引言

近年来，国内外许多含油气盆地都转向了隐蔽圈闭的勘探和预测，在松辽盆地古龙南地区寻找岩性圈闭及优质储层已迫在眉睫。该区葡萄花油层的油气勘探表明，古龙南凹陷发育多套成熟的烃源岩，也发育良好的储集层，成藏条件优越，在扶余、葡萄花等多套层系获得工业油流，是勘探及评价的有利区^[1-2]。但近年来该区葡萄花油层的勘探成功率较低，究其原因，古龙南地区是多物源的汇聚区，葡萄花油层砂体规模小，连通性较差，非均质性强，优质储层是影响油气富集的关键^[3-4]。前人曾对古龙南地区做过大量的地震储层预测及沉积微相等研究工作，但重点基本集中在整个区域宏观性的储层预测及沉积相研究，对古龙南凹陷葡萄花油层缺乏针对性的优质储层储集空间特征及控制因素研究。

本文通过观察与分析古龙南地区葡萄花油层含油岩芯的岩石学特征、储集空间类型及特征，并与不含油的砂岩进行对比，论述了古龙南地区葡萄花油层优质储层发育的主控因素，为下一步古龙南地区葡萄花油层储层评价和有利目标优选提供依据和参考。

1 区域地质背景

松辽盆地古龙南凹陷构造上位于松辽盆地中央凹陷区齐家-古龙凹陷的南部(图 1)，凹陷四周发育多个油田，南部为新站鼻状构造，西部为英台鼻状构造，东部为新肇鼻状构造^[1-4]。

松辽盆地从晚侏罗世以来，经历了断陷期、拗陷期和萎缩反转期等3个阶段。拗陷期是盆地全盛时期，在白垩系沉积了青山口组、姚家组、嫩江组。拗陷期以砂泥互层沉积为主，由西向东、由北向南，地层具有增厚的趋势^[5-20]。

古龙南凹陷是一个继承性发育的凹陷盆地，凹陷的中、浅层断裂展布具有一致性的特点，有利于油气的长期运移，易形成构造-岩性复合型油气藏。葡萄花油层形成于姚一期，该时期古龙南凹陷受控于西部沉积体系和北部沉积体系，主要发育河控浅水三角洲前缘亚相，微相类型主要为连续-断续水下分流河道和连片状-坨状席状砂，平面上砂体分布具有东西分块和南北分带特征^[21-25]。

2 岩石学特征

古龙南地区葡萄花油层石英含量在13.0%~40.0%，平均值为23.4%；长石含量13.0%~36.0%，平均值22.7%；岩屑含量为14.0%~45.0%，平均值27.9%，岩屑以酸性喷发岩岩屑为主，还有少量中基性喷发岩、板岩、片岩、石英岩岩屑。杂基含量变化范围较大(0~21.0%)，平均含量约2.0%。古龙南地区葡萄花油层的岩性以长石岩屑砂岩为主，还有部分岩屑长石砂岩。胶结物含量在0.3%~33.8%，平均约8.5%，以碳酸盐胶结物为主(平均含量约4.7%)，包括方解石、铁方解石和白云石，其次是黏土矿物和硅质胶结物，平均含量分别为2.3%、1.3%。古龙南地区葡萄花油层的分选中等-好，磨圆度多数次棱-次圆。不同沉积微相的岩石成分和结构成熟度存在一定差异，席状砂和水下分流河道的岩屑、杂基含量相对较低，长石、石英等刚性物质含量相对较高，分选和磨圆度相对较好；河口坝砂体次之；决口扇和天然堤岩屑、杂基含量相对较高，刚性物质含量相对较低，成分成熟度和结构成熟度相对较差。

