鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

卢杰河， 王香增， 贺永红， 杨 超， 邓南涛

( 1. 中国科学院 地质与地球物理研究所,北京 100029; 2. 中国科学院大学 地球科学学院，北京 100049; 3. 陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710075 )

鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

卢杰河1,2， 王香增3， 贺永红3， 杨 超3， 邓南涛3

( 1. 中国科学院 地质与地球物理研究所,北京 100029; 2. 中国科学院大学 地球科学学院，北京 100049; 3. 陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710075 )

致密砂岩油是非常规油气勘探的热点领域。以鄂尔多斯盆地东南部富县地区长7油层组为研究对象，利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X线衍射和稳定同位素等方法，分析致密砂岩的成岩作用，并对孔隙度演化进行半定量恢复。结果表明：长7油层组致密砂岩储层处于中成岩阶段A期，经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层转化、少量微晶石英和石英次生加大等成岩作用。物性演化主要受机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀等成岩作用影响，但不同成岩作用在不同成岩时期所起作用存在差异。砂岩储层大致经历早成岩阶段A期(T3—J1末)、早成岩阶段B期(J1末—K1早)、中成岩阶段A期快速埋藏(K1早—K2早期)和中成岩阶段A期缓慢抬升等4个孔隙演化阶段，孔隙度从35.0%的原始孔隙度一直演化至现今6.6%。该研究结果对鄂尔多斯盆地东南部富县地区油气勘探有指导意义。

致密砂岩； 致密油； 成岩作用； 孔隙演化； 长7油层组； 富县地区

0 引言

与常规储层相比，致密砂岩储层以低孔特低渗和成岩作用强烈为特点，物性演化过程和有效储层成因非常复杂[1-4]。研究致密砂岩储层的成岩作用特征，定量/半定量评价成岩作用对储层物性的影响，并恢复孔隙演化过程具有重要意义[5-7]。

鄂尔多斯盆地中生界延长组长7油层组砂岩油藏是典型的致密砂岩油藏[8-9]。盆地东南部富县地区长7油层组砂岩具有岩石成熟度低、孔隙结构复杂、孔喉细小、可动流体饱和度低、基质渗透率低等致密砂岩特点[10-14]。近年来，对长7油层组浊积砂体的沉积特征与发育演化模式[15-18]、成藏条件与成藏特征[19-20]、油藏渗流特征[21]等取得研究成果，但对其致密砂岩成岩作用和孔隙演化方面的研究较为薄弱，对优质储层的成因认识不明确，制约该地区油气分布预测。

通过铸体薄片和扫描电镜(SEM)观察，结合常规物性、X线衍射(XRD)和稳定同位素等方法，分析富县地区长7油层组致密砂岩储层各油层组的成岩作用特征，确定成岩阶段及影响储层物性演化的主要成岩作用类型，阐述成岩作用及孔隙演化对油气成藏的意义，为研究区目的层段致密油气藏勘探提供参考。

1 研究区地质概况

富县地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带东南部(见图1)，面积约为3 500 km2，构造格局总体为一个近西倾的平缓单斜，仅在局部发育小型低幅度鼻状隆起[22]。研究区中生界自下而上分别发育上三叠统延长组、下—中侏罗统(富县组、延安组、直罗组、安定组)和下白垩统(洛河组)地层，其中延长组分为10个油层组(自上而下分别为长1—长10油层组)。长7油层组沉积时期，主要发育湖侵域曲流河三角洲—湖泊—浊积扇相沉积体系，碎屑物母源来自于盆地北缘的阴山地区[23]。长7油层组下部主要发育张家滩油页岩，有机质丰度高、类型好、成熟度高，为主要烃源岩，局部也发育浊积扇砂体[24]；长7油层组上部主要发育三角洲前缘和浊积扇砂体[25-26]。

图1 研究区位置和长7油层组沉积相Fig.1 Location map of the study area and sedimentary facies of Chang7 stage

