三工河组二段致密砂岩储层作为吐哈盆地重要的油气勘探目标，缺乏成岩作用及成岩相的定量评价。文中利用岩石薄片、物性分析、粒度分析、X射线衍射和扫描电镜等资料，并通过对视压实率、视胶结率、溶蚀增加孔隙度、破裂增加孔隙度以及成岩综合系数的计算，开展成岩相划分，同时运用灰色关联分析法，建立成岩综合系数的测井计算模型，实现对成岩作用及成岩相的定量评价。研究结果表明：吐哈盆地丘东洼陷J7井区三工河组二段岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，结构成熟度与成分成熟度差，孔隙度多小于6%，渗透率多小于(1×10^{-3}mu m^{2})，为典型的特低孔-特低渗储层，在地质历史时期主要经历了压实、溶蚀、胶结和破裂等成岩作用改造;三工河组二段致密砂岩储层共发育6种成岩相，其中强压实-溶蚀相和强压实-溶蚀微裂缝相为研究区重要的建设性成岩作用相带;研究区目的层不同砂层组的成岩相分布有一定差异，但总体规律基本一致，在一定条件下受到了沉积作用的影响。该研究不仅明确了研究区三工河组二段成岩相纵横向展布特征，同时为成岩作用的定量评价及预测提供了方法和技术支持。
关键词
成岩作用;成岩相;致密砂岩;三工河组;丘东洼陷;吐哈盆地
论文《吐哈盆地深层、超深层致密砂岩成岩作用及成岩相——以丘东洼陷J7井区三工河组二段为例》发表在《断块油气田》，版权归《断块油气田》所有。本文来自网络平台，仅供参考。
0 引言
相对于常规储层，致密砂岩储层具有低孔低渗的特点，同时成岩作用更加强烈，是致密砂岩优质储层发育的主要控制因素。近年来，多名学者对致密砂岩储层成岩作用及成岩相进行了研究，取得了以下认识：1) 致密砂岩储层成岩演化过程均较为复杂，经受了机械压实、黏土矿物胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结和有机酸溶蚀等各类成岩作用。2) 压实作用和胶结作用是主要的破坏性成岩作用，强烈的压实作用导致原生粒间孔大量损失，同时黏土矿物、碳酸盐和次生石英等胶结物充填原生粒间孔，对储层物性主要产生负面影响。3) 溶蚀相是重要的建设性成岩作用相带，岩屑颗粒和长石颗粒溶蚀所形成的粒间及粒内溶孔极大地改善了储层的储集和渗流能力。
吐哈盆地下侏罗统三工河组二段是现今重点勘探开发的含油气层系。2021年以来，中国石油吐哈油田分公司加强下凹勘探的力度，在凹陷区部署一批风险预探井，其中J7H井测试产工业气流，展现了凹陷区良好的勘探潜力，但随后围绕J7H井部署的多口评价井测试效果并不理想，所钻遇的砂岩储层均十分致密，物性较差，未获得商业油气流;因此，开展对研究区成岩作用和成岩相等储层关键问题研究具有十分重要的意义。然而，过去针对以J7井区为代表深度大于4500m的深层致密砂岩储层成岩作用和成岩相研究较少，同时这些研究以定性研究为主，缺少针对成岩作用的定量化评价，加大了勘探开发的工作难度。为此，基于研究区7口系统取心井的岩心和测录井资料，本次研究一方面综合运用岩石薄片、物性分析、粒度分析、X射线衍射和场发射扫描电镜等测试结果，通过计算视压实率、视胶结率、溶蚀增加孔隙度、破裂增加孔隙度和成岩综合系数等相关参数，建立成岩相划分标准，开展成岩相划分;另一方面，利用灰色关联分析法，建立成岩综合系数的测井计算模型，实现对成岩作用的定量评价。本次研究不仅明确了研究区三工河组二段成岩相纵横向展布特征，同时也为成岩作用定量评价及预测提供了方法和技术支持。
