孫海濤，鐘大康，王興明

1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280

0 前言

濟陽坳陷是我國東部研究和勘探程度都比較高的坳陷盆地，目前的勘探重點是巖性油氣藏，古近系沙河街組的砂巖透鏡體圈閉是重要的巖性圈閉之一［1］。沙河街組，特別是沙三段發(fā)育大量半深湖－深湖相沉積背景下的濁積扇砂巖透鏡體，這些透鏡體周圍被泥巖（其中許多是烴源巖）包圍。其中：有的含油，形成了一定規(guī)模的油氣藏；有的含油性差，油氣充滿度低；有的根本不含油，為空圈閉。前人［2－4］對砂巖透鏡體油氣藏的成藏機理研究表明：透鏡狀砂巖體的孔隙度大小，尤其是砂體表面的孔隙度和滲透率是透鏡狀砂巖油氣藏成藏的關鍵，砂體表層物性越好，周圍烴源巖中的油氣進入砂巖的突破壓力就越低，油氣越容易進入砂體內(nèi)成藏，砂體內(nèi)油氣的充滿度越高，油氣藏規(guī)模越大；而且砂巖透鏡體（儲集巖）－泥巖（烴源巖）－流體（油、氣、水）相互作用過程中，在泥巖接觸帶附近會形成鈣質(zhì)結殼［5－7］。這種現(xiàn)象直接影響了砂巖透鏡體的物性特征及其成藏的可能性［8］。但是，目前透鏡體的成藏機理和砂體含油性的差異性都還未得到合理的解釋。

筆者從微觀角度對沾化凹陷沙河街組的砂巖透鏡體進行了研究，解剖砂體成巖作用對砂巖透鏡體物性和成藏的影響，研究砂巖透鏡體的成巖作用類型、發(fā)育程度、演化過程與時間，探討其成因機理。其目的是提高透鏡狀油氣藏的勘探成功率，為東部深層隱蔽油氣勘探指出新的目標和方向。

1 透鏡體形成的地質(zhì)背景和研究方法

本次研究的沾化凹陷，具有北斷南超、東西雙斷、斷層發(fā)育、分割強烈、凹凸相間的特點［9］。在研究區(qū)的渤南洼陷內(nèi)沙三段時期形成了以扇三角洲和滑塌濁積扇為主的沉積體系，洼陷中心地帶主要為深水濁積扇，洼陷邊部主要為扇三角洲沉積（圖1），物源來自洼陷周圍凸起。

通過高密度（100m×150m井距）單砂體精細對比發(fā)現(xiàn)，在渤南洼陷內(nèi)的義3－7－7井附近鉆遇沙三段9個砂巖透鏡體（圖2，編號1－9），這些砂體都是滑塌濁積扇中扇辮狀水道砂體［10］，呈透鏡狀包裹在深湖－半深湖暗色泥巖或油頁巖中［11］，其厚度為1.5～10m，分布面積也各不相同（圖2、圖3）。筆者解剖的1號砂巖透鏡體厚2.2m，周圍被上下分別厚約30m、20m的深湖－半深湖泥巖包圍，是一個比較清楚的砂巖透鏡體，筆者稱之為“典型砂巖透鏡體”，其他砂巖透鏡體內(nèi)或多或少夾厚約10cm的泥質(zhì)夾層（圖2）。該砂巖透鏡體埋深3 199～3 201 m，上部泥巖厚約30m，下部泥巖厚約20m，為典型的濁積扇中扇孤立式單一砂體［8］。重點解剖的1號砂巖透鏡體的資料井位于該透鏡體的中央，根據(jù)該井資料所取得的成果能代表透鏡體表面與內(nèi)部的成巖作用特征，分別在該透鏡體的表面、透鏡體的內(nèi)部及相鄰泥巖分別進行密集采樣，獲得11個砂巖樣品和9個泥巖樣品（圖4），然后利用鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、熒光、陰極發(fā)光和膠結物包裹體等手段分析這些樣品點的各種成巖現(xiàn)象的變化，詳細解剖表面與內(nèi)部的成巖作用差異。