2 储层岩石学特征

铸体薄片鉴定结果表明，长7油层组砂岩以长石砂岩为主，含少量岩屑长石砂岩(见图2(a))，其中石英体积分数为15.5%～32.5%(平均为21.2%)，长石体积分数为46.0%～62.5%(平均为51.7%)，岩屑体积分数为5.0%～16.5%(平均为10.1%)，成分成熟度较低。岩屑类型主要为板岩、片岩和千枚岩等变质岩岩屑和喷出岩岩屑。云母碎屑广泛发育，体积分数为0.5%～7.5%(平均为2.8%)，杂基体积分数较低，一般为0～3.5%(平均为0.7%)。胶结物体积分数为1.9%～16.5%(平均为7.2%)，以方解石胶结物为主，含少量绿泥石、伊/蒙混层、伊利石、硅质(少量长石质)和白云石。砂岩的碎屑颗粒中值粒径介于0.06～0.25 mm(极细—细粒)，分选较好，磨圆度为次圆—次棱状，结构成熟度为中等。砂岩的骨架颗粒之间以点—线接触为主，胶结类型为接触式和接触—孔隙式。

图2 富县地区长7油层组砂岩岩石学及物性特征Fig.2 The characteristics of lithology and porosity-permeability of Chang7 sandstones, Fuxian area

3 物性及储集空间特征

研究区长7油层组839个砂岩样品物性数据表明，孔隙度和渗透率的变化范围较大(见图2(b))，其中孔隙度为0.1%～21.2%(平均为8.6%)，渗透率为(0.02～11.91)×10-3μm2(平均为0.35×10-3μm2)，整体物性趋向于致密。

根据砂岩铸体薄片和扫描电子显微镜观察，长7油层组砂岩的孔隙类型主要为残余粒间孔(约占总孔隙体积的63.5%)、粒内溶孔(25.9%)、晶间孔(5.5%)和微裂缝(5.1%)。残余粒间孔是研究区长7油层组砂岩储层中最主要的孔隙类型，孔径分布为10～120 μm，多呈边缘较平直的三角形、多边形，孔隙周缘常发育绿泥石或伊/蒙混层包膜(见图3(a-b))。

粒内溶孔分为长石、云母和岩屑颗粒等类型(见图3(a-c))，以长石粒内溶孔为主，长石粒内溶孔约占总孔隙体积的22.1%，常沿长石解理、双晶缝发生溶蚀，呈不规则网格状、蜂窝状，或全部被溶蚀而形成铸模孔(见图3(b))。长石粒内溶孔的孔径一般介于2～60 μm，大部分长石粒内溶孔可以与残余粒间孔连通成为有效孔隙(见图3(b))。黑云母溶孔约占总孔隙体积的3.8%，沿其解理缝发生溶蚀，溶孔呈长条状(见图3(c))，也可与残余粒间孔连通，分布不均匀。晶间孔主要为自生绿泥石、高岭石、伊/蒙混层、伊利石和钠长石等晶间微孔隙(见图3(d-e))，该类孔隙连通性较差，孔径一般为1～4 μm，对砂岩储集性能的影响有限。

图3 富县地区延长组长7油层组砂岩主要孔隙类型镜下照片Fig.3 The pore types of Chang7 sandstones in Fuxian area

微裂缝主要为构造裂缝，其次为成岩裂缝。前者一般发育在砂质组分较多的砂岩储层内，裂缝一般连续断穿骨架颗粒(见图3(f))；后者常发育在泥质组分较多的砂岩储层内，为在成岩过程中由压实、压溶、重结晶等作用产生的近水平裂缝，一般具有顺层理面弯曲、断续、分枝、尖灭等分布特点，多沿颗粒边缘形成粒缘缝。长7油层组砂岩储层中，微裂缝大部分未被填充胶结[27]，是改善储层渗透性能的重要因素。

镜下观察显示，研究区延长组长7油层组砂岩油层组影响储层质量的成岩作用主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

4 成岩作用特征及其对储层物性的影响

4.1 压实作用

长7油层组砂岩经历中等—较强的机械压实作用，刚性颗粒在机械压实作用下发生移动、重排和部分破裂等，部分颗粒间呈线接触甚至凹凸接触(见图3(a)、图4(a))；塑性颗粒(泥岩、千枚岩、片岩、板岩等岩屑和云母碎片等)受刚性颗粒的挤压而发生变形(见图4(a))，部分高塑性颗粒形成粒间孔隙内的“假杂基”。因此，刚性颗粒重排和塑性颗粒变形使原生粒间孔隙大幅减少，是主要的破坏性成岩作用之一。根据砂岩压实作用和胶结作用减孔率计算方法[28-29]，铸体薄片的粒间体积(胶结物体积与粒间孔隙体积之和)和粒间孔隙体积数据(见图5(a))表明，压实作用导致长7油层组砂岩的减孔率为60%～95%，是导致原生粒间孔减少的主要因素。

图4 富县地区长7油层组砂岩主要成岩特征Fig.4 characteristics of diagenesis in Chang7 sandstones in Fuxian area

