大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层成岩演化

苏妮娜，宋璠，邱隆伟，陈世悦，张娜



大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层成岩演化

苏妮娜1, 2，宋璠1, 2，邱隆伟1, 2，陈世悦1, 2，张娜3

(1. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东青岛，266580；2. 海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东青岛，266071；3. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安，710018)

综合岩石薄片、扫描电镜、阴极发光、流体包裹体及激光拉曼光谱等实验技术，对大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层成岩作用类型及特征进行研究，精细刻画成岩作用活动期次，对储层成岩演化过程进行阶段划分，探讨储层致密化过程与烃类流体多期充注的次序关系。研究结果表明：大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层以中砂岩为主，岩石类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主；强压实、强硅质胶结、碱性溶解是下石盒子组致密砂岩储层的总体成岩面貌，胶结作用是引起储层致密化的主要原因，可细分出3期硅质胶结与2期钙质胶结；储层的成岩演化过程可依次划分为快速压实、酸碱交替、致密化和致密后4个阶段，储层成岩演化过程中存在3期含烃流体充注，含烃流体充注时间早于储层完全致密化时期，储层总体呈“先成藏—后致密”的特征。

成岩作用；成岩演化；致密砂岩储层；下石盒子组；大牛地气田

致密砂岩是一种重要的非常规油气储层[1]，致密砂岩气藏几乎存在于所有的含油气区，气藏储量巨大，在我国具有重要的勘探与开发潜力[2−4]。致密砂岩储层大都埋藏较深并且往往经历了复杂的成岩作用过程，特别是对储层孔隙保存不利的破坏性成岩作用造成储层岩性致密、物性变差、非均质性强，进而导致气藏分布复杂、预测难度大，大大影响了致密砂岩气藏的勘探开发进程[5−7]。因此，研究致密砂岩储层的地质特征、查明其气藏的成因类型及分布规律已成为我国非常规油气勘探的重要任务。鄂尔多斯盆地上古生界储层经历了漫长的地质演化，砂岩遭受了强烈的成岩作用，前人研究初步明确了大牛地气田成岩作用类型主要包括降低储层物性的机械压实作用、胶结作用以及提高储层物性的溶蚀作用、白云化作用及裂缝作用 等[8]，但对于成岩作用的活动期次以及储层致密化过程解剖不够精细。为此，本文作者选取大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层为研究对象，综合大量储层成岩作用及成岩环境研究手段，刻画研究区储层成岩作用特征，划分成岩期次，剖析储层的成岩演化历程，分析成岩环境对储层致密化及气藏形成的影响，这对于寻找致密砂岩储层次生孔隙发育带及其气藏的勘探开发具有重要的现实意义。

1 地质背景

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，总面积约为2 000 km2(图1)，钻遇地层自上而下依次为第四系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系[9]，地层总厚度约为2.80 km。在石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组中均发现了具有开采价值的致密砂岩气藏，其中下石盒子组气储量最为富集，是该区的主力产气层[10]。二叠系下石盒子组主要发育砂泥岩互层沉积，岩性以浅灰色、灰色含砾砂岩、粗砂岩及中—细砂岩、棕褐及灰绿色泥岩为主，夹少量碳质泥岩、煤层及凝灰岩。自下而上可分为3个大的正旋回，分别对应于盒1、盒2、盒3段，整体具有北粗南细、北薄南厚的特点。前人研究认为下石盒子组发育辫状河三角洲前缘—辫状河三角洲平原沉积体系。

图1 研究区构造位置

2 储层岩石学特征

大牛地气田下石盒子组碎屑岩储集层厚度约 200 m，为一套砂泥岩互层沉积。薄片鉴定资料和粒度分析资料统计表明：中砂岩为下石盒子组致密气藏的主力储层，其次为粗砂岩和细砂岩，含少量含砾粗砂岩、砾岩和粉砂岩。岩石类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩和石英砂岩(图2)。砂岩碎屑成分中，碎屑颗粒质量分数平均为85.42%，其中石英、长石和岩屑的平均质量分数分别为71.30%，3.10%和25.60%，整体上成分成熟度较低；填隙物质量分数平均为14.58%，其中杂基主要为泥质，平均质量分数为9.98%，胶结物主要为方解石、石英和少量的高岭石和绿泥石。岩石为颗粒支撑，孔隙式胶结，颗粒间以点—线接触、线接触为主。碎屑颗粒分选中等，磨圆度主要为次棱角状，部分为次棱角—次圆状，总体上储层岩石颗粒结构成熟度中等。

图2 大牛地气田下石盒子组岩石组分特征

3 成岩作用类型及特征

综合利用薄片观察、扫描电镜、阴极发光等实验技术，对大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层成岩作用类型及特征进行综合研究，精细刻画了成岩作用活动期次，进一步明晰成岩作用活动过程及其对储层质量的影响。

