北羌塘拗陷巴贡组致密砂岩储层特征及控制因素

程乐利，白林坤，韦少校，熊 亭，3，印森林

1.长江大学录井技术与工程研究院，湖北 荆州 434023

2.中法渤海地质服务有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000

3.长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100

引言

根据国土资源部新一轮全国油气资源战略选区调查与评价结果[1]，羌塘盆地石油远景资源量约84×108t，天然气远景资源量约1.2×1012m3，具备形成大规模高产油气田的石油地质条件[2-3]。上三叠统巴贡组砂岩是羌塘盆地的重点储集层系，物性极其致密[1，4-7]。众多学者对羌塘盆地上三叠统碎屑岩储层展开了初步的研究工作[4-7]，如胡俊杰等[4]对沃若山剖面的土门格拉组陆相三角洲沉积地层开展了研究，由于储层砂岩类型主要为岩屑石英砂岩，导致原生孔隙受压实作用减孔严重，储集空间以次生孔隙为主；孙冬胜等[6]分析了羌南拗陷查郎拉地区储层的分布和储层特征，认为其物性、孔隙结构普遍较差，属于非常规致密型储层；侯宇[7]对羌南拗陷109 道班土门格拉组实测剖面展开了储层研究，认为碎屑岩中岩屑石英砂岩的物性最好，而储层的有利相带为三角洲前缘亚相和临滨亚相。前人对巴贡组储层的物性和沉积环境等特征已取得一定认识，然而，其物性低下的原因、在空间上如何分布及物性的主控因素等重要问题未有深入研究。

近年来，中国石油工作者在鄂尔多斯盆地[8-9]、四川盆地[10]、松辽盆地[11]及渤海湾盆地[12]等地区的致密砂岩类型储层中获得了一系列油气新发现，其中，关于致密储层形成的致密化过程和主控因素等方面提出了诸多新观点[13]，松辽盆地高台子致密油层形成于边成藏边致密的过程，且有多期成藏的特点[11]，渤海湾盆地东濮凹陷杜寨气田的沙三段致密砂岩气由优质烃源岩、厚度大分布广的储层及良好的生储盖组合等综合因素控制[12]，四川盆地西北部须家河组的致密气藏则形成机制复杂、影响因素多样[10]。本文借鉴了前人的沉积+成岩的储层研究思路，选取北羌塘拗陷中部的沃若山、才多茶卡、扎那陇巴、麦多等三叠系典型露头剖面，通过宏观沉积作用和微观成岩作用分析，探讨羌塘盆地上三叠统巴贡组致密砂岩控制储层的主要因素，进而为下一步勘探部署提供依据。

1 区域地质背景

羌塘盆地呈近东西向长条状展布，其构造格局以“两拗一隆”为特点，内部可划3 个次级构造单元（图1），分别为南羌塘拗陷、中央隆起带和北羌塘拗陷[2]。

图1 羌塘盆地构造分区及取样位置Fig.1 Tectonic subdivisions of the Qiangtang Basin and the location of samples

北羌塘拗陷的沉积盖层从奥陶系至新近系均有发育，出露的主要地层为中新生界，在拗陷边缘可见古生代地层出露。中生代，北羌塘拗陷经历了海--陆海陆交替的演化过程，沉积环境从陆相到海相直至深海盆地均有发育[1]。在北羌塘拗陷的中南部地区，上三叠统由下向上大致为紫红色碎屑岩组、碳酸盐岩组、含煤碎屑岩组及火山岩火山碎屑岩组，本文以巴贡组来代表该区上三叠统火山岩沉积下部的含煤碎屑岩组地层。

2 储层岩石学特征

通过常规及铸体薄片分析可以看出，研究区巴贡组砂岩的岩石类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，长石石英砂岩和石英砂岩少见（图2）。岩屑类型以变质岩岩屑为主（占比为6.08%），其次为火成岩岩屑（占比为3.00%）、沉积岩岩屑（占比为2.85%）。变质岩岩屑的母岩类型有板岩、千枚岩和石英岩等；火成岩岩屑大部分为酸性喷出岩及中基性喷出岩，少数为花岗岩岩屑；沉积岩岩屑以粉砂岩岩屑、硅质岩岩屑和泥岩岩屑为主。

