引言

松辽盆地油气勘探历程大致分为3个阶段，第一阶段为20世纪50年代油田发现与高产稳产阶段，第二阶段为21世纪初精细岩性油气勘探与持续稳定发展阶段，第三阶段为2011年以来常规油气精细勘探与致密油气突破阶段。与常规油气相比，松辽盆地致密油勘探起步晚，致密油资源分布规律及成藏机理认识不足，总体勘探程度与地质认识程度低^[1]。近年来，国内许多学者已经对致密油气储层孔隙特征、成岩作用、裂缝特征以及成藏机理等方面进行了研究^[2-9]，而关于储层致密化过程与油气充注的关系研究相对较少。松辽盆地齐家地区高台子油层具有低孔低渗致密储层的特征，本文通过铸体薄片、扫描电镜、纳米CT、压汞物理实验、流体包裹体、恢复压实曲线等方法分析了高台子致密储层特征及成藏期次特征，确定了齐家地区高台子砂岩储层致密化过程与油气充注的关系。该研究成果对松辽盆地齐家地区致密油成藏机理具有探索意义。

1 地质概况

齐家地区位于盆地中央拗陷区，横跨龙虎泡-大安阶地、齐家-古龙凹陷两个次级构造单元(图 1)。以齐家-古龙凹陷为轴线，构造线大体呈南北走向，向东在大庆长垣西坡上发育一系列鼻状构造，向西至龙虎泡-大安阶地发育一缓鼻状构造，现今整个中央拗陷构造为一个大型复向斜。研究区发育有中生界及新生界，主要包含第四系、新近系、古近系、白垩系，在白垩系青山口组和嫩江组沉积了大套泥岩与砂岩，构成了研究区高台子油层生储盖成藏组合，并控制了油气分布^[10-20]。

2 致密砂岩储层特征 2.1 岩石类型

齐家地区高台子致密储层岩石类型有两种，主要为碎屑岩，其次为薄层介壳灰岩。碎屑岩岩石类型主要为岩屑长石砂岩、次为长石岩屑砂岩，岩性主要为粉砂岩、一般含泥、钙或介屑，少量细砂岩和介壳灰岩。碎屑总量51.0%~97.0%，平均84.1%，其中，石英类碎屑含量15.0%~37.0%，平均28.6%；长石类碎屑含量19.0%~45.0%，岩屑含量14.0%~37.0%，介屑含量0~29.0%。而填隙物平均含量为15.9%，其中，方解石含量0~29.0%，伊利石含量0~11.0%，次生石英与次生长石少见，平均含量约3.0%(表 1)。齐家地区高台子碳酸盐岩为介壳灰岩，其中，介形虫66.6%，胶结物15.8%，鮞粒6.8%，砂屑6.9%，介壳灰岩在高台子油层厚层泥岩中广泛发育，单层厚度为几厘米~几十厘米，最大可达0.5 m。

2.2 储层物性特征

统计齐家地区高台子致密油区70口井2 854个样品，其孔隙度呈正态分布，分布在1.4%~22.5%，主要在2.0%~16.0%，平均为9.5%(图 2a)。齐家高台子致密油区渗透率分布范围宽，在0.01~ 27.10 mD，主要在0.01~3.00 mD，平均为0.41 mD，小于1.00 mD占统计样品数的91.6%(图 2b)。

齐家地区高台子致密油储层孔隙度与渗透率具有正相关关系，随着孔隙度增大渗透率呈指数增加，但指数关系相关系数不大。具有相同孔隙度的样品，渗透率差别比较大，具有相同渗透率的样品，孔隙度相差也比较大(图 2c，图 2d)。

常压孔隙度取2.00%~12.00%时，齐家地区高台子致密储层覆压孔隙度为1.20%~11.10%，绝对误差为0.85%~0.86%，平均为0.85%，孔隙度值越大误差越小，由于常规岩芯煤油法孔隙度比氦气法孔隙度小0.55%，地下条件下比地表条件孔隙度平均低0.85%，综合分析得出高台子油层地下条件比地表条件气测孔隙度小0.30%，因此，在孔隙演化及与孔隙度有关的计算中近似认为地面孔隙度和目的层地下孔隙度一致(图 2a，图 2b)。常压与覆压渗透率没有固定关系(图 2d)，当常压渗透率小于0.10 mD时，常压渗透率平均为覆压渗透率的2.3倍；当常压渗透率为0.10~2.00 mD时，常压渗透率平均为覆压渗透率的38.0倍。随着储层渗透率增大，其地面与地下渗透率差值也越大。

