断陷盆地致密砂砾岩储层成岩相分析:以松辽盆地北部徐家围子断陷沙河子组为例

朱映康

大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712

0 引言

随着非常规油气在能源供应的地位日益凸显，深层断陷盆地中致密砂砾岩储集层亦成为油气勘探的核心，成为勘探的主要领域。致密砂砾岩储层是指孔隙度<10%、渗透率<0.1×10-3μm2、孔喉半径多数<0.05 μm 、含气饱和度<60%的砂砾岩储层，且依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺才能开采出具有经济价值的天然气[1-4]。对于致密砂砾岩储层来说，储层的发育程度和发育规模预测是勘探的难点，而储层的发育程度往往与成岩作用密切相关。成岩作用是指松散沉积物固结形成沉积岩石的作用，砂砾岩在埋藏成岩过程中，由于温度、压力和流体等介质条件的变化，其成岩作用强度和类型等均有所不同，而成岩相是沉积物自形成之后直至变质作用发生之前的成岩作用所演化的产物[5-6]。笔者以徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩储层为例，分析了储层的岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和演化序列，研究了成岩作用类型和强度、成岩矿物成分及其对储层物性的影响，将沙河子组砂砾岩储层划分为不同的成岩相类型。在划分结果的基础上，利用岩芯薄片资料刻度测井的方法，选取对不同成岩相响应较为敏感的测井曲线，建立测井识别标准，利用主成分分析法，对研究区22口重点探井做成岩相划分。从而总结出研究区的有利成岩相及其在平面上展布特征，为大面积分布的致密砂砾岩体寻找有利储层提供依据，为目标区的地质勘探部署提供技术支撑。

1 区域地质背景

徐家围子断陷为松辽盆地北部，古中央隆起带东翼的断陷盆地，平面上呈近南北向展布。断陷期地层自下而上依次发育火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组(图1)。沙河子组为强烈拉张期，受大型断裂控制，断陷边部广泛发育扇三角洲、辫状河三角洲和湖相沉积，具有多物源、短物源和快速堆积的特点。断陷内烃源岩较为发育，

图1 松辽盆地北部徐家围子断陷深层地层剖面图Fig.1 Deep formation profile of Xujiaweizi fault depression in northern Songliao Basin

成熟度高，有机质丰度高，介于0.51%～39.28%之间，为徐家围子断陷主力源岩层。储层埋藏深，整体致密，属于特低孔、特低渗类储层，气藏分布不受构造控制，普遍含气，具有源储叠置、近源聚集的特点。

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

徐家围子断陷沙河子组储层以灰色、灰黑色的砾岩、砂砾岩和砂岩为主。砾石主要来自沙河子组底部的火山岩、碎屑沉积岩和变质岩，成分成熟度低，以中酸性喷发岩为主；结构成熟度中等-较低，发育砂泥杂基充填的颗粒支撑和砂基支撑两种类型。泥质杂基为岩石颗粒之间的主要填隙物，约占9.08%，碳酸盐、高岭石次之，浊沸石和火山灰依稀可见。黏土矿物以伊蒙混层、伊利石和绿泥石为主，高岭石较少。根据64块砂砾岩样品统计沙河子组储层岩石组分，得知该砂砾岩中火山岩岩屑含量最高，平均含量为40.19%，长石类矿物次之，平均为25.46%，石英含量约占17.56%，其他变质岩岩屑含量占2.4%。根据岩石成因分类方案，沙河子组岩石属于长石岩屑砂岩。

2.2 物性及孔隙结构特征

沙河子组储层整体致密，根据135块岩石样品测试统计，沙河子组储层孔隙度分布在0.3%～10.9%之间，大多数集中在2%～6%之间(图2a)；渗透率分布范围为(0.001～1)×10-3μm2，主要<0.1×10-3μm2(图2b)。埋深对储层物性的影响随岩性不同而存在差异。砂砾岩和砂岩随埋深增加，原生孔隙度急剧减小，但微裂缝发育有效改善了储层渗透率；砂岩随埋深增加，喉道半径变小，渗透率变差，但有效的次生溶蚀使压实后的孔隙度有小幅度提高(图2c)。孔隙类型以原生孔、次生溶蚀孔和微裂隙为主。原生孔，晶间孔较为发育，其次为原生粒间孔、残余原生粒间孔，完整的原生粒间孔仅局部可见。次生溶蚀孔包括粒间溶孔、填隙物溶孔、粒内溶孔及铸模孔。研究区微裂隙的规模小，主要为压裂缝及构造缝。复合孔隙在沙河子组储层中较常见，压裂缝与粒间溶孔组合，微裂隙与次生溶蚀孔及晶间孔沟通，极大提高储层渗透性。

