富长石粗碎屑砂岩孔隙演化定量分析——以渤海湾盆地辽东凸起北段沙河街组二段为例

郭龙龙，陈洪德，黄晓波，王 峻，冯 冲

[1.成都理工大学 沉积地质研究院，四川 成都 610059； 2.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452]

辽东湾北部地区在富长石砂岩层系中发现丰富的油气资源，油气储量占整个渤海海域的34.6%[1-4]，是渤海油田的重要勘探战略区域之一。近年来的油气勘探，发现沙河街组二段富长石的粗碎屑砂岩储层油气显示虽然活跃，但钻井测压结果却为致密层。对该类因致密导致测压失败且又富含油气的储层，其致密与油气充注的先后关系、导致储层致密化的成岩环境和成岩过程[5-6]、各种成岩作用对孔隙的影响[7-8]，以及油气充注对储层孔隙演化的影响，是制约油气勘探的关键问题。

富长石砂岩是含油气盆地碎屑岩层系中最易形成次生孔隙的，各类长石在不同成岩背景下的溶蚀机理备受关注[9-11]，优质储层的形成也多与钾长石溶蚀有关，但长石溶蚀过程中形成的粘土矿物会导致储层渗透率的降低，尤其是埋藏温度较高的封闭系统中形成的自生伊利石。因此，长石的水岩反应过程分析及其产物是否迁移，是富长石砂岩储层孔隙演化定量分析中的重要影响因素。

孔隙度演化预测的传统方法主要是通过孔-深关系的统计[12]，再考虑时间和温度的影响进行计算，近年来，国内外学者在薄片观察基础上，结合成岩作用分析，利用“反演回剥法”进行孔隙度计算[13-15]，但是这种方法恢复孔隙度的误差受成岩演化过程认识影响较大，尤其是在水岩反应活跃的富长石砂岩中，热力学和动力学的不同，会导致长石溶解-沉淀反应过程的差异。

本文以沙河街组二段(沙二段)富长石粗砂岩储层为例，通过显微组构分析，对胶结物的质量分数、残余原生粒间孔面孔率、溶蚀孔面孔率、总面孔率及实测平均孔隙度进行定量统计，结合热演化史的分析，揭示沙二段油气成藏与孔隙演化模式，为此类储层油气勘探预测提供依据。

1 地质背景

辽东凸起位于郯庐断裂渤海段的北部，西邻辽中洼陷，受新生代以来郯庐断裂双动力源和多期次幕式活动的影响，构造演化复杂[16-18]。研究区位于辽东凸起北段西侧陡坡带上，西侧紧邻辽中凹陷，北侧紧邻辽河油田东部凸起(图1)。沙二段为扇三角洲沉积，沙三段和沙一段形成的浅湖-半深湖相泥岩是研究区的两套主力烃源岩，与沙二段储层形成了多套较好的生储盖组合。沙二段沉积时期构造运动的主要特征是在凹陷边界的伸展断层发生继承性活动、差异抬升，该时期为裂后热沉降拗陷阶段，以普遍的粗碎屑沉积与下伏地层区域性不整合为标志(图2)。

图2 辽东凸起北段沙河街组特征Fig.2 Stratigraphic characteristics of the Shahejie Formation in the north part of Liaodong uplift

图1 辽东凸起北段区域位置(a)和渤海湾盆地位置(b)Fig.1 Locations of the north part of Liaodong uplift (a) and the Bohai Bay Basin (b)

2 岩石学特征

2.1 碎屑组分特征

通过研究区壁心薄片鉴定统计，沙二段砂岩储层岩石类型主要为长石岩屑粗砂岩和含砾粗砂岩。石英含量为22%～28%，平均25.1%，长石含量为20%～42%，平均29.7%，岩屑含量较高，为33%～55%，平均为45.1%。岩屑成分以石英岩岩屑和酸性喷出岩岩屑等刚性颗粒为主，碎屑颗粒磨圆度中等，主要以次棱-次圆为主，分选性较差，颗粒以短线-线接触为主，可见凹凸-线接触。填隙物含量介于2%～5%，平均为3.6%，主要以碳酸盐胶结物，硅质胶结及粘土矿物胶结为主。岩石成分成熟度与结构成熟度均较低，属于近源粗碎屑沉积。

2.2 孔隙结构及物性特征

沙二段储层孔隙发育差，分布不均，原生孔隙消失殆尽。孔隙类型主要以颗粒溶蚀孔(图3d,e)、溶蚀粒间孔为主，少量胶结物溶蚀孔。孔隙形状不规则，大小多介于0.15～0.6 mm,最小0.05 mm，最大可见0.65 mm。对9块壁心样品进行物性分析表明：孔隙度为6.1%～16.6%，平均12.4%；渗透率(0.01～0.56)×10-3μm2，平均为0.30×10-3μm2，其中3块样品没有渗透性。测井孔隙度为9.1%～11.3%，测井渗透率为(0.52～2.75)×10-3μm2，平均1.1×10-3μm2，总体渗透性很差，属低孔特低渗储层。