2.3 孔隙结构特征 2.3.1 孔隙类型、大小及分布

致密储层孔喉细微，完全依靠常规测试技术表征困难，本次应用场发射扫描电镜、微米-纳米CT高分辨率成像技术，结合常规分析测试，实现对致密储层孔隙特征的多尺度精细识别及定量表征。

本次研究将孔隙直径大于1 $\mu$m称为微米级孔隙，孔隙直径在1 000~500 nm称之为亚微米孔隙，小于500 nm的称作纳米级孔隙。根据铸体薄片、常规扫描电镜、场发射扫描电镜等实验数据，齐家地区致密储层孔隙类型包括：粒间溶孔、残余粒间孔、粒内孔和黏土矿物晶间孔4类，其中，以残余粒间孔和粒内孔为主要的储集空间(图 3)。

微米级孔隙的识别采用传统的铸体薄片法进行定量测定，高台子致密储层储集空间主要为残余粒间孔和各种溶蚀孔，高台子油层孔径主要在10~20 $\mu$m，最大可达50 $\mu$m；根据高台子储层面孔率(2.2%)和平均孔隙度(9.5%)，计算出微米级孔隙约占总孔隙度的23%。受铸体薄片放大倍数及人眼分辨率的限制，实际上微米级孔隙可能所占比例远大于23%。微米级孔隙还可以采用微米CT精确定量表征。高台子油层6块微米CT分析结果显示，其平均孔隙半径为2.00 $\mu$m，平均喉道半径为0.58 $\mu$m，平均喉道长度为9.66 $\mu$m，配位数变化范围较大，在2.5~22.0，平均为10.5，配位数高，说明孔喉连通性好，CT分析孔隙度为3.0%~8.1%，平均为6.0%，该值低于这几块样品常规测试物性的平均值12.0%，常规物性分析测出的是不同尺度的孔隙体积的总和，由此可以说明储层中有近一半的孔隙为亚微米或纳米级孔隙。亚微米级孔隙可以通过普通扫描电镜及场发射扫描电镜定性识别(图 3c，图 3d)，观察发现，亚微米级孔隙主要以黏土矿物晶间孔、石英粒内孔和粒内溶孔为主，其含量大约占总孔隙度的10%左右。

根据94块压汞资料统计，齐家地区高台子致密油储层以纳米级孔喉为主，孔喉半径0.100~1.000 $\mu$m占总数量的38.3%，孔喉半径0.006~0.100 $\mu$m占总数量的58.7%(图 4a)。根据孔喉半径分布与累积进汞百分含量关系(图 4b)，将高台子致密砂岩储层分为3种类型，Ⅰ型孔喉半径在0.05~2.00 $\mu$m，平均孔隙度10.7%，平均渗透率0.620 mD；Ⅱ型孔喉半径在0.005~0.100 $\mu$m，平均孔隙度7.7%，平均渗透率0.100 mD；Ⅲ型孔喉半径小于0.005 $\mu$m，平均孔隙度4.9%，平均渗透率0.100 mD。

2.3.2 孔隙结构特征

致密砂岩具有较好的孔隙结构，其孔喉配位数主体分布在1.0~4.0，平均1.8，孔隙和喉道连通性较好(图 3e，图 3f)。致密砂岩储层非均质性强，在一个2 mm的样品中反映出来的孔隙和喉道的分布非常不均。反映出致密砂岩受沉积和成岩改造比较强烈，增强了流体渗流的复杂性。

3 流体包裹体

流体包裹体被广泛用于恢复油气充注史，根据油气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度，结合埋藏-热史图，确定油气成藏时间，这种方法是目前应用比较多的一种确定油气形成时期的方法^[21]。本文对松辽盆地齐家地区金28井等9口井白垩系高台子油层砂岩流体包裹体样品进行了分析，发现齐家地区白垩系高台子油层致密砂岩储层样品中油包裹体比较发育，未见天然气包裹体，可能预示高台子油层未经历天然气充注。油包裹体在显微镜下主要呈长条形、椭圆形、球形、不规则形，大小主要在3~15 $\mu$m，油包裹体产状主要有两种类型，主要发育在石英颗粒裂纹中，其次发育在方解石胶结物中(图 5)。在齐家地区白垩系高台子油层中观察到发黄色、黄绿色、蓝绿色3种荧光颜色油包裹体，且在大部分样品中都存在这3种类型的油包裹体，油包裹体在紫外光照射下表现出不同荧光颜色，反映出齐家地区高台子油层石油的成分特征及热演化程度差别大，可能存在多期油充注过程。

