低渗透储集层成岩作用与孔渗演化——以准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组为例

葸克来，操应长，王艳忠，Haile Beyene Girma，张响响，张江华，金杰华

（1.中国石油大学地球科学与技术学院；2.挪威奥斯陆大学地球科学学院；3.中国石油勘探开发研究院；4.中国石化胜利油田分公司新春采油厂）

低渗透储集层成岩作用与孔渗演化
——以准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组为例

葸克来1,2，操应长1，王艳忠1，Haile Beyene Girma2，张响响3，张江华4，金杰华1

（1.中国石油大学地球科学与技术学院；2.挪威奥斯陆大学地球科学学院；3.中国石油勘探开发研究院；4.中国石化胜利油田分公司新春采油厂）

综合利用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光分析、扫描电镜观察、流体包裹体分析、碳氧同位素组成分析、压汞分析及孔渗测试等技术方法，结合埋藏演化史、有机质热演化史和油气充注史，研究准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组低渗透储集层成岩作用与孔渗演化，并分析孔渗演化史与油气成藏史的匹配关系。该区低渗透储集层成岩环境经历了早期碱性、中期酸性和晚期碱性的演化过程，主要的胶结溶解序列为：绿泥石膜沉淀，早期方解石胶结，长石溶蚀、石英次生加大、自生高岭石充填，硬石膏胶结，晚期铁方解石胶结、晚期铁白云石胶结，少量黄铁矿胶结，其中压实作用贯穿于整个埋藏演化过程。孔渗演化史与成藏史匹配关系表明，三工河组存在3种成因类型的低渗透储集层：“先成藏后致密”型，勘探潜力最大；“边成藏边致密”型，勘探潜力中等；“先致密后成藏”型，勘探潜力较差。图8表3参23

低渗透储集层；成岩作用；孔渗演化史；油气成藏史；准噶尔盆地

0 引言

准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组低渗透储集层经历了多种成岩环境演化，具有多种成岩作用类型，储集层孔渗演化过程极其复杂，储集层孔渗演化史与成藏史匹配关系认识难度大[1-5]，制约准噶尔盆地低渗透油藏的高效勘探开发。

目前仅有少数学者对准噶尔盆地中部1区储集层成岩作用进行了研究[6-7]。本文在准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组低渗透储集层成岩演化研究基础上，恢

复其孔渗演化过程，明确孔渗演化史与成藏史的匹配关系，从而指导盆地中部1区低渗透油藏的勘探与开发。

1 研究区地质概况

准噶尔盆地中部1区位于盆地腹部中央坳陷带，主体部分为盆1井西凹陷和昌吉凹陷北斜坡，东接莫北凸起和马桥凸起，西邻中拐凸起和达巴松凸起（见图1），自北向南主要包括沙窝地、莫西庄和征沙村地区，勘探面积3 648 km2。侏罗系三工河组主要发育辫状河三角洲前缘沉积，砂体发育稳定、厚度大、分布广，油气储量与产量均占全区50%以上，是准噶尔盆地中部1区油气勘探的重点层位。

图1 准噶尔盆地中部1区构造位置

2 储集层基本特征

准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组储集层以长石质岩屑砂岩为主。石英平均含量为48.86%，长石平均含量为18.38%，岩屑平均含量为32.76%，其中火山岩岩屑占20.39%，变质岩岩屑占6.56%，沉积岩岩屑占5.81%。颗粒呈次棱角状—次圆状，分选性中等—好，储集层杂基含量低，碎屑颗粒间以点—线接触为主，胶结物类型多样，主要为孔隙式胶结（见图2）。

研究区储集层平均孔隙度为12.44%，其中孔隙度为10%～15%的储集层比例为50.87%，孔隙度为15%～25%的储集层比例为22.96%。储集层平均渗透率为14.81×10−3μm2，其中渗透率为（0.1～1.0）×10−3μm2的储集层比例为23.24%，渗透率为（1～10）×10−3μm2的储集层比例为26.96%，渗透率为（10～50）×10−3μm2的储集层比例为22.41%。由此可见，研究区三工河组储集层主要为低—中孔隙度、低渗透储集层。

