DOI: 10.11817/j.issn.1672-7207.2016.08.023

鄂尔多斯盆地延长组长6储层成岩作用特征及孔隙度致密演化

任大忠^{1, 2}，孙卫¹，屈雪峰³，卢涛³，张茜¹，刘登科¹

(1. 西北大学 大陆动力学国家重点实验室，地质学系，陕西 西安，710069；

2. 西部低渗-特低渗油田开发与治理教育部工程研究中心，陕西 西安，710065；

3. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安，710018)

摘要：依据鄂尔多斯盆地延长组长6油藏地质特征，结合铸体薄片、扫描电镜、物性等实验资料，深化姬塬油田和华庆油田长6储层成岩作用特征认识，按照成岩演化特征及地质综合效应建立与孔隙度对应的模拟方程。通过对比姬塬油田与华庆油田长6储层孔隙度演化路径，查明2个储层物性致密成因的差异性。研究结果表明：流体性质和温度是孔隙度演化的直接响应因子，埋藏深度、地层年代、不同类型胶结物含量是孔隙度演化的主要     参数。

关键词: 鄂尔多斯盆地；长6储层；成岩作用；孔隙度演化

中图分类号：TE112.23             文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2016)08-2706-09

Characteristic of diagenesis and pore dense evolution of Chang 6 reservoir of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin

REN Dazhong^1,2, SUN Wei¹, QU Xuefeng³, LU Tao³, ZHANG Xi¹, LIU Dengke¹

(1. State Key Laboratory for Continental Dynamics, Department of Geology, Northwest University, Xi’an 710069, China;

2. Engineering Research Center of Western Low & Ultra-low Permeability Oilfield Development & Management,

Ministry of Education, Xi’an 710065, China;

3. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of

Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018, China)

Abstract: Based on the reservoir geological factor of Chang 6 sandstone reservoir in Ordos Basin, a detailed research on the feature of diagenesis was made with a series of experiments including casting thin slice, SEM, the techniques of physical properties and so on. And a simulation equation corresponding to porosity was established according to the feature of diagenetic evolution and the generalized geologic effect. By comparing the route of porosity evolution of Chang 6 sandstone reservoir in Jiyuan Oilfield and Huaqing Oilfield, the difference between the factors that resulted in two tight reservoirs was found out. The results show that the fluid property and temperature can influent the porosity evolution path directly, and the buried depth, chronostratigraphy, and the content of different cement types are the main parameters of the pore evolution.

Key words: Ordos Basin; Chang 6 sandstone reservoir; diagenesis; porosity evolution

储层物性是评价储层品质和油气藏勘探开发潜力的关键参数，而沉积与成岩作用是影响碎屑储层物性的主导因素^[1-3]。因此，地质工作者借助图像粒度、铸体薄片、包裹体、扫描电镜、X线衍射等实验，以成岩作用为主线并结合埋藏史、热演化史、成岩演化史、构造演化、油气充注等模拟储层演化，建立现今孔隙度与主因素参数之间的预测模型，对储层孔隙度致密演化进行定性表述及定量表征^[3-7]。国内部分学者采用上述方法^[4-8]，模拟鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4+5—长8油层的现今孔隙度集中在10%左右，一般分布在7.0%~16.0%，这与气测孔隙度结果接近，其主要误差范围小于15%。初步查明，成岩作用演化是砂岩油藏孔隙度致密的主要地质响应因素之一。鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长6—长7油层是国内建成第1个成熟的致密油生产区，为我国致密油的后续发展提供了科学的支撑^[9]。甘肃省陇东地区的姬塬油田和华庆油田长6油层是致密油勘探开发的示范区，2个区块在同一地质时期和同一成岩作用演化阶段对应的沉积微相、物源、构造、埋藏深度等存在差异，引起相近物性的含油砂体致密演化程度不同，导致原油采收率不同，即储层孔隙演化过程的差异制约了油气勘探品质与采收率的提高^[10-12]。本文作者以甘肃省陇东地区的姬塬油田H133井区、华庆油田B259井区长6油层为例，在深化储层特征认识的基础上，结合沉积微相、成岩作用、埋藏史、热演化史和油气充注史，深入剖析成岩演化特征与地质综合效应对孔隙度的影响，确定孔隙度演化对应的模拟条件，探讨长6油层致密成因机理，为进一步提高储层油气的勘探开发程度和评价精度服务。

