成熟探区油气挖潜是当前石油界研究的重要领域之一(贾承造等，2008； 邹才能等，2010； 邱中建等，2012； 王清晨等，2012； 张抗等，2012； 胡文瑞等，2013； 牛嘉玉等，2013)。厄瓜多尔东部的Oriente盆地是南美洲最主要的含油气盆地之一，位于亚马孙平原区，从20世纪20年代初即开始油气勘探活动(Canfield et al.，1982； Dashwood and Abbotts，1990； 陈诗望等，2012)。Oriente盆地北部白垩系Napo组中-下部UT段富含海绿石的砂岩层段在前期地质评价过程中，由于其高自然伽马特征一直被误判为富含粘土杂基的泥质砂岩，甚至是泥页岩，而且在Oriente盆地其它成熟油区的文献报道中至今也认为该层是非储层段(Biedma et al.，2014)。主要原因在于前期的勘探开发过程中运用地震、 测井等资料无法直接识别出该类储层或含油层，并且认为Napo组烃源岩未成熟(Dashwood and Abbotts，1990)，没有准确地把握海绿石砂岩储层和油藏的基本特征。目前世界范围内已经发现的海绿石砂岩油藏数量不多，已有的包括埃及的苏伊士湾October油田和西沙漠地区Razzak油田、 美国密西西比州Trimble油田、 沙特阿拉伯东北部、 澳大利亚维多利亚、 加拿大阿尔伯特、 凯尔特海盆地北部、 北海盆地等，主要集中发育于白垩系和古近系(Patchett and Wiley，1993； Winn，1994； Çagatay et al.，1996； Diaz et al.，2003； Hossain et al.，2012)。但是由于不同地区发育的海绿石砂岩在沉积、 成岩演化和埋藏历史过程等不同，导致它们在矿物组成、 成岩作用、 孔隙结构、 物性、 空间分布和油藏规模等方面存在明显的差异性。

2 012年，中国石油安第斯公司在海绿石砂岩段进行测试而获得工业油流，通过地质资料重新评价后确定为含油新层系，是该区块有利的储量接替层系。本文以Oriente盆地斜坡带北部白垩系Napo组UT段海绿石砂岩储层特征研究为切入点，以薄片鉴定、 扫描电镜观察、 核磁共振τ₂谱等分析为基础，揭示该类隐蔽储层的矿物组成、 孔隙结构、 成岩作用、 物性特点，并结合烃源岩评价与石油空间分布特征探讨研究区海绿石砂岩油藏的成藏特征。

Oriente盆地面积约为1×10⁵ km²，是次安第斯山东侧的前陆盆地体系的一部分(Canfield et al.，1982； Dashwood and Abbotts，1990； Xie et al.，2010； Baby et al.，2013)。盆地构造演化可分为3期，即裂谷期、 拗陷期和前陆期，其中前陆期又可细分为早安第斯造山期和晚安第斯造山期(Dashwood and Abbotts，1990； Xie et al.，2010)。盆地整体呈西陡东缓、 轴向南北的不对称构造格架，缓坡构造倾角一般小于2°，沉积中心位于秘鲁最北部。主体构造呈近南北向分布，按构造单元自西向东可依次划分为西部次安第斯褶皱冲断带、 中部前渊带和东部斜坡带，斜坡带可进一步划分为裂陷反转带和共轭走滑带(图 1)。研究区位于Oriente盆地的北部，面积约为1 000 km²，具体位置见图 1。

前寒武纪基底是圭亚那地盾的火成岩和麻粒岩相变质岩(Feininger，1975； White et al.，1995)。古生代发育克拉通边缘海相沉积物，三叠纪—早白垩世发育弧后裂陷盆地沉积物，早白垩世晚期—晚白垩世晚期是拗陷阶段滨浅海为主的砂泥岩与碳酸盐岩互层的沉积物，新生代盆地转入弧后前陆盆地陆相红层沉积(Dashwood and Abbotts，1990； White et al.，1995)，垂向发育序列见图 2。其中海绿石砂岩在盆地和西部的露头区均广泛发育，形成于早白垩世晚期受潮汐作用影响的海相滨外或陆棚沉积环境，是海侵事件的沉积产物(White et al.，1995； Shanmugam et al.，2000； Barragan et al.，2004，2005； Lee et al.，2004； Estupiñan et al.，2010； 刘畅等，2014)。Napo组由下而上可分为C灰岩段、 LT砂岩段、 UT海绿石砂岩段、 B灰岩段、 U段、 A灰岩段、 M₂灰岩段、 M₁灰岩段、 M₁泥岩段和M₁砂岩段，Napo组的下伏地层为Hollin组，上覆地层为Tena组。