砂岩粒度较细，分选较好，磨圆主要为次棱角状，胶结类型较为致密，以压嵌型、次生加大型及相关过渡类型为主，孔隙型胶结未见发育。

图2 北羌塘拗陷巴贡组砂岩三端元组分图Fig.2 Tri-end classification of sandstones in Bagung Formation,North Qiangtang Depression

3 储层孔隙结构及物性特征

3.1 孔隙类型

可划分为原生粒间孔、溶蚀孔隙、微孔隙及微裂隙4 类，前3 种与岩石结构有关，微裂缝可与其他储集空间共生。

（1）原生粒间孔

根据产状分为完整粒间孔和剩余粒间孔，以后者为主。可见保存良好的粒间孔周围发育有一定厚度的绿泥石衬里（图3a），或产出于石英颗粒加大边之间，粒间孔的边界被加大边所围限。

（2）溶蚀孔隙

根据被溶组分可分为粒间溶孔、粒内溶孔和填隙物溶孔。粒间溶孔一般呈星散分布，孔径在0.01∼0.20 mm，呈半未充填，形状为次圆不规则状，边缘多呈锯齿或港湾状。在铸体薄片中的粒间溶孔被蓝色铸体普遍充填，反映了粒间溶孔的连通性好，有效性高。粒内溶孔的溶蚀颗粒主要为长石和岩屑。常见长石颗粒内部的溶孔，一般沿长石的节理方向选择性进行，形成蜂窝状溶孔（图3b）。粒内溶孔一般与粒间溶孔相伴生，因此，连通性较好，空间较大，有效扩大了储层的储集性能，是本区最重要的孔隙类型。填隙物溶孔可分为碳酸盐胶结物溶孔和杂基溶孔两种，前者多为晚期碳酸盐胶结物的溶孔，仅在才多茶卡剖面的样品中相对发育，孔径可达0.01∼0.10 mm（图3c）。

图3 2 井区line 1 测线油藏剖面Fig.3 The reservoir profile of line 1 in Area 2

（3）微孔隙

分为粒间微孔、粒内微孔和晶间微孔，以黏土矿物的晶间孔最为常见。晶间孔的赋存空间有自生伊利石、自生高岭石、自生绿泥石、伊/蒙混层和自生石英颗粒等，其中以自生高岭石的晶间孔最为发育（图3d）。

（4）微裂缝

微裂隙不但可以改善孔隙的连通有效性，其本身也是有效储集空间的一部分。根据产状，可分为沿颗粒边缘延伸的微裂缝和贯穿颗粒的微裂缝两种，镜下所见以沿粒间延伸的类型为主，大多已充填，充填矿物成分有方解石、硅质等。

3.2 物性特征

本次研究在北羌塘拗陷南缘的4 个剖面系统采集了167 个孔渗样品，采用脉冲式物性分析进行测试，结果表明，其孔隙度为0.80%∼14.38%，平均为4.31%，其中，小于5.00% 的非有效储层占66.7%，仅1.2% 的样品大于10.00%；渗透率为0.001∼7 335.000 mD，平均为7.360 mD，主要集中于0.001∼0.010 mD，部分的异常高值是受裂缝发育影响，属于超低孔--超低渗储层。

由北羌塘拗陷巴贡组储层孔渗交会图（图4）可以看出，孔隙度渗透率大致呈正相关，非均质性较强。从孔隙类型的角度分析，造成储层物性非均质性的原因可能为微裂缝和微孔隙的发育：图中左上部分的低孔隙度样品中普遍发育微裂缝，造成低孔高渗；图中右下部分的高孔隙度样品发育有一定的溶蚀孔隙，但连通性差，喉道细小，无法对渗透率提供同比例贡献，形成高孔低渗的结果。

图4 北羌塘拗陷巴贡组储层孔渗交会图Fig.4 Intersection between porosity and permeability of sandstones in Bagung Formation,North Qiangtang Depression

4 成岩作用对储层质量的影响

4.1 压实作用

图5 压实作用和胶结作用对巴贡组砂岩孔隙度的影响评价Fig.5 Evaluation of the effect of compaction and cementation on the porosity of sandstones in Bagung Formation

4.2 胶结作用

胶结物的成分类型主要为硅质和自生黏土矿物，少量碳酸盐胶结物（包括方解石、铁方解石、铁白云石和菱铁矿等）。

4.2.1 硅质胶结

硅质胶结物主要以石英次生加大或无色微粒集合体产出，个别样品中次生加大级别可达III 级。由自生石英含量与孔隙度的关系图（图6a）可以看出，总体表现为硅质胶结物含量增大时，物性降低，但呈现两种趋势：当硅质胶结物含量不超过2%时，尚有部分样品孔隙度在5%以上；当硅质胶结物含量大于2%时，所有样品孔隙度均低于5%。因此，巴贡组硅质胶结物的形成对于储层物性的影响主要为减孔效应。

