陳賀賀，朱筱敏，陳純芳，尹偉，施瑞生

1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京　102249 2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京　102249 3.中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院，北京　100083

0　引言

近年來，隨著常規(guī)儲(chǔ)層油氣資源的逐漸枯竭，國(guó)內(nèi)外油氣勘探已逐步轉(zhuǎn)向非常規(guī)資源領(lǐng)域[1]。非常規(guī)資源儲(chǔ)層的勘探和開發(fā)與儲(chǔ)層物性關(guān)系緊密，而儲(chǔ)層物性“甜點(diǎn)”成因多與成巖作用有關(guān)，因此深入研究成巖作用對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層勘探與開發(fā)具有重要意義[2-4]。

傳統(tǒng)思路下針對(duì)成巖作用強(qiáng)度及其主控因素的研究已經(jīng)不能滿足非常規(guī)油氣勘探需求。隨著儲(chǔ)層中水—巖反應(yīng)研究的深入[5-6]，不同成巖作用的機(jī)理及發(fā)育規(guī)律得到了更清楚的認(rèn)識(shí)：儲(chǔ)層原始組分的差異導(dǎo)致不同成巖演化路徑，造成不同程度物性改變[7]；盆地?zé)崧癫剡^程、烴類充注過程與儲(chǔ)層成巖改造過程同時(shí)進(jìn)行，又相互影響[8-9]；分析測(cè)試手段的進(jìn)步，使成巖作用的分析方法由定性描述式轉(zhuǎn)向定量化方向，因此，儲(chǔ)層成巖作用研究正由傳統(tǒng)的靜態(tài)定性描述向動(dòng)態(tài)定量表征轉(zhuǎn)變。本研究通過多種分析測(cè)試手段開展成巖作用定量化研究，輔以相對(duì)時(shí)間序列(成巖序列)和絕對(duì)時(shí)間序列(流體包裹體定年等)的標(biāo)定，準(zhǔn)確恢復(fù)儲(chǔ)層孔隙度演化過程，并結(jié)合盆地?zé)崧癫厥芳盁N類充注史開展儲(chǔ)層成巖—成藏耦合關(guān)系研究[9]，以便更好地促進(jìn)研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組的勘探與開發(fā)。

1　地質(zhì)背景及沉積特征

鎮(zhèn)涇地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨天環(huán)凹陷和伊陜斜坡兩個(gè)構(gòu)造單元，面積約為2 500 km2[10](圖1)。研究區(qū)發(fā)現(xiàn)了以致密砂巖油藏為主的紅河油田，現(xiàn)有探井300余口，勘探程度較低，探明儲(chǔ)量主要分布在延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組。研究區(qū)長(zhǎng)8油層組主要以河口壩微相和水下分流河道微相垂向疊置為特征[11-12]，河口壩微相自然伽馬曲線呈漏斗型，水下分流河道以自然伽馬曲線鐘型、箱型為特征，巖芯上以槽狀交錯(cuò)層理、板狀交錯(cuò)層理、平行層理、包卷層理粉—細(xì)砂巖，以及波紋交錯(cuò)層理粉砂巖為主(圖2)。

圖1　鄂爾多斯盆地構(gòu)造區(qū)劃與鎮(zhèn)涇地區(qū)位置圖Fig.1　Location map of the study area and tectonic units of the Ordos Basin

圖2　鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)HH37井長(zhǎng)81亞油層組沉積序列Fig.2　The sedimentary sequence of Chang 81 sub-oil member, Well HH37, Zhenjing area, Ordos Basin

2　儲(chǔ)層特征

2.1　巖石學(xué)特征

據(jù)700余張薄片鏡下統(tǒng)計(jì)可知，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層為中細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖(Q36.2F35.7L28.1)[13](圖3)。碎屑中石英含量最高，一般為26%～64%，以單晶石英為主；長(zhǎng)石含量次之，含量介于16%～55%，鉀長(zhǎng)石和斜長(zhǎng)石含量基本相等；巖屑含量相對(duì)較高，約為3%～44%，多為沉積巖巖屑、巖漿巖巖屑。砂巖碎屑顆粒分選中等，磨圓度次棱角狀、次棱角—棱角狀，顆粒多點(diǎn)—線接觸、線—凹凸接觸，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低，反映了其近距離搬運(yùn)沉積的特點(diǎn)[14]。

