元坝地区千佛崖组储层特征及其成岩作用

晁　晖, 侯明才, 刘欣春, 徐胜林, 李夔洲, 张楚越

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

元坝地区千佛崖组储层特征及其成岩作用

晁晖, 侯明才, 刘欣春, 徐胜林, 李夔洲, 张楚越

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

[摘要]研究川东北元坝地区中侏罗统千佛崖组储层特征，探讨其成岩作用与成岩演化模式。通过薄片观察、物性分析、扫描电镜及阴极发光等测试手段对钻井岩心和露头剖面的147块岩石样品进行分析，结果表明：元坝地区千佛崖组的储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑砂岩为主，其次为细粒长石岩屑砂岩。储集空间类型按成因可分为剩余原生粒间孔、次生孔隙和裂缝，次生孔隙可分为粒间溶孔和铸模孔。野外样品和岩心样品皆表现为孔隙度与渗透率较低，但孔渗关系较好。储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和自生矿物的沉淀，根据对储层的影响可分为破坏性成岩作用、建设性成岩作用和保持性成岩作用。破坏性成岩作用包括压实作用和胶结作用，建设性成岩作用为溶蚀作用，保持性成岩作用则为自生矿物的沉淀和破裂作用。成岩作用被划分为早成岩阶段A期、早成岩阶段B期、中成岩阶段A期和中成岩阶段B期2个阶段4个期次。

[关键词]元坝地区；千佛崖组；储层特征；成岩作用

图2　元坝地区千佛崖组储层岩石的显微特征Fig.2　The lithological characteristics of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)细粒岩屑长石砂岩,千佛崖组，(+); (B)岩屑砂岩，岩屑为细粒石英砂岩、千枚岩，千佛崖组，(+); (C)细-中粒长石岩屑砂岩，千佛崖组，(+); (D)中粒岩屑砂岩，岩屑为变质石英砂岩、石英砂岩，千佛崖组，(+)

1地质背景

元坝地区位于四川省巴中、苍溪、阆中、剑阁及平昌五县市的交界处，区域构造上处于通南巴构造带的西南、九龙山构造南侧，处于川北拗陷与川中隆起的过渡带(图1)[1]。前期的勘探工作揭示元坝地区中浅层中侏罗统千佛崖组具有较好的勘探潜力。

千佛崖组由赵亚曾、黄汲清于1931年在四川广元县北嘉陵江东岸的千佛崖命名，原称“千佛崖层”(Tsienfuyen Formation)，属四川系下部，主要分布于四川盆地北部边缘地区，岩性以黄绿色、灰

图1　元坝地区区域构造位置图Fig.1　Simplified map showing the tectonic location of Yuanba area(改自贾爽等，2014)[1]

绿色细砂岩、粉砂岩、页岩为主，夹介壳灰岩条带及透镜体，底部具细砾岩及含砾砂岩，含双壳类、植物及孢粉化石，地层厚度180～450 m，与下伏白田坝组及上覆沙溪庙组均呈整合接触(表1)。

本文样品主要取自广元荣山、旺苍金溪和南江桥亭剖面。

表1　四川地区侏罗系地层划分及与邻区对比

2储层特征

2.1岩石学特征

千佛崖组，其上为中侏罗统下沙溪庙组，其下为下侏罗统自流井组[2]。在元坝地区，千佛崖组储层以灰色、浅灰色细粒岩屑长石砂岩(图2-A)和浅灰色细粒岩屑砂岩(图2-B)为主，其次为浅灰色细粒长石岩屑砂岩(图2-C)。砂岩成分中，石英的质量分数(w)一般为35%～60%(最高达95%)；长石含量较高，质量分数一般为8%～20%(最高为24%)，主要为斜长石和钾长石，中等风化程度为主，少量呈深度风化；岩屑的质量分数一般为5%～35%(最高为48%)。岩屑以变质岩类(图2-D)为主，约占岩屑总量的40%；其次为沉积岩类(黏土岩)，约占岩屑总量的34%；火成岩碎屑含量相对较少，约占总量的25%(图3)。

