鄂尔多斯盆地西南缘浅埋藏储层致密化成因

张英男 白青林 束青林 路智勇 张戈 窦祥骥 李真 何之明

收稿日期：2023-08-30

基金項目：江苏省基础研究计划自然科学基金项目（BK20220623）；江苏省高等学校自然科学研究项目（20KJB440003）

第一作者：张英男（1990-），男，讲师，博士，研究方向为石油与天然气地质学。E-mail：zhangyingnan@qut.edu.cn。

通信作者：白青林（1989-），男，高级工程师，博士，研究方向为油气田开发地质学。E-mali：baiqinglin123@126.com。

文章编号：1673-5005（2024）02-0024-13    doi：10.3969/j.issn.1673-5005.2024.02.003

摘要：鄂尔多斯盆地西南缘镇原地区三叠系延长组8段细粒砂岩在较浅的埋藏条件下便发生了致密化。综合利用岩心分析、铸体薄片、扫描电镜与图像分析等技术，对其孔喉及成岩特征进行分析。结果表明：储层的成分及结构成熟度较低，孔隙结构以细孔—微细喉型为主，压实作用强烈，并且具有多期胶结与多期溶解的特征。以储层的“埋藏史-油气充注史-成岩演化序列-孔隙结构”为约束条件对储层的致密化定量表征发现，长8段在稳定的构造背景与辫状河三角洲环境的控制下，形成了细粒、富含塑性颗粒且高杂基含量的沉积，配合其后的快速埋深造成了强烈压实，其对储层致密化的贡献值为85%。成岩环境的多期变化造成了富集不同盐类的孔隙流体对储层的强烈胶结作用，对储层致密化贡献值为40.8%。早期绿泥石膜对颗粒的保护、稳定的构造背景及顶底板围岩处的硅质与钙质胶结层对孔隙流体活动的限制、过早的低渗和远离盆地生烃中心造成的缺乏酸性流体持续性注入等导致了溶蚀作用较弱，对储层致密化的抑制值仅为26.1%，且形成的次生孔喉易被后期胶结物充填。构造、沉积、成岩作用及其与油气充注在时空的耦合关系造成了长8段储层在浅埋藏条件下的致密化。

关键词：镇原地区； 延长组8段 ； 致密砂岩； 致密化； 定量表征； 成岩环境

中图分类号：P 62    文献标志码：A

引用格式：张英男，白青林，束青林，等.鄂尔多斯盆地西南缘浅埋藏储层致密化成因［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2024，48（2）：24-36.

ZHANG Yingnan， BAI Qinglin， SHU Qinglin， et al. Mechanism of tight sandstone reservoirs with shallow burial in southwest of Ordos Basin［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2024， 48（2）：24-36.

Mechanism of tight sandstone reservoirs with shallow

burial in southwest of Ordos Basin

ZHANG Yingnan1， BAI Qinglin2， SHU Qinglin3， LU Zhiyong4， ZHANG Ge2， DOU Xiangji5， LI Zhen2， HE Zhiming2

（1.School of Civil Engineering in Qingdao University of Technology， Qingdao 266520， China;

2.Xianhe Oil Production Plant， Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying 257068， China;

3.Shengli Oilfield Company Limited， SINOPEC， Dongying 257061， China;

4.Jianghan Oilfield Company Limited， SINOPEC， Qianjiang 433100， China;

5.School of Petroleum and Natural Gas Engineering in Changzhou University， Changzhou 213164， China）

