鄂尔多斯盆地正宁地区三叠系延长组长9油层组成岩作用*

沈 默 朱筱敏 李程善 张文选 程逸凡 江梦雅

1中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249 2中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249 3中国石油长庆油田勘探事业部，陕西西安 710018

鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地，三叠系延长组是主要的含油层系(杨华等，2010；赵靖舟等，2012)。传统重点目的层系为延长组长8及以上的上组合油层组。随着对长9、长10下组合研究和勘探的深入，2015年在正宁地区延长组长9油层组发现高产油流，显示了良好的勘探潜力。目前延长组长9油层组已成为正宁地区重要的接替层系。前人对正宁地区延长组长9油层组的地层、沉积方面开展了系列研究(完颜容等，2014；王欣欣等，2014a；余威等，2017；任海姣等，2018)，但是储集层质量差异性及其形成机制影响了油气精细勘探效益和后期开发时的产量。研究表明，正宁地区延长组长9油层组储集层主要形成于三角洲沉积环境，受控于南部物源沉积体系，沉积环境在纵向和横向的变化较快，导致了储集层的非均质性强。造成现今储集层物性差异的主要原因是多变的沉积亚微相类型和复杂的成岩作用，因此研究储集层的成岩作用及其差异的控制因素，对预测优势储集层分布和指导油气精细勘探具有重要意义。

图 1 鄂尔多斯盆地正宁地区构造位置图和长9油层组砂体分布及样品井位分布图Fig.1 Tectonic location and sand-body distribution and sample well distribution of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

多数学者认为鄂尔多斯盆地延长组长9油层组的沉积物主要经历了压实作用、胶结作用、交代和溶蚀作用。其中，使得储集层物性变差的主要机制是机械压实作用(罗静兰等，2006；钟大康等，2012；辛红刚等，2013；陈威振等，2019)。郑荣才等(2014)对陇东地区延长组长9油层组储集层成岩作用进行精细研究认为，早期的绿泥石薄膜和伊蒙混层矿物胶结虽然使得砂岩的物性变差，但是抑制了二氧化硅的次生加大，也增强了砂岩的抗压实能力。王欣欣等(2012)认为砂体的展布规律和规模可以作为储集层预测的主要依据，成岩作用对储集层的破坏作用并不明显。

针对鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长9油层组砂岩储集层的成岩作用和储集层形成机制等问题，笔者根据22口井共36个岩石普通薄片、铸体薄片和扫描电镜分析，系统研究了鄂尔多斯盆地正宁地区长9油层组储集层的岩石类型、矿物组成和成岩作用及其演化过程，为正宁地区长9油层组的勘探开发提供了科学的地质依据。

1 区域地质构造背景

鄂尔多斯盆地是一个在古生代地台之上发育的中新生代台内拗陷叠合克拉通盆地，具有拗陷迁移、整体沉降的特点(杨俊杰等，1992)，是中国重要的含油气盆地，中生界三叠系延长组是油气重要的烃源岩和储集层位。正宁地区位于鄂尔多斯盆地西南部，南抵渭北隆起，北起固城，西到宁县，东至槐树庄林场，面积约1700ikm2(图 1)。

延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地为大型拗陷湖盆，形成了一套水体较浅的河流—三角洲—湖泊沉积体系，自下而上可以划分为长10—长1共10个油层组，包含5个三级层序，反应了湖盆形成(长10)、发展(长9—长8)、鼎盛(长7)、萎缩(长6—长3)和消亡(长2—长1)的过程(李文厚等，2009；刘自亮等，2013；朱筱敏等，2013)。

正宁地区目的层段为延长组长9油层组，物源来自南部的北秦岭物源体系(牛小兵等，2012)，主要发育辫状河三角洲沉积。整体厚度约100im，自下而上可以分为长92和长91共2个小层。以“李家畔页岩”顶面作为长9油层组顶界面，主要岩性为一套互层的深灰色泥岩、粉砂岩与细—粗粒砂岩，局部夹薄层煤(王昌勇等，2011)，上部长91小层以“泥多砂少”、向上变细为特征，而下部长92小层则呈现出“砂多泥少”、以砂岩为主的特征。长9油层组储集层平均埋深约1690im，平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为0.2×10-3μm2，为典型的低孔特低渗砂岩储集层。

