鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8段儲(chǔ)層特征及成巖相定量研究

魏真真， 朱善瑜， 王學(xué)武

(1.山東石油化工學(xué)院油氣工程學(xué)院， 東營 257061； 2.中石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院， 東營 257000)

致密砂巖儲(chǔ)層受成巖作用的影響顯著，常出現(xiàn)儲(chǔ)層物性低、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，極大程度上制約了油氣有利分布區(qū)帶的預(yù)測。因此，致密砂巖儲(chǔ)層已成為近年來中外諸多地質(zhì)學(xué)者的研究熱點(diǎn)，并已積累了相對(duì)豐富的研究成果[1-4]。成巖相分類與不同成巖相孔隙演化規(guī)律的定量分析是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與預(yù)測的重要方法與手段，其具體表現(xiàn)為成巖礦物、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)特征等方面的變化，可較好地反映出不同成巖類型對(duì)儲(chǔ)層的影響。余瑜等[5]以Q型聚類方法為定量依據(jù)，對(duì)四川盆地南部上三疊統(tǒng)須二段的成巖相類型進(jìn)行劃分；Li等[6]依據(jù)成巖作用過程中孔隙、物性等多種參數(shù)的定量表征，對(duì)鄂爾多斯盆地延長組長9儲(chǔ)層的成巖相類型進(jìn)行劃分，并在此基礎(chǔ)上預(yù)測有利成巖相帶；桂紅等[7]通過麻黃山西區(qū)塊長8油層組的成巖相類型進(jìn)行劃分，并將其有效應(yīng)用于油田生產(chǎn)開發(fā)；Wu等[8]以不同成巖相中的測井響應(yīng)特征為依據(jù)，對(duì)四川盆地西部須二段成巖相類型進(jìn)行劃分，并進(jìn)一步對(duì)有利儲(chǔ)層進(jìn)行評(píng)價(jià)和預(yù)測。劉芬等[9]以塔里木盆地克拉蘇沖斷帶為例，對(duì)區(qū)內(nèi)巴二段儲(chǔ)層的成巖相進(jìn)行定量研究，并進(jìn)一步預(yù)測了有利優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊系延長組長8油層組是長慶油田的主力產(chǎn)油層，為特低、超低滲油藏。隴東地區(qū)油區(qū)呈現(xiàn)連片態(tài)勢，勘探潛力巨大，區(qū)內(nèi)西峰、白豹、合水等區(qū)塊的長6～長8油層組發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流，在特低滲透-致密儲(chǔ)層中找到了高滲帶。近年來，前人針對(duì)隴東地區(qū)延長組長8儲(chǔ)層的成巖作用、成巖過程及其響應(yīng)、砂體結(jié)構(gòu)及水動(dòng)力條件等進(jìn)行過較多研究[10-12]，但針對(duì)該儲(chǔ)層的成巖相研究仍相對(duì)薄弱，尤其缺少對(duì)不同成巖相類型中孔隙演化規(guī)律的定量研究?；诖?，在鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層巖石特征及成巖作用分析基礎(chǔ)上，現(xiàn)對(duì)其成巖相類型進(jìn)行系統(tǒng)劃分，并以此為指導(dǎo)，嘗試對(duì)不同成巖相下的孔隙演化規(guī)律進(jìn)行定量分析，從一個(gè)新的視角厘清區(qū)內(nèi)優(yōu)勢成巖相帶，并獲得對(duì)其分布規(guī)律的新認(rèn)識(shí)，以期為鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的深入研究提供新的思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)位于盆地內(nèi)伊陜斜坡構(gòu)造單元的西南部(圖1)，其西接天環(huán)坳陷，整體呈現(xiàn)出近南北(SN)向延伸的平緩單斜構(gòu)造。研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造發(fā)育相對(duì)簡單，僅有少量小型鼻狀構(gòu)造，節(jié)理、褶皺、斷層等大型構(gòu)造不發(fā)育。鄂爾多斯盆地自三疊紀(jì)晚期開始，依次經(jīng)歷了海陸交互相沉積、湖相-三角洲相沉積，至三疊紀(jì)晚期形成了超過1 000 m的上三疊統(tǒng)延長組，構(gòu)成區(qū)內(nèi)主力含油層系[13]。巖電性、古生物等資料表明，延長組可細(xì)分為長1段～長10段共10個(gè)油層組，其中，頂部長2段與上覆地層呈平行不整合接觸，長6段、長7段和長8段在區(qū)內(nèi)保存最好，整體鉆探程度較高。研究區(qū)延長組普遍發(fā)育K0～K9共10個(gè)區(qū)域標(biāo)志層(圖1)，其中，K0標(biāo)志層(李家畔頁巖)、K1標(biāo)志層(張家灘頁巖)是長8油層組頂、底分界的標(biāo)志層，其地球物理特征明顯，分布穩(wěn)定。