分析长7油层组砂岩储层内压实减孔率较高(>80%)的砂岩，其中塑性颗粒体积分数相对较高，占碎屑颗粒结构组分的5%以上(见图5(b))。塑性颗粒体积分数与孔隙度的关系反映，孔隙度随塑性颗粒体积分数的增大呈减小的趋势，表明塑性颗粒是导致机械压实减孔的重要因素。

4.2 胶结作用

富县地区长7油层组砂岩胶结作用对孔隙质量的影响非常重要，产生的减孔率为5%～40%(见图5(a))。根据铸体薄片和电镜观察结果，长7油层组砂岩中胶结物主要为自生碳酸盐矿物，其次为自生黏土矿物和硅质，以及少量浊沸石和黄铁矿等。

4.2.1 碳酸盐胶结

研究区长7油层组砂岩碳酸盐胶结物分布广泛，主要为自生方解石(体积分数为0～35.0%，平均为6.8%)、少量自生白云石(体积分数为0～3.1%，平均为0.8%)。其中方解石胶结物主要由泥—微晶方解石、亮晶方解石和铁方解石3种类型组成。

泥—微晶方解石常发育在长7油层组极细砂岩中，其总体发育程度低于亮晶方解石和铁方解石的。该类方解石常呈基底式胶结，骨架颗粒之间的接触程度较低，基本为无接触—点接触(见图4(b))，反映它主要形成于大规模机械压实作用之前，属于早成岩A期的成岩产物。亮晶方解石是长7砂岩中最为常见的碳酸盐胶结物，在极细砂岩和细砂岩中发育，通常以孔隙式和接触式的胶结类型为主(见图4(c))，少量亮晶方解石呈镶嵌式分布于岩石颗粒之间。

图5 富县地区长7砂岩压实作用对储层物性的影响Fig.5 Impact of compaction to reservoir quality of Chang7 sandstones in Fuxian area

研究区长7油层组砂岩亮晶方解石胶结物的碳/氧同位素分析结果显示：碳同位素(δ13C)分布在-2.31‰～-0.16‰ PDB之间，氧同位素(δ18O)分布在-20.18‰～-18.45‰PDB之间。根据方解石碳/氧同位素经验公式[26]，自生亮晶方解石主要形成于83.6～99.9 ℃温度。根据碎屑岩成岩阶段划分标准[31]，研究区长7油层组亮晶方解石形成于中成岩阶段A期(温度为85～140 ℃)。镜下观察发现，自生亮晶方解石通常交代泥—微晶方解石胶结物，表明前者形成的时间晚于后者。

研究区长7油层组砂岩中含少量铁方解石，一般以交代亮晶方解石的赋存形式出现(见图4(d))，且交代方式从亮晶胶结物的外缘向内进行，说明铁方解石的形成可能是由含铁孔隙流体侵入早期形成的方解石晶体所致。测试鄂尔多斯盆地中—南部地区延长组的铁方解石碳/氧同位素，铁方解石中碳/氧反应的成岩温度在75～125 ℃之间[32]，温度范围处于蒙皂石开始向伊/蒙混层转化的温度(约为70 ℃)和蒙皂石完全伊利石化(约为140 ℃)的温度之间[33]，表明铁方解石的发育和黏土矿物的转化密切相关。蒙皂石向自生伊利石转化过程中释放出Fe2+和Mg2+(蒙皂石+4.5K++8Al3+→伊利石+Na++2Ca2++2.5Fe3++2Mg2++3Si4+)，这些离子是交代前期方解石形成铁方解石含铁孔隙流体的重要来源。因此，富县地区目的层段砂岩中铁方解石胶结物主要为中成岩阶段A期较晚时期的成岩矿物，形成时间晚于亮晶方解石大规模沉淀期。

根据长7油层组砂岩方解石胶结物体积分数与孔隙度关系(见图6(a))，当砂岩中塑性颗粒较少时，岩石物性的主要控制因素为方解石胶结物的丰度。方解石胶结物体积分数高于5%，孔隙度低于8%，说明碳酸盐胶结物，特别是自生方解石的体积分数是控制研究区目的层段储层质量的重要因素。

图6 富县地区长7油层组砂岩胶结物与孔隙度关系Fig.6 The correlations between cement and porosity in Chang7 sandstones, Fuxian area

