謝春安，賈秀容，胡明毅，胡忠貴

（1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132；2.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北荊州 434023）

潛江凹陷馬王廟地區(qū)新溝嘴組下段成巖作用

謝春安1，賈秀容1，胡明毅2，胡忠貴2

（1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132；2.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北荊州 434023）

從沉積環(huán)境背景出發(fā)，通過巖心觀察、薄片鑒定和掃描電鏡分析等方法對江漢盆地潛江凹陷馬王廟地區(qū)古近系新溝嘴組下段儲層成巖作用做了系統(tǒng)的研究。研究表明馬王廟地區(qū)新下段沉積時期盆地處于干旱蒸發(fā)—氧化環(huán)境的Ⅰ型沉積環(huán)境和半干旱—潮濕弱氧化—弱還原環(huán)境的Ⅱ型沉積環(huán)境，相應地發(fā)育兩種儲層，經(jīng)歷了兩種成巖類型，受其相應的地層水影響，成巖作用差異較大。Ⅰ型成巖作用以膠結作用更顯著，對儲層孔隙起破壞作用，其較好儲層發(fā)育受斷裂帶控制；Ⅱ型成巖作用以溶解作用為主，對儲層具有建設作用，成藏面積廣，其儲層物性相對較好。該認識為深入研究該區(qū)成巖作用規(guī)律奠定了基礎，也有助于油區(qū)進一步勘探開發(fā)。

潛江凹陷；馬王廟地區(qū)；新溝嘴組下段；沉積環(huán)境；成巖作用

江漢盆地是中揚子準地臺上發(fā)育起來的晚白堊紀—新近紀斷陷鹽湖盆地。盆地分別在晚白堊紀—中始新世和晚始新世—新近紀經(jīng)歷了兩次斷裂—坳陷過程[1]。新溝嘴組下段屬于古近系上古新統(tǒng)—下始新統(tǒng)，自下而上劃分為Ⅲ油組、泥隔層、Ⅱ油組、Ⅰ油組和大膏層。馬王廟地區(qū)位于江漢盆地潛江凹陷東南部和岳口低凸起東段（圖1），是江漢盆地新溝嘴組油氣豐度最高、規(guī)模最大，勘探效益最好的地區(qū)。關于江漢盆地新下段的成巖作用前人做了許多工作[2-5]，但從其主要地層及相應沉積環(huán)境出發(fā)進行的研究尚顯薄弱[6]。筆者以沉積學與巖石學特征為基礎，通過薄片鑒定、掃描電鏡及巖心觀察等方法對馬王廟新下段儲層成巖作用進行了研究，認為沉積環(huán)境及其相應的地層水性質(zhì)對成巖作用的影響更大。該認識為深入研究該區(qū)成巖作用規(guī)律奠定了基礎，有助于油區(qū)進一步勘探開發(fā)。

圖1 馬王廟地區(qū)構造位置圖

1 沉積環(huán)境特征

江漢盆地古近系新下段沉積時期湖水屬于弱堿性—堿性、淡—半咸水，湖水鹽度不斷更替[1,7-8]。受氣候、河水補給影響，鹽湖在該區(qū)出現(xiàn)硫酸鹽鹽湖—氯化鹽鹽湖的變換，并沉積蒸發(fā)碎屑巖體系。馬王廟地區(qū)新下段砂巖以粉砂巖為主，結構成熟度較好，主要為長石砂巖，巖屑含量低。大膏層、Ⅰ油組、Ⅲ油組中、早沉積時期該區(qū)處于干旱蒸發(fā)—氧化環(huán)境，盆地為硫酸鹽鹽湖，沉積相以灘壩為主，筆者將此類環(huán)境稱為Ⅰ型環(huán)境，沉積的儲層定義為Ⅰ型儲層。泥隔層、Ⅱ油組、Ⅲ油組晚沉積時期研究區(qū)處于半干旱—潮濕氣候的弱氧化—弱還原環(huán)境，水體補給較充沛，盆地為氯化鹽鹽湖，沉積相以三角洲前緣為主，筆者將此類環(huán)境稱為Ⅱ型環(huán)境，沉積的儲層定義為Ⅱ型儲層。對應于兩種儲層在地層水氧化還原程度及酸堿度等的差異，將其成巖作用分別定義為Ⅰ型和Ⅱ型成巖作用。

