鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組低滲透儲層特征

田甜，王海紅，鄭榮才，侯長冰，王昌勇

（1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，成都610059；2.中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項(xiàng)目部，甘肅慶陽745100）

鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組低滲透儲層特征

田甜1，王海紅2，鄭榮才1，侯長冰2，王昌勇1

（1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，成都610059；2.中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項(xiàng)目部，甘肅慶陽745100）

據(jù)巖心、鑄體薄片、掃描電鏡和常規(guī)物性等資料，結(jié)合測井解釋成果，對鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組砂巖儲層特征進(jìn)行了研究。結(jié)果表明：長8油層組砂巖儲層曾遭受酸性介質(zhì)的改造，次生孔隙發(fā)育；儲集空間以剩余原生粒間孔、粒間溶孔和微裂縫為主，黏土礦物晶間微孔對儲層物性也有貢獻(xiàn)；儲層發(fā)育受沉積相、碎屑組分、成巖和構(gòu)造作用共同影響，其中沉積微相影響儲層的空間展布；碎屑組分和粒度與儲層物性具有直接關(guān)系；成巖作用對儲層物性的影響有利有弊，壓實(shí)和膠結(jié)作用可使原生孔隙大部分喪失，而溶蝕作用形成的次生孔隙可大幅度提高儲層的孔、滲性，為形成優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)鍵。

低滲透；砂巖儲層；沉積相；成巖作用；長8油層組；鄂爾多斯盆地

0 引言

隨著勘探程度的提高，低滲透油氣資源將成為我國勘探開發(fā)的主流。深入研究低滲透儲層，充分利用低滲透油氣資源，對保障我國能源需求具有重要的現(xiàn)實(shí)意義［1-4］。自2001年以來，鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組致密油氣藏勘探不斷取得突破，位于盆地西南部的鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組也展現(xiàn)出了巨大的勘探開發(fā)潛力（圖1）。長8油層組砂巖為特低—低孔、特低滲型儲層［5］，具有典型的低滲透（致密）油氣藏特征。有利沉積相帶、砂體成因、碎屑組分和成巖作用被認(rèn)為是儲層發(fā)育的基礎(chǔ)，溶蝕型次生孔隙為致密砂巖儲層的主要儲集空間［6］，其發(fā)育狀況直接影響儲層的孔、滲條件。因此，精細(xì)研究鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組致密砂巖儲層特征具有重要的石油地質(zhì)意義。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造分區(qū)圖（據(jù)長慶油田資料修改）Fig.1 The tectonic zoningmap of Ordos Basin

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地為華北巨型克拉通盆地的一部分，經(jīng)歷了中—晚元古代坳拉谷、早古生代淺海臺地和晚古生代濱海平原等構(gòu)造-沉積演化階段，至中生代進(jìn)入陸相坳陷湖盆沉積演化階段。上三疊統(tǒng)延長組為一套碎屑巖地層［3］，沉積體系受繼承性整體升降運(yùn)動下形成的廣闊斜坡構(gòu)造背景影響，于坳陷湖盆內(nèi)形成了多個(gè)完整的湖進(jìn)—湖退沉積充填序列和多套具備完整生、儲、蓋組合的含油層系［3］。

鎮(zhèn)原地區(qū)構(gòu)造上隸屬伊陜斜坡西南部和天環(huán)坳陷南段（參見圖1），長8油層組沉積期具有氣候較干旱、盆地基底平緩和水體微咸等特征，屬淺水三角洲沉積體系［7］，物源主要來自研究區(qū)西南方向的秦嶺—賀蘭山—六盤山造山帶［8］，地層厚度較穩(wěn)定，為80～100m。巖性主要為一套淺灰色、灰綠色中厚層中—細(xì)砂巖、粉—細(xì)砂巖和深灰色、灰黑色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖互層，夾黑色碳質(zhì)泥巖、頁巖及油頁巖的含煤、含油巖系（圖2），偶夾較薄凝灰質(zhì)泥巖、煤線及薄煤層。按巖性組合特征可劃分為長81和長82共2個(gè)小層，分別為次一級湖進(jìn)—湖退旋回，均以南西—北東向延伸的長條狀與鳥足狀分流河道和水下分流河道砂體為主要儲集砂體類型。由于儲層分布面積大，并受到分流間洼地、分流間灣和前三角洲泥等微相泥巖的封堵影響，非常有利于形成巖性圈閉［9-10］。

