天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 10: 1739 - 1751

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.007

天然气地质学

鄂尔多斯盆地苏里格气田北部苏75区块盒8段成岩作用及其对储层的影响

  • 朱彤 , 1 ,
  • 李祖兵 , 2 ,
  • 刘冀 1 ,
  • 魏敏敏 1 ,
  • 赵克 1 ,
  • 沈家训 1
展开
  • 1. 华北石油管理局有限公司苏里格勘探开发分公司，内蒙古 乌审旗 017300
  • 2. 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室/重庆科技学院，重庆 401331
李祖兵（1978-），男，四川广安人，博士，副教授，主要从事油气田储层地质及开发地质的研究与教学工作.E-mail： .

朱彤（1965-），男，辽宁抚顺人，本科，工程师，主要从事油气田开发研究.E-mail： .

收稿日期: 2023-02-19

  修回日期: 2023-06-19

  网络出版日期: 2023-10-08

收起

Diagenesis and its influence on reservoir in He 8 Member of Su 75 block in northern Sulige Gas Field， Ordos Basin

  • Tong ZHU , 1 ,
  • Zubing LI , 2 ,
  • Yi LIU 1 ,
  • Minmin WEI 1 ,
  • Ke ZHAO 1 ,
  • Jiaxun SHEN 1
Expand
  • 1. Sulige Exploration and Development Branch of North China Petroleum Administration Co. ，Ltd. ，Wushenqi 017300，China
  • 2. Chongqing Key Laboratory of Complex Oil and Gas Field Exploration and Development，Chongqing University of Science and Technology，Chongqing 401331，China

Received date: 2023-02-19

  Revised date: 2023-06-19

  Online published: 2023-10-08

Supported by

The China Petroleum Innovation Fund(2013D-5006-0104)

the School Enterprise Cooperation Project between Sulige Exploration and Development Branch of North China Petroleum Administration Co., Ltd. and Chongqing University of Science and Technology(HBSYT-SLG-2022-JS-122)

Fold

摘要

二叠系石盒子组8段是鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探的重要目标层之一，目前对影响储层储集性能的成岩作用研究较薄弱。基于苏里格气田北部苏75区块盒8段的岩心、薄片、扫描电镜、岩屑录井及物性测试等资料，对盒8段致密砂岩的成岩作用及其对储层的影响进行了综合分析。结果表明：盒8段储层岩性以长石石英砂岩为主，总体为低孔低渗的孔隙型储层。储层的储集空间以各类溶蚀孔隙为主，其占比超过了90%，原生孔隙孔、晶间孔和裂缝的占比较少。盒8段处于中成岩A期—中成岩B期，其成岩演化序列为早期机械压实—石英I期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀I—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英II期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英III期加大。储层发育主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。压实作用使储层孔隙平均减小了22.36%，降至0%~28.6%，平均为12.65%。胶结作用使得孔隙度减少了9.12%，降至0%~9.45%，平均为2.22%。溶蚀作用使储层的孔隙度增加0%~22.4%，平均增加15.8%。其中岩屑、杂基、方解石和长石的溶蚀增加缝孔隙度分别为18.65%、12.3%、17.5%和14.3%。

关键词： 苏75井区; 盒8段; 成岩作用; 储层成因

本文引用格式

朱彤 , 李祖兵 , 刘冀 , 魏敏敏 , 赵克 , 沈家训 . 鄂尔多斯盆地苏里格气田北部苏75区块盒8段成岩作用及其对储层的影响[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(10) : 1739 -1751 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.007

