蘇里格氣田東二區(qū)砂巖成巖作用與致密儲層成因①

楊仁超 王秀平 樊愛萍 韓作振 趙 娟 王言龍

(山東省沉積成礦作用與沉積礦產重點實驗室 山東科技大學地質科學與工程學院 山東青島 266510)

蘇里格氣田東二區(qū)砂巖成巖作用與致密儲層成因①

楊仁超 王秀平 樊愛萍 韓作振 趙 娟 王言龍

(山東省沉積成礦作用與沉積礦產重點實驗室 山東科技大學地質科學與工程學院 山東青島 266510)

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東二區(qū)主力氣層儲層巖性致密,成為制約該區(qū)天然氣勘探開發(fā)的主要因素。為了查明儲層物性變差的主要原因,利用砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射分析等實驗手段,深入研究了對蘇里格氣田東二區(qū)主力氣層二疊系山西組山1段、石盒子組盒8段儲層砂體的巖石學特征與成巖作用。研究發(fā)現(xiàn),儲層砂體以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主,砂巖成熟度較低;研究區(qū)砂巖成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用和交代作用。結論認為:成巖作用達到中成巖階段B期;早成巖的壓實作用是孔隙度降低的主要原因之一;中成巖期A期在酸性介質條件下由溶蝕作用形成的次生孔隙對砂巖的儲集性能具有明顯的改善作用;中成巖B期的膠結作用是儲層物性變差的最主要原因。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 二疊系 致密儲層 成巖作用 孔隙度

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是迄今為止國內發(fā)現(xiàn)的最大氣田,其主力氣層——二疊系山西組山1段和石盒子組盒8段儲層低孔、低滲特征明顯,非均質性嚴重,對天然氣勘探開發(fā)造成很大的不便。由于成巖作用最終決定了儲集砂巖的孔滲條件,是儲層物性的關鍵因素,因此,成巖作用研究對于孔隙成因分析、儲層綜合評價、儲層預測及天然氣生產等具有重要意義。近年來,隨著天然氣生產范圍的不斷擴大,有關該區(qū)成巖作用的研究不斷深入,認識也存在明顯分歧,尤其是有關砂巖次生孔隙的成因以及新生礦物來源等問題成為儲層地質學家關注的焦點。根據(jù)混層黏土轉化過程中釋放的層間水引起次生溶孔的發(fā)育情況,張明祿等[1]對次生孔隙帶進行了預測,認為砂巖埋深在2 850～3 100m最有利于次生孔隙的形成;胡江柰等[2]認為自生高嶺石晶間孔的發(fā)育對儲集物性具有一定的改善作用;多位研究者發(fā)現(xiàn),凝灰質的溶蝕是產生次生孔隙的主要原因[3～5]。生排烴早-中期的古鼻隆構造控制了儲層的選擇性溶蝕[6];成巖相的分布控制著砂巖孔隙度的大小,進而決定了氣層與非氣層的分布[7,8]。李會軍等[9]認為早期碳酸鹽膠結作用減弱了壓實作用并阻止了石英的次生加大,對原生孔隙起保護作用,碳酸鹽膠結物后期的溶蝕形成了次生孔隙;而相反的研究認為,蘇里格氣田二疊系屬典型的煤系地層成巖作用性質,成巖早期處于酸性-弱酸性成巖環(huán)境,缺乏早期的碳酸鹽膠結物,使砂巖的抗壓實能力弱,故壓實作用是砂巖孔隙度降低的主要原因[10]。研究認為砂巖中的高嶺石來自長石的溶蝕[1,11];王建偉等[5]認為砂巖中的高嶺石等黏土礦物系凝灰質溶蝕而成;侯明才[12]等則提出砂巖中的次生孔隙主要由黏土雜基溶蝕而成,高嶺石主要來自黏土雜基的溶蝕。此外,多數(shù)學者研究認為蘇里格氣田儲層成巖作用已達晚期成巖階段。

