成巖作用對深水致密砂巖儲層微觀非均質(zhì)性的影響
——以鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長7油層組為例

曹江駿，陳朝兵，程皇輝，朱玉杰，羅靜蘭，王茜，馬迪娜·馬吾提汗

1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西安 710069

2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065

3.中國石油天然氣股份有限公司新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠，新疆阜康 831511

4.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第二采氣廠，西安 710200

0 引言

隨著油氣勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步與發(fā)展，常規(guī)油氣勘探已遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能滿足生產(chǎn)的需求，油氣勘探開始從常規(guī)油氣轉(zhuǎn)向非常規(guī)油氣，致密砂巖儲層的研究已逐漸成為目前普遍關(guān)注的焦點(diǎn)。與常規(guī)砂巖儲層高孔滲特征不同，致密砂巖儲層微觀非均質(zhì)性強(qiáng)、物性差、孔隙喉道基本喪失滲流能力，嚴(yán)重阻礙了油氣的運(yùn)移。因此，致密砂巖儲層微觀非均質(zhì)性研究已成為國內(nèi)外專家學(xué)者亟需解決的問題，眾學(xué)者分別從不同角度對其進(jìn)行了論述。例如以大量試驗(yàn)為依據(jù)提出與總結(jié)影響孔喉復(fù)雜程度的相關(guān)參數(shù)、方法來定量表征儲層的微觀非均質(zhì)性[1?2]；通過研究多尺度下不同類型孔喉連通性及組合特征來表征儲層微觀非均質(zhì)性大小，以此確定“甜點(diǎn)區(qū)”的分布[3]；以層序地層學(xué)原理為指導(dǎo)，通過研究短期基準(zhǔn)面旋回的變化及其對應(yīng)沉積物顆粒及填隙物的不同，來表征儲層微觀非均質(zhì)性大小[4]；通過分析成巖作用中儲層孔喉結(jié)構(gòu)差異性來表征儲層微觀非均質(zhì)性大小[5?8]等。整體上，致密砂巖儲層微觀非均質(zhì)性的研究已有一定進(jìn)展，但多以三角洲砂體為研究對象，而針對深水重力流砂體的研究則相對較少，深水重力流砂體粒度細(xì)、泥質(zhì)含量高、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，其微觀非均質(zhì)性的研究對評價儲層，尋找有利儲層有著重要的意義。

合水地區(qū)作為鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)重要的產(chǎn)油基地，其主力油層組長6、長8砂體規(guī)模大、連通性好、油源充足，目前已在石油勘探中發(fā)現(xiàn)了多個億噸級規(guī)模儲量區(qū)。近年來，針對合水地區(qū)長7油層組的石油勘探也獲得了突破，發(fā)現(xiàn)了大規(guī)模巨厚型儲集體，尤其是近期慶城10億噸大油田的發(fā)現(xiàn)，更是展現(xiàn)出了長7巨大的勘探前景。合水地區(qū)長7沉積期為鄂爾多斯湖盆鼎盛發(fā)育時期，除發(fā)育了盆地中最重要的烴源巖外，深水砂巖儲集體豐富，油氣優(yōu)先向本段砂巖儲層運(yùn)移，形成“自生自儲”式油藏。但長7深水重力流沉積環(huán)境復(fù)雜多變，砂巖成巖作用強(qiáng)烈，導(dǎo)致儲層整體較為致密，微觀非均質(zhì)性強(qiáng)，石油多富集于其中某一段，連片性差，有利儲層分布不明顯，給平面預(yù)測帶來了很大的困難。本文在分析長7儲層特征的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)研究了成巖作用對儲層微觀非均質(zhì)性的影響，總結(jié)以成巖作用為主控因素的儲層微觀非均質(zhì)性定量評價參數(shù)，并以此為依據(jù)確定了有利儲層分布規(guī)律，為鄂爾多斯盆地合水及周邊地區(qū)致密砂巖儲層的研究提供借鑒與思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地北起陰山，南抵秦嶺，東達(dá)呂梁山，西至六盤山，總面積為37萬平方公里。盆地以伊蒙隆起、西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起六大構(gòu)造單元為主（圖1a），地勢上表現(xiàn)為不對稱的西陡東緩[9]。其主力產(chǎn)油層系上三疊系延長組、侏羅系延安組為一套大型淡水內(nèi)陸湖泊沉積。其中，上三疊統(tǒng)延長期經(jīng)歷了湖盆擴(kuò)張—萎縮—消亡的水進(jìn)、水退過程，在此過程中持續(xù)沉積了一套以三角洲—河流—湖泊—平原相為主的陸源碎屑沉積體系，根據(jù)沉積旋回自下而上發(fā)育10個油層組[10]（圖1b）。合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，北靠華池，南抵寧縣，東達(dá)塔爾灣，西至慶陽，構(gòu)造位置處于伊陜斜坡中下部的慶陽鼻狀構(gòu)造帶上。

