川东南六塘地区凉高山组致密...成岩特征及差异成岩演化模式_石文林.pdf

第 34卷 第 6期2023年 6月Vol.34 No.6Jun.2023天 然 气 地 球 科 学NATURALGASGEOSCIENCE引用格式：石文林，张立强，严一鸣.川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式 J.天然气地球科学，2023，34（6）：992-1005.SHI Wenlin，ZHANG Liqiang，YAN Yiming.Diagenesis characteristics and differential diagenetic evolution modes of Liangshan Formation tight sandstone in Liutang area，Southeast Sichuan J.Natural Gas Geoscience，2023，34（6）：992-1005.DOI：10.11764/j.issn.1672-1926.2022.10.008川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式石文林，张立强，严一鸣（中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）摘要：川东南地区下侏罗统凉高山组是致密砂岩油气勘探的新领域，但其储层非均质性强，有利储层特征及成岩演化规律等基础研究薄弱，制约了油气勘探开发。以川东南六塘地区凉高山组为研究对象，综合岩心、铸体薄片、扫描电镜和黏土矿物等资料，以岩石学、物性及成岩特征研究为基础，开展致密砂岩成岩相类型划分及差异成岩演化模式研究。结果表明：川东南六塘地区凉高山组储层以长石岩屑砂岩为主，储层物性致密，储集空间主要为残余原生粒间孔和粒间溶孔。储层发育压实、胶结和溶蚀等成岩作用，成岩阶段处于中成岩 B 期。储层主要发育强压实相、碳酸盐胶结相、溶蚀相和绿泥石膜胶结相 4种成岩相类型。其中，强压实相砂岩粒度较细，塑性颗粒含量较多，物性致密；碳酸盐胶结相砂岩粒度较细，碳酸盐胶结物含量较高，物性致密；溶蚀相砂岩长石含量较高，溶蚀作用较强，储层物性相对较好；绿泥石膜胶结相砂岩颗粒较粗、绿泥石膜含量较高，压实中等，原生孔隙及溶蚀孔隙发育。绿泥石膜胶结相、溶蚀相砂岩为研究区 2类有利储层。关键词：川东南六塘地区；凉高山组；致密砂岩；成岩演化；成岩相中图分类号：TE122.2+3 文献标志码：A 文章编号：1672-1926（2023）06-0992-140 引言 致密油气储量丰富，潜力巨大，已经成为油气勘探开发的重点领域1。与常规储层相比，致密储层物性差，经历的成岩演化过程更为复杂，储层非均质性更强2-3。国内外学者在致密砂岩储层致密成因及成岩演化等方面开展了大量研究，认为强压实作用、强胶结作用往往是导致储层致密化的直接原因4；致密砂岩储层在形成过程中经历的成岩作用类型及强度存在明显差异性，造成了较强的储层非均质性5-6。成岩相是研究致密砂岩储层非均质性的有效手段之一7-9。根据物性及主要成岩作用的差异性特征，定性划分出致密压实相、碳酸盐胶结相等成岩相并结合测井数据进行有利成岩相预测8；或依据岩石组分特征、成岩组合特征及视压实率、视胶结率等成岩参数，定量描述强压实相、溶蚀相等各类成岩相，并分析其孔隙演化过程9。通过分析孔隙演化过程，明确成藏期古孔隙度，总结成岩演化模式，对于揭示致密砂岩储层中“甜点”的分布规律具有重要意义10。但是由于成岩演化的复杂性及不同地区的差异性，前人对于致密砂岩储层的非均质性及其成岩演化的差异性重视不够，对成岩相的分类及评价标准尚未统一。因此，依据研究区致密砂岩储层成岩差异性，合理地划分成岩相，并在此基础上总结差异性成岩演化模式，这对于致密砂岩储层研究具有重要意义。四川盆地侏罗系致密油气资源储量高达 2.38109 t，展现出良好的勘探前景11。勘探实践证实，侏罗系凉高山组是四川盆地致密油气勘探的重要接替领域，在川中地区已取得勘探突破，但凉高山组收稿日期：20220913；修回日期：20221011；网络首发日期：20221024.