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我国中西部盆地碎屑岩储层普遍致密,其中蕴藏着丰富的油气资源,且在国家油气资源构成中占据重要地位。部分学者已在致密砂岩储层成岩演化、有机质生烃增压、源储压差形成演变等方面开展了大量工作,并取得了丰富的成果[1⁃6]。宋子齐等[1]对特低渗透砂岩沿成岩过程进行孔隙演化推演,确定不同成岩作用导致的孔隙度损益率。郭秋麟等[2]在鄂尔多斯盆地长7致密油成藏研究中提出了“膨胀流”的概念,认为石油在生烃增压产生的膨胀力驱动下,缓慢挤入致密储层内,形成连续的致密油聚集。庞正炼等[3]认为只有生烃增压才能克服川中侏罗系致密砂岩油的成藏阻力。马中良等[4]开展了不同源储压差下的生排烃模拟实验,认为在盆地抬升剥蚀阶段,源储压差的存在会促进烃类的有效排出,且排烃效率与源储压差呈正比。目前,致密低渗油气的成藏机理和富集规律仍然存在一些理论认识问题亟待解决。其中,储层致密化与油气成藏的时间关系和运移聚集的动力学机制是诸多要论的关键节点,尤其在地层压力较小的沉积盆地,致密低渗砂岩的成藏动力学机制分析更显重要。本文选取中西部碎屑岩盆地中具有代表性的红河油田上三叠统延长组长8油层组致密砂岩油藏,系统分析了储层致密化历史、油气成藏期次和动力学演化机制,揭示了盆地地质过程中的成岩—成藏动态关系,提出了低幅超压背景下的致密砂岩成藏新机制,阐释了强非均质性储层的油气差异成藏富集过程。
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红河油田位于甘肃省东南部镇原、崇信和泾川等三县交界处,构造位置处在鄂尔多斯盆地天环坳陷南部。该区构造相对简单,整体呈现为一东高西低的西倾单斜,局部发育小型低幅度鼻状隆起（图1）。钻井揭示镇原—泾川地区中生界自下而上主要发育上三叠统、中下侏罗统和下白垩统。其中,上三叠统延长组和中侏罗统延安组为研究区主要的目的层段。主要产油层为延长组长6、长8油层组,其次为长7、长9油层组,在延安组和长10油层组也发现零星分布的产油层。
Figure 1. Structural location map of the study area (a) and bottom structural map of Chang 8 member (b)
红河油田中生界主力烃源层为形成于深湖—半深湖相还原环境的长7段底部的张家滩页岩,油气储集层是致密低渗的延长组水下分流河道砂体。烃源岩和储集层紧邻交错叠置,在空间上构成了成藏条件优越的近源成藏体系[7⁃8]。
延长组油藏为典型的岩性油藏,构造对油藏分布的控制作用不明显。储层含油性受沉积相、岩性侧向尖灭和砂体内部物性等因素控制[9]。延长组油藏的产层均为油水同层或含油水层,几乎没有不含水油层。
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储层致密化与石油成藏的时间先后决定了成藏机制和油气的运聚过程,依托其中的关键事件或节点（如储层物性、油气成藏的多期次演变和调整）,可研究储层致密化与石油成藏的时间关系。
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基于大量薄片观察和分类统计,系统分析了红河油田延长组长8油层组储层致密化的主要因素及其相关的成岩事件。根据成岩自生矿物共生组合关系,结合包裹体显微岩相学分析和均一温度测定,厘定研究区长8油层组储集岩的成岩演化序列。在此基础上,采用镜下回剥反推法统计成岩产物,通过面—体转换、覆压孔隙度校正和压实模拟计算,定量分析关键成岩事件对砂岩孔隙度演变的影响,进而形成研究区长8油层组储层孔隙度演变曲线。
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红河油田延长组砂岩储层致密低渗,是各种成岩事件综合作用的结果。据分析,机械压实作用和碳酸盐胶结作用是导致红河油田延长组长8油层组储层致密化的主要因素,硅质胶结、自生黏土矿物形成及部分层段的沥青化可在一定范围内增加砂岩致密的程度,而绿泥石薄膜的形成、高岭石析出和油气充注等可在一定程度上抑制成岩作用的进行。长石、方解石、岩屑等的溶蚀作用和砂岩的破裂作用可大幅抵消各类破坏性成岩作用对砂岩物性降低的影响[10]。
