南八仙油田下油砂山组砂岩成岩作用及孔隙演化

2013-12-01李建明严钰童吴银萍长江大学地球科学学院湖北武汉430100

长江大学学报(自科版) 2013年14期

李建明，严钰童，吴银萍（长江大学地球科学学院，湖北武汉430100）

通过大量的岩石薄片和铸体薄片的镜下鉴定，结合扫描电镜、阴极发光、X－衍射等测试结果，发现南八仙油田储层砂岩在埋藏过程中成岩作用十分丰富，经历了压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和破裂作用。

1.1 压实压溶作用

机械压实作用总体特征明显，其压实强度为中等至弱，主要表现为：碎屑颗粒的重新排列，颗粒普遍以点～线接触、部分碎屑颗粒呈凹凸接触，塑性岩屑挤压变形（如云母和泥岩岩屑）且具较明显的定向排列，刚性碎屑矿物压碎或压裂。

压实和压溶是2个连续进行阶段，随着成岩作用强度的加大，碎屑颗粒间接触的紧密程度不断提高，由机械压实作用逐渐过渡到压溶作用［5］。铸体薄片下观察，可见石英压溶现象，石英颗粒之间相互穿插，形成颗粒之间线接触、凹凸接触甚至是缝合接触，从而降低岩石的孔隙度。此外，石英压溶后产生的Si4＋为硅质胶结提供了物质来源，亦能降低储层的孔隙度。

1.2 胶结作用

胶结作用是影响南八仙油田储层物性好坏的重要因素之一，这在很大程度上控制了储层储集物性在平面上和纵向上的分布。胶结作用发生在成岩作用的各个时期［6］。南八仙油田最常见的胶结物是碳酸盐类胶结物和硅质胶结物，其次是自生粘土矿物，还有少量的黄铁矿和天青石。

石英加大边的宽窄常是不均一的，可能与生长时受周围空间的限制或者是由于压溶作用造成的。一般石英次生加大较弱，仅使孔隙度降低3%～5%，孔喉及渗透率降低并不很大［5］。研究区石英次生加大较弱可能与杂基支撑和石英碎屑含量少有关。

2）碳酸盐胶结作用碳酸盐胶结作用可分为早期碳酸盐胶结及晚期碳酸盐胶结，早期碳酸盐胶结物以泥晶及亮晶方解石为主，均为无铁方解石，主要形成于沉积早期及压实作用较弱的早成岩期，早期碳酸盐胶结物多以充填原生孔隙的方式出现，还可见世代胶结的栉壳状结构［7］。

南八仙油田碳酸盐胶结物为方解石和白云石类，多以颗粒方式充填于孔隙中，有的甚至交代了其他碎屑颗粒，使得岩石变得致密，从而影响了储层的物性。分析资料表明，储层中早期碳酸盐胶结物含量在1.1%～13.5%之间，低于15%，故其存在反而减弱了压实作用对储层物性的影响，为成岩作用后期的溶解作用提供物质基础［6］。

3）粘土矿物胶结作用粘土矿物以伊利石、伊／蒙混层为主，绿泥石和高岭石次之。在扫描电镜中可见伊利石常呈不规则的片状或丝缕状，一般附着于颗粒表面，部分填充于粒间孔隙中。伊／蒙混层呈似 “蜂窝”状或片状，一般以衬垫式包裹颗粒。此外，局部可见书页状自生高岭石充填于长石溶蚀后形成的次生孔隙内。在扫描电镜中绿泥石常呈叶片状分布于粒间，在薄片下可见绿泥石胶结物以膜状分布于碎屑颗粒表面。

绿泥石薄膜能起到一定的抗压实作用，并形成粘土水膜促进溶蚀作用发育。而伊利石、伊／蒙混层和高岭石遇水膨胀或分散、运移，不仅堵塞了喉道，还将原始粒间孔隙分割成微细孔隙，降低了砂岩的物性。

4）其他胶结作用其他胶结物有长石、黄铁矿、赤铁矿、燧石、硬石膏和石盐。长石质胶结物少见，以长石加大边或晶形较好的自生钠长石晶体产出，但含量很低，通常小于1%。次生加大边被溶蚀呈锯齿状、港湾状。黄铁矿胶结物多呈规则的正方体晶生长于泥质岩屑中。砂岩基质中可见少量的云雾状燧石。赤铁矿、硬石膏和石盐分别也是砂岩的一类胶结物，但含量较少，仅在个别薄片中观察到。

1.3 交代作用

交代作用的实质是被交代矿物的溶解和交代矿物的沉淀同时进行并逐步替代的过程。南八仙油田下油砂山组地层中交代作用较明显，主要分为2种类型：

1）碎屑颗粒的碳酸盐岩化作用包括方解石对碎屑颗粒石英、长石、岩屑和粘土矿物的交代作用。镜下观察发现，交代作用往往是从颗粒边部向中心开始。

2）碎屑颗粒的粘土化作用包括火山玻璃、岩屑、长石、铁镁矿物发生绢云母化、水云母化、高岭石化、伊利石化等作用。镜下观察发现，交代作用往往是从颗粒边部向中心开始，被交代颗粒边缘呈纤维状、颗粒状或侵染状。粘土化作用与砂岩类型有关。一般长石砂岩中易于形成伊利石、高岭石，岩屑砂岩和杂砂岩中以形成伊利石为主。