圖3　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層分類圖(圖版據(jù)Folk, 1974)Fig.3　Rock classification of the Chang 8 sandstones on a QFL diagram (after Folk, 1974)

2.2　物性特征

研究區(qū)28口井的535個(gè)樣品孔滲測(cè)試數(shù)據(jù)顯示，長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層巖芯孔隙度介于1.1%～21.5%，平均7.66%，其中大部分介于2.0%～14.0%(圖4A)；滲透率(0.002～21.3)×10-3μm2，平均0.49×10-3μm2，大部分低于0.4×10-3μm2(圖4B)；長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層孔隙度和滲透率之間相關(guān)性較好，反映儲(chǔ)層的滲濾通道主要與孔隙相關(guān)(圖4C)；儲(chǔ)層孔喉半徑平均約0.123 μm(圖4D)，且儲(chǔ)層滲透率與孔喉分選系數(shù)呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖4E，F(xiàn))，即隨著孔喉大小集中程度的增加，儲(chǔ)層物性變差，以此區(qū)別于常規(guī)儲(chǔ)層[15-17]。根據(jù)石油行業(yè)儲(chǔ)層物性標(biāo)準(zhǔn)(SY/T6285—1997)，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖為典型的低孔—超低滲、中孔—小細(xì)喉型儲(chǔ)層。

長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層孔隙按成因可劃分為原生孔隙、次生孔隙、微裂縫。其中，原生孔隙為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用之后剩余的原生孔隙，一般孔隙邊緣較平直，多呈三角形，含量占總面孔率的14%；次生孔隙包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔等，其中粒間溶孔為長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層主力儲(chǔ)集空間，粒間溶孔碎屑邊緣多不規(guī)則，粒間溶孔占總面孔率的75%；微裂縫以雜基組分收縮縫、云母解理縫為主，對(duì)儲(chǔ)層物性貢獻(xiàn)很小。

3　成巖作用及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響體現(xiàn)在不同強(qiáng)度、不同類型的成巖作用組合對(duì)儲(chǔ)層物性改變[18]。通過鑄體薄片、陰極發(fā)光和掃描電鏡等分析，認(rèn)為影響研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層物性的成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕及交代作用。

3.1　壓實(shí)作用

長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實(shí)作用[19]。上覆地層壓力作用下，碎屑顆粒呈弱定向排列，顆粒多呈點(diǎn)—線接觸(圖5A，B)；機(jī)械壓實(shí)下云母條帶變形并膨脹擠入顆粒間(圖5A)；石英較發(fā)育自生加大邊(圖5C)，少量石英顆粒破裂。由碎屑顆粒含量與粒間孔隙體積(IGV)關(guān)系可知，石英顆粒相對(duì)含量越高，IGV值越大，巖屑相對(duì)含量越高，IGV值越小(圖6A，B)，即剛性石英顆粒能夠支撐巖石骨架，而塑性礦物不能有效抵抗上覆地層壓力，通過變形減小粒間孔隙體積。在埋藏早期(200～180 Ma)，地層埋深速率較高，迅速的埋深使得儲(chǔ)層在沒有早期膠結(jié)物的支撐作用下強(qiáng)烈壓實(shí)，形成了致密的巖石格架，是儲(chǔ)層低孔—低滲的一個(gè)重要因素[20]。

3.2　膠結(jié)作用

研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層膠結(jié)物含量較高，總含量約3%～28%，平均為8.9%。儲(chǔ)層膠結(jié)類型以接觸式膠結(jié)和基底式膠結(jié)為主，其膠結(jié)物成分主要為碳酸鹽膠結(jié)物、自生黏土礦物及少量硅質(zhì)等。