綜上,有關蘇里格氣田儲層成巖作用、次生孔隙成因、新生礦物來源、儲層發(fā)育控制因素等認識存在明顯分歧,使該區(qū)儲層預測難度增加。且隨著勘探范圍的不斷擴展,現(xiàn)今的蘇里格氣田的范圍遠遠超出氣田發(fā)現(xiàn)之初,如本文研究的蘇東二區(qū)是近年來開辟的新區(qū),前人的研究很少涉及。因此,研究蘇東二區(qū)山1段與盒8段儲層成巖作用,對該區(qū)儲層評價和有利區(qū)帶預測具有重要的理論意義和現(xiàn)實意義。

1 地質概況

蘇里格氣田東二區(qū)位于內蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市烏審旗和陜西省榆林市榆陽區(qū)境內,區(qū)域構造跨鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部和伊盟隆起南部(圖1)。根據(jù)地震盒8底部反射層及鉆井資料分析,蘇里格氣田東區(qū)的區(qū)域構造為一寬緩的西傾斜坡,坡降一般(3～10)m/km。石炭-二疊系自下而上發(fā)育本溪組、太原組、山西組、下石盒子組和石千峰組,屬海陸過渡相-陸相碎屑沉積,山西組山1段和石盒子組盒8段為其主要產氣層,為砂巖巖性圈閉氣藏[7]。北部氣藏平均埋深2 750～2 850 m,南部氣藏平均埋深2 930～3 050 m,地溫梯度為3.03℃/100 m,地層壓力在24.19～27.80 MPa之間,平均壓力系數(shù)0.86,為低壓氣藏。儲層孔隙度介于4%～14%,滲透率0.1～2 X10-3μm2,屬典型的低孔、低滲致密儲層。

圖1 蘇里格氣田東二區(qū)大地構造位置Fig.1 Tectonic location of the EastⅡpart of Sulige Gas Field

2 巖石學特征

根據(jù)巖芯觀察及薄片鑒定,研究區(qū)主要的儲集巖為:石英砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑砂巖(圖2)。盒8段巖石類型主要以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主,少量石英砂巖;山1段主要以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主,無石英砂巖。其組分特征為:石英類(包括石英、燧石及石英巖巖屑)為主,次為巖屑組分,長石含量極少。砂巖粒度普遍較粗,以中粗砂巖為主,主要粒徑區(qū)間分布在0.2～2.0 mm范圍內。顆粒分選中等-較差,磨圓度多呈次棱-次圓狀,結構成熟度較低。砂巖膠結物占10%～26%,平均15.7%,主要由黏土礦物、碳酸鹽、硅質及凝灰質組成。雜基含量約占總體積的5%～10%,盒8段、山1段平均為7.31%和6.87%;砂巖多呈顆粒支撐,以線接觸為主,主要膠結類型為孔隙式膠結。砂巖成分、結構成熟度均較低,反映了近物源的特點。

圖2 蘇里格氣田東二區(qū)砂巖類型Fig.2 Sandstone typese of the EastⅡpart of Sulige Gas Field

3 儲層成巖作用類型與成巖礦物

3.1 壓實作用

研究區(qū)盒8、山1段儲層砂巖普遍受到較強壓實作用,顆粒多以線接觸,少數(shù)呈凹凸接觸。石英顆粒受應力作用產生脆性裂縫;云母在壓實作用下發(fā)生明顯的彎曲變形;泥巖巖屑、千枚巖屑在壓實作用下被擠入孔隙中形成假雜基,并阻塞孔隙空間(圖3a)。

