致密油的研究是目前油气资源研究的热点，鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，主要分布在三叠系延长组^[1]，但该组储层物性差，非均质性强且孔喉结构复杂，很难找到相对高渗的区域，因此寻找优质储层是致密油勘探开发的重点和难点^[2-6]。杨华等^[4]、赵靖舟等^[5]、姚泾利等^[6]对致密储层成因进行了大量研究，并认为储层致密化过程受沉积环境、成岩作用和构造运动等因素综合控制。成岩作用控制储层物性演化，是决定储层性能优劣的重要因素^[7-8]。王瑞飞等^[9]通过探讨鄂尔多斯盆地南部延长组不同油层组的差异性成岩作用演化，认为随着埋深增加，胶结作用整体增强，溶蚀作用减弱；王继伟等^[2]、罗静兰等^[10]、王朋等^[11]认为成岩作用中压实作用是导致储层致密化最主要的因素；郑荣才等^[3]认为致密砂岩粒度细而储层物性较好是与早期绿泥石环边有关；肖晖等^[12]、黎盼等^[13]认为致密砂岩储层的差异性成岩作用是导致储层物性和微观孔隙结构差异的根本原因。由于致密砂岩储层成岩作用及其孔隙度定量恢复是目前油气勘探研究的重点，而大多数成果只对研究区的沉积环境及成岩特征进行描述，关于储层如何致密化及致密化过程的研究却很少。

针对该区的研究现状，运用常规物性分析、铸体薄片鉴定、扫描电镜和X射线衍射等手段，在对研究区长6油层组致密砂岩储层的岩石学特征、孔隙类型和成岩作用进行研究的基础上，将成岩演化与地质响应相结合，恢复研究区成岩演化序列，建立长6油层组的孔隙度演化模拟方程，定量计算不同成岩作用对储层孔隙度的影响。以此来深化认识油藏地质特征，并以期为其他地区的勘探开发提供一定借鉴。

鄂尔多斯盆地为一个大型河湖相沉积盆地，由于湖盆的多次扩张和收缩形成一套自生自储的生油岩系^[10-14]。佛古塬区位于鄂尔多斯盆地东南部的七里村油田[图 1（a）]，地处陕西省延安市延长县境内，勘探面积约31 km²。构造上位于伊陕斜坡东南部，区内整体地层平缓，为西倾单斜，倾角不足1°，总体构造较简单，以低幅鼻状构造为主。王朋等^[11]、肖晖等^[12]、黎盼等^[13]、赵靖舟等^[14]以岩性组合和沉积旋回为依据，将延长组自上而下分为长1—长10共10个油层组。其中长6油层组是延长组致密油资源最丰富的储层，岩性以灰绿色、灰白色细砂岩夹暗色泥岩为主，局部可见油页岩和煤线，沉积厚度为100~135 m[图 1（b）]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地佛古塬区地理位置（a）及延长组地层柱状图（b） Fig. 1 Geographical location of Foguyuan area in Ordos Basin (a) and stratigraphic column of Yanchang Formation (b)

鄂尔多斯盆地延长组沉积期主要为内陆坳陷型湖泊三角洲沉积环境^[15-18]。邓秀芹等^[16]、郭艳琴等^[17]、李文厚等^[18]对佛古源油田沉积相类型的研究存在分歧，主要集中在其是三角洲前缘沉积还是三角洲平原沉积。佛古塬区长6油层组岩心以灰白色细砂岩和深灰色泥岩为主，沉积构造多为交错层理和平行层理，偶见植物根茎化石，甚至可见流水波痕化石。综合显示，研究区长6油层组主要发育浅水三角洲前缘沉积，水下分流河道发育。其砂岩碎屑组分粒级以极细砂和细砂为主（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组岩心照片 （a）水平层理，DT033井，3 391.00 m；（b）平行层理，DT037井，448.14 m；（c）包卷层理，DT037井，450.72 m；（d）交错层理，DT016井，298.08 m；（e）植物根茎化石，DT016井，298.08 m；（f）波痕，Z085井，459.22 m Fig. 2 Core photos of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

