陇东地区长9油层组砂岩储层成岩作用精细研究

郑荣才，王海红，侯长冰，王昌勇，吴艳艳

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610059；2.中国石油天然气集团公司长庆油田超低渗透油藏第四项目部，甘肃庆阳745100）

陇东地区长9油层组砂岩储层成岩作用精细研究

郑荣才1，王海红2，侯长冰2，王昌勇1，吴艳艳1

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610059；2.中国石油天然气集团公司长庆油田超低渗透油藏第四项目部，甘肃庆阳745100）

长9油层组是鄂尔多斯盆地陇东地区最具石油勘探潜力的地层单元之一，而有关该地层单元的储层特征研究非常薄弱，成为制约该区长9油层组高效勘探开发的难点。在薄片鉴定、扫描电镜、镜质体反射率和物性分析的基础上，对陇东地区长9油层组砂岩储层特征进行了深入研究。结果表明：有利储层发育的岩性主要为水下分流河道微相的中—细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩，是储层发育的物质基础；机械压实和方解石、石英及伊/蒙混层、伊利石、高岭石和浊沸石等次生矿物的胶结作用对孔喉具有不同程度的封堵，是储层孔隙缩减、渗透率降低的主要原因；早期次生绿泥石环边和伊/蒙混层环边胶结物虽然占据了部分孔隙和降低了储层的孔隙度与渗透率，但同时也增强了砂岩的抗压实能力和抑制了次生石英沉淀，是部分原生粒间孔隙得以保存和有利储层发育的重要条件；深部有机酸热液对不稳定组分的溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育，对改善储层的孔渗性贡献最大，是形成优质储层的关键。

砂岩储层；成岩作用；长9油层组；上三叠统延长组；陇东地区；鄂尔多斯盆地

0 引言

陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，区域构造上属于伊陕斜坡西南部，并跨越天环坳陷东南边缘［1］。自2008年以来随着勘探的深入，钻穿陇东地区长9油层组的钻井逐渐增多并取得重要突破，如2009年完钻的H62井经压裂试油获得日产32.19 t的高产油流，展示了该区长9油层组巨大的石油勘探开发潜力。陇东地区长9油层组为一套浅水湖泊三角洲沉积体系的陆相中—细碎屑岩含煤沉积建造［2］，其沉积作用和相带展布受北东、北西及南西向多物源的控制［2-3］，以南西向为主物源，发育有大面积呈南西—北东向展布且具有较大厚度和宽度规模的储集砂体（图1）。砂体储集物性中等偏好，明显受沉积环境和成岩作用的复合控制，目前长9油层组已成为陇东地区重要的评价和接替层系。由于陇东地区长9油层组尚处于勘探初期，有关其成岩作用特征、演化规律及其与储层发育的关系缺乏深入的研究，因此，在已有沉积-层序和烃源岩特征研究的基础上［2-4］，对该区长9油层组成岩作用及其与储层发育的关系展开了精细研究，对指导长9油藏高效勘探开发具有重要意义。

图1 陇东地区长9油层组沉积相略图Fig.1 The sedimentary faciesof Chang 9 oil reservoir set in Longdong area

图2 陇东地区长9油层组砂岩分类图Fig.2 Plotof sandstone com ponentofChang 9 reservoir set in Longdong area

1 储层岩石学特征

1.1 储层岩石类型

根据154个砂岩样品的碎屑成分含量统计，按照成分-成因分类标准［5］，陇东地区长9油层组储层岩性主要为中—细粒岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩，少量为长石岩屑砂岩（图2）。砂岩的石英质量分数普遍很低，平均仅为35.08%，主要由单晶石英组成，少量为归入Q单元的变质石英岩屑和燧石岩屑的多晶石英；长石质量分数高且变化大，平均为42.94%，主要为钾长石，部分为斜长石；岩屑质量分数也较高，平均为21.98%，主要为千枚岩、板岩、片岩及片麻岩等变质岩屑，其次为以中基性喷出岩为代表的岩浆岩屑和归入R单元的黑云母碎屑，还含有较多以泥质岩为主的沉积岩屑、火成脉岩类的隐晶岩屑及少量的花岗岩屑。重矿物以锆石和石榴子石为主，榍石和绿帘石次之，总体上具有成分成熟度低和不稳定颗粒组分含量较高的特点。在结构特征上，杂基质量分数普遍很低，为1%～3%，以伊利石为主。研究区砂岩粒度以中粒为主，细粒次之，分选中等偏好，次棱角—次圆状，结构成熟度中等偏好。胶结方式有2种类型：其一为发育以绿泥石为主、次为伊/蒙混层黏土的环边胶结，均为颗粒支撑的孔隙式胶结，少量为接触式胶结；其二为不发育环边的胶结方式，颗粒的接触方式多为紧密的线型，部分为凹凸型接触式胶结，胶结物主要为次生加大的石英和不均匀分布的方解石。

