鄂尔多斯盆地中部延长组长7段致密储层成因及控制因素

董姜畅 ，王爱国 ，樊志强 ，孙勃 ，蒲磊 ，刘鹏飞 ，胡瑞 ，张卫刚

（1.西北大学地质学系，陕西 西安 710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西 庆阳 745100；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710069；4.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西 西安 710069）

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国致密油资源最丰富的盆地，富集层位于湖盆中部延长组长7段［1］。压实作用和胶结作用是致密储层的两大控制因素［2-4］。压实作用在埋藏阶段始终存在，与埋藏深度或上覆地层压力正相关。胶结作用表现为自生成岩矿物（如碳酸盐矿物、浊沸石）沉淀而堵塞孔隙，与储层内的成岩流体活动有关；成岩流体的来源、性质、活动特征不同，对储层的成岩改造也不同。

虽然前人［5］开展了大量研究工作，但是对致密储层成因的认识仍比较薄弱。油气充注作为盆地内一种重要的流体活动事件，常常伴随或者引发一系列水岩反应，甚至完全主导了储层内的成岩演化［6-8］。为此，本文以鄂尔多斯盆地铁边城地区延长组长7段致密储层为研究对象，通过详细的岩矿学特征和地球化学测试结果分析，深入探讨了致密储层成因及控制因素。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，是我国第2大沉积盆地。上三叠统延长组是一套河流相和湖泊相碎屑沉积，厚度在400～1 400 m，南厚北薄，延长组沉积过程反映了湖泊形成—扩张—收缩—消亡的全过程［9］。铁边城地区位于鄂尔多斯盆地中部，紧邻古湖盆中心，致密油发育［10］（见图 1）。 在长 7段沉积期，该区为三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相，发育水下分流河道和分流间湾等沉积。研究区地层表现为西倾东抬的单斜构造，发育多条近东西向的低幅隆起。

图1 鄂尔多斯盆地长7段致密油分布及研究区位置

2 分析方法

在研究区22口井岩心观察基础上，从厚度大于0.5 m的单砂体中采集92块样品，开展铸体薄片、荧光薄片观察、图像分析和孔渗分析。对于显微镜下无法识别的成岩矿物，在扫描电镜下进行了形态观察和能谱分析。对于富含碳酸盐胶结物（体积分数大于10%）的样品，利用阴极发光仪开展了成岩期次观察，并分期次进行全岩碳氧同位素测试。所有测试均在西北大学大陆动力学国家重点实验室完成。

3 致密储层特征及成岩演化

3.1 储层特征

镜下薄片观察表明：砂岩碎屑成分中石英和长石的体积分数较高，分别在15%～45%，10%～40%，岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，岩屑体积分数在1%～20%（均值8%）；以细砂岩为主，其次为极细砂岩；颗粒分选中等或差，磨圆度以次棱角状为主，接触关系以线接触占绝对优势。整体上看：储层粒度细、颗粒分选中—差、颗粒间紧密接触；储层内的填隙物由方解石、杂基、高岭石、绿泥石、硅质和碳质沥青构成，方解石平均体积分数最高（13.0%），其次为杂基（4.0%）和高岭石（1.5%），其他均小于1.0%。

储层渗透率小于0.5×10-3μm2，绝大部分样品小于0.2×10-3μm2，孔隙度小于 15%，主要分布在 4%～8%，属于超低渗致密储层［11］。纵向上，储层非均质性较强，低孔渗层和较高孔渗层交替出现。整体上看，砂体厚度与储层物性有一定的相关性。薄层砂体（0.5～2.6 m）的物性较差，孔隙度小于8%，渗透率小于0.2×10-3μm2。厚层砂体（大于2.6 m）的孔渗高值明显增多。铸体薄片镜下观察发现，储层面孔率小于12.0%，均值1.4%，约37%的样品镜下观察未见孔隙。

