鄂爾多斯盆地中南部延長組長8致密儲層特征和成巖作用

王曉琳，張小莉,王 祥，楊 振，李亞軍

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室,陜西 西安 710069;2.二氧化碳捕集與封存技術(shù)國家地方聯(lián)合工程研究中心,陜西 西安 710069)

油氣勘探由常規(guī)油氣向非常規(guī)油氣的跨越,顯然已成為油氣工業(yè)發(fā)展的必然趨勢。致密油、致密氣、頁巖油、頁巖氣、煤層氣等非常規(guī)油氣已成為油氣資源增儲上產(chǎn)的重要陣地，引領(lǐng)了全球油氣資源的第二次拓展[1-4]。中國的致密砂巖儲層分布廣泛,且與國外的致密儲層的差異性較大[5-6]:其主要為陸相沉積成因，伴隨著多期的構(gòu)造活動，且儲層埋深大，成巖作用強(qiáng)，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜,因此具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性,使得儲層評價等研究工作的難度增大[7-11]。

鄂爾多斯盆地延長組一直以來都是油氣勘探開發(fā)的重點層系[12-17]。眾多學(xué)者已對盆地伊陜斜坡的中西部華慶—姬塬地區(qū)[18-21]、西南部地區(qū)[22-24]以及天環(huán)拗陷的中部、南部[25-31]等地區(qū)的長8儲層的巖石學(xué)特征、成巖作用、孔隙結(jié)構(gòu)等做了大量的研究工作。王昌勇等[18]通過沉積相、精細(xì)地層對比、小層砂體劃分等手段,研究了姬塬地區(qū)長8巖性油藏的特征;張紀(jì)智等[19]、汪洋等[21]均指出，成巖作用在華慶—姬塬地區(qū)致密儲層的形成過程中起到了決定性作用,沉積相是其主控因素;賴錦等[20]通過研究影響成巖作用的表征參數(shù),構(gòu)建成巖綜合系數(shù)從而實現(xiàn)對長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)成因的定量評價;QIAO J 等[23]、楊智峰等[24]基于高壓壓汞、SEM掃描電鏡、微米-納米CT三維成像等技術(shù)，研究了盆地西南部長8致密儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征,并對儲層進(jìn)行了分級評價;夏東領(lǐng)等[25]劃分了盆地西南部鎮(zhèn)涇地區(qū)長8儲層的孔喉組合類型,WANG G等[27]研究了該地區(qū)的儲層特征和非均質(zhì)性;梁承春等[26]、王明培等[28]、郭秀娟等[29]、呂文雅等[30]學(xué)者，近年來對盆地西南部紅河油田長8儲層的儲層特征、成巖作用、微觀裂縫等進(jìn)行了較為深入的研究;張祥龍等[31]通過研究認(rèn)為，盆地環(huán)西—彭陽南段地區(qū)的長8儲層的品質(zhì)受到沉積微相控制;鐘大康等[16]、周家全等[32]研究認(rèn)為，塑性巖屑、剛性顆粒的存在降低了研究區(qū)巖石的抗壓強(qiáng)度,易形成假雜基堵塞孔隙。

但是,目前的研究工作主要集中在盆地西部、西南部地區(qū),而對盆地中南部的儲層研究較少,對盆地的勘探增儲上產(chǎn)造成了一定的阻礙作用。近年來，盆地中南部長8儲層的油氣勘探取得了一定進(jìn)展,證實該區(qū)域具有良好的勘探開發(fā)潛力[33]。

儲層的巖石學(xué)特征、成巖作用類型等的研究是儲層評價工作的重點,本研究基于盆地中南部安塞—棗園一帶的長8儲層的薄片鑒定、X衍射全巖分析、掃描電鏡、壓汞等分析測試資料,研究其長8儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)、成巖演化過程等,為未來該區(qū)域致密儲層的“甜點”預(yù)測提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)地處陜西省延安市西北部,位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部(見圖1)。鄂爾多斯盆地是典型的多旋回疊合盆地,面積25×104km2,能源礦產(chǎn)十分豐富[34]。鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組是中國陸相三疊系沉積地層中較為完整的剖面,屬于內(nèi)陸湖相沉積,其發(fā)育演化歷史記錄了鄂爾多斯湖盆從出生—發(fā)育—鼎盛—消亡的完整過程[35-37]。

