鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层成岩作用与有利成岩相带

陈大友，朱玉双，张皎生，杜守礼，桑轼辙，李　超，刘　萍

(1.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室(西北大学)，西安　710069； 2.中国石油 长庆油田分公司

勘探开发研究院，西安　710018； 3.中国石油 长庆油田分公司 第二采油厂，甘肃 庆城　745100)



鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层成岩作用与有利成岩相带

陈大友1，朱玉双1，张皎生2，杜守礼2，桑轼辙3，李超2，刘萍2

(1.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室(西北大学)，西安710069； 2.中国石油 长庆油田分公司

勘探开发研究院，西安710018； 3.中国石油 长庆油田分公司 第二采油厂，甘肃 庆城745100)

摘要：运用常规薄片、铸体薄片、X射线衍射、阴极发光及扫描电镜等实验手段，研究鄂尔多斯盆地马岭地区延长组长8砂岩储集层成岩作用类型及其对储层的影响，划分成岩相并预测有利成岩相带。研究结果表明，研究区长8储层经历了压实、胶结、溶解及交代等多种成岩作用，压实作用和晚期含铁碳酸盐胶结作用使砂岩孔隙大量减少，显著降低储层物性，而溶解作用产生了较多次生孔隙，使储层物性得到明显改善。根据储层物性的主控成岩作用，结合孔隙类型，该区砂岩储集层划分为强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相、弱胶结剩余粒间孔相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相和强压实相5种成岩相，其中强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相和弱胶结剩余粒间孔相储层物性较好，是储层发育的有利成岩相带。

关键词：成岩作用；成岩相；长8储层；马岭地区；鄂尔多斯盆地

马岭地区位于鄂尔多斯盆地西南部(图1)，构造单元横跨陕北斜坡与天环坳陷，区内构造较平缓，不发育断层，三叠系延长组长8储层为一套扇三角洲前缘亚相的砂、泥岩沉积建造[1-3]，是该区的主力产油层之一。根据沉积旋回和辅助标志层，长8可划分为长81和长82两个小层。多年的勘探开发结果表明，该区长8油层组具有良好的油气开发潜力，但其储层物性非均质性强，油气分布差异明显。因此，明确成岩作用对储层物性的影响和寻找储层发育有利的成岩相带，成为亟须解决的难题。

图1　鄂尔多斯盆地马岭地区构造位置

本文以马岭地区延长组长8油层组为目的层，在40余口探评井岩心描述的基础上，运用常规薄片、铸体薄片、X射线衍射、阴极发光及扫描电镜等实验手段，对储集层成岩作用进行研究，旨在揭示该区砂岩储层成岩作用对物性演化的影响，进而划分有利成岩相带，并预测储层有利成岩相带的平面展布规律，为该区油气勘探开发提供地质依据。

1储集砂岩岩石学及物性特征

1.1岩石学特征

据岩心观察及薄片鉴定资料统计，研究区长8储层岩性主要以灰色、深灰色中粒、细—中粒、中—细粒及细粒岩屑长石砂岩为主，少量为长石砂岩(图2)。砂岩颗粒分选较好，多呈次棱角状，磨圆度中等，结构成熟度中等；颗粒间以线接触为主，其次为点接触，胶结方式为薄膜—孔隙和孔隙—加大式胶结。砂岩成分成熟度较低，碎屑成分平均含量约为87.4%，其中石英和长石含量较高，石英含量为18.0%～49.0%，平均值为34.2%；长石含量为20.0%～38.0%，平均为33.6%；岩屑含量较低，为9.0%～27.0%，平均为19.9%，主要为喷发岩、千枚岩、石英岩、片岩、板岩及变质砂岩。砂岩中有1.0%～8.0%的云母含量，多为黑云母。

图2　鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层砂岩分类

砂岩填隙物百分含量变化较大，分布于3.0%～36.0%之间，平均含量为12.3%。填隙物成分主要有黏土矿物、碳酸盐矿物及硅质，并含少量长石质和菱铁矿等。碳酸盐矿物平均含量为6.6%，主要由5.7%的铁方解石和0.7%铁白云石组成。黏土矿物平均含量约为3.9%，以绿泥石、高岭石及伊利石为主，另外亦可见部分伊蒙混层。硅质平均含量为1.4%，主要以2种形式存在：其一表现为石英颗粒的次生加大，另一则为微晶石英他型充填孔隙。