图1(Fig.1)

图1 研究区位置图 Fig.1 Location of study area

图2(Fig.2)

图2 Oriente盆地综合柱状图 Fig.2 Stratigraphic column of Oriente Basin

海绿石砂岩在研究区稳定分布，单井累计厚度平均约16 m/5层，单层厚度以2.5～4.3 m为主。海绿石砂岩常发育钙质、 泥质及物性隔夹层。

海绿石砂岩呈灰绿色(图 3)，颜色主要是海绿石矿物的颜色反映。海绿石属于粘土矿物的范畴，通常在砂岩中以填隙物形式存在，但是研究层段的海绿石由于其成熟度高(K₂O含量约为8％)且埋藏较浅则呈圆球形或粪球粒状的形式存在，构成海绿石砂岩的主要颗粒组分之一(图 4)。海绿石砂岩的颗粒组分主要为石英和海绿石，含极少量的长石、 云母(图 4)，以颗粒支撑结构为特征，分选性较好； 填隙物含量较少，以胶结物为主(图 5)。石英颗粒呈次圆状，绝大部分由于次生加大而呈现为次棱角、 棱角状，其粒径范围一般为0.1～0.5 mm，自形晶面发育，属于Ⅱ级次生加大(图 5f)； 在扫描电子显微镜下观察，发现大多数石英颗粒表面被较完整的自形晶面所包裹，有的石英自形晶体向孔隙空间生长，交错相接，填塞孔隙(图 6)； 绝大部分的海绿石颗粒呈次圆、 圆状或粪球粒状，极少量呈其它形状充填于孔隙间，粒径范围为0.05～0.25 mm，其含量变化范围大，为5％～50％(图 5，图 6)； 长石含量少，一般小于5％(图 7)。填隙物含量一般小于5％，除石英加大边外，自生矿物有黄铁矿以及含铁碳酸盐类胶结物，包括铁白云石、 铁方解石、 菱铁矿(图 7)，其中菱铁矿、 黄铁矿局部常呈现脉状、 小团块状富集，而且几乎没有其它粘土杂基。海绿石砂岩段呈现伽马曲线值偏高的现象是由海绿石引起的。

图3(Fig.3)

图3 海绿石砂岩岩心照片 a、 b和c分别对应图 1中A1、 A2和A3井 Fig.3 Core photos of glauconitic s and stone

图4(Fig.4)

图4 海绿石砂岩主要矿物含量三角图 Fig.4 Ternary diagram of rock minerals of glauconitic s and stone

图5(Fig.5)

图5 海绿石砂岩储层岩石矿物学特征 a、 b. 分别为A1井海绿石砂岩储层单偏光和正交偏光显微照片，深绿色圆状或粪球粒状的颗粒为海绿石，有的具有暗色内核，白色次棱角状的颗粒为石英，天蓝色铸体表示储层孔隙空间，下同； c、 d. 分别为A2井海绿石砂岩储层单偏光和正交偏光显微照片； e. A3井海绿石砂岩储层单偏光显微照片，洋红色铸体表示储层孔隙空间，下同； f. A3井海绿石砂岩储层单偏光显微照片，大倍数照片可以清楚地呈现出海绿石砂岩中石英颗粒普遍具有较宽的石英增生加大边(黑色虚线)，成岩作用前的石英颗粒呈次圆状，局部发育铁白云石胶结(Fd)，井位置见图 1 Fig.5 Characteristics of lithology and mineralogy in glauconitic s and stone reservoir

海绿石砂岩储层孔隙类型主要是粒间孔，因碎屑颗粒经历压实变形、 石英次生加大及自生矿物，而以剩余粒间孔为特征，孔隙半径一般为0.05～0.15 mm，吼道的连通性相对较差(图 5，图 6)。发育少量的海绿石溶蚀粒间孔(图 7a、 图 7b)、 长石溶蚀粒内孔(图 7a、 图 7c)、 黄铁矿填隙物晶间孔等微孔隙(图 7d)。整体上海绿石砂岩储层的非均质性较强，且孔吼结构复杂。