盆地內(nèi)上三疊統(tǒng)延長組發(fā)育三角洲(主要為曲流河、辮狀河三角洲)、河流相(主要為曲流河、辮狀河)、沖積扇等沉積,其還可以劃分成各種亞相[38]，形成了多套灰—灰綠色中厚層中細(xì)砂、粉砂巖和深灰—灰黑色泥巖組合。根據(jù)巖性、物性、含油氣性和標(biāo)志層(K0～K9)等可將延長組從上到下分為T3y1～T3y5五個巖性段和長1到長10十個油層組[39-40]。

長8儲層具有典型的低孔、低滲特征,主要為淺水三角洲沉積[41-43]。研究區(qū)內(nèi)的長8儲層主要為灰色—深灰色中—細(xì)粒長石巖屑、長石石英砂巖和暗灰色的泥巖互層,指示其為還原-弱還原沉積環(huán)境,地層厚度90～100 m。

圖1 研究區(qū)位置及長8油層組沉積儲層綜合柱狀圖Fig.1 The location of the study area and the comprehensive histogram of the deposition-reservoir of the Chang 8 oil layer group

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

對安塞—棗園研究區(qū)長8油層組的薄片進(jìn)行砂巖組分分析可知，儲層的巖性主要為淺灰色塊狀中—細(xì)粒長石砂巖,少量樣品為巖屑長石砂巖(見圖2，3A、B)。

長8油層組長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高(47.6%),其次為石英(21.14%),最后為巖屑(12.8%),主要為巖漿巖巖屑、變質(zhì)巖巖屑,沉積巖巖屑較少。膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為18.4%,主要為濁沸石(7.81%)、方解石(3.58%)、綠泥石(2.24%)等膠結(jié)物,雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)最低(0.09%)(見圖2)。同時,本文對長8油層組的6塊樣品進(jìn)行了X衍射全巖礦物分析和黏土礦物分析后得知:石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)25.17%,斜長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)31.83%,鉀長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)5.2%,方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)9.33%,白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%,鐵白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%,菱鐵礦質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.17%,黃鐵礦質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.83%,綠泥石質(zhì)量分?jǐn)?shù)9%,伊利石和伊/蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)15%,濁沸石質(zhì)量分?jǐn)?shù)12.33%。

碎屑顆粒的粒度分析結(jié)果為：研究區(qū)長8儲層的粒徑為0.09～0.2 mm,平均值為0.15 mm,標(biāo)準(zhǔn)偏差為0.5,尖度0.19,偏度1.06,C值0.29 mm,M值0.16 mm。這表明，研究區(qū)儲層的顆粒分選較好—中等,磨圓度以次棱角狀為主,其次為次棱角狀—次圓狀,膠結(jié)類型為孔隙式膠結(jié)和薄膜-孔隙式膠結(jié),基底式較少,顆粒以線接觸為主,其次為點—線接觸或凹凸接觸,其成分成熟度較低,結(jié)構(gòu)成熟度較高。

圖2 研究區(qū)長8儲層砂巖組分圖Fig.2 Sandstone composition map of Chang 8 reservoir in the study area