圖2 鎮(zhèn)118井長8油層組沉積-層序綜合柱狀圖Fig.2 Thecolumnar section of sedimentand sequenceof Chang 8 oil reservoir set in Zhen 118 well

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

2.1.1 巖石類型和碎屑組分特征

據(jù)薄片鑒定資料，鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組砂巖儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖（圖3）。碎屑組分中石英平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為39.12%，以具波狀消光的單晶石英為主；長石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為31.44%，主要為鉀長石；巖屑平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為29.44%，以中基性噴發(fā)巖巖屑為主，其次為千枚巖、石英巖和片巖巖屑。少量重礦物為鋯石-電氣石-石榴石組合，具有成分成熟度偏低的近物源特征。長8油層組砂巖粒度大多為細(xì)—中粒，分選和磨圓度中等，顆粒支撐，顆粒以孔隙式-接觸式膠結(jié)。泥質(zhì)填隙物以伊利石為主，質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，為2%～3%，結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高，與長8油層組砂巖形成于能量較高的分流河道和水下分流河道沉積環(huán)境有關(guān)。砂巖中膠結(jié)物豐富，主要有：①綠泥石。普遍發(fā)育，常為自生綠泥石環(huán)邊或孔隙的環(huán)邊襯里（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-2）。②方解石。較常見，呈晶粒狀、連晶狀充填于孔隙中（圖版Ⅰ-3）。③硅質(zhì)。以圍繞石英邊緣生長的次生加大邊和分散的晶粒形式充填于粒間孔隙中（圖版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-5）。④次生高嶺石。呈假六方板狀、手風(fēng)琴狀和蠕蟲狀，充填于粒間孔和粒間溶孔中（圖版Ⅰ-6、圖版Ⅰ-7），部分高嶺石集合體具長石假象，六方板狀的晶體邊緣常被溶蝕，是中成巖階段有機(jī)酸熱液溶蝕長石和巖屑等不穩(wěn)定組分的產(chǎn)物，為表征中成巖階段存在有機(jī)酸熱液蝕變作用的重要礦物學(xué)標(biāo)志。⑤次生伊利石和伊/蒙混層黏土。較常見但含量不高，呈纖維狀、毛發(fā)狀和片狀，在孔隙中呈橋接式和顆粒包膜狀存在，以附著于碎屑顆粒表面的毛發(fā)狀伊利石更為普遍（圖版Ⅰ-8）。⑥次生長石加大。含量有限，呈柱狀自形晶或鑲嵌狀次生加大邊充填于粒間孔隙和溶蝕孔隙中（圖版Ⅰ-9～Ⅰ-11）。

圖3 鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組砂巖分類圖Fig.3 The sandstone componentofChang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area

2.1.2 儲層成巖作用特征

（1）壓實(shí)-壓溶作用

研究區(qū)長8油層組砂巖儲層壓實(shí)-壓溶作用在早成巖階段A→B亞期連續(xù)發(fā)生，主要表現(xiàn)為：①A亞期的機(jī)械壓實(shí)作用使顆粒間多為點(diǎn)—線接觸（圖版Ⅰ-3，黑色箭頭），少量點(diǎn)接觸；B亞期的壓溶作用使部分顆粒為凹凸—縫合線接觸（圖版Ⅰ-12，紅色箭頭）。②泥巖巖屑和云母等塑性顆粒受壓發(fā)生彎曲變形，部分形成假雜基。③剛性顆粒發(fā)生脆性破裂，形成粒內(nèi)和粒間超微裂縫。