4.2.2 自生黏土矿物胶结

自生黏土矿物以伊利石和高岭石为主，其次为伊/蒙混层和绿泥石。

（1）由自生伊利石含量和孔隙度的相关分析结果（图6b）可以看出，随着伊利石含量的增加，孔隙度快速降低。研究区砂岩中的伊利石以片状、或不规则弯曲片状为主（图3f），该类伊利石主要由高岭石和K+反应生成[14]，其占据了溶蚀作用形成的次生孔隙，破坏了孔隙空间，在一定程度上导致了储层的致密。

（2）高岭石多充填于剩余粒间孔或长石溶孔中（图3d），由溶蚀作用产生[15]。由于自生高岭石形成过程中可产生粒内溶孔和晶间孔，对于储层物性的发育有着积极的意义[16]，而在致密砂岩储层中，高岭石的形成与物性常有正相关关系[17]。巴贡组储层高岭石含量和物性的相关性分析（图6c）表明，随着高岭石含量的增加，孔隙度提升明显，二者之间明显正相关，说明高岭石的大量生成代表溶蚀作用强烈，是储层物性变好的标志。

（3）绿泥石的产状有孔隙衬里（图3g）和粒间充填两种，其成因分别为同生期黏土膜转化和富铁镁物质再结晶[18]。绿泥石发育对原生孔隙保存的促进作用已得到研究证实[19]，在绿泥石环边具有一定厚度且连续分布的情况下，对于孔隙的保护明显。巴贡组砂岩中的绿泥石主要呈孔隙衬里产出，且绿泥石含量和孔隙度相关性分析（图6d）图中，二者呈正比关系，说明绿泥石的生成对于孔隙发育有着积极影响。

图6 北羌塘拗陷巴贡组砂岩孔隙度与岩石颗粒、胶结物含量的相关性分析Fig.6 Correlation analysis between reservoir porosity and rock particle of sandstones in Bagung Formation,North Qiangtang Depression

4.2.3 碳酸盐胶结物

研究区碳酸盐胶结物包括白云石、方解石及铁方解石等类型。早期为粒间孔隙中呈基底式胶结的碳酸盐灰泥，可见碎屑颗粒在填隙物中呈漂浮状（图3h），说明形成于机械压实作用之前，通常形成于同生期及准同生期[20]。该期碳酸盐胶结增强了储层抗压实能力，但孔隙空间也基本被填充完毕，缺乏后期流体通道，次生孔隙不发育。晚期的白云石、（铁）方解石胶结，多呈晶粒结构，镶嵌状充填于粒间溶孔[4]。碳酸盐胶结物含量与孔隙度的相关性分析结果如图6e 所示，可以看出，碳酸盐含量的砂岩样品普遍低孔，而孔隙度高的样品则碳酸盐含量较低，这一结果与镜下所见基本相符，即巴贡组砂岩中的碳酸盐胶结物主要为晚期形成，对储层质量具有破坏性影响。

4.3 溶蚀作用

研究区被溶蚀的组分主要为长石，其次为岩屑和碳酸盐胶结物。溶蚀作用对于巴贡组储层物性的促进作用十分明显，其产生的次生孔隙贡献了总面孔率的56.8%∼74.4%。巴贡组广泛含煤，在初始埋藏阶段，煤系地层的地层水普遍为酸性，而当地层埋深达到一定深度后，温度压力条件达到有机质大规模生烃的门槛，此时产生的大量有机酸导致煤系地层的水介质再次酸化[21]。相对而言，钾长石等易溶组分能够得到充分溶蚀，次生孔隙更为发育。在钾长石含量和孔隙度的相关性分析结果（图6f）中，钾长石含量与孔隙度呈反比例关系，说明溶蚀作用的增孔效应对于储集空间贡献巨大，印证了镜下观察到的面孔率结果。

