松辽盆地梨树断陷期储层流体包裹体特征及油气成藏期次

李永刚

(中国石油化工股份有限公司 东北油气分公司,吉林 长春 130062)

成藏期次是油气成藏研究中的关键问题之一,是研究油气藏形成过程和分布规律的基础,对油气勘探开发具有重要意义[1-3]。目前,研究油气成藏期的有效手段包括自生伊利石测年法[4-5]、磷灰石裂变径迹法[6-7]和流体包裹体与热史(埋藏史)结合法[8-13]等。

流体包裹体捕获了地质历史时期的流体,记录了流体包裹体形成时的流体组分、压力、相态及古温度和古盐度等信息,是油气成藏过程研究的重要证据,具有重要研究价值[14]。流体包裹体分析首先开展岩相学分析,研究石油包裹体组合特征和丰度;测试与石油包裹体共生的盐水包裹体的均一化温度和盐度,与埋藏史结合可确定石油充注时间[8-13];石油包裹体荧光光谱能够分析石油包裹体组分[8-13]。

梨树断陷是松辽盆地重要的富烃坳陷,断陷期沉积了厚层的泥岩和砂岩,形成了良好的生储盖组合,具有较好的油气资源潜力[15-21]。前人针对梨树断陷油气成藏开展了深入研究,认识到梨树断陷具有多期构造叠加演化[15-16]、多源供烃[17-19]、多期运聚[20-21]等特征,导致不同地区油气藏相态及成藏时间差异大,对高效勘探开发提出了挑战。因此,深化梨树断陷层碎屑岩储层的油气成藏研究具有重要意义。本文在前人研究的基础上,应用流体包裹体分析结合盆地模拟技术,开展了梨树断陷沙河子组油气充注历史和成藏演化研究,以期为梨树断陷油气勘探提供依据,为断陷盆地油气成藏研究提供借鉴。

1 地质背景

梨树断陷位于松辽盆地南部,在西侧桑树台边界断裂的控制下,形成“西断东超”的箕状断陷构造样式,构造单元可划分为东南斜坡带、北部斜坡带、中央隆起带、苏家屯次洼带、双龙次洼带和桑树台洼陷带,如图1(a)所示。梨树断陷经历断陷期、断拗转换期、拗陷期和构造反转期4个演化阶段,形成了构造、岩性、地层等多种类型的圈闭,控制了油气藏的类型与分布。梨树断陷在断陷期沉积了火石岭组、沙河子组、营城组和登娄库组,形成了良好的生储盖组合,如图1(b)所示。研究区发育火石岭组、沙河子组与营城组烃源岩,其中火石岭组有机质类型主要为Ⅲ型,沙河子组和营城组有机质类型以Ⅱ型为主,具有早期生油、晚期生气的特征[17-19]。储层岩性以砂砾岩为主,镜下可见石英次生加大边、长石绢云母化和方解石胶结等成岩特征[22-24]。

2 流体包裹体分析

2.1 样品与实验方法

采集梨树断陷6口井(梨6、梨601、金1、河山3、河山4、河山9)沙河子组的28块岩心样品,制成双面抛光的薄片(厚度100 μm),在20 ℃室温条件下,开展流体包裹体岩相学、微束荧光谱学和显微测温分析。实验仪器采用Olympus显微镜,连接荧光光谱仪(激发波长为365 nm)。流体包裹体均一化温度(Th)和冰融温度(Tm)利用Linkman THMS600G冷热台测定,Th测试精确度为1 ℃,Tm测试精确度为0.1 ℃。

2.2 流体包裹体岩相学特征

流体包裹体岩相学研究是在显微镜透射光和紫外光下,分析不同期次包裹体组合的产状、大小、相态、荧光颜色、气液比等特征[25-26]。梨树断陷沙河子储层岩性主要为长石岩屑砂岩,矿物类型主要为石英、长石、方解石和黏土矿物,颗粒间呈点—线接触,主要发育粒间孔隙,部分为长石溶蚀形成斑点状孤立粒内溶孔;可见大量石英次生加大边,粒间填充少量方解石胶结物,长石部分被溶蚀并被方解石交代,经历了机械压实、石英次生加大边、长石溶蚀、方解石交代长石、溶解作用等成岩作用过程,如图2(a)—(d)所示。

