盧杰河， 王香增， 賀永紅， 楊 超， 鄧南濤

( 1. 中國(guó)科學(xué)院 地質(zhì)與地球物理研究所,北京 100029; 2. 中國(guó)科學(xué)院大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 100049; 3. 陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司，陜西 西安 710075 )

鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密砂巖成巖作用及孔隙演化

盧杰河1,2， 王香增3， 賀永紅3， 楊 超3， 鄧南濤3

( 1. 中國(guó)科學(xué)院 地質(zhì)與地球物理研究所,北京 100029; 2. 中國(guó)科學(xué)院大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 100049; 3. 陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司，陜西 西安 710075 )

致密砂巖油是非常規(guī)油氣勘探的熱點(diǎn)領(lǐng)域。以鄂爾多斯盆地東南部富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組為研究對(duì)象，利用鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)物性、X線衍射和穩(wěn)定同位素等方法，分析致密砂巖的成巖作用，并對(duì)孔隙度演化進(jìn)行半定量恢復(fù)。結(jié)果表明：長(zhǎng)7油層組致密砂巖儲(chǔ)層處于中成巖階段A期，經(jīng)歷機(jī)械壓實(shí)、綠泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石膠結(jié)、有機(jī)酸溶蝕、高嶺石及蒙皂石向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化、少量微晶石英和石英次生加大等成巖作用。物性演化主要受機(jī)械壓實(shí)、亮晶方解石膠結(jié)和有機(jī)酸溶蝕等成巖作用影響，但不同成巖作用在不同成巖時(shí)期所起作用存在差異。砂巖儲(chǔ)層大致經(jīng)歷早成巖階段A期(T3—J1末)、早成巖階段B期(J1末—K1早)、中成巖階段A期快速埋藏(K1早—K2早期)和中成巖階段A期緩慢抬升等4個(gè)孔隙演化階段，孔隙度從35.0%的原始孔隙度一直演化至現(xiàn)今6.6%。該研究結(jié)果對(duì)鄂爾多斯盆地東南部富縣地區(qū)油氣勘探有指導(dǎo)意義。

致密砂巖； 致密油； 成巖作用； 孔隙演化； 長(zhǎng)7油層組； 富縣地區(qū)

0 引言

與常規(guī)儲(chǔ)層相比，致密砂巖儲(chǔ)層以低孔特低滲和成巖作用強(qiáng)烈為特點(diǎn)，物性演化過(guò)程和有效儲(chǔ)層成因非常復(fù)雜[1-4]。研究致密砂巖儲(chǔ)層的成巖作用特征，定量/半定量評(píng)價(jià)成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，并恢復(fù)孔隙演化過(guò)程具有重要意義[5-7]。

鄂爾多斯盆地中生界延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組砂巖油藏是典型的致密砂巖油藏[8-9]。盆地東南部富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖具有巖石成熟度低、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔喉細(xì)小、可動(dòng)流體飽和度低、基質(zhì)滲透率低等致密砂巖特點(diǎn)[10-14]。近年來(lái)，對(duì)長(zhǎng)7油層組濁積砂體的沉積特征與發(fā)育演化模式[15-18]、成藏條件與成藏特征[19-20]、油藏滲流特征[21]等取得研究成果，但對(duì)其致密砂巖成巖作用和孔隙演化方面的研究較為薄弱，對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的成因認(rèn)識(shí)不明確，制約該地區(qū)油氣分布預(yù)測(cè)。

通過(guò)鑄體薄片和掃描電鏡(SEM)觀察，結(jié)合常規(guī)物性、X線衍射(XRD)和穩(wěn)定同位素等方法，分析富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密砂巖儲(chǔ)層各油層組的成巖作用特征，確定成巖階段及影響儲(chǔ)層物性演化的主要成巖作用類(lèi)型，闡述成巖作用及孔隙演化對(duì)油氣成藏的意義，為研究區(qū)目的層段致密油氣藏勘探提供參考。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

