CN105334150A - 前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法。该方法包括以下步骤：确定储层成因及岩石学特征；确定埋藏过程及构造抬升与沉降时期；利用阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析确定储层成岩作用类型、特征及强度，恢复成岩过程；利用荧光显微镜和/或激光扫描共聚焦显微镜确定储集空间特征及孔隙演化过程。本发明的方法能够有效分析埋藏过程复杂、深度极大、孔隙极小、孔渗极低的前陆盆地超深层致密砂岩储层的成岩过程与孔隙演化过程。利用该方法在平面和剖面上可以预测不同地区砂岩储层的质量，找到更多更大的油气田。

Description

前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法

技术领域

本发明涉及一种前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

前陆盆地是石油和天然气富集的一个重要场所。目前国内外对前陆盆地砂岩储层的成岩过程与孔隙演化过程的评价技术较多，如对四川盆地川西龙门山前三叠系须家河低孔低渗砂岩储层，准噶尔盆地西北缘二叠系、三叠系中低孔、中低渗砂岩储层，柴达木盆地西北缘古近系-新近系低孔低渗砂岩储层等，前人都展开过大量研究。但这几个前陆盆地中的砂岩储层的沉积和埋藏过程都比较简单，孔隙相对发育，物性也相对较好，具体表现在：(1)一般都是砂岩在沉积时盆地就处于前陆构造背景，沉积之后达到一定埋深，然后逐渐抬升，后来再没有经历再埋藏，再抬升过程；(2)在其抬升前的最大埋深一般小于4000m；(3)砂岩的孔隙较大，一般为10-30微米，孔隙度和渗透率都较大，孔隙度大部分在6-12％，渗透率在1×10^-3-50×10^-3μm²。目前针对上述这几个前陆盆地砂岩储层的成岩过程与孔隙演化的研究常常采用常规思路与方法就可以解决。大多数研究者的做法是首先分析砂岩的岩石学特征，比如岩石颗粒和填隙物的成份与结构等，然后分析这种砂岩在埋藏过程中曾经发生过的成岩作用类型及特征，然后再分析各种成岩作用的先后顺序以及每一种成岩作用对孔隙的损失量与增加量就可以解决其成岩过程与孔隙演化，采用常规偏光显微镜、孔隙铸体、阴极发光、X衍射及扫描电镜等技术手段就可以解决这类问题。

具体而言，常规的前陆盆地砂岩成岩作用研究一般是利用普通透射光偏光显微镜简单分析砂岩的成岩作用类型、各种成岩作用的特征，然后根据这些特征分析各种成岩现象的先后顺序。具体可以是：(1)进行砂岩的埋藏史研究，绘制砂岩储层在地质历史时期的埋藏曲线，分析砂岩储层的埋藏、抬升过程；(2)利用常规显微镜进行薄片鉴定分析砂岩的碎屑与杂基、胶结物的成份、含量及岩石结构特征，确定砂岩岩石类型；(3)偏光镜下观察砂岩的颗粒接触关系、粒间体积大小、塑性岩屑变形情况确定压实特征，观察胶结类型、胶结程度、胶结物产状研究胶结作用，估计溶蚀对象、溶蚀面孔率确定溶蚀特征；(4)依据镜下岩石矿物结构关系确定成岩序次，并将成岩作用按照镜下确定出的成岩序次放入埋藏史图，得出砂岩在埋藏不同时期不同深度时发生的成岩作用；(5)铸体薄片下观察不同时期各成岩作用下孔隙发育情况，通过面孔率的估算，分析孔隙演化过程。

然而，常规的前陆盆地砂岩成岩作用的研究存在很多缺点。首先是普通显微及普通的孔隙铸体及扫描技术难以观察捕捉到一些微弱的成岩现象，常常会遗漏有些成岩作用，如常忽略颗粒边缘与普遍发育的粒间方解石胶结物之间微弱的石英、长石加大，或者忽略粒间微孔中少量的残余碳酸盐胶结物，从而不能得到砂岩完整的成岩作用概貌；其次是普通显微及普通铸体难以区分不同期次的成岩作用，如不同期次的方解石在普通显微或染色薄片下表现出相同的特征，因而不能区分不同期次形成的方解石，或者不能区分埋藏压实与构造压实过程，而笼统定为压实，因此，使用上述技术，常缺乏将不同的成岩作用分配到不同的埋藏过程，或将同一种成岩作用分配于不同的埋藏阶段。