3.2 成岩特征

研究区长7段储层经历了明显的压实、胶结和溶蚀等成岩作用，不但导致了储层致密化，同时也记录了流体（油气）活动的痕迹。

3.2.1 压实作用

岩石在压实作用下，可通过孔隙水排出、刚性颗粒紧密排列、塑性组分弯曲变形等减孔方式对储层产生破坏。碎屑颗粒的接触关系可揭示储层的压实程度；若碎屑颗粒以线接触为主，则揭示了储层经历了显著的压实作用。颗粒分选差、杂基体积分数高的储层，压实减孔作用最为明显，可直接导致砂岩致密。

3.2.2 胶结作用

1）方解石。方解石是储层内最发育的成岩矿物，呈孔隙型或连晶型胶结，并交代碎屑颗粒和高岭石，体积分数高达49%。阴极发光测试发现，储层中存在2期方解石（Ⅰ期方解石发暗红色光，Ⅱ期方解石发亮橘色光），多数样品中的方解石只发1种颜色光（暗红色或亮橘色），少数样品中的方解石同时发2种颜色光（见图2）。由表1可知：Ⅰ期方解石的碳、氧同位素分别在-3.31‰～-2.10‰，-21.30‰～-20.52‰；Ⅱ期方解石的碳、氧同位素分别在-6.17‰～-5.00‰，-25.25‰～-18.64‰；同时发生2期方解石胶结的样品的碳同位素分布于过渡区间。2期方解石的碳同位素存在明显差异，揭示了2期自生方解石。目前，对延长组方解石的成因认识还没有形成统一，有机成因方解石的碳氧同位素范围也不确定［5，12-16］。 部分学者［12-16］认为碳同位素小于-1‰，即为有机成因。研究区2期方解石的碳同位素均小于-1‰，形成于油气充注之后。因此，研究区的2期方解石胶结均为有机成因。22口井阴极发光测试表明：Ⅰ期方解石分布范围很广，厚度0.5～24.0 m的单砂体中均有分布；Ⅱ期方解石分布相对局限，主要分布于厚度大于2.6 m的厚层砂体中（见图3a）。

表1 铁边城地区长7段储层自生矿物和全岩碳氧同位素

图2 铁边城地区长7段2期方解石与2期沥青交代关系

图3 2期方解石及2种荧光颜色的沥青在不同厚度单砂体中的分布

2）其他胶结物。自生高岭石多呈蠕虫状、聚片状集合体分布于粒间孔隙中，体积分数10.0%，平均1.5%。扫描电镜观察和能谱分析表明，这些高岭石已经被沥青浸染。硅质胶结以石英次生加大边的形式产出，充填部分孔隙或被自生高岭石包裹，体积分数小于3.0%，平均0.5%。自生绿泥石呈孔隙衬边形式出现，是储层内最早的自生矿物，体积分数最高达9%，但分布局限，仅见于少量样品中。

3.2.3 溶蚀作用

长7段储层经历了较强的溶蚀作用，是研究区储集空间形成的主要原因。在次生孔隙的贡献上，长石溶孔贡献最大（孔隙占比0.6%），其次为杂基溶孔（孔隙占比0.5%）。此外，部分方解石胶结物也被溶蚀。

3.3 荧光特征

长7段储层的沥青荧光颜色有黄色和蓝白色2种（见图2c，2f），并以蓝白色为主。发黄色荧光的沥青主要分布于喉道和颗粒表面，发蓝白色荧光的沥青主要充填于粒间孔、高岭石晶间孔和微裂缝中（见图2f）。因此，长7段储层存在2期油气（Ⅰ期油气发黄色荧光，Ⅱ期油气发蓝白色荧光）。

对于孔隙内的沥青而言，黄色与蓝白色荧光沥青具有不同的分布特征。黄色荧光沥青分布范围很广，主要分布在厚度0.5～18.0 m的单砂体中；蓝白色荧光沥青分布范围相对较窄，主要分布在厚度大于2.6 m的厚层砂体中（见图3b）。沥青的荧光颜色与方解石的期次具有明显相关性，含Ⅰ期方解石的砂岩中多发育黄色荧光沥青，含Ⅱ期方解石的砂岩中多发育蓝白色荧光沥青（见表1）。