1.2物性特征

通过取心井395块岩心分析资料统计，长8储层孔隙度主要分布在1.7%～18.7%之间，平均值为9.5%；渗透率主要分布在(0.01～24.50)×10-3μm2之间，平均值0.76×10-3μm2，属特低孔超低渗储层。根据铸体薄片分析，长8储层的平均面孔率为1.6%，最主要的孔隙类型为粒间孔和长石溶孔，其面孔率分别约为0.9%和0.6%；其次为岩屑溶孔，面孔率约为0.1%。

2主要成岩作用及其对储层的影响

2.1压实作用

压实作用包括机械压实作用和化学压溶作用[4]。根据镜下观察，研究区长8砂岩经历了较强的机械压实作用，主要表现在2方面：(1)抗压实较强的刚性颗粒(石英和长石等)紧密接触甚至破裂，产生微裂缝；(2)抗压性弱的塑性颗粒(云母及泥质岩类等)产生塑性变形(图3a)，颗粒被挤入孔隙，甚至造成假杂基产状，阻塞孔隙空间。同时，该区砂岩颗粒多为线接触，其次为点接触，基本不发育镶嵌状接触，化学压溶作用不发育。

图3　鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层铸体薄片和扫描电镜照片

a.云母挤压变形，呈定向排列，里119井，2 179.20 m；b.呈环边状产出的绿泥石膜，里91井，2 444.5 m；c.孔隙充填式绿泥石，木30井，2 642.10 m；d.丝发状伊利石充填于孔隙之中，环91井，2 646.55 m；e.书页状高岭石充填孔隙，环91井，2 646.55 m；f.蜂窝状产出的伊蒙混层，里148井，2 370.00 m；g.铁方解石充填于孔隙之中，环91井，2 633.75 m；h.晚期铁白云石，环38井，2 364.00 m；i.石英次生加大，里208井，2 422.20 m；j.自生石英充填粒间孔隙，环56井，2 485.00 m；k.长石沿解理缝产生溶蚀，里91井，2 396.30 m；l.长石溶蚀产生次生孔隙，木33井，2 632.10 m

Fig.3Cast section and SEM photos of Chang8 reservoir in Maling area, the Ordos Basin

根据长8砂岩的分选特征，假定其平均初始孔隙度为35%，压实作用对孔隙度的减少量可利用下式进行计算：

Φ3=Φ1-Φ2

(1)

(2)

式中：Φ3为压实作用减少的孔隙度；Φ1为初始孔隙度；Φ2为压实作用后剩余粒间孔隙度；Ct为胶结物含量；Φr为剩余粒间孔面孔率；Φt为总面孔率；Φp为实测孔隙度。

压实作用的减孔率(P1)可用下式进行计算：

(3)

计算表明，压实作用使孔隙度大约减少17%，平均减孔率约为49%。可见压实作用大大降低砂岩孔隙度，使储层物性变差。

2.2胶结作用

胶结作用是自生矿物在孔隙中沉淀的过程。根据分析，研究区长8胶结物主要有黏土矿物、碳酸盐胶结物及硅质胶结物，此外可见少量菱铁矿及长石质胶结物等。

2.2.1自生黏土矿物胶结作用

研究区自生黏土矿物主要为伊利石、绿泥石和高岭石，同时可见少量伊蒙混层。X衍射分析表明，伊利石相对含量最高，平均约为48.3%，绿泥石次之，相对含量平均为31.4%，高岭石相对含量平均为14.5%，伊蒙混层相对含量较低，平均为5.8%(表1)。

区内绿泥石赋存状态主要有2种，即早期的呈环边状产出的绿泥石膜(图3b)和晚期的孔隙充填式绿泥石(图3c)。早期绿泥石膜一般呈现薄膜式包裹颗粒，其厚度多小于20 μm，在薄膜周围可见较多孔隙空间。在电镜下观察发现，绿泥石膜呈现针状，向孔隙方向生长，而充填孔隙的绿泥石在电镜下呈现叶片状或绒球状。自生绿泥石对于孔隙演化的影响，一直有所争议，传统上更多人认为绿泥石阻塞孔隙，对砂岩孔隙具有破坏作用[5-7]，但随着研究的深入，越来越多的人认为环边状产出的绿泥石膜有利于孔隙空间的保存[8-17]。分析结果表明，研究区绿泥石主要以早期形成的环边式和晚期形成的充填式2种形式存在，不同形式产出的绿泥石对储层物性的影响也不同。充填孔隙的绿泥石破坏孔隙空间，降低原生孔隙含量，当存在呈环边状产出的绿泥石膜时，颗粒多为较松散的点接触；而在不含绿泥石膜的区域，颗粒则倾向于更为致密的线接触，由此可见绿泥石膜对原生孔隙空间起保护作用。绿泥石膜对于孔隙的保存有积极作用，主要是由于绿泥石膜包裹于矿物颗粒表面，阻碍了矿物颗粒与孔隙中流体的接触，从而减少了胶结物的沉淀，使得颗粒间的原生孔隙得以保存。