砂岩以细粒为主，颗粒的分选好，次圆至次棱角状，碎屑颗粒以线-凹凸接触为主，点接触次之。薄片观察发现：填隙物以黏土为主，其次为岩屑；胶结物多为硅质，其次为少量钙质、泥质。填隙物和胶结物的质量分数为10%～35%，上部较多，向下变少(图2)。

图3　元坝地区千佛崖组砂岩碎屑成分三角图Fig.3　Triangular chart for the classification of sandstone of Qianfoya Formation in Yuanba area

2.2储层物性特征

野外样品测试结果，千佛崖组孔隙度(q)为1.23%～12.26%，平均值为6.17%；渗透率(K)为(0.002～4.55)×10-3μm2，平均值为0.45×10-3μm2。岩心样品显示元坝地区千佛崖组孔隙度为0.89%～7.16%，平均值为2.90%；渗透率为(0.001～195.12)×10-3μm2，平均值为0.81×10-3μm2(图4)。二者揭示的特征基本一致，表现为孔隙度以2%～5%为主，<2%次之；渗透率主要集中于(0.001～0.01)×10-3μm2, >0.01×10-3μm2次之。

元坝地区千佛崖组钻井岩心样品表现出低孔低渗的特征，孔隙度低说明储层喉道细小、孔隙亦细小；而硅质胶结作用堵塞粒间孔隙，亦使储层孔隙度降低，特别是绿泥石颗粒包膜的产状最易堵塞孔隙喉道。但图5表明其孔渗相关性较好，说明渗透能力主要由基质孔隙提供。

2.3储集空间类型

根据钻井岩心观察和岩心、岩屑、铸体薄片图像分析，元坝地区千佛崖组储层储集空间类型以剩余原生粒间孔-裂缝为主，按成因可分为剩余原生粒间孔、次生孔隙和裂缝。次生孔隙可分为粒间溶孔和铸模孔(图6)。

图4　元坝地区千佛崖组储层物性直方图Fig.4　Histogram showing reservoir properties of Qianfoya Formation in Yuanba area

图5　元坝地区千佛崖组储层孔隙度和渗透率相关性Fig.5　Relationship between porosity-permeability in the Qianfoya Formation in Yuanba area

2.3.1剩余原生粒间孔

剩余原生粒间孔主要是指由环边绿泥石胶结物或硅质胶结物形成之后剩余的粒间孔隙(图6-A、B)，约占储集空间的60%。根据对研究区的样品薄片观察，多数粒间溶孔主要由黏土杂基被溶，其次由方解石、环边绿泥石胶结物被溶形成，多呈不规则状、港湾状。孔隙被暗色沥青质填充(图6-A、B)，说明发生油浸现象，经历过成藏。

2.3.2次生孔隙

次生孔隙是岩石在埋藏过程中由各种成岩作用形成的孔隙[3]。这类孔隙中溶蚀作用产生的各种溶蚀孔隙(如：粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔等)是主要的，也包括成岩过程中产生的自生矿物晶间孔。

图6　元坝地区千佛崖组储集空间类型Fig.6　Reservoir space types of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)细粒岩屑长石砂岩中剩余原生粒间孔，(-)；(B) 细粒岩屑长石砂岩中剩余原生粒间孔，(-)；(C) 中粒岩屑长石砂岩中黏土化粒间溶孔，(-)；(D) 细粒岩屑长石砂岩中的铸模孔，(+)；(E) 裂缝，(+)；9；(F) 裂缝，(+)

a.粒间溶孔：是指颗粒间填隙物被溶形成的孔隙[4]。在川东北地区各钻井样品中均可见到不同程度的粒间溶孔(图6-C)。常见粒间溶孔主要由黏土被溶，其次为方解石、环边绿泥石等胶结物溶蚀而成，形状多不规则。

b.粒内溶孔：川东地区千佛崖组岩石中粒内溶孔相对不发育，大部分碎屑颗粒溶蚀作用不明显，仅部分岩石中有少量长石、岩屑受到不同程度的溶蚀。

c.铸模孔：由长石碎屑、泥板岩碎屑强烈溶蚀而成，仅保留颗粒的形状(图6-D)。

2.3.3裂缝

裂缝(图6-E、F)不仅是流体运移的通道、油气的主要储集空间，而且裂缝沟通其孔隙空间后，将极大地改善储层的渗滤能力[5]。这是砂岩在孔隙度较低的情况下具有相对较高渗透率的主要原因。