此外，现有技术对砂岩中的孔隙研究都是采用真空条件下将红色或蓝色环氧树脂或液态胶注入砂岩孔隙中，在一定的温度和压力下使树脂或液态胶固结，然后磨制成岩石薄片，进而在偏光显微镜下识别孔隙成因类型，并通过点计法统计面孔率，最后，结合前面成岩特征与成岩过程确定孔隙演化过程。

然而，常规铸体薄片主要针对微米级及以上孔隙进行研究，而对于孔隙非常小、孔渗极低的致密砂岩，孔隙直径普遍在几微米至几纳米级，彩色环氧树脂注入纳米级孔隙后，由于其量极少，即使是在高倍显微镜也难以识别出孔隙。

因此，研发出一种新的前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法，仍是本领域亟待解决的问题之一。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法。本发明的方法能够对前陆盆地超深层致密砂岩储层的成岩过程与孔隙演化过程进行有效分析。

为达到上述目的，本发明提供了一种前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法，其包括以下步骤：

步骤一：确定储层成因及岩石学特征

(1)获取砂岩岩石分析样品，包括砂岩岩芯、砂岩碎屑、阴极发光片、激光共聚焦样品、微区矿物定量分析样品(这些岩石分析样品的制作方法均是本领域常规的，例如可以参考：中华人民共和国石油天然气行业标准《SY/T5913-2004岩石制片方法》；应凤祥，杨式升，张敏，等.激光扫描共聚焦显微镜研究储层孔隙结构[J].沉积学报，2002，40(1)：75-79)以及荧光铸体薄片中的一种或几种；

(2)根据对砂岩岩芯的观察依据相标志等进行微相分析(其中，对砂岩岩芯的观察方法可以参考中华人民共和国石油天然气行业标准《SY/T5336-1996岩心常规分析方法》，依据相标志进行微相分析是本领域的常规相分析方法，其具体内容在本文中不再赘述)；

(3)利用阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析(QEMScan)分别观察和统计阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品的成分、大小，以及确定杂基和所有胶结物的含量(可以面孔率表示含量)、和/或它们的类型，以确定岩石类型及结构特征；

(4)利用阴极发光显微镜随机选取大量砂岩碎屑进行碎屑颗粒粒度测定，计算砂岩分选系数及砂岩初始孔隙度Φ₀(计算砂岩分选系数及砂岩初始孔隙度Φ₀的方法可以参见：SchererM.Parametersinfluencingporosityinsandstones:Amodelforsandstoneporosityprediction[J].AAPGBulletin，1987，71(5):485-491；BeardDC，WeylPK.Influenceoftextureonporosityandpermeabilityofunconsolidatedsand[J].AAPGBulletin，1973，57(2)349-369)；

(5)利用荧光显微镜观察荧光铸体薄片中粒间孔隙所占面孔率(％)，即为粒间孔隙度(％)；

步骤二：确定埋藏过程及构造抬升与沉降时期

利用构造演化平衡剖面(该构造演化平衡剖面可以参考：漆家福，杨桥，王子煜，等.关于编制盆地构造演化剖面的几个问题的讨论[J].地质论评，2001，47(4)：388-392；ElliottD，Theconstructionofbalancedcrosssections.J.Struct.Geol.1983,5(1):101)划分储层埋藏阶段，并确定地层垂向厚度变化与横向缩短，以及确定构造抬升与沉降时期及构造挤压期，也就是确定垂向上地层缺失与沉积特征和横向上地层缩短对应的时期；

步骤三：确定储层成岩作用类型、特征及强度，恢复成岩过程

(1)利用阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析(QEMScan)分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品的压实特征，结合步骤二中的构造演化及埋藏过程，区分埋藏压实与构造压实，确定埋藏压实与构造压实发生时期，并对应构造挤压期，其中埋藏压实主要发生于长期缓慢埋藏时期，构造压实发生于深埋藏构造强挤压阶段；

