江漢盆地潛江凹陷古近系鹽間頁巖層系湖相白云巖儲層發育特征及形成機理

沈均均，陶國亮，陳孔全，李君軍，王鵬萬，李志明，蔣啟貴，孟江輝

江漢盆地潛江凹陷古近系鹽間頁巖層系湖相白云巖儲層發育特征及形成機理

沈均均1，陶國亮2，陳孔全1，李君軍3，王鵬萬4，李志明2，蔣啟貴2，孟江輝1

［1.長江大學 非常規油氣湖北省協同創新中心，湖北 武漢 430100；2.中國石化石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126；3.中國石油 浙江油田分公司，浙江 杭州 310013；4.中國石油 杭州地質研究院，浙江 杭州 610041］

以江漢盆地潛江凹陷鹽間頁巖層系潛江組三段下亞段4油組第10韻律層（潛三下（4-10）韻律層）為研究對象，以鉆井、巖心及測井數據為基礎，結合薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞、X衍射、巖石冷凍熱解及飽和烴色譜-質譜等分析測試數據，對韻律層白云巖儲層發育特征及形成機理進行研究。結果表明：①目的層礦物組成復雜，主要發育有富炭泥質白云巖相、富炭泥質灰巖相、富炭白云質泥巖相和富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相4種巖相類型，其中富炭泥質白云巖相為最有利巖相類型，具有有機質豐度高（有機碳含量3.3 % ～ 6.3 %）、脆性礦物含量高（50 % ～ 76 %）、粘土礦物含量低（18 % ～ 33 %）和孔隙度高（10.8 % ～ 26.3 %）的特點；②白云巖類儲層儲集空間以晶間孔隙為主，溶蝕孔、縫極少發育，孔隙之間的連通性差，孔隙結構不好；③泥質白云巖儲層宏觀分布受沉積環境控制明顯，富炭泥質白云巖相主要出現在湖平面下降中期水體鹽度適中的區域內，微觀上，孔隙發育受壓實作用控制明顯，膠結和溶蝕作用影響較?。虎茉绯蓭r作用階段較弱的壓實作用、準同生期白云石化作用及儲層中油氣的充注作用對晶間孔隙的保存具有積極的作用，是研究區儲層形成的主要原因。

儲層發育特征；儲層成因；鹽間頁巖層系；白云巖；潛江組；潛江凹陷；江漢盆地

頁巖油氣泛指賦存于富有機質泥頁巖層系及其中的砂巖、碳酸鹽巖薄夾層中的油氣資源［1-5］，具有“源-儲一體”的成藏地質特征［6-8］。目前，北美地區頁巖油產量呈逐年增長趨勢，截至2018年底，已占原油總產量的60 %左右，受其成功開發的啟示，中國越來越重視頁巖油的勘探開發。潛江凹陷為江漢盆地內較大的一個次級構造單元，也是最為重要的富烴凹陷。其中，潛江組共有193個鹽韻律層，鹽間累計厚度達2 000 m以上，巖性主要由白云質泥巖、泥質白云巖及鈣芒硝巖混積而成，油氣顯示豐富。近年來，隨著勘探思路由早期的“鹽間非砂巖常規油藏”向“鹽間頁巖層系非常規油藏”的轉變［9-11］，認為泥質白云巖對鹽間頁巖油既有貢獻，同時也是頁巖油賦存的主要層段，潛江組三段下亞段4油組第10韻律層（潛三下（4-10）韻律層）為區內最有利于頁巖油富集的層系［11-15］。在此認識基礎上部署的W99井，初期放噴階段日產油14.0 t，穩產階段日產油2.2 t，顯示出鹽間頁巖層系具有較好的頁巖油資源潛力。

前人對鹽間頁巖層系儲層發育特征研究多集中在礦物組成、巖相類型、儲集空間類型及物性特征等方面，認為鹽間頁巖層系礦物成分主要為白云石、方解石和粘土礦物，鈣芒硝、石英和長石等礦物次之［15-16］，儲集空間類型以白云巖晶間孔、晶間溶孔、洞和縫為主，白云巖孔隙度一般為14 %左右，滲透率為2.03×10-3μm2左右，屬于中孔、特低滲型儲層［14-16］，泥質云巖相和塊狀云巖相含油性最好，為最有利的頁巖油勘探目標［15-16］。由此可見，前人已經認識到鹽間頁巖油主要儲集在白云巖儲層孔隙中，隨著白云巖含量升高，其含油氣性越來越好，但對于這類白云巖儲層孔隙發育機理的研究還不夠深入，即本區白云巖儲層以泥晶結構為主，為何仍然能達到中孔級別從而具有較好的油氣儲集能力？其形成主控因素有哪些？這些問題直接影響了對本區鹽間頁巖層系優質儲層空間分布的預測。鑒于此，本文在梳理和借鑒前人資料的基礎上，以鉆井、巖心及測井數據為基礎，結合巖礦薄片、掃描電鏡、壓汞數據、X衍射及有機地球化學等分析測試數據，探討此類泥晶結構白云巖儲層形成機理及主控因素，為凹陷內有利油氣富集區帶分布的預測提供參考。