交代作用服从体积保持定律及质量守恒定律，因而对储层孔隙度和渗透率的影响相对较小［5］。

1.4 溶蚀作用

N12储层的溶蚀作用主要表现为碳酸盐胶结物、长石颗粒以及部分岩屑的溶蚀，另外还可见到杂基溶蚀。镜下石英、长石、岩屑等碎屑边缘微弱溶蚀成港湾状；填隙物中杂基、绿泥石被溶蚀形成贴粒溶缝、粒间微孔和杂基内微孔；碳酸盐胶结物溶蚀成铸模孔、晶间溶孔和溶蚀缝，在扫描电镜中观察到碳酸盐及溶蚀孔。

溶蚀作用促使了次生孔隙发育，可有效改善储层的孔隙度和渗透率，是影响南八仙地区储层物性好坏的又一重要因素。

2 砂岩成岩演化阶段

成岩阶段的划分方案按石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分》（SY／T5477－2003）进行。根据石英次生加大、自生方解石胶结物的结晶程度、泥质岩中I／S中S层的百分比、粘土矿物组合及转化、有机质最高热解温度及孔隙类型等指标综合判断，N12储层砂岩成岩演化阶段达到早成岩B期向中成岩A期过渡阶段，其主要特征为：

（1）石英次生加大以Ⅰ级为主，加大边窄且不连续，偶见自形晶面。在镜下可见自生方解石胶结物成亮晶方解石颗粒，部分解理清晰可见，还可见长石、岩屑及碳酸盐岩的溶蚀作用。

图1 储层成岩演化和成岩阶段分布图

（2）泥质岩中I／S中S层的百分比为50%～70%范围，为无序混层带，从扫描电镜中可见无序混层I／S为细丝发状，并且分布较广，如仙4井1130.12～1416.06m井段的泥岩I／S中S层百分比为60.00%。部分井的泥岩I／S中S层百分比＜30%～50%，I／S转变为有序混层，从扫描电镜中观察可见I／S混层呈丝发状，如仙9井856.74～1490.32m井段的泥岩I／S中S层百分比为27.48%。

（3）有机质最高热解温度约为450～480℃，有的有机质最高热解温度大于480℃。

（4）粉砂质泥岩中粘土矿物的X－衍射分析资料表明，自生粘土矿物以伊／蒙混层（29.29%～48.00%）和伊利石（27.40%～45.66%）为主、绿泥石（7.00%～17.14%）和高岭石（4.67%～11.96%）。

（5）碎屑颗粒以点接触为主，也见有线接触或溶蚀边的凸凹接触。孔隙以原生孔隙和溶蚀孔为主。

根据前述对成岩作用及自生矿物成因的分析，结合薄片观察和扫描电镜下各类成岩现象的分析，按照自生矿物或成岩事件首次出现的相对顺序，归纳总结出研究区砂岩成岩作用序列：机械压实→无铁方解石和环边绿泥石胶结→压溶作用→石英I级次生加大→粘土矿物胶结→碎屑颗粒的交代→碳酸盐溶蚀与碎屑颗粒的溶蚀（见图1）。

3 孔隙类型及演化特征

3.1 砂岩储层孔隙类型

表1 南八仙研究区储层孔隙分类及成因

1）原生孔隙原生孔隙主要是岩石原始沉积下来就已经形成并保存至今的孔隙。这类孔隙又可细分为压实剩余的原生粒间孔隙、胶结剩余的粒间孔和原生沉积下来保存的杂基微孔隙。在成岩作用过程中，经压实、胶结及压溶等作用，原生孔隙将逐渐减少。

2）次生孔隙次生孔隙是岩石在埋藏过程中由于各种成岩作用或其他地质因素如构造作用、脱水收缩作用等形成的孔隙。在这类孔隙中，溶蚀作用产生的各种溶蚀孔隙（如粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及超大孔）和构造作用形成的裂缝是主要的［8］。可溶的碎屑颗粒和易胶结物随着埋深的增加会发生溶解和交代作用，从而促成碎屑岩中次生孔隙的发育。

3.2 孔隙演化特征

通过成岩作用类型、成岩阶段和成岩序列的研究，总结出N12储层砂岩孔隙演化模式（见图1）。经过早成岩阶段（A期为主，可延续到B期）的强烈机械压实作用，砂岩的孔隙度损失量在20%～23.3%，平均为21.7%，这时的原生粒间孔隙大致还有16.7%～20%，平均为18.4%。进入早成岩阶段B期，环边绿泥石、石英次生加大和碳酸盐矿物胶结充填粒间孔隙，使原生粒间孔隙损失量在1%～7%之间变化，平均为4.1%。随后压溶作用使得原生粒间孔隙度进一步降低，损失量在1%～5%，平均为3.3%。进入中成岩阶段A期，有机酸的产生溶解了储层中的酸性不稳定组分，如长石、碳酸盐岩屑、粘土矿物等，主要形成粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔及少量的溶蚀缝洞，从而增加次生面孔率可达3%～8%，平均为5.5%，个别可达到13%，也有极少量次生粒间孔（面孔率达1%）。随之伴生的杂基和长石等矿物高岭石化、绢云母化，可形成部分溶蚀微孔，其面孔率为1%～2%，平均为1.6%。经过长时间的成岩演化，原生粒间孔隙损失了一半以上，次生孔隙开始大量出现，最终的平均孔隙度为18.1%。