3.1 压实作用

研究区压实作用主要表现为机械压实作用，压溶作用少见，这与该区砂岩岩屑质量分数较高有关。由于埋藏较深，研究区压实作用普遍且强度较大，常见碎屑颗粒主要呈线状接触，部分呈镶嵌式接触(见图3(a))，云母等塑性矿物压弯变形以及刚性颗粒压实破裂形成微裂缝(见图3(b))。碎屑组分类型是影响砂岩压实作用的重要因素，研究区石英、钾长石等刚性组分质量分数较高，具有一定抗压能力，因此，可以保留少量原生孔隙。然而，储层中泥质质量分数较高，抗压能力相对较差的黏土岩和泥质粉砂岩质量分数较多，导致压实过程中原生孔隙数量急剧减少，是造成低孔低渗致密砂岩储层的重要因素[11]。

(a) 颗粒镶嵌接触，大11井，2 604.38 m，正交光；(b) 压裂缝，大14井，2 694.54 m，单偏光；(c) Ⅰ期石英加大边，大15井，2 575.41 m，正交光；(d) Ⅱ期石英加大边，大15井，2 581.85 m，正交光；(e) 暗棕色Ⅱ期石英加大边，DK13井，2 658.19 m，阴极发光；(f) 多期石英加大边，大8井，2 749.95 m，正交光；(g) 多期钙质胶结，大33井，2 593 m，阴极发光；(h) 石英加大边被溶蚀，大8井，2 749.95 m，单偏光

3.2 胶结作用

本次研究对大牛地气田致密砂岩储层的胶结作用进行了精细刻画，划分其形成期次。研究结果表明，研究区存在硅质胶结、碳酸盐胶结及少量黏土矿物胶结作用，其中硅质和碳酸盐胶结是大牛地气田下石盒子组存在的主要胶结作用方式，石英加大与方解石胶结均存在明显的多期次特征。

3.2.1 硅质胶结

薄片观察表明研究区硅质胶结作用十分普遍且显著，硅质胶结物主要以2种形式存在：石英次生加大和分布于粒间的自形石英微晶。镜下观察明显可以识别出3期石英加大边：第Ⅰ期石英加大边多发育于石英颗粒某一侧，宽度较小(＜0.02 mm)，部分可见自形晶面，数量较少，溶蚀现象明显(图3(c))，通过对加大边内包裹体进行均一温度测定，结果为78 ℃；第Ⅱ期石英加大边不均匀环绕石英颗粒，发育自形晶面，加大边宽度较大(图3(d))，含有一定量的包裹体，阴极发光呈暗棕色(图3(e))，包裹体均一温度为91.6 ℃，在本区发育数量最多；第Ⅲ期石英加大边多呈镶嵌状与缝合线状接触，镜下可见清晰的2期尘线(图3(f))，加大边几乎占据了所有的剩余粒间孔隙，宽度多大于0.05 mm，自形晶面基本消失，包裹体均一温度为112.4 ℃，本区发育较多。

3.2.2 钙质胶结

研究区钙质胶结物种类主要有方解石、白云石等早期碳酸盐胶结物以及铁方解石、铁白云石等晚期碳酸盐胶结物。借助阴极发光实验，在大牛地气田下石盒子组砂岩储层中识别出2期方解石胶结：第Ⅰ期胶结主要为方解石胶结粒间孔隙，有少量白云石，常呈薄膜状绕孔隙分布，质量分数较少，阴极发光呈暗黄色；第Ⅱ期胶结主要为方解石、铁方解石充填粒间孔隙，质量分数高，分布普遍，由于铁离子质量分数较高，阴极发光颜色较亮，一般呈亮黄色，与早期胶结物区别明显(图3(g))。

3.3 溶解作用

溶解作用是储层中重要的一种改善储集物性的成岩作用，按成因可以分为酸性溶解、碱性溶解、酸 性—碱性交替溶解等。在酸性介质条件下，岩屑、长石骨架颗粒以及碳酸盐胶结物溶蚀作用较强，易形成高岭石、自生石英、石英加大边等溶解产物；在碱性介质条件下，易导致石英溶解，能造成碱性矿物的胶结，如方解石及绿泥石的形成。研究区整体溶蚀现象不明显，主要表现为石英加大边的溶蚀以及部分石英颗粒内部的溶蚀，镜下多见石英颗粒边缘溶蚀呈港湾状(图3(h))，进一步表明研究区存在碱性流体活动。溶解作用是决定储层发育的关键因素，碎屑颗粒及填隙物溶解形成的次生孔隙可以大大改善致密砂岩的储层物性[12−13]。总体看来，强压实、强硅质胶结、碱性溶解是大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层的总体成岩面貌。

