鄂尔多斯盆地白于山地区三叠系延长组长4+52油层成岩作用研究

夏常宇，龚福华

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434403)

梁晓伟

(中石油长庆油田分公司地质研究院，陕西 西安 710004)

聂 领

(中石油冀东油田分公司南堡作业区，河北 唐山 063001)

鄂尔多斯盆地白于山地区三叠系延长组长4+52油层成岩作用研究

夏常宇，龚福华

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434403)

梁晓伟

(中石油长庆油田分公司地质研究院，陕西 西安 710004)

聂 领

(中石油冀东油田分公司南堡作业区，河北 唐山 063001)

主要通过常规物性、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等多项测试方法,对含油砂体的岩石学特征、成岩作用、储集物性进行分析和研究, 进而对储层进行综合评价。通过研究分析得知，研究区浊沸石和长石的溶蚀孔隙发育是次生孔隙的主要类型，为油气的聚集提供良好的储集空间；研究区储层为ⅡB类储层，成岩阶段为中成岩B期，发育微裂缝。

鄂尔多斯盆地;白于山地区；成岩作用；压实作用；压溶作用；成岩序列

鄂尔多斯盆地是我国第二大盆地，北达阴山南抵秦岭, 西至贺兰山, 东至吕梁, 总面积37×104km2,盆地主体范围25×104km2。白于山地区位于位于鄂尔多斯盆地中部，为一西倾单斜构造。倾角仅0.5°左右，平均坡降8～10m/km。主要含油层位是长4+52油层；主要沉积微相有水下分流河道微相，分流间湾微相，水下分流河道侧翼微相。下面，笔者主要通过常规物性、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等多项测试方法,对含油砂体的岩石学特征、成岩作用、储集物性进行分析和研究, 进而对储层进行综合评价。

1 储层岩石学特征

图1 白于山地区砂岩类型图

白于山地区长4+52油层砂岩的特点是颗粒细，主要以细砂为主，粒径主要分布于0.0625～0.25之间，含少量中砂，粗粉砂，细粉砂和粘土(见图1)。据21块薄片鉴定成果，研究区长4+52油层的岩性为长石砂岩(见图2)。碎屑组分中石英含量较低，一般在20%～50%之间，平均含量为29.4%；长石含量高，主要集中在35%～74.34%，平均含量为61.63%；岩屑含量在0.84%～17.03%，平均值为8.97%，主要为火成岩岩屑(花岗岩，喷发岩，隐晶岩，含量占岩屑含量的27.68%)、变质岩岩屑(高变岩，石英岩，片岩，千枚岩，板岩和变质砂岩，含量占岩屑的68.8%)，沉积岩岩屑含量极少(占岩屑的3.52%)，见图3。说明研究区砂岩成分成熟度较低。填隙物中主要为胶结物，胶结物成分主要为浊沸石，绿泥石，铁方解石和水云母，其中浊沸石占填隙物含量的29.11%，绿泥石占填隙物含量的24.34%，铁方解石占填隙物含量的16.85%，水云母占填隙物含量的15.97%。碎屑分选中等，磨圆度较差，为次棱角状，铸体薄片中见到的接触类型主要为点-线接触，表明机械压实作用较强。

Ⅰ：石英砂岩；Ⅱ：长石质石英砂岩；Ⅲ：岩屑质石英砂岩； Ⅳ：长石岩屑质石英砂岩；Ⅴ：长石砂岩；Ⅵ：岩屑质长石砂岩； Ⅶ：长石质岩屑砂岩；Ⅷ：岩屑砂岩。 图2 白于山地区碎屑成分三角图 图3 碎屑含量分类表

2 主要成岩作用类型及特征

储层成岩作用研究的目的主要是查明储层从沉积-成藏之前所经历的一系列成岩作用事件和成岩事件的发生过程、先后次序、发生的阶段及其对储层形成所起的作作用[1]。根据对该区取心段岩心及铸体薄片的鉴定,并结合扫描电镜、X射线衍射分析,以及成岩矿物在孔隙中的分布特征、相互关系和成岩矿物与颗粒之间的关系等资料,对长4+5油层的砂岩进行综合分析。分析表明,成岩作用较强烈,类型复杂,主要的成岩作用有压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用等。

1)压实作用 压实作用是指沉积物沉积后在其上覆水层或沉积层的重荷下，或在构造形变应力的作用下，发生水分的排出、孔隙度降低、体积缩小的作用。主要对原生孔隙起破坏作用。研究区砂岩的碎屑颗粒以点-线接触为主，属中等压实强度(图4)。

2)压溶作用 压溶作用是一种物理-化学成岩作用。沉积物随埋藏深度的增加，碎屑颗粒接触点上所承受的来自上覆层的压力或来自构造作用的侧向应力超过正常孔隙流体压力时，颗粒接触处的溶解度增高，将发生晶格变形和溶解作用[1]。随深度的增加，颗粒接触关系依次为点接触，线接触，凹凸状接触，缝合线接触。本研究区域压溶作用不明显[2]。