5 沉积作用对储层质量的影响

致密储层的形成受多方面因素控制，其中，沉积作用决定了储层后期成岩作用的类型及强度，是该地区低渗透储层形成的最重要原因[17，22]。

5.1 碎屑成分的影响

（1）石英含量与物性的关系

由实测孔隙度和石英含量的关系可见（图6g），随石英颗粒含量的升高，孔隙度变好；在渗透率低于0.100 mD 的样品中（图7a），二者同样有着正比例的趋势，说明随着石英含量的增多，孔渗性能均增大。研究区砂岩的石英含量在45%∼87%，平均63%，在镜下富含石英的砂岩压实程度相对弱，次生孔隙也较发育。

图7 北羌塘拗陷巴贡组砂岩渗透率与岩石颗粒的相关性分析Fig.7 Correlation analysis between reservoir permeability and rock particle of sandstones in Bagung Formation,North Qiangtang Depression

（2）长石含量与物性的关系

图6h，图7b 为长石含量与孔渗性能的相关性分析结果，可以看出，随着前者逐渐增高，孔渗性能随之降低。以钾长石和斜长石含量与孔隙度进行分析（图6f，图6i，图7c，图7d）可见，随着钾长石含量的降低，孔隙度迅速降低，二者的反比例趋势明显，而斜长石与孔隙度则没有相关性。这说明次生孔隙主要由钾长石溶蚀所贡献，在一定程度上，钾长石的相对含量高代表了溶蚀作用的发育程度低。

（3）岩屑含量与物性的关系

巴贡组岩屑类型主要为火成岩岩屑和变质岩岩屑，在深埋条件下易受压实变形，随着岩屑含量的增高，岩石抗压实能力迅速降低，原生孔喉难于保存，最终导致致密。在岩屑含量与孔渗的分析结果中（图6j，图7e），也体现了物性随岩屑含量的增高而降低的趋势。当岩屑含量低于20%时，尚有约半数的样品孔隙度大于5.00%，渗透率大于0.010 mD；而当岩屑含量高于20%时，尽管极个别样品的孔隙度高于5.00%，但其渗透率均低于0.010 mD，完全属于超致密储层的范畴。

在上述碎屑成分与孔渗性能相关分析中，总体表现出当石英含量增高、长石含量降低、岩屑含量降低时，孔渗性能逐渐变好，反之则变差。这一结果与分岩性的物性统计相一致，即物性从好到差依次为石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩。

5.2 碎屑结构的影响

剔除渗透率异常值后，对不同粒度砂岩的孔渗分剖面进行统计（图8），中砂岩和细砂岩的物性最好，其孔隙度均值分别为4.23%和4.41%，渗透率均值分别为0.026 mD 和0.013 mD；次之为极细砂岩，孔隙度和渗透率分别为4.16%和0.012 mD；粉砂岩物性最差。因此，对巴贡组而言，砂岩粒度越粗，物性越好。由于粒度粗的砂岩分选好，杂基含量更低，原生粒间孔更发育，溶蚀作用更充分。而较小的粒径在上覆地层载荷作用下，更易发生移动重排列，加快压实作用的进行，导致孔隙和喉道缩小，连通性变差，酸性流体难以进入，溶蚀作用受到抑制。

图8 巴贡组砂岩粒度与孔渗性能统计结果Fig.8 Statistical results of sand grain size and porosity permeability sandstones in Bagung Formation

5.3 沉积微相的影响

巴贡组砂岩的主要微相类型有分流河道、河口坝和席状砂，统计显示，分流河道微相砂岩的物性最好，河口坝微相次之，席状砂微相最差（图9）。分流河道样品的孔隙度集中于4.00%∼6.00%，河口坝的集中于2.00%∼4.00%，而席状砂的普遍小于4.00%；在渗透率方面，分流河道砂岩在相对高渗区间的分布比例更大。

沉积微相对储层物性的影响表现为上述成分、结构等因素的综合[23]。从沉积环境的角度考虑，分流河道砂体在沉积时水动力强，粒度粗、分选磨圆好，杂基含量低，单砂层厚度大，所以，初始物性较好，压实程度弱，利于后期有机酸溶蚀。因此，分流河道砂体是研究区巴贡组最重要的优质砂体类型。

此外，巴贡组普遍发育有煤层，这一点对巴贡组储层孔隙演化有着双重影响：早成岩阶段，由于煤的存在造成砂体的抗压实能力减弱，原生孔隙损失严重；进入中成岩阶段，由于煤系烃源岩大量排酸，利于溶解作用进行，可促进次生孔隙发育[24]。

