吳堡地區(qū)長7致密砂巖成巖作用及成巖相劃分

王力娜，朱玉雙，黨洲濤，楊 志，王汝陽

(1.西北大學(xué)國家大陸動力學(xué)重點實驗室，陜西 西安 710069，2.長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000；3.長慶油田分公司第六采氣廠，陜西 西安 710069)

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吳堡地區(qū)長7致密砂巖成巖作用及成巖相劃分

王力娜1，2，朱玉雙1，黨洲濤2，楊 志2，王汝陽3

(1.西北大學(xué)國家大陸動力學(xué)重點實驗室，陜西 西安 710069，2.長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000；3.長慶油田分公司第六采氣廠，陜西 西安 710069)

通過鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射等分析測試，對鄂爾多斯盆地吳堡地區(qū)長7儲層的成巖作用研究。結(jié)果表明，研究區(qū)砂巖經(jīng)過了機(jī)械壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等多種成巖作用。儲層孔隙演化與成巖作用關(guān)系密切：機(jī)械壓實作用、膠結(jié)作用是儲層物性降低的主要因素，孔隙損失分別達(dá)到19.69%和15.30%，研究區(qū)長7烴源巖發(fā)育，相比于研究區(qū)其他相鄰層位，溶蝕作用強(qiáng)烈，是形成此生孔隙的主要因素，提高了儲層的儲集性能，孔隙增生量為1.19%。結(jié)合成巖作用與孔隙結(jié)構(gòu)的關(guān)系，對研究區(qū)長7致密油儲層成巖相進(jìn)行定量劃分，研究區(qū)成巖相可以劃分粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相、剩余粒間孔相、碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相。有利成巖相粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相和剩余粒間孔相發(fā)育在分流河道/水下分流河道中央，這些成巖相控制的儲層是油氣聚集有利場所；不利成巖相碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相分布在分流間灣 沉積相帶上，不利于油氣聚集。

鄂爾多斯盆地；致密砂巖；成巖作用；孔隙演化；成巖相

鄂爾多斯盆地使我國第二大沉積盆地[1]，對我國油氣的產(chǎn)出有著重要的貢獻(xiàn)，中生界上三疊統(tǒng)延長組是其主要的石油開發(fā)層段。吳堡地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西北部，橫跨天環(huán)凹陷帶與陜北斜坡，構(gòu)造東高西低，整體平緩。長7時期是鄂爾多斯盆地延長組湖盆發(fā)育的鼎盛時期，湖盆面積最大，發(fā)育一套優(yōu)質(zhì)的烴源巖。隨著石油勘探開發(fā)的進(jìn)行，在長7發(fā)現(xiàn)了多個石油富集區(qū)，長7逐漸成為下一步石油勘探開發(fā)的重點層位。

研究區(qū)長7段烴源巖發(fā)育，儲層孔喉狹小，儲層致密，屬于致密砂巖油。大規(guī)模發(fā)育的優(yōu)質(zhì)烴源巖與儲層緊密接觸，伴隨著烴源巖排烴作用，儲層溶蝕作用強(qiáng)烈，溶蝕作用對增強(qiáng)儲層物性及成巖相劃分有十分重要的作用。在結(jié)合前人研究的基礎(chǔ)上[2-9]，筆者重點研究了長7段成巖作用及對儲層的影響作用，考慮到儲層孔隙結(jié)構(gòu)和溶蝕作用的重要性，定性提出了長7致密油儲層成巖相劃分方案，并劃分研究區(qū)成巖相，研究了成巖相對油氣的影響。為進(jìn)一步儲層評價及有利區(qū)優(yōu)選提供依據(jù)。

1 儲層及巖石學(xué)特征

研究區(qū)長7段巖石主要為灰色、灰褐色極細(xì)-細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖，石英含量為28.15%，長石含量為35.71%，巖屑含量為19.32%。粒度分選中等，碎屑顆粒為次棱角狀，膠結(jié)類型以加大-孔隙型為主。填隙物以伊利石、綠泥石和鐵方解石為主。儲層孔隙度孔隙度平均值為8.48%，滲透率平均值為0.23×10-3μm2，屬于致密砂巖儲層。

