莫北—莫索湾地区八道湾组储集层成岩作用及其对储集层物性的影响

单　祥，徐　洋，唐　勇，陈能贵，郭华军，韩守华（.中国石油杭州地质研究院，杭州3003；.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

莫北—莫索湾地区八道湾组储集层成岩作用及其对储集层物性的影响

单祥1，徐洋1，唐勇2，陈能贵1，郭华军1，韩守华1
（1.中国石油杭州地质研究院，杭州310023；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

综合利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、物性等资料，对准噶尔盆地莫北—莫索湾地区八道湾组储集层成岩作用进行了研究，指出八道湾组储集层存在压实（压溶）作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用类型，目前成岩阶段处于中成岩阶段A期。储集层物性受成岩作用影响明显。八道湾组含煤系地层为酸性流体成岩环境，早期颗粒溶塌加上储集层塑性岩屑含量高，压实作用更强，孔隙度大幅下降，平均孔隙度减少28.75%，随后的高岭石胶结物、钙质胶结物及硅质胶结物进一步降低储集层孔隙度，平均孔隙度减少3.03%.晚期长石颗粒溶蚀形成粒内溶孔改善储集层孔隙，平均孔隙度提高1.15%.综合分析认为，八道湾组储集层中、粗砂岩刚性颗粒含量高、塑性岩屑含量低、抗压实能力强，是最有利的储集砂体。

准噶尔盆地；八道湾组；砂岩储集层；成岩作用；控制因素

准噶尔盆地是中国西部大型含油气盆地之一，其侏罗系油气资源丰富，是新疆油田最重要的勘探层系[1-2]。研究区位于准噶尔盆地腹部，构造单元包括莫北凸起和莫索湾凸起，面积约4 000 km2，紧邻盆1井西凹陷、东道海子凹陷、沙湾凹陷和阜康凹陷等4大生烃凹陷，南接莫南凸起（图1），是长期油气运移的指向区。研究层位下侏罗统八道湾组根据岩性旋回自下而上可分为八一段（J1b1）、八二段（J1b2）和八三段（J1b3）；莫北—莫索湾地区八道湾组主要为辫状河三角洲前缘沉积环境，水下分流河道砂体发育。八一段沉积期为交互、不均衡升降期，盆地腹部沉积了一套以辫状河为主的含煤粗碎屑岩；八二段沉积期为快速抬升湖侵期，盆地腹部以滨浅湖泥岩和砂坝沉积为主；八三段沉积期，盆地又恢复了早期不均衡的升降运动，盆地腹部沉积了一套三角洲碎屑岩夹煤层。八道湾组沉积期，沉积体系整体表现为辫状河三角洲—湖泊—三角洲的演化过程，砂岩主要发育在八一段和八三段。由于八道湾组储集层埋深大、物性差，钻穿或钻揭的井相对较少，整体勘探程度低。随着勘探挖潜工作的不断深入，2012年以来，在莫索湾凸起部署的莫21井于八道湾组获油气，试油累计产油328.66 m3，产水527.25 m3；在莫北凸起部署的双桥1井八道湾组有很好的油气显示，试油累计产油70.71 m3，产水5 883.64 m3，揭示了莫北—莫索湾地区深层八道湾组存在规模有效储集层。

图1　研究区位置

随着油气勘探不断进入中深层，储集层埋深大，原生孔隙保存少，储集层多为次生孔隙型，次生孔隙的成因与演化成为研究的热点问题。次生孔隙的发育与储集层成岩作用密切相关，越来越多的学者通过成岩作用来研究储集层孔隙的时空演化模式[3-5]。前人认为，莫北—莫索湾地区八道湾组储集层富含塑性岩屑，成岩压实作用强，原生孔隙少，孔隙类型以次生溶孔为主，储集层物性差[6-11]。本文试图通过对八道湾组成岩作用的详细研究来解剖储集层孔隙的演化规律，并在此基础上分析储集层控制因素，以期为下一步油气勘探工作提供地质借鉴。

1　储集层岩石学特征及物性特征

莫北—莫索湾地区八道湾组储集层岩石学基本特征是低成分成熟度、低填隙物含量、中-高结构成熟度，普遍含有塑性岩屑。储集层岩石类型以长石岩屑砂岩为主（图2），其中石英含量26.25%~29.64%，长石含量18.15%~25.18%，岩屑含量48.91%~55.45%.岩屑成分主要以火成岩岩屑为主（凝灰岩岩屑为主，少量安山岩岩屑），其次为浅变质岩岩屑（千枚岩岩屑为主，少量石英岩和板岩）。研究区八道湾组储集层中塑性岩屑（千枚岩屑和云母）含量较高，平均含量为8.45%~12.18%，塑性岩屑抗压实能力弱，易受压变形，甚至形成假杂基堵塞孔隙，对储集层物性影响较大。

