准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组储层成岩作用及孔隙演化

王 剑,高崇龙,白 雷,向宝力,刘 金,鲜本忠,连丽霞,刘 可

1.中国石油 新疆油田分公司 实验检测研究院,新疆 克拉玛依 834000;2. 中国石油 砾岩油气藏勘探开发重点实验室, 新疆 克拉玛依 834000;3. 新疆砾岩油藏实验室,新疆 克拉玛依 834000;4.中国石油大学(北京) 克拉玛依校区 石油学院,新疆 克拉玛依 834000;5.中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249;6.东北石油大学 地球科学学院,黑龙江 大庆 163318

准噶尔盆地南缘(简称准南)油气勘探历史悠久,是中国最早开展勘探的地区之一,上世纪30年代独山子油田的发现标志着准噶尔盆地现代石油工业正式起步。长期以来,准南勘探以中、上组合为主要对象,发现了独山子、齐古、卡因迪克等油田以及呼图壁、玛河等气田,并同时发现了吐谷鲁、霍尔果斯、安集海等一系列含油气构造[1-2]。2008年以来,准南下组合白垩系与侏罗系的深层—超深层油气勘探逐步深入,先后钻探的XH1井、DS1井和DF1井在下组合储层内部均见良好油气显示。2019年GT1井在下白垩统清水河组(5 768～5 775 m)获得重大勘探突破,开创了准噶尔盆地油气勘探里程碑,创造了当年中国陆上碎屑岩单井直井产量之最。尽管处于深埋条件,但测井解释结果显示GT1井清水河组储层孔隙度仍可达18.4%,而埋深更大的头屯河组储层平均孔隙度也可达10%,表明准噶尔盆地南缘深层—超深层(±6 km)仍可发育优质的高效储层[3-6]。然而,准噶尔盆地南缘位于北天山山前前陆冲断带内部,具有较为复杂的构造和地层埋藏演化过程,使得储层成岩演化及物性控制因素极为复杂[7]。目前,清水河组深层储层勘探程度较低,而有关清水河组深层—超深层储层埋藏成岩演化规律尚不明确,成岩作用对优质储层形成的影响[8-9]、优质储层成因仍不清,制约了后续油气勘探的深入。尽管前期部分学者针对其成岩作用及控制因素进行了一定研究,但有关成岩作用如何控制深层—超深层储层孔隙演化及不同成岩相类型与储层质量间的相关性尚无系统研究[10-12]。

据此,基于多种实验技术手段并结合前期相关研究认识,本次对准噶尔盆地南缘西段高泉地区深层—超深层清水河组碎屑岩储层开展岩石学特征、储集特征、成岩作用等方面的精细研究,在此基础上建立其成岩演化序列,划分储层成岩相类型,并综合探讨不同成岩相的孔隙演化过程,以期为揭示准南冲断带深层—超深层优质储层成因、明确有利储层发育区及油气勘探精细评价预测提供科学依据和理论支撑。

1 地质概况

准噶尔盆地南缘西段四棵树凹陷勘探面积约6 300 km2(图1a),其北部紧邻车排子凸起,东部为霍玛吐背斜带、呼安背斜带和齐古褶皱带,南部与依林黑比尔根山相接[4],而本次研究重点聚焦于四棵树凹陷南部高泉地区的GT1井区(图1b)。准南白垩系自下而上发育下统清水河组(K1q)、呼图壁河组(K1h)、胜金口组(K1s)、连木沁组(K1l)和上统东沟组(K2d)。其中目的层清水河组埋藏深度在5～6km,其底部发育区域连片的砂砾岩段(图1c-d),受到自南西向北东方向的物源控制,主要为扇三角洲砂砾岩、砂岩成因,而砂砾岩段向上过渡为区域湖侵作用所形成的稳定泥岩段沉积,储盖空间匹配十分有利。由于埋藏深度大,准噶尔盆地南缘下组合异常地层超压普遍发育,而高泉地区下组合(包括清水河组)地层压力系数为1.69～2.28,平均值为2.07,属于明显的强超压地区。

