龙女寺东端须家河组致密砂岩成岩作用及储层形成机理

蒋 威，谭先锋,2，王 佳,2，付明庆，陈 青,2，吴康军,2，冉 天

(1.重庆科技学院 石油与天然气工程学院，重庆 401331；2.复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室，重庆 401331；3.西安地质矿产勘查开发院，陕西 西安 710100)

龙女寺东端须家河组致密砂岩成岩作用及储层形成机理

蒋 威1，谭先锋1,2，王 佳1,2，付明庆3，陈 青1,2，吴康军1,2，冉 天1

(1.重庆科技学院 石油与天然气工程学院，重庆 401331；2.复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室，重庆 401331；3.西安地质矿产勘查开发院，陕西 西安 710100)

致密砂岩作为非常规油气的重要载体，对其致密化成因及储层形成机理研究具有重要意义。利用钻井岩心、薄片观察、阴极发光和流体包裹体等手段，对川中地区龙女寺东端须家河组致密砂岩的成岩作用及储层形成机理进行研究。结果表明：龙女寺东端须家河组遭受了机械压实-压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和构造破裂作用，机械压实作用和胶结作用是导致砂岩致密化的主要因素，溶蚀作用和破裂作用是储层形成的主要因素；须家河组目前处于中成岩A-B期，经历的流体活动主要有同生成岩期地表水沉淀早期方解石胶结和绿泥石薄膜，早成岩B期压溶作用控制石英Ⅰ期次生加大形成与孔隙流体溶解黏土矿物、长石和易溶岩屑等，中成岩A期大量油气充注促进石英Ⅱ、Ⅲ期次生加大与少量方解石溶解，中成岩B期燕山/喜山运动促进储层形成；储层形成机理主要涵盖残余原生孔的保存和次生孔的形成，有利的沉积环境、溶蚀作用、异常高压和构造破裂作用共同控制储层形成，有利的沉积环境、溶蚀作用和异常高压主要是保护残余原生孔和形成次生孔，构造破裂作用产生大量微裂缝，提高储层渗流能力，并为形成溶蚀扩大孔提供条件。

致密砂岩；成岩作用；储层；须家河组；龙女寺东端

0 引 言

致密砂岩是指渗透率≤0.1×10-3μm2，孔隙度≤10%的砂岩[1-2]。美国首先提出致密砂岩的概念，美国对致密砂岩气的勘探开发技术在1970年已趋于成熟[3]。我国开始研究致密砂岩是在四川盆地中坝致密砂岩气田勘探成功后，虽起步晚于美国，但对致密砂岩的研究进程却快于美国，1995年以来国内开始重视致密砂岩的研究，2013年致密砂岩气的年产量已超过300亿m3，占全国天然气总产出的1/3[4]。2007年世界石油委员会报告中指出致密砂岩气资源量占全球非常规资源量的70%，致密砂岩作为致密砂岩气的唯一载体，对其储层进行研究具有重要的意义。纵观前人研究发现，砂岩致密化成因解释较多，主要观点为构造因素、沉积成因及成岩作用影响，对预测有效储层的作用不大[5]。邹才能等认为砂体最终是否能形成致密砂岩，机械压实作用是主要因素之一，能否形成有效储层主要依靠后期成岩作用对原生孔隙的改造[6]。四川盆地上三叠统须家河组作为致密砂岩气研究的重要层位之一，不少学者对其致密砂岩成因及储层特征进行过探讨[7-9]，形成了一些比较好的认识和结论，而综合利用成岩流体、地温梯度及胶结物等对其致密化成因机理进行研究较少。龙女寺东端须家河组沉积储层有须二、须四和须六段，砂岩致密化程度较高，探索其致密化成因及储层形成机理研究具有重要的意义。本文利用薄片鉴定、测井曲线分析、流体包裹体测试、阴极发光和镜质体反射率(Ro)计算等实验手段，系统分析龙女寺东端须家河组成岩流体、地温梯度及胶结物等对砂岩致密化的影响，深入探讨其致密砂岩成因及储层形成机理，为龙女寺东端须家河组油气勘探提供可靠的理论依据。

1 地质背景

研究区位于四川省武胜、岳池、广安等县市境内，东以华蓥山断裂为界，北含广安构造，西邻李渡构造，南邻合川一带。研究区范围为龙女寺东—白庙—华蓥西，控制面积约1 750 km2，区域构造位置的西部与四川中部古隆中斜平缓带相连(图1)，东部与四川东部古斜中隆高陡断褶带相交，南部与川南古坳中隆低陡穹形带和华蓥山构造带相邻，北部紧邻广安-南充构造区；四川盆地具有以川中古隆起为中心，被渝东-川东南坳陷带、川西坳陷带和川东北坳陷带半包围的“三坳围一隆”构造格局[10-12]。在须四及须二段顶面构造略图上可以看出，研究区主要是向北倾斜的平缓构造，零星分布局部小潜高、排状鼻突及陡缓变异带。

