准噶尔盆地AH5井区八道湾组碳酸盐胶结物成因及对储层影响分析

于景维，丁 韦，张 欣，祁利祺，黄舒雅，张智越，张以勒

(1.中国石油大学(北京)克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000；2.新疆石油分公司采气一厂，新疆 克拉玛依 834000；3.新疆石油分公司百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

碳酸盐胶结物是碎屑岩常见的自生矿物，不同类型、期次以及赋存形式的碳酸盐胶结物对碎屑岩储层物性及含油性产生较大影响[1-3]。前人研究发现，碳酸盐胶结物对储层物性影响具有“双面性”，早期形成的连晶状碳酸盐胶结物会造成原生孔隙的大量损失，同时也增强岩石的抗压性，后期一旦有酸性流体进入储集岩石中，会对早期碳酸盐胶结物进行溶蚀，产生大量的次生溶孔，有利于油气大量聚集[4-6]。由于碳酸盐胶结物的形成机制不明确，造成碳酸盐胶结物成分、含量及分布规律模糊，难以对富碳酸盐胶结物的储层进行进一步有效评价和预测，一直困绕油气勘探开发相关研究人员。

AH5井区八道湾组逐渐成为致密油藏勘探开发的新战场，自2018年以来部署的AH5井、AH501井等在下侏罗统八道湾组获得工业油流，2019年先后在玛18井区实施老井恢复试油5井5层获工业油流，拓展了盆地规模增储的新领域。由于井区内八道湾组储层受碳酸盐胶结物影响，储层微观非均质性极强，前人虽然对储层孔隙结构进行定量评价[7]，但未针对造成复杂孔隙结构的原因进行研究，碳酸盐胶结物的形成机理模糊，导致储层有效评价和预测工作受阻。在前人的研究基础上，本次研究基于岩石、铸体、荧光薄片以及碳酸盐胶结物和天然气的同位素分析等资料，对碳酸盐胶结物类型、期次以及成因进行分析，探讨碳酸盐胶结物对储层物性和含油性的影响，为下一步油气勘探领域的深化提供地质指导。

1 地质背景

准噶尔盆地为西部地区重要的含油气盆地之一[8-10]，随着勘探方向从“正向构造走向凹陷区”，盆内富烃凹陷成为重点关注对象[11-12]，尤其是位于盆地西北缘的玛湖凹陷斜坡区成为近些年油气勘探的主战场之一[13-16]。研究区AH5井区面积约153 km2，位于玛湖凹陷西斜坡，南北分别同玛纳斯湖和玛18井区相接，整体构造较为平缓，局部表现为断鼻和背斜构造(图1)。受发育于二叠纪早期的百口泉断裂、南白碱滩断裂以及克拉玛依断裂挤压影响[17-18]，区内发育多条沟通油源的深大断裂，为油气藏形成提供油气运移保障。研究区钻遇的最新和最老地层分别为白垩系吐谷鲁群和二叠系佳木河组，下侏罗统八道湾组厚度分布范围为220～320 m，底界同下伏三叠系白碱滩组呈不整合接触，同上覆三工河组呈整合接触。根据岩性组合和测井曲线特征，八道湾组自下而上可分为5个砂层组。本次研究目的层为八道湾组五段(J1b5)(图1)，埋深在2700 m以下，发育宽缓背景下近物源辫状河三角洲沉积体系，通过区内3口取心井的近200 m的岩心资料，可识别辫状河三角洲平原和前缘沉积亚相以及分流河道、水下分流河道等5种沉积微相。岩性整体以砂砾岩沉积为主，中部发育约10 m厚的煤层，泥岩厚度小于10 m，垂向上夹于砂砾岩中。储集砂体为大套砂砾岩及薄层砂岩，总厚度约47.5 m，区内厚度受地形影响变化不大。单套砂体同上覆泥岩呈现正旋回特征，构成有效储盖组合，有利于大面积岩性油气藏的形成。

图1 准噶尔盆地构造图(a)、研究区位置图(b)和AH5井综合柱状图(c)[7]