2 主要成巖作用

2.1 壓實及壓溶作用

鏡下砂巖中可見黑云母等塑性巖屑由于壓實發(fā)生彎曲變形和顆粒呈定向排列的現(xiàn)象（圖2A），但本區(qū)儲層豐富的膠結作用抵消了部分壓實作用的影響，如新下段Ⅰ型儲層壓溶作用幾乎不發(fā)生。在Ⅱ型儲層中，壓實作用較明顯且對儲層影響較大，如泥巖因壓實作用向砂巖排水（含后期有機酸）和砂巖因壓實作用產(chǎn)生的壓力差異而排水會對儲層孔隙水產(chǎn)生影響。另外，埋深中的砂巖顆粒骨架及成巖后期膏質(zhì)巖等因壓實壓溶作用向鄰近砂巖孔隙排出礦物質(zhì)而影響其孔隙水。

圖2 馬王廟地區(qū)新溝嘴組下段典型沉積特征顯微照片

2.2 膠結作用

通過薄片鑒定和電鏡掃描資料分析表明馬王廟地區(qū)新溝嘴組下段膠結作用普遍，主要為碳酸鹽膠結，鐵碳酸鹽膠結，石膏膠結，長石、石英次生加大膠結等。由于所處鹽湖湖水、氣候等不同，兩型儲層主要膠結作用也有所差異，Ⅰ型儲層膠結作用以石膏膠結為主，Ⅱ型以碳酸鹽膠結為主。

2.2.1 碳酸鹽膠結作用

研究區(qū)Ⅰ、Ⅱ型儲層均可見碳酸鹽膠結。早期主要為泥晶、粉晶或細晶，少量中晶結構；多以孔隙充填式，少量以加大式產(chǎn)出。后期方解石膠結為中晶—連晶鑲嵌方式，白云石膠結為連晶鑲嵌方式（圖2B）。據(jù)前人研究情況[9]，鑒于湖水及早期地層水特點認為碳酸鹽膠結物早期為薩布哈模式以泥晶—微晶膠結，晚期的碳酸鹽膠結物相對結晶程度較高，直到地層水轉(zhuǎn)為酸性時停止膠結。

2.2.2 鐵碳酸鹽及鐵的化合物膠結作用

馬王廟油田含鐵化合物含量較凹陷其他地區(qū)高，Ⅰ、Ⅱ型儲層中分別形成不同的含鐵膠結物。Ⅰ型為氧化環(huán)境，鐵離子氧化為赤鐵礦、褐鐵礦膠結于顆粒之間，造成Ⅰ型地層普遍呈紅到棕色。Ⅱ型環(huán)境為弱氧化—還原環(huán)境，鐵離子主要以黃鐵礦膠結于顆粒之間，電鏡下多呈粒狀，少量為草莓狀（圖2H）。研究區(qū)Ⅰ、Ⅱ型儲層鐵碳酸鹽膠結最為普遍，尤其Ⅱ型儲層更為發(fā)育。早期地層水的高含鐵及后期長石的溶解生成部分鐵離子在弱堿性還原條件和較高溫度下與Ca2+、Mg2+、CO3

2-生成鐵碳酸鹽膠結物[10-12]。鏡下可見晶形較完好的自形鐵白云石充填于碳酸鹽、長石溶孔內(nèi)，說明鐵白云石形成晚于碳酸鹽、長石的溶蝕且遭后期侵蝕少（圖2C、2F）。

2.2.3 硬石膏膠結作用

馬王廟油田硬石膏含量相對于潛江凹陷其他地區(qū)較高，Ⅰ型儲層尤為發(fā)育，多為連晶鑲嵌式、斑塊狀分布，少量以微晶狀充填孔隙。呈斑塊狀分布時，局部多形成基底型膠結；硬石膏分布不均時形成凝塊型膠結，碎屑顆粒多呈漂浮或點接觸。硬石膏多具交代碎屑顆?，F(xiàn)象，且交代作用強烈。硬石膏含量高時，對孔隙的形成不利。綜合前人分析[9]認為Ⅰ型儲層早期由于干旱蒸發(fā)環(huán)境，為泥晶到微晶石膏膠結；后期由于溫度、壓力的升高，石膏或重結晶或脫水形成各種結構的硬石膏膠結物且與絮狀芒硝集合體伴生（圖2B、2E）。Ⅱ型儲層石膏膠結物則主要是后期在偏酸性條件下，由于壓實壓溶作用、顆粒溶解等造成地層水的含量、濃度的變化或下伏地層硫酸鹽沿裂縫運移隨溫壓的減小而生成。另外，裂縫內(nèi)見石膏膠結物充填（圖2D），且石膏膠結很少見后期破壞。

