辽东凸起东营组砂岩成岩作用及其对储层的影响

张文凯, 吕正祥, 沈忠民, 刘四兵

( 1. 成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 2. 成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059 )

辽东凸起东营组砂岩成岩作用及其对储层的影响

张文凯1,2, 吕正祥1,2, 沈忠民1,2, 刘四兵1,2

( 1. 成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 2. 成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059 )

为确定辽东凸起东营组砂岩储层特征，采用偏光显微镜、扫描电镜、岩石热解、X线衍射及包裹体测温等方法，分析研究区储层岩石学、成岩作用特征及控制因素。结果表明：东营组储层主要岩石类型为杂基体积分数较低的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，其成岩阶段为早成岩B期和中成岩A期；主要成岩作用类型包括机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中沉积、成岩初期压实作用和方解石胶结作用，以及中晚期自生高岭石等黏土矿物充填是破坏储层孔隙的主要成岩作用，成岩中后期的长石溶蚀作用是改善储层物性的主要成岩作用；沉积作用决定研究区储层原生孔隙数量，成岩作用控制储层原生孔隙的改造程度及次生孔隙的发育程度。研究结果为辽东凸起东营组油气勘探提供地质依据，为辽东湾其他构造区块同类储层研究提供参考。

辽东凸起； 东营组； 成岩作用； 成岩阶段； 储层特征

0 引言

成岩作用，尤其是砂岩的成岩作用研究起步较晚，20世纪50年代，在岩石碎屑颗粒形状和结构描述中逐渐被人们认识[1-2]。随着岩相学、电镜、能谱和同位素测试等技术在成岩作用描述中的应用，成岩作用研究趋于定量化[3-4]。目前对成岩作用的研究主要集中在水岩相互作用、数值模拟，以及成岩作用的内在动力成因机理等方面[5-6]，进一步拓展成岩作用在储层质量评价和有利区预测的方向。自20世纪70年代投入勘探以来，渤海湾盆地成为中国石油地质领域热点盆地之一，它位于辽东凸起的油气田发育区，比盆地内其他部位的钻井数相对较少、勘探程度偏低。彭靖淞等认为，辽东凸起于东三段沉积末期逐渐形成隆升格局，早于主排烃期，且隆升形成多种有利于油气保存的圈闭[1]；吴智平等认为，辽东凸起受控于辽中、辽东断裂群，后期受走滑作用进一步改造，断裂侧向封堵性较强，是油气藏发育的有利区带[3]；黄晓波等认为，辽东凸起潜山经历多期构造运动，受断层封堵而形成多个断块圈闭群，是油气聚集的有利场所[4]。这些研究从构造、成藏方面对辽东凸起油气地质进行探索[7-9]，但对该区东营组储层特征研究、尤其对砂岩成岩演化及其对储层物性的影响报道较少。笔者利用研究区钻井、录井、热解、X线衍射、岩矿鉴定及岩心常规分析等资料，分析研究区储层成岩作用特征及演化过程，为该区东营组储层综合评价及勘探开发提供依据。

1 区域地质概况

辽东凸起位于渤海湾盆地东部地区，范围在东经120°53′～121°56′、北纬39°35′～40°58′之间，整体呈狭长带状沿NNE向展布，夹持在辽中凹陷和辽东凹陷之间，面积约为800 km2。构造上辽东凸起分为南北两个近似菱形的隆起，南北两段在北东向延伸分别约为30、100 km；在北西向宽度分别约为10、15 km，整体上属于辽东湾坳陷的一个次级构造单元。辽东湾地区已发现锦州9-3、锦州20-2、锦州21-1、锦州23-1、锦州23-2N、锦州25-1、锦州25-1S、金县1-1、绥中36-1、旅大4-2、旅大5-2、旅大6-2、旅大10-1、旅大27-2、旅大32-2等油气田区块及含油气构造(见图1)[10-13]。

图1 研究区构造位置(据文献[13])

2 岩石学特征

2.1 岩石类型

图2 辽东凸起东营组砂岩储层岩性组分三角图Fig.2 Triangular diagram for the sandstone reservoirs of the Dongying formation in the Liaodong uplift