3)胶结作用 研究区内主要有沸石胶结、粘土矿物胶结、碳酸盐岩胶结和硅质胶结。①沸石胶结。研究区浊沸石含量较高，占填隙物含量的29.11%。多呈孔隙充填。即可形成于较高温度，也可在较低温度下形成，其形成条件不仅与温度有关，还与岩石成分及孔隙流体性质有关[1]。大量胶结的浊沸石为次生溶蚀孔隙的形成提供了物质基础，在有机酸和CO2的作用下，浊沸石极易溶解，形成浊沸石溶蚀孔。②粘土矿物胶结。主要为绿泥石和水云母(伊利石)胶结，其含量分别占填隙物含量的24.34%、15.97%。扫描电镜下绿泥石呈片状和针叶状(图5)，伊利石呈丝状和搭桥状(图6)。早期绿泥石环边胶结占据了部分孔隙，属于破坏性的成岩作用，但是由于绿泥石环边胶结增加了砂岩的抗压实-压溶能力，使得部分原生孔隙得以保存，有利于储层的发育，又属于建设性的成岩作用。③碳酸盐岩胶结。碳酸盐岩胶结物主要有铁方解石，铁白云石和方解石。分别占填隙物含量的16.85%，1.75%和2.53%。早期的碳酸盐胶结可起支撑作用，使压实作用减弱，并为后来的溶解作用形成次生孔隙提供有利的物质条件[3]。铁方解石，铁白云石的出现说明其成岩时期为中成岩阶段[4]。④硅质胶结。研究区硅质含量占填隙物含量的5.26%，其最主要的形式是石英的次生加大占据孔隙和自生的石英充填粒间孔，使得孔隙度降低，在铸体薄片中可以清晰的看到一圈暗色的石英次生加大边，扫描电镜中可以看到自生的石英晶形完好，充填于孔隙中 (图7)。

4)溶蚀作用 研究区主要的溶蚀作用有长石溶蚀，浊沸石溶蚀，由于有机质的排酸和CO2的作用，长石和浊沸石在酸性条件下很容易发生反应，形成高岭石以及石英。扫描电镜下可以清楚的看到长石的溶蚀和浊沸石的溶蚀(见图8)。

5)破裂作用 由于上覆沉积物的压力作用，岩石中的刚性成分会发生破裂作用，其形成的微裂缝对储层的物性有很大的改善，使得局部地区的渗透率增加上十倍，甚至上百倍，为油气的运移提供良好运移通道，微裂缝在铸体薄片中可以清晰的看到(图9)[5]。

3 成岩阶段的划分及演化

关于成岩阶段的划分，国内外没有统一的标准，各个学者划分的依据都不尽相同。笔者采用中国石油天然气行业标准制定的碎屑岩成岩阶段的划分[6]。

1)早成岩阶段A期 未见石英加大，长石溶解较少，见早期的碳酸盐岩胶结及绿泥石环边，见蒙皂石，无序混层及自生高岭石。

2)早成岩阶段B期 石英次生加大，加大边窄，扫描电镜下见石英小雏晶，书页状自生高岭石较普遍。

3)中成岩阶段A期 见晚期含铁碳酸盐类胶结物，特别是铁白云石呈粉晶-细晶，以交代、加大或胶结形式出现；长石等碎屑颗粒及碳酸盐常被溶蚀，次生孔隙发育，长石，石英的次生加大明显，粘土矿物中见自生高岭石和伊/蒙混层粘土矿物，晶须状自生伊利石和叶片状、绒球状自生绿泥石。钠长石、浊沸石、绿泥石等自生矿物出现。

4)中成岩阶段B期 高岭石明显减少，丝状伊利石和叶片状绿泥石大量出现，浊沸石发育，石英和长石几乎都发育次生加大边，孔隙减少并出现少量裂缝。由于伊蒙混层的含量小于10%，综合分析研究区域为中成岩B期。

4 储层孔隙结构

孔隙度和渗透率的大小是决定储层物性好坏的直接因素。选取区域13口井的物性资料分析，渗透率主要分布在(0.13～1.99)×10-3μm2，平均值为0.78×10-3μm2，孔隙度主要集中在10%～15%，平均值为10.78%，属于低孔-超低渗储层。随着孔隙度的增大，渗透率也出现增大的趋势，但是渗透率的变化幅度较大，说明渗透率的变化不仅与孔隙度的变化有关，还与砂岩储层的孔喉大小，以及裂缝的发育程度有关。

5 储层物性及综合评价

综合研究区内砂岩储层压汞资料，物性资料，铸体孔隙结构资料，图像粒度资料，并参照前人的储层分类成果[7]，综合分析得到本区的储层分类标准，如表1。

表1 研究区储层分类标准表

杨130井-天218井-天219井-杨2井区域孔隙度平均值为12.16%，渗透率平均值为1.1×10-3μm2，孔隙连通性较好，属于ⅡA类储层。杨42井-杨36井-杨125井区域孔隙度平均值为11.4%，渗透率平均值为0.7×10-3μm2，属于ⅡB类储层。综合得出长4+52油层主要为ⅡB类储层。

[1]姜在兴. 沉积岩石学[M]. 北京：石油工业出版社, 2003：106-107.

[2] 王宝清,蒋继辉,韩会平.鄂尔多斯盆地白于山地区三叠系延长组长4+5储层特征[J].西安石油大学学报(自然科学版)， 2005,20(2)：23-24.

[3] 雷燕平,周树,青杨芳.鄂尔多斯盆地姬塬-堡子湾地区长4+5油层成岩作用与储层评价[J].特种油气藏，2006,13(6)：2-4.

[4] 郑荣才,耿威,周刚.鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂成岩作用与成岩相研究[J].岩性油气藏，2007,19(2)：34-35.

[5] 牟泽辉.鄂尔多斯盆地庆阳以南三叠系延长组长5、长6、长7储层成岩作[J].天然气工业，2001,21(2):27-30.

[6] 张金亮,林辉,司学强,等.鄂尔多斯盆地王窑地区上三叠统长6油层成岩作用研究[J].中国海洋大学学报， 2004,34(4):45-46.

[7] 王连桥, 陈恭洋, 褚玉龙.白于山井区长4+ 52油组储层沉积微相研究[J].内蒙古石油化工，2007(10)50-53.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.03.012

P618.13

1673-1409(2011)03-0034-04