3成岩作用

成岩作用是影响储层孔隙演化的重要因素，储层物性的变化是成岩作用的结果之一[6]。通过对样品薄片观察，元坝地区千佛崖组储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用、破裂作用和自生矿物的沉淀，根据对储层的影响可分为破坏性成岩作用、建设性成岩作用和保持性成岩作用。

3.1破坏性成岩作用

3.1.1压实作用

研究区砂岩储层为低孔低渗致密储层，压实作用是最为重要的破坏性成岩作用。在储层中，压实作用影响明显，颗粒之间为线接触—凹凸接触(图7-A)。伴随压实作用的进行，局部出现压溶现象。压溶物质在颗粒边缘又重新沉淀，形成胶结物(图7-B)。

3.1.2胶结作用

研究区储层砂岩中的胶结作用是仅次于压实作用的破坏性成岩作用，以硅质胶结为主，同时方解石胶结作用发育。硅质胶结作用不仅减少了储层的孔隙空间，而且改变了储层的孔隙结构，是储层孔隙度降低的主要因素之一[7]。相对而言，胶结作用并没有直接减少粒间孔隙，而是堵塞粒间孔隙。评价压实作用和胶结作用对孔隙度的减少的相对重要性，可通过粒间体积(负胶结物孔隙度)-胶结物之间的关系图来确定。

图7　元坝地区千佛崖组储层岩石显微特征Fig.7　The lithological characteristics of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)碎屑之间呈线接触-凹凸接触，相对晚成岩阶段的钙质胶结作用常发生于压实作用之后，(+); (B) 碎屑石英周围较早的石英胶结作用(次生加大)，且石英次生加大早于自生方解石的沉淀(红色箭头)，铸体薄片,(+)

图8　研究区胶结物含量与负胶结物孔隙度投点图Fig.8　Diagram showing the cement content and negative cement porosity in research area

由图8可知以下几点：(1)研究区储层砂岩都较为致密，大多数样品均在面孔率<10%的区域中。(2)投点大多数在图形的左下方，说明压实作用所造成的储集空间体积的减小远远超过胶结作用。(3)相对靠右的样品则主要是胶结作用形成的致密层，如钙质层。(4)偏右上方的散点说明极个别样品在孔隙度>20%时就已被胶结作用致密化。

3.2建设性成岩作用

晚期成岩阶段由油气运移引起的溶蚀作用对储集空间的形成具有特别重要的影响。岩石中含有易溶组分，且后期构造作用较强，产生一系列的断层和裂缝。这些断裂为排烃产生的酸性流体提供了有利的通道，并且产生了一定量的次生孔隙，形成了部分良好储层[8]。根据对研究区的样品薄片观察，多数粒间溶孔(图9-A)主要由黏土杂基被溶，其次由方解石、环边绿泥石胶结物被溶形成，形态多呈不规则状、港湾状；而粒内溶孔(图9-B)则由长石溶蚀而成。

3.3保持性成岩作用

保持性成岩作用主要是指在成岩过程中形成的一些自生矿物，作为衬里，对先期孔隙起保护作用。如环边绿泥石等，在绿泥石包膜发育的地方，即包膜断口处石英发生次生加大作用；换言之，绿泥石可以阻止石英次生加大的发育，使先期孔隙得以保存[9]。

图9　元坝地区千佛崖组储层孔隙特征Fig.9　The pore characteristics of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)粒间孔发育，被自生石英和绿泥石包膜充填，细-粗粒不等粒长石岩屑砂岩，SEM图像；(B)长石粒内溶孔，铸体薄片

