天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 9: 1393 - 1402

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.003

天然气地球化学

酒西盆地砂岩储层碳酸盐胶结物分布及碳、氧稳定同位素富集特征

  • 苟迎春 , 1, 2 ,
  • 张小军 1, 2 ,
  • 李延丽 1 ,
  • 张世铭 1, 2 ,
  • 秦九妹 3 ,
  • 吴梁宇 1, 2
展开
  • 1. 中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃 兰州 730020
  • 2. 中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室，甘肃 兰州 730020
  • 3. 中国石油集团测井有限公司青海分公司，甘肃 敦煌 736202

苟迎春（1972-），男，甘肃灵台人，高级工程师，硕士，主要从事沉积、储层研究.E-mail：.

收稿日期: 2020-12-29

  修回日期: 2021-03-24

  网络出版日期: 2021-09-14

收起

Distribution of carbonate cements and enrichment characteristics of carbon and oxygen stable isotopes in sandstone reservoirs in Jiuxi Basin

  • Yingchun GOU , 1, 2 ,
  • Xiaojun ZHANG 1, 2 ,
  • Yanli LI 1 ,
  • Shiming ZHANG 1, 2 ,
  • Jiumei QIN 3 ,
  • Liangyu WU 1, 2
Expand
  • 1. Northwest Branch of CNPC Research Institute for Exploration and Development，Lanzhou 730020，China
  • 2. Key Laboratory of Reservoir Characterization，CNPC，Lanzhou 730020，China
  • 3. Qinghai Branch of China Petroleum Collective Logging Co. Ltd. ，Dunhuang 736202，China

Received date: 2020-12-29

  Revised date: 2021-03-24

  Online published: 2021-09-14

Supported by

The China National Petroleum Corporation Science & Technology Major Project(2012E-3301)

Fold

本文亮点

碳酸盐胶结物是酒西盆地石油沟油田古近系白杨河群间泉子组（N1 b 1）M油组砂岩储层中最重要的自生矿物，其含量及分布是储层定量评价的主要参数。通过矿物学、岩石学和地球化学测试分析认为，该区碳酸盐胶结物主要以方解石为主，少量白云石胶结物，胶结物分布范围为2.11%~56.39%，平均为12.93%。碳酸盐胶结物以基底式、孔隙式结构为主，部分斑点状、环边状。研究表明，不同微相砂体中碳酸盐胶结物相对含量明显不同，其中沙坝微相含量最高，平均为14.6%，河心滩微相含量最低，平均为8.09％，而滞留沉积微相含量居中，平均为7.73％。碳、氧稳定同位素分析表明，δ18O（PDB）值为-11.14‰~-3.25‰，δ13C（PDB）值为-7.32‰~-0.42‰，显示了该区碳酸盐胶结物来自淡水—微咸水环境，与溶解—沉积作用相关。δ13C、δ18O 值呈现由深部到浅部逐渐变小、变轻的趋势，说明由深到浅大气淡水影响逐渐增强，水体盐度减小，成岩温度逐渐增高。研究还发现，碳酸盐胶结物δ18O、δ13C值的分异与油气富集程度具较好的分区性，油浸—含油级砂岩碳酸盐胶结物富集δ13C，油斑—油迹级砂岩缺少δ18O同位素，荧光级砂岩胶结物同时缺少δ18O和δ13C同位素。

本文引用格式

苟迎春 , 张小军 , 李延丽 , 张世铭 , 秦九妹 , 吴梁宇 . 酒西盆地砂岩储层碳酸盐胶结物分布及碳、氧稳定同位素富集特征[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(9) : 1393 -1402 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.003