图1 研究区地理位置及区域构造略图Fig.1 Location of study area and regional tectonic sketch

龙女寺东端须家河组自下而上具有6段，底部与海相沉积的雷口坡组碳酸盐岩接触，顶部与下侏罗统自流井组珍珠冲段(Jl-zh)相连。(1)须一段与下伏雷口坡组呈不整合接触，岩性为灰褐色泥岩、页岩，湖泊环境形成的高伽马、高电阻的页岩及泥岩相，部分井区缺失须一段，如华西1、华西2井就缺少须一段的地层；(2)须二段岩性为灰白色的细砂岩、中砂岩和粗砂岩分布，伽马测井曲线呈箱状，为三角洲环境的沉积序列；(3)须三段为湖侵作用形成的泥岩，具有高伽马，且伽马呈现锯齿状的特征，须二/须三界面为湖侵-湖退旋回形成的岩性转换面；(4)须四段为区域性分布的灰白色中细砂岩和粗砂岩，个别井段还可以看到含砾砂岩；(5)须五段/须四段界面为浅湖相与三角洲相相互交替的沉积界面，界面之下为三角洲环境下形成的砂岩，界面之上为湖泊相沉积的页岩或泥岩，但研究区也还有水体没有完全侵入的环境，砂体较为发育，为湖泊的滩坝环境；(6)须六段与须五段为整合接触关系，须六段为三角洲沉积环境，底部多以砂岩分布为主，是由湖泊环境逐渐向三角洲环境过渡，岩性表现为由泥岩或页岩逐渐向砂岩过渡，顶部与下侏罗统珍珠冲段(Jl-zh)整合接触。总体上须一段、须三段和须五段属于湖泊相沉积，须二段、须四段和须六段属于三角洲相沉积。

2 成岩作用特征

成岩作用在控制储层质量上起主要作用，对储层颗粒接触方式、胶结类型和胶结方式等有重要影响，同时成岩作用流体受制于储层的原始沉积环境，储层的原始沉积环境对储层岩性、杂基含量和胶结物类型起至关重要的影响。根据储层岩石薄片观察、阴极发光和流体包裹体测试分析，龙女寺东端地区须家河组在漫长的埋藏史中经历了机械压实-压溶作用、胶结作用和溶蚀作用等一系列成岩作用，从而形成现今复杂的非均质性和致密-超致密特点。

2.1 岩石微观组构

图2 龙女寺东端须家河组四段和六段砂岩组成Fig.2 The fourth and the sixth section sandstones in the Xujiahe Formation, the eastern margin of Longnvsi

龙女寺东端须家河组储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，包含少许岩屑石英砂岩和岩屑长石砂岩(图2)。研究区内所含岩屑包括岩浆岩岩屑、沉积岩岩屑和变质岩岩屑，岩屑所占比例为2%～36%，平均25.6%；长石占7%～25%，钾长石居多，斜长石较少，平均14.1%；含有石英41%～70%，平均60%，普遍发育次生加大边，局部区域石英受强压实作用具裂纹；须六段具石英含量中等、长石含量相对较低和岩屑含量(Q59F13.2R27.6)相对较高，须四段与须六段具有相似的特征(Q61F14.9R23.7)，据Dickinson三角图解分析表明其具有再旋回造山带物质来源[13]。砂岩粒度以中粒、中-粗粒结构为主，颗粒接触关系少见凹凸接触，常见缝合线接触，杂基较少(通常<2%)，胶结物较多，主要包括硅质胶结物、环边绿泥石胶结和碳酸盐胶结物，局部见黏土矿胶结物和少量菱铁矿胶结物。碳酸盐胶结物充填于原生粒间孔和次生溶蚀孔，包含类型有早期泥晶方解石、连晶方解石、白云石、铁方解石和铁白云石；硅质胶结物主要为自生石英和次生加大边，硅质胶结物与碳酸盐胶结物和自生绿泥石呈负相关[8]；黏土矿物包括伊利石、高岭石、伊/蒙混层和绿泥石，其中自生绿泥石产出类型主要为三类：环边绿泥石胶结、黏土矿物绿泥石化和充填孔隙的绿泥石[14]。分选中等-差，成分成熟度中等，磨圆度以次棱-次圆为主，结构成熟度中等，主要为颗粒支撑，胶结方式主要是基底式胶结，见局部有矿物和岩屑强烈变形，胶结物具明显交代、穿插现象，因此，砂岩在埋藏过程中遭受强烈机械压实作用与晚期胶结作用，总体上表现比较致密(图3(A))。

2.2 成岩作用微观表征

2.2.1 机械压实-压溶作用

研究区最重要的成岩作用是机械压实-压溶作用，贯穿于整个成岩演化过程，是导致本区砂岩致密化的主要因素之一。机械压实作用开始于成岩作用早期，使软沉积物脱水，粒间孔减小，硬度密度增大[15]；机械压实作用随埋藏加深不断增强，并不断改变颗粒接触关系，最终形成线接触-缝合线接触、凹凸接触(图3(B))，并有部分矿物颗粒破裂现象(图3(E))，主要现象有以下5个方面：(1)以缝合线接触为主的颗粒接触关系，部分为凹凸接触；(2)云母片被压弯，岩屑颗粒发生塑性形变(图3(C))；(3)杂基较少(通常<2%)，颗粒支撑，胶结物较多，基底式胶结占主要，粗碎屑颗粒、小孔隙、细吼道结构较常见；(4)石英颗粒与云母片发生穿插接触(图3(D))，云母片被压断；(5)随埋深增加砂岩孔渗参数呈下降趋势，表现出较强的非均质性，对储层物性起破坏性作用[16]。压溶作用通常发生在深埋藏环境，龙女寺东端须四段压溶作用主要表现在石英次生加大方面，并发现石英Ⅲ期次生加大现象，由于石英次生加大较发育，这与压溶作用密不可分。