2 样品选择及分析方法

对研究区3口取心井中(水下)分流河道储集砂体进行取样，选取88块样品进行岩石薄片磨制。其中71块样品通过Axio Scope A1偏光显微镜，利用面积估算法进行岩石成分鉴定与统计，40块样品进行普通岩石薄片分析，31块样品进行铸体薄片分析；利用茜素红和铁氰化钾对岩石中铁方解石和铁白云石进行区分，铁方解石呈现深红色，铁白云石呈现蓝色。剩余17块样品通过LEICA DMRX偏光荧光显微镜进行荧光薄片分析。选取104块样品通过ES-V型气体渗透率测量仪进行岩石物性分析。选取5块样品通过Delta V Advantage同位素质谱仪进行天然气同位素分析，包括甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷和正丁烷的碳同位素分析。以上分析均在新疆油田实验检测研究院完成。

基于上述样品的分析结果，选取10块富碳酸盐胶结物的样品通过Thermo fisher 253 plus稳定同位素质谱仪，利用磷酸法进行C和O同位素测试，最终通过校正得到相应国际标准PDB值。上述分析在中国石油勘探开发研究院实验中心完成。

3 结果与讨论

3.1 岩石学特征

研究区八道湾组储集岩石类型丰富，包括砾质储层(砂砾岩、含砂砾岩、砂质砾岩和砾岩)(图2(a)—(c))和砂质储层(细砂岩、细中砂岩、中砂岩和含砾中-粗砂岩)(图2(d)、(e))，以砾质储层为主，砾石成分复杂，以凝灰质为主，分选较差，磨圆以次棱角-次圆状为主。砂质储层岩石主要为长石质岩屑砂岩，岩屑平均相对体积分数接近60%，成分以凝灰质为主。受近源快速沉积的影响，储集岩石成分成熟度和结构成熟度较低，同时储层整体含油饱和度较低，平均含油饱和度为13.4%，砂质储层含油饱和度明显好于砾质储层[7]。

图2 研究区八道湾组储集岩石特征

通过40块样品的普通薄片以及31块样品的铸体薄片观察，发现八道湾组储层胶结物类型多样，包括铁白云石、方解石、菱铁矿、硅质(常见石英次生加大)以及黏土矿物(常见高岭石，局部富集绿泥石)。胶结物体积分数分布于0～28%，平均体积分数为2.97%(碳酸盐胶结物约占95%)，其中铁白云石体积分数占到1.78%，方解石体积分数占0.68%，菱铁矿体积分数占0.34%。

菱铁矿(FeCO3)的赋存形式有两种，一种为泥晶状菱铁矿(图3(a))，一种为团粒菱铁矿(图3(b))，后者最为常见。泥晶状菱铁矿结晶程度较差，不均匀分布于颗粒边缘，该形式的菱铁矿仅见于致密的砂质砾岩，往往为成岩早期产物；团粒菱铁矿结晶程度较好，各菱铁矿球粒之间紧密接触，同铁白云石均匀分布于粒间孔隙，常见于砂砾岩内，形成时间较晚。

图3 研究区八道湾组碳酸盐胶结物显微照片

方解石(CaCO3)的赋存形式有两种，一种为连晶状方解石(图3(c))，一种为充填粒间及粒内孔隙的铁方解石(图3(d))，后者较为常见。连晶状方解石分布于颗粒边缘，体积分数较高，颗粒之间往往很少接触，也常见方解石对长石和岩屑的交代，推测为成岩早期产物；充填粒间及粒内孔隙的铁方解石形成时间晚于连晶状方解石，体积分数相对较低。

铁白云石(Ca(Mg，Fe)(CO3)2)的赋存形式单一，常以充填粒间孔隙和粒内溶孔的方式存在(图3(e))，交代砂砾岩内长石和岩屑(图3(f))，结晶程度较好，局部受到溶蚀，发育次生溶孔，往往在较晚的成岩阶段形成。