计算上述进行压实特征观察的砂岩样品的压实损失孔隙度(％)，压实损失孔隙度(％)＝初始孔隙度Φ₀(即为步骤一(4)中确定的砂岩初始孔隙度Φ₀)(％)－压实后剩余粒间体积IGV(％)，其中，压实后剩余粒间体积IGV(％)＝杂基含量(即面孔率)(％)+胶结物含量(即面孔率)(％)+粒间孔隙度(％)(其中，杂基含量和胶结物含量分别为步骤一(3)中确定的杂基含量和所有胶结物含量，粒间孔隙度为步骤一(5)中确定的)；

然后选取未受构造挤压明显影响的同等条件(即砂岩的成分、结构相似，埋藏过程及最大埋藏深度基本相同)下的砂岩样品求取压实损失孔隙度(％)，作为埋藏压实损失孔隙度(％)；并且计算构造挤压损失孔隙度，构造挤压损失孔隙度＝压实损失孔隙度(％)-埋藏压实损失孔隙度(％)；

最终得到压实损失孔隙度(％)、埋藏压实损失孔隙度(％)及构造挤压损失孔隙度(％)；

(2)根据阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析(QEMScan)分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品的胶结物类型和/或含量和/或产状，区分不同类型胶结物及同种胶结物的不同形成期次，确定各胶结先后顺序，统计不同类型不同时期胶结物的面孔率；

(3)根据阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析(QEMScan)和/或激光扫描共聚焦显微镜分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品和/或激光共聚焦样品的溶蚀作用特征，结合包括压实、胶结和构造挤压中一种或几种成岩特征、以及步骤二中的构造演化和埋藏过程，确定溶蚀可能时期；

(4)综合步骤三(1)-(3)中得到的信息确定压实、胶结、溶蚀、构造挤压的先后顺序，并将不同成岩作用(成岩作用即包括压实、胶结、溶蚀、构造挤压)及不同期次的同一种成岩作用分配于不同埋藏阶段，进而恢复成岩过程；

步骤四：确定储集空间特征及孔隙演化过程

(1)利用荧光显微镜和/或激光扫描共聚焦显微镜分别观察步骤一(1)中的荧光铸体薄片和/或激光共聚焦样品中不同尺度孔隙，确定孔隙成因类型，分析孔隙成因，并计算不同成因的孔隙的面孔率；

(2)根据孔隙成因类型、孔隙成因和不同成因孔隙的面孔率并结合步骤三中确定的各成岩特征与成岩过程，将不同成因的孔隙的面孔率分配于不同埋藏阶段，进而恢复孔隙演化过程。

在上述的方法中，优选地，所述的前陆盆地砂岩储层为前陆盆地超深层致密砂岩储层。

在上述的方法中，优选地，在步骤一(1)中，所述荧光铸体薄片是通过以下步骤制备的：将少量的荧光剂加入彩色环氧树脂，然后在真空条件下将荧光剂与环氧树脂的混合物注入经过洗油处理的砂岩样品的孔隙，制成荧光铸体薄片。更优选地，所述荧光剂与所述彩色环氧树脂的质量比为1:2～1:4。

在上述的方法中，优选地，在步骤一(4)中，进行碎屑颗粒粒度测定的砂岩碎屑样品的数量为600～1000个。

在上述的方法中，优选地，在步骤三(1)中，所述压实特征包括颗粒接触关系、颗粒定向性和裂缝发育情况等中的一种或几种的组合。

在上述的方法中，优选地，在步骤三(3)中，所述溶蚀作用特征包括溶蚀对象、溶蚀方式和溶蚀程度等中的一种或几种的组合。

在上述的方法中，优选地，在步骤四(1)中，所述孔隙成因包括溶蚀成因或构造挤压成因等。

在本发明中，主要涉及的技术术语的定义如下所述。前陆盆地：位于造山带前缘与相邻克拉通之间的沉积盆地。超深层：储层埋藏深度超过6000m，最深可达8500m。储层：能够储集和渗滤流体的岩层。致密储层：储层孔隙度主要为2～8％，渗透率为0.001×10^-3～0.1×10^-3μm²的储层。成岩过程：松散沉积物在埋藏后逐渐变成固结坚硬的岩石的过程。孔隙演化过程：松散沉积物在变成固结坚硬的岩石过程中沉积物(或沉积岩)内孔隙的变化过程。