(1) 碳酸鹽膠結(jié)。儲(chǔ)層碳酸鹽膠結(jié)作用普遍發(fā)育且非均質(zhì)性較強(qiáng)，含量介于1%～25%，其中方解石平均含量約4.8%，鐵方解石平均含量約0.6%。薄片分析可知，早期微晶方解石生于原生粒間孔中，在其支撐作用下，碎屑顆粒多排列松散(圖5D)，晚期方解石多以較好的晶型或嵌晶狀發(fā)育(圖5C)。在茜素紅染色的薄片下可見紅色的方解石膠結(jié)和紫紅色的鐵方解石膠結(jié)(圖5E)，鐵方解石多充填于剩余粒間孔及溶蝕孔內(nèi)，不規(guī)則分布，且較少受到溶蝕；陰極發(fā)光薄片下也可分辨早期橙黃色的方解石，其含量較高，多圍繞顆粒邊緣，晚期橙紅色的鐵方解石，多位于粒間溶孔中，相對(duì)含量較低(圖5D)，掃描電鏡下可見方解石菱面體解理特征(圖5F)。研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層碳酸鹽膠結(jié)物含量在砂巖與泥巖接觸部位含量較高，在砂體內(nèi)部含量較低，且碳酸鹽膠結(jié)物含量較高處，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，含油氣性相對(duì)較差(圖7)。

圖4　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層物性特征A.儲(chǔ)層孔隙度分布區(qū)間；B.儲(chǔ)層滲透率分布區(qū)間；C.儲(chǔ)層孔隙度滲透率相關(guān)性；D.儲(chǔ)層孔喉半徑分布區(qū)間；E.儲(chǔ)層排替壓力與孔喉分選系數(shù)相關(guān)性；F.儲(chǔ)層滲透率與孔喉分選系數(shù)相關(guān)性Fig.4　Characteristics of the Chang 8 sandstone reservoir properties

(2) 黏土礦物膠結(jié)。由SEM、XRD分析可知，長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層中自生黏土礦物主要有顆粒包膜和孔隙襯里綠泥石、書頁狀六邊形高嶺石、蜂窩狀伊蒙混層和絲縷狀、針狀伊利石，其中以綠泥石含量2.0%，伊蒙混層0.4%，伊利石0.3%，高嶺石0.4%。

早期綠泥石膜膠結(jié)，以顆粒包膜及孔隙襯里的形式包裹石英顆粒(圖8A)，綠泥石晶體垂直顆粒表面生長(zhǎng)，有效地分隔了碎屑顆粒與孔隙水，并使顆粒表面沒有足夠的可供石英生長(zhǎng)的空間，進(jìn)而阻止石英的自生加大，只有在自生綠泥石膜較薄或不連續(xù)處發(fā)育自生石英[21](圖8A)，也有學(xué)者認(rèn)為自生綠泥石晶體微環(huán)境中維持堿性環(huán)境，不利于自生石英的沉淀[22]；長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層中，綠泥石的含量與儲(chǔ)層物性具有較好的正相關(guān)關(guān)系(圖9A，B)，但是當(dāng)綠泥石含量超過一定界限(占黏土礦物總量的70%)，綠泥石則在粒間孔中發(fā)育玫瑰花狀綠泥石(圖8B)，并降低儲(chǔ)層物性(圖9A，B)。

圖5　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層機(jī)械壓實(shí)、硅質(zhì)膠結(jié)及碳酸鹽膠結(jié)作用顯微照片A.普通薄片下云母顆粒變形，顆粒弱定向排列；B.陰極發(fā)光下顆粒弱定向排列，長(zhǎng)石溶蝕作用及方解石、高嶺石膠結(jié)；C.普通薄片下(加石膏試板)石英的次生加大與晚期方解石膠結(jié)；D.陰極發(fā)光薄片下方解石溶蝕交代鈉長(zhǎng)石；E.普通薄片下鐵方解石特征；F.掃描電鏡下粒間膠結(jié)方解石菱面體解理。QD.碎屑石英；QA.自生石英；KF.鉀長(zhǎng)石；NaF.鈉長(zhǎng)石；Bit.云母；Cal.方解石；FeCal.鐵方解石；Kao.高嶺石Fig.5　Microphotos showing mechanical compaction, quartz cement and carbonate cementation characteristics in the Chang 8 tight sandstone reservoirs

圖6　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層碎屑顆粒含量與粒間孔隙體積的關(guān)系Fig.6　Relationships between detrital grains and intergranular volumes in the Chang 8 tight sandstone reservoirs

圖7　HH18井2 090～2 110 m深度段巖石學(xué)特征與儲(chǔ)層物性關(guān)系Fig.7　The petrography and reservoir quality of Well HH18 from the depth of 2 090 m to 2 110 m

