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唐海忠，杨 楠，周晓峰，冯 伟，李 涛，雷福平，赵 伟，胡丹丹
(1.中国石油玉门油田分公司，甘肃 酒泉 735019；
2.中国石油大学(北京)，北京 102249)
酒东油田位于酒泉盆地酒东坳陷营尔凹陷长沙岭构造带，主力产油层为3 500 m以深的下白垩统下沟组三段(K1g3)，长2断层以西的主产油区为油水关系复杂、高含水(开发初期含水率大于40%)的复杂断块油藏，以东的扩边区为产纯油或低含水(含水率小于10%)的低阻油藏。酒东油田勘探开发程度较高，但研究程度偏低，尤其是关于K1g3砂岩储层的研究成果较少且认识不一致，普遍默认下白垩统储层的孔隙类型为原生粒间孔隙[1-3]；
吕成福等[4]通过成岩作用分析认为下沟组砂岩是次生孔隙为主、原生孔隙为辅的低渗透储层；
唐海忠等[5]对方解石胶结物赋存状态的分析发现下沟组砂岩是次生孔隙发育的高孔高渗储层。储层质量的优劣受成岩作用直接控制，影响储层质量的成岩作用通常有压实作用、胶结作用和溶蚀作用[6]。破坏性和建设性成岩作用交替进行，压实、胶结和溶蚀作用的强度和先后顺序控制砂岩孔隙类型的变化和物性好坏的转化[4-5,7-9]。因此，成岩演化分析是砂岩储层研究的重要内容。以铸体薄片、扫描电镜、物性等资料和前期工作[5,10-12]为基础，系统分析K1g3砂岩成岩演化与优质储层分布规律，以期为酒东油田开发方案调整和扩边勘探部署提供指导。
酒泉盆地是中新生代陆相叠合含油气盆地，沉积厚度可达6 500 m，由下至上依次为中生界下白垩统赤金堡组(K1c)、下沟组(K1g)、中沟组(K1z)，新生界古近系柳沟庄组(E2l)、白杨河组(E3b)，新近系弓形山组(N1g)、胳塘沟组(N1t)、牛胳套组(N1n)及第四系(Q)，其中，下沟组、中沟组、柳沟庄组、新近系和第四系之间为不整合接触(图1)。下沟组为酒东油田的唯一产油层系，由下至上可以划分为下沟组一段(K1g1)、下沟组二段(K1g2)和下沟组三段(K1g3)。K1g3为酒东油田的主力产油层，油层厚度为80～270 m，原油主要来自K1g3烃源岩，部分来自下伏K1g1烃源岩[12]，油气生成及运聚成藏主要发生在新近纪至今[1]。
图1 营尔凹陷构造纲要及岩性柱状图
营尔凹陷发育3个不同时代的断裂[13-15]。凹陷东侧下河清断裂和北侧双二井断裂是早白垩世的控凹断裂，中沟期合并为一条弧形断裂。凹陷西侧上坝断裂和中部黑梁断裂以及密集分布的北东—南西向小断裂(包括长2断裂)是早白垩世中沟期伊始(K1z1)形成的断裂，活动时间较短，中沟期后期(K1z2)停止活动。凹陷南侧北西—南东向断裂为新生代祁连山向北逆冲推覆的前锋断裂，凹陷内未见该时期断裂活动迹象。K1g3顶面构造分区特征的雏形起始于早白垩世中沟期伊始的断裂活动，在新生代祁连山向凹陷逆冲推覆过程中得到进一步强化[11-12]。
2.1 砂岩基本特征
酒东油田深层K1g3砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图2)。碎屑组分中，石英含量为41.03%～75.11%，平均为58.84%；
长石含量为10.85%～29.92%，平均为18.75%；