圖1 研究區(qū)位置及延長組地層柱狀圖Fig.1 Study area location and stratigraphic histogram of the Yanchang Formation

2 儲層特征

2.1 沉積特征

晚三疊世初期，由于受揚(yáng)子板塊與華北板塊碰撞影響，秦嶺造山帶隆起，導(dǎo)致鄂爾多斯盆地沉降中心遷移至西南部合水地區(qū)一帶，盆地劇烈沉降，并在長7沉積期時湖盆面積達(dá)到最大[11]。該時期，位于沉降中心的合水地區(qū)處于深湖—半深湖沉積環(huán)境，廣泛接受了在強(qiáng)水動力條件下來自三角洲前緣的大量沉積物，而當(dāng)沉積物入湖后，水動力條件驟然減弱，在自身重力的作用下，大面積卸載，形成的砂質(zhì)碎屑流及濁流砂體以扇體狀在湖盆底部沉積，疊加分布[12]，是區(qū)內(nèi)長7油層組主要的儲層類型[13?14]。

2.2 巖性特征

為研究儲層巖性，以Folk[15]的砂巖分類為標(biāo)準(zhǔn)，對區(qū)內(nèi)248口井的980個長7砂巖鑄體薄片樣品進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，長7砂質(zhì)碎屑流及濁流砂體均以巖屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主（圖2），碎屑組分為高石英、低長石、低巖屑，石英平均含量為40.14%，長石平均含量為22.07%，巖屑平均含量為18.76%，以沉積巖巖屑為主（10.04%），其次為變質(zhì)巖巖屑（5.76%），火成巖巖屑最少（2.96%）。砂巖粒徑均以細(xì)粒（平均占總量的74.20%）為主；顆粒分選均以中等（平均占總量的48.30%）為主，其次為差（平均占總量的24.10%）；磨圓度以次棱角狀（平均占總量的90.00%）為主。整體上，砂巖結(jié)構(gòu)成熟度均較低。

圖2 合水地區(qū)長7砂巖類型及成分圖Fig.2 Sandstone type and composition diagram of Chang 7 oil?bearing formation in Heshui area:

2.3 孔隙特征

鑄體薄片統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，區(qū)內(nèi)長7儲層孔隙類型以溶蝕孔為主（主要為長石溶孔與巖屑溶孔），其次為剩余粒間孔，晶間微孔與微裂隙含量最少（表1）。且砂質(zhì)碎屑流儲層較濁流儲層整體孔隙較為發(fā)育，平均面孔率略高。

表1 合水地區(qū)長7油層組孔隙類型及平均含量統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistics of pore types and average content of Chang 7 oil?bearing formation,Heshui area

3 儲層成巖作用及孔隙演化

以掃描電鏡、黏土礦物XRD分析、物性、圖像粒度及鑄體薄片資料為基礎(chǔ)，對儲層成巖作用及孔隙演化進(jìn)行了分析，探討了不同成巖作用對儲層孔隙演化的影響，并建立成巖、孔隙演化綜合模式圖，最終確定了影響儲層微觀非均質(zhì)性的主要成巖作用類型。

3.1 壓實(shí)作用

實(shí)作用主要發(fā)生在早成巖B期前，鏡下主要表現(xiàn)為巖屑、云母等塑性成分發(fā)生擠壓、變形成為假雜基充填于孔隙中（圖3a）；長石、石英等剛性成分發(fā)生破裂，二次排列等[16]。隨著深度的增加，壓實(shí)作用使不發(fā)生任何接觸的顆粒相互擠壓，使其接觸狀態(tài)依次為點(diǎn)接觸、線接觸、凹凸接觸、縫合線接觸，從機(jī)械壓實(shí)逐漸向化學(xué)壓溶作用過渡。鑄體薄片統(tǒng)計(jì)表明，長7不同類型儲層顆粒間接觸方式均以線接觸（占總量的59.50%）、點(diǎn)—線接觸（占總量的34.10%）為主，少量凹凸接觸（占總量的4.30%）和縫合線接觸（占總量的2.10%），因此長7主要發(fā)生機(jī)械壓實(shí)作用，基本不發(fā)育化學(xué)壓溶作用。

圖3 合水地區(qū)長7儲層成巖作用特征的SEM照片F(xiàn)ig.3 SEM micrographs showing microscopic characteristics of diagenesis in Chang 7 reservoir,Heshui area

Beardet al.[17]認(rèn)為，早期地層被壓實(shí)前，初始孔隙度與顆粒的分選系數(shù)有關(guān)，即f1=20.91+22.90/S0，S0=(P25/P75)1/2（f1為初始孔隙度，S0為Trask分選系數(shù)，P25為砂巖粒度概率累計(jì)頻率中25%所對應(yīng)的顆粒直徑，P75為砂巖粒度概率累計(jì)頻率中75%所對應(yīng)的顆粒直徑）。由圖像粒度資料計(jì)算得出，平均初始孔隙度濁流儲層為36.99%、砂質(zhì)碎屑流儲層為36.80%。