1　區域地質背景

潛江凹陷位于江漢盆地中部，受兩條近北東向展布的邊界斷層所控制，西北邊界為潛北斷裂帶，分別與荊門地塹、樂鄉關地壘、漢水地塹和永隆河隆起相接；東南部以通?？跀鄬优c通?？谕蛊鸱指?；東北邊緣為岳口低凸起；西南側以丫角-新溝低凸起為界與江陵凹陷相隔，面積約2 500 km2［17-18］（圖1）。鉆井揭示的地層自上而下分別為第四系平原組，新近系廣華寺組，古近系荊河鎮組、潛江組、荊沙組、新溝咀組和沙市組，以及白堊系漁洋組（圖1）。其中，平原組與廣華寺組、廣華寺組與荊河鎮組以及白堊系漁洋組與下伏基底之間均為不整合接觸，其余地層之間為整合接觸［19］。

潛江組沉積時期，潛江凹陷總體為封閉型、高鹽度、強蒸發環境下的鹽湖沉積［15-18］，受湖水咸-淡頻繁變化的影響，形成鹽間薄層泥巖、砂巖、碳酸鹽巖和蒸發巖頻繁交互而成的韻律層［16］，每個韻律層頂、底均被厚層的鹽巖所隔開，形成獨特的油氣系統。在北部單向物源補給的控制下，平面上自西北向東南方向依次為三角洲前緣砂、泥巖相區—咸-淡過渡區—鹽湖沉積區［19］，研究區位于蚌湖—王場—周磯—廣華一帶，處于咸-淡過渡區內，是鹽間頁巖層系發育的主要區域（圖1）。潛江組自下而上可劃分為潛四段、潛三段、潛二段和潛一段，研究目的層段為潛三下（4-10）韻律層，這一沉積期湖盆兼斷-拗沉降特征，斷層活動減弱，地形平緩，表現為北厚南薄、中間厚斜坡帶薄的特點［20-24］。

圖1　江漢盆地潛江凹陷蚌湖-王場地區井位分布（a）、沉積環境（b）及潛江凹陷地層綜合柱狀圖（c）

2　樣品采集與分析實驗

本次研究的106件配套巖石樣品均取自蚌湖-王場地區古近系潛三下（4-10）韻律層的3口取心井，其中49件來自W99井，42件來自BYY2井，15件來自WY11井。所有樣品都進行了普通薄片鏡下鑒定，以確保樣品分類分析的可靠性，在此基礎上，挑選剩余樣品，分別送普通掃描電鏡、雙束掃描電鏡、X衍射和巖石熱解測試；壓汞樣品現場鉆取柱塞樣，其直徑為2.5 cm，長為10 cm，雙束掃描電鏡在實驗前對樣品進行拋光處理。采樣鉆井分布如圖1所示。

文中關于薄片鑒定、普通掃描電鏡和雙束掃描電鏡樣品的分析測試工作由中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院地質實驗室完成。用于普通薄片鑒定的為萊卡偏光三目顯微鏡，儀器型號為DM2700P，鑒定前樣品經茜素紅和鐵氰化鉀混合溶液染色處理；掃描電鏡（SEM）測試儀器為場發射環境掃描電子顯微鏡，儀器型號為JSM-5500；雙束掃描電鏡測試儀器為聚焦離子束發射掃描雙束電鏡，儀器型號為Zeiss Auriga；能譜儀為牛津儀器生產的SDD Inca X-Max 50 X射線能譜儀。

文中關于X衍射、巖石熱解和壓汞分析測試工作由中國石化石油勘探開發研究院無錫石油地質研究所完成。X衍射分析所用儀器為Phillips Xpert-MPD型X射線衍射儀，根據2角度（掃描范圍在20° ～ 40°）和譜峰強度確定礦物種類和含量；熱解分析是利用巖石熱解儀Rock - Eval 6，依據《GB/T18602－2012巖石熱解分析》標準進行檢測；壓汞儀器使用的型號是PoreMaster 33，其孔徑測量范圍在6.4 ～ 950 000.0 nm。

3　實驗結果與討論

3.1　巖相發育特征

文中關于X衍射全巖分析結果表明，研究區潛三下（4-10）韻律層礦物成分表現為陸源碎屑（粘土礦物、石英和長石）、碳酸鹽（方解石和白云石）和蒸發鹽類礦物混積產出，其中，陸源碎屑含量與碳酸鹽含量表現出“此消彼長”的關系，具有低粘土礦物、低石英和高碳酸鹽含量的特點［25］（圖2）。參考江漢油田建立的鹽間細粒沉積巖巖相劃分標準，采用巖石組分和有機質含量（=2 %為界）作為巖相定名主要依據，根據次生礦物的產出形式和含量，以前綴形式反映次生巖相。依此劃分方案，W99井潛三下（4-10）韻律層可劃分出富炭泥質白云巖相、富炭白云質泥巖相、富炭泥質灰巖相和富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相等4種主要巖相類型（圖2），下面將分別對各個巖相發育特征進行詳細分析。