3.2 膠結作用

膠結作用是沉積物轉變成沉積巖的重要作用,也是巖石孔滲性降低的主要原因之一。研究區(qū)砂巖中的膠結作用主要有三種類型。①硅質膠結物:主要以玉髓和石英次生加大邊形式出現(xiàn)(圖3b),自生石英晶體少量(圖3c);②自生黏土礦物膠結:自生綠泥石呈孔隙薄膜狀或等厚狀孔隙襯里產出(圖3d);蒙脫石由火山凝灰質轉化而來,分布于粒間孔或泥質雜基中,隨成巖作用的進行,蒙脫石在堿性介質中向伊利石轉化產生伊/蒙混層礦物[13],掃描電鏡下呈片狀;自生的高嶺石,呈典型的書頁狀或蠕蟲狀充填于孔隙中,保留了良好的晶間孔(圖3e);伊利石呈絲狀或搭橋狀分布于顆粒之間(圖3f);③碳酸鹽膠結:主要為方解石,含少量鐵方解石和鐵白云石。據(jù)砂巖薄片觀察,亮晶方解石形成于綠泥石膜、石英次生加大邊之后,多呈中-細晶或它形晶充填殘余粒間孔隙,并交代綠泥石膜和石英次生加大邊、長石等。

3.3 交代作用

研究區(qū)盒8、山1段方解石交代較常見(圖3g);此外,可見綠泥石交代長石;長石、火山巖屑等蝕變成高嶺石,這一成巖蝕變反應普遍存在于各類砂巖中,以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖中較發(fā)育。高嶺石交代長石較常見,可見完好的交代假象。

圖3 蘇里格氣田東二區(qū)成巖特征a.顆粒緊密接觸,雜基變形(Z36井,3087.5 m,單X10);b.石英加大邊及綠泥石環(huán)邊(Z76井,2954 m,單X 10);c.粒間孔中自生石英,(Z73井,2845.7 m,SEM);d.綠泥石薄膜(Z68井,2778 m,SEM);e.高嶺石集合體(T32井,2713.9 m,SEM);f.絲狀伊利石(Z52井,2748.2 m,SEM);g.方解石交代斜長石(T21井,2788.8 m單X10);h.溶蝕孔(Z52井,2731.0 m,單X5);i.石英粒內溶孔(Z9井,3023.3 m,單X10)Fig.3 Diagenesis characteristic of the EastⅡpart of Sulige Gas Field

3.4 溶蝕作用

砂巖組分在一定的成巖環(huán)境中都可能發(fā)生不同程度的溶蝕,形成次生孔隙,按照溶蝕介質的化學性質分為酸性溶蝕和堿性溶蝕。酸性溶蝕可分為兩期:早期的溶蝕受開放體系中大氣淡水[5]、沉積水介質和生化甲烷期的酸性介質控制;中晚期溶蝕受有機質脫羧基作用產生的有機酸控制,主要表現(xiàn)為對顆粒、雜基、膠結物的溶蝕作用。研究區(qū)主要受中晚期酸性溶蝕作用的改造,形成了長石、巖屑的粒內溶孔、鑄?？准吧倭刻钕段锶芸?圖3h,i),在溶蝕顆粒的邊部殘留有綠泥石環(huán)邊,溶孔內為高嶺石部分充填。此外,研究區(qū)砂巖中還可見到少量石英粒內溶孔(圖3i),為堿性溶蝕的結果。

3.5 壓溶作用

本區(qū)碎屑顆粒常呈線狀接觸,局部可見凹凸接觸,總體而言,研究區(qū)壓溶作用較弱。石英顆粒常見石英加大邊(圖3b),其中硅質主要來源于壓溶作用。

4 成巖階段與成巖演化

4.1 成巖階段劃分依據(jù)

