2020, Vol. 32
2. 西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系, 西安 710069;
3. 中国石油长庆油田分公司 油田开发事业部, 西安 710018;
4. 中国石油长庆油田分公司 第二采油厂, 甘肃 庆阳 745100
2. State Key Laboratory for Continental Dynamics, Department of Geology, Northwest University, Xi'an 710069, China;
3. Oilfield Development Division, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, China;
4. No.2 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Qingyang 745100, Gansu, China
由于世界各国能源需求的增加和常规石油的枯竭，致密砂岩储层逐渐成为石油勘探的重要领域，然而，在致密砂岩储层中很难找到相对高渗的区域[1-2]。储层质量主要受构造、沉积及成岩作用的控制[3-4]。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密砂岩储层在沉积后经历了多种复杂的成岩环境，这些成岩变化在碎屑岩储层的孔隙形成、保存以及破坏中起着关键作用，导致孔渗演化过程极其复杂。不少学者对鄂尔多斯盆地延长组成岩作用、孔隙演化以及储层致密影响因素开展过诸多研究[5-9]，认为机械压实作用在早成岩阶段对储层破坏程度较大，孔隙度损失较高，贯穿整个成岩演化阶段的胶结作用，造成孔隙度损失相比压实作用较少，而溶蚀作用对于物性和面孔率的改善具有重要作用。目前对于胡尖山地区长6储层的研究多停留在沉积与成岩较为简单的描述上，关于储层差异性成岩作用及其对孔隙演化的影响以及成岩相方面缺乏相关深入研究，而成岩特征作为碎屑组分、填隙物特征、孔喉结构特征及其演化历史的直接综合反映，对于油气勘探起着重要指导作用[10-13]。
针对该现状，在前人研究的基础上，通过开展岩心物性分析及描述、铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等实验测试，分析胡尖山地区致密砂岩储层的岩性特征、孔隙类型和成岩类型，建立该区长61储层的孔隙度演化模拟方程，定量描述成岩作用对储层孔隙度演化的影响，对长61致密砂岩储层成岩特征及孔隙定量演化进行研究，进而划分成岩相，并利用不同成岩相的测井响应特征，预测全区成岩相平面展布规律，以期对研究区致密油储集层的勘探开发提供指导。
1 地质概况胡尖山地区位于鄂尔多斯盆地中西部（图 1），构造上位于伊陕斜坡内部，北至长茂滩，南达王洼子，西起砖井，东抵周家湾，毗邻天环生油坳陷，勘探面积3 260 km2，区内地层平缓，倾角为0.4°~0.6°，总体构造较简单，为西倾平缓大单斜[14]。
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下载原图 图 1 鄂尔多斯胡尖山地区地理位置图 Fig. 1 Geographical location of Hujianshan area, Ordos Basin |
研究区内延长组主要发育内陆坳陷型湖泊三角洲沉积[15]，以岩性及沉积旋回为依据，自上而下划分为长1—长10，其中长10至长7沉积期湖盆扩张，到长7沉积期时湖盆达到鼎盛，之后长6至长2沉积期湖盆渐趋收缩，直到长1沉积期湖盆衰亡为准平原化期[16-18]。对目的层长61岩心观察显示，岩性以灰色、深灰色细砂岩为主，构造发育，多为沙纹层理和平行层理（图 2），主要发育浅水三角洲前缘亚相沉积，河道较发。
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下载原图 图 2 胡尖山地区岩心观察照片 （a）沙纹交错层理，H185井，2 220.35 m；（b）平行层理，H262井，2 154.58 m；（c）植物碎片化石，H387井，1 893.05 m Fig. 2 Core photos of Hujianshan area |
