引言

志留系柯坪塔格组是塔里木盆地重要的油气勘探目标和远景层位，经历了多类型、多期次成岩作用的改造，成岩成孔演化过程复杂，导致储层非均质性强，制约了油藏的高效开发。前人对柯坪塔格组储层特征及主控因素做了大量研究，徐燕军等认为沉积环境、压实作用及胶结作用为储层的主控因素^[1]；葛善良等认为柯下段储层孔隙结构复杂，成岩作用是影响储层物性的重要因素^[2]；杨素举及马中远认为溶蚀作用及构造破裂作用使储层的储渗性能得以改善^[3-4]。因此，系统研究储层成岩作用特征，明确其成岩成孔演化规律显得尤为重要。

本文基于以上研究现状，在储层基本特征研究的基础上，详细分析储层成岩作用类型、成岩阶段划分及成岩序列，恢复储层的初始孔隙度，定量计算压实作用、胶结作用、油气充注及溶蚀作用对孔隙度的影响，分别建立柯坪塔格组3个砂岩段的孔隙演化模式，以期为柯坪塔格组油藏进一步的勘探开发提供可靠的地质依据。

1 地质概况

顺托果勒低隆是奥陶纪末期形成的一个次级低隆起，东接满加尔拗陷，西为阿瓦提断陷，北靠沙雅隆起，南邻塔中隆起及古城墟隆起，整体上北宽南窄，呈“马鞍形”^[5-6]。研究区块位于顺托果勒低隆东南部，是顺托果勒北部及满加尔拗陷东部油气运移的长期有利指向区，勘探面积5 534 km²(图 1)。区内志留系柯坪塔格组埋深大于5 100 m，厚度400 m以上，主要发育滨岸相及三角洲相砂体，纵向叠置、横向连片，自下而上可分为3个砂岩段：下段(S₁k¹)、上1亚段(S₁k^3-1)和上3亚段(S₁k^3-3)，均见油气显示(图 2)；中段(S₁k²)、上2亚段(S₁k^3-2)及上覆石炭系泥岩为良好的区域性盖层，形成了多套有利的储盖组合；同时寒武系—奥陶系烃源岩发育，显示了该地区柯坪塔格组良好的勘探前景^[6-7]。

2 储层基本特征

研究区柯坪塔格组主要发育灰色、灰绿色砂岩及暗色泥岩，砂岩类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及长石岩屑砂岩为主，其他类型较少。碎屑成分中石英平均含量54.99%，S₁k^3-1砂岩中最多(56.45%)，以单晶石英为主，可见少量燧石及多晶石英；长石平均含量10.28%，S₁k^3-3砂岩中含量最高(18.33%)，钾长石略多于斜长石；岩屑含量较高，平均34.73%，S₁k¹砂岩中含量最高(39.91%)，以变质岩岩屑和沉积岩岩屑为主；成分成熟度较低。填隙物中钙质胶结物最多，平均含量5.47%，S₁k¹砂岩中分布较少；其次为泥质杂基(2.72%)和沥青(2.32%)；另见少量硅质胶结物(1.71%)和极少量黏土矿物胶结物(0.31%)。颗粒粒度以细粒为主，分选性好—中等，多呈次棱角状及次圆状，颗粒间以点—线接触和线接触为主，颗粒支撑，结构成熟度中等。主要发育粒间溶孔、粒内溶孔、残余原生粒间孔及微裂缝等储集空间类型，其中S₁k^3-3储层以原生粒间孔为主，S₁k^3-1 和 S₁k¹储层以粒间溶孔为主(表 1)。储层物性较差，平均孔隙度7.57%，平均渗透率0.74 mD，整体表现为特低孔超低渗的孔隙型储层。

3 成岩作用 3.1 成岩作用类型

薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及阴极发光等资料表明，顺托果勒区块柯坪塔格组主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、油气充注以及构造破裂作用，多种成岩作用的共同改造导致了不同砂岩段储层物性的差异^[8]。