根據(jù)有機質成熟度、成巖礦物、包裹體測溫等標志,參照石油天然氣行業(yè)標準(SY/T5477-2003)對成巖階段進行劃分。主要依據(jù)有:①研究區(qū)主要儲層段盒8、山1段取芯深度介于2 750～3 050 m,Ro測定值介于0.8%～2%,表明盒8、山1段砂巖儲層有機質成熟度處于成熟-高成熟階段,相當于成巖作用的中成巖階段B期;②黏土礦物X-射線衍射定量分析結果顯示,盒8、山1段砂巖中的黏土礦物的成分主要為高嶺石、伊利石、綠泥石和少量伊/蒙混層黏土,高嶺石黏土相對含量在41%～76%,伊利石在12%～ 35%,I/S0在0～23%,蒙皂石(S0)間層比含量為10%～20%,綠泥石在5%～19%,從蒙皂石(S)層在I/S混層中所占比例特點反映有機質已處于成熟-高成熟階段,表明本區(qū)成巖演化已達到中成巖B階段;③砂巖成巖流體包裹體測試數(shù)據(jù)表明,均一溫度主要分布于95～175℃之間,主峰值集中于105～ 155℃之間,表明成巖熱流體運移事件主要為同一期次,其中可以分出兩個次一級的峰值,分別對應于120℃、140℃(圖4),表明熱流體運移呈現(xiàn)幕式活動的特點。包裹體的溫度是反饋成巖溫度的直接標志和證據(jù),均一溫度代表著流體捕獲時的溫度,從均一溫度分布來看,主要對應于中成巖階段。少部分流體包裹體均一溫度可達150℃以上,最高達170℃,表明砂巖經歷的的最高溫度沒有達到晚成巖階段。綜上所述,研究區(qū)砂巖達到中成巖階段B期。

4.2 成巖演化與成巖序列

圖4 蘇東二區(qū)流體包裹體均一溫度分布直方圖Fig.4 Distribution of homogenuous temperature of fluid inclusion in EastⅡpart of Sulige Gas Field

根據(jù)上述成巖礦物組合及成巖現(xiàn)象,結合礦物反應關系以及成巖環(huán)境等,綜合確定了蘇東二區(qū)儲層成巖序列(圖5)。盒8、山1段砂巖成巖作用經歷了同生成巖階段、早成巖階段A、B期和中成巖階段A、B期3個階段5個期次。本區(qū)屬淡水河流沉積環(huán)境,同生成巖期同時受火山碎屑物及下伏山2段煤系地層弱酸性地下水的影響,因此同生成巖階段為中性淡水-弱酸性弱氧化環(huán)境,有鮞綠泥石、菱鐵礦、玉髓沉淀。早成巖階段A期,機械壓實作用凸現(xiàn),碎屑顆粒點狀接觸,成巖礦物有高嶺石、蒙脫石、綠泥石薄膜及少量泥晶菱鐵礦生成;有機質仍未成熟,成巖環(huán)境仍屬于弱酸性環(huán)境。早成巖B期,塑性顆粒擠壓變形,壓溶作用顯現(xiàn);火山物質硅化和水云母化,黑云母綠泥石化;有機酸產生,長石、巖屑的溶蝕作用顯現(xiàn),石英加大邊、高嶺石形成;成巖環(huán)境向較強酸性環(huán)境轉變,晶粒狀黃鐵礦出現(xiàn)。中成巖階段A期,有機質向烴類轉化過程中釋放出CO2,使孔隙流體呈較強酸性,成巖環(huán)境轉化為酸性環(huán)境,鋁硅酸鹽骨架組分、雜基組分溶解加強;隨著壓實作用、壓溶作用和溶蝕作用的增強,硅質加大邊、蝕變成因高嶺石大量生成,伊/蒙混層向伊利石轉化,伊利石大量生成。本期后半階段,有機酸的排放逐漸減少和不斷消耗,成巖環(huán)境向弱堿性轉化,葉片狀綠泥石、方解石、及少量白云石的生成,堵塞殘余粒間孔。中成巖B期,有機酸消耗殆盡,成巖環(huán)境轉變?yōu)槿鯄A性,葉片狀綠泥石、絲發(fā)狀伊利石繼續(xù)生成,含鐵方解石、含鐵白云石出現(xiàn)并堵塞殘余粒間孔隙;石英顆粒發(fā)生弱溶蝕現(xiàn)象,可見石英粒內溶孔。研究區(qū)盒8、山1段砂巖成巖作用至此趨于終止。