3 主要成岩作用特征

3.1 压实作用及其主要减孔时期

研究区沙二段现今埋深大于3 500 m，属于中深层范畴。压实作用较强，表现为颗粒的压实定向，塑性颗粒的压实变形(图3a)。

储层压实作用的减孔率与压实作用持续时间和地层埋藏速率呈正相关关系，但是达到一定深度时压实作用减孔率的增量会逐渐变小[19]。结合单井埋藏史(图4)，沙二段压实作用最主要的减孔率深度范围为0～2 965 m，与之相对应的减孔期是从沙二段沉积早期到东一段被抬升并剥蚀开始后的一段时间，即距今38～23.3 Ma。

3.2 胶结作用及其发育时间

胶结作用对储层物性的影响具有两面性，一方面早期的胶结作用可以增加岩石骨架密度，增大岩石抗压能力，为后期溶蚀提供物质基础；另一方面胶结物充填在粒间孔隙中，使孔隙度减小，物性变差。研究区沙二段储层胶结作用主要有硅质胶结、碳酸盐胶结及粘土矿物胶结。

3.2.1 硅质胶结

图5 辽东凸起北段沙二段包裹体均一温度Fig.5 Homogeneous temperature of inclusions from the Es2 in the north part of Liaodong uplift

3.2.2 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结程度分布不均匀，主要为早期方解石、菱铁矿胶结，晚期铁白云石胶结(交代)。

早期方解石胶结物充填在颗粒之间，主要为含铁方解石，发育程度不均，部分呈基底式胶结，其形成于未经充分压实作用之前，但多数已被溶蚀殆尽或被铁白云石交代，只可见零星残余(图3b)。菱铁矿也是早成岩阶段的产物[22]，多呈棕褐色晶粒状集合体充填在原生粒间孔中(图3c)。

晚期铁白云石充填在原生粒间孔中，是早期方解石的交代产物，可见残余的早期方解石胶结物，在储层中呈分散状分布；另有少量充填于溶蚀孔隙中(图3b)。由于铁白云石主要为交代产物，在成岩历史时期对储层物性没有实质性改变，因此本次定量化计算中没有涉及铁白云石。

图3 辽东凸起北段JZ23-X井沙二段成岩作用特征Fig.3 Characteristics of diagenesis in the Es2 in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift a.埋深3 677 m，塑性颗粒云母受压变形，石英次生加大；b.埋深3 715 m，铁白云石交代早期方解石，早期方解石残余；c.埋深3 720 m，菱铁矿；d.埋深3 679 m，钾长石溶蚀，钠长石次生加大；e.埋深3 679 m，颗粒溶蚀孔；f.埋深3 679 m，石英加大充填在溶蚀孔中；g.埋深3 677 m，伊利石 成丝絮状和搭桥状分布在孔隙中；h.埋深3 715 m，钠长石次生加大；i.埋深3 715 m，钾长石溶解

早期方解石胶结物和菱铁矿胶结物呈基底式发育，是成岩早期或者同沉积期的产物，其成因主要是由于沙一段沉积时期水体浅，蒸发量大，水体咸化所致[23]，因此早期碳酸盐胶结物形成时间是沙一段沉积时期，即38～36 Ma。晚期铁白云石胶结物晶体形态完好，自形程度高，根据占位关系，铁白云石胶结物主要发育于溶蚀作用之后。

3.2.3 粘土矿物胶结

伊利石是研究区最主要的自生粘土矿物。利用德国蔡司EVO MA15触摸式扫描电子显微镜，分别在400～1 200倍条件下观察，伊利石主要呈丝絮状、搭桥状及蜂窝状形态充填于粒间孔隙中(图3g)，自形程度高。大量发育的伊利石使孔隙严重分割，造成有效渗流半径减小，产生流体流动阻力，是造成储层渗透率低的主要原因。

对于没有额外钾离子来源的相对封闭系统来说，温度被认为是伊利石化的重要条件之一，砂岩中钾长石、高岭石伊利石化的温度界线被认为在120～140 ℃[24-26]。结合埋藏史分析，沙二段在明化镇早期时，地层温度就已经达到伊利石大量转化的条件(图4)，据此计算，研究区沙二段中的伊利石化(图4)时间应为10 Ma至现今。

图4 辽东凸起北段JZ23-X井埋藏史Fig.4 Burial history of the Es2 in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

