鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长82 储层沉积成岩作用

陈朝兵，朱玉双，陈新晶，牛小兵，周树勋，王秀娟，赵爱彬

(1.西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069;2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安710200;3.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200;4.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710021;5.中国石油长庆油田分公司油藏评价处，陕西西安710021)

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，主要含油层系为上三叠统延长组，具有多旋回、多层系、多套生储盖组合、多种能源共生等特点。延长组碎屑岩沉积物为典型内陆湖盆演化的产物，其中长8 沉积期为盆地缓慢沉降的湖侵阶段，盆地周边发育各类三角洲沉积体系。

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，靠近西缘冲断带(图1)，主力层长82油层组总厚度40～50 m，自下向上划分为长82(2)、长82(1)两个小层，岩性以岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩为主，面孔率平均4.75%，孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔。

2 沉积相及储层分布特征

姬塬地区长82发育浅水三角洲，浅水三角洲是一种特殊的三角洲类型，受河流、气候和湖平面波动影响强烈，不存在典型的Gilbert 型三角洲三层结构，但也可划分为浅水三角洲平原、浅水三角洲前缘、前三角洲3 个亚相［1］。

图1 鄂尔多斯盆地构造分区及工区位置Fig.1 Map showing tectonic units and location of the study area in Ordos Basin

对于成藏地质条件基本清楚的富油气盆地，要寻找富油气聚集区带，核心是寻找有利储集相带［2］。而对于陆相河湖三角洲沉积体系，有效储集相带的分布及发育程度主要受三角洲分流河道、水下分流河道砂体的控制。

研究区主体发育浅水三角洲平原亚相，进一步分为分流河道和分流间洼地两个微相，其中分流河道以中-细砂岩为主，发育板状、楔状及沙纹交错层理，砂体呈多期叠置关系，可见泥砾等冲刷面构造，电测曲线呈微齿化箱状，厚度一般大于10 m，为研究区最有利的储集砂体;分流间洼地以泥岩、粉砂质泥岩为主，可见大量植物化石、虫孔及煤线(图2)。浅水三角洲前缘亚相在该区分布局限(图3，图4)，主要分布在研究区东南部，从长82(2)至长82(1)期，湖岸线由堵后滩-张崾岘一线向西北部刘峁塬-堡子湾一线扩张。前缘亚相可分为水下分流河道、分流间湾、前缘席状砂及河口坝等四个微相。由于浅水三角洲沉积地形平缓，水上—水下分流河道进积、退积速度快，侵蚀作用强，前缘席状砂发育程度弱、河口坝砂体保存难度较大，仅在个别井的局部层段出现。

沉积相控制着储层的分布及发育程度，分流河道及水下分流河道砂体厚度高值区是有利储层发育部位。长82(2)期，除洪德以南有小范围的西部物源砂体外，分流河道呈北西-南东向展布，以发育鸟足状分流河道及水下分流河道砂体为主，砂厚高值区分布在西部的史家湾-麻黄山、东南部的堡子湾-黄米庄科、东北部的白儿庄-小涧子一带。长82(1)期河道有所摆动，西部、东南部砂厚高值区与长82(2)相比，分布面积有所缩减，但东北部砂体发育程度明显较长82(2)增强，砂体分布范围扩大至小涧子以南王盘山附近(图3，图4)。

3 成岩作用及成岩相

姬塬地区长82浅水三角洲沉积砂体，在沉积后经历了地层温度、压力及地下流体物化变化，对原始砂岩成分、微观孔隙结构、物性等造成复杂的成岩变化，形成具有不同成岩特征的储层砂体［3］。

3.1 成岩作用

通过铸体薄片、扫描电镜、X-衍射及阴极发光等实验手段，分析确定了该区长82储层成岩作用主要包括机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用以及交代作用4 种类型。成岩作用对储层物性的影响具有双重性，其中破坏性成岩作用为压实作用和胶结作用，建设性成岩作用为溶解作用。交代作用对储层物性影响不大。

3.1.1 压实作用破坏原生孔隙

图2 姬塬地区耿144 井沉积微相柱状图Fig.2 Sedimentary microfacies of Well Geng-144 in Jiyuan region

压实作用主要表现为机械压实作用［4］。镜下观察为岩屑或矿物如泥岩岩屑、云母等的塑性变形(图5a)，石英、长石等刚性颗粒发生破裂等(图5b)。颗粒间的接触关系随压实作用的增强表现为点—线—凹凸—缝合线接触的变化。