2.2 儲層的孔隙類型及特征

根據(jù)鑄體薄片、巖石薄片、掃描電鏡等進(jìn)行觀察分析可知，研究區(qū)長8儲層主要發(fā)育殘余粒間孔(見圖3D、F)、溶蝕粒間孔、粒內(nèi)孔(見圖3E)、鑄?？?見圖3G)、溶蝕填隙物內(nèi)孔隙、自生礦物晶間微孔隙、微裂縫(見圖3H、I)等。同時,通過分析鑄體薄片的孔隙參數(shù)可得到:其總面孔率平均值5.05%,平均孔隙直徑為52.36 μm,平均形狀因子0.9,均質(zhì)系數(shù)0.45,標(biāo)準(zhǔn)偏差31.32。其孔隙類型主要為溶蝕粒內(nèi)孔(體積分?jǐn)?shù)26.72%),次為殘余粒間孔(體積分?jǐn)?shù)13.23%)、長石溶孔(體積分?jǐn)?shù)25.4%)、濁沸石溶蝕孔(體積分?jǐn)?shù)15.48%)、裂隙孔(體積分?jǐn)?shù)16.14%),以及少量鑄?？?體積分?jǐn)?shù)2.65%),孔隙組合類型為殘余粒間孔-長石、濁沸石溶蝕孔-微孔型。

A 全貌,細(xì)粒長石砂巖,棗5井,834.5 m;B 全貌,南305井,1 017.1 m;C 碎屑顆粒粒間孔,南305井,1 024 m;D 長石溶孔,南305井,1 024 m;E 殘余粒間孔、顆粒溶孔,南305,1 017.1 m;F 長石具溶蝕形成次生孔,棗5,1 003.5 m;G 長石加大邊、鑄模孔,星32,1 590.72 m;H 云母層間縫,坪128-1,1 512.63 m;I 濁沸石膠結(jié)微裂縫,坪128-1,1 515.15 m圖3 鄂爾多斯盆地中南部延長組長8段儲層微觀孔隙特征圖Fig.3 Micro-pore characteristics of Chang 8 member of Yanchang Formation in central-southern Ordos Basin

通過分析研究區(qū)長8儲層的壓汞曲線、鑄體薄片、孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表等資料可知,長8儲層平均孔隙半徑20～50 μm,主要為小孔型,平均喉道半徑主要為0.04～2.23 μm,平均值為0.66 μm,主要為微—細(xì)孔喉,少量的中喉道,物性中等—較好。根據(jù)8塊樣品的壓汞曲線圖(見圖4A)、孔喉半徑分布頻率圖(見圖4B)分析可以看出,研究區(qū)長8儲層的孔喉分布主要為多峰分散型:即孔隙吼道的分布不均勻,介于0.01～10 μm,沒有明顯優(yōu)勢的孔喉半徑區(qū)間，表明了不同期次的成巖作用對儲層物性不同程度的改造作用。

研究區(qū)延長組長8儲層的孔隙結(jié)構(gòu)可劃分為以下3種類型。

1)中—小孔細(xì)喉型:如圖4的x32-6號、x29-11號樣品,儲層孔隙度為5.7%～10.3%,滲透率為(1.8～2.16)×10-3μm2,排驅(qū)壓力0.11～0.29 MPa,平均孔隙半徑20～50 μm,屬中孔-小孔型；平均喉道半徑0.51～1.13 μm,屬細(xì)喉型,屬于低滲—特低滲儲層。長8儲層的分流河道細(xì)砂巖多為此類儲層。

2)細(xì)孔-細(xì)喉-微喉型:如圖4的p128-1-3號、p128-1-4號、p128-1-7號、p128-1-18號樣品,儲層孔隙度為5.2%～6.6%,滲透率為(0.17～1.53)×10-3μm2,排驅(qū)壓力0.48～2.37 MPa,平均孔隙半徑小于5 μm,屬細(xì)孔-微孔型；平均喉道半徑0.2～0.3μm,屬微細(xì)喉型,屬于典型的致密儲層。

3)微孔-微喉型:如圖4的x29-9號、p128-1-11號樣品,儲層孔隙度小于5.2%,儲層滲透率小于0.06×10-3μm2,排驅(qū)壓力大于6.56 MPa,平均孔隙半徑小于5 μm,屬細(xì)孔-微孔型；平均喉道半徑小于0.2μm,屬微喉型,屬于致密儲層。

圖4 研究區(qū)延長組長8段毛管壓力曲線和孔喉半徑分布頻率圖Fig.4 The capillary pressure curve of the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area and the frequency diagram of the pore throat radius distribution