A—岩屑成分含量柱状图；B—胶结物成分含量柱状图图 3 鄂尔多斯盆地正宁地区长9油层组砂岩岩屑与胶结物成分含量柱状图Fig.3 Sandstone debris and cement component contents columns of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

2 储集层岩石特征与物性特征

2.1 储集层岩石特征

图 2 鄂尔多斯盆地正宁地区长9油层组砂岩成分三角图Fig.2 Triangular diagram showing sandstone composition of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

通过统计19口井的37张薄片数据，延长组长91和长92小层岩石类型类似，为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩(图 2)。长91小层石英含量在16.3%～38.0%之间，平均为26.7%；长石含量在19.3%～51.5%之间，平均为36.7%；岩屑含量在19.5%～59.7%之间，平均为36.7%。长92小层石英含量在16.5%～33.0%之间，平均为23.6%；长石含量在29.0%～58.0%之间，平均为46.6%；岩屑含量在17.0%～51.0%之间，平均为29.8%。北秦岭的母岩类型为花岗岩、花岗片麻岩等火成岩及变质岩，因此研究区岩石岩屑类型主要为变质岩和火成岩，其中火成岩岩屑含量最高，平均体积分数10.6%，主要类型为喷出岩及云母矿物，平均体积分数9.5%，其他为少部分花岗岩和隐晶岩岩屑。变质岩岩屑平均体积分数9.4%，主要类型为千枚岩、石英岩和板岩。沉积岩岩屑含量最少，偶见粉砂岩和泥岩，体积分数为0.4%(图 3-A)。长91小层岩石中喷出岩和隐晶岩含量较长92小层高4.1%。镜下未见杂基，胶结物平均体积分数10.5%，主要有自生绿泥石膜和方解石胶结，平均体积分数9.0%，石英微晶和长石加大较少，平均体积分数1.4%(图 3-B)。碎屑颗粒结构组分以细砂岩—中砂岩为主，分选中等—好，磨圆度主要为次棱角状，成分成熟度中等—差、分选性较好。

A—孔渗交会图；B—孔隙度分布直方图；C—渗透率分布直方图；D—埋藏深度与孔隙度分布图图 4 鄂尔多斯盆地正宁地区长9油层组储集层物性特征Fig.4 Characteristics of reservoir physical properties of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area of Ordos Basin

A—黑云母蚀变膨胀，正80井，1743.55im，长92，单偏光；B—长石破裂，乐72井，1819.45im，长91，正交光；C—绿泥石胶结与原生孔隙，乐72井，1819.45im，长91，单偏光；D—绿泥石向蒙脱石转化，正80井，1743.55im，长92，单偏光；E—方解石顺层胶结，乐89井，1798.5im，长92；F—方解石胶结，乐44井，1497.5im，长91，茜素红染色片，单偏光；G—绿泥石膜与石英微晶不完全充填孔隙，正80井，1743.55im，长92，扫描电镜；H—绿泥石膜与石英微晶不完全充填孔隙，乐72井，1819.45im，长91，单偏光；I—石英加大边，正27井，1217.4im，长91，单偏光；J—方解石交代颗粒，乐44井，1497.5im，长91，单偏光；K—方解石交代黑云母，乐44井，1497.5im，长91；L—长石溶蚀，正80井，1743.55im，长92，蓝色铸体，单偏光。红色箭头指示所呈现的现象图 5 鄂尔多斯盆地正宁地区长9油层组储集层成岩作用Fig.5 Diagenesis of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