1 研究区地质概况
丘东洼陷位于吐哈盆地中北部，燕山运动中-晚期构造活动增强，侏罗系沉积末期丘东洼陷北部山前带发育多条明显的低幅隆起和逆冲断层。白垩纪末期的晚燕山运动在盆地原有构造变形的基础上，断裂和褶皱进一步发育，在丘东洼陷区南部形成了低幅度隆起。喜山运动为构造运动最剧烈的时期，直接决定了盆地现今构造格局。受南北双向多期拉张、挤压作用，丘东洼陷分为南部斜坡、中部洼陷、北部斜坡3个区带。其中，洼陷区西部受东鼻隆影响，发育一系列东西、北东向走滑断层，东部构造相对稳定，总体为平缓的洼陷和斜坡，是吐哈盆地最主要的含油气构造单元(见图1a)。研究区J7井区位于丘东洼陷区，有利勘探面积达(330km^{2})，其侏罗系水西沟群共发育4套储盖组合，勘探潜力巨大。
J7井区侏罗系水西沟群在洼陷中广泛分布，沉积厚度大，自上而下依次发育八道湾组、三工河组、西山窑组，均见有油气显示。受到沉积期古构造总体南缓北陡的影响，研究区水西沟群以南物源为主，发育以辫状河三角洲为主的沉积体系。随着湖盆频繁水进水退，三角洲前缘水下分流河道来回迁移摆动，具有满洼富砂特征。其中，三工河组二段作为研究区主要含油气层位，自下而上可划分为(J_{1}s_{2}^{1}-J_{1}s_{2}^{5})共5个砂组(见图1b)。(J_{1}s_{2}^{1}-J_{1}s_{2}^{4})主要发育辫状三角洲水下分流河道砂体，可以作为储层;(J_{1}s_{2}^{5})“毡子层”主体为一套湖泛泥岩，既可作为优质烃源岩，又是研究区重要的区域盖层。
2 储层基本特征
2.1 岩石学特征
J7井区侏罗系三工河组二段岩性主要为岩屑砂岩(体积分数为80.45%)和长石岩屑砂岩(19.55%)。石英体积分数一般在5.1%-45.3%，平均为32.2%，含少量石榴石颗粒。长石体积分数一般为1.0%-23.1%，平均为10.2%，以钾长石为主，其次为斜长石。岩屑体积分数一般在42.3%-93.9%，平均为57.6%;以岩浆岩和火山碎屑岩岩屑为主，平均体积分数为42.7%，其次为变质岩和沉积岩岩屑，局部含少量内碎屑(见图2a，砂岩分类方案据Fork，1968);粒度相对较大，以含砾中—粗砂岩为主，颗粒间主要为线-凹凸接触，磨圆以次棱角为主，整体表现为成分成熟度低、结构成熟度低的特征。杂基主要是泥杂基，平均体积分数为2.3%;胶结物主要为铁方解石，平均体积分数为2.4%，其次是菱铁矿、黄铁矿、自生石英，还有少量硬石膏和方沸石。
2.2 物性特征
研究区侏罗系三工河组二段储层孔隙度在1.6%-6.3%，平均为3.79%，其中孔隙度大于5.0%的储层占比仅22.7%;渗透率在(0.002×10^{-3}-8.170×10^{-3}mu m^{2})，平均为(0.19×10^{-3}mu m^{2})，其中渗透率小于(0.1×10^{-3}mu m^{2})的储层占比高达66.7%。孔渗相关性较差(见图2b)，为典型的特低孔-特低渗储层。
2.3 孔隙特征