对研究区内8口井进行岩心观察并对146个岩心铸体薄片和扫描电镜资料进行分析，结果显示：长石质量分数为35.0%~78.1%，平均为51.9%；石英质量分数为8.0%~30.1%，平均为21.7%；岩屑质量分数为1.1%~14.0%，平均为6.3%，表明其成分成熟度较低，岩性主要为灰色细粒长石砂岩（图 3）。镜下观察显示，长6油层组砂岩分选性好，磨圆度以次棱状为主，胶结方式主要是孔隙式胶结，岩石以颗粒支撑为主，颗粒间以线接触为主，表明其结构成熟度较高。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组砂岩组分 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 composition of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

对21块样品进行X射线衍射分析，结果显示，长6油层组填隙物以黏土矿物和浊沸石为主，平均质量分数分别为10.89% 和10.06%；其次为碳酸盐矿物，平均质量分数为3.7%，其中以白云石（1.54%）和方解石为主（1.41%）；菱铁矿质量分数较低（0.7%）[图 4（a）]。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组填隙物（a）和黏土矿物（b）含量（全岩分析结果） Fig. 4 Contents of interstitial materials (a) and clay minerals (b) of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

通过对黏土矿物分析，显示研究区黏土矿物以绿泥石为主，质量分数为71.05%；其次为高岭石、伊利石和伊蒙混层，质量分数分别为18.14%，8.14% 和2.67%[图 4（b）]。

长6油层组经过长期成岩作用改造，孔隙类型复杂，主要以溶蚀孔（4.1%）和残余粒间孔（1.7%）为主，发育少量晶间孔（图 5），其中溶蚀孔以长石溶蚀孔和浊沸石溶孔为主，总面孔率平均为6.02%。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组镜下特征 （a）残余粒间孔和长石溶孔，DT032井，306.79 m；（b）长石溶孔，DT035井，414.69 m，SEM；（c）晶间孔，DT032，306.72 m，SEM Fig. 5 Microscopic characteristics of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

对54个样品的岩心物性资料进行分析（图 6），长6油层组物性普遍较差，平均孔隙度为7.6%，平均渗透率为0.19 mD。根据赵靖舟等^[5]对致密油藏的分类标准，认为研究区长6油层组为致密砂岩油气藏，整体为特低孔、超低渗的致密砂岩储层^[19]，物性相关性差，非均值性强，均说明储层受成岩作用改造强烈。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组物性参数 Fig. 6 Correlation of physical properties of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

根据对鄂尔多斯盆地佛古塬区铸体薄片、扫描电镜和X射线衍射等的分析，认为佛古塬区成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。其中压实作用和胶结作用对储层物性主要起破坏性作用，溶蚀作用对储层物性起建设性作用^[20-25]。

机械压实作用是导致储层孔隙度降低、渗透率变差的主要成岩作用。镜下观察显示，石英、长石等刚性颗粒呈定向排列[图 7（a）]，原生粒间孔较少，碎屑颗粒间以线性-凹凸接触为主，说明压实作用强烈；黑云母等塑性岩屑层状分布[图 7（b）]，甚至挤压变形[图 7（c）]，占据孔隙空间、堵塞喉道，从而导致剩余粒间孔进一步减少。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 佛古塬区延长组长6油层组砂岩压实-胶结作用镜下特征 （a）颗粒分选性好，颗粒间以线性-凹凸接触为主，刚性颗粒定向排列，DT035井，414.69 m；（b）黑云母层状分布、挤压变形，DT032井，327.75 m；（c）云母挤压变形，DT032井，302.60 m，SEM；（d）颗粒表面被针叶状绿泥石膜包裹，保存原生粒间孔，DT032井，367.09 m；（e）叶片状绿泥石包裹矿物颗粒，DT03井，367.09 m，SEM；（f）叶片状绿泥石填充孔隙，DT03井，367.09 m，SEM Fig. 7 Compaction and cementation under microscope of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

