低滲致密砂巖儲集層致密化成因
——以準噶爾盆地莫北—莫索灣凸起下侏羅統(tǒng)八道灣組為例

單祥，郭華軍，陳希光，竇洋

（中國石油 杭州地質研究院，杭州 310023）

致密砂巖油氣藏作為非常規(guī)油氣藏，具有分布范圍廣、油氣資源量大等特點，已是當前油氣勘探的熱點和重點[1-6]。致密化成因是低滲透致密砂巖儲集層研究的熱點之一[7-9]，有助于認識致密砂巖儲集層的成因機制、物性演化、非均質性特征以及有利儲集層分布規(guī)律。前人在儲集層致密化形成機制方面的研究認為，沉積作用、構造作用是形成致密儲集層的基礎，后期成巖作用的強烈改造是形成致密儲集層的關鍵[10-15]。

準噶爾盆地腹部莫北—莫索灣凸起下侏羅統(tǒng)八道灣組埋深大，物性差，屬于典型的致密砂巖儲集層。前人對準噶爾盆地莫北—莫索灣凸起侏羅系八道灣組儲集層致密化成因進行過研究，提出強壓實作用以及多種類型膠結作用是導致儲集層致密的原因[16-19]。壓實程度的影響因素眾多，巖石成分、結構、埋藏深度、地溫梯度、流體壓力、構造應力和作用方式等均影響壓實程度。前人對八道灣組的壓實作用研究不夠深入，未從壓實作用影響因素出發(fā)，厘清八道灣組強壓實作用成因。本文綜合利用巖石薄片、鑄體薄片、X射線衍射全巖礦物分析、掃描電鏡、物性等資料，在查明八道灣組儲集層巖石學特征、成巖作用特征的基礎上，分析了儲集層強壓實作用及致密化的成因，以期為準噶爾盆地腹部八道灣組油氣勘探開發(fā)提供參考。

1 地質概況

準噶爾盆地是中國西北部大型含油氣盆地之一，侏羅系同時作為烴源巖和儲集層，油氣資源豐富，是準噶爾盆地重要的油氣勘探層系之一[20]。研究區(qū)位于準噶爾盆地腹部（圖1a），主要包括莫北凸起和莫索灣凸起，被盆1 井西凹陷、沙灣凹陷、東道海子凹陷和阜康凹陷四大生烴凹陷包圍（圖1b），是油氣長期運移的指向區(qū)，油氣資源量大。研究區(qū)八道灣組是一套含煤地層（圖1c），根據(jù)沉積旋回，自下而上可分為八道灣組一段（J1b1）、八道灣組二段（J1b2）和八道灣組三段（J1b3）。八道灣組沉積期，氣候濕潤，物源充足，盆地交互式的不平衡升降運動使得八道灣組呈現(xiàn)旋回性沉積特征，從八道灣組一段至八道灣組三段，湖平面先上升后下降。研究區(qū)八道灣組一段為曲流河三角洲前緣沉積，水下分流河道砂體發(fā)育；八道灣組二段湖盆擴張，水體加深，研究區(qū)主要為濱淺湖—前三角洲沉積，發(fā)育泥巖和薄層泥質砂巖互層；八道灣組三段湖盆萎縮，水體變淺，研究區(qū)主要發(fā)育曲流河三角洲前緣—濱淺湖沉積[21-22]。

圖1 研究區(qū)構造位置及莫21井八道灣組巖性剖面Fig.1.Structural location of the study area and lithological profile of Badaowan formation in Well Mo?21