富縣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶東南部(見(jiàn)圖1)，面積約為3 500 km2，構(gòu)造格局總體為一個(gè)近西傾的平緩單斜，僅在局部發(fā)育小型低幅度鼻狀隆起[22]。研究區(qū)中生界自下而上分別發(fā)育上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組、下—中侏羅統(tǒng)(富縣組、延安組、直羅組、安定組)和下白堊統(tǒng)(洛河組)地層，其中延長(zhǎng)組分為10個(gè)油層組(自上而下分別為長(zhǎng)1—長(zhǎng)10油層組)。長(zhǎng)7油層組沉積時(shí)期，主要發(fā)育湖侵域曲流河三角洲—湖泊—濁積扇相沉積體系，碎屑物母源來(lái)自于盆地北緣的陰山地區(qū)[23]。長(zhǎng)7油層組下部主要發(fā)育張家灘油頁(yè)巖，有機(jī)質(zhì)豐度高、類(lèi)型好、成熟度高，為主要烴源巖，局部也發(fā)育濁積扇砂體[24]；長(zhǎng)7油層組上部主要發(fā)育三角洲前緣和濁積扇砂體[25-26]。

圖1 研究區(qū)位置和長(zhǎng)7油層組沉積相Fig.1 Location map of the study area and sedimentary facies of Chang7 stage

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

鑄體薄片鑒定結(jié)果表明，長(zhǎng)7油層組砂巖以長(zhǎng)石砂巖為主，含少量巖屑長(zhǎng)石砂巖(見(jiàn)圖2(a))，其中石英體積分?jǐn)?shù)為15.5%～32.5%(平均為21.2%)，長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為46.0%～62.5%(平均為51.7%)，巖屑體積分?jǐn)?shù)為5.0%～16.5%(平均為10.1%)，成分成熟度較低。巖屑類(lèi)型主要為板巖、片巖和千枚巖等變質(zhì)巖巖屑和噴出巖巖屑。云母碎屑廣泛發(fā)育，體積分?jǐn)?shù)為0.5%～7.5%(平均為2.8%)，雜基體積分?jǐn)?shù)較低，一般為0～3.5%(平均為0.7%)。膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)為1.9%～16.5%(平均為7.2%)，以方解石膠結(jié)物為主，含少量綠泥石、伊/蒙混層、伊利石、硅質(zhì)(少量長(zhǎng)石質(zhì))和白云石。砂巖的碎屑顆粒中值粒徑介于0.06～0.25 mm(極細(xì)—細(xì)粒)，分選較好，磨圓度為次圓—次棱狀，結(jié)構(gòu)成熟度為中等。砂巖的骨架顆粒之間以點(diǎn)—線接觸為主，膠結(jié)類(lèi)型為接觸式和接觸—孔隙式。

圖2 富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖巖石學(xué)及物性特征Fig.2 The characteristics of lithology and porosity-permeability of Chang7 sandstones, Fuxian area

3 物性及儲(chǔ)集空間特征

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組839個(gè)砂巖樣品物性數(shù)據(jù)表明，孔隙度和滲透率的變化范圍較大(見(jiàn)圖2(b))，其中孔隙度為0.1%～21.2%(平均為8.6%)，滲透率為(0.02～11.91)×10-3μm2(平均為0.35×10-3μm2)，整體物性趨向于致密。

根據(jù)砂巖鑄體薄片和掃描電子顯微鏡觀察，長(zhǎng)7油層組砂巖的孔隙類(lèi)型主要為殘余粒間孔(約占總孔隙體積的63.5%)、粒內(nèi)溶孔(25.9%)、晶間孔(5.5%)和微裂縫(5.1%)。殘余粒間孔是研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層中最主要的孔隙類(lèi)型，孔徑分布為10～120 μm，多呈邊緣較平直的三角形、多邊形，孔隙周緣常發(fā)育綠泥石或伊/蒙混層包膜(見(jiàn)圖3(a-b))。