本发明提供的方法尤其适用于具有以下特点的前陆盆地砂岩储层：(1)砂岩在沉积时为非前陆盆地环境，沉积后埋深达到3000～4000m，然后被抬升至地表，后来再次埋藏，在埋藏晚期才进入前陆背景；(2)砂岩再次埋藏时埋深极大，为6000～8500m；(3)砂岩孔隙极小，仅几微米，甚至小于1微米，孔隙度只有2～8％、渗透率小于0.1×10^-3μm²，砂岩孔隙非常小，纳米级孔隙特别发育，岩石很致密。这类砂岩经历了多个阶段的埋藏过程，埋藏过程比较复杂，主要涉及两次埋藏过程和一次抬升过程，第一次埋藏发生在抬升前，埋藏深度达到3000～4000m，第二次埋藏是抬升后由于强烈构造挤压地层再次沉降，在沉降晚期进入前陆背景，再次埋藏深度达到6000～8000m。在不同埋藏过程中，砂岩受到了多种成岩改造，压实、胶结、溶蚀等成岩作用均多期发育，不同期次发育程度又有所差异，孔隙类型、大小、形状也随之发生了复杂的变化，最终形成了孔渗极低、孔隙极小的砂岩储层。针对这类砂岩的成岩过程与孔隙演化，采用现有的研究思路与技术手段是无能为力的。

本发明提供的前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法，能够有效分析这类埋藏过程复杂、深度极大、孔隙极小、孔渗极低的砂岩成岩过程与孔隙演化过程。本发明的技术方案主要是首先进行前陆盆地砂岩沉积过程及沉积之后的埋藏过程的研究，然后采用阴极发光、荧光铸体、激光共聚焦、微区矿物定量分析(QEMScan)等特殊手段分析这种砂岩的成岩作用特征以及各种成岩作用之间的先后顺序关系，研究其微小的孔隙，以此分析其成岩过程与孔隙演化过程。本发明中利用阴极发光和/或QEMScan分析技术可以识别出几个纳米的胶结物含量，可以把任何一个及其微小的成岩现象揭示出来，如微量的石英次生加大，钠长石胶结、方解石胶结。

本发明提供的前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法带来的有益效果主要包括：

(1)从构造演化分析出发，明确构造挤压时期，为进一步研究构造挤压对储层的影响奠定了基础；

(2)利用孔隙荧光铸体、激光共聚焦，将研究的孔隙尺度延伸至纳米级究，提高了孔隙识别精度，有助于对储层进行精细预测研究；

(3)利用阴极发光、微区矿物定量分析(QEMScan)容易抓住每一个成岩上的细节，从而更加全面地反映成岩过程；

(4)利用该方法在平面和剖面上可以预测不同地区砂岩储层的质量，找到更多更大的油气田，利用该方法目前已在塔里木盆地库车地区发现了KS2、KS8、KS9和DB3等大气田，直接经济效益达几亿元人民币。

附图说明

图1为实施例提供的前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法的流程图。

图2为实施例中的利用构造演化平衡剖面划分的储层埋藏阶段图。

图3a和图3b为实施例中的阴极发光显微镜图。

图4为实施例中的微区矿物定量分析图。

图5a和图5b为实施例中的激光扫描共聚焦显微镜图。

图6a和图6b为实施例中的荧光铸体图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

在中国西部塔里木盆地北部，发育有前陆背景下的超深致密砂岩储层，储层埋深6500～8500m不等，孔隙度为1～8％，平均3～4％，微米-纳米级孔隙特别发育，使用普通铸体薄片仅能观察到极少量孔隙，严重影响了成岩与孔隙演化分析，另一方面，储层胶结种类较多，一些少量的胶结物个体较小，难以鉴定，而且部分晚期胶结物会围绕早期胶结物发育，使用普通显微薄片常误认为其形成于同一个时期，这些成为了储层研究的关键性难题。对此，本实施例提供了上述前陆盆地超深层致密砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法，如图1所示，其包括以下步骤：

