深层低孔渗碎屑岩储层成岩作用与孔隙演化

窦铭 张善文 冷延峰

摘 要：以准噶尔盆地中部4区块头屯河组致密砂岩储层为研究对象，通过常规薄片、荧光分析、扫描电镜、流体包裹体测温等方法，以不同期次沥青与成岩自生矿物间的显微接触关系为依据，建立储层无机-有机流体活动的时间序列，探讨储层成岩-油气充注演化过程。

关键词：成岩作用；油气充注；孔隙演化；头屯河组

中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2017）03-0079-04

Abstract： Taking tight sandstone reservoir of toutunhe formation in block 4， central Junggar Basin as the research object， by means of traditional thin section， fluorescence analysis， scanning electron microscopy and temperature measuring of fluid inclusions， and based on the microscopic contact relationship between different periods of bitumen and authigenic minerals， the time series of inorganic organic fluid activity was established， the evolution of reservoir diagenesis and hydrocarbon filling was discussed.

Keywords： diagenesis；hydrocarbon charging；porosity evolution；toutunhe formation

深层致密储层在盆地演化中，往往经历了多期有机-无机流体流动，深埋过程中强烈的成岩作用与油气成藏的相互影响，使得物性演化过程及优质储层成因极为复杂[1]。为了认识储层的有效性和油气成藏机制，有必要厘清关键成藏期成岩-成藏耦合关系。

准噶尔盆地中部4区块中侏罗统头屯河组，多样化的成岩环境使储层孔渗演化过程极为复杂，相对优质储层成因的不明确极大地制约了深层低孔渗油藏的高效开发。虽然前人对目的层系成岩作用和有效储层主控因素开展了大量的研究，但尚未对该区块储层成岩演化-油气充注过程作系统分析。本文在前人研究的基础上，恢复头屯河组低孔渗储层的孔隙演化史，探讨储层在深埋致密化过程中的成岩-成藏耦合关系。

1 地质背景

准噶尔盆地中部4区块位于准噶尔盆地腹部阜康凹陷内，北邻白家海子凸起，东临北三台凸起，南邻北天山山前推覆带，侏罗系构造主体为一向南向西倾的斜坡，局部发育差异压实作用形成的小型鼻状隆起，勘探面积2 891.7km2。J2t发育曲流河-三角洲-滨浅湖滩坝沉积体系，砂体展布受北东向物源体系控制。目前已上报预测储量2 109.35万t，控制储量191.32万t，是胜利油田在西部盆地深层的主要勘探层系。

2 储集层基本特征

据砂岩样品薄片观察统计，J2t以灰色、紫灰色岩屑粉砂岩和长石岩屑粉砂岩为主（见图1a），成分成熟度较低。石英含量7%～55%，均值约19.4%；长石含量4%～43%，均值约11.2%；屑含量17%～78%，均值约14.2%。岩屑类型主要为喷出岩屑、石英岩屑、结晶岩屑、泥质岩屑。结构成熟度较低。石英颗粒为棱角状-次棱角状，长石和岩屑多为次圆状，分选多中等-好。颗粒间多呈点-线接触，孔隙式胶结。方解石和粘土矿物胶结物为主要填隙物，杂基含量低，均值2.5%。按砂岩的成因类型分类，头屯河储层可以分为低软岩屑-弱胶结砂岩、富软岩屑砂岩、致密胶结砂岩。

实测数据表明，头屯河组砂岩储集层孔隙度为2.1%～16.4%，平均孔隙度7.10%，渗透率为0.02×10-3～28.9×10-3μm2，平均渗透率2.21×10-3μm2，为低孔渗-超低孔渗砂岩储层，物性与含油性存在正相关性（见图1b）。

3 成岩作用类型及演化

3.1 压实作用

压实作用贯穿于工区整个埋藏演化过程，主要发生在早期成岩阶段，表征为：①石英、长石等刚性颗粒（见图2a）压实破裂或重新排列，粒间点-线接触；②沉积岩、低变质岩、岩浆岩等软岩屑普遍发生扭曲变形、水化膨胀及蚀变并假杂基化（见图2b），堵塞喉道并丧失大量原生孔隙，粒间呈线-凹凸接触。因此，富软岩屑砂岩抗压能力弱，经过早成岩阶段后已形成物性较差的致密储层，无法提供有效储集空间。

3.2 胶结作用

3.2.1 硅质胶结作用。硅质胶结物主要以碎屑石英颗粒加大边和孔隙充填形式产出，含量一般为0.1%～2%，最大含量2.3%，常发育在颗粒黏土薄膜之后（图见2c），晚成岩方解石、硬石膏和重晶石之前（见图2d）。工区石英胶结物含量低，对原生粒间孔隙发育的砂岩充填破坏性不大。推测原因为：①以岩屑砂岩为主储层经历的热演化过短，或是地温梯度太低；②硅质胶结作用不能在颗粒表面被绿泥石隔离的部位形成 。