1.2 储层成岩作用特征

1.2.1 机械压实作用

机械压实作用主要发生在成岩早期，是造成砂岩孔隙度损失最主要的因素［6］。随着埋藏深度的增大，机械压实作用使颗粒接触渐趋紧密，由点接触逐渐转变为点—线接触和线接触，局部出现凹凸接触（图版Ⅰ-1）。部分火山岩岩屑和云母碎屑等塑性组分受压发生弯曲变形，碎屑颗粒长轴沿近水平方向定向排列（图版Ⅰ-2）。塑性岩屑在埋藏期间经历的塑性变形导致孔隙空间大幅缩减，造成的孔隙度损失比同深度的刚性颗粒被压实损失的孔隙度要大得多和快得多［7］，而且由塑性颗粒被压后的塑性变形在刚性颗粒间形成假杂基，往往封堵喉道使孔隙不连通（图版Ⅰ-2），储层的渗透性因此而变得很差［6］。陇东地区长9油层组砂岩具中等压实强度，包括云母和泥岩在内的塑性岩屑含量中等偏高，由压实作用造成的砂岩孔隙度缩减20%～30%，因此，机械压实作用被认为是陇东地区长9油层组砂岩储层物性降低和孔隙结构变差的主要因素之一。

1.2.2 胶结作用

根据薄片鉴定和扫描电镜分析，陇东地区长9油层组砂岩的主要胶结物类型为次生的绿泥石、石英、浊沸石、方解石和铁方解石，其次为白云石、长石和伊/蒙混层黏土矿物等。

（1）绿泥石等厚环边胶结作用：呈薄膜状附着在颗粒表面的次生绿泥石等厚环边胶结结构（图版Ⅰ-3）在陇东地区长9油层组砂岩储层中很普遍。发育次生绿泥石环边胶结的砂岩以点—线接触为主，绿泥石呈显微叶片状（图版Ⅰ-4）或米粒状（图版Ⅰ-5）垂直于颗粒表面并密集生长，但在颗粒接触处不发育次生绿泥石（图版Ⅰ-3），表明绿泥石环边形成时已发生一定程度的机械压实作用。部分不稳定颗粒组分如长石和岩屑被部分或完全溶蚀后只剩下绿泥石环边胶结物，溶孔内也未见继续生长的绿泥石（图版Ⅰ-3、图版Ⅰ-6），又可说明绿泥石环边胶结应发生在溶蚀作用发生之前的早成岩阶段A期晚时，与其形成环境60～70℃的温度条件相符［8］。值得注意的是，石英次生加大在绿泥石环边发育的位置一般不发育（图版Ⅰ-3），而在绿泥石环边缺乏处则很发育（图版Ⅰ-7、图版Ⅰ-8），仅部分较晚期的次生绿泥石生长于石英次生加大边或充填孔隙的石英晶体之上，并有对石英进行溶蚀的现象（图版Ⅰ-9、图版Ⅰ-10），这些现象目前有多种成因机制解释［9-12］。由于绿泥石是富镁、铁的黏土矿物，形成过程中除了必要的同沉积期富铁、镁的物质条件外，还需要相对高孔渗性和开放的砂体环境［12］，因此，其成因与物源和沉积微相关系非常密切。陇东地区长9油层组砂岩中的绿泥石环边胶结多发育在三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体中［2］，且具备3个条件：①快速沉积的三角洲前缘砂体奠定了次生绿泥石环边胶结的高孔渗性和开放性环境；②砂体中火成岩岩屑和长石、黑云母的蚀变可提供丰富的铁、镁物质（图版Ⅰ-10）；③根据古盐度分析，陇东地区长9沉积期属于盐度为2.7‰～7.7‰的微咸水—半咸水环境（已另撰文讨论），具备形成早成岩阶段碱性和还原性成岩流体的物质和环境条件，因而非常有利于早成岩阶段的绿泥石沉淀和形成环边胶结结构［11］。众多勘探实践业已证实次生绿泥石环边胶结结构不仅明显提高了岩石固结强度和抗压实能力，大大减缓了原生孔隙度的损失［7-12］，而且对次生石英的沉淀和胶结作用也具有非常强的抑制作用，因此，早成岩阶段绿泥石环边胶结非常有利于优质孔隙型砂岩储层的形成。

