胡浩，路遙，唐群英，汪敏

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠，黑龍江大慶163000；2.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，武漢430010；3.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌736202）

川東北地區(qū)須家河組儲層成巖作用對孔隙演化影響的定量研究

胡浩1，路遙2，唐群英3，汪敏1

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠，黑龍江大慶163000；2.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，武漢430010；3.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌736202）

通過巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、粒度及物性分析等資料，總結(jié)了川東北地區(qū)須家河組儲層的儲集空間及孔隙結(jié)構(gòu)特征，詳細分析了須家河組儲層經(jīng)歷的主要成巖作用類型，在此基礎(chǔ)上定量計算并恢復(fù)了須家河組儲層的孔隙演化過程。研究表明：川東北地區(qū)須家河組儲層處于中成巖階段B亞期，對儲層孔隙演化影響較大的主要有壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用；砂巖儲層原始孔隙度為31.10%，其中45.74%的原生粒間孔隙被壓實而損失，22.51%的原生粒間孔隙被膠結(jié)充填而損失；溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用形成的次生溶孔和裂縫，使儲層孔隙度增加至6.4%，在一定程度上改善了低孔、特低滲砂巖儲層的儲集性能?？紫抖榷坑嬎憬Y(jié)果與實測孔隙度一致，顯示了該計算方法的準確性，對定量評價孔隙演化過程具有一定的指導(dǎo)意義。

成巖作用；孔隙演化；須家河組；川東北地區(qū)

0 引言

川東北地區(qū)位于四川盆地東北部，該區(qū)經(jīng)多期構(gòu)造運動疊加改造而最終形成［1］。研究區(qū)須家河組儲層平均孔隙度為6.8%，平均滲透率為0.045 mD，屬低孔、特低滲儲層［2］。四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組具有良好的勘探開發(fā)潛力，可作為海相地層的接替層系［3-4］。近年來，有學(xué)者對此類低孔、特低滲儲層進行了研究，主要從成巖作用類型、成巖階段、成巖演化模式、孔隙結(jié)構(gòu)特征及類型等方面定性剖析了成巖作用對儲層物性的影響［5］，也有學(xué)者試圖定量評價儲層成巖演化及其微觀孔隙演化過程［6-7］。為了進一步定量評價川東北地區(qū)須家河組低孔、特低滲砂巖儲層的成巖演化過程，筆者采用了定性描述和定量計算相結(jié)合的方法，通過巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射、粒度及物性分析等資料綜合分析儲層成巖作用類型，在此基礎(chǔ)上定量評價了川東北地區(qū)不同成巖作用類型對原生孔隙喪失和次生孔隙形成的影響，并定量模擬了儲層成巖演化過程，總結(jié)了研究區(qū)孔隙演化的模式。

1 儲層巖石學(xué)特征

根據(jù)川東北地區(qū)普陸1井28塊巖心樣品分析，須家河組儲層為中砂巖和細砂巖，以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖［8］（圖1）。巖石成分成熟度指數(shù)［石英/（長石+巖屑）］平均為1.27，分選系數(shù)平均為2.26，分選性較好，磨圓度以次棱狀—次圓狀為主，表明該區(qū)儲層具有成分成熟度較低和結(jié)構(gòu)成熟度較高的特征。

圖1 川東北地區(qū)須家河組儲層巖石類型特征Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.1Characteristics of sand reservoir of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

2 儲集空間及孔隙結(jié)構(gòu)

2.1 儲集空間

根據(jù)川東北地區(qū)須家河組巖心、鑄體薄片及掃描電鏡等資料分析，該區(qū)儲層儲集空間可分為三大類：原生孔隙、次生孔隙及微裂縫。

2.1.1 原生孔隙

原生孔隙分布較少，可細分為殘余粒間孔和基質(zhì)內(nèi)微孔。

（1）殘余粒間孔

殘余粒間孔為該區(qū)主要的孔隙類型，形狀以多邊形、三角形及不規(guī)則形為主(圖版Ⅰ-1)。

（2）基質(zhì)內(nèi)微孔

基質(zhì)內(nèi)微孔形成于成巖收縮作用和礦物重結(jié)晶作用過程中，主要分布于黏土礦物基質(zhì)中，孔徑一般小于0.2 μm。

2.1.2 次生孔隙

次生孔隙常見于須家河組須二段、須四段和須六段儲層中，還見少數(shù)晶間孔，其主要形成于交代作用和膠結(jié)作用過程中。次生孔隙可分為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和晶間孔。