2 成巖作用及孔隙類型

2.1 成巖作用

經(jīng)過鑄體薄片、掃描電鏡，X衍射等分析，研究區(qū)長7儲層主要成巖作用有機(jī)械壓實作用、壓溶作用、溶蝕作用和膠結(jié)作用。

圖1 研究區(qū)長7儲層微觀結(jié)構(gòu)

研究區(qū)長7砂巖長石含量較高，在埋藏過程中，因壓實作用，顆粒多呈點-線接觸，甚至為鑲嵌狀排列(圖1a)；塑性巖屑或礦物如泥巖巖屑、云母等的彎曲變形，甚至被擠入粒間孔形成假雜基，從而造成巖石大量原生孔隙損失、滲透率變差；石英、長石等剛性顆粒發(fā)生破裂等。

壓溶作用在本區(qū)地層中均有不同程度的出現(xiàn)，主要表現(xiàn)為石英、長石的次生加大。使得顆粒間的接觸關(guān)系由最初的點接觸演化到以點+線或線接觸為主，少量凹凸接觸甚至縫合線接觸，這一過程使得孔隙空間進(jìn)一步壓縮，喉道變窄，配位數(shù)減少，孔隙的連通性變差。壓溶作用主要出現(xiàn)于早成巖A-B期。

研究區(qū)膠結(jié)物種類多樣，主要為伊利石、綠泥石和鐵方解石，含量分別為3.83%，1.89%、3.66%。伊利石多是由蒙脫石轉(zhuǎn)化而來，在成巖早期階段儲層中有大量的蒙脫石，主要由火山灰等物質(zhì)轉(zhuǎn)化而來，伊利石在顯微鏡下呈細(xì)而薄的鱗片狀以孔隙襯邊形式產(chǎn)出，掃描電鏡下呈纖維狀、針狀和毛發(fā)狀。

研究區(qū)砂巖中綠泥石賦存狀態(tài)主要分為兩種[10]：一種為綠泥石環(huán)邊(圖1b)，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物薄不僅增強(qiáng)了砂巖抗壓實-壓溶能力,而且由于綠泥石沉淀后會繼續(xù)生長到自生石英的沉淀，該機(jī)理不斷增強(qiáng)巖石的抗壓實-壓溶能力，并平衡逐漸加大的上覆載荷，從而使砂巖的原生孔隙、次生孔隙和喉道得以保存而有利于儲層發(fā)育[11-14]。另一種形式為葉片狀，充填孔隙空間，從而降低了儲層的物性。

表1 吳堡地區(qū)長7儲層填隙物成分統(tǒng)計表

鐵方解石在成巖晚期出現(xiàn)，呈連晶狀或星散狀填充粒間孔和溶蝕孔隙中(圖1d)，晚期膠結(jié)的鐵方解石很少遭到溶蝕，極大降低了儲層的物性。

溶蝕作用是本區(qū)砂巖中非常普遍的一種成巖作用，也是砂巖次生孔隙形成的主要作用[15]。研究區(qū)烴源巖發(fā)育，在生烴排烴的過程中，產(chǎn)生的CO2和有機(jī)酸使得地下流體呈酸性，從而溶蝕了巖石顆粒(圖1e)。酸性流體沿著雙晶面或解理面進(jìn)入長石，開始溶蝕，隨著溶蝕繼續(xù)進(jìn)行，最終整體顆粒被溶蝕掉，只剩礦物形態(tài)，形成鑄模孔(圖1f)。

2.2 成巖階段

通過鑄體薄片、掃描電鏡等可以觀察到，研究區(qū)長7儲集層碎屑顆粒之間主要以點-線接觸為主，碳酸鹽發(fā)育，以鐵方解石、鐵白云石為主，且多數(shù)為單晶，部分可見微晶。粘土礦物中，伊利石含量高，并可見綠泥石和少量伊蒙混層。長石、巖屑等碎屑顆粒常被溶解，孔隙類型以次生孔隙為主。砂巖中可見晚期含鐵碳酸鹽類膠結(jié)物，特別是鐵方解石，填充孔隙，R0在0.75～1.05之間[2]。根據(jù)國家石油部標(biāo)準(zhǔn)(SYT7477-2003)，研究區(qū)長7儲層屬于中成巖階段A期，此外少部分處于中成巖階段B期。

