含油气盆地碎屑岩储层碳酸盐胶结物研究进展

王又春

含油气盆地碎屑岩储层碳酸盐胶结物研究进展

王又春

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

碳酸盐胶结物是寻找低孔低渗背景下或深部砂岩储层油气勘探“甜点”的关键因素之一，总结国内外学者的研究成果，对指导有利区带勘探和剩余油挖潜具有重要意义。首先，对中国含油气盆地碳酸盐胶结物类型及分布特征进行了系统总结，认为其分布具有盆地类型多样、时代跨度大、沉积相类型以丰富的三角洲相为主等特征；其类型以方解石和白云石两大类为主，根据铁离子质量分数可进一步细分为无铁、含铁和铁质碳酸盐胶结物三种类型。然后，对碳酸盐胶结物的形成期次、物质来源、离子运移及沉淀的影响因素进行了分析与总结，认为成岩过程中流体的来源、流动方式对碳酸盐胶结物的类型、成因机制及分布具有重要的控制作用。最后，总结了碳酸盐胶结物对储层质量影响的几种观点，并提出了目前碳酸盐胶结物对储层质量影响评价过程中的一些建议和有待进一步研究的难点问题。

碳酸盐胶结物； 成因机制； 储层质量； 研究进展

自H.C.Sorby[1]发现“砂岩中有从地下溶液中沉淀的矿物”这一现象之后，在石油行业跌宕起伏的发展历程中，其一直是困扰沉积学家和石油地质学家的难题之一[2]。近年来，随着常规油气向非常规油气跨越，国内陆相致密油和深层页岩油等非常规油气资源成为新发展阶段的热点[3⁃4]，并涌现出细粒沉积学[5]、低孔低渗背景下的异常高孔高渗带[6]及深水、深层、超深层油气地质认识[7]等新发展阶段的研究热潮。

然而，成岩作用的定量研究仍相对滞后，尤其是胶结作用的定量评价。碳酸盐胶结物作为碎屑岩储层成岩作用过程中最常见的胶结物之一[8⁃10]，对碎屑岩储层质量、油气运聚、岩性圈闭、成岩环境及剩余油分布均有重要影响[8⁃14]，其类型、成因机理、成岩机制及分布特征等相关问题一直是岩石学、沉积学及石油地质学等研究的重要内容之一[2,9,15⁃17]。国内不同盆地和区域均发育不同程度的多种类型碳酸盐胶结物，如鄂尔多斯盆地陇东地区、华庆地区、姬塬地区[18⁃20]，珠江口盆地西江凹陷、西部珠三坳陷[9，21]，渤海湾盆地牛庄凹陷、饶阳凹陷、东营凹陷中央隆起带、黄骅坳陷[22⁃24]，北部湾盆地涠西南凹陷[25]，塔里木盆地哈拉哈塘地区[26]、三水盆地古近系、酒泉盆地营尔凹陷，莺歌海盆地乐东地区，柴达木盆地冷湖地区、银根⁃额济纳旗盆地查干凹陷[27⁃30]，松辽盆地北部下白垩统及准噶尔盆地腹部深层[31⁃32]等。

对碳酸盐胶结物的形成时间、成因机理及分布特征等相关问题，学者有不同的见解[9,19,21,33⁃38]。本文基于大量的文献调研，从碳酸盐胶结物的形成环境、物质来源、类型、成因机理及其分布特征等方面，总结前人的研究成果，以期推动碳酸盐胶结物等相关问题研究的发展，为储层质量预测和剩余油挖潜等相关科研攻关问题提供参考和借鉴。

