鄂爾多斯盆地紅河油田長8致密砂巖儲層成巖特征

王明培，夏東領(lǐng)，伍 岳，龐 雯，鄒 敏

(1.中國石化 華北油氣分公司，鄭州 450000； 2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

紅河油田位于鄂爾多斯盆地天環(huán)凹陷南部(圖1a)，面積2 515.6 km2，整體構(gòu)造簡單，地層自西向東平緩傾斜[1-3]。三疊系延長組長8油層組是主要生產(chǎn)開發(fā)層位，油層厚度約80～100 m，包含長81和長82兩個亞油層組(圖1b)，其中長81亞油層組是主力產(chǎn)油層，平均孔隙度8.6%，平均滲透率0.2×10-3μm2，具有典型致密儲層特征。前期對已開發(fā)井區(qū)內(nèi)油氣高產(chǎn)富集規(guī)律分析表明，基質(zhì)儲層質(zhì)量是影響油井高產(chǎn)的重要地質(zhì)因素。對于常規(guī)儲層，沉積微相是影響儲層分布及儲集性能的重要地質(zhì)因素；而對于低孔低滲致密儲層，由于其成巖強度大，成巖類型多，成巖作用對儲層質(zhì)量的影響更為明顯[4-8]。在有利沉積相帶內(nèi)理清成巖作用發(fā)育規(guī)律、預(yù)測有利成巖相帶是優(yōu)選致密儲層“甜點”的重要工作內(nèi)容[9-12]。本文以紅河油田長8致密砂巖儲層為研究對象，結(jié)合鑄體薄片、掃描電鏡和電子探針等分析化驗資料，在沉積微相分析基礎(chǔ)上，對研究區(qū)成巖作用類型、成巖演化序列、成巖分布特征及主控因素等內(nèi)容進行了系統(tǒng)研究，以期對研究區(qū)后續(xù)優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測及致密油開發(fā)選區(qū)提供地質(zhì)依據(jù)。

圖1 鄂爾多斯盆地紅河油田構(gòu)造位置(a)及中生界地層(b)Fig.1 Structural location (a) and stratigraphic column of Mesozoic (b), Honghe Oil Field, Ordos Basin

1 儲層沉積及巖石學特征

紅河油田長8儲層沉積時期構(gòu)造環(huán)境整體較穩(wěn)定，沉積相類型為淺水辮狀河三角洲下平原沉積，發(fā)育分流河道、溢岸砂體和分流間灣3種微相類型，主體砂體的微相類型為分流河道[13-14]。

通過對1 000多塊巖石薄片的觀察，認為研究區(qū)長8儲層砂巖主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖。碎屑石英(Q)、長石(F)及巖屑(R)的平均含量分別為45%，26%和29%。石英以單晶石英為主；長石以斜長石為主，少量為鉀長石；巖屑以火成巖和變質(zhì)巖巖屑居多，沉積巖巖屑較少。填隙物以泥質(zhì)雜基為主，含量約10%～15%，膠結(jié)物主要為方解石、高嶺石、綠泥石和自生石英等?？傮w上，長8儲層砂巖成分成熟度屬于中等。

粒度上以細粒為主，含少量中粒。分選性中等，順物源方向總體上呈變好趨勢。磨圓度以次棱角狀為主，其次為次圓狀，順物源方向磨圓度由次棱角狀向次圓狀過渡。膠結(jié)類型以薄膜—孔隙型為主，其次為孔隙型、薄膜型，壓嵌、基底型膠結(jié)少見。顆粒間以線接觸為主，其次為點—線接觸，少量為點接觸和凹凸接觸。總體上，長8儲層砂巖具有較高的結(jié)構(gòu)成熟度。

2 成巖作用類型

儲層從埋藏初期到成藏之前會經(jīng)歷一系列成巖事件，這些成巖事件的發(fā)生過程、先后次序和發(fā)生強度決定了現(xiàn)今儲層形態(tài)[15-23]。紅河油田長8砂巖的成巖作用類型眾多，其中與儲層質(zhì)量密切相關(guān)的成巖作用主要有如下幾種類型。

