金庄地区长6 成岩作用及孔隙结构特征*

吴 南，刘新菊，张天杰

(1.中国地质大学 能源学院，北京100083;2.长庆油田公司 第一采油厂，陕西 延安716000)

0 引 言

鄂尔多斯盆地是中国最重要的含油气盆地之一［1］，南泥湾油田金庄地区位于伊陕斜坡东南部［2-3］(图1)。勘探开发实践表明，上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地主力含油层系，长6 油层组是长6 储层在盆地中生界重要的含油层段，已探明石油地质储量和原油产量占总产量的70%以上［4］。南泥湾地区上三叠统延长组为陆相河湖沉积，长6 油层段以三角洲前缘沉积为主，水下分流河道和河口坝砂体发育［5-6］，储层以细砂岩和中细砂岩为主，极少量中砂岩及粗砂岩，储层砂岩的组分和结构均比较单一，总体特征为低孔、低渗、低含油饱和度和低油气产量。笔者从微观特征入手，对其成岩作用和孔隙结构特征进行分析，分析其低孔低渗的原因。

图1 鄂尔多斯盆地区域地质单元划分及研究区位置图Fig.1 Regional geological unit division and location map of the study area in Ordos Basin

1 储层特征

1.1 岩石碎屑组分

金庄地区长6 油层组碎屑岩主要为灰色、浅灰色、灰绿色、灰褐色长石细砂岩和中-细砂岩，碎屑组成主要为石英、长石、岩屑和云母(图2)。杂基与胶结物的含量变化大，为1% ～33%，主要集中在4% ～22%，平均为约9%.随着沉积环境和成岩作用条件的改变，长6 油层组矿物组分的含量也有所不同。

图2 金庄地区延长组长6 砂岩分类图Fig.2 Chang 6 sandstone classification in Jinzhuang area

1.2 填隙物组分及其特征

金庄地区长6 油层组填隙物含量为1% ～33%，平均10.3%，其中主要是胶结物，胶结物中主要为方解石、浊沸石和绿泥石，其次石英、长石次生加大和伊利石。方解石胶结物分布很不均匀，含量为0% ～33%，平均为3.8%;绿泥石胶结物含量为0% ～6%，平均为1.7%，多呈垂直于碎屑表面的薄膜;浊沸石胶结物分布也极不均匀，含量为0% ～14%，平均为2.4%;硅质胶结物含量为0% ～6%，平均为1.3%，主要表现为石英的次生加大边和孔隙内的自生石英晶体;长石质胶结物含量为0% ～2%，主要表现为长石的自生加大和充填孔喉;伊利石胶结物分布很不均匀，含量为0% ～12%，但平均含量只有0.5%(表1)。

1.3 结构特征

根据薄片粒度统计分析，南泥湾长6 砂岩粒度主要集中在细砂级，少量为中砂级。砂岩的成分成熟度较低，结构成熟度较高，分选好，磨圆以次棱角状为主，少量为次圆。颗粒之间以线、点和点线接触为主。胶结类型主要有孔隙- 加大式胶结、薄膜-孔隙式胶结、薄膜式胶结和孔隙式胶结等类型。

2 主要成岩作用及特征

通过对砂岩铸体薄片及扫描电镜的分析，研究区长6储集层在埋藏过程中发生的成岩作用主要为压实、溶蚀、胶结和溶解等作用类型。

表1 金庄地区长6 油层组胶结物组分及含量Tab.1 Chang 6 oil cement composition and content of Jingzhuang region %

2.1 压实、压溶作用

压实作用是沉积物在上覆重力和静水压力作用下，使原来存在粒间的孔隙水排出，碎屑颗粒重新排列，使沉积物密度变大，孔隙度减小，同时云母及其他软组分挤入孔隙，使孔隙体积进一步减小，渗透率变差。在压实作用的过程中还有粘土矿物的析出，研究区主要是绿泥石，呈薄膜状附着在颗粒表面，堵塞孔道。沉积物随着上覆物质的增加，压力、温度升高，这时就会发生沉积物的压溶作用，颗粒之间就会发生镶嵌，长石和石英发生次生加大，使原生孔隙进一步减小，喉道半径缩小，孔渗特性变差［7-9］。