Abstract：The densification of fine sandstone occurred under relatively shallow burial conditions in the 8th member of the TrassicYanchang Formation， deposited in the Zhenyuan area of the southwest Ordos Basin. The pore-throat structure and diagenesis of Chang 8 member tight reservoir were analyzed through core analysis， casting thin sections， scanning electron microscope， fluorescence thin section with picture analysis， and other methods. The results indicate that both compositional and structural maturity are relatively low，with the dominant  pore-throat structure being fine pores with minimal throats. Diagenesis is characterized by strong compaction， multi-period cementation， and dissolution accompanied by variations in the diagenetic environment. The quantitative characterization of densification process was carried out under the comprehensive control of "burial history-oil and gas filling history-diagenetic evolution sequence-pore-throat structure". It reveals that Chang 8 member contains a large amount of fine grains and plastic fragments with a high matrix content， leading to significant reservoir space loss under rapid burial after deposition. This was influenced by a stable tectonic setting combined with a braided river delta sedimentary system， resulting in strong compaction contributing to 85% of the densification. Additionally， pore fluids saturated with various salts led to intense cementation， affected seriously by multiple changes in the diagenetic environment， contributing 40.8% to the densification. The early-formed chlorite film protected clastic particles from being dissolved. Cement layers limited the exchange of pore fluid with surrounding rock under the stable tectonic background， which were formed at the roof and floor of Chang 8 member by strong siliceous cementation and carbonate cementation. Early entry into a low-permeability stage， coupled with distance from the hydrocarbon-generating center of the basin， hindered continuous acid fluid injection， reducing the dissolution intensity. Consequently the inhibiting effect of dissolution on densification was only 26.1%. Besides， the secondary pores generated by dissolution were easily filled by later-period cements. In summary， the tight sandstone reservoirs in the Chang 8 member were buried at shallow depths， controlled by multiple factors， including tectonic setting， sedimentary environment， diagenesis， and their coupled relationship with periods of hydrocarbon generation and expulsion.

Keywords： Zhenyuan area; 8th member of Yanchang formation; tight sandstone; densification; quantitative characterization; diagenetic environment

镇原地区位于鄂尔多斯盆地西南缘，构造上横跨天环凹陷，西接西缘冲断带，东临伊陕斜坡，整体为一西倾的平缓单斜构造，大型断裂不发育［1-3］，延长组长8段为重要产层［4］。长8段整体埋深为2000～2600 m，平均渗透率仅为0.46×10-3 μm2，为典型的致密砂岩储层（图1）。前人对长8段储层的认识多集中于镇原北部地区的盆地生烃中心处以及天环凹陷的中部与北部［5-7］，而镇原地区由于勘探开发程度较低，对长8段致密砂岩的以下两方面研究不足：①长8段埋深远低于其他盆地的致密砂岩储层，在较浅埋藏环境下造成强烈压实的因素是什么；②构造背景、沉积环境与油气充注是否对储层致密化有影响。针对以上问题，从储层的岩矿特征入手，综合构造背景、沉积环境以及油气充注与成岩作用的时空耦合关系等多方面的因素，解剖长8段储层致密化的成因，定量表征不同因素对储层致密化的控制作用。

中国石油大学学报（自然科学版）              2024年4月

第48卷  第2期        張英男，等：鄂尔多斯盆地西南缘浅埋藏储层致密化成因

1  储层基本特征

1.1  岩石学特征

镇原地区长8段储层岩性以厚层细砂岩为主，体积分数大于80%，中砂岩以薄层的形式分布在水下分流河道厚层细砂岩的底部，体积分数不到5%，少见粗砂质沉积（图1）。由于整体粒度较细，导致分选相对较好，分选系数主要分布在1.1～2.4，均值约为1.46，但是磨圆度差，大多数颗粒为次棱角—次圆状，反映了短距离搬运快速沉积的特点。镜下分析及统计表明，砂岩以岩屑质长石砂岩为主，体积分数高达66.7%，其次为长石质岩屑砂岩和长石砂岩，体积分数分别为23.7%和8.6%。片岩和糜棱岩等塑性的岩屑约占岩屑总含量的70%，花岗岩等刚性的岩屑则不到岩屑总含量的30%（图1，图2（a））。另外，砂岩骨架中含有大量的云母类矿物，平均体积分数约6%。填隙物的平均体积分数大于15%，其中杂基体积分数为0.5%～16.5%，平均值高达7.1%，胶结物体积分数为2%～45%，平均值为11.3%。胶结物以泥质胶结物为主，其次为钙质胶结物和石英的次生加大。总体上，区内长8段主要发育成分成熟度和结构成熟度较低的细砂岩沉积。