岩屑含量为10.79%～39.66%，平均为22.41%。岩屑以花岗岩和石英岩岩屑为主，云母含量不足2.00%。在油田范围内，自西部酒参1井经中部长8井至东部长13井，砂岩中砾屑含量由20.00%降低至不足5.00%，砾径减小，分选变好；
至丰1井和丰2井一线，岩性过渡为泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，这表明长沙岭构造带K1g3砂岩的物源区位于营尔凹陷的西部。
图2 酒东油田K1g3砂岩分类(29组数据)
由物性测试结果统计可知，研究区K1g3砂岩孔隙度为3.43%～27.42%，平均为15.47%；
渗透率为0.03～1 181.97 mD，平均为245.08 mD，孔隙度、渗透率值变化范围极大，表明沉积和成岩作用复杂。
2.2 成岩特征
砂岩成岩作用类型较多，但对物性有重要影响的主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用[4-9]。镜下观察显示，酒东油田深层K1g3砂岩的主要成岩作用类型有胶结作用和溶蚀作用，而压实作用弱(图3)。
砂岩骨架颗粒之间表现为点状接触和基底式接触。基底式接触处，支撑骨架颗粒的填隙物以含铁白云石胶结物为主(图3a、b，红色箭头所指)，次生石英加大也较为常见(图3c，红色箭头所指)。骨架颗粒之间的接触关系也表明了研究区深层K1g3砂岩压实作用弱。
砂岩中填隙物主要有含铁白云石(电子探针原位探测结果)、蒙皂石、高岭石、次生石英加大等。含铁白云石是砂岩中体积最大的胶结物，含量高达32.63%，以浸染状(图3d)、团块状(图3a、b，红色箭头所指)和星点状(图3a—c，绿色箭头所指)3种形式赋存。蒙皂石以充填粒间孔隙(图3e、f)、含铁白云石溶蚀孔隙(图3g)和骨架颗粒表面黏土矿物膜(图3h)的方式产出，全充填粒间孔隙的蒙皂石微粒中常见星点状含铁白云石(图3f，绿色箭头所指)。高岭石以充填粒间孔隙(图3i)和骨架颗粒表面黏土矿物膜(图3j)的形式出现。次生石英加大的含量不超过岩石体积的2.00%，但石英颗粒表面普遍可见(图3c、h、j)。
砂岩中团块状、星点状含铁白云石胶结物和长石颗粒的溶蚀现象普遍。团块状含铁白云石多见港湾状溶蚀边缘(图3a、b，黄色箭头所指)，星点状含铁白云石溶蚀孔隙可见蒙皂石充填(图3g)，长石颗粒形成长条状溶孔(图3k、l)。
镜下观察发现，酒东油田深层K1g3砂岩的成岩特征可以划归为3类。Ⅰ类成岩特征的砂岩，压实作用弱，含铁白云石浸染状胶结，孔隙损失殆尽(图3d)，通常称为“钙质砂岩”；
Ⅱ类成岩特征的砂岩，压实作用弱，含铁白云石和长石溶蚀强烈，次生石英加大普遍，粒间孔隙和粒内孔隙发育(图3a—c)；
Ⅲ类成岩特征的砂岩，压实作用弱，含铁白云石和长石溶蚀强烈，粒间孔隙全充填蒙皂石(图3f)，蒙皂石晶间孔发育(图3e、f)。
研究区下白垩统埋藏深度超过3 500 m，镜质体反射率Ro一般为0.70%～0.90%，地层温度为100～130 ℃。结合上述成岩特征可知K1g3砂岩目前正处于中成岩阶段A期。
2.3 成岩演化
根据各种矿物之间形成的先后顺序及叠加关系，酒东油田深层K1g3砂岩的典型成岩序列为弱压实作用—含铁白云石浸染状胶结—含铁白云石和长石溶蚀—团块状和星点状含铁白云石形成以及蒙皂石、次生石英加大、高岭石沉淀。含铁白云石浸染状胶结时间早，为后期酸性流体溶蚀形成大量次生孔隙提供了物质和空间基础。酸性溶蚀流体作用下，浸染状含铁白云石发生一致性溶解，形成粒间孔隙并伴生团块状和星点状溶蚀残余，典型证据是3种赋存状态的含铁白云石胶结物都与碎屑颗粒直接接触，二者之间没有其他自生矿物；