壓實(shí)作用后剩余孔隙度與面孔率及膠結(jié)物含量有 關(guān)，即f2=W+（P1+P2）×PM/PT[18]，壓 實(shí) 減 孔 率 為（f1?f2）/f1×100%（f2為壓實(shí)作用后的孔隙度，W為膠結(jié)物含量，P1為剩余粒間孔面孔率，P2為微孔面孔率，PM為實(shí)測孔隙度，PT為總面孔率）。經(jīng)計(jì)算，壓實(shí)作用后平均剩余孔隙度濁流儲層為23.11%，壓實(shí)作用平均減少了13.88%的孔隙度，減孔率為37.52%；砂質(zhì)碎屑流儲層為22.37%，壓實(shí)作用平均減少了14.43%的孔隙度，減孔率為39.21%。壓實(shí)作用對砂質(zhì)碎屑流及濁流儲層影響無較大差異。

3.2 膠結(jié)作用

鑄體薄片及黏土礦物XRD衍射資料統(tǒng)計(jì)表明，長7儲層膠結(jié)物類型以自生黏土礦物為主（包括伊利石、高嶺石、綠泥石、伊/蒙混層），其次為碳酸鹽（包括方解石、鐵方解石、白云石、鐵白云石），硅質(zhì)含量最少（表2）。

表2 合水地區(qū)成長7儲層膠結(jié)物類型及平均量統(tǒng)計(jì)表Table 2 Statistics of cement types and average content of Chang 7 oil?bearing formation,Heshui area

3.2.1 自生黏土礦物膠結(jié)

自生黏土礦物主要為成巖過程中由水—巖反而導(dǎo)致沉淀于孔喉內(nèi)部的黏土礦物[19]，與原生黏土礦物相比，主要區(qū)別為自生型黏土礦物鏡下晶型較好、外表干凈，原生黏土礦物鏡下晶型較差、外表粗糙，這也是鏡下判斷自生型與原生黏土礦物的主要方式之一。

伊利石為長7含量最高的膠結(jié)物，掃描電鏡下以絲發(fā)狀（圖3b）、搭橋狀（圖3c）膠結(jié)孔隙。其長度及彎曲度使砂巖中大孔隙變成小孔隙，粗喉道變?yōu)榧?xì)喉道，降低物性，對儲層起到破壞作用，在早成巖B期到晚成巖階段均有生成（表3）[20]。伊利石多發(fā)育于深水沉積環(huán)境中，這是因?yàn)殡S著水體變深，泥質(zhì)含量逐漸變多，黏土顆粒也逐漸增加，造成顆粒中滲濾蒙脫石大量生成[21]，而在砂巖成巖過程中蒙脫石可以逐漸向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化，并最終形成伊利石，因此泥質(zhì)含量相對較高的濁流儲層伊利石含量較高，而砂質(zhì)碎屑流儲層伊利石含量則相對較低。

伊/蒙混層為蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化的過度產(chǎn)物，主要生成于早成巖A期之后，掃描電鏡下主要以蜂窩狀充填孔隙（圖3d），統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，伊/蒙混層在長7儲層中含量極少，平均在0.10%左右，對儲層影響可以忽略不計(jì)。

自生綠泥石在電鏡下呈兩種形態(tài)充填孔隙[22?23]：1）呈針葉狀以薄膜襯邊形式附著于孔隙表面（圖3e），阻止了石英次生加大，減緩了壓實(shí)作用對孔隙的破壞，對儲層起到建設(shè)性的作用，主要形成于早成巖A期；2）呈玫瑰花狀、絨球狀充填于孔隙，減少孔隙體積，降低了流體的流動空間，對儲層起到破壞作用，主要形成于中成巖A期到晚成巖階段（表3）。自生綠泥石主要通過以下兩種方式形成。1）當(dāng)埋藏深度較深時，黏土礦物中的綠/蒙混層大量向綠泥石轉(zhuǎn)化，從而使綠泥石含量增高。2）當(dāng)水動力較強(qiáng)時，通常會攜帶黑云母、火成巖巖屑等從母巖區(qū)風(fēng)化破碎而形成的暗色礦物，使沉積物在搬運(yùn)的過程中攜帶大量的Fe2+和Mg2+，形成富鐵、鎂的沉積環(huán)境，為綠泥石的形成提供有利條件[24]。在以牽引流為主的長8三角洲前緣砂體中通常會有大量綠泥石的形成，而以重力流為主的長7儲層中綠泥石較少。

表3 碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)簡化版（SY/T5477—2003，據(jù)參考文獻(xiàn)[21]，有修改）Table 3 Simplified standard of diagenetic stage division of clastic rocks(SY/T5477?2003,modified from reference[21])

