轮南地区石炭系卡拉沙依组砂泥岩段砂岩储层特征及成岩作用影响

赵学钦，方金 （西南科技大学环境与资源学院，四川 绵阳621010）

黄时祯，刘永福 （中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000）

邓江华，尹铁君 （西南科技大学环境与资源学院，四川 绵阳621010）

石炭系是塔里木盆地一个十分重要的碎屑岩勘探目的层系［1～3］，十几年来，盆地油气产量的50%～60%就来源于该产层。轮南地区石炭系具有良好的非构造油气藏，尤其是卡拉沙依组 （C1－2k）的砂泥岩段，钻井普遍见油气显示，且部分井获高产。但由于砂泥岩段砂体横向变化大，储层能否有效预测一直制约着该层段油气的进一步勘探与开发。随着研究的不断深入，对储层的预测已不再停留在常规的分析手段上。成岩作用类型及其强度是控制储层储集性能的重要因素之一，通过对储层的定量分析，结合成岩作用特征，深入剖析油气地质演化过程和储层空间形成演化史，从而为相对优质的储层评价提供确凿依据。

塔北隆起是塔里木盆地的一个一级构造单元，呈近东西向展布［4～6］，轮南地区位于塔北隆起中段，是隆起的一个次级构造单元，该地区是油气长期持续运移的指向区和聚集区［7～9］。由于受多期构造运动的影响［10，11］，轮南地区地层发育不全，区内缺失泥盆系、奥陶系、志留系，石炭系－二叠系也遭受严重剥蚀［12］。轮南地区上泥盆统－石炭系地层［13，14］可划分为巴楚组、C1－2k。C1－2k又可划分为中泥岩段、标准灰岩段、上泥岩段、砂泥岩段和含灰岩段［15，16］。其中砂泥岩段是轮南地区重要的油气产层［3，15］，主要为砂岩和泥岩不等厚互层，其间夹极薄层灰岩、碳质泥岩或薄煤层，沉积厚度可达500m以上。笔者通过分析C1－2k砂泥岩段砂岩储层的岩石特征、孔隙类型、孔隙结构特征、物性特征等，并结合储层成岩作用特征，系统阐述了成岩作用对储层的影响。

1 岩石特征

图1 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层岩石类型图

钻井岩心、普通薄片和铸体薄片观察显示，粗－中粒、中－细粒、细粒岩屑砂岩是C1－2k砂泥岩段砂岩储层岩石的主要类型，其次为含砾不等粒砂岩、砾岩、粉砂岩［17，18］。根据岩石分类三角图 （图1）判断，C1－2k砂泥岩段砂岩储层岩性为岩屑砂岩类，少量为长石岩屑砂岩类，石英体积分数 （φ （Q））主要分布于20%～75%之间，少数大于75%；岩屑体积分数 （φ （R））主要分布于30%～65%之间，个别达到92%。岩屑成分以灰岩、白云岩、变质岩为主，硅质岩、凝灰岩次之，云母多为黑云母。岩石结构成熟度差，成分成熟度较低；颗粒多呈棱角－次棱角状，磨圆和分选差－中等；填隙物体积分数在8%～25%之间，成分以泥质和灰质为主，少量凝灰质；广泛发育颗粒支撑、孔隙式胶结。砾石以石英砾、火成岩砾为主，其次为灰岩砾和燧石砾。

2 储层孔隙类型及孔隙结构特征

2.1 孔隙类型

图2 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层孔隙铸体薄片照片

铸体薄片（图2）观察显示：粒间溶孔、粒间孔为C1－2k砂泥岩段砂岩储层的主要储集空间类型，其次为胶结物内溶孔、粒内溶孔，高岭石及方解石晶间微孔少见，同时发育少量粒缘缝、微裂缝；碳酸盐岩约占砂岩岩屑的50%以上，且主要为团粒状泥粉晶灰岩和白云岩，颗粒间普遍为碳酸盐胶结，溶蚀成分主要为方解石、长石和岩屑；交代作用和重结晶作用较强，对孔隙的影响较大；孔隙分布比较分散，极少见到超大孔隙，多呈零星状分布，连通性差，多数样品孔径均值小于10μm。