Abstract

As one of the important target layers for tight sandstone gas exploration in the Ordos Basin， the study of diagenesis affecting reservoir performance is relatively weak in the eighth member of Shihezi Formation （He 8 Member， P1 x 8） of Permian. Based on the core， thin section， scanning electron microscopy， cuttings logging and physical properties of P1 x 8， Su 75 block， the diagenesis of tight sandstone and its influence on reservoir genesis are comprehensively analyzed. The results show that the reservoir lithology of P1 x 8 is mainly feldspar quartz sandstone， which is generally a porous reservoir with low porosity and low permeability. The reservoir space of the reservoir is dominated by various dissolution pores， which account for more than 90%， while the primary pore， intergranular pore and fracture account for relatively little. P1 x 8 is in the middle diagenetic stage A-middle diagenetic stage B， and its diagenetic evolution sequence is early mechanical compaction-quartz I-chlorite film-intergranular kaolinite， illite cementation-debris and feldspar dissolution I-a small amount of authigenic quartz， illite cementation-a small amount of quartz II-a small amount of feldspar， calcite dissolution-quartz III. Reservoir development is mainly influenced by compaction， cementation and dissolution. Compaction reduces the porosity of reservoir by 22.36%， dropping to 0%-28.6%， with an average value of 12.65%. Cementation reduces the porosity by 9.12% to 0%-9.45%， with an average of 2.22%. The porosity of the reservoir increased by 0.0%-22.4%， with an average increase of 15.8%. The dissolution of cuttings， matrix， calcite and feldspar increased the fracture porosity by 18.65%， 12.3%， 17.5% and 14.3%， respectively.

Key words： Su 75 well block; The eighth member of Shihezi Formation （He 8 Member， P1 x 8）; Diagenesis; Reservoir genesis

0 引言

随着油气资源勘探开发的不断深入，越来越多的致密砂岩气等非常规油气资源被发现［1-3］，有效补给了我国石油资源量。国内外勘探实践表明，致密砂岩储层总体上呈现出“低孔隙度、低渗透率和强非均质性”等特征。尽管成岩作用导致砂岩致密化，但也促使砂岩发育大量的粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔等各种优质的次生储集空间。因此，探究致密砂岩的成岩作用可以预测相对优质储层的空间分布，为后续潜力区域的寻找和稳产挖潜措施的实施提供地质依据。
鄂尔多斯盆地苏里格气田北部苏75区块盒8段气藏属于典型的致密砂岩气藏［2］，从投产至今已建成天然气产能超8×108 m3，且连续多年稳产并取得了良好的开发成效。截至目前，研究区内近80%的投产井见水，平均单井日产气量不足0.8×104 m3。含气有利区域内80%的天然气储量已动用，向外滚动扩边探明的气层厚度减薄、开发效果变差，今后几年的增储建产及井位部署都将面临严峻挑战，寻找相对优质的储层显得尤为重要。前人［3-4］针对该区块二叠系的沉积特征、天然气成藏、储层预测及开采工艺等方面进行了研究，认为盒8段辫状河沉积砂体是致密储层形成的物质基础，气藏具有先致密后成藏，且全区普遍含气的特点。尽管目前对盒8段成岩作用的定性研究较多，但涉及成岩作用对储层孔隙演化影响的定量研究很少。鉴于此，本文在前人研究的基础上，基于对岩心、薄片、扫描电镜、物性测试及流体包裹体等资料的综合分析，对苏75区块二叠系盒8段致密砂岩储层的成岩作用特征及其对孔隙发育的影响进行定量研究，以期为该区块下一步勘探开发提供参考。

1 地质背景

苏里格气田位于华北板块西缘、中国中部的鄂尔多斯盆地的中部，横跨伊陕斜坡、天环坳陷和伊盟隆起3个一级构造单元，勘探面积约为5.5×104 km2［5-6］。气田主体所在的伊陕斜坡构造平缓且稳定，断层和褶皱不发育，整体表现为一东高西低、北高南低的西倾单斜，倾角不到1°，坡降为3~10 m/km［5］。苏75区块位于苏里格气田西区的北部，南北长约为65 km，东西宽约为19.6 km［图1（a）］，总的构造形态与苏里格气田一致，呈东高西低、北高南低的单斜特征。二叠系内部地层构造形态具有较好的继承性，后期构造变动微弱，在大的构造斜坡背景基础上，局部有构造起伏，但没有较明显的构造圈闭出现。区域地层资料表明，苏里格气田二叠系发育较全，从下往上依次为太原组、山西组、石盒子组和石千峰组［图1（b）］。根据储层发育特征及开发层系的划分需要，石盒子组从下往上划分为8段。其中，下部的盒8段为一套浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中—粗砂岩及灰绿色岩屑质石英砂岩，发育大型交错层理，泥质含量少，几乎无煤层的辫状河及心滩沉积。上部的盒7段—盒1段为一套红色泥岩和砂质泥岩互层，夹薄层砂岩和粉砂岩辫状河沉积。苏75区块二叠系埋深一般为2 900~3 500 m，局部井区的埋深在3 700 m左右。
图1 研究区构造纲要与二叠系地层特征

