李富祥,徐勝林,徐雄飛,陳安清,楊 帥,龐春雨,陳 璇

(1.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059；2.中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密 839009)

紅連地區(qū)地處新疆吐哈盆地臺北凹陷的西南緣，南北分別鄰近臺南凹陷和勝北生油洼陷，長期處于斜坡區(qū)，是油氣聚集的有利區(qū)(圖1)。1989年于臺北凹陷臺參1井中侏羅統(tǒng)三間房組測獲第一口工業(yè)油氣流井，自此開始了對該凹陷進一步的油氣勘探。在勘探技術進一步發(fā)展中，后續(xù)在該凹陷第三系至侏羅系中勘探發(fā)現(xiàn)多套含油層系[1]。在研究區(qū)，中侏羅統(tǒng)油氣藏主要受控于儲層，屬于巖性復合型油氣藏，整體上勘探程度低；而其上部更新的地層油氣分布主要受構造、巖性控制，屬于構造-巖性復合型油氣藏，整體勘探開發(fā)程度較高[2]。前人主要針對凹陷內侏羅系在構造特征、層序地層劃分、油氣藏類型及成藏主控因素、沉積相及砂體展布方面做了大量的研究[3-11]，但是針對三間房組開展系統(tǒng)的儲層特征尤其是成巖相方面的研究尚顯不足。

本文以吐哈盆地紅連地區(qū)三間房組儲集層為研究目標，在野外巖心觀察的基礎上，結合薄片鑒定、掃描電鏡等測試分析資料，系統(tǒng)獲取三間房組儲集層砂巖的巖石學特征、儲層物性特征和儲層成巖作用特征；在此基礎之上，詳細研究成巖相發(fā)育類型及其特征，揭示優(yōu)質儲層發(fā)育的成巖相類型，為勘探與部署提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質背景

紅連構造處于吐哈盆地次級構造單元——臺北凹陷，東西方向長約30 km，南北方向寬約14 km，面積約420 km2。研究區(qū)主要受控于燕山期和喜馬拉雅期構造運動，構造相對較為復雜。臺北凹陷構造自南向北可分為火焰山-七克臺前鋒上沖背斜帶、中央扭動背斜帶、山前上沖斷階帶3個Ⅲ級構造單元，而東西方向由于受近于南北方向平移斷層控制切割為6大斷塊。紅連構造帶發(fā)育于火焰山-七克臺前鋒上沖背斜帶之間，總體上向北相對較緩傾斜[1,12]。斷裂構造的發(fā)育，在一定程度上為目的層系烴源巖油氣運移提供了良好通道。紅連地區(qū)位于臺南拗陷以北，臺北凹陷南部，三間房組沉積期主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積，發(fā)育辮狀河道、水下分流河道、間灣、河口壩、濱淺湖泥、三角洲平原和前緣等典型沉積微相和亞相(圖2),地層厚度主要為240～350 m[13-15]。

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

據(jù)106件薄片分析，采用曾允孚等[16]的砂巖成因結構分類方案，認為該地區(qū)儲集砂巖主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖兩大類(圖3)。巖屑組分主要為火山巖，變質巖和沉積巖次之。在碎屑組分中，石英類的質量分數(shù)(w)普遍為21%～30%，平均為26.8%；長石類的質量分數(shù)為15%～30%，平均為19.3%；巖屑含量較高，質量分數(shù)為40%～55%，平均為44.1%。碎屑直徑主要為0.15～0.6 mm，分選性差，以中細砂巖為主，顆粒支撐，孔隙式膠結為主，顆粒間以點、線接觸為主，次棱角狀-棱角狀。成分成熟度指數(shù)Q/(F+R)值為0.3～0.6，平均為0.43，總體上表現(xiàn)為結構成熟度和成分成熟度雙低的特征。

圖1 研究區(qū)位置圖Fig.1 Location of the study area

圖3 紅連地區(qū)三間房組砂巖QFR圖Fig.3 Plot of QFR diagram for Sanjianfang Formation sandstone in Honglian area

填隙物中膠結物類型以鐵方解石和高嶺石為主，其次為綠泥石，白云石和硅質次之。鐵方解石質量分數(shù)為0.5%～19%，平均為2.5%；高嶺石質量分數(shù)為0.5%～6.519%，平均為2.72%。在部分井(紅南2井等)可見石英次生加大現(xiàn)象。雜基以泥質為主且含量較低。

