潜江凹陷马王庙地区新沟嘴组下段成岩作用

谢春安，贾秀容，胡明毅，胡忠贵

（1.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北荆州 434023）

潜江凹陷马王庙地区新沟嘴组下段成岩作用

谢春安1，贾秀容1，胡明毅2，胡忠贵2

（1.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北荆州 434023）

从沉积环境背景出发，通过岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜分析等方法对江汉盆地潜江凹陷马王庙地区古近系新沟嘴组下段储层成岩作用做了系统的研究。研究表明马王庙地区新下段沉积时期盆地处于干旱蒸发—氧化环境的Ⅰ型沉积环境和半干旱—潮湿弱氧化—弱还原环境的Ⅱ型沉积环境，相应地发育两种储层，经历了两种成岩类型，受其相应的地层水影响，成岩作用差异较大。Ⅰ型成岩作用以胶结作用更显著，对储层孔隙起破坏作用，其较好储层发育受断裂带控制；Ⅱ型成岩作用以溶解作用为主，对储层具有建设作用，成藏面积广，其储层物性相对较好。该认识为深入研究该区成岩作用规律奠定了基础，也有助于油区进一步勘探开发。

潜江凹陷；马王庙地区；新沟嘴组下段；沉积环境；成岩作用

江汉盆地是中扬子准地台上发育起来的晚白垩纪—新近纪断陷盐湖盆地。盆地分别在晚白垩纪—中始新世和晚始新世—新近纪经历了两次断裂—坳陷过程[1]。新沟嘴组下段属于古近系上古新统—下始新统，自下而上划分为Ⅲ油组、泥隔层、Ⅱ油组、Ⅰ油组和大膏层。马王庙地区位于江汉盆地潜江凹陷东南部和岳口低凸起东段（图1），是江汉盆地新沟嘴组油气丰度最高、规模最大，勘探效益最好的地区。关于江汉盆地新下段的成岩作用前人做了许多工作[2-5]，但从其主要地层及相应沉积环境出发进行的研究尚显薄弱[6]。笔者以沉积学与岩石学特征为基础，通过薄片鉴定、扫描电镜及岩心观察等方法对马王庙新下段储层成岩作用进行了研究，认为沉积环境及其相应的地层水性质对成岩作用的影响更大。该认识为深入研究该区成岩作用规律奠定了基础，有助于油区进一步勘探开发。

图1 马王庙地区构造位置图

1 沉积环境特征

江汉盆地古近系新下段沉积时期湖水属于弱碱性—碱性、淡—半咸水，湖水盐度不断更替[1,7-8]。受气候、河水补给影响，盐湖在该区出现硫酸盐盐湖—氯化盐盐湖的变换，并沉积蒸发碎屑岩体系。马王庙地区新下段砂岩以粉砂岩为主，结构成熟度较好，主要为长石砂岩，岩屑含量低。大膏层、Ⅰ油组、Ⅲ油组中、早沉积时期该区处于干旱蒸发—氧化环境，盆地为硫酸盐盐湖，沉积相以滩坝为主，笔者将此类环境称为Ⅰ型环境，沉积的储层定义为Ⅰ型储层。泥隔层、Ⅱ油组、Ⅲ油组晚沉积时期研究区处于半干旱—潮湿气候的弱氧化—弱还原环境，水体补给较充沛，盆地为氯化盐盐湖，沉积相以三角洲前缘为主，笔者将此类环境称为Ⅱ型环境，沉积的储层定义为Ⅱ型储层。对应于两种储层在地层水氧化还原程度及酸碱度等的差异，将其成岩作用分别定义为Ⅰ型和Ⅱ型成岩作用。

2 主要成岩作用

2.1 压实及压溶作用

镜下砂岩中可见黑云母等塑性岩屑由于压实发生弯曲变形和颗粒呈定向排列的现象（图2A），但本区储层丰富的胶结作用抵消了部分压实作用的影响，如新下段Ⅰ型储层压溶作用几乎不发生。在Ⅱ型储层中，压实作用较明显且对储层影响较大，如泥岩因压实作用向砂岩排水（含后期有机酸）和砂岩因压实作用产生的压力差异而排水会对储层孔隙水产生影响。另外，埋深中的砂岩颗粒骨架及成岩后期膏质岩等因压实压溶作用向邻近砂岩孔隙排出矿物质而影响其孔隙水。

