遂宁—蓬溪地区须二段储层成岩作用与孔隙演化

陶艳忠，蒋裕强，王 猛，张 春，李正勇，刘枢

（1.西南石油大学资源与环境学院，成都610500；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都610051；3.中国石油西南油气田分公司川中油气矿勘探开发研究所，四川遂宁629000）

遂宁—蓬溪地区须二段储层成岩作用与孔隙演化

陶艳忠1，蒋裕强1，王 猛1，张 春2，李正勇3，刘枢1

（1.西南石油大学资源与环境学院，成都610500；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都610051；3.中国石油西南油气田分公司川中油气矿勘探开发研究所，四川遂宁629000）

遂宁—蓬溪地区须二段是重要的天然气储层，目前已显示出良好的勘探前景，但由于该砂岩储层具有低孔、低—特低渗以及非均质性强等特点，直接影响了油气的勘探开发。通过薄片、扫描电镜、包裹体温度、镜质体反射率、有机质热降解温度等资料，对该区须二段储层成岩作用类型、强度及孔隙演化史进行了系统研究。结果表明：该砂岩储层经历了中等—强压实、强胶结、弱交代、强溶蚀等成岩作用；目前处于中成岩阶段A—B亚期，且在A亚期末储层已基本致密化；孔隙类型以次生孔隙为主。通过对砂岩储层致密化进程的深入阐述，可为该地区有利储层发育区的预测提供一定的地质依据。

孔隙演化；成岩作用；定量评价；须二段；遂宁—蓬溪地区

0 引言

川中地区上三叠统须家河组须二段是四川盆地重要的含气层位［1-3］。遂宁—蓬溪地区位于四川盆地古隆中斜平缓构造带中上部［4］（图1），其须二段显示出良好的天然气勘探潜力［5］。须二段储层砂体主要属于滨浅湖沉积体系［6-10］，表现为浅灰色细砂岩夹薄层黑色页岩沉积，厚度为154～174m，而且由北西向南东方向逐渐变薄；岩性以灰白色和灰色中粒、细—中粒长石岩屑砂岩为主，孔隙度为0.84%～13.84%，平均孔隙度为6.34%，渗透率一般小于10mD，非均质性较强，为典型的低孔、低—特低渗砂岩储层［11-13］，仅在物性较好的层位发育优质储层。张富贵等［14］认为复杂的成岩作用对砂岩储层演化及孔隙改造有极大的影响。须家河组储层低孔、低渗的主要原因是强烈的成岩作用，尤其是压实、压溶和胶结作用［15-16］，然而前人针对该层段先后经历哪些成岩作用、各成岩作用的强度以及成岩作用对孔隙的影响程度等方面的研究较少。笔者通过薄片观察、扫描电镜观察、包裹体测温、镜质体反射率测定、有机质热降解温度测定等手段系统研究了遂宁—蓬溪地区砂体成岩作用及孔隙演化，定性分析了成岩作用类型，定量评价了各种成岩作用强度，明确了孔隙演化史，并划分了成岩阶段。

1 储层岩石学特征

岩石学特征是影响储层性质的重要因素，主要为岩石成分和粒径，它们均是导致成岩作用存在差异的主要因素［17］。根据研究区须二段371块砂岩铸体薄片观察所做的岩石类型三角图（图2）表明，岩石类型以长石岩屑砂岩为主（图版Ⅰ-1～Ⅰ-3），占样品总数的75.51%，其次为岩屑长石砂岩和岩屑砂岩，分别占样品总数的10.93%和10.55%，岩屑石英砂岩所占比例最少，仅为3.01%。碎屑成分以石英为主，其次为岩屑和长石。岩屑组分以硬质岩屑（副变质岩屑、砂岩岩屑、花岗岩岩屑、喷出岩岩屑、含生屑的硅质岩岩屑、碳酸盐岩岩屑、白云母石英片岩岩屑、多晶石英岩屑、隐晶岩屑和石英岩屑）为主，质量分数约为30.03%，而且随深度加大表现为逐渐增高的趋势；软质岩屑（泥岩岩屑、粉砂岩岩屑、板岩岩屑和千枚岩岩屑）质量分数约为9.2%。填隙物由杂基和胶结物构成。碎屑粒径以0.15～0.50mm为主，占样品总数的83.61%，且以中粒为主，磨圆度以次棱角—次圆状为主，分选好—中等，颗粒以线接触为主，表现为较强的压实作用，胶结类型以孔隙式和孔隙-接触式胶结为主，成分成熟度较低，结构成熟度中等偏高。

