姬塬地区上三叠统长6油层组储层成岩相研究

孟立娜，崔 强，张志勇，张晓丹，吕志欣

（1.大港油田第一采油厂，天津 300280；2.大港油田第五采油厂，天津 300280）

鄂尔多斯盆地三叠系延长组是重要的含油气的地层，油藏主要为岩性油藏类型[1-2]，储层砂体性质主要由沉积环境和成岩作用控制[3-7]，沉积相决定储集层的空间分布和原始物质，成岩作用决定储集层的最终物性[8-13]。本文通过对姬塬地区延长组长6油层组的成岩作用进行系统的研究，分析成岩相的展布，这对于该区储层特征的分析具有重要的意义[14]。

图1 鄂尔多斯盆地构造及姬塬地区位置Fig.1 Structure of Ordos Basin and location map of Jiyuan area

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地西部，构造位置上横跨天环向斜和伊陕斜坡两大构造单元（见图1）。本区上三叠统延长组为一套内陆湖盆的碎屑岩沉积[15]，自上而下划分为10个油层组（长1～长10）[16]。其中，长10段至长71段沉积期为湖进期，长6段至长2段沉积期为湖退期，长1段沉积期为准平原化期[17-18]。长6油层组发育的三角洲前缘水下分流河道的砂体是油气的有利储集场所。对长6油层组成岩相的研究对有利区的预测具有重要意义。

1 储层岩石学特征

姬塬地区长6油层组储层为极细、细、中砂岩和含泥粉砂岩，岩性主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，少量的岩屑石英砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑砂岩碎屑。颗粒以极细-细粒、细-中粒为主，大多呈次棱角和次圆-次棱角状，分选以中、中-好为主，胶结类型主要是孔隙型。砂岩碎屑成份平均含量86.07%，其中石英含量集中在25%～45%，平均值为29.96%；长石含量集中在30%～52%，平均为38.89%；岩屑含量为7%～35%，平均为17.22%。

长6油层组的孔隙性较好，孔隙度0.22%～19.6%，主要集中在8%~14%，有效储层平均孔隙度为11.37%。整体渗透率较低，渗透率值总体都在0.9×10-3μm2以下，平均渗透率值为 0.62×10-3μm2。

2 成岩作用类型和成岩演化阶段

2.1 主要的成岩作用

铸体薄片、扫描电镜、粘土分析、物性分析等方法研究表明姬塬地区长6油层组主要的成岩作用包括以下几种类型：

2.1.1 压实作用 砂岩薄片中可以观察到的压实现象有：颗粒紧密接触、塑性的云母碎片发生定向排列，甚至发生挠曲（见图2-a）、泥岩屑挤压变形，形成假杂基，刚性颗粒断裂等。

2.1.2 胶结作用 胶结作用是长6油层组较为常见的类型，主要包括硅质胶结作用、碳酸盐胶结作用和粘土矿物胶结。

2.1.2.1 硅质胶结作用 硅质胶结物主要呈石英次生加大（见图2-b）和自生石英晶体（见图2-c）的形式产出在碎屑石英颗粒表面、颗粒孔壁和粒内溶孔中，含量0.5%～2%，最高可达8.6%。整体而言，硅质胶结作用对孔隙的破坏作用大于保护作用。

2.1.2.2 碳酸盐胶结物 碳酸盐胶结物具有多期性，早期主要以方解石为主（见图2-d），而晚期则以含铁的方解石（见图2-e）和白云石为主。早期形成的碳酸盐胶结物可有效地增强岩石的抗压实能力，利于粒间孔保存，而晚期形成的铁方解石和铁白云石，整体表现为充填孔隙和交代颗粒，对储层起破坏性作用。