样品中石油包裹体和与其共生的盐水包裹体非常丰富,大多为气—液两相,在20 ℃室温条件下可见小气泡,气液比较小(图2)。第1种包裹体组合发育于石英次生加大边、方解石胶结物中,如图2(e)—(h)所示。结合成岩演化研究表明,该组合为后期成岩过程中被捕获,形成时间晚。包裹体呈分散状、带状、群状分布,大小为1 μm×3 μm～3 μm×6 μm,形态不规则,气液比小于5%。第2种包裹体组合发育于穿石英的裂缝中,如图2(i)、(j)、(l)、(m)、(o)、(p)所示,发育呈串珠状、带状分布,比共存的盐水包裹体大,一般大小为1 μm×3 μm～3 μm×17 μm,多为圆形、椭圆形,气液比小于5%;在石油包裹体的样品中也可见少量气态烃包裹体,主要分布在石英的裂隙中,大小为1 μm×1 μm～2 μm×5 μm,多为圆形、椭圆形,如图2(k)、(n)所示。

图2 梨树断陷沙河子组流体包裹体岩相学特征Fig.2 Petrographic characteristics of fluid inclusions in Shahezi Formation of Lishu fault depression

不同化学组分的石油(API密度和热成熟度不同)具有不同的荧光颜色,肉眼区分石油包裹体的荧光颜色带有主观性,无法准确判断颜色[25]。测试石油包裹体的显微荧光光谱,获取包裹体中石油的成熟度信息,并计算了荧光颜色对应的CIE色度。样品中石油包裹体的荧光颜色主要为近黄色和蓝白色(图2)。前人认为,流体包裹体不同的荧光颜色反映了不同的烃类性质,近黄色荧光石油包裹体反映了烃源岩在成熟阶段释放的油气被宿矿物捕捉形成,具有低成熟、高重质组分的特点;蓝白色荧光石油包裹体反映了烃源岩在高成熟阶段释放的凝析油气被宿主矿物捕捉形成,具有高成熟、低重质组分的特点[25]。通过测试单个包裹体荧光光谱并确定荧光颜色的CIE色度,可以显著地区分石油包裹体的荧光颜色(图3)。结果表明,河山3井的样品中含油近黄色和蓝白色油包裹体,前者在石英裂隙中发育,后者在石英次生加大边中发育,反映了河山3井的2种包裹体在不同时期被捕获,如图2(e)、(f)所示。其余井的样品均为单一的荧光颜色,为近黄色或蓝白色。

图3 梨树断陷沙河子组石油包裹体荧光色度坐标Fig.3 Fluorescence chromaticity coordinates of petroluem inclusions in the Shahezi Formation of the Lishu fault depression

2.3 流体包裹体均一温度和盐度特征

石油包裹体的荧光颜色存在显著的差异,表明捕获了不同成熟度的石油,可能是不同时期充注的或是同期不同来源的石油。因此,需要通过流体包裹体显微测温分析石油充注期次。流体包裹体的均一温度反映了被捕获时的古温度,对于研究油气充注期次具有重要的指示意义[9]。一般来说,烃类包裹体被宿主矿物捕获时,温度往往偏高,不能真实地反映油气充注时地层的温度;而与烃类包裹体共生的盐水包裹体的均一温度具有更高的稳定性,代表了油气被捕获时的最低温度,通常被作为油气充注期次的划分依据[26]。

选取研究区典型盐水包裹体进行激光拉曼的测定,结果表明,与石油包裹体共生的盐水包裹体均饱和甲烷(图4)。通过测量其均一温度,可反映石油包裹体被捕获时的温度,饱和甲烷的盐水包裹体的均一化温度可以代表真实的包裹体捕获温度,不需进行任何压力校正[26]。

研究区主要发育含近黄色石油包裹体、蓝白色石油包裹体、气态烃包裹体和含甲烷盐水包裹体。在梨601井沙河子组3 065.7 m处,测得4个烃类伴生盐水包裹体的均一温度为107～110 ℃;其余18个点均为独立的含甲烷盐水包裹体,均一温度在90～134 ℃。金1井沙河子组2 754.2 m处发育大量的含甲烷盐水包裹体,其中有14个包裹体赋存在石英裂隙中,测得均一温度为101～146 ℃;有5个包裹体赋存在方解石中,测得均一温度为105～138 ℃。同样,在河山3井沙河子组3 462 m处,发育大量的含烃盐水包裹体,均一温度为111～132 ℃的包裹体赋存在石英裂隙中,均一温度为130～146 ℃的包裹体赋存在石英次生加大边中,2种宿主矿物内的包裹体在温度上是连续的,说明河山3井沙河子组3 462 m存在2期包裹体。河山4井、河山9井、梨6井的含甲烷盐水包裹体赋存在石英裂隙中,河山4井的均一温度在96～146 ℃,河山9井的均一温度在78～112 ℃,梨6井的均一温度在102～148 ℃(图5)。

图4 梨树断陷沙河子组储层盐水包裹体激光拉曼谱Fig.4 Laser Raman spectrum of saline inclusions in the Shahezi Formation of the Lishu fault depression

图5 梨树断陷沙河子组储层盐水包裹体均一化温度分布Fig.5 Homogenization temperature distribution of saline inclusions in the Shahezi Formation of the Lishu fault depression