粒內(nèi)溶孔分為長(zhǎng)石、云母和巖屑顆粒等類(lèi)型(見(jiàn)圖3(a-c))，以長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔為主，長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔約占總孔隙體積的22.1%，常沿長(zhǎng)石解理、雙晶縫發(fā)生溶蝕，呈不規(guī)則網(wǎng)格狀、蜂窩狀，或全部被溶蝕而形成鑄?？?見(jiàn)圖3(b))。長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔的孔徑一般介于2～60 μm，大部分長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔可以與殘余粒間孔連通成為有效孔隙(見(jiàn)圖3(b))。黑云母溶孔約占總孔隙體積的3.8%，沿其解理縫發(fā)生溶蝕，溶孔呈長(zhǎng)條狀(見(jiàn)圖3(c))，也可與殘余粒間孔連通，分布不均勻。晶間孔主要為自生綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層、伊利石和鈉長(zhǎng)石等晶間微孔隙(見(jiàn)圖3(d-e))，該類(lèi)孔隙連通性較差，孔徑一般為1～4 μm，對(duì)砂巖儲(chǔ)集性能的影響有限。

圖3 富縣地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組砂巖主要孔隙類(lèi)型鏡下照片F(xiàn)ig.3 The pore types of Chang7 sandstones in Fuxian area

微裂縫主要為構(gòu)造裂縫，其次為成巖裂縫。前者一般發(fā)育在砂質(zhì)組分較多的砂巖儲(chǔ)層內(nèi)，裂縫一般連續(xù)斷穿骨架顆粒(見(jiàn)圖3(f))；后者常發(fā)育在泥質(zhì)組分較多的砂巖儲(chǔ)層內(nèi)，為在成巖過(guò)程中由壓實(shí)、壓溶、重結(jié)晶等作用產(chǎn)生的近水平裂縫，一般具有順層理面彎曲、斷續(xù)、分枝、尖滅等分布特點(diǎn)，多沿顆粒邊緣形成粒緣縫。長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層中，微裂縫大部分未被填充膠結(jié)[27]，是改善儲(chǔ)層滲透性能的重要因素。

鏡下觀察顯示，研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組砂巖油層組影響儲(chǔ)層質(zhì)量的成巖作用主要為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

4 成巖作用特征及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

4.1 壓實(shí)作用

長(zhǎng)7油層組砂巖經(jīng)歷中等—較強(qiáng)的機(jī)械壓實(shí)作用，剛性顆粒在機(jī)械壓實(shí)作用下發(fā)生移動(dòng)、重排和部分破裂等，部分顆粒間呈線接觸甚至凹凸接觸(見(jiàn)圖3(a)、圖4(a))；塑性顆粒(泥巖、千枚巖、片巖、板巖等巖屑和云母碎片等)受剛性顆粒的擠壓而發(fā)生變形(見(jiàn)圖4(a))，部分高塑性顆粒形成粒間孔隙內(nèi)的“假雜基”。因此，剛性顆粒重排和塑性顆粒變形使原生粒間孔隙大幅減少，是主要的破壞性成巖作用之一。根據(jù)砂巖壓實(shí)作用和膠結(jié)作用減孔率計(jì)算方法[28-29]，鑄體薄片的粒間體積(膠結(jié)物體積與粒間孔隙體積之和)和粒間孔隙體積數(shù)據(jù)(見(jiàn)圖5(a))表明，壓實(shí)作用導(dǎo)致長(zhǎng)7油層組砂巖的減孔率為60%～95%，是導(dǎo)致原生粒間孔減少的主要因素。

圖4 富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖主要成巖特征Fig.4 characteristics of diagenesis in Chang7 sandstones in Fuxian area

分析長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層內(nèi)壓實(shí)減孔率較高(>80%)的砂巖，其中塑性顆粒體積分?jǐn)?shù)相對(duì)較高，占碎屑顆粒結(jié)構(gòu)組分的5%以上(見(jiàn)圖5(b))。塑性顆粒體積分?jǐn)?shù)與孔隙度的關(guān)系反映，孔隙度隨塑性顆粒體積分?jǐn)?shù)的增大呈減小的趨勢(shì)，表明塑性顆粒是導(dǎo)致機(jī)械壓實(shí)減孔的重要因素。