长石颗粒发生非一致性溶解，形成粒内孔隙，同时为次生石英加大以及高岭石沉淀提供物质来源；
蒙皂石黏土矿物晶形差，分布普遍，说明其可能是酸性溶蚀流体携带而来的外来物质。
结合前期工作[5,10-12]可知，酒东油田深层K1g3砂岩的酸性溶蚀流体有3期。第1期溶蚀流体为大气淡水，作用时间为早白垩世下沟期末，营尔凹陷整体构造抬升，K1g3暴露地表遭受大气淡水淋滤；
第2期溶蚀流体仍为大气淡水，作用时间为早白垩世中沟期伊始，大气淡水沿断层下渗并淋滤K1g3砂岩，大气淡水淋滤作用的典型证据是蒙皂石充填砂岩的粒间孔隙和粒内孔隙以及形成骨架颗粒表面的黏土膜(图3e—h)；
第3期溶蚀流体为有机酸流体，目前K1g3烃源岩处于生油高峰期[1,12]，伴生大量有机酸流体，短距离运移至相邻砂岩，溶蚀含铁白云石胶结物和长石颗粒。3期溶蚀流体对含铁白云石和长石的持续溶蚀作用引起次生孔隙不断扩大，大量粒间孔隙和粒内孔隙相互连通，构成流体流动的良好通道。已有研究成果表明，大气淡水的淋滤深度一般在不整合面下60～80 m范围内且随深度增加孔隙度和渗透率降低[16-18]，而酒东油田K1g3砂岩在不整合面以下80～110 m仍然发育极为丰富的溶蚀孔隙且孔隙度和渗透率随深度增加没有降低的趋势(图4)，因此，第1期大气淡水淋滤不是K1g3砂岩次生孔隙发育的关键溶蚀流体。
图3 酒东油田K1g3砂岩成岩作用典型微观图像
图4 K1g3砂岩孔隙度和渗透率与不整合面距离交会图(235组数据)
最新研究成果显示，有机酸溶蚀碳酸盐矿物能够产生的最大次生孔隙度约为1.54%～2.56%[19]；
酒东油田K1g3砂岩油藏含水饱和度高达40%以上，说明有机质生成油气和有机酸的量仍然较少，其溶蚀含铁白云石产生的次生孔隙度应不足2.00%，因此，第3期酸性溶蚀流体也不是次生孔隙发育的关键流体。大气淡水通过断层可以渗透到2 000 m以深[20-21]，推断第2期线状大气淡水淋滤是K1g3砂岩次生孔隙发育的关键溶蚀流体，粒间和粒内孔隙中普遍发育的蒙皂石黏土微粒是大气淡水从地表携带而来的他生矿物。
通过成岩作用序列及酸性溶蚀流体分析可知，酒东油田深层K1g3砂岩的粒间孔隙为次生孔隙，3种类型成岩特征砂岩的成岩演化过程可以简要表述为：Ⅰ类成岩特征砂岩，含铁白云石强胶结，压实作用弱；
Ⅱ类成岩特征砂岩，弱压实作用—含铁白云石强胶结—酸性溶蚀流体—含铁白云石和长石强烈溶蚀—少量蒙皂石、高岭石、次生石英加大沉淀；
Ⅲ类成岩特征砂岩，弱压实作用—含铁白云石强胶结—酸性溶蚀流体—含铁白云石和长石大量溶蚀—大量蒙皂石充填粒间孔隙和粒内孔隙。由成岩演化过程分析可以看出，Ⅱ和Ⅲ类成岩特征砂岩是Ⅰ类成岩特征砂岩在酸性溶蚀流体作用下的产物。
成岩演化差异导致目前成岩特征明显不同，进而表现为物性相差悬殊(图5)。Ⅰ类成岩特征砂岩的孔隙度为3.43%～5.12%，平均为4.42%；
渗透率普遍小于0.10 mD，平均为0.08 mD。Ⅱ类成岩特征砂岩的孔隙度为8.99%～27.42%，平均为18.15%；
渗透率为0.73～1 181.97 mD，平均为357.50 mD。Ⅲ类成岩特征砂岩的孔隙度5.08%～19.52%，平均为12.54%；
