川东北地区须家河组储层成岩作用对孔隙演化影响的定量研究

胡浩，路遥，唐群英，汪敏

（1.中国石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江大庆163000；2.长江大学地球科学学院，武汉430010；3.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202）

川东北地区须家河组储层成岩作用对孔隙演化影响的定量研究

胡浩1，路遥2，唐群英3，汪敏1

（1.中国石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江大庆163000；2.长江大学地球科学学院，武汉430010；3.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202）

通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、粒度及物性分析等资料，总结了川东北地区须家河组储层的储集空间及孔隙结构特征，详细分析了须家河组储层经历的主要成岩作用类型，在此基础上定量计算并恢复了须家河组储层的孔隙演化过程。研究表明：川东北地区须家河组储层处于中成岩阶段B亚期，对储层孔隙演化影响较大的主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和构造破裂作用；砂岩储层原始孔隙度为31.10%，其中45.74%的原生粒间孔隙被压实而损失，22.51%的原生粒间孔隙被胶结充填而损失；溶蚀作用和构造破裂作用形成的次生溶孔和裂缝，使储层孔隙度增加至6.4%，在一定程度上改善了低孔、特低渗砂岩储层的储集性能。孔隙度定量计算结果与实测孔隙度一致，显示了该计算方法的准确性，对定量评价孔隙演化过程具有一定的指导意义。

成岩作用；孔隙演化；须家河组；川东北地区

0 引言

川东北地区位于四川盆地东北部，该区经多期构造运动叠加改造而最终形成［1］。研究区须家河组储层平均孔隙度为6.8%，平均渗透率为0.045 mD，属低孔、特低渗储层［2］。四川盆地上三叠统须家河组具有良好的勘探开发潜力，可作为海相地层的接替层系［3-4］。近年来，有学者对此类低孔、特低渗储层进行了研究，主要从成岩作用类型、成岩阶段、成岩演化模式、孔隙结构特征及类型等方面定性剖析了成岩作用对储层物性的影响［5］，也有学者试图定量评价储层成岩演化及其微观孔隙演化过程［6-7］。为了进一步定量评价川东北地区须家河组低孔、特低渗砂岩储层的成岩演化过程，笔者采用了定性描述和定量计算相结合的方法，通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、粒度及物性分析等资料综合分析储层成岩作用类型，在此基础上定量评价了川东北地区不同成岩作用类型对原生孔隙丧失和次生孔隙形成的影响，并定量模拟了储层成岩演化过程，总结了研究区孔隙演化的模式。

1 储层岩石学特征

根据川东北地区普陆1井28块岩心样品分析，须家河组储层为中砂岩和细砂岩，以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩［8］（图1）。岩石成分成熟度指数［石英/（长石+岩屑）］平均为1.27，分选系数平均为2.26，分选性较好，磨圆度以次棱状—次圆状为主，表明该区储层具有成分成熟度较低和结构成熟度较高的特征。

图1 川东北地区须家河组储层岩石类型特征Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.1Characteristics of sand reservoir of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

