2004鄂尔多斯盆地北部上古生界储层成岩作用

作者简介:朱宏权,38岁,博士生,高级工程师,石油地质和沉积储层专业。

地址:(434020)湖北省荆州市荆州南路20号。

电话:(0716)8467084。

鄂尔多斯盆地北部上古生界储层成岩作用
朱宏权1,2　张哨楠1
(1.成都理工大学能源学院　2.中石化石油勘探开发研究院荆州新区勘探研究所)
朱宏权等.鄂尔多斯盆地北部上古生界储层成岩作用.天然气工业,2004;24(2):29～32
摘　要　根据X 衍射、包裹体、胶结物氧、碳同位素分析及显微观察,影响鄂尔多斯盆地北部上古生界碎屑储集岩孔隙发育和演化的主要成岩作用有压实作用、碎屑矿物蚀变作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和自生粘土矿物生长作用。

成岩序列为机械压实作用→碎屑矿物蚀变→自生绿泥石粘土边→石英胶结作用→溶蚀作用→自生粘土矿物→碳酸盐胶结。

不同地区经历的成岩作用不同,造就了孔隙度演化的差异,形成南差北好的储层物性,即:北部地区砂岩估算的初始孔隙度为37%,至晚成岩B 期孔隙演化至10.33%;中部地区砂岩初始孔隙度为
38%,至晚成岩B 期为6.98%;南部地区砂岩初始孔隙度为39%,至晚成岩B 期仅为6.1%。

主题词　孔隙演化　成岩作用　储层　上古生界　鄂尔多斯盆地
鄂尔多斯盆地北部指鄂尔多斯盆地北纬37°以北的西缘断褶带、伊盟北部隆起、伊陕斜坡、天环坳陷和晋西挠褶带,面积约15.9×104km 2。

区内上古生界储层主要为二叠系山西组和下石盒子组碎屑储集岩。

按原石油天然气公司行业砂岩分类标准,主要为石英砂岩和岩屑砂岩,次为纯石英砂岩。

自北向南砂岩成分成熟度和结构成熟度逐渐变好。

储集岩的孔隙类型主要包括粒间孔、粒间溶孔及溶蚀扩大孔、粒内溶孔及铸模孔以及高岭石晶间孔和裂缝。

储集岩物性总体属低孔低渗致密储层。

纵向上,随地层时代变新物性具有变好的趋势;平面上,由北向南储层物性逐渐变差,北区储层物性明显好
于中区,中区好于南区〔1〕。

成岩作用类型及特征
本区二叠系储层中与孔隙发育和演化有关的成岩作用类型主要有压实作用、碎屑矿物蚀变作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和自生粘土矿物生长作用。

11压实作用 包括机械压实作用和压溶作用两种类型,并以前者为主。

总观薄片所见,碎屑颗粒主要以线接触为主,部分凹凸—线接触,缝合线接触和点接触均少
见,表明压实强度中等—较强。

机械压实作用主要
表现为软性岩屑(如喷发岩岩屑、粘土岩岩屑)压扁变形或呈假杂基;刚性颗粒入塑性颗粒;刚性碎屑石英产生微裂缝及长石沿解理破裂。

压溶作用主要表现为成岩晚期个别石英碎屑间呈缝合线接触。

2.碎屑矿物蚀变作用 (1)粘土化作用 长石高岭石化是本区砂岩中最普遍和最重要的成岩作用之一。

长石蚀变的高岭石生长紧密,部分保持岩屑外形,而多数受挤压变形呈假杂基。

薄片中及电镜下见石英次生加大边和方解石胶结物包裹蚀变高岭石残余,说明此类高岭石化作用在石英胶结作用和方解石胶结作用之前已经开始形成。

(2)火山物质的泥化和硅化作用 砂岩储层中火山物质较多,它们主要以火山碎屑的形式出现,中—酸性火山碎屑常粘土化或硅化,形成泥、微晶硅质和细小的长英质集合体。

而火山灰则作为杂基填集于碎屑之间。

火山灰由于成分差异变化不一,酸性火山灰蚀变硅化为显微晶质硅质矿物,中—基性火山灰多蚀变为水云母。

3.胶结和交代作用 (1)石英的胶结作用 石英的胶结作用是鄂尔多斯盆地北部二叠系储层中较普遍和较重要的成岩作用。

其产出形式主要为石英次生加大边:加大边宽度一般在0.05～0.1
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92・
mm,最宽可达0.3mm。

