沙河子组致密砂砾岩成岩相及孔隙演化分析

2022-03-07冉清昌钟安宁杨丹丹

西南石油大学学报(自然科学版) 2022年1期

关键词：岩屑沙河石英

冉清昌，钟安宁，周翔，王超，杨丹丹

1.中国石油大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712

2.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁盘锦 124010

3.中国石油大庆油田井下作业分公司，黑龙江大庆 163716

引言

随着中国陆上油气勘探进入非常规油气勘探的新阶段，赋存在盆地深部岩性油气藏中的致密气正成为油气勘探新的储量增长点[1]，而有利储集体的成因及分布预测是这类气藏勘探的核心。

成岩作用是碎屑岩储层形成的必经阶段，控制了碎屑物沉积后物性形成与分布[2]。以定性描述为主的传统研究，难以有效区分不同类型储层成因及物性形成、演化[3]。成岩相作为储层性质、类型、质量的成因标志，通过建立成岩作用与物性演化之间的成因联系，结合多种成岩参数确定相对优质储层成因，可以对有利储层分布进行定量预测。自Railback 首次提出成岩相的概念以来，成岩相迅速在致密油、致密气等岩性油气藏勘探得到广泛应用[4-6]。如乔博等[7]将鄂尔多斯盆地正宁地区长6段储层划分为绿泥石薄膜—粒间孔成岩相、长石溶蚀—溶孔成岩相、泥岩压实成岩相、碳酸盐胶结相和黏土矿物胶结相等5 种成岩相；张顺存等[8]发现准噶尔盆地玛北地区百口泉组发育的6 种成岩相物性、孔隙类型迥然不同；李渭等[9]认为自生绿泥石胶结与残余孔隙相和不稳定组分溶蚀成岩相是鄂尔多斯盆地长6段主要的优质储层；王峰等[10]根据成岩作用对物性的影响，在陇东地区长4+5段储层中识别出绿泥石薄膜—粒间孔相、高岭石胶结—长石溶蚀相、伊利石胶结—长石溶蚀相、碳酸盐胶结相和硅质—伊利石胶结相等5 种成岩相带。

沙河子组致密气属典型岩性气藏，气藏分布受储层控制作用明显，在明确储层特征、成因的基础上，预测致密气“甜点”储层分布就成为该类气藏勘探的关键。本次研究综合岩芯、薄片、扫描电镜、物性测试及X 衍射，系统分析沙河子组砂砾岩储层成岩作用特征及其对储层物性影响，结合视压实率和视胶结率进行成岩相划分，明确各成岩相特征及分布，为优质储层预测提供理论依据。

1 区域地质概况

徐家围子断陷位于松辽盆地北部深层东南断陷区，该区域构造图见图1。

图1 徐家围子断陷位置和沙河子组顶面构造图Fig.1 Location of Xujiaweizi Fault Depression and top structure map of Shahezi Formation

徐家围子断陷是松辽盆地内勘探程度最高、发现天然气储量最大的深部断陷[11]。深层自下而上依次发育晚侏罗世火石岭组、早白垩世沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组。沙河子组致密砂砾岩错叠连片、大面积含气，是深层主要含气层段[12]，与上覆营城组火山岩、下伏火石岭组火山碎屑岩不整合接触，构成一个完整的二级层序，该二级层序可进一步细分为SQ1～SQ4 等4 个三级层序（图2），其中，SQ4 和SQ3 层序是研究区致密气勘探的攻关地层[13]。

图2 徐家围子断陷沙河子组地层综合柱状图Fig.2 The comprehensive stratigraphic column of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

2 储层基本特征

56 口取芯井岩芯测试结果表明，沙河子组以细砾岩（41.03%）、粗砂岩（35.76%）为主，次为细砂岩（11.18%）、粉砂岩（6.14%）。储层结构成熟度较低，分选中等—差，磨圆中等—较差，以棱角—次棱角状为主。碎屑颗粒以岩屑、长石为主，尤以火山岩岩屑最为常见，最高可达49.00%，变质岩岩屑和沉积岩岩屑不发育，石英含量较低，平均仅18.84%，表明沙河子组主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩（图3a）。砂岩填隙物含量中等，在5.00%～20.00%，平均10.38%，以泥质杂基（9.08%）、碳酸盐（4.26%）为主，含少量高岭石（0.42%）、浊沸石（0.31%）、火山灰（0.10%）及黄铁矿（0.01%）。