（2）浊沸石胶结作用：浊沸石是陇东地区长9油层组独具特色的胶结物，其质量分数为0.5%～8.0%，平均为1.84%，分布不均匀但范围广。在显微镜下，浊沸石以明显的{110}晶面解理和具波状消光特征易与长石颗粒相区分，主要充填于粒度较粗、分选较好和杂基含量低的中—细粒砂岩的粒间孔隙中（图版Ⅰ-11、图版Ⅰ-12），具有4种产状：①以连晶状充填多个粒间孔隙（图版Ⅰ-11）；②交代长石颗粒（图版Ⅰ-12）；③偶见充填粒间孔隙的浊沸石又被方解石交代的现象；④由于酸性水极易沿浊沸石的{110}解理缝进行溶蚀而形成非常丰富的晶内次生孔隙（图版Ⅰ-11、图版Ⅰ-12）。

关于鄂尔多斯盆地延长组浊沸石胶结物的成因，历来有在埋藏成岩过程中由方解石与高岭石反应而成［13-14］和火山物质水化及斜长石蚀变过程的衍生物［10，15-17］等多种观点。浊沸石和斜长石都属于架状硅酸盐，成分和结构相似，浊沸石可在斜长石发生钠长石化的过程中形成，因此，浊沸石成因常被认为与砂岩富含斜长石碎屑或岩石化学成分相当于斜长石的中酸性火山碎屑物质密切相关。长9油层组砂岩通常具备含有较丰富的斜长石和火山物质、钠长石化较普遍和基本不含基性的钙长石等特征，因而在碱性富钠的孔隙水条件下，斜长石和火山物质含量较高，有利于浊沸石形成［15-18］。陇东地区长9油层组砂岩早成岩阶段B期至中成岩阶段A期，当有机质成熟并释放出有机酸进入到长9油层组储层中时，在砂岩中的斜长石和火山物质发生蚀变与溶解的过程中，因长石中的钙离子比钠离子易溶，火山物质和斜长石中的钙离子析出而钠离子进入晶格而发生钠长石化，同时也造成了浊沸石沉淀［10］，其转化过程的化学式为

陇东地区长9油层组砂岩储层中的浊沸石以常与次生绿泥石环边胶结相伴生为显著特点，且主要分布在原生孔隙发育的水下分流河道连续叠置的砂体中。绿泥石环边和浊沸石的形成都需要开放的碱性环境和较丰富的斜长石和火山物质，但形成浊沸石的碱性条件较次生绿泥石更高和更加苛刻［12］，因此，发育绿泥石环边胶结时不一定发育浊沸石，但浊沸石发育处一般都可见到绿泥石。鉴于绿泥石环边胶结发生在有机质成熟之前，随着埋藏深度的加大及斜长石和火山物质的蚀变与水解作用加强，孔隙流体pH值不断升高，当流体中CO2分压较低时沉淀浊沸石。而伴随有机质成熟之后，随着有机酸产生和CO2分压增大，pH值下降，浊沸石比碳酸盐更不稳定，更易发生次生溶蚀而形成丰富的浊沸石次生溶孔，因此，砂体中常见绿泥石环边胶结的剩余原生粒间孔与浊沸石溶解形成的次生溶孔组合。

（3）普通方解石胶结作用：方解石胶结物是陇东地区长9油层组砂岩中常见的但分布很不均匀的胶结物之一，其质量分数为0～12%，平均为0.74%。在发育有方解石胶结物的部位，方解石晶体较粗大，以充填多个孔隙的连晶胶结为主，镶嵌于胶结物中的碎屑颗粒多表现为点接触形式（图版Ⅰ-13、图版Ⅰ-14），表明方解石胶结物的沉淀发生在强烈压实之前，多为早成岩阶段大气水渗流带沉淀的胶结物，对原生孔喉具有强烈的堵塞作用，但由于其分布不均匀，对储层孔渗性的破坏具有较大的局限性，一般出现在原始孔渗性很好的河道砂体底部，形成俗称“钙尖”的局部致密钙质胶结带。