2.2 储集层物性特征

正宁地区延长组长9油层组21口井720个孔渗数据分析表明，储集层孔隙度与渗透率之间具有正相关关系(图 4-A)。长9油层组储集层平均孔隙度为10.5%，平均渗透率0.2×10-3μm2。孔隙度大部分集中在8%～14%之间，占全部孔隙度的66%(图 4-B)，大多数渗透率集中在0～1×10-3μm2之间，占全部渗透率的97%(图 4-C)，属于典型的低孔特低渗储集层，其中粉砂岩物性最差，中—细砂岩的物性相对最好。孔隙度在储集层埋藏深度1700～1900im范围内较高(图 4-D)。

3 成岩作用特征

储集层经历的一系列成岩作用的类型、强度、先后次序是影响储集层孔隙演化和现今发育情况的重要因素。不同的岩石类型和原始岩矿组成在很大程度上均影响砂岩储集层的成岩作用及演化，并且控制成岩演化过程中不同成岩矿物(胶结物)的形成(钟大康等，2013a，2013b；朱世发等，2014)。本次研究通过39个岩石普通薄片和扫描电镜分析，明确储集层发生过的一系列成岩作用类型、强度和矿物之间的交会切割关系、各个类型成岩作用发生的次序和对储集层物性的影响。研究认为长9油层组发育的成岩作用主要有： 压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用。

3.1 压实作用

正宁地区长9油层组储集层砂岩经历了强烈的压实作用。塑形岩屑/矿物如黑云母、板岩和千枚岩等含量较高，平均含量为10.38%，易被压弯变形甚至呈假杂基的状态产出，塑性颗粒变形损失的孔隙度要远远大于刚性颗粒在相同深度下经历的压实作用而损失的孔隙度，这大大地堵塞了颗粒之间的原生孔隙和喉道，使得储集层的渗透性大大降低。其中黑云母属于易发生蚀变的矿物，在颗粒中间被挤压处不发生蚀变，或者蚀变程度很低，而在开放的孔隙中蚀变后体积膨胀变形，堵塞原生孔隙(图 5-A)。镜下薄片观察可以发现，砂岩颗粒接触关系为线—线或为凹凸接触，长条状矿物呈弱定向排列，反映原始沉积物经历了强烈的压实作用，石英、长石等刚性颗粒出现碎裂或裂缝(图 5-B)。

3.2 胶结作用

正宁地区长9油层组主要可见绿泥石胶结、碳酸盐胶结和硅质胶结。

3.2.1 绿泥石胶结作用

长9油层组绿泥石主要在成岩作用早期呈孔隙衬里式产出，在单偏光镜下呈浅灰绿色或浅蓝绿色。绿泥石膜在矿物颗粒与颗粒相互接触处不发育，说明在绿泥石膜沉淀在矿物表面之前已经历微弱的压实作用，颗粒接触关系为点—点或点—线接触，绿泥石膜形成时间处于微弱压实作用后的早成岩阶段(图 5-C)。

关于早期绿泥石胶结的成因有众多解释(田建锋等，2008，2014；周晓峰等，2017)，主要有同沉积泥质转化、渗滤黏土转化、富铁镁物质溶蚀再结晶和骨架颗粒溶蚀物质参与等4种基本成因及其组合。研究区发育的沉积微相类型主要是三角洲前缘水下分流河道和河口坝，原始沉积物在水流作用的影响下为高孔高渗的开放型环境，而且火成岩岩屑、黑云母等富镁铁的矿物容易发生次生蚀变，这为绿泥石的形成提供了原始的元素组成。绿泥石的形成和物源供给有关，而且当时水体的性质为碱性的还原环境，长9油层组沉积时期的古盐度为微咸水—半咸水环境，利于绿泥石的孔隙衬边式沉淀(王欣欣等，2014b)。

众多的勘探实践表明，长9油层组绿泥石膜多发育于厚层河口坝与河道的复合砂体中。绿泥石衬边可以提高岩石的抗压能力，增强岩石的固结程度，尤其是能够抑制硅质次生加大胶结(Chenetal.， 2019)。观察发现，绿泥石膜发育的位置上不发育石英次生加大，且经常保留较好的原生孔隙(图 5-C)，但绿泥石也会在成岩后期逐渐向蒙脱石转化，呈卷曲搭桥状(图 5-D)。