综合不同荧光颜色油包裹体荧光光谱形态、结构及光谱主峰波长($\lambda_{\rm{max}}$)特征，可以划分油气充注幕次^[22-24]，研究表明，齐家地区白垩系高台子油层至少存在3幕油充注，以英X58井、金28井、齐平1井为代表(图 5)。齐家地区高台子油层油包裹体微束荧光光谱的主峰波长$\lambda_{\rm{max}}$表现出3种特征值(图 5b，图 5d，图 5f)，分别为：①黄色荧光油包裹体$\lambda_{\rm{max}}$位于580.9 nm；②黄绿色荧光油包裹体$\lambda_{\rm{max}}$位于520.6~545.4 nm；③蓝绿色荧光油包裹体$\lambda_{\rm{max}}$位于489.3 nm。从特征值①$\longrightarrow$②$\longrightarrow$③，$\lambda_{\rm{max}}$值逐渐减小，反映了包裹体中原油成熟度变高。

为了确定油气充注时期，选择了齐家地区9口井样品进行测温，测温时要求同时获取原油包裹体和共生盐水包裹体均一温度，其两者均一温度特征如图 6。从均一温度分布特征来看，表明研究区高台子油层存在3幕原油充注及其伴生同期盐水充注：第1幕、第2幕、第3幕油包裹体均一温度分别为56.9~68.2 ℃、75.4~ 89.1 ℃、90.2~111.3 ℃；其伴生的同期盐水包裹体均一温度分别为75.3~89.6 ℃、90.3~109.4 ℃、110.4~144.9 ℃。

根据与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度确定油气充注年龄的方法，常常受到埋藏史恢复可靠性的影响，但该方法仍是比较实用的方法。为此，本研究运用该方法对齐家地区获取与各期次油包裹体同期的盐水均一温度在单井埋藏史图上投影(图 7)，获得了不同期次油气的充注年龄。从该图可看出：研究区高台子油层发生了两期油气充注，第1期发生在79~75 Ma(嫩江晚期)，对应于第1幕充注；第2期发生在69~65 Ma(明水晚期)，对应第2幕、第3幕充注。

4 油气充注和储层致密化关系

压实作用是致密储层形成的主因。因此，定量恢复压实曲线是确定孔隙致密时间的关键。通过实测孔隙度与声波时差建立定量关系，用声波时差曲线反演孔隙度随埋藏深度的变化。通过对研究区大量取芯井岩芯归位后发现，实测孔隙度与声波时差和密度均具有良好的正相关关系，据此关系可以反演孔隙度演化历史。以齐家金66井为例，该井实测孔隙度与声波时差和密度曲线均具有良好的相关性，根据回归公式可计算孔隙度与深度关系(图 8)，可以看出，当埋藏深度总体大于1 400 m时孔隙度低于致密上限12%(致密储层标准孔隙度参考值)，成为致密储层，考虑到明水末期齐家地区整体抬升，其剥蚀厚度约为400 m左右^[13]，因此，储层致密的深度界限约为1 800 m。同样的方法得出现今高台子油层埋藏深度为1 300~1 500 m时达到致密界限，如果齐家地区平均剥蚀厚度取400 m，则成藏时期储层埋深为1 700~1 900 m时达到致密，对应的时间为明水早期。

成藏史研究表明，松辽盆地齐家地区高台子油层致密储层中存在发蓝绿、黄绿、黄色荧光3种类型的油包裹体，指示在地质历史中该地区发生多期油充注；采用与油气共生的盐水包裹体均一温度结合储层埋藏史-热史确定发黄色荧光油包裹体捕获时间为距今79~75 Ma，对应嫩江晚期。发蓝绿、黄绿色荧光油包裹体捕获时间为距今69~65 Ma，对应明水晚期，其中明水组晚期是主成藏期(图 8)。嫩江末期，齐家地区主体尚未进入致密阶段，大部分地区孔隙度在12%以上，进入明水早期，研究区高台子储层才开始致密；根据前人研究表明^[26]，嫩江末期和明水末期，进入生油门限的范围与储层致密范围大致吻合。因此，研究区高台子油层早期嫩江末期原油充注时，储层还未致密，明水末期原油充注时，储层已经致密，齐家高台子储层具有边成藏边致密特征。

5 结论

(1) 通过岩石薄片、扫描电镜等分析，认为齐家地区高台子储层岩性主要为岩屑长石砂岩，次要为长石岩屑砂岩；孔隙类型以溶蚀孔和残余粒间孔为主，孔隙主要为亚微米-纳米级孔隙，孔喉连通性较好，储层致密时间在明水早期。

(2) 通过流体包裹体分析，认为齐家地区高台子致密储层存在两期油充注，早期原油充注发生在距今79~75 Ma，对应嫩江晚期，晚期原油充注发生在距今69~65 Ma，对应明水晚期。

(3) 结合齐家地区高台子油层原油充注历史与储层孔隙演化特征，认为原油充注与储层致密关系为边成藏边致密。