2.3 儲層物性特征

根據(jù)46塊巖心樣品資料分析可知,研究區(qū)延長組長8儲層的孔隙度為0.4%～13.8%,平均值7.94%(見圖5),孔隙度主要集中于0%～12%,孔隙度4%～8%的樣品數(shù)量最多,占全部樣品數(shù)的42.86%;長8儲層的滲透率為(0.019～4.73)×10-3μm2,平均0.63×10-3μm2。滲透率值主要分布于(0.1～2.0)×10-3μm2,占全部樣品數(shù)的61.22%。因此，研究區(qū)延長組長8儲層為低孔、特低滲儲層。

3 成巖作用

前人大量的研究工作表明，延長組低孔低滲致密儲層的形成與成巖作用密切相關(guān),壓實作用、膠結(jié)作用、交代作用等是原始孔隙度損失，次生孔隙形成，從而形成低孔、低滲儲層的主要原因,而溶蝕作用等在一定程度上改善了致密砂巖儲層的物性[28,33,44-49]。對研究區(qū)長8儲層樣品進(jìn)行了薄片觀察、鑄體薄片、掃描電鏡、X全巖衍射等分析,發(fā)現(xiàn)壓實作用、膠結(jié)作用、交代作用、溶蝕作用對長8儲層的孔隙發(fā)育和物性具有明顯的影響。

3.1 壓實作用

壓實作用是研究區(qū)長8儲層的主要成巖作用之一,石英、長石等碎屑顆粒定向、穩(wěn)定地排列,彼此之間呈點—線接觸(見圖6A),云母、泥質(zhì)巖巖屑、變質(zhì)巖巖屑等塑性顆粒被擠壓發(fā)生彎曲變形,從而充填原生孔隙,形成假雜基(見圖6A、B)。儲層中的綠泥石以薄膜狀附著在碎屑顆粒的表面，伊利石等黏土礦物充填孔隙,降低原生孔隙,使得孔喉的曲率增加(見圖6C、D)。

圖5 研究區(qū)延長組長8段孔隙度、滲透率分布頻率直方圖Fig.5 Porosity and permeability distribution frequency histogram of Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

隨著壓實作用的增強(qiáng),壓溶作用逐漸成為改造儲層孔隙結(jié)構(gòu)的主要因素之一,碎屑顆粒逐漸由點—線接觸轉(zhuǎn)變?yōu)榫€接觸、凹凸接觸(見圖6D、E),石英等礦物形成次生加大邊(見圖6F)。但是,經(jīng)過大量的薄片鑒定發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)的壓溶作用并不明顯,原因應(yīng)該為:綠泥石薄膜等的存在不僅堵塞了孔隙,而且阻礙了石英等礦物次生加大作用的進(jìn)一步發(fā)生。

由于長8儲層中含有較多的黑云母、變質(zhì)巖巖屑等,在成巖作用階段發(fā)生扭曲變形、膨脹，并充填原生的粒間孔隙,使得原始孔隙度損失;黑云母的蝕變作用、成巖作用晚期的石英顆粒的壓溶和次生加大等,均會導(dǎo)致致密砂巖儲層的物性變差。利用Scherer M建立的公式[50],計算砂巖儲層的原始孔隙度,壓實作用損失的孔隙度可根據(jù)殘余粒間孔、膠結(jié)物的含量進(jìn)行計算[51-52]:

(1)

(2)

Φc1=(Φ1-Φ2)×100%。

(3)

式中，Φ1為原始孔隙度，C為分選系數(shù),Φ2為壓實后的孔隙度,P1為殘余粒間孔的面孔率,Pt為總面孔率,qm為巖心實測平均孔隙度,ω為膠結(jié)物質(zhì)量百分比,Φc1為壓實作用減少的孔隙度。由公式(1)(2)(3)計算出研究區(qū)長8油層壓實、壓溶作用減少的孔隙度為16.61%。

同時，計算長8儲層的視壓實率:

得研究區(qū)長8儲層的視壓實率平均值0.47,反映儲層的壓實程度中等—偏強(qiáng)。

3.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)延長組長8儲層主要的膠結(jié)作用為自生黏土礦物膠結(jié)(主要為綠泥石膠結(jié),高嶺石、伊利石、伊/蒙混層膠結(jié)次之)、硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)、沸石膠結(jié)。研究區(qū)長8儲層的綠泥石膠結(jié)物的體積分?jǐn)?shù)可達(dá)60%,孔隙襯里式的自生綠泥石形態(tài)一般呈葉片狀,生長在碎屑顆粒的表面,晶體形態(tài)較好(見圖6C、7A),這表明綠泥石形成于壓實作用的早期;而充填生長于孔隙中的綠泥石大多呈玫瑰花狀，且獨(dú)立生長。大量的綠泥石充填了碎屑顆粒的粒間孔和溶蝕孔,說明孔隙充填式的綠泥石形成時期較晚，應(yīng)該形成于溶蝕作用之后(見圖7B)。研究區(qū)的伊-蒙混層、伊利石膠結(jié)僅在部分層段較為發(fā)育,研究區(qū)長8儲層的伊/蒙混層、伊利石平均相對體積分?jǐn)?shù)為40%。伊利石的形成原因較多，其可能來源于早期的蒙脫石轉(zhuǎn)化，也可能來源于長石等硅酸鹽礦物的伊利石化,其常呈現(xiàn)搭橋狀、片狀、發(fā)絲狀,伊/蒙混層、伊利石一般和綠泥石共生,經(jīng)常呈孔隙充填物出現(xiàn),少部分呈現(xiàn)搭橋狀，形成碎屑顆粒之間的黏土橋等,從而影響儲層的物性(見圖7C、D)。伊/蒙混層呈現(xiàn)卷片狀、蜂窩狀等,其形態(tài)經(jīng)常介于伊利石和蒙脫石之間(見圖7E)。

A 顆粒點—線接觸,云母的壓實變形、充填,棗5,1 003.5 m;B 云母受到壓實彎曲變形,星29,1 545.12 m;C 薄膜狀綠泥石,南305,1 024.8 m;D 碎屑顆粒的點—線接觸和線接觸,星32,1 590.72 m;E 顆粒凹凸接觸,星29,1 550.57 m;F 石英次生加大,棗5,1 003.5 m圖6 研究區(qū)延長組長8段壓實作用微觀特征圖Fig.6 Microscopic characteristics of compaction in the Chang 8 member of Yanchang Formation leader in the study area

硅質(zhì)膠結(jié)主要為石英,常形成自生加大邊。研究區(qū)長8儲層的石英、長石加大現(xiàn)象較為常見,寬度一般小于10 μm(見圖3G、6F、7F)。石英、長石等碎屑顆粒的自生加大生長也會對儲層物性有不利的影響。

碳酸鹽巖膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值為5%,部分樣品最高可達(dá)39%,主要為方解石、白云石、鐵方解石、鐵白云石和菱鐵礦微晶集合體等。碳酸鹽巖膠結(jié)物分布并不均勻,方解石在結(jié)構(gòu)上主要為連生結(jié)構(gòu),樣品中也可見分散顆粒狀的方解石(見圖7G、H),方解石可交代長石、巖屑等碎屑顆粒,白云石常呈斑塊狀或粒狀結(jié)構(gòu)(見圖7I)。成巖早期形成的方解石一般以泥晶、粉晶的形態(tài)存在,結(jié)晶形態(tài)較差,常充填在孔隙中,形成基底式膠結(jié)(見圖7G、H),其形成于相對低能的沉積環(huán)境,且容易被溶蝕;成巖作用后期形成的鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)物，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%～12%,最高25%,常以斑晶、嵌晶的它形生長于粒間孔、溶蝕孔中,常與長石、巖屑等碎屑顆粒發(fā)生交代作用,使孔隙度降低(見圖7J)。

