查干凹陷苏一段储层成岩作用及其对物性的影响

沈禄银，康婷婷，陈　波，王亚明，祝令敏 ，康　华，张　健

(1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001；3.中国石油大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆 163411)



查干凹陷苏一段储层成岩作用及其对物性的影响

沈禄银1，康婷婷1，陈波1，王亚明2，祝令敏2，康华2，张健3

(1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001；3.中国石油大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆 163411)

摘要：在岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性分析测试等定性和定量数据资料的基础上，对查干凹陷苏一段成岩作用及其演化进行了研究，最后分析了成岩作用对储层物性的影响。结果表明：苏一段碎屑岩储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用与溶蚀作用，早期埋藏强烈压实、晚期强碳酸盐胶结，是造成深层储层致密的重要因素。储层成岩演化序列为压实作用→长石溶解(少量)/石英次生加大→碳酸盐胶结/石英溶解(少量)/长石加大。压实作用与胶结作用为破坏性成岩作用，是储层孔隙度较低的主因，压实作用减少的孔隙度最高达32.17%，胶结作用减少的孔隙度平均为8.62%，溶蚀作用是研究区次生孔隙形成的主因，平均增加的孔隙度为5.28%。

关键词：查干凹陷；成岩作用；成岩演化序列；储层物性

查干凹陷是在上古生界浅变质基底上发展起来的中、新生代盆地，发育下白垩统巴音戈壁组和苏红图组一段(苏一段,K1s1)两套烃源岩系，具有较好的烃源岩条件和较大的油气资源量，勘探前景良好[1-3]。但目前发现的油藏规模小、储层物性差、产能低，其中储层是制约该区油气勘探的主要问题，前人对本区储层的研究较少[4]，难以指导勘探。本文分析研究区储层成岩作用及其对孔隙的影响，探讨成岩作用与储层物性的关系，预测有利储层分布，为下一步油气勘探与开发提供地质依据。

1 地质背景

查干凹陷位于银根—额济纳旗盆地(简称“银—额盆地”)东部查干德勒苏坳陷的中部，东以楚干凸起为界，西以西尼凸起与红果凹陷相隔，北邻盆地中央隆起带，南与本巴图隆起相邻，东南紧靠狼山，面积约为2000km2[5-6]。查干凹陷基底为二叠系浅变质岩系，沉积盖层由下白垩统、上白垩统和新生界组成，其埋深最大约为6400m，缺失三叠系和侏罗系[7]。凹陷的形成经历了早白垩世早期箕状断陷、早白垩世晚期整体坳陷、晚白垩世末期及古近纪—新近纪的挤压抬升改造，早白垩世经历了火山喷发、岩浆侵入的热力改造。查干凹陷可划分为西部次凹带(虎勒—额很次凹)、中央隆起带(毛敦次凸)和东部次凹带(罕塔庙次凹)3个构造单元，整体呈NE—SW向展布。其中西部次凹带可细分为5个亚带：虎勒洼陷、巴润中央构造带、额很洼陷、乌力吉斜坡带和图拉格断层陡岸带[8-11](图1)。

2 沉积背景

古地貌对沉积相的发育和分布具有一定的控制作用，在一定程度上控制了有利储层的分布。苏一段的古地貌特征主要采用二维三维联合解释的残余地层厚度法来进行示意性恢复。苏一段古地貌为典型的“湖广水浅”特征，湖盆地形趋于平缓。沉积中心位于中偏北部，而不是传统认为的南部[2]。南部沉降幅度大，地层厚度大，但是沉积速率快，并不是地貌的低点。沉积中心及主力烃源岩发育于凹陷中心偏北及虎勒洼陷。

3 储层基本特征

查干凹陷苏一段沉积期构造由断陷转化为坳陷，湖盆逐渐扩大，水体由深变浅，根据重矿物及粒度等分析，苏一段下亚段(简称苏一下)以扇三角洲沉积体系为主，苏一段上亚段(简称苏一上)为扇三角洲和浅湖滩坝沉积体系。

通过钻井取心、露头观测、岩石薄片及扫描电镜等分析，研究区苏一段岩性主要为长石岩屑砂岩，其次为岩屑长石砂岩，含少量岩屑砂岩(图2)。分选中—差，磨圆多为次棱角，颗粒之间以点—线接触为主。填隙物种类繁多，主要为泥质及灰质，泥质呈隐晶—鳞片结构，含量低于28%，平均为7.97%，灰质胶结物主要为方解石，呈微—细晶结构，含量普遍低于20%，平均为3.77%，局部见少量隐晶质黄铁矿胶结(表1)。

