金山气田沙河子组成岩作用对储层物性的影响

陈 俊 丁晓琪 梁小龙 胡玉川 江 琦 张咏梅

（1.成都理工大学能源学院，四川 成都 610059；

2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学，四川 成都 610059；

3.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500）

金山气田沙河子组成岩作用对储层物性的影响

陈 俊1，2丁晓琪1，2梁小龙1，2胡玉川1，2江 琦1，2张咏梅3

（1.成都理工大学能源学院，四川 成都 610059；

2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学，四川 成都 610059；

3.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500）

金山气田沙河子组发育大型低渗透致密砂岩储层，其中相对高孔高渗带具有良好的勘探潜力，已有多口井获工业气流。通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及黏土X衍射、物性资料等综合分析，对沙河子组储层特征及成岩作用进行研究，发现：① 研究区砂岩以中粗粒岩屑长石砂岩为主，其次为长石砂岩；储集空间包括原生粒间孔、扩大粒间孔、长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔及溶蚀缝；② 储层主要经历了压实和压溶作用、胶结和交代作用及溶蚀作用。储层物性明显受控于成岩作用，机械压实作用和胶结作用导致大量原生孔隙的减少，使储层物性变差；而溶蚀作用形成大量次生孔隙，甚至形成溶蚀缝，对储层物性具有极大的改善作用，控制了相对有利储层的发育。

储层特征 成岩作用 沙河子组 金山气田

0 引言

一直以来，碎屑岩成岩作用与含油气盆地的勘探与开发密切相关，在石油地质界引起了广泛关注［1-2］。金山地区沙河子组储层具有物性变化快、非均质性强的特征，属于特低孔—超低孔—特低渗—超低渗型致密储层，而在其整体低孔低渗背景下仍发育一定的有利储层，孔隙度可达12.6%，渗透率最大为31.4 mD，该地区已有多口井获工业气流，表明金山气田具有很大的开发潜力［3］。而大量研究表明储层物性受成岩作用的影响［1，4-6］，随着该地区勘探程度的提高，储层特征及成岩作用研究将是油气勘探和开发的重要环节［7］。因此，研究该地区成岩作用与储层物性之间的关系显得尤为重要。

笔者以金1井、梨6井、梨601井及梨602井4口取心井作为研究对象，通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及黏土X衍射、物性资料等综合分析，研究了金山气田沙河子组储层成岩作用及其对储层物性的影响，对该地区天然气勘探和开发具有重要意义。

1 区域地质概况

金山气田位于梨树断陷东部斜坡带最南端，西侧为桑树台控盆断裂，东侧为长期的古斜坡。本区的地层有北西低，向东向南抬升的特点，本区为桑树台控盆断裂的末端［8］。该区断裂不发育，早期桑树台控盆断裂控制了断陷层地层的沉积。桑树台控盆断裂为一级断层，延伸较远，控制了登娄库组以下地层的沉积。本区在断陷层内部还发育一系列北西向的小断层，这些断层大都断距小，延伸短。金山气田处于长期古斜坡背景，是油气长期运移指向区，同时梨6井钻井揭示沙河子组暗色泥岩发育，具有良好的油气成藏基础。

研究区自下而上发育了两套沉积层系，断坳叠置。下部是断陷层沉积体系，地层包括下白垩统火石岭组（K1h）、沙河子组（K1sh）、营城组（K1yc）、登娄库组（K1d）。火石岭组为断陷的初始阶段、沙河子组为断陷活跃期、营城组为断陷中晚期、登娄库组为断坳转换期，属于填平补齐阶段［3］1。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

对研究区4口井21个样品薄片鉴定分析表明，砂岩以岩屑长石砂岩为主，其次是长石砂岩（图1）。主要为中粗粒砂状碎屑结构，砾石含量较高，砾石成分主要为石英和岩屑，颗粒分选差—中等，多为次棱—次圆状，颗粒间以线接触为主，可见凹凸接触，中等风化程度。碎屑成分以石英为主，含量25%～54%，主要为45%左右；长石有斜长石和钾长石等，类型较多，含量28%～51%；岩屑类型多，以中酸性火山岩岩屑为主，其次为变质岩屑和粉砂岩岩屑；岩屑总含量9%～31%，主要为20%左右。填隙物为杂基和胶结物，胶结物主要为钙质胶结物，含量10%左右，硅质胶结物含量低，多以石英次生加大边形式存在；杂基含量为2%～13%，主要为细小的黏土矿物。

