伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩致密化与孔隙成因

郝景宇，马成宪，李旭文，潘 磊，肖继林

中国石化勘探分公司，四川 成都 610041

引 言

伦坡拉盆地是青藏高原众多古近系陆相盆地中唯一发现工业油流的含油盆地；牛堡组是盆地主要的含油层系，砂砾岩是主力储层，受到业界的普遍关注。已有多位学者针对牛堡组沉积相和地震相开展了精细研究，雷清亮等[1]、马立祥等[2]、杜佰伟等[3]、李宇平等[4]认为“缓坡扇三角洲、陡坡水下扇”的沉积模式控制了优质储油砂砾岩的分布，并成功开展了不同沉积环境下砂砾岩储层的地震预测；但是，针对储层微观特征的研究较少，仅艾国华[5]开展了牛堡组砂砾岩储层特征及成岩作用研究，明确了压实作用、胶结作用以及溶蚀作用是控制储层发育的3大成岩作用，但并未深入分析这3大成岩作用是如何控制储层发育的，也未提及储层致密化过程及孔隙演化的相关内容，有利孔隙发育区不明确，无法有针对性地指导油气勘探工作。截至2016年，针对牛堡组部署的20口钻井全部钻遇砂砾岩储层，但储层质量差，开采难度大，优质储层预测成为阻碍油气勘探的一大难题。本文认为，前人主要利用地震勘探技术宏观预测砂砾岩展布，淡化了成岩作用对储层的微观改造，只有深入开展储层致密化因素分析，明确孔隙发育过程，寻找适合孔隙保存的有利区，才能最终预测优质储层的分布。因此，本文在已有岩矿分析资料基础上，新采、补采各类岩矿样品800余件，综合岩石学、沉积学等研究方法，着重从成岩角度开展储层致密化及孔隙形成的有利因素研究，首次探索孔隙的形成与保存机理，为井位部署提供理论依据。

图1 伦坡拉盆地区域构造背景Fig.1 Regional tectonic background for Niubao Formation in Lunpola Basin

1 区域地质

伦坡拉盆地面积约为3 600 km2，在大地构造上沿班公湖—怒江缝合带呈东西向展布（图1a）。

伦坡拉盆地可分为3个二级构造单元，即北部挤压断裂带、中部拗陷带和南部冲断隆起斜坡带，中部拗陷带由蒋日阿措、江加错和爬错3个次级凹陷构成[6（]图1b）。始新世，盆地经历了拉张断陷的构造过程，沉积了以泥页岩和碎屑岩为主的牛堡组，牛堡组底部与基底变质岩不整合接触，顶部与丁青湖组呈微角度不整合接触[7]（图1c）。工区位于中部拗陷带，区内牛堡组呈现西厚东薄、北厚南薄的特征，自下而上细分为牛一段、牛二段和牛三段，暗色泥页岩和含油砂砾岩发育在牛二段中、上部和牛三段中、下部，泥页岩和砂砾岩纵向上多期叠置形成“三明治”式的生储盖组合；D1～D4为牛堡组出露较完整的地质剖面，盆内目前主要有3大井区：西北部X3、北部X6和东南-南部 W2（图1b）。

2 砂砾岩储层特征

2.1 成熟度较低

工区牛堡组砂砾岩为复成分砂砾岩，由砾岩、含砾砂岩、中砂岩、细砂岩和少量粉砂岩混合构成[8]。通过D1～D4剖面和盆内10口井30回次岩芯对比观察后发现，砾岩中砾石粒径0.3～10.0 cm，砾石分选差，磨圆差，成分以火山岩和变质岩岩屑为主，其中，凝灰岩占30%，安山岩占15%，变质石英岩占15%，板岩占10%；按照Fork的石英、长石、岩屑三者相对比例六分法[8]，对285块砂岩薄片观察统计后发现，牛堡组砂岩岩屑含量较高，以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主（图2），岩屑组分中火山岩岩屑（中酸性喷出岩）占55%，变质岩岩屑（片状石英岩、千枚岩和板岩）占25%，沉积岩岩屑（砂岩、碳酸盐岩）占15%。总体而言，牛堡组砂砾岩成熟度较低。

2.2 储集性能较差

2.2.1 残余孔隙发育

工区牛堡组砂砾岩储层发育粒间孔、粒内溶孔和铸模孔（图3a，图3b，图3c），分别占总孔隙的34%、38%和10%，其他类型孔隙包括溶蚀扩大缝、杂基孔等，占总孔隙的8%（裂缝除外）；各类孔隙原始形态受到不同程度的破坏，均为残余孔隙。