3.2 碳酸盐胶结物C、O同位素特征及成因分析

前人利用碳酸盐矿物的C、O同位素的组成特征直接或者间接反映其形成时古盐度、古温度和碳来源[19-21]。研究区八道湾组储层胶结物C、O同位素分析结果(表1)表明，团粒菱铁矿的δ13CPDB分布于-10.3‰～-11.2‰，δ18OPDB分布于-18.1‰～-18.4‰。由于方解石含量较低，本次研究测试铁方解石的C、O同位素，δ13CPDB分布于-11.2‰～-10.1‰，δ18OPDB分布于-19.5‰～-18.5‰；铁白云石的δ13CPDB分布于-6.5‰～-13.6‰，δ18OPDB分布于-19‰～-21‰。利用Keith and Weber提出的古盐度计算公式[22]，发现样品的Z值分布于88.9～104.4，明显小于120，认为八道湾组储层中碳酸盐胶结物的成岩流体主要为淡水环境。

表1 研究区八道湾组碳酸盐胶结物C、O同位素组成

通过Shackleton利用δ18OPDB计算矿物沉淀古温度公式，发现样品中团粒菱铁矿的形成温度为112～114.4 ℃，铁方解石的形成温度为115.3～123.4 ℃，铁白云石的形成温度为119.3～136.1 ℃(表1)。八道湾组储层颗粒间的接触关系以线接触为主(图2)，孔隙类型以次生孔隙为主[7]，伊蒙混层间层比分布于20%～40%[7]，石英次生加大普遍(图3)，综合古温度、胶结物类型、颗粒间的接触关系、孔隙类型、伊蒙混层比以及石英次生加大等多方面因素，以中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5477—2003《碎屑岩成岩阶段划分》为标准，判断八道湾组储层的成岩阶段主要处于中成岩A期。

根据Friedmani提出的δ18OSMOW计算公式[23]，菱铁矿δ18OSMOW分布于11.9‰～12.2‰，铁方解石δ18OSMOW分布于10.8‰～11.8‰，铁白云石δ18OSMOW分布于9.2‰～11.3‰，都远大于早期的大气淡水、地层水以及矿物转化水的δ18OSMOW值[24]；结合镜下观察中沥青充填的现象(图3(b)和(f))，反映出碳酸盐胶结物的形成主要受到深部流体的影响。

碳酸盐矿物的碳来源同δ13CPDB关系密切[21]，有机成因的δ13CPDB值约为-25‰，无机碳来源的δ13CPDB值分布于-2‰～6‰[19]。研究区八道湾组碳酸盐胶结物δ13CPDB分布于-13.5‰～-6.5‰，推测碳来源可能为无机和有机综合成因，但受有机成因影响较明显。天然气甲烷的碳同位素也可间接反映碳来源[25]。通过对研究区AH501井天然气碳同位素分析，发现甲烷的δ13CPDB平均值为-40.3‰，也反映碳酸盐胶结物中碳来源主要为有机成因。将研究区八道湾组的相应同位素值绘制碳来源图解，发现团粒菱铁矿、铁方解石和铁白岩石均落于沉积岩混染-脱羟基作用范围内(图4(a))，表明碳酸盐胶结物的碳主要和深部热流体以及有机酸脱羟作用有关(图4(b))。前人认为有机质处于高成熟阶段后，在中晚成岩阶段由于碳同位素分馏作用可以使羟基碳富集而使δ13CPDB升高[26]，结合上述碳酸盐矿物形成温度推出的成岩作用阶段，也认为碳酸盐中碳来源主要为有机成因。

图4 研究区八道湾组储层碳酸盐胶结物成因判别图

综上所述，早期成岩阶段(20～85 ℃)，凝灰质成分的大量水解为碳酸盐的形成带来充足的Fe2+、Ca2+等物质基础，大气淡水以及有机质的生物化学分解会提供丰富的CO32-，有利于大量碳酸盐矿物沉淀。但八道湾组作为典型的煤系地层，会导致成岩环境逐渐偏酸性，因此在该阶段菱铁矿和方解石局部快速沉淀，受沉积空间影响，碳酸盐的结晶程度会有差异。进入到中成岩阶段，煤和泥岩中有机质继续发生热解，尤其在低能键的位置上首先发生热解[27]，造成脱羧和脱水效果，产生有机酸和CO2并通过裂缝或者高渗通道输送到储集砂体中；CO2在高温下部分溶解生成碳酸，导致早期形成的连晶状碳酸盐、大量长石和凝灰质岩屑会遭受强烈溶蚀(图3(e)和(f))；另外，黏土矿物也会发生转化。以上现象的发生会为储集层中提供大量的Fe2+、Ca2+以及Mg2+，在富含CO2孔隙水条件下，大量含铁的碳酸盐胶结物析出，充填粒间或者粒内孔隙。由此可见，碳酸盐中碳来源为有机和无机成因混源，以有机碳源为主。