Fig.1 Structural outline and stratigraphic feature map of Permian System in the study area

2 储层基本特征

2.1　储层岩性及物性特征

通过对苏75区块的苏75、苏95、苏103等11口取心井的岩心观察及岩石薄片的镜下特征统计，盒8段储集岩发育有泥质砂岩、粗砂岩、中砂岩及少许含砾砂岩，但以长石石英砂岩为主［图2（a），表1］。从盒8段的X射线衍射资料分析可知，盒8段砂岩中的石英含量平均值超过80%，长石和岩屑的含量均较低。岩心测试的孔隙度和渗透率值较低，总体为低孔低渗储层［图2（c）］。
图2 盒8段岩性及物性关系

（a）盒8段砂岩岩性特征；（b）盒8段岩心测试的孔隙度分布直方图；

（c）盒8段岩心测试的孔隙度与渗透率关系；（d）盒8段岩心测试的孔隙度与岩石密度关系

Fig.2 Lithologic and physical property diagram of P1 x 8

表1 盒8段岩石组成及物性测试结果统计

Table 1 Statistical table of rock composition and physical property test results of P1 x 8

类别 最小值 最大值 平均值
石英含量/% 75.00 87.00 82.27
长石含量/% 0.00 1.00 0.36
岩屑含量/% 3.00 12.00 6.20
孔隙度/% 1.59 17.35 8.35
渗透率/（10-3 μm2） 0.007 991 53.744 3 0.981 8

2.2　储层储集空间特征

根据盒8段砂岩储层的储集空间特征及其成因，盒8段储层的储集空间可分为孔隙和裂缝2类（表2）。主要有原生粒间孔、高岭石晶间孔、碎屑岩颗粒溶蚀形成的溶蚀孔，各种岩屑、杂基及胶结物溶蚀形成的溶蚀孔和少量的微裂缝等（图3）。
表2 研究区二叠系盒8段砂岩储集空间特征

Table 2 Spatial characteristics of P1 x 8 sandstone reservoirs in the study area

储集空间类型 主要岩石类型 成因 组合特征
孔隙 原生 粒间孔 主要发育于石英砂岩，偶尔可见于含砾砂岩 岩石颗粒间隙未被胶结或仅未被完全胶结充填；或粒间胶结物被全部或部分溶蚀 数量不多，多呈孤立的孔隙，几乎没有与次生的溶蚀孔隙、溶蚀缝及裂缝相连
晶间孔 主要为高岭石 高岭石充填于碎屑岩颗粒之间结晶而成 可以其他溶蚀孔隙连通
次生 粒间溶孔 常见于石英砂岩 分布于岩石颗粒间的岩屑、凝灰质岩屑及方解石完全（或部分）被溶蚀，镜下可见颗粒边缘不规则状 连通性较好，多与微裂缝及裂缝连接
粒内溶孔 常见于石英砂岩、岩屑石英砂岩及长石石英砂岩 石英颗粒在酸碱性环境下都会被溶，岩屑颗粒在酸性环境下被溶 连通性较好，多与微裂缝及裂缝连接
裂缝 溶蚀缝 常见于石英砂岩和岩屑石英砂岩 在成岩过程中的差异压实及构造作用下，形成产状不同的微裂缝及构造裂缝，在成岩流体作用下发生溶蚀作用而成 多与孔隙、裂缝及构造—溶蚀缝相连
裂缝 各类岩石中均有分布 在构造应力作用下岩石发生破裂而成 常与各类孔隙、溶缝相连
图3 盒8段储层储集空间特征

（a）苏75-57-35井，3 431.52 m，发育粒间孔、高岭石晶间孔及岩屑溶孔；（b）苏75-73-26井，3 434.19 m，发育长石溶孔；（c）苏75-73-26井，3 487.75 m，发育粒间溶孔、高岭石晶间孔及溶蚀缝；（d）苏75-57-35井，3 479.15 m，发育长石溶孔及石英溶孔