1 碳酸盐胶结物的形成环境

碳酸盐胶结物作为碎屑岩储层中最常见的胶结物之一，具有影响因素复杂、多期次、成因多样、分布普遍和含量多变等特点[9,28,39⁃40]。国内不同盆地不同地区碳酸盐胶结物发育情况的统计结果表明（见表1），碎屑岩储层中普遍发育碳酸盐胶结物，盆地类型多样，时代跨度较大，从老到新依次排序为：石炭纪、三叠纪、侏罗系、白垩纪、古近纪、新近纪。同时，发育碳酸盐胶结物的沉积相类型丰富（河流、湖泊、海陆过渡相及不同类型三角洲相），但三角洲沉积体系明显占据主导地位。由西向东，国内含油气盆地碳酸盐胶结物分布层系由老到新，沿海地区碳酸盐胶结物主要集中分布于古近系。不同盆地碳酸盐胶结物主要分布于该盆地油气开采主要层位或研究的主要目标层位，其主要原因为富集油气的层位是具有重要开采价值和经济意义的关键目标。因此，多数相关实验研究及钻井取心目标位于油气富集层位。不同盆地不同层位碳酸盐胶结物类型及含量的差异与盆地的地质条件、构造运动、成岩演化过程等密切相关，也与取心位置、样品数量及相关实验仪器类型、精度等因素有关。

表1　国内含油气盆地碳酸盐胶结物特征

2 碳酸盐胶结物类型

目前，碳酸盐胶结类型的鉴定方法多数是依据茜素红⁃S溶液或茜素红⁃S与铁氰化钾混合溶液染色的岩石薄片。周晓峰等[41]认为，目前流行的岩石薄片染色方法在识别砂岩中方解石和白云石胶结物时经常出现混乱，其主要原因是方解石或白云石胶结物中MnO质量分数偏高，例如在鄂尔多斯盆地延长组砂岩中，该方法将MnO质量分数偏高的浸染状铁Ⅰ方解石错误地识别为含铁白云石或铁白云石[41]。同时，有的学者根据FeO的质量分数厘定方解石与铁方解石，但不同学者的划分方案存在差异：

（1）R.C.Lindholm等[42]的分类方案：无铁方解石（（FeO）<0.5%）、铁Ⅰ方解石（0.5%≤（FeO）<1.5%）、铁Ⅱ方解石（1.5%≤（FeO）<2.5%）、铁Ⅲ方解石（2.5%≤（FeO）≤3.5%）。

（2）田亚铭等[20]根据FeO的质量分数，将方解石胶结物分为3类：(FeO)≤0.05为无铁方解石，（FeO）≥0.50为铁方解石，0.05<（FeO）<0.50为含铁方解石。此外，B.D.Evamy[43]依据Fe2+与Mg2+的物质的量比，将白云石类进一步划分为3个亚类：无铁白云石、含铁白云石（（Fe2+）/（Mg2+）<1）、铁白云石（（Fe2+）/（Mg2+）≥1）。由此可见，目前碳酸盐胶结物类型的识别依然存在一定的问题，常需要采用多种方法结合的手段进行识别，例如周晓峰等[41]提出综合多种手段的碳酸盐胶结物识别方法，即“三步走”：岩石观察→岩石薄片→电子探针。

3 碳酸盐胶结物期次

前人的研究结果表明，多期次的碳酸盐胶结物对储层的影响具有明显差异性[9,22,44⁃46]。文献[30]结果表明，碳酸盐期次的划分原则是在划分成岩阶段的基础上，结合碳酸盐胶结物形成时间的先后顺序，以某种或多种碳酸盐胶结物影响因素为基准，划分碳酸盐胶结物形成期次。不同学者划分碳酸盐胶结物的期次和原则不尽相同（见表2），其主要原因是根据实际资料和具体研究内容，自行考量。但是，划分碳酸盐胶结物的方法和过程大同小异，一般涉及以下几个环节：（1）岩石薄片、扫描电镜及阴极发光等镜下观察，通过矿物交叉关系判断胶结物形成时间的先后顺序；（2）碳、氧和锶同位素的应用[9,11⁃12,21,26⁃27,40]，基于前人对古地温和古盐度等的研究成果[47⁃48]，进一步判断胶结物古环境和古温度等特征；（3）碳酸盐胶结物影响因素分析和成因机理探讨，据实际情况具体分析；（4）确立碳酸盐胶结物形成期次。

