大牛地气田石英次生加大特征及其对储层物性的影响

曲希玉，邱隆伟，宋 璠，张满利，刘 冰

(1.中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛 266555；2.中国石油 大庆油田 第十采油厂 肇州分公司，黑龙江 大庆 166405)

大牛地气田石英次生加大特征及其对储层物性的影响

曲希玉1，邱隆伟1，宋 璠1，张满利1，刘 冰2

(1.中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛 266555；2.中国石油 大庆油田 第十采油厂 肇州分公司，黑龙江 大庆 166405)

以大牛地气田太原组、山西组和下石盒子组致密砂岩储层为研究对象，依据石英次生加大的点状式、环边式和多期式形貌，结合流体包裹体均一温度，将石英次生加大分为3期，其中第Ⅱ期在本区发育数量最多，含有一定量的有机包裹体，第Ⅰ期和第Ⅲ期见石英溶解现象。随石英次生加大期次的增加，加大边的宽度逐渐增大，对应的储层物性逐渐变差，但第Ⅲ期对应的孔隙度较前两期明显偏高。当大牛地气田的硅质胶结物含量大于3%时，将以孔隙充填为主，在第Ⅲ期石英次生加大之后，砂岩储层已完全致密化。在整体致密的背景下，碱性溶解作用形成的石英溶解型孔隙，为大牛地气田提供了大量的储集空间，是太原组二段次生孔隙的主要成因。

次生加大；期次；致密化；碱性溶解；大牛地气田

石英次生加大是硅质胶结物围绕碎屑石英颗粒生长形成的，两者成分相同，光性方位一致。其形成温度为65～130 ℃[1-2]，含盐的中性—弱碱性孔隙水有利于其形成[3]。石英次生加大的分布受孔隙度控制，且与渗流空间和生长空间有关[4]。在非均质砂岩中，当有充足的硅质来源时，哪里有空间，次生加大就在哪里进行；如果孔隙分布均匀，且颗粒周围有空间及硅质来源，就会在石英颗粒周围形成比较均匀的生长，加大成自形[5]。可利用偏光显微镜下原碎屑颗粒边缘的黏土薄膜识别次生加大边[6]；如没有黏土膜，用阴极发光显微镜可识别石英次生加大边与核心石英的界线[5,7]；借助电子探针可以确定石英次生加大的元素微区变化[2,7-8]，从碎屑部分到石英次生加大的外壁，Al2O3含量逐渐增加；而石英次生加大边中的流体包裹体则是判断其形成温度和期次的重要手段[2,9-12]。储层研究中，石英次生加大边可以作为研究古温度、解释储层非均质性、确定油气侵位时间及划分成岩阶段的手段[3]，同时也是储层物性变差的主要原因。那么，是否砂岩储层中出现石英次生加大时储层物性就一定变差，其含量、特征及后期变化对储层物性有什么样的影响呢？本文以大牛地气田太原组、山西组和下石盒子组致密砂岩储层为研究对象，利用偏光显微镜、阴极发光显微镜和流体包裹体测温技术，结合储层物性数据，研究石英次生加大的形貌及期次，探讨石英次生加大与储层致密化和次生孔隙的关系。

1 地质背景及岩石学特征

鄂尔多斯盆地在构造上位于华北地台西部，面积为33×104km2，是一个长期发育的多旋回稳定的大型克拉通叠合盆地。在大地构造位置上，它处于中国东部构造稳定区和西部构造活动带之间，现今轮廓为一不对称的矩形向斜盆地。向斜轴部位于天池—环县南北狭窄区域，东翼宽、西翼窄，东为350 km，西仅20 km，东翼所辖地区是盆地的主体，为一个西倾的大单斜，倾角不足1°，称为伊陕斜坡。大牛地气田就位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东北部，地处陕西和内蒙古交界，面积2 003.71 km2，主要目的层位为石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组，经历了海相—海陆过渡相—陆相的沉积过程，截至2008年，已建成天然气产能30×108m3[13]。

大牛地气田太原组的骨架碎屑成分中石英占91.7%、长石占2.0%、岩屑占8.2%，岩石类型主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩(图1a)，主体为中粗粒砂岩。山西组的骨架碎屑成分中石英占73.9%、长石占3.8%、岩屑占22.4%，岩石类型主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩(图1b)，主体为中粗粒砂岩。下石盒子组的骨架碎屑成分中石英占74.5%、长石占4.4%、岩屑占18.1%，主要岩石类型为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩(图1c)，主体为中粒砂岩。

