东濮凹陷上二叠统致密砂岩储层成岩相及孔隙演化

王亚东， 余继峰， 刘天娇， 胡晓珂， 彭 君， 贾斌锋

( 1. 山东科技大学 地球科学与工程学院，山东 青岛 266590； 2. 中国石化中原油田分公司 石油勘探开发研究院，河南 濮阳 457001 )

0 引言

东濮凹陷位于渤海湾盆地南缘临清坳陷东南部，是盆地内既富油又富气重要勘探区域，发育上古生界和古近系两套烃源岩[1]。目前，探明煤成气储量为2.51×1010m3，探明率为22.6%，探明程度低。东濮凹陷主力含油气层为古近系，上古生界油气勘探取得突破，其中，二叠系石千峰组和石盒子组储层发育、物性较好，为气藏提供有效储集空间，是上古生界地层油气勘探的主要层系[2]。研究区构造复杂、沉积多变，钻井及取心资料缺乏，导致对上古生界储层物性特征、成岩作用等研究较少，综合研究程度较低；且储层埋藏较深(普遍大于3 km)，成岩作用强烈，成岩演化复杂，储层非均质性强，增加东濮凹陷上古生界油气勘探难度。

2003年，在文古2井石千峰组3 813.5～3 834.3 m井段压裂试油，获得工业油气流，日产天然气量为1.1×104m3，日产油量为6.3 m3；2012年，在胡古2井上石盒子组和石千峰组压裂试气，其中，石千峰组产气段日产气2.317×104m3，达到工业气流标准，表明研究区上古生界具有良好勘探前景[3]。人们对东濮凹陷上古生界的研究主要集中于构造—埋藏史、烃源岩生烃模式和天然气成藏模式等[4-9]。目前，对上古生界储层特征、孔隙演化和有效储层预测等研究较为薄弱。笔者综合利用15口井的普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、岩心孔隙度数据、包裹体测温数据及X线衍射全岩和黏土矿物等数据资料，分析研究区上二叠统致密砂岩储层、成岩特征，划分成岩相，探讨不同成岩相致密砂岩储层差异演化过程，为研究区下一步油气勘探提供依据。

1 区域地质概况

东濮凹陷呈北东向展布，北窄南宽，盆地面积约为5 300 km2。在区域构造格局上具有东西分带、南北分块的展布特征，呈“两洼一隆一斜坡”的格局，自东向西可分为兰聊陡坡带、东部洼陷带、中央隆起带、西部洼陷带和西部斜坡带[10](见图1)。

研究区上古生界由上石炭统和二叠系组成，自下而上划分为上石炭统本溪组，下二叠统太原组，中二叠统山西组、下石盒子组和上二叠统上石盒子组、石千峰组。晚二叠世上石盒子组沉积期，主要发育三角洲体系，沉积厚度为350～450 m，下部为灰白色、浅灰色细砂岩与灰色泥岩不等厚互层，中部为灰色、紫红色泥岩与灰绿色粉、细砂岩互层，上部为紫红色泥岩夹浅灰色粉—细砂岩，局部见硬石膏；晚二叠世石千峰组沉积期，发育河流沉积体系，沉积厚度为160～260 m，下部为暗紫色泥岩与灰白色细砂岩不等厚互层，总体上呈下粗上细的正旋回，上部为泛滥平原沉积发育，以紫红色泥岩沉积为主[1,3]。

2 岩石物性及孔隙特征

2.1 岩石学特征

东濮凹陷上二叠统129件岩石薄片镜下鉴定表明，石英质量分数分布在34%～90%之间，平均为56%，其中上石盒子组石英质量分数较高；长石质量分数分布在2%～34%之间，平均为21%；岩屑质量分数分布在8%～46%之间，平均为23%，主要为火成岩岩屑和变质岩岩屑，沉积岩岩屑少见。按照Folk的砂岩分类方案投点，结果显示多落入长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩区域，以及落入少量岩屑砂岩和岩屑石英砂岩区域(见图2)。粒度以细砂、中砂为主，分选性中等；颗粒间为点—线接触，磨圆类型以次圆、次棱状为主，多呈孔隙式胶结。填隙物包括杂基和胶结物，杂基质量分数在1%～22%之间，平均为6.9%，以泥质杂基为主，其次为凝灰质杂基。胶结物主要由碳酸盐胶结物、硅质和次生黏土矿物组成。