（4）铁方解石胶结作用：铁方解石胶结物是陇东地区长9油层组砂岩中常见的且分布均匀的较晚期碳酸盐胶结物，其质量分数为0～18%，平均为1.8%，明显高于早成岩阶段普通方解石胶结物。铁方解石以充填孔隙和交代长石或不稳定岩屑组分形式产出，局部可见铁方解石交代浊沸石胶结物的现象（图版Ⅰ-15），因此，其形成时间为比方解石和浊沸石胶结作用相对更晚一些的中成岩阶段A期。其成因与深部排放的热液体溶蚀作用有关，一般分布于分流河道砂体的顶部，可形成局部致密胶结带和具有成岩圈闭性质的封堵层。

（5）次生硅质胶结作用：陇东地区长9油层组砂体中的次生硅质胶结作用发育广泛，其质量分数为0～10%，平均为1.52%，有2种产出类型：①围绕石英碎屑边缘生长的次生加大边，致使石英颗粒彼此镶嵌在一起而致密化（图版Ⅰ-16），此类型仅出现在不发育绿泥石环边胶结的石英碎屑表面，在阴极射线下次生石英加大边具有较亮的白色阴极发光性，与具较暗蓝紫色和棕色阴极发光性的碎屑颗粒很容易区别（图版Ⅰ-17）；②以分散的自形微晶形式充填于粒间孔隙中（图版Ⅰ-18、图版Ⅰ-19）。以这2种形式存在的次生石英胶结作用对孔喉都具有中等偏强的堵塞作用，因此，对储层的孔渗性具有较强的破坏性。

（6）次生伊利石胶结作用：次生伊利石胶结作用在陇东地区长9油层组砂体中也较常见，其质量分数为0～12%，平均为1.07%。扫描电镜观察结果表明，次生伊利石多以纤维状和片状集合体的桥接形式存在（图版Ⅰ-20～Ⅰ-22），并可见次生伊利石在交代长石碎屑的同时伴随有次生石英沉淀的现象（图版Ⅰ-21、图版Ⅰ-22），这是因为成岩过程中成岩流体运移缓慢，由长石蚀变形成的伊利石不能被流体带走而在原地沉淀和充填孔隙空间，堵塞孔喉而使储层物性变差。需要指出的是，呈集合体桥接形式存在的纤维状伊利石在流体运移时易被破碎，形成可移动的小碎片堵塞喉道，可大幅降低储层的渗流能力，其含量与渗透率呈明显的负相关性。因此，砂岩储层中次生伊利石的存在不仅降低了储层的孔渗性，同时也是造成砂岩储层具有速敏性的主要原因。

（7）伊/蒙混层黏土胶结作用：陇东地区长9油层组砂岩储层中还常见到发育于早—中成岩阶段的伊/蒙混层黏土环边胶结作用，其特点为伊/蒙混层黏土呈絮片状和菜花状围绕碎屑颗粒生长（图版Ⅰ-23～Ⅰ-25）。具有伊/蒙混层环边包膜胶结的砂岩保存有较好的剩余原生粒间孔隙，面孔率可达5%以上，属于有利于储层发育的建设性成岩作用。

（8）高岭石胶结作用：陇东地区长9油层组高岭石胶结物（图版Ⅰ-26）含量少且分布不均匀，但具有特殊的成因意义。次生高岭石的晶形较好，呈假六方板状、柱状、书页状和蠕虫状分布于具有次生绿泥石环边胶结或次生石英加大边胶结的，且方解石或浊沸石胶结物都被强烈溶蚀的次生孔隙中，部分高岭石集合体具长石假象，六方板状的晶体边缘也常见被溶蚀的现象，因此，次生高岭石被认为是中成岩阶段A—B期有机酸热液溶蚀长石和浊沸石胶结物的产物［10］，具有表征中成岩阶段存在有机酸热液溶解和蚀变作用的特殊成因意义。