图1 金山地区沙河子组岩石三角分类图

2.2 孔隙类型

通过岩石薄片鉴定和扫描电镜分析可知，沙河子组砂岩储集空间主要包括原生孔隙和次生孔隙，其中原生孔隙包括原生粒间孔（32.8%）、扩大粒间孔（7%）（图2a）；次生孔隙包括长石粒内溶孔（26%）（图2b）、岩屑粒内溶孔（3.7%）（图2d）、铸模孔（图2c）及溶蚀缝（30.5%）（图2e）。储集空间以原生粒间孔、长石粒内溶孔和溶蚀缝为主，占孔隙总量的90%左右。铸模孔不发育，仅少量样品中可见。溶蚀缝通常是孔隙流体进入先成裂缝（主要是早期构造裂缝），对缝壁不稳定组分溶蚀并进一步将其扩大而形成［9］，在研究区储层中，溶蚀缝主要表现为沿颗粒边缘的贴粒溶蚀或颗粒内部溶蚀（图2e），未被充填的溶蚀缝是有效的流体渗流通道及储集空间，其发育对储层孔喉结构及孔喉连通性具有极大的改善作用。

图2 金山地区沙河子组孔隙类型及成岩作用照片图

2.3 孔渗特征

根据95个样品统计（图3），孔隙度主要分布在3%～6%，占总量的73.6%。其中，孔隙度小于5%的样品占总量的68.4%， 孔隙度介于5%～10%的样品占总量的26.3%，孔隙度大于10%的样品仅占5.3%，由此可见，沙河子组砂岩的孔隙度仍然是以特低孔—超低孔为主，低孔较少。渗透率主要分布在0.08～0.32 mD，占总量的56.8%。小于1 mD的样品约占76.8%，渗透率为1～10 mD的样品约占总量的15.8%，约2%的渗透率大于10 mD，总体上看是以超低渗和特低渗为主，反映沙河子组渗透率不发育。其中梨601井样品的孔隙度最不发育，孔隙度全部小于5%，为超低孔；而梨602井样品的孔隙度最为发育，孔隙度大于10%的低孔数据占有一定的数量；金1井渗透率最低，均小于1 mD；相对较好的为梨6井和梨602井，除特低渗相对发育外，还有少量的低渗数据。综合分析认为，沙河子组砂岩储层物性较差，总体属于特低孔—超低孔—特低渗—超低渗型储层。

图3 金山地区沙河子组砂岩储层物性特征图

3 成岩作用

3.1 压实和压溶作用

金山地区沙河子组砂体埋深较大，现今埋深分布在2 500～3 100 m，所经历的压实作用较强。镜下明显可见塑性岩屑颗粒（云母）被挤压弯曲变形（图2f），长石双晶被挤压断裂（图2g）。压溶作用是在机械压实作用基础上刚性颗粒间接触部位发生溶解致使颗粒间凹凸接触甚至缝合接触（图2g）。这些都表明研究区储层经历了较强的压实及压溶作用，导致原生孔隙减少。

3.2 胶结作用

胶结作用导致储层孔隙度和渗透率降低［10］，是造成沙河子组砂岩致密低渗的主要因素之一。该地区目的层胶结物类型包括碳酸盐胶结、硅质胶结及黏土胶结。硅质胶结作用的表现形式是石英次生加大边，沙河子组石英次生加大边发育程度较差，数量少而且窄，形成时间早于碳酸盐胶结作用（图2i）。碳酸盐胶结作用非常发育，主要类型为方解石（平均含量7.8%），广泛分布在碎屑颗粒的孔隙之中，胶结作用强烈，发育连生结构（图2h）。常见自生黏土矿物主要包括伊蒙混层、绿泥石、伊利石，充填方式以孔隙式为主。扫描电镜下伊蒙混层多呈蜂窝状集合体生长于颗粒表面或颗粒间；伊利石呈片状、丝娄状、集合体或呈塔桥状充填于孔隙间（图2k），该类型伊利石主要由钾长石和高岭石的伊利石化而形成［11］；绿泥石主要发育在碎屑颗粒的边缘，以孔隙衬里形式产出，大多数绿泥石以叶片状集合体充填于孔隙间［12-14］（图2m）。

3.3 溶蚀作用

溶蚀作用是成岩作用中开始早、持续作用长、对孔隙特征影响最大的一种作用。溶蚀作用发生在两个部位，即碎屑颗粒的边缘和碎屑颗粒的内部。① 碎屑颗粒边缘的溶蚀：主要是长石和岩屑颗粒边缘被溶解成“港湾”状（图2a）甚至形成溶蚀缝（图2e）；② 碎屑颗粒内部的溶蚀：一般在钙质胶结作用发生前，溶蚀作用就已经发生，表现为溶蚀形成的粒内孔隙被钙质胶结物充填（图2j）；颗粒内部的溶蚀作用对次生孔隙形成具有重要意义，当长石颗粒遭受强烈溶蚀时，可形成铸模孔（图2c）。

