黄成, 朱筱敏, 金绪铃, 胡鑫, 修金磊, 任新成, 程长领. (2024). 准噶尔盆地永进地区齐古组深埋砂岩成岩作用对储集层质量影响的定量表征* [J]. 古地理学报, 26(3): 683-699.
HUANG Cheng, ZHU Xiaomin, JIN Xuling, HU Xin, XIU Jinlei, REN Xincheng, CHENG Changling. (2024). Quantitative characterization of influence of diagenesis on reservoir quality of deep-buried sandstone of the Qigu Formation in Yongjin area,Junggar Basin[J]. Journal Of Palaeogeography, 26(3): 683-699.   
Doi: 10.7605/gdlxb.2024.03.067
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准噶尔盆地永进地区齐古组深埋砂岩成岩作用对储集层质量影响的定量表征*
黄成1,2, 朱筱敏1,2, 金绪铃1,2, 胡鑫1,2, 修金磊3, 任新成3, 程长领3
1 油气资源与工程全国重点实验室,中国石油大学(北京),北京 102249
2 中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249
3 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015
通讯作者简介 朱筱敏,男,1960年生,教授、博士生导师,主要从事沉积地质学和层序地层学等教学科研工作。E-mail: xmzhu@cup.edu.cn。

第一作者简介 黄成,男,1998年生,硕士研究生,主要研究方向为储集层地质学。E-mail: huangxiusun@gmail.com。

收稿日期:2023-10-19 修回日期:2024-02-01
基金资助:*国家自然科学基金项目(编号: 42272110)资助
摘要

永进地区侏罗系齐古组是准噶尔盆地腹部一套重要的深埋含油层系,现今埋深5400~6100 m,其储集层质量控制了油气储量和产量。运用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、物性、XRD全岩和黏土矿物分析等资料对齐古组深埋砂岩储集层成岩演化过程开展研究,建立成岩演化序列,定量表征不同成岩作用对储集层质量的影响,结合区域埋藏史、油气充注史,最终明确储集层成岩演化过程。永进地区齐古组储集层岩性主要为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩, 杂基含量低,胶结物类型主要为碳酸盐矿物、硅质和黏土矿物,具成分成熟度低而结构成熟度高的特征; 储集空间类型以剩余原生粒间孔和粒间溶孔为主; 整体处于中成岩A期阶段,储集层孔隙度变化主要受压实、胶结、溶蚀作用控制,压实作用和胶结作用是造成储集层减孔的主要成岩因素,分别造成原生孔隙损失率为65.98%和21.80%,溶蚀作用增加了5.25%的孔隙度,起到了有效改善储集层物性的作用。综合研究认为,永进地区齐古组储集层成岩演化主要受沉积环境、成岩作用、埋藏史、油气充注4大因素共同控制,成岩作用起到改造储集层物性的作用,是导致储集层非均质性较为明显的决定性因素。

关键词: 定量表征; 成岩作用; 孔隙演化; 深部储集层; 齐古组; 永进地区
中图分类号:P618.130.2+1 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2024)03-0683-17
Quantitative characterization of influence of diagenesis on reservoir quality of deep-buried sandstone of the Qigu Formation in Yongjin area,Junggar Basin
HUANG Cheng1,2, ZHU Xiaomin1,2, JIN Xuling1,2, HU Xin1,2, XIU Jinlei3, REN Xincheng3, CHENG Changling3
1 National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering,China University of Petroleum ( Beijing ),Beijing 102249,China
2 Collge of Geosciences,China University of Petroleum ( Beijing ),Bejing 102249,China
3 Research Institute of Exploration and Development,Shengli Oilfield Company,Sinopec,Shandong Dongying 257015,China
About the corresponding author ZHU Xiaomin,born in 1960,is a professor and doctoral supervisor. He is mainly engaged in teaching and researches on sedimentary geology and sequence stratigraphy. E-mail: xmzhu@cup.edu.cn.

About the first author HUANG Cheng,born in 1998,is a master degree candidate in China University of Petroleum(Beijing). He is mainly engaged in researches on reservoir geology. E-mail: huangxiusun@gmail.com.

Fund:Financially supported by the National Natural Science Foundation of China(No.42272110)
Abstract

The Jurassic Qigu Formation in the Yongjin area is a set of important oil-bearing strata in the central Junggar Basin. It is a typical deep-buried sandstone reservoir with a burial depth of 5400~6100 m,and its reservoir quality controls oil and gas reserves and production. In this paper,the diagenetic evolution process of deep-buried sandstone reservoirs in the Qigu Formation is studied by using the data of cast thin section,cathodoluminescence,scanning electron microscopy,XRD whole rock and clay mineral analysis. A diagenetic sequence is established,and the impacts of various diagenetic processes on reservoir quality are quantitatively assessed,integrating regional burial and hydrocarbon charge histories to delineate the reservoir’s diagenetic evolution. The lithology of the Qigu Formation reservoir in the Yongjin area is mainly composed of feldspathic lithic sandstone and lithic sandstone. The cement includes mainly carbonate minerals,siliceous minerals and clay minerals with low composition maturity and high texture maturity. The reservoir space types are mainly the remaining primary intergranular pores and secondary intergranular dissolved pores. Overall,the reservoir porosity changes are mainly controlled by compaction,cementation and dissolution,which are the main diagenetic factors reducing reservoir porosity,resulting in primary pore loss rates of 65.98% and 21.80% respectively. Dissolution increases the porosity by 5.13%,which effectively improves the physical properties of the reservoir. The comprehensive study shows that the diagenetic evolution of the Qigu Formation reservoir in the Yongjin area is mainly controlled by four factors: sedimentary environment,diagenesis,burial history and oil and gas charging. Diagenesis plays a role in the transformation of reservoir physical properties and is the critical determinant of the observed reservoir heterogeneity.

