江汉盆地潜江凹陷古近系盐间页岩层系湖相白云岩储层发育特征及形成机理

沈均均，陶国亮，陈孔全，李君军，王鹏万，李志明，蒋启贵，孟江辉

江汉盆地潜江凹陷古近系盐间页岩层系湖相白云岩储层发育特征及形成机理

沈均均1，陶国亮2，陈孔全1，李君军3，王鹏万4，李志明2，蒋启贵2，孟江辉1

［1.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉 430100；2.中国石化石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.中国石油 浙江油田分公司，浙江 杭州 310013；4.中国石油 杭州地质研究院，浙江 杭州 610041］

以江汉盆地潜江凹陷盐间页岩层系潜江组三段下亚段4油组第10韵律层（潜三下（4-10）韵律层）为研究对象，以钻井、岩心及测井数据为基础，结合薄片鉴定、扫描电镜、压汞、X衍射、岩石冷冻热解及饱和烃色谱-质谱等分析测试数据，对韵律层白云岩储层发育特征及形成机理进行研究。结果表明：①目的层矿物组成复杂，主要发育有富炭泥质白云岩相、富炭泥质灰岩相、富炭白云质泥岩相和富炭、钙芒硝充填云质泥岩相4种岩相类型，其中富炭泥质白云岩相为最有利岩相类型，具有有机质丰度高（有机碳含量3.3 % ～ 6.3 %）、脆性矿物含量高（50 % ～ 76 %）、粘土矿物含量低（18 % ～ 33 %）和孔隙度高（10.8 % ～ 26.3 %）的特点；②白云岩类储层储集空间以晶间孔隙为主，溶蚀孔、缝极少发育，孔隙之间的连通性差，孔隙结构不好；③泥质白云岩储层宏观分布受沉积环境控制明显，富炭泥质白云岩相主要出现在湖平面下降中期水体盐度适中的区域内，微观上，孔隙发育受压实作用控制明显，胶结和溶蚀作用影响较小；④早成岩作用阶段较弱的压实作用、准同生期白云石化作用及储层中油气的充注作用对晶间孔隙的保存具有积极的作用，是研究区储层形成的主要原因。

储层发育特征；储层成因；盐间页岩层系；白云岩；潜江组；潜江凹陷；江汉盆地

页岩油气泛指赋存于富有机质泥页岩层系及其中的砂岩、碳酸盐岩薄夹层中的油气资源［1-5］，具有“源-储一体”的成藏地质特征［6-8］。目前，北美地区页岩油产量呈逐年增长趋势，截至2018年底，已占原油总产量的60 %左右，受其成功开发的启示，中国越来越重视页岩油的勘探开发。潜江凹陷为江汉盆地内较大的一个次级构造单元，也是最为重要的富烃凹陷。其中，潜江组共有193个盐韵律层，盐间累计厚度达2 000 m以上，岩性主要由白云质泥岩、泥质白云岩及钙芒硝岩混积而成，油气显示丰富。近年来，随着勘探思路由早期的“盐间非砂岩常规油藏”向“盐间页岩层系非常规油藏”的转变［9-11］，认为泥质白云岩对盐间页岩油既有贡献，同时也是页岩油赋存的主要层段，潜江组三段下亚段4油组第10韵律层（潜三下（4-10）韵律层）为区内最有利于页岩油富集的层系［11-15］。在此认识基础上部署的W99井，初期放喷阶段日产油14.0 t，稳产阶段日产油2.2 t，显示出盐间页岩层系具有较好的页岩油资源潜力。

前人对盐间页岩层系储层发育特征研究多集中在矿物组成、岩相类型、储集空间类型及物性特征等方面，认为盐间页岩层系矿物成分主要为白云石、方解石和粘土矿物，钙芒硝、石英和长石等矿物次之［15-16］，储集空间类型以白云岩晶间孔、晶间溶孔、洞和缝为主，白云岩孔隙度一般为14 %左右，渗透率为2.03×10-3μm2左右，属于中孔、特低渗型储层［14-16］，泥质云岩相和块状云岩相含油性最好，为最有利的页岩油勘探目标［15-16］。由此可见，前人已经认识到盐间页岩油主要储集在白云岩储层孔隙中，随着白云岩含量升高，其含油气性越来越好，但对于这类白云岩储层孔隙发育机理的研究还不够深入，即本区白云岩储层以泥晶结构为主，为何仍然能达到中孔级别从而具有较好的油气储集能力？其形成主控因素有哪些？这些问题直接影响了对本区盐间页岩层系优质储层空间分布的预测。鉴于此，本文在梳理和借鉴前人资料的基础上，以钻井、岩心及测井数据为基础，结合岩矿薄片、扫描电镜、压汞数据、X衍射及有机地球化学等分析测试数据，探讨此类泥晶结构白云岩储层形成机理及主控因素，为凹陷内有利油气富集区带分布的预测提供参考。