3.3 溶蚀作用及其发育时期的确定

溶蚀作用使砂岩中不稳定碎屑颗粒及胶结物溶解，从而增加储层孔隙空间，对储层起到建设性作用。沙二段砂岩储层中，溶蚀孔隙主要是长石颗粒与碳酸盐胶结物的溶解产生的次生孔，从壁心的全岩分析来看，钾长石含量远低于钠长石含量。这种钾长石溶解而钠长石不溶解甚至次生加大的现象(图3h)，与含烃类流体和地下水水型密切相关[21]，烃类流体丰度越大，钾长石遭受溶蚀程度越强。因此，可以排除沙二段砂岩储层的热液溶蚀因素，其溶蚀作用是烃类充注所导致的。

沙三段烃源岩排烃门限为2 740 m[27]，结合单井埋藏史，确定生排烃时间起始于26.7 Ma年的东营组沉积时期，并于馆陶组-明化镇组沉积时期达到排烃高峰。溶蚀高峰期应该与此时间相对应，即溶蚀增孔期为19～2 Ma。

4 成岩序列

4.1 最晚成岩阶段

研究区沙二段岩石薄片中，碎屑颗粒呈现点、线接触关系，长石颗粒大规模溶蚀，在扫描电镜中，长石溶蚀孔隙内伊利石和自生石英共生，且普遍缺失高岭石，表明了高岭石均已转化，转化过程需要的地温一般大于120 ℃，因此，岩石学特征表明，沙二段砂岩达到了中成岩阶段。沙河街组泥岩的镜质体反射率介于0.6%～1.0%(图6)，对应了中成岩A期。硅质胶结物包裹体均一温度在85～130 ℃，主峰温在109～116 ℃，对应了中成岩A期。粘土矿物中，伊利石含量相对较多，主要为高岭石和蒙皂石的转化，蒙皂石含量最低可达20%(图7)，表明研究区沙二段储层未达到中成岩B期。综上所述，沙二段目前处于中成岩A期。

图7 辽东凸起北段JZ23-X井粘土矿物含量分布Fig.7 Distribution of clay mineral content in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

图6 辽东凸起北段JZ23-X井泥岩Ro与深度关系Fig.6 Relationship between Ro and depth of mudstone in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

4.2 成岩序列

根据行业碎屑岩成岩阶段划分标准，分析沙二段碎屑岩成岩序列。早成岩A期，压实作用占主导，破坏了大量原生孔隙，早成岩的水化作用，导致长石和岩屑等不稳定组分向孔隙流体中释放了碱性离子，产生了部分早期碳酸盐胶结物。受大气淡水作用影响，长石发生第一期溶蚀，形成石英和高岭石等次生矿物，但是这一期溶蚀作用不强，形成的少量溶蚀孔隙也受到压实作用和后期胶结作用影响而消耗殆尽，在该阶段末期，原生孔隙减少为15.5%左右。早成岩B期，随着埋深的加大，碎屑颗粒呈现点、线接触，部分石英颗粒发生压溶作用，地温的升高，导致有机质排放有机酸，溶蚀了大量的长石，释放的碱性离子导致伊蒙混层伊利石化，同时伴生硅质和碳酸盐胶结物，加之高沉积速率的影响，受压实、溶蚀和自生矿物等综合作用，本阶段减小了约5%的总面孔率。中成岩A期，因为东营组的快速沉降，下伏烃源岩达到生烃门限，排放的有机酸大量溶蚀长石颗粒和早期碳酸盐胶结物，溶蚀孔隙度和压实减小的孔隙度基本持平，面孔率较早成岩B期变化不大；随着馆陶组的沉积，有机酸供给更加充沛，导致长石的大量溶蚀，次生溶蚀孔隙的面孔率可达10%左右，但是沙河街组二段储层温度达到120℃之后，高岭石发生强烈的伊利石化，释放的Si4+形成了大量硅质胶结物，这些自生石英与充填在孔隙中的丝状伊利石，导致储层渗透率急剧下降。

5 储层孔隙演化定量计算与演化模式

孔隙演化定量分析的准确性受计算参数的影响较大，除了沉积物的结构外，样品的总孔隙度、胶结物的质量分数、残余原生粒间孔、溶蚀孔隙的确定，均是影响计算结果的重要参数。本文中储层孔隙演化定量计算参数是基于前述显微组构和成岩序列分析获取的。

5.1 原始孔隙度恢复

孔隙演化恢复之前需要求取样品的未固结储层孔隙度，本次未固结储层孔隙度(Φ1)的恢复采用了地质学家Beard 和Weyl在20世纪70年代通过实验建立的经验公式[28](表1;公式1)，主要利用Trask分选系数(So)来求取，通过薄片粒度分析数据统计分析，沙二段分选普遍较差，分选系数在2.23～2.61，计算原始孔隙度(Φ1)为最大31.2%，最小29.7%，平均为30.5%。