根据研究区东营组506块岩石薄片(包括铸体和普通薄片)的镜下统计结果，砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(见图2)。分析东营组砂岩各组分，石英体积分数较高，分布为12.5%～72.5%，平均为46.1%；长石与岩屑的次之，且两者体积分数相当。其中，长石体积分数分布为4.0%～52.5%，平均为28.1%；岩屑体积分数分布为2.0%～63.5%，平均为25.8%；杂基体积分数分布为0.5%～30.0%，平均为7.3%，说明砂岩杂基体积分数总体偏低。

2.2 岩石结构特征

根据研究区砂岩薄片鉴定资料，统计表征结构特征的主要参数。

(1)分选性。研究区东营组砂岩总体上具有中—好的分选性，样品中分选性中等的样品数量最多，占样品总数的64.4%；其次为分选性较好的样品数量，占样品总数的17.8%；分选性差—中的样品数量最少，占样品总数的4.4%。

(2)磨圆度。样品中次棱角状的样品数量最多，占样品总数的62.2%；其次为次棱—次圆状样品，占样品总数的30.3%；棱角状的样品数量最少，占样品总数的3.1%。分选性和磨圆度参数表明研究区砂岩沉积物具有一定的搬运距离。

(3)颗粒接触方式。研究区砂岩以点接触为主，占样品总数的47.8%；其次为点—线接触，占样品总数的28.1%；线接触最少，占样品总数的24.1%。表明研究区砂岩压实作用相对较弱，是优质储层发育的有利因素。

(4)颗粒间胶结类型。研究区砂岩孔隙式胶结最为明显，占样品总数的50%以上；其次为孔隙—接触式胶结，占样品数总数的35%；接触式胶结最少，占样品总数的10%左右。表明研究区砂岩碎屑颗粒骨架发育良好，是后期有利储层形成的有利因素。

总体上，研究区砂岩分选性中等—好，磨圆度中等—差，以孔隙式胶结为主，碎屑颗粒多为点接触，属于杂基体积分数相对较低的净砂岩。

3 成岩作用类型及阶段划分

3.1 成岩作用类型

对研究区东营组506块岩石铸体和普通薄片进行偏光显微观察，结合扫描电镜、阴极发光、荧光等实验结果，分析砂岩储层主要成岩作用类型，分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用。

3.1.1 破坏性成岩作用

(1)压实(溶)作用。研究区东营组砂岩受压实作用影响明显，但表现出较大差异性。在分选性、磨圆度较好，粒度较粗且杂基体积分数较低的砂岩中，压实作用相对较弱，镜下主要表现为点接触，部分为点—线接触。在部分含塑性岩屑较多且分选性较差、杂基体积分数高的细粒砂岩中，压实作用对储层孔隙的破坏作用较明显，主要表现为：镜下观察碎屑颗粒多沿长轴定向排列(见图3(a))；碎屑颗粒接触方式变化明显，随埋深增加，碎屑颗粒以点—线接触过渡为线接触，部分碎屑颗粒呈压溶镶嵌接触(见图3(b-c))；深埋藏地段，部分胶结物晶体呈压嵌式紧密贴附于碎屑颗粒周围；部分刚性碎屑，如花岗岩屑、石英岩屑、石英和长石颗粒等发生破裂(见图3(d))；部分黏土矿物和塑性碎屑被挤压充填在粒间和粒内孔隙中，如云母挤压揉曲。

(2)胶结作用。研究区东营组砂岩胶结作用主要形式为黏土矿物胶结、碳酸盐胶结及硅质胶结，偶见少量长石次生加大现象。

黏土矿物胶结物组分主要为伊利石、伊/蒙混层和高岭石。在扫描电镜下，伊利石及伊/蒙混层呈丝片状、蜂窝状和不规则卷曲的片状，充填于颗粒孔隙内部及表面(见图3(h-i))；部分蚀变高岭石在偏光显微镜下呈粒状或书页状，在扫描电镜下呈鳞片或六方板状，充填在粒间孔隙和长石溶孔内(见图3(g))。