3.1.1 压实作用

压实作用贯穿于砂岩储层的整个埋藏过程^[9-10]，并在成岩早期使砂岩的原生孔隙迅速减少^[11]，由于较大的埋深和较高的岩屑含量，导致研究区柯坪塔格组经历了强烈的压实作用，是导致储层物性降低的最主要原因。压实作用类型以机械压实为主，少见压溶作用。镜下压实作用主要表现为以下特征：① 石英、长石等刚性矿物颗粒发生挤压错位或破裂(图 3a)；② 云母、软质岩屑等塑性颗粒发生压实变形(图 3b)；③ 颗粒间接触关系由点接触过渡到线接触甚至凹凸接触(图 3c)；④ 软质岩屑的假杂基化；⑤ 碎屑颗粒长轴呈定向排列。

3.1.2 胶结作用

胶结作用在柯坪塔格组砂岩中较为普遍，包括钙质胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结，胶结物多表现为占据孔隙空间而导致孔隙度降低，但也能增加骨架颗粒强度，起到一定的抗压实作用^[12-14]。

(1) 钙质胶结

钙质胶结物在S₁k^3-3和S₁k^3-1砂岩中含量较高，主要为方解石，白云石很少。根据镜下观察以及方解石胶结物捕获的原生包裹体测温数据，认为存在早、晚两期方解石胶结，早期方解石胶结物多呈连晶结构，同时交代碎屑颗粒，石英颗粒边缘无加大边(图 3d)，包裹体均一温度在80~100℃；晚期方解石胶结物多呈斑块状或粒状，交代石英颗粒及石英次生加大边(图 3e)，包裹体均一温度集中在140~150℃(图 4)。

(2) 硅质胶结

S₁k¹砂岩中硅质胶结物含量相对较高，钙质胶结强烈的砂岩中，发育程度较低，多表现为石英次生加大，一般呈耳状或不规则状环绕石英颗粒表面向外生长，加大边厚0.01~0.08 mm，与石英颗粒之间常见泥质脏边，有时可见有机质(图 3f，图 3h)。

(3) 黏土矿物胶结

黏土矿物胶结物在3个砂岩段均很少发育，据X-衍射分析资料，主要为伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，高岭石和绿/蒙混层极少。扫描电镜下，伊利石呈片状、蜂窝状分布于颗粒表面，或呈丝状沿颗粒表面向外伸展(图 3g)；伊/蒙混层多为不规则片状(图 3g)；绿泥石多包裹在颗粒表面，单体形态呈针叶状(图 3h)；高岭石主要充填在颗粒之间，呈叠片状。

3.1.3 溶蚀作用

溶蚀作用形成次生孔隙，对储层物性的改善起到关键性作用。3个砂岩段中，S₁k¹溶蚀程度相对较弱。溶蚀对象多为长石、岩屑，另有少量石英和方解石胶结物被溶解，镜下特征主要表现为：① 长石及岩屑中易溶组分被溶蚀，残余部分呈筛网状或残骸状，形成粒间溶孔、粒内溶孔(图 3i)；② 石英颗粒边缘或加大边被溶蚀成港湾状，形成粒间溶孔(图 3j)；③ 长石完全溶蚀形成铸模孔(图 3k)；④ 方解石胶结物溶蚀形成粒间溶孔(图 3j)。

3.1.4 交代作用

主要表现为方解石交代岩屑、长石及石英或黄铁矿交代岩屑，被交代的碎屑颗粒边缘多呈锯齿状或港湾状(图 3e)，若交代作用强度大，方解石可完全交代碎屑颗粒，仅保留原有轮廓(图 3l)。

3.1.5 油气充注

油气充注可减缓胶结作用的速率，并促进溶蚀作用的发生^[15-17]，但残留的沥青充填孔隙，使孔隙度降低，同时随着埋深加大及地温升高，沥青质的裂解也会导致储层孔隙度发生变化。根据镜下薄片观察，可识别出两期沥青充填：第一期充注残留的沥青沿颗粒的磨蚀边充填原生粒间孔(图 3m)，说明这一期油气充注发生的时间较早，在石英次生加大以及自生矿物生成之前；第二期充注残留的沥青充填方解石胶结物溶蚀孔，赋存于石英加大边之外(图 3n)，说明充注发生在方解石胶结、石英次生加大以及第二期溶蚀作用之后。