1.2  物性特征及喉道结构

区内长8段储层的孔隙度主要分布在3%～12%，平均值约为8.9%，其中小于15%的样品约占总样品的91.8%。孔隙类型主要为碳酸盐胶结物和长石的次生溶孔，但是大部分孔隙受溶解作用改造较弱，颗粒保持了相对完整的形态，部分微孔为颗粒间保留下来的原生孔隙。同其他地区的储层相比［8-10］，相同孔隙度条件下区内长8段储层渗透率明显较低，其主要分布在（0.02～50）×10-3 μm2，平均值约为0.31×10-3 μm2，其中低于1×10-3 μm2的样品点约占80%（图2（b））。吼道类型以缩颈型和片状吼道为主，小孔—微细喉型的Ⅲ类孔隙结构为主要的孔喉配置关系（图1，表1）。物性及孔喉结构表明，区内长8段细粒砂岩储层为典型的致密砂岩储层。

2  成岩作用特征

长8段储层成岩作用具有强烈压实、多期胶结的特点，溶解作用虽然具有多期，但是相对较弱，对储层的建设性有限。其余的成岩作用如交代作用等在薄片及扫描电镜中表现不明显，对储层的影响很小。

2.1  压实作用

长8段储层整体表现为紧密镶嵌状结构，颗粒之间以线接触-凹凸接触为主，表明遭受了强烈的压实作用。塑性的片岩及糜棱岩岩屑以及云母等在压实作用下常强烈变形，呈弧型或者S型镶嵌在刚性的石英及长石颗粒之间，形成假杂基加剧了岩石的致密程度。片岩等浅变质岩岩屑在强烈的压实作用下不但颗粒的形态发生塑性形变，内部的矿物颗粒也发生变形并呈现出定向排列的趋势，局部可见石英、长石及刚性的花岗岩岩屑等颗粒受压破裂形成粒内微裂缝（图3（a）、（d））。

2.2  胶结作用

长8段储层主要发育黏土矿物、钙质和硅质胶结，另外还在镜下可见油气充注形成的沥青质胶结，局部偶见微量的黄铁矿胶结物和石膏胶结物，但对储层的影响微弱。常见的胶结样式主要有孔隙衬垫式、孔隙充填式和自生加大式。

2.2.1  黏土胶结

黏土矿物胶结物的含量平均值约为5.1%，最大值可达27%，是长8段储层最主要的胶结物，主要发育绿泥石胶结与高岭石胶结，可见少量的伊利石胶结。

（1）绿泥石胶结。

绿泥石是黏土矿物胶结物中含量最高的，也是研究区最常见的黏土矿物胶结，主要以绿泥石膜包裹在颗粒表面，部分以绒球状或鳞片状充填在粒间孔隙中。绿泥石胶结物的上述两类晶体形态及两种胶结方式分别对应着两期胶结。绿泥石膜主要由晶型较好的针叶状绿泥石单体组合而成，在电子探针下具有较高的铁含量，其形成较早，是在早成岩阶段从孔隙流体直接析出附着在颗粒表面而成，绿泥石膜外常伴有石英的次生加大，在单偏光下表现为石英加大边与石英颗粒之间的黑线（图3（b）、（e）、（f））。充填在孔隙中的绒球状绿泥石则是在中成岩阶段其他矿物在转化而来，形成相对较晚，含量较少。早期形成的绿泥石膜虽然在一定程度上增加了岩石的抗压性，但是其严重降低了孔隙吼道的连通性，同时也在碎屑颗粒表面形成保护膜，抑制了孔隙流体对其的溶解［10］。