1  储集层岩石学特征

依照SY/T 5368—2000行业标准^[13]，基于沉积特征、岩心等地质资料(图1)，应用图像粒度、铸体薄片、扫描电镜、X线衍射等测试资料(表1)。由于沉积相、物源的差异，姬塬油田H133井区与华庆油田B259井区长6油层的岩石组分差异明显(表1、图2)，表现为：对应的主要岩石类型分别为极细—细粒的长石砂岩、岩屑长石砂岩(图2(a))；对应的陆源碎屑体积分数分别为89.37%和86.75%，填隙物体积分数分别为13.15%和13.06%，结构成熟度分别为0.41和0.61，平均粒径分别为0.13 mm和0.12 mm(图2(b)、表1)；相对于H133井区，B259井区长6物源搬运距离远且混源区发育、颗粒分选好且结构成熟度高、岩石组分及分布非均质性强(图1~2)。

图1  研究区域位置及沉积背景

Fig. 1  Location and sedimentary facies in surveyed area

表1  研究区典型样品岩石组分特征

Table 1  Parameters of sandstone components of typical samples in surveyed area

2  储集层物性及孔隙特征

根据Y/T 6285—2011行业标准^[14]，H133井区长6油层的物性和孔隙发育均比B259井区长6油层的好(表2、图3)，2个井区孔隙度主要为低孔和特低孔，渗透率以超低渗为主，孔隙度与渗透率均呈现指数拟合的正相关性；2个井区孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔(表2)，同时包含少量颗粒间或填隙物晶间微孔或成岩微裂缝。上述表明，储层孔隙空间的致密演化趋势和程度与孔隙度的致密演化密切相关。

图2  研究区长6储层砂岩成分图

Fig. 2  Sandstone components and type of Chang 6 reservoir in surveyed area

图3  储层物性分布特征

Fig. 3  Distribution diagram of reservoir

表2  研究区典型样品物性和孔隙类型

Table 2  Porosity-permeability and pores types of typical samples in surveyed area

3  成岩作用特征

基于研究成果^[10-12]，根据SY/T 5477—2003^[15]，姬塬油田和华庆油田长6油层砂岩现今成岩阶段主要为中成岩阶段A期，部分进入中成岩B期的早期。

3.1  压实作用

沉积物沉降后，早期成岩阶段以机械压实为主^[15]，中晚期成岩阶段压溶作用增强，即压实作用在不同成岩阶段具有不同的表现形式和强度。姬塬油田和华庆油田长6油层镜下压实作用现象表现为(图4(a))：碎屑颗粒呈点—线致密接触并表现出一定的方向性，石英、长石等刚性颗粒局部被压裂，部分电镜下可见颗粒呈现凹凸接触，偶见压溶现象；云母、千枚岩等塑性矿物被压变形后顺层排列明显，并充填粒间孔隙。

3.2  胶结作用

3.2.1  碳酸盐胶结

碳酸盐胶结是砂岩储层致密的主要胶结类型之 一^{[12, 15]}，在镜下观察到H133井区和B259井区长6油层普遍发育，常见细晶镶嵌状和连晶状的方解石、铁白云石、铁方解石等碳酸盐胶结物充填或交代于碎屑颗粒内(图4(b)~(d))，2个井区碳酸盐胶结物平均体积分数分别为3.59%和3.98%，其中铁方解石和铁白云石为主(图2(b)、表2)。

图4  研究区典型样品成岩现象的镜下特征

Fig. 4  Microscope figures of typical diagenetic phenomenons of samples in surveyed area

在早成岩阶段少量不含铁的泥晶和微晶方解石分布于碎屑颗粒镶嵌处或粒间孔隙中(图4(c))；在中成岩阶段早期，铁方解石形成晚于绿泥石膜、早于油气充注，在重结晶作用条件下铁方解石呈连片式“增生”，晶体表面洁净，充填于粒间孔或溶蚀孔中(图4(c))；在中成岩阶段中后期，晶体结构较好的铁方解石、铁白云石、白云石形成于油气充注后(图4(d))，充填于未饱和的剩余孔隙中，加剧油气渗流通道封闭。