圖8　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層黏土礦物膠結(jié)與溶蝕作用顯微照片A.鑄體薄片下綠泥石膜膠結(jié)較薄處自生石英晶體；B. 掃描電鏡下顆粒表面綠泥石膜膠結(jié)，粒間孔內(nèi)自生石英與玫瑰花狀綠泥石充填；C.掃描電鏡下高嶺石晶體與少量地開石晶體，伴生自生石英；D.掃描電鏡下粒間孔內(nèi)伊利石與伊蒙混層黏土礦物橋接孔隙；E.掃描電鏡下長(zhǎng)石沿解理縫溶蝕，充填少量自生石英；F.陰極發(fā)光下方解石交代長(zhǎng)石顆粒。QD.碎屑石英；QA.自生石英；KF.鉀長(zhǎng)石；Cal.方解石；Plc.孔隙襯里綠泥石；Pfc.孔隙充填綠泥石(玫瑰花狀綠泥石)；Kao.高嶺石；Dic.地開石；I.伊利石；I/S.伊蒙混層Fig.8　Microphotos showing authigenic clay minerals and dissolution characteristics in the Chang 8 tight sandstone reservoirs

圖9　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層物性與不同類型黏土礦物含量的關(guān)系Fig.9　Relationship between reservoir properties and content of different clay minerals in the Chang 8 oil member

高嶺石多呈淡黃色沉淀在粒間溶孔或長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔中，內(nèi)部可見少量藍(lán)色的晶間微孔(圖8A)；陰極發(fā)光薄片中，高嶺石呈靛藍(lán)色不均勻分布于粒間孔中(圖5B)；掃描電鏡下高嶺石多呈書頁狀，且多與石英相伴生(圖8C)。由上述特征可知，長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層中高嶺石主要與溶蝕作用有關(guān)。由于高嶺石顆粒相對(duì)較軟，不能有效支撐巖石骨架，且其顆粒易堵塞喉道，故其形成的晶間微孔不能有效提高儲(chǔ)層物性(圖9C，D)。

長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層中伊利石和伊蒙混層黏土礦物含量與儲(chǔ)層物性呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖9E、F)。SEM分析可知，自生伊利石及其混層礦物多呈纖維狀或片狀橋接孔隙并堵塞喉道(圖8D)，將原生粒間孔分隔成更小的微孔隙，極大地降低了儲(chǔ)層物性，尤其是對(duì)儲(chǔ)層滲透率破壞較強(qiáng)。

(3) 硅質(zhì)膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)在長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層中發(fā)育較少，平均含量約0.4%。分析認(rèn)為，硅質(zhì)主要來源于壓溶作用和溶蝕作用。較早期硅質(zhì)膠結(jié)多來自壓溶作用，以石英自生加大的形式圍繞顆粒邊緣，其厚度較薄，使顆粒呈自形晶狀(圖5C)；晚期的硅質(zhì)膠結(jié)多來源于溶蝕作用，長(zhǎng)石及巖屑的溶蝕生成少量石英，此成因的石英多與高嶺石相伴生[23](圖5B)。

總體上，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層由于原始沉積物組分中塑性礦物含量相對(duì)較高，早期的快速埋深對(duì)儲(chǔ)層原始孔隙破壞較大，同時(shí)塑性礦物堵塞孔喉，地層水流通性變差，膠結(jié)作用含量相對(duì)較低。因此，壓實(shí)作用相比于膠結(jié)作用，對(duì)儲(chǔ)層的破壞作用更強(qiáng)(圖10)。

圖10　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層粒間孔隙體積與膠結(jié)物含量散點(diǎn)圖(據(jù)Houseknecht, 1987; Ehrenberg, 1989)Fig.10　Plot of intergranular volume (IGV) versus volume of cement in the Chang 8 sandstone reservoirs(after Houseknecht, 1987; Ehrenberg, 1989)

3.3　溶蝕作用與交代作用

研究證實(shí)，長(zhǎng)8油層組具有煤系地層的特征，早期煤系地層中的酸性流體對(duì)易溶礦物產(chǎn)生了較強(qiáng)的溶蝕，加之長(zhǎng)7張家灘頁巖排烴過程中生成大量有機(jī)酸，長(zhǎng)石、巖屑、方解石及少量石英等均受到不同程度的溶蝕[19]。通過鏡下分析可知，斜長(zhǎng)石由于風(fēng)化不穩(wěn)定性較高，多沿著聚片雙晶解理面發(fā)生溶蝕，可形成不規(guī)則的蜂窩狀(圖8E)，少數(shù)情況下可形成鑄?？?，并被后期方解石膠結(jié)充填，這也是長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層巖石學(xué)特征中長(zhǎng)石含量相對(duì)偏低的原因[24]。溶蝕作用形成的粒內(nèi)溶孔往往由于連通性較差，對(duì)儲(chǔ)層影響不大，而粒間溶孔多為剩余粒間孔的溶蝕擴(kuò)大孔，具有較大的孔喉半徑，連通性較好，很大程度上改善了儲(chǔ)層物性。

