鄂尔多斯盆地冯地坑—洪德地区长6油层组成岩作用研究

罗军梅，罗顺社，陈小军，朱俊强

（1.长江大学地球科学学院；2.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂；3.中国石化中原油田分公司第四采油厂）

0 引言

冯地坑—洪德地区位于鄂尔多斯盆地中西部，在区域构造上西接天环坳陷，东邻伊陕斜坡。研究区范围北起定边县冯地坑乡北部的池401井，南至环县洪德乡，东至定边县王盘山乡，西达盐池县麻黄山乡，总面积约5 500 km2（图1）。笔者根据岩性、电性和古生物特征，将鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组共划分为5段10个油层组，自下而上分别为长10—长1油层组。在长6油层组沉积期，曲流河三角洲广泛发育并持续向湖盆中心推进，自下而上发育了长63、长62、长61共3个小层。其中以长61小层三角洲前缘厚层砂体最为发育。

研究区长6油层组孔隙度平均值为9.97%，低于盆地其他部位的孔隙度平均值（如陕北地区和吴旗地区长6油层组的孔隙度平均值分别为15.57%和11.1%）；渗透率平均值为0.88 mD，远低于陕北地区长6油层组的渗透率平均值18.24 mD，而接近于吴旗地区长6油层组的渗透率平均值0.94 mD。长6油层组储层主要为低孔、低渗储层，表明其砂岩孔隙结构较差，这与孔隙成因中次生孔隙的含量较高有关，所以，研究对该油层组储层物性有重要影响的成岩作用具有极其重要的意义。

1 储层岩石学特征

研究区长6油层组主要为三角洲平原和三角洲前缘亚相沉积，储层主要发育在水下分支河道砂体中。该油层组砂岩分选性较差，磨圆度均为次棱角状，成分和结构成熟度较低，胶结物以铁方解石、高岭石和绿泥石为主。笔者对研究区长6油层组砂岩组分含量进行统计，结果表明，长石、石英和岩屑的平均含量分别为46.79%，35.71%和17.50%。由图2可看出，研究区主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩。

图2 研究区长6油层组砂岩分类图Fig.2 The sandstone classification of Chang 6 oil reservoir set in the study area

2 成岩作用类型及特征

通过岩石薄片观察、阴极发光和扫描电镜分析，发现研究区长6油层组主要成岩作用有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用。其中，前4种作用为破坏性成岩作用，其显著特征是使原生孔隙度普遍降低；溶解作用为建设性成岩作用，可改善储层的储集性能。

2.1 压实作用

压实作用主要发生在成岩作用早期，是引起砂岩孔隙度降低的主要原因之一。压实强度与颗粒成分、埋深、填隙物类型和含量以及欠压实有关［1］，主要表现在3个方面：①刚性颗粒发生破裂，主要是长石和石英。②塑性颗粒发生变形、调整，常见于杂基支撑的岩屑长石砂岩、岩屑砂岩和粉砂岩中。③由于埋深加大，地层压力增加，一方面使云母、泥岩等塑性岩屑颗粒受压弯曲而发生变形、塑变、伸长或被硬碎屑机械嵌入（图版Ⅰ－1）；另一方面使碎屑颗粒长轴近于水平方向紧密排列、位移和再分配，从而使碎屑颗粒接触更加紧密，由点接触→点—线接触→线接触，且局部出现凹凸接触（图版Ⅰ－2）。由于压实作用使得颗粒重新充填，减小了粒间孔隙体积，从而降低了储层的孔隙度和渗透率。

2.2 压溶作用

压溶作用在孔隙异常压力或较强的构造应力作用下，可导致颗粒在接触点上的晶格变形和局部溶解［2］，常发生于较坚硬的颗粒之间。如石英压溶可导致颗粒之间相互穿插，从而呈现出线接触、凹凸接触以及缝合接触（图版Ⅰ－3），进而使孔隙度降低。由于压溶作用可使Si4+浓度有所增加，所以该作用容易出现石英次生加大的现象。当孔隙介质中碳酸盐呈过饱和状态时不利于压溶，而酸性水、较高的温度以及Mg2+和Mg2+/Ca2+的降低都有利于碳酸盐岩压溶作用的发生，所以，压溶作用是破坏粒间孔隙的最主要因素之一［3］。由于长6油层组砂岩成分成熟度较低，缺乏形成压溶作用的物质基础，所以，在薄片观察中未见到十分明显的压溶现象，仅在个别石英颗粒集中部位有所发现。

2.3 胶结作用

随着地层埋深的增加，温度和压力有所上升且孔隙水的化学性质有所变化，从而使各种成岩自生矿物依次析出，进而产生了胶结作用。该作用是仅次于压实作用的破坏性成岩作用，由于胶结矿物占据了部分或全部压实剩余的原生或次生孔隙，所以对储层造成了很大影响，但不同的胶结矿物对储层的影响有所差异［4］。研究区储层砂岩中的胶结作用有碳酸盐胶结、硅质胶结、黏土矿物胶结和长石胶结4种。其中，硅质胶结和黏土矿物胶结较发育。