基金项目：国家科技重大专项课题“深层超深层油气成藏过程与勘探新领域”（编号：2017ZX05008-004）资助.作者简介：石文林（1997-），男，苗族，湖南湘西人，硕士研究生，主要从事油气地质与勘探研究.E-mail：.通信作者：张立强（1970-），男，山东曲阜人，教授，博士生导师，主要从事油气储层地质学研究.E-mail：.No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式储层物性及含油气性差异大，勘探难度非常大11-13。近年来，在川东南涪陵地区凉高山组也发现了多处油气显示或个别工业油流井，展示出良好的勘探前景14。川东南地区构造变形强烈，储层特征等基础研究薄弱14。目前，针对川东南地区凉高山组的研究多集中于沉积相带的展布15，对其储层非均质性及差异性成岩演化研究较少，对其致密过程及有利储层分布认识不清。本文选取川东南代表性区块，对凉高山组致密砂岩成岩作用、成岩相及其差异性特征开展研究，总结不同成岩相类型储层的成岩演化模式，明确有利储层特征及成因机制，为研究区的油气勘探开发提供依据。1 研究区地质概况 四川盆地位于扬子准地台的西北缘，可划分为川西坳陷构造带、川中低隆构造带、川东高陡褶皱带、米仓山大巴山前缘冲断带及川南低陡褶皱带等 5 个二级构造带16。其中，川东高陡褶皱带为北东北北东向的隔挡式褶皱，由一系列的复向斜复背斜组成，研究区六塘地区属于川东高陡褶皱带万县复向斜和石柱复向斜 图 1（a）。依据岩性组合，凉高山组自下而上划分为凉一段、凉二段和凉三段。凉一段以灰黑色泥页岩为主，夹少量粉细砂岩；凉二段岩性为灰黑色泥页岩夹中薄层细砂岩；凉三段岩性以厚层细砂岩为主，夹泥质粉砂岩17。研究区凉高山组主要发育湖泊三角洲相沉积15。自下而上，凉一段和凉二段主要发育浅湖及滨湖亚相，凉三段主要发育三角洲前缘亚相，沉积微相包括水下分流河道、河口坝、水下分流间湾、席状砂、滨湖砂坝及浅湖泥等15 图 1（b）。区域上，凉一段和凉二段的浅湖相泥页岩为主要烃源岩，凉三段三角洲相砂岩为主要储集层11图1（b）。2 储层基本特征 2.1岩石学特征川东南六塘地区凉高山组储层主要以细砂岩和粉砂岩为主，粒度较细，分选中等，以次棱角状次圆状磨圆为主。图 1研究区构造位置(a)和凉高山组地层综合柱状图(b)(据文献11，15-17修改)Fig.1Structural location of the study area(a)and comprehensive stratigraphic histogram of Lianggaoshan Formation(b)(modified by Refs.11,15-17)993Vol.34天然气地球科学储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，发育少量岩屑长石砂岩和岩屑砂岩 图 2（a）。在碎屑颗粒中，石 英 含 量 介 于 30%60%之 间，平 均 值 为49.56%；长石含量介于 9%30%之间，平均值为18.15%；岩屑含量介于 20%50%之间，平均值为32.29%图 2（a）。填隙物以碳酸盐矿物、石英、黏土矿物为主，其次为杂基。其中，碳酸盐矿物平均含量为 6.49%，石英平均含量为 3.42%，黏土矿物平均含量为 4.63%，杂基平均含量为 2.74%。2.2储集空间及物性特征研究区储层储集空间类型以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主，镜下可见残余原生粒间孔边缘较为平直且覆盖有绿泥石薄膜 图 3（a）；粒间溶孔相较于原生孔隙较少，其形状大都不规则 图 3（g）。除上述 2种孔隙外，粒内溶孔、铸模孔及裂缝在研究区均有发育 图 3（g）。研究区凉高山组储层孔隙度平均值为 3.68%，主要分布于2%3%、4%5%这2个区间，表现出明显的“双峰”特征；渗透率平均值为 0.089103 m2，主要分布在（0.010.1）103 m2区间内 图 2（b）。