Fig.3 Reservoir space characteristics of P1 x 8

（1）原生粒间孔。此类孔隙占比较少，仅在个别薄片中可见，几乎不与其他类型的孔隙或裂缝连通［图3（a）］，占比仅为9.26%。这类孔隙对储层发育的贡献不大。原生粒间孔主要发育于石英砂岩、岩屑石英砂岩及长石石英砂岩中，颗粒之间没有或很少被胶结物充填。
（2）溶蚀孔隙。溶蚀孔隙是盒8段主要的储集空间类型，对储层发育的贡献率超过了90%。主要有石英颗粒的粒间溶孔、岩屑溶孔，长石溶孔、碳酸盐胶结物溶孔等（图3）。镜下也可见部分岩石颗粒或颗粒间的填隙物已被不同程度地溶蚀，形成了边缘呈不规则状的溶蚀孔隙。
（3）裂缝。目的层段的裂缝多为微裂缝，在岩心上很难见到裂缝的存在，但镜下可见构造作用和成岩作用形成的裂缝［图4（d）］。构造作用形成的裂缝常表现出裂缝切穿岩石颗粒，或呈现“X”型展布［图4（b）］，表明裂缝的形成与分布受构造作用力的影响较为明显。裂缝在成岩过程中发生溶蚀作用常形成宽度不一的溶蚀缝，其占比较少，不是主要的储集空间类型。
图4 研究区二叠系盒8段砂岩压实作用特征

（a）苏75-73-26井，3 489.15 m，黑云母弯曲变形，碎屑颗粒呈凹凸接触和线接触；（b）苏75-65-22井，3 490.52 m，石英颗粒呈棱角状—次棱角状，多数石英和岩屑颗粒呈线接触；（c）苏75-50-7井，3 424.86 m，碎屑颗粒多呈线接触和凹凸接触，有方解石和岩屑胶结充填，石英发生次生加大；（d）苏75-50-7井，3 327.11 m，石英颗粒呈线接触和凹凸接触，其间发育有微裂缝；碎屑颗粒之间的泥岩也有裂缝分布.注： Qz：石英；Pl：长石；Ca：方解石； KI：高岭石；Ser：绢云母；Bit：黑云母

Fig.4 Characteristics of sandstone compaction of P1 x 8 in the study area

从图2（c）和图2（d）中可以看出，测试的岩心数据点没有出现高孔高渗的区域，也没有因微裂缝的存在而出现低孔高渗的区域。从图2（d）反映出岩心测试的孔隙度与岩石密度之间的相关性也较好，说明盒8段储层主要为孔隙型储层。

3 储层主要成岩作用

盒8段致密砂岩储层在成岩过程中经历了压实、胶结、交代、溶蚀等多种成岩作用，但对储层发育影响较大的主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用等（表3）。
表3 苏75井区盒8段主要成岩作用

Table 3 The main diagenesis of P1 x 8 in Su 75 well area

成岩作用类型 主要成岩变化
压实 点接触—线接触、凹凸接触，塑性组分变形，刚性颗粒脆裂
胶结作用 碳酸盐 主要为方解石、少见白云石和（含）铁方解石
二氧化硅 二期次生加大普遍、三期偶见，自生石英充填缝洞中，但数量不多
黏土矿物 高岭石、绿泥石、伊利石、伊/蒙混层
溶蚀作用 不稳定组分的溶蚀 长石高岭石化、绢云母化
溶蚀作用 石英、长石、碳酸盐、岩屑、杂基均遭受不同程度的溶蚀

3.1　压实作用

压实作用是沉积岩主要的成岩作用之一，贯穿于砂岩储层孔隙的形成、演化及保存的全过程，最终导致碎屑颗粒间的空隙体积变小，储集能力降低，孔隙喉道变细，渗透能力下降。盒8段的碎屑颗粒以线接触和凹凸接触为主，局部可见点—线接触和少量的点接触［图4（a）—图4（d）］，黑云母受压发生弯曲变形，部分云母已绢云母化［图4（a）］；石英等刚性颗粒在压实作用下发生破裂或沿碎屑颗粒边缘发生剥离形成裂缝，泥岩受构造应力影响而形成裂缝或受差异压实影响而形成微裂缝［图4（d）］。