步骤一：确定储层成因及岩石学特征

(1)获取砂岩岩石分析样品，包括砂岩岩芯、砂岩碎屑、阴极发光片、激光共聚焦样品、微区矿物定量分析样品(这些岩石分析样品的制作方法均是本领域常规的，例如可以参考：中华人民共和国石油天然气行业标准《SY/T5913-2004岩石制片方法》；应凤祥，杨式升，张敏，等.激光扫描共聚焦显微镜研究储层孔隙结构[J].沉积学报，2002，40(1)：75-79)以及荧光铸体薄片，所述荧光铸体薄片是通过以下步骤制备的：将少量的荧光剂加入彩色环氧树脂，然后在真空条件下将荧光剂与环氧树脂的混合物注入经过洗油处理的砂岩样品的孔隙，制成荧光铸体薄片，其中，所述荧光剂与所述彩色环氧树脂的质量比可以为1:2～1:4之间；

(2)根据对砂岩岩芯的观察，砂岩为分选中等的中、细粒岩屑长石净砂岩，发育冲刷面、泥砾、块状层理、交错层理等相标志，地层以正粒序为主，部分为反粒序，从而确定砂岩形成于三角洲前缘水下分流河道微相环境(其中，对砂岩岩芯的观察方法可以参考中华人民共和国石油天然气行业标准《SY/T5336-1996岩心常规分析方法》，依据相标志进行微相分析是本领域的常规相分析方法，其具体内容在本文中不再赘述)；

(3)利用阴极发光显微镜及微区矿物定量分析(QEMScan)分别观察和统计阴极发光片和微区矿物定量分析样品的成分、大小，以及确定杂基和所有胶结物的含量(可以面孔率表示含量)、和它们的类型，以确定岩石类型及结构特征；结果为：样品为中、细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，分选较好，磨圆中等；杂基为泥质、铁泥质；发育石英、钠长石、方解石、白云石、粘土胶结等，粒间粘土胶结主要分布在颗粒边缘，与杂基共生，可能主要由杂基转化而来，与杂基难以区分，它与杂基一起的面孔率为3.3％，其它所有胶结物的面孔率为10.4％；

(4)利用阴极发光显微镜选取1000个砂岩碎屑进行碎屑颗粒粒度测定，计算砂岩分选系数及砂岩初始孔隙度Φ₀(计算砂岩分选系数及砂岩初始孔隙度Φ₀的方法请参见：SchererM.Parametersinfluencingporosityinsandstones:Amodelforsandstoneporosityprediction[J].AAPGBulletin，1987，71(5):485-491；BeardDC，WeylPK.Influenceoftextureonporosityandpermeabilityofunconsolidatedsand[J].AAPGBulletin，1973，57(2)349-369)；结果为：砂岩平均分选系数为1.5，砂岩初始孔隙度Φ₀为36.2％；

(5)利用荧光显微镜观察荧光铸体薄片中粒间孔隙所占面孔率(％)，即为粒间孔隙度(％)；结果为：粒间孔隙度为3.7％；

步骤二：确定埋藏过程及构造抬升与沉降时期

利用构造演化平衡剖面(该构造演化平衡剖面可以参考漆家福，杨桥，王子煜，等.关于编制盆地构造演化剖面的几个问题的讨论[J].地质论评，2001，47(4)：388-392；ElliottD，Theconstructionofbalancedcrosssections.J.Struct.Geol.1983,5(1):101)划分储层埋藏阶段，如图2所示，依据地层缺失与沉积特征和地层横向缩短变化特征，可分为四个阶段：①长期缓慢埋藏阶段②构造抬升阶段③再缓慢埋藏阶段④深埋藏构造强挤压阶段；

步骤三：确定储层成岩作用类型、特征及强度，恢复成岩过程

(1)利用阴极发光显微镜和微区矿物定量分析(QEMScan)分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和微区矿物定量分析样品的压实特征，所述压实特征包括颗粒接触关系、颗粒定向性和破缝发育情况等中的一种或几种的组合，结合步骤二中的构造演化及埋藏过程，区分埋藏压实与构造压实，确定埋藏压实与构造压实发生时期(埋藏压实主要发生在埋藏早期，构造压实发生于前陆期)，并对应构造挤压期；