表2　碳酸盐胶结物形成期次划分典型实例

4 碳酸盐胶结物的影响因素

总结前人对碳酸盐胶结物影响因素的研究成果[8⁃9,17⁃21,16⁃29,33⁃38]，碳酸盐胶结物的形成主要受以下几个方面的影响：（1）物质来源，例如铁离子和钙离子；（2）成岩环境，例如酸性和碱性；（3）成岩事件，例如深部热流体侵入和大气淡水淋滤等；（4）沉积特征，包括沉积相和岩性组合等；（5）成岩流体，包括流体来源及流体流动方式；（6）先驱或前导物质，指能够为碳酸盐胶结物沉淀提供所需物质来源和形成环境等必要条件的原始物质。为了加深对碳酸盐胶结物的认识，本文认为碳酸盐胶结物的形成与砂岩石英胶结类似[49]，主要经历三个过程（见图1）：（1）物质来源；（2）离子运移；（3）碳酸盐沉淀。

图1　碳酸盐胶结影响因素

4.1 物质来源

充足的物质来源是碳酸盐胶结物沉淀的必要条件之一，主要包括碳、钙、铁和镁等物质。砂岩中碳酸盐胶结物形成的物质来源主要为内部和外部物质供给。

（1）内部物质供给：①砂岩内部钙的来源，例如钙长石的溶解、碳酸盐岩屑的溶蚀、原始沉积水体沉淀、硅铝酸盐的水化作用、黏土矿物转化及原生含钙物质的溶解等[11,21,36]；②砂岩内部铁的来源，例如黏土矿物转化、铁氧化物和硅酸盐矿物的溶蚀或交代作用、原始沉积水体、生物碎屑等[33,35⁃36,38]；③砂岩内部碳的来源，例如原始沉积水体和碳酸盐岩屑等[21]。由此可见，砂岩内部物质来源主要与碎屑颗粒含量及类型、长石含量及类型、温度及流体性质等相关。

（2）外部物质供给：主要与成岩流体的来源有关，例如邻近泥岩中流体进入砂岩过程中，常在砂泥岩界面处沉淀大量碳酸盐胶结物[33⁃38,50⁃52]；深部泥岩中有机质烃类降解过程中常伴随有机酸和二氧化碳等酸性物质的产出，沿断层进入上部砂岩中，为碳酸盐胶结物沉淀提供物质基础和沉淀条件[11,21,40]；火山喷发等[9]。

4.2 离子运移

成岩过程中的任何成岩反应都离不开水[49]，包括自生矿物的溶解、迁移及沉淀。模拟结果表明，一定数量碳酸盐胶结物的沉淀与溶解，需要大量流体通过孔隙[53]。因此，成岩过程中成岩流体来源及其流动方式控制离子的迁移、赋存规律，也决定碳酸盐胶结物能否获得有效物质供给。

4.2.1流体来源 文献[53-54]研究结果表明，成岩过程中流体来源一般包括原生沉积水、大气水、矿物脱水、深部热液流体、有机酸和CO2。

（1）原生沉积水。原生沉积水是指沉积物发生初始沉积时赋存在沉积物孔隙之间的流体[53]，此时沉积物尚未经历压实作用，其体积可占沉积物体积的40%～50%[55]。原生沉积水是早期水岩反应的重要流体来源之一，其化学性质及空间展布特征主要受气候条件、地下水赋存方式和沉积相的控制[56]。例如早期干旱蒸发环境下，原生沉积水中碱性金属离子（Ca2+、Mg2+、Na+、K+）浓度较高，成岩环境偏碱性，致使大量的碳酸盐和石膏沉淀[54,57]；早期温暖潮湿环境下，原生沉积水中离子浓度较低，成岩环境偏酸性，导致长石等不稳定矿物发生溶蚀[54,58]。上述统计结果表明（见表1），沉积相对碳酸盐胶结物的形成具有明显的控制作用，如沉积时期河流携带丰富的溶解铁时，能够为成岩早期形成的自生含铁白云石和绿泥石提供物质来源[59]。

（2）大气水。大气水即雨水，初始大气水可看作蒸馏水，对各种矿物都是欠饱和的[53]，由于携带大气中的CO2和SO2，大气水偏酸性。当潜水面高于海平面时，大气水可沿渗透性较强的地层流入盆地（见图2），先溶解碳酸盐，然后缓慢溶解不稳定矿物，如长石和云母等。因此，大气水是早期形成碳酸盐胶结物物质来源的重要载体，其携带碳源及从碳酸盐岩和硅酸盐矿物中分离出来的Ca2+、Mg2+、Na+、K+进入地下溶液中，为自生矿物的沉淀（如碳酸盐等）提供物质基础。