長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層交代作用主要以方解石交代長(zhǎng)石(圖8F)、高嶺石交代長(zhǎng)石為主。陰極發(fā)光顯微鏡下方解石交代長(zhǎng)石現(xiàn)象較為明顯，可見長(zhǎng)石顆粒(亮藍(lán)色—暗藍(lán)色)受到方解石(橙紅色—橙黃色)不同程度的交代，顯現(xiàn)出明顯的交代殘余(圖5D)，圖5D中1、2、3號(hào)長(zhǎng)石顆粒均被方解石交代，交代程度遞增。長(zhǎng)石顆粒和巖屑也多發(fā)生高嶺石化，陰極發(fā)光下高嶺石呈靛藍(lán)色，沉淀于長(zhǎng)石顆粒粒內(nèi)溶孔中，或沉淀于溶蝕顆粒附近的粒間孔中(圖5B)。

4　油氣充注期次及其對(duì)儲(chǔ)層物性影響

長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層存在多期次油氣充注，根據(jù)原油在孔隙中的賦存位置、顯微熒光特征劃分不同期次油氣充注(圖11A)。早期重質(zhì)油多侵染在顆粒表面綠泥石膜或云母顆粒上，單偏光下礦物顆粒表面呈現(xiàn)褐色、棕褐色侵染特征(圖11B)；輕質(zhì)油更多賦存于微裂縫及溶蝕孔中，少量晶間孔也呈現(xiàn)輕質(zhì)油侵染的特征，呈現(xiàn)淺綠色、淺黃綠色熒光特征(圖11C)；由重質(zhì)油和輕質(zhì)油緊鄰賦存的特征推斷，早期重質(zhì)油未完全占據(jù)的充注通道，是后期輕質(zhì)油充注的優(yōu)先路徑(圖11A)。

利用流體包裹體的巖相學(xué)，分析油氣成藏期次及不同包裹體寄主礦物的生成相對(duì)序列[25]；通過含烴鹽水流體包裹體均一化溫度解釋油氣充注期次及時(shí)間。長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層石英加大邊中的流體包裹體以油包裹體、油—?dú)獍w為主(圖11D)，碳酸鹽膠結(jié)物中包裹體以油—?dú)獍w為主；包裹體主要賦存于石英加大邊、切穿石英顆粒(或加大邊)的微裂縫、溶蝕孔、碳酸鹽膠結(jié)物中(圖11E，F(xiàn))，石英加大邊或碳酸鹽膠結(jié)物中包裹體多成帶或成群分布(圖11D)，微裂隙中包裹體成帶或成線分布；大部分包裹體直徑介于5～10 μm，呈細(xì)長(zhǎng)狀或不規(guī)則狀；熒光下包裹體顯示淺綠色、淺黃綠色、淺黃色、藍(lán)色、淺褐黃色及暗褐色熒光(圖11D，E)。石英加大邊及裂隙中包裹體均一溫度區(qū)間為46 ℃～143 ℃，可分三個(gè)二級(jí)主峰(圖12)；方解石膠結(jié)物中包裹體均一溫度區(qū)間為100 ℃～115 ℃(平均109 ℃)，鐵方解石膠結(jié)物均一溫度區(qū)間為100 ℃～125 ℃(平均117.8 ℃)。由上述包裹體巖相學(xué)和包裹體均一化溫度特征推斷，油氣在60 ℃～90 ℃區(qū)間發(fā)生早期充注，在90 ℃～125 ℃區(qū)間發(fā)生中期油氣充注(主力油氣充注)，在125 ℃～150 ℃區(qū)間發(fā)生晚期油氣充注；石英自生加大邊發(fā)育的較早，晚期碳酸鹽巖膠結(jié)與主力油氣充注同期，鐵方解石膠結(jié)發(fā)育于晚期油氣充注期。