3.2.2  黏土矿物胶结

黏土矿物胶结是表征砂岩储层成岩演化的重要指标^[15-17]，X线衍射数据分析显示，H133井区长6油层黏土矿物绝对体积分数为6.51%，其中绿泥石、伊利石、高岭石及伊/蒙间层的相对体积分数分别为27.69%，12.99%，47.55%和11.76%；B259井区长6油层黏土矿物绝对体积分数为4.72%，其中绿泥石、伊利石、高岭石及伊/蒙间层的相对体积分数分别为34.33%，50.93%，19.79%和13.16%。X线衍射结果与铸体薄片资料一致(表1、图2(b))。

在早成岩阶段和中成岩阶段早期，镜下高岭石晶形多呈假六方板状、书页状或蠕虫状，分布在粒间孔或长石溶孔内，发育晶间微孔(图4(e))。高岭石主要形成于水岩交互作用过程中长石蚀变和溶蚀沉淀，早于油气充注，成岩阶段中后期向伊利石或绿泥石转化等。

在早成岩阶段和中成岩阶段早期，镜下栉壳式绿泥石包裹于碎屑颗粒，有利于抑制水岩作用、次生矿物加大、机械压实，在中成岩阶段中期被油气浸染后呈褐色图4(f)；成岩阶段中期绿泥石晶形类似“菊花”的朵状充填孔隙。伊利石主要形成于中成岩阶段，镜下多以画卷状、呈搭桥状等晶形附着在碎屑颗粒表面或切割充填孔喉空间，缩小孔隙及增大喉道的迂回度图(图4(d)、图4(g))。

3.2.3  硅质胶结

在镜下观察到H133井区和B259井区长6油层中多见Ⅱ级石英与长石晶柱加大或环边加大，2个井区的硅质加大体积分数分别为0.86%和1.10%(表1)。在早成岩阶段，主要由压实作用导致石英颗粒边缘“增生”形成环边加大^[18]，水岩作用形成附着颗粒表面的石英晶体且充填孔隙(图4(d)、图4(f))；中成岩阶段油气充注后，部分石英颗粒边缘形成Ⅲ级加大边，Ⅱ级加大石英或长石晶柱发育，充填于粒间孔或溶蚀孔中(图4(d)、图4(f))。

3.3  交代及其他胶结作用

基于成岩次生矿物的先后次序，在镜下观察到H133井区和B259井区长6油层中多见碳酸盐矿物交代碎屑颗粒或黏土矿物(图4(b)~(c))。交代作用主要是矿物之间的置换关系，对孔隙度体积的影响较小。

3.4  次生孔隙特征

依据铸体薄片资料，H133井区长6油层中长石溶孔面孔率(1.30%)和岩屑溶孔面孔率(0.13%)均高于B259井区长6油层(图4(k)~(l)、表2)。同时，镜下偶见成岩微裂缝，所占面孔率均低于0.10%(图4(l))。镜下发现在早成岩阶段溶蚀作用弱，形成的长石溶孔易被铁方解石、铁白云石充填(图4(k))；在中成岩阶段早期，在油气成熟规模充注前，发生大规模的长石和岩屑溶蚀及少量碳酸溶蚀(图4(k)~(l))，其长石溶孔中可见油浸痕迹、高岭石和碳酸盐充填。

4  成岩作用对孔隙度演化的影响

4.1  原始孔隙的恢复

储层原始孔隙的恢复可依据1973年由BEARD 等^[19]提出孔隙度演化定量模型，采用如下公式计算：

式中：Φ₁为砂岩未固结的原始孔隙度，%；S_d为分选系数S_d=(P₂₅/P₇₅)^1/2；P₂₅和P₇₅分别为累计曲线上25%与75%所对应的颗粒的直径，mm^[4]。