3.1.6 构造破裂作用

构造破裂作用是岩石在埋藏成岩期产生裂缝的最主要原因，裂缝既是渗滤通道，也是重要的储集空间，可有效改善储层物性^{[14, 18, 19]}。顺901井、顺903H井及顺904H井岩芯可见垂直裂缝，延伸长度0.30~1.85 m，张开度1~2 mm，未被充填(图 3o)。

3.2 成岩阶段划分

柯坪塔格组砂岩储层成岩阶段划分标志主要包括黏土矿物特征、岩石结构特征、有机质成熟度及古地温等：① 黏土矿物以伊利石(片状、丝缕状)、绿泥石(薄膜状、叶片状)以及伊蒙混层为主，可见叠片状高岭石，伊蒙混层比均小于25%；② 颗粒间以线接触为主，见凹凸接触，分选性好—中等，磨圆度多为次棱角状，颗粒支撑，孔隙型胶结，见压嵌式胶结和次生加大型胶结，孔隙类型以溶蚀孔为主；③ 泥岩R_o平均值为0.755%；④ 古地温基本处于90~140℃，最大埋藏地温可达150℃。

依照石油天然气行业《碎屑岩成岩阶段划分规范》(SY/T5477—2003)，认为柯坪塔格组砂岩储层处于中成岩阶段A期，局部达到中成岩阶段B期。

3.3 成岩序列

根据成岩作用特征、自生矿物产状及其形成条件，认为柯坪塔格组砂岩各成岩事件发生的顺序大致如下：机械压实→黏土膜形成→黄铁矿形成→第一期油气充注→早期方解石沉淀→石英Ⅰ级次生加大→长石、岩屑溶解/方解石弱溶→石英Ⅱ级次生加大→长石及岩屑大量溶蚀→第二期油气充注→晚期方解石胶结/交代碎屑颗粒→石英颗粒溶蚀(图 5)。由于有些成岩事件是阶段性的，而有些持续时间较长，在成岩过程中，上述各成岩事件必然会出现重复以及重叠的情况。

4 孔隙演化

成岩作用控制了砂岩储层的孔隙演化过程^{[10, 20]}，其中造成孔隙度降低的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和油气充注(沥青充填)，而溶蚀作用使储层孔隙度升高。本文在上述成岩作用研究的基础上，通过筛析粒度测试和铸体薄片鉴定等技术手段，定量分析不同成岩事件对储层孔隙度的影响以及不同成岩阶段储层孔隙度的变化，分别恢复柯坪塔格组3个砂岩段的孔隙演化过程。

(1) 利用Bread等提出的地表条件下未固结砂岩孔隙度与分选系数的关系^[21]来计算不同砂岩段的初始孔隙度

$\phi_0 = 20.91+22.90/S_{\rm o} $

(1)

式中： $\phi_0$—初始孔隙度，%；

S_o—Trask分选系数，S_o=(P₂₅/P₇₅)^1/2，其中，P₂₅—粒度概率累积曲线上25%处粒径大小，P₇₅—粒度概率累积曲线上75%处粒径大小。

(2) 利用铸体薄片鉴定及图像分析技术统计不同胶结物、不同孔隙类型以及沥青含量，利用面孔率与实测孔隙度的关系，定量计算不同成岩作用事件对孔隙度的影响(表 2)。

$\hspace{-1em}\text{压实作用减孔量}=\text{初始孔隙度}-\left(\text{胶结物总含量}+\text{沥青含量}+\dfrac{\text{原生粒间孔含量×实测孔隙度}}{\text{面孔率}}\right)$

(2)

$\hspace{-1em}\text{胶结作用减孔量}=\text{胶结物含量}$

(3)

$\hspace{-1em}\text{沥青充填减孔量}=\text{沥青含量}$

(4)