胶结作用是导致储层物性变差的重要原因。研究区胶结物主要为黏土矿物、浊沸石和碳酸盐岩，此外还有少量硅质和长石加大。

（1）黏土矿物胶结。自生黏土矿物主要有绿泥石、高岭石、伊利石和伊/蒙混层。早期绿泥石以环颗粒边缘薄膜状包裹颗粒发育[图 7（d）—（e）]，晚期绿泥石呈针叶状充填粒间孔发育[图 7（f）]。在机械压实作用过程中早期绿泥石以叶片状衬边式垂直颗粒表面生长[图 7（e）]，能增强抗压实能力，保护原生粒间孔，有利于储层发育。虽然绿泥石膜发育的颗粒间储集空间大，但绿泥石的发育可同时抑制石英次生加大^[26-27]。在镜下观察到石英次生加大沿着未被绿泥石包裹或被绿泥石包裹较薄的颗粒边缘生长[图 8（a）]，其也有利于原生孔隙的保存。而晚期绿泥石以针叶片状充填孔隙[图 7（f）]，挤占有效孔隙空间，使得储层物性变差。自生高岭石为酸性流体溶蚀长石颗粒的产物，常与自生加大石英共生，主要是集合体发育的蠕虫状或书页状充填孔隙空间。伊利石呈丝缕状充填粒间孔，使其变为复杂的晶间孔，减少储集空间。在X射线衍射实验中发现伊利石和伊/蒙混层，未见蒙皂石，说明成岩阶段处于早成岩阶段B期至中成岩阶段A期。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 佛古塬区延长组长6砂岩胶结作用镜下特征 （a）叶片状绿泥石包裹颗粒表面，石英加大充填孔隙，DT032，373.96 m，SEM；（b）浊沸石胶结，DT016，306.72 m；（c）浊沸石充填孔隙，DT032，306.72 m，SEM；（d）粒间填充菱形方解石，DT032，414.69 m；（e）方解石胶结，DT022，204.05 m，阴极发光；（f）石英次生加大，DT035，316.42 m；（g）自生石英，DT032，373.96 m，SEM；（h）自生长石，DT016，306.72 m Fig. 8 Microscopic characteristics of cementation of Chang 6 sandstone in Foguyuan area, Ordos Basin

（2）浊沸石胶结。研究区浊沸石分布广泛，为典型的自生胶结类型。目前认为，浊沸石胶结物发育与火山物质水化和斜长石钠长石化等作用相关，在早成岩阶段到晚成岩阶段的碱性成岩环境中均可发育^[27-28]，对物性主要起建设性作用。镜下观察发现，浊沸石含量较高，主要以大片连晶充填原生粒间孔，呈基底式胶结为主[图 8（b）]，其次以孔隙式胶结填充残余粒间孔[图 8（c）]，或以浊沸石晶体充填溶蚀孔或交代长石颗粒，一般能与方解石、黏土矿物等共生[图 8（d）]。浊沸石在中成岩阶段的酸性环境中被溶蚀，形成大量的粒间溶孔，扩大了储集孔隙空间。可见浊沸石胶结物既可堵塞孔隙，又具有支撑骨架颗粒的作用，使其免遭受强烈压实作用，为后期大量次生溶蚀孔的发育提供了物质基础。

（3）碳酸盐胶结。碳酸盐胶结物以白云石和方解石为主，其次为菱铁矿。早期碳酸盐胶结物形成于碱性成岩环境中，分布范围小，以微晶或泥晶充填原生粒间孔[图 8（d）]，在一定程度上削弱了压实强度，保护了原生孔隙空间。在有机质低成熟—成熟阶段，早期碳酸盐在弱酸性成岩环境中被溶蚀为次生孔隙，说明早期碳酸盐胶结对储层储集空间的改善具有积极作用。镜下观察铁方解石较发育，阴极发光下为橙红色[图 8（e）]，晶粒大，分布广，呈连晶状或斑状充填长石溶孔或交代长石和早期方解石，堵塞次生溶蚀孔隙，加重储层致密化。

（4）硅质和长石加大。硅质胶结主要为环绕石英颗粒边缘生长的次生加大边[图 8（f）]和粒间孔充填的自生石英[图 8（g）]。根据产状分析硅质胶结共2期发育，早期石英次生加大边在绿泥石环颗粒表面发育比较薄弱或未包裹颗粒的地方形成[图 8（a）]，或者在绿泥石膜形成的粒间孔内发育自生石英颗粒晶体[图 7（f）]，造成储层有效储集空间减小。晚期硅质胶结充填长石溶孔，或以自生石英颗粒充填残余粒间孔[图 8（g）]，造成次生孔隙减少，储层致密。自生长石一般发育在温度较高的弱碱性环境中，研究区自生长石以钠长石为主[图 8（h）]，少量斜长石，多呈微晶状填充于粒间孔中，减少了孔隙空间。