依据粒度资料，H133井区22口井的长6油层分选系数为1.25~1.97，平均为1.42；原始孔隙度为32.53%~ 39.23%，平均为37.12%，相比岩心的气测孔隙度，成岩作用演化引起的孔隙度损失约为26.48%；B259井区47口井长6油层分选系数为1.23~1.72，平均为1.34；原始孔隙度为34.22%~39.52%，平均为37.69%，相比岩心的气测孔隙度，成岩作用演化引起的孔隙度损失约为28.33%。H133和B259井区长6油层初始孔隙度近似，表明沉积微相和碎屑岩结构对沉积初期的孔隙度影响较小(表3、图1、图5)。

4.2  压实作用对孔隙度的影响

压实作用主要是表征早成岩阶段沉积物沉降过程中^{[15, 20]}，原始孔隙经历压实作用后，一部分受到损失，另一部分被胶结，剩下的为残余粒间孔隙与胶结物含量、残余粒间孔、溶蚀孔隙以及现存孔隙度有如下关系，压实后剩余粒间孔隙度采用如下公式计算：

Φ₂=C+(P₁+P₂)×P₃/P₄

式中：Φ₂为压实后剩余粒间孔隙度，%；C为胶结物含量，%；P₁为实测原生粒间孔面孔率，%； P₂为原生微孔面孔率，%；P₃为气测孔隙度平均值，%；P₄总孔隙面孔率，%。同时，压实损失孔隙度P_L=Φ₁-Φ₂；压实孔隙度损失率F_L=(P_L /Φ₁)×100%。

表3  研究样品不同成岩演化过程孔隙度演化统计表

Table 3  Porosity evolution in different diagenetic stages of typical samples in surveyed area

依据铸体薄片资料计算，H133井区22口井的长6油层样品的平均埋深为2 381.2 m，压实后剩余粒间孔隙度为10.41%~21.46%，平均值为15.47%，压实孔隙度损失率为42.42%~71.80%，平均值为58.92%。B259井区47口井的长6油层样品的平均埋深为2 092.7 m，压实后剩余粒间孔隙度为10.32%~21.27%，平均值为15.29%，压实孔隙度损失率为44.67%~ 73.13%，平均值为59.86%。2个井区压实孔隙度损失率主要分布在40%~70%之间，属于中等压实^[21]，其压实程度相当于 LENZ^[20]实验的Ⅱ级压实程度，储层孔隙度损失为10%~20%之间。表明沉积微相、碎屑矿物组分的纯度及颗粒的几何结构是储层压实强度的重要因素(表1、表3、图5)。

EMERY等^[22]研究认为当孔隙度>10%时，发现油气运移和成藏受物性影响较小，表明压实是储层孔隙度减小的主要成岩作用，而2个井区受早期成岩阶段机械压实后并未导致储层发生明显的致密现象。

4.3  胶结作用对孔隙度的影响

胶结作用是表征成岩演化期次及特征对孔隙度的影响重要成岩阶段^[15]，自早期强机械压实作用后，依油气充注时间为界限，胶结物可划分为早期和中晚期2个形成阶段。孔隙度演化计算依据2个期次胶结物的含量计算，胶结后剩余孔隙度Φ₃=Φ₂-C。同时，胶结损失孔隙度P_c=C；胶结孔隙度损失率F_c=(C/Φ₁)×100%。

按照上述公式计算，H133井区长6油层早期胶结后剩余孔隙度介于8.19%~14.92%，平均值为11.50%；早期胶结孔隙度损失率介于5.65%~21.05%，平均值为10.54%。B259井区长6油层早期胶结后剩余孔隙度介于7.46%~18.21%，平均值为11.10%；早期胶结孔隙度损失率为2.61%~24.62%，平均值为10.98%。依据EMERY等^[22]的研究成果，早期胶结后H133井区与B259井区孔隙度＜10%的样品数比例分别为21.16%和42.56%，表明B259井区长6油层的孔隙度致密程度较强、油气充注及渗流能力差，即早期胶结后剩余孔隙度是储层致密的重要指示参数(表3、图5)。

对于油气充注后期的胶结损失孔隙度：H133井区长6油层中晚期胶结损失的孔隙度介于3.35%~ 9.10%，平均值为6.77%；B259井区长6油层中晚期胶结损失的孔隙度介于2.0%~12.05%，平均值为6.55%。中晚期胶结损失的孔隙度是表征储层勘探开发价值的重要指示参数(表3、图5)。

