陶艷忠，蔣裕強，王 猛，張 春，李正勇，劉樞

（1.西南石油大學資源與環境學院，成都610500；2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院，成都610051；3.中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦勘探開發研究所，四川遂寧629000）

遂寧—蓬溪地區須二段儲層成巖作用與孔隙演化

陶艷忠1，蔣裕強1，王 猛1，張 春2，李正勇3，劉樞1

（1.西南石油大學資源與環境學院，成都610500；2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院，成都610051；3.中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦勘探開發研究所，四川遂寧629000）

遂寧—蓬溪地區須二段是重要的天然氣儲層，目前已顯示出良好的勘探前景，但由于該砂巖儲層具有低孔、低—特低滲以及非均質性強等特點，直接影響了油氣的勘探開發。通過薄片、掃描電鏡、包裹體溫度、鏡質體反射率、有機質熱降解溫度等資料，對該區須二段儲層成巖作用類型、強度及孔隙演化史進行了系統研究。結果表明：該砂巖儲層經歷了中等—強壓實、強膠結、弱交代、強溶蝕等成巖作用；目前處于中成巖階段A—B亞期，且在A亞期末儲層已基本致密化；孔隙類型以次生孔隙為主。通過對砂巖儲層致密化進程的深入闡述，可為該地區有利儲層發育區的預測提供一定的地質依據。

孔隙演化；成巖作用；定量評價；須二段；遂寧—蓬溪地區

0 引言

川中地區上三疊統須家河組須二段是四川盆地重要的含氣層位［1-3］。遂寧—蓬溪地區位于四川盆地古隆中斜平緩構造帶中上部［4］（圖1），其須二段顯示出良好的天然氣勘探潛力［5］。須二段儲層砂體主要屬于濱淺湖沉積體系［6-10］，表現為淺灰色細砂巖夾薄層黑色頁巖沉積，厚度為154～174m，而且由北西向南東方向逐漸變薄；巖性以灰白色和灰色中粒、細—中粒長石巖屑砂巖為主，孔隙度為0.84%～13.84%，平均孔隙度為6.34%，滲透率一般小于10mD，非均質性較強，為典型的低孔、低—特低滲砂巖儲層［11-13］，僅在物性較好的層位發育優質儲層。張富貴等［14］認為復雜的成巖作用對砂巖儲層演化及孔隙改造有極大的影響。須家河組儲層低孔、低滲的主要原因是強烈的成巖作用，尤其是壓實、壓溶和膠結作用［15-16］，然而前人針對該層段先后經歷哪些成巖作用、各成巖作用的強度以及成巖作用對孔隙的影響程度等方面的研究較少。筆者通過薄片觀察、掃描電鏡觀察、包裹體測溫、鏡質體反射率測定、有機質熱降解溫度測定等手段系統研究了遂寧—蓬溪地區砂體成巖作用及孔隙演化，定性分析了成巖作用類型，定量評價了各種成巖作用強度，明確了孔隙演化史，并劃分了成巖階段。

1 儲層巖石學特征

巖石學特征是影響儲層性質的重要因素，主要為巖石成分和粒徑，它們均是導致成巖作用存在差異的主要因素［17］。根據研究區須二段371塊砂巖鑄體薄片觀察所做的巖石類型三角圖（圖2）表明，巖石類型以長石巖屑砂巖為主（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-3），占樣品總數的75.51%，其次為巖屑長石砂巖和巖屑砂巖，分別占樣品總數的10.93%和10.55%，巖屑石英砂巖所占比例最少，僅為3.01%。碎屑成分以石英為主，其次為巖屑和長石。巖屑組分以硬質巖屑（副變質巖屑、砂巖巖屑、花崗巖巖屑、噴出巖巖屑、含生屑的硅質巖巖屑、碳酸鹽巖巖屑、白云母石英片巖巖屑、多晶石英巖屑、隱晶巖屑和石英巖屑）為主，質量分數約為30.03%，而且隨深度加大表現為逐漸增高的趨勢；軟質巖屑（泥巖巖屑、粉砂巖巖屑、板巖巖屑和千枚巖巖屑）質量分數約為9.2%。填隙物由雜基和膠結物構成。碎屑粒徑以0.15～0.50mm為主，占樣品總數的83.61%，且以中粒為主，磨圓度以次棱角—次圓狀為主，分選好—中等，顆粒以線接觸為主，表現為較強的壓實作用，膠結類型以孔隙式和孔隙-接觸式膠結為主，成分成熟度較低，結構成熟度中等偏高。