（2）膠結(jié)作用

主要表現(xiàn)為：①綠泥石膠結(jié)物發(fā)育于早成巖階段A亞期，呈顯微葉片狀密集生長，形成顆粒環(huán)邊或孔隙襯里膠結(jié)（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-2）。②方解石膠結(jié)物可分為2期，早期為發(fā)育于早成巖階段A亞期的無鐵方解石（圖版Ⅰ-3），含量稍高；晚期為發(fā)育于中成巖階段A亞期的鐵方解石（圖版Ⅰ-4），含量稍低。③硅質(zhì)膠結(jié)物發(fā)育于早成巖階段B亞期至中成巖階段A亞期，大多數(shù)圍繞石英邊緣次生加大（圖版Ⅰ-4），部分以分散的晶粒形式充填于粒間孔隙中（圖版Ⅰ-5、圖版Ⅰ-10）。④高嶺石膠結(jié)物發(fā)育于中成巖階段A亞期，晶形好，呈假六方板狀、手風(fēng)琴狀和蠕蟲狀，充填于粒內(nèi)和粒間溶孔（圖版Ⅰ-6、圖版Ⅰ-7），為酸性熱液溶蝕鋁硅酸鹽形成的產(chǎn)物。⑤伊/蒙混層膠結(jié)物發(fā)育于中成巖階段A→B亞期，含量不高，呈蜂巢狀附著于碎屑顆粒表面，形成環(huán)邊生長的顆粒包膜（圖版Ⅰ-5）。⑥長石次生加大，發(fā)育于中成巖階段A→B亞期，包括自生鉀長石和鈉長石，均呈柱狀自形晶或鑲嵌狀次生加大邊充填于粒間孔隙和溶蝕孔隙中。

（3）交代作用

發(fā)育于中成巖階段A亞期，主要表現(xiàn)為碳酸鹽礦物對長石和巖屑等不穩(wěn)定組分的交代，被交代的顆粒邊緣呈港灣狀（圖版Ⅰ-10、圖版Ⅰ-12）。

（4）溶蝕作用

以長石和不穩(wěn)定巖屑等顆粒溶蝕為主，主要發(fā)育于早成巖階段B亞期至中成巖階段A亞期，其中中成巖階段A亞期發(fā)生的溶蝕作用對次生溶孔的發(fā)育最重要（圖版Ⅰ-9～Ⅰ-12）。

（5）破裂作用

據(jù)薄片與掃描電鏡觀察和聲發(fā)射實(shí)驗(yàn)分析，研究區(qū)長8油層組砂巖儲層至少發(fā)育3期裂縫：早期裂縫以未穿過石英碎屑加大邊為顯著特征，說明此類裂縫形成于石英次生加大之前的早成巖階段A亞期，為成巖壓實(shí)作用的產(chǎn)物，發(fā)育規(guī)模微小，對儲層發(fā)育影響不大，可忽略不計(jì)；后2期裂縫成因與巖石深埋過程中受到區(qū)域構(gòu)造作用而使巖層發(fā)生破裂有關(guān)［10］，為較大的構(gòu)造裂縫。此類裂縫或沿顆粒邊緣發(fā)育或切穿石英等剛性顆粒，沿裂縫有被熱液溶蝕的現(xiàn)象（圖版Ⅰ-9），并發(fā)育有串珠狀分布的油氣包裹體［圖4（a）］，也見瀝青充填［圖4（b）］（相對早期裂縫被后期裂縫切割）現(xiàn)象，說明此2期構(gòu)造裂縫均已起到溝通孔隙和提高儲層滲透性的作用［11］。

圖4具油氣顯示的較晚2期構(gòu)造裂縫Fig.4 Two late stagesof structural fracturesw ith hydrocarbon shows

