鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長7油層組致密砂巖成巖作用及孔隙演化

盧杰河， 王香增， 賀永紅， 楊 超， 鄧南濤

( 1. 中國科學院 地質與地球物理研究所,北京 100029; 2. 中國科學院大學 地球科學學院，北京 100049; 3. 陜西延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710075 )

鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長7油層組致密砂巖成巖作用及孔隙演化

盧杰河1,2， 王香增3， 賀永紅3， 楊 超3， 鄧南濤3

( 1. 中國科學院 地質與地球物理研究所,北京 100029; 2. 中國科學院大學 地球科學學院，北京 100049; 3. 陜西延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710075 )

致密砂巖油是非常規(guī)油氣勘探的熱點領域。以鄂爾多斯盆地東南部富縣地區(qū)長7油層組為研究對象，利用鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)物性、X線衍射和穩(wěn)定同位素等方法，分析致密砂巖的成巖作用，并對孔隙度演化進行半定量恢復。結果表明：長7油層組致密砂巖儲層處于中成巖階段A期，經(jīng)歷機械壓實、綠泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石膠結、有機酸溶蝕、高嶺石及蒙皂石向伊/蒙混層轉化、少量微晶石英和石英次生加大等成巖作用。物性演化主要受機械壓實、亮晶方解石膠結和有機酸溶蝕等成巖作用影響，但不同成巖作用在不同成巖時期所起作用存在差異。砂巖儲層大致經(jīng)歷早成巖階段A期(T3—J1末)、早成巖階段B期(J1末—K1早)、中成巖階段A期快速埋藏(K1早—K2早期)和中成巖階段A期緩慢抬升等4個孔隙演化階段，孔隙度從35.0%的原始孔隙度一直演化至現(xiàn)今6.6%。該研究結果對鄂爾多斯盆地東南部富縣地區(qū)油氣勘探有指導意義。

致密砂巖； 致密油； 成巖作用； 孔隙演化； 長7油層組； 富縣地區(qū)

0 引言

與常規(guī)儲層相比，致密砂巖儲層以低孔特低滲和成巖作用強烈為特點，物性演化過程和有效儲層成因非常復雜[1-4]。研究致密砂巖儲層的成巖作用特征，定量/半定量評價成巖作用對儲層物性的影響，并恢復孔隙演化過程具有重要意義[5-7]。

鄂爾多斯盆地中生界延長組長7油層組砂巖油藏是典型的致密砂巖油藏[8-9]。盆地東南部富縣地區(qū)長7油層組砂巖具有巖石成熟度低、孔隙結構復雜、孔喉細小、可動流體飽和度低、基質滲透率低等致密砂巖特點[10-14]。近年來，對長7油層組濁積砂體的沉積特征與發(fā)育演化模式[15-18]、成藏條件與成藏特征[19-20]、油藏滲流特征[21]等取得研究成果，但對其致密砂巖成巖作用和孔隙演化方面的研究較為薄弱，對優(yōu)質儲層的成因認識不明確，制約該地區(qū)油氣分布預測。

通過鑄體薄片和掃描電鏡(SEM)觀察，結合常規(guī)物性、X線衍射(XRD)和穩(wěn)定同位素等方法，分析富縣地區(qū)長7油層組致密砂巖儲層各油層組的成巖作用特征，確定成巖階段及影響儲層物性演化的主要成巖作用類型，闡述成巖作用及孔隙演化對油氣成藏的意義，為研究區(qū)目的層段致密油氣藏勘探提供參考。

1 研究區(qū)地質概況

富縣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶東南部(見圖1)，面積約為3 500 km2，構造格局總體為一個近西傾的平緩單斜，僅在局部發(fā)育小型低幅度鼻狀隆起[22]。研究區(qū)中生界自下而上分別發(fā)育上三疊統(tǒng)延長組、下—中侏羅統(tǒng)(富縣組、延安組、直羅組、安定組)和下白堊統(tǒng)(洛河組)地層，其中延長組分為10個油層組(自上而下分別為長1—長10油層組)。長7油層組沉積時期，主要發(fā)育湖侵域曲流河三角洲—湖泊—濁積扇相沉積體系，碎屑物母源來自于盆地北緣的陰山地區(qū)[23]。長7油層組下部主要發(fā)育張家灘油頁巖，有機質豐度高、類型好、成熟度高，為主要烴源巖，局部也發(fā)育濁積扇砂體[24]；長7油層組上部主要發(fā)育三角洲前緣和濁積扇砂體[25-26]。