2.2.2 胶结作用

2.2.2.1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物可分为方解石、白云石、菱铁矿、铁方解石和铁白云石。方解石可呈镶嵌状、粒状和衬边状产出；呈自形晶的白云石通常形成于粒间溶孔，或呈薄膜状胶结碎屑颗粒；菱铁矿在砂岩中表现为由分散凝胶集形成的球粒状(图3(G))。碳酸盐胶结物主要形成于同生期和中成岩晚期，同生期的胶结物呈隐晶-微晶，结晶程度较差，中成岩晚期的胶结物常见粉晶-粗晶，结晶程度较好。方解石和白云石常形成于早成岩期，铁白云石和铁方解石常形成于中成岩晚期。成岩早期(铝)硅酸盐矿物的水-岩相互作用对连晶方解石的沉淀起到重要影响。水-岩相互作用能使长石表面发生绢云母化、各种暗色矿物褪色，并使成岩早期孔隙流体酸碱度由中性或中偏碱性向碱性转变，同时产生K+、Na+、Ca2+、Mg2+和Fe2+等游离的金属离子，为连晶方解石的沉淀提供物质来源，除此之外，为同生-早成岩阶段菱铁矿的形成提供了物质来源[10]。

龙女寺地区须家河组中常发育一些灰质砂岩夹层，连晶方解石充填原生孔隙，具有较高的负胶结物孔隙度，见含少量泥质填隙物，未见石英加大边等胶结物；据全区5口井30个灰质砂岩样品统计，灰质含量在14.8%～35.3%之间，平均为23.16%，灰质含量高的样品多集中在砾岩、碳酸岩屑含量高的中-粗砂岩粉及细砂岩中，因此方解石胶结物含量与岩屑成分和粒度关系较大。

2.2.2.2 硅质胶结

图3 龙女寺东端须家河组四段成岩现象镜下特征Fig.3 Microscopic features of diagenetic phenomena of the fourth section sandstone in the Xujiahe Formation, the eastern margin of Longnvsi(A)中粒长石岩屑砂岩全貌，致密胶结，广安127井，须四段，2 297.87 m，10×5(+)；(B)中粒长石岩屑砂岩全貌，颗粒缝合线接触，广安127井，须四段，2 297.18 m，10×5(+)；(C)云母片被压弯，岩屑塑性变形，广安127井，须四段，2 297.18 m，10×10(+)；(D)云母片与石英颗粒穿插接触，方解石胶结，广安127井，须四段，2 297.48 m，10×10(+)；(E)云母片被压断，强烈压实作用，广安127井，须四段，2 297.48 m，10×10(+)；(F)石英次生加大，广安127井，须四段，2 297.48 m，10×10(+)；(G)菱铁矿胶结，广安127井，须四段， 2 297.87 m，10×20(+)；(H)石英Ⅲ期加大，广安127井，须四段，2 298.42 m，10×20(+)；(I)绿泥石环边,广安127井，须四段，2 299.05 m，10×20(-);(J)方解石交代长石，广安127井，须四段，2 299.05 m，阴极发光；(K)方解石交代石英颗粒，广安127井，须四段，2 298.07 m，10×20(+)；(L)白云石交代长石颗粒，广安127井，须四段，2 298.07 m，10×20(+)；(M)长石绢云母化，广安127井，须四段，2 297.18 m，10×10(+)；(N)有机质充填粒间缝，广安127井，须四段，2 298.42 m，10×20(+)；(O)石英颗粒裂缝，指示构造活动，方解石胶结，广安127井，须四段，2 297.18 m，10×10(+)

自生石英和石英次生加大边是硅质胶结的表现形式。石英次生加大在研究区普遍发育，镜下表现为镶嵌状或自形晶面(图3(F))，通常次生加大边厚度为0.05～0.3 mm，是成岩过程中常见的自生矿物，且具期次性。第Ⅰ期石英加大边被环边绿泥石包裹，只在少数石英颗粒表面发育自形晶面或薄的次生加大边，故第Ⅰ期石英加大边应属于早成岩阶段B期的成岩压实作用阶段产物，由原岩中的石英压溶提供物质来源，且不甚发育；中成岩期形成第Ⅱ、Ⅲ期石英次生加大边，发育于绿泥石包壳之外，来源于长石的溶解，因此较为发育，第Ⅲ期自生石英主要占据粒内溶孔和少量粒间溶孔，能扩展的空间很小，由此生长出它形晶面，呈凹凸接触和缝合线接触(图3(H))。