自生高嶺石通常鏡下表現(xiàn)為以六方板狀、蠕蟲狀、書頁狀充填孔隙。早期高嶺石主要由黏土類物質(zhì)在成巖過程中轉(zhuǎn)化而成，形成于早成巖B期，后期高嶺石主要為長石溶蝕的產(chǎn)物，形成于中成巖A期（表3）。高嶺石晶間微孔較為發(fā)育，晶間微孔可與粒間孔連通。但高嶺石充填時，將大孔隙分割成小孔隙、粗吼道堵塞成細(xì)吼道，降低了儲層的物性[25]。

3.2.2 硅質(zhì)膠結(jié)

硅質(zhì)膠結(jié)物在長7儲層中普遍發(fā)育，但含量相對較低，鏡下主要有兩種膠結(jié)方式：1）石英自生加大邊充填孔隙，加大邊最高可達(dá)Ⅱ級，造成了儲層孔喉形態(tài)發(fā)生改變；2）石英單晶充填孔隙，單晶占據(jù)了孔喉空間、減小了孔喉體積[21]。總體上，硅質(zhì)膠結(jié)物均堵塞孔喉空間，降低了儲層物性，對儲層起到了破壞作用，主要形成于早成巖A期之后（表3）。

3.2.3 碳酸鹽膠結(jié)

碳酸鹽是長7儲層中除黏土礦物外含量最多的膠結(jié)物，碳酸鹽膠結(jié)伴隨著整個成巖過程。在早成巖階段以泥晶、亮晶、微晶狀方解石產(chǎn)出，中成巖及晚成巖階段以晶粒及連晶狀產(chǎn)出，主要為含鐵碳酸鹽（表3）。早期碳酸鹽的形成主要受黏土礦物轉(zhuǎn)化、長石溶解的控制，而富鐵、鎂離子礦物（云母、凝灰?guī)r、白云巖等）則為后期含鐵碳酸鹽的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)[26]。長7碳酸鹽膠結(jié)物中，鐵方解石（圖3f）含量最高，鐵白云石（圖3g）次之，方解石與白云石基本不發(fā)育。碳酸鹽膠結(jié)物的充填占據(jù)了孔隙體積，加劇了儲層致密化程度。

壓實(shí)、膠結(jié)作用后剩余孔隙度可由f3=(P1×PM)/PT計(jì)算得出[27]，膠結(jié)減孔率為（f2-f3）/f1×100%。經(jīng)計(jì)算，膠結(jié)作用后平均剩余孔隙度濁流儲層為2.52%，膠結(jié)作用平均減少了20.59%的孔隙度，膠結(jié)減孔率為55.66%；砂質(zhì)碎屑流儲層為4.02%，膠結(jié)作用平均減少了18.35%的孔隙度，膠結(jié)減孔率49.86%?？梢钥闯?，由于膠結(jié)物含量的差異性，導(dǎo)致膠結(jié)作用對濁流儲層影響大于砂質(zhì)碎屑流儲層。

3.3 溶蝕作用

研究區(qū)長7油層組是一套富含有機(jī)質(zhì)的泥巖、粉砂巖與細(xì)砂巖互層沉積層序，且泥巖作為烴源巖大量發(fā)育，在其成巖階段中大量有機(jī)質(zhì)向烴類物質(zhì)轉(zhuǎn)化，釋放出以CO2為主的酸性氣體，使孔隙流體呈酸性。同時，烴源巖在生烴過程中，大量的干酪根被分解形成有機(jī)酸[28?29]。砂巖中的易容顆粒在這些酸性熱液侵入下大量被溶解，形成溶蝕孔。溶蝕作用主要發(fā)生在中成巖階段，表現(xiàn)為長石、巖屑等易溶骨架顆粒在酸性介質(zhì)的條件下發(fā)生溶解，形成次生孔隙[30]。區(qū)內(nèi)最普遍的溶蝕現(xiàn)象為長石的差異溶蝕，特征為流體沿長石解理縫方向發(fā)生溶蝕作用，多數(shù)長石顆粒部分溶解，少數(shù)顆粒全部溶解，主要發(fā)生在鉀長石中，呈鏤空狀、窄片狀分布（圖3h），鈉長石晶面較完整，溶蝕程度較弱，常發(fā)育次生加大（圖3i）。

溶蝕作用增加的孔隙度可由f4=(P3×PM)/PT計(jì)算得出[27]，溶蝕增孔率為f4/f1×100%（P3為溶蝕孔面孔率）。經(jīng)計(jì)算，溶蝕作用平均貢獻(xiàn)的孔隙度濁流儲層為4.83%，溶蝕增孔率為13.06%，砂質(zhì)碎屑流儲層為5.50%，溶蝕增孔率為14.95%。說明溶蝕作用對砂質(zhì)碎屑流儲層的影響略強(qiáng)于濁流儲層。

3.4 儲層成巖—孔隙演化時序

對成巖作用及孔隙演化分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合前人研究成果，以石油部碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)為參考（表3），通過鏡下觀察及長7埋藏?zé)嵫莼?，建立了儲層埋藏—成巖—孔隙演化過程模式圖（圖4），研究了儲層成巖—孔隙演化時序關(guān)系。