2.2.4 其他膠結作用

從電鏡掃描中可看出研究區(qū)Ⅱ型儲層中石鹽膠結作用較廣泛存在，Ⅱ型環(huán)境湖水中Cl-豐富，石鹽晶體在半干旱條件下蒸發(fā)膠結形成，部分晶體后期溶解呈骨骸狀（圖2G）。鏡下觀察顯示，研究區(qū)長石（主要是斜長石）大部分有Ⅲ級次生加大邊（圖2B、2C、2E），自生長石（主要是鈉長石，少量鉀長石）在研究區(qū)儲層中雖然含量少，但也經(jīng)常出現(xiàn)。壓溶作用、泥巖壓實向儲層排水、蒙脫石轉(zhuǎn)化、長石溶解等可為長石的生成創(chuàng)造條件。同時鏡下還可觀察到石英顆粒大部分也有Ⅲ級次生加大邊，本區(qū)壓溶作用及豐富的溶解作用為石英生成提供了物質(zhì)來源。

2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是研究區(qū)新下段儲層巖石中次生孔隙形成的主要原因，主要為碳酸鹽及長石溶蝕，其次為石英溶蝕。碳酸鹽溶蝕以方解石溶解普遍發(fā)育，Ⅱ型儲層中更常見，鏡下可見方解石溶解留下的殘余及形成溶孔被瀝青及后期生成礦物充填現(xiàn)象（圖2C）。長石（主要是鉀長石）溶蝕在該區(qū)也普遍發(fā)育（圖2C、2F），生成港灣狀—蜂窩狀、甚至鑄體次生孔隙，為次生孔隙的另一主要來源。Ⅱ型儲層中鉀長石溶蝕尤為普遍，K+的存在有利于黏土礦物向伊利石轉(zhuǎn)化，導致伊利石相對含量較多。關于江漢盆地新下段石英的溶解前人很少提及，但通過鏡下觀察筆者認為本區(qū)石英溶蝕現(xiàn)象也較常見，主要為先前碳酸鹽交代石英，后期碳酸鹽溶解而造成港灣狀溶蝕痕跡。

2.4 交代作用

研究區(qū)交代作用也非常普遍，形式多樣，主要有碳酸鹽交代顆粒、硬石膏交代顆粒及碳酸鹽等（圖2B），是孔隙度減小的原因之一。鏡下顯示碳酸鹽交代顆粒（石英、長石）及自生加大邊較普遍，局部可交代成港灣狀或鋸齒狀。硬石膏交代碳酸鹽也常見，特別在Ⅰ型儲層中，明顯見碳酸鹽交代殘余，說明石膏的膠結要晚于碳酸鹽膠結。酸堿度對膠結和交代作用的發(fā)生起著十分重要的作用[13]，硬石膏對碳酸鹽的交代說明此時地層水受酸性物質(zhì)的影響。此外，硬石膏交代顆粒在Ⅰ、Ⅱ型儲層都比較普遍，以交代顆粒邊和加大邊為主。

3 泥巖對儲層成巖作用的影響

泥巖對儲層成巖作用影響較大，主要有泥巖中有機質(zhì)的成熟向砂巖排烴和由于壓實壓溶作用向儲層排水和礦物離子，但兩型儲層其影響有差異。Ⅰ型沉積環(huán)境下，泥巖為非烴源巖，但由于在新上段—荊沙組沉積期盆地斷裂活動，下部的油氣沿斷裂帶、微裂縫向上運移進入儲層，形成酸性條件，所以Ⅰ型儲層較Ⅱ型進入酸性時間要晚。Ⅱ型沉積環(huán)境本身有較好的烴源巖，當有機質(zhì)進于生油窗后由于脫羧酸作用形成油氣，并向儲層排有機酸及油氣。但是第一期油氣由于荊沙組時期斷裂運動可能散失，本期油氣與碳酸鹽膠結物的溶解有關。同時由于斷裂運動，下部油氣繼續(xù)向上垂向運移形成第二期油氣，第二期是油藏形成的關鍵[2]。同時因為溫壓的增加可造成長石的溶蝕，鏡下顯示有瀝青充填于長石、膠結物溶孔，溶孔見瀝青包裹鐵方解石顆粒；裂縫內(nèi)見瀝青充填，可見油氣的生成晚于碳酸鹽、自生長石的形成，鐵碳酸鹽的生成晚于長石溶解（圖2C）。泥巖除了向儲層中排烴外，還因壓實壓溶作用向儲層中排水、補充礦物離子。早期在蒸發(fā)碎屑巖的泥巖（膏質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖）未固結之前由于地下水的淋濾作用向儲層排出含礦物離子的層間水，再在砂巖中側向運移或斷層垂向運移至地表[14]。后期因泥巖中膏質(zhì)等的壓溶作用及黏土礦物的轉(zhuǎn)化向儲層排K+、Ca2+、Na+等離子而改變孔隙水濃度可對儲層造成影響。