1　区域地质背景

潜江凹陷位于江汉盆地中部，受两条近北东向展布的边界断层所控制，西北边界为潜北断裂带，分别与荆门地堑、乐乡关地垒、汉水地堑和永隆河隆起相接；东南部以通海口断层与通海口凸起分隔；东北边缘为岳口低凸起；西南侧以丫角-新沟低凸起为界与江陵凹陷相隔，面积约2 500 km2［17-18］（图1）。钻井揭示的地层自上而下分别为第四系平原组，新近系广华寺组，古近系荆河镇组、潜江组、荆沙组、新沟咀组和沙市组，以及白垩系渔洋组（图1）。其中，平原组与广华寺组、广华寺组与荆河镇组以及白垩系渔洋组与下伏基底之间均为不整合接触，其余地层之间为整合接触［19］。

潜江组沉积时期，潜江凹陷总体为封闭型、高盐度、强蒸发环境下的盐湖沉积［15-18］，受湖水咸-淡频繁变化的影响，形成盐间薄层泥岩、砂岩、碳酸盐岩和蒸发岩频繁交互而成的韵律层［16］，每个韵律层顶、底均被厚层的盐岩所隔开，形成独特的油气系统。在北部单向物源补给的控制下，平面上自西北向东南方向依次为三角洲前缘砂、泥岩相区—咸-淡过渡区—盐湖沉积区［19］，研究区位于蚌湖—王场—周矶—广华一带，处于咸-淡过渡区内，是盐间页岩层系发育的主要区域（图1）。潜江组自下而上可划分为潜四段、潜三段、潜二段和潜一段，研究目的层段为潜三下（4-10）韵律层，这一沉积期湖盆兼断-拗沉降特征，断层活动减弱，地形平缓，表现为北厚南薄、中间厚斜坡带薄的特点［20-24］。

图1　江汉盆地潜江凹陷蚌湖-王场地区井位分布（a）、沉积环境（b）及潜江凹陷地层综合柱状图（c）

2　样品采集与分析实验

本次研究的106件配套岩石样品均取自蚌湖-王场地区古近系潜三下（4-10）韵律层的3口取心井，其中49件来自W99井，42件来自BYY2井，15件来自WY11井。所有样品都进行了普通薄片镜下鉴定，以确保样品分类分析的可靠性，在此基础上，挑选剩余样品，分别送普通扫描电镜、双束扫描电镜、X衍射和岩石热解测试；压汞样品现场钻取柱塞样，其直径为2.5 cm，长为10 cm，双束扫描电镜在实验前对样品进行抛光处理。采样钻井分布如图1所示。

文中关于薄片鉴定、普通扫描电镜和双束扫描电镜样品的分析测试工作由中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院地质实验室完成。用于普通薄片鉴定的为莱卡偏光三目显微镜，仪器型号为DM2700P，鉴定前样品经茜素红和铁氰化钾混合溶液染色处理；扫描电镜（SEM）测试仪器为场发射环境扫描电子显微镜，仪器型号为JSM-5500；双束扫描电镜测试仪器为聚焦离子束发射扫描双束电镜，仪器型号为Zeiss Auriga；能谱仪为牛津仪器生产的SDD Inca X-Max 50 X射线能谱仪。

文中关于X衍射、岩石热解和压汞分析测试工作由中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所完成。X衍射分析所用仪器为Phillips Xpert-MPD型X射线衍射仪，根据2角度（扫描范围在20° ～ 40°）和谱峰强度确定矿物种类和含量；热解分析是利用岩石热解仪Rock - Eval 6，依据《GB/T18602－2012岩石热解分析》标准进行检测；压汞仪器使用的型号是PoreMaster 33，其孔径测量范围在6.4 ～ 950 000.0 nm。

3　实验结果与讨论

3.1　岩相发育特征

文中关于X衍射全岩分析结果表明，研究区潜三下（4-10）韵律层矿物成分表现为陆源碎屑（粘土矿物、石英和长石）、碳酸盐（方解石和白云石）和蒸发盐类矿物混积产出，其中，陆源碎屑含量与碳酸盐含量表现出“此消彼长”的关系，具有低粘土矿物、低石英和高碳酸盐含量的特点［25］（图2）。参考江汉油田建立的盐间细粒沉积岩岩相划分标准，采用岩石组分和有机质含量（=2 %为界）作为岩相定名主要依据，根据次生矿物的产出形式和含量，以前缀形式反映次生岩相。依此划分方案，W99井潜三下（4-10）韵律层可划分出富炭泥质白云岩相、富炭白云质泥岩相、富炭泥质灰岩相和富炭、钙芒硝充填云质泥岩相等4种主要岩相类型（图2），下面将分别对各个岩相发育特征进行详细分析。