Key words: quantitative characterization; diagenesis; pore evolution; deep reservoir; Qigu Formation; Yongjin area
1 概述

深部储集层是近年来全球油气勘探关注的重点, 展现出巨大的油气勘探潜力(贾承造和庞雄奇, 2015; 李阳等, 2020)。目前国际上通常将埋深超过4500 m的地层定义为深层, 将埋深超过6000 m的地层定义为超深层(孙龙德等, 2013; 李阳等, 2020; 操应长等, 2022)。但在实际的油气勘探开发过程中, 仅仅将深度作为判断是否为深埋储集层的标准是远远不够的, 需要综合考虑到埋深、地温、地压、烃源岩成熟度以及成岩阶段等因素(操应长等, 2022)。研究人员依据中国东、西部地温场与油气成藏特点(赵文智等, 2014; 贾承造和庞雄奇, 2015; 何登发等, 2019; 李阳等, 2020; 操应长等, 2022), 考虑到东部盆地地温梯度较高, 将埋深3500~4500 m的地层定义为深层, 大于4500 m的地层定义为超深层; 考虑到中国中西部盆地地温梯度较低, 将埋深4500~6000 m的地层定义为深层, 大于6000 m的地层定义为超深层。深部储集层经历了多种地质因素作用与长时间改造, 含油气性和物性普遍具有强烈的非均质性特征(孙龙德等, 2015; 罗晓容等, 2023)。其有效储集层发育是在相对有利沉积相带基础上, 经历了一系列成岩作用和地质作用改造后, 仍然保留一部分原生孔隙或形成了次生溶孔和裂缝(Bloch et al., 2002; Pang et al., 2015; 远光辉等, 2015; Cao et al., 2017; 杨海军等, 2018; 操应长等, 2022)。

永进地区位于新疆准噶尔盆地中央凹陷带, 其目前勘探开发的主力含油层系为中侏罗统西山窑组和上侏罗统齐古组(张振宇等, 2019; 任新成, 2021; 王捷, 2023), 埋深均在5000 m以下, 部分储集层段孔隙度在深埋条件下仍能保持在10%以上, 形成优质深埋砂岩储集层。前人对永进地区储集层的研究主要是集中在侏罗系西山窑组, 对侏罗系齐古组储集层研究尚属空白, 亟待进一步研究以明确有利储集层形成机理。

故本研究以永进地区侏罗系齐古组深埋砂岩储集层为研究对象, 结合铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、物性资料、XRD全岩和黏土矿物分析等资料, 厘清齐古组储集层岩石学、物性及孔隙特征, 明确成岩作用类型及其对储集层质量的影响, 建立成岩演化序列, 重点分析储集层孔隙演化过程, 定量化表征各成岩作用对储集层孔隙度的影响, 以期为永进地区深埋砂岩储集层预测及评价提供储集层地质理论支持。

2 区域地质概况

准噶尔盆地是一个“满盆”含油、全层系多层组含油、油气资源丰富的大型沉积盆地(何登发等, 2004)。侏罗纪盆地腹部发育一套三角洲及湖泊沉积体系, 从下至上依次充填八道湾组(J1b)、三工河组(J1s)、西山窑组(J2x)、头屯河组(J2t)和齐古组(J3q)。在燕山运动影响下, 受控于北天山断层及克拉美丽断层整体压扭性构造应力场作用(何登发等, 2008), 车—莫古隆起自中侏罗世开始逐渐形成并抬升出露水面, 在晚侏罗世进入强烈发育期(何登发等, 2008; 纪友亮等, 2010), 隆起范围及隆起幅度达到鼎盛, 剥蚀面积达到2×104 km2, 并覆盖整个盆地腹部(周路等, 2007; 唐勇等, 2009)(图 1-A), 由于古隆起的强烈抬升及风化侵蚀造成盆地腹部中—上侏罗统大范围缺失(何登发等, 2018)。

图 1 准噶尔盆地永进地区区域地质概况及地层发育特征
A—准噶尔盆地构造单元、侏罗系车—莫古隆起范围(据纪友亮等,2010)及研究区位置; B—研究区构造单元; C—研究区齐古组沉积相平面图及取样井井位分布; D—永进地区侏罗系—下白垩统清水河组发育特征(据高崇龙等,2018;Li et al., 2023;有修改)Fig.1 Regional geological outline and stratigraphic development characteristics in Yongjin area, Junggar Basin

位于准噶尔盆地中央凹陷带的永进地区, 勘探面积1200 km2(图 1-B)。受车—莫古隆起影响, 永进地区中、上侏罗统遭受严重剥蚀, 中侏罗统西山窑组主要残留在永进地区中东部, 头屯河组在区内基本不残留; 上侏罗统齐古组仅在永进地区东部局部残留。齐古组残留部分, 向北西方向、北部以及北东方向均尖灭, 地层厚度在30~80 m之间, 同下伏侏罗系西山窑组、上覆白垩系清水河组之间呈不整合接触(图 1-D)。油藏类型为地层削蚀背景下的构造—岩性复合油藏, 其高部位受地层削蚀控制、内部受断层切割, 侧向受岩性尖灭遮挡, 储集层物性控制了油气的富集。油源对比表明, 准噶尔盆地腹部侏罗系原油主要来自中二叠统乌尔禾组湖相烃源岩, 其次是侏罗系煤系烃源岩(秦黎明等, 2007; 杨智等, 2011; 乔玉雷等, 2013; 陈建平等, 2016; 刘刚等, 2019), 并依据流体包裹体均一温度测定结果和区域埋藏史, 确定盆地腹部侏罗系共发生了3期油气充注, 依次发生在中—晚侏罗世、晚白垩世和新生代(邹华耀等, 2005; 袁海锋等, 2007; 杨智等, 2008; 任新成, 2021)。