圖5 蘇東二區(qū)盒8、山1段砂巖成巖序列Fig.5 The diagenesis sequence of sandstone in Shan 1 and He 8 section of the EastⅡpart of Sulige Gas Field

研究區(qū)盒8、山1段砂巖成巖作用達到中成巖B期,由于成巖作用未進入晚期成巖階段,未能產生足夠的CO2分壓并促使碳酸鹽的溶解,故研究區(qū)未形成次生孔隙發(fā)育帶。需要說明的是,上述成巖作用及成巖環(huán)境僅為研究區(qū)總體趨勢,與巖石非均質性一樣,成巖作用也具有較強的非均質性,造成局部地區(qū)、局部層位之間的成巖現(xiàn)象產生較大的差異。

高嶺石作為研究區(qū)儲集砂巖重要的填隙物之一,其成因來源對于次生孔隙成因、原生孔隙變化等研究具有重要意義。研究發(fā)現(xiàn),砂巖中的長石、噴出巖巖屑的溶蝕作用十分普遍,而黏土雜基的溶蝕則相對不發(fā)育,預示著高嶺石可能主要來自于長石和噴出巖巖屑的溶蝕。進一步對216件樣品的統(tǒng)計分析表明,高嶺石含量與長石類礦物、噴出巖巖屑含量負相關,而黏土雜基與高嶺石的含量無線性關系(圖6)。隨著長石含量、噴出巖巖屑含量的增加,高嶺石含量減少;在長石和噴出巖巖屑含量<2%的區(qū)域,高嶺石含量大部分>5%;但高嶺石隨長石、噴出巖的遞減速率不同,高嶺石隨長石的遞減曲線斜率大致為-2,隨噴出巖巖屑的遞減曲線斜率約為-1,其原因與噴出巖中易溶礦物的含量有關。表明隨著長石、噴出巖巖屑的溶蝕減少,高嶺石含量逐漸增加。故蘇東二區(qū)高嶺石主要來源于長石、噴出巖巖屑的溶蝕。

5 成巖作用對儲層物性的控制作用

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、黏土礦物X-衍射以及鏡下觀察分析,研究區(qū)目的層砂巖的儲集空間主要是微孔-中孔,包括剩余原生粒間孔、次生孔隙、高嶺石晶間孔和破裂縫,以次生溶孔和自生礦物晶間孔為主。成巖作用對砂巖的儲集物性產生了重要的影響,根據(jù)對砂巖物性的不同影響,可將研究區(qū)成巖作用分為破壞性成巖作用和建設性成巖作用。強烈的壓實作用是導致研究區(qū)砂巖原生孔隙喪失、儲層致密的主要原因,加上膠結作用的發(fā)育使原生粒間孔喪失殆盡;而溶蝕作用產生的次生孔隙則對儲層物性的改善起到了重要作用。

5.1 壓實作用使孔隙度急劇降低

壓實作用是導致儲層孔隙度減少的主要因素。早期成巖階段發(fā)生的機械壓實作用可導致砂巖顆粒的緊密排列、位移及再分配,云母類及塑性巖屑發(fā)生塑性變形,導致原生粒間孔大量喪失。大量砂巖粒間孔隙度的埋藏改造作用研究表明,在埋深<1 500 m時,由碎屑的再分配使砂巖的粒間體積迅速降低到28%,之后隨埋藏深度的加大,粒間體積減小幅度緩慢,至2 400 m時,粒間體積降為26%,因此,早期成巖階段(深度<2 500 m)的壓實作用是造成本區(qū)砂巖原生孔隙大量喪失的主要原因。早成巖晚期,隨著膠結作用的不斷增強,壓實作用被抑制并逐漸減弱[11]。機械壓實作用對巖屑砂巖、巖屑石英砂巖的影響比對石英砂巖的影響要明顯。