4.2 膠結(jié)作用

富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖膠結(jié)作用對(duì)孔隙質(zhì)量的影響非常重要，產(chǎn)生的減孔率為5%～40%(見(jiàn)圖5(a))。根據(jù)鑄體薄片和電鏡觀察結(jié)果，長(zhǎng)7油層組砂巖中膠結(jié)物主要為自生碳酸鹽礦物，其次為自生黏土礦物和硅質(zhì)，以及少量濁沸石和黃鐵礦等。

4.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖碳酸鹽膠結(jié)物分布廣泛，主要為自生方解石(體積分?jǐn)?shù)為0～35.0%，平均為6.8%)、少量自生白云石(體積分?jǐn)?shù)為0～3.1%，平均為0.8%)。其中方解石膠結(jié)物主要由泥—微晶方解石、亮晶方解石和鐵方解石3種類(lèi)型組成。

泥—微晶方解石常發(fā)育在長(zhǎng)7油層組極細(xì)砂巖中，其總體發(fā)育程度低于亮晶方解石和鐵方解石的。該類(lèi)方解石常呈基底式膠結(jié)，骨架顆粒之間的接觸程度較低，基本為無(wú)接觸—點(diǎn)接觸(見(jiàn)圖4(b))，反映它主要形成于大規(guī)模機(jī)械壓實(shí)作用之前，屬于早成巖A期的成巖產(chǎn)物。亮晶方解石是長(zhǎng)7砂巖中最為常見(jiàn)的碳酸鹽膠結(jié)物，在極細(xì)砂巖和細(xì)砂巖中發(fā)育，通常以孔隙式和接觸式的膠結(jié)類(lèi)型為主(見(jiàn)圖4(c))，少量亮晶方解石呈鑲嵌式分布于巖石顆粒之間。

圖5 富縣地區(qū)長(zhǎng)7砂巖壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響Fig.5 Impact of compaction to reservoir quality of Chang7 sandstones in Fuxian area

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖亮晶方解石膠結(jié)物的碳/氧同位素分析結(jié)果顯示：碳同位素(δ13C)分布在-2.31‰～-0.16‰ PDB之間，氧同位素(δ18O)分布在-20.18‰～-18.45‰PDB之間。根據(jù)方解石碳/氧同位素經(jīng)驗(yàn)公式[26]，自生亮晶方解石主要形成于83.6～99.9 ℃溫度。根據(jù)碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)[31]，研究區(qū)長(zhǎng)7油層組亮晶方解石形成于中成巖階段A期(溫度為85～140 ℃)。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，自生亮晶方解石通常交代泥—微晶方解石膠結(jié)物，表明前者形成的時(shí)間晚于后者。

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖中含少量鐵方解石，一般以交代亮晶方解石的賦存形式出現(xiàn)(見(jiàn)圖4(d))，且交代方式從亮晶膠結(jié)物的外緣向內(nèi)進(jìn)行，說(shuō)明鐵方解石的形成可能是由含鐵孔隙流體侵入早期形成的方解石晶體所致。測(cè)試鄂爾多斯盆地中—南部地區(qū)延長(zhǎng)組的鐵方解石碳/氧同位素，鐵方解石中碳/氧反應(yīng)的成巖溫度在75～125 ℃之間[32]，溫度范圍處于蒙皂石開(kāi)始向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化的溫度(約為70 ℃)和蒙皂石完全伊利石化(約為140 ℃)的溫度之間[33]，表明鐵方解石的發(fā)育和黏土礦物的轉(zhuǎn)化密切相關(guān)。蒙皂石向自生伊利石轉(zhuǎn)化過(guò)程中釋放出Fe2+和Mg2+(蒙皂石+4.5K++8Al3+→伊利石+Na++2Ca2++2.5Fe3++2Mg2++3Si4+)，這些離子是交代前期方解石形成鐵方解石含鐵孔隙流體的重要來(lái)源。因此，富縣地區(qū)目的層段砂巖中鐵方解石膠結(jié)物主要為中成巖階段A期較晚時(shí)期的成巖礦物，形成時(shí)間晚于亮晶方解石大規(guī)模沉淀期。