须家河组的石英次生加大通常伴有长石的强烈溶蚀现象，其原因为须家河组内近源泥岩层在生烃阶段使有机物进入砂岩储集层与孔隙流体混合成有机酸流体，有机酸流体通过孔隙或裂缝运移过程中与长石发生化学反应，促使长石溶解的有机络合物铝硅酸盐发生迁移，不仅加快溶解长石的进程，同时溶解长石析出的过量SiO2还以石英胶结物形式沉淀下来[10]。由于该凹陷斜长石含量较高，所以这是Ⅱ、Ⅲ期石英次生加大的主要物质来源。

2.2.2.3 环边绿泥石胶结

研究区沉积相由三角洲向内陆湖盆转变，是最适合环边绿泥石发育的沉积环境，因此绿泥石胶结在研究区比较发育。从镜下观察发现，绿泥石胶结主要具如下特点：(1)早期绿泥石呈薄膜状分布于两期硅质胶结物之间，对中心颗粒进行包裹，包壳厚度相等(图3(I))，在原有绿泥石表面继续生长的绿泥石呈纤维状垂直颗粒生长；(2)岩屑砂岩中在含火成岩屑较多的区域易形成绿泥石薄膜，因为火成岩屑蚀变能为绿泥石生长提供物源，同时火成岩屑抗压能力强使粒间孔隙受压实作用影响较小；(3)绿泥石包壳厚约3～5 μm，绿泥石薄膜出现在呈线接触的碎屑颗粒之间，说明绿泥石薄膜形成于同沉积期，即压实作用开始之前；(4)绿泥石薄膜发育程度受石英含量影响较大，绿泥石薄膜不发育是由石英含量过高导致，引起绿泥石薄膜没有物质来源；石英颗粒含量过低，岩石受压实作用影响大，粒间孔隙损失较大，也会导致绿泥石包壳不发育。

2.2.3 交代作用

通过镜下观察，交代作用是须家河组常见的成岩作用。交代形式多样，现象明显，主要发育方解石交代长石现象(图3(J))，方解石交代石英现象(图3(K))，白云石交代长石现象(图3(L))，长石的绢云母化(图3(M))。交代作用具有以下特点：(1)这种交代现象占据了储集空间，不利于储层的发育；(2)说明方解石和白云石胶结物形成于长石溶蚀之后，是溶蚀作用后沉淀形成；(3)交代碎屑的碳酸盐矿物可在晚期溶解，产生少量溶蚀孔。

2.2.4 溶蚀作用

溶蚀作用在研究区砂岩成岩过程中广泛存在[17-18]，主要表现在须家河组储层以次生孔为主，原生孔为辅，被溶蚀矿物主要为长石、易溶岩屑及碳酸盐矿物，长石溶蚀和易溶岩屑溶蚀是改善储集层物性主要途径(图4)。溶蚀作用分为埋藏期溶蚀作用和同生期溶蚀作用[19]。同生期沉积物遭受不饱和大气淡水和混合水溶蚀作用，发生组构溶解，形成粒内溶孔和粒间溶孔；埋藏期须家河组内近源泥岩层的烃演化使有机组分进入砂岩层与孔隙流体形成有机酸流体，并溶蚀长石、易溶岩屑及碳酸盐矿物，从而形成晶间孔和溶蚀扩大孔，长石溶蚀孔占次生孔隙的44%，根据图3(N)的有机质残留物可推断有机酸流体对溶蚀作用有较大建设性，因此颗粒和不稳定组分的溶蚀与有机酸流体有着密不可分的关系，这也是形成硅质胶结物的途径。

图4 须家河组储集空间百分比分布直方图Fig.4 Distribution histogram of reservoir space percentage in the Xujiahe Formation

2.2.5 构造破裂作用

破裂作用包括构造成因和非构造成因，构造成因是由构造运动引起，非构造成因主要为差异压实作用引起，结果都是产生裂缝。受喜马拉雅运动和龙门山抬升影响，研究区须家河组岩层在龙门山前陆冲断带内发生强烈的侧向挤压变形，产生大量裂缝和断裂[15,20-21]。图3(O)由于强烈的侧向挤压使石英破裂形成裂缝，故须四段储层中的裂缝主要为构造裂缝。构造成因缝对储层物性具有建设性，为酸性流体提供运移通道，提高了储层孔隙度、渗透率和孔隙连通性，并为油气运移聚集提供了有利条件；但是强烈的构造运动对储层进一步压实，造成部分原生孔和次生孔损失。

3 成岩流体活动及演化规律

3.1 成岩演化阶段划分

在碎屑岩成岩过程中，区域不同、构造史不同、成岩阶段不同都会出现不同成岩作用和不同自生矿物组合关系。通过对龙女寺东端须家河组综合埋深、镜质体反射率(Ro)、自生矿物次序、岩石结构和伊/蒙混层比研究，再根据应凤祥的碎屑岩成岩阶段划分标准与标志[22]对龙女寺东端须家河组成岩阶段进行划分(图5)。

图5 龙女寺东端地区须家河组成岩顺序及孔隙演化示意图Fig.5 Sketch map of diagenetic sequence and pore evolution in the Xujiahe Formation, the eastern margin of Longnvsi