3 储集层成岩作用类型与特征

3.1 压实作用

沙窝地地区三工河组储集层中石英、长石等刚性颗粒含量低，岩浆岩、低级变质岩和沉积岩等塑性岩屑含量高，储集层抗压能力弱，埋深小，颗粒以点接触为主，少量颗粒为线接触。莫西庄与征沙村地区储集层埋深较大：前者石英、长石等刚性颗粒含量相对较高，岩浆岩、低级变质岩及沉积岩等塑性岩屑含量相对较低，储集层抗压能力强，颗粒以线接触为主；后者成分成熟度相对较低，抗压能力弱，颗粒以线—凹凸接触为主。压实作用常见的主要特征有：①云母等塑性颗粒的压实变形；②长石等脆性颗粒的压实破裂（见图2a）；③碎屑颗粒为线—凹凸接触，可见缝合接触（见图2b）；④泥岩岩屑的假杂基化。

3.2 胶结作用

研究区储集层胶结作用普遍，碳酸盐胶结物主要为铁方解石和铁白云石（见图2c—2e）。碳氧同位素组成表明，沙窝地地区储集层埋藏浅，碳酸盐胶结物主要为较低温度环境下形成的成岩方解石，砂岩与泥岩中碳酸盐的碳氧同位素组成一致，碳酸盐胶结物受有机酸脱羧作用影响较小，主要形成于油气大规模充注前。莫西庄与征沙村地区储集层埋深较大，碳酸盐胶结物以较高温度环境下形成的铁方解石与铁白云石为主，砂岩与泥岩中碳酸盐的碳氧同位素组成差别大，碳酸盐胶结物受有机酸脱羧作用影响明显[8-10]（见图3）。

图2 三工河组低渗透储集层特征

图3 三工河组砂岩与泥岩中碳酸盐碳氧同位素组成特征（图版据文献[8-9]）

石膏与硬石膏集中分布于莫西庄地区，常以孔隙式胶结形式出现，并交代颗粒（见图2f）。硅质胶结物主要为石英次生加大边（见图2g），长石次生加大边在研究区少量发育。储集层中常见自生黏土矿物，以绿泥石和高岭石为主：绿泥石主要以薄膜形式存在于颗粒边缘（见图2h），对储集层孔隙空间起到保护作用，但会堵塞喉道，降低储集层渗透率；高岭石主要充填原生孔与长石溶孔（见图2i），显著降低渗透率。

3.3 溶蚀作用

研究区储集层矿物组成以长石、岩屑等酸性不稳定矿物为主，其中长石溶蚀现象最为普遍。长石颗粒沿边缘、解理缝或破裂缝溶蚀，形成不规则边缘或粒内溶孔（见图2j）。另外可见石英颗粒及石英加大边溶蚀孔（见图2k）。

3.4 交代作用

自生矿物间的交代作用通常作为判断成岩作用顺序的主要依据。三工河组低渗透储集层中主要可见自生碳酸盐矿物、硬石膏等对长石、石英颗粒的交代作用，晚期碳酸盐对早期碳酸盐的交代作用（见图2l），晚期碳酸盐对硬石膏、石英加大的交代作用（见图2m），以及黄铁矿对碳酸盐的交代作用（见图2n）等。

4 储集层成岩演化特征

4.1 储集层胶结溶解序列

研究区三工河组储集层中绿泥石膜普遍发育（见图4a—4c），其连续分布并达到一定厚度时会抑制石英次生加大[11-12]。绿泥石膜主要分布在孔隙边缘，颗粒紧密接触处不发育（见图4a），石英加大尘线中常见不连续的绿泥石膜（见图4b、4d），推断其形成于一定压实作用后，早于石英次生加大。高岭石普遍发育在绿泥石薄膜环边分布的孔隙中（见图4c），说明其形成晚于绿泥石膜。已有研究表明该类绿泥石的形成温度约为10～35 ℃[13]。