图3 徐家围子断陷沙河子组储层岩石类型及孔渗关系图Fig.3 Type of sandstone and the relationship between property and permeability of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

沙河子组储层储集空间以粒内溶孔、粒间溶孔为主，面孔率2%～6%，最大可达10%，残余粒间孔次之，面孔率1%～4%，晶间孔、微裂缝含量较低，面孔率普遍小于1%。162 块样品压汞测试表明，储层最大孔喉半径0.010～2.220 µm，平均0.320 µm，平均孔喉半径0.004～0.450 µm，平均为0.070 µm，分选系数0.37～3.13，平均1.69，排驱压力0.33～68.92 MPa，平均为11.45 MPa，退汞效率0.11%～0.74%，平均0.37%，表明沙河子组储层孔径细小、分选差，孔隙结构复杂。孔隙度普遍小于5.00%，主要分布在0.30～14.90%，平均4.84%，渗透率0.002～35.700 mD，平均0.350 mD，孔隙度与渗透率间相关性较差（图3b）。

3 成岩作用类型

3.1 破坏性成岩作用

强烈的成岩改造是造成沙河子组储层致密化的重要原因。研究区破坏性成岩作用主要有以下几种。

（1）压实作用。强烈的压实作用是造成沙河子组原生孔隙损失的主要原因，研究区粒间体积与胶结物含量关系见图4。虽然石英、长石等刚性颗粒可提高岩石抗压实能力[14]，但沙河子组石英、长石含量较低（图5a、图5b），而泥质杂基含量高，抗压实能力弱，由压实作用造成的孔隙损失占全部孔隙损失的74%，镜下常见刚性颗粒表面挤压破裂、位移及重排（图6a）；岩屑等塑性颗粒挤压变形，黑云母假杂基化（图6b）。

图4 徐家围子断陷沙河子组粒间体积与胶结物含量关系Fig.4 Relationship between interstitial volume and cement of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

（2）石英次生加大。石英次生是早成岩B 期由压实作用造成碎屑石英压溶和蒙脱石蚀变成高岭石时释放的SiO2，随压实水一起进入孔隙系统中，在碎屑石英表面沉淀形成的[15]，平均含量6.82%，以II 级加大为主（图6c），是造成原生孔隙损失的重要原因之一。

（3）碳酸盐胶结。沙河子组碳酸盐胶结物主要为方解石、铁方解石，偶见白云石，是造成储层致密化的重要原因。

镜下常见方解石晶型细小，呈镶嵌连晶状充填不规则晶间孔隙（图6d）或呈斑点状交代碎屑颗粒、黏土杂基，方解石基底式胶结的样品中碎屑颗粒压实强度低、以点接触为主（图6e），表明方解石能有效提高砂砾岩的抗压实能力[16]，但方解石发育样品镜下几乎无可视孔隙。随碳酸盐含量增加孔隙度急剧减小，表明碳酸盐胶结是破坏物性的重要原因（图5c）。

图5 徐家围子断陷沙河子组碎屑矿物、胶结物含量与孔隙度关系Fig.5 Relationship between detrital mineral,cement and porosity of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

图6 徐家围子断陷沙河子组成岩作用特征Fig.6 Digenesis characteristic of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

（4）伊利石胶结。伊利石是研究区黏土矿物最主要类型，56 个样品X 衍射分析表明，70%的样品黏土含量分布在4.07%～20.33%，伊利石含量分布在1.21%～17.61%，平均为5.37%，呈鳞片状、网状充填粒间孔隙，并被方解石交代；或呈絮状、片丝状覆盖石英、高岭石和绿泥石颗粒表面（图6f），将大孔隙分隔为小孔隙，在破坏储层储集性能的同时，降低储层渗透率，储层物性随黏土矿物、伊利石含量增加而迅速减小（图5e）。