图2　江汉盆地潜江凹陷W99井潜三下（4-10）韵律层单井综合柱状图

3.1.1富炭泥质白云岩相

颜色以黄褐色为主，油浸现象明显，岩心下观察泥质和膏质条带较少发育（图3a，b），薄片下可观察到黄褐色白云岩与灰褐色泥岩条带呈不等厚互层产出（图3c），见大量炭屑和未被溶蚀的微晶石膏（图3d，e）。含量分布在3.3 % ～ 6.3 %，平均为4.7 %；矿物成分以白云石为主，含量分布在20.0 % ～ 42.0 %，平均为30.5 %，其次为粘土矿物，含量分布在18.0 % ～ 33.0 %，平均为25.4 %，石英+长石和蒸发岩类矿物含量相对较低（图2）。扫描电镜下观察白云岩以泥晶结构为主，微晶极为少见，晶体大小在3 ～ 5 μm，晶面粗糙，表现为他形晶，晶体之间呈“非镶嵌接触”，接触界线为不规则的锯齿状（图3f，g）。

图3　江汉盆地潜江凹陷潜三下（4-10）韵律层岩相岩心及微观镜下特征

a.黄褐色泥质白云岩相，W99井，埋深1 676.9 m，岩心照片；b.富炭泥质白云岩相，夹少量泥质条带和钙芒硝条带，BYY2井，埋深2 820.2 m，岩心照片；c.纹层状泥质白云岩相，内部可见泥质条带与白云岩呈不等厚互层产出，BYY2井，埋深2 820.8 m，单偏光；d.泥晶结构白云岩，可见极细石细分散状的炭屑和板状微晶石膏，W99井，埋深1 675.8 m，单偏光；e.泥晶白云岩，可见零星炭屑和板状钙芒硝，WY11井，埋深1 749.3 m，单偏光；f.白云石晶体呈泥晶结构，他形，接触面不规则，W99井，埋深1 675.75 m，扫描电镜；g.泥晶白云岩，内部混积有少量微晶结构白云岩，BYY2井，埋深2 820.7 m，扫描电镜；h.富炭泥质灰岩相，W99井，埋深1 678 m，岩心照片；i.富炭云质泥岩相，W99井，埋深1 679.5 m，岩心照片；j.富炭云质泥岩相，BYY2井，埋深2 821.4 m，岩心照片；k.富炭、钙芒硝充填云质泥岩相，W99井，埋深1 682.4 m，岩心照片；l.富炭、钙芒硝充填云质泥岩相，BYY2井，埋深2 823.4 m，岩心照片

3.1.2富炭泥质灰岩相

颜色以灰褐色为主，灰黑色泥岩与黄褐色灰岩呈不等厚薄互层状产出（图3h）。含量分布在3.3 % ～ 4.2 %，平均为3.7 %，矿物成分以方解石为主，含量分布在23.0 % ～ 41.0 %，平均为34.0 %，其次为粘土矿物，含量分布在5.0 % ～ 39.0 %，平均为28.4 %，石英+长石、白云石和蒸发岩类矿物含量相对较低（图2）。

3.1.3富炭白云质泥岩相

灰褐色或黄褐色，岩心下表现为黄褐色泥晶白云岩与灰黑色泥岩呈不等厚互层产出，夹少量钙芒硝条带（图3i，j）。含量分布在1.1 % ～ 5.7 %，平均为3.2 %，矿物成分以粘土矿物为主，含量分布在21.0 % ～ 40.0 %，平均为33.4 %，其次为白云石，含量分布在9.0 % ～ 39.0 %，平均为21.2 %，石英+长石、方解石和蒸发盐类矿物含量相对较低（图2）。

3.1.4富炭、钙芒硝岩充填云质泥岩相

灰-浅灰色为主，主要发育在10号韵律层底部和顶部（图2）。钙芒硝成核直径较小，一般不超过3 mm，但发育密度较高，成层性好，常呈薄条带状夹于白云质泥岩中，刺穿上下围岩的同时也使围岩发生弯曲变形（图3k，图3l），次生成因特征明显。含量分布在0.4 % ～ 5.1 %，平均为1.8 %，矿物成分以钙芒硝为主，含量分布在5.0 % ～ 54.0 %，平均为33.3 %，其次为粘土矿物，含量分布在13.0 % ～ 29.0 %，平均为22.5 %，白云石含量与粘土矿物差异不大，分布在11.0 % ～ 35.0 %，平均为22.5 %，石英+长石、方解石含量相对较低（图2）。