圖1 鄂爾多斯盆地區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Structural sketch of Ordos Basin

2 儲(chǔ)層巖石特征分析

2.1 巖石學(xué)特征

以隴東地區(qū)長8油層組150件砂巖薄片資料鑒定為基礎(chǔ)，分析得出長8段儲(chǔ)層砂巖的巖性主要為巖屑長石砂巖(82%)和長石巖屑砂巖(18%)(圖2)。 砂巖粒度φ普遍分布在1<φ<4，具體可細(xì)分為中粒級(jí)(16.7%)、細(xì)粒級(jí)(47.1%)和極細(xì)粒級(jí)(26.1%)(圖3)。其整體表現(xiàn)出分選程度中等、磨圓度次棱角-棱角狀，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低的特征。砂巖的膠結(jié)類型多樣，以孔隙型、加大-孔隙型、加大-薄膜型和孔隙-薄膜型4種類型最為常見。此外，成巖礦物構(gòu)成長8儲(chǔ)層砂巖填隙物的主要類型，以綠泥石(平均含量5.15%)、鐵方解石(平均含量5.62%)最為發(fā)育。

1為石英砂巖；2為次巖屑砂巖；3為次長石砂巖；4為巖屑砂巖；5為長石巖屑砂巖；6為巖屑長石砂巖；7為長石砂巖圖2 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖類型及成分圖Fig.2 Sandstone type and composition map of Chang 8 oil-bearing formation

2.2 沉積特征

隴東地區(qū)處于東北部緩斜坡帶曲流河三角洲沉積體系、沿西峰-慶陽一帶辮狀河三角洲體系及環(huán)縣一帶扇三角洲體系3個(gè)物源的交匯部位，各種三角洲前緣亞相的儲(chǔ)集砂體在此處進(jìn)行疊合[14-15]。結(jié)合前人的研究成果，通過研究區(qū)40口取心井的巖心相、測井相分析，研究了長8儲(chǔ)層的沉積特征。

巖心觀察及綜合錄井資料顯示，樣品中湖相沉積化石豐富，且呈規(guī)律性分布，遺跡化石常見碳化植物碎片、垂直蟲孔[圖4(a)、圖4(b)]。此外，樣品粒度概率分析結(jié)果表明，長8段儲(chǔ)層砂巖的分選程度中等，磨圓度次棱角-棱角狀，以細(xì)粒級(jí)砂巖為主，為三角洲前緣亞相。

圖3 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖粒級(jí)頻率分布Fig.3 Frequency distribution map of sandstone grain size of Chang 8 oil-bearing formation

研究區(qū)長8段儲(chǔ)層層理構(gòu)造發(fā)育，尤以大-中型板狀交錯(cuò)層理和楔狀交錯(cuò)層理最為典型[圖4(c)、圖4(d)]，河道沖刷面特征明顯，常見沖刷填充構(gòu)造[圖4(e)]，反映出三角洲前緣水下分流河道的沉積特點(diǎn)。同時(shí)，在砂、泥巖互層的泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖中，常發(fā)育強(qiáng)、弱交替水動(dòng)力環(huán)境下的韻律層理和波狀層理[圖4(f)、圖4(g)]。此外，負(fù)載構(gòu)造、滑塌、滑移構(gòu)造及微-小型斷層等同沉積構(gòu)造在長8段儲(chǔ)層中也零星可見[圖4(h)]。