2 储集空间及孔隙结构

2.1 储集空间

根据川东北地区须家河组岩心、铸体薄片及扫描电镜等资料分析，该区储层储集空间可分为三大类：原生孔隙、次生孔隙及微裂缝。

2.1.1 原生孔隙

原生孔隙分布较少，可细分为残余粒间孔和基质内微孔。

（1）残余粒间孔

残余粒间孔为该区主要的孔隙类型，形状以多边形、三角形及不规则形为主(图版Ⅰ-1)。

（2）基质内微孔

基质内微孔形成于成岩收缩作用和矿物重结晶作用过程中，主要分布于黏土矿物基质中，孔径一般小于0.2 μm。

2.1.2 次生孔隙

次生孔隙常见于须家河组须二段、须四段和须六段储层中，还见少数晶间孔，其主要形成于交代作用和胶结作用过程中。次生孔隙可分为粒内溶孔、粒间溶孔和晶间孔。

（1）粒内溶孔

粒内溶孔形成于溶解作用初期。据扫描电镜观察，须家河组储层中粒内溶孔发育程度中等，以蜂窝状长石粒内溶孔和粒内微孔为主（图版Ⅰ-2）。

（2）粒间溶孔

粒间溶孔越发育，越有利于酸性孔隙流体的活动。研究区常见云母或长石颗粒边缘被溶蚀后形成的粒间溶孔（图版Ⅰ-3）。

（3）晶间孔

晶间孔常见的有伊利石晶间孔、高岭石晶间孔和绿泥石晶间孔。晶间孔形成于胶结作用过程中，由石英次生加大作用形成，由几个次生加大石英晶面所围限的孔隙形态呈多边形（图版Ⅰ-4）。

2.1.3 微裂缝

据普陆1井岩心资料，须家河组储层裂缝发育，以微裂缝为主，占裂缝总数的68.6%，多被方解石、石英和沥青充填。铸体薄片可见微裂缝，多呈长条状横切单个或多个颗粒。

2.2 孔隙结构特征

研究区须家河组储层较致密，孔喉结构以小孔-细喉和微孔-微喉为主，排驱压力大，进汞量少，退汞效率低。据28块岩心分析化验资料表明，该区须家河组储层喉道半径为0.01～0.07μm，平均为0.03μm；最大排驱压力为45 MPa，平均为11.23 MPa；饱和度中值压力为20.72～112.96 MPa，平均为69.1 MPa；平均进汞饱和度为37.89%；退汞效率低，平均为35.94%。从上述参数可以看出，须家河组储层孔隙结构、连通性及渗流能力均较差。

孔隙结构主要包括孔隙大小、孔喉分选及连通性。须家河组储层整体上表现为孔喉细小、分选及连通性均较差的特点。分析各层段的孔隙结构特征，须四段整体上孔喉相对较粗，分选和连通性相对均较好，须二段次之，须六段最差（表1）。

表1 川东北地区须家河组储层孔隙结构参数统计表Table 1The statistics of reservoir pore texture parameters of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

3 成岩作用类型及其特征

川东北地区须家河组储层经历的成岩作用类型主要有压实作用、压溶作用、交代作用、溶蚀作用、碳酸盐胶结作用和自生黏土矿物胶结作用等。

3.1 压实作用

由于塑性岩屑含量大，研究区须家河组储层压实系数较大，储层致密，面孔率一般小于4.5%。研究区须家河组储层压实作用主要表现为：①随着埋深增加，颗粒的接触关系由点接触和线接触过渡为镶嵌接触（图版Ⅱ-1）及压嵌接触；②刚性碎屑如石英、燧石和长石颗粒破裂；③颗粒之间常见被挤压的塑性颗粒、黏土矿物及部分呈波浪状的片状云母（图版Ⅱ-2）；④部分胶结物晶体与碎屑颗粒间呈紧密镶嵌接触。

3.2 胶结作用

根据胶结物类型的不同，须家河组胶结作用包括碳酸盐胶结、硅质胶结和自生黏土矿物胶结。硅质胶结在须家河组普遍发育，可分为石英次生加大和自生石英2种。镜下可见呈镶嵌状充填于孔隙中的石英次生加大晶体（图版Ⅱ-3），这标志着成岩阶段进入中—晚成岩阶段［9］。

须五段和须六段储层样品中均发现方解石及铁方解石晶体。统计各层段样品，该区碳酸盐胶结物体积分数为15%，碳酸盐胶结物充填粒间，对储层物性起到一定的破坏性作用。

3.3 溶蚀作用

研究区须二段和须四段溶蚀作用均较发育，以形成粒间和粒内溶孔为主。常见长石颗粒边缘被溶蚀破碎，呈斑点状或蜂窝状（图版Ⅱ-4）。也可见方解石表面或边缘被溶蚀成粒内溶孔。扫描电镜下可见云母受压弯曲变形及溶蚀形成的次生孔缝。