4 成巖階段的劃分及其演化

根據(jù)應鳳詳（1984）將成巖作用劃分為：早成巖期，中成巖A期、B期，晚成巖期[15]。另外同生—準同生階段的膠結作用對成巖有重要的影響，本文也將做重點闡述。對研究區(qū)Ⅱ—Ⅲ油組上部生油巖分析研究表明，Ro一般0.53%～0.88%。平均0.71%[16]，電鏡下伊利石呈片狀，相對含量大于50%，說明此時期地層達到中成巖晚期階段，局部達到晚成巖期。下面分述兩型成巖作用演化規(guī)律。

Ⅰ型成巖作用演化：同生—準同生階段由于干旱蒸發(fā)氧化環(huán)境，膠結及氧化作用明顯，生成膏質(zhì)、鈣質(zhì)殼、石膏質(zhì)、云質(zhì)等泥巖及膏質(zhì)粉砂巖，膠結物主要為泥晶到微晶的方解石、白云石、石膏等[8,12]。鐵離子氧化形成赤鐵礦或褐鐵礦。早成巖階段地層為堿性條件，壓實作用逐漸明顯，泥巖的排水（包括蒸發(fā)碎屑巖淋漓作用）補充了孔隙水的濃度，碳酸鹽膠結物繼續(xù)生成，呈亮晶膠結，長石（斜長石）、石英次生加大邊開始出現(xiàn)，隨埋深的加大，碳酸鹽也開始交代顆粒及次生加大邊。中成巖早期隨著埋深的加大，溫度、壓力繼續(xù)增加，顆粒間出現(xiàn)壓溶，壓溶可加劇次生加大邊，碳酸鹽繼續(xù)交代顆粒，長石的被交代物質(zhì)向地層水中補充K+、Ca2+、Na+、Mg2+、Fe2+和硅酸根等離子，長石、石英局部膠結形成自生加大邊、自生長石。中成巖晚期—晚成巖期斷裂活動帶來的油氣及硫酸根離子和早期石膏重結晶形成硬石膏及芒硝礦膠結，并交代顆粒、加大邊和早期的碳酸鹽膠結物。另外，油氣運移帶來的酸性條件也部分的溶蝕了長石、碳酸鹽膠結物，形成少量次生孔隙。

Ⅱ型成巖作用演化：同生—準同生階段由于沉積物孔隙水擴散和上覆沉積物壓實，地層水部分離子結晶形成白云質(zhì)、灰質(zhì)及膏質(zhì)泥巖和粉砂巖，膠結物以微晶為主。由于還原環(huán)境，含鐵物質(zhì)還原成菱鐵礦。早成巖階段壓實作用加大，泥巖排水和砂泥巖的滲濾作用補充了孔隙水濃度[14]，地層水堿性條件變強，長石、石英次生加大邊出現(xiàn)，碳酸鹽呈亮晶繼續(xù)膠結并交代顆粒及次生加大邊。中成巖早期隨溫壓的增加，顆粒間出現(xiàn)壓溶，擴大了次生加大邊，泥巖有機質(zhì)開始成熟并向地層排出有機酸和S2-，碳酸鹽膠結物開始溶蝕，并有黃鐵礦生成。中成巖晚期隨著油氣大量進入，長石開始溶蝕，并向地層水補充K+、Ca2+、Na+、Mg2+、Fe2+和硅酸根等離子。此外，鐵離子的濃度隨著地層水在砂巖中向地表排水的側向運移及砂巖的滲濾作用濃度更大。隨著埋深的加大，特別到晚成巖期，地層水呈弱酸—弱堿性，出現(xiàn)鐵方解石、鐵白云石膠結。在地層水運移過程中，長石、二氧化硅沉淀形成自生加大邊及自生長石。地層水中Ca2+離子在中—晚成巖期隨著泥巖及斷裂活動帶來的硫酸根離子生成硬石膏膠結，并交代顆粒、加大邊及早期的碳酸鹽膠結物（圖3，圖4）。

圖3 成巖環(huán)境及其成巖作用演化模式圖

圖4 馬王廟地區(qū)新下段成巖類型及其階段

5 結論

（1）馬王廟地區(qū)新下段時期發(fā)育了兩型成巖作用差異較大的儲層，Ⅰ型儲層膠結作用更為顯著，以石膏膠結為特點，對儲層孔隙起破壞作用；Ⅱ型儲層以溶解作用為主，對儲層具有建設性作用，儲層物性相對較好，溶解作用不僅增加了儲層孔隙度，也為后期各種成巖作用提供物質(zhì)來源。