圖2 遂寧—蓬溪地區須家河組二段巖石類型三角圖Fig.2 Triangular diagram of rock typeof the second mem ber of Xujiahe Formation in Suining-Pengxiarea

2 儲層成巖作用及評價

碎屑巖的成巖變化對原生孔隙保存、破壞及次生孔隙的形成均起著極為重要的作用［18］。通過對研究區儲層砂巖各種成巖特征和孔隙類型的綜合研究，認為該區經歷了多種成巖作用，主要為壓實、壓溶、膠結、交代及溶蝕作用，對儲層孔隙發育均具有較大影響。為了定量評價各成巖作用對儲層孔隙的影響程度，在定性描述的基礎上，引入了壓實率、膠結率及溶蝕率等定量評價參數。

2.1 壓實作用及壓實率

壓實作用是導致研究層段低孔、低滲的主要原因之一［15］。通過顯微鏡觀察發現，研究區須二段巖石顆粒之間以線接觸為主，云母類片狀礦物及軟質巖屑有彎曲變形、破裂和褶皺，長石和石英等剛性顆粒局部有破裂與錯位（圖版Ⅰ-4）。研究區須二段埋深為2 400～3 200m，當埋深增加且顆粒接觸點的壓力超過正?？紫读黧w壓力的2.0～2.5倍時，壓溶作用明顯［22］，接觸關系由線接觸過渡為凹凸—縫合接觸（圖版Ⅰ-5）。

為了定量評價壓實作用強度，筆者引入了壓實率［18，20］，即壓實率=（原始粒間孔體積－粒間體積）× 100%/原始孔隙體積，其中粒間體積=粒間孔體積+膠結物體積。根據Beard等［21］提出的砂巖原始孔隙度的計算公式，即Φo=20.91+22.90/So（Φo表示砂巖原始孔隙度，So表示特拉斯科分選系數），再結合Sneider圖版，就可得出砂巖的原始孔隙度為38%。粒間孔體積和膠結物體積分別用鏡下觀察到的粒間孔的面孔率和膠結物體積表示。通過計算371塊樣品的壓實率，得出視壓實率為65%～100%，平均為74.21%。壓實作用導致原生孔隙度絕對損失14%～28%，屬中等—強壓實［25-26］，表明壓實作用是導致研究區須二段儲層致密化的原因之一。統計還表明，隨著埋藏深度增加、軟質巖屑含量增高以及粒度變小，壓實率表現為增大趨勢（圖3、表1），從而使儲層孔隙度降低。

圖3 壓實率與埋藏深度、軟質巖屑含量的關系（以PL7井為例）Fig.3 Relationsof com paction percentagew ith burialdepth and con tent of soft clast

表1 遂寧—蓬溪地區須二段砂巖粒度與壓實率的關系Table 1 Relationship between grain size and com paction percentage in Suining-Pengxiarea

表2 遂寧—蓬溪地區硅質膠結物質量分數統計表Table 2 The content of siliceous cement in Suining-Pengxiarea

2.2 膠結作用及膠結率

研究區須二段儲層的主要膠結物為硅質及鈣質膠結物，見少量的黏土礦物和硫化物。

2.2.1 硅質膠結作用

硅質膠結物是研究層段最常見的膠結物之一，亦是導致儲層物性變差的主要原因之一。研究區內8口典型取心井中371塊薄片觀察的統計表明，硅質膠結物的質量分數高，平均為2.51%，最高可達7%，主要造成粒間孔隙堵塞（表2）。通過顯微鏡及掃描電鏡觀察發現，硅質膠結物有2種產出方式，第一種為石英次生加大邊（圖版Ⅰ-6），邊寬為0.05～0.30mm，可見Ⅰ～Ⅱ級加大，硅質膠結物質量分數為0.5%～4.0%，平均為1.8%，主要發生在無雜基膠結的若干碎屑石英聚集處，當石英顆粒含量越高且碎屑粒徑越大時，石英次生加大越強烈；第二種為自生石英，表現為自形、半自形或它形微晶特征，全充填或半充填于石英次生加大后的殘余粒間孔或綠泥石襯邊膠結的殘余粒間孔（圖版Ⅰ-7）及部分長石溶蝕孔中。自生石英的質量分數較低，一般為0.2%～5.0%，平均為1.1%。