3.2.2 黏土矿物胶结作用。储层全岩X-射线衍射分析表明，工区内砂岩中自生黏土矿物主要为绿泥石、蒙脱石及伊蒙混层。绿泥石含量为0%～3%，均值0.5%，以颗粒薄膜和孔隙充填2种形式产出（见图2e）。至少存在2期薄膜状绿泥石呈放射状垂直于与孔隙接触的颗粒表面生长：第1期发育较差，呈薄“线尘状”；第2期晶粒完整，厚度较大（见图2f）。孔隙充填状绿泥石以自形玫瑰花状或叶片状集合体充填于粒间孔隙中（见图2e）。薄膜状绿泥石可通过阻止石英与长石核的生長以及增强砂岩的抗压实能力而对孔隙进行保护 ，但孔隙充填状绿泥石使原生粒间孔隙转化为晶间微孔隙。蒙脱石以颗粒薄膜和孔隙填充式产出（见图2g），为早成岩产物。

3.2.3 碳酸盐胶结作用。碳酸盐矿物以方解石胶结为主，含量0%～22.8%，平均含量2.7%，至少发育2期胶结：以基底式胶结为主的早期方解石使原生孔隙消失殆尽，但也为后期产生次生溶孔（见图2h）奠定了基础；晚期发育的斑点状方解石，以交代碎屑颗粒形式产出（见图2i和图2j），胶结于石英加大边之后。方解石胶结物的碳氧同位素测试表明，早期方解石胶结物δ18OVSMOW为-10.9‰～12.1‰，δ13CVPDB为-10.9‰～12.1‰（N=2）。这种氧同位素组分为低地温条件下大气淡水成因的方解石的典型特征。晚期方解石胶结物δ18OVSMOW为16.1‰，δ13CVPDB为-17.0‰，反映碳酸盐胶结物是与有机质脱羧基有关的晚期成岩产物。

3.3 溶蚀作用

据薄片统计，次生溶蚀孔隙约占粒间孔隙的80%，是J2t砂岩的主要的储集空间。J2t至少存在2期溶蚀作用：第1期发生于浅埋藏的早成岩期。以长石、岩屑粒内溶孔為主，也可见到沿溶蚀的碎屑颗粒锯齿状、不规则边缘产生的少量粒间溶孔（见图2k），早期溶蚀可能因浅埋藏期弱酸性的大气淡水淋滤而形成。第2期发生于晚成岩早期。早期溶蚀又被方解石胶结的长石、岩屑粒内孔隙再次遭受溶蚀，形成大量粒内溶孔、粒间溶蚀扩大孔、溶蚀解理缝（见图2c）。晚期溶蚀孔内可见烃类活动残留的沥青，推测与烃源岩演化、有机质脱羟基作用而产生的有机酸释放有关。

3.4 烃类侵入作用

沥青显微荧光鉴定和烃类流体包裹体显微荧光检测结果显示，工区J2t砂岩储层见到了黄-黄绿（见图3a和图3b）、蓝-蓝白色荧光孔隙沥青和烃类包裹体（见图3c和图3d），表明至少发生了2期与成岩作用交互发生的烃类流体活动。石英加大边侧有淡黄色荧光油质沥青，表明在石英加大边形成之前发生了一期烃类流体活动。另外，粒间孔隙或裂缝可被无荧光显示的暗褐色-褐黑色碳质沥青所充填，且碳质沥青近孔隙壁和内部有黄色荧光显示（见图3e和图3f），推断可能是早期充注的油气发生蚀变或降解不彻底，也可能由多期油气充注引起。

3.5 无机-有机流体活动序列

工区J2t储层现今埋深3 800～4 800m，最高地温梯度为3.6℃/km，据此推算古地温为80～115℃，镜质体反射率为0.64%～0.81%。蒙/伊混层（I/S）中蒙脱石百分比20%～45%。因此，J2t储层成岩阶段处于晚成岩A期。

根据烃类流体和成岩产物之间的空间位置关系，结合上述无机成岩作用和成岩自生矿物的系统分析，以不同期次的烃类作为划分成岩过程的标志，头屯河组储层成岩-油气充注序列可简化为：薄膜状绿泥石沉淀/蒙皂石、早期方解石/方沸石胶结、长石胶结及加大边、石英加大边→I期油充注→孔隙填充式绿泥石胶结、石英加大边及方解石胶结、硬石膏胶结、重晶石胶结→II期油充注→方解石胶结（见图4）。

4 成藏期古物性恢复

4.1 油气充注期次和年代

烃源岩评价和油源对比表明 ，主力烃源岩为下侏罗统八道湾组暗色泥岩，次为西山窑组。烃类包裹体GOI观测结果显示，董7、董6、董2井三工河组和八道湾组GOI值分别高达19.2%～42%、13.2%～35.2%，推测三工