3 孔隙类型及面孔率特征

选择油层、油水同层中的油气显示级别为油斑、油浸和饱含油的岩芯薄片，利用显微镜观察技术，对其储集空间类型、特征进行了观察和统计，并与不含油的砂岩进行了对比。

镜下观察表明，古龙南凹陷葡萄花油层储层孔隙发育，孔隙类型多样，包括原生孔和次生孔隙等多种孔隙类型。原生孔主要包括粒间孔、粒内孔、解理缝等，次生孔隙主要为溶蚀孔，还有少量微裂缝和自生矿物晶间孔、解理缝等。如图 3a中，原生粒间孔较发育，孔隙呈三角形，孔径较大，也发育一些粒间溶蚀扩大孔。图 3b中，长石及其他颗粒边缘被溶蚀成港湾状，形成粒间溶蚀扩大孔，长石内部被溶蚀，粒内溶孔发育。图 3c中，沿长石解理发生溶蚀，长石被溶蚀成蜂窝状，粒内溶孔非常发育。图 3d中，方解石胶结物边缘及内部、长石颗粒等被大量溶蚀，形成较大溶蚀孔。图 3e中，岩屑被溶蚀，形成粒内溶孔。图 3f中，杂基和岩屑边缘及内部被溶蚀，形成粒内溶蚀孔、溶蚀扩大孔。图 3g中，粒间充填的易溶物质几乎全部被溶蚀，形成较大孔隙，孔隙内可见溶蚀残余。此外，古龙南地区油层中可见近平行层理的水平缝及和层理斜交的高角度缝发育，这些裂缝是流体运移的重要通道，因此，这些裂缝的边缘常发生溶蚀作用，可大大改善储层的储集性能(图 3h)。此外，该地区油层中部分孔隙常被炭质沥青充填，这些炭质沥青又常被晚期充注的油气溶蚀(图 3i)。

总体来看，葡萄花油层孔隙较发育，葡萄花油层的面孔率统计结果表明，其面孔率为4.00%~25.00%，平均约12.90%。其中，非溶蚀孔面孔率为0.50%~16.00%，平均约5.50%；溶蚀孔面孔率为0.50%~20.40%，平均约7.40%。溶蚀孔以长石溶孔、碳酸盐溶孔和岩屑溶孔最为普遍，长石溶孔面孔率为0~5.50%，平均约2.80%；岩屑溶孔为0~5.00%，平均约1.70%。碳酸盐溶孔率变化范围大，分布不均一，一些样品中不发育碳酸盐溶孔，而另一些样品中碳酸盐溶孔最高可达14.90%，其平均面孔率约2.10%。此外，杂基中也可见溶蚀孔，其平均面孔率约0.80%。

对比古龙南地区砂岩镜下特征发现，不含油储层(即无油气显示)多数孔隙不太发育，储层致密。概况起来，本区葡萄花油层组的致密储层大概有4类：第1类，因杂基和塑性岩屑含量较高，在压实作用下形成致密储层(图 4a)；第2类，因石英、碳酸盐胶结物完全充填孔隙导致储层致密(图 4b)；第3类，因早期炭质沥青完全充填孔隙，后期充注的油气未能溶蚀炭质沥青(图 4c)；第4类，多种作用(包括杂基、胶结物和炭质沥青的充填孔隙)的叠加造成储层致密(图 4d)。不含油砂岩的面孔率一般低于5.0%。压实作用、碳酸盐胶结物致密胶结和炭质沥青充填是葡萄花储层致密的主要原因。

4 优质孔隙发育主控因素

由上述分析可知，含油砂岩和不含油砂岩的孔隙发育特征存在较大差异，即使均为含油砂岩，其孔隙类型、特征及面孔率也有所不同。在分析砂岩岩石学特征的基础上，进一步分析了影响储层物性的主要因素。

4.1 碎屑成分及含量对物性的影响

砂岩的总面孔率与刚性物质含量(长石、石英、刚性岩屑)总体呈正相关关系(图 5a)，即随着刚性物质的增加，砂岩的总面孔率总体也增大；砂岩的原生粒间孔面孔率也与刚性物质含量总体呈正相关关系(图 5b)，而溶蚀孔面孔率与刚性物质含量无明显关系(图 5c)，这表明，刚性物质含量越高，有利于原生孔隙发育和保存。由图 5d~图 5f可见，砂岩的总面孔率、粒间孔面孔率与杂基和塑性物质(火山岩岩屑、片岩、板岩等)含量总体呈负相关关系，由此可见，杂基和塑性含量增加不利于孔隙，尤其是原生孔隙的发育。