硅質膠結物主要有2種來源，分別為長石（鉀長石和斜長石）的蝕變及蒙脫石向伊利石的轉變［27］。

從式（1）～（3）可以看出，硅質膠結物的形成與斜長石、鈉長石的溶蝕及黏土礦物的轉變有關［28-29］。自生石英膠結是潛在的抑制石英次生加大邊形成的因素之一［26-27］。

2.2.2 碳酸鹽膠結作用

方解石是須二段儲層常見的碳酸鹽膠結物。研究區內8口典型取心井371塊薄片觀察的統計表明，方解石質量分數一般為0.5%～3.0%，最高可達38.4%，平均為2.036%（表3）。

表3 遂寧—蓬溪地區碳酸鹽膠結物質量分數統計表Table3 The contentof carbonate cement in Suining-Pengxiarea

方解石膠結物的產出時期分為早期和晚期，早期的無鐵方解石膠結物（圖版Ⅰ-8）主要以細粉晶狀充填于孔隙或局部連晶狀產出。大量早期方解石膠結物嚴重堵塞孔隙，使巖石在成巖作用早期就變得很致密并阻止了后期酸性水的流動，從而阻礙了后期溶蝕作用的發生，導致儲層物性差而成為非有效儲層。晚期含鐵方解石膠結物呈斑塊狀膠結，充填于粒間孔隙和各種溶蝕孔隙中（圖版Ⅰ-9），并交代碎屑顆粒、雜基及早期膠結物（如石英次生加大、自生石英等）。

2.2.3 黏土礦物膠結作用

黏土礦物以伊利石和綠泥石膠結物為主，其中綠泥石膠結物形成顆粒包殼，在掃描電鏡下呈葉片狀垂直于顆粒生長（圖版Ⅱ-1），粒徑一般為3～5μm。371塊薄片的觀察統計表明，綠泥石膠結物的質量分數低，為0.2%～2.0%。自生伊利石膠結物在掃描電鏡下呈片狀、毛發狀等形態分布于粒間及粒表（圖版Ⅱ-2），質量分數較低，為0.1%～4.0%（表4）。

表4 遂寧—蓬溪地區黏土礦物膠結物質量分數統計表Table4 The contentof claym inerals cement in Suining-Pengxiarea

黏土膜對粒間孔的保留起著重要作用［27］，這在整個川中地區須家河組砂巖儲層中具有普遍性［6］。

為了定量評價膠結作用強度，筆者引入了膠結率［18，20］，即膠結率=膠結物體積×100%/（膠結物體積+原始粒間孔體積）。其中，膠結物體積是通過對371塊薄片樣品進行鏡下鑒定，以面膠結物體積作近似替代。通過計算，儲層砂巖膠結率為26.04%～100.00%，平均值為96.24%。膠結作用導致原生孔隙度絕對損失5%～10%，最大達13.85%，屬強膠結［22-23］，是導致研究層段致密的又一重要原因。

為了區分壓實作用和膠結作用對儲層孔隙度的影響程度，采用砂巖粒間體積分數與膠結物體積分數關系圖（圖4）加以解釋［28］。從圖4可以看出，大部分投影點位于粒間孔隙度零值刻度線附近，說明該組砂巖特別致密，而且全部樣品均位于壓實作用大于膠結作用的區域，表明壓實作用是造成該層段砂巖原生孔隙大量喪失的主要原因。

圖4 遂寧—蓬溪地區須二段砂巖粒間體積分數與膠結物體積分數關系圖Fig.4 Intergranu lar volume and cement volume of the secondmember of Xujiahe Formation in Suining-Pengxiarea