圖1 研究區(qū)位置和長7油層組沉積相Fig.1 Location map of the study area and sedimentary facies of Chang7 stage

2 儲層巖石學特征

鑄體薄片鑒定結果表明，長7油層組砂巖以長石砂巖為主，含少量巖屑長石砂巖(見圖2(a))，其中石英體積分數(shù)為15.5%～32.5%(平均為21.2%)，長石體積分數(shù)為46.0%～62.5%(平均為51.7%)，巖屑體積分數(shù)為5.0%～16.5%(平均為10.1%)，成分成熟度較低。巖屑類型主要為板巖、片巖和千枚巖等變質巖巖屑和噴出巖巖屑。云母碎屑廣泛發(fā)育，體積分數(shù)為0.5%～7.5%(平均為2.8%)，雜基體積分數(shù)較低，一般為0～3.5%(平均為0.7%)。膠結物體積分數(shù)為1.9%～16.5%(平均為7.2%)，以方解石膠結物為主，含少量綠泥石、伊/蒙混層、伊利石、硅質(少量長石質)和白云石。砂巖的碎屑顆粒中值粒徑介于0.06～0.25 mm(極細—細粒)，分選較好，磨圓度為次圓—次棱狀，結構成熟度為中等。砂巖的骨架顆粒之間以點—線接觸為主，膠結類型為接觸式和接觸—孔隙式。

圖2 富縣地區(qū)長7油層組砂巖巖石學及物性特征Fig.2 The characteristics of lithology and porosity-permeability of Chang7 sandstones, Fuxian area

3 物性及儲集空間特征

研究區(qū)長7油層組839個砂巖樣品物性數(shù)據(jù)表明，孔隙度和滲透率的變化范圍較大(見圖2(b))，其中孔隙度為0.1%～21.2%(平均為8.6%)，滲透率為(0.02～11.91)×10-3μm2(平均為0.35×10-3μm2)，整體物性趨向于致密。

根據(jù)砂巖鑄體薄片和掃描電子顯微鏡觀察，長7油層組砂巖的孔隙類型主要為殘余粒間孔(約占總孔隙體積的63.5%)、粒內(nèi)溶孔(25.9%)、晶間孔(5.5%)和微裂縫(5.1%)。殘余粒間孔是研究區(qū)長7油層組砂巖儲層中最主要的孔隙類型，孔徑分布為10～120 μm，多呈邊緣較平直的三角形、多邊形，孔隙周緣常發(fā)育綠泥石或伊/蒙混層包膜(見圖3(a-b))。

粒內(nèi)溶孔分為長石、云母和巖屑顆粒等類型(見圖3(a-c))，以長石粒內(nèi)溶孔為主，長石粒內(nèi)溶孔約占總孔隙體積的22.1%，常沿長石解理、雙晶縫發(fā)生溶蝕，呈不規(guī)則網(wǎng)格狀、蜂窩狀，或全部被溶蝕而形成鑄模孔(見圖3(b))。長石粒內(nèi)溶孔的孔徑一般介于2～60 μm，大部分長石粒內(nèi)溶孔可以與殘余粒間孔連通成為有效孔隙(見圖3(b))。黑云母溶孔約占總孔隙體積的3.8%，沿其解理縫發(fā)生溶蝕，溶孔呈長條狀(見圖3(c))，也可與殘余粒間孔連通，分布不均勻。晶間孔主要為自生綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層、伊利石和鈉長石等晶間微孔隙(見圖3(d-e))，該類孔隙連通性較差，孔徑一般為1～4 μm，對砂巖儲集性能的影響有限。

圖3 富縣地區(qū)延長組長7油層組砂巖主要孔隙類型鏡下照片F(xiàn)ig.3 The pore types of Chang7 sandstones in Fuxian area

微裂縫主要為構造裂縫，其次為成巖裂縫。前者一般發(fā)育在砂質組分較多的砂巖儲層內(nèi)，裂縫一般連續(xù)斷穿骨架顆粒(見圖3(f))；后者常發(fā)育在泥質組分較多的砂巖儲層內(nèi)，為在成巖過程中由壓實、壓溶、重結晶等作用產(chǎn)生的近水平裂縫，一般具有順層理面彎曲、斷續(xù)、分枝、尖滅等分布特點，多沿顆粒邊緣形成粒緣縫。長7油層組砂巖儲層中，微裂縫大部分未被填充膠結[27]，是改善儲層滲透性能的重要因素。