J7井区侏罗系三工河组二段致密砂岩储层发育以颗粒溶蚀微孔、黏土基质(高岭石为主)晶间微孔、构造或颗粒碎裂微缝为主的“三微”孔隙。在埋藏成岩过程中，先后经历了2期溶蚀改造，在储层中形成一定量的溶蚀微孔。伴随储层中长石等颗粒的溶蚀，在早成岩阶段析出的自生高岭石常呈斑点状集合体充填于储层粒间孔隙中，发育晶间微孔。同时，研究区局部砂岩储层中发育的构造剪切缝或在储层脆性碎屑颗粒中发育的碎裂微缝，对改善致密储层的储集性尤其是渗透性有较大贡献。
3 成岩作用及定量表征
通过对吐哈盆地丘东洼陷J7井区7口系统取心井的普通薄片、铸体薄片、物性、粒度、扫描电镜和X射线衍射等实验参数的分析，认为研究区侏罗系三工河组二段在地质历史时期主要经历了压实作用、胶结作用等破坏性成岩作用，以及溶蚀作用、破裂作用等建设性成岩作用，目前处于中成岩阶段B期。本次研究通过计算视压实率、视胶结率、溶蚀增加孔隙度、破裂增加孔隙度和成岩综合系数来表征各类成岩作用对致密砂岩储层储集能力的影响。
3.1 压实作用与视压实率
J7井区侏罗系三工河组二段埋深为5200-5500m，储层埋深较大，压实程度强烈。镜下可以观察到碎屑颗粒之间主要为线-凹凸接触，石英、长石及岩屑等刚性颗粒发生碎裂，云母及凝灰质岩屑塑性变形(见图3a，b)。储层总体表现为大颗粒、小孔隙和细喉道的孔隙结构特征，原生粒间孔基本消失殆尽，因此，压实作用是研究区最重要的破坏性成岩作用。
通过计算视压实率可以定量表征致密砂岩储层受到压实作用的强度。在计算视压实率之前，首先要计算初始孔隙度和压实后剩余粒间孔隙度。
初始孔隙度是根据Scherer和Beard等提出的不同分选状况下未固结砂岩的实测孔隙度关系式进行计算的：
[phi_{1}=frac{20.91+22.9}{S_{0}}]
压实后剩余粒间孔隙度可以通过现今孔隙度、面孔率和胶结物体积分数等相关参数求取：
[phi_{2}=frac{p_{1}}{p}phi_{0}+cquad(2)]
视压实率(varepsilon)可以通过初始孔隙度和压实后剩余粒间孔隙度求取：
[varepsilon=frac{phi_{1}-phi_{2}}{phi_{1}}×100\%]
根据文献调研，一般认为当视压实率大于75%时，压实作用较强;当视压实率大于50%且小于75%时，表现为压实作用中等;当视压实率小于30%，压实作用较弱。实际计算表明，研究区侏罗系三工河组二段致密砂岩储层视压实率为76.2%-94.5%，平均为85.9%，处于强压实的状态下。
3.2 胶结作用与视胶结率
J7井区侏罗系三工河组二段以自生黏土矿物胶结和碳酸盐胶结为主，另有少量硅质胶结。不同类型胶结物充填原生粒间孔，对储层物性主要产生负面影响。
黏土矿物是J7井区侏罗系三工河组二段最重要的胶结物，含量相对较高，其中以伊利石、伊/蒙混层和高岭石为主，其次为绿泥石。伊利石主要由高岭石和伊/蒙混层转化而来，以片状、毛发状等形态附着于碎屑颗粒表面或充填于粒间孔隙中(见图3c，d);高岭石主要由长石、云母等矿物蚀变转化形成，扫描电镜下可观察到高岭石以片状集合体的形态填充于粒间孔隙(见图3e)。不同类型的黏土矿物均封堵孔隙，对储层物性主要起破坏作用，但高岭石的伊利石化所形成的晶间微孔也是研究区目的层主要的孔隙类型之一。
碳酸盐胶结物以早期方解石和铁白云石，以及中晚期铁方解石为主。根据镜下观察，早期胶结的方解石和铁白云石以连晶状形式充填粒间孔隙中;晚期深埋阶段为具有较好晶型的铁方解石以嵌晶式充填于原生及次生孔隙间，对储层储集能力具有破坏性作用(见图3f，g)。