研究结果表明：(1)机械压实、压溶作用是早成岩阶段的主要成岩作用，压实作用随着埋藏加深不断增强，使颗粒由点接触—线接触—凹凸接触变化，原始沉积环境处于内陆湖泊向三角洲转变阶段，沉积水介质为中性—碱性还原环境，故基底式胶结的泥晶方解石是最早形成的自生矿物；(2)石英Ⅰ期加大的物质主要来源于压溶作用，故石英Ⅰ期加大形成于泥晶方解石之后[10]；(3)图3I显示了绿泥石薄膜发育于石英Ⅰ期加大边的外围，且对石英Ⅰ期加大起抑制作用，故绿泥石薄膜形成于石英Ⅰ期加大之后；(4)黏土矿物转化、有机酸流体对长石、岩屑和方解石进行溶解，为广泛发育的石英Ⅱ、Ⅲ期加大提供主要物质来源和孔隙空间，故长石、岩屑等溶解作用早于石英Ⅱ、Ⅲ期加大；(5)在喜山运动早期地表碱性水进入环边绿泥石的剩余原生粒间孔中沉淀第二期连晶方解石胶结，故连晶方解石形成石英Ⅱ、Ⅲ期加大之后，受喜山运动影响，地壳抬升地温下降，有机质成熟热演化受到破坏，富含Ca2+、Fe2+、Mg2+的酸性水向碱性水转化，并析出(铁)白云石、铁方解石[23]；(6)构造运动产生的大量裂缝由被晚期热液流体析出的石英脉和方解石脉充填。据此，研究区自生矿物由早到晚形成的相对顺序为:泥晶方解石→石英Ⅰ期加大→绿泥石薄膜→岩屑、长石溶解→石英Ⅱ期加大(充填粒间溶孔、剩余粒间孔)→石英Ⅲ期加大(充填粒间溶孔、粒内溶孔)→连晶方解石→(铁)白云石→铁方解石→后期溶蚀作用→方解石脉、石英脉形成。在广安127井深度2 298.45 m处，能指示成岩阶段的矿物特征有方解石交代长石与石英、云母片与石英颗粒穿插接触、白云石交代长石等，孔隙类型以次生孔隙为主，原生孔隙为辅，有机质镜质体反射率分布于1.3%～1.62%之间(图6)，根据应凤祥的碎屑岩成岩阶段划分标准与标志和自生矿物形成次序判断广安地区须家河组主要处于中成岩A-B期。龙女寺须家河组的有机质镜质体反射率分布于1.24%～1.51%之间，再结合龙女寺东端地区须家河组伊/蒙混层比和岩石结构特征(图5)与成岩阶段的关系推导出龙女寺东端目前主要处于中成岩A-B期，少数已进入晚成岩期。因此，龙女寺东端须家河组总体为中成岩A-B期。

图6 研究区镜质体反射率特征Fig.6 Characteristics of the vitrinite reflectance of study area

3.2 成岩流体活动及成岩演化过程

研究区目前主要处于中成岩A-B期，其成岩演化经历了同生成岩期、早成岩A期、早成岩B期、中成岩A期和中成岩B期，在成岩演化过程中必然伴随着成岩流体活动，且成岩流体活动又是该区砂岩致密化的重要因素之一，据此，在成岩演化过程中探讨成岩流体活动对查明该区砂岩致密化成因具有重要意义(图7)。

3.2.1 同生成岩阶段

该阶段原始沉积环境为内陆湖盆向三角洲转变，沉积颗粒较细小，沉积物在不断沉淀的过程中，弱碱性-碱性的沉积水介质为沉淀早期泥晶方解石提供了条件，上覆软沉积物不断增加，使下伏颗粒接触变得紧密，原生粒间孔依然为主要孔隙类型。研究区分选性为中等，因原生孔隙与粒度无关，与分选性有关，故推测研究区同生期孔隙度为34%[10]。早期方解石胶结将独立的碎屑颗粒固结起来形成岩石，局部可见泥晶-微晶菱铁矿沉淀于粒间孔隙[24]。

镜下薄片鉴定发现环边绿泥石呈近等厚状环绕在石英I期加大边周围，据姚泾利对延长组砂岩中绿泥石薄膜的形成机制研究发现第一世代环边绿泥石属于同沉积时期的产物[25]。姚泾利认为绿泥石薄膜是由同沉积时期黏土微粒吸附和后期富Fe离子流体作用共同形成，强水动力条件使黏土微粒无法沉淀，只能吸附于颗粒表面形成等厚薄膜，再被后期富Fe离子流体作用发生绿泥石化形成。这与黄思静认为绿泥石薄膜是在沉积期后形成相反[14]。(1)若绿泥石薄膜形成于沉积期后，则不能满足近等厚圆环的条件，因为沉积期后在压实作用下颗粒之间紧密接触，原生粒间孔减少，并出现颗粒周围空间分布不均匀，因此不能达到近等厚的条件。(2)若绿泥石薄膜形成于同沉积期，由于石英Ⅰ期加大边形成于压溶作用之后，依据自生矿物组合关系，环边绿泥石应形成于石英Ⅰ期加大边之后，那么绿泥石薄膜又为什么形成于同沉积期呢？原因在于黏土微粒吸附在颗粒周围，由于水动力强的原因，沉积颗粒粒度大小相近，吸附的黏土微粒量也相差不大，并一起沉积在原始石英颗粒周围，经过压实作用形成近等厚状，由于石英Ⅰ期加大边的物质主要来源于压溶作用，故石英颗粒可以形成“自产自销”的溶解-沉淀模式，既不干扰绿泥石薄膜，也为富Fe离子流体形成埋下伏笔，待石英Ⅰ期加大边形成之后黏土膜紧接着发生绿泥石化。