C1－2k砂泥岩段中个别砂层的岩性为含砾中粗砂岩和不等粒砂岩。该类砂岩石英含量高，颗粒分选较好，填隙物含量较低，孔隙发育，连通性较好，渗透率多分布于315．68～557．03mD之间，孔隙度分布于13．27%～20．38%之间，最大孔径大于300μm，均值大于70μm。

2.2 孔隙结构特征

储层尤其是碎屑岩储层中，决定岩石储集性能的主要因素为孔隙和喉道的大小、孔隙的几何形态及其相互连通和配置关系［19，20］。根据C1－2k砂泥岩段毛细管压力曲线 （图3）与储层孔隙曲线图象分析成果数据，以孔隙度为主要划分参数指标，将研究区C1－2k砂泥岩段砂岩储层划分为4种类型 （表1）。

图3 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩各类储层毛细管压力曲线特征

表1 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层类型划分参数表

Ⅰ类储层：该类储层孔隙度大于15%，渗透率10～500mD，排驱压力小于0．1MPa；毛细管压力曲线表现为进汞曲线平直段长、粗歪度；储层孔隙喉道类型为分选性较好的粗喉型，连通性较好，属大孔－大喉型储层；残余原生粒间孔和粒间溶孔是主要的孔隙类型。

Ⅱ类储层：该类储层孔隙度为12%～15%，渗透率中等；排驱压力与Ⅰ类储层类似，但孔隙分选性差，孔喉略呈粗歪度型，属中孔－中喉型储层；该类储层孔喉搭配较Ⅰ类差，孔隙类型以粒内溶孔、粒间孔和铸模孔为主。

Ⅲ类储层：该类储层孔隙度为12%～8%，渗透率低；毛细管压力曲线表现为排驱压力高，最大进汞饱和度小于60%，孔喉比低，歪度略细，孔喉类型为分选差的细喉型，连通性差；碳酸盐岩胶结后的残余原生粒间孔为主要孔隙类型，部分发育粒内溶孔和胶结物内溶孔。

Ⅳ类储层：该类储层孔隙度和渗透率较低，孔隙度小于8%；累计进汞量小于50%，排驱压力大于0．5MPa，细歪度型，孔喉类型为分选较差或未分选的细喉型，基本无连通，属特低孔－特低渗型；被碳酸盐岩胶结的较致密砂岩中的基质微孔为主要孔隙类型。

3 物性特征

3.1 孔隙度、渗透率分布特征

受后期人为因素如取样密度、取样位置等的影响，常规小直径岩心实测物性分析数据通常不能完全、真实地反映储层物性，但却能在数据的统计中获得一定的规律。笔者对轮南地区轮南8井、轮南9井、轮南14井等10余口井C1－2k砂泥岩段砂岩储层物性参数进行了统计，其结果见表2。

结果表明，轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层的物性总体偏差，平均孔隙度多在10%以下 （表2）。轮南古潜山以南的轮南9井、轮南22井、轮南44井和轮南48井物性较好，平均渗透率在3．73～82．53mD之间，平均孔隙度在9．52%～11．08%之间。其他地区的物性总体偏差，平均渗透率在0．4～44．24mD之间，平均孔隙度在5．79%～8．99%之间。

表2 轮南地区C1－2k砂泥岩段单井储层物性统计表

3.2 孔隙度与渗透率的关系

根据数据分析，轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层的孔隙度与渗透率基本呈指数正相关关系（图4），孔－渗相关性较好，相关系数为0．78。

图4 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层孔、渗相关图

4 成岩作用及对储层的影响

碎屑岩储层储集性能的好坏取决于后期各种有利、不利的成岩作用对储层的改造［21，22］。通过对C1－2k砂泥岩段砂岩储层成岩作用的分析与研究，认为其主要受压实和压溶作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。

4.1 压实和压溶作用

根据铸体薄片观察，研究区机械压实作用主要表现为：①软颗粒的压实变形 （图2（e）、（g）），早期的机械压实作用导致云母形成膝折状；②刚性颗粒被压裂，形成不规则裂纹，常见于石英；③在某些井段，由于强烈压实作用，颗粒接触方式发生变化，多以镶嵌接触为主 （图2（b）、（e））；④成岩作用晚期，在压实作用下，方解石和白云石发生应力形变产生双晶纹。