图4 三工河组低渗透储集层中绿泥石薄膜分布特征

研究区碳酸盐胶结物主要包括铁方解石、铁白云

石和少量方解石，常见铁白云石与铁方解石充填长石溶孔（见图2e），说明其形成晚于长石溶蚀；长石溶孔中保留烃类充注的痕迹（见图2o），可推断油气充注晚于长石溶蚀。长石溶蚀过程中主要形成石英加大与自生高岭石等副产物[5]。石英次生加大边中盐水包裹体均一温度为68.4～134.0 ℃，平均104.68 ℃，多分布于80～110 ℃（见图5a、5b），该温度范围有利于有机酸保存[14]，形成长石溶蚀和石英加大所需的酸性环境。硬石膏形成需要较高盐度环境和弱酸性介质[15]。储集层中有机酸保存的最佳温度为75～120 ℃[16]，且当温度大于90 ℃时石膏开始脱水向硬石膏转化，常见硬石膏胶结物交代石英次生加大边（见图2f），又被铁方解石和铁白云石胶结物交代的现象（见图2m），说明其形成晚于石英次生加大而早于铁方解石和铁白云石胶结。

碳同位素组成指示研究区发育不同成因和期次的碳酸盐胶结物（见图3），阴极发光测试也证明存在不同期次碳酸盐胶结物，且以晚期胶结为主（见图2p）。碳酸盐中盐水包裹体均一温度分布呈明显双峰特征（见图5c、5d），且与利用碳酸盐胶结物氧同位素组成估算的碳酸盐形成温度[17-19]具有较好的对应性（见表1）。铁方解石和铁白云石胶结物交代石英加大及硬石膏胶结物（见图2c），而又被少量黄铁矿胶结物交代（见图2n），表明其形成晚于石英加大与硬石膏胶结而早于晚期黄铁矿胶结。

图5 三工河组低渗透储集层胶结物中盐水包裹体及其均一温度分布

综上，三工河组低渗透储集层胶结溶解序列为：绿泥石膜沉淀，早期方解石胶结，长石溶蚀、石英加大和自生高岭石充填，硬石膏胶结，晚期铁方解石胶结和晚期铁白云石胶结，少量黄铁矿胶结，压实作用贯穿于整个埋藏演化过程（见图6）。

4.2 储集层成岩作用演化

距今108～195 Ma，三工河组底界温度低于75 ℃（见图6），不利于有机酸保存[16]，且该时期发育早期绿泥石膜及少量早期方解石胶结物，二者形成均需碱性条件，因此推断该时期成岩环境呈碱性特征（见图7）。

研究区三工河组储集层中原油主要来源于二叠系下乌尔禾组[20]，烃源岩主生排烃期（最佳生酸期）为距今75～135 Ma[20-21]，而储集层有机酸最佳保存期为108 Ma至今（见图6）。因此，距今约108 Ma开始，三工河组地层温度达到约75 ℃，烃源岩中生成的有机酸能够稳定保存，储集层成岩环境开始转化为酸性，长石等矿物开始溶解，石英次生加大与高岭石开始形

成（见图6）。石英次生加大中盐水包裹体均一温度主要为80～110 ℃（见图5b），证明了该时期酸性环境的存在。距今约95 Ma时，三工河组地层温度达90 ℃，高盐度地区硬石膏开始形成（见图6）。

