鄂尔多斯盆地中南部延长组长8致密储层特征和成岩作用

王晓琳，张小莉,王 祥，杨 振，李亚军

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西 西安 710069;2.二氧化碳捕集与封存技术国家地方联合工程研究中心,陕西 西安 710069)

油气勘探由常规油气向非常规油气的跨越,显然已成为油气工业发展的必然趋势。致密油、致密气、页岩油、页岩气、煤层气等非常规油气已成为油气资源增储上产的重要阵地，引领了全球油气资源的第二次拓展[1-4]。中国的致密砂岩储层分布广泛,且与国外的致密储层的差异性较大[5-6]:其主要为陆相沉积成因，伴随着多期的构造活动，且储层埋深大，成岩作用强，孔隙结构复杂,因此具有较强的非均质性,使得储层评价等研究工作的难度增大[7-11]。

鄂尔多斯盆地延长组一直以来都是油气勘探开发的重点层系[12-17]。众多学者已对盆地伊陕斜坡的中西部华庆—姬塬地区[18-21]、西南部地区[22-24]以及天环拗陷的中部、南部[25-31]等地区的长8储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙结构等做了大量的研究工作。王昌勇等[18]通过沉积相、精细地层对比、小层砂体划分等手段,研究了姬塬地区长8岩性油藏的特征;张纪智等[19]、汪洋等[21]均指出，成岩作用在华庆—姬塬地区致密储层的形成过程中起到了决定性作用,沉积相是其主控因素;赖锦等[20]通过研究影响成岩作用的表征参数,构建成岩综合系数从而实现对长8储层孔隙结构成因的定量评价;QIAO J 等[23]、杨智峰等[24]基于高压压汞、SEM扫描电镜、微米-纳米CT三维成像等技术，研究了盆地西南部长8致密储层的微观孔隙结构特征,并对储层进行了分级评价;夏东领等[25]划分了盆地西南部镇泾地区长8储层的孔喉组合类型,WANG G等[27]研究了该地区的储层特征和非均质性;梁承春等[26]、王明培等[28]、郭秀娟等[29]、吕文雅等[30]学者，近年来对盆地西南部红河油田长8储层的储层特征、成岩作用、微观裂缝等进行了较为深入的研究;张祥龙等[31]通过研究认为，盆地环西—彭阳南段地区的长8储层的品质受到沉积微相控制;钟大康等[16]、周家全等[32]研究认为，塑性岩屑、刚性颗粒的存在降低了研究区岩石的抗压强度,易形成假杂基堵塞孔隙。

但是,目前的研究工作主要集中在盆地西部、西南部地区,而对盆地中南部的储层研究较少,对盆地的勘探增储上产造成了一定的阻碍作用。近年来，盆地中南部长8储层的油气勘探取得了一定进展,证实该区域具有良好的勘探开发潜力[33]。

储层的岩石学特征、成岩作用类型等的研究是储层评价工作的重点,本研究基于盆地中南部安塞—枣园一带的长8储层的薄片鉴定、X衍射全岩分析、扫描电镜、压汞等分析测试资料,研究其长8储层微观孔隙结构、成岩演化过程等,为未来该区域致密储层的“甜点”预测提供地质依据。

1 区域地质概况

研究区地处陕西省延安市西北部,位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部(见图1)。鄂尔多斯盆地是典型的多旋回叠合盆地,面积25×104km2,能源矿产十分丰富[34]。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组是中国陆相三叠系沉积地层中较为完整的剖面,属于内陆湖相沉积,其发育演化历史记录了鄂尔多斯湖盆从出生—发育—鼎盛—消亡的完整过程[35-37]。

盆地内上三叠统延长组发育三角洲(主要为曲流河、辫状河三角洲)、河流相(主要为曲流河、辫状河)、冲积扇等沉积,其还可以划分成各种亚相[38]，形成了多套灰—灰绿色中厚层中细砂、粉砂岩和深灰—灰黑色泥岩组合。根据岩性、物性、含油气性和标志层(K0～K9)等可将延长组从上到下分为T3y1～T3y5五个岩性段和长1到长10十个油层组[39-40]。