机械压实作用是红河油田延长组长8油层组储层致密低渗的主因之一。随着地层沉降深埋和上覆岩层增厚,压实作用增强,致使碎屑颗粒定向排列,部分软岩屑塑性变形,从而使得孔隙空间迅速减小。碎屑颗粒间呈线、凹凸或缝合线接触（图2a）。红河油田延长组砂岩储层经历了三期较大规模的压实作用,分别发生于晚三叠世至早侏罗世的同沉积阶段、晚侏罗世大幅沉降阶段和早白垩世早中期的快速沉降阶段。其中,前两期压实作用对砂岩储层孔隙度的减小影响最大,使得砂岩原始孔隙度减小了约12%~15%,第三期压实作用导致砂岩孔隙度减小了5%~8%。
Figure 2. Micrographs showing the main diagenesis characteristics of the Chang 8 reservoir
胶结作用是红河油田延长组储层致密化的关键因素,其中最主要的胶结物类型为碳酸盐（方解石和铁方解石）,其次为硅质（石英次生加大）。研究区长8油层组储层共发生了5期碳酸盐胶结作用,分别发生在212~208 Ma、175~160 Ma、135~125 Ma、112~100 Ma、88~82 Ma。其中,发生在112~100 Ma的碳酸盐胶结作用规模最大,导致储层孔隙度降低了5%~10%,部分成为致密储层（图2b）。硅质胶结主要是以次生加大边的形式发育在石英颗粒边缘（图2c）。研究区长8油层组共有5期硅质胶结：215~202 Ma、175~172 Ma、145~128 Ma、118~112 Ma、95~86 Ma。相对于碳酸盐胶结,硅质胶结对储层孔隙度的变化影响较小,仅发生在成岩中—晚期的石英次生加大规模较大,致使储层孔隙度减小了2%左右。
在红河油田长8油层组砂岩中,镜下常见生长在岩石颗粒表面的绿泥石薄膜（图2d）。同沉积阶段产生的绿泥石薄膜对原生孔隙的保存具有积极贡献,其可在一定程度上抵御机械压实作用,同时,将岩石颗粒与孔隙流体隔离,从而抑制硅质和钙质胶结作用的进行[11⁃14]。研究区长8油层组储层中,早期绿泥石膜的存在对储层孔隙保护的贡献度约为1.5%~2.0%。油气充注到砂岩储层中可适度抑制或减缓储层成岩作用的进行,这一认识已被诸多学者认可[14⁃17]。红河油田延长组储层中常见早期重质油的充填（图2e）。这种早期油气充注对砂岩孔隙度保持的贡献约为5%~6%。
研究区长8油层组砂岩中,成岩演化早期阶段发育的溶蚀作用较强,对储层物性演变产生了重要影响。在众多易溶颗粒中,长石的溶蚀现象较为常见,溶蚀作用通常发生在颗粒边缘和解理面（图2f）。方解石颗粒的溶蚀是由于后期孔隙流体的化学性质改变而产生,部分溶蚀孔被其他次生矿物充填而形成方解石残余环边（图2g）。红河油田延长组长8油层组储层发生过4期规模较大的溶蚀作用,分别处于192~188 Ma、163~158 Ma、135~128 Ma、105~96 Ma。据统计,长8油层组储层中的各类溶蚀作用对储层孔隙度的增加比率约为4%~6%。
破裂作用在红河油田延长组砂岩成岩过程中普遍存在,通常表现为刚性颗粒受压破裂产生微裂缝,部分缝段存在溶蚀现象（图2h）。裂缝的发育明显地扩大和改善了储层的储集空间与渗透性能,提高了油气藏产能。研究区长8油层组中大致存在4期破裂作用,其发生时间基本与构造抬升期相对应,地质年龄分别处于182~170 Ma、152~135 Ma、95~70 Ma、35~12 Ma,其中发生在152~135 Ma的破裂作用规模最大,导致大量微裂缝产生,有效地改善了储层的物性,构成石油运移的优势通道。
根据前述关键成岩作用发生的时间和期次,结合成岩矿物共生组合关系,确定了红河油田延长组长8油层组砂岩储层的成岩演化序列：早期机械压实→早期绿泥石膜形成→早期碳酸盐胶结→早期硅质胶结→长石溶蚀→破裂作用→低熟油充注→长石、方解石溶蚀→破裂作用→浊沸石溶蚀→长石溶蚀→石油充注→石英次生加大→碳酸盐胶结→石油充注→石英次生加大→晚期碳酸盐胶结→破裂作用（图3）。