2.3 交代作用

研究層段的主要交代作用包括早期方解石膠結物對顆粒和雜基的交代（圖版Ⅱ-3），晚期鐵方解石對石英次生加大、自生石英的交代（圖版Ⅱ-4）以及黃鐵礦對顆粒和雜基的交代。總體上，交代作用對于孔隙度的影響較小，這是因為交代作用發生在碎屑顆?；蜃陨V物內，是由一種礦物取代另一種礦物，而不發生體積的改變。

2.4 溶蝕作用及溶蝕率

溶蝕作用是決定研究層段物性好壞的重要因素之一［11］，它能形成大量次生孔隙，對改善儲層物性起到積極作用，如廣泛發育的粒內溶孔、鑄模孔和雜基內溶孔。溶蝕作用主要發生在綠泥石環邊膠結以后，烴源巖中有機質在中成巖成熟期發生去羥基作用，產生的CO2和有機酸進入砂巖儲集層后，降低了地層水的pH值，使之由堿性變為酸性［29］。在此環境下，砂巖中的長石和巖屑中的易溶組分遭受溶蝕而形成孔隙。研究層段的溶蝕組分主要是長石（圖版Ⅱ-5），包括正長石、斜長石、條紋長石和微斜長石。長石鑄?？壮贁当４嫱旰猛?，絕大多數都不同程度地被后繼自生礦物充填或半充填。從元素差異［30］、溶蝕反應的化學反應式［31］以及熱力學［32］等方面分析，認為研究區長石亞類的溶蝕順序為：斜長石（鈣長石）>鉀長石（正長石）>微斜長石（鈉長石）。巖屑及碳酸鹽膠結物基本無溶蝕現象。由此可見，溶蝕流體主要為富含CO2（干酪根裂解形成）的酸性熱液［33］。

為定量評價溶蝕作用強度，筆者引入了溶蝕率［18-19］，即溶蝕率=溶蝕孔體積×100%/總孔隙體積。溶蝕孔體積不能直接測得，可通過對鑄體薄片樣品進行鏡下鑒定，以觀察到的溶蝕孔面孔率作近似替代。溶蝕率為溶蝕孔隙體積占總孔隙體積的百分比，反映了溶蝕作用對孔隙的貢獻程度。通過對371塊鑄體薄片樣品進行統計（表5），得出視溶蝕率為70%～100%，平均值為85.16%。溶蝕作用使孔隙度增加1%～8%，最大達10%，屬強溶蝕［22］，對儲層物性有建設性意義。

表5 遂寧—蓬溪地區溶蝕孔隙度增量統計表Table 5 The con tent of dissolved pores in Suining-Pengxiarea

2.5 構造破裂作用

研究區構造平緩，裂縫不發育，僅在少數巖心中見到近水平的裂縫，傾角一般為15°，被石英或方解石半充填。另外，鏡下也見少量微裂縫，而且大多數被自生石英充填，只有極少的微裂縫成為有效縫，故對儲層物性影響較?。▓D版Ⅱ-6）。

3 成巖階段劃分以及孔隙演化

關于成巖作用的階段劃分，主要考慮其與古地溫的關系［34］。通過對有機質鏡質體反射率（Ro）、最高熱解峰溫、古地溫及伊/蒙混層中蒙脫石含量等討論分析，按碎屑巖成巖作用階段劃分標準［39］，認為研究區須二段目前主要處于中成巖階段A—B亞期。

3.1 成巖階段劃分

3.1.1 同生成巖階段

沉積物處于沉積水體附近，基本未埋藏或埋藏很淺［19］，主要成巖變化為結核狀和斑塊狀菱鐵礦以及霉球狀和結核狀黃鐵礦的形成，見微弱壓實作用，原生粒間孔變小。由壓實率公式可反推計算出孔隙度由38%下降到30%左右。

3.1.2 早成巖階段

該時期沉積物處于淺埋藏階段，孔隙水已脫離沉積環境的影響。

A亞期：鏡質體反射率Ro小于0.35%，最高熱解峰溫小于430℃，有機質未成熟，古地溫小于65℃，伊/蒙混層中蒙脫石的質量分數大于70%，屬蒙脫石帶，巖石一般未固結—弱固結，壓實作用明顯，顆粒接觸關系為點—線接觸，原生粒間孔發育［35］。根據壓實率與埋深的關系（參見圖3）以及該成巖期的埋深（圖5）可以得出，儲層初始孔隙度下降12%～15%，而早期無鐵方解石的膠結作用約占5%，故儲層孔隙度下降0.5%左右。

