鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)延長組長7段致密油儲層特征及其主控因素

謝蕓雅，劉顯鳳，王健，吳楠，胡琮，王永波

1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，武漢 430100

2.長慶油田分公司勘探事業(yè)部，西安 710018

3.長慶油田分公司第二采氣廠，西安 710018

致密油因其平面分布范圍廣、資源儲量大而成為現(xiàn)今全球非常規(guī)石油勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域[1-5]。致密油的概念最早是用以描述致密砂巖中的石油[6]。隨著勘探技術(shù)的進(jìn)步，在很長一段時(shí)間內(nèi)致密油被定義為以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運(yùn)移的石油聚集[1]。這一定義包含了頁巖油與致密巖油的含義，近幾年隨著對頁巖油的成功勘探與開發(fā)，為了區(qū)別頁巖油與致密油，逐漸將致密油定義為“以吸附或游離狀態(tài)賦存于緊鄰優(yōu)質(zhì)生油層系的致密儲層中，經(jīng)短距離運(yùn)移而形成的石油聚集”[7]。致密油儲層是指孔隙度一般小于10%、滲透率小于1×10-3μm2的致密砂巖、碳酸鹽巖等。

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組長7段沉積時(shí)期發(fā)育大型內(nèi)陸凹陷湖盆[8-10]，沉積了一套以黑色頁巖和暗色泥巖為主的富有機(jī)質(zhì)生油巖系，為盆地延長組油藏最主要的烴源巖[11-13]。長期以來，研究區(qū)延長組的石油勘探主要集中于長8段、長6段等地層，長7段的勘探程度較低。隨著近幾年非常規(guī)油氣勘探的不斷投入和頁巖油的突破，長7段逐漸成為勘探重點(diǎn)[14-18]。目前，研究區(qū)長7段主要集中于沉積相和烴源巖研究，對致密油儲層的研究相對較少，特別是對源內(nèi)薄層致密砂巖儲層微觀特征研究不足，對致密油儲層發(fā)育的控制因素認(rèn)識不清，制約著致密油的進(jìn)一步勘探與開發(fā)。本文綜合利用鑄體薄片、掃面電鏡觀察和能譜分析以及高壓壓汞孔喉結(jié)構(gòu)分析、XRD黏土礦物分析等方法，分析了長7段薄層致密砂巖儲層特征及儲層發(fā)育的主控因素，為鄂爾多斯盆地致密油的勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地為準(zhǔn)克拉通盆地，可劃分為伊盟隆起、西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起6個(gè)一級構(gòu)造單元，陜北地區(qū)位于伊陜斜坡中東部（圖1）。晚三疊世開始，鄂爾多斯盆地沉積演化進(jìn)入內(nèi)陸差異沉降盆地的形成和發(fā)展時(shí)期[19]，到晚三疊世末期，盆地整體沉降，整體構(gòu)造活動(dòng)微弱，地層產(chǎn)狀平緩，研究區(qū)內(nèi)為一向西微傾的單斜構(gòu)造。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造特征與研究區(qū)位置Fig.1 Structural characteristics of the Ordos Basin and location map of the study area

上三疊統(tǒng)延長組為河流-湖泊相沉積，發(fā)育一套中厚層的中細(xì)砂巖、粉砂巖和深灰色、灰黑色泥頁巖。根據(jù)巖電特征及含油性差異，延長組自下而上被劃分為10個(gè)油層組（長1—長10），其中長7油層組沉積時(shí)期為湖盆鼎盛時(shí)期，發(fā)育一套厚度相對穩(wěn)定、富含有機(jī)質(zhì)的泥頁巖層，為延長組油藏的主力烴源巖，也是鄂爾多斯盆地頁巖油富集的最主要層段。

2 致密油儲層特征

巖石薄片鑒定結(jié)果顯示，陜北地區(qū)長7段致密砂巖碎屑以石英、長石為主，少量巖屑，云母較發(fā)育（圖2）。鏡下觀察石英表面光潔，部分晶面具波狀消光。長石以斜長石、鉀長石為主，斜長石聚片雙晶發(fā)育，蝕變深，泥化、絹云母化。巖屑以酸性噴出巖、石英巖、花崗質(zhì)巖、泥化碎屑為主。云母以黑云母為主，部分蝕變深，綠泥石化。粒間泥質(zhì)以綠泥石、伊利石為主，重結(jié)晶，絹云母化，部分呈條帶狀分布。少量泥鐵質(zhì)，局部富集。經(jīng)X射線衍射全巖分析，陜北地區(qū)長7段致密砂巖儲層礦物組成主要為長石、石英、黏土礦物、方解石、白云石以及少量的黃鐵礦、紅金石和菱鐵礦，其中長石含量最高（斜長石平均含量為45.92%，鉀長石平均含量為13%），其次為石英（平均含量為18.7%）與黏土礦物（平均含量為15.9%），方解石平均含量為4.21%，白云石平均含量為1.67%。通過薄片鑒定和XRD全巖分析，明確研究區(qū)長7段致密砂巖類型主要為長石砂巖與巖屑長石砂巖。

