鄂尔多斯盆地红河油田长8致密砂岩储层成岩特征

王明培，夏东领，伍 岳，庞 雯，邹 敏

(1.中国石化 华北油气分公司，郑州 450000； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环凹陷南部(图1a)，面积2 515.6 km2，整体构造简单，地层自西向东平缓倾斜[1-3]。三叠系延长组长8油层组是主要生产开发层位，油层厚度约80～100 m，包含长81和长82两个亚油层组(图1b)，其中长81亚油层组是主力产油层，平均孔隙度8.6%，平均渗透率0.2×10-3μm2，具有典型致密储层特征。前期对已开发井区内油气高产富集规律分析表明，基质储层质量是影响油井高产的重要地质因素。对于常规储层，沉积微相是影响储层分布及储集性能的重要地质因素；而对于低孔低渗致密储层，由于其成岩强度大，成岩类型多，成岩作用对储层质量的影响更为明显[4-8]。在有利沉积相带内理清成岩作用发育规律、预测有利成岩相带是优选致密储层“甜点”的重要工作内容[9-12]。本文以红河油田长8致密砂岩储层为研究对象，结合铸体薄片、扫描电镜和电子探针等分析化验资料，在沉积微相分析基础上，对研究区成岩作用类型、成岩演化序列、成岩分布特征及主控因素等内容进行了系统研究，以期对研究区后续优质储层预测及致密油开发选区提供地质依据。

图1 鄂尔多斯盆地红河油田构造位置(a)及中生界地层(b)Fig.1 Structural location (a) and stratigraphic column of Mesozoic (b), Honghe Oil Field, Ordos Basin

1 储层沉积及岩石学特征

红河油田长8储层沉积时期构造环境整体较稳定，沉积相类型为浅水辫状河三角洲下平原沉积，发育分流河道、溢岸砂体和分流间湾3种微相类型，主体砂体的微相类型为分流河道[13-14]。

通过对1 000多块岩石薄片的观察，认为研究区长8储层砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。碎屑石英(Q)、长石(F)及岩屑(R)的平均含量分别为45%，26%和29%。石英以单晶石英为主；长石以斜长石为主，少量为钾长石；岩屑以火成岩和变质岩岩屑居多，沉积岩岩屑较少。填隙物以泥质杂基为主，含量约10%～15%，胶结物主要为方解石、高岭石、绿泥石和自生石英等。总体上，长8储层砂岩成分成熟度属于中等。

粒度上以细粒为主，含少量中粒。分选性中等，顺物源方向总体上呈变好趋势。磨圆度以次棱角状为主，其次为次圆状，顺物源方向磨圆度由次棱角状向次圆状过渡。胶结类型以薄膜—孔隙型为主，其次为孔隙型、薄膜型，压嵌、基底型胶结少见。颗粒间以线接触为主，其次为点—线接触，少量为点接触和凹凸接触。总体上，长8储层砂岩具有较高的结构成熟度。

2 成岩作用类型

储层从埋藏初期到成藏之前会经历一系列成岩事件，这些成岩事件的发生过程、先后次序和发生强度决定了现今储层形态[15-23]。红河油田长8砂岩的成岩作用类型众多，其中与储层质量密切相关的成岩作用主要有如下几种类型。

2.1 压实作用

研究区长8储层压实作用镜下鉴定特征为：碎屑颗粒呈线接触—凹凸接触，定向排列(图2a)；云母、泥岩等塑性岩屑颗粒受压弯曲、变形，呈假杂基状堵塞粒间孔隙(图2b)。压实作用的强度与储层岩性关系密切，长8砂岩石英含量低，长石和塑性岩屑含量高，塑性成分受压易变形，颗粒以细砂为主，粒度细，抗压实能力弱，故压实作用强烈。压实作用是引起研究区长8储层孔隙减少、渗透性下降的最主要原因[3]。

2.2 溶解作用

研究区长8储层存在2期溶解现象，主要为长石和岩屑颗粒溶解，以长石溶解最为普遍(图2c)。第一期发生在早成岩期，镜下表现为颗粒相互之间穿插的不规则接触。早成岩期沉积体接受大气淡水淋滤，大量颗粒被溶解形成次生孔隙，但由于之后的快速压实作用，这些孔隙难以被保存下来。第二期发生在成岩后期，与有机质分解产生的酸性流体有关，镜下表现为颗粒间呈正常的点线接触，但边缘被溶蚀成不规则形状(图2d)。该期溶解作用的强度与颗粒粒度和是否发育衬边绿泥石有关，细砂岩和发育衬边绿泥石的砂岩更易发育溶解作用，粉砂岩基本不存在溶解作用。