Figure 3. Diagenetic sequence and porosity evolution map of the Chang 8 reservoir
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红河油田延长组自沉积以来,在机械压实的成岩背景下,多期次的胶结、溶蚀和破裂作用等交替发生,形成了致密低渗的储层物性特征。受沉积环境和水动力变化等因素的影响,红河油田延长组长8油层组砂岩的岩性变化快、物性差异大、岩石学特征复杂,其不同类型砂岩的成岩演化过程存在较大差异,且呈一定的阶段性。自晚三叠世以来至中侏罗世中晚期（约160 Ma）,随着盆地沉降,延长组沉积物被深埋而遭受快速压实,部分杂基含量较高的沉积物孔隙度迅速减小而成为致密砂岩,一部分砂体边部和薄层砂岩被碳酸盐胶结而孔隙度急剧下降,最终成为致密低渗透层。中侏罗世晚期至晚白垩世中期（约160~80 Ma）,长8油层组砂岩在机械压实的成岩背景下经历了多期碳酸盐胶结作用和溶蚀、破裂作用的改造,最终演变为致密储层。
受石油充注、边缘致密和通道隔挡等影响,长8油层组砂岩存在多种成岩演化过程。通常情况下,厚砂体边部的颗粒粒度较小,泥质含量较高,在压实作用下孔隙度减小较快而更容易致密,另外,碳酸盐胶结作用通常首先沿着砂体的边部进行,继而由外向内推进[10]。但在有石油充注的砂体中,由于有机酸对易溶颗粒及胶结物的溶蚀和烃类对水岩作用的抑制,致使砂岩物性相对较好。此阶段,一般砂岩的孔隙度已低于储层低孔的上限（Φ=15%）,而高于超低孔的下限（Φ=7%）（根据《石油天然气储量计算规范》DZ/T0217—2005,中孔与低孔的孔隙度界线为15%,而特低孔与超低孔的孔隙度界线为7%）,故将此阶段称之为“致密化窗口期”。研究区长8油层组一般砂岩的致密化窗口期在123~83 Ma。发生于112~100 Ma和88~82 Ma的两期碳酸盐胶结是导致储层致密的主要原因。晚白垩世晚期以来,研究区差异抬升,构造活动频繁,部分岩石破裂而产生裂缝,同时,溶蚀和胶结作用交替进行。此阶段的储层成岩演化总体表现为砂体内部胶结作用的持续推进和溶蚀孔、破裂缝的产生及对部分裂缝的充填,储层物性得以小幅度调整,但砂岩物性整体属于致密—低渗的范畴（图3）。
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油气成藏年代学分析是成藏富集规律研究中的关键点,但也存在较大的难度。目前,地质年龄的界定方法较多,但均不同程度地存在缺点和局限性,因此,确定地质事件发生的时间,需要将多种方法结合进行综合分析,才能得出相对可靠的地质年龄[18]。基于研究区中生代以来的地层剥蚀厚度计算和温压场演变分析,恢复了重点钻井的埋藏史和烃源岩热演化史。通过储层油气包裹体显微岩相学分析和均一温度测定,厘定并统计包裹体被捕获的地质年龄。结合储层自生伊利石K-Ar同位素测年数据和烃源岩生排烃数值模拟结果,综合分析红河油田延长组长8油层组石油成藏的时间和期次。
在对研究区重点钻井延长组长8油层组716个储层包裹体显微岩相学分析的基础上,从中筛选324个基本可反映油气成藏期形成的含油包裹体（GOI>5%）,测定与其伴生的盐水包裹体的均一温度,借助钻井埋藏史确定包裹体形成的地质年龄并作相应统计（图4）。整体来看,红河油田延长组长8油层组油藏基本为一期石油充注的产物,充注时间较长,可从153 Ma持续到106 Ma,其中可划分两个接近连续的成藏阶段：153~149 Ma和143~106 Ma。第二阶段又包含三次较大规模的成藏,地质时间分别在143~127 Ma、124~118 Ma、116~110 Ma。
Figure 4. Age distribution of oil⁃bearing inclusions in the Chang 8 reservoir
学者普遍认为,砂岩储层中的自生伊利石仅在流动的富钾水介质中形成,烃类的介入会改变地下流体的化学性质,致使伊利石停止生长[19⁃21]。因此,利用含油砂岩储层自生伊利石K-Ar同位素测年可确定烃类充注的最早时间。此次共采集了5件研究区长8油层组自生伊利石发育的含油砂岩样品,并进行自生伊利石分离及其K-Ar同位素测年,时间大致在116 Ma、103 Ma和82 Ma,记录了三期油气充注事件。