图6(Fig.6)

图6 海绿石砂岩储层扫描电镜(SEM)下颗粒空间排列与孔隙特征 a. 海绿石砂岩(A1井)，岩石矿物颗粒的空间排列形貌； b. 为a中红框内局部放大照片，海绿石颗粒表现为圆—次圆状或粪球粒状，大部分石英颗粒表现为棱角—次棱角状，被较完整的自形晶面包裹； Qz. 石英，Gl. 海绿石 Fig.6 Spatial characteristics of mineral grains and pores in glauconitic s and stone reservoir

图7(Fig.7)

图7 海绿石砂岩储层孔隙及成岩作用特征 a. A3井海绿石砂岩单偏光照片，发育粒间孔(洋红色)，胶结物为铁方解石(Fc，染色后为紫红色)，So为油迹或残余油，斜长石(Pf)普遍发生溶蚀，蓝色箭头指示海绿石粒间与粒内溶蚀孔，虚线指示石英次生加大边； b. A3井海绿石砂岩单偏光照片，铁白云石(Fd)局部胶结(染色后为蓝色)，Mi为云母，Or为有机质； c. A1井海绿石砂岩SEM照片，显示长石溶蚀粒内孔特征； d. A1井海绿石砂岩SEM照片，显示自生矿物球状黄铁矿(Py)的晶间孔 Fig.7 Characteristics of pores and diagenesis in glauconitic s and stone reservoir

储层孔隙度制约着油气的储存空间大小，渗透率则决定了流体在储层中流动的难易程度(刘震等，2012)。海绿石砂岩储层的孔隙度范围主体为5％～20％，渗透率主体范围为0.1～100 mD(图 8)。核磁共振技术的应用能够提供准确的储层参数，核磁共振τ₂(横向弛豫时间)谱分布可以有效地表征岩石的孔隙结构特征，描述孔隙内流体赋存状态，确定束缚水饱和度(何雨丹等，2005； 李艳等，2008； 白松涛等，2014； 王振华等，2014)。海绿石砂岩储层核磁结果显示其孔隙度具有典型的双峰分布形态特征，指示束缚水饱和度较高，平均约占50％。按照石油天然气行业标准(SY/T 6285-1997)，根据碎屑岩的岩石物性分级，海绿石砂岩储层以中-低孔隙度、 中-低渗透率储层类型为主，属于常规和非常规混合型储层。

图8(Fig.8)

图8 海绿石砂岩储层孔隙度与渗透率分布图 Fig.8 Porosity and permeability of glauconitic s and stone reservoir

图9(Fig.9)

图9 Oriente盆地烃源岩总有机碳含量与成熟度平面分布图 Fig.9 TOC and maturity map of source rocks in Oriente Basin

上述储层特征表明，海绿石砂岩中石英次生加大属Ⅱ级，长石碎屑颗粒常被溶蚀，发育晚期含铁碳酸盐类胶结物，这些标志指示研究区海绿石砂岩属于中成岩阶段A期的产物。

烃源岩评价是研究区基础石油地质研究的薄弱环节。Feininger(1975)较早地报道了盆缘露头区变质岩的总有机碳含量，Dashwood and Abbotts(1990)报道该区Napo组烃源岩在研究区内未成熟，镜质体反射率Ro为0.4～0.45； Baby et al.(2013)引用的文献中却报道Napo烃源岩在研究区已经成熟，Ro大于0.6，是局部的生烃灶(图 9)。

海绿石砂岩紧邻的与内部的泥岩颜色为深灰至灰黑色，整体呈纹层状，有机质呈条带状分布均匀，非常富集(图 10a、 图 10b)。X射线衍射分析结果表明，泥岩的主要矿物组分是粘土矿物，其次是石英，有的富含方解石，一般含少量钾长石、 菱铁矿、 黄铁矿，极少量海绿石，局部层段富含微体化石(图 10c、 图 10d)； 粘土矿物以伊/蒙混层为主，伊利石、 高岭石次之。泥岩中的I/S混层粘土矿物中蒙皂石层占30％～15％，属有序混层(R=1)，其成岩阶段可以划分为中成岩阶段A期。