根據(jù)長(zhǎng)7油層組砂巖方解石膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與孔隙度關(guān)系(見(jiàn)圖6(a))，當(dāng)砂巖中塑性顆粒較少時(shí)，巖石物性的主要控制因素為方解石膠結(jié)物的豐度。方解石膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)高于5%，孔隙度低于8%，說(shuō)明碳酸鹽膠結(jié)物，特別是自生方解石的體積分?jǐn)?shù)是控制研究區(qū)目的層段儲(chǔ)層質(zhì)量的重要因素。

圖6 富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖膠結(jié)物與孔隙度關(guān)系Fig.6 The correlations between cement and porosity in Chang7 sandstones, Fuxian area

4.2.2 黏土礦物膠結(jié)

電鏡觀察和X線衍射分析表明，長(zhǎng)7油層組砂巖中黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為12.3%～19.8%，主要黏土礦物類(lèi)型為綠泥石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.2%～15.5%，平均為9.6%)和伊/蒙混層(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.0%～12.1%，平均為6.5%)，含少量伊利石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)0～2.0%，平均為0.7%)，高嶺石等其他黏土礦物較少(見(jiàn)表1)。

表1 富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖中黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)

(1)自生綠泥石。自生綠泥石是長(zhǎng)7油層組砂巖中最主要的自生黏土礦物，主要以孔隙襯里的賦存形式出現(xiàn)。在顯微鏡下，櫛殼狀綠泥石常垂直于骨架顆粒表面生長(zhǎng)(見(jiàn)圖3(b-c))，形成顆粒的包膜；在掃描電鏡下，常呈玫瑰狀或葉片狀生長(zhǎng)，晶體的自形程度較高，形成的顆粒包膜厚度一般為2～6 μm(見(jiàn)圖3(d)、圖4(d))。X線能譜(EDX)分析發(fā)現(xiàn)，孔隙襯里綠泥石富含F(xiàn)eO而貧MgO，為鱗綠泥石。

碎屑巖儲(chǔ)層中綠泥石襯里能夠大幅保存粒間原生孔隙[34-35]，主要表現(xiàn)為骨架顆粒表面形成的綠泥石包膜阻止孔隙流體與顆粒表面的直接接觸，從而阻止石英、方解石及黏土礦物在顆粒表面的成核反應(yīng)[36-37]。此外，由于長(zhǎng)7油層組砂巖中綠泥石包膜上常吸附烴類(lèi)流體，綠泥石混合烴類(lèi)的雙層顆粒包膜對(duì)膠結(jié)作用的抑制更為徹底。根據(jù)長(zhǎng)7油層組砂巖自生綠泥石質(zhì)量分?jǐn)?shù)與孔隙度關(guān)系(見(jiàn)圖6(b))，自生綠泥石的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高，孔隙越發(fā)育，說(shuō)明長(zhǎng)7油層組自生綠泥石的形成為建設(shè)性成巖作用，是影響儲(chǔ)層質(zhì)量的重要成巖作用。

(2)伊/蒙混層和伊利石。研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層中伊/蒙混層是僅次于綠泥石的自生黏土礦物類(lèi)型(見(jiàn)表1)，在顯微鏡下呈網(wǎng)狀，多以孔隙充填的形式賦存(見(jiàn)圖4(e))；在掃描電鏡下，伊/蒙混層多呈蜂窩狀(見(jiàn)圖3(e))或卷片狀。

長(zhǎng)7油層組砂巖中自生伊利石發(fā)育程度較低，在掃描電鏡下，自生伊利石零星地、呈毛發(fā)狀分布于孔隙，說(shuō)明伊/蒙混層向伊利石轉(zhuǎn)化不徹底。雖然高嶺石和蒙皂石在低溫環(huán)境下(20～30 ℃)能向伊/蒙混層緩慢轉(zhuǎn)化[33]，但具有規(guī)模化轉(zhuǎn)化的溫度需高于70 ℃，并在120 ℃溫度條件下基本轉(zhuǎn)化完成[38-41]。研究區(qū)長(zhǎng)石的溶蝕現(xiàn)象較為普遍，但X線衍射檢測(cè)結(jié)果幾乎不可見(jiàn)，在掃描電鏡下、在部分樣品中零星發(fā)現(xiàn)，說(shuō)明高嶺石可能向伊利石發(fā)生轉(zhuǎn)化。