圖4 合水地區(qū)長7儲層埋藏—成巖—孔隙演化過程模式圖Fig.4 Integrated pattern diagram of burial?diagenesis?pore evolution process of Chang 7 reservoir,Heshui area

研究區(qū)長7儲層孔隙演化經(jīng)歷了淺層的壓實(shí)作用（1 100 m以上地層）、中層的壓實(shí)、膠結(jié)作用（1 100～1 500 m）及深層的膠結(jié)、溶蝕作用（1 500 m以下地層）三個過程，成巖階段達(dá)中成巖A期[31]。從223～159 Ma的同生階段—早成巖A期，儲層孔隙喪失主要以壓實(shí)作用為主，但早期的綠泥石膜在一定程度上減緩了壓實(shí)強(qiáng)度，使儲層平均減少了14.16%的孔隙度；從159～120 Ma的早成巖B期，膠結(jié)作用逐漸替代壓實(shí)作用成為儲層孔隙喪失最主要的成巖作用，大量早期黏土類物質(zhì)中的滲濾蒙脫石開始向高嶺石及伊蒙混層轉(zhuǎn)化，同時硅質(zhì)膠結(jié)物也開始形成，但該時期膠結(jié)程度不高，僅有少量膠結(jié)物膠結(jié)孔隙；在120 Ma之后的中成巖A期，隨著埋藏深度的進(jìn)一步加深，儲層中的伊/蒙混層開始向伊利石轉(zhuǎn)化，碳酸鹽也隨之向鐵碳酸鹽轉(zhuǎn)化，加之后期綠泥石的形成，多種膠結(jié)物共同膠結(jié)孔隙，膠結(jié)強(qiáng)度達(dá)到最大，使儲層平均減少了19.47%的孔隙度，儲層孔喉均質(zhì)程度及連通性急劇下降。膠結(jié)作用進(jìn)行的同時，大規(guī)模溶蝕作用也開始發(fā)生，有機(jī)酸的溶蝕在另一程度上又增加了儲層的次生孔隙，但部分被后期膠結(jié)物膠結(jié)，僅存的次生孔隙平均為儲層貢獻(xiàn)了5.15%的孔隙度，使儲層物性得到一定恢復(fù)。

通過研究壓實(shí)、膠結(jié)減孔率及溶蝕增孔率與物性相關(guān)性表明，壓實(shí)減孔率與物性相關(guān)性不大、膠結(jié)減孔率與物性呈負(fù)相關(guān)性、溶蝕增孔率與物性呈正相關(guān)性。說明膠結(jié)與溶蝕作用是影響儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)主要的成巖作用類型（圖5）。究其原因，對區(qū)內(nèi)1 022口單井長7上覆地層厚度統(tǒng)計(jì)表明，上覆地層厚度為1 425～1 984 m，主要集中在1 600～1 900 m（超過總量的75%），上覆地層較為平緩，且區(qū)內(nèi)不同儲層碎屑組分含量基本相同，承受上覆巖層壓力程度無較大差別，壓實(shí)作用雖減少孔隙，但損失的孔隙含量差異較小，對儲層微觀非均質(zhì)性影響不大。而區(qū)內(nèi)不同類型儲層膠結(jié)物含量的差異，導(dǎo)致膠結(jié)作用對儲層膠結(jié)程度不均一，從而影響了儲層的微觀非均質(zhì)性。在此條件下，當(dāng)酸性介質(zhì)進(jìn)入孔喉空間時，孔喉結(jié)構(gòu)好的儲層酸性介質(zhì)易于流通，溶蝕強(qiáng)度較大、孔喉結(jié)構(gòu)差的儲層，酸性介質(zhì)不易流通，溶蝕強(qiáng)度小，從而影響了儲層的微觀非均質(zhì)性。

圖5 合水地區(qū)長7儲層成巖作用與物性相關(guān)性Fig.5 Correlation between diagenesis and physical properties of Chang 7 reservoir,Heshui area

4 成巖作用對儲層微觀非均質(zhì)性的影響

4.1 微觀非均質(zhì)性特征

微觀非均質(zhì)性系指儲層內(nèi)顆粒分選及填隙物含量的差異性所導(dǎo)致的孔喉結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性，是評價儲層，尋找“甜點(diǎn)區(qū)”的有利依據(jù)之一[32]。高壓壓汞法以通過在恒定壓力下將非潤濕性水銀注入到巖樣孔隙中，當(dāng)毛管壓力平衡時，記錄其壓力及進(jìn)汞飽和度的變化，得到毛管壓力曲線，并以此計(jì)算出各項(xiàng)微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)為目標(biāo)[33?34]，是儲層微觀非均質(zhì)性研究適用性最強(qiáng)、范圍最廣的分析測試手段。