压实作用对成岩早期原生孔隙影响较大，随着后期胶结物的沉淀，碎屑颗粒之间粘合力增强，岩石能够抵抗上伏地层对颗粒造成的压应力，从而保存了剩余粒间孔隙［5］。针对砂岩储层，沉积物埋藏深度每增加100 m，孔隙度降低0. 75 %;到深部，压实作用的减孔率降低，约为0. 55 %［5］。经计算该区长82砂岩的压实率为18.6%，属中等压实强度，保留了较多的剩余粒间孔隙，这与该区孔隙类型以粒间孔为主的特征相一致。

3.1.2 胶结作用进一步破坏了孔隙空间

胶结作用是自生矿物在孔道中沉淀堆积的过程，是造成原生孔隙丧失的重要原因［4］。根据铸体薄片分析结果，该区砂岩填隙物平均含量11.91%，其中绿泥石和铁方解石对储层孔渗性能影响最大，含量占填隙物总量的67%，其他胶结物含量低，对储层物性影响不大(表1)。

该区绿泥石赋存状态有早期绿泥石环边型和后期孔隙充填型，且以早期绿泥石环边型为主，后期孔隙充填型仅在个别样品中出现。早期绿泥石环边型镜下表现为绿泥石环边发育部位剩余粒间孔反而保存较好(图5c)，表明早期绿泥石膜的发育对抵抗压实作用具有一定积极作用，这是因为早期绿泥石环边占据原生孔，并将其转化为粘土矿物晶间孔的形式，从空间上抑制了碳酸盐胶结及硅质胶结对孔隙更严重的破坏;后期孔隙充填型绿泥石以淀晶杂基形式存在于孔隙中，当环境中Fe2+和Mg2+等离子充足时，长石粘土化析出SiO2及绿蒙混层均可向绿泥石转化［6］，析出的绿泥石在残余孔隙表面继续生长，使孔隙空间减小，甚至堵塞孔隙(图5d);伊利石也是该区常见的粘土矿物，含量1.27%，扫描电镜下常呈毛发状、搭桥状及卷片状集合体充填在粒间孔隙中，对孔隙孔渗性能影响不大(图5e)。

图3 姬塬地区长82(2)储层沉积相平面展布Fig.3 Sedimentary facies map of the Chang 82(2)reservoir in Jiyuan region

碳酸盐分布普遍，以铁方解石为主，占3.88%，其次为少量方解石，占0.37%。从分布特征来看，其形成时间分为两期。早期方解石多为孔隙式胶结，形成于浅埋成岩环境。Surdam 和Crossey 指出，在有机质低成熟-成熟阶段(80～120 ℃)，泥岩中干酪根在热作用下会脱去含氧官能团(梭基及酚等)，形成有机酸(如草酸、醋酸和酚等)，这些有机酸易与早期方解石发生溶解反应，形成次生孔隙;晚期形成的方解石多为铁方解石，且多交代其它碎屑颗粒和充填次生溶蚀孔隙，形成时间较晚。同时，温度在120～160 ℃之间，有机质处于高成熟阶段，有机质演化产生的CO2浓度进一步提高，此时CO2浓度的提高使碳酸盐被溶解的反应向相反的方向进行［7］，即向碳酸盐沉淀的方向进行:

图4 姬塬地区长82(1)储层沉积相平面展布Fig.4 Sedimentary facies map of the Chang 82(1)reservoir in Jiyuan region

因此晚期铁方解石不易溶解，常形成嵌晶式胶结，堵塞孔隙(图5f)。通过统计铁方解石与孔隙度关系，发现二者具有较好的负相关性(图6)。另外，统计中也发现部分样品铁方解石含量高，孔隙度也高的现象，通过分析，这些样品无一例外发育次生长石溶蚀孔隙，改善了储层孔渗性能，同时也证实了晚期铁方解石耐腐蚀性强，很难溶蚀形成次生孔隙。

表1 姬塬地区长82储层填隙物组分(据铸体薄片)Table 1 Interstitial material component of the Chang 82reservoir in Jiyuan region

硅质胶结物在该区也较为常见，含量1.69%，胶结方式包括次生加大式胶结及孔隙充填式胶结两种(图5g，h)。另外，砂岩中还可见少量自生高岭石、浊沸石及长石质(钠长石)胶结物，对储层物性影响较小，但其组合的出现对判定成岩阶段具有一定指导意义，根据中国石油天然气行业碎屑岩成岩阶段划分标准［8］，为中成岩阶段的产物。

