姬塬地區(qū)上三疊統(tǒng)長6油層組儲層成巖相研究

孟立娜，崔 強(qiáng)，張志勇，張曉丹，呂志欣

（1.大港油田第一采油廠，天津 300280；2.大港油田第五采油廠，天津 300280）

鄂爾多斯盆地三疊系延長組是重要的含油氣的地層，油藏主要為巖性油藏類型[1-2]，儲層砂體性質(zhì)主要由沉積環(huán)境和成巖作用控制[3-7]，沉積相決定儲集層的空間分布和原始物質(zhì)，成巖作用決定儲集層的最終物性[8-13]。本文通過對姬塬地區(qū)延長組長6油層組的成巖作用進(jìn)行系統(tǒng)的研究，分析成巖相的展布，這對于該區(qū)儲層特征的分析具有重要的意義[14]。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造及姬塬地區(qū)位置Fig.1 Structure of Ordos Basin and location map of Jiyuan area

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西部，構(gòu)造位置上橫跨天環(huán)向斜和伊陜斜坡兩大構(gòu)造單元（見圖1）。本區(qū)上三疊統(tǒng)延長組為一套內(nèi)陸湖盆的碎屑巖沉積[15]，自上而下劃分為10個油層組（長1～長10）[16]。其中，長10段至長71段沉積期為湖進(jìn)期，長6段至長2段沉積期為湖退期，長1段沉積期為準(zhǔn)平原化期[17-18]。長6油層組發(fā)育的三角洲前緣水下分流河道的砂體是油氣的有利儲集場所。對長6油層組成巖相的研究對有利區(qū)的預(yù)測具有重要意義。

1 儲層巖石學(xué)特征

姬塬地區(qū)長6油層組儲層為極細(xì)、細(xì)、中砂巖和含泥粉砂巖，巖性主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，少量的巖屑石英砂巖、長石石英砂巖和長石巖屑砂巖碎屑。顆粒以極細(xì)-細(xì)粒、細(xì)-中粒為主，大多呈次棱角和次圓-次棱角狀，分選以中、中-好為主，膠結(jié)類型主要是孔隙型。砂巖碎屑成份平均含量86.07%，其中石英含量集中在25%～45%，平均值為29.96%；長石含量集中在30%～52%，平均為38.89%；巖屑含量為7%～35%，平均為17.22%。

長6油層組的孔隙性較好，孔隙度0.22%～19.6%，主要集中在8%~14%，有效儲層平均孔隙度為11.37%。整體滲透率較低，滲透率值總體都在0.9×10-3μm2以下，平均滲透率值為 0.62×10-3μm2。

2 成巖作用類型和成巖演化階段

2.1 主要的成巖作用

鑄體薄片、掃描電鏡、粘土分析、物性分析等方法研究表明姬塬地區(qū)長6油層組主要的成巖作用包括以下幾種類型：

2.1.1 壓實(shí)作用 砂巖薄片中可以觀察到的壓實(shí)現(xiàn)象有：顆粒緊密接觸、塑性的云母碎片發(fā)生定向排列，甚至發(fā)生撓曲（見圖2-a）、泥巖屑擠壓變形，形成假雜基，剛性顆粒斷裂等。

2.1.2 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用是長6油層組較為常見的類型，主要包括硅質(zhì)膠結(jié)作用、碳酸鹽膠結(jié)作用和粘土礦物膠結(jié)。

2.1.2.1 硅質(zhì)膠結(jié)作用 硅質(zhì)膠結(jié)物主要呈石英次生加大（見圖2-b）和自生石英晶體（見圖2-c）的形式產(chǎn)出在碎屑石英顆粒表面、顆粒孔壁和粒內(nèi)溶孔中，含量0.5%～2%，最高可達(dá)8.6%。整體而言，硅質(zhì)膠結(jié)作用對孔隙的破壞作用大于保護(hù)作用。

2.1.2.2 碳酸鹽膠結(jié)物 碳酸鹽膠結(jié)物具有多期性，早期主要以方解石為主（見圖2-d），而晚期則以含鐵的方解石（見圖2-e）和白云石為主。早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物可有效地增強(qiáng)巖石的抗壓實(shí)能力，利于粒間孔保存，而晚期形成的鐵方解石和鐵白云石，整體表現(xiàn)為充填孔隙和交代顆粒，對儲層起破壞性作用。