图2　浅海环境成岩作用过程

（3）矿物脱水。K.Bjørlykke[60]认为，随着埋藏深度和温度的增加，不稳定矿物可能失去晶间水。石膏向硬石膏的转化是成岩过程中典型的矿物脱水反应[61]，该反应在80～90 ℃开始进行，并在100～150 ℃达到脱水高峰[54,61]。此外，石膏脱水过程中，脱水量为自身体积的38%左右[60]，并伴随着Ca2+、K+、Na+、Sr2+、Al3+等多种离子的释放，致使孔隙流体偏碱性，进而导致碳酸盐胶结物的沉淀。

（4）深部热液流体。岩浆侵入和火山喷发是常见的深部热液源，可沿断层携带酸性热流体进入浅层砂岩储层中，致使储层中不稳定矿物的溶蚀及黏土矿物的演化异常（热异常）。姜平等[9]对珠江口盆地西部珠三坳陷珠江组和珠海组的研究表明，珠江口盆地自晚渐新世以来，有大量的玄武岩喷发[62⁃63]，热液流体携带大量铁、镁离子进入砂岩储层中，造成大规模不稳定矿物的溶蚀，致使后期碳酸盐胶结物沉淀。然而，这种流体源持续性并不强，往往受裂缝或者局部区域限制，其主要原因是整个过程中总是伴随着新老断层或破裂的发育和封闭。

4.2.2流体流动样式 盆地中流体的流动很重要，它不仅决定自生矿物的分布特征，也控制石油与天气的分布。沉积盆地内流体的流动遵循简单的流体动力学定律[53]，其不一定是从高压向低压处流动，而是由高能（较高的流体势）流向低能（较低的流体势）。目前，比较常见的盆地流体流动方式有以下5种：

（1）大气水流动（见图3）。大气水进入盆地后，受碎屑颗粒粒度、分选、岩性组合差异的影响，流体流动具有选择性，总是趋向于沿渗透率较高的方向。在浅海陆棚地带，淡水孔隙水从海岸流入海相过程中，其渗滤的深度与海水和淡水密度差呈反比[53]。若大气水进入盆地后，与原始孔隙水混合，其密度发生变化，则渗滤的深度随之改变。因此，早期受大气水淋滤的碳酸盐胶结物，其分布特征与孔隙水流体性质密切相关。

图3　大气水流动进入盆地

（2）压实驱动的流体流动。受压力和化学压实作用的影响[53]，当沉积物沉积时，下部沉积物受机械压实作用影响，孔隙度降低，孔隙中的流体垂直向上流动[53]。由于其垂向流动速度极慢，并不能进行有效的热传递。因此，该流动方式对碳酸盐胶结物分布的影响有限。

（3）浓度差驱动的流体流动（即扩散作用）。浓度差驱动流体的运动方向由高浓度向低浓度，是泥岩向砂岩排出流体迁移方式之一[54]，常表现为砂泥岩界面处不同程度碳酸盐胶结物的沉淀与溶解，如鄂尔多斯盆地[64]和济阳坳陷[34]。

（4）密度驱动的流体流动。密度驱动流体是指由盐度、温度等引起的流体密度差异驱动的水流，一般发生在厚度比较厚、渗透性地层中[54]，是砂岩内部胶结物分布差异性主要原因之一。砂岩中低渗透层（0.1 m）页岩或胶结层[53]、不同岩性组合[26]及孔隙结构等因素，可将流体分割成数个大小不同的流动单元，不同流动单元离子浓度及类型出现明显差异，导致碳酸盐胶结物在砂岩中的差异性沉积。