圖2 陜北地區(qū)長7段致密砂巖巖石學(xué)特征a.巖石薄片特征（橋 136 井，1583.5 m，+），b.巖石類型三角圖，c.XRD全巖礦物分析（橋136井，1583.5 m）。Fig.2 Petrological characteristics of tight sandstone in Chang 7 member in northern Shaanxia.Characteristics of rock slices (Well Qiao 136, 1583.5 m, +), b.Triangle map of rock types, c.XRD analysis of whole rock minerals(Well Qiao 136, 1583.5 m).

3 儲集特征

3.1 儲層物性特征

本次研究對陜北地區(qū)長7段砂巖儲層樣品進(jìn)行了物性測試，選取了15口井184件柱塞樣。巖心取樣的孔隙度、滲透率測定結(jié)果顯示，陜北地區(qū)長7段致密砂巖儲層較為致密，物性較差，其中孔隙度為2%～17%，平均9.98%，集中分布于8%～14%；滲透率分布范圍（0.001～1.486）×10-3μm2，平均 0.54×10-3μm2，主要分布于（0.01～0.5）×10-3μm2（圖3）。其中孔隙度2%～6%的主要為粉砂巖，占7.8%，孔隙度6%～14%的主要為中細(xì)砂巖，占82%；剩余部分樣品存在微裂縫，孔隙度較大，占10.8%。

圖3 長7段致密儲層孔隙度、滲透率柱狀圖Fig.3 Histogram of porosity and permeability of tight reservoirs in Chang 7 Member

3.2 儲集空間特征

通過30件鑄體薄片和24件掃描電鏡樣品分析，陜北地區(qū)長7段致密砂巖主要發(fā)育次生孔隙及部分原生剩余孔隙。次生孔隙類型主要是粒間溶蝕孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙、填隙物晶間微孔隙及微裂縫（圖4、5）。其中以長石溶蝕孔隙（圖4a）、晶間微孔和微裂縫（圖4c、5d）最為發(fā)育。長石溶蝕孔隙多呈狹長狀（圖5a），部分長石溶蝕孔隙呈圓狀（圖4b），通過圖像測量長石溶蝕孔徑分布范圍為6～180 μm。粒間溶蝕孔隙主要是長石邊界及填隙物溶蝕孔隙，孔隙多呈不規(guī)則形（圖4a、5b）。掃描電鏡圖像中粒間溶蝕孔隙多呈不規(guī)則圓形（圖5b），孔徑較大，分布范圍為10～240 μm。由于晶間微孔隙非常小，鑄體薄片中較難分辨，主要通過掃描電鏡分析來研究。晶間微孔類型主要為黏土礦物晶間孔（圖5c），包括綠泥石晶間孔、伊利石晶間孔及高嶺石晶間孔，孔徑多小于20 μm。

圖4 鑄體薄片顯示延長組7段致密儲層儲集空間特征a.高135井，1 783.6 m，長石溶蝕孔隙，粒間溶蝕孔隙（-）；b.高 193井，2 117 m，長石溶蝕孔隙，粒間溶蝕孔隙，鑄膜孔（-）；c.丹 288井，1 106.8 m，微裂縫（+）；d.丹 228 井，1 143.14 m，微裂縫（-）。Fig.4 Cast thin sections show the reservoir space characteristics of tight reservoirs in the 7th member of the Yanchang Formationa.Well Gao 135, 1 783.6 m, feldspar dissolution pores, intergranular dissolution pores (-); b.Gao 193 well, 2 117 m, feldspar dissolution pores, intergranular dissolution pores, cast film pores (-); c.Dan Well 288, 1 106.8 m, micro-fractures (+); d.Dan 228 well, 1 143.14 m, micro-fractures (-).