2 儲集層特征

2.1 儲集層巖石學特征

準噶爾盆地莫北—莫索灣凸起八道灣組巖性以細砂巖和中砂巖為主，其次為粗砂巖。巖石類型以長石巖屑砂巖為主，少量巖屑砂巖（圖2），整體具低成分成熟度特征。砂巖中石英平均含量為26.90%，長石平均含量為20.10%，巖屑平均含量為53.00%。巖屑成分以火山巖為主，主要為凝灰?guī)r巖屑，少量的安山巖巖屑；其次為淺變質巖巖屑，以千枚巖巖屑為主，還有少量硅質巖和板巖。值得注意的是，八道灣組儲集層中以千枚巖為代表的塑性巖屑含量高，不同粒級砂巖塑性巖屑含量差別大，細砂巖—中細砂巖的塑性巖屑含量為8.00%～22.00%，平均為15.30%，細中砂巖—中砂巖的塑性巖屑平均含量為9.30%，中粗砂巖—粗砂巖的塑性巖屑含量一般低于6.00%，平均為4.60%。填隙物中泥質雜基含量為0.70%～2.00%，平均為1.00%；膠結物含量為2.50%～6.50%，平均為4.10%，以方解石和高嶺石為主，填隙物含量總體較低。砂巖分選較好，磨圓中等，以線狀—凹凸接觸為主，具壓嵌式膠結。

圖2 準噶爾盆地腹部八道灣組巖石成分及分類Fig.2.Rock composition and classification of Badaowan forma?tion in the hinterland of Junggar basin

2.2 儲集層物性特征

根據(jù)研究區(qū)八道灣組400 多個巖心柱塞樣品物性分析數(shù)據(jù)，儲集層孔隙度為6.00%～13.80%，平均為9.12%，滲透率為0.02～48.50 mD，平均為0.26 mD，總體屬于低孔特低滲儲集層?？紫抖却笥?0.00%的樣品占所有樣品的32.5%，滲透率大于1.00 mD 的樣品占所有樣品的11.6%，孔隙度整體好于滲透率。統(tǒng)計結果表明，隨著粒度變粗，砂巖物性變好（表1）。

表1 準噶爾盆地腹部八道灣組不同粒徑砂巖物性Table 1.Physical properties of Badaowan sandstones with different grain sizes in the hinterland of Junggar basin

3 主要成巖作用特征

準噶爾盆地莫北—莫索灣凸起八道灣組現(xiàn)今埋藏深度大，普遍超過3 500 m，莫索灣凸起盆參2 井八道灣組一段埋深甚至超過5 000 m，在深埋過程中，機械壓實及化學壓溶作用造成儲集層原生孔隙的大量損失。八道灣組壓實作用的主要表現(xiàn)形式：①塑性顆粒變形，如千枚巖巖屑、云母等因壓實作用彎曲變形且部分假雜基化（圖3a）；②剛性顆粒破裂，石英、長石、火山巖巖屑等顆粒出現(xiàn)裂紋（圖3b）；③壓溶，碎屑顆粒常見線狀—縫合接觸，說明存在壓溶作用（圖3c）。

研究區(qū)膠結作用總體較弱，主要膠結物類型有鐵方解石（圖3d）、硅質（石英次生加大）和黏土礦物。八道灣組煤系成巖流體為酸性，因此不利于碳酸鹽膠結物的沉淀，碳酸鹽膠結物總體含量較低，主要類型為泥晶—亮晶鐵方解石（平均含量為1.07%）以及菱鐵礦（平均含量為0.90%）。硅質膠結物平均含量為0.59%，有2種產狀：石英顆粒次生加大邊（圖3e）和粒間充填的自生石英晶粒（圖3f），局部石英顆粒因為次生加大而呈嵌合狀。八道灣組常見自生高嶺石，是長石酸性溶蝕的產物，呈書頁狀（圖3g）或蠕蟲狀集合體，在黏土礦物中的相對含量為30.80%。

研究區(qū)八道灣組煤系溶蝕作用普遍發(fā)育。溶蝕物質主要為長石和火山巖巖屑中的長石組分，可見長石沿解理縫（圖3h）和雙晶縫溶蝕，長石溶蝕形成肋骨狀孔（圖3i）。

根據(jù)成巖作用特征、自生礦物產狀和產出序列、顆粒接觸關系，結合鏡質體反射率、古地溫、黏土礦物混層比等資料，參照SY/T 5477—2003《碎屑巖成巖階段劃分》，研究區(qū)八道灣組經歷早成巖階段和中成巖階段，現(xiàn)今處于中成巖階段A 期（圖4）。煤層過早排出腐殖酸引起的溶塌壓實作用，是研究區(qū)八道灣組早成巖階段最主要的成巖作用。中成巖階段早期，古地溫超過90 ℃，硅質膠結物由腐殖酸溶蝕長石伴生的富硅流體中沉淀析出，進一步堵塞孔隙。中成巖階段隨著有機質成熟排烴，有機酸溶蝕儲集層中的長石顆粒，形成顆粒溶孔，此時壓實作用已經將顆粒調整到穩(wěn)定狀態(tài)，長石顆粒溶孔被有效保存下來，提高了儲集層物性。