薄片观察发现，在绿泥石膜发育的细粒长石砂岩中，碎屑颗粒间呈点-线状接触，机械压实作用强度较弱，残余粒间孔隙较发育。在埋藏过程中，成岩作用早期绿泥石薄膜的析出和初步固结作用，有效保护了此类砂岩的原生孔隙，并为后期溶蚀型次生孔隙的形成提供了有效的通道和空间。

2.2 胶结作用

2.2.1 自生粘土矿物胶结作用

研究区自生粘土矿物胶结物普遍含量较高，为8.8% ～22.9%，平均为14.2%，其中绿泥石胶结物平均占89. 83%，多呈垂直于碎屑表面的薄膜;伊利石和伊/蒙混层胶结物分别占为2.92%和6.08%，此外有少量高岭石，平均占1.17%。孔隙式充填的自生粘土矿物常常挤占有效孔隙空间，降低储集层的物性。

早成岩A 期绿泥石膜的形成:研究区长6 砂岩黑云母碎屑广泛分布，但不均匀，其含量分别为1% ～14%，平均值分别为4.67%. 在早成岩A 期阶段，黑云母碎屑发生了强烈的水化水解作用，为绿泥石膜在碱性介质条件下的形成提供了充足的Mg2+和Fe2+.据镜下观察，绿泥石胶结物最主要的赋存状态是作为孔隙衬边方式产出的粘土膜，多以叶片状绿泥石垂直于碎屑颗粒表面分布，呈栉壳状结构。由于绿泥石晶间微孔较发育，因此对喉道的影响极大，常使喉道变得迂徊曲折，甚至完全堵塞喉道而使渗透率大大降低。

早成岩B 期伊/蒙混层的析出及伊利石的转化使得研究区长6 砂岩伊利石和伊/蒙混层分布不均，主要由于延长组含多层凝灰岩，有大量的火山物质以形成蒙皂石并能及时向伊利石转化。

据Alberta et al.研究(1981)，该反应可表示为(按Al 是不活动组分的反应)

反应中所需要的K+来源于钾长石的溶解，以及碎屑云母类矿物的破坏，反应产生的Ca2+进入到碳酸盐胶结物中，Fe3+被还原后进入到含铁碳酸盐中，Mg2+进入到白云石中，Si4+造成次生石英的沉淀，也可能进入到沉淀的浊沸石中，Na+则可引起钠长石的沉淀或斜长石的钠长石化。大量自生矿物沉淀所需要的离子来源都与该反应有关，因而Alberta et al.将该反应的反应物称为成岩作用的胶结剂。

伊利石或伊/蒙混层在岩石薄片中大多呈鳞片状或针状结构，电镜下晶形为卷片状及丝发状，通常呈颗粒包膜状或孔隙衬边的形式出现，这可以使粒间孔隙变成晶间孔隙，使孔隙度和渗透率降低。

转子径向快变动态量振动幅值的振动变化趋势图如图2(a)所示，图2(b)是转子轴轴向快变动态量振动幅值的振动变化趋势图。图3是转子裂纹发展时间历程中，转子轴轴向3个不同时间的振动信号幅值频谱图。

2.2.2 碳酸盐矿物胶结作用

碳酸盐胶结作用在研究区储层砂岩中较为发育，是影响储层物性的主要胶结物类型之一。成分主要为方解石，在X-衍射下可偶见白云石胶结。碳酸盐胶结物在油层段砂岩中含量较低，一般为0.5% ～3%，呈局部孔隙充填或斑块状、补丁状连晶分布，对孔隙度的损失较小。差储层及致密层砂岩中的碳酸盐含量较高，其含量可达10%～20%，甚至更高，呈大片的连晶分布，充填大部分甚至全部的粒间孔隙并交代长石、岩屑等碎屑颗粒及填隙物，使原生粒间孔几乎丧失殆尽而成为致密隔挡层。