圖2　江漢盆地潛江凹陷W99井潛三下（4-10）韻律層單井綜合柱狀圖

3.1.1富炭泥質白云巖相

顏色以黃褐色為主，油浸現象明顯，巖心下觀察泥質和膏質條帶較少發育（圖3a，b），薄片下可觀察到黃褐色白云巖與灰褐色泥巖條帶呈不等厚互層產出（圖3c），見大量炭屑和未被溶蝕的微晶石膏（圖3d，e）。含量分布在3.3 % ～ 6.3 %，平均為4.7 %；礦物成分以白云石為主，含量分布在20.0 % ～ 42.0 %，平均為30.5 %，其次為粘土礦物，含量分布在18.0 % ～ 33.0 %，平均為25.4 %，石英+長石和蒸發巖類礦物含量相對較低（圖2）。掃描電鏡下觀察白云巖以泥晶結構為主，微晶極為少見，晶體大小在3 ～ 5 μm，晶面粗糙，表現為他形晶，晶體之間呈“非鑲嵌接觸”，接觸界線為不規則的鋸齒狀（圖3f，g）。

圖3　江漢盆地潛江凹陷潛三下（4-10）韻律層巖相巖心及微觀鏡下特征

a.黃褐色泥質白云巖相，W99井，埋深1 676.9 m，巖心照片；b.富炭泥質白云巖相，夾少量泥質條帶和鈣芒硝條帶，BYY2井，埋深2 820.2 m，巖心照片；c.紋層狀泥質白云巖相，內部可見泥質條帶與白云巖呈不等厚互層產出，BYY2井，埋深2 820.8 m，單偏光；d.泥晶結構白云巖，可見極細石細分散狀的炭屑和板狀微晶石膏，W99井，埋深1 675.8 m，單偏光；e.泥晶白云巖，可見零星炭屑和板狀鈣芒硝，WY11井，埋深1 749.3 m，單偏光；f.白云石晶體呈泥晶結構，他形，接觸面不規則，W99井，埋深1 675.75 m，掃描電鏡；g.泥晶白云巖，內部混積有少量微晶結構白云巖，BYY2井，埋深2 820.7 m，掃描電鏡；h.富炭泥質灰巖相，W99井，埋深1 678 m，巖心照片；i.富炭云質泥巖相，W99井，埋深1 679.5 m，巖心照片；j.富炭云質泥巖相，BYY2井，埋深2 821.4 m，巖心照片；k.富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相，W99井，埋深1 682.4 m，巖心照片；l.富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相，BYY2井，埋深2 823.4 m，巖心照片

3.1.2富炭泥質灰巖相

顏色以灰褐色為主，灰黑色泥巖與黃褐色灰巖呈不等厚薄互層狀產出（圖3h）。含量分布在3.3 % ～ 4.2 %，平均為3.7 %，礦物成分以方解石為主，含量分布在23.0 % ～ 41.0 %，平均為34.0 %，其次為粘土礦物，含量分布在5.0 % ～ 39.0 %，平均為28.4 %，石英+長石、白云石和蒸發巖類礦物含量相對較低（圖2）。

3.1.3富炭白云質泥巖相

灰褐色或黃褐色，巖心下表現為黃褐色泥晶白云巖與灰黑色泥巖呈不等厚互層產出，夾少量鈣芒硝條帶（圖3i，j）。含量分布在1.1 % ～ 5.7 %，平均為3.2 %，礦物成分以粘土礦物為主，含量分布在21.0 % ～ 40.0 %，平均為33.4 %，其次為白云石，含量分布在9.0 % ～ 39.0 %，平均為21.2 %，石英+長石、方解石和蒸發鹽類礦物含量相對較低（圖2）。

3.1.4富炭、鈣芒硝巖充填云質泥巖相

灰-淺灰色為主，主要發育在10號韻律層底部和頂部（圖2）。鈣芒硝成核直徑較小，一般不超過3 mm，但發育密度較高，成層性好，常呈薄條帶狀夾于白云質泥巖中，刺穿上下圍巖的同時也使圍巖發生彎曲變形（圖3k，圖3l），次生成因特征明顯。含量分布在0.4 % ～ 5.1 %，平均為1.8 %，礦物成分以鈣芒硝為主，含量分布在5.0 % ～ 54.0 %，平均為33.3 %，其次為粘土礦物，含量分布在13.0 % ～ 29.0 %，平均為22.5 %，白云石含量與粘土礦物差異不大，分布在11.0 % ～ 35.0 %，平均為22.5 %，石英+長石、方解石含量相對較低（圖2）。