表1　鄂尔多斯盆地马岭地区长8砂岩黏土矿物X衍射数据

伊利石往往呈丝发状(图3d)或弯片状充填于孔隙空间，降低孔隙含量。高岭石单晶呈假六方板状，集合体则为书页状(图3e)或蠕虫状。高岭石充填于孔隙空间，降低大孔隙的含量，但其往往具有较多且连通性好的晶间孔，对其堵塞孔隙空间的影响有所缓解。此外，该区含有部分伊蒙混层(图3f)，其多呈现蜂窝状生长于孔隙空间，使储层物性变差。

2.2.2碳酸盐胶结作用

碳酸盐胶结作用在该区长8储层较为常见，胶结物成分主要为铁方解石(图3g)，其次为少量白云石和铁白云石(图3h)。镜下观察表明，铁方解石多呈连晶状，其不仅充填于粒间孔，而且在溶蚀孔之中也大量分布，这说明其形成应晚于溶蚀作用。前人对鄂尔多斯盆地长8储层进行研究时[12,18]，多数认为方解石胶结分为2期，即早期的方解石胶结和晚期铁方解石胶结。但本次研究并未见到明显的方解石胶结，分析认为原因可能有2方面：(1)早期胶结的方解石本身含量较低，王琪等人[19]研究后认为长8储层早期方解石胶结物含量较低(约为1.2%～1.8%)；(2)早期形成的方解石在成岩后期有机酸或者碳酸的作用下产生溶解，使本已较少的方解石溶解殆尽。正是这2方面的原因造成了该区难以观察到无铁方解石。

早期形成的方解石在充填原生孔隙的同时，为后期溶解提供了物质条件。同时，早期形成的方解石对压实作用的进一步进行也有一定的抑制作用，因而其对储层物性具有双重影响。但鉴于该区较低的含量，无论是有利还是不利的影响，其所起的作用均较小。晚期形成的铁方解石含量较高，其充填于各类孔隙空间，显著降低面孔率，是造成储层低孔低渗的重要原因之一。

2.2.3硅质胶结作用

硅质胶结在研究区也较为常见，含量约为1.4%，其主要呈次生加大式胶结(图3i)和孔隙充填式胶结(图3j)，往往发育在黏土矿物较少的部位。硅质胶结物物质来源广泛[20-21]，该区大量发育的长石溶蚀无疑是重要因素之一。硅质胶结挤占孔隙，使颗粒间紧密贴合，降低了储层物性。

综上所述，部分胶结物对储层物性的影响具有双重性，如高岭石充填大孔隙但可增加晶间孔、绿泥石环边在充填孔隙的同时对储层起保护作用以及早期碳酸盐胶结物抵抗压实并为后期溶解提供物质基础等；其余胶结物均对储层物性起破坏作用，如伊利石、晚期碳酸盐胶结物和硅质加大等均堵塞孔隙，降低储层物性。通过胶结物含量与面孔率关系图(图4)也可以看出，随着胶结物含量的升高，砂岩面孔率显著降低，当胶结物含量大于20%时，面孔率趋近于0，储层胶结致密。胶结作用减少的孔隙度(Φ4)大致等于胶结物含量，即Φ4=Ct。胶结作用的减孔率(P2)为：

图4　鄂尔多斯盆地马岭地区

(4)

计算结果表明，胶结作用的减孔率平均约为35%。

2.3溶蚀作用

该区长8砂岩成分成熟度较低，长石和岩屑含量较高，为溶蚀作用的进行提供了物质基础。观察表明，区内溶蚀作用较为普遍，主要为长石的溶蚀，其次为岩屑的溶蚀，同时推测早期胶结的方解石也产生了溶解。长石的溶蚀往往沿解理缝进行(图3k)，产生次生溶蚀孔(图3l)，溶蚀强烈时整个颗粒全部溶蚀并形成铸模孔。