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

高泉地区各钻井取心储层薄片鉴定显示,储层成分成熟度低,砂岩储层以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主(图2a),储层内部石英含量为3%～40%,平均为17.94%;长石含量为1%～33%,平均为15.17%;岩屑含量为30%～96%,平均为65.97%。其中长石碎屑以斜长石为主,钾长石次之;岩屑以火山岩岩屑为主,其中凝灰岩岩屑占主体,其含量占比在25%～92%,平均值为60.85%(图2b),而沉积岩与变质岩岩屑占比较低,平均值不足10%。此外,清水河组碎屑岩储层以砂砾岩为主,储层厚度占比达到60.95%,其次为砂岩和粉砂岩,二者占比分别为25.75%和15.25%(图2c)。储层碎屑颗粒磨圆度以次圆状为主,其次为次棱角状—次圆状。整体而言,储层表现为“高岩屑—低长石—低石英”的低成分成熟度和中等结构成熟度特征。

高泉地区清水河组储层内部填隙物总含量介于2%～17%之间,平均值为6.57%,其中胶结物类型包括方解石、铁方解石、自生石英、赤铁矿等,杂基以粒间凝灰质杂基为主。就不同类型填隙物比例特征来看,凝灰质杂基相对含量占比35.68%,而胶结物中方解石相对含量占比23.31%、黄铁矿相对含量占比19.27%、铁方解石相对含量为9.78%、赤铁矿相对含量为8.92%、自生石英相对含量为2.16%(图2d)。此外,储层内自生黏土矿物以伊利石为主(相对含量为49.07%),其次为伊/蒙混层(相对含量为27.69%)和绿泥石(相对含量为16.07%),高岭石的相对含量最低,为7.15%。

2.2 储集空间类型

准南高泉地区清水河组碎屑岩储层储集空间类型包括原生孔隙、次生孔隙和微裂缝三大类。根据62块岩石铸体薄片统计分析发现,研究区清水河组储层储集空间中原生粒间孔隙占比53%,次生溶蚀孔隙占比36%,微裂缝占比11%,而在次生溶孔中,粒内溶孔占比为60%,粒间溶孔占比为40%。整体而言,原生孔隙是研究区清水河组的主要储集空间类型。

2.3 物性特征

高泉地区5口钻井的清水河组储层岩心样品物性测试分析数据显示,储层孔隙度为0.78%～17.4%,平均值为6.2%;渗透率为(0.011～257)×10-3μm2,平均值为7.45×10-3μm2(图3a-b),储层整体表现为低孔—低渗型的致密储层。虽然清水河组碎屑岩储层整体表现为低孔—低渗特征,但从孔隙度与渗透率的散点交会图可以看出,仍有部分储层样品的孔隙度介于10%～15%之间,渗透率介于(10～50)×10-3μm2之间(图3c),即在深埋超6 km的背景下,准噶尔盆地南缘清水河组仍可发育典型的超深层优质储层,使其仍可保存相对较高的孔隙度与渗透率。

图3 准噶尔盆地南缘西段高泉地区白垩系清水河组储层物性特征

3 成岩作用类型及特征

成岩作用对埋藏后储层储集空间及物性的演化均会产生重要的影响作用[13-14]。具体而言,碎屑沉积物堆积后,随埋藏深度加大,进入与原始沉积时期不同的成岩环境。因此,在温度、压力、流体性质等因素不断发生变化的条件下,沉积物组分之间、沉积物组分与孔隙水之间会发生一系列的成岩变化[15-16]。本次研究通过镜下薄片鉴定、扫描电镜观察并结合能谱分析,对准噶尔盆地南缘高泉地区清水河组砂砾岩储层主要发育的成岩作用类型,即机械压实作用、胶结作用和溶解作用进行系统分析。

3.1 压实作用

研究区清水河组砂砾岩储层埋藏深度较大,普遍经历了中等强度的压实作用[17-20],主要表现为颗粒(如石英、长石)发生破碎(图4a)及塑性颗粒(如泥岩碎屑、云母)的弯曲变形(图4b)。通常在埋藏过程中,随着上覆地层有效应力的增大,骨架颗粒将重新排列,碎屑颗粒间的接触方式逐渐由点接触调整为线接触,使得原生孔隙大量减少,储层的孔隙度及渗透率在短时间内迅速下降。但值得注意的是,清水河组底部砂砾岩储层大砾石颗粒间普遍充填粒度较小的碎屑颗粒,进而使得颗粒间接触面积大大增加,清水河组砂砾岩储层的这种粒度结构特征虽然一定程度上造成初始孔隙度较低,但却使得机械压实所造成的孔隙度损失相对较小,使得砂砾岩储层在较大的埋藏深度下仍存在相当数量的剩余粒间孔。