2.3 孔隙類型

研究區(qū)長7儲層孔隙類型由剩余粒間孔、長石溶孔，巖屑溶孔和微裂縫組成。其中剩余粒間孔含量為0.83%，長石溶孔含量為1.01%，巖屑溶孔含量為0.08%。相比于研究區(qū)的其他層位，如長4+5或長6，其剩余粒間孔含量低，而長石溶孔含量高，表明儲層受壓實作用和溶蝕作用影響強(qiáng)烈，剩余粒間孔含量低而溶蝕孔含量高。

表2 吳堡地區(qū)長7砂巖孔隙類型統(tǒng)計表

3 成巖作用對孔隙的影響

壓實、溶蝕和膠結(jié)是影響研究區(qū)長7儲層最重要的3個因素；孔隙演化與成巖作用密切相關(guān)。長7儲層經(jīng)過一系列成巖階段，受各種成巖作用的影響，填隙物不斷改變，孔隙也隨之演化。

3.1 原始孔隙度

恢復(fù)砂巖初始孔隙度是定量評價不同成巖作用類型對原生孔隙喪失和次生孔隙產(chǎn)生影響的基本前提。砂質(zhì)沉積物的原始孔隙度與顆粒粒徑和分選程度密切相關(guān)，Scherer[16-17]根據(jù)Beard和Weyl提供的孔隙度與分選系數(shù)資料，建立了原始孔隙度與分選系數(shù)之間的函數(shù)關(guān)系式

原始孔隙度=20.91+(22.9/Trask分選系數(shù))

通過對普通薄片和鑄體薄片的詳細(xì)觀察和統(tǒng)計，劃分出3種較容易直觀分辨的分選特征，即分選好、中和差。對應(yīng)的分選系數(shù)分別為：(1)S<2.5,分選好；(2)S=2.5～4，分選中等；(3)S>4,分選差。

研究區(qū)分選系數(shù)多為中，其次為好，在實際應(yīng)用中取其平均值，經(jīng)過計算得知其原始孔隙度平均值為35.9%。

3.2 壓實作用對孔隙的影響

壓實作用對研究區(qū)其主要的破壞作用。是降低儲層物性最主要的因素，研究區(qū)巖石石英含量低，云母，沉積巖屑等塑性顆粒含量高，巖石的抗壓性差，在上覆壓力的作用下，原生粒間孔隙遭破壞嚴(yán)重[18-19]。因此，恢復(fù)剩余粒間孔隙也是定量評價后期化學(xué)膠結(jié)作用、交代作用對孔隙破壞以及次生孔隙增長對整體孔隙度增加程度的前提。

V1=V2+V3

(1)

φ1=φ2-φ3

(2)

其中：V1為壓實后粒間剩余孔隙體積；V2為粒間孔隙體積；V3為膠結(jié)物體積；φ1為壓實作用損失的孔隙度；φ2為原始孔隙度；φ3為壓實后粒間剩余孔隙度。

根據(jù)以上公式，研究區(qū)長7儲層壓實后粒間剩余孔隙為16.21%，由壓實作用損失的孔隙度平均為19.69%，平均視壓實率為54.84%，屬于強(qiáng)壓實。

3.3 膠結(jié)作用對孔隙的影響

膠結(jié)物主要為伊利石，綠泥石和高嶺石和鐵方解石。伊利石是研究區(qū)長7段含量最高的粘土礦物，呈毛發(fā)狀，填充孔隙，降低儲層物性。

綠泥石在研究區(qū)有兩種形式，綠泥石環(huán)邊有利于儲層的發(fā)育，而填充孔隙的葉片狀綠泥石則降低了儲層的物性，通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察，研究區(qū)綠泥石主要以環(huán)邊形式出現(xiàn)，綠泥石對儲層物性整體起建設(shè)性作用。

高嶺石在研究區(qū)長7儲層中有兩種產(chǎn)出形式，一種為長石溶蝕形成，另一種為孔隙水中沉淀形成，長石在高嶺石化過程會產(chǎn)生次生孔隙,改善儲層那個物性。另一方面自生高嶺石從孔隙水中沉淀時會縮小砂巖孔隙空間,這兩方面的效應(yīng)會相互抵消,所以高嶺石的存在對儲層物性影響較微弱。