图2 姬塬地区长6油层组成岩作用类型Fig.2 Diagenetic type of Chang 6 reservoir in Jiyuan area

2.1.2.3 粘土矿物 （1）绿泥石胶结物，研究区绿泥石作为胶结物主要以绿泥石环边胶结（见图2-c、f、g）的形式产出，在扫描电镜下呈叶片状垂直颗粒生长，大小一般在3~5 μm。从其产状来看，它可能形成于早成岩A亚期，它在沉积物颗粒接触处消失，表明形成在沉积物被压实之后。（2）高岭石胶结物，长6油层组砂岩中普遍含有丰富的自生高岭石集合体（见图2-h、i），并伴随较多的次生粒间和粒内溶孔，但是由于高岭石晶间空隙较小，导致砂岩整体的孔隙度较高，但渗透率不高。（3）水云母胶结物，长6油层组砂岩中填隙物水云母主要以交代碎屑颗粒如云母、泥质内碎屑的形式出现。这类水云母充填孔隙并堵塞吼道（见图2-j），使砂岩孔隙度、渗透率大幅度降低。

2.1.3 溶蚀作用 长6油层组的溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒的溶蚀和填隙物的溶蚀两种，被溶蚀的碎屑颗粒包括长石颗粒和酸性岩浆岩岩屑。长石颗粒的溶蚀多沿解理面和破裂面发生溶蚀，形成明显的粒内溶孔，甚至形成铸模孔（见图2-k）。

2.1.4 交代作用和重结晶作用 姬塬地区长6油层组砂岩中常见的交代作用有以下几种：

（1）方解石的交代作用，方解石对各种颗粒和杂基都可发生交代，但似乎对长石更具选择性，常见长石的交代幻影和交代残留结构（见图2-m），大多数长石颗粒边缘被交代成港湾状、锯齿状等不规则形态。

（2）长石的粘土化，砂岩颗粒中普遍见长石碎屑，长石的粘土化表现为钾长石的高岭土化和斜长石的绢云母化（见图2-n）。

（3）黑云母绿泥石化，黑云母是姬塬地区长6油层组中常见的矿物碎屑，在薄片中，黑云母的褪色现象明显，有的只具有黑云母的外形而看不清特征的一组极完全解理，有些黑云母甚至完全被绿泥石交代（见图2-o），而呈现出片状绿泥石的集合体，为绿泥石包膜的形成提供了大量的物质来源。

（4）粘土杂基的重结晶作用，姬塬地区长6油层组中粘土杂基的重结晶作用主要表现为粘土杂基的高岭石化，主要出现在孔隙中，晶体细小，集合体不干净，常出现在孔隙不发育，杂基含量较高的岩石中。

2.2 成岩作用序列及演化阶段

成岩矿物共生组合关系以及成因分析表明，长6油层组储层的成岩作用具有如下特征：

（1）砂岩中碎屑多成点-线式接触，黑云母被压实变形，甚至形成假杂基，说明长6油层组已经进入晚成岩A期或B期[19-20]。

（2）在颗粒不接触处可见形成明显的绿泥石环边（见图2-l），表明绿泥石环边形成于压实作用之后。

（3）方解石主要充填于粒间，形成于绿泥石环边之后（见图2-d），不见充填长石等溶孔，故可以判定其形成于长石溶蚀之前。

图3 姬塬地区长6油层组成岩阶段划分与孔隙演化模式Fig.3 Diagenetic type and Porosity evolution mode of Chang6 reservoir in Jiyuan area

（4）薄片中多出可见高岭石充填在粒间和长石溶孔中（见图2-h、k），故可以确定高岭石的胶结形成于长石溶蚀之后。

（5）部分溶蚀的长石被铁方解石连生胶结（见图2-e），可知铁方解石形成于晚期，在长石溶蚀之后。

可以初步确定姬塬地区延长组长6油层组储集层主要成岩序列综合表现为：早期压实作用→绿泥石环边形成→方解石胶结物的形成→长石和部分岩屑的溶蚀→高岭石的胶结作用→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成（见图3）。