图2 马王庙地区新沟嘴组下段典型沉积特征显微照片

2.2 胶结作用

通过薄片鉴定和电镜扫描资料分析表明马王庙地区新沟嘴组下段胶结作用普遍，主要为碳酸盐胶结，铁碳酸盐胶结，石膏胶结，长石、石英次生加大胶结等。由于所处盐湖湖水、气候等不同，两型储层主要胶结作用也有所差异，Ⅰ型储层胶结作用以石膏胶结为主，Ⅱ型以碳酸盐胶结为主。

2.2.1 碳酸盐胶结作用

研究区Ⅰ、Ⅱ型储层均可见碳酸盐胶结。早期主要为泥晶、粉晶或细晶，少量中晶结构；多以孔隙充填式，少量以加大式产出。后期方解石胶结为中晶—连晶镶嵌方式，白云石胶结为连晶镶嵌方式（图2B）。据前人研究情况[9]，鉴于湖水及早期地层水特点认为碳酸盐胶结物早期为萨布哈模式以泥晶—微晶胶结，晚期的碳酸盐胶结物相对结晶程度较高，直到地层水转为酸性时停止胶结。

2.2.2 铁碳酸盐及铁的化合物胶结作用

马王庙油田含铁化合物含量较凹陷其他地区高，Ⅰ、Ⅱ型储层中分别形成不同的含铁胶结物。Ⅰ型为氧化环境，铁离子氧化为赤铁矿、褐铁矿胶结于颗粒之间，造成Ⅰ型地层普遍呈红到棕色。Ⅱ型环境为弱氧化—还原环境，铁离子主要以黄铁矿胶结于颗粒之间，电镜下多呈粒状，少量为草莓状（图2H）。研究区Ⅰ、Ⅱ型储层铁碳酸盐胶结最为普遍，尤其Ⅱ型储层更为发育。早期地层水的高含铁及后期长石的溶解生成部分铁离子在弱碱性还原条件和较高温度下与Ca2+、Mg2+、CO3

2-生成铁碳酸盐胶结物[10-12]。镜下可见晶形较完好的自形铁白云石充填于碳酸盐、长石溶孔内，说明铁白云石形成晚于碳酸盐、长石的溶蚀且遭后期侵蚀少（图2C、2F）。

2.2.3 硬石膏胶结作用

马王庙油田硬石膏含量相对于潜江凹陷其他地区较高，Ⅰ型储层尤为发育，多为连晶镶嵌式、斑块状分布，少量以微晶状充填孔隙。呈斑块状分布时，局部多形成基底型胶结；硬石膏分布不均时形成凝块型胶结，碎屑颗粒多呈漂浮或点接触。硬石膏多具交代碎屑颗粒现象，且交代作用强烈。硬石膏含量高时，对孔隙的形成不利。综合前人分析[9]认为Ⅰ型储层早期由于干旱蒸发环境，为泥晶到微晶石膏胶结；后期由于温度、压力的升高，石膏或重结晶或脱水形成各种结构的硬石膏胶结物且与絮状芒硝集合体伴生（图2B、2E）。Ⅱ型储层石膏胶结物则主要是后期在偏酸性条件下，由于压实压溶作用、颗粒溶解等造成地层水的含量、浓度的变化或下伏地层硫酸盐沿裂缝运移随温压的减小而生成。另外，裂缝内见石膏胶结物充填（图2D），且石膏胶结很少见后期破坏。

2.2.4 其他胶结作用

从电镜扫描中可看出研究区Ⅱ型储层中石盐胶结作用较广泛存在，Ⅱ型环境湖水中Cl-丰富，石盐晶体在半干旱条件下蒸发胶结形成，部分晶体后期溶解呈骨骸状（图2G）。镜下观察显示，研究区长石（主要是斜长石）大部分有Ⅲ级次生加大边（图2B、2C、2E），自生长石（主要是钠长石，少量钾长石）在研究区储层中虽然含量少，但也经常出现。压溶作用、泥岩压实向储层排水、蒙脱石转化、长石溶解等可为长石的生成创造条件。同时镜下还可观察到石英颗粒大部分也有Ⅲ级次生加大边，本区压溶作用及丰富的溶解作用为石英生成提供了物质来源。

2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是研究区新下段储层岩石中次生孔隙形成的主要原因，主要为碳酸盐及长石溶蚀，其次为石英溶蚀。碳酸盐溶蚀以方解石溶解普遍发育，Ⅱ型储层中更常见，镜下可见方解石溶解留下的残余及形成溶孔被沥青及后期生成矿物充填现象（图2C）。长石（主要是钾长石）溶蚀在该区也普遍发育（图2C、2F），生成港湾状—蜂窝状、甚至铸体次生孔隙，为次生孔隙的另一主要来源。Ⅱ型储层中钾长石溶蚀尤为普遍，K+的存在有利于黏土矿物向伊利石转化，导致伊利石相对含量较多。关于江汉盆地新下段石英的溶解前人很少提及，但通过镜下观察笔者认为本区石英溶蚀现象也较常见，主要为先前碳酸盐交代石英，后期碳酸盐溶解而造成港湾状溶蚀痕迹。