盐度是研究流体包裹体的一个重要指标,反映了成藏流体的物理化学性质和流体来源,同一时期、同一位置包裹体的盐度应该近似相等[9]。梨树断陷沙河子组储层流体包裹体盐度与均一化温度如图6所示。可以看出,包裹体的均一温度与盐度并没有太大关系,但是可以明显区分高盐度包裹体与低盐度包裹体。其中,河山3井沙河子组3 462 m处的盐度处于0～2%、8%～12%内,表明河山3井油气在成藏时存在2种不同的地层流体,进一步说明河山3井的包裹体为2期形成,与上文荧光照片和均一温度的分析一致。河山9井、梨601井、梨6井、河山4与河山3井相似,发育2种不同盐度的地层流体。金1井的盐度均处在12%～16%,盐度变化不大,为单一类型的地层流体。

图6 梨树断陷沙河子组储层流体包裹体盐度与均一化温度Fig.6 Salinity and homogenization temperature of fluid inclusions in Shahezi Formation reservoir of the Lishu fault depression

3 盆地模拟

油气成藏期次的划分主要依靠烃类包裹体的岩相学,不同时代形成的烃类包裹体代表不同的期次。为了进一步明确油气充注时间,利用一维盆地模拟软件(PetroMod 2012),分别对河山4井、梨6井等6口井的埋藏史、热史、成熟度史进行模拟,旨在更好地还原研究区油气的充注过程。

3.1 埋藏史

准确地恢复埋藏史,需要明确地层的岩性、地质年龄、剥蚀厚度、剥蚀时间和孔隙度。研究中,地层岩性、地层厚度等均为钻井中实测所得,地质年龄、剥蚀时间等由盆地年代地层格架来确定。剥蚀量的恢复对追溯烃源岩的演化十分重要,主要影响了地层的温度与孔隙度;前人对剥蚀量的研究主要有沉积速率法、砂泥岩孔隙度法、声波时差法、流体包裹体法、镜质体反射率法等[27-29]。根据研究区的实际情况,采用声波时差法与镜质体反射率法相结合来恢复地层剥蚀量。

研究区白垩纪以来经历了多期剥蚀,发育营城组顶部的不整合面、登娄库组顶部的不整合面、嫩江组—明水组顶部的削蚀不整合面。营城组沉积时期,桑树台断裂活动,研究区整体抬升,剥蚀中心位于研究区南部,剥蚀厚度100～200 m;登娄库组沉积时期,秦家屯—秦东断裂活动,剥蚀中心向北部迁移,剥蚀厚度为200～300 m;嫩江组—明水组沉积时期,小宽断裂活动,地层发生构造反转,剥蚀中心继续向北迁移,剥蚀厚度为300～1 300 m。

3.2 热史

温度在盆地演化中起着重要的作用,是烃源岩生烃的主要动力,控制油气的生成。因此,在热史模拟中,主要模拟地温的变化过程。热史模拟应用的主要参数有大地热流值、岩石热导率和地表温度[30]。前人研究表明[24],大地热流值在数值上等于地温梯度与岩石热导率的乘积,通过计算,研究区现今的平均热流值为68.24 MW/m2。古热流值主要通过研究区不同时期的盆地原型,结合不同盆地类型的热体制条件对其进行初始赋值,最后确定研究区泉头组沉积期、登娄库组沉积期、营城组沉积期和沙河子组沉积期热流值分别为79.0、82.1、86.2和91.5 MW/m2。利用各单井实测温度与成熟度对热史模型进行校正,如图7所示,研究区热史模拟结果与实测值有较高的吻合度,说明模拟结果合理。

图7 梨树断陷沙河子组储层实测井底温度、Ro与模拟值对比Fig.7 Comparison of measured bottom hole temperature,Ro and simulated values of the Shahezi Formation of the Lishu fault depression

3.3 成熟度史

镜质体反射率是评价烃源岩成熟度的常用指标[19]。研究中,使用PetroMod软件计算了火石岭组和沙河子组烃源岩的成熟度,在不改变当前热流的情况下进行校准,如图7所示,实测和计算的RO值与温度之间的良好相关性,表明成熟度史模型适用于该研究区。由于研究区的油气藏是多套烃源岩联合供烃,为了简化模型且减小模拟误差,在前人研究的基础上,将梨6井、梨601和金1井的火石岭组烃源岩定为主力烃源岩,河山3井、河山9井和河山4井沙河子组烃源岩定为主力烃源岩[17,20]。