Highlights

Carbonate cements are the most important authigenic minerals in sandstone reservoirs of Paleogene Baiyanghe Group Jianquanzi Formation（N1b1） M oil formation in Shiyougou oilfield， Jiuxi Basin. The content and distribution of carbonate cements are the main parameters of reservoir quantitative evaluation. According to the analysis of mineralogy， petrology and geochemistry， the carbonate cements in this area are mainly calcite and a small amount of dolomite cements. The distribution range of cements is 2.11%-56.39%， with an average of 12.93%. Carbonate cements mainly have base-like structures， some of which are speckled and ringed. The distribution and content of carbonate cements are controlled by sedimentary microfacies. The braided river bar has the highest carbonate content with an average of 14.6%， the riverbank microfacies sand body has an average of 8.09%， and the retained conglomerate carbonate cements at the bottom of the river channel have a medium content with an average of 7. 73%.The δ18O（PDB） and δ13C（PDB） values range from -11.14‰ to -3.25‰ and from -7.32‰ to -0.42‰， respectively， indicating that the carbonate cements in this area come from fresh-bracky-water environment and are related to dissolution-deposition. The δ13C and δ18O values gradually decrease and become lighter from deep to shallow， indicating that the influence of atmospheric fresh water gradually increases， water salinity decreases and diagenetic temperature increases gradually from deep to shallow. It is also found that the differentiation of δ18O and δ13C values of carbonate cements and the degree of hydrocarbon enrichment have a good zonation. The carbonate cements of oil-immersed to oil-bearing sandstones are enriched in δ13C， the oil-spot to oil-trace sandstones lack δ18O isotopes， and the fluorium-grade sandstones lack both δ18O and δ13C isotopes.

0 引言

碳酸盐胶结物是碎屑岩储层中最常见、含量最高的自生矿物，其赋存状态、胶结类型、相对含量、微量元素类型等均对碎屑岩的成岩期次、孔隙演化产生影响，也是控制储层非均质性的主要因素之一［1-2］。压实作用和胶结作用是导致孔隙度降低的最主要成岩作用，但二者降低孔隙度的机理并不相同且相互制约［3］。若压实作用进行得快，则层间水流动受到抑制，胶结作用就不会发育。反之，胶结作用进行的早，压实作用就会受阻，一旦孔隙流体与岩石之间的平衡被破坏，那么碳酸盐胶结物仍可被溶解而再次成为孔隙。不同成岩环境和成岩阶段下形成的碳酸盐胶结物的分布方式、自形程度，碳、氧稳定同位素组成及丰度都有明显的差别［4-5］。一般认为成岩作用早期形成的碳酸盐胶结物自形程度较好，早期的碳酸盐胶结物提高了碎屑岩的抗压实能力，也为后期溶蚀作用提供溶蚀物质。成岩作用晚期形成的碳酸盐胶结物多呈亮晶基底式、孔隙式胶结，成分多含铁，染色后呈紫红色。碳酸盐胶结物中碳、氧稳定同位素组成及丰度可为判断其形成时的地球化学环境特征、成岩流体中碳的来源［6-7］等提供重要信息。
前人对研究区古近系白杨河群间泉子组（N1 b 1）砂岩储层的胶结物分布特征及来源研究较少，且以宏观描述及理论推断较多［8-9］，缺少定量分析及地球化学成因研究。近年攻关研究表明，不同沉积微相发育的砂岩是控制该区剩余油富集的主要因素，那么定量刻画储层的胶结物类型、成因机理及成岩演化对储层再评价及剩余油挖潜就显得极为重要，因为不同成因胶结物的分布特征对古环境的恢复、沉积相带展布预测和储集体评价、改造都有重要影响［10］。其中碳、氧稳定同位素是反映沉积水体环境的关键参数，在碳酸盐胶结物成因、古气候和古环境演化等方面应用广泛。笔者通过对酒西盆地石油沟油田古近系白杨河群间泉子组（N1 b 1）M油组砂岩储层碳、氧稳定同位素的分析，以期探讨碳、氧同位素反映的古环境信息，对寻找有利储集层，研究孔隙演化均具有重要意义。