2.2 物性特征

研究区上二叠统231块样品物性实测表明，孔隙度分布在0.2%～12.1%之间，平均为5.1%(见图3(a))；渗透率分布在(0.003 1～17.4)×10-3μm2之间，变化范围较大，主要在(0.01～1)×10-3μm2之间，平均渗透率为0.21×10-3μm2(见图3(b))，属于典型特低孔特低渗致密砂岩储集层，储层孔—渗相关关系一般(见图3(c))。

2.3 孔隙类型

样品铸体薄片镜下鉴定表明，上二叠统砂岩储层孔隙类型有原生孔隙和次生孔隙，局部发育少量微裂缝。原生孔隙包括残余粒间孔和原生晶间微孔；次生孔隙包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔和次生晶间微孔。原生残余粒间孔镜下表现为三角形或不规则状，孔隙边缘平直，常见原生孔隙周围颗粒边缘发育黏土膜(见图4(a-c))。在有绿泥石膜形成的部位，石英次生加大边不发育，但可见高岭石或方解石在残余粒间孔沉淀胶结(见图4(h))。次生溶蚀孔主要为长石、岩屑溶蚀形成的粒内溶蚀孔(见图4(e、g))。局部发育杂基间微孔隙、高岭石晶间孔(见图4(d、f))。微裂缝主要以后期构造缝为主(见图4(i))，对储层渗透率有改善作用。

3 成岩特征及阶段

成岩作用是影响储层质量的重要因素。致密砂岩储层经历复杂的成岩演化，形成低孔低渗、非均质性强的特点。根据显微镜下铸体薄片、普通薄片、阴极发光及扫描电镜观察，储层在地质历史时期主要经历的成岩作用有机械压实、胶结和溶蚀作用等。

3.1 压实作用

压实作用是沉积物在成岩过程中最先经历的成岩作用，随上覆沉积物不断加厚，下伏地层逐渐脱水，松软沉积物固结成岩石[11]。砂岩储层现今埋深为3 400～4 000 m，压实作用强烈，随埋深增加颗粒接触关系由点—线接触逐渐变为线接触；塑性岩屑颗粒和云母发生弯曲变形，颗粒呈定向分布(见图5(a))。刚性颗粒在压实作用下发生破裂(见图5(b))，局部见石英颗粒间凹凸接触。

图5 东濮凹陷上二叠统致密砂岩储层成岩特征

3.2 胶结作用

研究区上二叠统储层主要有碳酸盐胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结。碳酸盐胶结物主要为方解石、铁方解石；黏土矿物有伊利石、高岭石、绿泥石和伊/蒙混层。在纵向上，不同层段主要胶结物类型稍有差异，石千峰组绿泥石和碳酸盐胶结物质量分数较高，上石盒子组高岭石和硅质胶结相对发育。

3.2.1 硅质胶结

砂岩储层硅质胶结发育，质量分数在0.5%～5.0%之间，平均为1.4%，主要类型为石英次生加大边和孔隙充填自生石英。石英次生加大边主要发育两期。第Ⅰ期，石英次生加大边不甚发育，仅在少数石英颗粒边缘呈环带分布，加大边与石英颗粒间见黏土膜，后经强烈压实作用与周围颗粒呈线接触(见图5(c))；说明石英次生加大边形成于压实作用较弱的早成岩阶段，且晚于黏土膜的形成，砂岩为弱固结—半固结状态，颗粒间未完全接触。第Ⅱ期，石英次生加大边普见，在石英颗粒边缘局部加大，形状多不规则，且宽度不均匀，多朝向粒间孔隙生长或与周围碎屑颗粒呈线—凹凸接触(见图5(e))，扫描电镜下见自形程度好的石英小晶体充填粒间孔隙(见图4(e)和图5(d))。