加大后的石英呈贴面结合或镶嵌紧密呈凹凸接触状。

据范正平等对石英加大边中包体测温及SiO2δ18O值所计算的石英加大形成温度在78℃～128.3℃〔2〕之间。

因此,大部分加大石英形成于早成岩B期,并延续到晚成岩B期。

即沉积物埋藏后大致从1700m开始直至3100m以上深度。

②自生粒状石英:生长于粒间孔或溶蚀孔内,晶粒较细,为微晶,自形好,沿孔壁生长。

此类石英含量低,呈星点状分布。

据范正平等对自生粒状石英内包体测温为130℃〔2〕。

可见,自生粒状石英形成于晚成岩B期。

(2)碳酸盐矿物的充填与交代作用
①方解石:有无铁方解石和含铁方解石两种胶结物类型。

平均含量为5%左右。

含铁方解石一般呈斑点状充填于粒间,含量为2%～5%,在阴极发光下,因铁的存在,颜色较暗,为棕褐色,多为晚成岩期的产物。

根据方解石胶结物稳定同位素分析,用公式T(℃)=(14.8～5.4)×δ18O(PDB)(据S.Ep2 stein)对方解石形成温度进行计算,得出方解石形成温度在93℃～140℃之间。

表明形成于晚成岩期。

②菱形晶铁白云石:自形程度好,常由数个粉—细晶晶体聚合在一起,生长于粒间或溶蚀孔内。

生长在溶孔内的白云石常与自生高岭石共生。

此类白云石含量低,零星分布。

阴极发光下发棕褐色光或不发光,表明形成于晚期成岩。

③菱铁矿:泥晶团状集合体,早期生长于粒间,个别层段含量较高。

阴极发光下不发光。

(3)铁质胶结
褐铁矿呈斑点状充填于粒间或呈薄膜状包绕碎屑颗粒形成铁质胶结。

铁质胶结物含量一般小于0.5%,最高达11.57%。

41溶蚀作用
(1)早成岩期溶蚀作用
K.Bjorlykke(1992)的研究证明了淡水即可导致长石、白云石和方解石的溶解并使高岭石沉淀〔3〕。

这种淡水影响可以来自50～60km之外,最有效的溶蚀大约发生在埋深几百米之内。

近年来的研究亦证明铝硅酸盐矿物像长石和云母的溶解不要求酸性水,这些矿物溶解后析出的K、Al、Si等离子,在淡水中结晶出高岭石〔4～5〕。

由于反应是在相对低温下进行,反应速度很慢,但只要孔隙水流动能将K+带走,反应即可持续进行。

因此,埋藏早期开放系统中淡水渗入导致长石蚀变为高岭石是本区大量蚀变高岭石形成的主要原因。

(2)晚成岩期溶蚀作用
晚成岩早期烃源岩开始进入生烃门限,干酪根发生降解,含氧官能团脱落形成短链羧酸,溶蚀铝硅酸盐矿物,形成次生孔隙。

区内主要表现为羧酸对格架颗粒的溶蚀和杂基的溶蚀。

格架颗粒的溶蚀主要为长石碎屑和喷发岩岩屑内长石斑晶及基质长石微晶的溶蚀,并以前者溶蚀为主。

粘土杂基被溶后常形成杂基内微溶孔,并很少被充填。

溶蚀还沿粒间孔孔壁进行,对支撑颗粒表面进行溶蚀,使其表面被溶成凹凸不平,增大粒间孔体积。

总之,晚成岩期溶蚀作用对本区储层孔隙度增长贡献较大。

51自生粘土矿物
(1)高岭石