表1 根据三工河组低渗透储集层中碳酸盐胶结物氧同位素计算的碳酸盐胶结物形成温度

距今约75 Ma时，烃源岩地层温度大于120 ℃[20-21]，羧酸阴离子脱羧，有机酸浓度降低，蒙皂石向伊利石转化和伊利石向绿泥石转化过程中产生的Fe2+、Mg2+、Ca2+等碱金属离子进入孔隙水，成岩环境酸性减弱。距今26 Ma以来，烃源岩地层温度大于140 ℃[22-23]，羧酸阴离子完全脱羧，储集层中碱金属离子浓度进一步增加，成岩环境变为碱性，碳酸盐开始胶结，此时储集层温度约为110～120 ℃（见图6），与碳酸盐胶结物中盐水包裹体均一温度及氧同位素计算的碳酸盐胶结物形成温度吻合（见表1、图5d）。

三工河组储集层油气充注分为两期：第1期约为距今50～90 Ma，第2期约为距今0～50 Ma。沙窝地与莫西庄地区三工河组储集层油气充注以第1期为主，第2期充注作为补充和调整，征沙村地区油气充注则以第2期为主，第1期充注量少[20-21]。

图6 三工河组低渗透储集层埋藏演化史及成岩演化序列（J1b—八道湾组；J1s—三工河组；

5 低渗透储集层孔渗演化

以成岩演化约束下的地质历史时期储集层孔渗恢复方法[22-23]为指导，开展低渗透储集层孔渗演化研究，并探讨孔渗演化史与油气成藏史匹配关系。具体方法为：①利用Trask分选系数So与储集层原始孔隙度φ0

间函数关系φ0=20.91+22.9/So[23]，结合成岩模拟结果校正，获得储集层原始孔隙度。②建立面孔率与孔隙度间函数关系。③根据关键溶解、胶结作用发生时间，结合埋藏演化史，确定各关键溶解、胶结作用发生时储集层的古埋深。④定量统计各关键胶结、溶解作用对储集层面孔率的贡献量，结合孔隙度与面孔率间函数关系，采用“反演回剥”原理恢复各主要胶结、溶解作用开始（或结束）时的反演回剥孔隙度。⑤建立正常压实图版，对反演回剥孔隙度进行机械压实校正，确定实际孔隙度演化过程。⑥利用压汞资料，以排驱压力0.05 MPa、0.15 MPa、0.45 MPa、1.00 MPa和2.50 MPa为界，以毛管中值压力0.20 MPa、1.00 MPa、2.70 MPa、8.00 MPa和25.00 MPa为界，将该区储集层孔喉结构分为3大类6小类（见表2）；然后建立各类孔隙结构下孔隙度与渗透率的函数关系。⑦根据面孔率反演结果，恢复各主要胶结、溶解作用时期储集层孔隙结构。⑧对现今不同类型孔隙结构的典型样品进行图像分析，建立不同类型孔隙结构图像分析标准，对比确定沉积初期和各主要胶结溶解作用时期储集层孔隙结构类型。⑨根据孔隙度恢复结果，利用相应孔隙度与渗透率间函数关系，恢复储集层渗透率演化过程。

以征1井4 788 m细砂岩储集层为例，距今约195 Ma时三工河组开始沉积（埋深0 m），原始孔隙度为41.3%，孔喉结构为ⅠB类，渗透率为19 755.11×10−3μm2；距今约108 Ma时（埋深约为2 140 m），恢复的储集层孔隙度为26.6%（41.3%−14.7%），孔喉结构为ⅡB类，渗透率为232.05×10−3μm2；距今约75 Ma时（埋深约为2 920 m），恢复的储集层孔隙度为19.34%（26.6%−6.6%+0.48%−1.14%），孔喉结构为ⅡB类，渗透率为35.29×10−3μm2；距今约26 Ma时（埋深约3 070 m），恢复的储集层孔隙度为18.72%（19.34%−0.62%），孔喉结构为ⅢA类，渗透率为20.61×10−3μm2；现今（埋深为4 788 m）实测孔隙度为6.27%（18.72%−0.80%−11.65%），孔喉结构为ⅢB类，恢复的渗透率为0.27×10−3μm2，与现今实测渗透率0.33×10−3μm2相近，认为结果可信（见表3、图7）。