长8储层具有典型的低孔、低渗特征,主要为浅水三角洲沉积[41-43]。研究区内的长8储层主要为灰色—深灰色中—细粒长石岩屑、长石石英砂岩和暗灰色的泥岩互层,指示其为还原-弱还原沉积环境,地层厚度90～100 m。

图1 研究区位置及长8油层组沉积储层综合柱状图Fig.1 The location of the study area and the comprehensive histogram of the deposition-reservoir of the Chang 8 oil layer group

2 储层特征

2.1 岩石学特征

对安塞—枣园研究区长8油层组的薄片进行砂岩组分分析可知，储层的岩性主要为浅灰色块状中—细粒长石砂岩,少量样品为岩屑长石砂岩(见图2，3A、B)。

长8油层组长石质量分数最高(47.6%),其次为石英(21.14%),最后为岩屑(12.8%),主要为岩浆岩岩屑、变质岩岩屑,沉积岩岩屑较少。胶结物质量分数为18.4%,主要为浊沸石(7.81%)、方解石(3.58%)、绿泥石(2.24%)等胶结物,杂基质量分数最低(0.09%)(见图2)。同时,本文对长8油层组的6块样品进行了X衍射全岩矿物分析和黏土矿物分析后得知:石英质量分数25.17%,斜长石质量分数31.83%,钾长石质量分数5.2%,方解石质量分数9.33%,白云石质量分数0.5%,铁白云石质量分数0.5%,菱铁矿质量分数0.17%,黄铁矿质量分数0.83%,绿泥石质量分数9%,伊利石和伊/蒙混层质量分数15%,浊沸石质量分数12.33%。

碎屑颗粒的粒度分析结果为：研究区长8储层的粒径为0.09～0.2 mm,平均值为0.15 mm,标准偏差为0.5,尖度0.19,偏度1.06,C值0.29 mm,M值0.16 mm。这表明，研究区储层的颗粒分选较好—中等,磨圆度以次棱角状为主,其次为次棱角状—次圆状,胶结类型为孔隙式胶结和薄膜-孔隙式胶结,基底式较少,颗粒以线接触为主,其次为点—线接触或凹凸接触,其成分成熟度较低,结构成熟度较高。

图2 研究区长8储层砂岩组分图Fig.2 Sandstone composition map of Chang 8 reservoir in the study area

2.2 储层的孔隙类型及特征

根据铸体薄片、岩石薄片、扫描电镜等进行观察分析可知，研究区长8储层主要发育残余粒间孔(见图3D、F)、溶蚀粒间孔、粒内孔(见图3E)、铸模孔(见图3G)、溶蚀填隙物内孔隙、自生矿物晶间微孔隙、微裂缝(见图3H、I)等。同时,通过分析铸体薄片的孔隙参数可得到:其总面孔率平均值5.05%,平均孔隙直径为52.36 μm,平均形状因子0.9,均质系数0.45,标准偏差31.32。其孔隙类型主要为溶蚀粒内孔(体积分数26.72%),次为残余粒间孔(体积分数13.23%)、长石溶孔(体积分数25.4%)、浊沸石溶蚀孔(体积分数15.48%)、裂隙孔(体积分数16.14%),以及少量铸模孔(体积分数2.65%),孔隙组合类型为残余粒间孔-长石、浊沸石溶蚀孔-微孔型。

A 全貌,细粒长石砂岩,枣5井,834.5 m;B 全貌,南305井,1 017.1 m;C 碎屑颗粒粒间孔,南305井,1 024 m;D 长石溶孔,南305井,1 024 m;E 残余粒间孔、颗粒溶孔,南305,1 017.1 m;F 长石具溶蚀形成次生孔,枣5,1 003.5 m;G 长石加大边、铸模孔,星32,1 590.72 m;H 云母层间缝,坪128-1,1 512.63 m;I 浊沸石胶结微裂缝,坪128-1,1 515.15 m图3 鄂尔多斯盆地中南部延长组长8段储层微观孔隙特征图Fig.3 Micro-pore characteristics of Chang 8 member of Yanchang Formation in central-southern Ordos Basin