（1）粒內(nèi)溶孔

粒內(nèi)溶孔形成于溶解作用初期。據(jù)掃描電鏡觀察，須家河組儲層中粒內(nèi)溶孔發(fā)育程度中等，以蜂窩狀長石粒內(nèi)溶孔和粒內(nèi)微孔為主（圖版Ⅰ-2）。

（2）粒間溶孔

粒間溶孔越發(fā)育，越有利于酸性孔隙流體的活動。研究區(qū)常見云母或長石顆粒邊緣被溶蝕后形成的粒間溶孔（圖版Ⅰ-3）。

（3）晶間孔

晶間孔常見的有伊利石晶間孔、高嶺石晶間孔和綠泥石晶間孔。晶間孔形成于膠結(jié)作用過程中，由石英次生加大作用形成，由幾個次生加大石英晶面所圍限的孔隙形態(tài)呈多邊形（圖版Ⅰ-4）。

2.1.3 微裂縫

據(jù)普陸1井巖心資料，須家河組儲層裂縫發(fā)育，以微裂縫為主，占裂縫總數(shù)的68.6%，多被方解石、石英和瀝青充填。鑄體薄片可見微裂縫，多呈長條狀橫切單個或多個顆粒。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)須家河組儲層較致密，孔喉結(jié)構(gòu)以小孔-細喉和微孔-微喉為主，排驅(qū)壓力大，進汞量少，退汞效率低。據(jù)28塊巖心分析化驗資料表明，該區(qū)須家河組儲層喉道半徑為0.01～0.07μm，平均為0.03μm；最大排驅(qū)壓力為45 MPa，平均為11.23 MPa；飽和度中值壓力為20.72～112.96 MPa，平均為69.1 MPa；平均進汞飽和度為37.89%；退汞效率低，平均為35.94%。從上述參數(shù)可以看出，須家河組儲層孔隙結(jié)構(gòu)、連通性及滲流能力均較差。

孔隙結(jié)構(gòu)主要包括孔隙大小、孔喉分選及連通性。須家河組儲層整體上表現(xiàn)為孔喉細小、分選及連通性均較差的特點。分析各層段的孔隙結(jié)構(gòu)特征，須四段整體上孔喉相對較粗，分選和連通性相對均較好，須二段次之，須六段最差（表1）。

表1 川東北地區(qū)須家河組儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計表Table 1The statistics of reservoir pore texture parameters of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

3 成巖作用類型及其特征

川東北地區(qū)須家河組儲層經(jīng)歷的成巖作用類型主要有壓實作用、壓溶作用、交代作用、溶蝕作用、碳酸鹽膠結(jié)作用和自生黏土礦物膠結(jié)作用等。

3.1 壓實作用

由于塑性巖屑含量大，研究區(qū)須家河組儲層壓實系數(shù)較大，儲層致密，面孔率一般小于4.5%。研究區(qū)須家河組儲層壓實作用主要表現(xiàn)為：①隨著埋深增加，顆粒的接觸關(guān)系由點接觸和線接觸過渡為鑲嵌接觸（圖版Ⅱ-1）及壓嵌接觸；②剛性碎屑如石英、燧石和長石顆粒破裂；③顆粒之間常見被擠壓的塑性顆粒、黏土礦物及部分呈波浪狀的片狀云母（圖版Ⅱ-2）；④部分膠結(jié)物晶體與碎屑顆粒間呈緊密鑲嵌接觸。

3.2 膠結(jié)作用

根據(jù)膠結(jié)物類型的不同，須家河組膠結(jié)作用包括碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和自生黏土礦物膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)在須家河組普遍發(fā)育，可分為石英次生加大和自生石英2種。鏡下可見呈鑲嵌狀充填于孔隙中的石英次生加大晶體（圖版Ⅱ-3），這標志著成巖階段進入中—晚成巖階段［9］。

須五段和須六段儲層樣品中均發(fā)現(xiàn)方解石及鐵方解石晶體。統(tǒng)計各層段樣品，該區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物體積分數(shù)為15%，碳酸鹽膠結(jié)物充填粒間，對儲層物性起到一定的破壞性作用。