伊/蒙混層呈網(wǎng)狀充填于整個(gè)粒間孔隙，較大程度地堵塞喉道，降低儲(chǔ)層的滲透率。纖維狀或搭橋狀形態(tài)的自生伊利石具有很大的比表面，在孔隙中形成很大的束縛水區(qū)，降低儲(chǔ)油能力[42]；同時(shí)，纖維狀自生伊利石可明顯地提高儲(chǔ)層孔隙系統(tǒng)的迂曲度[39,43]，大幅減小砂巖的滲透性能。

4.2.3 硅質(zhì)膠結(jié)

巖石薄片鑒定顯示，研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖主要發(fā)育石英和長(zhǎng)石兩種硅質(zhì)膠結(jié)物。其中，石英膠結(jié)物的體積分?jǐn)?shù)為0～2.0%，平均為1.3%；長(zhǎng)石膠結(jié)物的體積分?jǐn)?shù)比石英的低，為0～1.0%，平均小于0.5%。

根據(jù)石英膠結(jié)物的賦存形態(tài)分為兩種類(lèi)型：一種為自生微晶石英，晶體尺寸一般小于10 μm，呈六方短柱狀生長(zhǎng)于骨架顆粒表面或溶蝕孔隙(見(jiàn)圖4(g))；另一種為石英次生加大邊，為沉淀于孔隙水的有序α-石英，通常沿石英或長(zhǎng)石顆粒的C軸方向生長(zhǎng)，與碎屑顆粒之間具有相同的光學(xué)連續(xù)性[44]，研究區(qū)石英次生加大邊同為一個(gè)世代(見(jiàn)圖4(h))。研究區(qū)長(zhǎng)7油層組自生長(zhǎng)石類(lèi)型主要為鈉長(zhǎng)石，其成因與高嶺石、蒙皂石和斜長(zhǎng)石的鈉長(zhǎng)石化有關(guān)[45]，化學(xué)穩(wěn)定性較差的斜長(zhǎng)石在Na+充足的情況下容易轉(zhuǎn)化為鈉長(zhǎng)石。

總體上，研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖中硅質(zhì)膠結(jié)物總體積分?jǐn)?shù)非常低，對(duì)儲(chǔ)層物性的影響程度較小，在孔隙演化過(guò)程中所起作用較弱。

4.3 溶蝕作用

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層中各結(jié)構(gòu)組分的溶蝕現(xiàn)象非常普遍，但總體發(fā)育程度不高，主要為長(zhǎng)石和黑云母碎屑顆粒的溶蝕，其次為巖屑的溶蝕。砂巖中含有豐富的長(zhǎng)石碎屑顆粒(長(zhǎng)石顆粒平均體積分?jǐn)?shù)為51.7%)，對(duì)長(zhǎng)石顆粒的溶蝕相對(duì)普遍。斜長(zhǎng)石的溶蝕作用主要沿解理面延伸，粒內(nèi)溶孔大小一般為2～60 μm(見(jiàn)圖3(a))，有些甚至完全溶解長(zhǎng)石顆粒而形成鑄模孔(見(jiàn)圖3(b))。即便長(zhǎng)石顆粒為自生綠泥石環(huán)邊包裹，孔隙溶蝕流體仍然選擇性地溶蝕長(zhǎng)石，直至長(zhǎng)石顆粒被完全溶蝕，只剩下綠泥石環(huán)邊的殘留(見(jiàn)圖3(b))。此外，可見(jiàn)黑云母碎屑顆粒的溶蝕現(xiàn)象。

Surdam R C等[46-48]認(rèn)為，有機(jī)酸提供H+的能力是無(wú)機(jī)酸的6～350倍，所以溶蝕作用主要與烴源巖中有機(jī)質(zhì)脫羧基作用生成的有機(jī)酸有關(guān)。研究區(qū)目的層砂巖緊鄰長(zhǎng)7油層組泥質(zhì)烴源巖，且砂巖普遍發(fā)生較強(qiáng)烈的烴類(lèi)充注作用，長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層中長(zhǎng)石和黑云母碎屑顆粒發(fā)生溶蝕作用，主要原因是長(zhǎng)7油層組底部烴源巖在大量排烴之前有機(jī)酸流體的溶解。