通过分析研究区长8储层的压汞曲线、铸体薄片、孔隙结构参数表等资料可知,长8储层平均孔隙半径20～50 μm,主要为小孔型,平均喉道半径主要为0.04～2.23 μm,平均值为0.66 μm,主要为微—细孔喉,少量的中喉道,物性中等—较好。根据8块样品的压汞曲线图(见图4A)、孔喉半径分布频率图(见图4B)分析可以看出,研究区长8储层的孔喉分布主要为多峰分散型:即孔隙吼道的分布不均匀,介于0.01～10 μm,没有明显优势的孔喉半径区间，表明了不同期次的成岩作用对储层物性不同程度的改造作用。

研究区延长组长8储层的孔隙结构可划分为以下3种类型。

1)中—小孔细喉型:如图4的x32-6号、x29-11号样品,储层孔隙度为5.7%～10.3%,渗透率为(1.8～2.16)×10-3μm2,排驱压力0.11～0.29 MPa,平均孔隙半径20～50 μm,属中孔-小孔型；平均喉道半径0.51～1.13 μm,属细喉型,属于低渗—特低渗储层。长8储层的分流河道细砂岩多为此类储层。

2)细孔-细喉-微喉型:如图4的p128-1-3号、p128-1-4号、p128-1-7号、p128-1-18号样品,储层孔隙度为5.2%～6.6%,渗透率为(0.17～1.53)×10-3μm2,排驱压力0.48～2.37 MPa,平均孔隙半径小于5 μm,属细孔-微孔型；平均喉道半径0.2～0.3μm,属微细喉型,属于典型的致密储层。

3)微孔-微喉型:如图4的x29-9号、p128-1-11号样品,储层孔隙度小于5.2%,储层渗透率小于0.06×10-3μm2,排驱压力大于6.56 MPa,平均孔隙半径小于5 μm,属细孔-微孔型；平均喉道半径小于0.2μm,属微喉型,属于致密储层。

图4 研究区延长组长8段毛管压力曲线和孔喉半径分布频率图Fig.4 The capillary pressure curve of the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area and the frequency diagram of the pore throat radius distribution

2.3 储层物性特征

根据46块岩心样品资料分析可知,研究区延长组长8储层的孔隙度为0.4%～13.8%,平均值7.94%(见图5),孔隙度主要集中于0%～12%,孔隙度4%～8%的样品数量最多,占全部样品数的42.86%;长8储层的渗透率为(0.019～4.73)×10-3μm2,平均0.63×10-3μm2。渗透率值主要分布于(0.1～2.0)×10-3μm2,占全部样品数的61.22%。因此，研究区延长组长8储层为低孔、特低渗储层。

3 成岩作用

前人大量的研究工作表明，延长组低孔低渗致密储层的形成与成岩作用密切相关,压实作用、胶结作用、交代作用等是原始孔隙度损失，次生孔隙形成，从而形成低孔、低渗储层的主要原因,而溶蚀作用等在一定程度上改善了致密砂岩储层的物性[28,33,44-49]。对研究区长8储层样品进行了薄片观察、铸体薄片、扫描电镜、X全岩衍射等分析,发现压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用对长8储层的孔隙发育和物性具有明显的影响。

3.1 压实作用

压实作用是研究区长8储层的主要成岩作用之一,石英、长石等碎屑颗粒定向、稳定地排列,彼此之间呈点—线接触(见图6A),云母、泥质岩岩屑、变质岩岩屑等塑性颗粒被挤压发生弯曲变形,从而充填原生孔隙,形成假杂基(见图6A、B)。储层中的绿泥石以薄膜状附着在碎屑颗粒的表面，伊利石等黏土矿物充填孔隙,降低原生孔隙,使得孔喉的曲率增加(见图6C、D)。