（9）其他胶结物：陇东地区长9油层组还常见到少量的次生钠长石、钾长石、白云石及铁白云石胶结物，其中，次生钠长石呈柱状或镶嵌状充填粒间溶蚀孔隙（图版Ⅰ-27），由于钠长石化作用提高了孔隙水中钙离子的活度，可促使粒间孔隙次生碳酸盐类矿物的生成，因此，钠长石化往往与铁方解石胶结作用相伴生；偶尔可见次生钾长石多呈加大边形式出现（图版Ⅰ-28）；白云石和铁白云石胶结物偶尔可见，一般以白云石为主，其产状主要呈晶粒状集合体，局部或完全充填次生粒间溶孔。这几类次生矿物因含量普遍很低，胶结作用弱，对砂岩储层的孔渗性影响不大，储层评价时可忽略不计。

图3 陇东地区长9油层组成岩演化序列与储层发育关系模式Fig.3 Diagenetic sequence and reservoir development pattern of Chang 9 oil reservoir set in Longdong area

1.2.3 溶蚀作用

陇东地区长9油层组的溶解作用可从早成岩阶段A期延续至中成岩阶段B期，以长石和火山碎屑等不稳定组分为主要溶解对象。其中：早成岩阶段A期的溶蚀作用发生在开放的偏碱性低温孔隙水流体系统中，溶蚀作用相对较弱，主要是使少量不稳定碎屑颗粒如长石和火山物质发生溶解和形成少量次生孔隙，相伴随的是次生绿泥石或伊/蒙混层环边及碳酸盐充填等形式的早期胶结作用；中成岩阶段溶蚀作用发生在深部排放的有机酸热液流体系统中，相对较强烈，溶蚀流体的成因与晚侏罗世—早、中白垩世延长组埋藏深度加大并达到生油门限深度，且有机质热演化进入脱羧基阶段和排出大量羧酸和CO2并进入孔隙流体中，形成对铝硅酸盐和碳酸盐具有强烈溶蚀能力的有机酸热液有关。当有机酸热液通过疏导系统进入砂岩孔隙中，促使其中的不稳定组分如长石碎屑、岩屑及浊沸石和碳酸盐胶结物发生溶解和迁移，可形成大量粒间溶孔、粒内溶孔，铸模孔和溶缝，有效地改善了储层的孔渗性。因此，中成岩阶段A期的有机酸热液溶蚀作用对砂岩次生孔隙的形成和储层发育具有非常重要的意义。

1.3 成岩阶段划分

陇东地区长9油层组成岩阶段的划分主要考虑有机质热成熟度指标、混层黏土矿物的混层比、古地温、次生矿物组合及其形成顺序等有关方面的证据：①泥岩中的干酪根镜质体反射率Ro值为0.844～1.404，平均为1.06，对应的成岩温度为85～120℃，与王传远等［19］测定的流体包裹体均一温度（100～120℃）相一致。②根据X射线衍射分析结果，伊/蒙混层黏土的混层比约为30%，可确定其演化处于中成岩阶段A期晚时至B期，与区域上长9烃源岩有机质热演化恰好进入成熟—高成熟阶段［4］相一致。③王传远等［19］对流体包裹体特征进行了研究，并得出“油气第二次大规模充注成藏期次发生在早、中白垩世”的认识。按照该时期长9油层组上覆地层厚度为3500～4000m［1］、地温梯度为2.2～2.8℃/hm［19-20］和地表年平均温度为15℃推算的陇东地区长9油层组成岩温度为102～115℃，恰好处于中成岩阶段B期。④根据成岩作用类型和各类次生矿物形成次序，可将陇东地区长9油层组成岩演化史划分为2个阶段、4个亚阶段和2个成岩系统［21］（图3），其中早期成岩作用发生在碱性地层水成岩系统中，成岩序列依次为机械压实→次生绿泥石、伊/蒙混层环边和方解石胶结（包括同期伊利石和石英次生加大胶结）→长石和火山物质溶蚀和浊沸石胶结等；中期成岩作用发生在深部有机酸热液成岩系统中，成岩序列依次为溶蚀作用→铁方解石（或白云石、铁白云石）交代碎屑和充填胶结→高岭石化（包括同期次生长石和石英）→构造破裂等。由于各成岩作用的发生和次生矿物的沉淀都需要特定的时间段来完成，在同一时间段内可能会发生多种成岩作用，它们在时间和空间上的组合具备一定的错时性和叠加关系，对储层发育既有破坏性，也有建设性，因此，储层的发育和演化过程是一个破坏性和建设性成岩作用交替进行的错综复杂过程。图3即为描述这一过程与孔隙演化关系的模式。