图2 遂宁—蓬溪地区须家河组二段岩石类型三角图Fig.2 Triangular diagram of rock typeof the second mem ber of Xujiahe Formation in Suining-Pengxiarea

2 储层成岩作用及评价

碎屑岩的成岩变化对原生孔隙保存、破坏及次生孔隙的形成均起着极为重要的作用［18］。通过对研究区储层砂岩各种成岩特征和孔隙类型的综合研究，认为该区经历了多种成岩作用，主要为压实、压溶、胶结、交代及溶蚀作用，对储层孔隙发育均具有较大影响。为了定量评价各成岩作用对储层孔隙的影响程度，在定性描述的基础上，引入了压实率、胶结率及溶蚀率等定量评价参数。

2.1 压实作用及压实率

压实作用是导致研究层段低孔、低渗的主要原因之一［15］。通过显微镜观察发现，研究区须二段岩石颗粒之间以线接触为主，云母类片状矿物及软质岩屑有弯曲变形、破裂和褶皱，长石和石英等刚性颗粒局部有破裂与错位（图版Ⅰ-4）。研究区须二段埋深为2 400～3 200m，当埋深增加且颗粒接触点的压力超过正常孔隙流体压力的2.0～2.5倍时，压溶作用明显［22］，接触关系由线接触过渡为凹凸—缝合接触（图版Ⅰ-5）。

为了定量评价压实作用强度，笔者引入了压实率［18，20］，即压实率=（原始粒间孔体积－粒间体积）× 100%/原始孔隙体积，其中粒间体积=粒间孔体积+胶结物体积。根据Beard等［21］提出的砂岩原始孔隙度的计算公式，即Φo=20.91+22.90/So（Φo表示砂岩原始孔隙度，So表示特拉斯科分选系数），再结合Sneider图版，就可得出砂岩的原始孔隙度为38%。粒间孔体积和胶结物体积分别用镜下观察到的粒间孔的面孔率和胶结物体积表示。通过计算371块样品的压实率，得出视压实率为65%～100%，平均为74.21%。压实作用导致原生孔隙度绝对损失14%～28%，属中等—强压实［25-26］，表明压实作用是导致研究区须二段储层致密化的原因之一。统计还表明，随着埋藏深度增加、软质岩屑含量增高以及粒度变小，压实率表现为增大趋势（图3、表1），从而使储层孔隙度降低。

图3 压实率与埋藏深度、软质岩屑含量的关系（以PL7井为例）Fig.3 Relationsof com paction percentagew ith burialdepth and con tent of soft clast

表1 遂宁—蓬溪地区须二段砂岩粒度与压实率的关系Table 1 Relationship between grain size and com paction percentage in Suining-Pengxiarea

表2 遂宁—蓬溪地区硅质胶结物质量分数统计表Table 2 The content of siliceous cement in Suining-Pengxiarea

2.2 胶结作用及胶结率

研究区须二段储层的主要胶结物为硅质及钙质胶结物，见少量的黏土矿物和硫化物。

2.2.1 硅质胶结作用

硅质胶结物是研究层段最常见的胶结物之一，亦是导致储层物性变差的主要原因之一。研究区内8口典型取心井中371块薄片观察的统计表明，硅质胶结物的质量分数高，平均为2.51%，最高可达7%，主要造成粒间孔隙堵塞（表2）。通过显微镜及扫描电镜观察发现，硅质胶结物有2种产出方式，第一种为石英次生加大边（图版Ⅰ-6），边宽为0.05～0.30mm，可见Ⅰ～Ⅱ级加大，硅质胶结物质量分数为0.5%～4.0%，平均为1.8%，主要发生在无杂基胶结的若干碎屑石英聚集处，当石英颗粒含量越高且碎屑粒径越大时，石英次生加大越强烈；第二种为自生石英，表现为自形、半自形或它形微晶特征，全充填或半充填于石英次生加大后的残余粒间孔或绿泥石衬边胶结的残余粒间孔（图版Ⅰ-7）及部分长石溶蚀孔中。自生石英的质量分数较低，一般为0.2%～5.0%，平均为1.1%。