通過對133個砂巖樣品的高壓壓汞數(shù)據(jù)分析表明，長7儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)上限與下限差異較大，微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)。但相比較而言，砂質(zhì)碎屑流儲層排驅(qū)壓力、中值壓力、變異系數(shù)、分選系數(shù)較小，孔滲值較大，整體上孔喉結(jié)構(gòu)略好于濁流儲層，微觀非均質(zhì)性稍弱（表4）。根據(jù)對儲層微觀孔喉參數(shù)及毛管壓力曲線形態(tài)的研究，將研究區(qū)長7儲層的毛管壓力曲線分為三種類型。

表4 合水地區(qū)長7儲層壓汞曲線特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Table 4 Statistics of mercury?injection curve characteristic parameters of Chang 7 reservoirs,Heshui area

Ⅰ型曲線中間平臺低平寬緩，進(jìn)汞曲線與退汞曲線相交角度較小，微觀孔喉結(jié)構(gòu)最好。具有此類曲線特征的砂體受膠結(jié)作用影響較低、溶蝕作用影響較高，儲層物性最好，微觀非均質(zhì)性最弱。通過樣品類型及測井相識別發(fā)現(xiàn)，該類曲線多以砂質(zhì)碎屑流砂體為主（圖6a）。Ⅱ型曲線中間平臺較為寬緩，進(jìn)汞曲線與退汞曲線相交角度變大，微觀孔喉結(jié)構(gòu)較Ⅰ型曲線有所變差。具有此類曲線特征的砂體受膠結(jié)作用影響增強(qiáng)、溶蝕作用影響減弱，儲層物性有所下降，微觀非均質(zhì)性中等。通過樣品類型及測井相識別發(fā)現(xiàn)，該類曲線多以砂質(zhì)碎屑流為主，濁流次之的混合沉積型砂體（圖6b）。Ⅲ型曲線中間平臺高陡窄小，進(jìn)汞曲線與退汞曲線相交角度近乎垂直，微觀孔喉結(jié)構(gòu)最差。具有此類曲線特征的砂體受膠結(jié)作用影響較高、溶蝕作用影響較低，儲層物性最差，微觀非均質(zhì)性最強(qiáng)。通過樣品類型及測井相識別表明，具有該類曲線特征的砂體以濁流為主，砂質(zhì)碎屑流次之的混合沉積型砂體（圖6c）。

圖6 合水地區(qū)長7儲層毛管壓力曲線特征Fig.6 Capillary pressure curve characteristics of Chang 7 reservoirs in Heshui area

4.2 膠結(jié)—溶蝕指數(shù)

前文研究表明，膠結(jié)與溶蝕作用控制了長7儲層的微觀非均質(zhì)性。如何根據(jù)膠結(jié)與溶蝕作用的強(qiáng)弱定量評價儲層的微觀非均質(zhì)性，對尋找微觀非均質(zhì)性較弱、孔喉結(jié)構(gòu)較好、滲流能力較強(qiáng)的優(yōu)質(zhì)儲層有著重要的意義?；谝陨显颍Y(jié)合前人研究成果及薄片資料，采用膠結(jié)—溶蝕指數(shù)定量表征了膠結(jié)、溶蝕作用的強(qiáng)度。

膠結(jié)強(qiáng)度可由膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)/（膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)+粒間孔體積分?jǐn)?shù)）進(jìn)行定量表征[35]，為方便研究，將其值命名為膠結(jié)指數(shù)（Cementation Index）。原理為剩余粒間孔與膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)之和為膠結(jié)作用前的粒間孔大小，若膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與膠結(jié)作用前的粒間孔比值越接近1，則說明剩余粒間孔越被膠結(jié)物膠結(jié)殆盡，膠結(jié)作用越強(qiáng)。溶蝕強(qiáng)度可由易容礦物體積分?jǐn)?shù)/（易容礦物體積分?jǐn)?shù)+溶蝕孔體積分?jǐn)?shù)）進(jìn)行定量表征（易容礦物主要為長石與巖屑，溶蝕孔主要為長石溶孔與巖屑溶孔），為方便研究，將其值命名為溶蝕指數(shù)（Dissolution Index）。原理為易容礦物與溶蝕孔體積分?jǐn)?shù)之和為易容礦物未被溶蝕前的總體積分?jǐn)?shù)，而易容礦物的體積分?jǐn)?shù)與溶蝕前易容礦物的體積分?jǐn)?shù)比值越接近1，說明溶蝕孔發(fā)育越少，溶蝕作用越弱。而為評價膠結(jié)強(qiáng)度與溶蝕強(qiáng)度對儲層的綜合影響，采用數(shù)學(xué)上計(jì)算概率事件的原理，即相互獨(dú)立的兩個事件A與B同時發(fā)生的概率為P（A）×P（B）。因此，膠結(jié)強(qiáng)度與溶蝕強(qiáng)度對儲層的綜合影響為膠結(jié)指數(shù)乘以溶蝕指數(shù)，將其值命名為膠結(jié)—溶蝕指數(shù)（Cementation?Dissolution Index），簡稱C?D指數(shù)，該值越接近1，說明儲層的孔隙越少，滲流能力越弱，微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)。