3.3 溶蝕作用

研究區(qū)須二段和須四段溶蝕作用均較發(fā)育，以形成粒間和粒內(nèi)溶孔為主。常見長石顆粒邊緣被溶蝕破碎，呈斑點狀或蜂窩狀（圖版Ⅱ-4）。也可見方解石表面或邊緣被溶蝕成粒內(nèi)溶孔。掃描電鏡下可見云母受壓彎曲變形及溶蝕形成的次生孔縫。

表2 川東北地區(qū)須家河組儲層孔隙演化數(shù)據(jù)表Table 2Porosity evolution data of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin %

4 成巖作用對孔隙演化的影響

川東北地區(qū)須家河組儲層孔隙演化受成巖演化過程的控制，同時受沉積與構(gòu)造等作用的影響，體現(xiàn)了有機和無機介質(zhì)長期作用的結(jié)果［10］。定性剖析成巖作用過程和定量計算孔隙演化是探討川東北地區(qū)須家河組儲層致密原因的必由之路，是預(yù)測有利儲層分布的必要環(huán)節(jié)。為了定量評價各成巖作用對孔隙演化的影響，對研究區(qū)部分井的成巖參數(shù)（原始孔隙度、壓實損失孔隙度、膠結(jié)損失孔隙度及溶蝕增加孔隙度）進行了定量計算（表2）。

4.1 分選系數(shù)的確定及原始孔隙度的恢復(fù)

關(guān)于成巖作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用及構(gòu)造破裂作用對儲層物性的影響已有大量的研究［11-14］。為了探討研究區(qū)儲層孔隙演化的過程，定量評價4種成巖作用對儲層孔隙度的增加或減少量，首先恢復(fù)儲層的原始孔隙度，然后依據(jù)成巖演化序列依次定量計算出不同成巖階段的孔隙度。

Beard等［15］研究表明，未固結(jié)砂巖原始孔隙度與分選系數(shù)（S0）的關(guān)系為

式中：φ原為原始孔隙度，%；S0為特拉斯克（Trask）分選系數(shù)，無量綱。

砂巖原始孔隙度主要受顆粒分選性的影響，分選系數(shù)是粒度分析中表示顆粒大小均勻程度的重要參數(shù)［16］。計算分選系數(shù)主要有特拉斯克、?？撕臀值鹿剑?7］。本文采用特拉斯克公式計算，即

式中：P25和P75分別為累積概率曲線上累計質(zhì)量分數(shù)為25%和75%對應(yīng)的粒徑，mm。

統(tǒng)計研究區(qū)28塊樣品，其分選系數(shù)為1.73～3.15，平均為2.26，由式（1）計算樣品的原始孔隙度為28.19%～34.18%，平均為31.10%。

4.2 壓實作用對孔隙的影響

壓實作用是減少原生粒間孔隙的一大因素。研究區(qū)須家河組為一套煤系地層，上覆地層厚度大，樣品埋深大于3 200 m，地層水pH值約為6.0［18］。由于成巖作用早期缺少碳酸鹽膠結(jié)物，且塑性巖屑含量較高，砂巖的壓實作用較為強烈。調(diào)研相關(guān)孔隙演化的文獻［19］，結(jié)合研究區(qū)的成巖作用特征，總結(jié)出壓實率為壓實作用后的孔隙度占式（1）中恢復(fù)的原始孔隙度的百分數(shù)，即

式中：φ壓損為壓實作用后的孔隙度，%；θ1為殘余粒間孔面孔率，%；θ2為實測平均孔隙度，%；θ3為總面孔率，%；ρ壓實率為壓實作用造成的孔隙度的損失率，%。

由式（3）計算出研究區(qū)壓實作用使儲層減少的孔隙度為17.96%～28.25%，平均為23.14%，占總孔隙度的45.74%，因此壓實作用對孔隙破壞性最大。

4.3 膠結(jié)作用對孔隙的影響

膠結(jié)作用對孔隙的影響主要包括碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和自生黏土礦物膠結(jié)。在膠結(jié)作用過程中，由于粒間孔和早期溶孔被膠結(jié)物充填，因此膠結(jié)作用損失的孔隙就是膠結(jié)物的體積［20］。即

式中：φ膠損為膠結(jié)作用后的孔隙度，%；θ4為膠結(jié)物體積分數(shù)，%；ρ膠結(jié)率為膠結(jié)作用造成的孔隙度的損失率，%。

由式（4）計算出由膠結(jié)作用減少的孔隙度為3.72%～11.6%，平均為7.89%，占總孔隙度的22.51%。

（1）碳酸鹽膠結(jié)