4 成岩演化序列

在成岩作用特征研究基础上，结合流体包裹体、激光拉曼光谱等实验技术以及大牛地气田埋藏热演化史，精细刻画了研究区致密砂岩储层的成岩序列，将成岩演化过程按时间次序依次划分为快速压实、酸碱交替、致密化和致密后4个阶段(图4)，在此基础上，探讨储层致密化过程与烃类流体多期充注的次序关系。

图4 大牛地气田埋藏热演化史及成岩演化阶段

4.1 快速压实成岩阶段

该阶段处于沉积物埋藏成岩早期，成岩事件以强压实为主，大致对应深度小于2.3 km，温度小于90 ℃。根据成岩矿物的共生组合关系，确定出该阶段成岩矿物由早到晚形成的相对顺序为早期方解石、泥晶菱铁矿—绿泥石薄膜—石英Ⅰ期加大。其中早期方解石含铁离子较少，阴极发光呈暗黄色，主要分布于孔隙边部，后期有被溶蚀的现象。该阶段方解石的沉淀作用主要与(铝)硅酸盐矿物的水化作用有关，水化作用的结果使成岩作用早期的孔隙流体pH由中性或中偏碱性向碱性转变，并提供各种金属离子，除早期连生方解石的物质来源与之有关以外，水化作用也为同生—早成岩阶段菱铁矿的形成提供了物质来源(图5(a)和5(b))。绿泥石薄膜主要分布于剩余粒间孔边缘，镜下观察表明其形成早于石英Ⅰ期加大(图5(c)和5(d))，绿泥石环边不仅保护了原生粒间孔隙，同时也保护了由溶解作用形成的次生孔隙。然而，绿泥石薄膜并未能阻止石英生长，研究表明绿泥石薄膜必须达到一定的厚度才能对石英加大起抑制作用[14−15]，因此，在绿泥石薄膜不发育的地方，石英加大通常为Ⅲ级。激光拉曼光谱实验显示石英Ⅰ期加大边内包裹体无有机组分(图6(a))，表明石英Ⅰ期加大边形成时本区尚未进入烃成熟分解阶段，即没有发生烃组分的运移。从上述特征可以看出：石英Ⅰ期加大边属于早成岩阶段B期的成岩压实作用阶段产物，由原岩中的石英压溶而成。

4.2 酸碱交替成岩阶段

酸碱交替成岩阶段对应深度范围为2.3~2.8 km，温度为90~110 ℃，成岩环境经历了酸—碱—酸—碱的复杂演化过程。该阶段是大牛地气田致密砂岩储层次生孔隙形成的主要阶段。根据成岩矿物的共生组合关系与典型的成岩现象，可以将该阶段成岩演化总结为如下过程：第1酸性阶段(长石、岩屑溶解至早期高岭石胶结)—第1碱性阶段(石英溶解、高岭石溶解与转化)—第2酸性阶段(石英Ⅱ期加大与自生石英形成、晚期高岭石胶结)—第2碱性阶段(石英再次溶解、Ⅱ期含铁)—铁方解石胶结。该阶段石英Ⅱ期加大与Ⅱ期含铁−铁方解石胶结物中均捕获了一定数量的流体包裹体，其中存在部分弱荧光显示的气烃包裹体，指示该阶段存在两期含烃流体充注。对包裹体进行均一温度及拉曼光谱成分测定，结果表明石英Ⅱ期加大边内包裹体均一温度平均为91.6 ℃，盐度平均为5.5%，无机组分主要为SO2，CO2和CO等，有机组分以C6H6为主(图6(b))；Ⅱ期含铁—铁方解石胶结物内包裹体均一温度平均为104.5 ℃，无机组分主要为Cl2，F2和CO2等，还普遍存在NH3，有机组分以CH4和C4H6为主(图6(c))，表明Ⅱ期含铁−铁方解石胶结物内流体成分以酸性、碱性成分共存为特征。

(a) 早期方解石连晶胶结，大23井，2 593.3 m，单偏光；(b) 泥晶菱铁矿充填孔隙，大8井，2 718 m，扫描电镜；(c) 绿泥石薄膜与自生石英，大18井，2 595 m，单偏光；(d) 泥质与硅质胶结，大18井，2 595.7 m，单偏光；(e) 铁方解石溶蚀形成粒内溶孔，大33井，2 593 m，单偏光；(f) 泥铁质充填粒间孔隙，大25井，2 697.75 m，单偏光

(a) DK3井，2 665.7 m，H3-2；(b) 大4井，2 746.5 m，H3-1；(c) 大8井，2 749.95 m，H3-2；(d) DK18井，2 694.3 m，H3-1