3.2.2 碳酸盐胶结

通过镜下普通薄片、阴极发光观察及电子探针分析，砂岩储层中发育2期碳酸盐胶结物，质量分数主要在0.1%～16.0%之间，平均为3.5%，少数超过25.0%。早期，碳酸盐胶结物以方解石为主，多呈连晶或嵌晶方式充填原生孔隙，部分发生溶蚀形成粒间溶孔(见图5(g))。晚期，碳酸盐胶结物主要为铁方解石和铁白云石，主要表现为铁方解石交代长石、岩屑，白云石呈自形晶体充填粒间孔(见图5(h、l))。通过电子探针对碳酸盐胶结物打点测试，CaCO3、FeCO3、MgCO3、MnCO3的平均质量分数分别为94.33%、0.69%、0.40%、4.58%(见表1)：早期，碳酸盐胶结物主要为方解石，FeCO3质量分数低于0.50%；晚期，碳酸盐胶结物多为铁方解石，FeCO3质量分数大于1.0%，与镜下薄片鉴定的两期碳酸盐胶结物具有一致性。

表1 上二叠统致密砂岩储层碳酸盐胶结物主量元素分析

3.2.3 黏土矿物胶结

砂岩储层中黏土矿物胶结物包括高岭石、绿泥石、伊/蒙混层和伊利石，多充填粒间孔隙，且随埋深增加发生转换。伊利石是砂岩储层中普遍存在的黏土矿物，质量分数在2%～69%之间，平均为21%。主要以片丝状、搭桥状充填粒间孔隙或依附颗粒表面，形成于富K+的弱碱环境。伊/蒙混层质量分数平均为36.2%，主要呈蜂窝状覆盖碎屑颗粒表面，片丝状充填粒间孔隙。

高岭石质量分数纵向上分布具有差异性，石千峰组高岭石质量分数平均为11.8%，上石盒子组质量分数平均为26.5%。扫描电镜下，高岭石单晶呈假六方片状，晶型发育良好，集合体呈蠕虫状，充填粒间孔隙，有时可见与丝状伊利石或叶片状绿泥石共生(见图5(i))。高岭石由长石溶蚀而形成，研究区上石盒子组致密砂岩储层孔隙类型主要为长石、岩屑溶蚀孔，与高岭石具有较好正相关关系，对次生孔隙带发育具有指示意义[12-14]。

自生绿泥石主要有两种赋存方式，即孔隙衬里和孔隙充填绿泥石。MA Pengjie等[15-16]认为，东濮凹陷石千峰组绿泥石主要是通过富镁铁火山物质再结晶形成的。薄片下，孔隙衬里绿泥石厚度均匀，一般为3～5 μm，且保留原生孔隙(见图5(k))。推断其形成时间为早成岩阶段，能够抑制石英次生加大边，并提高岩石的抗压实能力。扫描电镜下，绿泥石薄膜呈玫瑰花状垂直颗粒生长，结晶较差，还发现叶片状绿泥石集合体充填孔隙，数量较少，晶体体积较大，自形程度好(见图5(d))。绿泥石胶结物具有世代结构特征，孔隙衬里绿泥石形成早于孔隙充填绿泥石，主要由伊利石、高岭石等其他黏土矿物转化而形成[17-18]。

3.3 溶蚀作用

溶蚀作用在上二叠统致密储层砂岩中主要表现为长石、岩屑颗粒内部及部分黏土杂基溶蚀。长石颗粒沿颗粒边缘或节理发生溶蚀，常形成粒间溶孔和粒内溶孔(见图4(e、g))。上二叠统上石盒子组储层酸性溶蚀作用较石千峰组储层的更强烈，常见长石溶蚀形成的高岭石多呈蠕虫状、书页状集合体在粒间溶孔沉淀(见图4(f)和图5(e))。碳酸盐胶结物和黏土矿物溶蚀相对较弱，可见少量早期方解石溶蚀形成粒间溶蚀孔(见图5(g))。整体上，溶蚀作用对储层物性具有改善作用。

3.4 成岩阶段

上二叠统致密砂岩储层最大埋深可达4 km，所测泥岩样品镜质体反射率(Ro)为1.2%～2.3%，表明研究区有机质达到低成熟度—成熟阶段。根据包裹体均一温度测试分析，石英次生加大边包裹体均一温度为95～144 ℃，呈单峰分布，主要在120～140 ℃之间；方解石包裹体均一温度主要分布在90～130 ℃之间(见图6)。通过X线衍射测试，砂岩中伊/蒙混层中蒙皂石层质量分数在15%～30%之间，属于有序混层带。根据SY/T 5477—2003《碎屑岩成岩阶段划分》，研究区上二叠统储层已经进入中成岩A期。