图4 准噶尔盆地南缘西段高泉地区清水河组砂砾岩储层成岩作用

3.2 胶结作用

高泉地区清水河组砂砾岩储层胶结作用类型多样,胶结作用对储层的物性同样起重要的控制作用。按胶结物的类型,清水河组储层内部主要发育硅质胶结(自生石英微晶和石英次生加大)、碳酸盐胶结、铁质胶结和黏土矿物胶结。

3.2.1 硅质胶结

硅质胶结是碎屑岩储层中普遍存在的自生胶结矿物类型之一。研究区清水河组碎屑岩储层中的硅质胶结作用较为常见,但整体含量较低。硅质胶结物的类型包括自生微晶石英与石英次生加大边。石英加大边主要沿石英碎屑颗粒的边缘呈“半包围”状态生长,由于存在“尘线”边缘,因此,可以与颗粒边缘相区分(图4c)。另一种硅质胶结物自形微晶石英常与火山凝灰质杂基相伴生,自形程度较好(图4d)。

3.2.2 碳酸盐胶结

研究区清水河组碎屑岩储层碳酸盐胶结以方解石、铁方解石胶结为主。其中方解石平均含量为23.31%,铁方解石平均含量为9.78%。自生方解石胶结物存在两种产出状态,一种以斑状形态充填于粒间孔隙,结晶程度差,较为常见(图4e);另一种以脉状形态充填于粒间孔隙内部,矿物晶形好,但不常见(图4f)。铁方解石主要沿方解石外侧分布,部分可见铁方解石交代方解石现象(图4g)。

3.2.3 铁质胶结

铁质自生胶结物在清水河组储层中常见,主要发育黄铁矿与赤铁矿两种类型。黄铁矿胶结物可区分为早、晚两期,早期黄铁矿由于颗粒间孔隙大且连通性好,使其分布面积大,呈斑状充填于粒间孔隙内部(图4h)。而晚期自生黄铁矿由于受压实作用影响,呈较小的球粒状充填孔隙或交代颗粒边缘(图4i)。赤铁矿镜下单偏光呈褐色,反射光下呈砖红色,反映清水河组埋藏演化过程中存在过暴露的氧化环境(图4j)。

3.2.4 黏土矿物胶结

研究区清水河组储层自生黏土矿物胶结物种类多样,包括绿泥石、伊利石、伊/蒙混层和高岭石。其中绿泥石自形程度较高,呈叶片状覆盖于颗粒表面(图4k),有助于增强储层的抗压实性,并且可抑制自生石英的生长,进而使得粒间孔隙得以一定程度保存(图4n),但绿泥石包壳厚度较大时,也会堵塞喉道,减小有效储集空间。高岭石通常呈书页状充填在原生粒间孔及次生溶蚀孔之中,高岭石之间的晶间孔也可以作为有效的储集空间(图4l)。伊利石及伊/蒙混层黏土矿物常以搭桥状、蜂窝状附着于颗粒表面(图4m)。

3.3 溶蚀作用

储层中的碎屑矿物可以通过溶蚀作用形成次生孔隙进而改善储层物性质量。清水河组储层内部碎屑颗粒溶蚀以凝灰岩岩屑溶蚀为主,镜下常见凝灰岩岩屑内部的长石质晶屑或玻屑被“选择性”溶蚀,其次为长石颗粒的溶蚀(图4o)。而杂基溶蚀作用指的是颗粒间的火山凝灰质杂基发生溶蚀(图4c-d),杂基溶蚀后形态呈不规则状,可见不规则“丝缕状”与“蜂窝状”(图4p)。

3.4 破裂作用

清水河组碎屑岩储层破裂作用属压实及构造挤压成因,表现为碎屑颗粒内部的压碎缝、粒内缝及粒缘缝,部分裂缝延伸距离较远并且出现分叉,呈相互切割状。此外,储层内部裂缝宽度一般不大,多在0.1～0.5 mm之间,个别微裂缝宽度小于1 μm(图4a,i,l)。裂缝的发育对于改善储层物性,特别是渗透率具有重要意义。同时还可见沿裂缝发育的碎屑颗粒溶蚀现象(图4l),说明裂缝除可扩大储层孔隙空间外,对于促进次生孔隙的发育具有一定积极意义,其可以起到沟通并促进酸性成岩流体循环渗流的作用,导致储层物性具有一定程度的改善。

