安塞砖窑湾地区长61储层成岩作用及成岩相特征研究

霍 磊，孙 卫，李长政，陈 斌，陈 强，张 鹏，4

（1.西北大学大陆动力学国家重点实验室；2.西北大学地质学系，陕西西安710069；

3.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710018；4.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075）

安塞砖窑湾地区长61储层成岩作用及成岩相特征研究

霍 磊1，2，孙 卫1，2，李长政3，陈 斌1，2，陈 强1，2，张 鹏1，2，4

（1.西北大学大陆动力学国家重点实验室；2.西北大学地质学系，陕西西安710069；

3.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710018；4.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075）

通过观察大量岩心、铸体薄片、扫描电镜，结合样品测试数据做综合分析。在沉积环境和沉积框架下系统地分析与研究安塞砖窑湾地区长61砂岩储层成岩作用类型、成岩阶段以及成岩相。认为研究区长61储层为一套浅水三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，储层主要岩性为长石砂岩、岩屑长石砂岩，结构和成分成熟度中等。其成岩阶段处于中成岩A期的晚期阶段。可划分为5个成岩相，物性由好到坏依次是绿泥石胶结－溶孔残余粒间孔相、水云母胶结－粒间孔－溶蚀孔相、碳酸盐胶结－弱溶蚀孔相、浊沸石胶结－弱溶蚀孔相、压溶－压实相。不同成岩相的划分对于研究区储层评价以及生产具有一定指导意义。

成岩相；长61储层；砖窑湾；成岩作用

成岩作用是储集层形成和发育的必经过程，可以说是成岩作用最终决定了储集层性能的优劣。而成岩相是一个仍然存在争议且不断完善中的概念，其没有一个统一的分类和命名方案。国内外不同学者对成岩相的划分和研究亦没有统一共识，这主要由于不同地区、不同储层的物质组成、结构构造均有较大差异。无法形成统一的概念和命名方法，然而成岩作用和成岩相的研究在储层评价等方面又具有非常重要的意义，所以针对不同的储层采用对应合理的成岩相划分研究方法是很有必要的，研究对研究区储层评价以及生产也具有一定指导意义［1－5］。

安塞砖窑湾地区位于陕西省安塞县西南部，构造上位于基底构造平缓稳定的陕北斜坡带中部。研究区面积约317 km2，区内上三叠统延长组地层平缓，为一平缓的西倾单斜，无断层发育，局部区域发育由于构造挤压和差异压实作用形成的小型鼻隆构造，幅度不大，一般为近东西向分布，物源方向为北东向［1］［6］。研究区长61储层以三角洲前缘水下分流河道砂体为主要储集空间。主体砂岩为深灰色、褐色灰色细－中粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，该区延长组长61储层埋深1022～1439 m。平均孔隙度10.11％，平均渗透率0.65×10－3μm2，属于低孔、低－超低渗砂岩储层。

1 储层特征

通过对研究区长61小层大量的岩心观察，薄片镜下鉴定统计，研究区长61储层碎屑成分以长石、石英、岩屑为主，长石含量远高于石英和岩屑。长石平均含量为50.14％，石英平均含量为23.20％，岩屑平均含量为9.49％。岩屑以变质岩屑含量最高，平均含量为5.52％～7.46％；火成岩屑次之，平均含量为2.72％～3.61％；沉积岩屑最少，平均含量为0.51％～0.87％。主要岩性为中－细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，结构和成分成熟度中等（图1、2）。研究区长61储层平均厚度为45.80m，属于典型的浅水三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，随着水下分流河道的侧向来回迁移，砂体在垂向上反复的叠置，形成厚层砂岩。而单层砂体厚度却不大，一般在1～5 m，砂体在垂向上叠加期次较明显，垂向和横向上连续性较差，属于近物源、且物源供给充足的高能沉积环境。水下分流河道摆动现象明显，砂体相互多为叠置关系，内部具向上变细的沉积序列，大量发育槽状交错层理、平行层理、沙纹交错层理、板状交错层里、平行层理。造成长61储层具有较强的非均质性。

图1 砖窑湾地区长61储层砂岩分类图

图2 砖窑湾地区长61储层砂岩矿物平均含量

2 储层成岩作用

从岩石薄片及扫描电镜观察，发现砖窑湾地区长61储层的成岩作用主要包括压溶－压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用等。其中压溶－压实作用及绿泥石孔隙胶结、碳酸盐、浊沸石等胶结破坏了储层物性。溶蚀作用、绿泥石薄膜胶结作用及破裂作用改善了储层物性，起到了建设性作用。