图2 伦坡拉盆地牛堡组砂岩类型三角图Fig.2 Ternary diagram of sandstone type for Niubao Formation in Lunpola Basin

2.2.2 物性及孔隙结构较差

统计分析257件砂砾岩样品物性，发现其孔隙度为 0.19%～32.65%，平均 7.84%，64% 样品孔隙度小于8.00%，仅18%样品孔隙度大于或等于 12.00%（图4a）；渗透率为 0.000 5～102.640 0 mD，平均0.470 0 mD，79%样品渗透率在0.010 0～1.000 0 mD，仅8%样品渗透率大于或等于5.000 0 mD（图4b）。依据《中国石油天然气油气储层评价标准SY/T6285-2011》，牛堡组砂砾岩储层属于低孔-特低孔、低渗—特低渗的致密储层。

图3 伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩储层及成岩特征Fig.3 Characteristics of reservoir and diagenesis for Niubao Formation in Lunpola Basin

图4 伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩物性分布频率Fig.4 Physical distribution frequency of glutenite for Niubao Formation in Lunpola Basin

根据毛细管压力和铸体薄片分析结果，工区牛堡组砂砾岩储层排驱压力（pd）为5.0～10.0 MPa，平均 7.8 MPa；饱和中值压力（pc50）为 8.0～15.0 MPa，平均10.5 MPa；压汞曲线整体向坐标系右上方偏移，平台段斜率大；退汞率在60.0%～75.0%，平均72.5%；孔喉分选差，孔吼半径在0.125～3.650µm，平均1.020µm，多数为细孔喉。综合以上分析结果，砂砾岩储层孔隙结构总体较差，具有高排驱压力、低退汞率、细孔细歪度的特征。

3 致密化因素分析

图5 伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩储层物性与现今埋深关系Fig.5 Relation of physical and current burial depth of glutenite reservoir for Niubao Formation in Lunpola Basin

沉积作用和成岩作用共同控制了储层的质量，沉积作用包括沉积环境、物源条件等，成岩作用包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用、重结晶作用等[9]。笔者从宏观和微观角度开展砂砾岩储层发育控制因素研究后发现，机械压实作用、沉积环境和碳酸盐胶结作用与储层的致密化有关。

3.1 低成熟度加大了压实作用对储层物性的影响

压实作用是导致碎屑岩储层原生孔隙损失的首要因素，储层埋藏深度越大，经历的压实强度越大[10]。碎屑颗粒的接触方式是压实强度最直接的反映[11]，根据薄片观察结果，本区牛堡组砂砾岩颗粒接触方式主要为线接触，局部可见凹凸接触，表明储层经历了较强烈的压实作用；将砂砾岩物性与现今埋深交会后发现，孔隙度随埋深的增加急剧降低，当埋深大于1 500 m，平均孔隙度降低至10%以下，平均渗透率降低至0.5 mD以下（图5）。

工区牛堡组现今平均埋深仅1 400 m，为什么压实作用对储层物性的影响较大？马鹏飞、张克银、潘磊等对伦坡拉盆地沉降和埋藏史进行了系统研究[12-14]，认为，牛堡组在距今20 Ma之前经历了两次快速沉降，在距今20 Ma埋深最大，达25 00～3 500 m，平均3 000 m左右，而后经历了一次快速抬升，储层在距今20 Ma之前已经历了较强烈的压实改造，原生孔隙在压实作用的影响下大幅减少。

同时，笔者通过岩芯描述、粒度分析和薄片观察后认为，低成熟度加大了压实作用对储层物性的影响：（1）砂砾岩泥质杂基含量高，当压实作用发生时，岩石颗粒间的泥质杂基起到“润滑”作用，促进了颗粒的相对挤压滑动，加大了机械压实作用对粒间孔隙的破坏程度。（2）砂砾岩分选差，当压实作用发生时，大小岩石颗粒相互挤压滑动，小颗粒被挤入大颗粒之间，堵塞了部分粒间孔隙。（3）砂砾岩岩屑含量高，当压实作用发生时，千枚岩、板岩等塑性岩屑发生变形，与其他颗粒的接触面积增大，粒间孔隙减小或消失，片状石英岩、云母等刚性岩屑发生断裂（图7d），断裂的岩屑体积缩小，常充填在较大的粒间孔隙中。