2.2 儲集空間特征

以巖心觀察和鑄體薄片鑒定為基礎，結合掃描電鏡等綜合分析顯示，紅連地區(qū)儲集孔隙主要受埋深層位影響，以發(fā)育次生孔隙為主，其次為剩余原生粒間孔。次生孔隙可分為三大類：①晶間孔(圖4-A、C)，此類孔隙主要見于高嶺石、次生鈉長石和次生石英晶體之間，在顯微鏡下和掃描電鏡下，常見到斑點狀或蜂窩狀的高嶺石晶間孔，孔隙細小，一般小于0.01 mm；而次生鈉長石晶間孔和次生石英晶體孔在顯微鏡下不易觀察到，但在掃描電鏡下此類晶間孔十分清晰。②粒間溶孔(圖4-F)，在研究區(qū)此類孔隙較為發(fā)育，形態(tài)上多呈不規(guī)則狀、港灣狀，其成因主要是顆粒與填隙物被溶蝕。③粒內溶孔(圖4-A、G)，此類孔隙連通性較差，是由長石、巖屑不同程度溶蝕形成，孔隙直徑相差較大，為0.01～0.3 mm，但分布不均勻。剩余原生粒間孔(圖4-I)在鏡下孔隙大、喉道粗，但連通性較差，呈三角形、四角形和多角形，主要受壓實作用和自生膠結物的雙重影響。

2.3 儲層物性特征

通過對比研究區(qū)目的層系176個巖心樣品物性特征，結果表明：儲層孔隙度(q)和滲透率(K)值具有較大的變化?？紫抖葟倪B23井3 207.3 m深度處1.8%到紅西1井769.12 m深度處28.7%，平均為6.55%；而滲透率從連2井2 673.8 m深度處0.11×10-3μm2到紅西5井784.34 m深度處692×10-3μm2，平均為2.19×10-3μm2。儲層物性整體較差，為致密砂巖儲層；但從儲層孔滲關系方面上看兩者之間相關度較好(圖5)。這一結果表明研究區(qū)目的層主要是以孔隙型儲層為主，其發(fā)育不僅受成巖作用影響，同時也受成巖相分布的控制。

3 成巖作用類型及特征

通過對紅連地區(qū)中侏羅統(tǒng)三間房組儲集砂巖碎屑顆粒的形態(tài)特征、成巖礦物類型及其特征等綜合分析，揭示研究區(qū)目的層主要遭受了壓實作用等4種成巖作用。

3.1 壓實作用

研究區(qū)處于斜坡區(qū)上， 目的地的埋深存在一定差異， 壓實作用表現(xiàn)也存在一定差異，總體上是以機械壓實為主，對油氣的儲層起到破壞作用。隨著井位的不同其埋深存在一定差異，這導致碎屑顆粒所呈受壓實作用強度有所不同(圖4-G)。顯微鏡下，壓實作用主要表現(xiàn)為云母類等片狀礦物的揉皺變形、破裂和波狀消光；在壓力作用下長石、石英和巖屑顆粒發(fā)生脆性破裂，顆粒之間由點接觸變?yōu)榫€接觸(圖4-A、B)。從孔隙度、滲透率與埋深關系看，儲層物性與埋深呈負相關性，隨著埋深增加儲層物性明顯變差(圖6)。