巖心資料顯示，研究區(qū)長8儲(chǔ)層樣品中巖心微相特征顯著，可清晰識(shí)別與描述出水下分流河道、水下分流河道間、河口砂壩等3種沉積微相。其中，水下分流河道微相的巖性以細(xì)粒、中粒長石巖屑砂巖為主，縱向上砂巖粒度自下而上逐漸變細(xì)，單砂體厚度1～5 m(圖5)，構(gòu)成研究區(qū)骨架微相，可作區(qū)內(nèi)有利儲(chǔ)滲砂體；水下分流河道間微相的巖性以粉砂巖、泥巖互層為主，僅有少部分為細(xì)粒長石巖屑砂巖與泥巖的互層，整體孔滲性差，可作區(qū)內(nèi)良好蓋層；河口砂壩微相的巖性主要以粉砂巖和細(xì)粒長石巖屑砂巖為主，縱向上表現(xiàn)為自下而上逐漸變粗(圖5)，可作區(qū)內(nèi)有利儲(chǔ)滲砂體。

圖4 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層沉積特征Fig.4 Sedimentary features of Chang 8 oil-bearing formation

2.3 孔隙類型及物性特征

鑄體薄片表明，長8段儲(chǔ)層共發(fā)育原生孔隙、次生孔隙和微裂縫三類儲(chǔ)集空間。其中，原生孔隙為主力儲(chǔ)集空間類型[圖6(a)]，具體發(fā)育剩余原生粒間孔(65%)和剩余原生粒間微孔(35%)兩種類型；次生孔隙主要由粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔組成，前者(85.4%)為顆粒內(nèi)部長石和巖屑不同程度溶蝕形成[圖6(b)、圖6(c)]，為區(qū)內(nèi)重要孔隙類型之一，后者(6.3%)對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)甚微；此外，發(fā)育極少量微裂縫[圖6(d)]。

研究區(qū)400口探評(píng)井33296件樣品的物性統(tǒng)計(jì)分析表明，隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的孔喉排驅(qū)壓力為0.12～10.97 MPa，平均1.48 MPa；中值壓力為0.05～103 MPa，平均13.10 MPa；最大進(jìn)汞飽和度為21.8%～98.8%，平均77.9%；退汞效率為0～48.5%，平均26.5%；孔隙度為0.5%～18.3%，平均13.8%；滲透率為(0.001～19.200)×10-3μm2，平均為0.664×10-3μm2。綜上，通過壓汞實(shí)驗(yàn)證明，研究區(qū)長8段儲(chǔ)層的進(jìn)汞毛細(xì)管阻力較大，退汞效率差，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，連通性整體較差，不利于流體流動(dòng)。

圖5 研究區(qū)里63井長8段儲(chǔ)層綜合柱狀圖Fig.5 Comprehensive strata log diagram of Chang 8 oil-bearing formation, Li 63 well as an example

3 儲(chǔ)層成巖作用

研究區(qū)長8儲(chǔ)層的成巖作用類型多樣，可對(duì)孔隙演化產(chǎn)生差異性影響。依據(jù)鑄體薄片、X射線衍射等資料，厘清了區(qū)內(nèi)長8段儲(chǔ)層的成巖作用類型及特征。

3.1 壓實(shí)、壓溶作用

鑄體薄片研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長8段儲(chǔ)層的壓實(shí)作用在鏡下以剛性組分的重排與塑性組分的變形為典型標(biāo)志，具體表現(xiàn)為：石英、長石等礦物顆粒表面產(chǎn)生微裂隙，黑云母等礦物擠壓充填于孔隙或定向排列[圖7(a)]。壓溶作用在鏡下可表現(xiàn)為碎屑顆粒間的線型接觸、凹凸鑲嵌及石英自生加大邊的生長[圖7(a)]。壓實(shí)作用與壓溶作用的直接結(jié)果是增加巖石密度、大幅降低原生孔隙度。整體來看，長8段儲(chǔ)層砂巖中石英含量低、塑性成分高、粒度細(xì)，導(dǎo)致砂巖抗壓實(shí)能力弱。因此，砂巖碎屑的塑性變形、定向排列等現(xiàn)象在區(qū)內(nèi)尤為突出，顆粒間接觸處壓溶現(xiàn)象典型。