侏罗系齐古组沉积时期, 永进地区受北东和北西2个方向的物源控制, 形成受古地貌和物源共同控制的一套浅水辫状河三角洲沉积体系(图 1-C)。根据水下分流河道断续特征, 可将三角洲前缘进一步细分为内前缘和外前缘。发育的沉积微相有水下分流河道、河口坝、分流间湾和远沙坝, 其中水下分流河道是三角洲前缘最为重要的沉积单元, 也是有利储集层的成因微相类型。

3 储集层特征
3.1 岩石学特征

根据176份薄片鉴定资料, 永进地区齐古组储集层岩性主要为长石质岩屑砂岩(占比58.14%)和岩屑砂岩(占比41.86%), 高岩屑含量为其组成特征(图 2-A)。永进地区齐古组储集层石英含量10%~59%, 平均为27.52%; 长石含量8%~32%, 平均为20.69%; 岩屑含量32%~80%, 平均为51.79%, 岩屑多为岩浆岩岩屑(占比68.42%), 其次为变质岩岩屑(占比29.70%), 偶见沉积岩岩屑(占比1.88%)。198份X射线衍射分析表明, 储集层矿物成分多样, 其中非晶质矿物含量较高, 主要为火山岩岩屑, 胶结物类型以碳酸盐矿物(铁方解石、白云石、铁白云石)为主(图2-B), 胶结方式主要为孔隙式胶结。总体上储集层粒度以极细—细粒为主、分选性较好、磨圆度为次棱角—次圆状, 表现为低成分成熟度和高结构成熟度, 反映了其远距离搬运而母岩岩屑含量高的特征。

图 2 准噶尔盆地永进地区齐古组岩性组分三角图和饼状图
A—岩石类型分类三角图; B—岩石矿物成分平均含量饼状图(XRD全岩矿物分析)Fig.2 Triangle diagram and pie chart of lithologic components of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

3.2 物性特征

178份常规孔渗分析数据表明, 永进地区齐古组砂岩孔隙度主要为3.20%~17.40%, 平均为9.37%, 其中低孔样品占比36.99%, 特低孔占比57.80%(图 3-A); 渗透率主要为(0.049~694)×10-3 μm2, 中位数为0.776×10-3 μm2, 其中低渗样品占比15.03%, 特低渗占比70.52%(图 3-B), 具有特低孔—特低渗为主、低孔—特低渗为辅的特征(图 3-C)。岩性上, 细砂岩和中砂岩的物性相对更好。总的来说, 孔隙度与渗透率具有正相关关系, 存在孔—渗值均较高的“甜点”层段。物性和埋藏深度总体表现为负相关。随着深度的增加, 孔隙度呈下降的趋势, 但在5780 m和5990 m左右的深度段发育2个异常高孔带(图 3-D)。排驱压力0.031~1.993 MPa, 其中小于0.1 MPa的样品占比25.00%, 在0.1~1 MPa之间的占比53.57%, 大于1 MPa的占比21.43%, 视退汞效率平均为35.16%, 渗流能力较差。

图 3 准噶尔盆地永进地区齐古组储集层物性及其与埋深关系
A—孔隙度分布直方图; B—渗透率分布直方图; C—孔隙度—渗透率交会图; D—孔隙度随深度的变化Fig.3 Reservoir physical properties and its relationship with buried depth of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

3.3 孔隙特征

根据118份铸体薄片鉴定资料并结合扫描电镜观察, 研究区齐古组储集层储集空间类型主要包括剩余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和少量铸膜孔, 局部发育微裂缝。剩余原生粒间孔为重要的储集空间类型, 占所有孔隙空间的50.12%, 位于颗粒间, 形状规则, 边缘平直, 呈孤立状三角形或多边形(图 4-A, 4-B)。次生孔隙占所有孔隙空间的49.54%, 主要为粒间溶孔和粒内溶孔, 少见铸膜孔。粒间溶孔占所有孔隙空间的47.26%, 形状不规则, 边缘溶蚀现象明显, 常同剩余原生粒间孔组合形成粒间特大孔隙(图 4-C), 具有较大的孔喉半径, 连通性较好; 粒内溶孔(图 4-D, 4-E)占所有孔隙空间的2.31%, 常呈网格状或蜂窝状, 连通性差; 铸膜孔(图 4-F)为长石和岩屑等易溶颗粒完全溶蚀形成。微裂缝(图 4-G)的增孔作用有限, 仅占所有孔隙空间的0.34%, 常因后期溶蚀作用扩大。

图 4 准噶尔盆地永进地区齐古组孔喉结构微观特征
A—剩余原生粒间孔, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永1-3井, 5978.50 m; B—呈三角状的原生粒间孔, 扫描电镜, 永3-斜17井, 5716.70 m; C—粒间溶孔和原生孔组合形成的特大孔隙, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永14井, 5496.60 m; D—岩屑颗粒粒内溶孔, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永1-1井, 5833.10 m; E—长石粒内溶孔, 扫描电镜, 永3-斜17井, 5721.21 m; F—铸膜孔, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永3-斜17井, 5720.50 m; G—构造缝切穿颗粒, 周缘溶蚀现象强, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永1-3井, 6001.24 m; H—片状、弯片状喉道, 扫描电镜, 永1-3井, 5974.00 m; I—缩颈型喉道, 扫描电镜, 永3-斜17井, 5722.80 m。 Pp: 原生孔隙; Dp: 溶蚀孔; Fracture: 裂缝Fig.4 Microscopic characteristics of pore throat structure of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