受湖水鹽度咸淡周期性變化的影響，潛三下（4-10）韻律層由底至頂，其巖相類型總體表現為從富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相—富炭白云質泥巖相—富炭泥質灰巖相—富炭泥質白云巖相—富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相的一個由淡化到咸化的變化過程，韻律層頂底均被厚層的鹽巖相所隔開（圖2）。富炭泥質白云巖相為最有利的巖相類型，其含量一般超過3 %，其次為富炭白云質泥巖相［15-16］。

3.2　儲集性能

根據W99井和BYY2井共計21塊巖心樣品孔、滲及結構數據的綜合分析，查明鹽間頁巖層系優勢巖相類型，在此基礎上，結合陰極發光、掃描電鏡和普通薄片的微觀鏡下觀察與分析，明確其儲集空間類型及發育特征。

1）物性特征

總體來看，研究區鹽間頁巖層系不同類型巖相孔隙度差異明顯，而滲透率差異并不大（表1），其中富炭泥質白云（灰）巖相物性最好［25］，孔隙度為10.78 % ～ 26.30 %，平均為15.96 %，滲透率為（0.05 ～ 23.68）×10-3μm2，平均為4.25×10-3μm2，屬于中孔、特低滲型儲層；富炭白云質泥巖相次之，孔隙度為5.21 % ～ 23.83 %，平均為10.98 %，滲透率為（1.33 ～ 9.89）×10-3μm2，平均為3.65×10-3μm2，屬于低孔、特低滲型儲層；富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相最差，孔隙度為3.58 % ～ 5.25 %，平均為4.42 %，屬于特低孔型儲層。此外，通過圖4a孔隙度與滲透率相關性圖可發現，本區白云巖類儲層孔隙度和滲透率之間相關性極差，表明儲層孔隙結構差，不具備連通性較好的孔隙網絡。

表1　江漢盆地潛江凹陷鹽間頁巖層系潛三下（4-10）韻律層各類巖相物性測試結果

注：“—”表示未測量。

2）孔喉結構特征

本區富炭泥質白云（灰）巖相孔喉半徑主要分布在48.0 ～ 148.4 nm內，平均為111.5 nm，富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相孔喉半徑較富炭泥質白云（灰）巖相降低明顯，僅21 nm（圖2），孔隙空間連通性變差，產生這種現象的原因可能來自兩個方面：①粘土礦物和鈣芒硝的發育，會充填于白云石晶體之間堵塞孔隙，從而使孔喉半徑減??；②粘土礦物含量升高，導致有機質孔和粘土礦物層間孔發育，也會影響孔喉半徑的分布范圍［26］。

圖4　江漢盆地潛江凹陷鹽間頁巖層系潛三下（4-10）韻律層孔隙度與滲透率（a）、孔隙度（b）與埋深關系

3.2.2儲集空間類型及特征

通過對白云巖類儲層鏡下微觀特征的細致觀察和統計，并結合前人研究成果［16］，認為研究區富炭泥質白云巖相和富炭白云質泥巖相中儲集空間類型均以孔隙為主，裂縫較少發育。

1）孔隙

1.3.1 療效評定標準 顯效為動脈血氣恢復正常，癥狀及體征消失，病情逐漸恢復，不需要輔助治療；有效為動脈血氣顯著好轉，癥狀及體征顯著改善，病情改善但仍需要輔助治療；無效為無達到有效標準甚或病情、動脈血氣惡化。

研究區目的層段白云巖類儲層孔隙主要是對原始孔隙的繼承，以原生晶間孔隙為主，晶間溶孔極為少見。

①晶間孔：發育于他形泥晶白云石晶體之間的孔隙，屬于組構選擇性孔隙。由于該類巖石以晶粒支撐為主，晶體間未被膠結物充填的部分構成良好的儲集空間，孔徑大小在2 ～ 4 μm，孔隙形態一般呈不規則的多面體，結構較差（圖5a—f）。晶間孔隙對研究區儲層起到主要貢獻。

②晶間溶孔：為成巖作用后期酸性流體進入白云石晶間孔隙溶蝕晶粒之間的膠結物質或灰泥基質所形成，溶蝕的范圍也可以擴展到周邊的白云石晶粒，往往會改善原有儲層物性，形成良好的油氣儲集空間。此類孔隙是晶間孔隙的溶蝕擴大，孔隙形態極不規則，孔徑大小一般在5 ～ 10μm，通常大于白云石晶體（圖5g—i）。當溶蝕作用強烈時，可轉化為特大溶孔，其內部一般被埋藏作用所形成的微晶白云巖或次生鈉長石所充填（圖5h）。溶蝕孔隙在本區極少發育，連通性差，對儲層貢獻不大。