（5）混层黏土胶结。研究区伊/蒙混层含量分布在0.16%～4.20%，表生成岩阶段火山物质水解形成的蒙脱石转化为混层黏土，在压实作用下挤入粒间孔，呈片状、絮状充填粒间体积（图6g），造成原生孔隙大量丧失，但大部分混层黏土都已转化为伊利石，局部见混层黏土呈片状伊利石形态的残留。

（6）高岭石含量较低。研究区大部分高岭石已完成向伊利石的转化[17]，平均仅0.33%，主要来自长石溶蚀，呈书页状、手风琴状、蠕虫状充填长石粒内溶孔（图6h），造成一定量的次生溶孔损失（图5g）。

（7）自生石英充填。研究区自生石英含量较低，呈细晶、微晶状充填次生溶孔和粒间孔隙，或呈六方双锥状沿孔壁向外生长，主要形成于早成岩B 期，是长石溶蚀释放的SiO2在溶孔表面附着形成的。

3.2 建设性成岩作用

（1）绿泥石环边胶结。绿泥石呈叶片状包裹碎屑颗粒，或呈孔隙衬边形式产出（图6i），减缓压实强度并阻止石英次生加大，使部分原生粒间孔隙得以保存[18]，作为地层流体运移通道，促进次生溶蚀的进行（图6j），储层物性随绿泥石含量增加而显著改善（图5h）。

（2）长石溶蚀。长石溶蚀形成的次生孔隙是研究区主要的储集空间类型，镜下常见长石颗粒边缘溶蚀呈港湾状、长石沿解理面溶蚀（图6k），部分长石完全溶蚀成铸模孔。

（3）不稳定岩屑溶蚀。研究区岩屑含量高，以中酸性火山岩为主，酸性环境中极易发生溶蚀[19]，镜下常见火山岩岩屑溶蚀成锯齿状、蜂窝状粒内孔等（图6l），也是研究区重要的储集空间之一，次生溶蚀作用发育的储层，物性明显偏高。

（4）石英次生溶蚀。随埋深增加，烃源岩生烃潜力枯竭、地层水pH 值升高变为碱性[20]，部分碎屑石英、石英次生加大表面溶蚀呈凹凸状，或沿颗粒边缘溶蚀呈不规则状，但总体规模较小，对物性改善贡献有限。

3.3 成岩阶段及序列

沙河子组埋深普遍超过3 500 m，106 个样品分析表明，镜体反射率1.30%～3.00%，平均2.32%，泥岩最大热解峰温395～596°C，平均440°C，表明该组有机质演化达到成熟—过成熟阶段，伊/蒙混层间层比0～20.00%，平均10.80%，指示沙河子砂岩处于中成岩B 期—晚成岩阶段[21]。

图7 徐家围子断陷沙河子组成岩演化序列Fig.7 Diagenetic sequences of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

4 致密砂砾岩成岩相类型及特征

4.1 致密砂砾岩储层成岩相类型

成岩相是一定沉积、成岩环境下经历一定成岩演化阶段的产物，成岩相研究可表征与储集性能直接相关储集体的特征、分布。视压实率、视胶结率及视溶蚀率是成岩作用强度的表征[22]，沙河子组储层视压实率普遍超过50%，平均为66%，视胶结率分布在5%～46%，平均为23%，视溶蚀率2%～34%，平均仅11%，表明压实和胶结作用是影响储层物性的主要因素。通过视压实率与视胶结率关系，结合主要成岩事件特征将沙河子组划分为泥质杂基充填成岩相、长石岩屑溶蚀成岩相、石英次生加大成岩相、绿泥石环边胶结成岩相和碳酸盐胶结成岩相5 种类型，不同成岩相特征存在明显差异。