模拟结果显示,研究区经历了早期的快速下降沉积阶段(距今130～92 Ma)、中期的过渡阶段(距今92～65 Ma)和晚期的构造抬升阶段(距今65～0 Ma)。在快速沉积阶段,研究区沙河子组地层沉积厚,温度快速升高,烃源岩快速达到生烃门限;在中期的过渡阶段,研究区发生频繁的构造活动,形成大量的古构造和古圈闭;晚期的抬升阶段,地层压力和温度降低,烃源岩生烃速率变慢。由于受古地势的高差与烃源岩分布的影响,在盆地不同地区形成的油气藏在时间上存在一些差异。研究区南部梨6井火石岭组烃源岩于登娄库时期(距今100 Ma)开始进入生烃阶段(RO=0.5%),距今约88 Ma进入生湿气阶段(RO=1.2%);研究区北部河山4井沙河子组烃源岩于泉头期开始生烃(距今98 Ma),距今约82 Ma进入生湿气阶段。总体上,研究区距今105～98 Ma开始生烃。成熟度史表明,研究区南部烃源岩最先达到生烃门限,演化程度最高,自南向北烃源岩进入生烃时间依次变晚,演化程度也逐渐降低(图8)。

4 油气充注期次

综合包裹体荧光光谱、均一温度和共生含水包裹体盐度来确定研究区油气的充注期次,将含甲烷盐水包裹体的均一温度与热史模型相结合,来确定与含甲烷盐水包裹体相伴生的石油包裹体充注时间。如图9(a)所示,研究区经历了复杂的地质过程,古地温总体上经历了4个阶段:第1阶段(距今120～80 Ma),地层快速沉积,古地温呈现快速升温的趋势;第2阶段(距今80～70 Ma),地层发生抬升、剥蚀,古地温开始下降;第3阶段(距今70～60 Ma),地层稳定沉积,古地温开始回升;第4阶段(距今60～0 Ma),地层缓慢抬升,古地温缓慢降低。由烃源岩的成熟度史可知,距今约80 Ma,烃源岩均已达到高成熟阶段,表明均一温度相同的包裹体可能在不同的时间被捕获。如图9(b)所示,显示了各井包裹体的形成时间,从河山3井的样品中可以推断出油气发生了2期充注(距今98～92 Ma和88～80 Ma)。在河山3井的样品中,近黄色荧光包裹体要远远多于蓝白色荧光包裹体,并且共生盐水包裹体均一温度的主峰主要集中在110～130 ℃,由此可以得出第一阶段生油期在距今98～92 Ma。在梨601井和梨6井的样品中,可见近黄色的石油包裹体和气态烃包裹体,由于现今研究区南部为气田,并且烃源岩主要为Ⅲ型,综合判断第二阶段生气期在距今88～80 Ma。

图9 梨树断陷沙河子组古地温及成藏期次Fig.9 Paleogeotherm and accumulation stages of the Shahezi Formation in the Lishu dault depression

在综合地史模拟结果和流体包裹体均一温度数据的基础上,结合烃源岩不同类型,在研究区储层中,明确距今98～92 Ma和88～80 Ma为2期油气充注时间(图9(c))。河山3井、河山4井和河山9井的样品油气在距今98～92 Ma发生强充注,该时期研究区以形成油藏为主,此时研究区北部的Ⅱ型烃源岩达到生油高峰,地层出现异常高压。当孔隙流体压力超过毛管压力时,岩石中微裂缝将被开启,油气将沿着微裂缝发生运移;当压力释放结束后,孔隙流体压力小于毛管压力,微裂缝将闭合,油气将就近被封闭在储层中,形成第1期油藏。第2阶段油气在距今88～80 Ma发生充注,梨6井、梨601井和金1井的样品为强充注,该时期研究区以形成气藏为主,此时研究区南部的Ⅲ型烃源岩达到生气高峰,随着地层继续沉降,烃源岩中的孔隙流体压力增加,一旦地层流体压力超过破裂压力阈值,第1阶段形成的微裂缝将重新打开,烃源岩中的油气将再次排出,形成第2期气藏,“南气北油”的分布格局就此形成。

5 结论

(1)梨树断陷沙河子组储层样品中发育2期包裹体,第1期包裹体主要分布在石英裂隙中,成熟度较低,呈现近黄色荧光,具有低均一温度特征;第2期包裹体主要分布在石英次生加大边、方解石胶结物中,成熟度相对较高,呈现蓝白色荧光,具有高均一温度特征。

(2)盆地模拟结果表明研究区经历了早期的快速下降沉积阶段(距今130～92 Ma)、中期的过渡阶段(距今92～65 Ma)和晚期的构造抬升阶段(距今65～0 Ma)。烃源岩在研究区不同位置的演化程度有所差别,整体上由南向北成熟度逐渐降低,距今105～98 Ma开始生烃,现今仍处于生烃期。

(3)梨树断陷沙河子组储层发生了两期油气充注(距今98～92 Ma和88～80 Ma),与区域地层沉降时期相吻合,油气充注发生在烃源岩生烃之后。