渗透率为0.34～100.64 mD，平均为9.81 mD。
图5 各成岩特征砂岩孔隙度和渗透率的相关关系(189组数据)
图6为酒东油田深层K1g3各类成岩特征砂岩的成岩和物性演化耦合模式图。图6的成岩阶段及成岩序列部分，线段标示符的宽窄表示成岩事件的强弱，强者宽，弱者窄；
线段标示符的长短并不代表成岩作用的绝对时间长短，仅指在成岩阶段内的相对时间长短。图6的孔渗演化史部分，忽略弱压实作用对砂岩物性的影响，将粒间孔隙中仅残留少量星点状方解石、物性最好的Ⅱ类成岩特征砂岩的孔隙度(27.42%)和渗透率(1 181.97 mD)视为原始砂质沉积物的孔隙度和渗透率，Ⅰ类成岩特征砂岩的平均孔隙度和平均渗透率视为含铁白云石浸染状胶结砂岩的孔隙度和渗透率，Ⅱ和Ⅲ类成岩特征砂岩的平均孔隙度和平均渗透率视为各自现今的孔隙度和渗透率。成岩-物性演化耦合模式直观地展示了成岩特征差异对储层物性的影响，成岩早期含铁白云石胶结导致砂质沉积物转化为致密砂岩，早白垩世中沟期伊始大气淡水对致密砂岩的差异化淋滤作用形成Ⅱ和Ⅲ类成岩特征砂岩，蒙皂石含量的高低是这2类砂岩物性不同的根本原因，Ⅱ类成岩特征砂岩蒙皂石含量低则高孔、高渗，Ⅲ类成岩特征砂岩蒙皂石全充填次生粒间孔隙则中孔、低渗。
图6 酒东油田K1g33类成岩特征砂岩成岩-物性演化耦合模式
3.1 成岩相划分依据与命名原则
砂岩成岩相的命名原则较多，但都是以成岩特征差异或沉积环境与成岩特征相结合作为主要划分依据并突出物性差异[22-25]。相对来说，沉积环境与成岩特征相结合的成岩相划分依据的内涵更加丰富，能够揭示有利成岩相带在空间的分布规律，可以更加有效地指导油气勘探开发。文献调研发现，成岩相的研究主要集中在原生粒间孔隙占主导的砂岩中，鲜见对次生孔隙性砂岩的成岩相研究。
次生孔隙性砂岩的成岩相划分依据需要综合考虑沉积环境、关键溶蚀流体及成岩特征差异，更应重视三者之间的相互配置关系。成岩相命名可以相应地采用沉积环境、关键溶蚀流体成岩环境、成岩特征组合，能够直观地看出控制优质储层的主要因素，而且容易将各种砂岩储层的成岩相带标注在平面图上，为合理预测优质储层的展布规律提供依据，进而有效地指导油气勘探开发。
3.2 成岩相类型与优质储层分布
酒东油田深层K1g3砂岩以块状层理为主，沉积相类型为扇三角洲前缘亚相颗粒流沉积[26]。以长2断层为界，西区发育片状颗粒流沉积，砂体横向连片规模大于2 km，垂向叠置厚度超过40 m；
东区发育朵叶状颗粒流沉积，砂体横向分布一般不超过500 m，垂向叠置厚度小于25 m。早白垩世中沟期伊始，在线状大气淡水淋滤下，含铁白云石胶结的片状颗粒流致密砂岩(Ⅰ类成岩特征砂岩)转化为具有Ⅱ类成岩特征的富粒间孔隙和粒内孔隙砂岩，含铁白云石胶结的朵叶状颗粒流致密砂岩(Ⅰ类成岩特征砂岩)转化为富蒙皂石黏土矿物的Ⅲ类成岩特征砂岩。根据次生孔隙性砂岩成岩相划分依据和命名原则，研究区K1g3砂岩可以划分为4种成岩相类型：A成岩相为片状颗粒流砂岩、酸性流体隔绝环境、含铁白云石胶结相；
B成岩相为片状颗粒流砂岩、线状大气淡水淋滤开放环境、次生孔隙相；
C成岩相为朵叶状颗粒流砂岩、酸性流体隔绝环境、含铁白云石胶结相；
D成岩相为朵叶状颗粒流砂岩、线状大气淡水淋滤半开放半封闭环境、蒙皂石充填相。