圖4 紅連地區(qū)三間房組孔隙及成巖作用顯微特征Fig.4 Microscopic characteristics of pores and diagenetic features of the Sanjianfang Formation in the Honglian area(A)碎屑顆粒被拉長變形，顆粒之間呈線接觸，部分碎屑顆粒長石被溶蝕，發(fā)育溶蝕孔,連砂2井，深度3 733.10 m，單偏光; (B)碎屑顆粒被拉長變形，巖屑發(fā)育,連砂2井，深度3 733.10 m，正交偏光; (C)長石顆粒被溶蝕現(xiàn)象普遍，晶間孔、粒間(可見次生石英晶體、高嶺石集合體充填)及粒內次生溶蝕孔隙發(fā)育,紅南2井，深度3 296.30 m; (D)高嶺石集合體被溶蝕，片狀高嶺石晶體邊緣呈鋸齒狀，長石顆粒次生加大呈階梯狀，片絲狀伊利石集合體充填于粒間溶孔中且夾雜方解石晶體,紅南3井，深度3 048.15 m; (E)硅質晶體集合體及片絲狀伊利石充填于粒間孔隙中，粒表附著片狀綠泥石，見微孔縫發(fā)育,紅西5井，深度790 m; (F)石英顆粒次生加大，碎屑顆粒之間呈鑲嵌狀，見粒間孔縫,紅南4井，深度3 360.75 m; (G)碎屑顆粒之間呈鑲嵌狀接觸，粒表附著片絲狀伊利石，見溶蝕微孔隙,連北1井，深度3 442.85 m; (H)長石顆粒被溶蝕破碎雜基化，溶蝕微孔隙發(fā)育，粒表附著片狀高嶺石晶體，見部分片狀高嶺石集合體充填于碎屑顆粒之間及粒間孔隙中,紅西5井，深度796.60 m; (I)粒間孔隙被次生鈉長石晶體、高嶺石晶體、毛發(fā)狀伊利石充填形成殘留粒間孔隙,連23井，深度3 387.73 m

圖5 紅連地區(qū)三間房組砂巖孔隙度、滲透率相關度圖Fig.5 Correlation of porosity and permeability of Sanjianfang Formation sandstone in the Honglian area

3.2 膠結作用

研究區(qū)三間房組膠結作用普遍發(fā)育，膠結礦物主要為黏土礦物(包括綠泥石和高嶺石，少量伊利石)，其次為碳酸鹽礦物和硅質礦物(次生石英)。

圖6 紅連地區(qū)孔隙度、滲透率與深度關系圖Fig.6 Porosity,permeability versus depth in the Honglian area

3.2.1 黏土礦物

多年來的研究顯示綠泥石對儲集層的影響具有兩面性[17-21]。早成巖階段綠泥石是以襯邊產(chǎn)出的薄膜，不僅能在一定程度上提高巖石的抗壓實能力，而且還能較好地抑制晚期石英等的次生加大，這使得原生孔隙得以保存。然而，綠泥石以球形集合體形式充填于孔隙邊緣或孔隙中間，則堵塞了喉道，降低儲層物性[18-21]。研究區(qū)綠泥石膠結物主要以2種賦存狀態(tài)產(chǎn)出：一種是早成巖期呈片狀、葉片狀以孔隙襯墊式產(chǎn)出的薄膜(圖4-E)；另一種是以集合體的形式充填于孔隙之中，在顯微鏡下主要呈針葉狀、絨球狀。前一種賦存形式對儲層物性具有一定保護性[10]，后一種賦存形式則對儲層起破壞性作用，而前者處于主導地位。然而，研究發(fā)現(xiàn)在后期方解石、硅質等不同程度充填于部分砂巖粒間孔隙之中，填塞孔隙，對儲層起到破壞作用；因而，這些類型物質越少，則襯邊形式產(chǎn)出的綠泥石對儲層就越有利。

在研究區(qū)，三間房組儲集砂巖是以巖屑砂巖和長石巖屑砂巖為主且長石類和巖屑等含量較高，這為高嶺石的產(chǎn)生提供了物質基礎[10]。高嶺石作為該區(qū)較為普遍發(fā)育的黏土礦物之一，其主要經(jīng)其他礦物(長石、云母等)蝕變轉化形成。掃描電鏡下，主要以集合體形態(tài)呈書頁狀、片狀(圖4-D、H)；顯微鏡下，以孔隙填充形式產(chǎn)出。

3.2.2 碳酸鹽礦物

研究區(qū)三間房組碳酸鹽類膠結物主要形成于早中期，早期為粗晶、巨晶狀的方解石充填于粒間孔隙中；晚期深埋階段為具有較好晶形的鐵方解石，以嵌晶、連晶狀充填在次生粒間孔隙內：對儲層起破壞性作用。

3.2.3 硅質膠結作用

硅質膠結物普遍發(fā)育于紅連地區(qū)三間房組，主要有2種形態(tài)，即石英次生加大邊和自生石英晶體(圖4-E、F)。顯微鏡下，石英次生加大以單晶石英為核晶生長發(fā)育。掃描電鏡下，自生石英呈六方雙錐狀晶體充填于粒間孔隙中[10,22]。這2種形態(tài)的硅質膠結物充填了原始孔隙的空間，進而致使儲層物性變差，因此，其對儲層表現(xiàn)為破壞性。

