沙湾凹陷上乌尔禾组储层成岩作用及成岩相分析

于景维，罗 刚，李 斌，潘 拓，余海涛，况 昊，褚 旭，张晓童

(1.中国石油大学(北京)克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000；2.新疆油田分公司勘探事业部，新疆 克拉玛依 834000；3.新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830014；4. 重庆科技学院，重庆 401331)

0 引 言

砂砾岩储集体为准噶尔盆地现阶段油气勘探开发的重点目标[1-2]，由于该类目标体岩性较为复杂，横向变化快，成层性差，内部没有明显的划分与对比标志，岩电关系复杂，在未能明确砂砾岩储层控制因素前提下，很难直接利用测井资料对有利储集体进行预测。前人对砂砾岩储层质量控制因素进行研究，发现构造作用和沉积作用为优质储层提供物质基础等先决条件，但成岩作用类型以及成岩作用的演化为优质储层最终的形成起到关键作用[2-5]。成岩相为在特定沉积和成岩物理化学环境中的物质表现和成岩作用组合与演化的总体特征，不同成岩相组合控制了不同的储层孔隙发育特征和储集物性, 因此成岩相的划分有助于储层的区域评价和预测[6]。

上乌尔禾组为沙湾凹陷古生代重要勘探层位之一，近些年多口井在沙湾凹陷西斜坡上乌尔禾组均获得重大油气突破，展现出目标层位巨大的勘探潜力[7-11]。随着油气勘探的深入，发现上乌尔禾组主要发育岩性油气藏，储层表现出岩性复杂且变化快、厚度差异大以及空间分布难以预测的特征，除了同发育扇三角洲沉积环境有关，最重要的是储层受到后期成岩作用的进一步改造。前人对于研究区上乌尔禾组储层成岩作用的研究极少，未建立成岩作用同储层含油气性的关系，不利于优质储层的寻找和合理开发。本次研究在大量实验分析基础上，识别成岩作用类型，定性以及定量化探讨成岩作用对物性的影响程度，在此基础上划分成岩相类型，结合试油资料，对有利储层发育的成岩相进行预测，为进一步勘探开发提供指导。

1 区域地质概况

沙湾凹陷西斜坡是准噶尔盆地西北缘重要的构造单元，坡度整体较缓，北靠中拐凸起，西邻红车断裂带(图1(a))。研究区以石炭系为基底，发育多套地层，包括二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系，且多套地层之间的接触关系为角度不整合，尤其靠近中拐凸起处，二叠系上乌尔禾组同白垩系呈角度不整合接触。

海西晚期运动造成盆缘向盆内的强烈挤压，中拐凸起-沙湾凹陷一侧成为沉积中心。研究区二叠系至白垩系广泛发育粗碎屑沉积体系，本次研究目的层系上乌尔禾组埋深多在4 000 m以下，发育大面积退积型扇三角洲沉积，岩性整体较粗。

2 储层岩石学和储集特征

2.1 储层岩石学特征

研究区上乌尔禾组主要发育扇三角洲沉积体系(图1(b))，包括扇三角洲平原和前缘亚相，以前缘亚相为主。扇三角洲平原亚相在纵向上主要由分流河道和分流间洼地微相叠置组成，扇三角洲前缘亚相在纵向上由水下分流河道和水下分流河道间叠置组成。

通过10口取心井的岩心观察，发现上乌尔禾组岩性多样，包括砾岩、砂质砾岩、含砂砾岩、含砾砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩以及泥岩(图2(a)、(d))。根据岩石的储集性能以及粒度大小，可将上乌尔禾组储集岩石划分为两类：砾岩类(包括砾岩、砂质砾岩和含砂砾岩)和砂岩类(包括含砾砂岩和细砂岩)，其中砾岩类储层厚度占总储层厚度60%。