根据30口井的岩心观察、211个样品铸体薄片及扫描电镜实验结果统计，鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61储层以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主（图 3），具有低石英、高长石的特征，长石体积分数平均约占碎屑总量的45.8%；石英类含量次之，体积分数平均为26.2%；岩屑类含量相对较少，平均体积分数为15%。研究区岩屑以火成岩和变质岩为主，填隙物平均体积分数为12.5%，主要为绿泥石、高岭石、伊利石、碳酸盐及硅质（图 4）。在结构上以细砂岩为主，同时夹杂有少许泥质。分选性以中等—好为主，磨圆度以次棱角状为主，胶结方式主要为薄膜—孔隙式胶结，结构成熟度中等；岩石的支撑类型为颗粒支撑；颗粒之间以线接触为主[图 4（b）]。研究区孔隙类型以粒间孔为主（3.66%），其次为长石溶孔（0.72%）、岩屑溶孔（0.13%），还有少量的沸石溶孔（0.12%，镜下未见明显现象）及极少量的晶间孔（0.09%），面孔率平均为4.79%（图 5）。
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下载原图 图 3 胡尖山地区长61储层砂岩组分 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 3 Sandstone components of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
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下载原图 图 4 胡尖山地区长61储层镜下特征 （a）发育粒间孔和长石溶孔，颗粒边缘见绿泥石膜，A233井，1 927.8 m；（b）见线接触、铁方解石胶结和石英次生加大，A72井，2 225.9 m；（c）高岭石和绿泥石充填孔隙，H174井，2 063.8 m；（d）伊利石、自生石英充填孔隙，X62井，2 027.6 m；（e）残余粒间孔发育，Y159井，2 005.2 m Fig. 4 Microscopic characteristics of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
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下载原图 图 5 胡尖山地区长61储层孔隙类型统计 Fig. 5 Pore types of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
对1755个样品的岩心物性资料统计分析表明，胡尖山地区长61储层物性普遍较差，平均孔隙度为12.2 %，平均渗透率为0.69 mD。根据国家石油天然气行业标准[19]，胡尖山地区长61储层总体为低孔、特低渗储层（图 6）。
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下载原图 图 6 胡尖山地区长61储层物性相关性图 Fig. 6 Relationship between permeability and porosity of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
对研究区92个样品的高压压汞实验数据统计分析表明，胡尖山地区长61储层排驱压力较小（平均为1.32 MPa），中值压力较高（平均为8.66 MPa），中值半径较小（平均为0.25 μm），退汞效率低（平均为23.91 %），整体表现为低排驱压力微—细喉道型的特征。
3 成岩作用及成岩相 3.1 成岩作用通过对胡尖山地区长61储层样品进行铸体薄片、扫描电镜以及阴极发光等实验分析，发现其主要经历了机械压实—压溶、胶结及溶蚀等成岩作用，一方面压实—压溶作用和胶结作用对储层物性造成了破坏，而另一方面溶蚀作用则对储层物性起到了一定的改善作用[20-22]。
3.1.1 压实-压溶作用研究区的压实作用主要表现为机械压实作用，大大地破坏了原生孔隙空间，是造成原生孔隙减少的重要原因[23-24]。镜下观察碎屑颗粒多为线接触[图 7（a）]，可见岩屑、云母等发生塑性变形[图 7（b）]。成岩早期的原生孔隙受压实作用的影响相对较大，后期由于胶结物的作用使碎屑颗粒间的黏合力得到了增强，岩石颗粒对上覆地层造成的压力具有一定的抵抗能力，从而保存了剩余粒间孔隙空间[25-26]，整体经历了较强的压实过程。