4.2 致密砂砾岩储层成岩相特征

泥质杂基充填成岩相，主要发育在断陷西侧徐西断裂下降盘堆积的扇三角洲平原和扇三角洲前缘沉积的细砾岩、粗砂岩等粗碎屑沉积物中，如图8所示。虽然碎屑颗粒粒度较粗，但沉积物中泥质和岩屑含量高、颗粒大小混杂，压实作用下大量塑性组分挤压变形占据粒间体积，将大部分原生孔隙破坏殆尽，仅在碎屑石英边缘保留少量残余粒间孔。该成岩相储集空间以晶间微孔为主，孔径普遍小于1.00µm，喉道半径小于0.10µm，最大孔喉半径0.07～0.86µm。孔隙结构和物性较差，排驱压力4.38～56.76 MPa，平均排驱压力8.36 MPa，平均孔隙度仅2.55%，平均渗透率0.12 mD。

图8 徐家围子断陷沙河子组SQ4 层序成岩相分布Fig.8 Distribution of diagenetic facies of SQ4 sequence of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

长石岩屑溶蚀成岩相，主要分布在断陷东侧辫状河三角洲前缘沉积的细砂岩、粉砂岩。该成岩相靠近生烃凹陷而远离物源，远距离搬运后长石、石英等稳定矿物含量增加、分选和磨圆也较好，具有较高的初始孔隙度，半深湖相暗色泥岩和湖沼相碳质泥岩、煤岩成熟时生成大量有机酸，进入邻近的三角洲前缘砂体中，对其进行大规模溶蚀改造[23]，储层中以孔隙半径大于1.00 µm 的长石、岩屑粒内溶孔和粒间溶孔为主（图9），喉道半径普遍大于0.10µm，最大孔喉半径1.78～15.90µm，平均孔喉半径9.30µm，为大中孔中喉型组合。孔隙结构最好，排驱压力0.46～4.12 MPa，平均排驱压力1.45 MPa，平均孔隙度为7.43%，平均渗透率0.95 mD。

图9 徐家围子断陷沙河子组成岩相特征Fig.9 Diagenetic facies characteristic of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

石英次生加大成岩相，集中于辫状河三角洲平原沉积的中砂岩、细砂岩，碎屑颗粒中石英含量高、压实作用后仍保留较多原生孔，临近的长石岩屑溶蚀成岩相溶蚀形成的SiO2在该成岩相中沉淀形成广泛的石英次生加大，堵塞喉道，喉道半径偏细、普遍小于0.10µm，储集空间以粒间溶孔、残余粒间孔和晶间孔为主，孔隙半径集中在0.50～3.20µm，最大孔喉半径0.30～5.40µm，平均2.02µm，为小孔微细喉型组合。孔隙结构较差，平均排驱压力5.67 MPa，以粒间溶孔、残余粒间孔及晶间孔为主。物性较差，孔隙度平均为4.68%，渗透率为0.36 mD。

绿泥石环边胶结成岩相，集中在扇三角洲前缘的粗砂岩、细砂岩等近源粗粒沉积中。碎屑颗粒中火山岩岩屑含量高，在河口环境中水解释放大量金属阳离子并絮凝形成绿泥石胶结[24]，减缓了储层压实强度、保护原生孔隙，由于储层中残余粒间孔、晶间孔等原生孔隙和微裂缝发育，孔隙和喉道半径相对较大，最大孔喉半径0.70～10.60µm，平均孔喉半径2.52 µm，储层孔隙结构较好，平均排驱压力4.67 MPa，平均孔隙度5.74%，平均渗透率0.56 mD。

碳酸盐胶结成岩相，主要分布在扇三角洲前缘、滨浅湖相细砂岩、粉砂岩等中。

由于沙河子沉积时气候干旱、水体偏碱性，沉积物沉积时方解石即开始沉淀，并破坏了大部分原生孔隙，堵塞流体渗流通道，溶蚀作用相对不发育，孔隙和喉道数量偏少，以晶间孔等微孔为主，偶见粒间溶孔，喉道半径小于0.05 µm，为微孔微喉型组合。孔隙结构和储层物性较差，平均排驱压力27.99 MPa，平均孔隙度3.13%，平均渗透率0.09 mD。