3.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用常發(fā)生于早—中成巖階段的不同演化時(shí)期。鑄體薄片資料及黏土礦物的X射線衍射分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長8段儲(chǔ)層主要以黏土礦物、鈣質(zhì)、硅質(zhì)等的沉淀固結(jié)來實(shí)現(xiàn)膠結(jié)作用。

黏土礦物的膠結(jié)作用中，綠泥石膠結(jié)在全區(qū)發(fā)育最為廣泛，尤以綠泥石膜膠結(jié)最為典型[圖7(b)]，分布頻率96.5%。硅質(zhì)膠結(jié)以石英加大膠結(jié)最為發(fā)育，在長8儲(chǔ)層中出現(xiàn)頻率高達(dá)81.2%。加大邊普遍不發(fā)育，含量為0.2%～6.5%，平均1.2%。部分石英加大膠結(jié)使顆粒緊密鑲嵌，降低砂巖儲(chǔ)滲性[圖7(c)]；而早期局部石英加大膠結(jié)在砂體中形成支架結(jié)構(gòu)，增強(qiáng)砂巖抗壓實(shí)能力，利于保留部分粒間孔。鈣質(zhì)膠結(jié)以含鐵方解石的普遍發(fā)育為標(biāo)志，在鏡下具體表現(xiàn)為連晶狀充填于孔隙中[圖7(d)]。

3.3 交代作用

交代作用也是研究區(qū)長8段儲(chǔ)層常見的成巖作用方式之一。其在鏡下以含鐵方解石和鐵白云石對(duì)顆粒的交代最為典型[圖7(e)]，并偶見網(wǎng)狀黏土交代碎屑。交代作用使巖石成分、結(jié)構(gòu)發(fā)生改變，進(jìn)一步改變巖石孔隙結(jié)構(gòu)。但相比壓實(shí)、膠結(jié)等成巖作用，交代作用規(guī)模小，其交代產(chǎn)生的次生孔隙后期已基本被充填。

3.4 溶蝕作用

長石、巖屑等的溶蝕作用在研究區(qū)長8段儲(chǔ)層中分布普遍[圖7(f)]，但溶蝕作用強(qiáng)度不大，粒間溶孔很少。盡管如此，對(duì)特低滲透砂巖儲(chǔ)層，少量次生孔隙可使儲(chǔ)滲性在一定程度得到改善。

3.5 蝕變作用

研究區(qū)長8段儲(chǔ)層的蝕變作用早在同沉積階段就以開始，以云母礦物的蝕變作用最為典型。云母礦物呈順層狀態(tài)廣泛分布(平均含量15%)，其層間陽離子以K+為主，易從云母片中擴(kuò)散出來；在此過程中，水溶液中體積較大的陽離子擴(kuò)散進(jìn)入，使云母礦物進(jìn)一步蝕變膨脹，孔隙體積急劇下降[圖7(g)]。這也是研究區(qū)長8段成為特低滲透儲(chǔ)層的重要原因之一。

3.6 破裂作用

破裂作用發(fā)生在中成巖階段末期及晚成巖階段，長8儲(chǔ)層砂巖破裂作用不發(fā)育，僅發(fā)育少量層微裂縫[圖7(h)]，但若破裂作用發(fā)生在油氣充注前，裂縫對(duì)儲(chǔ)層改造十分有利，利于油氣儲(chǔ)集與運(yùn)移。

4 成巖相及孔隙演化分析

成巖相分類及不同成巖相孔隙演化規(guī)律的定量分析是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與預(yù)測的重要方法與手段，其具體表現(xiàn)為成巖礦物、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)特征等方面的變化，可較好地反映出不同成巖類型對(duì)儲(chǔ)層的影響[16]。目前，對(duì)成巖相類型的劃分尚未形成統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)[17-19]，基于前人研究成果，結(jié)合長8段儲(chǔ)層的巖石特征及成巖作用，對(duì)其成巖相類型進(jìn)行系統(tǒng)劃分，并以此為指導(dǎo)，利用鑄體薄片、物性及成巖階段劃分等資料，對(duì)不同成巖相的孔隙演化規(guī)律進(jìn)行定量研究，進(jìn)而確定出最優(yōu)勢成巖相及有利成巖相帶。