3.3 碳酸盐胶结物对储层的影响

AH5井区八道湾组储层储集能力较差，孔隙度和渗透率的相关性较弱，孔隙度分布于3.1%～13.9%，平均为7.8%；渗透率分布于0.015×10-3～145×10-3μm2，平均为3.9×10-3μm2，整体属于特低孔特低渗储层。前人通过分析八道湾组成岩作用，认为压实作用是储层致密化的最重要因素，导致孔隙度损害率平均在68%以上；胶结作用是造成储层进一步致密化的关键因素，导致孔隙度的损害率平均为 18.3%[12]。经过上述分析，认为成岩早期，煤系地层内碳酸盐矿物在有限空间内迅速沉淀，在埋藏期后受到压实作用影响，岩石逐渐致密，酸性环境、空间的局限以及物质基础的缺乏难以使碳酸盐胶结物继续大面积发育，类似于泥晶状菱铁矿、连晶方解石只能在局部出现，物性相对较差；燕山运动造成地层抬升，热液通过断裂上涌，对碳酸盐胶结物造成一定程度的溶蚀，减缓压实及压溶作用对储层物性的破坏；随着成岩阶段逐步加深，煤系地层中有机质的持续热解会产生酸性流体，通过深大断裂进入八道湾组储层中，造成成岩环境由密闭趋向开放，流体对长石、岩屑等易溶成分以及成岩早期富集的碳酸盐胶结物进行强烈溶蚀，出现大量次生溶孔，一定程度上提升储层储集空间；矿物溶解的同时释放大量Fe2+、Ca2+以及Mg2+，与高压条件下游离态CO32-进行结合，在温度、压力和水中CO2含量相同条件下，方解石的溶解度要大于白云石和菱铁矿[28]，因此会形成以铁白云石、菱铁矿为主的碳酸盐胶结物占据大量的次生溶孔现象，造成储层物性进一步变差(图5)。

图5 研究区八道湾组埋藏史及成岩演化(AH5)

在岩心观察基础上，通过岩石和铸体薄片的分析，发现有碳酸盐胶结的储层，胶结物类型的不同造成储集性能有较大差异。以AH501井常见的岩石组合为例(图6(a))，底部砂砾岩过渡到中部含砾砂岩及砂岩，再过渡到上部泥岩夹炭质夹层，整体为正旋回沉积。通过相应薄片资料和物性分析，发现上部靠近泥岩部分的砂质储层胶结物以菱铁矿+铁白云石为主(图6(b))，该深度储层孔隙度为9.3%，渗透率为0.201×10-3μm2；中部砂质储层以铁白云石胶结为主，偶见菱铁矿(图6(c))，该深度储层孔隙度为9.9%，渗透率为0.402×10-3μm2；底部砂砾岩主要为铁白云石胶结(图6(d))，该深度储层孔隙度为10.5%，渗透率为0.978×10-3μm2。碳酸盐胶结类型受控于水动力环境、岩石分选以及裂缝发育。底部砂砾岩反映水动力较强，但岩石颗粒分选较差，导致压实对岩石物性破坏较强，后期受构造运动影响发育裂缝，成岩环境逐渐开放，酸性流体对于长石、岩屑等易溶矿物进行溶蚀，孔隙类型以次生溶蚀孔为主，大量铁白云石胶结充填溶孔；随着水动力稍微减弱，岩石颗粒分选较好，岩石抗压实能力较强，孔隙类型可见剩余粒间孔和次生溶蚀孔，成岩环境较为开放，大量铁白云石充填孔隙，孔隙度变化较少，但胶结物充填改变储层孔隙结构，降低储层渗透率；随着水动力进一步减弱，泥质成分含量较高，岩石颗粒分选变差，造成压实对物性破坏明显，成岩环境较为封闭，受溶蚀影响不大，铁白云石和菱铁矿充填孔隙，造成储层物性进一步下降。通过薄片进一步观察，发现碳酸盐胶结物以铁方解石为主的储层(占比8%)，孔隙度为3.1%，渗透率为0.015×10-3μm2。碳酸盐胶结物以团粒状菱铁矿为主的储层(占比15%)孔隙度分布于4.6%～6.3%，平均孔隙度为5.5%；渗透率分布于0.069×10-3～0.091×10-3μm2，平均渗透率为0.08×10-3μm2。碳酸盐胶结物以“菱铁矿+铁白云石”为主的储层孔(占比15%)隙度分布于4.9%～9.5%，平均孔隙度为5.9%；渗透率分布于0.090×10-3～0.391×10-3μm2，平均渗透率为0.191×10-3μm2。碳酸盐胶结物以铁白云石为主的储层(占比62%)孔隙度分布于6.2%～12.8%，平均孔隙度为8.7%；渗透率分布于0.051×10-3～1.25×10-3μm2，平均为0.442×10-3μm2。整体上发现碳酸盐胶结的储层物性较差，其中以铁白云石为主的储层最为常见，物性相对最好。