2.1.3 成巖階段劃分和孔隙演化

鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組成巖階段劃分，既考慮了各類成巖作用和次生礦物形成的次序，也考慮了有機(jī)質(zhì)熱成熟度和伊/蒙混層黏土含量及混層比等證據(jù)（圖5），特別是將伊/蒙混層黏土的混層比作為標(biāo)定成巖階段的主要依據(jù)［12］。其成巖強(qiáng)度最高可達(dá)中成巖階段B亞期，再據(jù)長8油層組泥巖鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.35%～0.98%，對應(yīng)的成巖溫度為65～150℃，與伊/蒙混層黏土的混層比標(biāo)定的中成巖階段B亞期相吻合。由于各成巖作用的發(fā)生和次生礦物的形成均需一定時(shí)間來完成，因此，在同一階段內(nèi)可能會發(fā)生多種成巖作用，其早晚只是相對而言。

圖5 鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組成巖演化序列與儲層發(fā)育關(guān)系模式圖Fig.5 Diagenetic sequence and reservoir developmen t pattern ofChang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area

（1）早成巖階段A亞期

實(shí)測泥巖夾層的Ro=0.35%，推算古地溫≤65℃，有機(jī)質(zhì)未成熟。沉積物處于淺埋藏階段，以機(jī)械壓實(shí)作用為主，顆粒以點(diǎn)—線接觸為主，壓實(shí)強(qiáng)度中等。砂巖中自生礦物較少，沿顆粒周圍發(fā)育有少量綠泥石和伊/蒙混層薄膜狀環(huán)邊膠結(jié)物，可增強(qiáng)儲層的抗壓性，其中伊/蒙混層黏土的混層比為30%，局部發(fā)育早期方解石膠結(jié)，石英和長石次生加大不明顯。儲層以發(fā)育剩余原生粒間孔為主，孔隙度有所減小，但尚未致密化，仍保存有較大孔隙度，推測為20%～25%。

（2）早成巖階段B亞期

Ro為0.35%～0.60%，推算古地溫為65～85℃。壓實(shí)作用逐漸增強(qiáng)，云母與泥巖巖屑等塑性顆粒在壓實(shí)作用下發(fā)生扭曲和伸長等現(xiàn)象，局部剛性的石英顆粒間開始出現(xiàn)壓溶作用，顆粒以點(diǎn)—線接觸為主，充填孔隙的次生黏土膠結(jié)物類型和含量均開始增多，為綠泥石-伊/蒙混層-伊利石組合，其中伊/蒙混層黏土的混層比為20%～30%，石英和長石次生加大明顯。在壓實(shí)-壓溶作用和膠結(jié)作用等因素影響下，原生粒間孔大量減少，砂巖開始趨于致密化，儲層以保存部分剩余原生粒間孔為主，推測孔隙度為10%～15%。

（3）中成巖階段A亞期

Ro為0.6%～1.0%，推算古地溫為85～110℃，巖石多已強(qiáng)烈固結(jié)。顆粒間主要呈線接觸，少量凹凸—縫合線接觸，充填孔隙的次生黏土礦物明顯增加，以高嶺石和伊利石為主，伊/蒙混層黏土含量大幅度降低，混層比下降為15%～20%。局部出現(xiàn)晚期鐵方解石和微量鐵白云石等碳酸鹽礦物，石英和長石普遍次生加大。據(jù)此，該階段為儲層致密化的主要時(shí)期，儲層中剩余原生粒間孔已很少，推測孔隙度為4%～6%，相當(dāng)于長8油層組現(xiàn)今致密砂巖的孔隙度背景值。需指出的是，該階段晚期有機(jī)質(zhì)逐漸由低成熟進(jìn)入成熟階段，開始發(fā)生熱解并產(chǎn)生大量富含有機(jī)酸和CO2的熱液，長石、巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物等不穩(wěn)定組分遭受溶蝕而形成大量次生孔隙，儲層孔隙度重新增加至8%～12%，相當(dāng)于致密砂巖儲層中的“甜心”位置（實(shí)測平均孔隙度為9.4%）。因此，該階段對改善儲層孔、滲性具有重要貢獻(xiàn)，為致密儲層形成“甜心”的主要時(shí)期。