（2）高岭石胶结。

高岭石主要以书页状和蠕虫状的集合体样式充填在孔隙中，有时可看到其与粒间自生石英的伴生（图3（f）、（l））。由于高岭石的形成与孔隙流体的酸化密切相关，其形成时间相对绿泥石膜要晚，主要是在中成岩阶段的早—中期，上覆烃源岩层有机质进入成熟阶段产生的大量酸性流体进入以及油气充注的酸化作用造成的长石颗粒及岩屑的溶解，促进了高岭石胶结物的形成，尤其是钾长石类的溶解作用对其形成贡献最大［11］：

4KAlSi3O8+2CO2+4H2O2Al2（Si2O5）（OH）4+8SiO2+2K2CO3.（1）

式中，KAlSi3O8代表钾长石；Al2（Si2O5）（OH）4代表高岭石；SiO2代表石英。

高岭石的这一成因特性，导致了只有那些能够让饱和高岭石的孔隙水流通的连通性较好孔隙中才能被自生高岭石胶结物充填。高岭石的这一胶结特征对储层的有效孔隙破坏严重。

（3）伊利石胶结。

相对于绿泥石以及高岭石胶结，伊利石的胶结较弱，主要呈片状或毛发状附着在钾长石颗粒之上，少见粒间搭桥式胶结，偶见部分孔隙中充填蜂窝—半蜂窝状的伊蒙混层胶结（图3（h）、（k）、（l））。伊利石的形成是在富K+的弱碱性环境中，由钾长石溶蚀后与高岭石相互作用形成［12-13］：

KAI3Si3O8+AI2（Si2O5）（OH）4

KAI3Si3O10（OH）2+2SiO2+H2O.（2）

式中，KAl3Si3O10（OH）2代表伊利石。

相对于高岭石来说，伊利石形成更晚，主要形成于中成岩阶段晚期，由于其形成需要大量的高岭石与K+，这些条件限制了伊利石胶结作用的强度。

2.2.2  碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物含量仅次于黏土矿物，大部分样品体积分数大于3.5%，最大值可达25%，平均值约为4.1%。胶结物主要为中成岩阶段中后期形成的铁方解石和铁白云石，早期形成的方解石含量较低。晶型呈半自形—自形，大部分以连晶状充填在粒间孔、粒内溶孔以及较大的吼道中，其中铁方解石与铁白云石完全堵塞孔喉的现象经常发生，甚至可以看到二者对碎屑颗粒边缘的交代现象，严重降低了储层的孔渗性（图3（c）、（d）、（g）、（k））。在扫描电镜下，偶见附着在颗粒表面的微晶方解石，自形程度较低，说明在早成岩阶段孔隙流体已经是碳酸盐接近饱和的弱碱性，但是受控于煤系地层的影响，早期碳酸盐胶结几乎不发育，主要在中成岩阶段中后期开始大量形成［14］。

2.2.3  硅质胶结

硅质胶结物主要以石英的次生加大及粒间充填的自生石英晶体形式出现，体积分数约为1.6%。石英的次生加大边多呈雏形晶体穿插在石英颗粒的绿泥石膜中，形态较小，属于Ⅰ级—Ⅱ级的石英次生加大，充填在孔隙中石英晶体较大，自形程度高，常与中成岩阶段中后期的高岭石伴生，说明粒间充填的自生石英晶体晚于石英的次生加大（图3（f））。早成岩阶段早期弱碱性的孔隙流体对石英进行了溶解，随着上覆烃源岩热演化产生的有机酸的注入，石英雏晶开始从富含硅酸盐的孔隙水中析出，沿着石英颗粒以自生加大边的形式胶结。后期烃类充注在造成长石及部分岩屑高岭石化的同时，也促进了粒间自生石英的形成［15-17］。

硅质胶结物与钙质胶结物的成因特性造成了二者的垂向分布规律截然相反，越靠近上部长7烃源岩，受有机质生烃排酸以及油气充注造成的酸化效应的影响越大，硅质胶结物的含量越高，碳酸盐胶结物含量越低，其中在距顶9 m范围内，样品中硅质胶结物含量均超过平均值，而在距顶20 m范围内，钙质胶结物含量均低于平均值。越靠近下部富钙质岩屑的长9段，受下伏地层压实排出的碱性地层水的影响越大，硅质胶结物的含量越低，碳酸盐胶结物含量越高，其中在距底22.5 m范围内，样品中硅质胶结物的含量均低于平均值，而距底12.5 m范围内，绝大部分样品点钙质胶结物的含量均超过平均值，只有极少数点低于平均值（图4）。