一般认为，产生溶蚀的原因主要包括有机酸溶蚀和碳酸溶蚀[22-25]，有机酸的溶蚀能力远强于碳酸的溶蚀能力[26]，溶蚀有可能由单一类型的酸性溶液产生，也有可能是二者共同作用的结果。在酸性溶液的作用下，长石和方解石等发生溶解，其中，长石溶解会生成自生高岭石。反应过程如下[27]。

方解石溶蚀：

CaCO3+H+→Ca2++HCO3-

HCO3-→H++CO32-

长石溶蚀：

2KAlSi3O8(钾长石)+2H++H2O→

AlSi2O5(OH)4(高岭石)+4SiO2(石英)+2K+

2CaAl2Si2O8(钙长石)+2H++H2O→

AlSi2O5(OH)4(高岭石)+Ca2+

统计表明，该区溶蚀孔面孔率占总面孔率的比值平均约为42%，所占比例较大。可见溶蚀孔在该区具有重要意义，溶蚀作用对改善储层物性具有重要影响，是重要的建设性成岩作用。

2.4交代作用

交代作用在该区长8储层较为常见，主要包括黏土矿物交代长石、黏土矿物的互相交代以及菱铁矿交代黑云母等。交代作用往往改变孔喉结构，能产生少量溶蚀孔隙。但据观察，交代作用产生的孔隙多被晚期铁方解石所充填，说明其对储层物性的影响不大。

3成岩阶段划分

研究区目的层有机质镜质体反射率(Ro)为0.91%～1.08%，表明有机质成熟度已达低熟—成熟阶段；砂岩普遍经历了较强的压实作用，原生孔隙损失较多，且有较多的次生孔隙形成，铁方解石及铁白云石等晚期碳酸盐胶结物出现，并在原生孔隙及次生孔隙中均有充填，长石和岩屑大量溶蚀，同时推测早期无铁方解石几乎溶蚀殆尽；X射线衍射分析表明高岭石、绿泥石及伊利石等自生黏土矿物发育。综合上述分析，表明该区长8储层成岩阶段处于中成岩阶段A期。

4成岩相划分及有利成岩相带

对于成岩相，不同的研究者表述有所差异[29-32]，一般是指沉积物在特定的沉积环境中，经历的各类成岩作用及其产物的综合特征。目前，成岩相研究仍处于探索阶段，并无统一的划分标准和命名原则。本次研究主要是在成岩作用研究的基础上，根据对储层物性控制起决定性作用的成岩类型进行划分，并结合储层主要孔隙类型进行命名。

在划分成岩相类型时，首先考虑物性的主控成岩作用，如压实、碳酸盐胶结、黏土矿物胶结及长石溶蚀等；其次考虑主要的孔隙类型，如溶蚀孔及剩余粒间孔等；最后结合二者的划分情况进行统一命名。需要说明的是，统计表明当研究区面孔率小于1%时，储层孔隙已经很少，物性较差，且储层往往含油性较差或不含油，因而这类成岩相忽略孔隙类型，直接以主控成岩作用进行命名。

利用上述划分方法，从研究区长8砂岩划分出5种成岩相，即强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相、弱胶结剩余粒间孔相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相和强压实相，在此基础上分别预测了长81和长82小层的成岩相平面展布规律(图5)。

4.1强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相

强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相基本发育在水下分流河道中央，其不仅保存了大量的剩余粒间孔，长石等颗粒的溶蚀作用也较为发育。该相带在成岩早期受绿泥石膜或少量方解石的影响，使得压实作用相对较弱，保留了较多的原生粒间孔。同时，其在成岩后期溶蚀作用较强，长石及岩屑等大量溶蚀，产生了可观的溶蚀孔，进一步改善了储层物性。强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相物性较好，孔隙度一般大于8%，渗透率高于0.2×10-3μm2，含油性好，是研究区最为有利的成岩相带。

4.2弱胶结剩余粒间孔相

弱胶结剩余粒间孔相常常发育在水下分流河道的中央，其胶结物含量低，粒间孔隙未被填隙物破坏，残余较大的孔隙空间，喉道相对较粗，面孔率一般大于1%。弱胶结剩余粒间孔相物性较好，孔隙度主要分布于6%～12%，渗透率分布区间为(0.1～0.4)×10-3μm2，含油性较好，是仅次于强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相的油气储集相带。

4.3黏土矿物胶结相

黏土矿物胶结相在研究区分布较广，常围绕强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相和弱胶结剩余粒间孔相分布。其显著特点是自生黏土矿物非常发育，充填堵塞孔隙，剩余粒间孔残余较少，孔隙度主要分布于5%～10%，渗透率为(0.09～0.3)×10-3μm2。该类成岩相具有一定的油气意义，但产能相对较差。