3 成岩相类型及特征

根据成岩作用对储层的影响，结合薄片镜下观察和沉积相的展布，将姬塬地区长6油层组的成岩相类型划分为：黑云母压实相、碳酸盐胶结相、高岭石弱溶蚀相和绿泥石环边残余孔相。各种成岩相的特征（见表1）。

3.1 黑云母压实相

主要出现在岩屑砂岩中，一般塑性岩屑的含量越高，压实作用往往较强，姬塬地区最主要的塑性岩屑是黑云母，而黑云母大量发育在水动力不强的粉-细砂岩中[21]，显微镜下常见到黑云母扭曲变形（见图2-a），挤入碎屑颗粒间形成假杂基，而且普遍发生较强烈的水化、绿泥石化（见图2-o）和钛铁矿化等交代作用，使砂岩的渗透性大大降低。据铸体薄片初步统计，压实作用使保留下来的原生粒间孔隙度为2%~6%，不利于油气的储集。

3.2 碳酸盐胶结相

在长6油层组储集砂岩中，碳酸盐胶结物充填粒间孔的作用较强，原生粒间孔往往被大量早期成岩阶段形成的碳酸盐胶结物呈连生晶体的嵌晶式胶结，将松散砂碎屑物胶结成岩，碎屑多呈点-线式接触，孔隙式胶结，部分呈基底-孔隙式胶结，对原生粒间孔的破坏严重（见图2-d），同时碳酸盐的胶结作用持续到溶蚀作用之后，一些长石和岩屑溶蚀粒内孔中充填有方解石、铁方解石，成岩晚期的孔隙也起到很大的破坏作用（见图2-e、m）。由于碳酸盐矿物溶蚀程度微弱，因此储层中高碳酸盐胶结物含量带均对应低孔隙度发育带，甚至形成低孔低渗的致密砂岩层，孔隙度一般小于5%，渗透率小于0.25×10-3μm2。碳酸盐强烈胶结相区在裂缝不发育时基本无产能。

3.3 高岭石弱溶蚀相

高岭石弱溶蚀相主要出现在成分成熟度不高的细砂岩、粉砂岩中。无论是充填的高岭石胶结物还是重结晶的高岭石（见图2-h、i、k），增加晶间孔的同时减少了原始粒间孔，因此在高岭石大量出现的部位，岩石的孔渗性都较差。同时，虽然高岭石胶结物是长石、花岗岩岩屑等颗粒溶蚀的产物，它的出现表明有溶蚀作用的产生，但由于原始的孔渗性较差，使得溶蚀产物发生就地沉淀，因此高岭石胶结物的大量存在也反映了溶蚀作用有限，储层的储集能力较差，可出现少量的粒内溶孔，岩石的孔隙度在5%以下。

3.4 绿泥石环边残余孔相

绿泥石环边（见图2-f、g）主要出现在成分成熟较高的砂岩储层中，主要分布在姬塬地区东北部和西南部，其出现的微相主要为水下分流河道中部，通常砂体厚度大、颗粒较大、分选磨圆相对较好、原生孔隙度较发育。首先，成岩早期颗粒表面黏土矿物在富铁、富镁的孔隙水中转化形成颗粒包膜；其次被孔隙水中沉淀出来的绿泥石所包裹，形成孔隙衬里，绿泥石环边均匀地包绕在碎屑颗粒外面，能够阻碍颗粒与孔隙水的接触，从而减少了硅质和部分碳酸盐胶结物的沉淀，使具有一定抗压实力的近三角形剩余粒间孔得以保留，有利于油气的储集。

4 成岩相的展布

储层的形成与分布受很多因素的控制，而沉积环境和成岩作用是控制储层特征的主要因素[3、22-24]。三角洲沉积体系储层主要有分流河道、水下分流河道、河口坝、坝顶席状砂、浊积水道和滑塌体微裂缝等[3]沉积微相成因类型。这些沉积相中的砂体初始孔隙度较好，而后期的成岩作用也会产生重要影响，同时成岩相一定程度上也受控于沉积相，将两者联系起来研究也是必要的。本文将沉积相与成岩相结合起来，作出成岩相的平面展布图。