2.4 交代作用

研究区交代作用也非常普遍，形式多样，主要有碳酸盐交代颗粒、硬石膏交代颗粒及碳酸盐等（图2B），是孔隙度减小的原因之一。镜下显示碳酸盐交代颗粒（石英、长石）及自生加大边较普遍，局部可交代成港湾状或锯齿状。硬石膏交代碳酸盐也常见，特别在Ⅰ型储层中，明显见碳酸盐交代残余，说明石膏的胶结要晚于碳酸盐胶结。酸碱度对胶结和交代作用的发生起着十分重要的作用[13]，硬石膏对碳酸盐的交代说明此时地层水受酸性物质的影响。此外，硬石膏交代颗粒在Ⅰ、Ⅱ型储层都比较普遍，以交代颗粒边和加大边为主。

3 泥岩对储层成岩作用的影响

泥岩对储层成岩作用影响较大，主要有泥岩中有机质的成熟向砂岩排烃和由于压实压溶作用向储层排水和矿物离子，但两型储层其影响有差异。Ⅰ型沉积环境下，泥岩为非烃源岩，但由于在新上段—荆沙组沉积期盆地断裂活动，下部的油气沿断裂带、微裂缝向上运移进入储层，形成酸性条件，所以Ⅰ型储层较Ⅱ型进入酸性时间要晚。Ⅱ型沉积环境本身有较好的烃源岩，当有机质进于生油窗后由于脱羧酸作用形成油气，并向储层排有机酸及油气。但是第一期油气由于荆沙组时期断裂运动可能散失，本期油气与碳酸盐胶结物的溶解有关。同时由于断裂运动，下部油气继续向上垂向运移形成第二期油气，第二期是油藏形成的关键[2]。同时因为温压的增加可造成长石的溶蚀，镜下显示有沥青充填于长石、胶结物溶孔，溶孔见沥青包裹铁方解石颗粒；裂缝内见沥青充填，可见油气的生成晚于碳酸盐、自生长石的形成，铁碳酸盐的生成晚于长石溶解（图2C）。泥岩除了向储层中排烃外，还因压实压溶作用向储层中排水、补充矿物离子。早期在蒸发碎屑岩的泥岩（膏质泥岩、云质泥岩）未固结之前由于地下水的淋滤作用向储层排出含矿物离子的层间水，再在砂岩中侧向运移或断层垂向运移至地表[14]。后期因泥岩中膏质等的压溶作用及黏土矿物的转化向储层排K+、Ca2+、Na+等离子而改变孔隙水浓度可对储层造成影响。

4 成岩阶段的划分及其演化

根据应凤详（1984）将成岩作用划分为：早成岩期，中成岩A期、B期，晚成岩期[15]。另外同生—准同生阶段的胶结作用对成岩有重要的影响，本文也将做重点阐述。对研究区Ⅱ—Ⅲ油组上部生油岩分析研究表明，Ro一般0.53%～0.88%。平均0.71%[16]，电镜下伊利石呈片状，相对含量大于50%，说明此时期地层达到中成岩晚期阶段，局部达到晚成岩期。下面分述两型成岩作用演化规律。

Ⅰ型成岩作用演化：同生—准同生阶段由于干旱蒸发氧化环境，胶结及氧化作用明显，生成膏质、钙质壳、石膏质、云质等泥岩及膏质粉砂岩，胶结物主要为泥晶到微晶的方解石、白云石、石膏等[8,12]。铁离子氧化形成赤铁矿或褐铁矿。早成岩阶段地层为碱性条件，压实作用逐渐明显，泥岩的排水（包括蒸发碎屑岩淋漓作用）补充了孔隙水的浓度，碳酸盐胶结物继续生成，呈亮晶胶结，长石（斜长石）、石英次生加大边开始出现，随埋深的加大，碳酸盐也开始交代颗粒及次生加大边。中成岩早期随着埋深的加大，温度、压力继续增加，颗粒间出现压溶，压溶可加剧次生加大边，碳酸盐继续交代颗粒，长石的被交代物质向地层水中补充K+、Ca2+、Na+、Mg2+、Fe2+和硅酸根等离子，长石、石英局部胶结形成自生加大边、自生长石。中成岩晚期—晚成岩期断裂活动带来的油气及硫酸根离子和早期石膏重结晶形成硬石膏及芒硝矿胶结，并交代颗粒、加大边和早期的碳酸盐胶结物。另外，油气运移带来的酸性条件也部分的溶蚀了长石、碳酸盐胶结物，形成少量次生孔隙。