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下载原图 图 7 胡尖山地区长61储层典型样品成岩现象的镜下特征 （a）云母塑性变形，H261井，2 032.8 m；（b）刚性颗粒破裂，J17井，2 057.8 m；（c）绿泥石薄膜，H188井，2 248.1 m；（d）绿泥石薄膜充填孔隙，A169井，2 146.4 m；（e）蠕虫状高岭石充填孔隙，H157井，2 017 m；（f）毛发状伊利石充填孔隙，H156井，2 107.4 m；（g）铁方解石充填孔隙，A265井，1 996.6 m；（h）石英次生加大充填孔隙，Y99井，2 188.6 m；（i）长石溶蚀改善孔隙，H256井，2 248.7 m Fig. 7 Microscope figures of typical diagenetic phenomena of samples of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
胶结作用将松散沉积物固结起来充填于颗粒间，根据211个薄片及电镜实验等结果统计分析，胡尖山地区长61储层砂岩填隙物平均体积分数为12.5%（表 1），主要为黏土矿物、碳酸盐及硅质，体积分数分别为7.8%，2.9%和0.9%，此外研究区薄片中发现少量的浊沸石和长石质，体积分数分别为0.4%和0.1%。黏土矿物主要为绿泥石、高岭石和伊利石，体积分数分别为4.6%，2.2%和1.0%；碳酸盐胶结物主要为早期的方解石和中晚期的铁方解石，体积分数分别为0.4%和2.5%；硅质胶结物主要以微晶石英他型和石英颗粒次生加大等2种方式充填孔隙。
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下载CSV 表 1 胡尖山地区长61储层碎屑岩填隙物含量 Table 1 Statistics of interstitial matters in clastic rock of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
（1）黏土矿物胶结
电镜观察显示，长61储层绿泥石在早期主要为薄膜方式包裹着颗粒[图 7（c）]，呈环边状，厚度一般小于20 μm，其周围存在较多的孔隙空间，而中晚期孔隙充填式绿泥石一般呈叶片状[图 7（d）]，微孔相对较少。对于自生绿泥石和孔隙演化之间的影响关系，一般认为绿泥石阻塞孔隙，导致孔隙空间减小，造成了破坏性作用[27-30]，但是随着孔隙空间方面的研究不断深入，也有许多人认为环边状绿泥石膜对孔隙空间起着一定的保护作用[31-35]。高岭石主要以书页状及蠕虫状堆积充填于研究区孔隙空间内[图 7（e）]。伊利石在研究区体积分数为1.1%，主要以丝缕状及卷片状形态充填在粒间孔隙中[图 7（f）]，一般形成于较晚的成岩阶段。
（2）碳酸盐胶结
碳酸盐以微晶状和连晶状为主，根据其分布特征分析，形成时间可分为2期。早期方解石以孔隙式胶结为主，形成于浅埋藏成岩环境。Surdam等[36]指出，在有机质低成熟—成熟阶段（80~120 ℃），早期方解石与泥岩中干酪根形成的有机酸（草酸、醋酸和酚等）发生溶解反应，形成次生孔隙；晚期的碳酸盐胶结物主要为铁方解石，以充填次生溶蚀孔隙为主。同时，当有机质处在高成熟阶段（120~160 ℃）时，由于CO2浓度随着有机质的演化而升高，造成碳酸盐被溶解的可逆反应向相反（碳酸盐沉淀）方向进行[37]：
（3）硅质胶结
研究区硅质胶结物以石英次生加大胶结为主[图 7（h）]，主要来自于大量的长石溶蚀，挤占孔隙从而降低了储层物性[38-40]。此外，该区还可见少量的浊沸石以及极少量的长石质胶结物，对储层物性的影响相对较小。
3.1.3 溶蚀作用溶蚀作用是次生孔隙发育的重要因素，孔隙中的流体促使不稳定碎屑颗粒及填隙物进行溶解，对改善储层孔隙空间具有建设性作用[37]。研究区溶蚀作用比较普遍，长石含量最多且稳定性差，因此主要为长石溶蚀，偶尔可见岩屑溶蚀现象。长石在被溶解后常呈港湾状和锯齿状边缘，强烈溶解则会出现残骸状或铸模状[图 7（i）]。
3.2 成岩演化序列在前述研究的基础上，结合薄片观察及扫描电镜中各成岩现象的分析显示，研究区长61储层成岩序列大致经历了机械压实作用—石英次生加大—早期绿泥石薄膜胶结—早期方解石析出—长石溶蚀—自生高岭石形成—烃类充注—伊利石及孔隙充填式绿泥石形成—晚期铁方解石胶结。依据成岩阶段划分标准[41]，胡尖山地区长61储层成岩阶段处于中成岩阶段A期（图 8）。