研究区齐古组砂岩储集层孔喉均值系数平均为0.23, 喉道分布不均匀; 中值孔喉半径平均值为0.642 μm, 平均喉道半径平均值为1.468 μm, 依据SY/T6285—2011《油气储集层评价方法标准》, 认为永进地区齐古组储集层以特小孔—细喉为主, 渗流联通能力差。结合铸体薄片及扫描电镜观察, 齐古组砂岩喉道类型以片状为主(图 4-H), 局部发育缩颈型(图 4-I)。

4 成岩作用特征

永进地区齐古组储集层现今埋深约在5400~6100 m, 经历了复杂且漫长的成岩作用改造过程。通过对铸体薄片、阴极发光、扫描电镜的观察, 认为影响齐古组储集层质量主要有压实、胶结和溶蚀3大关键性成岩作用。

4.1 压实作用

压实作用是导致储集层孔隙度降低的最主要成岩作用, 随着埋藏深度的增大, 压实强度增加, 压实作用使得颗粒间接触更加紧密, 原生孔隙急剧减少。永进地区齐古组现今最大埋深超过6000 m, 经历过较深的埋藏作用, 压实作用减孔效果显著。根据薄片和扫描电镜观察可见储集层碎屑颗粒间以点—线接触为主(图 5-A), 局部因油气的充注(图 5-B)或是连晶方解石胶结物的发育(图 5-C)而表现为点接触, 也有部分颗粒间呈线接触(图 5-D), 压溶现象少见; 板岩、片岩、千枚岩、云母等塑性颗粒在压实作用下发生形变, 呈假杂基化充填粒间(图 5-E); 长石、石英等刚性颗粒呈半定向—定向排列(图 5-F)。上述特征表明, 研究区压实作用为中等压实。压实作用的强弱同碎屑组分特征存在一定关联性, 具体表现为压实作用之后剩余粒间体积(粒间孔隙、胶结物和杂基的总和)同塑性颗粒含量(图 6-A)和分选系数(So)(图 6-B)之间呈负相关, 即塑性颗粒含量越高或分选性越差, 剩余粒间体积越低, 压实作用越强。

图 5 准噶尔盆地永进地区齐古组砂岩压实作用微观特征
A—点—线接触, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永12井, 5766.50 m; B—油气充注导致颗粒间呈点接触, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永12井, 5767.00 m; C—铁方解石连晶胶结导致颗粒间呈点接触, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永3-斜17井, 5720.50 m; D—线接触, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永1-3井, 5984.10 m; E—云母被颗粒压变形, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永1-1井, 5840.80 m; F—颗粒呈定向—半定向排列, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永1-1井, 5818.15 m。Oil: 原油; Fe-Cal: 铁方解石; Q: 石英; F: 长石; R: 岩屑; M: 云母Fig.5 Microscopic characteristics of sandstone compaction of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

图 6 准噶尔盆地永进地区齐古组各成岩作用强弱同储集层物性的相关性
A—剩余粒间孔体积与塑性岩屑含量的关系; B—剩余粒间孔体积与分选系数的关系; C—永12井7块样品绿泥石和伊利石百分含量与储集层孔隙度的关系; D—永12井7块样品绿泥石和伊利石百分含量与储集层渗透率的关系; E—各井原生孔、次生孔视面孔率堆积柱状图; F—孔隙度与样品同不整合面之间距离的关系Fig.6 Correlation between diagenesis strength and reservoir physical property of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

4.2 胶结作用

根据研究区176份薄片鉴定资料并结合X射线衍射全岩资料, 永进地区齐古组胶结物含量平均为4.36%, 主要包括铁方解石、白云石、铁白云石、各类黏土矿物及次生石英。

4.2.1 碳酸盐矿物胶结

碳酸盐矿物胶结物广泛发育并表现出较强的非均质性, 含量介于0%~22%之间, 平均为4.02%, 主要包括早成岩阶段形成的白云石(平均含量0.83%)以及中成岩阶段A期形成的铁方解石(平均含量2.33%)和铁白云石(平均含量0.99%)。通过岩相学分析, 可将研究区碳酸盐矿物胶结划分为3个期次: 第1期次为呈菱形自形晶的粒间白云石, 不被茜素红与铁氰化钾混合溶液所染色(图 7-A), 在阴极发光下呈橙红色(图 7-B); 第2期次为呈孔隙—连晶式充填孔隙的铁方解石, 在被混合溶液染色的薄片下呈紫色, 并因含铁量的差异导致颜色深浅出现不同(图 7-C), 阴极发光下呈亮黄色和橘黄色(图 7-D); 第3期次为呈环带式交代白云石边缘的铁白云石, 混合溶液染色后呈天蓝色(图 7-A)。