表2 川东北地区须家河组储层孔隙演化数据表Table 2Porosity evolution data of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin %

4 成岩作用对孔隙演化的影响

川东北地区须家河组储层孔隙演化受成岩演化过程的控制，同时受沉积与构造等作用的影响，体现了有机和无机介质长期作用的结果［10］。定性剖析成岩作用过程和定量计算孔隙演化是探讨川东北地区须家河组储层致密原因的必由之路，是预测有利储层分布的必要环节。为了定量评价各成岩作用对孔隙演化的影响，对研究区部分井的成岩参数（原始孔隙度、压实损失孔隙度、胶结损失孔隙度及溶蚀增加孔隙度）进行了定量计算（表2）。

4.1 分选系数的确定及原始孔隙度的恢复

关于成岩作用、胶结作用、溶蚀作用及构造破裂作用对储层物性的影响已有大量的研究［11-14］。为了探讨研究区储层孔隙演化的过程，定量评价4种成岩作用对储层孔隙度的增加或减少量，首先恢复储层的原始孔隙度，然后依据成岩演化序列依次定量计算出不同成岩阶段的孔隙度。

Beard等［15］研究表明，未固结砂岩原始孔隙度与分选系数（S0）的关系为

式中：φ原为原始孔隙度，%；S0为特拉斯克（Trask）分选系数，无量纲。

砂岩原始孔隙度主要受颗粒分选性的影响，分选系数是粒度分析中表示颗粒大小均匀程度的重要参数［16］。计算分选系数主要有特拉斯克、福克和沃德公式［17］。本文采用特拉斯克公式计算，即

式中：P25和P75分别为累积概率曲线上累计质量分数为25%和75%对应的粒径，mm。

统计研究区28块样品，其分选系数为1.73～3.15，平均为2.26，由式（1）计算样品的原始孔隙度为28.19%～34.18%，平均为31.10%。

4.2 压实作用对孔隙的影响

压实作用是减少原生粒间孔隙的一大因素。研究区须家河组为一套煤系地层，上覆地层厚度大，样品埋深大于3 200 m，地层水pH值约为6.0［18］。由于成岩作用早期缺少碳酸盐胶结物，且塑性岩屑含量较高，砂岩的压实作用较为强烈。调研相关孔隙演化的文献［19］，结合研究区的成岩作用特征，总结出压实率为压实作用后的孔隙度占式（1）中恢复的原始孔隙度的百分数，即

式中：φ压损为压实作用后的孔隙度，%；θ1为残余粒间孔面孔率，%；θ2为实测平均孔隙度，%；θ3为总面孔率，%；ρ压实率为压实作用造成的孔隙度的损失率，%。

由式（3）计算出研究区压实作用使储层减少的孔隙度为17.96%～28.25%，平均为23.14%，占总孔隙度的45.74%，因此压实作用对孔隙破坏性最大。

4.3 胶结作用对孔隙的影响

胶结作用对孔隙的影响主要包括碳酸盐胶结、硅质胶结和自生黏土矿物胶结。在胶结作用过程中，由于粒间孔和早期溶孔被胶结物充填，因此胶结作用损失的孔隙就是胶结物的体积［20］。即

式中：φ胶损为胶结作用后的孔隙度，%；θ4为胶结物体积分数，%；ρ胶结率为胶结作用造成的孔隙度的损失率，%。

由式（4）计算出由胶结作用减少的孔隙度为3.72%～11.6%，平均为7.89%，占总孔隙度的22.51%。

（1）碳酸盐胶结

研究区须家河组储层中碳酸盐胶结物体积分数小于15%的样品占97.5%（图2），体积分数大于15%的样品仅占2.5%。当碳酸盐胶结物的体积分数为5%时，孔隙度分布集中，没有明显降低；随着碳酸盐胶结物体积分数超过15%，孔隙度明显降低。徐深谋等［21］指出早期的碳酸盐胶结物体积分数小于15%，其对储层孔隙度起增加、促进作用，后期碳酸盐胶结物的溶蚀可以形成大量次生孔隙。