以248口單井的980個鑄體薄資料為基礎(chǔ)，經(jīng)計(jì)算，區(qū)內(nèi)長7砂質(zhì)碎屑流儲層的C?D指數(shù)集中在0.29～0.99，平均為0.74、濁流儲層的C?D指數(shù)集中在0.40～0.99，平均為0.87。在此基礎(chǔ)上，將133個壓汞樣品與同一深度段的C?D指數(shù)進(jìn)行匹配，做出C?D指數(shù)與儲層不同微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)散點(diǎn)圖（圖7a～f）。圖7表明，C?D指數(shù)與孔隙度、滲透率呈負(fù)相關(guān)性，與分選系數(shù)、變異系數(shù)、排驅(qū)壓力、中值壓力呈正相關(guān)性，說明C?D指數(shù)對儲層微觀非均質(zhì)性起著重要的影響。

圖7 合水地區(qū)長7儲層C?D系數(shù)與微觀非均質(zhì)性參數(shù)散點(diǎn)圖Fig.7 Cementation?dissolution index and microheterogeneity parameters scattergram for Chang 7 reservoirs,Heshui area

根據(jù)133個高壓壓汞樣品的孔滲值做出物性分布曲線圖，其曲線拐點(diǎn)的變化可反應(yīng)孔滲值分布區(qū)間的變化。因此，按曲線拐點(diǎn)的變化情況可將研究區(qū)分為三類。其中，Ⅰ類地區(qū)為弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)，該區(qū)域儲層孔隙度大于10.00%、滲透率大于0.50×10-3μm2，微觀非均質(zhì)性最弱，為相對高滲區(qū)；Ⅱ類區(qū)域?yàn)橹械饶z結(jié)—溶蝕區(qū)，該區(qū)域儲層孔隙度介于8.00%～10.00%、滲透率介于（0.25～0.50）×10-3μm2，微觀非均質(zhì)性中等；Ⅲ類區(qū)域?yàn)閺?qiáng)膠結(jié)—弱蝕區(qū)，該區(qū)域儲層孔隙度小于8.0%、滲透率小于0.25×10-3μm2，微觀非均質(zhì)性最強(qiáng)（圖8a，b）。以此為基礎(chǔ)，通過區(qū)分不同區(qū)域孔滲值所對應(yīng)的C?D指數(shù)大小，確定了不同范圍C?D指數(shù)的非均質(zhì)性強(qiáng)弱（圖8c，d）。結(jié)果顯示：長7儲層C?D系數(shù)小于0.55，微觀非均質(zhì)性最弱，多以砂質(zhì)碎屑流儲層為主；C?D系數(shù)為0.55～0.80，微觀非均質(zhì)性中等，多以砂質(zhì)碎屑流+濁流混合沉積為主；C?D系數(shù)值為大于0.80，微觀非均質(zhì)性最強(qiáng)，多以濁流+砂質(zhì)碎屑流混合沉積為主。

圖8 合水地區(qū)長7儲層C?D系數(shù)分類標(biāo)準(zhǔn)Fig.8 Cementation?dissolution index classification standard for Chang 7 reservoirs,Heshui area

在此基礎(chǔ)上，結(jié)合高壓壓汞曲線后發(fā)現(xiàn)三類地區(qū)與三種壓汞曲線形態(tài)對應(yīng)性良好。其中，弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)以Ⅰ型壓汞曲線為主；中等膠結(jié)—溶蝕區(qū)以Ⅱ型壓汞曲線為主；強(qiáng)膠結(jié)—弱蝕區(qū)以Ⅲ型壓汞曲線為主。最終，建立了以膠結(jié)、溶蝕作用為影響的微觀非均質(zhì)性評價標(biāo)準(zhǔn)（表5）。

表5 合水地區(qū)長7儲層微觀非均質(zhì)性評價標(biāo)準(zhǔn)Table 5 Evaluation standard for microheterogeneity of Chang 7 reservoirs,Heshui area

4.3 有利儲層分布規(guī)律

對248口單井的980個C?D指數(shù)值進(jìn)行分類匯總，將各單井所對應(yīng)的平均C?D指數(shù)投影到平面圖上，以上述微觀非均質(zhì)性評價標(biāo)準(zhǔn)為校正，結(jié)合研究區(qū)物源方向，在研究區(qū)邊界范圍內(nèi)繪制了C?D指數(shù)平面分布圖，對區(qū)內(nèi)微觀非均質(zhì)性較弱、孔喉結(jié)構(gòu)較好、物性較高的有利儲層進(jìn)行平面預(yù)測（圖9）。

圖9 合水地區(qū)長7儲層C?D系數(shù)平面分布圖Fig.9 Cementation?dissolution index（horizontal distribution）for Chang 7 reservoirs,Heshui area