研究區(qū)須家河組儲層中碳酸鹽膠結(jié)物體積分數(shù)小于15%的樣品占97.5%（圖2），體積分數(shù)大于15%的樣品僅占2.5%。當(dāng)碳酸鹽膠結(jié)物的體積分數(shù)為5%時，孔隙度分布集中，沒有明顯降低；隨著碳酸鹽膠結(jié)物體積分數(shù)超過15%，孔隙度明顯降低。徐深謀等［21］指出早期的碳酸鹽膠結(jié)物體積分數(shù)小于15%，其對儲層孔隙度起增加、促進作用，后期碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕可以形成大量次生孔隙。

圖2 川東北地區(qū)須家河組碳酸鹽含量與孔隙度的相關(guān)性Fig.2The correlation between carbonate content andporosity of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

（2）硅質(zhì)膠結(jié)

研究區(qū)須家河組儲層中硅質(zhì)膠結(jié)物體積分數(shù)較低，為0.05%～2.70%，平均為1.28%，以石英次生加大和自生石英晶體為主。石英次生加大以Ⅰ～Ⅱ期為主，少量為Ⅲ期，加大邊寬度為0.01～0.04 mm，發(fā)育規(guī)模較小，對原生孔隙和次生孔隙的影響均較小。

（3）自生黏土礦物膠結(jié)

研究區(qū)須家河組儲層中黏土礦物含量低，主要包括伊利石、綠泥石、高嶺石和伊/蒙混層（I/S）。通過薄片鑒定統(tǒng)計其體積分數(shù)為3.78%～8.00%，黏土礦物膠結(jié)造成的孔隙度的減少值為5%左右，因此黏土礦物膠結(jié)對孔隙的影響不容忽視。

4.4 壓實作用與膠結(jié)作用對孔隙影響程度對比

以表2中的5口井為例，利用Houseknecht［22］建立的壓實作用和膠結(jié)作用對孔隙的影響大小關(guān)系，采用式（3）及式（4）計算，并對計算結(jié)果進行統(tǒng)計分析，繪制壓實作用與膠結(jié)作用對孔隙演化影響評價圖（圖3）。由圖3可以看出，10個樣品投點均靠近左縱軸，說明相對于膠結(jié)作用而言，壓實作用對儲層的影響更大。

圖3 川東北地區(qū)壓實作用與膠結(jié)作用對須家河組儲層孔隙演化影響評價圖Fig.3Impact of compaction and cementation on pore evolution of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

4.5 溶蝕作用對孔隙的影響

研究表明，溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用對改善儲層儲集能力和滲流能力起著非常重要的作用［23］。在烴源巖成熟過程中會排出大量的有機酸和CO2，長石、巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物在酸性環(huán)境下易發(fā)生溶蝕作用并形成次生孔隙。Berton［24］指出溫度是影響有機酸的一個重要因素，當(dāng)溫度達到120℃后，有機酸開始大量脫酸，大約在200℃時地層流體中就不再存在有機酸陰離子。

溶蝕作用可以形成次生孔隙，對改善儲層物性起到了積極作用［5，18］。通過分析研究區(qū)須家河組儲層溶蝕作用的特征，確定在溶蝕作用過程中儲層增加的次生孔隙包括長石、巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物等物質(zhì)溶蝕的總和（須家河組的裂縫較發(fā)育，對該區(qū)致密儲層的物性有一定的改善作用，因此裂縫充填物被溶蝕形成的孔隙對改善儲層物性具有一定的作用，不可忽略［19-20］），即

式中：φ溶蝕為溶蝕作用后的孔隙度，%；θ5為長石溶孔率，%；θ6為巖屑溶蝕率，%；θ7為裂縫充填物溶孔率，%。

由式（5）計算出研究區(qū)須家河組儲層溶蝕作用增加的孔隙度為2.37%～4.12%，平均為3.25%。

5 孔隙的演化模式

通過上述對川東北地區(qū)須家河組儲層成巖作用的定性剖析和孔隙演化的定量計算，結(jié)合不同成巖階段各成巖參數(shù)的分布特征，明確了其成巖演化序列，并確定了其孔隙演化模式（圖4）。

圖4 川東北地區(qū)須家河組儲層孔隙演化模式Fig.4The pore evolution model of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin

由圖4可以看出，壓實作用伴隨整個成巖作用過程，對儲層孔隙的演化起著非常重要的作用。依據(jù)孔隙演化階段可將川東北地區(qū)須家河組儲層的成巖演化分為以下4個階段：

（1）早成巖階段A亞期

沉積物埋藏較淺，成巖作用類型以壓實作用為主，排出大量粒間孔隙流體，孔隙體積急劇減少，原始孔隙度減少量達到最大，由31.1%降低至12.1%，壓實作用造成的孔隙度的損失率為45.74%。

（2）早成巖階段B亞期

有機質(zhì)進入了生烴期，以未成熟為主，開始排出有機酸，儲層中長石和巖屑開始被溶蝕。由于有機質(zhì)處于生烴初期，并未大量生成有機酸，因此只有少許次生孔隙生成，說明壓實作用仍占據(jù)主要地位。

（3）中成巖階段A亞期

隨著埋深增加，地層壓力和溫度隨之升高，有機質(zhì)開始大量生烴，并排出大量有機酸，溶蝕作用開始增強，長石、巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物大量被溶蝕，產(chǎn)生大量的次生孔隙，同時自生石英和次生石英晶體開始形成，并占據(jù)一部分孔隙，最后在中成巖階段A亞期末增加的次生孔隙度為2.13%。

（4）中成巖階段B亞期—晚成巖階段

溶蝕作用強度減小，同時自生黏土礦物、碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)物開始大量生成，膠結(jié)作用占據(jù)了主導(dǎo)地位，次生孔隙減少。

依據(jù)研究區(qū)的成巖演化模式可看出，原始孔隙經(jīng)歷壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用之后形成了現(xiàn)今的孔隙。儲集空間以原始粒間孔隙和溶蝕作用形成的次生孔隙為主，其最終的孔隙度為5.7%～7.1%，平均為6.4%。

6 結(jié)論

（1）川東北地區(qū)須家河組儲層成分成熟度較低和結(jié)構(gòu)成熟度較高，顆粒分選較好，磨圓度中等，塑性巖屑含量大，巖石類型以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖。

（2）川東北地區(qū)須家河組儲層經(jīng)歷多種成巖作用，儲層平均孔隙度為6.8%，平均滲透率為0.045%，屬低孔、特低滲儲層，這與其經(jīng)歷過強烈的成巖作用有關(guān)。

（3）川東北地區(qū)須家河組儲層原始孔隙度為31.1%,其中45.74%的原生粒間孔隙被壓實損失，22.51%的原生粒間孔隙被膠結(jié)充填損失；溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用形成的次生溶孔和裂縫使儲層孔隙度增加至6.4%，此數(shù)值與實測孔隙度6.8%基本吻合，表明該方法對定量評價儲層的孔隙演化過程具有一定的指導(dǎo)意義。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：李在光）

Quantitative research on the effect of diagenesis on porosity evolution of Xujiahe Formation in northeastern Sichuang Basin

HU Hao1，LU Yao2，TANG Qunying3，WANG Min1
（1.No.7 Oil Production Plant，PetroChina Daqing Oilfield Company Ltd.，Daqing 163000，Heilongjiang，China；2.College of Earth Sciences，Yangtze University，Wuhan 430010，China；3.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，Gansu，China）

Based on the data of rock slice,cast thin section,scanning electronic microscope,fractional and reservoir physical properties analysis,this paper summarized reservoir space and pore structure ofXujiahe Formation in northeast Sichuan Basin,analyzed the diagenesis types,and quantitatively calculated the pore evolution process.The research reveals that the reservoir ofXujiahe Formation is in the middle diagenetic Bphase.The diagenesis includes compaction, cementation,dissolution and tectonic fracturing.The average original porosity is 31.1%.45.74%pores are lost for compaction,and 22.51%pores are filled bycementation.However,the porositywas added to6.4%because ofdissolution and tectonic fracturing,which improved the reservoir quality in some degree.The result of calculated porosity is in accord with actual porosity,which shows the feasibility of this method,and it contributes directive meanings in the evaluation ofdiagenetic evolution.

diagenesis；poreevolution；XujiaheFormation；northeasternSichuangBasin

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）04-0103-06

2013-11-30；

2014-01-06

胡浩（1987-），男，碩士，主要從事開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。地址：（163000）黑龍江省大慶市大同區(qū)第七采油廠地質(zhì)大隊。E-mail：676569615@qq.com。