图2 鄂尔多斯盆地红河油田长8砂岩储层不同成岩作用镜下特征

a.粉—细岩屑长石砂岩，强压实作用，颗粒间呈凹凸接触，HH127井，2 355.73 m，铸体薄片(-)；b.粉—细岩屑长石砂岩，强压实作用，云母受压弯曲变形，HH105井，2 256.33 m，铸体薄片(-)；c.细粒长石岩屑砂岩，溶解作用，岩屑颗粒部分溶解，ZJ20井，2 204.81 m，铸体薄片(-)；d.细粒岩屑长石砂岩，溶解作用，长石颗粒边缘溶解，HH1057-3井，2 243.53 m，铸体薄片(-)；e.细粒长石砂岩，早期含铁方解石胶结作用，HH91井，1 888.75 m，阴极发光；f.细粒长石砂岩，交代方解石胶结物填充于孔隙内，HH31井，2 268.92 m，铸体薄片(-)；g.细粒长石砂岩，长石高岭土化，HH1057-3井，2 232 m，铸体薄片(-)；h.细粒长石砂岩，书页状自生高岭石胶结，ZJ19井，2 291.365 m，扫描电镜；i.细粒长石砂岩，绿泥石衬边胶结，HH105井，2 263.92 m，扫描电镜

Fig.2 Microscopic features of different types of diagenesis for Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

2.3 胶结作用

研究区长8储层胶结作用主要包括碳酸盐胶结和自生黏土矿物胶结2类，不同胶结类型对储层发育影响各不相同。

2.3.1 碳酸盐胶结作用

长8储层碳酸盐胶结期次为2期，胶结物主要为方解石和铁方解石。早期生成的胶结物以铁方解石为主，晶粒较大，呈连晶状或零星状充填在粒间孔隙中(图2e)，早期胶结使得原生孔隙度大为降低。晚期生成的碳酸盐胶结物主要为方解石，以交代形式出现或充填在长石和岩屑发生溶解产生的次生孔隙内(图2f)，表明溶解作用之后碳酸盐胶结作用仍在持续，该期方解石约占全部方解石含量的5%～10%，对储层影响不大。

研究区连晶式铁方解石强胶结多发育在颗粒粒度较粗、塑性成分含量较低的储层中，这类储层通常早期压实程度相对较弱，为后期方解石沉淀保留了大量沉淀空间。

2.3.2 自生黏土矿物胶结作用

研究区长8储层自生黏土矿物胶结以高岭石胶结和绿泥石胶结为主，伊利石和伊蒙混层胶结发育较少，分布局限，不作重点介绍。

研究区长8储层存在2期高岭石胶结。第一期高岭石为在早成岩过程中酸性流体对长石颗粒淋滤蚀变而成，蚀变高岭石在镜下表现为长石颗粒表面污浊(图2g)。蚀变高岭石的形成使得长石颗粒抗压性降低，并影响后续成岩作用。第二期高岭石为在成岩后期形成的自生高岭石，呈书页状、蠕虫状集合体堵塞在孔隙中(图2h)。自生高岭石的形成在很大程度上与长石的溶解有关，长石溶解之后提供Al和Si离子，在相对封闭的成岩环境下就近沉淀形成高岭石。长8砂岩以第二期高岭石胶结为主，主要发育在粒度细、塑性组分含量高(大于50%)的砂岩中，且主要沉淀在砂体中下部。