2.1 壓實作用

研究區(qū)長8儲層壓實作用鏡下鑒定特征為：碎屑顆粒呈線接觸—凹凸接觸，定向排列(圖2a)；云母、泥巖等塑性巖屑顆粒受壓彎曲、變形，呈假雜基狀堵塞粒間孔隙(圖2b)。壓實作用的強度與儲層巖性關(guān)系密切，長8砂巖石英含量低，長石和塑性巖屑含量高，塑性成分受壓易變形，顆粒以細砂為主，粒度細，抗壓實能力弱，故壓實作用強烈。壓實作用是引起研究區(qū)長8儲層孔隙減少、滲透性下降的最主要原因[3]。

2.2 溶解作用

研究區(qū)長8儲層存在2期溶解現(xiàn)象，主要為長石和巖屑顆粒溶解，以長石溶解最為普遍(圖2c)。第一期發(fā)生在早成巖期，鏡下表現(xiàn)為顆粒相互之間穿插的不規(guī)則接觸。早成巖期沉積體接受大氣淡水淋濾，大量顆粒被溶解形成次生孔隙，但由于之后的快速壓實作用，這些孔隙難以被保存下來。第二期發(fā)生在成巖后期，與有機質(zhì)分解產(chǎn)生的酸性流體有關(guān)，鏡下表現(xiàn)為顆粒間呈正常的點線接觸，但邊緣被溶蝕成不規(guī)則形狀(圖2d)。該期溶解作用的強度與顆粒粒度和是否發(fā)育襯邊綠泥石有關(guān)，細砂巖和發(fā)育襯邊綠泥石的砂巖更易發(fā)育溶解作用，粉砂巖基本不存在溶解作用。

圖2 鄂爾多斯盆地紅河油田長8砂巖儲層不同成巖作用鏡下特征

a.粉—細巖屑長石砂巖，強壓實作用，顆粒間呈凹凸接觸，HH127井，2 355.73 m，鑄體薄片(-)；b.粉—細巖屑長石砂巖，強壓實作用，云母受壓彎曲變形，HH105井，2 256.33 m，鑄體薄片(-)；c.細粒長石巖屑砂巖，溶解作用，巖屑顆粒部分溶解，ZJ20井，2 204.81 m，鑄體薄片(-)；d.細粒巖屑長石砂巖，溶解作用，長石顆粒邊緣溶解，HH1057-3井，2 243.53 m，鑄體薄片(-)；e.細粒長石砂巖，早期含鐵方解石膠結(jié)作用，HH91井，1 888.75 m，陰極發(fā)光；f.細粒長石砂巖，交代方解石膠結(jié)物填充于孔隙內(nèi)，HH31井，2 268.92 m，鑄體薄片(-)；g.細粒長石砂巖，長石高嶺土化，HH1057-3井，2 232 m，鑄體薄片(-)；h.細粒長石砂巖，書頁狀自生高嶺石膠結(jié)，ZJ19井，2 291.365 m，掃描電鏡；i.細粒長石砂巖，綠泥石襯邊膠結(jié)，HH105井，2 263.92 m，掃描電鏡

Fig.2 Microscopic features of different types of diagenesis for Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

2.3 膠結(jié)作用

研究區(qū)長8儲層膠結(jié)作用主要包括碳酸鹽膠結(jié)和自生黏土礦物膠結(jié)2類，不同膠結(jié)類型對儲層發(fā)育影響各不相同。

2.3.1 碳酸鹽膠結(jié)作用

長8儲層碳酸鹽膠結(jié)期次為2期，膠結(jié)物主要為方解石和鐵方解石。早期生成的膠結(jié)物以鐵方解石為主，晶粒較大，呈連晶狀或零星狀充填在粒間孔隙中(圖2e)，早期膠結(jié)使得原生孔隙度大為降低。晚期生成的碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石，以交代形式出現(xiàn)或充填在長石和巖屑發(fā)生溶解產(chǎn)生的次生孔隙內(nèi)(圖2f)，表明溶解作用之后碳酸鹽膠結(jié)作用仍在持續(xù)，該期方解石約占全部方解石含量的5%～10%，對儲層影響不大。

研究區(qū)連晶式鐵方解石強膠結(jié)多發(fā)育在顆粒粒度較粗、塑性成分含量較低的儲層中，這類儲層通常早期壓實程度相對較弱，為后期方解石沉淀保留了大量沉淀空間。