4 討論

4.1 儲集層致密化成因

圖3 準噶爾盆地腹部八道灣組成巖作用微觀特征Fig.3.Microscopic characteristics of the diagenesis of Badaowan formation in the hinterland of Junggar basin

致密砂巖的致密化有著多方面的成因，沉積作用和構造作用是形成致密儲集層的基礎，成巖作用則對致密砂巖形成具有決定性作用。沉積結構差（分選差、泥雜基含量高）的砂巖，一方面初始孔隙度和滲透率較低，另一方面高泥質的潤滑作用導致砂巖在成巖期抗壓實性能差，容易導致儲集層致密化，如準噶爾盆地二疊系沖積扇及扇三角洲致密砂礫巖儲集層就是沉積作用疊加成巖作用形成的[23]。構造側向擠壓造成構造壓實減孔，也可以導致儲集層孔隙度及滲透率下降[24]，如川西坳陷須家河組二段致密砂巖儲集層就是在構造側向擠壓背景下疊加強壓實作用形成的[9，25-26]。機械壓實作用、化學壓實作用、硅質膠結作用等多種成巖作用的疊加，造成蘇里格氣田蘇6 區(qū)塊下石盒子組6 段砂巖致密化[15，27]。機械壓實作用伴隨著砂巖致密化的整個過程，是延長組砂巖致密化的最主要因素[11]。

準噶爾盆地莫北—莫索灣凸起八道灣組為曲流河三角洲前緣沉積，水下分流河道砂體發(fā)育，垂向上相互疊置，結構成熟度高，分選磨圓較好，泥雜基含量低，從砂體結構來看，抗壓實性較好。八道灣組沉積后，經歷的大的構造事件有燕山構造運動和喜馬拉雅構造運動。燕山構造運動導致準噶爾盆地腹部從盆1 井西凹陷到三個泉凸起一帶整體上隆，造成上侏羅統(tǒng)缺失；燕山構造運動晚期，盆地腹部整體下降，沉積巨厚的白堊系。喜馬拉雅構造運動強大的擠壓應力使北天山快速隆升，并向盆地沖斷，盆地南緣發(fā)育陸內造山型前陸坳陷，而盆地腹部和北部整體抬升[28]。從構造背景看，研究區(qū)八道灣組構造側向擠壓作用較弱。綜上所述，研究區(qū)八道灣組儲集層致密化主要是成巖作用導致的。

為定量評價成巖作用對儲集層孔隙的影響，在大量鑄體薄片鑒定的基礎上，利用Lundegard 提出的砂巖壓實減孔和膠結減孔損失量計算公式[29]，計算了壓實減孔量和膠結減孔量。原始孔隙度通過Beard 和Weyle 提出的不同粒度沉積物原始孔隙度的經驗公式計算[30]：

式中D1、D3——分別為φ25、φ75粒度對應的十進制粒度值，無量綱；

S0——Trask分選系數(shù)；

φ0——原始孔隙度，%；

圖4 準噶爾盆地腹部八道灣組成巖序列Fig.4.Diagenetic sequence of Badaowan formation in the hinterland of Junggar basin

φ25、φ75——分別為粒度概率累積曲線上25%和75%處所對應數(shù)值，無量綱。

從圖5 可以看出，準噶爾盆地腹部八道灣組壓實減孔量為13.10%～31.00%，平均為25.10%；膠結減孔量為0.50%～19.00%，平均為4.10%，壓實減孔量占儲集層總減孔量的86.00%，表現(xiàn)為強壓實減孔特征，與成巖作用分析一致。根據(jù)鑄體薄片資料，八道灣組砂巖顆粒間以線狀—縫合接觸為主（圖3c），表現(xiàn)出強壓實特征。因此，壓實作用是導致八道灣組儲集層致密化的主要原因，而膠結作用對儲集層影響不大。