鏡下觀察顯示，研究區(qū)延長組長7油層組砂巖油層組影響儲層質量的成巖作用主要為壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。

4 成巖作用特征及其對儲層物性的影響

4.1 壓實作用

長7油層組砂巖經(jīng)歷中等—較強的機械壓實作用，剛性顆粒在機械壓實作用下發(fā)生移動、重排和部分破裂等，部分顆粒間呈線接觸甚至凹凸接觸(見圖3(a)、圖4(a))；塑性顆粒(泥巖、千枚巖、片巖、板巖等巖屑和云母碎片等)受剛性顆粒的擠壓而發(fā)生變形(見圖4(a))，部分高塑性顆粒形成粒間孔隙內(nèi)的“假雜基”。因此，剛性顆粒重排和塑性顆粒變形使原生粒間孔隙大幅減少，是主要的破壞性成巖作用之一。根據(jù)砂巖壓實作用和膠結作用減孔率計算方法[28-29]，鑄體薄片的粒間體積(膠結物體積與粒間孔隙體積之和)和粒間孔隙體積數(shù)據(jù)(見圖5(a))表明，壓實作用導致長7油層組砂巖的減孔率為60%～95%，是導致原生粒間孔減少的主要因素。

圖4 富縣地區(qū)長7油層組砂巖主要成巖特征Fig.4 characteristics of diagenesis in Chang7 sandstones in Fuxian area

分析長7油層組砂巖儲層內(nèi)壓實減孔率較高(>80%)的砂巖，其中塑性顆粒體積分數(shù)相對較高，占碎屑顆粒結構組分的5%以上(見圖5(b))。塑性顆粒體積分數(shù)與孔隙度的關系反映，孔隙度隨塑性顆粒體積分數(shù)的增大呈減小的趨勢，表明塑性顆粒是導致機械壓實減孔的重要因素。

4.2 膠結作用

富縣地區(qū)長7油層組砂巖膠結作用對孔隙質量的影響非常重要，產(chǎn)生的減孔率為5%～40%(見圖5(a))。根據(jù)鑄體薄片和電鏡觀察結果，長7油層組砂巖中膠結物主要為自生碳酸鹽礦物，其次為自生黏土礦物和硅質，以及少量濁沸石和黃鐵礦等。

4.2.1 碳酸鹽膠結

研究區(qū)長7油層組砂巖碳酸鹽膠結物分布廣泛，主要為自生方解石(體積分數(shù)為0～35.0%，平均為6.8%)、少量自生白云石(體積分數(shù)為0～3.1%，平均為0.8%)。其中方解石膠結物主要由泥—微晶方解石、亮晶方解石和鐵方解石3種類型組成。

泥—微晶方解石常發(fā)育在長7油層組極細砂巖中，其總體發(fā)育程度低于亮晶方解石和鐵方解石的。該類方解石常呈基底式膠結，骨架顆粒之間的接觸程度較低，基本為無接觸—點接觸(見圖4(b))，反映它主要形成于大規(guī)模機械壓實作用之前，屬于早成巖A期的成巖產(chǎn)物。亮晶方解石是長7砂巖中最為常見的碳酸鹽膠結物，在極細砂巖和細砂巖中發(fā)育，通常以孔隙式和接觸式的膠結類型為主(見圖4(c))，少量亮晶方解石呈鑲嵌式分布于巖石顆粒之間。

圖5 富縣地區(qū)長7砂巖壓實作用對儲層物性的影響Fig.5 Impact of compaction to reservoir quality of Chang7 sandstones in Fuxian area

研究區(qū)長7油層組砂巖亮晶方解石膠結物的碳/氧同位素分析結果顯示：碳同位素(δ13C)分布在-2.31‰～-0.16‰ PDB之間，氧同位素(δ18O)分布在-20.18‰～-18.45‰PDB之間。根據(jù)方解石碳/氧同位素經(jīng)驗公式[26]，自生亮晶方解石主要形成于83.6～99.9 ℃溫度。根據(jù)碎屑巖成巖階段劃分標準[31]，研究區(qū)長7油層組亮晶方解石形成于中成巖階段A期(溫度為85～140 ℃)。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，自生亮晶方解石通常交代泥—微晶方解石膠結物，表明前者形成的時間晚于后者。