圖2 姬塬地區(qū)長6油層組成巖作用類型Fig.2 Diagenetic type of Chang 6 reservoir in Jiyuan area

2.1.2.3 粘土礦物 （1）綠泥石膠結(jié)物，研究區(qū)綠泥石作為膠結(jié)物主要以綠泥石環(huán)邊膠結(jié)（見圖2-c、f、g）的形式產(chǎn)出，在掃描電鏡下呈葉片狀垂直顆粒生長，大小一般在3~5 μm。從其產(chǎn)狀來看，它可能形成于早成巖A亞期，它在沉積物顆粒接觸處消失，表明形成在沉積物被壓實(shí)之后。（2）高嶺石膠結(jié)物，長6油層組砂巖中普遍含有豐富的自生高嶺石集合體（見圖2-h、i），并伴隨較多的次生粒間和粒內(nèi)溶孔，但是由于高嶺石晶間空隙較小，導(dǎo)致砂巖整體的孔隙度較高，但滲透率不高。（3）水云母膠結(jié)物，長6油層組砂巖中填隙物水云母主要以交代碎屑顆粒如云母、泥質(zhì)內(nèi)碎屑的形式出現(xiàn)。這類水云母充填孔隙并堵塞吼道（見圖2-j），使砂巖孔隙度、滲透率大幅度降低。

2.1.3 溶蝕作用 長6油層組的溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒的溶蝕和填隙物的溶蝕兩種，被溶蝕的碎屑顆粒包括長石顆粒和酸性巖漿巖巖屑。長石顆粒的溶蝕多沿解理面和破裂面發(fā)生溶蝕，形成明顯的粒內(nèi)溶孔，甚至形成鑄?？祝ㄒ妶D2-k）。

2.1.4 交代作用和重結(jié)晶作用 姬塬地區(qū)長6油層組砂巖中常見的交代作用有以下幾種：

（1）方解石的交代作用，方解石對各種顆粒和雜基都可發(fā)生交代，但似乎對長石更具選擇性，常見長石的交代幻影和交代殘留結(jié)構(gòu)（見圖2-m），大多數(shù)長石顆粒邊緣被交代成港灣狀、鋸齒狀等不規(guī)則形態(tài)。

（2）長石的粘土化，砂巖顆粒中普遍見長石碎屑，長石的粘土化表現(xiàn)為鉀長石的高嶺土化和斜長石的絹云母化（見圖2-n）。

（3）黑云母綠泥石化，黑云母是姬塬地區(qū)長6油層組中常見的礦物碎屑，在薄片中，黑云母的褪色現(xiàn)象明顯，有的只具有黑云母的外形而看不清特征的一組極完全解理，有些黑云母甚至完全被綠泥石交代（見圖2-o），而呈現(xiàn)出片狀綠泥石的集合體，為綠泥石包膜的形成提供了大量的物質(zhì)來源。

（4）粘土雜基的重結(jié)晶作用，姬塬地區(qū)長6油層組中粘土雜基的重結(jié)晶作用主要表現(xiàn)為粘土雜基的高嶺石化，主要出現(xiàn)在孔隙中，晶體細(xì)小，集合體不干凈，常出現(xiàn)在孔隙不發(fā)育，雜基含量較高的巖石中。

2.2 成巖作用序列及演化階段

成巖礦物共生組合關(guān)系以及成因分析表明，長6油層組儲層的成巖作用具有如下特征：

（1）砂巖中碎屑多成點(diǎn)-線式接觸，黑云母被壓實(shí)變形，甚至形成假雜基，說明長6油層組已經(jīng)進(jìn)入晚成巖A期或B期[19-20]。

（2）在顆粒不接觸處可見形成明顯的綠泥石環(huán)邊（見圖2-l），表明綠泥石環(huán)邊形成于壓實(shí)作用之后。

（3）方解石主要充填于粒間，形成于綠泥石環(huán)邊之后（見圖2-d），不見充填長石等溶孔，故可以判定其形成于長石溶蝕之前。

圖3 姬塬地區(qū)長6油層組成巖階段劃分與孔隙演化模式Fig.3 Diagenetic type and Porosity evolution mode of Chang6 reservoir in Jiyuan area

（4）薄片中多出可見高嶺石充填在粒間和長石溶孔中（見圖2-h、k），故可以確定高嶺石的膠結(jié)形成于長石溶蝕之后。

（5）部分溶蝕的長石被鐵方解石連生膠結(jié)（見圖2-e），可知鐵方解石形成于晚期，在長石溶蝕之后。

可以初步確定姬塬地區(qū)延長組長6油層組儲集層主要成巖序列綜合表現(xiàn)為：早期壓實(shí)作用→綠泥石環(huán)邊形成→方解石膠結(jié)物的形成→長石和部分巖屑的溶蝕→高嶺石的膠結(jié)作用→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成（見圖3）。

3 成巖相類型及特征

根據(jù)成巖作用對儲層的影響，結(jié)合薄片鏡下觀察和沉積相的展布，將姬塬地區(qū)長6油層組的成巖相類型劃分為：黑云母壓實(shí)相、碳酸鹽膠結(jié)相、高嶺石弱溶蝕相和綠泥石環(huán)邊殘余孔相。各種成巖相的特征（見表1）。