（5）超压驱动的流体流动。由于超压流体流动机制和流动样式的复杂性，超压盆地的超压多次排放、复杂超压流体物质及不同类型的疏导体系会导致多期次的碳酸盐胶结物的溶蚀与沉淀及其差异性分布。例如，准噶尔盆地腹部超压顶面附近砂岩层[32,65]。杨智等[65]的研究结果表明，准噶尔盆地侏罗煤系地层的大规模生烃和封闭作用，致使超压驱动流体（有机酸、油气溶解液等）向上部岩层运移，导致上部岩层大规模碳酸盐胶结物沉淀。文献[32,65]结果表明，准噶尔盆地腹部岩层碳酸盐胶结物带与溶蚀带的交互出现及其差异性分布是超压多次排放、物质复杂分异、重新迁移或赋存的结果。

4.3 碳酸盐胶结物沉淀

碳酸盐胶结物沉淀主要取决于成岩流体性质、结晶速度及其他因素。目前，关于碳酸盐胶结物沉淀机理的研究相对匮乏，主要是依据沉淀的碳酸盐胶结物类型推测其形成时期的成岩流体性质：（1）当胶结物类型以铁方解石和铁白云石为主时，成岩流体偏碱性且富铁离子，如鄂尔多斯盆地华庆地区和姬塬地区三叠系延长组[19⁃20]、珠江口盆地西江凹陷新近系珠江组[8]、三水盆地古近纪布心组[27]、莺歌海盆地乐东地区新近纪黄流组和梅山组[17]及准噶尔盆地腹部深层侏罗系三工河组[32]等；（2）当胶结物类型以方解石和白云石为主时，成岩流体偏碱性但不含或含极少量铁离子，如珠江口盆地白云凹陷古近纪—新近纪的珠江组和珠海组[21]、渤海湾盆地饶阳凹陷、东营凹陷和黄骅坳陷歧口凹陷斜坡区古近纪沙河街组[16,24]及塔里木盆地哈拉哈塘地区石炭纪东河砂岩段[26]等。

5 碳酸盐胶结物对储层物性的影响

总结前人对碳酸盐胶结物的研究成果，其对储层物性的影响可概括为以下几种情况：（1）大多数学者认为碳酸盐胶结物对储层物性具有负面作用[2,15,19,64,66⁃70]。（2）成岩作用早期，碳酸盐胶结物形成于压实作用之前或压实作用过程中，有的学者称其为保持性成岩作用[71]；有的学者认为该时期碳酸盐胶结物对储层物性的影响往往具有两面性，一方面充填原始储集空间或堵塞孔隙，降低储层物性，另一方面延缓压实作用的进行，保护储层孔隙度[72⁃74]。（3）成岩作用中晚期，即压实之后，受酸性热流体的影响，储层已沉淀的碳酸盐胶结物将会溶解，部分原始储集空间得以释放，并产生次生孔隙[45,75⁃77]。此外，吴仕玖等[17]对莺歌海盆地乐东地区碳酸盐胶结物成因机制的研究过程中发现，局部高碳酸盐胶结物（质量分数约为20%）对应较高的物性，特别是渗透率。魏巍等[30]对查干凹陷下白垩统砂岩储层碳酸盐胶结物的研究结果表明，不同成因机制及不同期次的碳酸盐胶结物对储层物性影响不同。由此可见，碳酸盐胶结物对储层物性的影响较为复杂，其主要原因是：碳酸盐胶结物的成因机制多样、多期次且物质来源丰富；储层物性影响因素较多，如颗粒粒度、分选、黏土包膜等；碳酸盐胶结物与储层物性无一一对应关系，需要在一定条件的约束下才能更好地理解碳酸盐胶结物对储层物性的影响。

目前，碳酸盐胶结物对储层质量影响的研究尚缺乏系统的评价体系。笔者认为，在评价碳酸盐胶结物对储层质量影响过程中需注意以下几点：（1）确定碳酸盐胶结物类型；（2）明确碳酸盐胶结物的形成时间及期次；（3）分析碳酸盐胶结物成因机制；（4）分析储层影响因素，如沉积相、颗粒粒度、分选、黏土矿物、石英加大及碳酸盐胶结物等；（5）在限定控储因素的前提下，为了排除其他因素对储层物性的影响，在限定沉积相、颗粒粒度、分选、黏土矿物、石英加大等因素的情况下，分析不同期次、不同类型碳酸盐胶结物对储层质量的影响；（6）储层物性演化史与碳酸盐胶结物的匹配关系，目前不同控制因素对储层物性影响的定量化研究尚有待进一步深入，尤其是不同控制因素对渗透率影响的定量评价及胶结物物演化史的定量模拟。