$\hspace{-1em}\text{溶蚀作用增孔量}=\dfrac{\text{溶蚀孔含量×实测孔隙度}}{\text{面孔率}}$

(5)

由于研究区柯坪塔格组古地温多处于90~140℃，并未达到沥青开始裂解的温度(150℃)^[22-23]，因此，不考虑沥青裂解对储层孔隙度的影响。

(3) 根据计算结果，依照各成岩阶段内成岩事件发生的顺序，建立孔隙演化曲线(图 5)。S₁k^3-3砂岩初始孔隙度约为37.45%，在早成岩阶段，储层主要受到机械压实作用影响，使原生孔隙迅速减少，减孔量约19.98%，早成岩A期末期发生第一期油气充注，早期方解石胶结物沉淀，减孔约5.89%，出现少量石英次生加大，溶蚀作用开始发生；中成岩A期，溶蚀作用增强，次生孔隙发育，使孔隙度升高约4.72%，石英次生加大持续发生，末期发生第二次油气充注，两期油气充注残留的沥青占据了约2.6%的孔隙空间；中成岩B期，石英次生加大继续加强，使孔隙度降低了1.72%，晚期方解石胶结物开始沉淀，减孔约2.52%，溶蚀作用逐渐减弱；现今孔隙度约为9.42%。

S₁k^3-1、S₁k¹砂岩的成岩演化序列与S₁k^3-3砂岩相似，在此仅简单描述其孔隙演化规律。S₁k^3-1砂岩初始孔隙度36.28%，压实作用使孔隙度降低了21.43%，早期方解石胶结减孔4.35%，早成岩阶段后孔隙度约为10.5%，两期油气充注残留的沥青充填孔隙，减孔3.8%，硅质胶结物占据了1.4%的孔隙度，晚期方解石胶结又使孔隙度损失了约1.87%，溶蚀作用使储层物性得以改善，增孔3.63%，最终形成了现今大约6.49%的孔隙度。

S₁k¹砂岩初始孔隙度为33.64%，压实作用强烈，减孔24.06%，各类胶结物的沉淀共减少了6.18%的孔隙度，其中，早期方解石胶结减孔2.49%，硅质胶结减孔2.28%，晚期方解石胶结减孔1.06%，黏土矿物胶结对孔隙度影响微弱。沥青充填使孔隙度降低了约1.2%，溶蚀作用增加孔隙3.38%，致使现今孔隙度约为5.58%。

对比柯坪塔格组3个砂岩段的孔隙演化规律可知，S₁k¹砂岩孔隙演化受到压实作用影响最大，其原因主要为S₁k¹砂岩的埋藏深度最大，且岩屑等塑性颗粒的含量最高；而胶结作用对S₁k^3-3砂岩孔隙演化的影响更大，尤其是钙质胶结占据了大量孔隙，但溶蚀作用相对较强，形成了较多的次生孔隙，因而S₁k^3-3砂岩物性最好；黏土矿物胶结对各砂岩段的影响均不明显；另外沥青的充填也导致了孔隙度的降低，在S₁k^3-3砂岩储层中最为明显。

5 结论

（1） 顺托果勒区块柯坪塔格组储层以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及长石岩屑砂岩为主，物性较差，平均孔隙度7.57%，平均渗透率0.74 mD。

（2） 经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、油气充注及构造破裂作用，多种成岩作用共同控制着储层的孔隙演化。根据黏土矿物特征、岩石结构特征、有机质成熟度及古地温等标志，认为柯坪塔格组砂岩储层处于中成岩阶段A期，局部达到中成岩阶段B期。

（3） S₁k¹砂岩孔隙演化受到压实作用影响最大，减孔24.06%，这与较大的埋深和较高的岩屑含量有关；胶结作用对S₁k^3-3砂岩孔隙演化的影响更大，钙质胶结物占据了8.41%的孔隙，较强的溶蚀作用增孔4.72%；黏土矿物胶结对各砂岩段的影响均不明显；沥青的充填使S₁k^3-1砂岩孔隙度降低了3.80%；现今孔隙度的差异是上述多种成岩作用共同改造的结果。