3.1 黑云母壓實(shí)相

主要出現(xiàn)在巖屑砂巖中，一般塑性巖屑的含量越高，壓實(shí)作用往往較強(qiáng)，姬塬地區(qū)最主要的塑性巖屑是黑云母，而黑云母大量發(fā)育在水動力不強(qiáng)的粉-細(xì)砂巖中[21]，顯微鏡下常見到黑云母扭曲變形（見圖2-a），擠入碎屑顆粒間形成假雜基，而且普遍發(fā)生較強(qiáng)烈的水化、綠泥石化（見圖2-o）和鈦鐵礦化等交代作用，使砂巖的滲透性大大降低。據(jù)鑄體薄片初步統(tǒng)計(jì)，壓實(shí)作用使保留下來的原生粒間孔隙度為2%~6%，不利于油氣的儲集。

3.2 碳酸鹽膠結(jié)相

在長6油層組儲集砂巖中，碳酸鹽膠結(jié)物充填粒間孔的作用較強(qiáng)，原生粒間孔往往被大量早期成巖階段形成的碳酸鹽膠結(jié)物呈連生晶體的嵌晶式膠結(jié)，將松散砂碎屑物膠結(jié)成巖，碎屑多呈點(diǎn)-線式接觸，孔隙式膠結(jié)，部分呈基底-孔隙式膠結(jié)，對原生粒間孔的破壞嚴(yán)重（見圖2-d），同時碳酸鹽的膠結(jié)作用持續(xù)到溶蝕作用之后，一些長石和巖屑溶蝕粒內(nèi)孔中充填有方解石、鐵方解石，成巖晚期的孔隙也起到很大的破壞作用（見圖2-e、m）。由于碳酸鹽礦物溶蝕程度微弱，因此儲層中高碳酸鹽膠結(jié)物含量帶均對應(yīng)低孔隙度發(fā)育帶，甚至形成低孔低滲的致密砂巖層，孔隙度一般小于5%，滲透率小于0.25×10-3μm2。碳酸鹽強(qiáng)烈膠結(jié)相區(qū)在裂縫不發(fā)育時基本無產(chǎn)能。

3.3 高嶺石弱溶蝕相

高嶺石弱溶蝕相主要出現(xiàn)在成分成熟度不高的細(xì)砂巖、粉砂巖中。無論是充填的高嶺石膠結(jié)物還是重結(jié)晶的高嶺石（見圖2-h、i、k），增加晶間孔的同時減少了原始粒間孔，因此在高嶺石大量出現(xiàn)的部位，巖石的孔滲性都較差。同時，雖然高嶺石膠結(jié)物是長石、花崗巖巖屑等顆粒溶蝕的產(chǎn)物，它的出現(xiàn)表明有溶蝕作用的產(chǎn)生，但由于原始的孔滲性較差，使得溶蝕產(chǎn)物發(fā)生就地沉淀，因此高嶺石膠結(jié)物的大量存在也反映了溶蝕作用有限，儲層的儲集能力較差，可出現(xiàn)少量的粒內(nèi)溶孔，巖石的孔隙度在5%以下。

3.4 綠泥石環(huán)邊殘余孔相

綠泥石環(huán)邊（見圖2-f、g）主要出現(xiàn)在成分成熟較高的砂巖儲層中，主要分布在姬塬地區(qū)東北部和西南部，其出現(xiàn)的微相主要為水下分流河道中部，通常砂體厚度大、顆粒較大、分選磨圓相對較好、原生孔隙度較發(fā)育。首先，成巖早期顆粒表面黏土礦物在富鐵、富鎂的孔隙水中轉(zhuǎn)化形成顆粒包膜；其次被孔隙水中沉淀出來的綠泥石所包裹，形成孔隙襯里，綠泥石環(huán)邊均勻地包繞在碎屑顆粒外面，能夠阻礙顆粒與孔隙水的接觸，從而減少了硅質(zhì)和部分碳酸鹽膠結(jié)物的沉淀，使具有一定抗壓實(shí)力的近三角形剩余粒間孔得以保留，有利于油氣的儲集。

4 成巖相的展布

儲層的形成與分布受很多因素的控制，而沉積環(huán)境和成巖作用是控制儲層特征的主要因素[3、22-24]。三角洲沉積體系儲層主要有分流河道、水下分流河道、河口壩、壩頂席狀砂、濁積水道和滑塌體微裂縫等[3]沉積微相成因類型。這些沉積相中的砂體初始孔隙度較好，而后期的成巖作用也會產(chǎn)生重要影響，同時成巖相一定程度上也受控于沉積相，將兩者聯(lián)系起來研究也是必要的。本文將沉積相與成巖相結(jié)合起來，作出成巖相的平面展布圖。