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下载原图 图 8 胡尖山地区长61储层孔隙度演化模拟图 Fig. 8 Simulation of porosity evolution of Chang 61 reser-voir in Hujianshan area |
通过以上研究表明，压实、胶结及溶蚀作用依次对研究区长61储层的孔隙度造成不同程度的影响，因此在恢复砂岩原始孔隙度的前提下，结合211块样品数据统计，计算出各成岩作用后的孔隙度大小，进而对不同成岩作用进行定量评价分析。
3.3.1 原始孔隙度恢复根据Beard等[40]提出的未固结砂岩原始孔隙度模型对储层原始孔隙度进行恢复，计算公式为
| $ {\phi _1} = 20.91 + \frac{{22.90}}{{{S_{\text{d}}}}} $ | (1) |
式中：Φ1为未固结砂岩的原始孔隙度，%；Sd为Trask分选系数，
根据粒度资料，得出胡尖山地区长61储层的分选系数Sd为1.11~1.73，平均为1.43，原始孔隙度为32.96%~39.68%，平均为36.92%。
3.3.2 压实阶段压实作用主要表征原始孔隙在早成岩阶段过程中经历压实作用后[42-43]，一部分原始孔隙度因压实而损失，一部分被胶结物占据，因此压实后孔隙度为剩下的残余粒间孔隙与早期胶结作用所占据孔隙之和[44]，压实后孔隙度Φ2采用如下公式计算：
| $ {\phi _2} = C + \frac{{{P_1} + {P_2}}}{{{P_4}}} \times {P_3} $ | (2) |
| $ {P_{\text{a}}} = {\phi _1} - {\phi _2} $ | (3) |
| $ {F_{\text{a}}} = \frac{{P{\text{a}}}}{{{\phi _1}}} \times 100\% $ | (4) |
式中：Φ2为压实后孔隙度，%；C为现胶结物体积分数，%；P1为粒间孔面孔率，%；P2为孔面孔率，%；P3为样品实测孔隙度，%；P4为总孔隙面孔率，%；Pa为压实损失孔隙度，%；Fa为压实孔隙度损失率，%。
计算结果显示（表 2），压实后孔隙度为10.23%~30.14%，平均为18.51%，压实孔隙度损失率为38.22%~73.83%，平均为56.62%，表明成岩早期的压实作用对胡尖山地区长61储层物性具有很大的破坏作用，压实程度较强[45]，是导致储层致密的重要原因。
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下载CSV 表 2 胡尖山地区长61储层不同成岩演化阶段孔隙度演化统计 Table 2 Porosity evolution in different diagenetic stages of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
理论上胶结作用因胶结物充填孔隙而造成的孔隙度损失与胶结物含量大致相等，因此压实、胶结作用后的孔隙度Φ3 = Φ1—C，胶结作用损失孔隙度Pb = C，胶结孔隙度损失率
计算结果显示（表 2），胶结后的剩余孔隙度为3.39%~10.52%，平均为8.13%，胶结孔隙度损失率为7.26%~28.31%，平均为19.78%。胶结阶段进一步破坏了孔隙空间。
3.3.4 溶蚀增孔阶段溶蚀作用通过对碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分的溶解而产生大量的次生孔隙，从而改善储层的物性，溶蚀作用增加的孔隙度Φ2=P5×P3/P4，P5为总的溶蚀孔面孔率。
计算结果显示（表 2），溶蚀后增加的孔隙度为0.34%~7.47%，平均值为2.26%。研究区溶蚀阶段对储层起到的改善作用相对较弱。
3.4 成岩相划分及分布特征成岩相是在一定成岩环境下，各成岩作用对沉积物综合作用的结果，能够比较准确地预测研究区储层的性质、规模及展布，是储层研究和油气勘探的重点[46-47]。根据成岩作用的影响，结合铸体薄片及扫描电镜下的成岩矿物以及孔隙度演化发育特征，采取“优势相法”将胡尖山地区长61储层的成岩相划分为6种：①绿泥石膜剩余粒间孔相；②剩余粒间孔相；③长石溶蚀相；④黏土矿物胶结相；⑤碳酸盐胶结相；⑥压实相。在此基础上分析各成岩相的测井响应特征，选取相关性较强的自然伽马、密度、声波时差和中子这4类测井曲线确定全区测井成岩相（表 3）。基于成岩相差异，对胡尖山地区长61储层平面成岩相分布进行了预测（图 9）。