受湖水盐度咸淡周期性变化的影响，潜三下（4-10）韵律层由底至顶，其岩相类型总体表现为从富炭、钙芒硝充填云质泥岩相—富炭白云质泥岩相—富炭泥质灰岩相—富炭泥质白云岩相—富炭、钙芒硝充填云质泥岩相的一个由淡化到咸化的变化过程，韵律层顶底均被厚层的盐岩相所隔开（图2）。富炭泥质白云岩相为最有利的岩相类型，其含量一般超过3 %，其次为富炭白云质泥岩相［15-16］。

3.2　储集性能

根据W99井和BYY2井共计21块岩心样品孔、渗及结构数据的综合分析，查明盐间页岩层系优势岩相类型，在此基础上，结合阴极发光、扫描电镜和普通薄片的微观镜下观察与分析，明确其储集空间类型及发育特征。

1）物性特征

总体来看，研究区盐间页岩层系不同类型岩相孔隙度差异明显，而渗透率差异并不大（表1），其中富炭泥质白云（灰）岩相物性最好［25］，孔隙度为10.78 % ～ 26.30 %，平均为15.96 %，渗透率为（0.05 ～ 23.68）×10-3μm2，平均为4.25×10-3μm2，属于中孔、特低渗型储层；富炭白云质泥岩相次之，孔隙度为5.21 % ～ 23.83 %，平均为10.98 %，渗透率为（1.33 ～ 9.89）×10-3μm2，平均为3.65×10-3μm2，属于低孔、特低渗型储层；富炭、钙芒硝充填云质泥岩相最差，孔隙度为3.58 % ～ 5.25 %，平均为4.42 %，属于特低孔型储层。此外，通过图4a孔隙度与渗透率相关性图可发现，本区白云岩类储层孔隙度和渗透率之间相关性极差，表明储层孔隙结构差，不具备连通性较好的孔隙网络。

表1　江汉盆地潜江凹陷盐间页岩层系潜三下（4-10）韵律层各类岩相物性测试结果

注：“—”表示未测量。

2）孔喉结构特征

本区富炭泥质白云（灰）岩相孔喉半径主要分布在48.0 ～ 148.4 nm内，平均为111.5 nm，富炭、钙芒硝充填云质泥岩相孔喉半径较富炭泥质白云（灰）岩相降低明显，仅21 nm（图2），孔隙空间连通性变差，产生这种现象的原因可能来自两个方面：①粘土矿物和钙芒硝的发育，会充填于白云石晶体之间堵塞孔隙，从而使孔喉半径减小；②粘土矿物含量升高，导致有机质孔和粘土矿物层间孔发育，也会影响孔喉半径的分布范围［26］。

图4　江汉盆地潜江凹陷盐间页岩层系潜三下（4-10）韵律层孔隙度与渗透率（a）、孔隙度（b）与埋深关系

3.2.2储集空间类型及特征

通过对白云岩类储层镜下微观特征的细致观察和统计，并结合前人研究成果［16］，认为研究区富炭泥质白云岩相和富炭白云质泥岩相中储集空间类型均以孔隙为主，裂缝较少发育。

1）孔隙

1.3.1 疗效评定标准 显效为动脉血气恢复正常，症状及体征消失，病情逐渐恢复，不需要辅助治疗；有效为动脉血气显著好转，症状及体征显著改善，病情改善但仍需要辅助治疗；无效为无达到有效标准甚或病情、动脉血气恶化。

研究区目的层段白云岩类储层孔隙主要是对原始孔隙的继承，以原生晶间孔隙为主，晶间溶孔极为少见。

①晶间孔：发育于他形泥晶白云石晶体之间的孔隙，属于组构选择性孔隙。由于该类岩石以晶粒支撑为主，晶体间未被胶结物充填的部分构成良好的储集空间，孔径大小在2 ～ 4 μm，孔隙形态一般呈不规则的多面体，结构较差（图5a—f）。晶间孔隙对研究区储层起到主要贡献。

②晶间溶孔：为成岩作用后期酸性流体进入白云石晶间孔隙溶蚀晶粒之间的胶结物质或灰泥基质所形成，溶蚀的范围也可以扩展到周边的白云石晶粒，往往会改善原有储层物性，形成良好的油气储集空间。此类孔隙是晶间孔隙的溶蚀扩大，孔隙形态极不规则，孔径大小一般在5 ～ 10μm，通常大于白云石晶体（图5g—i）。当溶蚀作用强烈时，可转化为特大溶孔，其内部一般被埋藏作用所形成的微晶白云岩或次生钠长石所充填（图5h）。溶蚀孔隙在本区极少发育，连通性差，对储层贡献不大。