2 成岩作用与储层发育关系

2.1 储层物性特征

根据数百件样品物性资料分析，陇东地区长9油层组储层孔隙度为3.7%～19.3%，平均为10.29%，主峰位于8%～12%；渗透率为0.05～55.05mD，平均为2.952mD，主峰位于0.1～10.0mD。因此，仅就储层的孔隙度和渗透率而言，按照碎屑岩天然气藏储层国家分类标准［22］，属于典型的中—低孔、低渗储层。储层孔隙度与渗透率相关性中等偏好，相关系数为0.703 6（图4），表明砂岩储集能力主要依赖砂岩的基质孔隙度与喉道，然而部分同一孔隙度百分含量水平样品的渗透率差别可达2～3个数量级，说明局部发育的裂缝对改善渗透性具有很大贡献。

图4 陇东地区长9油层组孔隙度和渗透率相关性Fig.4 The relation between porosity and pemerbility of Chang 9 oil reservoir set in Longdong area

2.2 成岩作用对储层发育的控制

2.2.1 胶结作用对储层发育的控制

胶结作用是影响岩石储集性能的重要因素。陇东地区长9油层组胶结作用主要包括次生黏土矿物、浊沸石、碳酸盐及硅质等胶结作用，不同类型的胶结物对储层发育具有不同的影响，包括建设性和破坏性2个方面的作用。

（1）次生黏土矿物胶结作用：主要为早成岩阶段次生绿泥石和伊/蒙混层环边胶结作用，以孔隙环边或孔隙充填物方式存在于原生粒间孔中，使原生粒间孔隙和喉道减小，降低了储层的原始孔渗性。然而，形成于早成岩阶段的次生绿泥石和少量的伊/蒙混层环边胶结有效地加强了砂岩颗粒的支撑性而具有抗压实能力，对部分原生粒间孔隙的保存具有重要贡献。在发育有次生绿泥石或次生伊/蒙混层环边胶结作用的砂岩中，当环边胶结物薄膜厚度＞5μm时，可有效地抑制碎屑颗粒成核生长，特别是抑制石英的压溶和次生加大，对剩余原生孔隙的保存和后期进一步的溶蚀作用所提供的渗流通道均具有积极意义。

（2）浊沸石胶结作用：大多数充填于次生绿泥石环边胶结后保存的剩余原生粒间孔中，使孔隙和喉道进一步缩小，导致储层物性变差。同时浊沸石对流体的酸度很敏感，当pH值降低时，其比方解石更容易溶解，因此，在中成岩阶段更易被有机酸热液溶蚀而产生丰富的溶孔，对提高储层物性贡献很大。

（3）碳酸盐胶结作用：类型较多，以早成岩阶段的方解石和中成岩阶段的铁方解石为主，常呈晶粒状或连晶状充填粒间孔隙并进行胶结。从碳酸盐胶结物含量与孔隙度关系图［图5（a）］可看出，随着碳酸盐胶结物含量的增加，孔隙度急剧减小，二者呈负相关性。显然，碳酸盐胶结物含量是造成陇东地区长9油层组砂岩储层孔渗性变差和形成致密砂岩的主要因素之一，而少量（铁）白云石胶结作用对储层影响并不大。

（4）硅质胶结作用：主要表现为碎屑石英的次生加大，部分以充填孔隙的细小自形微晶出现。这2种产出方式的次生石英都具有堵塞孔、喉的作用而使孔隙度有所下降［图5（b）］，但由于次生石英数量有限，陇东地区长9油层组砂岩的硅质胶结作用并不强烈，因此，不是造成储层物性变差的主要因素。