3.2　胶结作用

盒8段储层的胶结作用非常普遍，在不同井区或者同一井区不同埋藏深度均有胶结作用的发生。胶结作用类型主要有二氧化硅胶结、碳酸盐胶结及少量的黏土矿物胶结等。

3.2.1　二氧化硅胶结

盒8段二氧化硅胶结以石英次生加大为主，自生石英仅在个别扫描电镜照片中可见［图5（c）］。石英加大宽度一般为5~40 μm，加大级别以II级为主，部分井段见I级和III级［图4（b），图4（c）和图5（a）］。个别石英次生加大边发育不完整，少见换边。
图5 研究区二叠系盒8段石英次生加大及方解石镜下特征

（a）苏75-50-7井，3 320.77 m，石英次生加大，石英颗粒间呈凹凸—缝合线接触；（b）苏75-57-35井，3 478.18 m，石英2期加大，颗粒间有方解石胶结，石英呈线接触；（c）苏75-57-35井，3 478.18 m，伊利石间发育有少许自生石英；（d）苏75-73-26井，3 487.25 m，石英颗粒空隙间发育有绿泥石和伊利石. 注： Qz：石英；Pl：长石；Ca：方解石；Kl：高岭石；Ser：绢云母；Bit：黑云母

Fig.5 Quartz secondary enlargement and calcite microscopic characteristics of P1 x 8 in the study area

石英次生加大的发育程度与成岩流体的酸碱性、SiO2来源、温度和压力等因素有关。前人研究表明，二氧化硅胶结物主要来源于碎屑石英颗粒的压溶、蒙皂石向高岭石转化、火山岩物质的溶蚀以及碎屑颗粒骨架中不稳定的钾长石和钠长石等矿物在酸性环境中的溶蚀等［7-8］。其中不稳定的钾长石和钠长石在酸性环境中溶蚀形成SiO2比较常见，1个单位的钾长石或钠长石发生溶蚀后可形成2个单位的石英［式（1）和式（2）］：
2KAlSi3O8+2H++H2O=Al2Si3O5(OH)4+
钾长石 高岭石
4SiO2+H2O+2K+
石英
2NaAlSi3O8+2H++H2O=Al2Si3O5(OH)4+
钠长石 高岭石
4SiO2+H2O+2Na+
石英
当成岩流体中的Al3+浓度达到100×10-6，且疏导条件较好时，长石溶解产生的高岭石［Al2SiO5（OH）4］可形成络合物被孔隙水带出；当疏导条件较差时，产生的高岭石［Al2SiO2（OH）4］就形成自形高岭石充填孔隙［图4（b）］，产生的SiO2可在原处或被孔隙水带到异地形成自生石英或发生石英次生加大［9］。不论是自生石英的形成抑或是石英次生加大作用的发生都需要合适的酸性环境，而石英颗粒的溶蚀作用需要在合适的碱性环境下才会发生［8-10］。

3.2.2　碳酸盐胶结

从镜下薄片观察可知，盒8段碳酸盐胶结物主要为方解石，白云石、菱铁矿、菱镁矿及铁方解石等胶结物少见，且方解石胶结物在盒8段的不同埋深处均有分布［图5（a），图5（b）］。砂岩中的碳酸盐胶结物一般主要来源于流动孔隙水溶解砂岩中的碳酸盐颗粒，其次为砂岩中有碳酸盐颗粒被压溶后形成的胶结物。镜下几乎没有见到砂岩中有碳酸盐颗粒被压溶的现象，由此可以推断盒8段砂岩中的碳酸盐胶结物可能是溶解碳酸盐颗粒的孔隙水在合适的场所沉淀而成。
从石英、方解石的接触关系不难看出，盒8段经过了多次的酸碱环境变换。图5（a）右下角视域显示出方解石胶结物直接与石英颗粒接触，反映出方解石沉淀时的成岩环境为碱性。在图5（a）左上角的石英次生加大视域也显示了方解石直接与石英颗粒直接接触，但与图5（a）右下角的视域有差别，即在方解石胶结之前，石英颗粒周缘已经沉淀了其他物质，之后这些沉淀物质部分被溶解带走，留下了多余的空间才会接纳方解石的胶结。由于目前见到的石英颗粒周缘呈不规则状，说明石英颗粒在碱性环境中遭受过溶蚀后才接受其他物质的沉淀，接着为碱性环境转换成酸性环境使得石英颗粒不再溶解而接受新物质的沉淀；在方解石胶结之前成岩环境又由酸性变为碱性，为后续的方解石胶结提供合适的物理化学条件。图5（b）中的胶结物有分布在杂基和岩屑中，也有分布在已发生溶蚀作用的石英颗粒周缘，反映出成岩流体至少发生了一次酸碱环境的变换。从方解石胶结物分布特征看，盒8段主要有孔隙充填和孔隙桥塞2种方式［图4（b），图5（a）］。