2.1 压溶－压实作用

研究区长61储层结构和成分成熟度属于中等，对应着较强的压实作用，对储层的物性影响很大。主要体现在：碎屑颗粒以半定向－定向式排列、以线接触与点－线接触为主，其次为凹凸接触，少量缝合线接触，局部矿物可见沿主应力方向的微破裂缝（图3－a，b），压实过程中，孔喉网络在碎屑颗粒形变和位变的作用下，主要沿平行或近平行于主应力方向分布。云母、泥质岩屑等塑性碎屑颗粒则多发生拉伸扭曲形变或包绕其他碎屑颗粒，局部可见假杂基化现象；砖窑湾地区长61储层的压溶作用主要主要表现为石英次生加大和硅质充填（图3－d，e）。压溶－压实作用导致沉积物的总体积和孔隙空间减小，物性变差。

图3 砖窑湾地区长61储层典型成岩现象

2.2 胶结作用

2.2.1 碳酸盐胶结作用

研究区长61储层碳酸盐胶结物含量一般占胶结物总量的5％～56％，平均24％，最高可达82％。主要为铁方解石胶结，铁白云石、方解石含量很少，其中部分铁方解石胶结物发生了重结晶，以微晶状产出，充填孔隙。部分方解石也发生了溶解，改善了储层的孔隙结构（图3－c）。

2.2.2 绿泥石胶结

绿泥石对储层物性的影响主要体现在对物性的改善和破坏两方面：一方面绿泥石堵塞了喉道，导致碎屑岩渗透率大幅度降低［7］；另一方面是绿泥石膜的保护作用；颗粒表面衬边绿泥石膜可以阻碍了颗粒与流体的化学反应，保护颗粒、增强了颗粒的抗压实能力。而且阻碍了胶结物的沉淀，保留残留粒间孔［8，12］。

自生绿泥石广泛分布于研究区长61储层中，是含量最高胶结物，一般占胶结物总量的20％～90％，平均59％，最高可达95％。主要以包绕颗粒产出，呈等厚衬边薄膜状覆盖在颗粒表面，即绿泥石膜；少量以绒球状或花瓣状充填在孔隙中。研究区长61储层绿泥石膜的形成相对较早，多形成于成岩早期，在压实作用开始后不久碎屑颗粒间以点接触为主时，自生绿泥石便开始沿粒间孔隙内壁垂直生长，它增强了颗粒的抗压能力，对储层孔隙具有一定的保护作用。绒球状和花瓣状的绿泥石含量较少（图3－f），形成相对较晚，往往形成于富铁的弱碱性介质环境。

2.2.3 伊利石胶结

砖窑湾地区长61储层发育的伊利石胶结物的含量仅次于绿泥石胶结的含量，一般占胶结物总量的10％～50％，平均25％，最高可达78％。储层中多呈丝片状、搭桥状赋存在粒间孔中，集中分布时形成网状，对储层喉道减小和渗透率降低起破坏性作用（图3－g，i）。

2.2.4 浊沸石胶结

研究区长61储层有少量浊沸石胶结物，一般占胶结物总量的5％～45％，平均17％，最高可达51％。浊沸石胶结物多储层物性具有双重作用，一方面，浊沸石胶结物堵塞了孔隙，使物性变差，另一方面，后期的浊沸石溶解有能提供一部分溶蚀孔隙，使物性得到一定程度的改善（图3－j）。

2.3 溶蚀作用

研究区长61储层主要有长石、岩屑溶蚀，及少量浊沸石、碳酸盐胶结物溶蚀。长石的溶蚀主要是沿着解理缝，岩屑主要是沿着裂缝和易溶物的方向溶蚀。溶蚀作用产生了较多的次生孔隙，对改善储层物性十分有利。部分溶蚀孔后期被含铁碳酸盐胶结物充填，但仍有较多的溶蚀孔保留了下来，与残余粒间孔共同组成本区石油赋存的主要空间（图3－k，l）。

3 成岩阶段划分及成岩演化序列

依据2003版石油天然气行业碎屑岩成岩阶段划分标准，对研究区储层成岩阶段进行了划分（表1），安塞地区延长组长61储层中岩样干酪根镜质体反射率Ro平均为0.8％～0.9％左右；伊／蒙间层矿物中蒙皂石层含量大部分小于10％，少部分样品测试结果可达50％；自生石英很发育，石英加大可达2～3级；粘土矿物主要为绿泥石、伊利石、高岭石等；借鉴前人对安塞地区长61期埋藏史研究成果，长61油层现今埋深为1200～1500m，地质历史上在中侏罗世达到最大埋深，经历的最大埋深可接近3000m，古地温梯度为2.8～4.0℃／100m［2，4，8］，计算得研究区长61储层对应的最大古地温在84℃～120℃之间；颗粒呈点—线状、线状、凹凸状接触（图3）；孔隙以粒间孔、溶孔为主，可见少量的微裂缝。综合分析研究区成岩阶段主要处于中成岩A期的晚期阶段。