2 透鏡體內(nèi)外成巖作用變化特征

通過對砂巖樣品薄片的鑒定和統(tǒng)計得知，砂體巖石類型較為單一，按照砂巖四組分體系的成因劃分方案［12］，巖性主要為細－中粒巖屑質(zhì)長石砂巖，巖屑主要是石英巖，少量為板巖、千枚巖和片巖等。填隙物包括碳酸鹽、硅質(zhì)和泥質(zhì)3種，以方解石、白云石膠結為主。石英普遍具次生加大現(xiàn)象，常見長石次生加大。黏土礦物高嶺石、伊利石、伊蒙混層不均勻分布粒間。孔隙主要是次生孔隙，砂體表面面孔率7%（圖4），膠結物較多，多數(shù)為方解石充填粒間；內(nèi)部面孔率超過20%（圖4），孔隙發(fā)育，主要為粒間溶孔，少量為粒內(nèi)溶孔、鑄?？缀透邘X石晶間微孔，連通性好。根據(jù)鏡下鑒定，石英次生加大為II級，長石的溶蝕作用和晚期碳酸鹽膠結作用強烈，伊蒙混層比約為20%，石英包裹體均一溫度平均為120℃。因此，該砂巖透鏡體目前的成巖演化階段已達到中成巖A期A2亞期［13］。

2.1 碳酸鹽膠結物外多內(nèi)少

根據(jù)透鏡體砂巖樣品的鑄體薄片鏡下觀察（圖5），透鏡體表面發(fā)育強烈的碳酸鹽膠結（圖5A，茜素紅染色后方解石變紅），碳酸鹽膠結物（方解石和白云石）的目測體積分數(shù)高達18%（圖5A、B），而透鏡體內(nèi)部碳酸鹽膠結較弱，碳酸鹽膠結物少見（圖5E）。

鑄體薄片鏡下照片和掃描電鏡圖像顯示，膠結物包括（含鐵）方解石和鐵白云石。其中，方解石的體積分數(shù)變化表現(xiàn)為透鏡體表面多，內(nèi)部少。砂體表面的方解石體積分數(shù)為13%（圖4），砂巖碎屑顆粒之間的孔隙（藍色）很少，方解石膠結物面向孔隙一側邊緣完好，面向顆粒一側為不規(guī)則狀，明顯是在早期溶蝕的空間內(nèi)后形成的，而且這種現(xiàn)象越向內(nèi)部越少見（圖5A、B、C、D）。產(chǎn)狀為他形粒狀中細晶－粗晶，呈現(xiàn)晚期膠結物特征［14］，附近6號砂體樣品的陰極發(fā)光照片也顯示出這是典型的晚期膠結物［13］。隨樣品點從透鏡體表面向內(nèi)不斷深入，碳酸鹽礦物向內(nèi)部逐漸減少（圖5B、C），到3 199.80m的樣品就幾乎看不到方解石（圖5D、E），體積分數(shù)＜1%，砂巖碎屑顆粒之間顯露出大量孔隙。直到靠近透鏡體下方邊界時（3 201.20m），方解石又重新出現(xiàn)，體積分數(shù)較內(nèi)部增多（圖5F）。

鐵白云石總量和方解石相比，顯得要少很多。根據(jù)掃描電鏡分析，鐵白云石也表現(xiàn)為透鏡體表面多，內(nèi)部少，而且透鏡體表面的鐵白云石以粒間的集合體形式產(chǎn)出（圖5G），內(nèi)部的僅發(fā)育為少量自生晶體（圖5H）。

總的來看，碳酸鹽表現(xiàn)出極強的邊界性，即在表面的體積分數(shù)比內(nèi)部高出1個數(shù)量級，在砂巖表面形成了致密的碳酸鹽膠結帶。這種表面碳酸鹽膠結的現(xiàn)象也存在于與該透鏡體相鄰的其他砂巖透鏡體中，在2號（圖2、圖6A）和6號（圖2、圖6B）這2個砂巖透鏡體的表面也發(fā)育較強的碳酸鹽膠結作用。