3.2.2 早成岩阶段

图7 龙女寺东端须家河组砂岩成岩流体深化示意图Fig.7 Sketch map of diagenetic fluid evolution of sandstones in the Xujiahe Formation, the eastern margin of Longnvis

早成岩A期主要以机械压实作用为主，颗粒由点接触—线接触—凹凸接触变化，原生粒间孔逐渐减少，在该阶段同沉积时期形成的泥晶方解石、碎屑中的刚性颗粒石英及岩屑(特别是碳酸盐岩屑)等为原生孔隙抵抗机械压实作用做出了建设性作用，有效减少了储层物性的损失，但原生孔隙度的减少是必不可免的，因此孔隙度由原来的34%降低到20%左右[24]。

水-岩相互作用也发生于早成岩B期，铝硅酸盐矿物与岩浆岩岩屑和成岩流体发生水-岩相互作用，该活动中有机酸使长石表面发生绢云母化、各种暗色矿物褪色等，并产生大量K+、Na+、Ca2+、Mg2+和Fe2+等游离金属离子，为黏土薄膜绿泥石化提供条件，也为后期连晶方解石和(铁)白云石的形成提供物质基础。石英I期加大和绿泥石薄膜的形成占据了孔隙体积，长石、岩屑的溶蚀又产生了次生孔隙，该阶段孔隙体积总体上减少到10%～15%，孔隙类型主要为剩余原生粒间孔。

3.2.3 中成岩阶段

中成岩A期酸性流体的溶蚀作用为主要成岩作用，石英Ⅱ、Ⅲ期加大，长石、岩屑等易溶组分溶解为主要流体活动。该阶段发育大量石英Ⅱ、Ⅲ期加大，据对深埋砂岩储层中石英胶结作用和孔隙损失的动力学模拟认为，石英次生加大边大量发育后，孔隙损失不再取决于压实作用，而取决于石英加大的量[10]；该阶段镜质体反射率值为0.5%～1.58%，表明有机质进入生烃高峰期，但只见少数区域存在原油侵染的痕迹，多数有机质包裹体都为纯气相包裹体(表2)，因此从这方面也能证明须家河组砂岩储层比较致密，导致原油无法流动；石英Ⅱ、Ⅲ期加大过程中伴随着有机质包裹体与流体包裹体同幕形成的现象，并保存于Ⅱ、Ⅲ期加大的石英中。由表1可知，石英Ⅱ期加大的温度范围为122.6～134.6 ℃，平均124.7 ℃，平均盐度11.8wt.%NaCl，石英Ⅲ期加大的温度范围134.6～144.4 ℃，平均142.0 ℃，平均盐度17.47wt.%NaCl，并存在气相包裹体与流体包裹体出现在同一石英晶体中的现象，故该阶段酸性流体作为主要成岩流体对长石、岩屑等进行溶蚀，产生次生孔隙，酸性流体对碳酸盐矿物的溶蚀较少见，蒙/伊转化和长石溶解导致流体中SiO2含量持续上升并出现自生石英连续沉淀现象。石英Ⅱ、Ⅲ期加大使原生粒间孔降低至5%，并导致储层孔喉变细，孔喉半径在0.053 5～0.651 9 μm之间，平均0.330 6 μm，中值孔喉半径在0.006 5～0.319 4 μm之间，平均0.060 2 μm，但溶蚀作用产生的次生溶孔将储层孔隙度提升到10%左右。

表1 龙女寺东端须家河组岩心样品包裹体均一温度统计表

Table 1 Homogenization temperature of fluid inclusions of core samples in the Xujiahe Formation, the eastern margin of Longnvsi

序号井号深度/m盐水包裹体均一温度/℃换算盐度平均值/wt%NaClTh1Th2Th3序号井号深度/m盐水包裹体均一温度/℃换算盐度平均值/wt%NaClTh1Th2Th31合川3214371962122614381221411767广安12122494112091230143134501902合川320745694312281417911921798广安101228561077125814441091651983合川31907793912521427931531599合川31920594712331411911061794合川32078421024122814235614515410广安1012276710621242144374461425广安1212207131015134613467416616611合川3215104100612461436100491866广安121221281104412451401965118912广安101207659641228142632155179

表2 样品流体包裹体测试分析及荧光观察结果

中成岩B期受燕山-喜山运动影响，地壳抬升，地温下降，有机质热演化受到抑制，有机酸流体不再持续注入，成岩流体由酸性向中性-碱性转化，此时成岩流体处于饱和状态，并停止对易溶组分的溶解，富K+、Mg2+、Fe2+和Ca2+碱性流体开始析出连晶方解石胶结物和(铁)白云石沉淀，并发生方解石交代长石与石英和白云石交代长石等现象，大量碳酸盐胶结物的沉淀和各种交代作用使储层孔隙度大大降低，从而出现次生孔隙为主原生孔隙为辅的局面；粒内溶孔作为次生孔主要孔隙类型，孔喉通常小于0.04 mm，在须家河组致密砂岩储层中该种孔隙通常占总孔隙的45%～60%，在喜山运动背景下储层形成了大量微裂缝，并为储层连通性和渗透率的提升做出了一定贡献。