表1 砖窑湾地区长61储层成岩阶段及成岩序列

4 成岩相划分

通过观察大量的铸体薄片和扫描电镜照片研究微观成岩特征，将研究区长61储层的成岩相划分为以下5种，物性由好到坏依次是绿泥石胶结－溶孔残余粒间孔相、水云母胶结－粒间孔－溶蚀孔相、碳酸盐胶结－弱溶蚀孔相、浊沸石胶结－弱溶蚀孔相、压溶－压实相（图4；表2）。

4.1 绿泥石胶结－溶孔残余粒间孔相

该成岩相主要发育在西河口以西、砖窑湾以东区域的水下分流河道中，砂地比多大于0.5。在砂岩中绿泥石以孔隙衬边方式胶结作用为主，少量以绒球状或花瓣状充填在孔隙，原生粒间孔发育。在绿泥石胶结薄弱处发育粒间溶孔和粒内溶孔，局部颗粒少量黏土膜包裹式和开放式的铸模溶孔。该成岩相空间以大－中孔中－细与细微喉道为主。主要发育粒间孔，孔隙组合类型主要为粒间孔、溶孔－粒间孔。平均孔隙度为12.05％，平均渗透率为0.71×10－3μm2。该成岩相整体物性最好，含油饱和度高，是研究区的优势成岩相（图4；表2）。

4.2 水云母胶结－粒间孔－溶蚀孔相

该成岩相主要发育在招安－砖窑湾一线区域、由北向南的水下分流河道中，砂地比主要介于0.3～0.7。在砂岩中伊利石以呈丝片状、搭桥状赋存在粒间孔中，集中分布时形成网状。该成岩相空间以中孔、中－细与细微喉道为主。主要发育长石、岩屑溶蚀孔，孔隙组合类型主要为粒间孔－溶孔、粒间孔。平均孔隙度为10.23％，平均渗透率为0.62× 10－3μm2。该成岩相整体物性良好，含油饱和度较高，是研究区较好的成岩相（图4；表2）。

表2 砖窑湾地区长61砂岩储层不同成岩相参数特征

4.3 碳酸盐胶结相－弱溶蚀孔相

该成岩相主要发育在西河口北侧的分流间湾的边缘砂体，分布面积不大。为左右水下分流河道的交汇处。砂地比主要介于0.3～0.5。主要为铁方解石胶结，铁白云石、方解石含量很少，少量长石、岩屑和方解石也发生溶解，孔隙组合类型主要为溶孔－粒间孔，并发育一些微孔。该成岩相空间以中－细孔、细与细微喉道为主。平均孔隙度为10.02％，平均渗透率为0.58×10－3μm2。该成岩相整体物性中等偏差，含油饱和度较低（图4；表2）。

4.4 浊沸石胶结－弱溶蚀孔相

浊沸石胶结－弱溶蚀孔相发育在研究区北东部分流间湾的边缘，砂地比主要介于0.1～0.5。该成岩相在研究区长61段内很少发育，该成岩相粒间孔损失严重，零星孤立的粒间孔与溶孔连通性极差，主要发育杂基微孔与晶间微孔。平均孔隙度为9.36％，平均渗透率为0.51×10－3μm2。该成岩相整体物性偏差，含油饱和度较低（图4；表2）。

4.5 压实－压溶相

压实－压溶相发育在研究区东部和西部的分流间湾的边缘。发育范围不大，砂地比主要介于0.1～0.3。强烈的压实、压溶作用使得储层物性变的很差，大孔隙不发育，仅发育一些微孔。该成岩相空间以微孔、细与细微喉道为主。平均孔隙度为7.67％，平均渗透率为0.27×10－3μm2。该成岩相在研究区的物性最差，含油饱和度最低（图4；表2）。

图4 砖窑湾地区长61储层成岩相图

5 结论

（1）安塞砖窑湾地区长61储层属于典型的浅水三角洲前缘亚相沉积，岩性以中－细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，结构和成分成熟度中等。成岩阶段处于中成岩A期的晚期阶段。

（2）研究区可分为5个成岩相：物性由好到坏依次是绿泥石胶结－溶孔残余粒间孔相、水云母石胶结－粒间孔－溶蚀孔相、碳酸盐胶结－弱溶蚀孔相、浊沸石胶结－弱溶蚀孔相和压溶－压实相。

（3）储层现今的面貌实在多种地质作用下共同影响下形成的，虽然同一地区同一时期沉积的物质成分、结构大致相同，但在成岩改造过程中，储层面貌却发生了巨大改变。由于储层砂体顺着水下分流河道方向，孔喉连通程度高，成岩过程中流体更易沿这个方向移动，发生成岩改造，因此造成安塞砖窑湾地区长61储层的成岩相明显呈顺沿水下分流河道方向方向展布。

［1］邓秀芹.鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗透大型岩性油藏成藏机理研究［D］.西安：西北大学，2011.