砾岩类储层岩石学特征：砾石体积分数占岩石总体积分数30%以上，最高可达80%。砾石成分以岩浆岩为主，85%以上为凝灰岩，剩余为花岗岩和霏细岩，除岩浆岩外，其余砾石成分为泥岩。砾石颗粒接触关系以线为主，颗粒间的填隙物以砂质为主，部分为泥质和浊沸石类矿物。受沉积环境控制，扇三角洲平原内砾岩内颗粒分选差异较大，砾石磨圆以棱角-次棱角状为主，大部分砾石具有定向性；扇三角洲前缘内砾岩内颗粒分选差异较小，砾石磨圆以次棱角-次圆状为主，定向性明显。岩石整体成分成熟度和结构成熟度较低。

砂岩类储层岩石学特征：砂岩类型普遍为岩屑砂岩(图2(e))，石英和长石颗粒的体积分数分别为11%和8%，石英主要为石英单晶，长石以斜长石为主。岩屑体积分数平均为81%。岩屑成分类型较多，包括凝灰岩、泥岩、玄武岩、花岗岩以及石英岩等，以凝灰岩为主，泥岩次之。由于砂岩主要出现于扇三角洲前缘水下分流河道，因此砂岩内部填隙物整体含量较低，平均体积分数为8%左右，以胶结物为主，胶结物类型多样，包括黏土矿物、方解石、浊沸石以及硅质等，成分成熟度较低。岩石碎屑分选中等，磨圆以次圆状为主，颗粒之间接触常为线接触，支撑方式普遍为颗粒支撑，结构成熟度较中等。

2.2 储层储集特征

储层物性、孔隙类型和结构直接反映储层储集特征[12-15]。利用研究区上乌尔禾组67块样品进行物性分析，发现储层孔隙度平均为8.83%，分布区间主要为6%～10%，渗透率平均为8.98×10-3μm2，分布区间主要为1×10-3～16×10-3μm2。储层整体属于低孔低渗储层，且孔渗相关程度较低(图2(f))。

通过大量铸体薄片观察，发现研究区上乌尔禾组储层孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝。利用9口井33块样品的压汞实验对储层孔隙结构进行定量分析，发现储层排驱压力为0.1～2.45 MPa，平均为0.46 MPa；中值压力为2.07～20.17 MPa，平均为10.79 MPa；最大孔喉半径为0.3～8.6 μm，平均为3.37 μm；变异系数为0.09～0.27，平均为0.19；进汞效率为31.77%～55.25%，平均为55.26%；退汞效率为10.51%～45.51%，平均为27.09%。以上数据反映出储层孔隙结构具有进汞难度较大、进汞效率较低、中间平台明显“陡窄”、退汞效率低的特征，孔隙结构整体较差。

3 成岩作用

根据6口井25块样品实验分析，发现研究区目的储层存在压实、胶结以及溶蚀等成岩作用类型，再根据Beard的计算公式以及前人的相关研究(式(1)-式(4))[16-18]，定量计算成岩作用对物性的影响。

Φ=20.91 + 22.9/S0

(1)

Φ1=Φ× e-ah

(2)

Φ2=M溶胶×Φ/M+σ

(3)

Φ3=M溶×Φ/M

(4)

Φ为原始孔隙度，S0为特拉斯克分选系数，Φ1为剩余孔隙度，a为压实因子，取0.000 40，h为样品埋深，Φ2为因胶结作用减少孔隙度，M溶胶为薄片统计的胶结物溶蚀面孔率，M为薄片统计的总面孔率，σ为胶结物含量，Φ3为因溶蚀作用增加孔隙度，M溶为薄片统计的溶蚀面孔率。

3.1 压实作用

由于上乌尔禾组埋深较大，松散沉积物整体体积和孔隙度在上覆地层和流体压力下为逐渐缩小，压实作用现象较为明显，主要包括：(1)岩石颗粒间接触关系主要以线接触为主，在砾岩储层中常见凹凸接触，造成颗粒间孔隙和喉道很难发育；(2)塑性的岩屑和矿物由于受到挤压，常见其在刚性颗粒间发生塑性变形(图3(a))；(3)刚性颗粒在强烈挤压条件下发生破裂，在颗粒内部产生多条裂缝(图3(b))。