鐵方解石在成巖后期形成，在研究區(qū)含量較高，是在溶蝕作用發(fā)生后形成的，填充了一部分溶蝕形成的孔隙，形成之后并未遭受進(jìn)一步溶蝕，因而極大降低了儲層的物性。

膠結(jié)作用損失的孔隙度指在各個成巖期內(nèi)膠結(jié)作用消除的原始孔隙，可以通過巖石薄片中膠結(jié)物的含量來估計由膠結(jié)作用損失的孔隙度。研究區(qū)的儲層膠結(jié)物平均含量為15.30%，膠結(jié)程度強(qiáng)。通過薄片鑒定與統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)：由膠結(jié)作用損失的孔隙度為15.30%。

3.4 溶蝕作用對孔隙的影響

研究區(qū)長7發(fā)育烴源巖，研究區(qū)烴源巖厚度大，烴源巖生烴排烴過程中形成的酸性流體，使得研究區(qū)溶蝕作用發(fā)育。

砂巖經(jīng)受不同程度的溶解作用改造形成多種類型的次生孔隙，導(dǎo)致孔隙度增加，主要包括生成的粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔及因溶蝕作用而使原有孔隙加大所形成的孔隙?？紫对錾靠梢哉J(rèn)為是鑄體薄片中次生孔隙和裂縫的面孔率(即鑄體薄片中次生孔隙和裂隙的面積與總孔隙面積之比)(見圖2)。

圖2 吳堡地區(qū)長7溶蝕孔與面孔率關(guān)系圖

鏡下觀察得知，溶蝕孔含量平均值為1.12%，占面孔率52%，而研究區(qū)長6油層組溶蝕孔平均值為1.05%，占面孔率的32%，通過對比可以看出，研究區(qū)長7油層組溶蝕作用強(qiáng)烈，是改善儲層的主要成巖作用。

經(jīng)統(tǒng)計，本研究區(qū)孔隙增生量平均為1.19%。其中長石、巖屑顆粒內(nèi)部的溶解作用對孔隙增量的貢獻(xiàn)最大，達(dá)1.06%。

在成巖作用研究的基礎(chǔ)上，對成巖作用產(chǎn)物和成巖期次進(jìn)行了分析，總結(jié)了研究區(qū)長7砂巖成巖作用類型、期次及成巖環(huán)境和孔隙演化對應(yīng)的關(guān)系。

4 致密油成巖相

目前對鄂爾多斯盆地成巖相劃分方案很多，但對于致密油儲層，其孔喉致密，儲層下限低，以往的成巖相劃分方案都不適用。本次研究通過對研究區(qū)儲層200多塊鑄體薄片進(jìn)行統(tǒng)計，并結(jié)合掃描電鏡、X衍射等測試，對研究區(qū)的成巖相進(jìn)行研究。

4.1 致密油成巖相劃分方案

研究區(qū)長7壓實作用強(qiáng)烈，是導(dǎo)致其儲物性差的主要因素。通過對不同樣品鑄體薄片與試油結(jié)果對比，面孔率>1%的樣品代表的儲層其產(chǎn)油能力較好，面孔率≤1%的樣品代表的儲層其產(chǎn)油能力較差。因此把面孔率1%定于有利儲層與較差儲層的分界線。面孔率≤1%為壓實作用為主的成巖相，面孔率>1%是溶蝕作用為主的成巖相。

當(dāng)樣品面孔率≤1%，通過對樣品填隙物含量的統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)填隙物含量≥20%后，填隙物含量增長變緩，表明填隙物占主要部分。因此把填隙物<20%命名為機(jī)械壓實相，填隙物≥20%命名為膠結(jié)物+壓實相(見圖3)。

圖3 吳堡地區(qū)長7儲層面孔率≤1%時填隙物含量分布

當(dāng)面孔率>1%時，溶蝕作用是本區(qū)主要有利成巖作用，對儲層的形成有重要的作用。長石溶孔是研究區(qū)主要孔隙類型，長石溶孔含量為1.4%，粒間孔含量為1.3%。根據(jù)粒間孔與長石溶孔的含量，把有利成巖相劃分為粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相和剩余粒間孔相。