4.4  溶蚀作用对孔隙度的影响

溶蚀作用是形成次生孔隙，改善储渗条件的主要成岩方式之一^[15,17]，溶蚀增加的孔隙度Φ₄=P₅× P₃/P₄(其中：P₅为溶蚀孔面孔率)。

在油气大规模充注前期溶蚀作用发育，H133井区长6油层溶蚀增加的孔隙度介于2.05%~9.55%，平均值为5.56%；B259井区长6油层溶蚀增加的孔隙度介于1.58%~8.41%，平均值为4.38(表3)。2个井区溶蚀孔隙度差异的原因是由于H133井区长6油层的长石含量和早期胶结后剩余孔隙度均明显大于B259井区长6油层及其沉积微相不同引起。

H133井区长6油层测井解释的含油饱和度介于2.67%~70.16%，平均值为28.47%；B259井区长6油层测井解释的含油饱和度介于1.93%~68.77%，平均值为24.17%。2个井区的含油饱和度差异表明油气充注前的孔隙度演化特征与流体渗流规律密切相关，与EMERY等^[22]的研究结论相符，即溶蚀后的孔隙度是油气成藏品质的重要指示参数(图5)。

图5  不同成岩作用期次的孔隙度演化路径模式图

Fig. 5  Porosity evolution path diagram in different diagenetic stages

5  地质响应孔隙度演化模型

研究成果证实^{[3-8, 15, 19-22]}：沉积微相、颗粒结构、岩石组分、埋深、地层压力、流体性质、地质年代、古地温、压实作用、胶结作用、溶蚀作用等均是储层孔隙演化的影响因素。因此，以上参数均是储层孔隙演化模式、演化方向的变量，与孔隙度数据具有特定的函数关系。本次研究以H133井区H53井长6段为例，着重分析埋藏深度、包裹体温度随地层年代和构造演化过程中的孔隙度成岩演化史，定性、定量表征储层物性致密成因机理，见图6。

5.1  早期机械压实作用减孔阶段

沉积物沉降后至距今209.25 Ma，埋藏深度达到895 m左右，沉积物脱离水体后上覆地层压力快速增加，初始孔隙度由38.2%减小至约28.87%(图6(a)~(c))。

距今209.25~206.5 Ma地层出现一次短暂的小幅度抬升剥蚀，由于保持上覆地层压力，孔隙度发生微弱变化(图6(a)~(c))。

距今206.5~180 Ma，地层埋藏深度达到1 153 m左右，上覆地层压力持续增加，压实使得原生孔隙继续减小(图6(a)~(c))。包裹体温度显示在50 ℃附近，早成岩期胶结物开始充填孔隙(图6(b)、图6(d))，压  实-胶结作用使总孔隙度减少约24.87%(图6(c))。

距今180~176 Ma，地层再一次出现短暂的小幅度抬升剥蚀，孔隙度发生微弱变化(图6(a)~(c))。

5.2  压实+早期胶结作用减孔阶段

距今176~151 Ma，地层埋藏深度达到1 595 m左右，地层压力增加，原生孔隙继续减小(图6(a)~(c))。包裹体温度显示在50~70 ℃之间，SURDAM等^[23]认为包裹体温度在60~140 ℃之间为长石矿物的酸化溶蚀温度窗口。因此，成岩特征主要表现为压实作用、薄膜状绿泥石包裹颗粒、微晶或亮晶方解石充填孔隙、长石和岩屑的弱溶蚀、硅质次生加大等，压实、胶结、早期溶蚀作用共同叠合使得总孔隙度减少约18.28%(图6)。

图6  H53井长6段砂岩孔隙度演化模拟综合模式图

Fig. 6  Integrated pattern diagram of the porosity evolution simulation of Chang6 reservoir in H53 well

5.3  主要溶蚀增孔窗口

距今151~145.5 Ma，地层出现1次短暂的沉积间断与小幅度抬升，包裹体温度在65~75 ℃之间，溶蚀增加孔隙度且压实、胶结减孔相对减弱，总体上孔隙度相对增加(图6)。