此外，在限定控储因素的前提下，有关碳酸盐胶结物对储层孔隙度与渗透率影响研究的相关实例较少见，主要受限于相关实验分析资料缺乏、相关资料匹配度不高等因素。在限定控储因素的条件下，某单一因素对储层物性控制作用研究的思路与方法，可借鉴陈国松等[77]对碎屑岩储集层中自生绿泥石控储作用的研究。文献[13]以珠江口盆地文昌A凹陷珠海组储层碳酸盐胶结物对储层孔隙度与渗透率的影响为例，在不限定控储因素和等量碳酸盐胶结物的条件下，孔隙度在0～20%波动，碳酸盐胶结物质量分数主要集中在0～15%；在等量碳酸盐胶结物的条件下，随着碳酸盐胶结物质量分数的增加，渗透率波动范围逐渐减小，如碳酸盐胶结物质量分数分别为0、5%、10%、15%和20%时，渗透率波动的数量级分别约为5、4、3、2和1，具有规律性。换言之，碳酸盐胶结物对储层物性的影响不仅受碳酸盐胶结物质量分数及类型等因素的影响，也受控于碎屑颗粒的粒度、分选和石英次生加大等其他物性控制因素。因此，如何定量研究不同控储因素间的差异性和互补性至关重要，对定量评价单一因素控储作用具有重要意义。

6 结 论

（1）碎屑岩储层中普遍发育碳酸盐胶结物，盆地类型多样，时代跨度较大，沉积相类型丰富，以不同类型三角洲相为主。

（2）不同来源的成岩流体，携带不同来源的物质基础，经过复杂的流动样式，形成不同类型、多期次的碳酸盐胶结物，其质量分数多变、分布复杂。

（3）碳酸盐胶结物对储层质量的影响，尚缺乏系统的评价体系，有待深入研究。

（4）胶结物的演化史定量模拟及其与储层物性演化史的匹配关系，以及碳酸盐胶结物成因机制的定量化分析需要更深入研究。

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Research Progress on Carbonate Cements in Clastic Reservoirs in Petroliferous Basin

Wang Youchun

（Exploration and Development Research Institute，PetroChina Daqing Oilfield Co.，Daqing Heilongjiang 163712，China）

Carbonate cementation is one of the key factors to search for oil and gas exploration Sweet spots in low porosity and low permeability or deep sandstone reservoirs. Summarizing the research results of scholars at home and abroad is of great significance for guiding the exploration of favorable zones and the potential of remaining oil. Firstly, the types and distribution characteristics of carbonate cements in oil⁃bearing basins in China were systematically summarized, and it is considered that their distribution is characterized by diverse basin types, large age spans, and sedimentary facies dominated by abundant delta facies. It is mainly composed of calcite and dolomite, and can be further subdivided into three types of iron⁃free, iron⁃bearing and iron⁃carbonate cements according to the content of iron ions. Then it is concluded that the source and flow of fluid in diagenesis play an important role in controlling the type, genetic mechanism and distribution of carbonate cement by analyzing and summarizing the formation stage, material source, ion migration and precipitation factors of carbonate cement. In the end, several viewpoints on the influence of carbonate cements on reservoir quality were summarized, and some suggestions on the evaluation of the influence of carbonate cements on reservoir quality and some difficult problems to be further studied were put forward.

Carbonate cements； Genetic mechanism； Reservoir quality； Research progress

TE122

A

10.3969/j.issn.1672⁃6952.2022.03.008

1672⁃6952（2022）03⁃0042⁃09

http：//journal.lnpu.edu.cn

2021⁃05⁃23

2021⁃06⁃20

十三五”国家科技重大专项（2016ZX05046⁃001⁃006）；国家自然科学基金项目（41572135）。

王又春（1982⁃），男，硕士，工程师，从事油藏工程方面的研究；E⁃mail：wang_you_chun@163.com。

（编辑 宋官龙）