2.3.1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结是对储层破坏性最大的胶结作用，主要包括铁方解石胶结物和铁白云石胶结物，前者最为常见（图版Ⅰ－4）。研究区方解石胶结物可分为早、晚2期，早期方解石胶结物不如晚期方解石胶结物常见。在研究区，铁方解石交代长石和岩屑的现象非常普遍（图版Ⅰ－5），晚期方解石往往交代碎屑颗粒。碎屑颗粒的孤岛状分布是方解石交代碎屑颗粒的结果，交代强烈时可形成交代假象。

2.3.2 硅质胶结

硅质胶结对原生或次生孔隙均具有强烈的破坏作用，是成岩早—中期砂岩储集性变差的主要因素之一，但其胶结物数量要远少于碳酸盐胶结物。薄片资料统计表明，硅质胶结可导致砂岩孔隙度降低1%～3%，尤其对于泥质含量较少的细—中粒砂岩，其破坏作用更为显著。由于研究区长6油层组砂岩中的自生石英含量相对有限，所以硅质胶结对储集空间的破坏性较小。

2.3.3 黏土矿物胶结

研究区黏土矿物胶结类型多样，含量较高，主要有绿泥石、高岭石、水云母和伊/蒙混层等。绿泥石胶结物因占据一定量的孔隙而减小了原生孔隙度，对储层发育具有一定的破坏性。但是，当绿泥石胶结物形成一定厚度时，反而会显著提高岩石的机械强度和抗压实能力，从而使砂岩部分原生孔隙得以保存（图版Ⅰ－6）。 Ehrenberg［5］也认为，正是由于包壳绿泥石薄膜胶结物的存在，挪威深埋藏条件下陆棚砂岩才得以保留异常高的孔隙度。高岭石是砂岩中常见的自生黏土矿物，电镜下观察呈蠕虫状或书页状集合体（图版Ⅰ－7），砂岩碎屑颗粒间的溶蚀孔内常见到自生高岭石充填，高岭石书页状晶形保留了良好的晶间孔，是重要的储集空间组成部分。水云母含量较高，在各个小层都比较发育，是一种重要的黏土矿物胶结。伊/蒙混层黏土矿物在研究区分布较为局限，多呈蜂窝状集合体生长于孔隙壁上（图版Ⅰ－8）。

2.3.4 长石胶结

研究区长石胶结物大多数是早成岩阶段晚期和中成岩阶段的热液沉淀物，多以长石碎屑次生加大边的形式出现，部分以充填孔隙的次生钠长石的形式出现，但由于胶结物含量低，所以对储层破坏性很小。

2.4 交代作用

交代作用是一种矿物被另一种成分不同的矿物所替代的作用，实质上是溶解和沉淀同时进行的作用，交代前后原岩的体积不变。交代作用往往从被替代矿物的边部开始，使长石在镜下呈港湾状，也有石英被碳酸盐矿物交代的现象［6］。研究区交代作用主要表现在碳酸盐矿物对碎屑颗粒长石、石英和胶结物的交代，以及黏土矿物对碎屑颗粒长石、石英等的交代（图版Ⅰ－9）。

2.5 溶解作用

砂岩储集层因常经受不同程度的溶蚀作用改造而形成多种类型次生孔隙并存的状态，对改善砂岩储集层的储集性能起到了积极作用［7］。溶解作用可表现为对碎屑颗粒的溶解以及对杂基和胶结物的溶解等，对储层的形成十分有利，所以又称为建设性成岩作用。虽然该作用能改善储层砂岩的储渗性，但不能从根本上改变储层低孔、低渗的面貌［8］。研究区长6油层组溶解物组分包括铝硅酸盐和硅质，镜下可观察到长石和岩屑的不同溶解程度（图版Ⅰ－10）：溶解较轻微时多沿解理缝或微裂缝进行，逐步扩展，形成溶蚀港湾；溶解强烈时仅余残骸或完全溶解。硅质溶解一般沿颗粒边缘发生，向颗粒或自生石英内部发展，形成蚕食港湾状，或被碳酸盐等较晚期胶结组分所交代（图版Ⅰ－11）。

3 成岩阶段及成岩序列

根据岩石学、古地温和有机质成熟度等特征，将碎屑岩成岩阶段划分为同生成岩阶段、早成岩阶段和晚成岩阶段。其中，早成岩阶段划分为早成岩A期和B期，晚成岩阶段划分为晚成岩A期、B期和C期。笔者通过单偏光显微镜、扫描电镜、阴极发光、X-射线衍射及流体包裹体均一温度测试等资料对研究区长6油层组进行研究，认为该油层组砂岩成岩阶段主要处于中成岩A期。结合流体包裹体测温、镜质体反射率、成岩裂缝等测试结果，总结出了长6油层组砂岩成岩演化序列的综合模式（图3）。

图3 研究区长6油层组砂岩成岩演化序列综合模式图Fig.3 The diagenetic evolution series of sandstone of Chang 6 oil reservoir set in the study area