5.2 孔隙演化定量计算

本次孔隙定量恢复，综合利用了(张兴良,2014;李继岩,2017)定量计算方法[14-15]，计算公式见表1。

表1 辽东凸起北段锦州23-X构造储层孔隙恢复定量 计算公式及选取参数Table 1 Formula and parameters selected for quantitative calculation of reservoir pore recovery in Jinzhou 23-X structure of the north part of Liaodong uplift

研究区沙二段储层砂岩分选中等，依次恢复了压实、胶结、溶解等成岩作用后储层的残余孔隙度。由于在机械压实作用过程中，一部分原生粒间孔被以胶结物的形式保存起来，另外一部分被压实作用破坏，剩下的部分是残余原生粒间孔，因此压实作用后的孔隙度(Φ2)是胶结物所占孔隙度与残余粒间孔隙度之和。

通过显微薄片鉴定统计，确定各参数如表2。

表2 辽东凸起北段JZ23-X构造孔隙恢复定量计算参数Table 2 Parameters for quantitative calculation of pore recovery in Jinzhou 23-X structure of north part of Liaodong uplift

计算结果表明(表3)，压实作用导致储层损失了50.8%的原生孔隙，Φ2仅为13.5%～17.9%，平均值为15%；胶结作用使储层孔隙度减小的原因是胶结物对孔隙度的“侵占”导致的，通常认为胶结物的含量即是胶结物损失的孔隙度，据公式3(表1)计算，胶结作用后的砂岩孔隙度(Φ3) 保持在4.2%～5.3%，平均值为4.6%；利用公式4(表1)对溶解作用增加的孔隙度(Φ4)进行计算，结果显示溶解作用使储层孔隙度增加6.9%～11.9%，平均增加9.8%。综合各成岩作用的影响，计算得现今平均孔隙度降至11.1%～16.0%，平均为14.6%，与实测平均孔隙度14%接近。表明孔隙度恢复的计算过程可信度较高。

表3 辽东凸起北段JZ23-X构造成岩作用与孔隙演化关系Table 3 Relationship between tectonic diagenesis and pore evolution in Jinzhou 23-X structure of north part of Liaodong uplift

5.3 油气充注与孔隙演化模式

借鉴前人[27，29]对研究区恢复的地温场参数，使用本次研究恢复的未固结孔隙度，对JZ23-X构造进行了热演化史正演模拟，结合孔隙演化定量计算，分析油气充注与孔隙演化关系(图8)。

辽东凸起北段在沙二段和沙一段沉积时期(早成岩A期)，进入了稳定的热沉降阶段，湖盆稳定下陷，湖水面积迅速扩张，使整个湖盆加深变广，沉积物压实作用显著增强，伴随着早期碳酸盐矿物的沉淀，砂岩孔隙度急剧减小。渐新世的东营组沉积早期(早成岩B期)，研究区受郯庐断裂右旋走滑拉分的影响进入裂陷阶段，湖盆在沙河街组沉积期后又一次快速下陷扩张，使得地形高差急剧增大，上覆巨厚的沉积物导致压实作用急剧增强，与此同时，长石大气淡水溶蚀和压溶作用产生了第一期小规模的石英加大。在此过程中，压实作用对储层占据着主导地位，此时原生粒间孔已消失过半。渐新世末期，渤海湾盆地的裂陷作用基本结束，研究区开始发生隆升，东营组顶面接受不同程度地剥蚀，压实作用逐渐减弱。进入到中新世时，沙三段烃源岩达到排烃高峰期，油气开始充注，同时，有机酸的注入使得钾长石开始溶蚀，由于大量孔隙还未及时联通，流体流动性相对较差，形成的硅离子以石英加大的方式就近沉淀，形成第二期石英加大，孔隙度进一步降低。但随着酸性流体的持续注入，钾长石的溶解不断增强，砂岩储层孔隙度得到明显改善。随着埋深加大，当地层温度达到120 ℃时，充足的K+为高岭石的伊利石化提供了充足的物质基础，使沙二段发育大量自生伊利石，这些丝絮状、搭桥状伊利石是储层渗透率大幅降低主要因素。

综合以上分析，研究区沙二段油气充注过程与孔隙演化并非简单的先致密后成藏或先成藏后致密的模式，而是随着油气充注储层物性变好，油气充注结束储层物性变差的一个动态的过程。在油气充注早期，储层物性已然较差，但并未致密化。随着油气的持续注入，储层物性得到有效改善，油气充注结束后，大量的自生伊利石导致渗透率急剧下降，最终储层致密化。

6 结论与讨论

2) 烃类充注时有机酸对长石的溶蚀，是富长石砂岩形成优质储层的基础条件，碎屑岩储层物质组分与成岩系统的良好配合控制了优质储层的发育，在断裂带附近的开放系统中，或位于油气运移通道且温度低于120 ℃的富长石砂岩区才是该类储层油气勘探的有利区。