图5　江汉盆地潜江凹陷潜三下（4-10）韵律层白云岩类储层储集空间类型及特征

a.晶间孔隙，W99井，富炭白云质泥岩相，埋深1 679.7 m，SEM；b.晶间孔隙，W99井，富炭白云质泥岩相，埋深1 682.1 m，SEM；c.晶间孔隙，WY11井，富炭泥质白云岩相，埋深1 749.3 m，SEM；d.晶间孔隙，BYY2井，富炭泥质白云岩相，埋深2 821.2 m，SEM；e.晶间孔隙，BYY2井，富炭泥质白云岩相，埋深2 819.5 m，FIB-SEM；f.晶间孔隙，BYY2井，富炭泥质白云岩相，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；g.溶蚀孔隙，W99井，富炭泥质白云岩相，埋深1 675.8 m，SEM；h.溶蚀孔隙，WY11井，富炭泥质白云岩相，埋深1 749.3 m，SEM；i.溶蚀孔隙，BYY2井，富炭泥质白云岩相，埋深2 821.2 m，SEM；j.构造缝，W99井，富炭白云质泥岩相，埋深1 678.9 m，SEM；k.构造缝，BYY2井，富炭白云质泥岩相，埋深2 819.5 m，CL；l.溶蚀缝，BYY2井，富炭泥质白云岩相，埋深2 821.3 m，SEM

2）裂缝

通过大量镜下特征的观察，研究区裂缝按成因可分为两类：构造缝和溶蚀缝。

①构造缝：在本区较少发育且类型较为单一，均为平直状的高角度缝（图5f），未见相交，说明其不具备多期性。阴极发光片下观察，裂缝的充填只经历了一期，内部充填物并未被局部溶蚀（图5k），不能形成有效的储集空间，因此构造缝在本区对储层贡献不大。

②溶蚀缝：是流体沿早期构造缝溶蚀扩大后所形成的，缝壁凹凸不平，缝宽大小不一，内部未被充填（图5l），其出现常使储层局部连通性变好，但发育规模较小，对储层贡献不大。

3.3　储层发育主控因素

通过对研究区目的层段白云岩类储层沉积环境及成岩作用的综合分析，明确影响储层发育的主要控制因素，为下一步的勘探开发提供参考。

3.3.1沉积环境

沉积环境主要是通过控制储层岩石类型的空间展布来影响碳酸盐岩储层的物性［26］。研究区盐间页岩层系形成于内陆干旱的盐湖沉积环境中［16-17］，纵向上沉积环境的变化快速而频繁，潜三下（4-10）韵律层表现出一个完整的由淡化—咸化变化的盐韵律（图2），有利岩相富炭泥质白云岩相主要形成于湖平面下降的中期，这一时期湖水盐度适中，利于其沉积，而在湖平面下降早期和下降晚期水体盐度过低或过高均不利于其沉积（图2），在湖平面上升时期，水体加深速度过快，导致淡化过程快速且不稳定，缺失了泥质白云岩相沉积（图2），由此可见纵向上有利岩相的分布受湖平面升降作用控制明显；平面上，潜江凹陷潜三下（4-10）沉积期，受北部单向物源补给的影响，由北至南依次发育三角洲（砂泥岩相区）—半咸化湖泊（咸-淡过渡区）—盐湖（盐韵律区）的沉积体系，有利岩相富炭泥质白云岩相仅出现在咸淡过渡区内，向北水体盐度降低，为砂泥岩相区，向南水体盐度升高，以蒸发岩类矿物沉积为主（图1），不同岩相之间分带性特征明显。

3.3.2成岩作用

成岩作用对碳酸盐岩储层来说既有可能破坏原生孔隙，使储集层物性变差，也有可能促进次生孔隙的发育，建设和改善储集层孔、渗性能［27］。通过对研究区盐间页岩层系W99井和BYY2井扫描电镜的观察，盐间页岩层系白云岩类储层所经历的成岩过程按先后顺序依次为白云石化作用、压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

1）白云石化作用

本区白云石化作用多发生在准同生作用阶段［28］，所形成的白云石粒度较细，以泥晶为主，自形程度差，发育大量晶间微孔隙，这类孔隙的形成与白云石化作用过程中所产生的体积收缩关系密切（图6a—d）［29］，往往会使晶间孔隙体积增大，对储层物性改善起着建设性作用；埋藏白云岩化作用所形成的白云岩在本区极少发育，微晶为主，自形程度好，但这种成因的白云石一般充填于特大孔隙中（图5h），降低了孔隙度和渗透率，对储层物性起着破坏作用。