4.2.2 黏土矿物胶结

电镜观察和X线衍射分析表明，长7油层组砂岩中黏土矿物质量分数为12.3%～19.8%，主要黏土矿物类型为绿泥石(质量分数为2.2%～15.5%，平均为9.6%)和伊/蒙混层(质量分数为3.0%～12.1%，平均为6.5%)，含少量伊利石(质量分数0～2.0%，平均为0.7%)，高岭石等其他黏土矿物较少(见表1)。

表1 富县地区长7油层组砂岩中黏土矿物质量分数

(1)自生绿泥石。自生绿泥石是长7油层组砂岩中最主要的自生黏土矿物，主要以孔隙衬里的赋存形式出现。在显微镜下，栉壳状绿泥石常垂直于骨架颗粒表面生长(见图3(b-c))，形成颗粒的包膜；在扫描电镜下，常呈玫瑰状或叶片状生长，晶体的自形程度较高，形成的颗粒包膜厚度一般为2～6 μm(见图3(d)、图4(d))。X线能谱(EDX)分析发现，孔隙衬里绿泥石富含FeO而贫MgO，为鳞绿泥石。

碎屑岩储层中绿泥石衬里能够大幅保存粒间原生孔隙[34-35]，主要表现为骨架颗粒表面形成的绿泥石包膜阻止孔隙流体与颗粒表面的直接接触，从而阻止石英、方解石及黏土矿物在颗粒表面的成核反应[36-37]。此外，由于长7油层组砂岩中绿泥石包膜上常吸附烃类流体，绿泥石混合烃类的双层颗粒包膜对胶结作用的抑制更为彻底。根据长7油层组砂岩自生绿泥石质量分数与孔隙度关系(见图6(b))，自生绿泥石的质量分数越高，孔隙越发育，说明长7油层组自生绿泥石的形成为建设性成岩作用，是影响储层质量的重要成岩作用。

(2)伊/蒙混层和伊利石。研究区长7油层组砂岩储层中伊/蒙混层是仅次于绿泥石的自生黏土矿物类型(见表1)，在显微镜下呈网状，多以孔隙充填的形式赋存(见图4(e))；在扫描电镜下，伊/蒙混层多呈蜂窝状(见图3(e))或卷片状。

长7油层组砂岩中自生伊利石发育程度较低，在扫描电镜下，自生伊利石零星地、呈毛发状分布于孔隙，说明伊/蒙混层向伊利石转化不彻底。虽然高岭石和蒙皂石在低温环境下(20～30 ℃)能向伊/蒙混层缓慢转化[33]，但具有规模化转化的温度需高于70 ℃，并在120 ℃温度条件下基本转化完成[38-41]。研究区长石的溶蚀现象较为普遍，但X线衍射检测结果几乎不可见，在扫描电镜下、在部分样品中零星发现，说明高岭石可能向伊利石发生转化。

伊/蒙混层呈网状充填于整个粒间孔隙，较大程度地堵塞喉道，降低储层的渗透率。纤维状或搭桥状形态的自生伊利石具有很大的比表面，在孔隙中形成很大的束缚水区，降低储油能力[42]；同时，纤维状自生伊利石可明显地提高储层孔隙系统的迂曲度[39,43]，大幅减小砂岩的渗透性能。

4.2.3 硅质胶结

岩石薄片鉴定显示，研究区长7油层组砂岩主要发育石英和长石两种硅质胶结物。其中，石英胶结物的体积分数为0～2.0%，平均为1.3%；长石胶结物的体积分数比石英的低，为0～1.0%，平均小于0.5%。

根据石英胶结物的赋存形态分为两种类型：一种为自生微晶石英，晶体尺寸一般小于10 μm，呈六方短柱状生长于骨架颗粒表面或溶蚀孔隙(见图4(g))；另一种为石英次生加大边，为沉淀于孔隙水的有序α-石英，通常沿石英或长石颗粒的C轴方向生长，与碎屑颗粒之间具有相同的光学连续性[44]，研究区石英次生加大边同为一个世代(见图4(h))。研究区长7油层组自生长石类型主要为钠长石，其成因与高岭石、蒙皂石和斜长石的钠长石化有关[45]，化学稳定性较差的斜长石在Na+充足的情况下容易转化为钠长石。