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下载CSV 表 3 胡尖山地区长61储集层成岩相测井参数特征 Table 3 Logging parameters of diagenetic facies of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
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下载原图 图 9 胡尖山地区长61储层成岩相平面展布 Fig. 9 Distribution of diagenetic facies of Chang 61 reservoir in Hujianshan area |
（1）绿泥石膜剩余粒间孔相。与剩余粒间孔相相比，由于黏土矿物中绿泥石膜占主导地位，保护了原生孔隙，因而其面孔率是所有成岩相中最大的，孔隙度和渗透率也相对好于剩余粒间孔相，但是在研究区分布有限，密度小于2.5 g/cm3，声波时差大于226 μs/m，中子大于19.6%，自然伽马小于80 API，是原油富集的最主要区域，也是研究区最有利的成岩相带。
（2）剩余粒间孔相。该成岩相带剩余粒间孔占主导地位，长石溶孔相对含量较低，黏土矿物等含量普遍较低。该成岩相粒间孔较发育，孔隙间连通性较好，含油性较好，属于相对高孔、高渗有利成岩相带，孔隙度主要为10.8%~15.6%，渗透率平均为1.46 mD，密度小于2.52 g/cm3，声波时差大于222 μs/m，中子大于19.8%，自然伽马小于85 API，在研究区分布较为广泛。
（3）长石溶蚀相。在这类成岩相中，长石在酸性条件下发生溶解，长石溶孔含量相对较高，面孔率较高，对储集物性有较大的改善作用，在研究区分布有限，孔隙度主要为9.1%~13.2%，渗透率平均为0.82 mD，密度小于2.51 g/cm3，声波时差大于221 μs/m，中子大于19.6%，自然伽马小于90 API。
（4）黏土矿物胶结相。此类成岩相自生黏土矿物很发育，充填孔隙造成剩余粒间孔较少。岩相面孔率一般小于3%，储集性能也相对较差。研究区长61储层中以绿泥石和伊利石胶结充填孔隙为主，孔隙度平均为11.37%，渗透率平均为0.58 mD，密度大于2.48 g/cm3，声波时差小于222 μs/m，中子小于20.9%，自然伽马小于95 API。
（5）碳酸盐胶结相。颗粒之间主要为孔隙式胶结和基底式胶结，物性一般比较差，孔隙度平均为10.75%，渗透率小于0.32 mD，密度大于2.51 g/cm3，声波时差小于223 μs/m，中子小于20.9%，自然伽马小于100 API。
（6）压实相。该成岩相带孔隙度平均为9.43%以下，渗透率平均为0.27 mD，在岩屑、云母含量较高的区域，孔隙度可降至5.2%，渗透率降至0.2 mD以下，不利于油气储集。密度大于2.51 g/cm3，声波时差小于220 μs/m，中子小于20.3%，自然伽马大于110 API。
4 结论（1）胡尖山地区长61储层岩性以岩屑长石砂岩为主，其次为长石砂岩，以孔隙式胶结为主，物性普遍较差，属低孔、特低渗储集层。储集空间以粒间孔为主，其次为长石溶孔、岩屑溶孔，还有少量的沸石溶孔。
（2）胡尖山地区长61储层处于晚成岩阶段。早期的压实作用和胶结作用对储集层孔隙空间造成破坏，而绿泥石膜的抵抗压实作用和方解石对储层的改善起到了积极的作用；晚期的铁方解石充填孔隙降低了储层物性，而随后长石溶蚀产生的大量次生孔隙为储层储集空间的改善起到了重要作用。
（3）不同成岩作用影响并控制了胡尖山地区长61储层的孔隙发育。压实作用造成孔隙度减少18.41%，孔隙空间损失率达56.62%；胶结作用使孔隙度降低10.38%，孔隙空间损失率达19.78%；溶蚀作用改善了储集层的物性，增加的孔隙度为2.26%。
（4）将胡尖山地区长61砂岩储层划分为6种成岩相，其中绿泥石膜剩余粒间孔相的物性和含油性最好，剩余粒间孔相次之，这2种成岩相往往发育优质储集层，是研究区较有利的油气储集相带。
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