表1　苏一段碎屑岩储层填隙物统计表

4 成岩作用类型及成岩演化序列

4.1 成岩作用类型

通过岩石学薄片观察，结合扫描电镜照片、黏土矿物分析、电子探针及流体包裹体测试，查干凹陷下白垩统苏一段主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和少量的交代作用。

4.1.1 压实作用

压实作用主要表现为随埋深增加，砂岩的原生粒间孔隙逐渐减小，压实较强时在颗粒接触和承压部位发生颗粒的溶蚀、变形和错动。压实作用是砂岩孔隙演化的主要控制因素之一[12-13]。

本区砂岩压实作用主要表现为砂岩碎屑颗粒以点—线、线—凹凸接触(图3a、b)，局部可见石英颗粒边缘呈凹凸状与碳酸盐岩屑或长石颗粒镶嵌接触。压实较强的地方石英、长石或岩屑均出现剪切破裂。

4.1.2 胶结作用

(1)碳酸盐胶结。

碳酸盐胶结物主要为铁方解石及铁白云石，阴极发光下碳酸盐胶结物发光颜色不均匀，主要为橘黄色及橘红色光，强度略暗，零星伴有亮光，可能系早期方解石被交代的产物，碳酸盐胶结物多呈连晶胶结，表明碳酸盐胶结物形成前孔隙连通性较好。

(2)黏土矿物胶结。

研究区黏土矿物类型主要为高岭石(图3c、d)，高岭石的出现往往与次生孔隙的产生有很大关系。埋藏成岩初期，地层水介质呈酸性，一些不稳定、易溶蚀的骨架颗粒(如长石及酸性火山岩岩屑等)发生溶蚀析出高岭石；同时成岩早期的砂岩孔隙连通性好，长石溶蚀形成的K+、Na+可及时排出，对酸性成岩水环境起保持作用。成岩早期的高岭石呈分散状分布、易迁移，对砂岩渗透性影响较大。

4.1.3 溶蚀作用

溶蚀作用改造储层形成次生孔隙，是一种极为重要的成岩作用。研究区苏一段存在酸性和碱性两种溶蚀作用，前者溶蚀碳酸盐矿物、钾长石、伊利石(图3e、f)，沉淀高岭石，后者溶蚀钠长石、石英，沉淀伊利石。中、浅层酸性溶蚀多见，中、深层碱性溶蚀常见，火山喷发可能是形成中深层碱性成岩环境的重要原因。

4.1.4 交代作用

交代作用在研究区苏一段发育规模有限，主要为碳酸盐交代石英、长石、岩屑等颗粒，交代作用对次生孔隙影响不大，只涉及组分的带入、带出，没有孔隙空间大小的变化。

4.2 成岩演化序列

查干凹陷下白垩统碎屑岩储层物性特征复杂，不同埋深的高孔隙度和低孔隙度储层储集空间及成岩特征明显不同，具不同的成岩演化序列。铸体薄片分析表明，中深层低孔隙度储层储集空间以原生孔隙为主(图4a)，次生孔隙发育较差，储集物性一般较差。常可见方解石充填长石溶蚀孔隙(图4b)，表明长石溶蚀早于碳酸盐胶结；碳酸盐胶结物交代长石、石英颗粒，并可见碳酸盐充填石英溶蚀孔隙(图4c)，表明石英次生加大早于碳酸盐胶结；碳酸盐胶结物胶结致密，基本未溶蚀。据此分析苏一段低孔隙度储层成岩演化序列为压实作用→长石溶蚀(少量)或石英次生加大(图4d)→碳酸盐胶结或石英溶蚀(少量)(图4e)或长石加大(图4f)。

5 成岩作用对储层物性的影响

5.1 物性分布

苏一段碎屑岩储层孔隙度为2.77%～19.56%，平均为8.68%;渗透率为0.003～142.59mD，平均为2.12mD(表2)。孔隙度主要分布区间为4%～10%，小于10%的(特低孔)占65.90%，10%～15%的(低孔)占3.70%，中孔(15%～25%)占1.10%；渗透率小于1mD的占79.07%，小于10mD(特低渗)的占96.51%。主要为特低孔超低渗储层。