碳酸盐胶结在研究区东营组各段采集的岩石样品中均有发育，主要组分为方解石，白云石次之，偶见少量铁方解石和铁白云石。成岩早期形成的方解石和白云石呈亮晶方式充填在粒间孔隙内，晚期形成的部分方解石和白云石占据粒内溶孔。两者在正交偏光显微镜下呈多种高级干涉色，在单偏光下可见方解石被茜素红染成红色，在扫描电镜下方解石多以片状充填在颗粒间，白云石呈颗粒状充填在孔隙内(见图3(e-f))。

硅质胶结主要为石英次生加大胶结，常见加大边为Ⅰ级和Ⅲ级，其现象一种为沿颗粒边缘形成自形晶面和较宽的加大边(20～50 μm)，呈镶嵌状接触充填于孔隙(见图3(j))；另一种为结晶较好的自形石英充填于孔隙(见图3(k))。此外，研究区还有一些菱铁矿和黄铁矿，其中黄铁矿在偏光显微镜下呈黑色团状，在扫描电镜下呈球粒状或草莓状(见图3(l))。

3.1.2 建设性成岩作用

研究区东营组建设性成岩作用主要为溶蚀作用，发生在沉积、成岩作用整个过程中，是形成次生孔隙的主要途径，尤其成岩后期有利于储层物性改善。研究区碎屑颗粒溶蚀作用比较明显，主要分为粒间溶蚀和粒内溶蚀。根据镜下碎屑颗粒特征，可进一步细分为长石、岩屑及胶结物溶蚀。

长石溶蚀形成大量的粒间溶孔和溶蚀扩大孔，部分形成铸模孔(见图3(m-n))，次生孔隙构成研究区储层孔隙的主要类型。根据阴极发光、电子探针和偏光显微镜下观测结果，研究区长石溶蚀类型主要为钾长石、钠长石和钙长石，并且发育多期溶蚀，对储集物性较为有利的为中—晚期长石溶蚀作用。当成岩环境一定时，长石溶蚀程度受自身化学成分和结构影响，稳定性为钾长石>钠长石>钙长石[14-16]；当遇到酸性流体时，长石中钙质组分首先被溶蚀，其次是钠长石组分发生溶蚀，且钙质体积分数越高，长石越容易被溶蚀[17]。有机质演化及烃源岩生烃作用可为溶蚀作用提供大量酸性流体[18-19]。与研究区毗邻的辽中凹陷烃源岩十分发育，其东营组暗色泥岩厚度大，累计厚度可达300～500 m，镜质体反射率为0.5%～0.8%，埋深为2 500 m时开始生烃[20-21]，在烃源岩生烃过程中，可为研究区岩石的溶蚀作用提供酸性流体；研究区与辽中凹陷以多条深大断裂带为界，为酸性流体提供良好渗流通道，进一步促成后期溶蚀作用发生。

图3 辽东凸起东营组砂岩成岩作用Fig.3 Diagenesis phenomena of Dongying formation sandstone in the Liaodong uplift

长石溶蚀生成的高岭石和自生石英占据部分孔隙空间，但与长石溶蚀增加的孔隙体积相比，比例很小；溶蚀的高岭石随着孔隙流体迁移，保证长石持续性溶蚀作用，对储层改造更加明显。岩屑溶蚀主要为部分长石体积分数较高的火成岩岩屑发生溶蚀，其溶蚀机理与长石的类似。

胶结物溶蚀主要为部分碳酸盐胶结物(方解石)发生微溶蚀作用(见图3(o))，黏土矿物发生一定程度的溶蚀，但受其晶体结构影响，形成孔隙小且对储层贡献小，可忽略不计。在有机酸作用下，方解石发生溶蚀作用，形成一定程度的微孔隙，对储层连通性起改善作用[22-23]。