总体上，研究区长7油层组砂岩中硅质胶结物总体积分数非常低，对储层物性的影响程度较小，在孔隙演化过程中所起作用较弱。

4.3 溶蚀作用

研究区长7油层组砂岩储层中各结构组分的溶蚀现象非常普遍，但总体发育程度不高，主要为长石和黑云母碎屑颗粒的溶蚀，其次为岩屑的溶蚀。砂岩中含有丰富的长石碎屑颗粒(长石颗粒平均体积分数为51.7%)，对长石颗粒的溶蚀相对普遍。斜长石的溶蚀作用主要沿解理面延伸，粒内溶孔大小一般为2～60 μm(见图3(a))，有些甚至完全溶解长石颗粒而形成铸模孔(见图3(b))。即便长石颗粒为自生绿泥石环边包裹，孔隙溶蚀流体仍然选择性地溶蚀长石，直至长石颗粒被完全溶蚀，只剩下绿泥石环边的残留(见图3(b))。此外，可见黑云母碎屑颗粒的溶蚀现象。

Surdam R C等[46-48]认为，有机酸提供H+的能力是无机酸的6～350倍，所以溶蚀作用主要与烃源岩中有机质脱羧基作用生成的有机酸有关。研究区目的层砂岩紧邻长7油层组泥质烃源岩，且砂岩普遍发生较强烈的烃类充注作用，长7油层组砂岩储层中长石和黑云母碎屑颗粒发生溶蚀作用，主要原因是长7油层组底部烃源岩在大量排烃之前有机酸流体的溶解。

观察铸体薄片并统计溶蚀孔隙发育程度，溶蚀作用使总孔隙度增加0～47.6%(平均为24.8%)，说明溶蚀作用对孔隙演化具有一定影响力。

5 成岩序列与孔隙演化

5.1 成岩序列

根据镜质体反射率(Ro)测试结果，长7油层组干酪根镜质体反射率主要分布于0.70%～1.07%[49]，有机质演化进入低成熟—成熟阶段。长7油层组砂岩样品X线衍射结果显示，伊/蒙混层(I/S)中蒙皂石(S)的质量分数介于15%～20%，根据Scholle P A等[50]提出的伊/蒙混层对成岩温度的判别标准，长7油层组的最大古地温为120～140 ℃。研究区埋藏史和温度史演化模拟结果表明，长7油层组地层在白垩纪时期达到最大古埋深，为2 200～2 600 m[51](见图7)。根据淡水—半咸水水介质碎屑岩成岩阶段划分标志[31]，研究区长7油层组砂岩储层处于中成岩阶段A期。

分析研究区长7油层组致密砂岩不同自生成岩矿物类型、赋存形态及其相互间的关系，结合碳/氧同位素测试和成岩阶段划分，建立砂岩储层演化序列。在成岩早期阶段A期(常温～65 ℃，T3—J1末期)，沉积物经历浅埋藏(深度为0～1 500 m)，塑性颗粒在机械压实作用下发生塑性变形(见图4(a))，砂岩骨架颗粒被自生绿泥石包裹(见图3(a-c))，部分云母碎屑颗粒和长石颗粒在大气淡水淋滤的作用下发生绿泥石化和高岭石化、蒙皂石化(见图3(b-c))。孔隙水以沉积水为主，Ca2+和孔隙水中CO2结合形成泥—微晶方解石沉淀(见图4(b))，自生高岭石、蒙皂石向伊/蒙混层、伊利石的转化程度较低。

在早成岩阶段B期(65～85 ℃，J1末—K1早期)，研究区长7油层组砂岩的埋藏深度约为1 500 m(小幅度抬升和埋藏)，表现为高岭石、蒙皂石分别向伊/蒙混层转化，在黏土矿物转化过程中伴随SiO2和Ca2+的释放，形成少量微晶石英；长7油层组在J1末经历一次早期石油的充注，之前由孔隙流体供给有机酸，对砂岩储层进行溶蚀作用改造。这是微晶石英晶体发育在粒内溶蚀孔隙中的原因(见图4(g))。

在中成岩阶段A期(85～125 ℃，K1早—K2早期)，研究区长7油层组砂岩储层经历一次沉降速率较快的埋藏作用，在135～100 Ma之间埋藏深度从1 500 m快速沉降至2 500 m，同时机械压实作用达到最大化；随着古地温的逐渐增大，高岭石、蒙皂石完全向伊/蒙混层、伊利石转化，孔隙流体中SiO2、Ca2+逐渐生成石英次生加大边、亮晶方解石并充填于孔隙(见图4(c、h))，黏土矿物转化释放的Fe2+侵入亮晶方解石晶体，形成铁方解石化；长7油层组砂岩经历一次石油充注，有机酸侵入对储层质量进行局部改造(见图4(d))。