3.1.3 溶蚀作用促使次生孔隙形成

溶蚀作用是一种建设性的成岩作用，它使原本已丧失储集能力的储层重新“焕发活力”，是次生溶蚀孔隙发育的重要因素。该区溶蚀作用很普遍，主要是碎屑长石的溶蚀，其次为岩屑及少量浊沸石的溶解，部分石英及自生胶结物也存在溶蚀现象。被溶解的长石往往具港湾状、锯齿状边缘，强烈溶解的长石可呈残骸状，甚至铸模状(图5i，j)。关于溶蚀现象的成因，施密特等认为，在成熟A 阶段，生油岩中的有机质向烃类转化过程中会释放出大量CO2，使孔隙流体成为酸性，酸性流体又与Al3+形成络合物，增加了Al3+的活度，从而促进了长石等铝硅酸盐发生溶解，形成次生孔隙，改造了储层的孔渗性能［7］。

3.1.4 交代作用对物性影响甚微

交代作用主要表现在碎屑颗粒、自生石英及长石等被绿泥石、硅质、碳酸盐等交代(图5k，l)。交代作用对储层孔渗影响不大，这是由于交代作用只是矿物之间的转化，物质几乎未被迁移带走，交代前后孔隙空间变化不大。

储层物性是各种成岩作用对孔隙空间作用的最终表现，成岩作用一方面使早期大量原生孔隙丧失，降低了储层物性。另一方面，随着有机质的成熟，又在酸性流体的参与下，将已经失去储集性能的储层进行二次改造，恢复或进一步改善了孔隙空间，即成岩作用对储层的影响具有双重性。

通过对成岩现象的观察，认为该区高孔高渗储层成因主要有三个:一是压实作用不是很强，剩余粒间孔得以保存;二是绿泥石环边发育，铁方解石沉淀少，保留了较多孔隙;三是铁方解石胶结含量高，但长石颗粒强烈溶蚀，形成大量次生粒间孔及粒内孔。

3.2 成岩相划分

目前，针对储层成岩作用及成岩相的研究已有很多［9-18］，但就成岩相类型及具体划分方法等关键问题，尚未取得统一认识。本研究针对所掌握资料的特点，通过对目的层400 余块铸体薄片进行统计(铸体薄片分析报告能较全面的反映储层岩石类型、结构，孔隙及胶结物类型、含量)，结合粘土矿物X-衍射分析、扫描电镜及阴极发光等资料展开对成岩相的研究。

通过统计不同含油级别岩心薄片面孔率变化规律发现，含油性好的岩心面孔率集中在2%～5%，含油性差或不含油的岩心面孔率均小于2%，因此在成岩相研究中，将面孔率2%作为该区成岩相划分的标准之一，具体研究方法如下。

1)面孔率≥2%的铸体薄片，由于其保留了较多的孔隙空间，故优先统计其孔隙类型，按孔隙类型初步划分成岩相，再对其胶结物类型、含量进行统计，作为前缀。如绿泥石薄膜剩余粒间孔相，即体现了孔隙空间类型，同时反映出主要胶结物类型、形态。

2)面孔率＜2%的铸体薄片，由于其孔隙空间已被胶结物充填殆尽，残余孔隙无法形成可流动空间，故优先以胶结物含量高低进行命名。如伊利石、绿泥石强胶结相，强调了胶结物胶结强度和胶结物类型、含量多寡。

3)对每口井的薄片数据分小层进行上述统计，若单井纵向上存在多个薄片数据点，则取其主要成岩相类型统计，并参考其粘土矿物X-衍射、阴极发光等数据对统计结果进行校正，最终将成岩相类别点到砂体厚度平面图中，在储层砂体边界范围内进行成岩相的平面预测。

在上述成岩相研究方法的指导下，将长82储层的成岩相划分为5 种:①泥质杂基压实相;②碳酸盐胶结相;③伊利石、绿泥石强胶结相;④绿泥石胶结剩余粒间孔相;⑤长石溶蚀+ 剩余粒间孔相。在此基础上对长82储层平面成岩相分布进行了预测(图7，图8)。

图5 姬塬地区长82 储层岩石显微照片Fig.5 Micrograph of the Chang 82reservoir in Jiyuan region

图6 铁方解石含量与孔隙度变化关系Fig.6 Ferrocalcite content vs.porosity

图7 姬塬地区长82(2)储层成岩相平面展布Fig.7 Diagenetic facies map of the Chang 82(2)reservoir in Jiyuan region

