要为硬石膏，呈孔隙式充填于孔隙中，主要是再沉淀作用形成的，属于成岩晚期产物；研究区内登娄库组粘土矿物胶结物主要为绿泥石，多呈孔隙衬边的形式产出(见图2(d))。
参照中国石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分规范》(SY/T 5477—2003)，中碱性水介质(盐湖盆地)环境下成岩阶段划分标准，结合最高古地温、有机质成熟度、自生矿物、粘土矿物等成岩指标进行综合分析，研究区登娄库组碎屑岩储层主要处于中成岩A2-B期。登一至登三段储层主要处于中成岩B期，登四段除了伏双大地区处于中成岩A2期外，其余地区均处于中成岩B期(见图5)。
4 优质储层控制因素
长岭断陷登娄库组储层自上而下发育2个孔隙发育带：2 300~2 600 m，3 500~3 800 m。产生这种现象的原因为储层保存一定的原生孔隙或次生孔隙发育。长岭断陷登娄库组优质储层分布受多种因素影响，如沉积条件(即沉积微相、颗粒成分和粒度等)、成岩作用(如深部流体溶蚀作用强度)及断裂分布等，这些因素综合控制着优质储层的分布[11-14]。
4.1 沉积相对优质储层的控制作用
沉积相对储层发育的控制作用，首先表现在对储层分布空间特征的控制[8-9]。登娄库组发育辫状河沉积环境，河道沉积为本区形成厚度较大的大面积砂体，是储层发育的有利区。由于不同沉积微相类型在沉积作用上的不同，沉积水动力条件不同，所形成的砂体在分选、粒度、厚度、组合形式上以及延伸方向上各具特色，造成不同沉积微相所形成的砂体之间物性差别很大。长岭Ⅰ号地区主要沉积登三、登四段，北部局部地区有登二段地层分布，沉积相主要为辫状河河道。对本区登娄库组的沉积微相的孔隙发育情况进行统计，结果表明较好的储层发育于心滩微相，砂岩孔隙度主要在4%~7%之间。河漫滩、水下分流河道、水下天然堤微相物性都较差(见图6)。
4.2 岩石粒度对优质储层的控制作用
本区砂岩以粉砂岩及细砂岩为主，通过对本区岩石粒度统计表明(见图7)，细砂岩的物性最好，这是因为粒度大的砂岩，抗压能力强，在气源岩生烃排酸期或深部流体注入时，能保持较高的孔隙度和较好的连通性，有利于深部可溶性流体的充注，形成较大规模的溶蚀孔隙。天然气充注后胶结作用停止，储层抗压性进一步增强，从而确保现今仍残留一定数量的有效孔隙。
由LD8井岩性与物性对应关系可知(见图8)，细砂岩物性明显优于粉砂岩物性。细砂岩在储层压实过程中能够保存一定的残余原生孔隙，有利于后期储层物性的改善，储集空间既有粒内孔又有粒间孔；而粉砂岩在经历强压实作用后储层孔隙类型以粒内孔隙为主，故储层物性较差。
图5 长岭断陷登娄库组成岩演化序列划分
Fig.5 Division of diagenetic evolution of Denglouku Formation, Changling Fault Sag
图6 不同沉积相类型储层孔渗关系图
Fig.6 Relationship between porosity and permeability of different kinds of sedimentary facies
图7 不同粒度砂岩孔隙度分布图
Fig.7 Distribution of sandstone porosity with different sizes
4.3 气源断裂及深部流体溶蚀对优质储层的控制作用
登娄库组储层埋深大，埋藏时间长，普遍达到中成岩A至中成岩B期，各种成岩作用的强弱决定孔隙演化和孔隙类型。建设性成岩作用主要为溶蚀作用，通过对长石、岩屑等易溶矿物形成次生孔隙(见图2(e))，从而改善储层质量。双坨子及大老爷府登娄库组地层埋深相对较浅，次生孔隙以粒间、粒内孔隙为主，长岭Ⅰ号埋深较大，压实作用更为强烈，次生孔隙类型主要为粒间孔隙(见图2(f))。
长岭断陷南部的勘探实践表明：伏龙泉及双坨子所在的东部地区天然气类型主要为烃类气；大老爷府及长岭Ⅰ号具有烃类气、二氧化碳气组成的混合气的特点，但二氧化碳含量较低；西部地区以二氧化碳气藏为主[15]。通过对铸体薄片及扫描电镜的观察，综合研究认为长岭断陷中部及东部登娄库组次生孔隙主要由于有机酸溶解长石及岩屑而形成。同时，在大老爷府及长岭Ⅰ号储层中有二氧化碳气进入储层，砂岩镜下鉴定中见到一定量的片钠铝石[16-17]，表明储层明显遭受过深部热液的改造作用，深部热液对长石的溶蚀作用有利于储集空间的改善。而长岭断陷西部含有二氧化碳的深部流体对次生孔隙的形成可能将起到主要作用。