1 地质背景

研究区石油沟背斜构造位于酒泉盆地酒西坳陷的南部老君庙逆冲推覆构造带，是一个完整的不对称穹隆背斜构造，背斜北陡南缓，局部倒转，油藏平均埋深为810 m，面积约为13.3 km2［图1（a）］。受燕山运动晚期构造影响，盆地沉积下白垩统后，全面上升开始剥蚀，缺失上白垩统和古新统，新生代之后研究区构造活动微弱，沉积了白杨河组和疏勒河群，新近纪晚期，受印度板块和欧亚板块碰撞远程效应影响，研究区构造活动强烈，地层发生褶皱变形，形成了现今的构造形态。研究区目的层M 油组位于古近系渐新统白杨河组间泉子组底部，与白垩系不整合接触。M油组为一套连续发育的冲积扇相块状砂岩，缺乏纯泥岩夹层，砂体厚度多在60~70 m之间，按照沉积旋回自下向上可划分为M3、M2、M1 3个砂组及相对应的M3 2、M3 1、M2 3、M2 2、M2 1、M1 3、M1 2、M1 1 8个小层［图1（b）］。M油组粒度分选差，以粗组分为主［图2（a）］，粒度中值在67.81~438.73之间，粒度标准偏差在2.07~3.45之间。岩性以岩屑砂岩为主［图2（b）］，成分成熟度低，石英含量为26%~52%，长石含量为2%~20%，岩屑含量为36%~79%。填隙物成分主要为杂基和碳酸盐胶结物［图2（c），图2（d）］。其中对储层物性影响最明显的是M油组普遍发育含量为4%~22%不等的碳酸盐胶结物。本文利用激光共聚焦、扫描电镜、元素分析等分析化验资料定量统计分析了M油组砂岩储层碳酸盐胶结物特征及形成机理，为石油沟油田后期储层再评价、开发方案调整提供实验依据。
图1 酒西盆地石油沟油田构造位置图（a）及M油组地层柱状图（b）

Fig.1 Structural location map （a） and formation column map （b） of M oil group of Shiyougou Oilfield in Jiuxi Basin

图2 石油沟油田M油组岩石类型、岩石成分及显微照片

（a） 岩石类型分布特征； （b） 岩石成份； （c） SN725井，M油组，741.25 m，含灰泥质岩屑不等粒砂岩，填隙物主要为棕红色杂基和方解石，（＋），×50，普通薄片； （d） SN208井，M油组，579.12 m，棕含灰含泥岩屑不等粒砂岩，方解石多呈小点状与杂基共生，（＋），×50，普通薄片

Fig.2 Rock types， rock composition and microscopic characteristics of M oil formation in Shiyougou Oilfield

2 样品制备及实验方法

本文研究共选取了2口井M油组的210个密闭岩心样品。为了确保所采样品的代表性，一是要求除在主力砂体采样外，也要在层序界面、岩心突变面、含油性突变面处采样；二是针对不同的实验项目，尽量做到平行采样；第三，所有岩心样品在制备前均在冷冻状态下保存，样品的制备也在液氮冷却状态下进行，最大程度地保持了岩心的原始结构状态。岩石学和矿物学的研究主要是通过偏光显微镜、环境扫描电子显微镜和X-射线衍射荧光光谱仪进行分析测试；岩石孔隙类型、产状、分布特征和骨架颗粒间的接触关系利用高分辨率激光共聚焦显微镜观察；研究碳酸盐胶结物胶结期次、晶体形态、赋存状态利用阴极发光显微镜观察，不同期次胶结物的元素测定利用电子探针分析仪；碳酸盐胶结物含量对储层孔渗的影响作用研究是建立在碳酸盐岩含量测定和孔渗测定成果的基础上，通过大量数据对比分析而完成的；优选单一碳酸盐胶结物的样品来分析碳、氧同位素组成，碳、氧同位素分析利用同位素质谱仪，分析精度为0.02‰。样品的测试工作在中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室和油气藏地质及开发工程国家重点实验室完成。

3 碳酸盐胶结物类型及赋存状态

M油组碳酸盐主要以胶结物方式存在，胶结物以方解石为主，平均含量为12.93%，白云石胶结物平均含量在3%左右。方解石胶结物主要表现为基底状、孔隙状结构，部分斑点状、环边状，也可呈自生加大边出现（图3），反映了渗流带孔隙水的活动特征。
图3 石油沟油田M油组碳酸盐岩胶结方式