有机地球化学分析结果表明研究区的生烃母质类型有两类，一类为Ⅱ₁腐泥型，主要发育于B灰岩段，另一类为Ⅱ₂—Ⅲ腐泥腐殖型，主要位于UT段下部。泥岩有机质的丰度是决定岩石生烃能力的主要因素，可以用有机质丰度指标来衡量： 1)总有机碳含量(TOC)范围为1.12％～5.97％； 2)生烃潜量(S₁+S₂)平均为20.8 mg/g； 3)氯仿沥青“A”大于0.36％。 这3项指标均指示生油岩级别非常好。最高热解峰温T_max 为436 ℃～442 ℃，镜质体反射率Ro范围为0.5%～0.79%，结合生烃母质类型及海绿石砂岩成岩阶段指标可以指示烃源岩处于中成岩阶段A期，为低成熟—成熟阶段。这说明Dashwood and Abbotts(1990)报道的TOC值与本次分析结果一致，但是成熟度结果明显偏低； 而Baby et al.(2013)报道的成熟度更符合实际地质情况，可能与岩浆岩导致的区域热力场异常有关。

根据上述储层、 泥岩的各项指标，综合判断海绿石砂岩段的成岩阶段可以划分为中成岩阶段A期(详见表 1)。

表1(Table 1)

表1 海绿石砂岩成岩阶段指标汇总表Table 1 Indicators of diagenetic stages of glauconitic s and stone 成岩阶段 有机质 泥岩 砂岩固结程度 砂岩中自生矿物 溶解作用 颗粒接触类型 孔隙类型 阶段 期 Tmax/℃ 成熟阶段 烃类演化 I/S中的S/％ I/S混层分带 石英加大 方解石 菱铁矿 黄铁矿 铁白云石 长石 中成岩阶段 A 436～4 42 低成熟～成熟 原油为主 30～15 有序混层带 固结 二级加大 含铁 有 有 亮晶 溶蚀 点—线状接触 剩余粒间孔、 粒内溶孔

表1 海绿石砂岩成岩阶段指标汇总表 Table 1 Indicators of diagenetic stages of glauconitic s and stone

4.1 油藏特征

研究区已发现的油藏具有以下特征：

1)位于前陆盆地东翼平缓的大型斜坡带上，烃源岩和海绿石砂岩储层大面积的面状接触式发育，岩性—地层性油藏表现为三明治式层状分布，具有良好的源储配置关系，而且勘探开发实践表明该类油藏在相对高幅度区具有原油丰度相对高的特点(图 11)。

2 )海绿石砂岩油藏属于中-低孔隙度、 中-低渗透率储层类型的中质油油藏，是由常规和非常规油气资源构成的混合型油气资源。

3)没有明显圈闭界限，没有统一油水界面，含油饱和度高且差异大，说明海绿石砂岩油藏范围不受控于构造等高线，而主要受沉积环境约束下的岩性、 物性、 孔隙结构、 成岩作用，以及低幅度构造背景等的影响。

4 )根据国家油气地质储量丰度划分，研究区海绿石砂岩油藏的储量丰度约为74×10⁴ t/km²，属于低丰度储量。

储层总体上连续大型化发育，其内部的储集空间与物性在横向上发生变化，因而在层状分布背景上形成了一系列相对好的储渗单元，单个储渗单元的规模不大，但是储集体群仍然可以规模成藏(图 11)。

1)该区海绿石砂岩层内及紧邻上下的厚度为10～25 m，陆棚相优质烃源岩大面积分布，已经进入液态生油窗，可以为海绿石砂岩层段提供丰富的油源物质基础。

2 )与前人对研究区及邻区的原油有机地化指标进行对比(Dashwood and Abbotts，1990； Hu et al.，2010)，揭示具有亲缘型的有效烃源岩为富Ⅱ₁腐泥型有机质的B灰岩段含钙泥岩或钙质泥岩。Oriente盆地稳定地发育着薄层海绿石砂岩储层和上覆B灰岩段泥岩夹泥灰岩烃源岩层和盖层，构成优越的源储组合，有利于上生下储式的油气成藏。