研究区烃源岩生排烃过程的模拟结果显示（图5）,长7段张家滩页岩自中侏罗世即已开始生成少量低熟油,到晚侏罗世中期（约145 Ma）烃源岩开始排油,但排油量很有限。早白垩世,盆地急剧沉降,烃源岩深埋致使有机质迅速成熟,自早白垩世早期（约125 Ma）始,长7烃源岩生烃量和排烃量陡增。晚白垩世以来,受盆地抬升的影响,烃源岩有机质生烃近乎停止,排烃也随即停止。从模拟结果来看,长7烃源岩的排烃期可从150 Ma一直持续到95 Ma,其中,125~95 Ma为烃源岩排烃高峰期。
Figure 5. Thermal evolution history of source rock in the Chang 7 member of well HH109
综上所述,结合研究区地层埋藏史,可以确定研究区延长组长8油层组存在基本连续的一期成藏,其中包含三个成藏阶段,分别对应晚侏罗世早期、晚侏罗世晚期至早白垩世末期、晚白垩世至中新世。其中,第一成藏阶段是发生于晚侏罗世早期（153~149 Ma）的低熟油成藏,成藏规模较小,范围很局限。晚侏罗世晚期至早白垩世是盆地快速沉降期,延长组成藏作用持续进行,此期是研究区长8油层组第二个油气成藏阶段,也是最主要的成藏阶段,可划分出四次较大规模的成藏,分别发生在143~127 Ma、124~118 Ma、115~110 Ma、104~95 Ma,其中,124~110 Ma（K1中期）是石油成藏的主要时期。晚白垩世以来,构造活动频繁,地层快速抬升,原先油气藏调整而形成次生油气藏,构成研究区第三个油气成藏阶段。
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基于前述延长组长8油层组储层致密化历史和油气成藏期次的分析,明确了储层致密化与油气成藏的时间关系（图6）。前已述及,研究区长8油层组砂岩储层的致密化窗口期在早白垩世早期至晚白垩世中期（123~83 Ma）,其中发生于112~100 Ma和88~82 Ma的两期碳酸盐—硅质胶结是导致储层致密的关键成岩事件。研究区长8油层组的石油成藏窗口期在晚侏罗世晚期至晚白垩世早期（143~95 Ma）,其中主成藏期在早白垩世中期（124~110 Ma）。整体而言,研究区延长组长8油层组砂岩储层致密化与石油成藏协同发生,储层致密化窗口晚于石油成藏窗口,关键致密化事件的发生晚于主成藏期（图6）。
Figure 6. Time relationship between densification and formation of the Chang 8 reservoir
砂岩储层致密化与石油成藏的时间关系是由岩石成分、烃源岩品质、地层埋藏过程及源储配置关系共同决定。红河油田延长组储层属于水下分流河道砂体,岩性主要为岩屑长石砂岩,少量为长石砂岩。砂岩中长石、岩屑等不稳定组分含量较高,成分成熟度低,砂岩的溶蚀改造易于发生。研究区主力烃源岩为长7段底部的张家滩页岩,其中有机碳含量高,生烃母质类型好,为I型或II1型,具有生排烃早的热演化特点。同时,自晚侏罗世至早白垩世末期,盆地大幅沉降,地层深埋,促使烃源岩有机质迅速成熟,也加剧了生排烃过程的进行。另外,长7段主力烃源岩与长8段河道砂体紧邻,源储就近配置,易于近源成藏。
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前人研究普遍认为,致密低渗储层中油气运聚的主要动力是超压,浮力和构造力在致密砂岩油气成藏过程中的作用甚微[22⁃25]。前期研究结果表明,红河油田上三叠统延长组现今处于正常地层压力或微弱负压状态,但在主成藏期（早白垩世中晚期）,长7段泥岩由于欠压实而存在较小幅度的超压,剩余压力约在3~4 MPa之间,压力系数为1.1~1.3[26]。因此,这种低幅超压构成了延长组致密低渗储层的成藏动力学背景。