图2 沙河子组岩芯孔渗频度和孔--深关系图Fig.2 Diagram of core porosity and pore-depth relationship in Shahezi Formation

3 储层成岩作用及其演化序列

3.1 成岩作用类型及其特征

沙河子组成岩作用改造复杂，通过镜下大量岩石资料的分析，表明地层主要经历了压实、胶结、溶蚀和破裂等成岩作用，前两种对储层具有破坏性，后两种具有建设性。

压实作用压实作用是指沉积物沉积后在上覆水层或沉积层的重荷压力或构造变形应力作用下，发生水分排出、孔隙体积缩小的过程，是储层物性变差的最主要因素。沙河子组储层埋藏深，大多数在3 000 m以下，在整个埋藏过程中，经历了强烈的机械压实作用。岩石颗粒之间多为线接触、点-线接触和凹凸接触(图3a)。石英和长石等刚性碎屑表面的脆性微裂纹(图3b)，塑性颗粒黑云母、火山岩岩屑等变形、扭曲及其假杂基化(图3c)，碎屑颗粒定向排列(图3d)等现象均表明沙河子组已达到中-强压实强度。

胶结作用沉积盆地中控制砂砾岩胶结的主要因素很多，包括化学因素、孔隙水来源、埋藏深度和温度等，但实际情况往往更复杂。沙河子组储层的胶结物主要以碳酸盐岩为主，其次是黏土矿物和硅质胶结。碳酸岩胶结物以方解石为主，白云石及铁白云石含量较低，仅局部层段零星分布。镜下可识别出两期亮晶方解石，Ⅰ型方解石呈镶嵌连晶状(图3e)，胶结的砂砾岩中石英加大现象不发育，胶结作用发生于强烈压实作用之前。Ⅱ型铁方解石主要为细晶-中晶，呈斑点状(图3f)，形成于强烈压实作用之后晚成岩阶段。因长石的分解溶蚀，石英颗粒的压溶，黏土矿物的转化，SiO2成为岩石胶结的一种物质，主要以石英次生加大边(图3g)和自生微晶石英集合体(图3h)两种形式产出。沙河子组最为发育的黏土矿物类型是伊蒙混层，呈片状、絮状集合分布于粒间孔隙中，单体呈弯曲片状，集合体呈蜂窝状，具刺状凸起，分布区间为12%～89%(图3i)。伊利石含量仅次于伊蒙混层，呈细而薄的鳞片状集合体或网状集合体，不同深度均有产出，分布于10%～20%之间(图3j)。绿泥石胶结物在沙河子组中主要呈孔隙薄膜(图3k)，包裹碎屑颗粒在镜下呈无序叶片状排列。高岭石含量较低，平均含量为2%，且逐渐向伊利石转化。

溶蚀作用徐家围子断陷沙河子组现今步入晚成岩阶段，在早期方解石胶结后，Ⅲ型干酪根演化脱羧，生成的有机酸和二氧化碳溶于水，形成酸性热流体，使成岩水介质呈现弱酸性，对长石、岩屑颗粒及火山岩碎屑中不稳定组分进行高效溶蚀，从而形成次生溶孔。通过镜下薄片观察，亦清晰可见长石颗粒边缘溶蚀和粒内溶解、岩屑颗粒的粒内溶孔(图3l)。此外，部分早期方解石胶结物在酸性环境下也发生溶蚀作用。

3.2 成岩阶段

根据沙河子组自生矿物的种类分布与生成顺序、储层黏土矿物的演化、岩石的结构及构造特征、孔隙类型及碳酸盐胶结物的形成温度为依据，结合盆地埋藏热史模拟结果得出的古地温，参照石油天然气行业碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T5477-2003)，将徐家围子断陷沙河子组地层划分为早成岩阶段A期、早成岩阶段B期、中成岩阶段A期、中成岩阶段B期和晚成岩期(图4)。沙河子组目前处于中成岩B期和晚成岩阶段，地层埋深约2 550～4 600 m，Ro值1.3%～3.5%，古地温范围120℃～190℃。岩石颗粒之间残存自生铁方解石、铁白云石胶结，黏土矿物组合主要为伊利石、绿泥石及伊蒙混层。镜下常见石英加大，有个别长石加大，岩屑颗粒及钙质填隙物的溶蚀现象较发育。

4 储层成岩相

成岩相反映的是不同成岩环境下成岩矿物的组合特征，主要是由成岩作用组合特征所决定的，是成岩环境的物质表现，是现今储层特征的直接反映，是表征储层性质、类型和质量优劣的成因性标志，因此，通过成岩相研究能更进一步地明确与储集性能直接相关的有利成岩体，从而更有效地指导油气勘探[7-9]。