长石溶孔中常见自生高岭石充填其中,高岭石自形极好,呈典型的书页状,并且堆积松散,保留良好的晶间隙,是本区重要的储集空间类型之一。

(2)伊利石
含量少,生长于溶孔中或由高岭石蚀变而成。

在井深2600m以下的砂岩中较常见,形态上可分为叶片状和毛发状二类。

(3)绿泥石
见三种产状的绿泥石:①呈绿泥石粘土环边包裹颗粒;②形成时间较晚,形状为纤状,长于溶孔中;
③绿泥石是呈交代矿物出现。

成岩序列及孔隙演化
1.成岩序列
根据前述的各种成岩作用及其特征,结合国内碎屑岩成岩阶段划分方案〔6～8〕,将鄂尔多斯盆地北部上古生界储层成岩阶段划分为早成岩A期和B 期、晚成岩A期和B期,晚成岩A期可细分为A1、A2二亚期(图1)。

其主要成岩作用序列为:机械压实作用→碎屑矿物蚀变→自生绿泥石粘土边→石英胶结作用→溶蚀作用→自生粘土矿物→碳酸盐胶结。

2.孔隙演化
砂岩孔隙度受控于砂岩的沉积相和成岩作用。

据Breed和Wegl(1973)研究,砂岩原始孔隙度主要与其粒度和分选等级有关,一般为34%～40%〔9〕。

根据679块铸体薄片统计和计算结果表明:自北向南压实作用增强,北区、中区、南区压实作用使孔隙度分别减少了21.88%、27.4%、28.48%(图2)。

(1)北部地区
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3
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图1　主要成岩作用共生序列
主要为伊盟北部隆起,面积22000km 2。

砂岩原始孔隙度37%。

早成岩期压实作用损失孔隙空间21.28%,粘土、铁质、菱铁矿胶结作用减少孔隙空间2.55%,淡水溶蚀作用主要表现为长石高岭石化,其
增加孔隙甚微,可忽略不计,总计早成岩期减少孔隙空间23.83%,剩余孔隙度13.17%。

当埋深1700～2500m 时,有机酸大量析出,形成次生孔隙含量平
均3.4%。

同时,本阶段自生石英和含铁方解石平均含量4.42%。

因此当埋深大于2500m 时,孔隙度约为12.15%。

晚成岩中晚期自生粘土矿物和铁方解石沉淀,占据孔隙空间2.32%。

燕山—喜山期的构造作用造成的微裂缝及少量的碳酸盐矿物溶解,增加孔隙约0.5%,从而形成目前北部地区砂岩平均孔
隙度约为10.33%(图2)。

图2　砂岩孔隙演化模式图
(2)中部地区
主指北纬38°30′以北的伊陕斜坡和天环坳陷,面积约34000km 2。

砂岩原始孔隙度38%。

早成岩期压实作用损失孔隙空间27.4%,胶结物平均含量1.55%,此时孔隙度约为9.05%。

晚成岩早中期溶
蚀作用产生次生孔隙平均为3.5%,胶结物沉淀4.54%,剩余孔隙空间8.01%。

晚成岩中晚期自生
矿物充填孔隙平均约为1.53%,因构造作用产生微裂缝及伴随的微弱的方解石溶解产生孔隙约0.5%,现今中部地区储层平均孔隙度约为6.98%(图2)。