利用公式计算出压实作用对储层孔隙度的损害平均为65.2%，砾岩储层物性受压实作用影响明显，平均为72%，砂岩储层物性受压实作用相对影响较小，平均为57.9%。

3.2 胶结作用

胶结物类型多样反映胶结作用的过程较为复杂，目的层胶结作用方式多样。

3.2.1 杂基胶结作用

受沉积环境影响，砾岩类岩石中杂基含量相对较高，在较强压实作用条件下，杂基会发生脱水重结晶作用，造成岩石整体致密，物性极差，不会受到成岩后期溶蚀作用改造。这类岩石常作为隔夹层产出，不利于储层发育(图3(c))。

3.2.2 碳酸盐类胶结

碳酸盐类胶结物包括方解石、铁方解石、白云石以及菱铁矿，以方解石为主，在岩石中的存在形式为连晶状和填充孔隙状(图3(d))。成岩早期的孔隙水受到凝灰质成分的水解呈现弱碱性、弱还原特征，方解石呈连晶状发育，增强岩石抗压性同时，为后期溶蚀作用的大面积发生提供物质条件；受岩石渗流性能以及成岩环境影响，充填孔隙状方解石的发育时间未能明确，但会进一步破坏岩石物性。

3.2.3 浊沸石胶结

在对目的层的岩心观察中，发现砂砾岩表面常出现红色胶结物，通过扫描电镜以及能谱图观察，发现红色胶结物为浊沸石。在岩石薄片中观察到浊沸石胶结物常较为自形的充填于粒间孔隙，偶见交代斜长石颗粒或火山玻璃物质。通过扫描电镜观察，发现浊沸石常同伊蒙混层矿物以及方解石共生，反映其形成环境也为弱碱性还原环境(图3(e))。

3.2.4 硅质胶结物

研究区目的层岩石薄片中很难观察到石英的次生加大，硅质胶结物主要以自生石英颗粒的形式存在。扫描电镜下发现石英常同黏土矿物共生，反映硅质胶结物的形成机制主要为黏土矿物演化，不稳定的蒙皂石转化为伊利石，过程中会释放大量硅离子,造成硅质胶结物的沉淀。

3.2.5 黏土矿物胶结

通过研究区目的层岩石薄片以及扫描电镜的观察，黏土矿物的类型包括伊蒙混层、高岭石、绿泥石和伊利石，以伊蒙混层和高岭石胶结为主(图3(e))。伊蒙混层为成岩早期，凝灰质水解形成的不稳定蒙脱石向伊利石转化的过渡矿物，其常附着在颗粒表面，增强颗粒的抗压实能力；高岭石胶结物常见充填于孔隙，增强孔隙结构的复杂性，破坏储层物性。

利用公式计算出胶结作用对于储层孔隙度的损害率平均为5.7%，砾岩储层物性受胶结作用影响较小，平均为3.8%，砂岩储层物性受压实作用相对影响较大，平均为9.2%。

3.3 溶蚀作用

研究区溶蚀作用普遍发育，常见岩屑溶蚀。由于目的岩石中大部分物质的物源为火山物质，砾岩和砂岩碎屑组分中含有大量的凝灰岩，在浅埋藏条件下发生了水解作用，造成大量粒间溶孔以及粒内溶孔(图3(f))。长石以及成岩早期形成的易溶矿物，如方解石和浊沸石，在后期随着酸性流体的进入发生溶蚀，也会产生部分的粒间溶孔。在砾岩储层中，受强压实条件的影响，常见微裂缝，为酸性流体的流动提供通道。上述次生孔的发育有利于储层物性的改善。

利用公式计算出溶蚀作用对于储层孔隙度的增加率平均为2.0%，砾岩储层物性受胶结作用影响较小，平均为0.9%，砂岩储层物性受压实作用相对影响较大，平均为3.3%。

4 成岩阶段划分与演化

研究区目的储层中能反映其形成温度或形成顺序的常见自生矿物主要有：碳酸盐类胶结物(主要有方解石、含铁方解石等)、硅质胶结、长石以及岩屑的溶蚀、自生沸石类矿物以及黏土矿物等。储层中自生黏土矿物的自生程度、结晶程度和I/S混层比等也是划分其成岩阶段和成岩序列的重要依据(图4)。