因此制定成巖相劃分標(biāo)準(zhǔn)：

1)面孔率≤1% ：

(1)以機(jī)械壓實為主(填隙物<20%)：機(jī)械壓實相；

(2)以膠結(jié)作用為主(填隙物≥20%)：膠結(jié)物+壓實相；

2)面孔率>1%：

(1)長石溶孔含量≥.1.4%：長石溶孔為最主要孔隙；

粒間孔含量≥.1.3%，粒間孔也發(fā)育：(a)粒間孔-長石溶孔相；

粒間孔含量<1.3%，粒間孔不發(fā)育：(b)長石溶孔相；

(2)長石溶孔含量<1.4%；剩余粒間孔相。

4.2 致密油成巖相分布

通過上述的成巖相劃分方案下，對樣品薄片進(jìn)行統(tǒng)計，并用陰極發(fā)光、X衍射對結(jié)果進(jìn)行對比校正。研究區(qū)成巖相主要為粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相、剩余粒間孔相、碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相。

研究區(qū)長7儲層中長71與長72砂體較發(fā)育，長73砂體很少，因此長71與長72是其主力層位，對長71與長72儲層進(jìn)行劃分成巖相，并畫出成巖相平面分布圖。

粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相和剩余粒間孔相主要分布在分流河道/水下分流河道的中央。巖石粒度較粗，機(jī)械壓實作用較弱，填隙物含量較少，保留較多孔隙。屬于有利成巖相帶，在研究區(qū)分布范圍較大。

碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相主要發(fā)育在分流河道/水下分流河道的側(cè)翼或砂體規(guī)模較小等水動力較薄弱地帶。伊利石等粘土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物含量高，其機(jī)械壓實作用和膠結(jié)作用較強(qiáng)?？紫遁^少，孔喉致密。屬于較差成巖相帶。伊利石膠結(jié)相在研究區(qū)分布較廣泛，碳酸鹽膠結(jié)相分布較小。

致密油成巖相對油氣的分布有著重要的影響，在分流河道/水下分流河道等優(yōu)勢沉積相中，巖石粒度粗，粘土礦物含量少，機(jī)械壓實作用和膠結(jié)作用弱，長石等易溶組分多，溶蝕作用發(fā)育，因而儲層孔隙結(jié)構(gòu)好，發(fā)育粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相和剩余粒間孔相，這些成巖相控制下的儲層孔隙空間好，是油氣的有利儲集空間。其中粒間孔-長石溶孔相是油氣發(fā)育的最有利成巖相。

碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相等不利成巖相分布在分流間洼地和分流河道，水動力較弱，砂體較薄，砂泥互層頻繁，粘土礦物含量高，壓實作用和膠結(jié)作用強(qiáng)烈，巖石孔隙差，不利于油氣富集。

5 結(jié)語

(1)研究區(qū)長7段長石含量高，石英含量低。填隙物主要為伊利石、綠泥石和鐵方解石。主要成巖作用為機(jī)械壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。由于緊鄰烴源巖，生烴作用強(qiáng)烈，溶蝕作用對儲層影響較大，是增強(qiáng)儲層物性最主要的成巖作用。

(2)長7致密油儲層成巖相可以劃分為粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相、剩余粒間孔相、碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相。碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相屬于不利成巖相，粒間孔-長石溶孔相、長石溶孔相和剩余粒間孔相屬于有利成巖相。其中粒間孔-長石溶孔相是最有利的成巖相。

(3)成巖相與沉積相一起，對油氣起著重要的控制作用，在分流河道/水下分流河道優(yōu)勢沉積相帶上發(fā)育粒間孔-長石溶蝕相、長石溶孔相等有利成巖相，對油氣起聚集作用。碳酸鹽膠結(jié)相和伊利石膠結(jié)相主要發(fā)育在分流河道側(cè)翼、分流間灣等沉積相帶，儲層膠結(jié)嚴(yán)重，對油氣起阻礙作用，不利于油氣聚集成藏。

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2016-12-16

王力娜(1990-)，女，河南周口人，在讀碩士研究生，主攻方向：石油與天然氣工程。

朱玉雙(1968-)，女，陜西西安人，教授，研究方向：油氣田地質(zhì)開發(fā)。

P618.130.2+1

B

1004-1184(2017)03-0201-04