3.2 碳酸盐岩、火山岩、碎屑岩混积的沉积环境为碳酸盐胶结物的形成奠定了物质基础

牛堡期，盆地气候偏干旱，水体咸化程度高，盆缘断裂及火山活动频繁，周缘碳酸盐岩地层遭受强烈剥蚀[15]，此沉积背景下形成的砂砾岩具有多种类型岩屑、盆屑和矿物混积的特征（图6）：（1）除去石英和长石，远源颗粒以盆外砂砾岩、生屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩和白云岩等沉积岩岩屑为主（图3e，图3f），X3和X6井区生屑和鲕粒灰岩岩屑含量较高，碎屑岩和云岩岩屑含量较低，W2井区碎屑岩和白云岩岩屑含量较高，灰岩岩屑含量较低。（2）近源颗粒以盆内或盆缘火山岩岩屑为主，X3和X6井区以中基性玄武岩和安山岩为主，SiO2、CaO、FeS和是这类火山岩的主要成分，W2井区以中酸性凝灰岩和花岗岩为主，SiO2、CaO、MgO和是这类火山岩的主要成分。（3）内碎屑主要是水下隆起和湖岸斜坡带形成的少量鲕粒、砂屑，这些颗粒常孤立发育在砂砾岩中（图3g，图3h）；（4）综合以上（1）～（3）特征，沉积环境中存在大量形成碳酸盐矿物所需的Ca2+、Mg2+及W2井区位于盆地东南-南部缓坡带，该地带处在水体咸化的蒸发环境[16]，加之W2井区富含Ca2+和Mg2+，形成少量原生白云石，X3和X6井区位于盆地北部-西北部断洼，该地带处在水体较深的还原环境[16]，加之X3和X6井区富含Ca2+而缺乏Mg2+，形成少量原生方解石。总体而言，沉积形成的原生碳酸盐矿物自形程度高，以泥微晶为主，白云石常呈菱面体状，方解石常呈钝角菱面体状[17]，两类原生矿物接触紧密程度低，分散或孤立发育在大颗粒间并被碳酸盐胶结物、黏土矿物及自生石英包裹（图3i，图3j）。综上所述，原生碳酸盐矿物、内碎屑、火山物质以及碳酸盐岩岩屑为碳酸盐胶结物的形成提供了物质来源。

图6 各井区岩石主要混积成分含量统计（不包括石英和长石）Fig.6 Content of the statistics of main mixed product composition for rock in different well area（excluding qartz and felpar）

3.3 碳酸盐胶结破坏储集空间

胶结作用是破坏储层孔隙的成岩作用，胶结物的形成具有多类型、多期次的特征[18]，牛堡组砂砾岩储层经历了早期和中晚期胶结作用；根据3.2所述，盆地北部、西北部和东南部、南部地区形成碳酸盐胶结物的物质基础存在差异，特别是Ca2+、Mg2+相对含量存在差异，使储层在埋藏过程中形成的碳酸盐胶结物类型不同，根据薄片鉴定结果，北部及西北部碳酸盐胶结物以方解石、铁方解石为主，东南部及南部则以白云石、铁白云石为主（图7）；各地区早期与中晚期碳酸盐胶结物形态、发育规模及其对孔隙的影响不同。

3.3.1 早期碳酸盐胶结对储层破坏程度小

早期碳酸盐胶结物形成于浅埋藏阶段，与沉积作用形成的碳酸盐矿物相比，早期碳酸盐胶结物具有区别于前者的两大特征（图3i）：（1）常“群体”发育，围绕在孤立的原生沉积碳酸盐矿物周缘；（2）晶体更小，半径一般小于20µm。早期碳酸盐胶结物胶结程度弱，对储层的破坏小，这是因为：碳酸盐矿物具有一定脆性，在浅埋藏期，分布于岩石颗粒间的早期碳酸盐矿物可提高储层的抗压实能力，减轻或延缓部分原生孔隙的破坏；由于早期碳酸盐胶结物的存在，岩石颗粒在浅埋藏阶段呈接触不紧密或不接触的状态，有利于酸性流体流经颗粒间对易溶颗粒和原生孔隙进行溶蚀改造。