3.3　溶蚀作用

砂岩中的任何碎屑颗粒、杂基、胶结物及其他自生矿物在一定的成岩环境中都可以不同程度地发生溶蚀作用，形成各种次生孔隙。就致密砂岩储层而言，成岩过程中的溶蚀作用在储层次生孔隙的形成、改造、演化与分布过程中发挥着重要的作用［11-13］。不仅可以增大储集空间，还可以连通那些孤立的孔隙、裂缝及局部已连通的储集空间，从而增加储集能力，改善渗透性能。
溶蚀作用形成的储集空间主要有石英粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、碳酸盐矿物溶孔及少量的溶蚀缝等（图6）。但岩石颗粒及胶结物溶蚀形成的储集空间展布最大，为33.13%；其次为石英溶孔、岩屑溶孔及长石溶孔，其占比分别为17.77%、17.77%和16.4%；溶蚀缝的占比较少，仅为0.26%。
图6 研究区二叠系盒8段溶蚀特征照片

（a）苏75-50-7井，3 420.86 m，石英次生加大，发育有粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔及溶蚀缝；（b）苏75-65-22井，3 490.52 m，发育石英溶孔、岩屑溶孔和溶蚀缝；（c）苏75-73-26井，3 434.19 m，发育长石溶孔；（d）苏75-65-22井，3 453.59 m，发育石英溶孔和高岭石晶间孔

Fig.6 Photo of dissolution characteristics of P1 x 8 in the study area

4 成岩作用阶段及成岩序列

从薄片观察可知，盒8段石英次生加大以II级为主，偶见III级加大。碎屑颗粒以线接触和凹凸接触为主，偶见点接触和点—线接触。方解石、高岭石、伊利石胶结均有出现，石英颗粒、长石、岩屑及方解石均发生了不同程度的溶蚀。从砂岩中的原生流体包裹体组成特征不难看出（图7），盒8段砂岩中的流体包裹体多呈排状或串珠状，多为褐色气液烃包裹体和气烃包裹体，且主要发育于石英次生加大后。从各包裹体的均一温度统计结果可知，包裹体的均一温度介于89~142 ℃之间，主要分布在95~112 ℃之间，少数达120~142 ℃。按照行业标准《碎屑岩成岩阶段划分》（SYT 5477—2003），结合盒8段岩石胶结物的纵向分布特征、岩石颗粒的接触关系以及胶结物出现的先后顺序，可判断盒8段碎屑岩储层应处于中成岩A期—中成岩B期阶段。
图7 研究区盒8段部分包裹体镜下特征

（a）苏75-50-7井，3 320.77 m，部分粒间孔的填隙物吸附轻质油，显示较强的蓝色、蓝白色荧光，发育1期次的呈淡褐色油气包裹体，油气包裹体发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大期后；（b）苏75-57-35井，3 478.18 m，部分粒间孔的填隙物吸附轻质油，显示较强的蓝色、蓝白色荧光，发育1期次的油气包裹体，油气包裹体发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大期后；（c）苏75-65-22井，3 492.65 m，部分粒间孔的填隙物吸附轻质油，显示较强的蓝色、蓝白色荧光，发育1期次的油气包裹体，油气包裹体发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大期后；（d）苏75-65-22井，3 452.13 m，部分粒间孔的填隙物吸附轻质油，显示较弱的蓝色、蓝白色荧光，发育1期次的油气包裹体，油气包裹体发育于砂岩石英颗粒成岩次生加大期后