图6 包裹体均一温度分布直方图

4 成岩相划分及特征

成岩相是沉积物在一定构造背景下经历成岩作用和演化阶段的产物，包括岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征，反映不同成岩环境下成岩矿物组合特征，是表征储集体性质及优劣的成因性标志，对预测有利储集体发育带和低孔渗储集体中有利储集层及“甜点”分布具有重要意义[19-22]。储层岩石学及成岩作用特征研究表明，上二叠统致密砂岩储层成岩作用差异性明显。根据成岩作用类型及矿物类型，结合实测物性、薄片鉴定、X线衍射等数据，将储层砂岩划分为四类成岩相，即绿泥石胶结相、不稳定组分溶蚀相、碳酸盐胶结相和强压实—充填相(见表2)。

表2 东濮凹陷上二叠统致密砂岩储层成岩相类型及特征

(1)绿泥石胶结相。砂体以厚层中—粗粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，平均颗粒直径为295.32 μm，主要分布于水下分流河道、河口坝沉积砂体。镜下，成岩特征表现为：绿泥石以孔隙衬里形式胶结，偶见方解石形成于绿泥石之后，颗粒接触关系为点—线接触，孔隙类型以残余原生孔隙和次生粒间溶蚀孔为主；孔隙度为6.0%～12.1%，渗透率为(0.030～2.700)×10-3μm2，是研究区优质储层。

(2)不稳定组分溶蚀相。砂体以薄—中层细粒岩屑长石砂岩和石英岩屑砂岩为主，平均颗粒直径为183.35 μm，主要分布于水下分流河道沉积砂体。薄片下，可见颗粒为线接触，原生孔隙不发育，主要为长石、岩屑溶蚀形成的次生孔隙，石英次生加大边普遍发育，高岭石自生沉淀于溶蚀孔堵塞孔隙；孔隙度为6.1%～7.8%，渗透率为(0.032～0.200)×10-3μm2。

(3)碳酸盐胶结相。砂体以厚层中—粗粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，平均颗粒直径为307.28 μm，主要分布于河口坝、分流河道等沉积砂体；薄片下，碎屑颗粒为点—线接触，局部发育碳酸盐岩胶结致密层，主要发育在厚层砂体顶底靠近砂泥分界处；在砂体中部，方解石少量胶结，发育残余原生孔隙及粒间溶蚀孔；孔隙度为2.2%～9.8%，渗透率为(0.011～17.400)×10-3μm2，为特低孔特低渗储层。

(4)强压实—充填相。砂体以薄层粉—细长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，平均颗粒直径为174.08 μm，分选性中等偏好，主要分布于河道间湾、混合坪、远砂坝等沉积砂体；薄片下，颗粒为线—凹凸接触，填隙物中杂基大量充填，压实作用强烈，孔隙不发育；孔隙度为0.5%～3.8%，渗透率为(0.007～0.828)×10-3μm2。

5 储层孔隙差异演化

沉积物进入埋藏成岩阶段，砂岩孔隙度变化是各类成岩作用综合叠加的结果，不同成岩作用对储层孔隙度演化具有不同影响[23-26]。东濮凹陷上二叠统储层孔隙演化经历机械压实、早期胶结、酸性溶蚀和晚期胶结4个阶段。根据岩石粒度、胶结物类型及面孔率等数据，计算各成岩作用对孔隙度的影响，恢复储层孔隙演化过程。

5.1 孔隙度演化模型

5.1.1 初始孔隙度

根据BEARD D C等[27]提出未固结砂岩孔隙度计算模型公式，恢复研究区砂岩初始孔隙度，即

φ0=20.91+22.9/S0,

(1)

式中：φ0为初始孔隙度；S0为Trask分选因数，S0=(P25/P75)1/2，P25为粒度概率累积曲线上25%处颗粒粒度，P75为粒度概率累积曲线75%处颗粒粒度。