4.1 長63油層段

姬塬地區(qū)長63油層段主要發(fā)育的是三角洲前緣和前三角洲亞相，物源主要來自北東方向，少許來自北西方向。上游主要出現(xiàn)的是黑云母壓實(shí)相和碳酸鹽膠結(jié)相。黑云母壓實(shí)相出現(xiàn)在西北區(qū)域和北部局部區(qū)域中，碳酸鹽膠結(jié)相在姬塬地區(qū)大面積出現(xiàn)，但在水下分流間灣薄層砂體中出現(xiàn)的幾率更高。綠泥石環(huán)邊殘余孔相分布有限，只在局部水下分流河道中部和河口壩砂體中出現(xiàn)。高嶺石弱溶蝕相主要出現(xiàn)在水下分流間灣薄層砂體中（見圖4-a）。

4.2 長62油層段

長62油層段主要發(fā)育三角洲前緣相，在西南地區(qū)發(fā)育小面積的前三角洲相。綠泥石環(huán)邊殘余孔相大面積出現(xiàn)，分布在東部（主要是東北部）和中西部，也主要分布在水下分流河道中部。而高嶺石弱溶蝕相主要分布在與西北一支河流形成的水下分流河道分布的區(qū)域有關(guān)。碳酸鹽膠結(jié)相主要出現(xiàn)在姬塬地區(qū)的西南部以及局部水下分流間灣和前三角洲的薄層砂體中，在該油層段中，黑云母壓實(shí)相不發(fā)育（見圖4-b）。

4.3 長61油層段

該時期地層主要發(fā)育三角洲前緣相，水下分流河道的砂體向南大面積推進(jìn)。與長62油層段分布相似，綠泥石環(huán)邊殘余孔相相似，大都分布在東部（主要是東北部）和中西部的水下分流河道中部，而高嶺石弱溶蝕相主要分布在西北及姬塬地區(qū)的中西部的水下分流河道的邊部，總體孔隙度較小，這種相似性反映出這兩個段的物源有繼承性，且河流體系及流動方向也基本相同。黑云母壓實(shí)相主要出現(xiàn)在姬塬地區(qū)中北部，此外，該成巖相也主要出現(xiàn)碳酸鹽膠結(jié)相，在姬塬地區(qū)的南部以及局部水下分流間灣薄層砂體中，與細(xì)顆粒阻礙孔隙水流動而易發(fā)生鈣質(zhì)飽和有關(guān)（見圖4-c）。

圖4 姬塬地區(qū)長6油層組成巖相分布圖Fig.4 The distribution of diagenetic facies of Chang 6 reservoir in Jiyuan area

5 成巖相分布特征及對儲層的控制

優(yōu)質(zhì)油氣儲層的形成和分布主要是由早起的沉積環(huán)境和后期的成巖環(huán)境決定[25-26]，就姬塬地區(qū)長6發(fā)育的三角洲前緣亞相而言，有利的沉積相帶是水動力較強(qiáng)的水下分流河道微相中，這類砂體中具有較強(qiáng)的初始孔隙度，為形成優(yōu)質(zhì)儲層提供了先決條件，而在后期成巖作用中，壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、自生礦物的充填及溶蝕作用對原始空隙的保存和此生空隙的形成具有重要影響。姬塬地區(qū)長6油層組優(yōu)質(zhì)儲層主要為與水下分流河道砂體相關(guān)的綠泥石還變殘余孔相和高嶺石弱溶蝕相，而不利儲層是黑云母壓實(shí)相和碳酸鹽膠結(jié)相（見圖4）。

6 結(jié)論

（1）姬塬地區(qū)長6油層組儲層砂巖中主要發(fā)育壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和交代作用和重結(jié)晶作用4種類型的成巖作用。

（2）姬塬地區(qū)長6油層組儲層的成巖階段進(jìn)入了晚成巖A期甚至B期，儲層砂巖的主要成巖序列為：早期壓實(shí)作用→綠泥石環(huán)邊形成→方解石膠結(jié)物的形成→長石和部分巖屑的溶蝕→高嶺石的膠結(jié)作用→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成。

（3）姬塬地區(qū)長6油層組儲層砂巖可劃分為4種成巖相類型，分別為黑云母壓實(shí)相、綠泥石環(huán)邊殘余孔相、碳酸鹽膠結(jié)相、高嶺石弱溶蝕相。

（4）本文認(rèn)為成巖相帶的劃分和沉積相有一定關(guān)系。姬塬地區(qū)長6油層組優(yōu)質(zhì)儲層主要為與分流河道砂體相關(guān)的綠泥石環(huán)邊殘余粒間孔相和高嶺石弱溶蝕相，而不利的成巖相為與分流間灣和分流河道邊部薄層砂體有關(guān)的黑云母壓實(shí)相和碳酸鹽膠結(jié)相。

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