4 致密砂岩的储层形成机理

致密砂岩储层形成机理主要包括残余原生孔隙的保存和次生孔隙的形成两个方面，然而它们并不由单一因素控制，而由多种因素共同控制。控制致密砂岩储层形成的主要因素有原始沉积环境、古地温、溶蚀作用和构造背景，原始沉积环境和溶蚀作用从微观上控制储层形成，古地温和构造背景从宏观上控制储层形成。原始沉积环境影响颗粒粒度和早期胶结物的形成，溶蚀作用主要对不稳定矿物进行溶蚀并为储层的形成创造条件，古地温通过影响有机质演化对储层形成提供途径，构造背景产生的裂缝快速提升储层物性。

4.1 有利的沉积环境

不同的岩石结构会产生较大的孔隙度差异[27]。研究区的原始沉积环境为内陆湖盆向三角洲转变，水动力较强，泥质含量很少，颗粒粒度主要为中-粗粒，粒度较均一、分选较好，分选越好抗压实能力越强，对原始孔隙保存越有利。该沉积环境水介质为弱碱性-碱性，为早期方解石和环边绿泥石胶结物的形成提供条件，早期方解石以无铁泥晶为主，以分布于骨架颗粒边缘的形式出现在原生孔隙中，能够提高骨架颗粒的抗压实性，对原生孔隙起到一定的保护作用；环边绿泥石形成于同生期-早成岩A期，即强机械压实作用之前，不仅能增大岩石的抗压实能力，还能阻止石英次生加大和晚期碳酸盐胶结物的发育，使部分残余原生孔隙得以保存，甚至还可以促进溶蚀作用的发生[28]。研究区储层中的火山岩岩屑、碳酸盐岩岩屑和石英等刚性物质也能够增强岩石抗压实能力，并能有效减少原生粒间孔的损失。

4.2 不稳定矿物的溶蚀作用

溶蚀作用是对储层具建设性的重要成岩作用，通常开始发生于早成岩B期。古地温是影响黏土矿物转化和有机酸流体形成的主要因素，黏土矿物转化和有机酸流体对长石、岩屑(特别是火成岩岩屑)等不稳定矿物的溶蚀作用对致密砂岩储层形成起重要作用。据数据统计，次生孔隙为研究区主要孔隙类型(图4)，并且溶蚀作用是影响次生孔隙形成的主要作用，溶蚀作用主要表现为长石和不稳定岩屑矿物的溶解，早期溶蚀作用产生的次生孔隙会被后期压实作用和胶结作用破坏，而后期不稳定矿物溶蚀产生的次生孔隙对致密砂岩储层形成起主要作用。在地层酸性流体环境下，三种长石的稳定性依次为钙长石<钠长石<钾长石[29-30]，钙长石首先发生溶解，产生伊利石或高岭石，直至深埋藏阶段消耗殆尽，产生的次生孔隙又被压实作用和胶结作用破坏；而钾长石主要在后期溶蚀，产生的次生孔隙基本不受压实作用影响，是储层孔隙度的绝对贡献值。次生孔隙为研究区主要孔隙类型的原因有：(1)较多；(2)须家河组为煤系地层，有机酸流体含量丰富[27]；(3)长石、岩屑等不稳定矿物遭受有机酸溶蚀时间较长，从早成岩B期一直作用到中成岩A期末。

4.3 异常高压

据郝国丽等对川中-川南须家河组异常高压的成因研究表明，须家河组存在异常高压区，但其异常高压的成因与川西不同，川西的异常高压主要受构造运动影响形成，而川中-川南由于构造格局较平缓，其异常高压并不受构造运动影响形成，而是生烃作用和砂岩致密化共同影响形成[31-32]。随着埋藏加深，古地温逐渐升高，有机质趋于成熟，干酪根在热降解的过程中不仅生成烃类气体，还生成非烃类气体二氧化碳和水，由于须家河组为“三明治”式自生自储的岩层，加上砂岩致密化，抑制流体活动，使生烃作用产生的高压得以保存。异常高压作为影响储层形成因素之一主要有以下方面：(1)异常高压可以减缓矿物的压溶作用，并对抑制石英次生加大起一定作用[33]；(2)能有效增强岩石的抗压实能力；(3)超压为储层后期次生孔隙发育创造了一定条件[34]。

4.4 构造破裂作用

须家河组砂岩致密化使储层具低孔低渗的特点，但受构造运动影响产生了大量裂缝(以微裂缝为主，但不是主要储集空间)，使孔隙间的连通性变好，并为成岩流体提供了有效的运移通道，同时烃类早期注入储层能够延缓或抑制胶结作用的进程[35]，为溶蚀扩大孔隙和裂缝提供条件，从而形成有效储层。最早发现的裂缝形成于印支运动晚期，大多数被方解石脉和石英脉完全充填，燕山-喜山运动产生的裂缝多为有效缝，对油气成藏起促进作用[36]。表3中须四段微裂缝发育比例较大，未充填和部分充填占较大比例，为储层大多数封闭孔隙搭建了连通通道，使孔隙的有效率增高和储层渗滤能力大幅度被改善，对储层高产起关键性作用。