3.2 成岩阶段划分

3.2.1 黏土矿物演化特征

研究区黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、伊/蒙混层及水云母等，选取2口典型井的黏土矿物资料，分析其质量分数纵向演化特征(见图4)。同一口井不同黏土矿物在纵向上质量分数变化规律不同，相同黏土矿物在不同井区质量分数变化规律也具有明显差异，随着埋深加大，伊/蒙混层向伊利石、绿泥石转化，伊利石、绿泥石和高岭石质量分数呈增加趋势。在JX1-2-1井区附近，伊/蒙混层大量转换为伊利石，绿泥石和高岭石质量分数略有增加；在LD6-2-7D井区附近，伊/蒙混层转化为伊利石和绿泥石，两者质量分数随埋深加大而明显增加。

图4 研究区单井黏土矿物质量分数演化Fig.4 Changes of the single well clay minerals content in the study area

总体上，研究区伊/蒙混层中的蒙脱石质量分数在50%～70%之间，根据石油天然气行业标准(SY/T 5477—2003)，判定研究区大部分岩石处于早成岩B期，对应的门限深度约为1 600 m。

3.2.2Ro和Tmax演化特征

选取研究区不同位置4口典型井，对泥岩镜质组反射率(Ro)和最高热解峰温(Tmax)进行测定。研究区Ro总体上分布在0.3%～0.6%之间，根据石油天然气行业标准(SY/T 5477—2003)判定，研究区砂岩成岩阶段总体处于早成岩B期，在JZ23-1-3和JZ17-3-1 井区附近，部分层段Ro大于0.5%，表明局部区域砂岩成岩作用进入中成岩A期(见图5(a))。

根据最高热解峰温Tmax与深度关系(见图5(b))，研究区东营组二段上亚段(东二上段)Tmax主要分布在420～430 ℃之间，为早成岩A期；东营组二段下亚段(东二下段)Tmax分布在430～435 ℃之间，已进入中成岩A期；东营组三段(东三段)Tmax大于435 ℃，成岩阶段由中成岩A期进入B期。总体上，研究区东营组Tmax处于430～435 ℃，说明砂岩大部分处于早成岩B期，与Ro分布特征及黏土矿物质量分数划分的成岩阶段基本一致。

图5 研究区泥岩Ro、Tmax与深度关系Fig.5 The vertical distribution of Ro & Tmax in the study area

3.2.3 自生矿物包裹体测温特征

图6 研究区自生石英包裹体均一温度分布Fig.6 Distribution of the homogenization temperatures within authigenic quartz in the study area

研究区自生矿物种类较多，含量分布差异较大。选取具有代表性的石英颗粒，测定其次生加大边内包裹体的均一温度，分布在65～85、85～105、105～125和125～145 ℃四个区间(见图6)。其中均一温度分布在65～85 ℃之间的最多，约占51.3%；温度分布在85～125 ℃之间的次之；温度分布在125～145 ℃之间的最少，约占5.1%。根据石油天然气行业标准(SY/T 5477—2003)判定，研究区岩石成岩阶段主要处于早成岩B期，部分成岩作用较强的岩石成岩阶段处于中成岩A期，仅小范围部分岩石成岩阶段进入中成岩B期。

根据石油天然气行业标准(SY/T 5477—2003)判定，结合镜下成岩特征、黏土矿物质量分数、镜质体反射率、自生矿物包裹体测温及烃源岩最高热解峰温等参数的纵向演化规律，确定研究区东营组砂岩成岩阶段及演化过程(见图7)：(1)沉积初期，受上覆静压力作用影响，松散的沉积物快速压实，孔隙空间由40%左右迅速减小到35%左右；(2)早成岩A期末，随着长石及部分岩屑开始较弱强度溶蚀，孔隙度略有增加，长石溶解产物——高岭石和石英等占据部分孔隙空间，受压实作用对孔隙的破坏影响，孔隙度总体呈下降趋势，接近30%左右；(3)中成岩A期，受有机质演化产生的腐殖酸作用影响，长石、岩屑及填隙物开始大量溶蚀，形成许多粒间溶蚀扩大孔及粒内溶蚀，孔隙度明显上升，约为35%；(4)中成岩B期，随着长石不断产生的石英、高岭石、碳酸岩胶结物、伊/蒙混层转化生成的伊利石，以及黄铁矿等充填孔隙，造成储层孔隙度进一步下降，约为20%。