Fig.7 Feature of P1 x 8 partial inclusion in the study area

早成岩A期阶段，碎屑颗粒在沉积后不久便发生了强烈的压实作用，孔隙体积急剧减小形成了以原生孔隙为主的孔隙类型。与此同时，含有大量碱金属离子的地层水会与火山碎屑物质及基性类长石发生溶蚀，形成少量的绿泥石膜和石英次生加大边。早成岩B期—中成岩A期阶段，随着埋深进一步加大，烃源岩逐渐成熟，有机酸逐渐增多，大量有机酸随孔隙水的排出，长石类等易溶矿物遭受溶蚀［14-16］。由于砂泥岩互层，溶蚀作用形成的沉淀物质不易及时排出，便形成了多种类型的胶结物。随着埋深的持续加大，有机质更加成熟，大量的有机酸排出导致长石类矿物广泛被溶蚀，形成了高岭石和石英［17-24］。在中成岩B期阶段，封闭的成岩环境逐渐转变为弱碱性，蒙脱石转变为伊利石，油气开始充注（图8）。
图8 研究区二叠系盒8段成岩演化与构造耦合关系（据文献［3］修改）

Fig.8 Diagenetic evolution and tectonic coupling relationship of P1 x 8 in the study area（modified from Ref.［3］）

由此看出，盒8段的储层成岩演化序列为：早期机械压实—石英I期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀I—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英II期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英III期加大。

5 主要成岩作用对储层发育的影响

5.1　压实作用对储层发育的影响

根据砂岩原始孔隙（φ o，%）与分选系数（S o，无量纲）之间的经验公式（φ o＝20.91＋22.90/S o，其中S o=P 25/P75，P 25和P75分别代表累积曲线上颗粒含量为25%和75%处时所对应的颗粒直径，mm）可以定量计算砂岩的原始孔隙度。苏75区块岩样测试结果表明盒8段的岩石分选系数为2.033~2.601，平均为2.289，由此推断盒8段砂岩储层的原始孔隙度为29.71%~32.17%，平均值为30.91%。
压实作用的成岩效应是使原始孔隙度减小，甚至消失，而受压实作用影响不强的孔隙被保存下来。在计算压实作用对储层孔隙的影响时，可以用压实后的原始孔隙度φ 1来表示，φ 1包括胶结物含量与保存至今的孔隙度之和［22］ ：
φ 1 = ω + ( P 1 + P 2 ) ∙ P M / P T
式中： φ 1为受压实作用后的孔隙度，%； ω为胶结物含量，%； P 1为残余粒间孔面孔率，%； P 2为晶间孔面孔率，%； P T为总面孔率，%； P M为实测孔隙度，%；
通过研究区95个样品的镜下观察，统计并计算表明，盒8段储层受压实作用的影响较大，孔隙平均减小了22.36%，降至0%~28.6%，平均为12.65%。

5.2　胶结作用对储层发育的影响

胶结作用使得孔隙空间减少，其减少的体积应与胶结物的体积相当。因此，可以计算胶结作用后的孔隙度来分析胶结作用对储层孔隙度发育的影响，即胶结后的储层孔隙度（ φ 2）应满足：
φ 2 = ( P 1 + P 2 ) ∙ P M / P T
通过计算发现，盒8段胶结作用使得孔隙度减少了9.12%，降至0%~9.45%，平均为1.22%。根据X射线衍射获得的高岭石、石英、伊利石、方解石等在胶结物中的含量，及镜下观察结果计算得到的粒间体积等参数制作的交会图表明（图9），胶结作用造成的原生孔隙丧失率为9%~30%，平均为22.5%，显示出盒8段储层受胶结作用的影响较大。尽管盒8段没有区分每期胶结作用对储层孔隙度发育的影响，而是按照目前观察和测量的胶结物总量计算胶结作用对储层发育的影响，这种计算方法是不影响其综合叠加效应，仍然可以探究胶结作用对储层孔隙发育的影响。
图9 研究区二叠系盒8段碎屑岩储层粒间体积（IGV）—胶结物含量关系

Fig.9 Correlation diagram of IGV-cement content of P1 x 8 clastic rock reservoirs in the study area