［2］史成恩，罗晓容，万晓龙，等.甘肃陇东地区上三叠统延长组长6、长8沉积特征及低渗响应［J］.地质力学学报，2006，12（4），454－461.

［3］任大忠，孙卫，魏虎，等.华庆油田长81砂岩储层成岩相特征［J］.地质科技情报，2014，33（2）：72－79.

［4］李文厚，庞军刚，曹红霞，等.鄂尔多斯盆地晚三叠世延长期沉积体系及岩相古地理演化［J］.西北大学学报：自然科学版，2009，39（3）：501－506.

［5］邹才能，陶士振，周慧，等.成岩相的形成、分类与定量评价方法［J］.石油勘探与开发，2008，35（5）：526－546.

［6］陈全红，李文厚，高永祥，等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组深湖沉积与油气聚集意义［J］.中国科学D辑，2007，37（增刊）：40－48.

［7］钟广法，林社卿，侯方浩.泌阳凹陷核三下亚段砂岩成岩作用及储集性［J］.矿物岩石，1996，12（6）：41－46

［8］柳益群，李文厚.陕甘宁盆地东部上三叠统含油长石砂岩的成岩特点及孔隙演化［J］.沉积学报，1996，14（3）：87－94.

［9］罗静兰，刘小洪，林潼，等.成岩作用与油气侵位对鄂尔多斯盆地延长组砂岩储集层物性的影响［J］.地质学报，2006，80（5）：664－673.

［10］宋凯，吕剑文，杜金良，等.鄂尔多斯盆地中部上三叠统延长组物源方向分析与三角洲沉积体系［J］.古地理学报：2002，4（3）：59－66.

［11］闫建萍，刘池洋，张卫刚，等.鄂尔多斯盆地南部上古生界低孔低渗砂岩储层成岩作用特征研究［J］.地质学报，2010，84（2）：272－279.

［12］朱平，黄思静，李德敏，等.粘土矿物绿泥石对碎屑储集岩孔隙的保护［J］.成都理工大学学报（自然科学版），2004，31（2）：153－156.

［13］史基安，王金鹏，毛明陆，等.鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6－8段储层砂岩成岩作用研究［J］.沉积学报，2003，21（3）：373－380.

［14］张创，孙卫，高辉，等，鄂尔多斯盆地华池长8储层成岩相与孔隙度演化［J］.地球科学－中国地质大学学报，2014，39（4）：411－420.

［15］李长政，孙卫，任大忠，等.华庆地区长81储层微观孔隙结构特征研究［J］.岩性油气藏，2012，24（4）：19－23.

［责任编辑 李晓霞］

Study on Characteristics of the Chang 61Reservoir Diagenesis and Diagenetic Facies in Zhuanyaowan－Ansai Area

HUO LEI1，2，SUNWEI1，2，LIChang-zheng3CHEN BIN1，2，CHEN QIANG1，2，ZHANG PENG1，2，4
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics Xian 710069，China；2.Department of Geology，Northwest University，Xian 710069，China；3.No.8 Oil Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xian 710018，China；4.Research Institute Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）Limited Company，Xian 710075，China）

In the comprehensive large numbers of cores，casting lamellas，scanning electronmicroscopes（SEM）and sample test data.On the basis of the sedimentary environment and the sedimentary framework，we are systematically analyzed the diagenesis，diagenesis process and diagenetic phases of the Chang 61reservoir in Zhuanyaowan－Ansai area.We think the 61reservoir is a setof shallow water delta front subfacies deposition，themain development of the underwater distributary channel，distributary baymicrofacies，Themain lithology is feldspar sandstone and lithic feldspar sandstone，and it havemedium maturity of structure and composition.Its sandstonemainly in late stage ofmiddle diagenetic A stage.It can be divided into five diagenetic facies，its properties from good to bad is：Chlorite cementation solution pores－residual intergranular pore facies.Illite cementation intergranular pore－dissolution pore facies.carbonate cementation－week dissolution pore facies.laumonite cementation－weak dissolution pore facies，pressolution and compaction facies.It has certain guiding significance for evaluation of reservoir and production.

diagenesis；Chang 61reservoir；Zhuanyaowan area；diagenetic facies

P618.13

A

1004－602X（2014）04－0045－06

10.3969／J.ISSN.1004－602X.2014.04.045

2014-10-09

国家科技重大专项大型油气田及煤层气开发（2011ZX05044）

霍 磊（1988—），男，陕西绥德人，西北大学在读硕士研究生。