3.2.2 方解石胶结作用

长9油层组主要发育普通方解石胶结物，含量在0～25%之间，平均为2.3%。在岩心观察中发现，同一口井尽管取样深度相隔不大，但是方解石胶结物的含量可完全不同。砂岩中时见灰白色斑块，和周围岩心颜色不同，滴酸起泡，表明是方解石胶结，而周围岩石则有石油充注，同样可见方解石胶结顺纹层分布于砂岩中(图 5-E)，油气顺层侵入到未被胶结的部分，而被钙质胶结的部分没有油气显示。

在显微镜下观察可见方解石胶结发育的时间在绿泥石膜式胶结之后，强烈压实作用之前，发育于粒间孔隙中，晶型发育较好，晶粒较大(图 5-F)，表明方解石胶结物多形成于早成岩阶段。铁方解石胶结交代形成于在砂岩顶部或边部富黑云母段，或由早成岩期的方解石转化成铁方解石。

3.2.3 硅质胶结作用

长9油层组偶见硅质胶结，表现形式为自生石英微晶。延长组砂岩储集层中成岩流体具有滞留效应，同时二氧化硅较难溶解并长距离的运移，成岩流体滞留在原来的孔隙中，硅质胶结的物质基础可能来源于封闭地球化学体系中的内部矿物反应。普遍认为存在3种硅质胶结成因。第1种是强烈的压实作用使石英颗粒发生压溶，孔隙流体中二氧化硅的饱和度增加，在适宜条件下的邻近孔隙中形成二氧化硅沉淀，形成硅质胶结。第2种是蒙脱石向伊利石的转化生成二氧化硅，这个过程主要发生在70～100i℃之间，比较符合长9石英颗粒包裹体均一温度在80～100i℃的范围。第3种是长石溶解提供二氧化硅。化学方程式如下：

K++蒙脱石→伊利石+Na++Ca2++Fe2++Mg2++SiO2+H2O(James，1978)

K(Na)AlSi3O8(长石)+H++H2O→Al2SiO5(OH)4(高岭石)+SiO2+K+(Na+)(据Xietal.， 2019，有改动)

正宁地区内少见石英以次生加大边的形式产出。原因是绿泥石膜非常发育，造成硅质胶结物以石英微晶的形式不完全的充填在孔隙中(图 5-G，5-H)，而且常常和其他颗粒表面的绿泥石膜相伴生。在没有绿泥石膜的颗粒孔隙中偶见以石英次生加大边存在的硅质胶结(图 5-I)。

3.3 交代作用

正宁地区长9油层组主要发育方解石交代黑云母、绿泥石等不稳定矿物，也偶见铁方解石交代普通方解石。图 5-J可以观察到原始颗粒被方解石交代的幻影结构，可以看到原始颗粒的模糊边缘。图 5-K中原始颗粒为黑云母，边缘被铁方解石交代。形成时间为晚于早期方解石的中成岩A期，其成因与深部排放的热液体溶蚀作用有关。交代作用明显的标志有： 矿物假象、幻影结构、交叉切割现象和残留的矿物包体。研究区内方解石对多种原始颗粒都进行了不同程度的交代作用。

3.4 溶蚀作用

溶蚀作用可以将致密砂岩改造成有效储集层，是形成有效储集层最重要的建设性成岩作用之一(朱筱敏等，2018)。正宁地区长9油层组溶蚀作用并不强烈，砂岩中易溶组分主要是长石，薄片下长石颗粒基本保持完整，边缘偶见少部分溶蚀，平均面孔率为0.7%(图 5-L)。其他主要组分如石英和方解石胶结物则未被溶解。

在早成岩晚期和中成岩早期，大部分形成碳酸的CO2和有机酸与沉积物中有机质热成熟作用有关。正宁地区延长组是一套富含有机质的泥质岩与细砂岩和粉砂岩交互沉积的地层，长7油层组发育厚度大的富有机质泥页岩(Chenetal.， 2017)，但长9油层组距离延长组富有机质的地层较远且在其下，酸性流体难以向下运移，因此长石的溶蚀作用并不强烈。溶蚀作用发生之后又形成了石英自生胶结物沉淀。这也是导致储集层胶结程度较强、储集层含油非均质明显而且致密的原因(魏新善等，2018；Xietal.， 2019)。