图9 巴贡组砂岩不同沉积微相的物性分布Fig.9 Statistical results of microfacies and reservoir property of sandstones in Bagung Formation

6 有利储层发育机理

有利储层指在整体致密背景下发育的孔渗较高的储层，其形成是各方面因素共同作用的结果[22]。对巴贡组而言，有利储层发育受相带、成岩等多因素控制。

6.1 有利相带的发育控制优质储层形成的基本条件

不同微相砂体的储层致密程度差异明显。首先，发育于分流河道微相的砂体，原生孔隙较发育，抗压实能力强，酸性流体更易进入；其次，单层厚度较大的砂体通常胶结作用较弱，孔隙保存情况更好[25]。最后，相带控制了烃源岩和砂体的叠置关系，也影响了次生孔隙的发育，靠近生烃中心、与源岩共生互层亦是聚集大规模油气的有利条件[26]。

6.2 自生黏土矿物对原生孔隙的保持作用

来自国外[27-28]和鄂尔多斯盆地延长组[29-30]的大量研究实例证实，在同等情况下，绿泥石衬里发育的砂岩硅质胶结相对较少，物性更好；没有绿泥石衬里的砂岩硅质胶结强烈，物性较差。由于巴贡组普遍经历了长期深埋，成岩阶段晚，压实作用强，绿泥石衬里对自生石英生长的抑制作用可充分发挥。在物性最好的才多茶卡剖面中绿泥石衬里最为发育，且绿泥石含量与孔隙度成正比例（图6d），都说明绿泥石衬里对物性的建设性作用。

6.3 次生孔隙改善了物性

研究区的次生孔隙以晚期酸性溶蚀成因为主，其发育受两方面影响：（1）砂岩的碎屑成分及结构。在物性致密的背景下，巴贡组砂岩的储集空间主要由次生孔隙贡献，而次生孔隙的发育与原生粒间孔提供的渗流通道息息相关。较高的刚性颗粒含量有助于提高岩石的抗压实能力，在粒度粗、分选好的砂岩中，原始粒间孔在压实中损失相对少，而更高的剩余粒间孔隙度为后期酸性流体的进入提供了通道，从而促进溶蚀作用的进行。（2）微观和宏观的沉积环境。与其他微相相比，分流河道微相中沉积的砂岩通常粒度更粗、分选更好，因而促进了溶蚀作用的发生。前人实验结果[21]表明，煤样生成有机酸的能力比淡水—半咸水环境中的泥岩高出数百倍，因此，煤系对于溶蚀作用影响巨大。在拗陷中东部地区的巴贡组煤系极为发育，其含煤段在土门地区可厚达2 891 m[31]，被称为“土门煤系”[32]，相对在西部地区则较少有煤层分布。因此，在有机质热演化阶段提供的酸性流体方面，扎那陇巴和才多茶卡地区比沃若山地区更有优势，溶蚀作用更充分，次生孔隙更发育，物性更好。

7 结论

（1）巴贡组砂岩的岩性主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩，少量长石石英砂岩和石英砂岩；粒度以细砂岩、极细砂岩、中砂岩为主，分选较好，磨圆中等；胶结类型以压嵌型、孔隙--次生加大型、次生加大型和次生加大--压嵌型为主。

（2）孔隙类型以溶蚀孔隙为主，高岭石晶间孔和剩余粒间孔次之，溶孔中主要为粒间、粒内溶孔。孔隙结构具有孔喉小、分选差、连通性差的致密特点，孔隙度均值为4.31%，实测孔隙度小于5.00%的样品占66.7%；渗透率以0.001∼0.010 mD 为主，占样品数的49.4%。

（3）主要成岩作用包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用。压实是储集空间减小的首要原因，硅质、碳酸盐和伊利石胶结物对于物性具有破坏作用，绿泥石胶结物对孔隙保存具有促进作用，而高岭石的生成是溶蚀发育的标志。

（4）沉积作用控制了优质储层形成的基本条件，发育于分流河道微相的砂体，由于水动力条件较强、搬运距离相对较远，其粒度更粗、结构成熟度和成分成熟度更高、单砂体厚度更大，其原生孔隙更为发育，初始物性条件好，在后续的成岩改造过程中，具有更强的抗压实能力，在相同埋藏条件下能保存相对更多的原生孔隙，酸性流体更易进入。

致 谢：衷心感谢中国地质调查局成都地质调查中心羌塘油气项目组全体成员在野外工作中提供的帮助。