图 7 准噶尔盆地永进地区齐古组胶结作用微观特征
A—白云石呈菱面体, 铁白云石沿其边缘生长, 铸体薄片, 正交偏光, 混合液染色, 永301井, 5543.90 m; B—白云石在阴极发光下呈橙红色, 阴极发光, 永6井, 6027.30 m; C—铁方解石因含铁量差异在混合液染色下颜色深浅不同, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永12井, 5766.50 m; D—铁方解石在阴极发光下呈亮黄色和橘黄色, 阴极发光, 永3-斜17井, 5720.50 m; E—冲刷面上铁方解石胶结作用强, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永3-斜17井, 5720.50 m; F—油气充注的孔隙中, 铁方解石胶结不完全, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永1-3井, 5984.10 m; G—粒表叶片状绿泥石, 扫描电镜, 永1-3井, 6014.80 m; H—粒间搭桥状伊利石, 扫描电镜, 永3—斜17井, 5716.70 m; I—蜂巢状伊/蒙混层, 扫描电镜, 永3—斜17, 5721.21 m; J—石英次生加大, 石英间可见绿泥石膜, 铸体薄片, 正交偏光, 茜素红染色, 永304井, 5609.75 m; K—Ⅱ期石英次生加大边平整光滑, 扫描电镜, 永1-3井, 5988.60 m; L—自生石英在粒间呈六边形, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永1-1井, 5822.85 m。Dol: 白云石; Ank: 铁白云石; Fe-Cal: 铁方解石; Oil: 原油; Ch: 绿泥石; I: 伊利石; I/S: 伊/蒙混层; Q: 石英; Qo: 石英次生加大; Qa: 自生石英Fig.7 Microscopic characteristics of cementation of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

研究区齐古组碳酸盐矿物胶结具有以下3点规律: 一是分选较好的中—细砂岩胶结作用更强; 二是冲刷面上部粒度相对较粗的砂岩碳酸盐矿物胶结作用强(图 7-E); 三是油气侵位也会抑制碳酸盐矿物的胶结, 镜下可见油气充注、现今沥青残留的孔隙中, 方解石胶结不完全甚至完全不发育(图 7-F)。

4.2.2 黏土矿物胶结

黏土矿物X射线衍射分析(图 8)表明, 永进地区齐古组黏土矿物类型以绿泥石和伊利石为主, 其次为伊/蒙混层, 高岭石含量少。绿泥石主要形成于成岩作用早期, 多以叶片状或蜂窝状充填颗粒表面形成绿泥石膜(图 7-G), 部分学者认为, 粒表绿泥石膜的形成对储集层物性的改善除了提高颗粒的抗压实能力, 还能阻隔矿物颗粒同孔隙水之间的物质交换, 降低流体—岩石相互作用速率(朱平等, 2004; 丁晓琪等, 2010)。伊利石扫描电镜下多呈片状、丝发状, 充填于粒间(图 7-H), 降低了储集层的连通性。永12井7块样品绿泥石和伊利石含量同储集层物性的相关性(图 6-C, 6-D)则较好地佐证了以上观点, 即粒表绿泥石膜的形成有助于保存储集层的孔隙, 而粒间搭桥状伊利石则对储集层物性不利。早期蒙脱石向伊利石转化的过程中形成伊/蒙混层, 晶间孔较为发育, 在镜下多呈蜂巢状(图 7-I)。高岭石形成于酸性的流体环境, 常与长石的溶蚀相关, 含量低反映了研究区当时的渗流条件较好, 高岭石形成后能被快速带出。

图 8 准噶尔盆地永进地区齐古组黏土矿物X射线衍射分析Fig.8 X-ray diffraction analysis of clay minerals of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

4.2.3 硅质胶结

永进地区齐古组硅质胶结主要表现为石英次生加大边及自生石英的发育。镜下可见Ⅱ级、Ⅲ级石英次生加大边(图 7-J, 7-K), 自生石英呈六方棱柱状充填在粒间孔隙中, 晶体晶面完整、晶棱清晰, 其大小在10~20 μm左右(图 7-L)。硅质胶结物的形成主要与黏土矿物的转化及硅酸盐类矿物的溶蚀有关, 同时受控于可生长空间的大小(汪洋等, 2017)。

粒表绿泥石膜能否抑制石英次生加大, 目前存在2种截然不同的观点, 部分学者认为绿泥石膜可以抑制碎屑石英的成核作用, 从而抑制石英次生加大(黄思静等, 2004; 刘金库等, 2009; 谢武仁等, 2010; 陈宝赟等, 2014); 另有一部分学者认为石英次生加大主要受控于地层流体中SiO2的浓度, 绿泥石膜的存在并不能明显抑制石英次生加大的现象(肖冬生和付强, 2011; 杨威等, 2013; 周晓峰等, 2017; 单祥等, 2019)。研究区的石英次生加大边与自生石英颗粒间可见绿泥石膜(图 7-J), 说明绿泥石膜对硅质胶结的抑制作用是有限的。

4.3 溶蚀作用

溶蚀作用是改善永进地区齐古组储集层物性最主要的成岩作用, 主要表现为碎屑颗粒的溶蚀(图 4-C至4-F), 少见胶结物溶蚀现象。溶蚀作用的强弱在井间存在显著差异, 裂缝发育的层段通常溶蚀作用较强(图 4-G)。

永进地区齐古组储集层溶蚀作用的发育主要受酸性流体和不整合面控制。准噶尔盆地腹部侏罗系是一套湖沼相的含煤沉积建造(吴晓智等, 2016), 八道湾组(J1b)、三工河组(J1s)、西山窑组(J2x)发育典型的煤系沉积(图 1-B), 煤层产酸能力强, 有机酸的大量生成为溶蚀作用提供了良好的条件。永进地区侏罗系和白垩系之间发育区域性的不整合面也是影响齐古组储集层溶蚀作用一个重要因素(胡海燕和李平平, 2007), 不整合面之下受大气水淋滤溶解作用, 导致次生孔隙的发育, 孔隙度大小和样品同不整合面距离之间呈负相关关系(图 6-F)。