4 储层成岩演化序列

4.1 自生成岩矿物期次

4.1.1 硅质胶结

自生微晶石英形成于早成岩期,储层内部凝灰质成分中富含SiO2、Al2O3、CaO、K2O、FeO、Na2O等化合物,在相对低温的酸性条件下(<50 ℃)发生水化蚀变,并释放出SiO2形成无定形硅,后无定形硅发生重结晶,形成自生的微晶石英。

石英次生加大边存在两期胶结特征(图5a),具体而言, Ⅰ期石英加大边相对富含TiO2、FeO,而Al2O3含量低,其中TiO2含量能反映地表风化强度,较高的TiO2含量表明该期石英加大与沉积初期或构造抬升期的地表大气淡水成因有关,孔隙间凝灰质火山灰发生地表溶蚀而析出Fe元素,进而使早期硅质加大边中富含Fe元素(图5b)。相比而言,Ⅱ期石英加大边TiO2、FeO含量相对低,而Al2O3含量高,说明该期石英加大边可能与埋藏过程中深部酸性流体(有机酸)溶蚀长石矿物有关(图5b)。上述两期石英次生加大也说明研究区清水河组存在两期酸性成岩流体环境。

图5 准噶尔盆地南缘西段高泉地区GHW001井清水河组砂砾岩不同期次石英加大边特征

4.1.2 方解石胶结

研究区方解石胶结存在两期,Ⅰ期方解石主要呈孤立的“点状”充填于粒间孔隙内部,具有较低的Mn/Fe比,为早期的大气淡水淋滤成因的自生方解石,形成时间早,并形成于较为开放的成岩环境(图6a)。Ⅱ期方解石以连晶状方解石为主,晶体大自形程度高,具有较高Mn/Fe比,表明该期方解石的形成与深部流体有关(图6b)。上述两期方解石胶结过程同样揭示了研究区清水河组存在早、晚两期碱性成岩流体环境。

图6 准噶尔盆地南缘西段高泉地区GHW001井清水河组砂砾岩不同期次方解石胶结物特征

4.2 成岩流体期次

碳酸盐胶结物的碳氧同位素数据显示,清水河组多数岩心样品与野外露头样品中的方解石“碳”来源包括大气淡水淋滤成因和有机质热脱羧成因[21-23](图7)。上述分析进一步验证了研究区清水河组演化过程中存在大气淡水与有机酸2种成岩流体成因。

图7 准噶尔盆地南缘西段高泉地区 清水河组碳酸盐胶结物的成因图版 据文献[23]修改。A.有机质热成熟脱羧成因;

流体包裹体特征与均一温度显示,清水河组碎屑岩储层中流体包裹体主要发育于石英微裂缝、石英次生加大边和方解石胶结物中,可区分出气态烃包裹体及伴生的含烃盐水包裹体[24-25](图8a-d)。与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度测定表明,清水河组超深层碎屑岩储层存在两期烃类充注,第一期烃类充注的均一温度峰值介于90～100 ℃,时间为距今9～8 Ma,为主要生烃时期(图8e);第二期烃类充注的均一温度峰值介于140～150℃,时间为距今2～1Ma(图8f),均处于晚期快速深埋阶段。

图8 准噶尔盆地南缘西段高泉地区GHW001井清水河组流体包裹体特征与均一温度

4.3 成岩演化阶段及成岩序列

准南高泉地区清水河组储层优势相带为分流河道砂砾岩,并且由于水动力较强,分流河道迁移频繁,使得砂砾岩在垂向及横向呈厚层叠置状[4],河口坝砂岩及席状砂/远砂坝粉砂岩由于分流河道的频繁切割致使发育程度较差,整体占比较低(图2c)。从物性数据看(表1),分流河道砂砾岩孔隙度平均值为8.2%,渗透率平均值为8.7×10-3μm2;河口坝砂岩孔隙度平均值为5.5%,渗透率平均值为2.4×10-3μm2;而粉砂岩孔隙度平均值为4.3%,渗透率平均值仅为0.8×10-3μm2。整体而言,优质储层岩性类型以砂砾岩为特征(图9),同时勘探实践表明,油气主要在砂砾岩储层内产出,而部分砂岩及粉砂岩由于物性极差,难以作为储层。因此,本次研究以砂砾岩为代表,进行储层成岩演化分析。