图2 川东北地区须家河组碳酸盐含量与孔隙度的相关性Fig.2The correlation between carbonate content andporosity of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

（2）硅质胶结

研究区须家河组储层中硅质胶结物体积分数较低，为0.05%～2.70%，平均为1.28%，以石英次生加大和自生石英晶体为主。石英次生加大以Ⅰ～Ⅱ期为主，少量为Ⅲ期，加大边宽度为0.01～0.04 mm，发育规模较小，对原生孔隙和次生孔隙的影响均较小。

（3）自生黏土矿物胶结

研究区须家河组储层中黏土矿物含量低，主要包括伊利石、绿泥石、高岭石和伊/蒙混层（I/S）。通过薄片鉴定统计其体积分数为3.78%～8.00%，黏土矿物胶结造成的孔隙度的减少值为5%左右，因此黏土矿物胶结对孔隙的影响不容忽视。

4.4 压实作用与胶结作用对孔隙影响程度对比

以表2中的5口井为例，利用Houseknecht［22］建立的压实作用和胶结作用对孔隙的影响大小关系，采用式（3）及式（4）计算，并对计算结果进行统计分析，绘制压实作用与胶结作用对孔隙演化影响评价图（图3）。由图3可以看出，10个样品投点均靠近左纵轴，说明相对于胶结作用而言，压实作用对储层的影响更大。

图3 川东北地区压实作用与胶结作用对须家河组储层孔隙演化影响评价图Fig.3Impact of compaction and cementation on pore evolution of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

4.5 溶蚀作用对孔隙的影响

研究表明，溶蚀作用和构造破裂作用对改善储层储集能力和渗流能力起着非常重要的作用［23］。在烃源岩成熟过程中会排出大量的有机酸和CO2，长石、岩屑和碳酸盐胶结物在酸性环境下易发生溶蚀作用并形成次生孔隙。Berton［24］指出温度是影响有机酸的一个重要因素，当温度达到120℃后，有机酸开始大量脱酸，大约在200℃时地层流体中就不再存在有机酸阴离子。

溶蚀作用可以形成次生孔隙，对改善储层物性起到了积极作用［5，18］。通过分析研究区须家河组储层溶蚀作用的特征，确定在溶蚀作用过程中储层增加的次生孔隙包括长石、岩屑和碳酸盐胶结物等物质溶蚀的总和（须家河组的裂缝较发育，对该区致密储层的物性有一定的改善作用，因此裂缝充填物被溶蚀形成的孔隙对改善储层物性具有一定的作用，不可忽略［19-20］），即

式中：φ溶蚀为溶蚀作用后的孔隙度，%；θ5为长石溶孔率，%；θ6为岩屑溶蚀率，%；θ7为裂缝充填物溶孔率，%。

由式（5）计算出研究区须家河组储层溶蚀作用增加的孔隙度为2.37%～4.12%，平均为3.25%。

5 孔隙的演化模式

通过上述对川东北地区须家河组储层成岩作用的定性剖析和孔隙演化的定量计算，结合不同成岩阶段各成岩参数的分布特征，明确了其成岩演化序列，并确定了其孔隙演化模式（图4）。

图4 川东北地区须家河组储层孔隙演化模式Fig.4The pore evolution model of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

由图4可以看出，压实作用伴随整个成岩作用过程，对储层孔隙的演化起着非常重要的作用。依据孔隙演化阶段可将川东北地区须家河组储层的成岩演化分为以下4个阶段：

（1）早成岩阶段A亚期

沉积物埋藏较浅，成岩作用类型以压实作用为主，排出大量粒间孔隙流体，孔隙体积急剧减少，原始孔隙度减少量达到最大，由31.1%降低至12.1%，压实作用造成的孔隙度的损失率为45.74%。