根據(jù)C?D指數(shù)的變化情況，合水地區(qū)長7油層組中微觀非均質(zhì)性較弱、孔喉結(jié)構(gòu)較好、物性較高的有利儲層主要發(fā)育于馬嶺—固城—盤客—九峴一帶（弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)），以條帶狀、片狀分布，可形成有利的巖性油藏，為首要勘探目標(biāo)區(qū)。以此為界限，西部可見中等膠結(jié)—溶蝕區(qū)，偶見弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)，儲層微觀非均質(zhì)性中等，物性良好，為次要勘探目標(biāo)區(qū)；東部主要為強(qiáng)膠結(jié)—弱溶蝕區(qū)，儲層微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，物性較差，難以形成大規(guī)模具有工業(yè)價值的巖性油藏。

時建超等[36]在對合水地區(qū)長7油層組深水重力流沉積特征及砂體結(jié)構(gòu)的研究中，通過測井相與巖芯相觀察發(fā)現(xiàn)，長7沉積期，砂質(zhì)碎屑流儲層主要分布于城關(guān)—王家大莊—盤客—九峴以西，而濁流儲層主要分布于城關(guān)—王家大莊—盤客—九峴以東。張曉輝等[37]對隴東地區(qū)長7油層組沉積特征及演化規(guī)律研究表明，受南部物源控制，西南—中部的寧縣—合水地區(qū)以砂質(zhì)碎屑流、濁流混合沉積為主，且隨著湖盆的衰退，富砂區(qū)逐漸向湖盆中心（玄馬—板橋—固城—合水一帶）推進(jìn)，砂體連片發(fā)育，厚度較大，多為砂質(zhì)碎屑流沉積。羅靜蘭等[38]對鄂爾多斯盆地西南緣長6、長8沉積體系及物源方向研究表明，由于受構(gòu)造轉(zhuǎn)化的影響，長8、長6沉積期物源供給方向存在較大差異，長8沉積期以西南物源為主，長6沉積期以東北物源為主。從長8期到長6期，西南物源減弱，東北物源增強(qiáng)，而長7期正是兩大物源體系轉(zhuǎn)換的過度時期，兩大物源交匯于研究區(qū)中部的玄馬—板橋—固城—合水一帶。

基于上述前人研究成果，結(jié)合有利儲層分布規(guī)律，長7沉積期，研究區(qū)馬嶺—固城—盤客—九峴一帶為物源交匯區(qū)，形成以砂質(zhì)碎屑流連續(xù)沉積為主的厚層砂體。前文研究表明，砂質(zhì)碎屑流與濁流儲層膠結(jié)物含量存在差異性，而大規(guī)模膠結(jié)作用發(fā)生的中成巖A期（120 Ma之后），膠結(jié)物含量相對較低的砂質(zhì)碎屑流儲層受其影響較小，儲層滲流能力強(qiáng)，酸性熱液易于流動，從而大規(guī)模進(jìn)行溶蝕，形成弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)，發(fā)育有利儲層。

5 結(jié)論

（1）膠結(jié)、溶蝕作用是影響區(qū)內(nèi)長7儲層微觀非均質(zhì)性的主要成巖作用。膠結(jié)作用控制了儲層原始孔喉結(jié)構(gòu)特征，對濁流儲層的影響高于砂質(zhì)碎屑流儲層，溶蝕作用控制了儲層次生孔喉結(jié)構(gòu)特征，對濁流儲層的影響低于砂質(zhì)碎屑流儲層。

（2）根據(jù)微觀非均質(zhì)性的差異可將研究區(qū)分為三類，Ⅰ類地區(qū)為弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)，儲層膠結(jié)—溶蝕系數(shù)小于0.55，孔隙度大于10.00%，滲透率大于0.50×10-3μm2，壓汞曲線以Ⅰ型為主，微觀非均質(zhì)性最弱，為相對高滲區(qū)；Ⅱ類區(qū)域?yàn)橹械饶z結(jié)—溶蝕區(qū)，儲層膠結(jié)—溶蝕系數(shù)為0.55～0.80，孔隙度介于8.00%～10.00%，滲透率介于（0.25～0.50）×10-3μm2，壓汞曲線以Ⅱ型為主，微觀非均質(zhì)性中等；Ⅲ類區(qū)域?yàn)閺?qiáng)膠結(jié)—弱蝕區(qū)，儲層膠結(jié)—溶蝕系數(shù)大于0.80，孔隙度小于8.00%，滲透率小于0.25×10-3μm2，壓汞曲線以Ⅲ型為主，微觀非均質(zhì)性最強(qiáng)。

（3）大約在120 Ma之后，膠結(jié)作用的增強(qiáng)及溶蝕作用的發(fā)生使儲層微觀非均質(zhì)性開始受到影響，由于砂質(zhì)碎屑流與濁流儲層成巖作用的差異，導(dǎo)致平面上膠結(jié)與溶蝕強(qiáng)度的不同。其中，有利儲層發(fā)育的弱膠結(jié)—強(qiáng)溶蝕區(qū)主要位于馬嶺—固城—盤客—九峴一線。