4.1 成巖相劃分結(jié)果

綜合考慮成巖作用影響及物性特征，可將研究區(qū)長8段儲(chǔ)層劃分為4類成巖相，分別為雜基充填相、碳酸鹽膠結(jié)相、綠泥石膜相和溶蝕相(表1)。

4.1.1 雜基充填成巖相

雜基充填相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均較差的細(xì)砂巖中，其成巖相特征具體表現(xiàn)為黏土雜基含量高(平均含量19.5%)[圖8(a)]，方解石膠結(jié)物、硅質(zhì)膠結(jié)物及綠泥石膜含量均較低，平均面孔率僅為0.9%。該成巖相儲(chǔ)層孔隙幾乎被黏土雜基完全充填，具體表現(xiàn)為碎屑顆粒懸浮在黏土雜基和云母碎片中，壓實(shí)作用強(qiáng)烈。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的細(xì)砂巖中普遍存在，易構(gòu)成致密非儲(chǔ)集空間。

4.1.2 碳酸鹽膠結(jié)成巖相

碳酸鹽膠結(jié)相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均較好的砂巖中，其成巖相特征具體表現(xiàn)為云母和黏土雜基含量低(平均含量6.8%)，綠泥石膜、硅質(zhì)含量均較低，面孔率極低，平均僅有0.2%。該成巖相的突出特征為方解石膠結(jié)物含量高(平均含量達(dá)15.9%)，受后期交代作用、重結(jié)晶作用的影響，多呈連晶狀鐵方解石，個(gè)體形態(tài)粗大，常完全充填于原生粒間孔隙中[圖8(b)]，僅可見極少數(shù)粒內(nèi)溶孔。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的砂巖中普遍存在，易構(gòu)成致密非儲(chǔ)集空間。

4.1.3 綠泥石膜成巖相

綠泥石膜相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均較好的砂巖中，其成巖相特征具體表現(xiàn)為黏土雜基、方解石膠結(jié)物及硅質(zhì)含量均較低，綠泥石膜含量較高，平均含量高達(dá)11.6%，面孔率較高，平均含量4.0%。該成巖相的突出特征為儲(chǔ)層孔隙多數(shù)被綠泥石膜所包裹[圖8(c)]。綠泥石膜可增強(qiáng)砂巖抗壓實(shí)能力，并進(jìn)一步阻礙石英顆粒成為自生石英的附著體再生長，因此，有綠泥石環(huán)邊發(fā)育的儲(chǔ)層剩余粒間孔隙往往易于保存下來。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的砂巖中普遍存在，易構(gòu)成相對(duì)有利儲(chǔ)集空間。

4.1.4 溶蝕成巖相

圖8 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層成巖相類型Fig.8 Diagenesis facies types of Chang 8 oil-bearing formation

溶蝕相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均中等的砂巖中，方解石、綠泥石膜、硅質(zhì)等填隙物含量均較低，面孔率較高(平均含量2%)，且次生溶孔面孔率大于殘余粒間孔面孔率。該成巖相的突出特征為中成巖階段發(fā)育了大量的粒內(nèi)溶孔(主要為長石和巖屑溶孔)，呈分散狀態(tài)分布[圖8(d)]，構(gòu)成主力儲(chǔ)集空間。在此基礎(chǔ)上，這些粒內(nèi)溶孔與殘余粒間孔的有效配置，成為該成巖相中油氣運(yùn)聚的重要先決條件。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的砂巖中普遍存在，易構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集空間。

對(duì)隴東地區(qū)150塊長8儲(chǔ)層樣品的成巖相物性和含油氣性統(tǒng)計(jì)顯示，油層主要集中于綠泥石膜成巖相中，其次為溶蝕成巖相(圖9)。長8儲(chǔ)層各成巖相的孔隙度-滲透率關(guān)系研究表明，綠泥石膜成巖相儲(chǔ)層孔滲性最好，其次是溶蝕成巖相(圖10)。

圖9 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層成巖相類型分布頻率Fig.9 Frequency distribution map of diagenesis facies types of Chang 8 oil-bearing formation