溶蚀作用产生次生孔隙，在一定程度上可改善储层的物性，形成优势高渗透率储层。随着有机质成熟，在酸性成岩环境下碎屑颗粒和晚期胶结物等发生不同程度的溶蚀，以长石溶蚀[图 9（a）] 和浊沸石溶蚀[图 9（b）]最为发育。长石溶蚀主要沿着解理缝溶蚀和长石颗粒边缘溶蚀。浊沸石溶蚀伴随高岭石的生成，其被溶蚀为半柱状，严重时呈现蜂窝状[图 9（c）]。云母绿泥石化[图 7（b）]及长石和早期方解石等胶结物发生早期溶蚀，产生次生溶蚀孔隙，部分被晚期胶结物充填。镜下能观察到长石溶蚀后被晚期叶片状绿泥石、自生石英[图 9（d）]、浊沸石[图 9（e）]、自生黏土矿物[图 9（f）] 和晚期方解石等充填[图 9（g）]。多期次溶蚀产生大量次生溶孔，改善了储层物性。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 鄂尔多斯盆地佛古塬区延长组长6油层组砂岩溶蚀-交代作用及其特征 （a）长石溶蚀，DT032井，306.72 m；（b）浊沸石溶蚀，DT032井，373.96 m；（c）浊沸石溶蚀，DT032井，306.72 m，SEM；（d）长石溶孔中充填叶片状绿泥石和自生石英，DT032井，306.72 m，SEM；（e）长石溶蚀后被浊沸石交代，DT032井，373.96 m；（f）溶蚀孔隙中填充片状黏土矿物，DT032井，316.42 m，SEM；（g）溶蚀孔隙中填充自生方解石，DT016井，306.72 mSEM；（h）方解石交代长石颗粒，DT016井，306.72 m Fig. 9 Dissolution and metasomatism characteristics of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

交代作用对物性影响较小，但能为溶蚀作用提供更多的易溶物质，有利于溶蚀作用的进行。镜下主要观察有绿泥石交代长石颗粒表面[图 7（e）]、浊沸石交代长石颗粒[图 9（e）]、黏土矿物交代长石颗粒边缘[图 8（i）]和后期铁方解石交代长石颗粒[图 9（h）] 或早期方解石。

根据七里村油田佛古塬区烃源岩成熟度分析、黏土矿物X射线衍射、埋藏热演化史等资料，显示研究区长7油层组烃源岩有机质镜质组反射率（R_o）为0.68%~0.76%，最大热解峰温（T_max）为444~456 ℃，对应研究区长6油层组古温度为100~110 ℃（图 8）^[29]；黏土矿物以绿泥石和高岭石为主，少量伊利石和伊/蒙混层，蒙皂石基本消失；镜下观察到晚期含铁碳酸盐类胶结物，以及钠长石、浊沸石和自生石英等充填原生粒间孔；孔隙类型以长石和浊沸石溶蚀孔隙为主；石英次生加大处于Ⅰ—Ⅱ级。根据研究区主要成岩现象特征，以《碎屑岩成岩阶段划分标准》为依据对佛古塬区碎屑岩成岩阶段进行划分，综合认为研究区成岩演化主体进入中成岩阶段A期。

通过镜下资料、扫描电镜和X射线衍射来确定碎屑颗粒间、碎屑颗粒与自生矿物间和各类胶结物间接触关系来确定成岩作用过程中每一阶段的成岩序列，有助于分析成岩作用对储层的改造作用，为后期成岩演化阶段和孔隙演化模型的建立提供依据。结合前人研究成果^[20-26]，认为佛古塬区长6油层组成岩序列为：机械压实作用→早期绿泥石膜硅质胶结→早期方解石胶结/浊沸石胶结/黏土矿物胶结→酸性物质流入→方解石溶蚀/长石溶蚀/浊沸石溶蚀晚期绿泥石胶结/自生石英/高岭石形成/晚期铁方解石胶结→烃类充注（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组储层埋藏史-孔隙演化 Fig. 10 Burial history and pore evolution of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