硅质胶结物主要有2种来源，分别为长石（钾长石和斜长石）的蚀变及蒙脱石向伊利石的转变［27］。

从式（1）～（3）可以看出，硅质胶结物的形成与斜长石、钠长石的溶蚀及黏土矿物的转变有关［28-29］。自生石英胶结是潜在的抑制石英次生加大边形成的因素之一［26-27］。

2.2.2 碳酸盐胶结作用

方解石是须二段储层常见的碳酸盐胶结物。研究区内8口典型取心井371块薄片观察的统计表明，方解石质量分数一般为0.5%～3.0%，最高可达38.4%，平均为2.036%（表3）。

表3 遂宁—蓬溪地区碳酸盐胶结物质量分数统计表Table3 The contentof carbonate cement in Suining-Pengxiarea

方解石胶结物的产出时期分为早期和晚期，早期的无铁方解石胶结物（图版Ⅰ-8）主要以细粉晶状充填于孔隙或局部连晶状产出。大量早期方解石胶结物严重堵塞孔隙，使岩石在成岩作用早期就变得很致密并阻止了后期酸性水的流动，从而阻碍了后期溶蚀作用的发生，导致储层物性差而成为非有效储层。晚期含铁方解石胶结物呈斑块状胶结，充填于粒间孔隙和各种溶蚀孔隙中（图版Ⅰ-9），并交代碎屑颗粒、杂基及早期胶结物（如石英次生加大、自生石英等）。

2.2.3 黏土矿物胶结作用

黏土矿物以伊利石和绿泥石胶结物为主，其中绿泥石胶结物形成颗粒包壳，在扫描电镜下呈叶片状垂直于颗粒生长（图版Ⅱ-1），粒径一般为3～5μm。371块薄片的观察统计表明，绿泥石胶结物的质量分数低，为0.2%～2.0%。自生伊利石胶结物在扫描电镜下呈片状、毛发状等形态分布于粒间及粒表（图版Ⅱ-2），质量分数较低，为0.1%～4.0%（表4）。

表4 遂宁—蓬溪地区黏土矿物胶结物质量分数统计表Table4 The contentof claym inerals cement in Suining-Pengxiarea

黏土膜对粒间孔的保留起着重要作用［27］，这在整个川中地区须家河组砂岩储层中具有普遍性［6］。

为了定量评价胶结作用强度，笔者引入了胶结率［18，20］，即胶结率=胶结物体积×100%/（胶结物体积+原始粒间孔体积）。其中，胶结物体积是通过对371块薄片样品进行镜下鉴定，以面胶结物体积作近似替代。通过计算，储层砂岩胶结率为26.04%～100.00%，平均值为96.24%。胶结作用导致原生孔隙度绝对损失5%～10%，最大达13.85%，属强胶结［22-23］，是导致研究层段致密的又一重要原因。

为了区分压实作用和胶结作用对储层孔隙度的影响程度，采用砂岩粒间体积分数与胶结物体积分数关系图（图4）加以解释［28］。从图4可以看出，大部分投影点位于粒间孔隙度零值刻度线附近，说明该组砂岩特别致密，而且全部样品均位于压实作用大于胶结作用的区域，表明压实作用是造成该层段砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。

图4 遂宁—蓬溪地区须二段砂岩粒间体积分数与胶结物体积分数关系图Fig.4 Intergranu lar volume and cement volume of the secondmember of Xujiahe Formation in Suining-Pengxiarea