通过382个薄片的鉴定与统计，在研究区识别出6种填隙物，其中杂基以泥质为主，自生矿物以水云母、石英、方解石和高岭石为主。太原组填隙物中泥质的相对含量为5.78%，胶结物中石英的相对含量为26.6%，水云母为35.5%，含少量的高岭石、方解石和菱铁矿(图2a)。山西组填隙物中泥质的相对含量为38%，胶结物中水云母相对含量为16%，方解石为14%，含少量的高岭石、菱铁矿和石英(图2b)。下石盒子组填隙物中泥质的相对含量为34%，胶结物中方解石的相对含量为11%，石英为10%，水云母相对含量为24%，含少量的高岭石(图2c)。

图1 大牛地气田储层砂岩类型三角图

图2 大牛地气田填隙物相对含量

2 石英次生加大的特征及期次

2.1 石英次生加大的形貌特征

以11口钻井221个薄片的镜下观察为基础，根据石英次生加大生长形态，参考柴西南石英胶结的分类模式[14]，将大牛地气田的石英次生加大的形貌特征分为点状式、环边式和多期式(表1)。

点状式是指次生硅质附着在碎屑石英颗粒边缘，呈点状(一个或多个点)或环绕颗粒的薄层，可分为单点式加大和多点式加大2种类型。如大15井2 646.85 m处，加大边呈单点式生长于颗粒的一角，整个颗粒外缘由于溶蚀作用而凹凸不平，仅加大边生长处保留有圆滑的颗粒外形(图版Ⅰ)；再如大18井2 624.25 m处的多点式加大，可见石英颗粒呈线状接触，由于颗粒的限制，硅质胶结物于颗粒两侧呈三角形充填原生孔隙(图版Ⅱ)。

表1 大牛地气田石英次生加大特征统计

续表1

环边式是指次生硅质连续包裹石英颗粒边缘，可分为环粒加大和半环粒加大2种。如大21井2 671.1 m处，次生加大均匀地环绕整个颗粒生长(图版Ⅲ)，形态与原始颗粒浑圆的外形一致；再如大15井2 581.85 m处，颗粒呈次棱角状—次圆状，可见平直的颗粒边缘，加大边沿颗粒边缘半环绕生长，呈方形环边状，厚度较均一(图版Ⅳ)；而DK13井2 658.19 m处的加大边呈浑圆状均匀地半环绕颗粒生长(图版Ⅴ)。

多期式是指由附着于碎屑颗粒周围的一期次生硅质加大和粒间孔中的二期次生硅质充填形成的，第二期的次生硅质加大附着于第一期加大部分的外侧。大18井2 686.5 m处，可见2期清晰的尘线，2期加大均匀地生长于浑圆颗粒外缘，局部由于其他颗粒的限制而不发育加大边，第二期加大边上可见港湾状溶蚀现象(图版Ⅵ)。

2.2 石英次生加大的期次

根据石英次生加大的形貌特征，借助于加大边中流体包裹体均一温度，将大牛地气田的石英次生加大划分为3期。

第Ⅰ期石英次生加大边多呈单点式(图版Ⅰ)或多点式胶结于碎屑石英颗粒的一侧(图版Ⅱ)。由于受其他颗粒限制，第Ⅰ期加大发育局限，宽窄不一，在本区发育数量较少，见港湾状溶蚀现象。Ⅰ期加大边内包裹体发育较少，包裹体均一温度为78 ℃，拉曼光谱分析表明，包裹体内无有机组分，说明加大边形成时没有进入烃成熟分解阶段，即没有发生烃组分的运移。Ⅰ期石英加大边属于早成岩阶段B期的成岩压实作用阶段的产物。

第Ⅱ期石英次生加大边环绕石英颗粒，在本区发育数量最多，大多呈环边式(图版Ⅲ)或半环边式(图版Ⅳ)均匀生长，加大边宽度较大，阴极发光呈暗棕色(图版Ⅴ)，含有一定量的包裹体，包裹体均一温度平均为91.6 ℃，盐度平均为5.5%。拉曼光谱分析表明，无机组分主要为SO2、CO2、CO等，有机组分以CH4和C6H6为主。

第Ⅲ期石英次生加大边多呈镶嵌状与缝合线状接触，在本区发育数量较多，镜下可见清晰的2期尘线(图版Ⅵ)，加大边几乎占据了所有的剩余粒间孔隙，宽度多大于50 μm，第二期加大边处常见溶蚀现象。包裹体均一温度平均为112.4 ℃，盐度平均为6.2%。拉曼光谱分析表明无机组分和有机组分共存，包括CO2、SO2、CH4、C4H6等，其中以无机组分为主，有机组分相对较少。