3.3.1自生矿物的沉淀

a.自生绿泥石

研究区储层砂岩中自生绿泥石大多数都是作为孔隙衬里或颗粒环边产出(图9)，它们可以通过增加岩石的抗压强度和阻止石英的次生加大来使孔隙得以保存，因而对储层是有利的；但个别绿泥石颗粒会在环边胶结后充填部分孔隙，对砂岩渗透率有一定的破坏作用[10]。

b.自生石英

研究区储层砂岩中大多数硅质胶结物以分散的微晶形式存在(图9)，它们存在于长石溶解形成的次生孔隙中，大多数自生石英从产状上以围绕碎屑石英的边缘生长的方式存在，形成加大边并堵塞一部分粒间孔隙。碎屑石英周围较早的石英胶结作用(次生加大)构成坚实的骨架，从而对粒间孔起到了一定的保护作用。

3.3.2破裂作用

裂缝(图10)对研究区砂岩的储集条件具有十分重要的建设性作用，不仅是流体运移的通道、油气的主要储集空间，而且裂缝沟通其孔隙空间后，将极大地改善储层的渗滤能力[11]。研究区的裂缝按成因类型分为成岩裂缝和构造裂缝，它们合理配置，共同组成复杂的网状裂缝系统，有利于增加储层孔隙的连通性。

3.4储层砂岩的成岩演化序列

通过对样品进行薄片观察、扫描电镜分析及阴极发光测试，根据有机质成熟度、自生矿物类型和方解石沉淀等因素，将研究区千佛崖组储层砂岩的成岩演化划分为早成岩阶段A期、早成岩阶段B期、中成岩阶段A期和中成岩阶段B期2个阶段4个期次。

3.4.1早成岩阶段

a.早成岩阶段A期

有机质处在未成熟期，黏土矿物主要是高岭石。压实作用是该阶段孔隙度降低最为主要的因素。随着上覆载荷的增加，压实作用使松散的沉积物被压实，孔隙度迅速降低，碎屑之间呈线接触-凹凸接触，颗粒的接触强度相对较低(图11-A)，还有少量的菱铁矿沉淀(图11-B)。

图10　元坝地区千佛崖组储层岩石SEM图像Fig.10　SEM images of reservoir rocks of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)粒缘缝，细粒淀绿泥石长石岩屑砂岩； (B)云母片理缝，细粒泥质长石岩屑砂岩

图11　元坝地区千佛崖组储层岩石显微照片Fig.11　Microphotographs showing reservoir rocks of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)碎屑之间呈线接触-凹凸接触，(+)； (B)广泛发育的泥(微)晶菱铁矿胶结物，(+)

b.早成岩阶段B期

有机质进入半成熟期，大致在压实作用使碎屑颗粒间的关系基本固定后，绿泥石薄膜开始形成，有助于压溶作用发育，使原生孔隙迅速减少(图12-A)。但纤状绿泥石开始在孔隙环边定向生长，形成孔隙衬里(图12-B)，压实作用因此而受到一定程度的阻碍，少量原生孔隙得以保存。沉积物中的酸性流体使长石、杂基和一些岩屑开始发生溶解，溶解产物会形成自生高岭石。

3.4.2中成岩阶段

a.中成岩阶段A期

有机质逐渐成熟，随着孔隙介质pH值的降低，长石大量溶解，溶解产物中含有K+、Na+、Ca2+和Si4+。K+使高岭石被伊利石化，但Na+、Ca2+和Si4+与孔隙流体反应，生成碳酸盐矿物沉淀。地层中游离硅开始进入，硅质胶结作用开始发生，自生长石逐渐形成，石英出现次生加大边及微晶石英(图13)，原生孔隙进一步减少，同时也造成了大量的次生孔隙[12]。

图12　元坝地区千佛崖组储层岩石显微照片Fig.12　Microphotographs showing reservoir rocks of Qianfoya Formation in Yuanba area (A)残余原生粒间孔，自生石英及绿泥石包膜充填，中-细粒长石岩屑砂岩，SEM图像；(B)碎屑之间发育大量经压实作用和绿泥石的胶结作用之后所剩余的原生粒间孔隙(绿箭头)，铸体薄片，单偏光