结合薄片观察发现，当刚性物质含量较高、杂基及塑性物性含量较低时，刚性物质之间相互接触，可有效抵御压实造成的减孔作用，有利于原生孔隙发育；当刚性物质含量较低、杂基及塑性物性含量较高时，杂基充填于粒间孔之中，塑性物质在压实作用下弯曲、变形、假杂基化，堵塞孔隙，不利于孔隙发育和保存。

4.2 胶结与溶蚀作用对物性的影响

由图 5g可知，砂岩的总面孔率与胶结物含量总体呈负相关关系，即胶结物含量越高，砂岩的孔隙越不发育。砂岩的总面孔率总体与碳酸盐胶结物含量呈负相关关系，但相关性变差(图 5h)。结合镜下观察可知，由于碳酸盐胶结物易被溶蚀，形成较多的溶蚀孔，因此，碳酸盐胶结物对于孔隙的发育具有两面性：一方面，碳酸盐胶结物会占据孔隙，使储层孔隙降低；另一方面，早期的碳酸盐胶结物形成后，会抵御压实作用，晚期溶蚀作用把早期碳酸盐胶结物溶蚀后，可形成大量溶蚀孔隙，改善储层的储渗性能。由镜下观察并对各孔隙类型的统计可见，溶蚀孔面孔率平均约7.40%，约占总面孔率的57.40%；由图 5i可见，易溶物质总含量和溶蚀孔所占总面孔率的比例总体呈正相关关系，由此可见，溶蚀作用是改善储层的重要因素。

4.3 沉积微相对物性的影响

进一步分析不同沉积微相砂岩的含油性可知，不同沉积微相砂体的含油性存在差异。席状砂的油层最发育，占总统计样本的51.1%；其次是水下分流河道，占统计样本的30.1%；河口坝砂体的油层占统计样本的13.5%；天然堤和决口扇砂体的油层最差，仅占5.3%，由上述砂岩孔隙类型及特征、面孔率的观察与统计结果可知，不同砂岩的孔隙类型及面孔率存在较大差异。鉴于此，分别统计了不同沉积微相的孔隙类型及其面孔率，结果见图 6。

由图 6可知，不同沉积微相砂岩的孔隙类型及面孔率存在较大差异。席状砂和水下分流河道砂体的总面孔率最高，平均分别为15.50%和14.30%；其次是河口坝砂体，平均面孔率约13.80%；天然堤砂体的平均面孔率最低，平均约9.70%。不同沉积微相砂体的孔隙类型和所占比例也存在显著差异，席状砂中溶蚀孔所占比例最高，约占总面孔率的75.00%，原生孔隙约占25.00%，其中，溶蚀孔隙又以碳酸盐溶蚀孔最为发育，约占总溶蚀孔面孔率的41.31%；其次是长石溶孔，约占总溶蚀孔面孔率的30.10%，岩屑溶孔约占溶蚀孔面孔率的22.10%，杂基溶孔所占比例最低，约6.49%；水下分流河道砂体中原生孔隙约占总面孔率的48.00%，溶蚀孔隙约占52.00%。溶蚀孔中以长石溶孔最为发育，约占总溶蚀孔面孔率的38.86%，其次是岩屑溶孔，约24.77%，碳酸盐胶结物溶孔所占比例约29.77%，杂基溶孔所占比例约6.59%。河口坝砂体中的次生溶孔约占总孔隙的42.00%，其中以长石溶孔最为发育，约占溶蚀孔面孔率的37.07%，岩屑溶孔和杂基溶孔所占比例分别为29.89%和21.84%，碳酸盐溶孔所占比例最低，约11.21%。天然堤和决口扇的原生孔隙所占比例约51.00%，溶蚀孔所占比例约49.00%，溶蚀孔隙中以长石溶孔和岩屑溶孔为主，分别占38.82%和33.53%，碳酸盐胶结物溶孔和杂基溶孔分别为16.70%和10.95%。