硅质胶结物主要以石英的次生加大方式产出，石英次生加大以单晶石英为核生长，次生加大边在镜下表现为黏土质或铁质薄膜(见图3b)。在扫描电镜下可以观察到石英颗粒次生加大趋于自形(见图3h)，填充原生及次生孔隙，对储层物性主要起破坏作用。
为了定量表征致密砂岩储层受到胶结作用的强度，需要计算视胶结率(omega)，它可以通过胶结物体积分数和压实后剩余粒间孔隙度求取：
[omega=frac{c}{phi_{2}}×100\%quad(4)]
一般认为，当视胶结率大于75%时，胶结作用较强;当视胶结率大于30%且小于70%时，表现为胶结作用中等;当视胶结率小于30%，胶结作用较弱。实际计算表明，研究区侏罗系三工河组二段致密砂岩储层视胶结率为45.8%-96.4%，平均为65.9%，胶结程度中等—强。
3.3 溶蚀作用与溶蚀增加孔隙度
J7井区侏罗系三工河组二段的溶蚀作用主要为腐殖酸溶蚀。在镜下可以观察到长石或岩屑颗粒被溶蚀(见图3i，j)。在强压实情况下，储层中的原生粒间孔基本消失殆尽，因此，溶蚀作用所形成的粒间及粒内溶孔则成为研究区侏罗系三工河组二段最重要的储集空间。
前人研究表明，在致密储层中，视溶蚀率不能反映溶蚀作用的强弱。因此，本次研究选用溶蚀增加孔隙度来定量表征致密砂岩储层受到溶蚀作用的强度：
[phi_{3}=frac{p_{2}+p_{3}}{p}phi_{0}quad(5)]
通过计算，J7井区侏罗系三工河组二段致密砂岩储层溶蚀增加孔隙度为0-4.31%，平均为2.17%，溶蚀作用程度不同地区、不同砂层组差异较大。
3.4 破裂作用与破裂增加孔隙度
破裂作用是指刚性颗粒在超过其破裂压力或在外界应力作用下发生破裂，其所形成的微裂缝在没有被充填胶结的情况下是良好的储集空间，同时这些微裂缝可以将孤立的孔隙相互连接起来，提升了储层的渗流能力。在镜下可以观察到缝宽为0.01-0.03mm的裂缝穿插切割颗粒，为酸性流体提供运移通道，使部分裂缝两侧发生溶蚀，改善了储层物性。因此，破裂作用是研究区侏罗系三工河组二段较重要的建设性成岩作用(见图3k，l)。
本次研究用破裂增加孔隙度来定量表征致密砂岩储层受到破裂作用的强度：
[phi_{4}=frac{p_{4}}{p}phi_{0}quad(6)]
通过计算，J7井区侏罗系三工河组二段致密砂岩储层破裂增加孔隙度在0-2.40%，平均为0.34%。东部地区破裂作用相对强烈，西部地区微裂缝基本不发育。
3.5 综合成岩系数
综合成岩系数(C_{g})可以全面反映各种成岩作用对储集空间的影响：
[C_{g}=frac{p}{varepsilon+omega+phi_{w}}×100\%]
[其中phi_{w}=frac{phi_{0}-p}{phi_{0}}×100\%]
通过计算，J7井区三工河组二段综合成岩系数为4.4%-94.2%，不同地区、不同砂组差异较大。
4 成岩相特征
成岩相是指在一定成岩环境下，碎屑岩储层经受各类成岩作用改造而形成的岩石单元。对于碎屑岩储层成岩相，目前国内外还没有统一的划分命名方案，对成岩相的研究需要运用一定的定量参数来表征。因此，本次研究在对成岩作用类型及特征分析的基础上，运用计算的各类参数，建立成岩相分类标准(见表1)，将J7井区侏罗系三工河组二段成岩相划分为6种，即强压实致密相、强压实-黏土矿物胶结相(黏土杂基体积分数/总填充物体积分数大于50%)、强压实-碳酸盐胶结相(碳酸盐胶结物体积分数/总填充物体积分数大于50%)、强压实-胶结微裂缝相、强压实-溶蚀相和强压实-溶蚀微裂缝相。其中，强压实-溶蚀相及强压实-溶蚀微裂缝相为研究区重要的建设性成岩作用相带(见图4、图5)。