(3)南部地区
主指北纬37°～38°30′的伊陕斜坡和天环坳陷,面积约53000km 2。

砂岩原始孔隙度39%。

早成岩期压实作用和胶结物损失孔隙量平均约30%,此时孔隙度为9%。

晚成岩早中期溶蚀作用产生次生孔隙量平均为3.8%,胶结物占据孔隙空间6.2%,剩余孔隙度平均为6.6%。

晚成岩中晚期自生矿物含量平均为1%,微裂缝及少量方解石溶解形成孔隙约0.5%,现今砂岩平均孔隙度约为6.1%(图2)。

结 论
1)鄂尔多斯盆地北部上古生界储层孔隙演化与
・
13・
成岩演化关系密切。

2)压实作用是减少孔隙空间的主要因素,次为胶结作用。

3)自北向南压实作用增强,从而形成目前该区储层物性条件北好南差的特征。

致谢:中石化石油勘探开发研究院新区勘探研究所牟泽辉总工程师,张克银、罗宇高级工程师、冯方工程师及中石化新星石油公司华北石油局李良高级工程师等参与本项目的研究工作,提供了大量资料,在此表示衷心感谢!
参　考　文　献
1　李克明.鄂尔多斯盆地北部晚古生化的深盆气气藏.石油与天然气地质,2002;23(2):190～193
2　范正平等.鄂尔多斯盆地长庆气田上古生界碎屑储集岩成岩作用及孔隙演化.见:宋岩等主编.天然气地质研究及应用.北京:石油工业出版社,2000:57～65
3　Bjorlykke k,Aagaard P.Clay minerals in North Sea Sand stones.In:Houseknecht D W,Pittman E D,eds.Origin,Dia2
genesis,and Petrophysics of Clay Minerals in Sandstones.
SEPM Special Publication47,1992:65～80
4　Xia Xinyu,Dai Jing,Zeng Fangang.Redox reactions involv2 ing hydrocarbons and mineral oxidants:A mechanism for sig2 nificant porosity enhancement in sandstones:Discussionl, AAPG.1999;83(4):670～671
5　Surdam R C,Jiao Z C,Mac G owanl D B.Redox reactions in2 volving hydrocarbons and mineral oxidants:A mechanism for significant porosity enhancement in sandstones:AAPG.
1999;77:1509～1518
6　应凤祥.碎屑岩成岩阶段划分规范.北京:石油工业出版社,1993
7　刘孟慧,赵澄林.碎屑岩成岩演化模式.北京:石油工业出版社,1992
8　艾华国,兰林英,曾小英.川西坳陷J3p砂岩储层的成岩作用.天然气工业,2000;20(2):21～26
9　郑浚茂,庞敏.碎屑储集岩的成岩作用研究.武汉:中国地质大学出版社,1989:78～82
(收稿日期　2003208220　编辑　黄君权)
中国加快LN G进口终端建设
中国已规划在珠江三角洲、长江三角洲和福建进口LN G。

深圳将建第一个LN G接受终端,一期工程2005年投产,每年进口LN G300×104t。

二期工程2008年投产,每年进口LN G500×104t。

广东省已开始建造6座天然气发电厂,现有的燃油电厂将转变为LN G电厂。

投资85亿美元的惠州LN G电厂是广东LN G一体化项目的重要配套项目,设计总装机容量200×104kW,其中一期工程装机容量100×104kW,将于2006年底前完成。

澳大利亚LN G公司已与广东省签署LN G供货合同,合同总金额200～250亿澳元,从2005～2006年度开始,每年向中国供应LN G300×10t,为期25年。

福建LN G接收站填海工程已于2003年8月动工,使福建LN G总体项目进入实质性实施阶段。

福建LN G项目建设总规模为500×104t/a,一期工程总投资超过220亿元,其中接收站项目总投资约60亿元。

一期工程接受站及输气干线项目、三个燃气电厂项目和福州、莆田、泉州、厦门、漳州5城市燃气项目,年接收能力为260×104t LN G,计划于2007年4月投入运营。

总投资为6500万美元的中美合资LN G项目将在河南省濮阳县兴建,2003年8月签约,计划在4年内全部完成,整体工程分两步实施,一期投资1950万美元,2004年建成。