5.1.2 孔隙度损失

计算压实作用造成的剩余孔隙度(φ1)、压实损失孔隙度(φ2)，即

φ1=C+φS1/S2;

(2)

φ2=φ0-φ1。

(3)

式(2-3)中:C为胶结物质量分数；S1为粒间孔面孔率；S2为总面孔率；φ为现今实测孔隙度。

胶结作用对储层孔隙演化有重要影响，根据胶结物形成时间划分早期和中晚期2个形成时期。压实—胶结后剩余粒间孔隙度(φ3)及胶结作用损失孔隙度(φ4)为

φ3=φ1-C;

(4)

φ4=C。

(5)

5.1.3 孔隙度增加

计算溶蚀作用孔隙度增加(φ5)，有

φ5=φS3/S2,

(6)

式中：S3为溶蚀孔面孔率。

综合考虑初始孔隙度及阶段孔隙度演化，历史时期储层计算孔隙度演化模型为

φ=(20.91+22.9/S0)-φ1-φ4+φ5。

(7)

5.2 孔隙演化史

根据孔隙度计算模型，依次恢复储层初始孔隙度及各成岩作用造成的孔隙度变化量，不同成岩相储层原始孔隙度存在一定差异，细砂岩分选性较好，原始孔隙度较高，但其实测孔隙度普遍低于中—粗砂岩的(见表3)。利用铸体薄片鉴定结果，分析各成岩作用对储层物性的影响(见表3和表4)。

表3 东濮凹陷上二叠统不同成岩相砂岩储层孔隙度演化

表4 上二叠统不同成岩相储层各成岩作用损失或增加孔隙度统计

5.2.1 绿泥石胶结相

绿泥石胶结相颗粒分选因数S0平均为1.54，计算初始孔隙度为35.78%，压实损失孔隙度为11.24%～20.47%，平均为17.35%；胶结作用损失孔隙度为7.62%～11.7%，平均为9.25%；溶蚀作用孔隙度增加为2.07%～3.8%。成岩序列见图7(a)。早成岩阶段埋藏深度平均为1 800 m，以机械压实作用和早期绿泥石胶结为主，碱性环境富Fe的黏土矿物以薄膜形式包围颗粒，在富Mg2+的环境中，蒙脱石向绿泥石转化，形成绿泥石膜[28]。经过早期压实，胶结剩余孔隙度为16.49%(压实损失为13.68%，胶结损失约为5.61%)；中成岩A期酸性环境下，部分长石发生溶蚀，产生高岭石，伴随硅质沉淀形成石英次生加大边，最终孔隙度约为11.42%(溶蚀增孔隙度为2.24%，压实减孔隙度为3.67%，晚期胶结减孔隙度为3.64%)。

图7 东濮凹陷上二叠统不同成岩相储层成岩特征及孔隙演化

5.2.2 不稳定组分溶蚀相

不稳定组分溶蚀相，颗粒分选因数S0平均为1.45，计算初始孔隙度为36.7%，压实损失孔隙度为14.84%～28.83%，平均为23.14%；胶结损失孔隙度为7.35%～13.2%，平均为9.96%；溶蚀孔隙度增加为2.75%～4.37%，平均为3.72%。不稳定组分溶蚀相对物性贡献较大的成岩作用为晚期溶蚀作用。成岩序列见图7(b)。发育该类成岩相的储层石英和刚性岩屑质量分数较高，石英次生加大边普遍发育，颗粒接触类型为点—线接触。早成岩阶段埋藏深度达到2 km，主要成岩作用为机械压实作用和黏土矿物转化，孔隙度减少约为12.17%；中成岩A期发育酸性流体进入储层而发生溶蚀作用，孔隙度增加约为3.72%；由于长石、杂基等溶蚀形成的富硅质流体未及时排出，发生二次沉淀堵塞孔隙，最终孔隙度约为7.32%；与绿泥石胶结相储层相比，其物性相对较差。