- 强压实致密相(见图5a)：视压实率大于75%，视胶结率小于70%，溶蚀增加孔隙度小于2.5%，综合成岩系数一般小于40%。岩石本身成分及结构成熟度较差，导致其抗压实能力弱，在镜下可以观察到颗粒之间主要为缝合线接触，原生孔隙基本消失，溶蚀孔隙及微裂缝不发育，储层致密，但胶结作用不强烈。
- 强压实-黏土矿物胶结相(见图5b)：在强压实的背景下，胶结作用相对强烈，胶结物种类以自生黏土矿物为主，不同类型的黏土矿物均封堵孔隙，同时溶蚀孔隙及微裂缝不发育，储层更加致密。视压实率大于75%，视胶结率大于70%，同时黏土杂基体积分数/总填充物体积分数大于50%，溶蚀增加孔隙度小于2.5%，综合成岩系数一般小于40%。
- 强压实-碳酸盐胶结相(见图5c)：胶结物种类以方解石、铁方解石和铁白云石为主，溶蚀及破裂作用微弱，储层最为致密。视压实率大于75%，视胶结率大于70%，同时碳酸盐胶结物体积分数/总填充物体积分数大于50%，溶蚀增加孔隙度小于2.5%，综合成岩系数小于40%。
- 强压实-胶结微裂缝相(见图5d)：视压实率大于75%，视胶结率大于70%，溶蚀增加孔隙度小于2.5%，破裂增加孔隙度大于0，综合成岩系数一般小于40%。胶结作用相对强烈，同时破裂作用也发育，储集空间类型以微裂缝为主，储层相对致密，但是具有一定的渗流能力。
- 强压实-溶蚀相(见图5e)：分布相对广泛，溶蚀作用相对强烈，发育的粒间及粒内溶孔是研究区最重要的储集空间类型。视压实率大于75%，视胶结率小于70%，溶蚀增加孔隙度大于2.5%，综合成岩系数一般大于40%。
- 强压实-溶蚀微裂缝相(见图5f)：视压实率大于75%，视胶结率小于70%，溶蚀增加孔隙度大于2.5%，破裂增加孔隙度大于0，综合成岩系数大于40%。溶蚀及破裂作用均相对强烈，胶结作用相对较弱，储集空间类型主要为溶蚀孔隙和微裂缝，储层物性最好。
5 成岩相展布特征
5.1 测井定量表征
不同成岩相由于受到各种成岩作用的强度不同，导致其在岩石学特征上具有一定的差异性，因此在测井曲线组合方面存在不同的响应特征。致密砂岩成岩作用种类复杂多样，依靠传统常规测井曲线建立的图版是采用单因素叠合的方法来定量评价成岩作用的，常会因此出现各个评价参数相互矛盾的结果，而这些参数对成岩相的合理划分都具有非常重要的意义，为此，本次研究运用灰色关联分析法，在优选测井参数的基础上，对这些参数进行综合评价，得到一个综合评价指标(I_{c})，然后利用该指标计算综合成岩系数，进而开展成岩作用定量评价。
通过分析，优选电阻率(R_{ILD})、自然伽马(GR)、补偿密度(DEN)和补偿中子(CNL)参与计算，则研究区三工河组二段致密砂岩成岩作用识别的综合评价指标为：
[I_{c}=(0.281quad0.237quad0.2588quad0.2223)left(egin{array}{l}lg R_{ILD} \ GR \ DEN \ CNLend{array}
ight)]