表3 须四段裂缝充填情况统计表

Table 3 Statistics of fracture filling condition of the fourth section sandstone in the Xujiahe Formation

井号完全充填/个部分充填/个未充填/个薄片总数/个微裂缝发育比例/%广安1103940622286184广安1215827172184679广安128586001378613广安1072069642516096汇总 1751961438346192

5 结 论

(1)须家河组砂岩储层具低孔低渗的特点，分选中等-差，成分成熟度中等，磨圆度以次棱-次圆为主，结构成熟度中等，主要为颗粒支撑，胶结方式主要是基底式胶结，总体上表现比较致密。

(2)龙女寺东端须家河组在地质演化过程中经历了机械压实-压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用及构造破裂作用，机械压实作用和胶结作用对储层具破坏性，使原生孔隙和次生孔隙遭到破坏，是导致砂岩致密化的主要因素；压溶作用、溶蚀作用和构造破裂作用对储层具建设性，使总孔隙度增大和储层渗流能力提高，是储层形成的重要因素。

(3)须家河组目前处于中成岩A-B期，孔隙演化和成岩流体演化关系密切，石英次生加大现象普遍，是砂岩致密化的主要因素之一；有机酸流体对砂岩储层作用时间较长，导致长石和易溶岩屑等不稳定矿物大量溶解，产生大量次生孔，为储层形成做出重要贡献；构造抬升产生大量微裂缝，对连通孔隙起到重要作用，同时构造抬升使地层流体由酸性向碱性转变，并析出较多碳酸盐胶结物。

(4)致密砂岩储层的形成与原始沉积环境、溶蚀作用、大量生烃作用和构造运动分不开，颗粒粒度、刚性矿物、水-岩相互作用、生烃作用和构造运动为储层总孔隙度和渗滤能力提升起到关键作用。

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Diagenesis of Tight Sandstones and Formation Mechanism of the Reservoir in the Xujiahe Formation, the Eastern Margin of Longnvsi

JIANG Wei1，TAN Xianfeng1,2，WANG Jia1,2，FU Mingqing3，CHEN Qing1,2，WU Kangjun1,2，RAN Tian1

(1.College of Petroleum and Natural Gas Engineering，Chongqing University of Science and Technology，Chongqing 401331，China；2.KeyLaboratoryofExplorationandDevelopmentofComplexOilandGasFieldsinChongqing，Chongqing401331，China；3.Xi’anInstituteofGeologicalandMineralExploration,Xi’an,Shaanxi710100，China)

Tight sandstones as an important carrier of unconventional oil and gas is great significance to study its densifying cause and formation of the reservoir.Through using drilling core, thin section observation, cathode luminescence and fluid inclusion, this article has researched diagenesis and the reservoir’s formation mechanism of tight sandstones in the Xujiahe Formation, the eastern margin of Longnvsi, Sichuan. The results show that the Xujiahe Formation of the eastern margin of Longnvsi suffered mechanical compaction, pressure solution, cementation, replacement, dissolution and fracture. Mechanical compaction and cementation are the main factors that lead to densification of sandstones. Dissolution and fracture are the main factors that lead to formation of the reservoir. At present,the Xujiahe Formation is in the middle diagenetic stage A-B. Main experienced fluid activities are early calcite cementation and chlorite film of surface water precipitation in syndiagenetic stage. Pressolution controls the formation of secondary quartz increase and pore fluid dissolution of clay minerals,feldspars,easily dissolved cuttings etc. in the early diagenetic stage B. A large number of oil and gas injecting promote secondary increase of quartz and dissolute a small amount of calcites in the middle diagenetic stage A. The formation of the Yanshan and Himalayan movement promote the formation of the reservoir in the middle diagenetic stage B. The formation mechanism of the reservoir is mainly covered by the preservation of the residual primary hole and the formation of the secondary pores. Formation of the reservoir is jointly controlled by favorable sedimentary environment, dissolution, abnormal high pressure and tectonic rupture. Favorable sedimentary environment, dissolution and abnormal high pressure are mainly to protect the primary hole and to form secondary pores. A large number of micro cracks are produced by tectonic disruption, not only improving seepage ability of the reservoir, also providing the conditions for forming the dissolution pores.

tight sandstone;diagenesis;reservoir;Xujiahe Formation;eastern margin of Longnvsi

2016-06-07；改回日期：2016-07-20；责任编辑：孙义梅。

国家自然科学基金项目(41202043); 中国石油科技创新基金项目(2014D-5006-0108);重庆市教委科学技术研究项目(KJ1401316); 重庆科技学院优秀人才支持计划(201502)。

蒋 威，男，学士，1995年出生，资源勘查工程专业，主要从事碎屑岩成岩作用研究。Email：529722086@qq.com。

谭先锋，男，博士，副教授，1982年出生，地质学专业，主要从事沉积地质与古环境方面研究。

Email：xianfengtan8299@163.com。

TE122.2

A

1000-8527(2016)06-1348-13