笔者根据薄片观察和扫描电镜分析，按自生矿物或成岩事件首次出现的相对顺序，总结出研究区砂岩主要成岩序列：早期黏土膜→压实作用→长石、岩屑溶解→次生孔隙形成→自生高岭石→石英、长石次生加大→晚期铁方解石、铁白云石胶结作用。

4 成岩相类型及特征

关于成岩相的概念，不同研究者理解不同。郑荣才等［9］将在特定沉积和成岩物理化学环境中物质表现和成岩作用组合与演化的总体特征定义为“碎屑岩储层成岩相”。该成岩相包括碎屑物沉积时物理化学环境、碎屑沉积物固结成岩方式和成岩过程孔隙水演化历史3方面内容，可反映储层形成过程中各成岩阶段孔隙水的性质与储层发育关系。成岩相是构造、流体、温压等条件对沉积物综合作用的结果，其核心内容为现今的矿物成分和组构面貌是表征储集体性质、类型和优劣的成因性标志。借助成岩相可以研究储集体的形成机理、空间分布与定量评价［10］。

4.1 成岩相类型

成岩相反映成岩环境的岩石学特征、地球化学特征和岩石物理特征的总和，其命名采用岩性加主要作用（或作用环境）联合命名的原则［11］。笔者根据研究区成岩作用的分析，结合沉积相的研究，在铸体薄片、扫描电镜和X-射线衍射分析的基础上，把研究区储层划分为5个主要的成岩相：高岭石胶结相（图版Ⅰ－12）、绿泥石胶结相（图版Ⅰ－13）、铁方解石胶结相（图版Ⅰ－14）、绿泥石薄膜+长石溶蚀相（图版Ⅰ－15）以及长石溶蚀相（图版Ⅰ－16）（表1）。

表1 研究区长6油层组成岩相类型Table 1 The diagenetic facies categories of Chang 6 oil reservoir set in the study area

4.2 成岩相带平面展布特征

不同成岩相类型控制不同的储层孔隙发育特征和储集物性，所以成岩相的展布有助于储层的区域评价和预测［12］。在实际工作中，笔者将沉积微相图、孔隙度和渗透率分布图以及成岩相图进行叠合处理，以取心井成岩相为主，对非取心井及井间区域利用物性分布图进行合理推测，并对研究区长6油层组成岩相带的平面展布进行了预测。

长61小层可划分为5种成岩相：铁方解石胶结相、绿泥石胶结相、高岭石胶结相、绿泥石薄膜+长石溶蚀相和长石溶蚀相（图4），且以绿泥石薄膜＋长石溶蚀相和铁方解石胶结相为主。铁方解石胶结相主要发育于河道砂体的边部及砂体厚度较薄的区域（如研究区北部砂体的边部及西部罗73井—黄84井一带砂岩厚度较薄的地方），这是因为泥岩中的有机质经过强烈的脱羧基作用，容易形成二氧化碳水溶液，导致这些地区的铁方解石胶结物含量较高；绿泥石胶结相是长61小层的主要成岩相，主要发育于研究区的大部分水下分流河道砂体中；高岭石胶结相在研究区较发育，主要分布在黄139井—耿239井一带；绿泥石薄膜+长石溶蚀相在研究区较发育，为次生孔隙的形成提供了良好条件，主要分布在研究区中部的黄41井—耿162井一带；长石溶蚀相在研究区发育较差，只在耿163井—耿224井一带和耿69井—耿25井一带发育。

图4 研究区长61小层成岩相图Fig.4 The diagenetic facies of Chang 61sublayer in the study area

长62小层可划分为4种成岩相：铁方解石胶结相、长石溶蚀相、绿泥石胶结相和高岭石胶结相（图5），且以铁方解石胶结相和高岭石胶结相为主。铁方解石胶结相主要分布在研究区的西部和南部，在河道砂体的边缘部位和砂体厚度较薄的区域（如东部的池29井—耿157井一带）也比较发育；在研究区中部耿267井和耿271井一带以及姬塬地区附近主要为长石溶蚀相，分布范围较小；绿泥石胶结相在研究区大范围分布，是长62小层的主要成岩相，主要分布在黄84井—黄29井一带以及东部的王盘山—樊学大部分区域；东南部罗10井—耿36井一带和耿185井—罗206井一带以及研究区北部都有高岭石成岩相发育。

5 结论

（1）研究区长6油层组成岩作用类型有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用，其中，前4种为破坏性成岩作用，而溶解作用为建设性成岩作用。该油层组砂岩成岩阶段主要处于中成岩A期，主要成岩序列为：早期黏土膜→压实作用→长石、岩屑溶解→次生孔隙形成→自生高岭石→石英、长石次生加大→晚期铁方解石、铁白云石胶结作用。

（2）根据自生矿物成分、胶结物及孔隙发育状况，研究区长6油层组可划分为高岭石胶结相、绿泥石胶结相、铁方解石胶结相、绿泥石薄膜+长石溶蚀相和长石溶蚀相5种成岩相，且以高岭石胶结相和绿泥石胶结相为主。长石溶蚀相和绿泥石薄膜+长石溶蚀相的孔隙度和渗透率最好，在低渗透砂岩储层中物性相对较好。

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