觀察鑄體薄片并統(tǒng)計(jì)溶蝕孔隙發(fā)育程度，溶蝕作用使總孔隙度增加0～47.6%(平均為24.8%)，說(shuō)明溶蝕作用對(duì)孔隙演化具有一定影響力。

5 成巖序列與孔隙演化

5.1 成巖序列

根據(jù)鏡質(zhì)體反射率(Ro)測(cè)試結(jié)果，長(zhǎng)7油層組干酪根鏡質(zhì)體反射率主要分布于0.70%～1.07%[49]，有機(jī)質(zhì)演化進(jìn)入低成熟—成熟階段。長(zhǎng)7油層組砂巖樣品X線衍射結(jié)果顯示，伊/蒙混層(I/S)中蒙皂石(S)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于15%～20%，根據(jù)Scholle P A等[50]提出的伊/蒙混層對(duì)成巖溫度的判別標(biāo)準(zhǔn)，長(zhǎng)7油層組的最大古地溫為120～140 ℃。研究區(qū)埋藏史和溫度史演化模擬結(jié)果表明，長(zhǎng)7油層組地層在白堊紀(jì)時(shí)期達(dá)到最大古埋深，為2 200～2 600 m[51](見(jiàn)圖7)。根據(jù)淡水—半咸水水介質(zhì)碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)志[31]，研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層處于中成巖階段A期。

分析研究區(qū)長(zhǎng)7油層組致密砂巖不同自生成巖礦物類(lèi)型、賦存形態(tài)及其相互間的關(guān)系，結(jié)合碳/氧同位素測(cè)試和成巖階段劃分，建立砂巖儲(chǔ)層演化序列。在成巖早期階段A期(常溫～65 ℃，T3—J1末期)，沉積物經(jīng)歷淺埋藏(深度為0～1 500 m)，塑性顆粒在機(jī)械壓實(shí)作用下發(fā)生塑性變形(見(jiàn)圖4(a))，砂巖骨架顆粒被自生綠泥石包裹(見(jiàn)圖3(a-c))，部分云母碎屑顆粒和長(zhǎng)石顆粒在大氣淡水淋濾的作用下發(fā)生綠泥石化和高嶺石化、蒙皂石化(見(jiàn)圖3(b-c))?？紫端猿练e水為主，Ca2+和孔隙水中CO2結(jié)合形成泥—微晶方解石沉淀(見(jiàn)圖4(b))，自生高嶺石、蒙皂石向伊/蒙混層、伊利石的轉(zhuǎn)化程度較低。

在早成巖階段B期(65～85 ℃，J1末—K1早期)，研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖的埋藏深度約為1 500 m(小幅度抬升和埋藏)，表現(xiàn)為高嶺石、蒙皂石分別向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化，在黏土礦物轉(zhuǎn)化過(guò)程中伴隨SiO2和Ca2+的釋放，形成少量微晶石英；長(zhǎng)7油層組在J1末經(jīng)歷一次早期石油的充注，之前由孔隙流體供給有機(jī)酸，對(duì)砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行溶蝕作用改造。這是微晶石英晶體發(fā)育在粒內(nèi)溶蝕孔隙中的原因(見(jiàn)圖4(g))。

在中成巖階段A期(85～125 ℃，K1早—K2早期)，研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷一次沉降速率較快的埋藏作用，在135～100 Ma之間埋藏深度從1 500 m快速沉降至2 500 m，同時(shí)機(jī)械壓實(shí)作用達(dá)到最大化；隨著古地溫的逐漸增大，高嶺石、蒙皂石完全向伊/蒙混層、伊利石轉(zhuǎn)化，孔隙流體中SiO2、Ca2+逐漸生成石英次生加大邊、亮晶方解石并充填于孔隙(見(jiàn)圖4(c、h))，黏土礦物轉(zhuǎn)化釋放的Fe2+侵入亮晶方解石晶體，形成鐵方解石化；長(zhǎng)7油層組砂巖經(jīng)歷一次石油充注，有機(jī)酸侵入對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量進(jìn)行局部改造(見(jiàn)圖4(d))。