圖6 蘇東二區(qū)砂巖組分關系圖Fig.6 Corelations of sandstone component in the EastⅡpart of Sulige Gas Field

采用不同分選狀況下的未固結砂巖實測的初始孔隙度關系式:原始孔隙度(φP)=20.91+22.90/分選系數(shù)S,可以算出砂巖的原始孔隙度,本區(qū)砂巖最大、最小分選系數(shù)分別為1.814和1.355,對應于原始孔隙度分別為35.5%與39.8%,其中盒8段、山1段平均分選系數(shù)分別為1.545和1.492,計算得原始孔隙度分別為35.73%和36.26%。統(tǒng)計結果表明盒8段、山1段平均膠結物的體積百分含量(VF)分別為15.91%和15.70%,雜基(VM)分別占7.31%和6.87%;現(xiàn)今孔隙度(φN)分別為10.30%和9.60%;溶蝕孔隙度(φS)分別為6.48%和5.03%。分別依據(jù)①、②式可粗略計算壓實作用減孔量(φC)和壓實作用減孔率(φDC):

隨埋深增加,機械壓實作用顯著,其結果使巖石體積縮小、密度增大,導致砂巖孔隙度降低。壓溶作用和交代作用對孔隙影響較小,可暫不考慮。計算表明,盒8段、山1段平均減孔率為24.32%和25.15%。

5.2 膠結作用進一步堵塞孔隙

隨著埋藏深度的增加,溫度、壓力的增加及孔隙水化學性質的變化,各種成巖自生礦物依次析出,膠結充填作用造成孔隙度和滲透率的進一步降低。研究區(qū)的膠結物主要為黏土礦物(高嶺石、伊利石、綠泥石)、硅質以及碳酸鹽。膠結物結構的不同對儲層孔隙的破壞程度不同,如自生高嶺石以六方板狀松散堆積在孔隙中,占據(jù)大量粒間孔,降低了原生孔隙,但保留較好的晶間微孔高嶺石結晶程度高、晶體完整,其晶間微孔非常發(fā)育,對儲層微孔增加有一定的貢獻;而由長石蝕變的高嶺石,重結晶后堆積緊密,晶間孔隙小,對孔隙貢獻較小。硅質膠結主要為自生加大邊和玉髓,因其致密難溶對孔隙起破壞作用;綠泥石多以薄膜的形式出現(xiàn)在碎屑顆粒的邊緣,阻止了石英加大邊的發(fā)育,因而對原生孔隙有一定的保護作用[14]。碳酸鹽以方解石為主,早期呈鑲嵌連晶狀充填大孔隙;尤其是中成巖B期形成的碳酸鹽礦物,多呈分散晶粒或斑塊狀不均勻分布于孔隙中,堵塞了部分溶蝕孔隙和剩余粒間孔,晚期方解石當含量較高時(>15%)則幾乎堵塞全部孔隙,使物性變得極差。盒8段、山1段平均填隙物(VF)的體積百分含量分別為15.91%和15.70%,晶間孔百分率(VM%)分別為25.72%和 43.49%;計算得原始孔隙度分別為35.73%和36.26%;晶間孔體積(φM)可由今孔隙度(φN)和晶間孔百分率(VM%)求出;利用③式可計算膠結作用造成的平均減孔率(φFD)。