3.5 成岩阶段划分

正宁地区长9油层组砂岩颗粒接触类型为线—线接触或凹凸接触，镜质体反射率约为0.75%，混层黏土矿物混层比在15%～20%之间。根据以上指标，结合镜下鉴定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》，确定长9油层组储集层现今处于中成岩阶段A期。

4 成岩差异及控制因素

由于岩石的原始矿物类型、原始沉积环境、砂体结构、不同岩性的配置关系和经历的成岩环境等方面存在差异，所以导致成岩作用的类型、强度、期次有所不同，成岩作用具有差异，形成不同的成岩相类型以及不同质量的储集层(Zhangetal.， 2007；Kunt，2014)。研究认为，正宁地区成岩作用控制因素主要为沉积微相砂体结构类型与塑性颗粒含量。

4.1 沉积体系展布特征

4.1.1 层理频率对成岩作用的影响

沉积岩在沉积过程中形成层理，从露头到岩心甚至岩石薄片都能识别岩石发育的不同尺度层理类型。形成层理的组分主要是不同粒级和不同颜色的矿物或岩屑间互变化，比如通过镜下观察可以识别出黑云母或泥质碎屑呈层状分布。

在纹层厚度薄的高频层理砂岩中，除压实成岩作用异常显著以外，很难观察到胶结作用、溶蚀作用等成岩作用(图 6)。笔者将这类纹层厚度薄的岩石归为高频层理富片状塑性颗粒粉—细砂岩岩石相。这类岩石的岩性为粉—细砂岩，富含岩屑。岩心分析和对应深度的测井曲线形态、岩屑录井表明其为三角洲前缘席状砂、水下分流河道的边部砂体以及重力流砂体，上下岩石类型为泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩等细粒沉积。对于该类岩石相的砂体，砂体厚度相对较薄，通常小于1im，归类为薄层单砂体。其成岩作用简单，由于粒度较细和易塑性变形颗粒含量相对较高，压实作用强烈，镜下基本不发育剩余粒间孔隙。同时压实作用导致岩石异常致密，后期各类成岩流体难以进入，导致胶结与溶蚀作用微弱。

笔者将岩心尺度中层理不发育或者发育间隔较大(大于2icm)的岩石归为低频层理富刚性颗粒细—中砂岩岩石相，较粗的粒度是岩石抗压性的直接控制因素，进而对成岩流体与碎屑的作用强度及成岩产物的输排程度造成影响(李咪等，2018)，形成丰富的成岩现象(图 6)。根据砂体结构划分为厚层单砂体和厚层多砂体2类。这2类砂体的形成机制和相应的成岩作用有所差异，接下来对这2类砂体结构的成岩作用及其差异进行分析。

图 6 鄂尔多斯盆地正宁地区乐44井延长组长9油层组砂体结构及成岩作用Fig.6 Sand-body structure and diagenesis of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation of Well Le 44 in Zhengning area，Ordos Basin

图 7 鄂尔多斯盆地正宁地区乐72井延长组长9油层组砂体结构及成岩作用Fig.7 Sand-body structure and diagenesis of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation of Well Le 72 in Zhengning area，Ordos Basin

4.1.2 厚层单砂体成岩作用

单砂体的中上部沉积水动力减弱，岩石塑性颗粒的含量增高，孔隙水的流通条件变差，主要发育绿泥石不均匀衬边式胶结，同时分流间湾泥岩在埋藏过程中蒙脱石向混层黏土转化，排出富钙离子的孔隙水，在砂泥岩界面附近发生沉淀(钟大康，2004；曾溅辉等，2006)，形成方解石胶结物或交代矿物颗粒，石英以少量的加大边形式产出，偶见铁方解石。孔隙不发育，原生孔隙基本都被方解石充填(图 7)。