2.3.2 自生黏土礦物膠結(jié)作用

研究區(qū)長8儲層自生黏土礦物膠結(jié)以高嶺石膠結(jié)和綠泥石膠結(jié)為主，伊利石和伊蒙混層膠結(jié)發(fā)育較少，分布局限，不作重點介紹。

研究區(qū)長8儲層存在2期高嶺石膠結(jié)。第一期高嶺石為在早成巖過程中酸性流體對長石顆粒淋濾蝕變而成，蝕變高嶺石在鏡下表現(xiàn)為長石顆粒表面污濁(圖2g)。蝕變高嶺石的形成使得長石顆?？箟盒越档停⒂绊懞罄m(xù)成巖作用。第二期高嶺石為在成巖后期形成的自生高嶺石，呈書頁狀、蠕蟲狀集合體堵塞在孔隙中(圖2h)。自生高嶺石的形成在很大程度上與長石的溶解有關(guān)，長石溶解之后提供Al和Si離子，在相對封閉的成巖環(huán)境下就近沉淀形成高嶺石。長8砂巖以第二期高嶺石膠結(jié)為主，主要發(fā)育在粒度細、塑性組分含量高(大于50%)的砂巖中，且主要沉淀在砂體中下部。

研究區(qū)長8儲層發(fā)育3期綠泥石膠結(jié)作用，分別呈現(xiàn)3種賦存狀態(tài)。第一期綠泥石形成于成巖早期，與湖水進退有關(guān)。該期綠泥石呈薄膜狀平行顆粒表面生長，晶型不完整，厚度約0.001 mm。研究區(qū)處于水動力較強的三角洲下平原環(huán)境，分流河道在搬運石英、長石等碎屑顆粒過程中攜帶鐵離子入湖，與湖水中的電解質(zhì)發(fā)生絮凝沉淀，形成薄膜綠泥石。第二期綠泥石以孔隙襯邊方式產(chǎn)出，由孔隙水沉淀形成，鏡下表現(xiàn)為針葉狀綠泥石集合體，垂直于碎屑顆粒表面向孔隙中心生長(圖2i)。該期綠泥石的形態(tài)與BEYENE等[24]通過物理模擬實驗得到的pH值在8.22時孔隙水沉淀形成的綠泥石類似，表明兩者發(fā)育可能存在類似的條件，即：(1)充足的鐵離子來源；(2)堿性環(huán)境；(3)足夠的生長空間。第三期綠泥石形成于成巖后期，在鏡下表現(xiàn)為玫瑰花狀集合體充填在孔隙中，通常發(fā)育在云母較多的部位。第一期薄膜狀綠泥石能夠阻礙碎屑顆粒與孔隙水的接觸，抑制石英次生加大邊的形成；第二期襯邊式綠泥石可以增強巖石抗壓實能力，鏡下顯示發(fā)育襯邊綠泥石的砂巖多為點接觸或線接觸，而沒有襯邊綠泥石的砂巖多為凹凸接觸。

3 成巖階段及成巖序列

根據(jù)上述成巖作用類型及特征，結(jié)合鏡下鑒定獲得的自生礦物分布和形成順序，參照《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準 SY/T 5477-2003 碎屑巖成巖階段劃分》[25]，認為研究區(qū)長8儲層現(xiàn)今處于中成巖階段A期，形成的典型成巖序列為：壓實—薄膜綠泥石膠結(jié)—蝕變高嶺石膠結(jié)—鐵方解石膠結(jié)—襯邊綠泥石膠結(jié)—溶解—自生高嶺石膠結(jié)—孔隙式綠泥石膠結(jié)—方解石交代(圖3)。成巖特點可以概括為壓實作用持續(xù)發(fā)生，溶解作用幕式發(fā)生，2期方解石、2期高嶺石、3期綠泥石膠結(jié)作用交叉發(fā)生。

4 不同地質(zhì)因素對成巖作用影響

不同沉積微相砂體由于其在巖相類型、砂體結(jié)構(gòu)、砂泥巖配置關(guān)系及成巖環(huán)境等方面存在差異，會經(jīng)歷不同的成巖演化而發(fā)育不同成巖相。本文擬從泥巖隔夾層、砂體結(jié)構(gòu)和砂體巖相3個方面來討論沉積微相對成巖相的控制作用。