（4）中成巖階段B亞期

Ro為1.0%～1.3%，推算古地溫為110～150℃。伴隨有機(jī)質(zhì)熱演化進(jìn)入成熟—高成熟階段，大量液態(tài)烴類化合物生成，進(jìn)入儲層并發(fā)生運(yùn)移，于次生孔隙發(fā)育的“甜心”位置富集成藏。由于該階段儲層中的孔隙主要被液態(tài)烴占據(jù)，無論是破壞性的，還是建設(shè)性的成巖作用，大部分被強(qiáng)烈抑制。區(qū)域性構(gòu)造隆升過程中的破裂作用［10-11］對改善儲層物性和油氣重新調(diào)整成藏最為重要［13］。

2.2 儲集空間類型

鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組砂巖儲層的儲集空間主要為剩余原生粒間孔，其次為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄模孔，部分砂巖中發(fā)育有粒緣縫和構(gòu)造裂縫，少量溶縫。

2.2.1 剩余原生粒間孔隙

此類孔隙多為顆粒之間的多邊形，孔隙內(nèi)發(fā)育有薄膜狀綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-2），部分充填有次生石英和高嶺石（圖版Ⅰ-4～Ⅰ-6）。

2.2.2 次生孔隙

（1）溶孔

常見的次生孔隙以粒間溶孔（圖版Ⅰ-5）、長石粒內(nèi)溶孔（圖版Ⅰ-11）和巖屑粒內(nèi)溶孔（圖版Ⅰ-12）為主，其次為鑄?？祝▓D版Ⅰ-11）。

（2）裂縫

研究區(qū)砂巖在埋藏成巖過程中形成的不規(guī)則網(wǎng)狀超微壓裂縫和溶縫較發(fā)育，沿碎屑邊緣或切碎屑發(fā)育（圖版Ⅰ-9），連接粒間溶孔，但改善儲層孔、滲性最有效的裂縫為構(gòu)造裂縫（圖版Ⅰ-2）。

（3）晶間微孔

以次生高嶺石晶間微孔為主（圖版Ⅰ-6、圖版Ⅰ-7），孔徑一般<0.01mm，其次為伊利石晶間微孔（圖版Ⅰ-8）。由于黏土礦物晶間微孔豐富，因而對改善儲層物性具有一定的積極作用。

2.3 儲層物性特征

2.3.1 孔、滲特征

據(jù)1 275塊樣品物性分析資料統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長8油層組孔隙度為0.80%～18.76%，平均值為9.40%，主峰為8%～12%，其中孔隙度大于平均值的樣品占樣品總數(shù)的49%；滲透率為0.001～22.350mD，平均值為0.815mD，主峰為0～1.0mD，總體屬特低—低孔、特低滲型致密儲層。

砂巖孔隙度與滲透率之間呈明顯正相關(guān)關(guān)系（圖6），說明滲透率變化主要受孔隙發(fā)育程度的控制，儲、滲能力主要依賴砂巖的基質(zhì)孔隙與喉道，而不均勻分布的各類裂縫對儲層的孔、滲性影響較小。

圖6 鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組砂巖孔-滲關(guān)系圖Fig.6 The correlation between porosity and permeability of Chang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area

2.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

據(jù)30塊樣品的壓汞測試結(jié)果，儲層的各項(xiàng)孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)如下：①排驅(qū)壓力（Pd）為0.05～8.00 MPa，其中90%樣品排驅(qū)壓力<3MPa；②中值孔喉半徑（Rc50）為0.01～2.00μm，其中Rc50＜0.10μm的樣品占60%，0.10μm＜Rc50＜0.50μm的樣品占37%，0.50μm＜Rc50＜2.00μm的樣品僅占3%，主體以微—細(xì)喉為主，未見粗喉；③歪度為-0.50～1.95，平均為0.95，其中歪度值<0的樣品僅2塊，占7%，顯示研究區(qū)儲層的孔喉分布以粗歪度為主；④喉道分選系數(shù)平均值為2.755，顯示儲層孔喉分選中等。