4.3 致密化阶段

研究区砂岩储层经历了快速压实、酸碱交替成岩作用之后，进入致密化的最后阶段。该阶段的典型成岩现象为石英的Ⅲ期加大，强烈的硅质胶结几乎完全占据了剩余粒间孔隙。包裹体测温实验显示该阶段存在一期流体充注，通过对Ⅲ期石英加大边内的流体包裹体进行均一温度及拉曼光谱成分测定，结果表明包裹体均一温度平均为112.4 ℃，盐度平均为6.2%，流体中无机组分、有机组分共存，包括CO2，SO2和C4H6等，其中以无机组分为主，有机组分相对较少(图6(d))。由于含烃流体充注，该阶段存在方解石、铁方解石溶蚀现象(图5(e))，但数量较少，对储层物性改善作用并不明显。另外，可见明显的泥铁质充填、交代碎屑颗粒与胶结物(图5(f))。正是由于强烈的硅质胶结、泥铁质胶结，砂岩储层完全致密化。结合流体充注期次与典型成岩事件的先后次序，可以看出大牛地气田储层含烃流体充注时间早于完全致密化时期，总体呈“先成藏—后致密”的特征。

4.4 致密后阶段

研究区上古生界储层在成岩演化晚期，经历了一定的构造抬升作用，地层压力急剧降低，应力释放后形成了很多规模相对较大的微裂缝。薄片统计裂缝长度主要大于1.0 mm，宽度大于20 µm，裂缝面孔率通常大于10%。此类裂缝的分布及切割关系无明显规律，与常规构造、成岩作用形成的裂缝有明显区别，裂缝内部基本无包裹体存在。

5 结论

1) 大牛地气田下石盒子组致密砂岩储层以中砂岩为主，岩石类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，总体上岩石成分成熟度较低，结构成熟度中等。

2) 下石盒子组砂岩储层主要经历了压实作用、胶结作用和溶解作用等成岩作用。压实作用主要为机械压实作用；胶结作用主要为硅质胶结和碳酸盐胶结，可细分出3期硅质胶结与2期钙质胶结，是引起储层致密化的主要原因；溶解作用主要为石英加大边及部分石英颗粒内部的溶蚀。强压实、强硅质胶结、碱性溶解是下石盒子组致密砂岩储层的总体成岩面貌。

3) 下石盒子组致密砂岩储层的成岩演化过程按时间次序可划分为快速压实、酸碱交替、致密化和致密后4个阶段。储层成岩演化过程中存在3期含烃流体充注，含烃流体充注时间早于储层完全致密化时期，储层总体呈“先成藏—后致密”的特征。

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(编辑 陈灿华)

Diagenetic evolution of tight sandstone reservoir in lower Shihezi formation from Daniudi gas field

SU Nina1, 2, SONG Fan1, 2, QIU Longwei1, 2, CHEN Shiyue1, 2, ZHANG Na3

(1. School of Geosciences, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China;2. Laboratory for Marine Mineral Resources,Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology, Qingdao 266071, China;3. Exploration and Development Research Institute of Changqing Oilfield Company, Petro China, Xi’an 710018, China)

The diagenesis types and characteristics of the tight sandstone reservoir in lower Shihezi formation from Daniudi gas field were studied by means of many experimental technologies, such as chip observation, scanning electron microscope, cathodoluminescence, fluid inclusions, laser raman spectroscopy and so on. The diagenesis activity times and diagenetic evolution process were divided. The order relationship between the reservoir densification process and multiphase hydrocarbon fluid filling was discussed. The results show that the sandstone reservoir of lower Shihezi formation is mainly medium sandstone and the rock types are mainly lithic sandstone and lithic quartz sandstone. Strong compaction, strong siliceous cementation and alkaline dissolution are the general diagenetic features of the tight sandstone reservoir in lower Shihezi formation. Cementation can be subdivided into three periods of siliceous cementation and two periods of calcareous cementation, and cementation is the main cause of reservoir densification. Diagenetic evolution process of the reservoir can be divided into four stages, i.e., fast compact stage, acidic and alkaline alternate stage, intense cement stage and the late transform stage. Hydrocarbon fluid filling exists in the three stages of the diagenetic evolution process. The time of hydrocarbon fluid filling is earlier than the period of reservoir densification. Overall reservoir has the characteristics of “hydrocarbon accumulation comes first and then reservoir densification”.

diagenesis; diagenetic evolution; tight sandstone reservoir; lower Shihezi formation; Daniudi gas field

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.10.036

TE122

A

1672−7207(2016)10−3555−07

2015−10−15；

2015−12−21

山东省自然科学基金资助项目(ZR2011DL005)；国家科技重大专项(2011ZX05009-002)；中央高校基本科研业务费专项资金资助项目(11CX04013A)(Project(ZR2011DL005) supported by the Natural Science Foundation of Shandong Province; Project(2011ZX05009-002) supported by the National Science and Technology Major Project; Project(11CX04013A) supported by the Fundamental Research Funds for Central Universities)

苏妮娜，博士，讲师，从事沉积学、储层地质学等研究；E-mail：sunina1981@163.com