4.1 成岩相类型

徐家围子断陷沙河子组储层整体进入中成岩B期和晚成岩阶段，压实作用贯穿整个成岩过程。如压实后溶蚀作用占主导，则对储层物性有利；胶结作用占优势时，则对储层起破坏作用。为定量表征压实作用和溶蚀作用的强弱，引入“视压实率”和“视溶蚀率”2个参数[10-11]。根据式(1)和式(2)计算出视压实率和视溶蚀率，分别将压实作用和溶蚀作用定量划分为强、中、弱3个等级。压实率>70%为强压实，30%～70%为中等，<30%为压实强度弱；溶蚀率>60%为强溶蚀，在25%～60%之间为中等，<25%为溶蚀度弱。在判断压实和溶蚀作用强弱的基础上，结合储层成岩矿物和成岩演化以及测井曲线可识别原则，将沙河子组储层划分为强压实钙质胶结相、强压实黏土胶结相、中压实弱溶蚀相和中压实强溶蚀相4种成岩相组合类型。

(1)

(2)

图4 徐家围子断陷沙河子组成岩阶段划分Fig.4 Diagenetic facies division of Shahezi Formation in Xujiaweizi fault depression

强压实钙质胶结相以含钙细砂岩和钙质不等粒砂岩为主，其次是含钙岩屑中砂岩、含砾细砂岩。粒度大部分较细，颗粒以线接触为主，局部可见线-凹凸接触。视压实率平均为72.5%，压实程度强，空气渗透率均值为0.06×10-3μm2，岩芯孔隙度均值为2.8%。压实作用强，导致储层原生粒间孔隙保存较少[12]。钙质胶结物为碳酸盐的一种，其来源于相邻的泥岩，泥岩在压实作用下释放大量的饱和方解石压实流体，砂-泥接触面水岩相互作用较活跃，易发生方解石溶解和沉淀，形成钙质胶结物充填粒间，因此钙质胶结一般发生在压实后的晚成岩阶段，使储层物性变的更差[13-14]。

强压实黏土胶结相岩性以含泥细、粉砂岩为主，其次为分选较差、泥质含量较高的砾质砂岩。压实作用强，视压实率平均为73.2%，空气渗透率0.03×10-3μm2，岩芯孔隙度为2.6%。黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，其次为绿泥石和高岭石。伊利石多为溶蚀作用的产物，在残余溶蚀孔隙中可见，伊利石的形成过程通常伴随着石英的生成，也就是伊利石充填时也夹杂一部分硅质成分。伊蒙混层对孔隙的充填易于堵塞孔隙喉道，减少孔隙空间的同时也对储层的渗透性有较大的破坏，使孔隙结构变得更为复杂。

中压实弱溶蚀相以含砾砂岩和砾质砂岩为主，中-粗砂岩次之。粒度中等，颗粒点-线接触为主，分选中等-差。视压实率平均为37.8%，视溶蚀率平均为32.6%，该成岩相平均孔隙度5.9%，渗透率0.16×10-3μm2。早期压实强度中等，保留了部分原生孔，后期经过黏土矿物和碳酸盐充填亦增加了储层的抗压力，但胶结物的充填降低了孔隙度和连通性，不利于长石和火山碎屑颗粒的溶蚀，因此溶蚀作用较弱。

中压实强溶蚀相以凝灰质含砂砾岩和长石岩屑不等粒砂岩为主，砂质砾岩和纯砾岩次之。粒度较粗，分选差，无定性排列，岩石接触关系以点-线接触为主。视压实率平均为46.3%，压实强度中等。视溶蚀率平均为65.4%，属于强溶蚀，平均孔隙度9.6%，渗透率0.23×10-3μm2。与中压实弱溶蚀相同，早期压实强度中等，晚期由于排烃有机酸的充注，导致火山岩岩屑及长石溶蚀，形成次生孔隙，构成沙河子组主要存储空间。

4.2 成岩相与储层物性

不同成岩相发育层段其孔隙度和渗透率虽没有明显边界，但总体而言，强压实钙质胶结相和强压实黏土胶结相发育层段孔隙度差，主要是因为该成岩相沉积物粒度细，泥值含量高，抗压能力较差，强压实后，又经后期碳酸盐、伊利石和浊沸石充填胶结，导致其与相同成岩演化序列的其他层段相比，储层致密且物性差。相反中压实弱溶蚀相和中压实强溶蚀相，因为压实率低且经过后期的长石岩屑和火山灰溶蚀作用，在剩余原生孔隙相同的情况下，其溶蚀增孔发育大量次生溶蚀孔隙。对于沙河子组储层，原生孔隙不发育，次生孔隙发育。次生孔隙主要是以岩屑、长石的粒内孔为主，喉道细，且常呈孤立状，相互不连通，因此对储层渗透率贡献小(图5)。