通过对研究区上乌尔禾组储集岩成岩特征及孔隙类型的研究，基本上可以确定成岩阶段为中成岩阶段B期。主要依据如下：

(1)储集岩埋藏深度较大，碎屑颗粒以线接触为主，压实作用对物性影响大，塑性颗粒普遍变形，刚性颗粒多见裂缝。

(2)储集空间主要为残余粒间孔、粒间、粒内溶孔以及微裂缝。常见长石以及岩屑发生溶蚀作用，次生孔隙较为发育。

(3)粒间孔中发育的黏土矿物为伊蒙混层黏土矿物，且蒙脱石占比较低。

(4)砂岩粒间孔中常发育沸石类自生矿物，并常有溶蚀现象。

(5)扫描电镜下石粒间孔中自生石英晶体比较常见。

在上述研究基础上确定研究区成岩序列为：机械压实→早期黏土膜形成→早期方解石胶结→少量硅质胶结→大量沸石类胶结→自生黏土矿物沉淀→酸性流体侵入→长石颗粒溶解→沸石类矿物溶蚀→方解石溶蚀→自生高岭石形成和硅质胶结→晚期方解石沉淀。

5 成岩相的划分及分布

5.1 成岩相的划分

成岩相为物质在特定沉积和成岩物理化学环境中的综合表现[18-21]。由于成岩作用过程复杂，因此成岩相的划分并无统一标准。部分学者根据成岩作用强度划分成岩相，部分学者针对典型胶结物划分成岩相。本次成岩相的划分主要考虑到储集岩压实程度较强、胶结程度和溶蚀程度相对较弱的特点，结合典型胶结物类型，综合完成成岩相的划分。将成岩相划分为5种：强压实致密相、强压实中溶蚀相、中强压实方解石胶结弱溶蚀相、中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相、中强压实沸石胶结弱溶蚀相，各自具体特征见表1。

在岩心归位的基础上，保证岩心深度和测井深度一致，选取5种对岩性、物性、流体及孔隙比较敏感的测井曲线(GR、RT、AC、DEN和CNL)，利用上述典型井内各薄片显示的不同成岩相所对应的不同测井值特征(表2)，通过dps软件对研究区5种成岩相类型进行Fisher典型判别分析，最终建立5种成岩相的线性多元判别函数(式(5)-(9)分别代表表1中5种成岩相)

Y1=-22185.1+2.3GR+18.7RT+
87.3AC+11199.7DEN+242.9CNL

(5)

Y2=-14620.6-5.6GR+17.2RT+
79.6AC+9557DEN+121.2CNL

(6)

Y3=-15194.3-3.4GR+16.8RT+
84.9AC+9551.7DEN+120CNL

(7)

Y4=-15287.7-15.7GR+21.5RT+
82.6AC+9919.4DEN+129.8CNL

(8)

Y5=-17336.7+5.9GR+28.6RT+
74.6AC+10346.3DEN+126.5CNL

(9)

表1 研究区上乌尔禾组各成岩相储集层特征

在判别公式建立基础上，对研究区多口重点井测井资料进行应用，将判别结果最大值代表相应成岩相。以st2井为例(图5)，利用薄片和扫描电镜资料同判别结果进行对比，发现同判别结果同薄片和扫描电镜显示结果一致，该井在纵向上以强压实中溶蚀相为主，其次发育中强压实方解石胶结弱溶蚀相和中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相。同时该井在上乌尔禾组试油深度分别为5 177～5 179 m、5 185～5 188 m、5 218～5 220 m和5 227～5 230 m，产能为10.33 t/d。将上述深度内判别结果进行统计，发现整个试油段以含油性较好的成岩相——强压实中溶蚀相为主，其次为中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相，剩余为中强压实方解石胶结弱溶蚀相。判别结果认为同试油结论基本一致，反映出成岩相同优质储层有较好的匹配关系。

5.2 成岩相的分布

基于单井成岩相划分，利用判别函数对区内各井成岩相进行划分。同沉积相划分标准一致，选择垂向厚度最大的成岩相为目的层所代表的成岩相，并结合沉积相分布图，最终发现区内上乌尔禾组成岩相的分布具有一定规律性(图6)。