总体上，按照纪友亮19的储层物性分类标准，凉高山组为典型的致密储层，且其物性非均质性较强。3 成岩作用类型及特征 3.1压实作用研究区砂岩压实作用较强，可见石英等刚性颗粒的破碎 图 3（k）及塑性颗粒变形等现象 图 3（j）。受岩石组分的影响，不同岩石类型表现出差异化的压实作用。在粒度较细、塑性颗粒含量相对较高的砂岩中，压实作用强烈，大量塑性颗粒形变，镜下几乎不见孔隙发育 图 3（j）；而在粒度较粗，塑性颗粒含量较少，同时含有大量绿泥石膜的砂岩中，压实作用相对较弱，粒间孔隙发育 图 3（a）；在粒间充填大量碳酸盐胶结物的砂岩，压实作用较弱 图3（h）。通过视压实率来定量表征压实作用的强弱，其计算公式如下20-22：A=(V1-V2)V1 100%（1）V1=20.91+22.90 So（2）式中：A 为视压实率；V1为原始孔隙度，%；V2为粒间体积，cm3；So 为 Trask分选系数。借鉴前人经验并结合研究区实际情况7，23，将视压实率80%视为强压实 图 3（j）。凉高山组储层视压实率主要分布于 70%80%和 80%90%这 2个区间内，平均值为 78.98%，整体表现为中等强压实，同时在视压实率介于 50%100%之间均有样品分布，分布范围较大，表明研究区压实作用的差异较大，非均质性较强 图 4（a）。3.2胶结作用3.2.1石英胶结凉高山组砂岩储层发育 2 类石英胶结，分别为石英次生加大边 图 3（a），图 3（h）和自生石英晶体图 3（b），图 3（g）。石英次生加大边中的流体包裹图 2凉高山组储层砂岩组分(a)及物性分布(b)Fig.2Distribution of sandstone components(a)and physical properties(b)of Lianggaoshan Formation994No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式体均一温度介于 6080 之间 图 5（a），为早成岩B 期形成，其主要的物质来源为成岩作用早期原始孔隙水中的 SiO25；自生石英晶体中流体包裹体均一温度主要介于 100130 之间 图 5（a），为中成岩 A 期形成，常与长石溶蚀孔伴生 图 3（c），其主要物质来源为长石溶蚀所形成的 SiO25。3.2.2碳酸盐胶结研究区碳酸盐胶结物主要为方解石和铁方解石。镜下可见 3 期碳酸盐胶结：期为连晶状方解石，充填粒间孔隙，发育于早成岩作用 B 期，其与颗图 3凉高山组储层微观特征Fig.3Microscopic characteristics of reservoir in Lianggaoshan Formation（a）绿泥石膜包裹颗粒，未覆盖绿泥石的颗粒可见石英次生加大边，部分孔隙中可见自生石英晶体，单偏光，T2井，2 756 m；（b）残余原生孔外围覆盖绿泥石薄膜，孔隙内可见自生石英晶体，扫描电镜，T1 井，2 426.24 m；（c）长石溶蚀孔内发育自生石英晶体，扫描电镜，T1 井，2 396.65 m；（d）晚期方解石胶结，单偏光，P2剖面，13-2层；（e）铁方解石与晚期方解石胶结，单偏光，P1剖面，25-6层；（f）构造裂缝中可见有机质充填，单偏光，P3剖面，22-1层；（g）粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔，单偏光，P2剖面，13-2层；（h）连晶状方解石胶结，单偏光，P3剖面，44-1层；（i）构造裂缝被晚期方解石充填，单偏光，P2剖面，24-1层；（j）压实作用较强，可见塑性颗粒变形，部分塑性颗粒被挤入粒间孔隙形成假杂基，单偏光，T1井，2 408 m；（k）石英颗粒破碎，单偏光，P1剖面，33-1层；（l）层理缝中可见有机质充填，单偏光，T2井，2 729 m995Vol.34天然气地球科学粒之间存在石英次生加大边，表明其形成时间晚于石英次生加大 图 3（h）；期为方解石胶结，镜下可见 2种类型：一种存在于溶蚀孔隙中 图 3（d），另一种充填裂缝 图 3（i）；期为铁方解石，含量较少，多分布于第期方解石外围 图 3（e）。3.2.3黏土矿物胶结研究区的自生黏