表2 储集层孔喉结构分类

表3 征1井4 788 m细砂岩储集层孔渗演化恢复结果

征1井4 788 m细砂岩储集层沉积初期为高孔隙度特高渗透率储集层；受压实作用影响，储集层孔渗变差，距今约90～108 Ma，转变为低—中孔隙度、低渗透储集层；随后压实作用持续进行，储集层孔渗继续变差；距今约26～50 Ma，转变为低孔隙度、特低渗透率储集层；距今26 Ma以来，铁方解石与铁白云石发生强烈胶结作用，储集层孔渗进一步变差；距今约10 Ma时，形成特低孔隙度、超低渗透率储集层（见图7）。压实作用是储集层低渗透的主要原因，晚期碳酸盐胶结是造成储集层特低渗、超低渗的决定因素。

针对三工河组储集层，采用上述方法分析不同区带、不同岩性和不同成岩作用控制下储集层孔渗演化过程（见图8），将低渗透储集层分为3种成因类型。

图7 征1井4 788 m细砂岩储集层孔渗演化与油气成藏关系（括号内数据为深度）

Ⅰ类低渗透储集层为“先成藏后致密”型（沙4井，3 478.28 m），主要为中砂岩，压实作用是储集层低渗透主要原因，溶蚀作用弱，见少量高岭石充填孔隙。第1成藏期内储集层孔渗好，第2成藏期内致密化形成低渗透与特低渗透储集层（见图8a）。现今储集层孔渗较好，主要分布于沙窝地地区西北部（见图1），勘探潜力最好。

Ⅱ类低渗透储集层为“边成藏边致密”型（庄4井，4 355.69 m），主要为中砂岩，压实作用使储集层孔渗变差，硬石膏胶结作用是储集层低渗透的决定性因素。第1成藏期开始时三工河组储集层孔渗好，油气成藏过程与硬石膏胶结作用同时进行，至第2成藏期开始储集层为低渗透（见图8b），现今储集层孔渗较好，主要分布于莫西庄地区东南部（见图1），勘探潜力中等。

Ⅲ类低渗透储集层为“先致密后成藏”型，且第1成藏期开始时已为低渗透储集层。该类储集层可进一步分为4类。Ⅲ1类储集层（征1井，4 788 m）岩性主要为细砂岩，第1成藏期储集层为低渗透特征，第2成藏期内演变为特低渗透与超低渗透储集层，现今储集层孔渗较差（见图7），主要分布于征沙村地区细砂岩中（见图1），有一定的勘探潜力；Ⅲ2类储集层（征3井，5 064.6 m）岩性主要为粉砂岩，压实作用是储集层低渗透与特低渗透的主要原因，压实与碳酸盐胶结共同决定了超低渗透储集层的形成，第1成藏期晚期储集层演化为特低渗透，第2成藏期内变为超低渗透（见图8c），现今储集层孔渗较差，主要分布在征沙村地区碳酸盐胶结的粉砂岩段（见图1），有一定的勘探潜力；Ⅲ3类储集层（庄3井，4 189.7 m为例）岩性主要为细砂岩，压实作用与绿泥石薄膜发育是储集层低渗透的主要原因，高岭石充填作用是储集层特低渗透与超低渗透形成的决定因素，特低渗透形成于第1成藏期早期，超低渗透形成于第2成藏期（见图8d），高岭石晶间微孔导致现今储集层孔隙度较高，渗透率极低，主要分布于莫西庄地区东北部（见图1），勘探潜力有限；Ⅲ4类储集层（征3井，5 109.12 m）岩性主要为粉砂岩，压实作用是储集层低渗透的主要原因，石英加大与自生高岭石较发育，压实作用下自生高岭石堆积紧密程度增加，渗透率急剧降低，二者共同导致了超低渗透储集层的形成，特低渗透形成早于第1成藏期早期，超低渗透形成于第1成藏期内（见图8e），现今储集层孔渗较差，主要分布于征沙村地区自生高岭石充填强烈的粉砂岩段（见图1），勘探潜力有限。