3 儲層物性影響因素分析

3.1 沉積相對儲層物性的影響

沉積環(huán)境為影響儲層物性的地質(zhì)基礎(chǔ)，不同微相的砂巖儲集性能存在明顯差異［4］。鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組為辮狀河三角洲沉積體系，有利儲層發(fā)育的沉積微相以分流河道和水下分流河道砂體為主，巖性以中—細(xì)砂巖為主，少量粗砂巖，物性較好，泥巖夾層少，部分為多個(gè)分流河道砂體連續(xù)疊置形成的大砂體；其余依次為決口扇和河口壩微相類型的砂體，物性中等—較差，巖性以粉—細(xì)砂巖為主，砂巖和泥巖在垂向上常呈互層出現(xiàn)。分流間洼地和前三角洲以泥巖為主，不利于儲層發(fā)育。

3.2 成巖作用對儲層物性的影響

3.2.1 壓實(shí)-壓溶作用

壓實(shí)-壓溶作用為影響儲層粒間孔喉發(fā)育和使孔隙結(jié)構(gòu)變差而形成致密儲層的重要因素之一。據(jù)薄片鑒定結(jié)果，長8油層組砂巖儲層的壓實(shí)-壓溶作用主要發(fā)生于早成巖階段A亞期至中成巖階段A亞期，具有中等偏高的強(qiáng)度。理論上，由中等偏高的壓實(shí)-壓溶作用造成的砂巖孔隙度縮減率接近50%，假定砂巖的原始孔隙度為38%，損失的孔隙度為18%～20%，剩余孔隙度＜20%，再加上泥巖巖屑和黑云母碎屑等塑性組分在壓實(shí)過程中發(fā)生塑性變形和假雜基化導(dǎo)致3%～5%的原生孔隙消失，剩余原生孔隙度繼續(xù)下降為15%～17%。因此，造成長8油層組砂巖儲層致密化的首要因素為壓實(shí)-壓溶作用。

3.2.2 膠結(jié)作用

（1）綠泥石膠結(jié)作用

綠泥石對儲層發(fā)育既有破壞性也有建設(shè)性，其破壞性表現(xiàn)為綠泥石以孔隙襯里或充填物方式存在于原生粒間孔中，使孔隙和喉道減小，降低了儲層部分孔、滲性能，按其含量推算的孔隙度損失為2%～3%。而建設(shè)性表現(xiàn)為成巖作用早期綠泥石膠結(jié)物在很大程度上減緩了壓實(shí)作用，并抑制了次生石英和方解石沉淀，使部分原生孔隙得到很好保存。

（2）高嶺石膠結(jié)作用

高嶺石含量相對較少，不均勻分布于被強(qiáng)烈溶蝕的粒間和粒內(nèi)溶孔中。由于高嶺石膠結(jié)物主要為熱液溶蝕長石和巖屑等不穩(wěn)定組分的產(chǎn)物，在物質(zhì)轉(zhuǎn)化過程中，大部分長石和巖屑被蝕變?yōu)楦邘X石，少部分物質(zhì)被流體帶走，因此，這一熱液蝕變過程可視為增孔隙體積過程，按其體積分?jǐn)?shù)為1%～3%推算，增加的孔隙體積有限，而且主要為細(xì)小的晶間孔。微細(xì)的高嶺石通常充填于孔隙和喉道中，使砂巖儲層的滲透性變差，但高嶺石膠結(jié)作用并非為造成儲層致密的主要因素。

（3）碳酸鹽膠結(jié)作用

碳酸鹽膠結(jié)物以晶粒狀及連晶狀方解石和鐵方解石為主，具有多期次充填粒間孔隙的特點(diǎn)。按其含量推算，孔隙度損失為3%～5%，碳酸鹽膠結(jié)作用為使儲層致密的又一重要因素。

（4）硅質(zhì)膠結(jié)作用

形成于早成巖階段B亞期和中成巖階段A亞期的石英次生加大和自形石英晶體充填孔隙，堵塞了孔隙和喉道而導(dǎo)致砂巖儲層物性變差。但因其含量低，硅質(zhì)膠結(jié)作用也并非為造成砂巖儲層物性變差和致密化的主要因素。