4.1 泥巖隔夾層

4.2 砂體結(jié)構(gòu)

獨立型砂體垂向上僅發(fā)育單期砂體，厚度一般小于7 m，巖性上以細—粉砂巖為主，分選差，塑性成分含量高，主要分布在河道邊部和河道上游(圖5)。壓實作用強烈是其典型成巖特征，膠結(jié)作用和溶解作用由于孔隙早早被壓實而發(fā)育程度弱，其成巖序列為蝕變高嶺石—快速強壓實—弱膠結(jié)，發(fā)育強壓實成巖相(圖4b)，儲層質(zhì)量差。

疊置型砂體垂向上存在多期砂體疊置，厚度大，主要分布在河道中心和河道中下游(圖6)。疊置型砂體成巖類型垂向上具有三分特征，上文已介紹頂部和底部砂體由于鄰近泥質(zhì)隔夾層而以碳酸鹽強膠結(jié)作用為主，發(fā)育方解石強膠結(jié)成巖相；位于中部的砂體，其成巖類型和成巖強度與砂巖巖相類型有關(guān)，下面將展開介紹。

圖3 鄂爾多斯盆地紅河油田長8儲層成巖序列Fig.3 Diagenetic sequence of Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

圖4 鄂爾多斯盆地紅河油田長8儲層不同成巖相鏡下特征

a.方解石強膠結(jié)成巖相，HH59井，2 164.31 m，鑄體薄片(-)；b.強壓實成巖相，HH311井，2 182.95 m，鑄體薄片(-)；c.綠泥石膠結(jié)中溶解成巖相，HH12井，2 090.92 m，鑄體薄片(-)；d.綠泥石膠結(jié)中溶解成巖相，HH105井，2 259.15 m，鑄體薄片(-)；e.方解石中膠結(jié)成巖相，HH127井，2 354.61 m，鑄體薄片(-)；f.高嶺石中膠結(jié)成巖相，HH127井，2 346.77 m，鑄體薄片(-)

Fig.4 Microscopic features of different diagenetic facies of Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

圖5 鄂爾多斯盆地紅河油田HH311井長小層獨立型砂體結(jié)構(gòu)及成巖作用Fig.5 Isolated sand body and diagenesis of Chang reservoir in well HH311, Honghe Oil Field, Ordos Basin

4.3 砂巖巖相

前期研究發(fā)現(xiàn)，成巖作用與砂巖內(nèi)塑性礦物含量和顆粒粒度關(guān)系密切。塑性礦物由于抗壓實能力弱而影響壓實作用的發(fā)生，研究區(qū)長8砂巖塑性礦物主要包括黏土化長石，以及泥巖、噴發(fā)巖、片巖、千枚巖、板巖、云母等巖屑。顆粒粒度影響成巖作用的機理在于：一方面顆粒粒度較小時，在上覆載荷作用下顆粒易于滑動和重新排列，從而使顆粒之間的支撐力減小，有利于壓實作用發(fā)生；另一方面顆粒粒度較小，流體運移受阻而不利于后期成巖流體交換，抑制膠結(jié)作用和溶解作用的發(fā)生。以塑性礦物含量和顆粒粒度作為分類標準，筆者將長8砂巖分為富含塑性礦物細—粉砂巖、富含剛性礦物中—細砂巖、過渡型細砂巖3類巖相。

圖6 鄂爾多斯盆地紅河油田HH1057-3井長小層疊置型砂體結(jié)構(gòu)及成巖作用Fig.6 Stacked sand body and diagenesis of Chang reservoir in well HH1057-3, Honghe Oil Field, Ordos Basin

4.3.1 富含塑性礦物細—粉砂巖巖相

該類巖相塑性成分含量大于60%，顆粒粒徑小于220μm，多分布于獨立型薄層砂體內(nèi)，平面上位于河道上游及河道邊部。主要成巖類型為壓實作用，典型成巖序列為蝕變高嶺石膠結(jié)—快速強壓實—弱膠結(jié)，發(fā)育強壓實成巖相，儲層質(zhì)量差。