2.2.4  沥青质胶结

沥青质胶结物体积分数约为0.5%，包括碳质沥青、胶质沥青与油质沥青3种类型，分别形成于不同的油气充注期。荧光薄片中，黑色的碳质沥青以及黄橙色的胶质沥青主要充填在溶蚀作用等改造过的原生粒间孔中，说明二者主要形成于早成巖阶段晚期的油气初次充注中，而蓝白色的油质沥青主要出现在碎屑颗粒及方解石胶结物的粒间溶孔中，偶尔可见其充填在长石的完全溶解腔中，表现出对长石交代的假象，说明油质沥青主要在中成岩阶段的早中期由油气二次充注形成（图3（g）、（d））。镜下既可见到两期形成的沥青质单独胶结，又可见到两期沥青质的共同胶结。

2.3  溶解作用

长8段储层在成岩过程中由于伴随多期成岩环境的改变，造成了不同类型颗粒及胶结物的溶解现象。石英颗粒的溶蚀主要发生在弱碱性孔隙流体作用下的早成岩阶段早期，部分石英颗粒边缘发生港湾状和锯齿状溶蚀，少部分石英颗粒发生粒内溶蚀。长石及花岗岩岩屑等酸性不稳定颗粒的溶蚀则主要发生在有机质热演化成熟及油气充注时期，分别对应于早成岩阶段晚期及中成岩阶段早期，长石颗粒往往沿着节理面溶解成网格状，甚至被拦腰斩断，部分长石与岩屑颗粒表面向高岭石蚀变（图3（b）、（e）、（h）、（k））。方解石胶结物由于形成较晚，其溶解主要发生在油气充注造成的孔隙流体酸化期，充填在粒间孔隙中的方解石胶结物被溶解成蜂窝状，而粒内溶孔中胶结的方解石由于酸性流体很难注入，几乎没有溶解（图3（g））。

2.4  储层成岩演化序列

在前人研究成果的基础上，通过流体包裹体均一温度分析，结合烃源岩的热演化史和生烃史等，认为区内的长8段储层经历了两期油气充注［18-19］。第一期从晚侏罗世到早白垩世早期，此时烃源岩热演化程度低，充注量相对较少；第二期则发生在古近纪早期—中期，此时烃源岩热演化成熟，进入大规模生排烃期，油气充注量也大。以构造演化史与埋藏史为基础，结合油气的充注史，通过对颗粒的形态、自生矿物的位置及溶解与充填关系等成岩作用特征分析，明确了长8段储层的成岩阶段，建立了成岩作用的演化序列（图5）。砂岩中长石、岩屑以及碳酸盐胶结物等发生明显的溶蚀作用，次生孔隙普遍发育，铁方解石、铁白云石等晚期碳酸盐胶结物大量出现，孔隙中可以看到自生高岭石及绿泥石等黏土矿物的充填，说明长8段致密砂岩处于中成岩阶段B期。从沉积到现在长8段储层所经历的成岩演化序列依次为：压实作用—黄铁矿胶结/石英溶解—绿泥石膜形成—有机质生烃排酸—石英加大/长石溶解/早期高岭石胶结—早期碳酸盐沉淀/石英加大边溶解—钾长石向伊利石蚀变—油气二次充注—早期方解石溶解/晚期石英胶结/长石和岩屑颗粒溶解/粒间高岭石充填—晚期钙质胶结/粒间绿泥石胶结/伊利石胶结，其中压实作用贯穿整个成岩阶段。成岩环境对应的经历了由弱碱性—弱酸性—碱性—酸性—碱性的改变，两次酸性的环境分别对应于有机质生烃排酸期和第二次油气充注期，这两个时期既是主要的溶蚀作用期，同时也是硅质胶结和高岭石胶结的主要发育期。