4.1.3 厚层多砂体成岩作用

正宁地区延长组长9油层组常见厚层多砂体的砂体结构，主要为三角洲水下分流河道砂体多期叠合。由于水流流速增强冲刷下伏砂体，流速减弱时再在其上沉积新一期的砂体，所以在岩心上以不明显的细砂岩正韵律和底部冲刷面为识别特征。单期砂体的厚度在0.3～2im之间，而多期叠合砂体的厚度一般小于8im。岩性为中细砂岩或细砂岩，发育中—大型楔状交错层理、槽状交错层理和冲刷面。在岩心上可以识别出多个不明显的正韵律(如正80井)。这类岩石较为均质，之间没有明显的隔夹层，整段砂体的成岩作用基本趋于相同。

正80井1743.5im井段岩石发育中等压实作用，只保留了少部分原生孔隙和粒间的微孔隙，绿泥石膜初期不发育。黑云母等不稳定矿物的蚀变较为明显，黑云母在开阔的孔隙中膨胀，占据了绝大多数的原生孔隙，发生蚀变并绿泥石化，这为后期在微孔隙中以搭桥方式生长的绿泥石提供了物质基础。由于没有绿泥石衬边式胶结抑制作用，石英的胶结以次生加大的形式体现。方解石的胶结、交代作用也比较明显，仍然保留了一部分次生的粒间孔隙。但是由于黑云母的膨胀蚀变，导致原生孔隙体积减少，蚀变形成的绿泥石在孔隙中搭桥生长，降低了储集层的孔渗性能，孔隙度降至10%～12%(图 8)。

图 8 鄂尔多斯盆地正宁地区正80井延长组长9油层组砂体结构及成岩作用Fig.8 Sand-body structure and diagenesis of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation of Well Zheng 80 in Zhengning area，Ordos Basin

4.2 砂体结构与成岩相划分

成岩相的命名采用控制物性的主要胶结物类型、产状和成岩作用联合命要名。正宁地区长9油层组发育4类成岩相： 方解石充填胶结相、绿泥石衬边胶结相、绿泥石方解石充填胶结相和压实致密相。

不同砂体结构发育不同成岩作用并影响储集层质量。厚层单砂体的中上部和中下部分别形成方解石充填胶结相、绿泥石衬边胶结相。厚层多砂体形成绿泥石方解石充填胶结相。高频层理富塑性片状颗粒粉—细砂岩相的砂体结构为薄层单砂体，形成压实致密相。结合研究区多口井埋藏史分析，4类成岩相成岩序列和孔隙演化模式如 图 9 所示。

图 9 鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长9油层组埋藏史、成岩演化模式和孔隙度演化图Fig.9 Burial history，diagenetic evolution model and porosity evolution trend of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

1)方解石充填胶结成岩相： 与 图 7 中乐72井1816.1～1819.6im井段砂体上部对应，岩石类型为低频层理富刚性颗粒细—中砂岩，分布于单期的厚层砂体顶部，成岩序列为绿泥石不均匀胶结以及较弱的压实作用，孔隙度随埋深增加逐渐降低；然后为强烈方解石胶结、交代和微弱石英的次生加大，导致孔隙度大幅降低；其次为长石、岩屑的溶蚀作用，孔隙度小幅增加；最后是铁方解石胶结，孔隙度小幅降低。该类成岩相以方解石胶结物含量大于10%、储集层致密、质量较差，孔隙度小于6%为特征。垂向分布于单期河道砂体顶部，平面分布于河道砂体边部。

2)绿泥石衬边胶结相： 与 图 7 中乐72井1816.1～1819.6im井段砂体下部对应，岩石类型为低频层理富刚性颗粒细—中砂岩，垂向分布于厚层砂体底部，平面单期河道的主砂体带。成岩序列首先是较弱的压实作用，其次绿泥石膜均匀胶结，孔隙度小幅度降低；然后为自生石英微晶生长和绿泥石孔隙搭桥胶结，最后为方解石弱胶结、交代，对孔隙度的破坏作用较小。形成了以绿泥石衬边胶结为主的成岩作用特征，压实与胶结作用均较弱，原生孔隙得到了较好的保存，储集层质量最好，孔隙度大于10%。