表1 准噶尔盆地南缘西段高泉地区清水河组不同相带物性特征

图9 准噶尔盆地南缘西段高泉地区清水河组不同岩性储层平均孔隙度和平均渗透率特征

具体而言,清水河组储层镜质体反射率Ro值由浅部到深部保持在 0.5%～1.0%之间,平均为 0.7%。伊/蒙混层比为10%～65%,平均值为 29.2%[19-20]。因此,依据碎屑岩成岩阶段划分标准,尽管高泉地区清水河组的砂砾岩储层埋深较大,但成岩阶段主要处于中成岩A期,部分储层的成岩演化阶段仍处于早成岩B期。本次研究在薄片观察的基础上,以区域地层埋藏史为约束条件[26],系统恢复了高泉地区清水河组砂砾岩储层成岩演化序列(图10)。

整体上研究区清水河组埋藏过程可划分为4个阶段:(1)长期浅埋阶段,距今140～70 Ma,地层缓慢沉降至约500 m,地层温度小于30 ℃,属早成岩阶段;(2)构造抬升至近地表阶段,距今70～40Ma,地层被抬升至近地表,仍处于早成岩阶段;(3)正常持续深埋阶段,距今40～14 Ma,地层温度介于30～50 ℃之间,储层仍处于早成岩阶段;(4)晚期快速深埋阶段,距今14 Ma至今,地层温度介于50～150 ℃之间,储层快速达到中成岩阶段(图10)。

就不同埋藏阶段各成岩作用演化来看,埋藏初始阶段,由于地表处于温暖—湿润的气候环境,降雨量充沛,湖盆水体呈现弱酸性。大气淡水对长石、岩屑等不稳定组分进行溶蚀,形成次生孔隙(图4o)。伴随着埋藏深度的增加,清水河组砂砾岩储层进入长期浅埋阶段,凝灰岩岩屑、颗粒间的凝灰质杂基可发生水解蚀变作用,使得成岩流体内部碱性金属阳离子含量不断增加,因此,该阶段储层整体表现为碱性成岩流体环境。在碱性流体条件下,大量凝灰岩岩屑及杂基水解游离出的 Ca2+、Fe2+、Mg2+可促使早成岩期颗粒表面形成“绿泥石包壳”(图4n),同时在早期粒间凝灰质杂基溶孔内部形成孤立的“点状”方解石(图4e),并随着埋藏深度增大脱离地表氧化环境,可见“斑状”黄铁矿充填粒间孔隙(图4h)。

构造抬升阶段,由于地层埋藏深度浅,储层再次接受大气淡水淋滤作用,对储层内部不稳定碎屑组分、凝灰质杂基和早期方解石进行溶蚀,进而形成次生孔隙。同时构造抬升使储层埋藏深度接近地表,早期“斑状”黄铁矿受到一定的氧化作用而转变为赤铁矿(图4j)。

正常深埋阶段,伴随着埋藏深度的增加,大气淡水不断被消耗,金属离子含量增高,促使连晶式方解石胶结的出现(图4f),部分方解石的外侧会形成一定含量的铁方解石(图4g),并对早期方解石进行交代。

快速深埋阶段,随着地层内有机质逐渐成熟释放有机酸,储层进入中成岩A阶段。有机酸的释放再次促进碎屑颗粒、凝灰质杂基及碳酸盐胶结物的溶蚀(图4o,p),其中长石及岩屑的溶蚀可导致 “蠕虫状”高岭石的形成(图4l)。同时,温度的升高促进蒙脱石向伊/蒙混层和伊利石转化,并形成 “搭桥状”伊利石(图4m)。从清水河组镜质体反射率和伊/蒙混层比来看(图10),目前有机质仍处于低成熟—半成熟状态,仍可排出有机酸,因此,该阶段仍处于酸性的成岩环境。

5 成岩相及孔隙演化

5.1 储层成岩相类型划分

成岩相是成岩环境的物质表现,是沉积物在特定沉积和物理化学环境中,在成岩与构造等作用下,经历一定成岩作用和演化阶段的产物,包括岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝等特征的综合。通常成岩相包括2个方面的内容,即成岩环境及在该环境下的成岩产物。根据研究区清水河组砂砾岩储层的主要成岩矿物共生组合类型及孔隙发育特征,共划分出4种典型的成岩相类型。