圖5 掃描電鏡顯示延長組7段致密儲層儲集空間特征a.午100井，1 937.5 m，長石粒內(nèi)溶蝕孔隙，原生剩余粒間孔隙；b.橋136井，1 578.25 m，粒間溶蝕孔隙；c.順37井，1 915.25 m，晶間微孔；d.順 37井，1 919.25 m，微裂縫。Fig.5 SEM shows the reservoir space characteristics of tight reservoirs in the 7th member of the Yanchang Formationa.Well Wu 100, 1 937.5 m, intragranular dissolution pores of feldspar, primary remaining intergranular pores; b.Qiao 136 well, 1 578.25 m, intergranular dissolution pores; c.Shun 37 well, 1 915.25 m, intergranular micropores; d.Well Shun 37, 1 919.25 m, micro-fractures.

3.3 孔喉結(jié)構(gòu)特征

通過10口井不同深度的致密砂巖樣品進(jìn)行高壓壓汞測試，根據(jù)毛管壓力曲線特征、孔喉分布特征將長7段致密砂巖儲層孔喉結(jié)構(gòu)劃分為4類：

Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)：砂巖類型主要為中砂巖與細(xì)砂巖，毛管曲線多出現(xiàn)左下凹的平臺。排驅(qū)壓力＜1 MPa，圖6a為高135井1 783.6 m最大連通孔喉半徑為 0.756 μm，平均孔喉半徑為 0.05 μm，最大汞飽和度為98.26%，歪度為0.73，為粗歪度，表明孔喉以相對較大孔喉為主。

圖6 長7段壓汞曲線特征及孔喉半徑分布a.高 135 井，1 783.6 m；b.午 230井，2 061.3 m；c.新 140井，2 080.4 m；d.塞 544井，2 147.85 m。Fig.6 Characteristics of mercury intrusion curve and pore throat radius distribution in Chang 7 sectiona.Gao 135 well, 1 783.6 m; b.Wu 230 well, 2 061.3 m; c.Xin 140 well, 2 080.4 m; d.Sai 544 well, 2 147.85 m.

Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)：砂巖類型主要為細(xì)砂巖，與Ⅰ類毛管壓力曲線不同，沒出現(xiàn)平臺。排驅(qū)壓力較Ⅰ類大，集中于1～3 MPa。圖6b為午230井2 061.3 m致密砂巖高壓壓汞曲線與孔喉半徑分布圖，其排驅(qū)壓力為1.24 MPa，最大連通孔喉半徑為0.593 μm，平均孔喉半徑為0.015 μm，最大汞飽和度為91.01%，歪度為-0.59，為細(xì)歪度，表明孔喉以相對較小孔喉為主。

Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)：砂巖類型主要為細(xì)砂巖，曲線形態(tài)出現(xiàn)較明顯的右上凸的形態(tài)。圖6c為新140井2 080.4 m深度砂巖樣品毛管壓力曲線與孔喉半徑分布圖，其排驅(qū)壓力為4.71 MPa，最大連通孔喉半徑為 0.058 μm，平均孔喉半徑為 0.01 μm，最大汞飽和度為80.98%，歪度為-0.88，為細(xì)歪度，表明孔喉以相對較小孔喉為主。

Ⅳ類孔喉結(jié)構(gòu)：砂巖類型多為細(xì)砂巖與粉砂巖。圖6d為塞544井2 147.85 m深度致密砂巖樣品毛管壓力曲線與孔喉半徑分布圖。其排驅(qū)壓力為4.95 MPa，最大連通孔喉半徑為0.148 μm，平均孔喉半徑為0.03 μm，最大汞飽和度為70.15%，歪度為-0.49，為細(xì)歪度，表明孔喉以相對較小孔喉為主。

4 砂巖儲層成巖作用

綜合利用鑄體薄片、掃描電鏡、XRD黏土礦物分析等資料，明確研究區(qū)長7段致密砂巖儲層地質(zhì)歷史時(shí)期埋深較大，并且經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用，主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用等。

4.1 壓實(shí)作用

研究區(qū)長7段現(xiàn)今埋藏深度為1 500～2 100 m，通過埋藏史研究，長7段砂巖經(jīng)歷過3 000 m的埋深，壓實(shí)作用較為發(fā)育。在整個(gè)成巖過程中，隨著埋深的增加，壓實(shí)作用變強(qiáng)，碎屑礦物顆粒接觸從點(diǎn)接觸向點(diǎn)-線接觸、線-線接觸及縫合線接觸過渡，可見碎屑顆粒接觸關(guān)系有點(diǎn)-線接觸、線-線接觸和凹凸接觸（圖7a），以線接觸為主，少見縫合線接觸，云母等塑性礦物發(fā)生擠壓變形（圖7b）。