3.4 交代作用

交代作用是在一定物理化学条件下物质相互置换的结果。研究区沙河子组砂岩中交代作用明显，其中以碎屑颗粒碳酸盐化作用最为发育，主要表现为方解石交代长石（图2j）。偏光显微镜下观察发现，交代作用通常沿颗粒边部或长石的节理进行。

4 成岩作用对储层物性的影响

4.1 压实和压溶作用对储层物性的影响

Lundegard P D［15］、任艳等［16］认为压实作用是导致储层大量减孔的主要因素。压实作用是沉积物最重要的成岩作用之一，影响着砂岩的物性。机械压实作用对储层物性的破坏主要表现在从开始沉积至溶蚀作用发生前的区间内（相当于现今井深的0～2 500 m范围内）［17］，随着埋深增加和成岩作用的加剧，机械压实作用对储层物性影响逐渐减弱，压溶作用对储层物性影响增强。而研究区目的层埋深普遍超过2 500 m，作用于骨架颗粒上的有效应力较强，且研究区含大量的中酸性火山岩岩屑、塑性岩屑（云母）和杂基，在强压实作用下，易变形挤占孔隙和喉道造成孔隙度和渗透率降低。另外，研究区含大量长石（28%～51%），长石含量几乎与石英含量相等，长石与石英接触的几率高，有利于后期压溶作用进行，致使长石与石英颗粒间凹凸、缝合接触，进一步降低孔隙。在埋深2 580～2 700 m和2 860～3 100 m范围内，随埋深增加，储层孔隙度和渗透率急剧下降，这是发生在溶蚀作用之后再胶结所造成，大量胶结物占据孔隙和喉道，导致孔隙度和渗透率的降低（图4）。

图4 金山气田沙河子组孔隙度、渗透率随埋深的变化图

4.2 胶结作用对储层物性的影响

沙河子组砂岩胶结物类型主要为碳酸盐胶结（方解石）、其次为自生石英和黏土胶结。碳酸盐矿物充填粒间孔隙或交代长石颗粒，对孔隙具有明显的破坏作用（图2h、2j）。研究发现方解石胶结物的含量与孔隙度、渗透率具有负相关性，随着方解石胶结物的增加，孔隙度和渗透率明显降低（图5）。石英次生加大占据一定的原生孔隙，伊利石、伊蒙混层等黏土矿物充填粒间孔隙（图2k），造成孔隙度的减少。根据前人研究［18］，绿泥石胶结对孔隙保存有利，一方面可以抵御上覆岩层压力，增加颗粒的抗压实强度；另一方面，绿泥石薄膜抑制了石英的次生加大。但由于研究区绿泥石含量较低（含量为0.8%～

2%），对储层物性的影响不大。

图5 孔隙度和渗透率与方解石胶结物含量之间关系图

4.3 溶蚀作用对储层物性的影响

溶蚀作用是改造低渗透砂岩储层的关键因素［19］。溶蚀作用主要发生在长石和岩屑颗粒中。前人研究表明，当孔隙流体pH值下降时，偏碱性的矿物及长石颗粒（主要为斜长石）将被大量溶蚀，形成一定量的次生孔隙［20］。

通过铸体薄片观察，溶蚀主要发生在长石和岩屑颗粒内部和颗粒边缘（图2b、2c），形成大量的次生孔隙，极大地改善了储层孔隙度和渗透率。在埋深2 540～2 880 m，孔隙度和渗透率出现异常增加，呈双峰特征（图4），结合岩石学特征研究，这个深度范围溶蚀发育，溶蚀形成较多的次生孔隙及溶蚀缝是导致孔隙度和渗透率明显增加的主要原因。

5 结论

1）金山气田沙河子组砂岩以中粗粒岩屑长石砂岩为主。储层经历的成岩作用复杂，包括压实和压溶作用、胶结和交代作用及溶蚀作用。胶结物以碳酸盐为主。

2）储层储集空间主要包括原生粒间孔、扩大粒间孔、长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔及溶蚀缝。其中原生粒间孔、长石粒内溶孔及溶蚀缝所占比例较高，占孔隙总量的90%左右。

3）成岩作用对储层物性具有重要的影响。压实和压溶作用对储层原生孔隙破坏性较大，是造成砂岩储集物性变差的主要因素；石英次生加大、伊利石、伊蒙混层堵塞粒间孔隙；碳酸盐胶结是本区最主要的胶结类型，其充填孔隙造成大量减孔；而溶蚀作用形成较多的次生孔隙，甚至形成溶蚀缝，对储层孔隙及孔喉连通性具有较大改善作用，控制着有利储层的形成和发育。参考文献

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（编辑：卢栎羽）

10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 05. 002

B

2095-1132（2016）05-0005-05

修订回稿日期：2016-09-01

陈俊（1990-），硕士研究生，研究方向为矿产普查与勘探。E-mail：1247559540@qq.com。