3.3.2 中晚期碳酸盐胶结对储层破坏程度大

随着地层埋深继续增大，地层温度和压力也随之升高，部分早期碳酸盐胶结物发生重结晶作用，占据了更多的储集空间；同时，黏土矿物蚀变产生大量Fe2+、Mg2+并与部分早期方解石、白云石及地层水介质中的Ca2+和结合，形成中晚期碳酸盐胶结物；中晚期碳酸盐胶结物颗粒大，自形程度较高，强烈交代围岩（图3k，图3l），堵塞了大部分粒间孔隙，使储层物性大大降低。因此，储层质量的好坏和中晚期碳酸盐胶结强度密切相关。根据薄片观察和物性测试成果，工区北部、西北部地区的中晚期碳酸盐胶结强度较东南部、南部地区弱，储层孔隙保存更好，其原因见本文5.2。

4 孔隙形成与保存的有利因素

4.1 酸性溶蚀是次生孔隙形成的主要因素

溶蚀作用是扩大碎屑岩储集空间的有利成岩作用，可分为酸性溶蚀和碱性溶蚀作用[19]。牛堡组岩浆岩岩屑中包含长石、方沸石等易溶矿物，当烃源岩开始成熟并释放出大量有机酸时，这些易溶矿物在封闭性水循环的成岩环境中被选择性溶蚀，大量次生溶孔形成（图3m）。随着烃源岩热演化程度不断提高，有机酸的生成量减少，成岩中晚期是否还存在发生大规模酸性溶蚀的成岩环境？石英次生加大主要发生于中性—偏酸性成岩环境，石英的溶蚀主要发生于碱性成岩环境[20]，长石、方沸石等易溶矿物中富含大量Si2+，酸性溶蚀的发生使得Si2+大量释放，为自生石英的生长提供了物质来源，通过观察阴极发光和偏光薄片发现，石英次生加大为I级，部分石英加大边被碳酸盐矿物局部交代，少数较小的石英颗粒连同次生加大边被碳酸盐全交代（图3n），交代成因的碳酸盐矿物晶形较好。由此认为，成岩中晚期成岩环境由酸性转变为碱性，碳酸盐的碱性胶结交代作用明显强于酸性溶蚀作用，因此，成岩早中期酸性溶蚀作用对次生孔隙的形成至关重要。

4.2 石油充注有利于孔隙的扩大与保存

根据伦坡拉盆地牛堡组烃源岩热演化史，牛堡组早期石油充注大致发生在距今46.4～37.5 Ma的牛堡中晚期[21]，此时期储层埋藏较浅，压实作用和胶结作用较弱，孔隙并未完全堵塞，石油充注的发生与孔隙扩大和保存密切相关。石油呈酸性，当发生较大规模的石油充注时，孔隙中的早期碳酸盐胶结物受到溶蚀改造，孔隙变得更“干净”；孔隙边缘易溶颗粒受到溶蚀改造，孔隙形态改变，孔隙度增大。石油充注一定程度上减少了胶结作用对孔隙的破坏，石油充注越充分，就越有利于孔隙的保存。这是因为：充入孔隙的石油在孔隙边缘形成油膜并占据了一部分储集空间，堵塞了碱性流体进入孔隙的通道，一定程度上抑制了碳酸盐胶结物的形成。工区北部和西北部烃源岩的厚度、分布面积及生烃强度较南部和东南部大[21]，石油充注程度更高，孔隙保存更好，如X6井储层中的方解石胶结物的生长明显受到早期石油充注的抑制，并未占据整个孔隙，被油膜覆盖的孔隙，其方解石胶结程度明显低于未被油膜覆盖的孔隙，而W2井区由于石油充注度低，孔隙中难以形成有效的油膜，孔隙基本被白云石胶结物堵死（图3o）。

5 孔隙发育过程

5.1 成岩作用与石油充注关系及顺序

图8 伦坡拉盆地牛堡组成岩序列与石油充注关系证据Fig.8 Relation evidence of diagenetic sequences and oil filling for Niubao Formation in different area in Lunpola Basin

孔隙的形成与保存受成岩作用和石油充注的影响，压实、溶蚀、胶结与石油充注的先后顺序不同，对孔隙的改造结果不同[22]。压实作用是最早发生的成岩作用，其对储层的影响贯穿整个成岩过程，在沉积晚期-成岩中期压实作用对孔隙的破坏最强（图8a），在成岩中晚期，压实作用对孔隙的破坏减弱[23]。工区常见长石解理缝、长石铸模孔及其他岩屑粒内溶孔被碳酸盐矿物充填（图8b），也可见长石及石英加大边被碳酸盐部分交代（图8c），结合本文4.1对成岩环境的分析，认为碳酸盐胶结发生在酸性溶蚀和石英次生加大之后；长石溶孔及铸模孔周缘发现油膜，油膜常被泥微晶碳酸盐胶结物覆盖（图8d），表明石油充注发生在酸性溶蚀之后、早期碳酸盐胶结之前；工区铁方解石和铁白云石晶粒大、晶形完整，晶体未见酸性溶蚀或交代改造痕迹（图8e），表明含铁碳酸盐胶结物形成时间较晚；工区裂缝切穿了各类岩石颗粒，裂缝中可见石油充注痕迹，未见碳酸盐矿物（图8f），表明裂缝形成时间晚于碳酸盐胶结。