（2）早成岩阶段B亚期

有机质进入了生烃期，以未成熟为主，开始排出有机酸，储层中长石和岩屑开始被溶蚀。由于有机质处于生烃初期，并未大量生成有机酸，因此只有少许次生孔隙生成，说明压实作用仍占据主要地位。

（3）中成岩阶段A亚期

随着埋深增加，地层压力和温度随之升高，有机质开始大量生烃，并排出大量有机酸，溶蚀作用开始增强，长石、岩屑和碳酸盐胶结物大量被溶蚀，产生大量的次生孔隙，同时自生石英和次生石英晶体开始形成，并占据一部分孔隙，最后在中成岩阶段A亚期末增加的次生孔隙度为2.13%。

（4）中成岩阶段B亚期—晚成岩阶段

溶蚀作用强度减小，同时自生黏土矿物、碳酸盐和硅质胶结物开始大量生成，胶结作用占据了主导地位，次生孔隙减少。

依据研究区的成岩演化模式可看出，原始孔隙经历压实作用、胶结作用、溶蚀作用和构造破裂作用之后形成了现今的孔隙。储集空间以原始粒间孔隙和溶蚀作用形成的次生孔隙为主，其最终的孔隙度为5.7%～7.1%，平均为6.4%。

6 结论

（1）川东北地区须家河组储层成分成熟度较低和结构成熟度较高，颗粒分选较好，磨圆度中等，塑性岩屑含量大，岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩。

（2）川东北地区须家河组储层经历多种成岩作用，储层平均孔隙度为6.8%，平均渗透率为0.045%，属低孔、特低渗储层，这与其经历过强烈的成岩作用有关。

（3）川东北地区须家河组储层原始孔隙度为31.1%,其中45.74%的原生粒间孔隙被压实损失，22.51%的原生粒间孔隙被胶结充填损失；溶蚀作用和构造破裂作用形成的次生溶孔和裂缝使储层孔隙度增加至6.4%，此数值与实测孔隙度6.8%基本吻合，表明该方法对定量评价储层的孔隙演化过程具有一定的指导意义。

［1］钱治家，钟克修.川东北地区须家河组沉积相与储层特征［J］.天然气工业，2009，29（6）：9-12.

［2］李道品.低渗透砂岩油田开发［M］.北京：石油工业出版社，1997：4-13.

［3］杨威，谢增业，金惠，等.四川盆地上三叠统须家河组储层评价及天然气成藏机理［J］.天然气工业，2010，30（15）：10-15.

［4］唐群英，吴军，陈杰，等.川东北普光地区须家河组储层特征及影响因素［J］.中国西部科技，2011，10（32）：7-8.

［5］王华，郭建华.塔中地区石炭系碎屑岩储层成岩作用对孔隙演化控制的定量研究［J］.岩石矿物学杂志，2009，28（3）：277-284.

［6］张富贵，刘家铎，孟万斌.川中地区须家河组储层成岩作用与孔隙演化研究［J］.岩性油气藏，2010，22（1）：30-36.

［7］何周，史基安，唐勇,等.准噶尔盆地西北缘二叠系碎屑岩储层成岩相与成岩演化研究［J］.沉积学报，2011，29（1）：1069-1078.

［8］Folk R L，Andrews P B，Lewis D W.Detrital sedimentary rock classificationandnomenclatureforuseinNewZewland［J］.New Zealand Journal of Geology and Geophysics，1970，13（4）：937-968.

［9］国家经济贸易委员会.SY/T5477—2003，碎屑岩成岩阶段划分［S］.北京：石油工业出版社，2003.

［10］张关龙.济阳坳陷石炭—二叠系沉积及成岩演化［D］.东营：中国石油大学，2007：24-56.