图13　元坝地区千佛崖组储层石英Fig.13　Microphotographs showing quartz characters of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)石英发暗蓝色光，次生石英不发光，长石发暗绿色、黄绿棕色、蓝色光，阴极发光照片；(B) 碎屑石英周围较早的石英胶结作用(次生加大)

b.中成岩阶段B期

主要烃源层中的有机质已进入高成熟阶段，长石等铝硅酸盐及其他易溶组分发生埋藏条件下的溶解作用(主要发生在下部层位)，使高岭石向伊利石转化速度加快[13](图14-A)，Ca2+浓度升高，发生碳酸盐胶结作用，方解石沉淀堵塞孔隙(图14-B)。由于溶解作用是在封闭条件下发生，长石的溶解可造成1%～2%的孔隙度净增长。

综合上述成岩作用特征和演化序列，提出研究区千佛崖组储层砂岩成岩模式(图15)。

图14　元坝地区千佛崖组储层岩石SEM图像Fig.14　SEM images of reservoir rocks of Qianfoya Formation in Yuanba area(A)长石颗粒沿解理被强烈溶蚀淋滤形成次生溶蚀孔隙，长石颗粒表面附着片状伊利石；(B) 胶结物方解石晶体充填于粒间孔隙中，方解石晶体边缘被溶蚀形成次生溶蚀微孔隙

图15　研究区千佛崖组储层砂岩的成岩序列演化图Fig.15　Evolution of diagenetic stages of sandstone reservoir in research area

4结 论

a.元坝地区千佛崖组岩石类型以细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑砂岩为主，其次为细粒长石岩屑砂岩。岩屑以变质石英岩、千枚岩、泥板岩等变质岩碎屑和硅质岩等沉积岩碎屑为主。储层储集空间类型以剩余原生粒间孔-裂缝为主。大部分样品孔隙度与渗透率均较低，但孔渗关系较好，主要为孔隙-裂缝型储层。

b.元坝地区千佛崖组储层岩石经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用、破裂作用和自生矿物的沉淀，根据对储层的影响可分为破坏性成岩作用、建设性成岩作用和保持性成岩作用。破坏性成岩作用包括压实作用和胶结作用，建设性成岩作用为溶蚀作用，保持性成岩作用则为自生矿物的沉淀和破裂作用。成岩作用被划分为早成岩阶段A期、早成岩阶段B期、中成岩阶段A期和中成岩阶段B期2个阶段4个期次。

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Study on diagenesis and reservoir characteristics of Qianfoya Formation in Yuanba area, Northeast Sichuan, China

CHAO Hui, HOU Ming-cai, LIU Xin-chun, XU Sheng-lin,LI Kui-zhou, ZHANG Chu-yue

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

Abstract:Study of diagenesis and reservoir characteristics of the Middle Jurassic Qianfoya Formation in Yuanba area of Sichuan Basin shows that the main reservoir rock type is fine-grained arkose sandstone and fine lithic sandstone, followed by fine grained feldspathic lithic sandstone. Reservoir space types in terms of genesis can be classified into residual primary intergranular pore, secondary pore and fracture, and the secondary pores can be further divided into intergranular dissolved pore and moldic pore. The porosity and permeability in the rocks are lower, but the relationship between porosity and permeability is well. During the process of rock formation, the reservoir experiences three kinds of diageneses, the destructive diagenesis, the retentivity diagenesis and the constructive diagenesis respectively. There are two stages and four phases for the diagenesis, including early stage A phase and early stage B phase; mid stage A phase and mid stage B phase.

Key words:Yuanba area; Qianfoya Formation; reservoir characteristics; diagenesis

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.03.04

[文章编号]1671-9727(2016)03-0282-09

[收稿日期]2015-08-09。

[基金项目]中央财政支持地方高校发展专项资金资助项目。

[分类号]TE122.221

[文献标志码]A

[第一作者] 晁晖(1991-)，女，硕士研究生，沉积学专业, E-mail:1083674527@qq.com。