研究區(qū)長7油層組砂巖中含少量鐵方解石，一般以交代亮晶方解石的賦存形式出現(xiàn)(見圖4(d))，且交代方式從亮晶膠結物的外緣向內(nèi)進行，說明鐵方解石的形成可能是由含鐵孔隙流體侵入早期形成的方解石晶體所致。測試鄂爾多斯盆地中—南部地區(qū)延長組的鐵方解石碳/氧同位素，鐵方解石中碳/氧反應的成巖溫度在75～125 ℃之間[32]，溫度范圍處于蒙皂石開始向伊/蒙混層轉化的溫度(約為70 ℃)和蒙皂石完全伊利石化(約為140 ℃)的溫度之間[33]，表明鐵方解石的發(fā)育和黏土礦物的轉化密切相關。蒙皂石向自生伊利石轉化過程中釋放出Fe2+和Mg2+(蒙皂石+4.5K++8Al3+→伊利石+Na++2Ca2++2.5Fe3++2Mg2++3Si4+)，這些離子是交代前期方解石形成鐵方解石含鐵孔隙流體的重要來源。因此，富縣地區(qū)目的層段砂巖中鐵方解石膠結物主要為中成巖階段A期較晚時期的成巖礦物，形成時間晚于亮晶方解石大規(guī)模沉淀期。

根據(jù)長7油層組砂巖方解石膠結物體積分數(shù)與孔隙度關系(見圖6(a))，當砂巖中塑性顆粒較少時，巖石物性的主要控制因素為方解石膠結物的豐度。方解石膠結物體積分數(shù)高于5%，孔隙度低于8%，說明碳酸鹽膠結物，特別是自生方解石的體積分數(shù)是控制研究區(qū)目的層段儲層質量的重要因素。

圖6 富縣地區(qū)長7油層組砂巖膠結物與孔隙度關系Fig.6 The correlations between cement and porosity in Chang7 sandstones, Fuxian area

4.2.2 黏土礦物膠結

電鏡觀察和X線衍射分析表明，長7油層組砂巖中黏土礦物質量分數(shù)為12.3%～19.8%，主要黏土礦物類型為綠泥石(質量分數(shù)為2.2%～15.5%，平均為9.6%)和伊/蒙混層(質量分數(shù)為3.0%～12.1%，平均為6.5%)，含少量伊利石(質量分數(shù)0～2.0%，平均為0.7%)，高嶺石等其他黏土礦物較少(見表1)。

表1 富縣地區(qū)長7油層組砂巖中黏土礦物質量分數(shù)

(1)自生綠泥石。自生綠泥石是長7油層組砂巖中最主要的自生黏土礦物，主要以孔隙襯里的賦存形式出現(xiàn)。在顯微鏡下，櫛殼狀綠泥石常垂直于骨架顆粒表面生長(見圖3(b-c))，形成顆粒的包膜；在掃描電鏡下，常呈玫瑰狀或葉片狀生長，晶體的自形程度較高，形成的顆粒包膜厚度一般為2～6 μm(見圖3(d)、圖4(d))。X線能譜(EDX)分析發(fā)現(xiàn)，孔隙襯里綠泥石富含F(xiàn)eO而貧MgO，為鱗綠泥石。

碎屑巖儲層中綠泥石襯里能夠大幅保存粒間原生孔隙[34-35]，主要表現(xiàn)為骨架顆粒表面形成的綠泥石包膜阻止孔隙流體與顆粒表面的直接接觸，從而阻止石英、方解石及黏土礦物在顆粒表面的成核反應[36-37]。此外，由于長7油層組砂巖中綠泥石包膜上常吸附烴類流體，綠泥石混合烴類的雙層顆粒包膜對膠結作用的抑制更為徹底。根據(jù)長7油層組砂巖自生綠泥石質量分數(shù)與孔隙度關系(見圖6(b))，自生綠泥石的質量分數(shù)越高，孔隙越發(fā)育，說明長7油層組自生綠泥石的形成為建設性成巖作用，是影響儲層質量的重要成巖作用。