早成岩阶段，含铁白云石强胶结颗粒流砂质沉积物形成致密的钙质砂岩，其中片状颗粒流致密砂岩为A成岩相，朵叶状颗粒流致密砂岩为C成岩相。表生成岩阶段，A成岩相砂体的横向规模大，断层截切的几率大，断层构成大气淡水在致密砂体中快速流动的网络，含铁白云石被迅速溶蚀，产生大量溶蚀孔隙，孔隙和断层共同形成溶蚀流体的开放系统，流体流速加快，蒙皂石微粒难以沉淀在流体流动通道内，次生粒间孔隙和粒内孔隙发育，形成高孔、高渗的B成岩相砂岩，为酒东油田的优质储层；
C成岩相砂体规模偏小，断层截切的几率小，流体流动网络发育程度偏低，线状大气淡水流动缓慢，蒙皂石微粒大量沉淀，导致次生粒间孔隙和粒内孔隙转化为蒙皂石晶间孔隙，形成中孔、低渗的D成岩相砂岩，为酒东油田差储层。之后的成岩作用对砂岩物性影响不大，仅起到锦上添花的作用。
成岩相平面分布(图7)表明，长2断层以西的主产油区B成岩相砂岩分布范围为片状颗粒流砂体分布范围，长2断层以东的扩边区D成岩相砂岩的分布范围为朵叶状颗粒流砂体分布范围，而A和C成岩相少而未能展示在平面图中，说明线状大气淡水对酒东油田深层K1g3致密砂岩的溶蚀强度大且普遍。
图7 酒东油田K1g3砂岩成岩相带厚度分布
B成岩相砂岩高孔(18.15%)、高渗(357.50 mD)，主产油区油水分异明显；
D成岩相砂岩中孔(12.41%)、低渗(9.81 mD)，蒙皂石含量高，黏土矿物晶间孔发育，水膜厚度大，形成产纯油的低阻油层。
酒东油田深层K1g3砂岩油藏的储层成岩作用研究结果表明：颗粒流砂岩是储层形成的物质基础，埋藏早期的含铁白云石浸染状胶结是3 500 m以深砂岩储层中碎屑颗粒保持点状接触关系的前提；
早白垩世中沟期沿强烈活动断层下渗的大气淡水淋滤是储层形成的关键溶蚀流体，充裕的溶蚀流体与颗粒流砂体分布范围内的含铁白云石胶结物和长石颗粒反应形成丰富的次生粒间和粒内孔隙构成油气流动网络；
颗粒流砂体的规模决定储层质量的优劣，大规模连片分布的片状颗粒流砂体形成的次生孔隙性储层质量优于透镜状分布的朵叶状颗粒流砂体形成的次生孔隙性储层。
在优质储层形成机理认识的基础上，充分考虑储层形成的关键要素和方便实际操作，采用沉积环境+关键溶蚀流体+成岩特征差异的方式命名成岩相并绘制成岩相平面分布图(图7)，对优质储层和差储层的分布范围进行准确地预测，进而有效地指导油气勘探开发。
长2断层以西的优质储层发育区面积为22.79 km2，探明整装石油地质储量为1 549×104t；
长2断层以东发现5个差储层发育区，面积为0.33～2.83 km2，探明石油地质储量为328×104t。
(1) 酒东油田深层K1g3砂岩处于中成岩阶段A期，受3期酸性溶蚀流体成岩环境控制，含铁白云石胶结物和长石颗粒普遍发生溶蚀，特别是中沟期伊始线状大气淡水淋滤是次生孔隙形成的关键酸性溶蚀流体。
(2) K1g3砂岩具有3类成岩特征：Ⅰ类成岩特征砂岩为含铁白云石浸染状胶结致密；
Ⅱ类成岩特征砂岩次生粒间孔隙和粒内孔隙极为发育；
Ⅲ类成岩特征砂岩的次生粒间孔隙和粒内孔隙充填蒙皂石黏土矿物。Ⅱ和Ⅲ类成岩特征砂岩由Ⅰ类成岩特征砂岩在酸性溶蚀流体差异化作用下形成。
(3) K1g3砂岩具有4类成岩相，A和C成岩相为致密砂岩，B成岩相为优质储层，D成岩相为差储层，储层质量的优劣主要受沉积和成岩作用共同控制。优质储层分布在酒东油田主产油区，差储层分布在酒东油田扩边区。
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