3.4 差异成岩演化过程

成岩矿物间的交代、穿插等关系为成岩演化过程提供了证据。Ⅰ期方解石充填孔隙并交代黄色荧光沥青浸染的高岭石，揭示了高岭石胶结—Ⅰ期油气充注—Ⅰ期方解石胶结的成岩演化过程（见图2a—2c）；Ⅱ期方解石充填于蓝白色荧光沥青残留的孔隙中，揭示了Ⅱ期方解石胶结晚于Ⅱ期油气充注的成岩演化过程（见图2d—2f）。此外，Ⅰ期方解石和颗粒被溶蚀，蓝白色荧光沥青充填于溶蚀孔中，表明了Ⅱ期油气充注晚于Ⅰ期方解石胶结。因此，确定了长7段储层整体的成岩演化过程为绿泥石胶结—硅质、高岭石胶结—Ⅰ期油气充注—Ⅰ期方解石胶结—硅质、高岭石胶结—Ⅱ期方解石胶结—Ⅱ期油气充注。

当烃源岩排烃时，酸性流体和油气进入储层，形成溶蚀孔隙、自生石英和高岭石。随着水岩反应或脱羧作用消耗有机酸，成岩环境从酸性环境逐渐演化为碱性环境，最后富含有机碳的碳酸盐胶结物沉淀下来并填充孔隙。由于Ⅰ期油气充注时，方解石尚未大量胶结，储层物性相对较好，因此油气能够大范围充注，这也充分解释了黄色荧光沥青大范围分布的原因。

在成岩演化过程中，方解石胶结是导致储层致密的关键因素。受储层非均质性的影响，储层中不同厚度的单砂体或者砂体不同部位的方解石胶结存在明显差异（见图3a）。因此，本研究依据砂体厚度划分了2类成岩演化过程。

薄层砂体在压实作用和Ⅰ期方解石胶结作用下，逐渐演化为致密砂岩。镜下薄片观察发现，砂岩面孔率非常低，仅发育充填喉道和粒内孔的黄色荧光沥青。因此，薄层砂体的成岩演化过程为压实—高岭石、硅质胶结—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结。厚层砂体的成岩演化过程比较复杂，不但经历了薄层砂体的成岩演化过程，还在成岩早期发生了绿泥石胶结，在成岩晚期发生了Ⅱ期油气充注与Ⅱ期方解石胶结。

需要指出的是，富软碎屑砂岩（含高云母、杂基等塑性颗粒）在早期压实作用下可形成致密砂岩［26］。本研究也发现了这种成岩演化过程，但是由于所取样品（单砂体厚度大于0.5 m的砂岩）数量较少，未能总结出此类砂岩的分布规律。

4 致密储层成因及控制因素

4.1 成因

研究区紧邻湖盆中心，砂岩粒径较小，杂基体积分数普遍较高，岩石易受压实而迅速减孔［17］。颗粒间以线接触占绝对优势，这表明长7段砂岩在埋藏过程中受到压实作用的影响而显著减孔。减孔作用对富含杂基的砂岩影响非常大。随着杂基体积分数增高，面孔率逐渐降低（见图4a），表明杂基体积分数高的砂岩经压实作用后减孔明显，可直接将其改造成致密砂岩。成岩作用形成的自生矿物填充孔隙，必然对储层物性造成破坏。砂岩的面孔率与方解石体积分数呈一定的负相关关系，方解石体积分数越高，面孔率越低（见图4b）。需要注意的是，虽然高岭石和硅质也会占据孔隙，但是砂岩面孔率与高岭石体积分数呈一定的正相关关系（见图4c）。当硅质体积分数大于0.5%时，砂岩面孔率与硅质体积分数呈一定的正相关关系 （见图4d）。研究发现，这些现象都与溶蚀作用有关，高岭石和硅质是溶蚀作用的伴生产物，溶蚀增孔作用超过了胶结减孔作用，因此高岭石和硅质体积分数都分别与砂岩面孔率呈一定的正相关关系。