3  储层致密化因素

长8段储层在原始沉积期具有高孔高渗特征，后期的致密化受原始沉积组构与成岩作用等多种因素的控制。构造背景与沉积环境控制了原始沉积组构等内部因素，而构造背景与沉积组构又影响着原始物性和后期的压实作用、溶解作用与胶结作用等外部因素 ［20-22］。

3.1  原始孔隙度较低

延长组沉积时研究区构造相对稳定，整体持续性下降背景下的湖浸形成了大面积连片分布的辫状河三角洲沉积体系。同时作为主要物源区的西南部的渭北隆起及西缘冲断带保持持续性的隆起，地层风化淋滤严重，导致母岩区寒武系岩浆岩及低级变质岩等形成的碎屑颗粒较小，且富含塑性较强的千枚岩、糜棱岩和片岩岩屑以及云母矿屑［23］。沉积物的原始孔隙度（φ0）和初始渗透率（k0）分别与碎屑颗粒的分选和比表面有关［24-25］：

φ0=22.90+22.91/S0，（3）

k0=φ0KC-Kσ2 .（4）

式中， S0为分选系数；KC-K为Kozeny-Carman常数，常取5；σ为比表面，m-1。

沉积物刚沉积时的比表面主要由颗粒的比表面（σp）与杂基的比表面（σh）组成，一般而言杂基的比表面就是其包含的黏土矿物的比表面（σc），因此沉积物的比表面可表示为

σ=σc+σp=∑ni=1106σifiρi+F［1-（φ+φh）］/Deff.（5）

式中，σi为第i种黏土矿物的比表面积， m2/g，通常用N2等温吸脱附曲线测定；fi为第i种黏土矿物的体积分数；ρi为第i种黏土矿物的密度，g/cm3；F为颗粒形状系数，磨圆度越差，值越大，一般情况下次圆状颗粒常取6.4，次棱角状则取7.4；Deff为等效粒径，m，通过粒度分析资料获取。

通过式（3）～（5）计算出长8段沉积时的原始孔隙度为38.6%，初始渗透率为2.54 μm2，同其他地区相比，原始孔隙度相差无几，但初始渗透率则明显较低，这种差距主要是因为长8段沉积时粒度较细，磨圆度较差，杂基含量较高。在式（5）中可以看出，颗粒越细，磨圆度越差，杂基含量越高，沉积物的比表面就越大，初始渗透率就越低。

另外，在现今的储层渗透率与粒径关系图上（图5（a））可以看到，渗透率与粒径呈明显的指数正相关性，造成这种现象的原因是埋藏过程中细粒沉积物更易在上覆压力下形成紧密排列，导致了细粒样品点处的储层孔渗性低于粗粒样品点处［26］。长8段母岩区提供的沉积物粒度较细，不仅造成了长8段初始渗透率较低，同时也制约了岩石在压实等成岩作用过程中对孔隙的保护能力，导致现今的渗透率更低。

3.2  储层抗压实能力差

长8段储层为相对近源的辫状河三角洲沉积，水动力间歇性变化频繁，侧向改道迅速。水下分流河道间的泥质和粉砂质沉积物常因河道的改道而被冲刷，形成大量的撕裂屑，同时也造成了砂泥混杂沉积，碎屑颗粒间充填大量的黏土杂基［27］。另外，由于为搬运距离较短的快速沉积，大量的千枚岩和片岩岩屑以及云母矿屑被保存下来，导致成分成熟度和结构成熟度较低［28］，岩石骨架中杂基与塑性颗粒体积分数主要分布在25%～35%。杂基与塑性颗粒的含量越高越不利于储层孔隙在压实过程的保存，储层的渗透率就会越低（图5（b））。这种杂基与塑性颗粒含量高的岩石组分特征不利于储层孔隙在压实过程中的保存，是导致强烈压实作用的因素之一。