3.3 溶蝕作用

研究表明，經(jīng)溶蝕作用后形成的溶蝕孔常常為油氣提供了主要的儲集空間，可發(fā)生于成巖作用的各個時期，成因復雜且次生溶蝕孔隙種類多樣；同時，砂巖孔隙結構變化大。在研究區(qū)，最常見的是長石、巖屑溶解。

長石溶解在研究區(qū)不同深度均有發(fā)育，主要是沿著解理縫、雙晶縫及壓實作用形成的裂紋處發(fā)育；巖屑溶解也普遍發(fā)育，主要是以泥質巖屑的溶解為主。掃描電鏡下，可見長石和巖屑溶解形成粒間溶孔、粒內溶孔，兩者物質的溶蝕為后期油氣聚集提供了良好的儲集空間(圖4-C、H)?？傮w上溶解作用有利于儲層。

3.4 破裂作用

研究區(qū)的構造活動較為強烈，破裂作用在研究區(qū)儲層砂巖中都有不同程度的發(fā)育，主要表現(xiàn)為裂縫發(fā)育(圖4-G)。顯微鏡下觀察到裂縫寬度主要為0.01～0.04 mm，在裂縫之間可見穿插切割現(xiàn)象。研究區(qū)發(fā)育多套含煤層，其提供酸性流體；而裂縫的形成為溶蝕流體提供了運移通道，這使部分裂縫兩側的易溶組分被溶蝕，改善了儲層物性?？傮w上，破裂作用有利于儲層發(fā)育。

4 成巖相

目前，國內外對于碎屑巖儲層成巖相定義尚不統(tǒng)一。控制成巖相的主要因素包括成巖作用、成巖環(huán)境和成巖礦物等[10,23-25]。本文綜合研究區(qū)目的層系儲集空間特征、成巖作用特征和成巖礦物特征系統(tǒng)分析確定成巖相類型，并結合鉆井資料及沉積相展布(圖2)確定各類成巖相邊界，劃分了6種成巖相類型(圖7)，研究表明儲層發(fā)育受控于成巖相的分布。

圖7 紅連地區(qū)三間房組儲集砂體成巖相分布圖Fig.7 Distribution of diagenetic facies of reservoir sand bodies in Sanjianfang Formation

4.1 強壓實-伊利石充填-溶蝕孔成巖相

連北1井地區(qū)主要發(fā)育此類成巖相，其埋深約3.44 km。研究區(qū)三間房組是一套夾煤層地層，這為該區(qū)富鉀長石類砂巖的形成提供了酸性條件，部分碎屑顆粒形成溶蝕孔隙；但是在地下流體作用下，伊利石極易發(fā)生膨脹造成原生孔隙堵塞；同時，在強壓實作用的共同作用下此區(qū)域儲層物性較差，主要表現(xiàn)為碎屑顆粒之間接觸較為緊密，以發(fā)育溶蝕孔為主(圖4-G)。在該井區(qū)，三間房組孔隙度為2.2%～10.1%，平均為7.8%；滲透率為(0.1～2.6)×10-3μm2，平均為1.49×10-3μm2。這類成巖相不利于儲層發(fā)育。

4.2 高嶺石、伊利石充填-石英次生加大-溶蝕孔、剩余原生粒間孔成巖相

這類成巖相于紅南2井區(qū)發(fā)育。其表現(xiàn)為高嶺石、伊利石充填為主要成巖作用特征，其充填原生孔隙形成剩余原生粒間孔，而石英次生加大充填了部分孔隙但其在一定程度上提高顆粒的抗壓性，進而使剩余原生孔得以保存。同時，由于在酸性流體的作用下，部分易容顆粒發(fā)生溶蝕形成溶蝕孔(圖4-C)，整體儲層發(fā)育較好。該井區(qū)，三間房組孔隙度為6.6%～19.9%，平均為15.8%；滲透率為(0.25～44.9)×10-3μm2，平均為13×10-3μm2?？傮w上，這類成巖相在研究區(qū)對儲層有一定改善性。