图5 徐家围子断陷沙河子组孔渗物性关系图Fig.5 Porosity-permeability cross-plotting of Shahezi Formation in Xujiaweizi fault depression

5 成岩相测井响应特征与识别方法

5.1 成岩相测井响应特征

成岩相在结构、矿物成分和物性上的差异，表现在地层波速、速度、放射性及电阻率等物理性质的变化上，导致它们在测井曲线上具有不同的响应特征。研究区沙河子组取芯井的岩芯薄片资料有限，而测井垂向资料相对齐全，因此，根据前人对成岩相测井响应特征归纳的成果，结合本研究区的实际资料，选取反映储层岩性和沉积环境的自然伽马(GR)、体现储层物性差异的三孔隙度曲线声波(DT)、密度(ZDEN)和中子(CNL)、间接反映储层孔隙结构的电阻率(LLD)，依据岩石薄片划分的4种成岩相组合类型，建立成岩相测井判别模式(图6)。

由图6a蛛网图可以看出，不同成岩相其测井曲线具有一定响应的特征差异，可以依此定性区分各成岩相类型。首先利用声波时差(DT)和岩性密度(ZDEN)区分出中压实强溶蚀相，说明受溶蚀作用影响储层孔隙发育，表现为高声波时差、低岩性密度特征(图6b)，物性相对较好；其次利用自然伽马(GR)和深侧向电阻率(LLD)区分出强压实黏土胶结相，受强压实和黏土影响较大，该岩石相具有高自然伽马、低电阻率的特征(图6c)；最后利用声波时差(DT)和补偿中子(CNL)区分出强压实钙质胶结相，该岩石相具有低声波时差、低中子孔隙度特征(图6d)。

图6 沙河子组储层不同类型成岩相测井参数关系Fig.6 Logging parameters among different types of diagenetic facies in Shahezi Formation

5.2 成岩相测井自动识别及分布特征

为能够对研究区单井成岩相进行纵向连续自动识别，在上述总结各成岩相测井曲线响应特征基础上，采用主成分分析方法，通过将众多的测井曲线转化为不同主成分，提取有关成岩相类别信息。或者说将用多条测井曲线识别成岩相类型的问题，转化为用两条主成分曲线识别归类。对于待判井段，可直接把各点的测井读数代入上述转换关系，计算各个深度点的不同主成分，根据最小距离法原则即可判别不同组合成岩相类别。利用此方法对研究区22口重点探井进行成岩相自动识别，可知纵向上中压实强溶蚀相和中压实弱溶蚀相主要发育在沙河子组上层砂砾岩储集段，下层以强压实钙质胶结为主，强压实黏土胶结相在各个层段均有发育。以DS16为例(图7a)，有利成岩相对应的储层物性、气测显示和测井解释结果较好，说明储层的优劣明显受成岩相控制。依据优势相原则，统计22口重点探井优势成岩相类型，结合研究区沉积相带及孔隙度平面展布情况，得出沙河子组致密砂砾岩储层成岩相平面展布规律(图7b)。中压实强溶蚀相主要发育于徐家围子断陷北部，徐西中部局部发育；中压实弱溶蚀相大面积发育，主要分布于安达地区、徐西北、徐西南及徐东地区；强压实钙质胶结相和黏土胶结相主要集中于徐中凹陷区及徐南断陷西侧。

图7 沙河子组成岩相纵向及平面展布特征Fig.7 Vertical and lateral distribution of diagenetic facies of Shahezi Formation

6 结论

(1)徐家围子断陷沙河子组储层以灰色、灰黑色砂岩和砂砾岩为主。砾石成分成熟度低，以中酸性喷发岩为主，结构成熟度中等-较低颗粒之间的填隙物成分主要为泥质杂基。储层整体致密，发育原生孔、次生溶蚀孔和微裂隙3种孔隙类型，孔隙度大多数集中在2%～6%之间；渗透率主要<0.1×10-3μm2，具有典型的致密砂砾岩储层物性特征。

(2)根据成岩作用类型、强度和成岩矿物成分以及对储层物性的影响，将研究区储层划分为强压实钙质胶结相、强压实黏土胶结相、中压实弱溶蚀相和中压实强溶蚀相，并归纳不同成岩相测井响应特征，基于主成分分析法对研究区重点探井进行成岩相识别。

(3)纵向上中压实强溶蚀相和中压实弱溶蚀相主要发育在沙河子组上层砂砾岩储集段，下层以强压实钙质胶结为主，强压实黏土胶结相在各个层段均有发育。平面上，有利成岩相主要集中在研究区北部，是优质储层发育区，也是下步勘探目标区及探明储量提交区。