若不考慮壓實作用、溶蝕作用對膠結物的影響,可計算膠結作用減孔率,利用③計算可得膠結作用造成的盒8段、山1段平均減孔率(φFD)分別為37.11%和31.78%。

5.3 溶蝕作用增加次生孔隙

成巖早期開放體系中大氣淡水可導致長石、方解石、白云石的溶解和孔隙水中自生高嶺石、蒙脫石的沉淀。成巖中晚期富含有機酸的酸性流體是導致儲層碎屑組分發(fā)生溶蝕的主要動力和介質。酸性流體在孔隙中流動并對其中的火山凝灰質、長石顆粒和早期碳酸鹽膠結物進行溶蝕,形成形成溶蝕粒間孔隙、粒內孔隙、甚至鑄?？?使得孔隙度一般可以達到4.7%～10.9%,形成蘇東二區(qū)山1段與盒8段主要的儲集空間(表1)。據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察,砂巖的溶蝕作用較為發(fā)育,形成了較多的溶蝕孔隙,成為目的層主要的儲集空間。有機酸作為研究區(qū)主要的溶解介質,其形成溫度介于85～140℃,故溶解作用主要發(fā)生于中成巖A期。堿性溶蝕發(fā)生得較晚,主要出現(xiàn)在中成巖B期堿性環(huán)境下,石英顆粒發(fā)生溶解,形成少量石英粒內溶孔(圖3i)。易溶組分的大量溶解使孔隙度增加,在很大程度上改善了儲層物性,在盒8段和山1段,溶蝕作用產生的孔隙分別占現(xiàn)今孔隙的62.91%和52.36%。

表1 研究區(qū)盒8、山1儲層孔隙類型統(tǒng)計表Table1 Statistical table of reservoir pores of Shan 1,He 8 reservoir in the studied area

從孔隙演化曲線可見(圖5),早成巖B期至中成巖A期膠結作用使孔隙度快速降低,壓實作用造成的孔隙度降低主要發(fā)生于膠結作用之前,表現(xiàn)在早成巖A期孔隙度逐漸降低。中成巖A期之前,盒8段和山1段孔隙度演化曲線基本一致,反映膠結作用和壓實作用是盒8段和山1段砂巖孔隙度降低的主要控因。中成巖A期之后,受溶蝕作用改造的控制,孔隙度均有所增加;且兩條曲線出現(xiàn)分離,表明盒8段砂巖受溶蝕作用改造,孔隙度增加更加明顯。其原因可能與盒8段砂巖含更多的易溶凝灰質組分有關。

6 結論

(1)蘇里格氣田東二區(qū)山1段與盒8段儲層巖性為中粗粒巖屑石英砂巖、巖屑砂巖和石英砂巖;發(fā)育壓實、膠結、交代、溶蝕和壓溶等成巖作用類型;成巖礦物主要有硅質(玉髓、石英次生加大邊及自生石英晶體)、黏土礦物(綠泥石、伊/蒙混層、高嶺石、伊利石)、碳酸鹽礦物(方解石、鐵方解石和鐵白云石)等。

(2)根據(jù)有機質成熟度、成巖礦物、包裹體測溫等標志,認為儲集巖成巖作用最高達中成巖B期,經歷了同生成巖階段、早成巖階段和中成巖階段,尚未達到前人普遍認為的晚成巖階段;經歷了早成巖A期弱酸性-早成巖B期較強酸性-中成巖A期酸性環(huán)境-中成巖B期弱堿性成巖環(huán)境演化過程。

(3)研究認為,蘇東二區(qū)砂巖中的高嶺石主要來源于長石、噴出巖巖屑的溶蝕,黏土雜基的溶蝕對高嶺石的形成貢獻較小。

(4)通過定量計算,表明壓實作用是盒8段盒山1段儲層孔隙減少的主要因素之一,壓實作用減孔率平均可達24.32%和25.15%;膠結作用造成盒8段、山1段平均減孔率分別達37.11%和31.78%,是儲層物性變差的最主要控制因素;而盒8段和山1段溶蝕孔隙分別占現(xiàn)今孔隙的62.91%和52.36%,溶蝕作用對儲集層物性的改善起關鍵作用。