濁沸石膠結(jié)是鄂爾多斯盆地延長組致密砂巖較為特殊的膠結(jié)類型。經(jīng)全巖X衍射分析可知，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0%～18%,平均值12.33%。長8儲層內(nèi)的濁沸石常以大片連晶形態(tài)充填于孔隙中,在單偏光鏡下顯示淡黃色,正交鏡下干涉色為一級黃,有時也可見放射狀的集合體,少見斑塊狀的完整濁沸石晶體(見圖7K、L)。

膠結(jié)作用損失的孔隙度可用下式進(jìn)行計算[51-52]:

(4)

Φc1=(Φ2-Φ3)×100%。

(5)

式中，Φ3為膠結(jié)作用減少的孔隙度,Φc1為經(jīng)歷壓實作用和膠結(jié)作用之后的孔隙度。經(jīng)過計算，研究區(qū)膠結(jié)作用所降低的孔隙度為18.28%,而且隨著目的層深度的增加,膠結(jié)程度增高。因此,膠結(jié)作用也是造成研究區(qū)長8儲層孔隙度損失的主要因素之一。

A 綠泥石的襯里式膠結(jié),棗5,833.4 m;B 粒間孔中充填綠泥石、伊利石,棗5,833.4 m;C 粒間孔中分布伊利石,棗5,834.5 m;D 粒間孔中綠泥石、伊利石、高嶺石的充填式膠結(jié),棗5,1 003.5 m;E 伊蒙混層,南305,1 024 m;F 石英加大Ⅲ級及粒間殘余孔隙,南305,1 017.1 m;G 碳酸鹽膠結(jié),星29,1 546.92 m;H 方解石膠結(jié),南305,1 024.8 m;I 白云石膠結(jié),坪128-1,1 512.63 m;J 菱面體碳酸鹽礦物充填孔隙,南305,1 018.89 m;K 連晶狀濁沸石,坪128-1,1 518.72 m;I 濁沸石膠結(jié),坪128-1,1 513.85 m圖7 研究區(qū)延長組長8段膠結(jié)作用微觀特征圖Fig.7 Microscopic characteristics of the cementation of the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

3.3 交代作用

交代作用也是研究區(qū)延長組長8儲層較為常見的一種成巖作用,其表現(xiàn)形式為方解石、白云石等碳酸鹽巖礦物沿著石英、長石、巖屑等礦物邊部發(fā)生碎屑顆粒的交代,使碎屑顆粒邊緣不規(guī)則(見圖8A、B);從掃描電鏡照片中可見到長石等礦物也常發(fā)生高嶺石化、綠泥石化等作用。巖心觀察和薄片鑒定時,均可見到巖石受力破裂形成的裂縫(構(gòu)造縫、層間縫、壓裂縫等),裂縫的產(chǎn)狀多樣,其對研究區(qū)長8儲層的滲透率提高具有重要作用(見圖8C、D)。

3.4 溶蝕作用

溶蝕作用是一種對儲層具有建設(shè)意義的成巖作用,主要表現(xiàn)為碎屑礦物顆粒的溶蝕、雜基的溶蝕等。研究區(qū)長8儲層的溶蝕作用主要為長石的溶蝕(見圖8E、F),對次生孔隙的貢獻(xiàn)率為40%左右,其溶蝕作用主要沿著長石顆粒的解理縫發(fā)生,從而形成次生孔隙；條紋長石常發(fā)生溶蝕作用,大量的鉀長石主晶被溶蝕,鈉長石條紋殘留下來。巖屑、石英顆粒的溶蝕作用并不常見。

溶蝕作用增加的次生孔隙度可用下式進(jìn)行計算[51-52]:

式中，Φ4為溶蝕作用增加的孔隙度,P2為

長石/巖屑溶孔,P3為沸石溶孔。經(jīng)過計算，研究區(qū)溶蝕作用使孔隙度增加2%～3%,平均值為2.2%。貢獻(xiàn)最高的為長石、巖屑溶孔,為35.64%,濁沸石溶孔的貢獻(xiàn)率為20.74%。