4.2 膠結(jié)作用

通過掃描電鏡觀察和XRD礦物分析，研究區(qū)長7段致密砂巖儲層中膠結(jié)作用主要為黏土礦物膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)。其中以黏土礦物膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)為主，硅質(zhì)膠結(jié)作用相對較弱。

（1）黏土膠結(jié)

黏土礦物XRD分析，長7段致密砂巖中自生黏土礦物主要為綠泥石（平均含量為43.54%），其次為伊利石（平均含量20.42%）、高嶺石（18.17%）及伊蒙混層（17.88%）（圖8）。

圖8 長7段致密砂巖儲層黏土礦物相對含量Fig.8 Relative content of clay minerals in tight sandstone reservoirs of Chang 7 Member

綠泥石膠結(jié)物多為樹葉狀和針葉狀，主要有兩種賦存方式：一種是孔隙充填式產(chǎn)出（圖9a），一種是圍繞顆粒成薄膜式（圖9b）。高嶺石通常呈假六邊形樹葉狀，伊利石多呈不規(guī)則片狀或網(wǎng)狀集合體產(chǎn)出（圖9c），多以孔隙式充填為主。

（2）碳酸鹽膠結(jié)

長7段碳酸鹽膠結(jié)普遍發(fā)育，以方解石為主（最高可達(dá)28%），另外發(fā)育鐵方解石、鐵白云石和白云石等碳酸鹽膠結(jié)物。長7段碳酸鹽膠結(jié)物主要為早期方解石連晶膠結(jié)，充填于孔隙中。晚期碳酸鹽膠結(jié)物主要呈半自形到自形晶（圖9c）充填孔隙，并交代碎屑顆粒。碳酸鹽膠結(jié)物為方解石膠結(jié)，且主要為連晶膠結(jié)，表明碳酸鹽膠結(jié)為早成巖階段產(chǎn)物。

圖9 午230井長7段致密砂巖黏土礦物和硅質(zhì)膠結(jié)物特征a.塞544井，2 142.83 m，綠泥石薄膜，孔隙填充綠泥石；b.塞544井，孔隙充填高嶺石；c.午230井，2 018.39 m，碳酸鹽膠結(jié)物，伊利石；d.高135 井，1 971.60 m，石英加大（Ⅱ-Ⅲ級）。Fig.9 Characteristics of clay minerals and siliceous cements of tight sandstone in Chang 7 Member of Well Wu 230a.Well Sai 544, 2 142.83 m, chlorite film, pores filled with chlorite; b.Well Sai 544, pores filled with kaolinite; c.Well Wu 230, 2 018.39 m, carbonate cement,illite; d.Well Gao 135, 1 971.60 m, increased quartz (grade II-III).

（3）硅質(zhì)膠結(jié)

長7段致密砂巖硅質(zhì)膠結(jié)物含量平均為1.6%，硅質(zhì)膠結(jié)物多以Ⅰ—Ⅱ級石英的次生加大邊和自生石英顆粒兩種類型。在鑄體薄片下，原生石英顆粒邊界清晰（圖4c，圖7b），與次生石英邊界之間通常為綠泥石或高嶺石等黏土薄膜，次生石英加大邊一般發(fā)育在原生顆粒局部，少見環(huán)邊石英次生加大。

圖7 長7段致密砂巖儲層壓實(shí)作用典型特征Fig.7 Typical characteristics of tight sandstone reservoir compaction in Chang 7 Member

4.3 溶蝕作用

研究區(qū)長7段溶蝕作用主要為碎屑顆粒的溶蝕作用和填隙物的溶蝕作用，其中長石溶蝕最為發(fā)育。長石溶蝕主要是沿著長石解理縫溶蝕，形成長石粒內(nèi)溶蝕孔隙（圖4a、5a），長石和巖屑被徹底溶蝕后形成鑄膜孔（圖4b）。粒間不穩(wěn)定填隙物發(fā)生部分溶蝕，從而產(chǎn)生粒間孔（圖4a、4b、5b）。