图5 研究区延长组长8段孔隙度、渗透率分布频率直方图Fig.5 Porosity and permeability distribution frequency histogram of Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

随着压实作用的增强,压溶作用逐渐成为改造储层孔隙结构的主要因素之一,碎屑颗粒逐渐由点—线接触转变为线接触、凹凸接触(见图6D、E),石英等矿物形成次生加大边(见图6F)。但是,经过大量的薄片鉴定发现，研究区的压溶作用并不明显,原因应该为:绿泥石薄膜等的存在不仅堵塞了孔隙,而且阻碍了石英等矿物次生加大作用的进一步发生。

由于长8储层中含有较多的黑云母、变质岩岩屑等,在成岩作用阶段发生扭曲变形、膨胀，并充填原生的粒间孔隙,使得原始孔隙度损失;黑云母的蚀变作用、成岩作用晚期的石英颗粒的压溶和次生加大等,均会导致致密砂岩储层的物性变差。利用Scherer M建立的公式[50],计算砂岩储层的原始孔隙度,压实作用损失的孔隙度可根据残余粒间孔、胶结物的含量进行计算[51-52]:

(1)

(2)

Φc1=(Φ1-Φ2)×100%。

(3)

式中，Φ1为原始孔隙度，C为分选系数,Φ2为压实后的孔隙度,P1为残余粒间孔的面孔率,Pt为总面孔率,qm为岩心实测平均孔隙度,ω为胶结物质量百分比,Φc1为压实作用减少的孔隙度。由公式(1)(2)(3)计算出研究区长8油层压实、压溶作用减少的孔隙度为16.61%。

同时，计算长8储层的视压实率:

得研究区长8储层的视压实率平均值0.47,反映储层的压实程度中等—偏强。

3.2 胶结作用

研究区延长组长8储层主要的胶结作用为自生黏土矿物胶结(主要为绿泥石胶结,高岭石、伊利石、伊/蒙混层胶结次之)、硅质胶结、碳酸盐胶结、沸石胶结。研究区长8储层的绿泥石胶结物的体积分数可达60%,孔隙衬里式的自生绿泥石形态一般呈叶片状,生长在碎屑颗粒的表面,晶体形态较好(见图6C、7A),这表明绿泥石形成于压实作用的早期;而充填生长于孔隙中的绿泥石大多呈玫瑰花状，且独立生长。大量的绿泥石充填了碎屑颗粒的粒间孔和溶蚀孔,说明孔隙充填式的绿泥石形成时期较晚，应该形成于溶蚀作用之后(见图7B)。研究区的伊-蒙混层、伊利石胶结仅在部分层段较为发育,研究区长8储层的伊/蒙混层、伊利石平均相对体积分数为40%。伊利石的形成原因较多，其可能来源于早期的蒙脱石转化，也可能来源于长石等硅酸盐矿物的伊利石化,其常呈现搭桥状、片状、发丝状,伊/蒙混层、伊利石一般和绿泥石共生,经常呈孔隙充填物出现,少部分呈现搭桥状，形成碎屑颗粒之间的黏土桥等,从而影响储层的物性(见图7C、D)。伊/蒙混层呈现卷片状、蜂窝状等,其形态经常介于伊利石和蒙脱石之间(见图7E)。

A 颗粒点—线接触,云母的压实变形、充填,枣5,1 003.5 m;B 云母受到压实弯曲变形,星29,1 545.12 m;C 薄膜状绿泥石,南305,1 024.8 m;D 碎屑颗粒的点—线接触和线接触,星32,1 590.72 m;E 颗粒凹凸接触,星29,1 550.57 m;F 石英次生加大,枣5,1 003.5 m图6 研究区延长组长8段压实作用微观特征图Fig.6 Microscopic characteristics of compaction in the Chang 8 member of Yanchang Formation leader in the study area

硅质胶结主要为石英,常形成自生加大边。研究区长8储层的石英、长石加大现象较为常见,宽度一般小于10 μm(见图3G、6F、7F)。石英、长石等碎屑颗粒的自生加大生长也会对储层物性有不利的影响。