2）压实作用

扫描电镜下观察发现，盐间页岩层系的压实作用主要为机械压实，常见半塑性-塑性的岩石颗粒由于压实作用而变形或被撕裂，晶体之间呈镶嵌式接触，包括线接触或凹凸接触，晶间孔隙呈缝状或不规则状分布，孔体积发生了一定的缩小（图6e—h）。在早成岩阶段，压实作用对碳酸盐岩储层物性影响较小，随着上覆沉积物的增厚，埋深的加大，压实作用也会随之增强，从而失去大量的原始孔隙。研究区W99井目的层埋深较浅，处于1 675 ～ 1 685 m，白云岩类储层孔隙度分布于15.0 % ～ 26.3 %，平均值为21.9 %，而BYY2井位于蚌湖洼陷南缘，目的层埋深较W99井明显加深，样品深度分布在2 819 ～ 2 826 m，压实作用增强，孔隙度较W99井明显降低，分布在5.2 % ～ 12.6 %，平均值为10 %（表1；图4b）。总体上看，压实作用是影响研究区储层物性的主要因素，对储层物性起到是一种破坏的作用，降低了孔隙度。

图6　江汉盆地潜江凹陷潜三下（4-10）韵律层白云岩类储层成岩作用类型及特征

a.白云石晶体呈不规则的颗粒状，系Mg2+交代Ca2+所形成，颗粒表面可见收缩缝，BYY2井，埋深2 819.5 m；FIB-SEM；b.白云石晶体呈不规则的颗粒状，颗粒表面可见收缩缝，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；c.白云石晶体呈不规则的颗粒状，颗粒表面可见收缩缝，BYY2井，埋深2 821.3 m，FIB-SEM；d.白云石晶体呈不规则的颗粒状，颗粒表面可见收缩缝，BYY2井，埋深2 822.2 m，FIB-SEM；e.长石颗粒与白云石颗粒呈不规则镶嵌式接触，粒间孔多呈长条状，显示压实作用较强，对孔隙破坏较大，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；f.片状黄铁矿在压实作用下破碎变形，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；g.在压实作用下，金红石与白云石接触面呈线状，白云石发生破碎，BYY2井，埋深2 821.3 m，FIB-SEM；h.在压实作用下，钾长石与白云石接触面呈凹凸状，粘土矿物层间孔为表现为长条的缝状，BYY2井，埋深2 822.2 m，FIB-SEM；i.粘土矿物胶结，粘土矿物伊利石呈丝片状充填于白云石晶间孔隙中，W99井，埋深1 676.2 m，SEM；j.长石胶结，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；k.长石与黄铁矿胶结，与白云石晶体呈相互交错的镶嵌状结构，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；l.黄铁矿胶结，BYY2井，埋深2 821.3 m，FIB-SEM

3）胶结作用

研究区胶结作用类型主要有粘土矿物胶结、硅质矿物胶结和黄铁矿胶结3种类型。粘土矿物胶结主要表现为伊利石呈丝片状充填于白云石晶间孔隙中（图6i）；硅质胶结主要表现为长石矿物的次生加大，使得其与白云石晶体的接触面呈线状或者凹凸状交错连接的镶嵌结构（图6j）；黄铁矿胶结主要就是对晶间孔隙的充填（图6k，l）。整体来看，本区的胶结作用对孔隙主要是起到一种破坏作用，孔隙被长石、黄铁矿及粘土矿物所充填，但发育规模较小，对储集性能影响不大。

4）溶蚀作用

盐间页岩层系白云岩类储层溶蚀作用并不强烈，溶蚀孔隙不发育，仅见到少量规模较小的晶间溶孔（图5g—i），当溶蚀作用变得强烈时，则可形成更大规模的特大溶蚀孔隙（图5h）。整体来看，“溶蚀增孔”作用对研究区盐间页岩层系储层物性改善作用不大。

3.4　泥质白云岩储层形成机理

本区湖相泥晶白云岩中所发育的石膏结核或晶体并未在后期的成岩过程中被溶蚀（图3b—d），而中国针对古生界海相白云岩大量的研究表明：特定环境沉积的含石膏粒状晶和结核的白云岩是储层发育的物质基础，表生成岩期和埋藏成岩期石膏被溶蚀的强弱程度是形成良好储层的关键［30］，内陆浅埋湖相白云岩与海相深埋白云岩存在的这种差异性反映出两者有着截然不同的储层形成机理。本次研究尝试从成岩作用、白云石化作用及油气充注作用这3个方面来探讨其形成机理，明确中孔级别储层形成原因。