选取2017年9月—2018年1月重庆医科大学2015级临床医学系五年制二大班130名同学作为研究对象，以小班为单位，将其随机分为实验组和对照组。实验组66人，采用以多维度案例图库为基础并微信辅助的新型示教模式；对照组64人，采用传统示教模式。两组学生年龄及入学成绩比较，差异无统计学意义（P＞0.05），具有可比性。

3)绿泥石方解石充填胶结相： 对应 图 8 正80井1743.5～1745.2im井段砂体，岩石类型为低频层理富刚性颗粒细—中砂岩，垂向分布于多期叠合砂体，平面分布于多期叠合主河道砂体带。成岩序列首先是中等压实作用和不均匀绿泥石衬边胶结，形成颗粒线—线接触，其次为石英微弱次生加大，绿泥石孔隙搭桥胶结，接下来发生了微弱的溶蚀作用和铁方解石的胶结交代。这类成岩相绿泥石衬边胶结抑制压实程度弱于绿泥石衬边胶结相，因此压实作用强于绿泥石衬边胶结相，而且这类成岩相中方解石胶结的含量低于方解石充填胶结相，因此胶结作用减孔量低于方解石充填胶结相。岩石原生孔隙被绿泥石或其他黏土矿物胶结和方解石胶结占据，次生孔隙总量较小，储集层质量一般，孔隙度6%～10%。

A—塑性颗粒含量与孔隙度具有负相关关系；B—塑性颗粒含量与渗透率具有负相关关系图 10 鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长9油层组塑性颗粒含量与物性关系Fig.10 Relationship between ductile grain content and reservoir quality of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

4)压实致密相： 对应 图 6 乐44井1520.1～1521.6im井段砂体，岩石类型为富塑性颗粒的粉细砂岩。成岩序列先为强压实作用、后为弱胶结作用颗粒之间凹凸接触，形成压实致密成岩相。胶结物类型主要为极薄的绿泥石膜胶结和极弱的方解石交代。由于强烈持续的压实作用控制，孔隙度持续降低，形成致密储集层，原生和次生孔隙基本都不发育，储集层质量最差，孔隙度小于4%。

5 成岩相与优质储集层发育关系

强烈的压实作用是储集层物性变差的最主要的因素。研究区普遍发育强烈的压实作用，矿物颗粒之间普遍呈线—线接触。塑性颗粒如千枚岩岩屑、板岩岩屑、云母等在储集层中含量高，容易发生压实变形。随着塑性颗粒含量的增加，孔隙度和渗透率呈现下降的趋势(图 10)，对应的典型成岩相类型为压实致密相。镜下特征为无残余粒间孔隙，颗粒排列紧密，颗粒长轴具有定向性特征(图 11-A，11-B，11-C)。这类成岩相类型的储集层致密，孔隙度小于4%。分布于分流间湾或分布于水下分流河道边部砂体中。典型井有乐44井1520.1～1521.6im井段(图 6)、正27井1485.0～1486.5im井段。

胶结作用同样对储集层物性有显著的影响。绿泥石主要以孔隙衬边形式产出，虽然减少了孔隙体积，但由于能在一定程度上抑制压实作用的继续发生，使得原生孔隙较好保存。方解石作为正宁地区长9油层组中广泛发育的胶结物，其含量和孔渗呈负相关关系(图 12)。胶结物占据孔隙体积，降低渗透率，对储集层物性造成了不利的影响。如果方解石胶结物含量较低，对应的成岩相类型是绿泥石衬边胶结相，孔隙度约为12%，储集层质量最好，其次为方解石胶结物含量较高的绿泥石方解石充填胶结相，孔隙度6%～10%，储集层质量中等，当方解石胶结含量进一步升高至大于10%时，对应方解石充填胶结相，岩石孔隙度小于6%，储集层质量最差，形成致密储集层，典型井位有乐72井(图 7)和正80井(图 8)。