圖5 遂寧—蓬溪地區須二段成巖序列與孔隙演化模式圖Fig.5 Diagenesissequence and pore evolutionm odelof the secondmember of Xujiahe Formation in Suining-Pengxiarea

B亞期：鏡質體反射率Ro為0.35%～0.50%，最高熱解峰溫為430～435℃，有機質半成熟，古地溫為65～85℃，伊/蒙混層中蒙脫石的質量分數為50%～70%，屬無序混層帶，巖石弱固結—半固結，顆粒接觸關系為線接觸，原生粒間孔仍較發育，見少量次生孔隙［35］。該階段機械壓實作用繼續進行，壓溶作用強烈。根據壓實率與埋深關系以及膠結物含量統計（參見圖3、表2～4）得出，孔隙度下降5%～7%，石英次生加大發育，導致2%～4%的原始孔隙度損失。黏土膠結物主要為綠泥石環邊膠結和伊/蒙混層膠結，而且在環邊綠泥石發育層位，保存有較多原生粒間孔。

3.1.3 中成巖階段

A亞期：Ro為0.5%～1.3%，最高熱解峰溫為435～460℃，有機質低成熟—成熟，古地溫為85～140℃，伊/蒙混層中蒙脫石的質量分數為15%～50%，屬有序混層帶，巖石已固結，顆粒接觸關系為線—凹凸接觸［35］（圖版Ⅰ-5）。由于該時期有機質成熟并進入生烴門限，產生大量CO2和有機酸，導致長石、凝灰質巖屑和雜基等不穩定組分受到強烈溶蝕，產生大量次生孔隙。根據溶蝕孔隙含量統計（參見表5）得出，孔隙度增加1%～10%。該時期也是自生石英膠結物最為發育的時期，孔隙度損失1%～5%（參見表2、圖5）。后期出現晚期鐵方解石、鐵白云石及粒狀黃鐵礦膠結物，使孔隙度損失約0.5%（參見表3、圖5）。壓實作用持續，使孔隙度損失2%（參見圖3、圖5），導致儲層孔隙度為6%～8%，此時儲層已基本致密，孔隙類型為原生孔和次生孔的混合類型。

B亞期：Ro為1.3%～2.0%，最高熱解峰溫為460～490℃，有機質高成熟，古地溫為140～175℃，伊/蒙混層中蒙脫石的質量分數小于15%，屬超點陣有序混層帶，巖石固結程度高，顆粒接觸關系為凹凸—縫合接觸［35］。該時期成巖作用主要為鐵方解石、鐵白云石、伊利石和粒狀黃鐵礦的膠結充填作用，導致孔隙度損失1%～2%（參見圖5）。溶蝕作用減弱，未對孔隙度有明顯影響，而大量自生礦物的充填作用使儲層更加致密，導致孔隙度為4%～6%（參見圖5），孔隙類型主要為次生孔隙。

3.2 成巖演化序列

為明確各主要膠結物的形成期次，對硅質、方解石膠結物包裹體的均一溫度進行測定（表6），并與古地溫進行對比。結果表明：第一類硅質膠結（石英次生加大邊）包裹體（圖版Ⅱ-7）的均一溫度為57.4～100.0℃，屬于早成巖階段A亞期—中成巖階段A亞期，峰值為早成巖階段B亞期；第二類硅質膠結（自生石英）包裹體（圖版Ⅱ-8）的均一溫度為52.0～98.7℃，屬于早成巖階段A亞期—中成巖階段A亞期，且呈雙峰分布于早成巖階段A亞期和中成巖階段A亞期的初始階段；方解石膠結物包裹體（圖版Ⅱ-9）的均一溫度為52.6～102.0℃，屬于早成巖階段A亞期—中成巖階段A亞期，且呈雙峰分布于早成巖階段A亞期末和中成巖階段A亞期的初始階段。