4.4 成岩阶段与成岩序列

永进地区侏罗系齐古组储集层颗粒间接触关系以点—线状为主; 岩石孔隙类型以原生孔隙为主, 次生孔隙发育, 局部可见微裂缝; 发育Ⅱ—Ⅲ期石英次生加大; 粒间可见钠长石微晶; 电镜下可见丝发状伊利石; 伊/蒙混层(I/S)中蒙脱石(S)含量介于20%~65%之间, 平均为24.03%; 镜质体反射率(RO)介于0.66%~0.71%之间, 平均为0.68%, 有机质演化进入成熟阶段。综合以上信息, 依据SY/T5477—2003《碎屑岩成岩阶段划分标准》, 认为永进地区齐古组目前处于中成岩阶段A期。

通过观察成岩矿物产状及接触关系(图 9)并结合区域埋藏史和油气充注期次综合分析, 确定永进地区齐古组储集层主要成岩事件演化序列为: 机械压实—大气淡水淋滤—绿泥石膜形成—白云石胶结—长石、岩屑溶蚀—高岭石形成—Ⅰ期石英次生加大—伊/蒙混层转变—早期油气充注—钠长石形成—Ⅱ期石英次生加大—铁方解石胶结—晚期溶蚀—铁白云石胶结—自生伊利石胶结—晚期油气充注。

图 9 准噶尔盆地永进地区齐古组砂岩成岩矿物产状及接触关系
A—粒表绿泥石膜上仍发育Ⅰ期石英次生加大, 说明Ⅰ期石英次生加大晚于绿泥石膜形成, 扫描电镜, 永1-3井, 6009.60 m; B—绿泥石膜外发育石英Ⅱ期加大, 平整的Ⅱ期加大外, 铁方解石充填残余孔隙, 说明以上矿物形成顺序依次为: 绿泥石膜、Ⅱ期石英次生加大、铁方解石, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永1-1井, 5822.85 m; C—油气充注与铁方解石几乎同时, 油气侵位抑制铁方解石胶结速率, 使其没有完全充填孔隙, 铸体薄片, 单偏光, 混合液染色, 永1-3井, 5983.00 m; D—铁方解石被溶蚀, 形成的溶孔被后期油气充注, 说明铁方解石胶结之后有一期油气充注, 铸体薄片, 单偏光, 茜素红染色, 永12井, 5767.54 m; E—丝片状伊利石形成于完整且自形的石英Ⅱ期次生加大边上, 说明其形成晚于石英Ⅱ期次生加大, 扫描电镜, 永1-3井, 6009.60 m; F—白云石首先形成在颗粒边缘, 之后钠长石微晶形成于粒间, 铁方解石胶结整个孔隙, 最后铁方解石被大部分铁白云石交代, 铸体薄片, 正交偏光, 混合液染色, 永3-斜17井, 5716.00 m。Ch: 绿泥石; Qo: 石英次生加大; Fe-Cal: 铁方解石; Oil: 原油; I: 伊利石; Dol: 白云石; Ank: 铁白云石; Ab: 钠长石Fig.9 Occurrence and contact relationship of diagenetic minerals of the Qigu Formation sandstone in Yongjin area, Junggar Basin

5 成岩作用影响定量表征

结合永进地区齐古组成岩演化史, 通过铸体薄片观察到的视胶结物含量、总视面孔率、溶蚀孔视面孔率等参数, 定量表征不同成岩作用对孔隙度造成的影响。在开展成岩作用影响储集层质量的研究之前, 首先恢复永进地区齐古组储集层原始孔隙度(OP), 即采用Beard 和 Weyl(1973)提出的初始孔隙度计算关系式(公式1)进行计算:

OP=20.91+22.9/So(1)

其中, OP为原始孔隙度, %; So为特拉斯克分选系数。

根据永进地区齐古组储集层62块样品的特拉斯克分选系数(So)平均值, 求得砂岩平均原始孔隙度(OP)为33.57%。

基于铸体薄片观察统计, 研究了齐古组砂岩孔隙结构参数, 采用图像分析软件对各组分进行识别拾取并计算面积以求取各组分百分含量。由特拉斯克分选系数(So)计算的原始孔隙度是三维空间的体积百分含量, 而根据铸体薄片获得的结构参数是二维平面的面积百分含量。所以在开展成岩作用对储集层孔隙度的定量影响研究之前, 需要将三维空间体积原始孔隙度(OP)降维为二维平面面积(VOP):

VOP=OP×VFRMP(2)

其中, VOP为二维原始孔隙度; VFR为视面孔率, %; MP为实测孔隙度, %。

Ehrenberg(1989)提出的评价压实作用和胶结作用在对砂岩储集层减孔过程中相对重要性的定量表征公式为:

COPL=VOP-(100×IGV)-(VOP×IGV)(100-IGV)(3)

CEPL=(VOP-COPL)×CEMIGV(4)

其中, COPL为压实作用导致的孔隙损失, %; CEPL为胶结作用导致的孔隙损失, %; IGV为粒间体积百分含量(粒间孔隙、粒间胶结物和杂基的总和), %; CEM为当前胶结物的百分含量, %。

通过镜下观察, 溶蚀作用主要表现为长石、岩屑颗粒的溶蚀, 而胶结物的溶蚀较少, 晚期胶结物则多在溶蚀孔中形成。故在公式2、公式3的基础之上, 对孔隙结构参数进一步精细化得到公式5和公式6:

SP1=CEM1+SP(5)

IGV=VFR+CEM-SP(6)

其中, SP1为溶蚀作用增孔百分含量, %; SP为现今溶蚀孔百分含量, %; CEM1为粒间溶孔中胶结物百分含量, %。

将公式6代入公式3和公式4中, 得到压实作用和胶结作用导致的孔隙损失公式:

COPL=VOP-(100-VOP)×(VFR+CEM-SP)(100+SP-VFR-CEM)(7)

CEPL=(100-VOP)×CEM(100+SP-VFR-CEM)(8)

以上公式求得的溶蚀作用增孔百分含量(SP1)、压实作用导致的孔隙度损失(COPL)、胶结作用导致的孔隙度损失(CEPL)都是二维平面的面积参数, 转化为三维体积之前需要先乘以一个转化参数(C):

C=MPVFR(9)

结合镜下观察统计结果和X衍射全岩资料, 计算胶结减孔过程中各胶结物相应的百分含量, 定量统计出各成岩作用对储集层孔隙度的影响(图 10)。研究表明, 压实作用和胶结作用是永进地区齐古组深埋砂岩储集层致密化最主要的2个成岩因素, 造成的孔隙损失平均为22.15%和7.32%, 减孔率分别为65.98%和21.80%, 压实作用相较于胶结作用而言, 对储集层孔隙度的影响更强(图 11)。溶蚀作用则有效地改善了储集层物性, 增加5.25%的孔隙度。

图 10 准噶尔盆地永进地区齐古组砂岩孔隙度演化定量参数统计Fig.10 Quantitative parameter statistics of porosity evolution of the Qigu Formation sandstone in Yongjin area, Junggar Basin

图 11 准噶尔盆地永进地区齐古组粒间体积与胶结物体积交会图(据Ehrenberg, 1989; 有修改)Fig.11 Intersection diagram of intergranular volume and cement volume of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin (modified from Ehrenberg, 1989)

6 成岩演化综合分析

永进地区侏罗系齐古组储集层质量受多种地质因素的影响, 由沉积环境、成岩作用、区域构造、地温、地压、热演化、油气充注等诸多因素共同控制。沉积环境直接决定了沉积物粒度、结构构造和砂体几何形态, 控制了储集层原始孔隙度大小, 而后在埋藏过程中多种建设性、破坏性的成岩作用进一步影响了储集层质量。综合区域埋藏史、成岩演化史、油气充注史分析, 以成岩演化序列为线索, 从孔隙演化的角度开展成岩演化综合分析。

6.1 储集层埋藏史及成岩—成藏耦合关系

永进地区齐古组形成于距今约为155 Ma的侏罗纪末期, 沉积环境为浅水辫状河三角洲前缘, 具有岩屑含量较高、成分成熟度低而结构成熟度高的特征, 初始孔隙度为33.57%。

同生成岩期和早成岩A期阶段(距今约155~80 Ma, 对应的地质年代为侏罗纪末期—早白垩世晚期), 受车—莫古隆起影响, 齐古组储集层在经历浅埋藏后迅速抬升发生剥蚀后继续埋藏, 埋藏深度达到2200 m。绿泥石膜形成于颗粒表面, 起到了一定抗压实的作用, 白云石开始沉淀; 浅埋藏期受大气淡水的淋滤作用, 储集层中一些不稳定的组分发生溶蚀; 此时储集层渗流能力较好, 溶蚀形成的高岭石被地层流体顺利带出。在这一阶段, 机械压实是导致储集层减孔的最重要因素, 孔隙度迅速降低到20%以下。

早成岩B期(距今约80~60 Ma, 对应的地质年代为晚白垩世), 进入白垩纪后, 车—莫古隆起进入了隐伏埋藏期(纪友亮等, 2010; 乔玉雷等, 2013), 齐古组储集层沉降速率相对平缓, 埋藏深度达到了3400 m。二叠系乌尔禾组烃源岩在早白垩世晚期开始达到生烃高峰(邹华耀等, 2005; 李伟等, 2006; 宫亚军, 2017), 油气开始大规模充注。压实作用持续减孔, 石英Ⅰ期次生加大, 黏土矿物开始向伊利石转化、长石和火山岩岩屑的溶蚀释放出大量的Ca2+、Mg2+、Fe2+、CO32-和硅质, 为后续铁方解石胶结和Ⅱ期石英次生加大提供物质基础。这一阶段机械压实和胶结作用共同导致了储集层孔隙度的降低, 孔隙度降低到12%。

中成岩A期(60 Ma至现今, 对应的地质年代为古新世至现今), 在喜马拉雅运动的影响下, 齐古组储集层先是缓慢沉降, 在古近纪末期, 齐古组发生了一定抬升。新近纪, 天山褶皱带大幅隆升, 准噶尔盆地开始南倾(刘刚等, 2019), 位于车—莫古隆起南翼的永进地区地层快速沉降, 埋藏深度达到6000 m。这一阶段压实作用基本停止, 石英发生Ⅱ期次生加大, 自生钠长石微晶形成于粒间并被后续胶结的铁方解石包裹, 铁白云石胶结充填孔隙或沿白云石边缘生长, 黏土矿物向伊利石转化, 伊/蒙混层比在20%左右, 自生伊利石以丝发状搭桥于粒间, 有机酸溶蚀释放了一部分孔隙, 储集层在胶结作用下进一步减孔, 现今孔隙度为9.35%。古近纪末期, 二叠系乌尔禾组烃源岩进入生油窗晚期, 侏罗系八道湾组烃源岩进入生油高峰期(刘刚等, 2019), 油气运移至残余孔隙中聚集成藏。

综合上述分析(图 12)可知, 永进地区齐古组储集层经历2期成藏, 分别是晚白垩世和新近纪至今, 成岩—成藏耦合关系表现为边成藏边致密。

图 12 准噶尔盆地永进地区齐古组成岩演化综合分析Fig.12 Comprehensive analysis of evolution of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