在连续埋藏的成岩体系中，有机酸主要来源于干酪根的热降解作用，而另一种次要的来源是在油水界面附近原油的生物降解和热变作用。一般认为，有机酸主要产生于80~120 ℃。低于该温度，所生成的有机酸被微生物所消耗而高于该温度所生成的有机酸因温度太高而发生分解。因而，80~120 ℃被认为是不同盆地生成有机酸的温度范围[18]。通过分析长岭Ⅰ号地区流体包裹体均一温度(110~140 ℃)可知，天然气主要成藏期为青山口组末期至嫩江组末期，有机酸大量形成并充注储层在青山口组早期至姚家组末期，有机酸充注时间远早于天然气成藏的时间(见图9)。长岭断陷沙河子组、营城组烃源岩早期演化过程中形成的有机酸是形成登娄库组次生孔隙的主要原因。
长岭断陷深层气源断裂发育，而次生孔隙的发育程度主要取决于气源断裂与有机酸充注的配置关系。岩心观察表明，在洼陷内断裂断裂带附近存在大量的裂缝(见图2(g))。同时，镜下观测及压汞实验分析也证实深层微裂缝的大量存在，LD12井铸体薄片见构造缝及泥质胶结物收缩形成的成岩缝(见图2(h))，LD56井扫描电镜下观测见多条构造缝(见图2(i))。裂缝的存在一方面有助于储集物性的进一步改善，另一方面为有机酸充注提供重要通道，有助于次生孔隙发育带分布面积的增大。通过对该地区的构造演化进行研究认为，青山口组沉积早期为气源断裂的主要发育期，此时营城组、沙河子组烃源岩镜质体反射率(Ro)处于0.5%~0.7%之间，有机酸大量生成并随气源断裂进入登娄库组碎屑岩储层。在统计长岭Ⅰ号20余口探井及生产井物性数据的基础上，绘制登三段储层孔隙度等值线证明，距离气源断裂越远储层物性逐渐变差，孔隙度从7%减小到4%(见图10)。
图8 LD8井岩性与物性关系图
Fig.8 Relationship between porosity and lithology of well LD8
图9 LD5井天然气成藏期与有机酸充注的配置关系
Fig.9 Relationship between Reservoir forming period of nature gas and filling of organic acid of well LD5
图10 长岭Ⅰ号地区四方台组沉积末期断裂分布图
Fig.10 Distribution of fault of Changling-1 gas field in latest Si Fangtai formation
5 结论
(1) 长岭断陷登娄库组砂岩类型主要以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，部分为岩屑砂岩和长石砂岩，成分成熟度总体上偏低，各岩石组分在不同地区差异较大。洼陷内储层整体致密，纵向上存在2 300~ 2 600 m和3 500~3 800 m 2个次生孔隙发育带。
(2) 沉积环境及成岩作用是导致储层致密的2个重要原因，不同物源区岩屑类型的差异导致其孔隙类型的不同，矿物组分含量是影响孔隙度的一个重要因素，压实压溶作用及胶结作用是后期导致孔隙大量减小的主要方式。
(3) 优质储层的发育受沉积相、岩石粒度、气源断裂及深部流体溶蚀的控制作用，较好的储层发育于心滩微相，河漫滩、水下分流河道、水下天然堤微相物性都较差。粒度较大的中、细砂岩，抗压能力强，在深部流体充注前，能保持较高的孔隙度和较好的连通性。
(4) 长岭断陷中部及东部地区储层物性的改善主要依靠有机酸对长石的溶解，次生孔隙的发育程度取决于气源断裂演化与有机酸充注时间的配置关系。排酸期一般都早于天然气充注期，烃源岩排出的大量有机酸通过气源断裂进入储层溶解长石形成次生孔隙发育带，有利于后期天然气的聚集成藏。
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(编辑 邓履翔)
收稿日期：2011-09-16；修回日期：2011-12-19
基金项目：国家油气资源战略选区专项(XQ-2009-02)
通信作者：葛岩(1984-)，男，山西大同人，博士研究生，从事油气资源评价、油气成藏方面的研究；电话：010-89734162；E-mail: geyanpetro@163.com