5.3　溶蚀作用对储层发育的影响

溶蚀作用是促使致密砂岩储层中次生储集空间发育的主要因素。各类溶蚀孔隙是盒8段主要的储集空间类型，其占比超过了90%。探究流体—岩石相互作用发生溶蚀作用形成次生孔隙的关键在于对流体的来源、性质等特征的分析。成岩序列显示砂岩在成岩过程中的溶蚀流体主要来源于有机质演化形成的有机酸，在成岩作用早期及中成岩A期会对长石、岩屑及方解石等矿物进行溶蚀。根据盒8段砂岩中原生流体包裹体均一温度分析，成岩流体的均一温度介于89~142 ℃之间，平均值为99.6 ℃（图7）。盒8段底部埋深一般在2 900~3 500 m之间，局部埋深在3 700 m左右，若按地温梯度为3 ℃/100 m计算［17］，盒8段的地层温度不超过120 ℃。图8已显示盒8段埋深在4 000 m左右时，其地层温度也不超过120 ℃。由此可推断盒８段储层遭受了深部热液的影响。
图8已显示出盒8段在沉积埋深过程中至少发生过2次规模较大的构造抬升。不均匀的地层抬升过程导致断层的形成（图10），断层的存在不仅为深部热液流体的流动提供了通道，也为热液流体与岩石发生溶蚀作用提供了通道。
图10 过103-20井—85-20X井—80-20X井的地震剖面

Fig.10 Seismic profile of Well 103-20 and Well 85-20X and Well 80-20X

溶蚀作用对碎屑岩的成岩效应使得孔隙度增加，增加量（ φ 3）可以看成是所有溶蚀孔面孔率与总面孔率之比对应实测孔隙度中的含量。由于微裂缝及溶蚀缝在成岩过程中的占比很小，仅为0.26%，对储层孔隙度的影响甚微，可以不予考虑。其溶蚀孔隙度的计算如下：
φ 3 = ( P 3 + P 4 + P 5 + P 6 + P 7 ) × P M / P T
式中： P 3为岩屑溶孔面孔率， %； P 4为长石溶孔面孔率， %； P 5为碳酸盐矿物溶孔面孔率， %； P 6为杂基溶孔面孔率， %； P 7为石英溶孔面孔率， %； P T为总面孔率， %； P M为实测孔隙度， %；
经过计算发现，溶蚀作用使盒8段储层的孔隙度增加0.0%~22.4%，平均增加15.8%。在埋藏过程中，最初发生溶蚀作用的是岩屑和杂基，后期有机质转化成酸性流体以及深部热液对石英、方解石、长石及部分岩屑和杂基等矿物进行溶蚀。通过计算，岩屑和杂基溶蚀增加的孔隙度为18.65%和12.3%，方解石溶解增加的孔隙度为17.5%，长石溶解增加的孔隙度为14.7%。

6 结论

（1）研究区二叠系盒8段储层以长石石英砂岩为主，局部有少量的岩屑石英砂岩。储集空间有原生粒间孔及各类溶蚀孔隙和微裂隙等，但以各类溶蚀孔隙为主，其占比超过了90%。岩心测试的孔隙度分布范围较宽，分布在5%~11%之间；测试的渗透率为（0.007 991~53.744 3）×10-3 μm2，集中分布在（0.05~0.5）×10-3 μm2之间。储层总体为低孔低渗的孔隙型储层。
（2）盒8段砂岩储层处于中成岩A期—中成岩B期，储层经历了压实、胶结、交代、溶蚀等成岩作用，但对储层发育影响较大的为压实、胶结、溶蚀等成岩作用。盒8段的成岩演化序列为早期机械压实—石英I期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀I—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英II期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英III期加大。
（3）压实作用对储层孔隙改造的影响较大，孔隙平均减小了22.36%，降至0.0%~28.6%，平均为12.65%；胶结作用使得孔隙度减少了9.12%，降至0.0%~9.45%，平均为2.22%。溶蚀作用使盒8段储层的孔隙度增加0.0%~22.4%，平均增加15.8%。其中岩屑和杂基溶蚀增加孔隙度为18.65%和12.3%，方解石的溶蚀增加孔隙度为17.5%。

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