研究区长8储层发育3期绿泥石胶结作用，分别呈现3种赋存状态。第一期绿泥石形成于成岩早期，与湖水进退有关。该期绿泥石呈薄膜状平行颗粒表面生长，晶型不完整，厚度约0.001 mm。研究区处于水动力较强的三角洲下平原环境，分流河道在搬运石英、长石等碎屑颗粒过程中携带铁离子入湖，与湖水中的电解质发生絮凝沉淀，形成薄膜绿泥石。第二期绿泥石以孔隙衬边方式产出，由孔隙水沉淀形成，镜下表现为针叶状绿泥石集合体，垂直于碎屑颗粒表面向孔隙中心生长(图2i)。该期绿泥石的形态与BEYENE等[24]通过物理模拟实验得到的pH值在8.22时孔隙水沉淀形成的绿泥石类似，表明两者发育可能存在类似的条件，即：(1)充足的铁离子来源；(2)碱性环境；(3)足够的生长空间。第三期绿泥石形成于成岩后期，在镜下表现为玫瑰花状集合体充填在孔隙中，通常发育在云母较多的部位。第一期薄膜状绿泥石能够阻碍碎屑颗粒与孔隙水的接触，抑制石英次生加大边的形成；第二期衬边式绿泥石可以增强岩石抗压实能力，镜下显示发育衬边绿泥石的砂岩多为点接触或线接触，而没有衬边绿泥石的砂岩多为凹凸接触。

3 成岩阶段及成岩序列

根据上述成岩作用类型及特征，结合镜下鉴定获得的自生矿物分布和形成顺序，参照《中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5477-2003 碎屑岩成岩阶段划分》[25]，认为研究区长8储层现今处于中成岩阶段A期，形成的典型成岩序列为：压实—薄膜绿泥石胶结—蚀变高岭石胶结—铁方解石胶结—衬边绿泥石胶结—溶解—自生高岭石胶结—孔隙式绿泥石胶结—方解石交代(图3)。成岩特点可以概括为压实作用持续发生，溶解作用幕式发生，2期方解石、2期高岭石、3期绿泥石胶结作用交叉发生。

4 不同地质因素对成岩作用影响

不同沉积微相砂体由于其在岩相类型、砂体结构、砂泥岩配置关系及成岩环境等方面存在差异，会经历不同的成岩演化而发育不同成岩相。本文拟从泥岩隔夹层、砂体结构和砂体岩相3个方面来讨论沉积微相对成岩相的控制作用。

4.1 泥岩隔夹层

4.2 砂体结构

独立型砂体垂向上仅发育单期砂体，厚度一般小于7 m，岩性上以细—粉砂岩为主，分选差，塑性成分含量高，主要分布在河道边部和河道上游(图5)。压实作用强烈是其典型成岩特征，胶结作用和溶解作用由于孔隙早早被压实而发育程度弱，其成岩序列为蚀变高岭石—快速强压实—弱胶结，发育强压实成岩相(图4b)，储层质量差。

叠置型砂体垂向上存在多期砂体叠置，厚度大，主要分布在河道中心和河道中下游(图6)。叠置型砂体成岩类型垂向上具有三分特征，上文已介绍顶部和底部砂体由于邻近泥质隔夹层而以碳酸盐强胶结作用为主，发育方解石强胶结成岩相；位于中部的砂体，其成岩类型和成岩强度与砂岩岩相类型有关，下面将展开介绍。

图3 鄂尔多斯盆地红河油田长8储层成岩序列Fig.3 Diagenetic sequence of Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地红河油田长8储层不同成岩相镜下特征

a.方解石强胶结成岩相，HH59井，2 164.31 m，铸体薄片(-)；b.强压实成岩相，HH311井，2 182.95 m，铸体薄片(-)；c.绿泥石胶结中溶解成岩相，HH12井，2 090.92 m，铸体薄片(-)；d.绿泥石胶结中溶解成岩相，HH105井，2 259.15 m，铸体薄片(-)；e.方解石中胶结成岩相，HH127井，2 354.61 m，铸体薄片(-)；f.高岭石中胶结成岩相，HH127井，2 346.77 m，铸体薄片(-)

Fig.4 Microscopic features of different diagenetic facies of Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

图5 鄂尔多斯盆地红河油田HH311井长小层独立型砂体结构及成岩作用Fig.5 Isolated sand body and diagenesis of Chang reservoir in well HH311, Honghe Oil Field, Ordos Basin

4.3 砂岩岩相

前期研究发现，成岩作用与砂岩内塑性矿物含量和颗粒粒度关系密切。塑性矿物由于抗压实能力弱而影响压实作用的发生，研究区长8砂岩塑性矿物主要包括黏土化长石，以及泥岩、喷发岩、片岩、千枚岩、板岩、云母等岩屑。颗粒粒度影响成岩作用的机理在于：一方面颗粒粒度较小时，在上覆载荷作用下颗粒易于滑动和重新排列，从而使颗粒之间的支撑力减小，有利于压实作用发生；另一方面颗粒粒度较小，流体运移受阻而不利于后期成岩流体交换，抑制胶结作用和溶解作用的发生。以塑性矿物含量和颗粒粒度作为分类标准，笔者将长8砂岩分为富含塑性矿物细—粉砂岩、富含刚性矿物中—细砂岩、过渡型细砂岩3类岩相。