3.3  沉积速率快

从沉积到距今210 Ma前，约30 Ma时间内，镇原地区的长8段经历了约1050 m的快速埋深，埋藏速率高达35 m/Ma，随后虽然经历了35 Ma的小幅度抬升，但是后期距今175～160 Ma时间内，又被埋深了950 m，埋藏速率高达63.5 m/Ma。沉积后的两期迅速埋深抑制了早期碳酸盐胶结，降低了地层的抗压性［14］，加之高含量的塑性岩屑及杂基，最终造成了长8段储层在浅埋深条件下的强烈压实。

3.4  胶结作用强

储层致密化的另外一个主要原因是贯穿整个成岩过程的胶结作用。不同的类型的胶结物含量高达11%，尤其对流体中的矿物质及油气具有强烈吸附作用黏土矿物胶结物，从沉积物沉积后的距今195 Ma到现今就一直源源不断的形成，另外，丝缕状的伊利石容易破碎成细小的板条发生移动，堵塞吼道，降低储层的渗透率［26］。油气充注时，储层已经演变为特低渗储层，油气被吸附在细小的吼道中形成沥青质胶结，更易堵塞吼道。硅质胶结主要以石英的此生加大形成出现，不仅缩小了储层孔隙，更使孔隙缩小或者缩颈型的吼道演变为片状或者弯片状的吼道，大幅度降低了储层的渗透率。而钙质胶结受溶解作用等因素的影响，主要晚期形成的铁方解石和铁白云石的形式充填孔喉，加剧了储层的致密程度。

3.5  溶蚀作用弱

长8段储层在成岩演化过程中虽然遭受了多期溶解作用，既有早期碱性成岩环境对石英颗粒的溶解，也有后期的两次油气充注带来的有机酸对长石等酸性不稳定矿物的溶解，对储层孔隙结构进行了大面积改造，但是受各种因素的制约，每期的改造程度较弱，对储层物性的改善有限，改善后的储集空间往往被后期形成的胶结物所充填［29］。导致溶蚀作用弱的原因主要有5点：①母岩区的寒武纪岩层在风化剥蚀过程中，混入了早期上覆奥陶系碳酸岩地层的淋滤水，导致形成的沉积物中地层水为碱性，加上下伏富含钙质岩屑的长9段地层在压实过程中向上排入大量的碱性流体，导致地质历史时期以碱性成岩环境为主；②成岩作用早期形成的大量绿泥石膜胶结物，阻碍了孔隙流体与颗粒的接触面积，抑制了碱性及酸性溶解作用的进行；③由于距盆地的长7段生烃中心较远，加上油气大规模充注的晚白垩世晚期到古新世早期储层已经十分致密［30］，烃中心处的有机酸很难经过长距离的横向运移形成持续性的大量注入，造成了孔隙流体中缺乏足量的溶蚀酸性溶蚀水；④长8断层的硅质胶结作用及钙质胶结作用受顶底板围岩的影响较大，其中顶部靠近长7段烃源岩处形成了厚度10 m的强烈硅质胶结层，而底部靠近长9段围岩处形则成了厚度约12.5 m强烈钙质胶结层（图4），加上在相对稳定的构造背景下缺乏断层的垂向疏导，另外早期强烈的压实作用造成储层过早进入特低渗阶段，3种因素相互配合制约了饱和各类溶解物的孔隙流体与外界的物质交换，不但抑制了溶解作用的进行，而且导致先形成的溶蚀孔隙随着后期流体温压及pH值的變化而再次被胶结物冲填；⑤沉积物的颗粒表面有早期形成的绿泥石膜保护，而可溶性的碳酸盐胶结物主要在油气充注后形成，导致了酸性流体缺乏可溶性组分。