碳酸盐岩胶结物的质量分数平均值为5%,部分样品最高可达39%,主要为方解石、白云石、铁方解石、铁白云石和菱铁矿微晶集合体等。碳酸盐岩胶结物分布并不均匀,方解石在结构上主要为连生结构,样品中也可见分散颗粒状的方解石(见图7G、H),方解石可交代长石、岩屑等碎屑颗粒,白云石常呈斑块状或粒状结构(见图7I)。成岩早期形成的方解石一般以泥晶、粉晶的形态存在,结晶形态较差,常充填在孔隙中,形成基底式胶结(见图7G、H),其形成于相对低能的沉积环境,且容易被溶蚀;成岩作用后期形成的铁方解石、铁白云石胶结物，质量分数为3%～12%,最高25%,常以斑晶、嵌晶的它形生长于粒间孔、溶蚀孔中,常与长石、岩屑等碎屑颗粒发生交代作用,使孔隙度降低(见图7J)。

浊沸石胶结是鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩较为特殊的胶结类型。经全岩X衍射分析可知，其质量分数为0%～18%,平均值12.33%。长8储层内的浊沸石常以大片连晶形态充填于孔隙中,在单偏光镜下显示淡黄色,正交镜下干涉色为一级黄,有时也可见放射状的集合体,少见斑块状的完整浊沸石晶体(见图7K、L)。

胶结作用损失的孔隙度可用下式进行计算[51-52]:

(4)

Φc1=(Φ2-Φ3)×100%。

(5)

式中，Φ3为胶结作用减少的孔隙度,Φc1为经历压实作用和胶结作用之后的孔隙度。经过计算，研究区胶结作用所降低的孔隙度为18.28%,而且随着目的层深度的增加,胶结程度增高。因此,胶结作用也是造成研究区长8储层孔隙度损失的主要因素之一。

A 绿泥石的衬里式胶结,枣5,833.4 m;B 粒间孔中充填绿泥石、伊利石,枣5,833.4 m;C 粒间孔中分布伊利石,枣5,834.5 m;D 粒间孔中绿泥石、伊利石、高岭石的充填式胶结,枣5,1 003.5 m;E 伊蒙混层,南305,1 024 m;F 石英加大Ⅲ级及粒间残余孔隙,南305,1 017.1 m;G 碳酸盐胶结,星29,1 546.92 m;H 方解石胶结,南305,1 024.8 m;I 白云石胶结,坪128-1,1 512.63 m;J 菱面体碳酸盐矿物充填孔隙,南305,1 018.89 m;K 连晶状浊沸石,坪128-1,1 518.72 m;I 浊沸石胶结,坪128-1,1 513.85 m图7 研究区延长组长8段胶结作用微观特征图Fig.7 Microscopic characteristics of the cementation of the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

3.3 交代作用

交代作用也是研究区延长组长8储层较为常见的一种成岩作用,其表现形式为方解石、白云石等碳酸盐岩矿物沿着石英、长石、岩屑等矿物边部发生碎屑颗粒的交代,使碎屑颗粒边缘不规则(见图8A、B);从扫描电镜照片中可见到长石等矿物也常发生高岭石化、绿泥石化等作用。岩心观察和薄片鉴定时,均可见到岩石受力破裂形成的裂缝(构造缝、层间缝、压裂缝等),裂缝的产状多样,其对研究区长8储层的渗透率提高具有重要作用(见图8C、D)。

3.4 溶蚀作用

溶蚀作用是一种对储层具有建设意义的成岩作用,主要表现为碎屑矿物颗粒的溶蚀、杂基的溶蚀等。研究区长8储层的溶蚀作用主要为长石的溶蚀(见图8E、F),对次生孔隙的贡献率为40%左右,其溶蚀作用主要沿着长石颗粒的解理缝发生,从而形成次生孔隙；条纹长石常发生溶蚀作用,大量的钾长石主晶被溶蚀,钠长石条纹残留下来。岩屑、石英颗粒的溶蚀作用并不常见。