A 方解石交代巖屑,南305井,1 024.8 m;B 方解石交代長石,南305,1 024.8 m;C 高角度縫,坪128-1,1 513.85 m;D 裂縫被瀝青質(zhì)充填,南305井,1 024.8 m;E 長石溶蝕,棗5井,1 003.5 m;F 長石溶蝕形成次生孔,棗5,834.5 m圖8 研究區(qū)延長組長8段交代作用、溶蝕作用、破裂作用微觀特征Fig.8 Microscopic characteristics of metasomatism,dissolution and rupture in the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

4 成巖階段及成巖序列

根據(jù)大量的研究數(shù)據(jù)分析研究區(qū)長8段細(xì)砂巖的成巖特征,結(jié)合前人的研究成果(主要考慮以下幾個方面的證據(jù):自生礦物的成分、形態(tài)和形成順序、包裹體測溫、膠結(jié)物的類型和組分特征等)[28,30,33],并根據(jù)《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)——碎屑巖儲層成巖階段劃分》[53],認(rèn)為研究區(qū)延長組長8段致密儲層主要經(jīng)歷了同生成巖階段、早成巖階段、中成巖階段和晚成巖階段,現(xiàn)在處于中成巖階段A期。

根據(jù)大量的薄片鑒定、鑄體薄片、掃描電鏡等資料分析,可確定研究區(qū)延長組長8儲層的成巖序列為:壓實作用→早期綠泥石、泥晶方解石膠結(jié)→石英次生加大→微晶、亮晶方解石沉淀→沸石膠結(jié)→長石、方解石顆粒溶蝕→自生石英、長石、黏土礦物膠結(jié)→晚期方解石沉淀→方解石、沸石溶解→方解石交代(見圖9)。

研究區(qū)延長組長8段的原始孔隙度為30%～40%,印支運(yùn)動以前主要的成巖作用為壓實作用和黏土礦物的膠結(jié)作用,期間孔隙度減少了16%～20%；隨后隨著構(gòu)造抬升,發(fā)生表生成巖作用,儲層的有效孔隙度提高了2%～4%。長石、石英的次生加大,碳酸鹽巖礦物、濁沸石膠結(jié)、黏土礦物的壓實、膠結(jié)和交代作用,深埋成巖環(huán)境使得儲層孔隙度減少10%～19%。侏羅世末，延長組烴源巖的生烴作用排出的大量有機(jī)酸所造成的溶蝕作用使儲層孔隙度增加了2%～3%(見圖9)。

圖9 研究區(qū)延長組長8段成巖演化序列及孔隙度演化趨勢圖Fig.9 Diagenetic evolution sequence and porosity evolution trend diagram of the Chang 8 member of Yanchang Formation in the study area

5 結(jié)論

1)研究區(qū)延長組長8儲層的巖性主要為細(xì)粒長石砂巖。其膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高,雜基較少,結(jié)構(gòu)成熟度較高,成分成熟度較低,其濁沸石膠結(jié)對儲層物性具有重要影響。長8儲層孔隙度平均值為7.94%,滲透率平均值為0.63×10-3μm2,為低孔、特—超低滲儲層。

2)其孔隙類型主要為殘余粒間孔,長石、巖屑、沸石溶蝕孔、鑄?？椎却沃?組合類型為殘余粒間孔-長石、濁沸石溶蝕孔-微孔型,為微—細(xì)喉道,有少量的中喉道,為低孔、特—超低滲儲層。

3)成巖作用類型主要包括壓實作用、黏土礦物膠結(jié)、碳酸鹽巖膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、濁沸石膠結(jié)、溶蝕作用、交代作用等。研究區(qū)延長組長8段致密儲層主要經(jīng)過了同生成巖階段、早成巖階段、中成巖階段和晚成巖階段,現(xiàn)在處于中成巖階段A期。壓實作用、膠結(jié)作用是儲層孔隙度損失的主要原因,溶蝕作用對儲層物性具有良好的改造作用。