图2　准噶尔盆地莫北—莫索湾地区八道湾组砂岩三端元分类

八道湾组储集层中杂基和胶结物含量总体较低，杂基以泥质为主，含少量的絮凝粒，其平均含量0.70%~2.00%；胶结物平均含量2.47%~6.48%，胶结物类型以铁方解石和高岭石最常见，少量硅质和菱铁矿。颗粒多为次棱角状—次圆状，分选中等，颗粒之间以线接触为主。

根据8口井439个样品储集层物性分析数据，研究区八道湾组储集层孔隙度为1.3%~13.8%，平均8.9%，渗透率为0.01~16.10mD，平均0.24mD（表1），总体属于低孔特低渗储集层。

表1　莫北—莫索湾地区八道湾组储集层物性统计

2　储集层成岩作用特征

沉积之后砂岩均要经历复杂的成岩作用改造，成岩作用决定了砂岩物性和孔隙结构的演化，因此对储集层起到关键作用。根据铸体薄片、扫描电镜等资料的综合分析，认为研究区八道湾组砂岩储集层主要发育的成岩作用类型有压实（压溶）作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。

2.1压实作用

研究区八道湾组现今埋深3 500~5 300 m，在深埋过程中，砂岩经历的压实及压溶作用强度大，砂岩原生孔隙大幅降低，储集层变得致密。压实作用的强弱受控于砂岩的物质成分和成岩环境[12-13]。八道湾组砂岩塑性岩屑含量高，砂岩抗压实能力弱；并且八道湾组为煤系地层，受早期煤系演化释放的酸性流体作用，长石等刚性抗压颗粒过早被溶蚀坍塌，抗压能力大幅减弱，进一步增强了压实作用。薄片在偏光显微镜下观察到的压实成岩特征主要有：①千枚岩岩屑、云母等塑性颗粒弯曲变形（图3a）；②长石、火山岩屑等刚性颗粒破裂（图3b）；③碎屑颗粒以线接触为主，部分见缝合接触，说明存在压溶现象（图3c）。

图3　莫北—莫索湾地区八道湾组储集层成岩作用类型及特征

2.2胶结作用

研究区八道湾组储集层胶结作用总体较弱，主要胶结作用有铁方解石胶结（图3d）、硅质胶结（石英加大）、黏土矿物胶结。

（1）碳酸盐胶结物研究区八道湾组储集层碳酸盐胶结物总体含量较低，主要为泥晶—亮晶的含铁方解石胶结物和菱铁矿胶结物。方解石胶结物平均含量1.07%，呈斑状，多出现在石英次生加大边之外，因此形成时间晚于石英次生加大作用。由于八道湾组煤系地层背景，早期成岩环境为酸性水，因此缺乏早期的嵌晶式方解石胶结物，并且方解石胶结物发育总体较少，研究区含铁方解石胶结物多为中成岩阶段的产物。菱铁矿胶结物含量0.90%，多属于同沉积期成因，呈云雾状和集合体状，部分因重结晶作用而呈粉晶和细晶状。

（2）硅质胶结物研究区八道湾组储集层硅质胶结主要有2种形式：薄片中常见石英颗粒次生加大边（图3e），局部石英颗粒因次生加大而呈嵌合状；扫描电镜中还可观察到粒间充填的自生石英晶粒（图3f）。据薄片观察鉴定，硅质胶结物平均含量为0.59%.

（3）黏土矿物胶结物通过扫描电镜资料和黏土X射线衍射资料综合分析，研究区八道湾组储集层黏土矿物主要有高岭石（相对含量30.76%）、伊利石（相对含量32.92%）、伊蒙混层（相对含量22.16%）和绿泥石（相对含量14.17%），并且随着埋深增大，黏土矿物之间发生相互转化（图4）。具酸性水介质、有铝和硅的来源，并且砂岩有一定的渗透性能即可形成高岭石[14]。八道湾组在埋藏成岩初期，煤岩或煤系泥岩排出由水生或陆生植物分解产生的腐殖酸，因而水介质呈酸性，一些不稳定、易溶蚀的骨架颗粒如长石及酸性火山岩屑等在此环境下发生溶蚀并析出高岭石[15]；同时，成岩作用早期砂岩孔隙连通性好，长石溶蚀形成的K＋和Na＋可及时排出，从而保持酸性成岩水介质环境，为不断形成早期高岭石提供了成岩条件。这种成因的高岭石呈散乱状分布，易迁移，对砂岩的渗透性能影响较大。扫描电镜下观察高岭石常呈书页状或蠕虫状集合体充填在颗粒之间（图3g），并且随着埋藏深度的增大高岭石向伊利石转化，含量逐渐减少。扫描电镜下伊利石多呈叶片状充填粒间孔隙和附着在颗粒表面（图3h），并且随着埋深增加，伊利石含量呈现增加的趋势。扫描电镜下伊蒙混层多呈蜂窝状充填粒间（图3i）；绿泥石则以叶片状集合体充填孔隙之间及附着在颗粒表面形成栉壳式绿泥石包膜（图3j）。