计算上述进行压实特征观察的砂岩样品的压实损失孔隙度(％)，压实损失孔隙度(％)＝初始孔隙度Φ₀(即为步骤一(4)中确定的砂岩初始孔隙度Φ₀)(％)－压实后剩余粒间体积IGV(％)，其中，压实后剩余粒间体积IGV(％)＝杂基含量(即面孔率)(％)+胶结物含量(即面孔率)(％)+粒间孔隙度(％)(其中，杂基含量和胶结物含量分别为步骤一(3)中确定的杂基含量和所有胶结物含量，粒间孔隙度为步骤一(5)中确定的)；计算结果为压实后剩余粒间体积为17.4％，压实损失孔隙度为18.8％；

然后选取未受构造挤压明显影响的同等条件(即砂岩的成分、结构相似，埋藏过程及最大埋藏深度基本相同)下的砂岩样品求取压实损失孔隙度(％)，作为埋藏压实损失孔隙度(％)；并且计算构造挤压损失孔隙度，构造挤压损失孔隙度＝压实损失孔隙度(％)-埋藏压实损失孔隙度(％)；

最终得到压实损失孔隙度(％)、埋藏压实损失孔隙度(％)及构造挤压损失孔隙度(％)；

结果如图3a、图3b和图4所示，其中，在图3a中，数字的标号分别代表：1为埋藏压实造成颗粒点接触、2为早期硅质或钠长石胶结、3为碳酸盐胶结、4为表生溶蚀、5为晚期碳酸盐胶结、6为构造挤压使早期溶孔减小或消失、7为颗粒破裂、8为晚期溶蚀，由图3a、图3b和图4可以看出，砂岩样品中强压实与弱压实并存，以线接触为主，部分点接触，颗粒破裂及裂缝比较发育，说明储层经历了埋藏压实及构造强挤压，进一步观察发现，在发生基底式-孔隙式碳酸盐胶结之前，粒间体积已有明显缩小，颗粒点接触，表明埋藏压实主要发生在碳酸盐大量胶结之前，形成时间较早，推测其发生在长期缓慢埋藏阶段；而构造挤压造成岩石破裂，颗粒紧密接触，对应快速深埋藏构造强挤压阶段；选取临区深层同等条件下未遭受明显构造挤压的砂岩样品，计算埋藏压实损失孔隙度为12.6％，则构造挤压损失孔隙度为7.2％；

(2)根据阴极发光显微镜和微区矿物定量分析(QEMScan)分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和微区矿物定量分析样品的胶结物类型、含量(这里的含量是指不同类型胶结物各自的含量，与步骤一(3)中确定的所有胶结物含量不同)、产状，区分不同类型胶结物及同种胶结物的不同形成期次，确定各胶结先后顺序，统计不同类型不同时期胶结物的面孔率；

结果如图3a、图3b和图4所示，由图3a、图3b和图4可以看出，粒间粘土胶结由杂基粘土转化，贴颗粒边缘分布，形成时期较早，可将其分配于杂基形成期，即沉积初期；碳酸盐胶结与颗粒接触之间有微量的长石、石英加大，说明长石与石英加大发生在碳酸盐胶结之前，长石与石英加大面孔率平均为1.2％；碳酸盐胶结物为孔隙式-基底式胶结，阴极发光下发橙黄色光，说明这些碳酸盐胶结在沉积物还未经过充分压实时就已发生，阴极发光下还可见到发橘红色光的碳酸盐胶结，围绕交代早期橙黄色光的碳酸盐，橘红色光的碳酸盐胶结较少，表明碳酸盐经历了两期胶结，橙黄色碳酸盐早期形成，胶结强，橘红色碳酸盐形成晚，胶结弱；早期粒间碳酸盐胶结物的面孔率平均为6.4％，晚期粒间碳酸盐胶结物平均面孔率为2.8％；