4.4 成巖演化序列

基于陜北地區(qū)延長組長7段砂巖的骨架顆粒接觸關(guān)系、孔隙結(jié)構(gòu)、自生黏土礦物組合及泥巖鏡質(zhì)體反射率特征，劃分了研究區(qū)長7段砂巖成巖階段。砂巖骨架顆粒多呈線接觸，壓實(shí)作用較強(qiáng)；孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和黏土礦物晶間微孔為主；膠結(jié)作用以黏土膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)為主，黏土礦物以綠泥石為主，黏土礦物分析時(shí)伊蒙混層I/S中S層為30%，部分為40%，石英發(fā)育級次生加大；泥巖鏡質(zhì)體反射率Ro為0.65%～1.27%。據(jù)此判斷研究區(qū)延長組長7段砂巖儲層主要處于中成巖階段A期（圖10）。

圖10 陜北地區(qū)延長組長7段成巖演化序列Fig.10 Diagenetic evolution sequence of Chang 7 member of Yanchang Formation in Northern Shaanxi

早成巖A期，古地溫較低，有機(jī)質(zhì)未成熟，以機(jī)械壓實(shí)作用為主，伴有早期綠泥石以薄膜狀出現(xiàn)，少量方解石膠結(jié)物產(chǎn)出。早成巖B期，古地溫為65～85 ℃，隨著埋深的不斷增加，強(qiáng)烈壓實(shí)使顆粒呈點(diǎn)-線接觸，部分亞溶作用為硅質(zhì)膠結(jié)提供物質(zhì)，石英加大為Ⅰ級加大，此時(shí)Ro為0.35%～0.5%，有機(jī)質(zhì)半成熟，流體為弱酸性，長石開始發(fā)生溶蝕，孔隙類型為殘余粒間孔和次生溶孔。中成巖A期，埋深進(jìn)一步加大，古地溫達(dá)到85～130 ℃，有機(jī)質(zhì)處于大量生烴，使孔隙水呈酸性，溶蝕作用強(qiáng)，同時(shí)蒙脫石向伊利石快速轉(zhuǎn)化，此時(shí)發(fā)育Ⅱ級石英加大，孔隙類型主要發(fā)育次生孔隙。

5 儲層主控因素

5.1 沉積作用對儲層物性的影響

沉積作用對儲層的影響主要體現(xiàn)在儲層原始礦物組成及儲層結(jié)構(gòu)上，不同沉積環(huán)境中因水動(dòng)力條件、搬運(yùn)距離等的差異，使得沉積的砂巖成分、粒度、分選及磨圓條件存在差異[19-21]。陜北地區(qū)長7段主要為三角洲前緣水下分流河道及河口壩砂體，局部地區(qū)發(fā)育三角洲前緣滑塌形成的濁積巖[8-10]。研究區(qū)長7段物源主要受東北物源控制，僅東南局部受東南物源影響，三角洲前緣-濱淺湖沉積環(huán)境，水動(dòng)力較弱，粒度一般為0.02～0.65 mm，分選磨圓較差，雜基含量相對較高。長7段砂巖主要為中砂巖、細(xì)砂巖和粉砂巖，其中中細(xì)長石砂巖、巖屑長石砂巖粒度相對較粗，分選較好，磨圓度為次棱-次圓，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較高，物性較好，粉砂粒長石砂巖、巖屑長石砂巖粒度較細(xì)，分選磨圓較差，雜基含量高，物性較差（圖11）。

圖11 長7段砂巖典型特征a.陜365井，1 893.7 m，灰色細(xì)砂巖，交錯(cuò)層理；b.陜365井，1 880.2 m，灰白色細(xì)砂巖，沙紋層理；c.新271井，1 991.8 m，灰白色細(xì)砂巖，爬升沙紋層理；d.新283井，1 993.8 m，灰白色細(xì)砂巖，板狀交錯(cuò)層理； e.新324井，1 849.7 m，褐灰色細(xì)砂巖，交錯(cuò)層理；f.新271井，1 989.1 m，灰色細(xì)砂巖，平行層理；g.新283井，1 990.85 m，沖刷面；h.午100井，1 941.57 m，灰白色細(xì)砂巖，平行層理；i.灰色細(xì)砂巖，塊狀層理，突變接觸。Fig.11 Typical sedimentary characteristics of sandstone in Chang 7 Membera.Shan 365 well, 1 893.7 m, gray fine sandstone, cross bedding; b.Shan 365 well, 1 880.2 m, gray white fine sandstone, sand grain bedding; c.Xin 271 well, 1 991.8 m, gray white fine sandstone, climbing sand Laminate bedding; d.Well Xin 283, 1 993.8 m, gray-white fine sandstone, plate cross bedding; e.Well Xin 324, 1 849.7 m, brown-gray fine sandstone, cross bedding; f.Well Xin 271, 1 989.1 m, Gray fine sandstone, parallel bedding; g.Well Xin 283, 1 990.85 m, scour surface; h.Wu 100 well, 1 941.57 m, gray fine sandstone, parallel bedding; i.Gray fine sandstone, massive bedding, abrupt contact.