（2）泥巖對儲層成巖作用和油氣成藏影響較大，對各型儲層的影響有差異。Ⅰ型儲層泥巖由于壓實壓溶為儲層成巖作用過程中提供了物質(zhì)來源，其主要油氣在斷裂帶附近；Ⅱ型儲層泥巖不僅提供了物質(zhì)來源，泥巖中有機質(zhì)的成熟還改變儲層地層水的酸堿度，為各種溶解作用提供酸性條件并生成次生孔隙，其物性較好，成藏面積廣。

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南海深水油氣開發(fā)頂層設計“亮劍”

10月18日，南海深水油氣開發(fā)頂層設計在北京“亮劍”。四個深水技術研究室、三個深水中心將共同構成國家能源深水油氣工程技術研發(fā)中心（下稱國家深水工程研發(fā)中心），具有我國自主知識產(chǎn)權的深水油氣田開發(fā)工程技術體系已現(xiàn)雛形。

“四室”分別為深水鉆完井技術研究室、深水工程結構技術研究室、深水工藝及設備技術研究室、深水應急救援技術研究室，“三中心”分別為深水流動安全試驗評價中心、深水工程設施現(xiàn)場監(jiān)測中心、水下產(chǎn)品研發(fā)及測試中心。其中，深水流動安全試驗評價中心包括海上油田流動安全中試及評價實驗室和深水氣田流動安全中試及評價基地。中海油研究總院、海油工程公司、深海開發(fā)有限公司參與牽頭建設。

中海油副總經(jīng)理，國家深水工程研發(fā)中心理事長武廣齊表示，“四室”和“三中心”構建了產(chǎn)學研用相結合的創(chuàng)新平臺。依托中海油現(xiàn)有的國內(nèi)外深水油氣田開發(fā)項目，“四室”和“三中心”將分別對深水油氣開發(fā)工程的研究、設計、制造、安裝、運行管理等全流程的關鍵技術進行攻關。

南海油氣地質(zhì)資源量占我國油氣總資源量的1/3，約在230×108～300×108t之間，天然氣總地質(zhì)資源量約為16×1012m3，其中70%蘊藏于153.7 km2的深海區(qū)域。

2013年3月25日，國家深水工程研發(fā)中心在中海油研究總院正式成立。它的成立是中國海油貫徹落實“建設海洋強國”、構建“四位一體”的國家能源科技創(chuàng)新體系、提升我國深水油氣資源開發(fā)能力的重要舉措。

摘編自《中國海洋石油報》2013年10月21日

Diagenesis in the Lower Member of Xingouzui Formation
in Mawangmiao Area of Qianjiang Depression

XIE Chunan1, JIA Xiurong1, HU Mingy2, HU Zhonggui2

（1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development of SINOPEC Henan Oilfeld Company, Nanyang Henan 473001, China;2. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources, Ministry of Education, Jingzhou Hubei 434023, China）

Based on depositional environment analysis, study on diagenesis has been conducted systematically for the lower member of Xingouzui Formation of Paleogene in Mawangmiao area of Qianjiang Sag in Jianghan basin. The study results indicate that the lower member of Xingouzui Fm in Mawangmiao area was in arid and evaporated-oxidative model Ⅰ sedimentary environment and half arid-humid climate, weak oxidative-weak reductive model Ⅱ sedimentary environment. Accordingly, two types of reservoirs have been developed, two types of diagenesis have occurred, with quite different infuence on reservoir quality due to the infuence of formation water. Cementation is dominated in Model Ⅰ diagenesis, with great damage to reservoir pores, and the better quality reservoirs were developed in fault zones. Model Ⅱ diagenesis is dominated by chemical denudation, with positive effect on reservoir quality, and the reservoir properties are relatively good, being favorable for HC accumulation widely. This understanding provides a solid foundation for study of the diagenesis in this area, and also contribute to further exploration and development of this oil bearing area.

Qiangjiang Sag; Mawangmiao area; the lower member of Xingouzui Formation; depositional environment; diagenesis

TE121.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2013.04.024

1008-2336（2013）04-0024-06

中石化委托科研項目“潛南地區(qū)新溝咀組下段沉積相及砂體展布規(guī)律研究”（G0601-09-ZS-0034）。

2012-11-26；改回日期：2013-09-06

謝春安，男，1982年生，工程師，碩士，主要從事儲層地質(zhì)學方面的研究工作。E-mail：xiechunan200905@163.com。