图8 姬塬地区长82(1)储层成岩相平面展布Fig.8 Diagenetic facies map of the Chang 82(1)reservoir in Jiyuan region

4 沉积成岩相与油气分布关系

在具备有效烃源岩和有利构造背景的前提下，油气藏都处于有利相带中，是若干有利“相”交汇作用的产物，因此油气分布具有“相控”的特征［2］。在分流河道及水下分流河道有利砂体内预测了成岩相平面图，对处于不同成岩相带的储层进行薄片、物性、压汞等数据统计，并加入试油结果，分析了沉积成岩相对于储层油气分布的影响。结果表明，该区油气分布受沉积成岩相双重控制，其中沉积相控制了储层的分布及发育程度，成岩相改造了储层物性，控制了高孔高渗带的分布，其中长石溶蚀+剩余粒间孔相及绿泥石胶结剩余粒间孔相是该区最为有利的成岩相带。

研究区长石溶蚀+剩余粒间孔相主要发育在规模较大的分流河道、水下分流河道中央或侧翼部位，砂体粒度相对较粗，长石等易溶组分含量高，泥质杂基含量低，胶结物含量为8.4%，保留了大量粒间孔隙，孔隙度在9%～13%，渗透率在(0.3～2.1)×10-3μm2，排驱压力0.42 MPa;喉道中值半径0.3 μm，分选系数1.6，分选中等。试油效果好，平均日产油17.01 t，日产水9.48 t，日产液26.49 t。

绿泥石胶结剩余粒间孔相主要发育在规模较小或厚度相对较薄的分流河道中央或侧翼部位，泥质杂基含量相对增加，为后期绿泥石等胶结物的形成提供了物质来源，胶结物含量9.02%，孔隙空间有所减少，但仍然保存了相当数量的剩余粒间孔，孔隙度在7%～12%，渗透率在(0.1～1.8)× 10-3μm2，排驱压力0.62 MPa，喉道中值半径0.21 μm;分选系数1.9，分选中等。试油后平均日产油13.55 t，日产水3.87 t，日产液17.42 t，较长石溶蚀+ 剩余粒间孔相试油效果稍差。

伊利石、绿泥石强胶结相主要分布在砂体沉积较薄的河道侧翼及河道边缘，水体浅且流速慢，沉积物粒度相对较细，泥质杂基含量高，压实作用及胶结作用使大量原生粒间孔隙丧失，胶结物含量达13.5%，储集性能差，孔隙度在4%～7%，渗透率在(0.02～0.14)×10-3μm2，排驱压力1.56 MPa，喉道中值半径0.12 μm;分选系数2.4，分选较差。试油后多为干层或水层，平均日产液仅为1.85 t。

碳酸盐胶结相主要分布在碎屑岩分选较好，粘土矿物含量较低的分流河道、水下分流河道砂体顶底部位，整体分布不均，仅在局部出现;泥质杂基压实相突出特点为泥质杂基含量高，平均含量大于12%，发育在分流间洼地、分流间湾及分流河道边缘相带，呈砂泥交互状产出。二者物性均很差，不能作为有效储层，但可以作为砂体上倾方向有效遮挡层，对油气聚集起到一定积极作用。

5 结论

1)姬塬地区长82储层浅水三角洲沉积体系，发育三角洲平原、三角洲前缘两个亚相，前缘亚相分布局限，从长82(2)—长82(1)，湖岸线由东南部向西北部发生小范围迁移。分流河道及水下分流河道砂体厚度高值区是有利储层发育部位。

2)成岩作用对该区储层物性的影响具有双重性，其中破坏性的成岩作用类型主要为压实作用和胶结作用，建设性的成岩作用主要为溶蚀作用。压实作用主要对成岩早期原生孔隙造成破坏，普遍发育的绿泥石膜对抵抗压实作用具有积极意义;早期方解石易与有机酸发生溶解反应，形成次生孔隙，而晚期铁方解石的沉淀成为储层物性降低的主要原因;之后，大量长石溶蚀产生次生孔隙，又为储层重新“开辟”了新的储集空间。

3)该区油气分布具有“相控”的特征，其中沉积相控制了储层的分布及发育程度，成岩相改造了储层物性，最为有利的成岩相带为绿泥石胶结剩余粒间孔相和长石溶蚀+剩余粒间孔相，其物性明显优于其他成岩相储层，是油气储集的主要场所。

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