根据研究区长6油层组21块样品的物性资料、铸体薄片等统计数据，结合国内外研究成果^{[2, 11-13]}，定量分析不同成岩作用对储层孔隙度演化的贡献率。

综合粒度资料，恢复了佛古塬区长6油层组致密储层在不同成岩作用影响下的孔隙度演化（表 1）。研究表明：佛古塬区长6油层组致密砂岩储层分选系数为1.13%~1.96%，平均为1.29%，分选性好；初始孔隙度为32.62%~41.13%，平均为38.92%。压实后剩余孔隙度为10.45%~21.25%，平均为16.15%；压实损失孔隙度为15.54%~28.26%，平均为22.76%；压实减孔率为45.51%~72.91%，平均为58.40%。表明压实作用对研究区长6油层组储层物性具有较强的破坏作用，是导致储层致密化的主要因素。压实、胶结作用后的孔隙度为0.24%~5.91%，平均为2.55%；胶结损失孔隙度为9.00%~19.00%，平均为13.57%；胶结减孔率为23.34%~49.13%，平均为34.93%。表明胶结作用是导致储层致密的关键因素。溶蚀后的孔隙度为1.48%~7.15%，平均为4.84%。溶蚀增孔率为4.53%~18.87%，平均为12.39 %，计算后孔隙度为5.56%~9.60%，平均为7.42%。表明溶蚀作用对改善储层物性具有积极作用，在一定程度上减缓了储层的致密化。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组孔隙度演化定量分析 Table 1 Quantitative analysis of porosity evolution of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin 参数类型 分选系数 初始孔隙度/% 压实损失孔隙度/% 压实减孔率/% 胶结损失孔隙度/% 胶结减孔率/% 溶蚀增加孔隙度/% 溶蚀增孔率/% 计算孔隙度/% 物性分析孔隙度/% 最大值 1.96 41.13 28.26 72.91 19.00 49.13 7.15 18.87 9.60 10.70 最小值 1.13 32.62 15.54 45.51 9.00 23.34 1.48 4.53 5.56 3.50 平均值 1.29 38.92 22.76 58.40 13.57 34.93 4.84 12.39 7.42 7.39

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组孔隙度演化定量分析 Table 1 Quantitative analysis of porosity evolution of Chang 6 reservoir in Foguyuan area, Ordos Basin

通过分析长6油层组致密砂岩孔隙成岩演化史，定量恢复差异性成岩作用对储层致密化成因的影响，建立了地质响应孔隙度演化模型（参见图 10）。

（1）佛古塬区长6油层组致密砂岩以灰色细粒长石砂岩为主，结构成熟度高，成分成熟度低，孔隙类型以溶蚀孔隙和残余粒间孔为主。储层物性较差，非均质性强，整体表现为特低孔、超低渗致密砂岩储层。

（2）研究区长6油层组致密砂岩储层主体进入中成岩阶段A期。成岩作用复杂，压实和胶结作用均对储集空间造成破坏，其中早期绿泥石和方解石以及浊沸石具有抗压实作用，保护了原生粒间孔，被后期酸性流体溶解产生大量次生孔隙，尤其是浊沸石的溶蚀，对改善储层物性至关重要。而晚期方解石和黏土矿物充填原生孔隙和次生溶蚀孔隙，降低了储层物性，是储层致密化的关键。

（3）通过定量计算不同成岩作用对储层孔隙发育的影响，显示压实作用使孔隙度平均减少了22.76%，减孔率达58.40%；胶结作用使孔隙度平均降低了13.57%，减孔率达34.93%；溶蚀作用改善了储层的物性，增孔率为12.39%。压实作用是导致储层致密化的主要原因，胶结作用是导致储层致密化的关键因素，多期溶蚀作用可产生大量次生孔隙，减缓了储层致密化进程。

致谢: 本论文写作过程中，得到西安石油大学耳闯教授的悉心指导，在此表示感谢！