图4　莫北—莫索湾地区八道湾组储集层黏土矿物纵向分布

2.3溶蚀作用

研究区八道湾组储集层普遍存在溶蚀作用，主要表现为长石和火山岩屑组分的选择性溶蚀，胶结物溶蚀少见。八道湾组早期煤系成岩环境下形成的腐殖酸和后期有机质脱羟基生烃形成的有机酸使得孔隙成岩流体环境变为酸性，使不稳定的长石和火山岩屑发生溶蚀。显微镜下可见长石常沿解理缝和双晶缝溶解（图3k），形成粒内溶孔甚至铸模孔，火山岩屑溶蚀形成粒内孔。扫描电镜下可见长石溶蚀成窗格状、蜂窝状，形成铸模孔、肋骨状孔（图3l）。溶蚀作用是莫北—莫索湾地区八道湾组深部储集层增孔的主要原因。

2.4交代作用

研究区八道湾组储集层交代作用主要表现为碳酸盐矿物对长石以及石英颗粒的交代。显微镜下常观察到含铁方解石交代长石现象，甚至将长石颗粒完全交代，形成方解石的假晶。方解石交代长石、石英属于两种矿物的相互置换，且未发生明显的体积增减，因此交代作用对研究区储集层孔隙影响不大。

3　储集层成岩阶段及孔隙演化

3.1储集层成岩阶段及成岩序列

研究区在八道湾组沉积之后构造作用平缓，且无沉积间断，随着上覆地层不断加厚，储集层埋深增大，到现今达到最大埋深。燕山运动期曾发生过2次构造抬升，但地层剥蚀量小，剥蚀厚度为200~300 m，对储集层成岩作用演化的影响不大，总体储集层以长期埋藏为主的成岩演化阶段。

根据成岩作用特征、自生矿物成分、形态以及产出顺序、孔隙类型、岩石颗粒接触关系以及有机质演化特征，参照石油天然气行业碎屑岩（酸性水介质）成岩阶段划分标准[16]，认为八道湾组储集层经历了表生成岩阶段、中成岩阶段，现今成岩阶段处于中成岩阶段A期（图5）。主要的划分依据是蒙脱石向伊利石和伊蒙混层转化，伊蒙混层中蒙脱石的含量为15%~ 40%；方解石胶结物为含铁方解石，石英次生加大现象较普遍，扫描电镜下可观察到自形的石英晶面；碎屑颗粒之间以线接触为主；孔隙类型以溶蚀孔为主；泥质岩中干酪根镜质体反射率（Ro）为0.5%~0.8%，各项成岩指标均指示目前为中成岩阶段A期。

图5　莫北—莫索湾地区八道湾组成岩阶段划分

早成岩阶段主要表现为砂岩的成岩压实作用，煤系地层弱方解石胶结作用和泥微晶团块状、云雾状菱铁矿的析出，其次为煤系地层砂岩中硅酸盐矿物的溶蚀作用，以及硅质和高岭石较早的胶结作用。中成岩阶段A期：随着腐殖酸的消耗，孔隙流体中Ca2+和Fe2+达到一定浓度时，形成含铁方解石的胶结与交代作用[17]。伴随有机质成熟释放有机酸，长石和岩屑溶蚀形成次生孔隙，同时硅质和高岭石继续析出。综合认为八道湾组成岩演化顺序大致为：机械压实作用→弱方解石、菱铁矿胶结→煤系腐殖酸侵入→溶蚀压实→早期长石、岩屑溶蚀→高岭石、硅质胶结→烃类侵位→含铁方解石胶结→晚期长石、岩屑溶蚀。