表2 研究区不同成岩相对应的测井曲线值

(1)强压实致密相分布于研究区西部扇三角洲平原内。储层的储集空间以剩余粒间孔为主，由于泥质含量较高，储层内颗粒分选很差，造成压实程度极强，导致储层整体较为致密，不利于优质储层的发育，储层含油性极差，该成岩相范围内多口井无油气产能(图6)。

(2)强压实中溶蚀相在构造位置上分布于斜坡带靠近沙湾凹陷处，深大断裂较为发育，沟通油源，为油气的运移提供通道，同时增强岩石内流体的渗流能力，有利于储层内溶蚀作用的发育，为油气聚集提供空间，成藏环境有利。沉积环境主要为扇三角洲前缘，原始沉积物经历长时间搬运、冲刷和淘洗，颗粒的结构成熟度相对较好，泥质含量较低，有利于减缓压实作用对于原始孔隙度的破坏。该成岩相的孔隙类型以次生溶孔为主，其次为原生孔隙。储层物性相对最好，孔隙度大于5%，渗透率大于1×10-3μm2，含油性反映较好。优质储层高产井均分布在该成岩相内(图6)。

(3)中强压实方解石胶结弱溶蚀相呈条带状分布于靠近扇三角洲平原的扇三角洲前缘亚相内。随着水动力变化逐渐增强，颗粒的分选稍微变好，储层内部流体流动性稍微得到改善，凝灰质的水解释放大量的Ca2+有利于方解石的胶结，方解石的胶结进一步造成储层物性降低，但能削弱压实作用对于储层物性的损害，因此储层物性稍微得到改善。同时方解石胶结在纵向上呈现层状分布，在一定程度上阻碍油气垂向运移。在该成岩相内的多口井虽然见油，但产能较低(图6)。

(4)中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相呈条带状分布于中强压实方解石胶结弱溶蚀相周缘。随着水动力变化继续增强，颗粒逐渐变细，分选继续变好，减缓压实作用对于原始孔隙的破坏。成岩早期凝灰质的水解形成的大量蒙脱石逐渐向伊利石转化，造成大量中间矿物伊蒙混层发育，包裹颗粒形成伊蒙混层包膜，包膜的发育可增强压实的抗压性，有利于原生孔隙的保存，但包膜的存在不利于储层内流体的渗流能力增强，储层内溶蚀程度相对较弱。在该成岩相范围内可见出油井，产能较好(图6)。

(5)中强压实沸石胶结弱溶蚀相主要分布于扇三角洲前缘环境，同凹陷接触更近，成藏条件有利。储层储集空间以原生粒间孔为主，储集岩内颗粒分选较好，早期孔隙内流体流动性能较强，形成大量以沸石为主的胶结物堵塞孔隙，砂体的连续性较差加之裂缝的不发育造成后期储层内流体的流动受到限制，物性进一步降低，不利于优质储层发育(图6)。

6 结 论

(1)准噶尔盆地沙湾凹陷上乌尔禾组储集岩粒度较粗，成分成熟度低，不同岩性结构成熟度差异较大，颗粒间以线接触为主。储层孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝，整体属低孔-低渗型储层，孔隙结构较差。

(2)研究区上乌尔禾组主要发育的成岩作用包括压实作用、胶结作用以及溶蚀作用。压实作用对上乌尔禾组储层物性破坏最大，胶结作用和溶蚀作用对于砂岩类储层物性影响程度要大于对砾岩类储层物性的影响程度。成岩阶段主要处于中成岩阶段B期

(3)根据储集岩压实程度、胶结程度和溶蚀程度强弱，结合典型胶结物类型，将研究区上乌尔禾组成岩相划分为5类，强压实致密相、强压实中溶蚀相、中强压实方解石胶结弱溶蚀相、中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相、中强压实沸石胶结弱溶蚀相。利用各成岩相对应的测井响应数据，建立Fisher判别函数，在沉积相基础上明确成岩相的分布规律。强压实中溶蚀相为油气聚集的最有利区域，其次为中强压实伊蒙混层包膜弱溶蚀相和中强压实方解石胶结弱溶蚀相。