(5)次生孔隙的是研究區(qū)主要的儲集空間,次生孔隙的形成主要是中成巖A期酸性流體對地層中的鈣堿性火山物質、長石和碳酸鹽膠結物溶蝕產生的,首次在該區(qū)發(fā)現(xiàn)石英顆粒的溶蝕現(xiàn)象,表明中成巖B期開始流體介質的性質逐漸由酸性向堿性過渡。

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Diagenesis of Sandstone and Genesis of Compact Reservoirs in the EastⅡPart of Sulige Gas Field,Ordos Basin

YANG Ren-chao WANG Xiu-ping FAN Ai-ping HAN Zuo-zhen ZHAO Juan WANG Yan-long
(Key Laboratory of Depositional M ineralization&Sedimentary M inerals of Shandong Province, College of Geological Sciences&Engineering,Shandong University of Science and Technology,Qingdao Shandong 266510)

Based on the experimentalmethods of slice identification,casting slice,scan electronmicroscope and X-ray diffractions,characteristics of petrology and diagenesis on reservoir in Shan1 section of Shanxi Formation and He 8 section of Shihezi Formation of Permian system in the eastⅡpart of Sulige gas field were studied.The result shows that themain lithology of sandstone in this area is dominated by lithic sandstone and lithic silicarenite with low grade ofmaturity.Diagenesis of sandstone in this area mainly include compaction,cementation,corrosion and alteration.Diagenetic minerals mainly include siliceous mineral(chalcedony,quartz secondary overgrowth,and authigenic quartz small crystal),clayminerals(chlorite,illitesmectite formation,kaolinite,illite)and carbonateminerals(calcite,ferrocalcite,ankerite)etc.The highest diagenetic stage reach to period B ofmiddle diagenetic stage on the basis ofmaturity of organic matter,diagentic minerals,homogenisation temperature of fluid inclusion etc.diagenetic symbols.Diagenesis of sandstone in the eastⅡpart of Sulige gas field underwent syndiagenetic stage,early diagenetic stage and middle diagenetic stage.Diagenetic environment succession went through faintly acidic environment in period A of early diagenetic stage,relative highly acidic environment in period B of early diagenetic stage,highly acidic environment in period A ofmiddle diagenetic stage,and faintly alkaline environment in period B ofmiddle diagenetic stage.

Fast decreasing of porosity could be seen in evolution curve of porosity caused by cementation from period B of early diagenetic stage to period A ofmiddle diagenetic stage。

The early diagenetic compaction is one ofmain factors to decreasing porosity of Shan1 section of Shanxi Formation and He 8 section of Shihezi Formation bymeans of quantitative calculation.Cementation is themost important factor to decreasing porosity in the studied area.Cementation in period B ofmiddle diagenetic stage is the most important factor leading to poor physical property of sandstone reservoirs especially.The secondary pore formed by corrosion in aciditymedium condition in period A ofmiddle diagenetic stage can distinctly ameliorate poor reservoir capability of sandstone.Consequently,erosion play a key role in promoting of physical property of sandstone reservoirs in the eastⅡ part of Sulige gas field.Secondary pore formed by corrosion of calc-alkalivolcanics rock,feldspar and calcite cements in aciditymedium condition in period A ofmiddle diagenetic stage ismain reserving space in the studied area.Corrosion of quartz particle was discovered in this area for the first time,which implies properties of fluid medium transferred gradually from acidity to alkaline since period B ofmiddle diagenetic stage。

Ordos basin;Sulige gas field;Permian system;compact reservoir;diagenesis;porosity

楊仁超 男 1976年出生 副教授 博士 沉積學 E-mail:rc_yang@sina.com

TE122.2

A

1000-0550(2012)01-0111-09

①國家自然科學基金項目(批準號:40972043)、山東省科技科技發(fā)展計劃項目(2009GG20001021-07)、山東省沉積成礦作用與沉積礦產重點實驗室開放基金(DMSM200803)資助

2010-12-20;收修改稿日期:2011-03-29