圖10 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層各成巖相孔-滲關(guān)系Fig.10 Porosity-permeability relationship of different diagenesis facies in Chang 8 oil-bearing formation

4.2 不同成巖相的孔隙演化規(guī)律

利用研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖樣品的鑄體薄片資料，結(jié)合儲(chǔ)層物性，對(duì)砂巖在不同成巖演化階段原生粒間孔隙的破壞程度、溶蝕次生孔隙的產(chǎn)生等進(jìn)行定量分析與評(píng)價(jià)，在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步厘清了不同成巖相儲(chǔ)層中的孔隙演化規(guī)律。

4.2.1 孔隙演化定量分析方法

用φ1表示儲(chǔ)層砂巖壓實(shí)前的初始孔隙度，φ2表示儲(chǔ)層砂巖壓實(shí)后的剩余孔隙度，φ3表示儲(chǔ)層砂巖膠結(jié)與交代后的剩余粒間孔隙度，φ4表示儲(chǔ)層砂巖溶蝕作用后產(chǎn)生的次生孔隙度，φ5表示現(xiàn)今孔隙度，則依據(jù)Beard與Weyl的孔隙度計(jì)算方法[20-21]，可對(duì)儲(chǔ)層砂巖在不同成巖演化階段原生粒間孔隙的破壞程度、溶蝕次生孔隙的產(chǎn)生等進(jìn)行定量計(jì)算(表2)。

經(jīng)計(jì)算，隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的初始孔隙度為36.3%～39.3%，為使實(shí)際應(yīng)用中操作方便，取其平均值37%。在此基礎(chǔ)上，通過儲(chǔ)層砂巖剩余孔隙度(φ2)、損失孔隙度(φ1-φ2)及孔隙度損失率[(φ1-φ2)/φ1]等參數(shù)計(jì)算定量表征壓實(shí)作用對(duì)原生粒間孔的損失與破壞；通過剩余粒間孔隙度(φ3)、損失孔隙度(φ2-φ3)、孔隙度損失率[(φ2-φ3)/φ1×100%]等參數(shù)計(jì)算定量表征膠結(jié)作用與交代作用對(duì)原生粒間孔的損失與破壞；通過次生孔隙度(φ4)定量表征溶蝕作用后次生孔隙的增加程度，最后可由φ3+φ4計(jì)算得出現(xiàn)今孔隙度。

表2 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖孔隙度計(jì)算方法Table 2 Calculation methods of sandstone porosity in Chang 8 oil-bearing formation

4.2.2 各成巖相孔隙演化定量分析

(1)雜基充填成巖相孔隙演化。雜基充填相儲(chǔ)層受成巖作用影響較大，整體減孔率為74.05%，具體表現(xiàn)為：壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至13%，壓實(shí)孔隙率損失率為64.3%；膠結(jié)作用后，剩余粒間孔隙度為2.2%，膠結(jié)孔隙度損失率為28.9%；溶蝕作用后次生孔隙度微輻增大7.4%，現(xiàn)今孔隙度為9.6%[圖11(a)]。

(2)碳酸鹽膠結(jié)成巖相孔隙演化。碳酸鹽膠結(jié)相儲(chǔ)層受成巖作用影響最大，整體減孔率為84.05%，具體表現(xiàn)為：壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至20%，壓實(shí)孔隙度損失率為45.9%；早成巖早期的方解石和白云石膠結(jié)后剩余孔隙度為2%，膠結(jié)孔隙度損失率為48.6%。因此，早成巖期的強(qiáng)壓實(shí)與強(qiáng)膠結(jié)，造成原生粒間孔隙大量損失，中成巖期的溶蝕作用后增加的次生孔隙度為3.9%?，F(xiàn)今孔隙度為5.9%[圖11(b)]。

(3)綠泥石膜成巖相孔隙演化。綠泥石膜相儲(chǔ)層受成巖作用影響相對(duì)較弱，整體減孔率為66.22%，具體表現(xiàn)為：壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至23.7%，壓實(shí)孔隙率損失率為35.9%；早成巖早期膠結(jié)剩余孔隙度為8.9%，膠結(jié)孔隙度損失率為40%。中成巖期的溶蝕作用貢獻(xiàn)的次生孔隙度為3.6%。現(xiàn)今孔隙度為12.5%[圖11(c)]。