3.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用對產(chǎn)生次生溶孔和改善儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有重要意義。研究表明，研究區(qū)長8油層組基本上以長石或不穩(wěn)定巖屑等碎屑顆粒溶蝕為主。酸性流體通過砂巖孔隙進(jìn)入砂巖中并促使其中的不穩(wěn)定碎屑顆粒發(fā)生溶蝕，從而形成粒間、粒內(nèi)溶孔和鑄模孔，有效地改善了致密儲層的孔、滲性，成為致密儲層中的“甜心”。

3.2.4 構(gòu)造破裂作用

雖然構(gòu)造破裂作用強(qiáng)度不大，且局部發(fā)育，但由其形成的裂縫對溝通致密儲層中有限的孔隙和提高儲層滲透性，以及對后期油氣運(yùn)移與聚集所起的疏導(dǎo)作用，為形成長8油藏的重要因素之一。

4 結(jié)論

（1）鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組砂巖儲層以巖屑長石砂巖為主，富長石與巖屑和貧石英為儲層砂巖骨架顆粒組分的主要特征。

（2）長8油層組砂巖儲層屬特低—低孔、特低滲致密型，儲集空間為剩余原生粒間孔與各類溶孔的復(fù)雜組合。儲層物性主要依賴于砂巖的基質(zhì)孔隙，受沉積相、物質(zhì)組分和成巖作用復(fù)合控制，以辮狀河三角洲分流河道和水下分流河道砂體為最有利儲層發(fā)育的微相。

（3）較強(qiáng)的壓實(shí)-壓溶作用與碳酸鹽膠結(jié)作用縮減了砂巖儲層中極大部分原生孔隙，為造成砂巖儲層致密化的主要原因。早期綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用為致密砂巖儲層中部分剩余原生孔隙得以保存的基本條件，溶蝕作用為使致密砂巖儲層的孔、滲性能得到改善和形成“甜心”的主要方式，而局部構(gòu)造破裂作用有效地提高了“甜心”位置的勘探開發(fā)商業(yè)價(jià)值。

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圖版Ⅰ

（本文編輯：李在光）

Low permeability reservoir characteristicsof Chang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area,OrdosBasin

TIAN Tian1，WANGHaihong2，ZHENGRongcai1，HOU Changbing2，WANGChangyong1
（1.Institute ofSedimentary Geology，Chengdu Universityof Technology，Chengdu 610059，China；2.The Fourth Section ofUltra-low Permeability Reservoirs，PetroChinaChangqingOilfield Company，Qingyang745100,Gansu，China）

Based on core observation,cast thin sections,scanning electron microscopy and physical properties, combinedwith well logging interpretation,thispaper studied the reservoir characteristicsofChang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area,Ordos Basin.The result shows that the reservoir suffered acidic alteration with secondary pores developed.The reservoir space isdominated by remaining primary intergranular pores,intergranular dissolved pores and microcracks.Intercrystalline pores between clay minerals have also a little contribution.The reservoirs are controlled by sedimentary facies,detrital composition,diagenesisand tectonism.The favorablemicrofacies controlled the spatial distribution of the reservoirs.The clastic composition and grain size are directly related to physical properties.The diagenesis has both good and bad effects.The compaction and cementation made the majority of primary pores lost.The dissolution formed secondary poreswhich greatly improved the porosity and permeability,and theyare crucial to thehigh quality reservoirs.

low permeability；sandstonereservoirs；sedimentary facies；diagenesis；Chang8oilreservoirset；OrdosBasin

TE122.2+3 < class="emphasis_bold">文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

A

1673-8926（2014）01-0029-07

2013-09-15；

2013-10-28

國家“十二五”重大科技專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地重點(diǎn)探區(qū)碎屑巖沉積體系、儲層特征與主控因素”（編號：2011ZX05002-001-001）資助

田甜（1985-），女，成都理工大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)槌练e學(xué)。地址：（610059）四川省成都市二仙橋東三路1號成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院。E-mail：tian_tian2003@126.com。