表2　查干凹陷苏一段碎屑岩储层物性统计表

5.2 成岩作用对物性影响

5.2.1 压实减孔作用明显

成岩作用中最重要的是压实作用，压实作用使储层内原生孔隙大幅度减少，甚至可达50%以上，压实作用的研究对储层物性至关重要[14-15]。

查干凹陷苏一段主要处于中成岩A期，埋藏温度为85～140℃，沉降速率为214m/Ma，通过对研究区黏土矿物、胶结物的统计与分析，苏一段自下而上压实作用逐渐减弱，压实作用减少的孔隙度最高达32.17%(表3)。

表3　查干凹陷苏一段压实作用减孔量表

5.2.2 胶结减孔作用

苏一段胶结物主要为碳酸盐、自生黏土矿物、石英次生加大及少量长石次生加大，胶结作用使孔隙度减少0～27%，平均为8.62%，其中泥质胶结物使孔隙度平均减少2.8%，方解石胶结物使孔隙度平均减少0.8%，铁方解石胶结物使孔隙度平均减少2.67%，白云石胶结物使孔隙度平均减少0.31%，铁白云石胶结物使孔隙度平均减少1.46%，石英次生加大使孔隙度平均减少0.14%，长石次生加大使孔隙度平均减少0.01%，黄铁矿胶结物使孔隙度平均减少0.42%。比较而言，压实作用对孔隙度减小起主要作用(图5)

5.2.3 溶蚀增孔明显

溶蚀作用是查干凹陷深部储层次生孔隙的主要成因。苏一段溶蚀作用增孔效果明显，溶蚀作用主要表现为碳酸盐胶结物的溶蚀及部分长石及岩屑溶蚀，溶蚀作用使储层孔隙度平均增加5.28%。

6 结论

(1)查干凹陷苏一段岩性以长石岩屑砂岩为主，岩石颗粒分选中—差，磨圆多为次棱角，填隙物种类繁杂，灰质胶结物主要为铁方解石。

(2)苏一段成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用，少量的交代作用。其中压实作用与胶结作用均是破坏性成岩作用，是储层孔隙度较低的主因，溶蚀作用是建设性成岩作用，是研究区次生孔隙形成的主因。

(3)苏一段低孔隙度储层成岩序列特征是压实作用→长石溶蚀(少量)或石英次生加大→碳酸盐胶结或石英溶蚀(少量)或长石加大。

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Diagenesis and Its Impact on Reservoir Properties of First Member of Suhongtu Formation in Chagan Sag

Shen Luyin1, Kang Tingting1, Wang Yaming2, Kang Hua2, Zeng Lingmin2，Zhang Jian3

(1.CollegeofGeosciences,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China;2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,SinopecZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China;3.No.1GeologgingCompany,DaqingDrilling&ExplorationEngineeringCorporation,Daqing,Heilongjing163454,China)

Abstract:Based on the qualitative and quantitative data like rock thin section, cast thin section, scanning electron microscopy and physical property analysis and test, we got insight into the diagenesis and its evolution in the first member of Suhongtu Formation in Chagan sag, and analyzed the effect of diagenesis on reservoir properties. Results indicated that: the clastic reservoir diagenesis of the first member of Suhongtu Formation includes compaction, cementation, metasomatism and dissolution. Early burial strong compaction and late strong carbonate cementation were important factors leading to density of deep reservoirs. The diagenetic evolution sequence of reservoir was compaction→ feldspar dissolution (small quantity) / quartz overgrowth → carbonate cementing / quartz dissolution (small quantity) / feldspar increase. Compaction and cementing were destructive diagenesis and the main causes of low porosity of reservoir. The porosity reduced by compaction reached as high as 32.17 percent, while the porosity caused by cementing was 8.62% on average. Dissolution was the main cause of the formation of secondary porosity zone, and the porosity rose by 5.28%.

Key words:Chagan sag; diagenesis; diagenetic evolution sequence; reservoir physical property

第一作者简介：沈禄银(1989年生)，男，在读硕士，研究方向为模式识别及综合地质建模沉积储层。邮箱：284592101@qq.com。

中图分类号：TE122

文献标识码:A