圖5　江漢盆地潛江凹陷潛三下（4-10）韻律層白云巖類儲層儲集空間類型及特征

a.晶間孔隙，W99井，富炭白云質泥巖相，埋深1 679.7 m，SEM；b.晶間孔隙，W99井，富炭白云質泥巖相，埋深1 682.1 m，SEM；c.晶間孔隙，WY11井，富炭泥質白云巖相，埋深1 749.3 m，SEM；d.晶間孔隙，BYY2井，富炭泥質白云巖相，埋深2 821.2 m，SEM；e.晶間孔隙，BYY2井，富炭泥質白云巖相，埋深2 819.5 m，FIB-SEM；f.晶間孔隙，BYY2井，富炭泥質白云巖相，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；g.溶蝕孔隙，W99井，富炭泥質白云巖相，埋深1 675.8 m，SEM；h.溶蝕孔隙，WY11井，富炭泥質白云巖相，埋深1 749.3 m，SEM；i.溶蝕孔隙，BYY2井，富炭泥質白云巖相，埋深2 821.2 m，SEM；j.構造縫，W99井，富炭白云質泥巖相，埋深1 678.9 m，SEM；k.構造縫，BYY2井，富炭白云質泥巖相，埋深2 819.5 m，CL；l.溶蝕縫，BYY2井，富炭泥質白云巖相，埋深2 821.3 m，SEM

2）裂縫

通過大量鏡下特征的觀察，研究區裂縫按成因可分為兩類：構造縫和溶蝕縫。

①構造縫：在本區較少發育且類型較為單一，均為平直狀的高角度縫（圖5f），未見相交，說明其不具備多期性。陰極發光片下觀察，裂縫的充填只經歷了一期，內部充填物并未被局部溶蝕（圖5k），不能形成有效的儲集空間，因此構造縫在本區對儲層貢獻不大。

②溶蝕縫：是流體沿早期構造縫溶蝕擴大后所形成的，縫壁凹凸不平，縫寬大小不一，內部未被充填（圖5l），其出現常使儲層局部連通性變好，但發育規模較小，對儲層貢獻不大。

3.3　儲層發育主控因素

通過對研究區目的層段白云巖類儲層沉積環境及成巖作用的綜合分析，明確影響儲層發育的主要控制因素，為下一步的勘探開發提供參考。

3.3.1沉積環境

沉積環境主要是通過控制儲層巖石類型的空間展布來影響碳酸鹽巖儲層的物性［26］。研究區鹽間頁巖層系形成于內陸干旱的鹽湖沉積環境中［16-17］，縱向上沉積環境的變化快速而頻繁，潛三下（4-10）韻律層表現出一個完整的由淡化—咸化變化的鹽韻律（圖2），有利巖相富炭泥質白云巖相主要形成于湖平面下降的中期，這一時期湖水鹽度適中，利于其沉積，而在湖平面下降早期和下降晚期水體鹽度過低或過高均不利于其沉積（圖2），在湖平面上升時期，水體加深速度過快，導致淡化過程快速且不穩定，缺失了泥質白云巖相沉積（圖2），由此可見縱向上有利巖相的分布受湖平面升降作用控制明顯；平面上，潛江凹陷潛三下（4-10）沉積期，受北部單向物源補給的影響，由北至南依次發育三角洲（砂泥巖相區）—半咸化湖泊（咸-淡過渡區）—鹽湖（鹽韻律區）的沉積體系，有利巖相富炭泥質白云巖相僅出現在咸淡過渡區內，向北水體鹽度降低，為砂泥巖相區，向南水體鹽度升高，以蒸發巖類礦物沉積為主（圖1），不同巖相之間分帶性特征明顯。

3.3.2成巖作用

成巖作用對碳酸鹽巖儲層來說既有可能破壞原生孔隙，使儲集層物性變差，也有可能促進次生孔隙的發育，建設和改善儲集層孔、滲性能［27］。通過對研究區鹽間頁巖層系W99井和BYY2井掃描電鏡的觀察，鹽間頁巖層系白云巖類儲層所經歷的成巖過程按先后順序依次為白云石化作用、壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。

1）白云石化作用

本區白云石化作用多發生在準同生作用階段［28］，所形成的白云石粒度較細，以泥晶為主，自形程度差，發育大量晶間微孔隙，這類孔隙的形成與白云石化作用過程中所產生的體積收縮關系密切（圖6a—d）［29］，往往會使晶間孔隙體積增大，對儲層物性改善起著建設性作用；埋藏白云巖化作用所形成的白云巖在本區極少發育，微晶為主，自形程度好，但這種成因的白云石一般充填于特大孔隙中（圖5h），降低了孔隙度和滲透率，對儲層物性起著破壞作用。