2.3 交代作用

研究层段的主要交代作用包括早期方解石胶结物对颗粒和杂基的交代（图版Ⅱ-3），晚期铁方解石对石英次生加大、自生石英的交代（图版Ⅱ-4）以及黄铁矿对颗粒和杂基的交代。总体上，交代作用对于孔隙度的影响较小，这是因为交代作用发生在碎屑颗粒或自生矿物内，是由一种矿物取代另一种矿物，而不发生体积的改变。

2.4 溶蚀作用及溶蚀率

溶蚀作用是决定研究层段物性好坏的重要因素之一［11］，它能形成大量次生孔隙，对改善储层物性起到积极作用，如广泛发育的粒内溶孔、铸模孔和杂基内溶孔。溶蚀作用主要发生在绿泥石环边胶结以后，烃源岩中有机质在中成岩成熟期发生去羟基作用，产生的CO2和有机酸进入砂岩储集层后，降低了地层水的pH值，使之由碱性变为酸性［29］。在此环境下，砂岩中的长石和岩屑中的易溶组分遭受溶蚀而形成孔隙。研究层段的溶蚀组分主要是长石（图版Ⅱ-5），包括正长石、斜长石、条纹长石和微斜长石。长石铸模孔除少数保存完好外，绝大多数都不同程度地被后继自生矿物充填或半充填。从元素差异［30］、溶蚀反应的化学反应式［31］以及热力学［32］等方面分析，认为研究区长石亚类的溶蚀顺序为：斜长石（钙长石）>钾长石（正长石）>微斜长石（钠长石）。岩屑及碳酸盐胶结物基本无溶蚀现象。由此可见，溶蚀流体主要为富含CO2（干酪根裂解形成）的酸性热液［33］。

为定量评价溶蚀作用强度，笔者引入了溶蚀率［18-19］，即溶蚀率=溶蚀孔体积×100%/总孔隙体积。溶蚀孔体积不能直接测得，可通过对铸体薄片样品进行镜下鉴定，以观察到的溶蚀孔面孔率作近似替代。溶蚀率为溶蚀孔隙体积占总孔隙体积的百分比，反映了溶蚀作用对孔隙的贡献程度。通过对371块铸体薄片样品进行统计（表5），得出视溶蚀率为70%～100%，平均值为85.16%。溶蚀作用使孔隙度增加1%～8%，最大达10%，属强溶蚀［22］，对储层物性有建设性意义。

表5 遂宁—蓬溪地区溶蚀孔隙度增量统计表Table 5 The con tent of dissolved pores in Suining-Pengxiarea

2.5 构造破裂作用

研究区构造平缓，裂缝不发育，仅在少数岩心中见到近水平的裂缝，倾角一般为15°，被石英或方解石半充填。另外，镜下也见少量微裂缝，而且大多数被自生石英充填，只有极少的微裂缝成为有效缝，故对储层物性影响较小（图版Ⅱ-6）。

3 成岩阶段划分以及孔隙演化

关于成岩作用的阶段划分，主要考虑其与古地温的关系［34］。通过对有机质镜质体反射率（Ro）、最高热解峰温、古地温及伊/蒙混层中蒙脱石含量等讨论分析，按碎屑岩成岩作用阶段划分标准［39］，认为研究区须二段目前主要处于中成岩阶段A—B亚期。

3.1 成岩阶段划分

3.1.1 同生成岩阶段

沉积物处于沉积水体附近，基本未埋藏或埋藏很浅［19］，主要成岩变化为结核状和斑块状菱铁矿以及霉球状和结核状黄铁矿的形成，见微弱压实作用，原生粒间孔变小。由压实率公式可反推计算出孔隙度由38%下降到30%左右。

3.1.2 早成岩阶段

该时期沉积物处于浅埋藏阶段，孔隙水已脱离沉积环境的影响。

A亚期：镜质体反射率Ro小于0.35%，最高热解峰温小于430℃，有机质未成熟，古地温小于65℃，伊/蒙混层中蒙脱石的质量分数大于70%，属蒙脱石带，岩石一般未固结—弱固结，压实作用明显，颗粒接触关系为点—线接触，原生粒间孔发育［35］。根据压实率与埋深的关系（参见图3）以及该成岩期的埋深（图5）可以得出，储层初始孔隙度下降12%～15%，而早期无铁方解石的胶结作用约占5%，故储层孔隙度下降0.5%左右。