在镇原—泾川地区,长7段上部是有机碳含量较低的泥岩,下部是主力烃源岩张家滩页岩,长8段砂岩的成藏需要长7段烃源岩向下排烃。张家滩页岩与长8段有效储层之间存在一套5~40 m厚的泥质砂岩和砂质泥岩,构成了油气运移的隔层。前期研究结果显示,主成藏期存在较小的源储压差,分布在0.8~1.35 MPa[26]。这种较小的源储压差很难满足突破隔挡层向下运聚成藏的动力要求。因此,单一的压差驱动机制不能完全解释低动力背景下的成藏问题,应该还存在其他的机制。
笔者注意到,在显微镜下,研究区长8段砂岩储层中原油早期充注的现象较为常见,后期又有不同期次（荧光）的烃类充注（图7）。图7a、b为HH37井长8段（2 003.41 m）砂岩孔隙内沥青及不同荧光石油的充注现象,其中黑色碳质沥青（红色箭头处）充填于粒间孔内,在单偏光（图7a）和紫外光（图7b）下均呈不透明的黑色。在粒间孔内同时充填黄绿色和蓝白色荧光的石油（绿色箭头处）,代表了不同期次的石油充注。
Figure 7. Filling phenomena of bitumen and different fluorescent petroleum in sandstone pores and fractures
在单井上,多数油层的不同部位均检测到早期石油充注的情况,预示在研究区内这是一种普遍的机制。已有研究表明,早期充注的低成熟度原油中含有大量有机极性分子,可改变长石、石英、方解石等矿物颗粒表面的润湿性而具有亲油倾向[10]。笔者通过自吸实验分析了研究区部分砂岩储层样品的润湿性,结果表明,红河油田延长组长8油层组岩石润湿指数介于-0.18~0.61,以弱亲油—亲水为主。对相关样品的测井解释含油饱和度统计表明,岩石含油饱和度与润湿指数呈明显的负相关关系,表现为含油饱和度越高,岩石润湿指数越小,岩石润湿性越趋向于亲油（图8）。同时,对自吸实验样品的高压压汞测试结果统计显示,岩石排驱压力与润湿指数呈正相关关系（图8）,表明岩石的亲油性越强,其排驱压力越小,油气在其中越易发生运移。烃类充注造成储层排替压力大幅下降,从而减小了石油运移的阻力,即便在较小的源储压差下石油也能运移成藏[10]。因此,普遍存在的早期石油充注是低动力背景下致密砂岩中石油运移成藏的重要机制。
Figure 8. Relationship between oil saturation, displacement pressure, and wettability index of the Chang 8 reservoir
在致密砂岩油气成藏中,除了源储压差驱动和早期原油充注外,裂缝的发育也是低动力背景下石油运移的重要因素。在研究区长8段岩心和显微镜下均可观察到重质油沿着微裂缝分布的现象（图7c,d）。笔者对部分钻井岩心中观察到的裂缝产状进行统计,并采用渝渗模型计算其渗透率,结果显示裂缝的渗透率在（0.046 8~85.88）×10-3 μm2之间,平均渗透率可达9.85×10-3 μm2（表1）。可见,裂缝具有很好的渗透性能,在石油运移中起着优势通道的作用。
井名 裂缝长度/m 裂缝间距/m 裂缝宽度/m 渗透率/×10-3 μm2 ZJ25 0.208 5 2.325 6 0.000 5 0.046 8 HH26 0.176 6 3.125 0.000 5 0.058 5 HH105 0.158 4 3.448 3 0.000 5 0.092 3 HH105-27 0.032 4 14.285 7 0.000 5 0.105 3 HH105-19 0.041 8 12.5 0.000 5 0.222 9 HH105-22 0.053 6 9.090 9 0.000 5 0.250 1 HH105-24 0.028 8 16.666 7 0.000 5 0.321 9 HH105-25 0.037 4 12.5 0.000 5 0.570 4 HH105-26 0.022 2 25 0.000 5 0.614 7 HH105-29 0.050 6 9.090 9 0.000 5 0.839 8 HH105-36 0.047 0 11.111 1 0.000 5 1.357 HH105-41 0.102 6 4.761 9 0.000 5 6.377 4 HH1054-10 0.076 0 7.142 9 0.000 5 7.989 8 HH1054-12 0.063 0 7.692 3 0.000 5 12.938 7 HH105-42 0.041 8 12.5 0.000 5 40.030 7 HH1054-5 0.107 1 4.545 5 0.000 5 85.881 6 从前面的论述中可知,在低动力背景下,源储压差驱动、早期原油充注、裂缝优势路径等多种机制共同作用,控制了致密低渗砂岩中石油的运移成藏过程。