图6 鄂尔多斯盆地红河油田HH1057-3井长小层叠置型砂体结构及成岩作用Fig.6 Stacked sand body and diagenesis of Chang reservoir in well HH1057-3, Honghe Oil Field, Ordos Basin

4.3.1 富含塑性矿物细—粉砂岩岩相

该类岩相塑性成分含量大于60%，颗粒粒径小于220μm，多分布于独立型薄层砂体内，平面上位于河道上游及河道边部。主要成岩类型为压实作用，典型成岩序列为蚀变高岭石胶结—快速强压实—弱胶结，发育强压实成岩相，储层质量差。

图7 鄂尔多斯盆地红河油田长8致密储层成岩演化模式Fig.7 Diagenesis evolution patterns of Chang 8 reservoir in Honghe Oil Field, Ordos Basin

4.3.2 富含刚性矿物中—细砂岩岩相

该类岩相塑性成分含量小于50%，颗粒粒径大于220 μm，多分布于独叠置型厚层砂体内，平面上呈透镜状位于河道内部。研究区该类岩相发育2类成岩序列，取决于成岩早期方解石胶结程度。当早期方解石胶结程度较弱时，保留了部分原生孔隙，有利于后期酸性流体运移而易发生溶解作用，此时发生的成岩序列为薄膜绿泥石胶结—快速压实—衬边绿泥石胶结—中溶解—高岭石弱胶结，形成绿泥石胶结中溶解成岩相(图4c,d)，次生孔隙发育，储层质量好。当早期方解石胶结程度较强时，此时大部分原生孔隙已被占据而不利于后期酸性流体交换发生溶蚀，此时发生的成岩序列为薄膜绿泥石胶结—快速压实—方解石强胶结，形成方解石强胶结成岩相，储层质量差。

4.3.3 过渡型细砂岩岩相

该类岩相塑性成分含量介于50%～60%，颗粒粒径介于100～220 μm，多分布于独叠置型厚层砂体内，平面上广泛分布在河道中下游。该类岩相颗粒粒度较细，原生孔喉较小，根据其所处的砂体位置也存在2类成岩序列。当其位于砂体中上部时，距离顶部泥岩有一定距离，此时早期方解石中等胶结，典型的成岩序列为薄膜绿泥石胶结—快速压实—方解石中胶结—衬边绿泥石胶结—高岭石弱胶结，发育方解石中胶结相，储层质量中等(图4e)。当其位于砂体中下部时，此时早期方解石胶结程度较弱，相对封闭的成岩环境有利于后期长石溶解所提供的Al和Si离子原地沉淀形成自生高岭石，典型的成岩序列为薄膜绿泥石胶结—快速压实—方解石弱胶结—衬边绿泥石胶结—高岭石胶结，发育高岭石中胶结相，储层质量中等(图4f)。

4.4 成岩演化模式

综合上述对研究区长8储层成岩作用类型识别、成岩序列构建及不同地质因素与成岩作用关系的探讨，建立了红河油田长8致密砂岩储层成岩演化模式(图7)。

5 结论

(1)红河油田长8致密砂岩储层目前处于中成岩A阶段，其成岩特点为压实作用持续发生，溶解作用幕式发生，2期方解石、2期高岭石、3期绿泥石胶结作用交叉发生。完整成岩序列概括为：压实作用—薄膜绿泥石胶结—蚀变高岭石胶结—铁方解石胶结—衬边绿泥石胶结—溶解—自生高岭石胶结—孔隙式绿泥石胶结—方解石交代。

(2) 临近泥质隔夹层的砂体由于其可以优先捕获泥岩提供的含钙流体，铁方解石胶结程度高，发育方解石强胶结成岩相；独立型砂体以富含塑性矿物细—粉砂岩岩相为主，颗粒粒度细、富含塑性矿物，发育强压实成岩相；位于叠置型砂体中部的过渡型细砂岩岩相由于早期方解石胶结程度差异可发育方解石中胶结成岩相或高岭石中胶结成岩相，富含刚性矿物中—细砂岩岩相主要发育绿泥石胶结中溶解成岩相。