Ⅱ型成岩作用演化：同生—准同生阶段由于沉积物孔隙水扩散和上覆沉积物压实，地层水部分离子结晶形成白云质、灰质及膏质泥岩和粉砂岩，胶结物以微晶为主。由于还原环境，含铁物质还原成菱铁矿。早成岩阶段压实作用加大，泥岩排水和砂泥岩的渗滤作用补充了孔隙水浓度[14]，地层水碱性条件变强，长石、石英次生加大边出现，碳酸盐呈亮晶继续胶结并交代颗粒及次生加大边。中成岩早期随温压的增加，颗粒间出现压溶，扩大了次生加大边，泥岩有机质开始成熟并向地层排出有机酸和S2-，碳酸盐胶结物开始溶蚀，并有黄铁矿生成。中成岩晚期随着油气大量进入，长石开始溶蚀，并向地层水补充K+、Ca2+、Na+、Mg2+、Fe2+和硅酸根等离子。此外，铁离子的浓度随着地层水在砂岩中向地表排水的侧向运移及砂岩的渗滤作用浓度更大。随着埋深的加大，特别到晚成岩期，地层水呈弱酸—弱碱性，出现铁方解石、铁白云石胶结。在地层水运移过程中，长石、二氧化硅沉淀形成自生加大边及自生长石。地层水中Ca2+离子在中—晚成岩期随着泥岩及断裂活动带来的硫酸根离子生成硬石膏胶结，并交代颗粒、加大边及早期的碳酸盐胶结物（图3，图4）。

图3 成岩环境及其成岩作用演化模式图

图4 马王庙地区新下段成岩类型及其阶段

5 结论

（1）马王庙地区新下段时期发育了两型成岩作用差异较大的储层，Ⅰ型储层胶结作用更为显著，以石膏胶结为特点，对储层孔隙起破坏作用；Ⅱ型储层以溶解作用为主，对储层具有建设性作用，储层物性相对较好，溶解作用不仅增加了储层孔隙度，也为后期各种成岩作用提供物质来源。

（2）泥岩对储层成岩作用和油气成藏影响较大，对各型储层的影响有差异。Ⅰ型储层泥岩由于压实压溶为储层成岩作用过程中提供了物质来源，其主要油气在断裂带附近；Ⅱ型储层泥岩不仅提供了物质来源，泥岩中有机质的成熟还改变储层地层水的酸碱度，为各种溶解作用提供酸性条件并生成次生孔隙，其物性较好，成藏面积广。

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南海深水油气开发顶层设计“亮剑”

10月18日，南海深水油气开发顶层设计在北京“亮剑”。四个深水技术研究室、三个深水中心将共同构成国家能源深水油气工程技术研发中心（下称国家深水工程研发中心），具有我国自主知识产权的深水油气田开发工程技术体系已现雏形。

“四室”分别为深水钻完井技术研究室、深水工程结构技术研究室、深水工艺及设备技术研究室、深水应急救援技术研究室，“三中心”分别为深水流动安全试验评价中心、深水工程设施现场监测中心、水下产品研发及测试中心。其中，深水流动安全试验评价中心包括海上油田流动安全中试及评价实验室和深水气田流动安全中试及评价基地。中海油研究总院、海油工程公司、深海开发有限公司参与牵头建设。

中海油副总经理，国家深水工程研发中心理事长武广齐表示，“四室”和“三中心”构建了产学研用相结合的创新平台。依托中海油现有的国内外深水油气田开发项目，“四室”和“三中心”将分别对深水油气开发工程的研究、设计、制造、安装、运行管理等全流程的关键技术进行攻关。

南海油气地质资源量占我国油气总资源量的1/3，约在230×108～300×108t之间，天然气总地质资源量约为16×1012m3，其中70%蕴藏于153.7 km2的深海区域。

2013年3月25日，国家深水工程研发中心在中海油研究总院正式成立。它的成立是中国海油贯彻落实“建设海洋强国”、构建“四位一体”的国家能源科技创新体系、提升我国深水油气资源开发能力的重要举措。

摘编自《中国海洋石油报》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

中石化委托科研项目“潜南地区新沟咀组下段沉积相及砂体展布规律研究”（G0601-09-ZS-0034）。

2012-11-26；改回日期：2013-09-06

谢春安，男，1982年生，工程师，硕士，主要从事储层地质学方面的研究工作。E-mail：xiechunan200905@163.com。