圖7 鄂爾多斯盆地紅河油田長8致密儲層成巖演化模式Fig.7 Diagenesis evolution patterns of Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

4.3.2 富含剛性礦物中—細砂巖巖相

該類巖相塑性成分含量小于50%，顆粒粒徑大于220 μm，多分布于獨疊置型厚層砂體內(nèi)，平面上呈透鏡狀位于河道內(nèi)部。研究區(qū)該類巖相發(fā)育2類成巖序列，取決于成巖早期方解石膠結(jié)程度。當早期方解石膠結(jié)程度較弱時，保留了部分原生孔隙，有利于后期酸性流體運移而易發(fā)生溶解作用，此時發(fā)生的成巖序列為薄膜綠泥石膠結(jié)—快速壓實—襯邊綠泥石膠結(jié)—中溶解—高嶺石弱膠結(jié)，形成綠泥石膠結(jié)中溶解成巖相(圖4c,d)，次生孔隙發(fā)育，儲層質(zhì)量好。當早期方解石膠結(jié)程度較強時，此時大部分原生孔隙已被占據(jù)而不利于后期酸性流體交換發(fā)生溶蝕，此時發(fā)生的成巖序列為薄膜綠泥石膠結(jié)—快速壓實—方解石強膠結(jié)，形成方解石強膠結(jié)成巖相，儲層質(zhì)量差。

4.3.3 過渡型細砂巖巖相

該類巖相塑性成分含量介于50%～60%，顆粒粒徑介于100～220 μm，多分布于獨疊置型厚層砂體內(nèi)，平面上廣泛分布在河道中下游。該類巖相顆粒粒度較細，原生孔喉較小，根據(jù)其所處的砂體位置也存在2類成巖序列。當其位于砂體中上部時，距離頂部泥巖有一定距離，此時早期方解石中等膠結(jié)，典型的成巖序列為薄膜綠泥石膠結(jié)—快速壓實—方解石中膠結(jié)—襯邊綠泥石膠結(jié)—高嶺石弱膠結(jié)，發(fā)育方解石中膠結(jié)相，儲層質(zhì)量中等(圖4e)。當其位于砂體中下部時，此時早期方解石膠結(jié)程度較弱，相對封閉的成巖環(huán)境有利于后期長石溶解所提供的Al和Si離子原地沉淀形成自生高嶺石，典型的成巖序列為薄膜綠泥石膠結(jié)—快速壓實—方解石弱膠結(jié)—襯邊綠泥石膠結(jié)—高嶺石膠結(jié)，發(fā)育高嶺石中膠結(jié)相，儲層質(zhì)量中等(圖4f)。

4.4 成巖演化模式

綜合上述對研究區(qū)長8儲層成巖作用類型識別、成巖序列構(gòu)建及不同地質(zhì)因素與成巖作用關(guān)系的探討，建立了紅河油田長8致密砂巖儲層成巖演化模式(圖7)。

5 結(jié)論

(1)紅河油田長8致密砂巖儲層目前處于中成巖A階段，其成巖特點為壓實作用持續(xù)發(fā)生，溶解作用幕式發(fā)生，2期方解石、2期高嶺石、3期綠泥石膠結(jié)作用交叉發(fā)生。完整成巖序列概括為：壓實作用—薄膜綠泥石膠結(jié)—蝕變高嶺石膠結(jié)—鐵方解石膠結(jié)—襯邊綠泥石膠結(jié)—溶解—自生高嶺石膠結(jié)—孔隙式綠泥石膠結(jié)—方解石交代。

(2) 臨近泥質(zhì)隔夾層的砂體由于其可以優(yōu)先捕獲泥巖提供的含鈣流體，鐵方解石膠結(jié)程度高，發(fā)育方解石強膠結(jié)成巖相；獨立型砂體以富含塑性礦物細—粉砂巖巖相為主，顆粒粒度細、富含塑性礦物，發(fā)育強壓實成巖相；位于疊置型砂體中部的過渡型細砂巖巖相由于早期方解石膠結(jié)程度差異可發(fā)育方解石中膠結(jié)成巖相或高嶺石中膠結(jié)成巖相，富含剛性礦物中—細砂巖巖相主要發(fā)育綠泥石膠結(jié)中溶解成巖相。