图5 遂宁—蓬溪地区须二段成岩序列与孔隙演化模式图Fig.5 Diagenesissequence and pore evolutionm odelof the secondmember of Xujiahe Formation in Suining-Pengxiarea

B亚期：镜质体反射率Ro为0.35%～0.50%，最高热解峰温为430～435℃，有机质半成熟，古地温为65～85℃，伊/蒙混层中蒙脱石的质量分数为50%～70%，属无序混层带，岩石弱固结—半固结，颗粒接触关系为线接触，原生粒间孔仍较发育，见少量次生孔隙［35］。该阶段机械压实作用继续进行，压溶作用强烈。根据压实率与埋深关系以及胶结物含量统计（参见图3、表2～4）得出，孔隙度下降5%～7%，石英次生加大发育，导致2%～4%的原始孔隙度损失。黏土胶结物主要为绿泥石环边胶结和伊/蒙混层胶结，而且在环边绿泥石发育层位，保存有较多原生粒间孔。

3.1.3 中成岩阶段

A亚期：Ro为0.5%～1.3%，最高热解峰温为435～460℃，有机质低成熟—成熟，古地温为85～140℃，伊/蒙混层中蒙脱石的质量分数为15%～50%，属有序混层带，岩石已固结，颗粒接触关系为线—凹凸接触［35］（图版Ⅰ-5）。由于该时期有机质成熟并进入生烃门限，产生大量CO2和有机酸，导致长石、凝灰质岩屑和杂基等不稳定组分受到强烈溶蚀，产生大量次生孔隙。根据溶蚀孔隙含量统计（参见表5）得出，孔隙度增加1%～10%。该时期也是自生石英胶结物最为发育的时期，孔隙度损失1%～5%（参见表2、图5）。后期出现晚期铁方解石、铁白云石及粒状黄铁矿胶结物，使孔隙度损失约0.5%（参见表3、图5）。压实作用持续，使孔隙度损失2%（参见图3、图5），导致储层孔隙度为6%～8%，此时储层已基本致密，孔隙类型为原生孔和次生孔的混合类型。

B亚期：Ro为1.3%～2.0%，最高热解峰温为460～490℃，有机质高成熟，古地温为140～175℃，伊/蒙混层中蒙脱石的质量分数小于15%，属超点阵有序混层带，岩石固结程度高，颗粒接触关系为凹凸—缝合接触［35］。该时期成岩作用主要为铁方解石、铁白云石、伊利石和粒状黄铁矿的胶结充填作用，导致孔隙度损失1%～2%（参见图5）。溶蚀作用减弱，未对孔隙度有明显影响，而大量自生矿物的充填作用使储层更加致密，导致孔隙度为4%～6%（参见图5），孔隙类型主要为次生孔隙。

3.2 成岩演化序列

为明确各主要胶结物的形成期次，对硅质、方解石胶结物包裹体的均一温度进行测定（表6），并与古地温进行对比。结果表明：第一类硅质胶结（石英次生加大边）包裹体（图版Ⅱ-7）的均一温度为57.4～100.0℃，属于早成岩阶段A亚期—中成岩阶段A亚期，峰值为早成岩阶段B亚期；第二类硅质胶结（自生石英）包裹体（图版Ⅱ-8）的均一温度为52.0～98.7℃，属于早成岩阶段A亚期—中成岩阶段A亚期，且呈双峰分布于早成岩阶段A亚期和中成岩阶段A亚期的初始阶段；方解石胶结物包裹体（图版Ⅱ-9）的均一温度为52.6～102.0℃，属于早成岩阶段A亚期—中成岩阶段A亚期，且呈双峰分布于早成岩阶段A亚期末和中成岩阶段A亚期的初始阶段。