3.4.1白云岩储层形成于早成岩作用阶段，压实作用较弱，晶间孔隙保存极好

潜江凹陷盐间页岩层系目前已有钻井深度一般在1 500 ～ 3 000 m，属于浅-中深层埋藏的成岩环境。内部白云岩储层以泥晶结构为主，晶面粗糙，晶形为他形晶，晶体之间呈镶嵌式接触，为准同生回流渗透成因，白云岩储层溶蚀孔、缝极少发育；与之互层的暗色泥页岩热解峰温max值分布在300 ～ 439 ℃，平均为414 ℃（图2，图7），绝大部分数据点未超过430 ℃，W99井与BYY2井的max（氢指数）分布图上可发现，镜质体反射率o值一般不超过0.5 %（图7），烃源岩生物标志化合物参数中C2920/（20+20）比值为0.29，C29比值为0.23，均显示出未成熟的特征（图8）。上述一系列的特征表明，本区盐间页岩层系白云岩储层形成于早成岩作用阶段，虽然压实作用是影响储层孔隙发育的主要因素，但早成岩作用阶段的“压实减孔”效应还是较弱，原始晶间孔隙仍可以大量保存下来，达到中孔级别。随着成岩作用的增强，泥晶结构的白云岩储层很难再达到中孔级别，孔隙类型也发生变化，例如渤海湾盆地古近系沙河街组三段湖相泥-微晶白云岩形成于中成岩阶段，压实作用增强导致晶间孔隙较难保存，储层以溶蚀孔为主，孔隙度主要分布于5 % ～ 10 %范围内，属于特低孔型储层［31］；塔里木盆地寒武系-奥陶系海相泥-粉晶白云岩形成于晚成岩作用阶段，成岩作用极为强烈，晶体间接触十分紧密，几乎没有可利用的空间，平均孔隙度仅0.55 %［32］，远低于本区。

3.4.2白云石化作用扩大了晶间孔隙，同时增强了晶体间的抗压性

本区大规模发育的泥晶结构白云岩并非原生沉淀所形成，而是在后期的准同生作用阶段由于回流渗透白云石化作用所形成［28］，埋藏阶段形成的白云岩含量极低。Morrow（1982）指出钙质或灰质沉积物被白云石完全交代后，体积会缩小6 % ～ 13 %，相应的晶间孔隙会发生扩大，本区泥质白云岩在Mg2+交代Ca2+后，晶体发生明显的收缩，以颗粒状它型晶为主，氩离子抛光扫面电镜下可在颗粒表面观察到大量的收缩缝（图6e—h），由于本区白云岩所处成岩作用阶段较早，后期的重结晶作用并不强烈，对原始晶间孔隙的破坏可以忽略，此外，白云石化作用所形成的白云岩构成坚固的支撑格架比灰岩更抗压抗溶，有利于晶间孔的保存［33-34］。

图7　江汉盆地潜江凹陷W99井和BYY2井潜三L（4-10）韵律层HI-Tmax分布特征

图8　江汉盆地潜江凹陷W99井潜三下（4-10）韵律层烃源岩抽提物质量色谱图（m/z 217）

3.4.3白云岩储层中油气的充注会抑制胶结作用的发生，有利于晶间孔隙的保存

潜江凹陷大规模的油气生成和充注主要发生在荆河镇组末期［18］，盐间页岩层系白云岩储层在这一时期普遍被油气充注，颜色以次生色灰黄-棕褐色为主（图3，图9）。前期已有学者研究指出，碳酸盐岩储层中烃类流体的存在很大程度上抑制了Ca2+，Mg2+和CO32-等离子的传输，使得在已有的孔隙空间内难以形成胶结充填作用（图9a—c）。此外，在后期埋藏成岩过程中，油逐渐转变为沥青覆盖在孔壁周围（图9d—f），也会抑制胶结矿物的沉淀［35-40］。以上两种因素均会为本区晶间孔隙的保存提供有利的条件。

图9　江汉盆地潜江凹陷盐间页岩层系白云岩储层油气及沥青充填特征

a.WY11井潜三下（4-10）韵律层出筒岩心冒气泡和油，埋深1 749.3 m，岩心；b.BYY2井潜三下（4-10）韵律层出筒岩心冒气泡和油，埋深2 820.8 m，岩心； c.岩心冒气泡和油，BYY2井，潜三下（4-10）韵律层，埋深2 822.0 m，岩心；d.白云岩储层晶间孔内残留沥青，导致显示模糊，W99井，埋深1 676 m，SEM；e.孔隙表面残留沥青，BYY2井，埋深2 820.83 m，FIB-SEM；f.图e黄色方框区域的能谱数据，结果显示以C元素含量为主，归一化质量高达69.8 %，其次为O元素

4　结论

1）潜江凹陷潜三下（4-10）韵律层发育的岩相类型有富炭泥质白云岩相、富炭泥质灰岩相、富炭白云质泥岩相和富炭、钙芒硝充填云质泥岩相4种岩相类型，其中，富炭泥质白云岩相为最有利岩相类型，具有较高的和脆性矿物含量，粘土矿物含量较低。