5.2 成巖作用對儲層的控制作用

成巖作用對儲層發(fā)育的控制作用主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是破壞性成巖作用，主要是壓實(shí)作用、膠結(jié)作用；另一個(gè)是建設(shè)性成巖作用，主要是溶蝕作用。

（1）壓實(shí)作用對儲層物性的影響

根據(jù)Schrer[22]提出的砂巖初始孔隙度恢復(fù)方法，估算了研究區(qū)長7段初始孔隙度。研究區(qū)長7段砂巖分選系數(shù)平均為1.64，恢復(fù)初始孔隙度平均為35%。長7段砂巖雖然巖屑含量少，但泥質(zhì)含量高，粒度較細(xì)，分選較好，壓實(shí)作用對孔隙減少作用強(qiáng)。壓實(shí)作用不僅是顆粒發(fā)生旋轉(zhuǎn)排列，同時(shí)會(huì)引起塑性礦物變形，占據(jù)孔隙，堵塞喉道，進(jìn)一步使儲層物性變差。根據(jù)鏡下觀察與壓實(shí)率計(jì)算，壓實(shí)作用對原始孔隙的平均減孔量約為18%（圖12）。

圖12 壓實(shí)作用與膠結(jié)作用造成孔隙度損失量Fig.12 Calculation of porosity loss due to compaction and cementation

（2）膠結(jié)作用對儲層物性的影響

研究區(qū)長7段主要發(fā)育黏土礦物膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)（圖9a，9c）。黏土膠結(jié)礦物多填充孔隙和堵塞喉道，使儲層更加致密。但是早期綠泥石薄膜對孔隙具有保護(hù)作用，一方面增加了巖石的抗壓實(shí)能力，另一方面有效阻止了石英自生加大，對剩余原生粒間孔隙起到了一定程度的保護(hù)作用。壓溶作用產(chǎn)生的硅質(zhì)在孔隙內(nèi)膠結(jié)，形成石英加大邊，減少孔隙（圖9d）。早期方解石膠結(jié)和中成巖A階段溶蝕作用形成的物質(zhì)重新膠結(jié)形成的鐵方解石等進(jìn)一步充填孔隙。研究區(qū)長7段早期碳酸鹽膠結(jié)及晚期原始孔隙和溶蝕孔隙的充填，進(jìn)一步降低了儲層物性，對儲層起到破壞作用。黏土礦物膠結(jié)與碳酸鹽膠結(jié)使儲層原生孔隙消失殆盡，整體上膠結(jié)作用是儲層致密的重要原因，對儲層起到破壞作用。

（3）溶蝕作用

研究區(qū)長7段致密砂巖現(xiàn)今孔隙主要為溶蝕作用形成的粒間溶蝕孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔。研究區(qū)長7段長石含量較高，隨著地層的埋深，烴源巖逐漸成熟，大量排烴，成巖環(huán)境變?yōu)樗嵝?，使長石和巖屑發(fā)生溶蝕，形成溶蝕孔隙，物性變好，是長7段儲層發(fā)育最為主要的建設(shè)性成巖作用。

6 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)長7段致密砂巖長石含量較高，砂巖以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，砂巖黏土礦物含量高，其中綠泥石含量最高，其次為伊利石、高嶺石及伊蒙混層。

（2）長7段致密砂巖儲層次生孔隙類型主要是粒間溶蝕孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙、填隙物晶間微孔隙及微裂縫。根據(jù)毛管壓力曲線特征、孔喉分布特征將長7段致密砂巖儲層孔喉結(jié)構(gòu)劃分為4類，其中Ⅰ類和Ⅱ類儲層物性較好。

（3）長7段砂巖儲層經(jīng)歷了壓實(shí)作用、膠結(jié)作用（黏土礦物膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)）和溶蝕作用等復(fù)雜的成巖改造，其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使儲層孔隙減小，降低儲層質(zhì)量，溶蝕作用讓儲層質(zhì)量得到改善，是長7段有利儲層形成的主要原因。