依據自生礦物和成巖事件出現的先后順序來統計分析各期次成巖作用對孔隙的影響，建立了研究區須二段典型成巖序列以及孔隙演化模式（參見圖5）。須二段儲層經歷的成巖演化序列為：機械壓實→第Ⅰ期硅質膠結［自生石英（弱）→石英次生加大（強）］→無鐵方解石（連晶方解石膠結）→早期黏土膜形成（綠泥石襯邊膠結）→長石顆粒、巖屑顆粒及雜基溶解→自生伊利石形成→第Ⅱ期硅質膠結（粒間自生微晶石英）→鐵方解石膠結→晚期方解石和白云石交代顆粒。

表6 須二段包裹體均一溫度統計表Table6 Thehomogenization temperatureof inclusionsof of the secondmember of Xujiahe Formation

4 結論

（1）遂寧—蓬溪地區須二段砂巖儲層經歷了復雜的成巖作用改造，主要為中等—強壓實、強膠結和強溶蝕作用，壓實率為74.21%，膠結率為96.24%，溶蝕率為83.27%。

（2）強壓實和強膠結作用是須二段砂巖致密化的主要原因；強溶蝕作用提高儲層孔隙度最高可達10%。綠泥石黏土膜的存在對粒間孔隙保存起到積極作用，伊利石膠結物的存在使儲層滲透率降低，造成儲層局部為高孔及中、低滲的特征。

（3）儲層經歷了機械壓實→第Ⅰ期硅質膠結→無鐵方解石→早期黏土膜形成→長石顆粒、巖屑顆粒、雜基溶解→自生伊利石形成→第Ⅱ期硅質膠結→鐵方解石充填→晚期方解石和白云石交代顆粒的成巖演化事件。

（4）通過對有機質鏡質體反射率、最高熱解峰溫、古地溫及伊/蒙混層中蒙脫石含量等的討論分析，明確砂巖儲層經歷了同生成巖期、早成巖期和中成巖期，目前處于中成巖階段A—B亞期；成巖作用對原生孔隙破壞嚴重，中成巖階段A亞期末儲層基本致密化。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：涂曉燕）

（本文編輯：涂曉燕）

Reservoir diagenesisand porosity evolution of the second member of Xujiahe Form ation in Suining-Pengxiarea

TAO Yanzhong1，JIANG Yuqiang1，WANGMeng1，ZHANGChun2，LIZhengyong3，LIU Shu1
（1.SchoolofResource and Environment，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；2.Research Institute of Exp loration and Development，PetroChina SouthwestOil&Gas Field Company，Chengdu 610051，China；3.ChuanzhongOil-Gas Exploration and DevelopmentResearch Institute，PetroChina SouthwestOil& Gas Field Company，Suining629000，Sichuan，China）

Sandstoneof the secondmemberofXujiahe Formation isan importantnaturalgas reservoirwith good exploration prospect in Suining-Pengxiarea.The low porosity,low permeability and strong heterogeneity of the sandstone reservoir directly affected the oil and gas exploration and development in this area.Based on slice observation,SEM, inclusion thermometry,vitrinite reflectanceand thermaldegradeation,thispaper systematically studied the typesand intensity of diagenesis and porosity evolution of the secondmember of Xujiahe Fomation.The results show that the sandstone has undergonemedium-strong compaction,strong cementation,weak metasomatism and strong corrosion. The reservoir is currently in themiddle diagenetic A-B stage and the reservoirwas almost completely compacted at middle diagenetic A stage.The pore type ismainly secondary pore.This paper provided geological evidence for favorable reservoirdevelopingarea viaclear illustration of theprocessofsandstone reservoircompaction.

porosity evolution；diagenesis；quantitative characterization；the second member of Xujiahe Formation；Suining-Pengxiarea

TE122.2 < class="emphasis_bold">文獻標志碼：A

A

1673-8926（2014）01-0058-09

2013-08-20；

2013-09-26

國家重大科技專項“四川盆地上三疊統低孔滲儲層形成機理研究”（編號：2011ZX05001-005-002）資助

陶艷忠（1961-），女，實驗師，主要從事儲層沉積、非常規油氣地質及儲層微觀特征方面的教學與科研工作。地址：（610500）四川省成都市新都區新都大道8號西南石油大學資源與環境學院。電話：（028）83037166。E-mail：wtaoyanzhong@163.com。