4  致密化因素定量表征

以“储层成岩作用演化序列-储层孔隙结构”约束下的地质历史时期储层物性恢复方法为指导，以岩石铸体薄片为对象，以图像分析技术为手段精确计算不同成岩事件造成的孔隙度值变化，然后利用回剥反演的方法恢复地质历史时期储层的孔隙度；接着以现今孔喉类型及配置关系对应下的储层物性特征为依据，结合地质历史时期不同成岩事件造成的孔喉结构及孔隙度的变化，确定成岩演化过程中储层的孔隙结构类型［22，25，31］。最后根据不同孔隙结构类型下储层的孔-渗函数（表1），恢复地质历史时期储层渗透率变化情况。

镇原地区长8段储层物性演化史表明，长8断储层在距今约160 Ma成为特低渗储层（k<10×10-3 μm2），孔隙结构也由最初的中孔中喉型的Ⅰ类演变为中孔—细喉型的Ⅱ类，距今约105 Ma第一次成为小孔—微细喉型的超低渗储层（k<1×10-3 μm2），并于距今约90 Ma演化为致密储层。但是随着油气第二次充注造成的强烈的溶解作用，物性得到改善，距今约85 Ma再次演化为超低渗储层，孔隙结构也改善为小孔细喉型，随着溶解作用的进一步进行，物性的继续改善，距今约55 Ma再次演化为中孔—细喉型的特低渗储层，待有机酸被消耗殆尽，后期强烈的碳酸盐胶结以及黏土矿物胶结使储层于距今45 Ma再次成为小孔—微细喉型的超低渗储层，随着储层物性进一步变差于距今25 Ma成为致密储层，并持续到现在。在地质历史时期，长8段储层共经历了两次致密储层，一是距今90～85 Ma，另一次则是距今25 Ma至现在（图6）。

综上所述，研究区及其周边的构造背景控制了区内长8段的沉积环境、物源特征及埋藏过程，而沉积环境则控制了岩石的组分。在这些因素的控制下，压实作用对储层的致密化贡献值为85%，使孔隙度降低了26.8%，胶结作用对储层致密化的贡献值为40.8%，使孔隙度降低了12.8%，溶解作用对储层起到建设性作用，在致密化过程中贡献值为-26.1%，使孔隙度增加了8.2%。从储层孔隙结构的演变来看，压实作用、绿泥石膜的胶结和石英的次生加大对储层的渗透性伤害最大，使早期的以孔隙缩小型和缩颈型的吼道演变为片状和弯片状性的吼道，是造成储层致密化的最主要成岩事件。

5  结  论

（1）长8段致密砂岩储层在辫状河三角洲环境的控制下，主要发育成分成熟度与结构成熟度较低的细砂质沉积，主体渗透率小于0.3×10-3 μm2，细孔—微细喉型孔隙结构为其主要孔喉配置关系。

（2）长8段致密砂岩储层具有强烈压实、多期溶解、多期胶结的成岩作用特征，成岩环境也经历多期变化，黏土矿物胶结为其主要的胶结类型，先后的两次油气充注形成的酸性成岩环境为溶解作用的主要发育期，同时也形成了一定程度的硅质胶结、高岭石胶结及沥青质胶结。

（3）在稳定抬升的构造背景下，母岩的风化产物粒度较细，并且富含千枚岩与糜棱岩等塑性颗粒，而近物源的辫状河三角洲沉积环境有利于塑性颗粒的保存，并形成了高杂基含量的混杂堆积，导致沉积物的抗压性相对较弱，配合沉积后的快速埋深以及缺乏早期的碳酸盐胶结，造成了长8段的压实作用明显强于其他地区相同埋深条件下的地层。

（4）长8段储层致密化的原因较多，既有构造背景与沉积环境等因素控制的沉积组构等内因，也有后期成岩作用等外因，最主要的为受构造背景与沉积环境影响的强压实作用，对储层致密化贡献值为85%。

（5）虽然发育两期油气充注，但是受控于孔隙演化与油气充注的耦合关系以及与生烃中心的距离，区内的长8段仍缺乏充足的酸性流体与其内部的孔隙水进行物质交换，加上早期大量形成的绿泥石膜对颗粒的保护作用致使溶解作用较弱，对储层的致密化的抑制值仅为26.1%。

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（编辑  修荣荣）