5.1.1 强压实相(Ⅰ类)

强压实相以压实作用为主,颗粒呈线—凹凸接触(图11a,b),胶结作用与溶蚀作用相对较弱,以颗粒间的水云母化凝灰质杂基充填为主(图11c)。储层致密化完全受控于压实作用,溶蚀作用对储层质量改善无影响,因此,物性普遍较差。

5.1.2 钙质/铁泥质强胶结相(Ⅱ类)

钙质/铁泥质强胶结相以较强的方解石胶结(图11d)及方解石与铁泥质(黄铁矿及其赤铁矿化)混合胶结为主(图11e),常见在铁泥质填隙物中心部位的方解石转化为铁方解石(图11f),使得原生粒间孔隙保存程度较低。整体上,具有该成岩相的储层物性较差,但稍好于Ⅰ类成岩相。

5.1.3 凝灰质充填—弱溶蚀相(Ⅲ类)

储层内部充填大量凝灰质杂基,以孔隙充填的方式占据粒间孔隙,部分凝灰质杂基发生溶蚀,进而在杂基的内部形成次生溶蚀孔隙(图11g-h),部分溶蚀孔隙后期被Ⅰ期孤立“斑状”方解石充填(图11i)。储层整体压实作用与胶结作用中等,溶蚀作用集中发生在凝灰质杂基中,颗粒溶蚀较弱,储层物性中等。

5.1.4 弱压实—孔隙发育相(Ⅳ类)

该成岩相剩余粒间孔隙发育,孔隙内部相对干净,颗粒边缘平整,溶蚀作用弱(图11j-l)。部分粒间孔隙内的含凝灰质杂基可见明显的溶蚀作用,使得凝灰质杂基形态呈丝缕状或条带状,将粒间孔隙“二次释放”,对储层物性改善起到积极作用(图4p)。该类成岩相储层物性最好,为高泉地区清水河组典型的优质储层。

5.2 不同成岩相孔隙演化特征

以粒度、岩石铸体薄片和孔隙度为基础,结合储层埋藏演化史、成岩演化序列,并考虑各单因素对储层物性的影响作用,定量求取不同成岩作用在不同时期所造成的储层孔隙度变化值,并采用“反演回剥法”恢复储层在地质历史演化过程中各主要成岩阶段的孔隙度变化[27]。

在储层成岩演化序列的基础上,对物性演化阶段进行划分。首先通过储层粒度分析实验获取各储层样品的粒度分选系数S0值(粒度概率累计曲线上碎屑颗粒含量分别为25%和75%处所对应的粒径比值的平方根)。在此基础上,根据BEARD等[28]所建立的原始孔隙度Φ0和Trask分选系数S0的关系,计算各储层样品原始孔隙度:

Φ0=20.91+22.90/S0

(1)

通过物性分析测试实验获取储层样品现今孔隙度值,并依据储层岩石铸体薄片鉴定获取各样品剩余粒间孔相对百分含量、胶结物含量和溶蚀孔相对百分含量这3个参数值。根据研究区实测孔隙度与对应实测面孔率数据,建立面孔率—孔隙度转化关系式(图12),将从铸体薄片中得到的面孔率转化为孔隙度,从而得出各个成岩阶段孔隙度的变化量,并最终结合研究区的埋藏演化史曲线,建立不同成岩相的孔隙度演化曲线。

图12 准噶尔盆地南缘西段高泉地区 清水河组储层面孔率—孔隙度关系

(1)强压实相(Ⅰ类)。经计算,该成岩相储层初始孔隙度约为33.2%,随着地层埋深加大,早期压实作用减孔逐渐增强。在浅埋藏阶段,随着压实作用持续增强以及黏土矿物的胶结,孔隙度逐步降低;进入晚期快速深埋阶段,压实作用达到最强,此时由机械压实逐渐转化为化学压实,部分样品可产生压溶作用,孔隙度降至最低,虽然晚期有少量酸性流体注入,但是由于孔隙度低,孔喉连通性较差,使得溶蚀作用对储层物性的改善作用有限,现今孔隙度仅为2.2%,造成该成岩相的储层为研究区清水河组最差的储层类型(图13a)。