图8 三工河组储集层孔渗演化史分析（括号内数据为深度）

6 结论

准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组低渗透储集层成岩环境经历了早期碱性、中期酸性和晚期碱性的演化过程，成岩作用类型多样，主要胶结、溶解作用序列为：绿泥石膜沉淀，早期方解石胶结，长石溶蚀、石英次生加大、自生高岭石充填，硬石膏胶结，晚期铁方解石、晚期铁白云石胶结，少量黄铁矿胶结，其中压实作用贯穿于整个埋藏演化过程。

准噶尔盆地中部1区三工河组存在3种成因类型的低渗透储集层：Ⅰ类“先成藏后致密”型储集层，勘探潜力最大；Ⅱ类“边成藏边致密”型储集层，勘探潜力中等；Ⅲ类“先致密后成藏”型储集层，勘探潜力较差。

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（编辑 林敏捷）

Diagenesis and porosity-permeability evolution of low permeability reservoirs: A case study of Jurassic Sangonghe Formation in Block 1,central Junggar Basin,NW China

Xi Kelai1,2,Cao Yingchang1,Wang Yanzhong1,Haile Beyene Girma2,Zhang Xiangxiang3,Zhang Jianghua4,Jin Jiehua1
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China; 2.Department of Geosciences,University of Oslo,Oslo 0316,Norway; 3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 4.Xinchun Oil Production Plant of Shengli Oilfield,Sinopec,Dongying 257015,China)

Based on core observation,thin section examination,cathode luminescence analysis,scanning electron microscopy,fluid inclusions,carbon and oxygen isotope,mercury penetration,porosity-permeability test and other analytical methods,combined with the histories of burial evolution,organic matter thermal evolution and hydrocarbon charge,the diagenesis and porosity-permeability evolution are studied of low-permeability reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Block 1 of central Junggar Basin.The matching relation between reservoir porosity-permeability evolution and hydrocarbon accumulation history is analyzed.The diagenetic environment evolution of the reservoir in the study area is early alkaline,interim acid and late alkaline,forming the diagenetic sequence of chlorite membrane precipitation,early calcite cementation,feldspar dissolution accompanied by quartz overgrowth and authigenic kaolinite precipitation,anhydrite cementation,late period ferrocalcite and ankerite cementation,a small amount of pyrite cementation.Generally,compaction occurs throughout the whole burial process.According to the matching relation between reservoir porosity-permeability evolution and hydrocarbon accumulation history,the Jurassic Sangonghe Formation has three genetic types of low permeability reservoirs: densification after hydrocarbon accumulation,with the best exploration potential; densification during the hydrocarbon accumulation,with medium exploration potential; densification before the hydrocarbon accumulation,with the poorest exploration potential.

low permeability reservoir; diagenesis; porosity-permeability evolution; hydrocarbon accumulation history; Junggar Basin

国家自然科学基金石油化工联合基金重点项目（U1262203）；中央高校基本科研业务费专项资金项目（14CX06013A）；国家留学基金项目（201406450019）

TE122

A

1000-0747(2015)04-0434-10

10.11698/PED.2015.04.04

葸克来（1988-），男，甘肃会宁人，中国石油大学（华东）在读博士研究生，主要从事油气储集层地质学方面的研究工作。地址：山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号，中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，邮政编码：266580。E-mail: kelai06016202@163.com

联系作者：操应长（1969-），男，安徽潜山人，博士，中国石油大学（华东）教授，主要从事沉积学与油气储集层地质学方面的教学与研究工作。地址：山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号，中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，邮政编码：266580。E-mail: cyc8391680@163.com

2014-05-05

2015-05-29