4.1 长63油层段

姬塬地区长63油层段主要发育的是三角洲前缘和前三角洲亚相，物源主要来自北东方向，少许来自北西方向。上游主要出现的是黑云母压实相和碳酸盐胶结相。黑云母压实相出现在西北区域和北部局部区域中，碳酸盐胶结相在姬塬地区大面积出现，但在水下分流间湾薄层砂体中出现的几率更高。绿泥石环边残余孔相分布有限，只在局部水下分流河道中部和河口坝砂体中出现。高岭石弱溶蚀相主要出现在水下分流间湾薄层砂体中（见图4-a）。

4.2 长62油层段

长62油层段主要发育三角洲前缘相，在西南地区发育小面积的前三角洲相。绿泥石环边残余孔相大面积出现，分布在东部（主要是东北部）和中西部，也主要分布在水下分流河道中部。而高岭石弱溶蚀相主要分布在与西北一支河流形成的水下分流河道分布的区域有关。碳酸盐胶结相主要出现在姬塬地区的西南部以及局部水下分流间湾和前三角洲的薄层砂体中，在该油层段中，黑云母压实相不发育（见图4-b）。

4.3 长61油层段

该时期地层主要发育三角洲前缘相，水下分流河道的砂体向南大面积推进。与长62油层段分布相似，绿泥石环边残余孔相相似，大都分布在东部（主要是东北部）和中西部的水下分流河道中部，而高岭石弱溶蚀相主要分布在西北及姬塬地区的中西部的水下分流河道的边部，总体孔隙度较小，这种相似性反映出这两个段的物源有继承性，且河流体系及流动方向也基本相同。黑云母压实相主要出现在姬塬地区中北部，此外，该成岩相也主要出现碳酸盐胶结相，在姬塬地区的南部以及局部水下分流间湾薄层砂体中，与细颗粒阻碍孔隙水流动而易发生钙质饱和有关（见图4-c）。

图4 姬塬地区长6油层组成岩相分布图Fig.4 The distribution of diagenetic facies of Chang 6 reservoir in Jiyuan area

5 成岩相分布特征及对储层的控制

优质油气储层的形成和分布主要是由早起的沉积环境和后期的成岩环境决定[25-26]，就姬塬地区长6发育的三角洲前缘亚相而言，有利的沉积相带是水动力较强的水下分流河道微相中，这类砂体中具有较强的初始孔隙度，为形成优质储层提供了先决条件，而在后期成岩作用中，压实作用、胶结作用、自生矿物的充填及溶蚀作用对原始空隙的保存和此生空隙的形成具有重要影响。姬塬地区长6油层组优质储层主要为与水下分流河道砂体相关的绿泥石还变残余孔相和高岭石弱溶蚀相，而不利储层是黑云母压实相和碳酸盐胶结相（见图4）。

6 结论

（1）姬塬地区长6油层组储层砂岩中主要发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用和重结晶作用4种类型的成岩作用。

（2）姬塬地区长6油层组储层的成岩阶段进入了晚成岩A期甚至B期，储层砂岩的主要成岩序列为：早期压实作用→绿泥石环边形成→方解石胶结物的形成→长石和部分岩屑的溶蚀→高岭石的胶结作用→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成。

（3）姬塬地区长6油层组储层砂岩可划分为4种成岩相类型，分别为黑云母压实相、绿泥石环边残余孔相、碳酸盐胶结相、高岭石弱溶蚀相。

（4）本文认为成岩相带的划分和沉积相有一定关系。姬塬地区长6油层组优质储层主要为与分流河道砂体相关的绿泥石环边残余粒间孔相和高岭石弱溶蚀相，而不利的成岩相为与分流间湾和分流河道边部薄层砂体有关的黑云母压实相和碳酸盐胶结相。

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