6.2 差异性孔隙演化过程

研究区齐古组储集层在宏观上是一套在浅水辫状河三角洲前缘形成的薄层砂体, 微观上因沉积相带分布、原始岩石组构和地层流体活动的不同, 导致储集层埋藏成岩演化出现差异, 进而形成现今储集性能非均质性较强的格局。本次研究基于对研究区11口井、60张岩石薄片的观察, 开展储集层孔隙演化研究(图 13)。在开展研究之前, 首先根据岩石组构的差异, 将岩性划分为2大类:一类是几乎不含杂基的、分选性较好的中—细砂岩, 初始孔隙度约为37%; 另一类是含有2%~5%杂基、分选差的不等粒砂岩, 初始孔隙度约为32%。

图 13 准噶尔盆地永进地区齐古组不同岩性孔隙演化模式Fig.13 Different lithologic pore evolution models of the Qigu Formation in Yongjin area, Junggar Basin

6.2.1 分选较好的中—细砂岩

分选较好的中—细砂岩具有良好的结构成熟度, 往往被视为构成理想砂岩储集层的基本单元。其在埋藏过程中成岩作用类型多样, 孔隙演化过程复杂, 总体上经历了较弱的机械压实, 粒间体积连通性好, 地层流体活跃, 自生矿物丰富, 薄片上常能观察到孔隙沥青残留或烃类包裹体, 表明发生过油气充注。根据镜下观察结果, 将分选较好的中—细砂岩共划分出4类成岩相, 分别是强溶蚀相、强胶结相、弱压实—弱胶结相和沥青相。(1)强溶蚀相: 分选较好的中—细砂岩, 颗粒边缘可见沥青残留, 碎屑颗粒发生部分溶蚀甚至完全溶蚀, 次生孔隙大量发育, 孔隙连通性好, 现今孔隙度在15%以上; (2)强胶结相: 分选较好的中砂岩, 在早成岩阶段经历了强烈的溶蚀作用, 形成大量次生孔隙, 在中成岩阶段A期, 孔隙被铁方解石完全胶结, 现今镜下无可视孔隙; (3)弱压实—弱胶结相: 分选较好的细砂岩, 原生孔保存良好, 有少量胶结物, 现今孔隙度在5%~15%; (4)沥青相: 分选较好的细砂岩, 孔隙几乎为原油完全充注, 现今降解为沥青, 可见少量铁方解石胶结物, 现今孔隙度在10%以上。以上4种成岩相类型, 除了强胶结相, 其他3种成岩相都可以作为形成良好油气储集层的优势成岩相。

6.2.2 不等粒砂岩

不等粒砂岩孔隙演化过程要简单得多, 在早成岩阶段就因压实作用导致损失了大多数孔隙。根据镜下观察, 可将不等粒砂岩划分出2种成岩相类型, 即中等压实—中等胶结相和强压实相。(1)中等压实—中等胶结相: 不等粒砂岩在早成岩阶段经历了中等—强的压实作用, 并发生了白云石胶结等一些自生矿物的形成, 保留了一部分原生孔隙, 并在成岩阶段后期发生了铁方解石胶结, 现今孔隙度在2%~5%左右, 也可见沥青残留; (2)强压实相: 不等粒砂岩在早成岩阶段经历了强烈的压实减孔, 颗粒之间呈线接触, 残存少量孔隙几乎为后期铁方解石胶结完全充填, 现今孔隙度在1%以下。

7 结论

1)准噶尔盆地永进地区齐古组深埋储集层形成于浅水辫状河三角洲前缘, 岩性主要为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩, 具有成分成熟度低和结构成熟度较高的特点, 主要储集空间类型为剩余原生粒间孔和粒间溶孔。储集层物性以特低孔—特低渗为主, 低孔—特低渗为辅, 局部发育孔渗较高的优质储集层段。

2)永进地区齐古组储集层埋深在5400~6100 m, 伊/蒙混层(I/S)中蒙脱石(S)含量平均为24.03%; 镜质体反射率( RO)平均为0.68%, 目前处于中成岩阶段A期, 经历了复杂的成岩演化过程, 典型的成岩事件序列为机械压实—大气淡水淋滤—绿泥石膜形成—白云石胶结—长石、岩屑溶蚀—高岭石形成—Ⅰ期石英次生加大—伊/蒙混层转变—早期油气充注—钠长石形成—Ⅱ期石英次生加大—铁方解石胶结—晚期溶蚀—铁白云石胶结—自生伊利石胶结—晚期油气充注。

3)成岩作用定量化研究表明, 压实作用和胶结作用是永进地区齐古组深埋砂岩储集层孔隙度减少的2个主要成岩因素, 造成原始孔隙度损失率分别为65.98%和21.80%; 而溶蚀作用增加5.25%的孔隙度, 是储集层物性改善的重要因素。储集层在晚白垩世和新近纪至今2个时期经历了2期油气充注, 成岩—成藏耦合关系具有边成藏边致密的特点。

4)永进地区齐古组储集层岩性按岩石组构特征可划分出分选好的中—细砂岩和不等粒砂岩2种岩性。在岩性划分的基础之上, 根据成岩作用特征可进一步划分出强溶蚀相、强胶结相、弱压实—弱胶结相、沥青相、中等压实—中等胶结相和强压实相共6种成岩相类型。其中强溶蚀相、弱压实—弱胶结相和沥青相的孔隙度在10%以上, 是形成油气储集层的优势成岩相类型。

(责任编辑 李新坡; 英文审校 徐 杰)

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