2.3 石英次生加大的宽度

第Ⅰ期石英次生加大由于不规则生长，加大边的宽度大小相差悬殊，最小宽度为5 μm，最大达350 μm(受限生长成树枝状)，主体在50 μm以下，排除最大异常点的影响，第Ⅰ期石英次生加大的平均宽度为38 μm。第Ⅱ期及第Ⅲ期石英次生加大呈环边式和多期式加大边环绕颗粒生长，与颗粒的原始形态比较接近，自形程度好，厚度较均匀。第Ⅱ期石英次生加大的宽度为5～250 μm，主体在50 μm以下，平均为42 μm。第Ⅲ期石英次生加大的宽度为15～200 μm，主体在50 μm以上，平均为62 μm。整体上，石英次生加大的宽度随加大期次的增加而逐渐增大。

2.4 石英次生加大对应的物性特征

随着次生加大期次的增加，硅质胶结物的宽度逐渐增大，对孔隙的填充度逐渐增强，理论上孔隙度应该逐渐降低，但大牛地气田不同期次的石英次生加大对应的孔隙度却并非如此，可能与硅质胶结之后的碱性溶解作用有关。

第Ⅰ期石英次生加大对应的孔隙度为1.10%～12.60%，平均值为7.79%；第Ⅱ期为1.50%～10.17%，平均值为6.36%；第Ⅲ期为1.65%～15.30%，平均值为8.70%。第Ⅲ期石英次生加大对应的孔隙度较前两期明显偏高(图3)，显然与加大期次增加、胶结作用增强、孔隙度降低的事实不符，这主要与第Ⅲ期石英次生加大之后的碱性溶解作用有关。大牛地气田经历了多期酸性及碱性流体的交替活动，第Ⅰ期和第Ⅲ期石英次生加大对应的酸性流体活动之后是研究区碱性流体最活跃的时期，其中第Ⅲ期石英次生加大之后的碱性溶解作用为研究区提供了大量的次生孔隙。

3 石英次生加大对储层物性的影响

3.1 石英次生加大是砂岩储层致密化的主要因素

硅质胶结物在砂岩储层中主要以石英次生加大的形式产出，与钙质胶结物和泥质胶结物不同，硅质胶结物对储层物性的影响是一把“双刃剑”。当硅质胶结物含量较低时，能够增加岩石的抗压强度，保护原生孔隙；随胶结物含量的增加，将以孔隙填充为主，降低储层的孔隙度。通过大牛地气田自生石英含量与孔隙度的关系(图4)可以看出，当自生石英含量小于等于3%时，储层孔隙度与自生石英的含量没有相关性；而当自生石英含量大于3%时，随着自生石英含量的增加，储层孔隙度呈现降低的趋势。因此，在大牛地气田，当硅质胶结物含量小于等于3%时，将保护原生孔隙；当硅质胶结物含量大于3%时，将充填孔隙，使砂岩储层致密化。

图3 大牛地气田石英次生加大对应的孔隙度随埋深变化

图4 大牛地气田自生石英含量与孔隙度相关性

大牛地气田3期石英次生加大的演化过程，反映了研究区成岩演化的历史，即大牛地气田经过了强烈压实阶段、酸碱交替阶段、致密化阶段和致密后阶段。3期石英次生加大参与了酸碱交替和致密化2个成岩阶段的演化，在第Ⅲ期石英次生加大之后，由于强烈的硅质胶结及泥铁质胶结占据了剩余粒间孔隙，砂岩储层已经完全致密化。在大牛地气田致密砂岩形成的过程中，石英次生加大是砂岩储层致密化的主要影响因素，同时又由于第Ⅲ期石英次生加大边中捕获的包裹体组分主要为无机组分，可推断大牛地气田储层含烃流体充注时间早于完全致密化时间，呈现“先生烃、后致密”的特征。