3)盆地内生油高峰期为中新世—早渐新世(Mathalone et al.，1995； Higley，2001)，成藏具有晚期性，海绿石砂岩油层中石英自生加大边中发育的流体包裹体未见烃类显示也是其佐证之一。物性较差的储层得以成藏的主要运聚机制是体积流运聚机制和扩散流运聚机制(赵文智等，2013)。源储广覆式面状接触样式有利于将烃源灶内部的过剩压力充分转化为有效油气驱替动力，从而把油气规模地、 短距离地驱注入紧邻的储层中。侧向运移可能主要靠差异渗漏聚集作用或扩散流运聚机制，差异渗漏聚集作用可能在侧向岩性变化带起到关键作用。

4 )前人研究Napo组中-上部的烃源岩有机质丰度低且未成熟(Dashwood and Abbotts，1990； 何彬等，2014)，根据石油在地层纵向上的展布可以看出，UT海绿石砂岩油藏中的原油密度高于其下LT砂岩油藏中的原油密度，向上由U段到M₁砂岩段，原油密度API值也呈现逐渐减少的趋势(图 12)； 平面上，UT海绿石砂岩油藏的原油密度API值均在31°左右，而且不受研究区内两条近南北向的断层控制，但是其它层位油藏的原油密度API值在平面上的分布明显受断层分区，且沿构造低部位到构造高部位发生有规律的变化(马中振等，2014a，2014b)。由此推测与海绿石砂岩油藏相邻的成熟烃源岩层可能就是生烃中心。因此，断层就是该区油气纵向运移的主力通道，油气沿断层主要聚集在靠近挤压运动形成的压性背斜和南北向走滑断裂因受阻弯曲产生的伴生背斜和岩性圈闭中，在厚层且物性好的储层中侧向运聚以油气差异运聚为特征(马中振等，2014a，2014b； Ma et al.，2014)，由于地下水活动一般都经历了生物降解作用，导致原油的密度和黏度增大(Smith，1989； Dashwood and Abbotts，1990； Hu et al.，2010)。除UT海绿石砂岩油藏外，其它层位油藏中的原油不排除可能来源于Oriente盆地南西部或北西部的远源生烃灶，如M₁油藏就具有两期充注的特征(Hu et al.，2010)。

图10(Fig.10)

图10 B灰岩段泥岩岩石学特征(单偏光) Fig.10 Lithological characteristics of mudstones in B limestone Member

图11(Fig.11)

图11 Oriente前陆盆地白垩系大型缓坡带海绿石砂岩油藏上生下储式成藏模式 Fig.11 Hydrocarbon accumulation model of glauconitic s and stone reservoir in large gentle slope of Oriente Basin

图12(Fig.12)

图12 Oriente盆地斜坡带北部Napo组油藏剖面及运移路径示意图 Fig.12 Oil pool characteristics and migration pathway of Napo Formation in the north slope of Oriente Basin

(1)海绿石砂岩的特点在于海绿石粘土矿物作为碎屑颗粒组分之一，与石英一起构成颗粒支撑结构，几乎没有其它粘土杂基。海绿石砂岩储层以中-低孔隙度、 中-低渗透率储层类型为主。

(2)海绿石砂岩储层孔隙类型主要是粒间孔，且以剩余粒间孔为特征，发育少量的海绿石溶蚀粒间孔和长石溶蚀粒内孔，孔隙结构具有双峰分布形态，束缚水含量高。

(3)海绿石砂岩储层毗邻的烃源岩生烃母质类型为Ⅱ₁型，有机质丰度高，烃源岩级别非常好。

(4)海绿石砂岩储层中石英次生加大属Ⅱ级，长石碎屑颗粒发生溶蚀作用，含铁碳酸盐类胶结物发育，以及泥岩中I/S混层粘土矿物中蒙皂石层占30％～15％，最高热解峰温T_max 为436 ℃～442 ℃，Ro平均值为0.7％，各项标志综合指示海绿石砂岩储层及其毗邻烃源岩属于中成岩阶段A期的产物。

(5)同海绿石砂岩油藏相邻的大面积分布的上覆Ⅱ₁型成熟烃源岩就是生烃中心，与连续且大型化发育的海绿石砂岩构成优越的源储组合，有利于上生下储式的油气近源成藏。海绿石砂岩油藏具有近源性、 成藏晚期性等特点，物性较差的海绿石砂岩储层得以成藏的主要运聚机制是体积流运聚机制和扩散流运聚机制，大面积发育的储集体群仍可以规模成藏。这对盆地其它油区同类油藏的发现具有重要的借鉴意义。