压溶作用随着机械压实作用的增强而逐渐发育 （图2（b）、（c））。经压溶作用后，石英碎屑颗粒间多为缝合接触，少数呈锯齿状接触。在部分碳酸盐胶结的颗粒中，出现了点接触，甚至于漂浮接触（图2（a）、（d）），这主要是由于方解石的胶结作用阻止了压实作用的进一步发育。总体而言，研究区经历了较强的压实作用，导致储集空间大幅度缩减，从而影响了砂岩的储集性能。

4.2 胶结作用

碳酸盐和硅质是C1－2k砂泥岩段砂岩储层碎屑颗粒间的主要胶结物，其次为黏土矿物、黄铁矿和石膏，少量自生石英、自生长石和硫酸盐。

4．2．1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物的形状和分布是控制研究区内储层发育的因素之一。不论从岩心的宏观表现，还是薄片的微观观察，碳酸盐胶结物均呈团块状或斑点状不均匀分布。岩心中，常见灰白色钙质团块和条带将岩石紧密胶结；薄片中，碳酸盐以嵌晶和晶粒的形态发育，呈基底式、孔隙充填式胶结，或以单晶充填于孔隙。碳酸盐胶结物在充填孔隙的同时，也增强了岩层的抗压能力，在一定程度上阻止了压实作用，使早期的孔隙以碳酸盐胶结物的形式得以保存，从而为后期酸性流体的溶蚀提供了可溶空间。研究证明，溶蚀孔隙在研究区内广泛发育，是油气的主要储集空间和运移通道。

4．2．2 黏土矿物的胶结作用

X－衍射、扫描电镜和薄片观察结果 （图5）表明，研究区C1－2k砂泥岩段黏土矿物可分为陆源和自生2类，主要有伊利石、高岭石、伊－蒙混层和绿泥石等。陆源黏土矿物多为沉积期形成，呈薄膜状包裹颗粒形成黏土环边，少量充填于颗粒之间。黏土环边抑制了石英和长石的次生加大，有利于孔隙的保护。区内自生黏土矿物含量较低，多以孔隙垫衬或孔隙充填的方式产出。

随着埋藏深度增大，压力和地温增高，以及黏土矿物层间水的释放和层间阳离子的移出，黏土矿物之间会发生转化。如图6所示，当埋深达到5200m左右时，研究区伊－蒙混层和高岭石减少，伊利石增加。高岭石和蒙脱石在深埋藏条件下逐渐消失而转化成伊利石和绿泥石。

4.3 溶蚀作用

受碳酸或有机酸的影响，区内C1－2k砂泥岩段砂岩储层发生了不同程度的溶蚀作用，从而形成了不同类型的次生孔隙。被溶蚀物质主要有不稳定颗粒 （长石、变质石英岩岩屑等）、碳酸盐胶结物 （方解石、含铁方解石）、石盐和石膏等。区内岩屑的溶蚀最为常见，有的沿颗粒边缘溶蚀 （图5（e）），有的沿解理溶蚀，有的形成溶蚀铸模孔 （图2（d）、（h））。石英岩屑的溶蚀较普遍，以选择性溶蚀为主。溶蚀作用产生大量的次生孔隙，使储层孔隙度和渗透率显著增加，是改善研究区C1－2k砂泥岩段砂岩储层储集性能的主要因素。

5 结论

1）岩屑砂岩类是轮南地区卡拉沙依组 （C1－2k）砂泥岩段砂岩储层岩石的主要类型，其次为长石岩屑砂岩类；粒间溶孔、粒间孔是主要储集空间，其次为胶结物内溶孔、粒内溶孔，见少量高岭石和方解石晶间微孔、粒缘缝、微裂缝；孔隙多呈零星状分布，连通性差，极少见到超大孔隙。

2）C1－2k砂泥岩段砂岩储层的物性总体偏差，平均孔隙度多在10%以下；孔隙度与渗透率呈指数正相关，相关性较好，相关系数为0．78；高效储层主要发育于残余原生粒间孔和粒间溶孔中。