4.4碳酸盐胶结相

碳酸盐胶结相往往发育在分流间湾的薄砂层或水下分流河道侧翼，该成岩相带在成岩后期铁方解石胶结强烈，致使原始粒间孔和次生孔隙均被充填。该成岩相物性较差，孔隙度多小于7%，渗透率低于0.2×10-3μm2，其对应的取心段可见少量油斑或油迹，基本无产能，油气意义较差。

4.5强压实相

强压实相多发育在分流间湾或水下分流河道侧翼，其压实作用较强，且溶蚀作用较弱。强压实相形成的原因是先天条件不足，且后天改造不佳。先天条件不足是指其颗粒粒度小，塑性颗粒及岩屑等含量较高，更易于压实；后天改造不佳是指其受压实强烈的影响，孔隙含量低，流体难以流动，使得溶蚀作用较弱。该成岩相带物性较差，孔隙度一般小于6%，渗透率小于0.1×10-3μm2，基本不能成为有效储层。

图5　鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层成岩相平面展布

5结论

(1)研究区长8储层岩性以岩屑长石砂岩为主，少量为长石砂岩，砂岩成分成熟度较低，结构成熟度中等。储层物性较差，属特低孔超低渗储层。

(2)该区长8储层经历的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用。压实作用使原生孔隙大量减少，降低储层物性，晚期胶结的铁方解石充填原生孔隙和次生孔隙，对物性具有破坏作用；而溶解作用使储层物性得到了明显的改善，绿泥石膜和早期胶结的方解石对储层原生孔隙也具有一定的保护作用，同时早期胶结的方解石可为后期溶蚀提供物质基础。

(3)根据储层物性的主控成岩作用，结合孔隙类型，在该区砂岩储集层划分出强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相、弱胶结剩余粒间孔相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相和强压实相5种成岩相。其中，强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相和弱胶结剩余粒间孔相储层物性较好，是储层发育的有利成岩相带，而黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相和强压实相物性相对较差，对储层发育不利。

致谢：中国石油长庆油田分公司在资料获取过程中给予了大力支持，西北大学地质学系刘林玉教授在成文过程中进行了悉心指导，评审专家在审稿时提出了建设性的修改意见，在此一并表示诚挚的感谢。

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(编辑徐文明)

Diagenesis and favorable diagenetic facies of the eighth member

of Yanchang Formation in Maling area, the Ordos Basin

Chen Dayou1, Zhu Yushuang1, Zhang Jiaosheng2, Du Shouli2, Sang Shizhe3, Li Chao2, Liu Ping2

(1.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics(NorthwestUniversity),GeologyDepartment,NorthwestUniversity,Xi’an,

Shaanxi710069,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,ChangqingOilfieldCompany,CNPC,Xi’an,

Abstract:Conventional section, cast section, X-ray analysis, cathode luminescence and SEM samples were used to study the diagenesis of the eighth member of Yanchang Formation (Chang8) in Maling area of the Ordos Basin, analyze its effects on reservoirs, divide diagenetic facies, and to forecast favorable diagenetic facies. The Chang8 reservoir in the study area has experienced various diagenetic effects such as compaction, cementation, dissolution and metasomatism. Compaction and ferruginous carbonate cementation in the late diagenetic phase reduced the sandstone porosity and the permeability of the reservoir, while dissolution produced a lot of secondary dissolved pores and improved permeablility. According to diagenetic functions and pore types, the sandstone reservoirs in the study area were divided into five diagenetic facies including strongly-dissolved residual inter-granular pores + dissolution pores, weakly-cemented residual inter-granular pores, clay mineral cementation, carbonate cementation, and strong compaction, among which the first two facies are favorable for reservoir development.

Key words:diagenesis; diagenetic facies; eighth member of Yanchang Formation; Maling area; Ordos Basin

基金项目：国家科技重大专项(2008ZX05013-005)和西北大学研究生自主创新项目(YZZ13012)资助。

作者简介：陈大友(1987—)，男，博士研究生，从事油气田地质与开发研究。E-mail:dychenhn@126.com。

收稿日期：2015-06-20；

修订日期：2015-10-10。

d OiShaanxi 710018, China; 3. Seconl Production Plant, Changqing Oil Field Company, CNPC, Qingcheng, Gansu 745100, China)

中图分类号：TE122.2

文献标志码：A

文章编号：1001-6112(2015)06-0721-08doi：10.11781/sysydz201506721