2.2.3 石英、长石次生加大胶结作用

研究区长6 油层组硅质胶结物含量一般为0% ～6%，分布不均匀，硅质胶结物除部分以石英次生加大边的形式存在外，大部分呈石英微晶充填于残余粒间孔隙中。自生石英覆盖并包裹绿泥石薄膜和自生伊利石，被II 型方解石所包围，说明其形成早于方解石，但晚于伊利石和绿泥石薄膜［9］。总体上看，延长组砂岩中硅质胶结作用发育程度相对较弱，由硅质胶结作用损失的原生粒间孔平均为1.0%左右，但硅质胶结物将导致孔隙的永久性破坏。

2.2.4 浊沸石胶结作用

研究区长6 油层组浊沸石胶结物含量0% ～14%.根据镜下鉴定结果，浊沸石可分为2 个主要形成阶段，第一阶段形成的浊沸石与火山物质的水化有关。本区砂岩中富钙的斜长石在此过程中变成了浊沸石，表现为浊沸石沿斜长石的双晶纹或解理缝分布，甚至完全变成浊沸石而呈斜长石的假象。第二阶段浊沸石形成于中成岩期，随着埋藏深度加大，成岩作用增强，地层中的蒙脱石夹层、泥岩及砂岩中的蒙脱石在向伊利石、绿泥石转化过程中大量脱水，并析出大量的Ca2+，Mg2+，Na+，Fe2+等阳离子，其中Na+离子形成钠长石，Mg2+，Fe2+离子参与绿泥石的沉淀，Ca2+离子则形成浊沸石并充填剩余粒间孔，这一阶段斜长石的钠长石化也可以形成一部分浊沸石。由于浊沸石在长6 油层组分布较广，对后期溶蚀形成次生孔隙具有较大的贡献［10］。

2.3 溶解作用

溶解作用是改善本区孔渗条件的重要途径。据铸体薄片和扫描电镜观察，溶解作用主要表现为碎屑颗粒(长石、岩屑、云母)的溶解和填隙物(浊沸石、方解石)的溶解，颗粒中以碎屑长石的溶解更为常见，填隙物中长6 油层组以浊沸石胶结物溶解为主［11-14］。根据对大量砂岩铸体薄片的镜下鉴定，研究区长6 砂岩具有两期溶解作用。

第一期以长石、岩屑粒内溶孔和颗粒边缘溶蚀为特点，后为绿泥石薄膜包绕，应为成岩早期浅埋藏条件下地表大气淡水淋滤的结果。大气水具较高的CO2和腐植酸，可对碳酸盐和长石类矿物进行溶蚀，其反应方程式为

第二期溶蚀作用发生于碳酸盐、浊沸石等胶结作用之后，突出表现为:长石、岩屑、浊沸石等铝硅酸盐矿物的溶蚀作用较为强烈，而碳酸盐矿物的溶蚀较微弱，这种溶蚀特点与有机质成熟过程中大量形成的有机酸密切相关。

3 孔喉结构及其特征

3.1 孔隙构成及组合类型

据铸体薄片和扫描电镜观察分析，研究区长6砂岩储集层的孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、长石溶蚀孔、浊沸石溶孔、裂缝和少量铸模孔，总的面孔率变化较大，长6 油层组面孔率为0.5% ～6%，平均为2.6%(图3)。按它们的成因分为原生孔隙和次生孔隙2 大类。

3.1.1 原生残余粒间孔隙

原生孔隙在研究区储层中占主导地位，具有强烈的非均质性。从薄片中看，其未被充填的粒间孔多呈三角形或多边形，孔隙边缘整齐平直，充填孔隙的多为薄膜式胶结的绿泥石和孔隙式充填的方解石和自生石英晶体，此外有再生式胶结的石英与长石加大边。

3.1.2 次生孔隙

研究区砂岩次生孔隙以溶蚀次生孔隙为主，此外有极少量自生矿物晶间微孔隙。溶蚀粒间孔隙溶解组分主要为长石颗粒与浊沸石胶结物。被溶蚀的颗粒边缘极不规则，呈港湾状，此类孔隙连通性好。在薄片和扫描电镜下，可清晰见到此类孔隙的非均质性分布［15-19］。