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沉积作用导致的砂体复杂叠置关系和岩石组构有序变化,决定了埋藏过程中砂岩的有序、差异致密,储层呈“结构型”非均质。受其约束,油气成藏也表现出一定的差异性（图9）。在红河油田延长组长8段成岩—成藏系统中,对于原生孔隙保持较好或溶蚀、破碎等形成的高渗带而言,早期如有重质油选择性充注则成为含油层,后期的继承性充注呈现浸染式扩展的特点。而在边缘致密和通道隔挡的情况下,尽管原油无法进入,但由于保持了相对较高的孔渗而成为水层,后期如果改善沟通后有原油充注也可成为油层。这两种情况形成的油藏在晚期的构造抬升活动中得以调整,表现为压力散失和含油饱和度的变化（图9）。
Figure 9. Comprehensive interpretation chart of the petroleum accumulation process for the Chang 8 reservoir
与上述差异成藏过程相对应,不同类型砂岩的成藏动阻力耦合机制也呈现不同的演变特点（图10）。富含软岩屑砂岩或河道边部泥质含量较高的砂岩在成岩演化的早期就已致密,其排替压力远大于源储压差,油气不能充注其中。在正常条件下,研究区长8油层组致密砂岩的排替压力较大,在地质历史中,源储压差始终小于致密砂岩的排替压力,不能满足油气充注成藏的动力需求。而在原生孔隙保持较好的高渗带,晚侏罗世发生的早期原油充注波及的部位,其排替压力大幅下降,在后期的演化过程中,排替压力虽有小幅增大,但仍维持了较小的值。对于次生孔隙发育带而言,在溶蚀、破裂等作用下砂岩物性得以改善,其排替压力有所下降,在后期的演化过程中排替压力呈较小幅度的增大。上述原生孔隙保持较好的高渗带和次生孔隙发育带这两种类型的砂岩储层,在主成藏期（早白垩世中晚期）的源储压差均大于排替压力,即成藏动力大于阻力,具备油气运移的动力学条件,油气运聚就有可能发生（图10）。
Figure 10. Evolution of the coupling relationship between displacement pressure and source⁃reservoir pressure difference in the Chang 8 reservoir of well HH 103
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（1） 红河油田延长组自沉积以来,在机械压实的成岩背景下,多期次的胶结、溶蚀和破裂作用等交替发生,形成了致密低渗的储层物性特征。研究区长8油层组一般砂岩的致密化窗口期在123~83 Ma,发生于112~100 Ma和88~82 Ma的两期碳酸盐胶结是导致储层致密的主要因素。
（2） 红河油田延长组长8油层组存在基本连续的一期成藏,其中包含三个成藏阶段,分别对应J3早期、J3晚期-K1末期、K2-N1,其中,K1中期（124~110 Ma）为石油成藏的主要时期。整体而言,研究区长8油层组砂岩储层致密化与石油成藏协同发生,储层致密化窗口晚于石油成藏窗口,关键致密化事件的发生晚于主成藏期。
（3） 红河油田延长组石油成藏是在低动力背景下早期充注、优势通道、压差驱动等多种机制共同作用的结果,表现出早期选择性充注、后期继承性充注和浸染式扩展的特点。不同类型砂岩的成藏动、阻力耦合关系演变决定了强非均质性储层的差异成藏富集。
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