图5 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层电镜扫描照片

3）溶蚀作用产生的大量次生孔隙使得储层孔隙度和渗透率显著增加，是改善研究区砂泥岩段砂岩储层储集性能的主要因素。

图6 轮南地区C1－2k砂泥岩段砂岩储层黏土矿物相对体积分数随埋深变化图

［1］孙丽霞，周勇，李宇平，等 ．哈得4油田石炭系薄砂层沉积模式及储集特征 ［J］．新疆石油地质，2003，24（1）：44～46．

［2］Development G J I O．A Study of Sedimentary Environment and Reservoir Quality of the Carboniferous Donghe Sandstonein the Tarim Basin ［J］ ．Acta Geologica Sinica （English Edition），1996，9 （4）：395～406．

［3］贾承造 ．塔里木盆地中新生代构造特征与油气 ［M］．北京：石油工业出版社，2003．229．

［4］贾承造，李良辰 ．盆地构造演化与区域构造地质 ［M］．北京：石油工业出版社，1995．174．

［5］安海亭，李海银，王建忠，等 ．塔北地区构造和演化特征及其对油气成藏的控制 ［J］．大地构造与成矿学，2009，33（1）：142～147．

［6］汤良杰 ．塔里木盆地演化和构造样式 ［M］．北京：地质出版社，1996．136．

［7］徐智，艾丽 ．塔北轮南古隆起石炭系砂泥岩段沉积相特征 ［J］．西安石油大学学报 （自然科学版），2011，26（2）：31～38．

［8］张抗 ．塔里木盆地塔北隆起油气勘探领域 ［J］．新疆石油地质，2003，24（3）：188～193．

［9］马宝林，温常庆 ．塔里木沉积岩形成演化与油气 ［M］．北京：科学出版社，1991．206．

［10］徐国强，刘树根，李国蓉，等 ．塔中、塔北古隆起形成演化及油气地质条件对比 ［J］．石油与天然气地质，2005，26（1）：114～119．

［11］张光亚 ．塔里木古生代克拉通盆地形成演化与油气 ［M］．北京：地质出版社，2000．116．

［12］马青，赵学钦，陈沛，等 ．轮南周缘地区奥陶系碳酸盐岩沉积相发育规律 ［J］．西南石油大学学报，2007，29（4）：26～29．

［13］辛仁臣，贾进华，杨波 ．塔里木盆地上泥盆－下石炭统层序地层格架与古地理 ［J］．古地理学报，2011，13（6）：665～676．

［14］肖朝晖，王招明，吴金才，等 ．塔里木盆地石炭系层序地层划分及演化 ［J］．石油实验地质，2011，33（3）：244～248．

［15］许杰，何治亮，郭建华，等 ．卡拉沙依组砂泥岩段层序地层及沉积体系 ［J］．新疆地质，2009，27（2）：155～159．

［16］黄智斌，杜品德，张师本，等 ．塔里木盆地石炭系卡拉沙依组的厘定 ［J］．地层学杂志，2005，29（1）：55～61．

［17］邓强，马青，邵洪伟，等 ．轮南地区石炭系砂泥岩段－下亚段S3层储层微观特征分析 ［J］．内蒙古石油化工，2008，（24）：137～138．

［18］邵洪伟，马青，邓强，等 ．轮南地区石炭系砂泥岩段S3层储层特征与评价 ［J］．地球科学与环境学报，2010，32（1）：54～59．

［19］黄思静，侯中健 ．地下孔隙率和渗透率在空间和时间上的变化及影响因素 ［J］．沉积学报，2001，19（2）：224～232．

［20］郑浚茂，庞明 ．碎屑储集岩的成岩作用研究 ［M］．武汉：中国地质大学出版社，1989．

［21］Wang R，Shen P，Zhao L．Diagenesis of deep sandstone reservoirs and a quantitative model of porosity evolution：Taking the third member of Shahejie Formation in the Wendong Oilfield，Dongpu Sag，as an example ［J］ ．Petroleum Exploration and Development，2011，38 （5）：552～559．

［22］Karim A，Piper G，Piper D J．Controls on diagenesis of Lower Cretaceous reservoir sandstones in the western Sable Subbasin，offshore Nova Scotia ［J］．Sedimentary Geology，2010，224 （1-4）：65～83．