河组-八道湾组存在古油藏。董1井烃源岩热演化史模拟结果显示（见图5），下侏罗统八道湾组在中侏罗世晚期

进入低成熟阶段（Ro>0.5%），部分于早白垩世开始时进入中等成熟阶段（Ro=0.7%～1.0%），其现今底界的Ro为1.4%左右，进入生气阶段。中侏罗统西山窑组在早白垩世晚期进入低成熟阶段（Ro>0.5%），西山窑组烃源岩至今处于中等成熟演化阶段（Ro=0.8%），前人研究成果表明其并未进入生烃高峰，作为烃源其供烃能力有限。

根据含烃流体包裹体的荧光颜色主峰值大小与油气成熟度的关系，区分出高、低成熟度2期油气充注对应2类荧光：蓝白色成熟度较高油气充注和黄色较低成熟度油气充注。流体包裹体的荧光颜色与均一温度的分布区间（见图6）显示，蓝白色和黄色荧光的均一温度集中在82～125℃。由图7所示，在中部4区块头屯河组现今油气藏充注主要包括2期：第1期充注为38～60Ma，古近系区域性掀斜运动的发生，使三工河组和八道湾组的古油藏随圈闭幅度变化而调整，部分沿深大断裂垂直运移穿过厚层西山窑组泥岩段，在头屯河组聚集成次生油气藏；第2期为8～25Ma，新近系盆地处于晚白垩世以来的缓慢沉降阶段，八道湾组和三工河组储层已接近致密，头屯河组低渗储层有一定规模的油气充注成藏，该期成藏主要为早期充注控制晚期运聚。

7 头屯河组成藏地质年代

4.2 关键成藏期储层古物性

采用成岩序列法进行古物性恢复（见图8a），古近系初（距今60Ma）是最早的有效成藏时期，J2t储层深在2 000～3 600m，压实作用强烈，胶结作用较弱，并遭受早期酸性溶蚀作用。低软岩屑-弱胶结砂岩储层古孔隙度15.3%～26.9%，主要为15%～21%，均值17.44%。该时期储层经历了强烈的压实作用，压实减孔率达17.6%，但多数储层普遍发生早期的油气充注。软岩屑含量较高的砂岩，原生孔隙因软岩屑的强烈塑性变形而消失。另外，第一次烃类充注前，绿泥石、方解石、方沸石及石英加大边等胶结物充填原生粒间孔隙。富软岩屑致密压实砂岩和钙质致密胶结砂岩，难以发生油气充注，古孔隙度为8.9%～11.4%，均值10.89%。

进入新近纪（25Ma），随着持续的沉积沉降，储层埋深达到2 800～4 500m，除进一步遭受压实作用外，方解石、硬石膏/重晶石等胶结物充填剩余粒间孔隙，储层向低孔-低渗转化。25Ma的物性恢复结果表明（见图8b），低软岩屑-弱胶结砂岩储层古孔隙度8.6%～23.4%，主要为11.4%～16.5%，均值为14.64%，平均孔隙度减少2.8%。而现今有效储层孔隙度主要为10.9%～15.9%，平均孔隙度为12.17%。富软岩屑致密压实砂岩和早期钙质致密胶结砂岩因无法受到后期溶蚀作用的改造，仍为低孔低渗储层，油气无法注入。早期中-高孔渗性的含油储层在继续成岩的过程中，持续的压实、胶结等成岩作用使储层变为低孔渗储层。工区低渗储层油气藏能运移和保存的重要原因是早期的原油充注使储层岩石的亲水性转变为亲油性，毛细管力因此由阻力转变为运移的动力，而早期未与原油接触的低渗储层岩石保持了亲水性，侧向上构成了良好的封堵条件 。因此，这种“先成藏后致密”的低孔渗储集层应是勘探“甜点”。

5 结论

①头屯河组储层目前处于晚成岩时期A期，以黄色荧光油、蓝白色荧光油等2期烃类流体活动为划分依据，成岩演化主要经历了2期有机-无机流体作用交替。

②头屯河组共发生2期油气充注：古近系成藏期（38～60Ma），低软岩屑-弱胶结砂岩储集层古孔隙度主要为15%～21%，大部分孔隙充注早期油气。而遭受强烈成岩作用的富软岩屑致密压实砂岩和方解石致密胶结砂岩，难以发生油气充注。新近系成藏期（8～25Ma），成岩作用使低软岩屑-弱胶结砂岩储层向低孔渗性转化，但低孔低渗储层仍能发生大规模油气充注且不受构造运动影响长期保存的重要原因是早期原油侵入改变了储层润湿性，形成了大量的油润湿通道。

参考文献：

[1]胡才志，张立宽，罗晓容，等.准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组低孔渗砂岩储层成岩与孔隙演化研究[J].天然气地球科学，2015（12）：2254-2263.