(2)伊/蒙混層和伊利石。研究區(qū)長7油層組砂巖儲層中伊/蒙混層是僅次于綠泥石的自生黏土礦物類型(見表1)，在顯微鏡下呈網(wǎng)狀，多以孔隙充填的形式賦存(見圖4(e))；在掃描電鏡下，伊/蒙混層多呈蜂窩狀(見圖3(e))或卷片狀。

長7油層組砂巖中自生伊利石發(fā)育程度較低，在掃描電鏡下，自生伊利石零星地、呈毛發(fā)狀分布于孔隙，說明伊/蒙混層向伊利石轉化不徹底。雖然高嶺石和蒙皂石在低溫環(huán)境下(20～30 ℃)能向伊/蒙混層緩慢轉化[33]，但具有規(guī)模化轉化的溫度需高于70 ℃，并在120 ℃溫度條件下基本轉化完成[38-41]。研究區(qū)長石的溶蝕現(xiàn)象較為普遍，但X線衍射檢測結果幾乎不可見，在掃描電鏡下、在部分樣品中零星發(fā)現(xiàn)，說明高嶺石可能向伊利石發(fā)生轉化。

伊/蒙混層呈網(wǎng)狀充填于整個粒間孔隙，較大程度地堵塞喉道，降低儲層的滲透率。纖維狀或搭橋狀形態(tài)的自生伊利石具有很大的比表面，在孔隙中形成很大的束縛水區(qū)，降低儲油能力[42]；同時，纖維狀自生伊利石可明顯地提高儲層孔隙系統(tǒng)的迂曲度[39,43]，大幅減小砂巖的滲透性能。

4.2.3 硅質膠結

巖石薄片鑒定顯示，研究區(qū)長7油層組砂巖主要發(fā)育石英和長石兩種硅質膠結物。其中，石英膠結物的體積分數(shù)為0～2.0%，平均為1.3%；長石膠結物的體積分數(shù)比石英的低，為0～1.0%，平均小于0.5%。

根據(jù)石英膠結物的賦存形態(tài)分為兩種類型：一種為自生微晶石英，晶體尺寸一般小于10 μm，呈六方短柱狀生長于骨架顆粒表面或溶蝕孔隙(見圖4(g))；另一種為石英次生加大邊，為沉淀于孔隙水的有序α-石英，通常沿石英或長石顆粒的C軸方向生長，與碎屑顆粒之間具有相同的光學連續(xù)性[44]，研究區(qū)石英次生加大邊同為一個世代(見圖4(h))。研究區(qū)長7油層組自生長石類型主要為鈉長石，其成因與高嶺石、蒙皂石和斜長石的鈉長石化有關[45]，化學穩(wěn)定性較差的斜長石在Na+充足的情況下容易轉化為鈉長石。

總體上，研究區(qū)長7油層組砂巖中硅質膠結物總體積分數(shù)非常低，對儲層物性的影響程度較小，在孔隙演化過程中所起作用較弱。

4.3 溶蝕作用

研究區(qū)長7油層組砂巖儲層中各結構組分的溶蝕現(xiàn)象非常普遍，但總體發(fā)育程度不高，主要為長石和黑云母碎屑顆粒的溶蝕，其次為巖屑的溶蝕。砂巖中含有豐富的長石碎屑顆粒(長石顆粒平均體積分數(shù)為51.7%)，對長石顆粒的溶蝕相對普遍。斜長石的溶蝕作用主要沿解理面延伸，粒內(nèi)溶孔大小一般為2～60 μm(見圖3(a))，有些甚至完全溶解長石顆粒而形成鑄?？?見圖3(b))。即便長石顆粒為自生綠泥石環(huán)邊包裹，孔隙溶蝕流體仍然選擇性地溶蝕長石，直至長石顆粒被完全溶蝕，只剩下綠泥石環(huán)邊的殘留(見圖3(b))。此外，可見黑云母碎屑顆粒的溶蝕現(xiàn)象。

Surdam R C等[46-48]認為，有機酸提供H+的能力是無機酸的6～350倍，所以溶蝕作用主要與烴源巖中有機質脫羧基作用生成的有機酸有關。研究區(qū)目的層砂巖緊鄰長7油層組泥質烴源巖，且砂巖普遍發(fā)生較強烈的烴類充注作用，長7油層組砂巖儲層中長石和黑云母碎屑顆粒發(fā)生溶蝕作用，主要原因是長7油層組底部烴源巖在大量排烴之前有機酸流體的溶解。