3.2储集层孔隙演化

研究区八道湾组储集层孔隙演化规律较明显（图6），早成岩阶段A期随着上覆沉积物载荷不断增加，压实作用不断增强，受煤系地层腐殖酸对刚性颗粒组分的溶蚀作用，颗粒受到溶蚀之后，骨架变得不稳定，承受不住上覆岩层的压力，产生早期的溶塌压实作用，加上早期方解石和高岭石胶结，储集层原生孔隙迅速减少，此阶段储集层孔隙度降低至14%~ 15%.早成岩阶段B期，成岩作用仍然以压实作用和胶结作用为主，储集层孔隙度进一步减低至10%左右。中成岩阶段A期，随着煤系地层腐殖酸的消耗，以及黏土矿物的转化释放出SiO2，Ca2+，Mg2+等[18]，形成后期硅质胶结物以及含铁方解石胶结物充填孔隙，此时粒间孔隙度进一步下降至8%~9%.随着有机质不断成熟，逐渐释放出有机酸，当孔隙中有机酸浓度达到一定程度时，发生晚期硅酸盐颗粒的溶蚀，产生次生溶孔，改善储集层物性，颗粒溶蚀增加孔隙度1.0% ~2.5%，最终现今储集层孔隙度在9.5%左右。

图6　莫北—莫索湾地区盆参2井八道湾组储集层孔隙演化模式

4　成岩作用对储集层性质的影响

4.1粒度决定储集层物性

沉积环境对储集层物性有重要影响，这种影响可表现为不同粒度砂岩对储集层物性的控制作用，而原始沉积环境的不同又进一步影响后期成岩作用的差异[19-20]。对不同粒度砂岩物性数据的统计可以看出（表2），粗砂岩物性最好；其次为中砂岩和细砂岩；粉砂岩物性最差。对不同粒度砂岩成因进行分析统计发现，中砂岩和粗砂岩多为三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体，细砂岩多为河道侧缘砂体，粉砂岩多为河道间沉积物。水下分流河道、河口坝粗粒度砂体形成于强水动力条件，砂岩经受流水淘洗较强，杂基含量低，原始沉积时孔隙度高；并且粗砂岩刚性颗粒含量高，塑性岩屑含量低，抗压实能力强，经受成岩压实作用之后原始孔隙更多地被保存下来[21-22]。

表2　不同粒度砂岩孔隙度和渗透率统计

图7　莫北—莫索湾地区八道湾组储集层压实作用减孔量和胶结作用减孔量评价

图8　莫北—莫索湾地区八道湾组孔隙度、粒间孔及颗粒溶孔纵向演化

4.2压实作用是孔隙度降低主要因素

成岩压实作用是八道湾组储集层原生孔隙减少的主要因素，而胶结作用对储集层的破坏作用相对较小。在大量铸体薄片定量鉴定统计的基础上，利用Lundegard提出的砂岩压实减孔和胶结减孔损失量计算公式[23]，定量评价储集层的压实和胶结减孔量。从图7可以看出，莫北—莫索湾八道湾组储集层压实作用减孔量为17.54%~33.33%，平均28.75%；胶结作用减孔量为0.34%~15.67%，平均3.03%.

研究表明，煤系发育和富含塑性岩屑是影响八道湾组储集层压实强度的2个重要因素。由于八道湾组煤系地层中煤类过早成熟释放腐殖酸，使得储集层中长石、岩屑等颗粒发生溶蚀而产生溶塌压实，增强压实作用的效果。对比相同深度下煤系地层八道湾组和上部非煤系地层三工河组储集层压实减孔量，在粒径和塑性岩屑含量相同的条件下，相同深度下八道湾组砂岩较三工河组砂岩压实减孔量多4%~6%.另外高塑性岩屑含量使得八道湾组储集层岩石抗压实能力降低，也增强了压实作用的效果，文献［24］认为，10%的塑性岩屑增量相当于3%~4%的压实减孔量，并且使得储集层渗透率下降1~2个数量级。

4.3溶蚀作用有效改善储集层物性

研究区八道湾组储集层溶蚀作用发育，储集层孔隙类型主要为溶蚀孔，由图8可以看出，储集层深度超过4 900 m以下孔隙度出现反弹，粒间孔和颗粒溶孔面孔率统计结果表明，4 900 m以下粒间孔面孔率减小，颗粒溶孔面孔率明显增大，即存在次生溶孔增孔作用。由大量铸体薄片统计可知，颗粒溶孔面孔率为0.1%~2.6%，平均增加孔隙度约1.15%.次生孔隙主要是在中成岩阶段A期有机质成熟生烃释放有机酸溶蚀长石颗粒形成。

大量研究表明，粒度粗、分选好的砂岩，泥质含量低，原始孔隙发育，酸性流体更容易进入储集层，因此溶蚀孔更发育；而粒度细、分选差的砂岩，泥质含量高，经受压实和胶结作用，储集层孔隙度低、渗流性差，酸性流体难以进入，因此不容易形成次生溶孔。