2）不同岩相孔隙度差异明显，但渗透率差异不大，富炭泥质白云岩相物性最好，属于中孔、特低渗型储层，富炭白云质泥岩相次之，属于低孔、特低渗型储层，镜下观察显示，两者储集空间类型均以白云石晶间孔隙为主，溶蚀的孔、缝极为少见，孔隙之间连通性较差，孔隙结构不好。

3）宏观上，白云岩类储层空间展布受沉积环境控制作用明显。纵向上，有利岩相富炭泥质白云岩相主要发育于湖平面下降中期，水体盐度适中的环境中；平面上，同样只分布于水体盐度适中的咸-淡过渡区内，过淡或过咸的环境均不利于其沉积；微观上，储层孔隙发育受压实作用控制明显，溶蚀作用和胶结作用极为少见，对孔隙影响不大。

4）研究区泥晶结构白云岩类储层形成机理主要归结于3个方面的原因：首先，白云岩储层均形成于早成岩作用阶段，埋藏较浅，压实作用较弱，使得晶间孔隙保存较好；其次，准同生期的白云石化作用扩大了晶间孔隙，同时形成的白云岩比灰岩更抗压抗溶，有利于晶间孔隙的保存；最后，白云岩储层中油气的充注作用会抑制成岩作用后期胶结作用的发生，有利于晶间孔隙的保存。

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Development characteristics and formation mechanism of lacustrine dolomite reservoirs in the Paleogene inter-salt shale sequence，Qianjiang sag，Jianghan Basin

Shen Junjun1，Tao Guoliang2，Chen Kongquan1，Li Junjun3，Wang Pengwan4，Li Zhiming2，Jiang Qigui2，Meng Jianghui1

［1，，，430100，；2，，，，214126，；3，，，310013，；4，，，610041，）］

This study deals with the 10thcyclotherm of the 4thoil layer group in the lower submember 3rdof the member of Qianjiang Formation （hereafter referred to as Qian 3L（4-10）cyclotherm），an inter-salt shale sequence in the Qianjiang sag，Jianghan Basin，with respect to the development characteristics and formation mechanism of dolomite reservoirs in the cyclotherm. The drilling，core and logging data serve as the research basis，in combination with analytical data from thin section identification，scanning electron microscopy （SEM），high pressure mercury intrusion porosimetry （MIP），X-ray diffraction，rock freezing and Rock-Eval pyrolysis，and gas chromatography-mass spectrometry （GC-MS） of saturated hydrocarbon. The results show that （1） the target layer features complicated mineral compositions of 4 lithic facies，including carbon-rich argillaceous dolomite，carbon-rich argillaceous limestone，carbon-rich dolomitic mudstone and carbon-rich dolomitic mudstone filled with glauberite. Among others，the carbon-rich argillaceous dolomite is considered the best，owing to its high abundance of organic matters in a range of 3.3 % to 6.3 %，high level of brittle minerals of 50 % to 76 %，low level of clay minerals of 18 % to 33 %，and high porosity of 10.8 % to 26.3 %；（2） The reservoir space of the dolomite reservoirs is dominated by intercrystalline pores，together with few dissolved pores and fractures，and these pores and fractures are characterized by poor structure and poor connectivity；（3） The macroscopic distribution of argillaceous dolomite reservoirs are significantly determined by sedimentary setting. For instance，the carbon-rich argillaceous dolomite mainly occurs in areas of moderate salinity during the middle phase of eustatic lake level descending. Microscopically，its pore development is markedly associated to compaction，while slightly to cementation and dissolution；（4） The weak compaction during the early diagenesis，the penecontemporaneous dolomitization and the hydrocarbon charging to reservoirs，all play a positive role in the preservation of intercrystalline pores，and are key to reservoir formation in the study area.

reservoir development characteristics，reservoir genesis，inter-salt shale sequence，dolomite，Qianjiang Formation，Qianjiang sag，Jianghan Basin

TE122.2

A

0253-9985（2021）06-1401-13

10.11743/ogg20210614

2021-07-25；

2021-10-16。

沈均均（1983—），男，博士、讲师，沉积、储层及非常规油气资源评价。E⁃mail：shenhema@163.com。

陈孔全（1961—），男，博士、教授，构造、地化及非常规油气资源评价。E⁃mail：30760410@qq.com。

国家科技重大专项（2017ZX05049001-002）；湖北省高等学校优秀中青年科技创新团队计划项目（T201905）；湖北省自然科学基金项目（2016CFB601）。

（编辑 张玉银）