［11］郭长敏，施振生.歧口凹陷沙一段砂岩成岩作用及孔隙演化［J］.岩性油气藏，2009，21（1）：34-39.

［12］黄龙，田景春，肖玲，等.鄂尔多斯盆地富县地区长6砂岩储层特征及评价［J］.岩性油气藏，2008，20（1）：83-88.

［13］李世临，雷卞军，张文济，等.靖边气田东北部马五1亚段主要成岩作用研究［J］.岩性油气藏，2009，21（1）：22-26.

［14］钟金银，戴鸿鸣，王满.台北凹陷柯柯亚构造八道湾组储层成岩作用［J］.岩性油气藏，2010，22（3）：38-42.

［15］Beard D C，Weyl P K.Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand［J］.AAPG Bulletin，1973，57（2）：349-369.

［16］刘小洪.鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层的成岩作用研究与孔隙成岩演化分析［D］.西安：西北大学，2008.

［17］于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学［M］.北京：石油工业出版社，2008：35-46.

［18］宫亚军.川西坳陷中段须家河组地层水成因及水岩作用研究［D］.成都：成都理工大学，2010.

［19］吴小斌，侯加根，孙卫.特低渗砂岩储层微观结构及孔隙演化定量分析［J］.中南大学学报：自然科学版，2011，42（11）：3438-3446.

［20］李阔，曾韬，潘磊.川东北地区须家河组储层特征研究［J］.岩性油气藏，2012，24（1）：46-51.

［21］徐深谋，林春明，王鑫峰，等.鄂尔多斯盆地大牛地气田下石盒子组盒2-3段储层成岩作用及其对储层物性的影响［J］.现代地质，2011，25（5）：909-916.

［22］Houseknecht D W.Assessing the relative importance of compaction processes and cementation to reduction of porosity in sandstones［J］.AAPG Bulletin，1987，71（6）：633-642.

［23］郑锐，刘林玉，李南星，等.陕北子长长4+5砂岩储层成岩作用及孔隙演化［J］.西北大学学报：自然科学版，2011，41（5）：848-852.

［24］BertonFJ.Distributionandoccurrenceofaliphaticacidanionsindeep subsurface waters［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1987，51（9）：2459-2468.

图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：李在光）

Quantitative research on the effect of diagenesis on porosity evolution of Xujiahe Formation in northeastern Sichuang Basin

HU Hao1，LU Yao2，TANG Qunying3，WANG Min1
（1.No.7 Oil Production Plant，PetroChina Daqing Oilfield Company Ltd.，Daqing 163000，Heilongjiang，China；2.College of Earth Sciences，Yangtze University，Wuhan 430010，China；3.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，Gansu，China）

Based on the data of rock slice,cast thin section,scanning electronic microscope,fractional and reservoir physical properties analysis,this paper summarized reservoir space and pore structure ofXujiahe Formation in northeast Sichuan Basin,analyzed the diagenesis types,and quantitatively calculated the pore evolution process.The research reveals that the reservoir ofXujiahe Formation is in the middle diagenetic Bphase.The diagenesis includes compaction, cementation,dissolution and tectonic fracturing.The average original porosity is 31.1%.45.74%pores are lost for compaction,and 22.51%pores are filled bycementation.However,the porositywas added to6.4%because ofdissolution and tectonic fracturing,which improved the reservoir quality in some degree.The result of calculated porosity is in accord with actual porosity,which shows the feasibility of this method,and it contributes directive meanings in the evaluation ofdiagenetic evolution.

diagenesis；poreevolution；XujiaheFormation；northeasternSichuangBasin

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）04-0103-06

2013-11-30；

2014-01-06

胡浩（1987-），男，硕士，主要从事开发地质方面的研究工作。地址：（163000）黑龙江省大庆市大同区第七采油厂地质大队。E-mail：676569615@qq.com。