5.2.3 碳酸盐胶结相

碳酸盐胶结相颗粒分选因数S0平均为1.92，计算初始孔隙度平均为32.84%，压实损失孔隙度为10.32%～22.41%，平均为16.73%；胶结损失孔隙度为3.4%～29.58%，平均为11.82%；溶蚀孔隙度增加为0～5.40%，平均为2.74%。成岩序列见图7(c)。早成岩A期到B期，成岩作用主要为机械压实及早期方解石胶结，孔隙度减少约为21.04%(压实减孔隙度为12.73%，胶结减孔隙度为8.31%)。中成岩A期，酸性流体进入储层而发生溶蚀作用，通过铸体薄片观察，石英次生加大边不发育，粒间溶蚀孔中未见高岭石自生沉淀，推断主要为粒间方解石溶蚀，孔隙度增加约为2.74%。压实及晚期胶结减少孔隙度分别为4.10%和3.51%，最终孔隙度约为7.03%。

5.2.4 强压实—充填相

强压实—充填相颗粒分选因数S0平均为1.48，计算初始孔隙度平均为36.38%，压实损失孔隙度为24.61%～29.7%，平均为28.07%；胶结损失孔隙度为4.69%～8.40%，平均为6.37%，溶蚀增加孔隙度为0～1.61%，平均为0.63%。成岩序列见图7(d)。早成岩阶段，黏土矿物充填粒间孔隙，压实作用强烈，为主要减孔隙度因素，孔隙度减少约为26.58%(压实减孔隙度为21.7%，胶结减孔隙度为4.38%)。颗粒呈定向排列，接触类型为线接触，云母发生塑性变形，导致原生孔隙大量减少，储层致密。中成岩A期，由于储层致密导致极少酸性流体进入储层，长石岩屑溶蚀作用对储层改造较弱，溶蚀增孔现象不明显。晚期，不断形成的伊利石导致储层致密。最终孔隙度约为2.57%(溶蚀增孔隙度为0.63%，压实减孔隙度为6.37%，晚期胶结减孔隙度为1.99%)。

因此，东濮凹陷上二叠统致密砂岩储层经历沉积、早成岩A期和B期(机械压实及早期胶结)、中成岩A期(溶蚀作用及晚期胶结)的成岩演化阶段。成岩演化序列为机械压实→黏土矿物环边/早期方解石胶结→长石、岩屑/碳酸盐胶结物溶蚀→石英次生加大边/自生高岭石→晚期碳酸盐胶结→伊利石化。

综合成岩相、沉积相及薄片鉴定等，发育绿泥石胶结相厚层中—粗砂岩储层，压实作用较弱，整体损失孔隙度较小，为物性最好储层。发育不稳定组分溶蚀相储层溶蚀作用对储层物性具有改造作用，但后期硅质胶结作用造成大量孔隙损失，堵塞喉道降低储层渗流能力，导致储层渗透率较差。发育碳酸盐胶结相的厚层中—粗砂岩中，储层较致密，局部碳酸盐弱胶结层物性相对较好；发育强压实相储层压实作用最强，溶蚀作用最弱，储层致密为物性最差成岩相。厚层、中—粗粒、弱压实为储层发育的主要控制因素；绿泥石膜及后期溶蚀作用对储层物性具有改善作用。

6 结论

(1)东濮凹陷上二叠统致密砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主；样品实测孔隙度为0.2%～12.1%，平均为5.1%，渗透率为(0.003 1～17.4)×10-3μm2，平均为0.21×10-3μm2，属于特低孔特低渗致密砂岩储层。储集空间类型以残余原生粒间孔和次生孔隙组合为主。

(2)东濮凹陷上二叠统砂岩储层构造演化主要经历初始快速埋深压实、中期长期缓慢抬升和晚期埋深阶段，整体上处于中成岩A期。机械压实、碳酸盐胶结和晚期黏土矿物转化、交代作用主要对储层物性起破坏作用；晚期溶蚀对储层物性有改善作用，早期绿泥石膜和少量方解石胶结有利于优质储层发育。

(3)根据成岩作用及成岩矿物划分为绿泥石胶结相、不稳定组分溶蚀相、碳酸盐胶结相、强压实—充填相。不同成岩相储层的孔隙度演化具有差异性，发育绿泥石胶结相的厚层、中—粗粒、弱压实储层为物性最好储层，其中，水下分流河道、河口坝为较好储层发育有利相带；厚层、中—粗粒、弱压实为储层发育的主要控制因素；绿泥石膜及后期溶蚀对储层物性具有改善作用。