(4)溶蝕成巖相孔隙演化。溶蝕相儲(chǔ)層受成巖作用影響較大，整體減孔率為78.38%，具體表現(xiàn)為：壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至14.7%，壓實(shí)孔隙率損失率為60.3%；受膠結(jié)作用影響，剩余粒間孔隙度為3%，膠結(jié)孔隙度損失率為31.6%；溶蝕作用后次生孔隙度微輻增大5%，現(xiàn)今孔隙度為8%[圖11(d)]。

圖11 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層不同成巖相孔隙演化規(guī)律Fig.11 Pore evolution law of different diagenesis facies in Chang 8 oil-bearing formation

依據(jù)不同成巖相的孔隙演化規(guī)律定量分析結(jié)果，除綠泥石膜成巖相之外，其他3類成巖相在早成巖階段均表現(xiàn)出較強(qiáng)的壓實(shí)作用與膠結(jié)作用。但演化至中成巖階段，孔隙改造強(qiáng)度開始出現(xiàn)較大差別，具體表現(xiàn)為：雜基充填相、碳酸鹽膠結(jié)相改造較弱，而溶蝕成巖相的改造在溶蝕作用下，孔隙度增幅顯著。對(duì)綠泥石膜相，其早成巖階段形成的自生綠泥石膜具有一定抗壓實(shí)能力，較其他3種成巖相，早期成巖作用弱，原生孔隙保存較多。綜上，研究區(qū)最優(yōu)勢成巖相為綠泥石膜相。

圖12 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層成巖相平面分布Fig.12 Horizontal distribution map of diagenesis facies in Chang 8 oil-bearing formation

4.3 平面成巖相分布規(guī)律

綜合隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的物性特征、膠結(jié)物含量、面孔率等因素，將研究區(qū)井位坐標(biāo)對(duì)應(yīng)于4種成巖相，依據(jù)砂體走向，在長8儲(chǔ)層的厚度平面圖上進(jìn)行有利成巖相帶分布規(guī)律的平面預(yù)測(圖12)。研究表明，長81成巖相平面分布中，綠泥石膜成巖相與溶蝕成巖相呈條帶狀分布，沿北東-南西(NE-SW)向均勻展布，連片性較好，側(cè)向延伸好，分布區(qū)域較廣，主要以環(huán)縣地區(qū)、東北部華池地區(qū)、西峰主體帶及其兩側(cè)地區(qū)較為集中。長82成巖相平面分布中，綠泥石膜成巖相與溶蝕成巖相分布較少，主要分布于環(huán)縣地區(qū)和合水地區(qū)，其他地區(qū)主要以碳酸鹽膠結(jié)成巖相為主。因此，有利成巖相主要分布于研究區(qū)西北部環(huán)縣地區(qū)和東南部合水地區(qū)。

5 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的成巖作用類型多樣。受成巖作用影響，研究區(qū)長8段儲(chǔ)層可劃分出4類成巖相，分別為雜基充填相(致密非儲(chǔ)層)、碳酸鹽膠結(jié)相(致密非儲(chǔ)層)、綠泥石膜相(優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層)和溶蝕相(相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層)。

(2)雜基充填成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較大，儲(chǔ)層孔隙減孔率為74.05%；碳酸鹽膠結(jié)成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較大，儲(chǔ)層孔隙減孔率為84.05%；綠泥石膜成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較小，儲(chǔ)層孔隙減孔率為66.22%；溶蝕成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較大，儲(chǔ)層孔隙減孔率為78.38%。綠泥石膜成巖相早期成巖作用弱，原生孔隙保存較多，為研究區(qū)最優(yōu)勢成巖相。

(3)長8儲(chǔ)層成巖相平面分布中，綠泥石膜成巖相與溶蝕成巖相呈條帶狀分布，沿NE-SW向均勻展布，連片性較好，側(cè)向延伸好，分布區(qū)域較廣。研究區(qū)有利成巖相帶主要分布于研究區(qū)西北部環(huán)縣地區(qū)和東南部合水地區(qū)，是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)。