图13 准噶尔盆地南缘西段高泉地区清水河组不同成岩相孔隙演化模式

(2)钙质和铁泥质强胶结相(Ⅱ类)。该成岩相储层初始孔隙度约为33.5%,随着地层埋深增大,早期压实作用减孔不断增强。在浅埋藏阶段,受到碱性成岩流体影响,储层中产生大量方解石胶结,虽然早期也有部分酸性流体进入储层,但是溶蚀作用相对较弱,并且方解石胶结物可充填部分溶蚀孔。进入晚期快速深埋阶段,由于早期方解石胶结物的存在,使得储层抗压实能力较强,孔隙度未发生大幅降低,颗粒间接触关系未发生明显变化,虽然晚期有少量酸性流体注入,但是由于孔隙度低,孔隙连通性较差,使得溶蚀作用对储层物性的改善有限,现今孔隙度仅为5.1%,使得该成岩相的储层为研究区清水河组较差的储层类型(图13b)。

(3)凝灰质充填—弱溶蚀相(Ⅲ类)。该成岩相储层初始孔隙度约为33.1%,随着地层埋深增大,早期压实作用减孔不断增强。在浅埋藏阶段,大气淡水使得充填于孔隙中的凝灰质杂基遭受溶蚀,增加了一定的粒间溶孔。随着压实作用持续增强,孔隙度进一步降低,进入晚期快速深埋阶段,由于研究区储层内存在地层超压,使得储层抗压实能力增强,加之晚期有酸性流体注入,导致凝灰质杂基被溶蚀,进而形成粒间溶孔,使得储层物性得以改善,现今孔隙度为7.3%。因此,该成岩相储层为研究区清水河组的较优质储层(图13c)。

(4)弱压实—孔隙发育相(Ⅳ类)。该成岩相储层受到压实作用与胶结作用的减孔效果最弱,在镜下仅能观察到少量晚期碳酸盐胶结物和少量的粒间凝灰质杂基,剩余原生粒间孔隙最为发育。经计算,该成岩相储层初始孔隙度约为33.5%。在浅埋藏阶段,大气淡水注入,使得长石、岩屑等骨架颗粒被溶蚀,进而在早成岩期的浅埋阶段使储层内部形成大量次生溶孔。晚期快速深埋阶段,清水河组地层形成异常超压,使得储层具有一定的抗压实能力,粒间孔隙较为发育,为晚期有机酸的注入提供了良好的孔喉通道。而有机酸注入后将溶蚀长石、岩屑,进一步改善储层物性,储层现今孔隙度为8.8%。因此,该成岩相储层为研究区清水河组的典型优质储层(图13d)。

6 结论

(1)准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组储层以砂砾岩、砂岩为主。岩石中凝灰岩岩屑含量高,平均值65.97%。胶结物主要为方解石。储层平均孔隙度为6.2%,平均渗透率7.45×10-3μm2,整体表现为低孔—低渗型的致密储层,但局部仍有优质储层发育。

(2)储层的主要成岩作用类型为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中胶结类型又可分为硅质胶结、碳酸盐胶结、铁质胶结和黏土矿物胶结。溶蚀作用主要表现为凝灰质和长石的溶蚀。

(3)高泉地区清水河组埋藏方式表现为长期浅埋—晚期快速深埋,并可划分长期浅埋、构造抬升至近地表、正常深埋和快速深埋4个阶段,前三阶段对应于早成岩期,而快速深埋阶段对应中成岩期。

(4)高泉地区清水河组厘定了4种典型的成岩相,包括强压实相、钙质/铁泥质强胶结相、凝灰质充填—弱溶蚀相和弱压实—孔隙发育相,并以成岩相为约束建立清水河组碎屑岩储层孔隙演化模式,其中弱压实—孔隙发育相为高泉地区清水河组典型的优质储层,其次为凝灰质充填—弱溶蚀相。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’ Contributions

王剑、白雷、向宝力参与实验设计;鲜本忠、连丽霞完成实验操作;王剑、高崇龙、刘可参与论文写作和修改;王剑、刘金参与文中图件的制作、修改和矢量化。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by WANG Jian, BAI Lei and XIANG Baoli. The experimental operation was completed by XIAN Benzhong and LIAN Lixia. The manuscript was drafted and revised by WANG Jian, GAO Chonglong and LIU Ke. The production, modification, and vectorization of the images in the text were completed by WANG Jian and LIU Jin. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.