3.2 碱性溶解作用是太二段次生孔隙的主要成因

碱性成岩作用是总体以碱性地层水活动为背景下所形成的，以石英溶解及石英溶解型次生孔隙显著存在为主要特征的成岩作用类型[15](以下简称碱性溶解作用)，作用的结果是形成石英溶解型次生孔隙。典型实例见于泌阳凹陷[16]和塔西南坳陷[17]，其溶蚀速率随pH值增大迅速增大[18]。大牛地气田的碱性溶解作用比较发育，在第Ⅰ期和第Ⅲ期石英次生加大边中均可见加大边溶解的现象，第Ⅲ期较第Ⅰ期的溶解作用强且普遍，第Ⅲ期石英次生加大对应的孔隙度较前两期明显偏高的原因即碱性溶解作用。除加大边的溶解作用外，还可见石英颗粒的港湾状溶解(图版Ⅶ)和石英溶解“残骸”(图版Ⅷ)。如大48井2 744.7 m处，颗粒的右上方见典型的港湾状溶解，而右下方该颗粒已被溶掉一角，孔隙另一侧的石英颗粒也发生了溶解，形成了粒间超大孔(图版Ⅶ)；再如大21井2 728 m处，石英颗粒发生强烈的溶解作用，仅剩余部分石英溶解“残骸”，形成了缝状粒间扩大孔(图版Ⅷ)，增大了储层的孔隙度和渗透率。通过对大牛地气田17口钻井近200个薄片的镜下观察和统计，发现石英溶解现象在全区各个层位均有发育，太原组二段是碱性溶解作用最显著、石英溶解型孔隙最发育的层段(图5)。

图5 大牛地气田石英溶解现象层位分布

统计大牛地气田各层位受碱性溶解作用影响的储层物性数据，发现有石英溶解现象的储层孔隙度、渗透率明显偏高。发育石英溶解现象的储层孔隙度为6.40%～18.9%，平均为12.23%，渗透率为 (0.17～12.10)×10-3μm2，平均为1.90×10-3μm2；而整个大牛地气田的孔隙度平均值为6.80%，渗透率平均值为0.80×10-3μm2。石英溶解形成的次生孔隙很好地改善了大牛地气田的储层孔隙度和渗透率，孔隙度的增加量近6%，渗透率的增加量在1.00×10-3μm2以上。说明石英及其加大边的碱性溶解作用为大牛地气田太原组二段提供了大量的储集空间，是该层位次生孔隙的主要成因。

4 结论

(1)大牛地气田石英次生加大的形貌为点状式、环边式和多期式，结合流体包裹体均一温度，将石英次生加大分为3期。随石英次生加大期次的增加，加大边的宽度逐渐增大，对应的储层物性逐渐变差，但第Ⅲ期对应的孔隙度较前两期明显偏高。

(2)石英次生加大是大牛地气田砂岩储层致密化的主要影响因素。当硅质胶结物含量大于3%时，将以孔隙充填为主，在第Ⅲ期石英次生加大之后，砂岩储层已完全致密化。

(3)第Ⅰ期和第Ⅲ期石英次生加大见石英的碱性溶解现象，碱性溶解作用为大牛地气田提供了大量的储集空间，是太原组二段次生孔隙的主要成因。

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(编辑 韩 彧)

图 版

Characteristics and its effect on reservoir physical property of quartz overgrowth at Daniudi Gas Field

Qu Xiyu1, Qiu Longwei1, Song Fan1, Zhang Manli1, Liu Bing2

(1.Faculty of Earth Sciences & Technology, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266555, China; 2.Zhaozhou Branch, No.10 Oil Production Company, Daqing Oilfield, PetroChina, Daqing, Heilongjiang 166405, China)

The tight sandstone reservoirs from the Taiyuan, Shanxi and Xiashihezi Formations of the Daniudi Gas Field were studied. In view of the punctate type, zonary structure and multistage morphology of quartz overgrowth, and combined with the homogenization temperature fluid inclusions, the quartz overgrowth were divided into three stages, among which the stage Ⅱ was most developed and contained some organic inclusions. Quartz solution was found in the stages Ⅰ and Ⅲ. The corresponding reservoir physical property gradually became poor with the increasing stage of quartz overgrowth and the increasing width of enlargement margin; however, the porosity of the stage Ⅲ was obviously higher than that of the previous two stages. Pore filling was dominant when the content of siliceous cement was over 3% at the Daniudi Gas Field. After the quartz overgrowth in the stage Ⅲ, sandstone reservoirs were densified completely. Under the whole compact background, alkalinity dissolution resulted in pores of quartz solution type, which offered reservoir space for the Daniudi Gas Field, and was the main cause for secondary pores in the second member of the Taiyuan Formation.

secondary enlargement; multistage; densification; alkalinity dissolution; Daniudi Gas Field

1001-6112(2014)05-0567-07

10.11781/sysydz201405567

2013-08-31；

2014-07-08。

曲希玉(1977—)，男，博士，副教授，从事流体—岩石相互作用、储层及沉积研究。E-mail: quxiyu@upc.edu.cn。

国家科技重大专项(2011ZX05009-002)、国家自然基金联合基金重点支持项目(U1262203)、中央高校基本科研业务费专项资金 (12CX04004A)联合资助。

TE122.2+3

A