溶蚀作用增加的次生孔隙度可用下式进行计算[51-52]:

式中，Φ4为溶蚀作用增加的孔隙度,P2为

长石/岩屑溶孔,P3为沸石溶孔。经过计算，研究区溶蚀作用使孔隙度增加2%～3%,平均值为2.2%。贡献最高的为长石、岩屑溶孔,为35.64%,浊沸石溶孔的贡献率为20.74%。

A 方解石交代岩屑,南305井,1 024.8 m;B 方解石交代长石,南305,1 024.8 m;C 高角度缝,坪128-1,1 513.85 m;D 裂缝被沥青质充填,南305井,1 024.8 m;E 长石溶蚀,枣5井,1 003.5 m;F 长石溶蚀形成次生孔,枣5,834.5 m图8 研究区延长组长8段交代作用、溶蚀作用、破裂作用微观特征Fig.8 Microscopic characteristics of metasomatism,dissolution and rupture in the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

4 成岩阶段及成岩序列

根据大量的研究数据分析研究区长8段细砂岩的成岩特征,结合前人的研究成果(主要考虑以下几个方面的证据:自生矿物的成分、形态和形成顺序、包裹体测温、胶结物的类型和组分特征等)[28,30,33],并根据《中华人民共和国石油天然气行业标准——碎屑岩储层成岩阶段划分》[53],认为研究区延长组长8段致密储层主要经历了同生成岩阶段、早成岩阶段、中成岩阶段和晚成岩阶段,现在处于中成岩阶段A期。

根据大量的薄片鉴定、铸体薄片、扫描电镜等资料分析,可确定研究区延长组长8储层的成岩序列为:压实作用→早期绿泥石、泥晶方解石胶结→石英次生加大→微晶、亮晶方解石沉淀→沸石胶结→长石、方解石颗粒溶蚀→自生石英、长石、黏土矿物胶结→晚期方解石沉淀→方解石、沸石溶解→方解石交代(见图9)。

研究区延长组长8段的原始孔隙度为30%～40%,印支运动以前主要的成岩作用为压实作用和黏土矿物的胶结作用,期间孔隙度减少了16%～20%；随后随着构造抬升,发生表生成岩作用,储层的有效孔隙度提高了2%～4%。长石、石英的次生加大,碳酸盐岩矿物、浊沸石胶结、黏土矿物的压实、胶结和交代作用,深埋成岩环境使得储层孔隙度减少10%～19%。侏罗世末，延长组烃源岩的生烃作用排出的大量有机酸所造成的溶蚀作用使储层孔隙度增加了2%～3%(见图9)。

图9 研究区延长组长8段成岩演化序列及孔隙度演化趋势图Fig.9 Diagenetic evolution sequence and porosity evolution trend diagram of the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

5 结论

1)研究区延长组长8储层的岩性主要为细粒长石砂岩。其胶结物质量分数较高,杂基较少,结构成熟度较高,成分成熟度较低,其浊沸石胶结对储层物性具有重要影响。长8储层孔隙度平均值为7.94%,渗透率平均值为0.63×10-3μm2,为低孔、特—超低渗储层。

2)其孔隙类型主要为残余粒间孔,长石、岩屑、沸石溶蚀孔、铸模孔等次之,组合类型为残余粒间孔-长石、浊沸石溶蚀孔-微孔型,为微—细喉道,有少量的中喉道,为低孔、特—超低渗储层。

3)成岩作用类型主要包括压实作用、黏土矿物胶结、碳酸盐岩胶结、硅质胶结、浊沸石胶结、溶蚀作用、交代作用等。研究区延长组长8段致密储层主要经过了同生成岩阶段、早成岩阶段、中成岩阶段和晚成岩阶段,现在处于中成岩阶段A期。压实作用、胶结作用是储层孔隙度损失的主要原因,溶蚀作用对储层物性具有良好的改造作用。