4.2 八道灣組強壓實作用成因

前人將砂巖的成巖作用與盆地地溫場、地層流體性質、構造變形作用以及埋藏熱演化方式等相結合，提出了中國含油氣盆地中存在熱壓實效應、靜巖壓實效應、流體壓實效應和構造壓實效應4 種類型壓實機制[31]。準噶爾盆地腹部地溫梯度約為2.3 ℃/hm，相比于東部盆地（如松遼盆地地溫梯度約為4.0 ℃/hm），其地溫梯度較低，熱壓實效應弱，有利于儲集層孔隙的保存。前文所述，研究區(qū)八道灣組沉積后，構造運動都是整體抬升或掀斜，側向擠壓造成的構造壓實效應弱，因此，本文主要討論八道灣組流體壓實效應和靜巖壓實效應。

流體壓實效應是受地層流體性質影響的壓實效應，并非指流體壓力直接作用于巖石骨架顆粒，而指地層流體性質影響巖石骨架顆粒的穩(wěn)定性，進而影響壓實作用。酸性成巖流體貫穿于八道灣組整個成巖階段。一方面，八道灣組含煤地層早成巖階段，鏡質體反射率小于0.3%，可以形成大量的腐殖酸；另一方面，八道灣組煤系中干酪根類型主要為Ⅱ2—Ⅲ型，有機質以陸源輸入為主，相對于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，其具有更多的含氧基團，氧原子含量高[24]。有機質組成的差異性造成煤系烴源巖在中成巖階段，鏡質體反射率為0.5%～1.0%，成熟生氣過程中產生大量的二氧化碳、硫化氫等非烴類氣體[32]，其與孔隙水結合形成大量的碳酸及氫硫酸。酸性地層流體導致八道灣組儲集層中長石及火山巖巖屑的溶蝕現(xiàn)象普遍，顆粒溶蝕程度各異，溶蝕較強時可形成顆粒鑄?？?。不均勻的溶蝕降低了巖石骨架的強度，導致砂巖抗壓性能下降，加快了壓實作用的進程。

比較研究區(qū)八道灣組煤系（酸性成巖流體）和三工河組非煤系（中性成巖流體）儲集層孔隙度隨深度的變化（圖6），在巖性為長石巖屑砂巖，膠結物含量為2.00%～4.00%，泥質含量小于2.00%，塑性巖屑含量為2.00%～5.00%，地溫梯度為2.0 ℃/hm 的條件下，2 500～4 500 m 深度區(qū)間內，在相同深度下，八道灣組砂巖比三工河組砂巖孔隙度低4.00%～6.00%，孔隙度差異主要反映了流體影響的壓實效應，即酸性流體壓實減孔量較中性流體壓實減孔量大。同時，隨著深度增加，2 組地層孔隙度的差值變小，說明對于同粒度的砂巖，隨著深度增加，流體壓實效應減弱。進一步研究表明：粒度越粗的砂巖，流體壓實減孔量越大，且隨著深度增加，不同粒度砂巖之間流體壓實效應差異增大[31]。對于埋深2 500～4 000 m 的八道灣組，中粗砂巖—粗砂巖比細砂巖—中細砂巖流體壓實減孔量大2.50%～4.50%（圖7）。

圖6 準噶爾盆地腹部三工河組和八道灣組儲集層孔隙度隨深度的變化Fig.6.Changes of reservoir porosity with depth in Sangonghe and Badaowan formations in the hinterland of Junggar basin

圖7 準噶爾盆地腹部不同粒級砂巖流體壓實減孔量隨深度的變化（據(jù)文獻［31］）Fig.7.Changes of pore reduction caused by fluid compaction in the sandstones of different grain sizes with depth in the hinterland of Junggar basin(from Reference[31])