图7 富县地区长7油层组储集层砂岩成岩演化序列与孔隙演化

5.2 孔隙演化

现有古孔隙度恢复方法[52-58]较多，采用成岩序列法恢复砂岩古孔隙度中关于压实减孔率和溶蚀增孔率方法[59]对储层古物性进行恢复。分析研究区长7油层组砂岩薄片粒度并计算参数，其中Trask分选因数为1.56～1.70，平均为1.61。根据Sneider P M[60]等提出的“初始孔隙度和渗透率是粒径和分选因数的函数”原理，利用Beard D C等[61]和Scherer M[53]提出的公式，计算研究区长7油层组砂岩沉积后的初始孔隙度为35.0%。

对研究区长7油层组砂岩孔隙演化的4个阶段分别进行孔隙度恢复：

(1)晚三叠世到早侏罗世末期(195～180 Ma)，长7油层组砂岩埋深在0～1 500 m之间，储层主要经历机械压实作用、以云母和长石碎屑颗粒为主的早期溶蚀作用、自生绿泥石衬里胶结作用和泥—微晶方解石胶结作用等。在砂岩孔隙演化过程中,该时期起关键作用的机械压实作用造成的减孔率平均约为16.7%，砂岩的古孔隙度主要为11.0%～20.0%，平均为17.3%。

(2)早侏罗世末至早白垩世早期(180～135 Ma)，长7油层组砂岩埋深在1 400～1 500 之间，处于早成岩阶段B期。砂岩经历早期有机酸对长石颗粒的溶蚀作用、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层的转化和微晶石英的胶结作用等，其中早期有机酸溶蚀作用对砂岩孔隙演化的影响较为关键。该时期长7油层组砂岩的古孔隙度主要为14.0%～23.0%，平均为20.3%，溶蚀作用的增孔率约为3.0%。

(3)早白垩世早至晚白垩世早期(135～100 Ma)，长7油层组砂岩达到最大古埋深(2 400～2 500 m)，该时期古孔隙度为2.0%～15.0%，平均为7.0%。长7油层组地层经历快速沉降，砂岩储层受到强烈的压实作用，最大减孔率约为10.0%。随着古地温的逐渐增大，高岭石、蒙皂石向伊/蒙混层、伊利石转化，黏土矿物溶蚀释放的SiO2和Ca2+形成少量石英次生加大边和亮晶方解石并充填于孔隙，胶结作用对储层孔隙度的减孔率在3.0%～8.0%之间。此外，研究区目的层段砂岩经历又一次石油充注，有机酸侵入对储层增孔率最大达到9.0%。

(4)晚白垩世早期至今(100～0 Ma)，长7油层组地层经历持续的抬升过程，最大古地温无实质性变化，砂岩孔隙度演化至今平均为6.6%。

6 结论

(1)富县地区延长组长7油层组油层组砂岩储层经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石和蒙皂石向伊/蒙混层转化，以及少量微晶石英和石英次生加大边等作用，其中机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀对砂岩孔隙演化的影响较大，但在不同成岩演化时期所起作用存在差异。

(2)研究区长7油层组油层组砂岩储层现今处于中成岩阶段A期，经历3个重要成岩作用演化阶段(早成岩阶段A期、早成岩阶段B期和中成岩阶段A期)和4个孔隙演化时期(早成岩阶段机械压实期、早成岩阶段溶蚀改造期、中成岩阶段快速压实期和中成岩阶段抬升稳定期)。

(3)研究区长7油层组油层组砂岩在早成岩阶段机械压实期(T3—J1末期)，机械压实作用使砂岩储层孔隙度从35.0%降至11.0%～20.0%(平均为17.3%)；早成岩阶段溶蚀改造期(J1末—K1早期)，早期排烃产生的有机酸对砂岩储层具有一定的改造作用，储层孔隙度为14.0%～23.0%(平均为20.3%)；中成岩阶段快速压实期(K1早—K2早期)，快速埋藏和亮晶方解石强烈胶结使孔隙度大幅减小至2.0%～15.0%(平均为7.0%)；成岩抬升稳定期(K1早—K2早期)是一个缓慢抬升的过程，最大古地温和最大古埋深无实质性变化，砂岩孔隙度平均为6.6%。

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2017-03-30；编辑：张兆虹

国家自然科学基金项目(41372151)；国家科技重大专项(2011ZX08005-004)

卢杰河(1991-)，男，硕士研究生，主要从事储层地质学方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)03-0009-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.03.002