2）壓實作用

掃描電鏡下觀察發現，鹽間頁巖層系的壓實作用主要為機械壓實，常見半塑性-塑性的巖石顆粒由于壓實作用而變形或被撕裂，晶體之間呈鑲嵌式接觸，包括線接觸或凹凸接觸，晶間孔隙呈縫狀或不規則狀分布，孔體積發生了一定的縮小（圖6e—h）。在早成巖階段，壓實作用對碳酸鹽巖儲層物性影響較小，隨著上覆沉積物的增厚，埋深的加大，壓實作用也會隨之增強，從而失去大量的原始孔隙。研究區W99井目的層埋深較淺，處于1 675 ～ 1 685 m，白云巖類儲層孔隙度分布于15.0 % ～ 26.3 %，平均值為21.9 %，而BYY2井位于蚌湖洼陷南緣，目的層埋深較W99井明顯加深，樣品深度分布在2 819 ～ 2 826 m，壓實作用增強，孔隙度較W99井明顯降低，分布在5.2 % ～ 12.6 %，平均值為10 %（表1；圖4b）?？傮w上看，壓實作用是影響研究區儲層物性的主要因素，對儲層物性起到是一種破壞的作用，降低了孔隙度。

圖6　江漢盆地潛江凹陷潛三下（4-10）韻律層白云巖類儲層成巖作用類型及特征

a.白云石晶體呈不規則的顆粒狀，系Mg2+交代Ca2+所形成，顆粒表面可見收縮縫，BYY2井，埋深2 819.5 m；FIB-SEM；b.白云石晶體呈不規則的顆粒狀，顆粒表面可見收縮縫，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；c.白云石晶體呈不規則的顆粒狀，顆粒表面可見收縮縫，BYY2井，埋深2 821.3 m，FIB-SEM；d.白云石晶體呈不規則的顆粒狀，顆粒表面可見收縮縫，BYY2井，埋深2 822.2 m，FIB-SEM；e.長石顆粒與白云石顆粒呈不規則鑲嵌式接觸，粒間孔多呈長條狀，顯示壓實作用較強，對孔隙破壞較大，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；f.片狀黃鐵礦在壓實作用下破碎變形，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；g.在壓實作用下，金紅石與白云石接觸面呈線狀，白云石發生破碎，BYY2井，埋深2 821.3 m，FIB-SEM；h.在壓實作用下，鉀長石與白云石接觸面呈凹凸狀，粘土礦物層間孔為表現為長條的縫狀，BYY2井，埋深2 822.2 m，FIB-SEM；i.粘土礦物膠結，粘土礦物伊利石呈絲片狀充填于白云石晶間孔隙中，W99井，埋深1 676.2 m，SEM；j.長石膠結，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；k.長石與黃鐵礦膠結，與白云石晶體呈相互交錯的鑲嵌狀結構，BYY2井，埋深2 820.8 m，FIB-SEM；l.黃鐵礦膠結，BYY2井，埋深2 821.3 m，FIB-SEM

3）膠結作用

研究區膠結作用類型主要有粘土礦物膠結、硅質礦物膠結和黃鐵礦膠結3種類型。粘土礦物膠結主要表現為伊利石呈絲片狀充填于白云石晶間孔隙中（圖6i）；硅質膠結主要表現為長石礦物的次生加大，使得其與白云石晶體的接觸面呈線狀或者凹凸狀交錯連接的鑲嵌結構（圖6j）；黃鐵礦膠結主要就是對晶間孔隙的充填（圖6k，l）。整體來看，本區的膠結作用對孔隙主要是起到一種破壞作用，孔隙被長石、黃鐵礦及粘土礦物所充填，但發育規模較小，對儲集性能影響不大。

4）溶蝕作用

鹽間頁巖層系白云巖類儲層溶蝕作用并不強烈，溶蝕孔隙不發育，僅見到少量規模較小的晶間溶孔（圖5g—i），當溶蝕作用變得強烈時，則可形成更大規模的特大溶蝕孔隙（圖5h）。整體來看，“溶蝕增孔”作用對研究區鹽間頁巖層系儲層物性改善作用不大。

3.4　泥質白云巖儲層形成機理

本區湖相泥晶白云巖中所發育的石膏結核或晶體并未在后期的成巖過程中被溶蝕（圖3b—d），而中國針對古生界海相白云巖大量的研究表明：特定環境沉積的含石膏粒狀晶和結核的白云巖是儲層發育的物質基礎，表生成巖期和埋藏成巖期石膏被溶蝕的強弱程度是形成良好儲層的關鍵［30］，內陸淺埋湖相白云巖與海相深埋白云巖存在的這種差異性反映出兩者有著截然不同的儲層形成機理。本次研究嘗試從成巖作用、白云石化作用及油氣充注作用這3個方面來探討其形成機理，明確中孔級別儲層形成原因。