A—细砂岩，无粒间孔隙，颗粒排列紧密，颗粒长轴具有定向性特征，乐44井，1521.0im，长91，单偏光；B—粉细砂岩，岩石致密，无粒间孔隙，乐44井，1485.9im，长91，单偏光；C—细砂岩，富含片状黑云母，无粒间孔隙，岩石致密，正27井，1220.8im，长91，单偏光图 11 鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长9油层组压实作用镜下特征Fig.11 Microscopic characteristics of compaction of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

A—方解石胶结物含量与孔隙度具有负相关关系；B—方解石胶结物含量与渗透率具有负相关关系图 12 鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长9油层组方解石胶结物含量与储集层物性关系Fig.12 Relationship between calcite cement content and reservoir quality of the Chang 9 oil-bearing interval of Yanchang Formation in Zhengning area，Ordos Basin

对研究区成岩作用和储集层物性特征综合研究发现，研究区有利储集层主要是水下分流河道主河道和河口坝形成的砂体(图 1)，最有利的成岩相类型是绿泥石衬边胶结相，这类成岩相的压实作用较弱，绿泥石膜保存的原生孔隙比较发育，其他胶结物较少，发育于单河道砂体底部。其次是绿泥石方解石充填胶结相，方解石胶结物增加，也保存了一些原生孔隙和溶蚀孔隙，普遍发育于多期冲刷叠置的主河道、河口坝砂体。再次是方解石充填胶结相，形成于单期河道砂体顶部，水下分流河道边部。储集层质量最差的是压实致密相，形成于水下分流河道边部、分流间湾等薄层砂体中。

6 结论

通过对鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长9油层组储集层研究，得出以下结论：

1)正宁地区延长组长9油层组物源来自北秦岭地区，母岩类型为火成岩与变质岩，为正宁地区延长组长9油层组储集层提供了丰富的火成岩与变质岩岩屑(平均含量33%)。储集层发育的岩石类型为细—中粒岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩。

2)延长组长9油层组储集层岩石主要经历了压实作用、绿泥石孔隙衬边胶结作用、碳酸盐胶结、交代作用和少量的自生石英胶结和溶蚀作用，成岩阶段处于中成岩A期。

3)位于三角洲前缘分流河道边部、三角洲前缘席状砂的高频层理富片状塑性颗粒粉—细砂岩岩石相发育压实致密成岩相。低频层理富刚性颗粒细—中砂岩岩石相厚层单砂体为单期形成的河道、河口坝砂体，上部砂泥界面处发育方解石充填胶结相、砂体下部在开放碱性还原孔隙水条件下发育绿泥石衬边胶结相；厚层多个砂体发育在主河道水动力强处，砂体多期叠置，形成绿泥石方解石充填胶结成岩相。

4)正宁地区延长组长9油层组储集层为典型的低孔特低渗储集层，绿泥石胶结发育有利于保存原生孔隙，储集层质量较好，而压实作用和方解石胶结是储集层物性变差的主要因素。研究区发育4类成岩相，成岩相对应的储集层质量由好到差依次为： 绿泥石衬边胶结相、绿泥石方解石充填胶结相、方解石充填胶结相、压实致密相。绿泥石衬边胶结相分布于孔隙水流通条件较好的水下分流河道主河道砂体与河口坝砂体底部，方解石充填胶结相分布于河道与河口坝砂体顶部，绿泥石方解石充填胶结相分布于河道与河口坝砂体中部，压实致密相分布于分流间湾砂体或水下分流河道砂体边部。

致谢本研究得到中国石油大学(北京)与中石油长庆油田分公司科技合作项目“陇东地区长9、长10新层系石油富集规律及勘探潜力评价”(ZY18-XA405-TPFW835)和国家重大科技专项“陆相湖盆层序地层与岩性圈闭形成机制”(2017ZX05001-002-002)联合资助。感谢审稿专家对本文提出的宝贵意见，为进一步提高稿件质量提供了必不可少的帮助。