（a） SN725井，M油组，716.75 m，棕红色油迹细砂岩，呈基底式胶结的方解石胶结物（阴极发光橙色），×50，阴极发光； （b） SN208井，M油组，579.12 m，棕红色油迹细砂岩，裂缝被方解石胶结物（阴极发光橙黄色光）填充，×50，阴极发光；（c） SN208井，M油组，525.15 m，棕红色荧光细砂岩，自生白云石及蒙皂石孔隙式胶结，扫描电镜；（d） SN725井，M油组，712.3 m，不等粒砂岩，亮晶方解石斑点状胶结，（＋），×50，普通薄片

Fig.3 Carbonate cementation mode of M oil formation in Shiyougou Oilfield

碳酸盐的胶结类型及结构特征，对于识别成岩环境、孔隙演化具有重要意义［11］。显微观察表明M油组砂岩储层主要以基底式胶结类型为主［图3（a）］，碎屑颗粒在其中呈漂浮状，填隙物主要为原杂基，该胶结类型的砂岩分选差，储层质量也差，属沉积同生期产物；孔隙式胶结碎屑颗粒多呈点状接触［图3（c）］，胶结物含量较少，多属成岩后期的化学沉淀产物，反映了较稳定的沉积作用，储层质量较好。M油组砂岩中碳酸盐胶结物的分布、含量及微量元素组成都直接或间接地受沉积相控制，并与干旱炎热的古气候背景下辫状河心滩、砂坝间歇性出露有关。一般规律为辫状河砂坝微相发育的薄层砂岩比心滩微相发育的厚层砂岩碳酸盐含量高，厚砂层顶底部的碳酸盐含量较中部高（图4）。区内辫状河砂坝微相碳酸盐含量最高，平均为14.6%，心滩微相砂体平均为8.09%；辫状河道底部的砂砾岩碳酸盐胶结物含量居中，平均为7.73%；当储层砂岩的碳酸盐含量超过20%时，储集层砂岩的孔隙度基本小于9%，含油饱和度小于20%（图4），成为差储层或非储层。
图4 SN725井M油组岩性、电性、物性、含油性及沉积序列柱状图

Fig. 4 Column diagram of lithology， electrical property， physical property， oiliness and sedimentary sequence of M oil formation in Well SN725

4 碳、氧同位素组成特征

4.1　测试结果

优选M油组31块单一碳酸盐胶结物的砂岩储层样品进行全岩碳、氧稳定同位素测试（表1），结果表明M油组砂岩δ18O值的范围为-11.14‰~-3.25‰，δ13C值的范围为-7.32‰~-0.42‰，与国内其他盆地的区间值δ13C=-2‰~6‰、δ18O=-4‰~-8‰相比，M油组砂岩储层碳同位素值具有整体向负波动特征（图5），表明M油组砂体发育环境属于水体滞留时间短的开放性湖泊系统［10］。
表1 M油组砂岩胶结物δ13C和δ18O同位素测定值

Table 1 Isotopic determination values of δ13C and δ18O, the sandstone cements of M oil formation