觀察鑄體薄片并統(tǒng)計溶蝕孔隙發(fā)育程度，溶蝕作用使總孔隙度增加0～47.6%(平均為24.8%)，說明溶蝕作用對孔隙演化具有一定影響力。

5 成巖序列與孔隙演化

5.1 成巖序列

根據(jù)鏡質體反射率(Ro)測試結果，長7油層組干酪根鏡質體反射率主要分布于0.70%～1.07%[49]，有機質演化進入低成熟—成熟階段。長7油層組砂巖樣品X線衍射結果顯示，伊/蒙混層(I/S)中蒙皂石(S)的質量分數(shù)介于15%～20%，根據(jù)Scholle P A等[50]提出的伊/蒙混層對成巖溫度的判別標準，長7油層組的最大古地溫為120～140 ℃。研究區(qū)埋藏史和溫度史演化模擬結果表明，長7油層組地層在白堊紀時期達到最大古埋深，為2 200～2 600 m[51](見圖7)。根據(jù)淡水—半咸水水介質碎屑巖成巖階段劃分標志[31]，研究區(qū)長7油層組砂巖儲層處于中成巖階段A期。

分析研究區(qū)長7油層組致密砂巖不同自生成巖礦物類型、賦存形態(tài)及其相互間的關系，結合碳/氧同位素測試和成巖階段劃分，建立砂巖儲層演化序列。在成巖早期階段A期(常溫～65 ℃，T3—J1末期)，沉積物經(jīng)歷淺埋藏(深度為0～1 500 m)，塑性顆粒在機械壓實作用下發(fā)生塑性變形(見圖4(a))，砂巖骨架顆粒被自生綠泥石包裹(見圖3(a-c))，部分云母碎屑顆粒和長石顆粒在大氣淡水淋濾的作用下發(fā)生綠泥石化和高嶺石化、蒙皂石化(見圖3(b-c))?？紫端猿练e水為主，Ca2+和孔隙水中CO2結合形成泥—微晶方解石沉淀(見圖4(b))，自生高嶺石、蒙皂石向伊/蒙混層、伊利石的轉化程度較低。

在早成巖階段B期(65～85 ℃，J1末—K1早期)，研究區(qū)長7油層組砂巖的埋藏深度約為1 500 m(小幅度抬升和埋藏)，表現(xiàn)為高嶺石、蒙皂石分別向伊/蒙混層轉化，在黏土礦物轉化過程中伴隨SiO2和Ca2+的釋放，形成少量微晶石英；長7油層組在J1末經(jīng)歷一次早期石油的充注，之前由孔隙流體供給有機酸，對砂巖儲層進行溶蝕作用改造。這是微晶石英晶體發(fā)育在粒內(nèi)溶蝕孔隙中的原因(見圖4(g))。

在中成巖階段A期(85～125 ℃，K1早—K2早期)，研究區(qū)長7油層組砂巖儲層經(jīng)歷一次沉降速率較快的埋藏作用，在135～100 Ma之間埋藏深度從1 500 m快速沉降至2 500 m，同時機械壓實作用達到最大化；隨著古地溫的逐漸增大，高嶺石、蒙皂石完全向伊/蒙混層、伊利石轉化，孔隙流體中SiO2、Ca2+逐漸生成石英次生加大邊、亮晶方解石并充填于孔隙(見圖4(c、h))，黏土礦物轉化釋放的Fe2+侵入亮晶方解石晶體，形成鐵方解石化；長7油層組砂巖經(jīng)歷一次石油充注，有機酸侵入對儲層質量進行局部改造(見圖4(d))。

圖7 富縣地區(qū)長7油層組儲集層砂巖成巖演化序列與孔隙演化

5.2 孔隙演化

現(xiàn)有古孔隙度恢復方法[52-58]較多，采用成巖序列法恢復砂巖古孔隙度中關于壓實減孔率和溶蝕增孔率方法[59]對儲層古物性進行恢復。分析研究區(qū)長7油層組砂巖薄片粒度并計算參數(shù)，其中Trask分選因數(shù)為1.56～1.70，平均為1.61。根據(jù)Sneider P M[60]等提出的“初始孔隙度和滲透率是粒徑和分選因數(shù)的函數(shù)”原理，利用Beard D C等[61]和Scherer M[53]提出的公式，計算研究區(qū)長7油層組砂巖沉積后的初始孔隙度為35.0%。