4.4中、粗砂岩分布区为有利储集层发育区

研究区八道湾组储集层砂岩粒径不仅决定砂岩原始沉积时的物性，也直接影响后期成岩作用的强度。中、粗砂岩一般形成于三角洲前缘水下分流河道和河口坝沉积环境中，其原始沉积时的孔渗性较好，并且砂岩经受流水淘洗较强，泥质以及塑性岩屑不容易沉积保存下来，因而抗压实能力强，经受早期压实作用之后能够保留更多的粒间孔隙；而在成岩作用中后期的有机酸侵入过程中，正是由于粗砂岩保留下来的渗流能力较好，因而有机酸更容易进入储集层，溶蚀长石颗粒，形成次生溶孔发育带，改善储集层物性。

在明确中、粗砂岩分布区为有利储集层发育区的基础之上，通过对研究区各井八道湾组中、粗砂岩厚度进行统计（图9），弄清八道湾组各段累计厚度超过5 m的中、粗砂岩的分布范围。八道湾组三段中、粗砂岩在盆4井区分布厚度大，累计厚度可达60 m以上，另外在双桥1井区、盆参2井区都有分布；八道湾组一段中、粗砂岩分布范围比较局限，主要集中在盆4井区，最大厚度超过20 m.

图9　莫北—莫索湾地区八道湾组三段和一段中、粗砂岩平面厚度等值线

5　结论

（1）研究区八道湾组储集层岩石类型主要为长石岩屑砂岩，总体表现为低成分成熟度、中等结构成熟度、低胶结物含量、普遍含有塑性岩屑的低孔特低渗储集层。

（2）八道湾组砂岩储集层经历了强压实作用、弱胶结作用以及普遍发生溶蚀作用的成岩特征，目前处于中成岩阶段A期；储集层成岩序列为：机械压实作用→弱方解石、菱铁矿胶结→煤系腐殖酸侵入→溶蚀压实→早期长石、岩屑溶蚀→高岭石、硅质胶结烃类侵位→含铁方解石胶结→晚期长石、岩屑溶蚀。

（3）成岩压实减孔作用是八道湾组储集层孔隙损失的主要原因，平均压实减孔量28.75%；胶结作用对储集层影响相对较小，平均胶结减孔量3.03%；溶蚀作用有效改善储集层物性，晚期溶蚀作用是深部储集层增孔的主要原因，平均溶蚀增孔量1.15%.

（4）研究认为，中、粗砂岩刚性颗粒含量高、塑性岩屑含量低、抗压实能力强，因而中粗砂岩分布区为有利储集层发育区；八道湾组三段累计厚度大于5 m的中、粗砂岩分布在双桥1井区、盆4井区和盆参2井区；八道湾组一段累计厚度大于5 m的中、粗砂岩分布在盆4井区。

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Diagenesis and Effect on Physical Property of Lower Jurassic Badaowan Formation in Mobei-Mosuowan Area,Junggar Basin

SHAN Xiang1,XU Yang1,TANG Yong2,CHEN Nenggui1,GUO Huajun1,HAN Shouhua1

(1.PetroChinaHangzhou Research Institute of Geology,Hangzhou,Zhejiang 310023,China;2.Research Institute of Exploration and Development,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Based on comprehensive analysis of cast thin⁃section,SEM,X⁃ray diffraction,petrophysical property data,this paper presents the diagenesis types of compaction,cementation and dissolution existed in the Badaowan reservoir of Lower Jurassic,and points out that its diagenesis stage is now in period A of mid⁃diagenesis,and the reservoir quality is obviously influenced by the diagenesis.The coal measure strata of Badaowan formation belong to diagenetic environment of acidic fluid.The early dissolution of clastic particles and the high content of the reservoir plastic particles result in stronger diagenesis in it,by which its porosity drops dramatically by averaging 28.75%,followed by continuously reducing due to existence of kaolinite,calcite and siliceous cements by 3.03%in average.The late dissolution of feldspar grains forms intragranular dissolved pores which improve the reservoir porosity by averaging 1.15%.Comprehensive analysis shows that mid⁃coarse sandstone has high content of rigid grains,low content of plastic lithic fragments,and stronger compaction resistance,which is the most favorable reservoir sandbody.

Junggar basin;Badaowan formation;sandy reservoir;diagenesis;controllingfactor

TE122.2

A

1001-3873（2015）04-0401-08

10.7657/XJPG20150405

2015-03-22

2015-05-08

国家973项目（2014CB239002）

单祥（1988-），男，江苏扬州人，硕士，储层地质学，（Tel）13401103080（E-mail）shanx_hz@petrochina.com.cn.