5　儲(chǔ)層成巖序列

據(jù)X衍射分析可知，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層黏土礦物組合為綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層及伊利石；伊/蒙混層比中蒙脫石平均含量約21%，流體包裹體均一化溫度主峰區(qū)間介于110 ℃～130 ℃，最高溫度可達(dá)150 ℃，根據(jù)應(yīng)鳳祥等[26]成巖作用階段劃分方案，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層均已達(dá)到有序混層帶，處于中成巖階段B期。

綜合考慮儲(chǔ)層中自生礦物的共生組合關(guān)系，結(jié)合流體包裹體巖相學(xué)、包裹體均一化溫度分析以及油氣充注特征分析，在成巖階段劃分的基礎(chǔ)上，建立了鎮(zhèn)涇地區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層的成巖序列。其順序概況為：

圖11　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層熒光薄片下油氣充注痕跡顯微照片A.熒光薄片下三期油氣充注痕跡；B.鑄體薄片下綠泥石膜侵染瀝青；C.熒光薄片下早期瀝青及后期輕質(zhì)油充注特征；D.熒光薄片下石英自生加大中兩期烴類包裹體；E.熒光薄片下早期方解石溶孔內(nèi)瀝青侵染；F.熒光薄片下長(zhǎng)石溶孔內(nèi)輕質(zhì)油包裹體。QD.碎屑石英；QA.自生石英；F.長(zhǎng)石；Cal.方解石；Plc.孔隙襯里綠泥石；Pfc.孔隙充填綠泥石(玫瑰花狀綠泥石)；Bitu.瀝青；FL.熒光；O.輕質(zhì)油；OI.油包裹體；GI.氣包裹體Fig.11　Microphotos showing oil traces in the Chang 8 tight sandstone reservoirs from the observation of thin section and fluorescence

圖12　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層石英加大邊、石英微裂隙及碳酸鹽膠結(jié)物中流體包裹體均一化溫度分布區(qū)間Fig.12　Distribution of homogenization temperature (Th) of fluid inclusions in quartz overgrowth, microfractures of quartz, and carbonate cements in Chang 8 tight sandstone reservoirs

早期機(jī)械壓實(shí)作用→早期方解石膠結(jié)→早期綠泥石膜膠結(jié)→早期石英加大→巖屑、長(zhǎng)石溶蝕→自生黏土礦物→早期油氣充注→晚期硅質(zhì)膠結(jié)→長(zhǎng)石、巖屑、方解石溶解→自生黏土礦物→晚期方解石膠結(jié)→中期油氣充注(主力油氣充注)→Fe方解石膠結(jié)→晚期油氣充注(圖13)。

6　成巖作用定量化研究

儲(chǔ)層物性分析及多參數(shù)薄片鏡下統(tǒng)計(jì)為定量重建孔隙演化提供了依據(jù)。前已述及，研究區(qū)儲(chǔ)層的成巖演化大體是按照壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕、微孔和微裂縫順序進(jìn)行，因此，通過鑄體薄片下現(xiàn)今膠結(jié)物含量、粒間溶孔、剩余原生孔、總面孔率參數(shù)的定量計(jì)算，可通過回剝法對(duì)成巖作用各階段的孔隙度進(jìn)行恢復(fù)(圖14)[9,27-28]。

(1) 原始孔隙度

通過Beardetal.[29]的經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算不同粒度沉積物的原始孔隙度：

Φ0=20.91+22.9/S0

(1)

(2)

式中,Φ0為原始孔隙度，S0為Trask分選系數(shù)，D1和D3分別代表累計(jì)曲線上25%和75%處所對(duì)應(yīng)的顆粒直徑。經(jīng)計(jì)算，長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層原始孔隙度Φ0在36.3%～38.7%之間，平均約37.8%。

(2) 壓實(shí)減孔作用

壓實(shí)后剩余原生孔/%=原始膠結(jié)物/%+膠結(jié)后剩余原生孔/%

原始膠結(jié)物/%=現(xiàn)今膠結(jié)物/%+粒間溶蝕孔/%

圖13　長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層成巖序列示意圖Q.碎屑石英；QA.自生石英；F.長(zhǎng)石；R.巖屑；M.云母；Cal.方解石；Fe-Cal.鐵方解石；Plc.孔隙襯里綠泥石；Kao.高嶺石；I.伊利石；O-In.油包裹體(綠色)；A-In.水包裹體(藍(lán)色)Fig.13　Schematic diagram showing the diagenetic sequence of the Chang 8 tight sandstones