5.2 孔隙的形成与保存

综合全文，明确了沉积作用、成岩作用和石油充注的特点、相互关系以及发生顺序，即得到孔隙的形成过程（图9）。

图9 伦坡拉盆地不同地区牛堡组砂砾岩储层孔隙形成与保存过程Fig.9 Formation and reservation of pore in glutenite reservoir for Niubao Formation in different area in Lunpola Basin

（1）陆源颗粒、盆屑、杂基与近源火山物质混积，构成了岩石的基本骨架，颗粒接触方式以点接触为主，原生孔隙发育。（2）北部及西北部形成部分原生方解石和少量原生白云石，东南部及南部形成部分原生白云石和少量原生方解石，在压实作用的影响下，岩石颗粒相互挤压并重新排列，颗粒接触方式转变为点—线接触，粒间孔隙减小。（3）压实作用对储层影响加大，岩石颗粒以线接触为主，烃源岩释放出大量有机酸，石英颗粒发生次生加大，易溶矿物被选择性溶蚀，次生孔隙形成，石油充注发生并占据了部分储集空间，盆地北部和西北部石油充注程度明显高于南部和东南部。（4）压实作用对储层影响减弱，中晚期碳酸盐胶结物形成，石油充注影响碳酸盐的胶结程度，盆地北部、西北部碳酸盐胶结物的生长较弱，孔隙部分保存，东南部和南部碳酸盐胶结物的生长基本不受抑制，孔隙保存较差。（5）构造挤压使储层形成裂缝，一定程度改善了储层质量。

5.3 有利孔隙保存区

研究表明，伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩储层受到压实作用和中晚期碳酸盐胶结的破坏，孔隙的保存需满足两个基本条件：（1）有机酸选择性溶蚀形成大量次生孔隙，石油早期充注并占据了大量储集空间，一定程度抑制了胶结作用的发生。（2）中晚期碳酸盐胶结相对较弱，储集空间并未全部丧失。据此，油气充注程度较高区域与中晚期碳酸盐胶结较弱区域的叠合区即为有利孔隙保存区（图10）。

图10 伦坡拉盆地牛堡组有利孔隙保存区Fig.10 Favorable saved area of pore for Niubao Formation in Lunpola Basin

6 结 论

（1）沉积环境、机械压实作用和碳酸盐胶结作用是导致储层高度致密化的重要因素。碳酸盐岩、火山岩、碎屑岩混积的沉积环境富含Fe2+和Mg2+，这些离子在适当的温压条件下结合形成碳酸盐胶结物；压实作用发生时，泥质杂基对岩石颗粒的相对挤压滑动起到润滑作用，小颗粒被挤入大颗粒之间的空隙，堵塞原生粒间孔隙，同时，塑性岩屑变形、刚性岩屑断裂也会造成储层物性下降；中晚期碳酸盐胶结对储集空间破坏性强，其胶结程度决定了储层质量的好坏。

（2）酸性溶蚀和石油充注是孔隙形成和保存的有利因素，酸性溶蚀选择性溶蚀易溶矿物颗粒，形成大量次生孔隙，也可使原有孔隙溶蚀扩大；石油充注对孔隙进行溶蚀改造，并在孔隙边缘形成油膜，油膜一定程度抑制了碳酸盐胶结物的生长，降低碳酸盐胶结对孔隙的破坏程度。

（3）储层埋藏过程中的成岩环境由早期酸性转变为中晚期碱性，孔隙的形成与保存先后经历了以下过程：沉积物形成，原生粒间孔隙大量发育；压实作用使颗粒重新排列，原生孔隙大幅降低；溶蚀作用使次生孔隙形成；石油充注占据孔隙并在孔隙边缘形成油膜；早期和中晚期碳酸盐胶结物形成，储层孔隙被破坏；晚期构造挤压使储层形成裂缝，储集性能得到改善。

（4）盆地X3、X6井区油气充注程度高、中晚期碳酸盐胶结弱，是孔隙保存的有利区。

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