3.4.1白云巖儲層形成于早成巖作用階段，壓實作用較弱，晶間孔隙保存極好

潛江凹陷鹽間頁巖層系目前已有鉆井深度一般在1 500 ～ 3 000 m，屬于淺-中深層埋藏的成巖環境。內部白云巖儲層以泥晶結構為主，晶面粗糙，晶形為他形晶，晶體之間呈鑲嵌式接觸，為準同生回流滲透成因，白云巖儲層溶蝕孔、縫極少發育；與之互層的暗色泥頁巖熱解峰溫max值分布在300 ～ 439 ℃，平均為414 ℃（圖2，圖7），絕大部分數據點未超過430 ℃，W99井與BYY2井的max（氫指數）分布圖上可發現，鏡質體反射率o值一般不超過0.5 %（圖7），烴源巖生物標志化合物參數中C2920/（20+20）比值為0.29，C29比值為0.23，均顯示出未成熟的特征（圖8）。上述一系列的特征表明，本區鹽間頁巖層系白云巖儲層形成于早成巖作用階段，雖然壓實作用是影響儲層孔隙發育的主要因素，但早成巖作用階段的“壓實減孔”效應還是較弱，原始晶間孔隙仍可以大量保存下來，達到中孔級別。隨著成巖作用的增強，泥晶結構的白云巖儲層很難再達到中孔級別，孔隙類型也發生變化，例如渤海灣盆地古近系沙河街組三段湖相泥-微晶白云巖形成于中成巖階段，壓實作用增強導致晶間孔隙較難保存，儲層以溶蝕孔為主，孔隙度主要分布于5 % ～ 10 %范圍內，屬于特低孔型儲層［31］；塔里木盆地寒武系-奧陶系海相泥-粉晶白云巖形成于晚成巖作用階段，成巖作用極為強烈，晶體間接觸十分緊密，幾乎沒有可利用的空間，平均孔隙度僅0.55 %［32］，遠低于本區。

3.4.2白云石化作用擴大了晶間孔隙，同時增強了晶體間的抗壓性

本區大規模發育的泥晶結構白云巖并非原生沉淀所形成，而是在后期的準同生作用階段由于回流滲透白云石化作用所形成［28］，埋藏階段形成的白云巖含量極低。Morrow（1982）指出鈣質或灰質沉積物被白云石完全交代后，體積會縮小6 % ～ 13 %，相應的晶間孔隙會發生擴大，本區泥質白云巖在Mg2+交代Ca2+后，晶體發生明顯的收縮，以顆粒狀它型晶為主，氬離子拋光掃面電鏡下可在顆粒表面觀察到大量的收縮縫（圖6e—h），由于本區白云巖所處成巖作用階段較早，后期的重結晶作用并不強烈，對原始晶間孔隙的破壞可以忽略，此外，白云石化作用所形成的白云巖構成堅固的支撐格架比灰巖更抗壓抗溶，有利于晶間孔的保存［33-34］。

圖7　江漢盆地潛江凹陷W99井和BYY2井潛三L（4-10）韻律層HI-Tmax分布特征

圖8　江漢盆地潛江凹陷W99井潛三下（4-10）韻律層烴源巖抽提物質量色譜圖（m/z 217）

3.4.3白云巖儲層中油氣的充注會抑制膠結作用的發生，有利于晶間孔隙的保存

潛江凹陷大規模的油氣生成和充注主要發生在荊河鎮組末期［18］，鹽間頁巖層系白云巖儲層在這一時期普遍被油氣充注，顏色以次生色灰黃-棕褐色為主（圖3，圖9）。前期已有學者研究指出，碳酸鹽巖儲層中烴類流體的存在很大程度上抑制了Ca2+，Mg2+和CO32-等離子的傳輸，使得在已有的孔隙空間內難以形成膠結充填作用（圖9a—c）。此外，在后期埋藏成巖過程中，油逐漸轉變為瀝青覆蓋在孔壁周圍（圖9d—f），也會抑制膠結礦物的沉淀［35-40］。以上兩種因素均會為本區晶間孔隙的保存提供有利的條件。

圖9　江漢盆地潛江凹陷鹽間頁巖層系白云巖儲層油氣及瀝青充填特征

a.WY11井潛三下（4-10）韻律層出筒巖心冒氣泡和油，埋深1 749.3 m，巖心；b.BYY2井潛三下（4-10）韻律層出筒巖心冒氣泡和油，埋深2 820.8 m，巖心； c.巖心冒氣泡和油，BYY2井，潛三下（4-10）韻律層，埋深2 822.0 m，巖心；d.白云巖儲層晶間孔內殘留瀝青，導致顯示模糊，W99井，埋深1 676 m，SEM；e.孔隙表面殘留瀝青，BYY2井，埋深2 820.83 m，FIB-SEM；f.圖e黃色方框區域的能譜數據，結果顯示以C元素含量為主，歸一化質量高達69.8 %，其次為O元素