序号 样品号 岩性 含油饱和度/% δ18O/‰ δ13C/‰ Z值
1 10-15-8 棕红色荧光细砂岩 36.20 -10.13 -7.32 107
2 11-8-9 棕红色荧光细砂岩 38.43 -10.69 -5.51 111
3 12-2-8 棕红色荧光细砂岩 16.51 -10.04 -5.72 111
4 12-28-7 棕红色荧光细砂岩 48.83 -11.14 -5.34 111
5 13-6-7 棕红色油迹细砂岩 43.57 -11.12 -5.18 111
6 13-10-18 棕红色含砾细砂岩 35.92 -10.89 -5.36 111
7 14-1-9 棕红色荧光细砂岩 19.48 -11.09 -5.68 110
8 15-4-21 棕红色油斑细砂岩 61.14 -3.98 -1.93 121
9 15-8-9 棕红色油斑细砂岩 67.48 -5.02 -1.76 121
10 15-16-7 棕红色油浸细砂岩 64.07 -3.25 -1.83 122
11 15-24-15 棕红色油斑细砂岩 77.01 -9.41 -1.78 119
12 16-7-7 棕红色油浸细砂岩 64.93 -3.97 -1.74 122
13 16-16-7 棕红色油浸细砂岩 68.83 -3.92 -1.85 122
14 16-24-7 棕红色油浸细砂岩 51.67 -3.88 -1.59 122
15 17-8-18 棕红色油浸细砂岩 66.49 -3.75 -1.77 122
16 18-5-7 棕红色油浸细砂岩 43.98 -9.43 -3.59 115
17 18-10-7 棕红色油浸细砂岩 66.98 -9.12 -3.85 115
18 18-15-7 棕红色油浸细砂岩 76.34 -9.22 -4.46 114
19 18-34-7 棕红色油浸细砂岩 50.39 -9.59 -3.97 114
20 19-14-7 棕红色油浸细砂岩 77.60 -9.67 -4.5 113
21 19-22-7 棕红色油斑细砂岩 53.80 -9.61 -2.98 116
22 19-26-7 棕红色油斑细砂岩 52.60 -7.51 -1.64 120
23 20-4-7 棕红色油斑细砂岩 71.15 -7.22 -1.58 120
24 20-8-7 棕红色油斑细砂岩 56.52 -7.35 -1.62 120
25 20-12-9 棕红色油斑细砂岩 45.31 -8.61 -1.85 119
26 20-16-7 棕红色油斑细砂岩 77.07 -8.21 -1.68 120
27 20-20-9 棕红色油斑细砂岩 62.20 -6.82 -1.35 121
28 21-2-6 棕红色油迹细砂岩 64.25 -7.39 -1.51 121
29 21-18-17 棕红色油迹细砂岩 53.42 -8.18 -2.72 118
30 21-30-9 棕红色油迹细砂岩 40.35 -5.32 -0.93 123
31 22-6-12 棕红色油迹细砂岩 64.46 -7.43 -0.42 123
图5 酒西盆地M油组与其他盆地古近纪渐新统砂岩储层碳酸盐胶结物碳、氧稳定同位素对照（据文献［10］修改）

Fig.5 Distribution of carbon and oxygen isotopes in typical lacustrine carbonate rocks of M oil formation in Jiuxi Basin， China（modified by Ref.［10］）

4.2　沉积环境古盐度分析

原生碳酸盐中的氧同位素可反映湖水构成和矿物沉淀温度［12］。原生碳酸盐中碳同位素记录了沉积时水体中溶解的无机碳浓度，而溶解的无机碳中δ13C变化与碳来源有关。此外，其还受水体的盐度、温度、深度、氧化还原条件、生物作用以及水体与碳酸盐矿物之间的碳分馏系数影响［13］。一般来说，盐度升高δ13C值增大，温度降低δ13C值增大，水体深度增加δ13C值降低，缺氧还原条件下δ13C值降低，生物降解可使δ13C值变低［14］。KEITH等［15］对侏罗纪以来的海相石灰岩和淡水石灰岩进行氧、碳同位素研究，利用测定的δ13C值和δ18O值的相关性建立了经验公式：
Z＝2.048×(δ13C＋50）＋0.498×(δ18O＋50)
式（1）中：δ13C和δ18O用PDB标准，当Z>120时是海相—盐湖相石灰岩，Z<120的是淡水石灰石。
将校正后的δ13C值和δ18O值带入公式，计算得到碳酸盐胶结物Z值。从实验鉴定结果可知：这批样品的Z值大多小于 120或略大于120（表1），说明胶结物形成于淡水—微咸水环境，这一方面与沉积水体补偿量大于蒸发量有关；另一方面与成岩过程中陆源淡水和大气降水加入而引起的溶解—化学沉积作用相关。纵向上碳同位素值δ13C、Z值呈现由深层到浅层逐渐变轻、变小的趋势［图6（a），图6（b）］，表明由深到浅陆源淡水和大气降水的影响逐渐增强，湖盆水体盐度降低，水介质氧化度增强，使具有生物成因的δ13C被氧化而具有相对较低的值［16］。
图6 M油组砂岩碳酸盐胶结物δ13C值与深度（a）及Z值与深度关系（b）

Fig.6 Relation diagram of δ13C value and depth （a） and Z value and depth（b） of sandstone carbonate cements in M oil formation