图7 辽东凸起东营组成岩阶段划分Fig.7 Diagenetic stage division of Dongying formation in Liaodong uplift

4 成岩作用对储层发育的控制

4.1 破坏性成岩作用

研究区东营组储层破坏性成岩作用主要是压实和胶结作用，通常用胶结物含量与负胶结物孔隙度(粒间体积占全岩体积的百分比)关系(见图8)对其进行评价。压实作用在沉积、成岩初期对研究区储层原生孔隙的影响很大，且表现出明显的差异性。在相同埋深条件下，塑性碎屑、泥质较发育的区域受压实作用影响较为明显(见图8的B区)，主要为含泥质细粉砂岩和不等粒长石岩屑细砂岩。在刚性颗粒如石英、长石较发育的区域，受压实作用影响较弱，储层岩石颗粒多以点接触为主，分选性较好，粒间原生孔隙易被后期胶结物充填，导致物性变差(见图8的A区)，岩性以中—粗粒砂岩为主。总体上，东二段比东三段受压实作用影响较弱，原生孔隙比东三段的更加发育。

胶结作用对储层物性的影响主要体现为自生黏土矿物，如高岭石、伊利石、方解石、白云石及硅质胶结较为发育，且影响表现出差异性，其中以伊利石、高岭石和方解石胶结对研究区储层物性破坏最为明显。绘制碳酸盐胶结物质量分数与孔隙度关系(见图9)，碳酸盐胶结物质量分数与孔隙度呈明显的负相关关系，当碳酸盐胶结物质量分数小于5%时，研究区孔隙度普遍大于20%。在偏光显微镜及扫描电镜下，部分物性较差区域粒间孔隙充填大量的连晶方解石、鳞片状高岭石及丝片状伊利石，为储集物性降低的主要原因。

此外，研究区发育部分自生石英及石英次生加大，根据激光同位素定年判断，主要形成于早成岩B期末及中成岩A期，封堵粒间孔及部分溶蚀孔隙的喉道，为导致储层渗透率降低的原因之一。

4.2 建设性成岩作用

研究区建设性成岩作用主要为溶蚀作用，包括长石溶蚀、部分岩屑溶蚀及后期碳酸盐胶结物溶蚀，长石溶蚀作用对储层次生孔隙的改造起决定性作用，岩屑和胶结物溶蚀对储层物性改善影响较弱。分析研究区储层岩石学特征，储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，约占75%，为后期溶蚀作用提供物质基础。长石比其他碎屑组分稳定性差，在酸性环境中首先发生溶蚀，促进溶蚀作用的发生。根据研究区储层成岩演化特征，长石溶蚀主要发生在早成岩A期到中成岩阶段，多沿双晶面和解理发生部分或全部溶蚀，形成大量蜂窝状孔隙和铸模孔，是储层物性改善的直接原因。

图8 砂岩粒间体积—负胶结物孔隙度关系Fig.8 Relationship between the cements and the negative cement porosity of sandstone

图9 碳酸盐胶结物体积分数与孔隙度关系Fig.9 Relationship between the carbonate cements and the porosity

5 结论

(1)辽东凸起东营组砂岩主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩，岩屑石英砂岩最少。

(2)研究区东营组砂岩总体上分选性中等—好，磨圆度中等—差，以孔隙式胶结为主，碎屑颗粒多为点接触，属于杂基体积分数较低的净砂岩，为后期发育优质储层提供良好的物质基础。

(3)研究区主要成岩作用类型包括机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中机械压实作用、自生黏土矿物及方解石胶结作用为破坏性成岩作用，是储层物性变差的主要因素；溶蚀作用，特别是早成岩B期—中成岩A期的钠长石、钙长石溶蚀作用，产生大量次生孔隙，为建设性成岩作用，是改善储层孔隙结构和储层物性重要因素。

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2016-10-19；编辑：张兆虹

国家自然科学基金项目(41172119)；中海油天津分公司项目(CCL2013TJXSBS1880)

张文凯(1989-)，男，博士研究生，主要从事油气藏地质学与油气地球化学方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)01-0097-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.01.010