结合沉积微相的碎屑成分及镜下观察结果可知，席状砂结构成熟度和成份成熟度最高，砂体横向连通性较好，早期原生孔隙较发育，因有利于地质流体的注入和渗出，碳酸盐胶结物发育，晚期碳酸盐胶结物和长石等被溶蚀后容易形成碳酸盐溶孔，当酸性流体注入这种砂体时，被溶蚀组分也容易被带出，从而形成大量的溶蚀孔隙。因此，席状砂的物性最好，溶蚀孔所占总面孔率的比例最高，且溶蚀孔主要为碳酸盐胶结物溶蚀孔，其次为长石溶蚀孔。水下分流河道砂成份成熟度和结构成熟度相对较高，原生孔隙也较发育，平行物源方向砂体横向连通性较好，因此，也有利于地质流体的注入和渗出，溶蚀孔也较发育，物性较好。河口坝砂体成分成熟度和结构成熟度相对席状砂和水下分流河道砂体较低，砂体横向连通性也相对较差，其面孔率(平均13.80%)低于前述两类砂体的面孔率，溶蚀孔所占的比例与上述两类砂体比明显降低；由于长石含量、酸性火山岩碎屑含量高(岩屑中的长石等也易被溶蚀)，因此，溶蚀孔以长石溶孔和岩屑溶孔为主，杂基溶孔也较发育，碳酸盐溶孔相对不发育。天然堤和决口扇砂体的成分成熟度、结构成熟度、砂体连通性相对最差，其面孔率最低(平均9.70%)，溶蚀孔主要为长石和岩屑溶孔，由于杂基含量相对最高，且充填于原生粒间孔中，在压实石容易变形堵塞孔隙，使孔喉变小，不利于流体进入，因此，杂基溶孔所占的比例也最低。

由以上分析可见，砂岩的碎屑组成、结构成熟度和成份成熟度、压实作用、胶结物的含量、溶蚀作用的发育程度等是影响研究区内葡萄花储层物性的主要因素，而砂岩的碎屑成份组成、结构成熟度等主要受沉积作用的控制，胶结物含量、溶蚀程度等主要受成岩作用的控制。刚性物质含量越高、塑性岩屑和杂基含量越低、结构成熟度越好，越有利于原生孔隙发育；在原生孔隙较发育的条件下，长石、碳酸盐等易溶物质含量越高，溶蚀孔越发育。由于溶蚀作用与有机酸关系密切^{[21, 22]}，因此，沉积作用、胶结作用和有机酸的溶蚀作用是控制古龙地区葡萄花油层优质储层发育的主要因素，在沉积微相和物源分析的基础上，结合有机酸溶蚀带的研究，就可以预测优质储层的分布范围，为勘探目标优选提供依据。

5 结论

(1) 古龙南地区葡萄花含油储层发育原生粒间孔、粒间溶蚀扩大孔、粒内溶蚀孔、晶间孔、微裂缝等多种孔隙类型，平均面孔率约12.90%，其中，原生孔隙平均面孔率平均约5.50%，约占总面孔率的42.60%，溶蚀孔隙面孔率平均约7.40%，约占总面孔率的57.40%，溶蚀孔以长石溶孔、碳酸盐胶结物溶孔最发育，其次是岩屑溶孔。

(2) 压实作用、碳酸盐胶结作用、炭质沥青充填是葡萄花储层致密的重要原因。

(3) 不同沉积微相砂体的储集空间类型、特征及面孔率存在差异。席状砂的孔隙最发育，以碳酸盐胶溶孔和长石溶孔为主；水下分流河道砂体次之，原生孔隙和溶蚀孔均较发育；河口坝砂体的原生孔隙和溶蚀孔面孔率分别为7.42%和5.33%；天然堤和决口扇砂体的孔隙相对最不发育。

(4) 沉积作用、胶结作用和有机酸的溶蚀作用是控制古龙南地区葡萄花油层优质储层发育的主要因素，沉积作用主要是通过控制砂岩的成分组成来影响其物性，刚性物质含量高、结构成熟度高有利于原生孔隙的发育和保存，长石等易溶物质含量高有利于溶蚀孔发育；胶结作用具有两面性，一方面导致储层致密，另一方面，因抵御压实为后期溶蚀作用提供基础；溶蚀作用是储层物性改善的最重要因素。