距今145.5~139 Ma，地层埋藏深度达到1 835 m左右，地层压力持续增加，包裹体温度在70~90 ℃之间，石英与钠长石开始次生加大(图6)。SURDAM等^[23]认为包裹体温度在70~90 ℃之间，干酪根热解形成的羟酸对长石、岩屑、碳酸盐等易溶蚀矿物的溶蚀强度最大。古地温达到90 ℃处时对应的孔隙度为19.35%，总溶蚀孔隙度增加量为4.21%，总压实与胶结减孔量为1.82%，压实、胶结、溶蚀作用共同叠合使得总孔隙度增加约20.67%(图6)。

5.4  油气充注-化学压实+中晚期胶结作用减孔阶段

距今139~99 Ma，地层再次快速埋藏，最大埋深为2 671 m附近，包裹体温度为90~130 ℃(图6(a)~(c))。依据SURDAM等^[23]研究结论分析，古地温大于90 ℃时干酪根热解率降低，溶蚀作用减弱或停止。包裹体温度峰值为95~110 ℃与120~130 ℃，95~110 ℃为主要的油气充注温度，油气充注增大了孔隙内的流体压力、抑制或减弱了溶蚀作用与胶结作用(图6)。长石、岩屑是溶孔的载体，经过较强的压实固结作用后，压实作用对溶蚀孔隙的破坏较小。流体环境逐渐由酸性环境向碱性环境过渡，古地温增加，溶蚀物质向碱性矿物转变，碳酸盐矿物、绿泥石和伊利石等碱性自生矿物增加(图6(d))。地层埋藏深度为1 835~2 671 m，由压实和胶结作用造成总孔隙度减小了8.78%，在综合演化过程中总孔隙度减小到11.89%(图6(a)~(c))。由图6(a)和图6(b)计算求得^[5]：95~110 ℃对应油气充注时的剖面临界孔隙度为10.21%。

距今99 Ma，地层埋深由2 671 m抬升到2 325 m，第四系、第三系和白垩地层遭受不同程度的剥蚀(图6(a))，导致地层热流值降低，孔隙间的流体压力降低；烃类充注停止，地层流体环境整体呈现中性偏弱碱性，铁质碳酸盐、碱性黏土矿物胶结减孔量明显强于化学压实作用(图6(d))。上覆地层压力和胶结作用造成原生孔隙进一步致密，同时胶结矿物胶结充填溶蚀孔隙。压实、胶结作用使孔隙度减小了1.84%，在综合演化过程中，总孔隙度减小到现今的10.05%(图6)。

6  结论

1) B259井区长6油层的岩石组分及分布非均质性强于H133井区，物性和孔隙发育程度均差于H133井区；2个研究区孔隙度主要为低孔和特低孔，主要为超低渗透，孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔。

2) 基于H133井区和B259井区长6油层对比研究，厘定了从沉积物初始孔隙度—沉降压实作用减孔—早期胶结作用减孔—溶蚀作用增孔—中晚期胶结作用减孔的成岩作用序列和孔隙度演化参数，定量表征了不同成岩作用阶段孔隙度演化的差异性及对储层勘探开发的指示作用。

3) 以H53井为例分析了由第四系至延长组长6段的地质响应孔隙度演化过程，以地层年代、包裹体温度、埋藏深度为主线划分为早期机械压实作用减孔、压实+早期胶结作用减孔、主要溶蚀增孔窗口及油气充注-化学压实+中晚期胶结作用减孔4个孔隙度演化阶段，较合理地反演了地层古孔隙度的演化过程及量变。计算出现今孔隙度为10.05%，在95~110 ℃对应油气充注时的剖面临界孔隙度为10.21%。

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(编辑  刘锦伟)

收稿日期：2015-08-29；修回日期：2015-10-05

基金项目(Foundation item)：中国博士后科学基金资助项目(2015M582699)；陕西省自然科学基础研究计划-青年人才项目(2016JQ4022)；陕西省科技统筹创新工程基金资助项目(2015KTCL01-09)(Project(2015M582699) supported by the China Postdoctoral Science Foundation; Project(2016JQ4022) supported by the Natural Science Foundation Research Project of Shanxi Province; Project(2015KTCL01-09) supported by the Innovation Project of Science and Technology of Shanxi Province)

通信作者：任大忠，博士，从事油气藏地质与开发研究；E-mail：rendazhong123@163.com