圖14　碎屑巖孔隙度演化模式圖Fig.14　Schematic diagram of porosity evolution model of clastic rock

Φ1= Ct+[(Φpm+Φd1)Φp/Φt]

(3)

ΦL=Φ0-Φ1

(4)

式中,Φ1為壓實(shí)后砂巖孔隙度，ΦL為壓實(shí)損失孔隙度，Φp為物性分析孔隙度(7.6%)；Φt為總面孔率(5.1%)；Φpm為原生粒間孔面孔率(0.7%)；Φd1為粒間溶孔面孔率(3.8%)；Ct為現(xiàn)今膠結(jié)物含量8.9%。經(jīng)計(jì)算，壓實(shí)后砂巖孔隙度(Φ1)為15.6%，儲(chǔ)層壓實(shí)損失孔隙度(ΦL)為22.2%，壓實(shí)作用是儲(chǔ)層致密化的重要原因。

(3) 膠結(jié)減孔作用

膠結(jié)后剩余原生孔/%=薄片中剩余原生孔/%

Φ2=(Φpm/Φt)×Φp

(5)

Φc=Φ1-Φ2

(6)

式中,Φ2為膠結(jié)后砂巖孔隙度；Φc為膠結(jié)損失孔隙度。經(jīng)計(jì)算，儲(chǔ)層膠結(jié)損失孔隙度(Φc)為14.6%，由不同膠結(jié)物的含量可計(jì)算不同膠結(jié)物的減孔作用。膠結(jié)作用引起的孔隙減小量大于壓實(shí)作用，膠結(jié)作用是儲(chǔ)層致密化的另一主因。

(4) 溶解增孔作用

溶蝕孔/%=粒間溶孔+粒內(nèi)溶孔

Φ3=(Φd1+Φd2)×Φp/Φt

(7)

式中,Φ3為溶蝕增加孔隙度；Φd2為粒內(nèi)溶孔面孔率(0.2%)。經(jīng)計(jì)算，儲(chǔ)層溶蝕增加孔隙度(Φ3)為5.9%，溶蝕作用在一定程度上為改善了致密砂巖儲(chǔ)層。

(5) 交代增孔作用

晶間孔/%=黏土礦物晶間孔

Φ4=(Φd3×Φp)/Φt

(8)

式中,Φ4為晶間孔；Φd3為晶間孔面孔率(0.4%)。經(jīng)計(jì)算，儲(chǔ)層交代作用形成的自生黏土礦物晶間孔增加孔隙約0.6%。

(6) 誤差分析

根據(jù)薄片鑒定，粒間溶孔多為剩余粒間孔的溶蝕擴(kuò)大孔，鑒于現(xiàn)今技術(shù)無法定量粒間溶孔中剩余粒間孔和溶蝕孔的比例，且無法確定粒間溶孔內(nèi)溶蝕部分是否被膠結(jié)物完全膠結(jié)。在回剝法計(jì)算過程中，存在粒間溶孔內(nèi)完全被膠結(jié)物膠結(jié)的假定，由此，計(jì)算結(jié)果造成剩余原生孔數(shù)值較真實(shí)值偏小，粒間溶孔數(shù)值較真實(shí)值偏大，膠結(jié)減孔數(shù)值較真實(shí)值偏大，上述誤差暫時(shí)無法避免。

7　成巖—成藏耦合關(guān)系研究

綜合研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層埋藏史、烴源巖熱演化史及成巖演化史，細(xì)化不同類型不同期次成巖作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙度的損益，結(jié)合包裹體均一化溫度確定關(guān)鍵成巖作用的絕對(duì)地質(zhì)年齡，恢復(fù)儲(chǔ)層成巖—孔隙演化過程，進(jìn)行儲(chǔ)層成巖與成藏耦合關(guān)系的研究(圖12，13，15)[27-29]。