(3)根据阴极发光显微镜、微区矿物定量分析(QEMScan)及激光扫描共聚焦显微镜分别观察步骤一(1)中的阴极发光片、微区矿物定量分析样品及激光共聚焦样品的溶蚀作用特征，所述溶蚀作用特征包括溶蚀对象、溶蚀方式和溶蚀程度等中的一种或几种的组合，结合包括压实、胶结和构造挤压中一种或几种成岩特征、以及步骤二中的构造演化和埋藏过程，确定溶蚀可能时期；

结果如图3a、图3b、图4、图5a和图5b所示，溶蚀主要为粒间碳酸胶结物溶蚀，其次为粒内长石溶蚀，镜下观察可以看到部分溶蚀孔受到了明显构造挤压后被压扁变形或消失，表明构造挤压之前有一期溶蚀作用，而有些溶孔随机分布，无定向性和压扁的形态，表明其没有受到构造挤压，说明这些溶蚀是构造挤压之后发生的，结合构造演化和埋藏过程，早期溶蚀发生于构造抬升阶段，晚期溶蚀发生于深埋藏构造强挤压阶段晚期；

(4)综合步骤三(1)-(3)中得到的信息确定压实、胶结、溶蚀、构造挤压的先后顺序，并将不同成岩作用(成岩作用即包括压实、胶结、溶蚀、构造挤压)及不同期次的同一种成岩作用分配于不同埋藏阶段，进而恢复成岩过程；

根据以上信息，成岩过程为：长期缓慢埋藏阶段为埋藏压实→少量石英、长石加大→碳酸盐强胶结；构造抬升阶段为碳酸盐、长石早期表生溶蚀；再次缓慢埋藏阶段为碳酸盐弱胶结；快速深埋藏构造强挤压阶段为构造挤压减孔→晚期溶蚀；

步骤四：确定储集空间特征及孔隙演化过程

(1)利用荧光显微镜和激光扫描共聚焦显微镜分别观察步骤一(1)中的荧光铸体薄片和激光共聚焦样品中不同尺度孔隙，划分不同尺度孔隙的成因类型，分析孔隙成因，并计算不同成因的孔隙的面孔率；

结果如图5a、图5b、图6a和图6b所示，孔隙成因类型可归为残余粒间孔、残余早期粒间溶孔、晚期粒间溶孔、粒内孔；残余粒间孔为原生成因，沉积期即形成，现今保留下来的，后三者为次生成因；残余早期溶蚀孔形成于构造抬升期，定型于构造挤压期，孔隙具有压扁和定向性特征，晚期溶孔与粒内溶孔形成于构造挤压后，对应快速埋藏阶段；残余早期粒间溶蚀孔面孔率平均约为0.5％，晚期粒间孔面孔率约为1.3％，粒内溶孔面孔率约0.3％，

(2)根据孔隙成因类型、孔隙成因和不同成因孔隙的面孔率并结合步骤三中确定的各成岩特征与成岩过程，将不同成因的孔隙的面孔率分配于不同埋藏阶段，进而恢复孔隙演化过程；

孔隙演化过程可以恢复如下：沉积初始孔隙度为36.2％，杂基占去3.3％，长期缓慢埋藏阶段埋藏压实损失孔隙度为12.6％，长石、石英加大损失1.2％，早期碳酸盐胶结损失6.4％，进入构造抬升阶段之前砂岩孔隙度为12.7％，之后进入构造抬升阶段，发生表生溶蚀，第一期溶蚀增加孔隙度至少0.5％，因此，构造抬升阶段后孔隙度至少为13.2％，再次缓慢埋藏后，晚期碳酸盐胶结损失孔隙为2.8％，降为10.4％，快速埋藏构造挤压阶段构造挤压损失孔隙为7.2％，之后溶蚀增加1.6％，预测孔隙度为4.8％。

Claims (8)

1.一种前陆盆地砂岩储层成岩过程与孔隙演化过程的确定方法，其包括以下步骤：

步骤一：确定储层成因及岩石学特征

(1)获取砂岩岩石分析样品，包括砂岩岩芯、砂岩碎屑、阴极发光片、激光共聚焦样品、微区矿物定量分析样品以及荧光铸体薄片中的一种或几种；

(2)根据对砂岩岩芯的观察依据相标志进行微相分析；

(3)利用阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析分别观察和统计阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品的成分、大小，以及确定杂基和所有胶结物的含量，以确定岩石类型及结构特征；