2.2.2 溶蚀作用对储层发育的控制

根据已有资料的综合分析，可确定陇东地区长9油层组砂岩储层早成岩阶段的溶蚀作用很弱，对储层发育影响不大，可忽略不计，而中成岩阶段溶蚀作用中等偏强，以长石、火山岩岩屑和浊沸石胶结物为主要对象的溶蚀作用非常强烈，产物主要为各类次生溶孔和充填次生溶孔的热液高岭石。根据成岩序列和镜质体反射率资料，可确定溶蚀作用主要发生在85～120℃的中成岩阶段A—B期，该阶段恰好处于有机质热演化进入有强烈脱羧基作用和大量衍生有机酸热液的低成熟—成熟阶段，相继进行的是大规模油气充注的成藏期［19］。因此，中成岩阶段A—B期有机酸热液溶蚀形成的各类次生孔隙几乎都为有效储集空间，对提高储层的孔渗性贡献最大，是发育优质储层的关键。

图5 陇东地区长9油层组碳酸盐胶结物含量（a）和硅质胶结物含量（b）与孔隙度关系图Fig.5 The relationsofporosityw ith carbonate cements（a）and quartz cements（b）of Chang9 oil reservoir set in Longdong area

3 结论

（1）陇东地区长9油层组储层岩石类型主要为中—细粒岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩，少量长石岩屑砂岩，孔隙度平均为10.29%，渗透率平均为2.952mD，属于典型的中—低孔、低渗储层。

（2）陇东地区长9油层组成岩作用类型丰富，以机械压实作用、次生矿物胶结作用（包括以次生绿泥石为主的各类黏土矿物、碳酸盐矿物、次生石英、浊沸石及长石等）和溶蚀作用对储层发育的影响最为明显。

（3）成岩作用与储层发育的关系为：机械压实和各类次生矿物的充填胶结作用是储层物性变差的主要原因；早期次生绿泥石（或伊/蒙混层）环边胶结作用增强的抗压实能力及其对碎屑石英次生加大的抑制作用，是部分原生粒间孔隙得以较好保存的重要原因，也是形成陇东地区长9油层组孔隙型储层的物质基础；浊沸石虽然也是堵塞孔隙重要的胶结物类型之一，但其在低pH值的环境中易被溶解的特性非常有利于次生孔隙的发育；中成岩阶段A—B期有机酸热液溶蚀形成的各类次生孔隙大多都为有效储集空间，对改善储层物性的贡献最大，是形成优质储层的关键。

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图版Ⅰ

（本文编辑：王会玲）

Diagenesisof sandstone reservoir of Chang 9 oil reservoir set in Longdong area,Ordos Basin

ZHENG Rongcai1，WANG Haihong2，HOU Changbing2，WANG Changyong1，WU Yanyan1
（1.State Key Laboratory ofOiland Gas ReservoirGeology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.The Fourth Section ofUltra-low PermeabilityReservoirs，PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang745100，Gansu，China）

Chang 9 oil reservoir set is one of the potential hydrocarbon exploration targets in Longdong area,Ordos Basin,while its reservoir featuresarenotclearand becamea constrainton theefficientexploration and developmentof Chang 9 oil reservoir set.Based on the data of thin section,SEM,vitrinite reflectance and physical properties,this paper studied the reservoir featuresof Chang9 oil reservoirset.The resultsshow that the favorable rock typescomprise medium to fine-grained lithic arkosesand feldspathic sandstonesofunderwater distributary channelmicrofacies,and they are the foundation for the reservoir development.Mechanical compaction and cementation of calcites,quartz, illite/smectite,illite,kaoliniteand laumontiteoccluded the poresin differentdegrees,and they are themain causes for the reduced porosity and permeability.Early authigenic chlorite rim and illite/smectite rim cements enhanced the capacity of compaction resistance,inhibited quartz cementation,and saved large numbers of primary intergranular pores.Hydrothermaldissolution bydeep organicacid hasgreatestcontributions to improve the porosityand permeability ofthe reservoirsby producingsecondary pores,and it iscrucial for thedevelopmentof thehigh quality reservoirs.

sandstone reservoir；diagenesis；Chang9 oil reservoir set；Upper Triassic Yanchang Formation；Longdong area；OrdosBasin

TE122.3 < class="emphasis_bold">文献标志码：A

A

1673-8926（2014）01-0001-09

2013-09-15；

2013-10-10

国家“十二五”重大科技专项“鄂尔多斯盆地重点探区碎屑岩沉积体系、储层特征与主控因素”（编号：2011ZX05002-001-001）资助

郑荣才（1950-），男，教授，博士生导师，主要从事沉积学和石油地质学方面的研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。E-mail：zhengrc@cdut.edu.cn。