靜巖壓實效應是指沉積物在上覆地層重力的作用下，體積縮小，而沉積物的組分決定著其抗壓實能力，是影響靜巖壓實減孔的直接因素之一。準噶爾盆地腹部八道灣組砂巖以千枚巖為主的塑性巖屑含量高，而石英、長石等剛性顆粒含量相對低。在儲集層深埋過程中，塑性巖屑極易受壓變形，使儲集層抗壓實性能降低。通過準噶爾盆地腹部八道灣組不同塑性巖屑含量砂巖孔隙度隨深度的變化（圖8）可以看出，在膠結物含量為2.00%～4.00%，泥質含量小于2.00%，溶孔面孔率小于2.00%，地溫梯度為2.0 ℃/hm的條件下，相同深度范圍內，塑性巖屑含量小于6.00%的砂巖比塑性巖屑含量大于12.00%的砂巖的孔隙度大2.00%?？紤]到砂巖塑性巖屑含量和粒徑粗細有關，塑性巖屑含量小于6.00%的砂巖以中粗砂巖—粗砂巖為主，塑性巖屑含量大于12.00%的砂巖以細砂巖—中細砂巖為主，減去2 種粒徑砂巖由于流體壓實效應造成的孔隙度差異，那么相同深度范圍內，塑性巖屑含量小于6.00%的中粗砂巖—粗砂巖比塑性巖屑含量大于12.00%的細砂巖—中細砂巖的孔隙度大4.50%～6.50%，該孔隙度差異主要反映了由于塑性巖屑含量影響的靜巖壓實效應。

圖8 準噶爾盆地腹部八道灣組不同塑性巖屑含量砂巖孔隙度隨深度的變化Fig.8.Changes of porosity of the sandstones with different contents of plastic debris with depth in Badaowan formation in the hinterland of Junggar basin

4.3 油氣勘探意義

通過上述分析可知，中粗砂巖—粗砂巖由于塑性巖屑含量低，靜巖壓實效應弱，相同深度范圍內，中粗砂巖—粗砂巖比細砂巖—中細砂巖孔隙度大4.50%～6.50%，另一方面由于流體壓實效應影響，相同深度范圍內中粗砂巖—粗砂巖比細砂巖—中細砂巖孔隙度小2.50%～4.50%，兩者疊加的效果是中粗砂巖—粗砂巖比細砂巖—中細砂巖孔隙度大2.00%，與實際物性統(tǒng)計結果基本吻合（表1）。中粗砂巖—粗砂巖儲集層物性最好，是最有利的儲集砂體。目前，莫北—莫索灣凸起鉆遇八道灣組的井較多，下一步面臨凹陷中勘探，埋深加大，儲集層質量是最重要的勘探風險因素之一，尋找相對粗粒級砂體是尋找有利儲集層的重要工作。粗砂巖的塑性巖屑含量低于細砂巖，因此在測井響應特征上，粗砂巖應具有較低的自然伽馬值，可以利用自然伽馬測井曲線反演砂巖粒度[33]。研究表明，粒度中值與自然伽馬相關性好（圖9），通過實測粒度中值標定自然伽馬，計算儲集層段的粒度，可以實現(xiàn)對單井儲集層粗粒級砂巖的識別劃分。進一步工作中，利用自然伽馬計算的粒度經過地震波形指示反演方法[34]，實現(xiàn)對粗粒級砂巖的平面預測，為油氣勘探部署提供地質依據(jù)。

圖9 準噶爾盆地腹部八道灣組粒度中值與自然伽馬交會圖Fig.9.Crossplot of median size and GR value of Badaowan formation in the hinterland of Junggar basin

5 結論

（1）研究區(qū)八道灣組具有低成分成熟度、低填隙物含量和高塑性巖屑含量的特征，成巖作用表現(xiàn)為強壓實作用、弱膠結作用，溶蝕作用普遍。

（2）研究區(qū)八道灣組壓實減孔量占總減孔量的86.00%，是儲集層致密化的主要原因。而八道灣組煤系酸性成巖流體造成的流體壓實效應強，以及高塑性巖屑含量造成的靜巖壓實效應強是導致八道灣組壓實作用強的主要原因。

（3）中粗砂巖—粗砂巖較細砂巖—中細砂巖塑性巖屑含量低，其流體壓實效應較強，但靜巖壓實效應較弱，疊加結果是中粗砂巖—粗砂巖物性最好，是最有利的儲集砂體。