溶蚀粒内孔隙多见于长石、云母和部分岩屑内，长石溶蚀粒内孔相对发育，一般沿长石的解理缝溶蚀，常见与溶蚀粒间孔隙伴生分布，且互相连通，但分布很不均匀。主要有铸模孔隙、自生矿物晶间微孔隙。

3.1.3 孔隙组合

根据铸体薄片与扫描电镜观察分析，研究区长6 砂岩普遍发育残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙和浊沸石溶孔，具有良好的连通性，此外还发育少量裂隙孔和铸模孔，孔隙组合类型主要为溶孔-粒间孔、粒间孔-溶孔和粒间孔-溶孔-粒内孔型。

研究区长6 储层的孔隙大小分布范围较大，孔隙半径变化较大。平均孔隙半径为5 ～30 μm 之间(表2)，按照前人对鄂尔多斯盆地延长组的孔喉结构分类评价标准(表3)，研究区孔隙以小孔隙和细孔隙为主。

表3 延长组砂岩孔隙喉道分级标准(应凤祥，2004)Tab.3 Grading standards of pore throats in Yanchang sandstone(YING Feng-xiang，2004)

3.2 储层孔喉特征

根据研究区压汞数据分析统计(表4)，长6 储层的门槛压力最低为0.279 0 MPa，最高为7.391 3 MPa;中值压力最低为2. 546 2 MPa，最高为103.069 1 MPa;最大孔喉半径最大为2.633 9 μm，最小为0.099 4 μm;中值半径最大为0.194 0 μm，最小为0.007 1 μm.从图4 可以看出，最大进汞饱和度最低为65.837 1%，最高为93.938 4%;退汞效率最低为12.027 2%，最高为30.932 6%. 研究区长6储层孔隙度、渗透率、孔喉半径、排驱压力和最大进贡饱和度变化范围较大，显示出较强的非均质性。

图4 金庄长6 储层毛管压力曲线特征Fig.4 Curves of reservoir capillary pressure of Chang 6 in Jinzhuang area

表4 研究区长6 毛管压力参数统计Tab.4 Parametric statistics of capillary pressure of Chang 6 in Jinzhuang

通过铸体薄片观察和压汞资料所反映的孔喉分布特征来看，研究区长6 储集砂岩孔喉分选较差，样品的毛管压力曲线主要呈单峰分布，部分样品分选差，略显双峰分布，或者没有显著的峰值，孔喉分布频率直方图上，峰值低，峰位宽，峰值一般小于＜20%.

据砂岩扫描电镜和铸体薄片分析统计，研究区长6 油层组砂岩平均孔径集中在5 ～30 μm 之间，为小孔隙和细孔隙。连接孔隙之间的喉道主要有两种形式，一种是以残余孔隙为主的喉道，另一种是微孔隙为主的喉道中值半径集中在0.01 ～0.28 之间，主要为微喉，有少量样品为微细喉。

参照前人对鄂尔多斯盆地延长组的孔喉结构分类评价标准，认为研究区长6 储层发育小孔-微细喉型、小孔-微喉和细孔-微喉型3 类孔隙结构，其中第一类小孔-微细喉型为最佳储层，但在研究区所取样品中分布较少，主要发育的孔吼结构为小孔-微喉型和细孔-微喉型。

表5 金庄长6 储层孔隙结构类型及其毛管压力参数Tab.5 Parameters of reservoir pore structure types and capillary pressure of Chang 6 in Jinzhuang

4 结 论

1)金庄地区长6 储层以细砂岩、中-细砂岩为主，主要胶结物组分为方解石、浊沸石和绿泥石，成分成熟度较低，结构成熟度高;

2)金庄地区长6 主要成岩作用有压实作用、压溶作用、胶结作用和溶解作用;

3)金庄地区长6 储层以原生粒间孔和次生溶孔为主，主要发育小孔-微细喉型、小孔-微喉和细孔-微喉型3 类孔隙结构，其中第一类小孔-微细喉型为最佳储层。

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