5 成岩相孔隙演化特征

5.1 孔隙度演化的定量分析

碎屑岩成岩演化是一个复杂的物理化学变化过程，原生孔隙的破坏、保存及次生孔隙的形成均受到各种成岩作用的影响[25-26]。沙河子组经历了早成岩A 期压实，早成岩B 期绿泥石胶结、石英加大和方解石等早期胶结、中成岩B 期次生溶蚀和晚成岩期自生石英、铁方解石晚期胶结等4 个成岩阶段，通过薄片镜下观察统计沙河子组不同类型胶结物含量及不同成因类型孔隙相对含量，定量计算各成岩相在不同成岩阶段中孔隙度演化[27-28]。初始孔隙度可根据Scherer、Beard 提出的不同分选状况下未固结砂岩的实测孔隙度关系式计算[29-30]

压实后剩余粒间孔隙度（φ2）可通过胶结物含量、粒间孔、溶蚀孔的面孔率与物性分析孔隙度的关系求取

压实损失孔隙度为初始孔隙度φ1与压实后剩余粒间孔隙度φ2之差，压实孔隙度损失率公式为

砂岩压实、胶结、交代后的剩余粒间孔隙（φ3）即为物性分析孔隙度中粒间孔隙所具有的孔隙度

胶结孔隙度损失率

次生孔隙度（φ4）是指总储集空间中溶蚀孔所占据的那部分储集空间

5.2 不同成岩相孔隙演化特征

沙河子组沙河子组不同成岩相初始孔隙度与现今孔隙度如表1 所示，可以看出，沉积环境差异造成各成岩相碎屑组分结构和初始孔隙度差异。形成于较强水动力条件下的泥质杂基充填相碎屑颗粒分选最差，初始孔隙度仅24.83%，分布在辫状河三角洲前缘的长石岩屑溶蚀相碎屑颗粒分选最好，初始孔隙度为28.63%，绿泥石环边胶结相和石英次生加大相分选较好，初始孔隙度为27.86% 和26.62%，滨浅湖和半深湖沉积中碳酸盐胶结相碎屑颗粒分选较差，初始孔隙度为25.97%。

表1 沙河子组不同成岩相初始孔隙度与现今孔隙度Tab.1 Initial and current porosity of different diagenetic facies in Shahezi Formation

强烈压实作用下，泥质杂基和岩屑塑性变形造成泥质杂基充填相损失20.20%的孔隙度，原生孔隙丧失殆尽，仅余4.63%，早期胶结后孔隙度下降到3.02%，储层完成致密化过程，中成岩B 期有机酸难以进入，基本无次生孔隙生成，经晚期胶结孔隙度进一步下降至2.55%（图10）。

图10 徐家围子断陷沙河子组不同成岩相孔隙演化模式Fig.10 Porosity evolution model of different diagenetic facies of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

长石岩屑溶蚀相经压实后孔隙度降为9.42%，早成岩B 期石英次生加大和黏土矿物胶结使其损失3.80%，但长石和岩屑溶蚀形成5.34% 的次生孔，孔隙度增加到10.96%，晚期胶结后孔隙度降为7.43%。石英次生加大成岩相在压实过程中损失19.54% 的孔隙后仍保留7.08% 的原生孔隙，石英次生加大后孔隙度降为3.20%，次生溶蚀阶段形成1.99%的次生孔隙，孔隙度变为5.19%，自生石英沉淀后为4.68%。绿泥石环边胶结相经强压实作用后保留10.76%的孔隙度，经绿泥石胶结作用后孔隙度变为5.23%，次生溶蚀后孔隙度增至7.24%，晚期胶结作用使孔隙度降为5.74%。碳酸盐胶结相经压实作用后虽保留14.32%的孔隙度，但方解石基底式胶结造成11.11%的孔隙损失，使储层内孔隙损失殆尽，次生溶蚀增孔作用有限，晚期胶结阶段，溶解于地层水中的碳酸盐重结晶形成铁方解石，孔隙度变为3.43%。

结合成岩作用特征分析，强烈的压实作用和碳酸盐胶结、石英次生加大是造成沙河子组孔隙度损失的重要原因，长石、岩屑溶蚀和绿泥石环边胶结对物性改善具有积极意义，溶蚀强度的差异性分布是造成储层物性分布不均的关键。长石岩屑溶蚀相和绿泥石环边胶结相经次生溶蚀后，在天然气充注前仍具有较高的物性，是研究区最有利的成岩相带。