依据自生矿物和成岩事件出现的先后顺序来统计分析各期次成岩作用对孔隙的影响，建立了研究区须二段典型成岩序列以及孔隙演化模式（参见图5）。须二段储层经历的成岩演化序列为：机械压实→第Ⅰ期硅质胶结［自生石英（弱）→石英次生加大（强）］→无铁方解石（连晶方解石胶结）→早期黏土膜形成（绿泥石衬边胶结）→长石颗粒、岩屑颗粒及杂基溶解→自生伊利石形成→第Ⅱ期硅质胶结（粒间自生微晶石英）→铁方解石胶结→晚期方解石和白云石交代颗粒。

表6 须二段包裹体均一温度统计表Table6 Thehomogenization temperatureof inclusionsof of the secondmember of Xujiahe Formation

4 结论

（1）遂宁—蓬溪地区须二段砂岩储层经历了复杂的成岩作用改造，主要为中等—强压实、强胶结和强溶蚀作用，压实率为74.21%，胶结率为96.24%，溶蚀率为83.27%。

（2）强压实和强胶结作用是须二段砂岩致密化的主要原因；强溶蚀作用提高储层孔隙度最高可达10%。绿泥石黏土膜的存在对粒间孔隙保存起到积极作用，伊利石胶结物的存在使储层渗透率降低，造成储层局部为高孔及中、低渗的特征。

（3）储层经历了机械压实→第Ⅰ期硅质胶结→无铁方解石→早期黏土膜形成→长石颗粒、岩屑颗粒、杂基溶解→自生伊利石形成→第Ⅱ期硅质胶结→铁方解石充填→晚期方解石和白云石交代颗粒的成岩演化事件。

（4）通过对有机质镜质体反射率、最高热解峰温、古地温及伊/蒙混层中蒙脱石含量等的讨论分析，明确砂岩储层经历了同生成岩期、早成岩期和中成岩期，目前处于中成岩阶段A—B亚期；成岩作用对原生孔隙破坏严重，中成岩阶段A亚期末储层基本致密化。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：涂晓燕）

（本文编辑：涂晓燕）

Reservoir diagenesisand porosity evolution of the second member of Xujiahe Form ation in Suining-Pengxiarea

TAO Yanzhong1，JIANG Yuqiang1，WANGMeng1，ZHANGChun2，LIZhengyong3，LIU Shu1
（1.SchoolofResource and Environment，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；2.Research Institute of Exp loration and Development，PetroChina SouthwestOil&Gas Field Company，Chengdu 610051，China；3.ChuanzhongOil-Gas Exploration and DevelopmentResearch Institute，PetroChina SouthwestOil& Gas Field Company，Suining629000，Sichuan，China）

Sandstoneof the secondmemberofXujiahe Formation isan importantnaturalgas reservoirwith good exploration prospect in Suining-Pengxiarea.The low porosity,low permeability and strong heterogeneity of the sandstone reservoir directly affected the oil and gas exploration and development in this area.Based on slice observation,SEM, inclusion thermometry,vitrinite reflectanceand thermaldegradeation,thispaper systematically studied the typesand intensity of diagenesis and porosity evolution of the secondmember of Xujiahe Fomation.The results show that the sandstone has undergonemedium-strong compaction,strong cementation,weak metasomatism and strong corrosion. The reservoir is currently in themiddle diagenetic A-B stage and the reservoirwas almost completely compacted at middle diagenetic A stage.The pore type ismainly secondary pore.This paper provided geological evidence for favorable reservoirdevelopingarea viaclear illustration of theprocessofsandstone reservoircompaction.

porosity evolution；diagenesis；quantitative characterization；the second member of Xujiahe Formation；Suining-Pengxiarea

TE122.2 < class="emphasis_bold">文献标志码：A

A

1673-8926（2014）01-0058-09

2013-08-20；

2013-09-26

国家重大科技专项“四川盆地上三叠统低孔渗储层形成机理研究”（编号：2011ZX05001-005-002）资助

陶艳忠（1961-），女，实验师，主要从事储层沉积、非常规油气地质及储层微观特征方面的教学与科研工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8号西南石油大学资源与环境学院。电话：（028）83037166。E-mail：wtaoyanzhong@163.com。