图6 研究区八道湾组胶结物垂向分布特征

前人利用分形维数定量表征储层孔隙结构，发现孔隙结构同含油性有一定关系，分形维数越靠近3，孔隙结构越复杂，储层含油性就差[7]。研究区碳酸盐胶结物以团粒状菱铁矿和铁方解石为主的储层分形维数大于2.8；碳酸盐胶结物以“菱铁矿+铁白云石”和铁白云石为主的储层分形维数分布于2.55～2.8之间。将后者碳酸盐胶结物的总量同分形维数进行交会，发现二者有一定的相关性(图7(a))，碳酸盐胶结物总量越高(>5%)，分形维数越低，孔隙结构越好。通过铸体和荧光薄片的观察，发现沥青和铁白云石及菱铁矿共存(图3(b)(f)和图7(b))，加之前面的分析认为碳酸盐胶结物的碳来源主要为有机成因，推测碳酸盐胶结物的形成晚于烃类流体充注。碳酸盐胶结物的形成往往充填烃类流体所造成的次生溶孔，因此碳酸盐胶结物体积分数越高，反映前期形成次生溶孔越多，油气聚集的机会越大，含油性越好。研究区含油饱和度整体较低，含油饱和度大于20%的储层中碳酸盐胶结物体积分数比含油饱和度在15%～20%的储层碳酸盐胶结物体积分数平均高出3.2%，与同前面认识基本一致。

图7 研究区八道湾组碳酸盐胶结物与储层含油性关系

4 结 论

(1)八道湾组储集岩石类型较多，以砂砾岩为主，砂岩以长石质岩屑砂岩为主。胶结物类型以铁白云石、铁方解石和菱铁矿为主，早期形成的碳酸盐矿物包括泥晶状菱铁矿和连晶状方解石，晚期形成的碳酸盐胶结物为团粒状菱铁矿、铁方解石和铁白云石充填溶孔。

(2)早期碳酸盐胶结物的形成受控于凝灰质的水解、大气淡水对长石岩屑的溶蚀；晚期碳酸盐胶结物C、O同位素特征表明，团粒状菱铁矿、铁方解石和铁白云石的δ13CPDB分布于-13.6‰～-6.5‰，δ18OPDB分布于-21‰～-18.1‰，指示晚期碳酸盐胶结物的成岩流体为淡水环境，形成温度分布于112～136.1 ℃，推测碳酸盐胶结物形成于中成岩A期。结合碳图解和天然气同位素分析，碳酸盐胶结物中的碳来源为深部热流体、无机CO2以及有机酸脱羧，以有机成因为主。

(3)碳酸盐胶结的储层物性较差，碳酸盐胶结类型受控于水动力环境、岩石分选以及裂缝发育，其中以铁白云石为主的储层最为常见，物性相对最好。储层含油性与菱铁矿和铁白云石胶结物总量呈正相关关系，该类碳酸盐胶结物体积分数越高，油气聚集的机会越大，含油性越好。