利用实验分析得到的参数，运用式(7)计算综合成岩系数(C_{g})，并将其在单井上归位后，与根据测井参数计算的综合评价指标(I_{c})进行拟合(见图6)，可知二者具有较高的相关性。由此可见，通过测井参数计算综合成岩系数，进而开展单井成岩作用定量评价具有可行性，其计算公式为：
[C_{g}=-62.633I_{c}+133.65quad(9)]
5.2 成岩相分布特征
在成岩相类型分析和成岩综合系数测井计算模型建立的基础上，对J7井区三工河二段单井纵向上成岩相分布特征进行分析。J10H井位于研究区西部，储层成岩相以强压实-溶蚀相为主，铸体薄片中观察到溶蚀作用强烈，胶结作用相对较弱，发育大量溶蚀孔隙，孔隙度在3.2%-6.6%，平均为5.28%，优质储层厚度较大(见图7a)。J702H井位于研究区东部，储层成岩相以强压实致密相和强压实-胶结微裂缝相为主，局部发育强压实-溶蚀相，溶蚀作用相对较弱，胶结和破裂作用较为强烈;储集空间类型以微裂缝为主，孔隙度在1.6%-5.1%，平均为3.05%，储层相对致密(见图7b)。
平面上，不同砂组的成岩相分布有一定差异，但总体规律基本一致，这是因为成岩相的分布在一定条件下受到了沉积作用的影响(见图8)。强压实-溶蚀相主要发育在河道主体，其原因主要是河道主体岩石颗粒较粗，具有一定的抗压实能力，有利于腐殖酸的进入;而河道侧翼由于岩石粒度较小，抗压实能力较弱，主要发育强压实致密相和强压实-黏土矿物胶结相。研究区东部破裂作用相对强烈，可发育强压实-溶蚀微裂缝相和强压实-胶结微裂缝相，其中强压实-溶蚀微裂缝相为研究区三工河组二段最重要的建设性成岩作用，其控制区域是下一步勘探开发的重点区域。
6 结论
1) 通过对视压实率、视胶结率、溶蚀增加孔隙度、破裂增加孔隙度和成岩综合系数等相关参数的计算，同时建立成岩相划分标准，将吐哈盆地丘东洼陷J7井区三工河组二段致密砂岩储层成岩相划分为强压实致密相、强压实-黏土矿物胶结相、强压实-碳酸盐胶结相、强压实-胶结微裂缝相、强压实-溶蚀相和强压实-溶蚀微裂缝相等6种。其中，强压实-溶蚀相和强压实-溶蚀微裂缝相为研究区重要的建设性成岩作用相带。
2) 基于灰色关联分析法，通过计算测井曲线综合评价指标，将其与实验分析参数计算的成岩综合系数相拟合，建立成岩综合系数的测井计算模型，实现了对成岩作用的定量评价。
3) 吐哈盆地丘东洼陷J7井区三工河组二段不同砂层组的成岩相分布有一定差异，但总体规律基本一致，这是因为成岩相的分布在一定条件下受到了沉积作用的影响。强压实-溶蚀相主要发育在河道主体，河道侧翼主要发育强压实致密相和强压实-黏土矿物胶结相，研究区东部破裂作用相对强烈，可发育强压实-溶蚀微裂缝相和强压实-胶结微裂缝相。
7 符号注释
(phi_{1})为初始孔隙度，%;(S_{0})为特拉斯克分选系数;(phi_{2})为压实后剩余粒间孔隙度，%;(p_{1})为粒间孔面孔率，%;(p)为总面孔率，%;(phi_{0})为现今孔隙度，%;(c)为胶结物体积分数，%;(phi_{3})为溶蚀增加孔隙度，%;(p_{2})为粒间溶孔面孔率，%;(p_{3})为粒内溶孔面孔率，%;(phi_{4})为破裂增加孔隙度，%;(p_{4})为微裂缝面孔率，%;(phi_{w})为微孔隙率，即反映储层孔隙中难以渗流的微孔隙占比。
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