2.2 溶蝕作用內(nèi)強外弱

研究區(qū)的砂巖透鏡體經(jīng)歷了次生孔隙發(fā)育的成巖階段［15］，鑄體薄片也表明砂巖溶蝕作用比較發(fā)育。根據(jù)溶蝕后的孔隙特征和礦物的殘余特征，認為溶蝕作用向內(nèi)部逐漸增強。

根據(jù)鑄體薄片分析，透鏡體內(nèi)部的溶蝕孔隙多，其中長石碎屑鑄?？祝▓D5E）、超大孔隙數(shù)量多（圖5D），發(fā)育好，而且碎屑顆粒大部分相互不接觸。相反，透鏡體表面以小孔隙為主，碎屑顆粒相互接觸，呈顆粒支撐分布（圖5A、B），即使排除碳酸鹽膠結物，碎屑顆粒的鑄模孔和超大孔隙也很少，而且粒間孔隙較小。這種差異也表現(xiàn)在長石淋濾和溶蝕的殘骸特征上，透鏡體表面的長石顆粒大多是表面受到較弱淋濾（圖5B、I），長石顆粒殘余較多，形成微孔，而透鏡體內(nèi)部的長石顆粒溶蝕后殘骸較小，形成較大的孔洞（5E、J），有的還能形成鑄模孔（圖5D）。

2.3 長石次生加大外強內(nèi)弱，石英次生加大無明顯差異

次生加大現(xiàn)象在透鏡體砂巖內(nèi)也比較普遍（圖7A、B、C、D）。次生加大部分和原礦物之間有明顯的塵埃線（圖7A），加大部分主要沿著原石英顆粒的表面增生（圖7C、D），加大邊的寬度為10～50μm。超過60%的石英都具有加大邊，另外部分長石也具有加大邊（圖7B），還可以見到顆粒自形晶面，屬于II級加大。

總體上，透鏡體砂巖表面和內(nèi)部之間的石英次生加大程度沒有明顯差異，而透鏡體表面的長石次生加大的程度略顯較強，表面的長石加大晶形完好，長度、寬度都較大（圖7E），而越向透鏡體內(nèi)部，長石加大邊越短、窄，長石晶面比較清晰（圖7F）。

圖5 砂巖透鏡體表面與內(nèi)部的碳酸鹽膠結物Fig.5 Carbonate cement between the interior and exterior of the lenticular sandbody

圖6 2號和6號砂巖透鏡體表面的碳酸鹽膠結作用Fig.6 Carbonate cement of the exterior of the second and the third lenticular sandbody

2.4 自生黏土礦物分布普遍

透鏡體砂巖內(nèi)的自生黏土礦物包括高嶺石、伊利石和伊蒙混層。書頁狀的高嶺石分布在顆粒表面和粒間（圖7G、H），發(fā)絲狀的伊利石一般和蜂窩狀伊蒙混層伴生，分布在顆粒表面（圖7I），僅少數(shù)伊利石呈席狀集合體分布（圖7J）?？傮w上，黏土礦物的變化趨勢不明顯。

3 邊緣致密膠結帶對透鏡體成藏的影響

由于砂巖透鏡體外圍是暗色泥巖（烴源巖），透鏡體成藏實際上是暗色泥巖排出的烴類在自身驅(qū)動力作用下，克服砂巖毛細管力充注砂巖儲層的過程［16－17］。這種毛細管力主要受砂巖儲層的孔隙結構和滲透率影響，因此，儲層物性和成巖作用成為影響透鏡體成藏的重要因素［18－20］。而前人［21］通過大量取樣數(shù)據(jù)研究表明，砂巖儲層碳酸鹽膠結物的多少和儲層物性有著較強的相關關系。膠結物體積分數(shù)大的樣品孔隙度和滲透率較??；反之，膠結物體積分數(shù)少，樣品孔隙度及滲透率較大。所以，砂巖透鏡體邊緣的致密膠結帶對油氣成藏有著重要的影響。前人研究指出，較高的膠結物體積分數(shù)形成的致密膠結帶，導致孔滲條件變差，阻止了油氣的進入。