4.3 環(huán)邊綠泥石膠結-硅質、高嶺石充填-剩余原生粒間孔成巖相

研究結果顯示，紅西5井地區(qū)此類成巖相發(fā)育。在該區(qū)域綠泥石主要存在形態(tài)是環(huán)邊綠泥石膜(圖4-E)，這既增強了顆?？箟簩嵭?，又進一步抑制了后期石英的次生加大，與其相伴生的硅質、高嶺石填充原生孔隙形成剩余原生孔(圖4-H)；但整體上對儲層呈現(xiàn)改善作用且儲層發(fā)育較好。該井區(qū)三間房組孔隙度為4.7%～28.7%，平均為20.1%；滲透率為(8.1～692)×10-3μm2，平均為221×10-3μm2。此類成巖相有利于儲層發(fā)育，為有利成巖相。

4.4 硅質、高嶺石充填-剩余原生粒間孔成巖相

連砂2井區(qū)發(fā)育這類成巖相，在該區(qū)域長石類礦物在酸性流體作用下發(fā)生蝕變形成高嶺石和硅質造成原生孔隙堵塞(圖4-A、B)。研究表明：一定條件下，高嶺石和硅質不僅提高了碎屑顆粒的抗壓實性，而且其不完全堵塞因而保存下部分原生孔，但整體上不利于儲層，儲層發(fā)育較差。在該井區(qū)，三間房組孔隙度為2.6%～6.1%，平均為4.9%；滲透率為(0.06～0.1)×10-3μm2，平均為0.07×10-3μm2。

4.5 高嶺石充填-剩余原生粒間孔成巖相

研究結果顯示，這類成巖相于連23井區(qū)較為發(fā)育。顯微鏡下高嶺石以集合體形式產(chǎn)出，主要呈書頁狀、片狀充填于原生孔隙中(圖4-I)。晶間孔發(fā)育于高嶺石顆粒之間，總體上儲層發(fā)育較差。在此區(qū)域，三間房組孔滲相對較差，孔隙度平均為2.9%，滲透率平均為1.96×10-3μm2，因而，此類成巖相不利于儲層發(fā)育。

4.6 高嶺石、伊利石充填-剩余原生粒間孔成巖相

這類成巖相主要于紅南3井區(qū)發(fā)育。高嶺石、伊利石充填孔隙，致使儲層物性降低；但其發(fā)育有大量的剩余原生粒間孔(圖4-D)，儲層發(fā)育較好，這給油氣聚集提供了有利場所。在此區(qū)域，三間房組孔滲相對較好，孔隙度平均為10.9%，滲透率平均為3.46×10-3μm2?？傮w上，這類成巖相有利于儲層發(fā)育。

綜合以上結果顯示，研究區(qū)三間房組發(fā)育6種成巖相，且儲層發(fā)育明顯受控于成巖相分布。其中在研究區(qū)東部發(fā)育的環(huán)邊綠泥石膠結-硅質、高嶺石充填-剩余原生粒間孔成巖相，高嶺石、伊利石充填-石英次生加大-溶蝕孔、剩余原生粒間孔成巖相和高嶺石、伊利石充填-剩余原生粒間孔成巖相3類為較有利成巖相，在這3類成巖相發(fā)育區(qū)儲層發(fā)育整體較好。

5 結 論

a.研究區(qū)三間房組儲集層的巖石類型主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖；膠結物以鐵方解石和高嶺石為主，其次為綠泥石，白云石和硅質次之；顆粒支撐，孔隙式膠結為主，顆粒間接觸關系以點、線接觸為主，為次棱角狀-棱角狀；總體上表現(xiàn)為成分成熟度和結構成熟度皆低的特征。

b.研究區(qū)三間房組以次生孔隙(晶間孔、粒間溶孔、粒內溶孔)發(fā)育為主；儲層孔隙度和滲透率平均值分別為6.55%和2.19×10-3μm2，總體上儲層物性較差。

c.研究區(qū)三間房組儲集砂巖主要受4類成巖作用控制，其中早期綠泥石環(huán)邊膠結、溶蝕作用和破裂作用有利于儲層發(fā)育；破壞性成巖作用主要為壓實作用，其次為碳酸鹽膠結、硅質膠結作用。

d.研究區(qū)三間房組發(fā)育6種成巖相，其中環(huán)邊綠泥石膠結-硅質、高嶺石充填-剩余原生粒間孔成巖相，高嶺石、伊利石充填-石英次生加大-溶蝕孔、剩余原生粒間孔成巖相和高嶺石、伊利石充填-剩余原生粒間孔成巖相是對儲層較有利的成巖相類型。