(钱伯章　供稿)・
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sor.　Add:Dongying,Shandong(257061),China　Tel: (0546)8391043
CHARACTERISTICS OF THE PETR OL EUM SYS2 TEMS IN N ORTH TAL IMU BASIN
Duan Tiejun(Jingzhou Branch of the Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Sinopec).N A TU R.GA S IN D.v.24,no.2,pp.25～28,2/25/2004.(ISSN1000-0976;In Chinese)
ABSTRACT:there are tow major petroleum systems,i.e. south marine facies and north continental facies s ystem divided by Luntai fault in North Talimu Basin.The former is of three series of gas2generation assemblages,its gas source rocks being mainly composed of the marine Cambrian-Ordovician and its effective reservoir formation epochs being Late Hercynian,In2 dosinian-Y anshan,and Himalayan epochs;and the latter in2 cludes tow series of gas2generation assemblages,its gas source rock being mainly made up of the black shales of shallow2 semideep lacustrine facies and coal measure strata of paludal fa2 cies of the Triassic-J urassic in Kuche De pression and its most active gas2generation time being Late Himalayan epoch.
SUB JECT HEADING S:Talimu Basin,Petroleum system, Marine facies,Continental facies,G as∃generation assemblage, Reservoir formation epoch
Du an Tiejun(senior engineer),born in1968,graduated in geological exploration at the Changchun College of G eology in 1991and is mainly engaged in the research on petroleum tecton2 ics.　Add:No.20,Jingnan Road,Jingzhou,Hebei(434020), China　Tel:(0716)8467090
DIAGENESES OF UPPER PAL EOZOIC RESER2 V OIRS IN N ORTH E′ER D U OSI BASIN
Zhu Hongquan1,2and Zhang Shaonan1(1.Ener2 gy Institute of Chengdu University of Technology;
2.Jingzhou Branch of the Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Sinopec). N A TU R.GA S IN D.v.24,no.2,pp.29～32,2/ 25/2004.(ISSN1000-0976;In Chinese)
ABSTRACT:According to the data on X2ray diffraction, inclusion,isotope analysis of the oxygen and carbon in cement2 ing matter,and microscope observation,it was determined that the major diageneses affecting the development and evolution of the pores in the clastic reservoir rocks of Upper Paleozoic in North E′erduosi Basin are compaction,the alteration of clastic minerals,cementation,metasomasis,corrosion and the growth of authigenic clay minerals,the diagenetic sequence being as fol2 lows:mechanic compaction→the alteration of clastic minerals→authigenic chlorite clay rim→quartzitic cementation→corrosion →authigenic clay minerals→carbonate cementation.The diage2 neses suffered at difference regions were various,which causes the difference in porosity evolution.The reservoir petrophysical property in the north is better than that in the south.In other words,the estimated initial porosity of sandstones in the north part was37percent and decreased to10.33percent in stage B of late diagenesis;that in the central part was38percent and decreased to6.98percent;and that in the south part was39 percent and decreased to6.1percent only.
SUB JECT HEADING S:Pore evolution,Diagenesis,Reser2 voir,Late Paleozoic Era,E′erduosi Basin
Zhu H ongqu an(senior engineer),born in1965,is a post2 graduate studying for his Doctor′s degree in petroleum geology and sedimentary reservoir.　Add:Jingzhou,Hubei(434020), China　Tel:(0716)8467084
CON DITIONS OF FORMING NEW BE D2GENER2 ATING AN D OLD BE D2ST ORING OI L AN D G AS RESERV OIRS IN THE SOUTHWEST MARGIN OF JIANG L ING SAG
Chen K ongquan(1.China University of G eo2 sciences;2.Jingzhou Branch of the Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Sinopec),Cheng Zhiqiang and Zhan Haijun(Zhong2 nan Oil Field Branch Co.).N A TU R.GA S IN D. v.24,no.2,pp.33～36,2/25/2004.(ISSN1000-0976;In Chinese)
ABSTRACT:A considerable oil and gas exploration break2 through has been made,a Cretaceous reservoir being found out in well Eshen8Xiefengqiao structure in southwest margin of Jianhan Basin.Through oil and source correlatin,it was indi2 cated that the crude oil found out both in the Cretaceous in Xiefengqiao structure and in Xingouzui Formation in Shashi, Jingxi and Huayuan oil fields came from the same source rocks of Upper Shashi Formation2Lower Xingouzui Formation;and on the basis of analyzing the reservoir formation conditions,it was pointed out that the Xiefengqiao structure had an excellent hydrocarbon source environment,being located in Meihuaiqiao
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N A TU RA L GA S IN DUS T R Y/Feb.,2004。