事實上，前人的研究忽略了一個問題，就是油氣藏充注時間和透鏡體表面致密膠結帶形成時間的先后次序。筆者研究的砂巖透鏡體不但發(fā)育表面致密膠結帶，還有油氣充注，而且充滿度很高（圖8，測井解釋含油飽和度平均為69.68%）。根據(jù)前人［22－23］研究，本區(qū)砂巖透鏡體成藏的物性門限為12%，現(xiàn)今該透鏡體含油飽和度較高，因此說明油氣充注時孔隙度較高。而現(xiàn)今透鏡體表面樣品的孔隙度僅為7%，這既說明透鏡體表面膠結作用發(fā)生時間較成藏時間晚，也說明這種膠結作用降低了透鏡體表面的物性，形成致密帶，但是這發(fā)生在油氣充注之后，所以砂巖的充滿度不但比較高，而且得益于晚期的碳酸鹽膠結致密帶，油氣在后期保存的條件也很好。

根據(jù)前面對砂巖透鏡體表面到內(nèi)部的各種成巖作用特征變化規(guī)律的認識，認為透鏡體內(nèi)部的強烈溶蝕，特別是長石碎屑和大部分填隙物等溶蝕干凈，表明這些孔隙是透鏡體在成巖階段早期形成的次生孔隙（埋深達到2 200m以下即可［24］）。次生孔隙有利于改善透鏡體砂巖儲層的物性，為緊隨其后的油氣成藏提供了足夠的儲集空間，并減小了油氣充注的毛細管阻力。濟陽坳陷沙三段烴源巖埋深達到2 500m后，源巖開始排出油氣［22］，2 700m后進入排烴高峰期。在油氣充注之后，成巖作用仍在繼續(xù)，透鏡體表面靠近泥巖的部位在泥巖成巖作用影響下強烈膠結［13，25－28］，這為透鏡體圈閉的長期保存提供了有利條件，但同時透鏡體表面的物性變差導致毛細管阻力增大并超過油氣運移的動力，導致油氣無法繼續(xù)充注。

圖7 砂巖透鏡體表面與內(nèi)部的石英、長石次生加大Fig.7 Quartz and feldspar overgrowth between the interior and exterior of the lenticular sandbody

圖8 砂巖透鏡體的碳酸鹽體積分數(shù)、孔隙度和含油飽和度隨深度變化特征Fig.8 Changes of the carbonate content，porosity and oil saturation versus burial depth of the lenticular sandbody

4 結論

1）沾化凹陷埋深3 199～3 201m的沙河街組砂巖透鏡體進入中成巖階段A期A2亞期，早期成巖階段砂體的溶蝕很強烈，而后期成巖階段砂體表面的碳酸鹽膠結和長石次生加大都比砂體內(nèi)部強烈，形成了現(xiàn)今的砂體表面致密膠結帶。

2）該砂巖透鏡體內(nèi)已經(jīng)形成了油氣藏，表面致密膠結帶的存在并不完全阻礙透鏡體成藏，綜合考慮膠結帶形成的時間和孔隙物性的破壞程度，說明晚期的膠結作用反而有利于透鏡體油氣藏的保存。因此，進一步加強分析晚期膠結作用進行到什么程度時，油氣將不能進入砂巖透鏡體成藏，砂巖透鏡體厚度薄到什么程度時將形成致密透鏡體等關鍵問題，有利于解決砂巖透鏡體能否成藏、成藏的規(guī)模大小、其內(nèi)油氣儲量大小等巖性油氣藏勘探難點。

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