4　結論

1）潛江凹陷潛三下（4-10）韻律層發育的巖相類型有富炭泥質白云巖相、富炭泥質灰巖相、富炭白云質泥巖相和富炭、鈣芒硝充填云質泥巖相4種巖相類型，其中，富炭泥質白云巖相為最有利巖相類型，具有較高的和脆性礦物含量，粘土礦物含量較低。

2）不同巖相孔隙度差異明顯，但滲透率差異不大，富炭泥質白云巖相物性最好，屬于中孔、特低滲型儲層，富炭白云質泥巖相次之，屬于低孔、特低滲型儲層，鏡下觀察顯示，兩者儲集空間類型均以白云石晶間孔隙為主，溶蝕的孔、縫極為少見，孔隙之間連通性較差，孔隙結構不好。

3）宏觀上，白云巖類儲層空間展布受沉積環境控制作用明顯?？v向上，有利巖相富炭泥質白云巖相主要發育于湖平面下降中期，水體鹽度適中的環境中；平面上，同樣只分布于水體鹽度適中的咸-淡過渡區內，過淡或過咸的環境均不利于其沉積；微觀上，儲層孔隙發育受壓實作用控制明顯，溶蝕作用和膠結作用極為少見，對孔隙影響不大。

4）研究區泥晶結構白云巖類儲層形成機理主要歸結于3個方面的原因：首先，白云巖儲層均形成于早成巖作用階段，埋藏較淺，壓實作用較弱，使得晶間孔隙保存較好；其次，準同生期的白云石化作用擴大了晶間孔隙，同時形成的白云巖比灰巖更抗壓抗溶，有利于晶間孔隙的保存；最后，白云巖儲層中油氣的充注作用會抑制成巖作用后期膠結作用的發生，有利于晶間孔隙的保存。

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Shen Junjun1，Tao Guoliang2，Chen Kongquan1，Li Junjun3，Wang Pengwan4，Li Zhiming2，Jiang Qigui2，Meng Jianghui1

［1，，，430100，；2，，，，214126，；3，，，310013，；4，，，610041，）］

This study deals with the 10thcyclotherm of the 4thoil layer group in the lower submember 3rdof the member of Qianjiang Formation （hereafter referred to as Qian 3L（4-10）cyclotherm），an inter-salt shale sequence in the Qianjiang sag，Jianghan Basin，with respect to the development characteristics and formation mechanism of dolomite reservoirs in the cyclotherm. The drilling，core and logging data serve as the research basis，in combination with analytical data from thin section identification，scanning electron microscopy （SEM），high pressure mercury intrusion porosimetry （MIP），X-ray diffraction，rock freezing and Rock-Eval pyrolysis，and gas chromatography-mass spectrometry （GC-MS） of saturated hydrocarbon. The results show that （1） the target layer features complicated mineral compositions of 4 lithic facies，including carbon-rich argillaceous dolomite，carbon-rich argillaceous limestone，carbon-rich dolomitic mudstone and carbon-rich dolomitic mudstone filled with glauberite. Among others，the carbon-rich argillaceous dolomite is considered the best，owing to its high abundance of organic matters in a range of 3.3 % to 6.3 %，high level of brittle minerals of 50 % to 76 %，low level of clay minerals of 18 % to 33 %，and high porosity of 10.8 % to 26.3 %；（2） The reservoir space of the dolomite reservoirs is dominated by intercrystalline pores，together with few dissolved pores and fractures，and these pores and fractures are characterized by poor structure and poor connectivity；（3） The macroscopic distribution of argillaceous dolomite reservoirs are significantly determined by sedimentary setting. For instance，the carbon-rich argillaceous dolomite mainly occurs in areas of moderate salinity during the middle phase of eustatic lake level descending. Microscopically，its pore development is markedly associated to compaction，while slightly to cementation and dissolution；（4） The weak compaction during the early diagenesis，the penecontemporaneous dolomitization and the hydrocarbon charging to reservoirs，all play a positive role in the preservation of intercrystalline pores，and are key to reservoir formation in the study area.

reservoir development characteristics，reservoir genesis，inter-salt shale sequence，dolomite，Qianjiang Formation，Qianjiang sag，Jianghan Basin

TE122.2

A

0253-9985（2021）06-1401-13

10.11743/ogg20210614

2021-07-25；

2021-10-16。

沈均均（1983—），男，博士、講師，沉積、儲層及非常規油氣資源評價。E?mail：shenhema@163.com。

陳孔全（1961—），男，博士、教授，構造、地化及非常規油氣資源評價。E?mail：30760410@qq.com。

國家科技重大專項（2017ZX05049001-002）；湖北省高等學校優秀中青年科技創新團隊計劃項目（T201905）；湖北省自然科學基金項目（2016CFB601）。

（編輯 張玉銀）