4.3　δ18O、δ13C分异与含油性关系

油气富集程度不同的砂岩碳酸盐胶结物δ18O值、δ13C值具有较好的分区性（图7），一般规律是：油浸—含油砂岩层碳酸盐胶结物富集δ13C，同位素数据点基本散布在图的下部，油斑—油迹砂岩层缺少δ18O同位素，数据点基本散布在图的右中部分，而非主力的荧光砂岩层胶结物同时缺少δ18O和δ13C同位素，数据点基本散布在图的右上角。这种现象与地层条件下烃类同位素和储层碳酸盐胶结物同位素的交换作用有关。在地质过程中，烃类会受到后期和自生作用的影响，其中最明显的变化是热蚀变和细菌降解作用导致的烃类富集δ13C，这种变化直接影响了不同含油级别的砂岩储层碳酸盐胶结物δ13C富集程度［17］。
图7 M油组砂岩胶结物δ18O、δ13C分异与含油性关系

Fig.7 δ18O and δ13C differentiation and oil-bearing relationship of sandstone cements in M oil formation

另外通过图7可知，M油组碳酸盐胶结物的碳、氧同位素组成分布零散，二者之间不具有明显的线性关系，表明M油组碳酸盐胶结物受到成岩作用影响小，基本保持了原始碳、氧同位素组成状态［18-19］，也表明样品所测数据可用，以此得出的结论可靠。

5 碳酸盐胶结物对储层的影响作用

碳酸盐胶结物对碎屑砂岩储层物性及其非均质性都具有重要的影响作用。前人［20-22］研究认为碳酸盐胶结物对储层物性控制具有双重作用，早期碳酸盐胶结物增强了储层的抗压能力，有利于储层孔隙的保存，也为后期溶蚀作用的发生提供了物质基础，有利于次生孔隙的发育，从而改善储层物性；而晚期碳酸盐胶结物会占据大量的原生孔隙和次生孔隙，导致储层物性降低。
从M油组碳酸盐胶结物含量与砂岩孔隙度、渗透率的交会图可以看出，碳酸盐胶结物含量与砂岩孔隙度、渗透率之间具有较好的负相关性，即孔隙度越大，渗透率也越高［图8（a）］。当碳酸盐胶结物含量大于10%时，孔隙度会降至10%［图8（a）］，渗透率降至2×10-3 μm2以下［图8（b）］，储层渗透能力变差。研究表明，M油组由于碳酸盐胶结作用而导致储层孔隙度的损失率达到16%，碳酸盐胶结作用是M油组砂岩储层物性变差的主要因素。
图8 M油组砂岩储层碳酸盐胶结物含量与物性相关关系

（a） 碳酸盐胶结物与孔隙度的关系；（b） 碳酸盐胶结物与渗透率的关系

Fig.8 The content of carbonate cement in sandstone reservoir of M oil formation is related to its physical properties

6 结论

（1）酒西盆地石油沟油田古近系白河杨群间泉子组M油组碳酸盐胶结物以方解石为主，平均含量为12.93%，白云石含量为3%左右。方解石胶结物主要表现为基底状、孔隙状结构，部分斑点状、环边状。
（2）M油组碳酸盐胶结物的分布、含量受沉积微相控制。辫状河沙坝微相碳酸盐含量最高，平均为14.6%，河心滩微相砂体平均为8.09％；辫状河道底部的砂砾岩碳酸盐胶结物含量居中，平均为7.73％。
（3）M 油组碳酸盐胶结物δ13C 和δ18O 值由深到浅有逐渐变低的趋势，说明由深到浅，水体盐度变小，成岩温度逐渐升高。
（4）M油组不同含油级别的砂岩，δ18O和δ13C同位素分布具有明显的分区性。一般规律是：油浸—含油砂岩碳酸盐胶结物富集δ13C，油斑—油迹砂岩层缺少δ18O同位素，而非主力的荧光砂岩层胶结物同时缺少δ18O和δ13C同位素。
（5）M油组砂岩碳酸盐胶结物含量与储层孔隙度、渗透率之间具负相关性，由碳酸盐胶结作用导致储层孔隙度的损失率达16%，碳酸盐胶结作用是M油组砂岩储层物性变差的主要因素。

参考文献

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