图4 铁边城地区长7段储层面孔率与自生矿物体积分数的关系

综上所述，延长组长7段致密储层的成因主要与压实作用和方解石胶结有关。本文结合差异成岩演化过程，将研究区砂体的致密化过程分为压实+Ⅰ期方解石胶结致密化（薄层砂体）、压实+2期方解石胶结致密化（厚层砂体）、压实致密化（富软碎屑砂岩）。

4.2 控制因素

由上述分析可知，研究区长7段储层在形成致密储层的过程中，除了压实作用，储层内的成岩作用几乎均与油气充注有关。油气充注时，伴随着酸性流体对储层溶蚀改造，形成了硅质和高岭石，出现了次生溶孔；油气充注后，成岩环境由酸性环境转变为碱性环境，有机碳以方解石的形式固化下来，将部分储层改造成致密储层。这种油气充注主导的成岩演化很可能与研究区长7段储层紧邻烃源岩有关（见图1）。

另外，单砂体厚度不同，储层致密化过程和模式也不同。在薄层砂体中（见图5a），取样点b的样品粒径较小，颗粒分选差，杂基体积分数较高（大于8%），成岩早期受压实作用易致密，高岭石、方解石和溶孔均不发育，受油气充注影响较弱；取样点a，d，e的样品粒径较大，受早期油气充注影响，经历了压实—溶蚀—Ⅰ期油气充注—Ⅰ期方解石胶结的成岩过程。油气充注后，砂岩是否含油又导致了随后的差异成岩作用，含水砂岩遭受Ⅰ期方解石的强烈胶结变得致密，而含油砂岩由于原油对方解石胶结有抑制作用，虽然受压实作用而致密化，但是岩石中仍残留一些溶孔。

在厚层砂体中（见图5b），取样点样品粒径较粗，杂基体积分数较低，经历了2期油气充注，具有异于薄层砂体的致密化过程。Ⅰ期油气充注成藏后，油水界面在取样点e附近，上部油层抑制方解石胶结，下部水层发生Ⅰ期方解石胶结。Ⅱ期油气充注成藏后，油水界面上移至取样点c附近，上部油层抑制方解石胶结，下部水层发生Ⅱ期方解石胶结。由于厚层砂体上部为2期油气聚集段，下部为油水界面变化段，因此呈现出上部油层发育，只存在少量方解石胶结，下部油水互层，方解石胶结较强烈的成岩特征。由于Ⅱ期油水界面上移，因此，Ⅱ期方解石胶结层浅于Ⅰ期方解石胶结层。

图5 铁边城地区长7段地质特征综合柱状图

综上所述，油气充注对长7段储层的致密化具有重要影响，不但导致了2期方解石胶结，而且控制了方解石胶结层的分布。考虑到压实作用和薄层砂体、厚层砂体的差异成岩作用，鄂尔多斯盆地铁边城地区长7段致密储层的形成与分布受控于沉积作用、压实作用、胶结作用和油气充注。

5 结论

1）铁边城地区长7段砂岩粒径较小，杂基体积分数较高，颗粒间呈线接触，压实减孔作用显著，砂岩受压实易致密。研究区方解石较发育，体积分数高达49%，导致长7段砂岩致密。

2）方解石成因与油气充注有关，方解石分布受控于单砂体厚度和油水分布。薄层砂体致密化主要受压实作用和早期油气充注影响，而厚层砂体主要受2期油气充注影响。

3）研究区砂体的致密化过程可分为压实+Ⅰ期方解石胶结致密化（薄层砂体）、压实+2期方解石胶结致密化（厚层砂体）、压实致密化（富软碎屑砂岩）。储层致密化的控制因素为沉积作用、压实作用、胶结作用和油气充注。