對研究區(qū)長7油層組砂巖孔隙演化的4個階段分別進行孔隙度恢復：

(1)晚三疊世到早侏羅世末期(195～180 Ma)，長7油層組砂巖埋深在0～1 500 m之間，儲層主要經(jīng)歷機械壓實作用、以云母和長石碎屑顆粒為主的早期溶蝕作用、自生綠泥石襯里膠結作用和泥—微晶方解石膠結作用等。在砂巖孔隙演化過程中,該時期起關鍵作用的機械壓實作用造成的減孔率平均約為16.7%，砂巖的古孔隙度主要為11.0%～20.0%，平均為17.3%。

(2)早侏羅世末至早白堊世早期(180～135 Ma)，長7油層組砂巖埋深在1 400～1 500 之間，處于早成巖階段B期。砂巖經(jīng)歷早期有機酸對長石顆粒的溶蝕作用、高嶺石及蒙皂石向伊/蒙混層的轉化和微晶石英的膠結作用等，其中早期有機酸溶蝕作用對砂巖孔隙演化的影響較為關鍵。該時期長7油層組砂巖的古孔隙度主要為14.0%～23.0%，平均為20.3%，溶蝕作用的增孔率約為3.0%。

(3)早白堊世早至晚白堊世早期(135～100 Ma)，長7油層組砂巖達到最大古埋深(2 400～2 500 m)，該時期古孔隙度為2.0%～15.0%，平均為7.0%。長7油層組地層經(jīng)歷快速沉降，砂巖儲層受到強烈的壓實作用，最大減孔率約為10.0%。隨著古地溫的逐漸增大，高嶺石、蒙皂石向伊/蒙混層、伊利石轉化，黏土礦物溶蝕釋放的SiO2和Ca2+形成少量石英次生加大邊和亮晶方解石并充填于孔隙，膠結作用對儲層孔隙度的減孔率在3.0%～8.0%之間。此外，研究區(qū)目的層段砂巖經(jīng)歷又一次石油充注，有機酸侵入對儲層增孔率最大達到9.0%。

(4)晚白堊世早期至今(100～0 Ma)，長7油層組地層經(jīng)歷持續(xù)的抬升過程，最大古地溫無實質性變化，砂巖孔隙度演化至今平均為6.6%。

6 結論

(1)富縣地區(qū)延長組長7油層組油層組砂巖儲層經(jīng)歷機械壓實、綠泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石膠結、有機酸溶蝕、高嶺石和蒙皂石向伊/蒙混層轉化，以及少量微晶石英和石英次生加大邊等作用，其中機械壓實、亮晶方解石膠結和有機酸溶蝕對砂巖孔隙演化的影響較大，但在不同成巖演化時期所起作用存在差異。

(2)研究區(qū)長7油層組油層組砂巖儲層現(xiàn)今處于中成巖階段A期，經(jīng)歷3個重要成巖作用演化階段(早成巖階段A期、早成巖階段B期和中成巖階段A期)和4個孔隙演化時期(早成巖階段機械壓實期、早成巖階段溶蝕改造期、中成巖階段快速壓實期和中成巖階段抬升穩(wěn)定期)。

(3)研究區(qū)長7油層組油層組砂巖在早成巖階段機械壓實期(T3—J1末期)，機械壓實作用使砂巖儲層孔隙度從35.0%降至11.0%～20.0%(平均為17.3%)；早成巖階段溶蝕改造期(J1末—K1早期)，早期排烴產(chǎn)生的有機酸對砂巖儲層具有一定的改造作用，儲層孔隙度為14.0%～23.0%(平均為20.3%)；中成巖階段快速壓實期(K1早—K2早期)，快速埋藏和亮晶方解石強烈膠結使孔隙度大幅減小至2.0%～15.0%(平均為7.0%)；成巖抬升穩(wěn)定期(K1早—K2早期)是一個緩慢抬升的過程，最大古地溫和最大古埋深無實質性變化，砂巖孔隙度平均為6.6%。

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2017-03-30；編輯：張兆虹

國家自然科學基金項目(41372151)；國家科技重大專項(2011ZX08005-004)

盧杰河(1991-)，男，碩士研究生，主要從事儲層地質學方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)03-0009-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.03.002