早成巖階段(210 ～135 Ma)，長(zhǎng)8油層組先后經(jīng)歷了印支運(yùn)動(dòng)晚期短期快速埋深(埋藏速度約40 m/Ma)、燕山運(yùn)動(dòng)早期短期差異抬升、燕山運(yùn)動(dòng)中期不穩(wěn)定沉降階段，埋藏深度達(dá)到1 300 m，該深度下長(zhǎng)8油層組泥巖的排替壓力達(dá)到0.5 MPa，成為有效物性遮擋蓋層，形成了長(zhǎng)8油層組巖性圈閉[30-31]。長(zhǎng)7油層組烴源巖初始生烴時(shí)間為早白堊世早期(140 Ma)[31]，此時(shí)古地溫<70 ℃，烴源巖Ro<0.5%，發(fā)育少量未熟—低熟油，鏡下可見重質(zhì)油侵染黏土膜(圖11B)。此階段儲(chǔ)層壓實(shí)作用最為明顯，表現(xiàn)為剛性顆粒的旋轉(zhuǎn)，塑性顆粒的變形以及云母顆粒的假雜基化(圖5A)；發(fā)育少量早期微晶方解石膠結(jié)，能夠有效減緩壓實(shí)作用；碎屑顆粒表面發(fā)育早期顆粒包膜綠泥石，與其伴生的是早期石英自生加大，孔隙度由原始37.8%降至17%。

圖15　長(zhǎng)8油層組埋藏史、熱演化史、成巖序列與儲(chǔ)層孔隙度演化史綜合柱狀圖Fig.15　Burial, thermal, diagenetic history and average porosity evolution trend of the Chang 8 sandstone reservoirs

中成巖階段B期(40 Ma～至今)，長(zhǎng)8油層組先后經(jīng)歷了喜山運(yùn)動(dòng)穩(wěn)定抬升作用。儲(chǔ)層主要以鐵方解石膠結(jié)作用及少量溶蝕作用為主，對(duì)儲(chǔ)層物性未造成明顯改變。

綜合上述分析可知，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層成藏期主體處于中成巖階段A期，儲(chǔ)層孔隙度介于10%～15%。其中，成藏早期儲(chǔ)層孔隙度>12%，成藏中期儲(chǔ)層孔隙度介于9%～12%，成藏晚期儲(chǔ)層孔隙度<9%；故長(zhǎng)8油層組在成藏早—中期儲(chǔ)層未致密化，成藏晚期，儲(chǔ)層已發(fā)展為致密化儲(chǔ)層，總體儲(chǔ)層致密化史—成藏史耦合關(guān)系為“先成藏，后致密”過程[34-35]。

8　結(jié)論

(1) 長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層總體以長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，成分成熟度、結(jié)構(gòu)成熟度均較低，主要發(fā)育鈣質(zhì)、硅質(zhì)、黏土礦物、泥質(zhì)雜基等膠結(jié)；儲(chǔ)層孔隙類型以粒間溶孔、剩余原生粒間孔、晶間孔為主；儲(chǔ)層排替壓力和中值壓力均較高，為典型的低孔低滲砂巖儲(chǔ)層。

(2) 儲(chǔ)層成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用等；儲(chǔ)層成巖作用達(dá)到中成巖階段B期；儲(chǔ)層成巖序列：機(jī)械壓實(shí)作用→早期方解石膠結(jié)→早期綠泥石膜膠結(jié)→早期石英加大→巖屑、長(zhǎng)石溶蝕→自生黏土礦物→早期油氣充注→晚期硅質(zhì)膠結(jié)→長(zhǎng)石、巖屑、方解石溶解→自生黏土礦物→晚期方解石膠結(jié)→中期油氣充注(主力油氣充注)→Fe方解石膠結(jié)→晚期油氣充注。

(3) 成巖作用定量化研究表明，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用為儲(chǔ)層致密化的本質(zhì)原因，分別造成孔隙度損失22.2%和14.6%，溶解作用共增加孔隙度5.9%，交代作用形成的黏土礦物晶間孔約0.6%。

(4) 長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層成藏早期儲(chǔ)層孔隙度>12%，成藏中期儲(chǔ)層孔隙度介于9%～12%，成藏晚期儲(chǔ)層孔隙度<9%；長(zhǎng)8油層組在成藏早—中期儲(chǔ)層未致密化，成藏晚期，儲(chǔ)層已發(fā)展為致密化儲(chǔ)層，總體儲(chǔ)層致密化史—成藏史耦合關(guān)系為“先成藏，后致密”過程。

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