(4)利用阴极发光显微镜随机选取大量砂岩碎屑进行碎屑颗粒粒度测定，计算砂岩分选系数及砂岩初始孔隙度Φ₀；

(5)利用荧光显微镜观察荧光铸体薄片中粒间孔隙所占面孔率，即为粒间孔隙度；

步骤二：确定埋藏过程及构造抬升与沉降时期

利用构造演化平衡剖面划分储层埋藏阶段，并确定地层垂向厚度与横向缩短变化，以及确定构造抬升与沉降时期及构造挤压期；

步骤三：确定储层成岩作用类型、特征及强度，恢复成岩过程

(1)利用阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品的压实特征，结合步骤二中的构造演化及埋藏过程，区分埋藏压实与构造压实，确定埋藏压实与构造压实发生时期，并对应构造挤压期；

计算上述进行压实特征观察的砂岩样品的压实损失孔隙度，压实损失孔隙度＝初始孔隙度Φ₀－压实后剩余粒间体积IGV，其中，压实后剩余粒间体积IGV＝杂基含量+胶结物含量+粒间孔隙度；

然后选取未受构造挤压明显影响的同等条件下的砂岩样品求取压实损失孔隙度，作为埋藏压实损失孔隙度；并且计算构造挤压损失孔隙度，构造挤压损失孔隙度＝压实损失孔隙度-埋藏压实损失孔隙度；

最终得到压实损失孔隙度、埋藏压实损失孔隙度及构造挤压损失孔隙度；

(2)根据阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品的胶结物类型和/或含量和/或产状，区分不同类型胶结物及同种胶结物的不同形成期次，确定各胶结先后顺序，统计不同类型不同时期胶结物的面孔率；

(3)根据阴极发光显微镜和/或微区矿物定量分析和/或激光扫描共聚焦显微镜分别观察步骤一(1)中的阴极发光片和/或微区矿物定量分析样品和/或激光共聚焦样品的溶蚀作用特征，结合包括压实、胶结和构造挤压中一种或几种成岩特征、以及步骤二中的构造演化和埋藏过程，确定溶蚀可能时期；

(4)综合步骤三(1)-(3)中得到的信息确定压实、胶结、溶蚀、构造挤压的先后顺序，并将不同成岩作用及不同期次的同一种成岩作用分配于不同埋藏阶段，进而恢复成岩过程；

步骤四：确定储集空间特征及孔隙演化过程

(1)利用荧光显微镜和/或激光扫描共聚焦显微镜分别观察步骤一(1)中的荧光铸体薄片和/或激光共聚焦样品中不同尺度孔隙，确定孔隙成因类型，分析孔隙成因，并计算不同成因孔隙的面孔率；

(2)根据孔隙成因类型、孔隙成因和不同成因孔隙的面孔率并结合步骤三中确定的各成岩特征与成岩过程，将不同成因的孔隙的面孔率分配于不同埋藏阶段，进而恢复孔隙演化过程。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述的前陆盆地砂岩储层为前陆盆地超深层致密砂岩储层。

3.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤一(1)中，所述荧光铸体薄片是通过以下步骤制备的：将少量的荧光剂加入彩色环氧树脂，然后在真空条件下将荧光剂与环氧树脂的混合物注入经过洗油处理的砂岩样品的孔隙，制成荧光铸体薄片。

4.根据权利要求3所述的方法，其中，所述荧光剂与所述彩色环氧树脂的质量比为1:2～1:4。

5.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤一(4)中，进行碎屑颗粒粒度测定的砂岩碎屑样品的数量为600～1000个。

6.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤三(1)中，所述压实特征包括颗粒接触关系、颗粒定向性和裂缝发育情况中的一种或几种的组合。

7.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤三(3)中，所述溶蚀作用特征包括溶蚀对象、溶蚀方式和溶蚀程度中的一种或几种的组合。

8.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤四(1)中，所述孔隙成因包括溶蚀成因或构造挤压成因。