圖7 富縣地區(qū)長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)集層砂巖成巖演化序列與孔隙演化

5.2 孔隙演化

現(xiàn)有古孔隙度恢復(fù)方法[52-58]較多，采用成巖序列法恢復(fù)砂巖古孔隙度中關(guān)于壓實(shí)減孔率和溶蝕增孔率方法[59]對(duì)儲(chǔ)層古物性進(jìn)行恢復(fù)。分析研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖薄片粒度并計(jì)算參數(shù)，其中Trask分選因數(shù)為1.56～1.70，平均為1.61。根據(jù)Sneider P M[60]等提出的“初始孔隙度和滲透率是粒徑和分選因數(shù)的函數(shù)”原理，利用Beard D C等[61]和Scherer M[53]提出的公式，計(jì)算研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖沉積后的初始孔隙度為35.0%。

對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖孔隙演化的4個(gè)階段分別進(jìn)行孔隙度恢復(fù)：

(1)晚三疊世到早侏羅世末期(195～180 Ma)，長(zhǎng)7油層組砂巖埋深在0～1 500 m之間，儲(chǔ)層主要經(jīng)歷機(jī)械壓實(shí)作用、以云母和長(zhǎng)石碎屑顆粒為主的早期溶蝕作用、自生綠泥石襯里膠結(jié)作用和泥—微晶方解石膠結(jié)作用等。在砂巖孔隙演化過(guò)程中,該時(shí)期起關(guān)鍵作用的機(jī)械壓實(shí)作用造成的減孔率平均約為16.7%，砂巖的古孔隙度主要為11.0%～20.0%，平均為17.3%。

(2)早侏羅世末至早白堊世早期(180～135 Ma)，長(zhǎng)7油層組砂巖埋深在1 400～1 500 之間，處于早成巖階段B期。砂巖經(jīng)歷早期有機(jī)酸對(duì)長(zhǎng)石顆粒的溶蝕作用、高嶺石及蒙皂石向伊/蒙混層的轉(zhuǎn)化和微晶石英的膠結(jié)作用等，其中早期有機(jī)酸溶蝕作用對(duì)砂巖孔隙演化的影響較為關(guān)鍵。該時(shí)期長(zhǎng)7油層組砂巖的古孔隙度主要為14.0%～23.0%，平均為20.3%，溶蝕作用的增孔率約為3.0%。

(3)早白堊世早至晚白堊世早期(135～100 Ma)，長(zhǎng)7油層組砂巖達(dá)到最大古埋深(2 400～2 500 m)，該時(shí)期古孔隙度為2.0%～15.0%，平均為7.0%。長(zhǎng)7油層組地層經(jīng)歷快速沉降，砂巖儲(chǔ)層受到強(qiáng)烈的壓實(shí)作用，最大減孔率約為10.0%。隨著古地溫的逐漸增大，高嶺石、蒙皂石向伊/蒙混層、伊利石轉(zhuǎn)化，黏土礦物溶蝕釋放的SiO2和Ca2+形成少量石英次生加大邊和亮晶方解石并充填于孔隙，膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙度的減孔率在3.0%～8.0%之間。此外，研究區(qū)目的層段砂巖經(jīng)歷又一次石油充注，有機(jī)酸侵入對(duì)儲(chǔ)層增孔率最大達(dá)到9.0%。

(4)晚白堊世早期至今(100～0 Ma)，長(zhǎng)7油層組地層經(jīng)歷持續(xù)的抬升過(guò)程，最大古地溫?zé)o實(shí)質(zhì)性變化，砂巖孔隙度演化至今平均為6.6%。

6 結(jié)論

(1)富縣地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組油層組砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷機(jī)械壓實(shí)、綠泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石膠結(jié)、有機(jī)酸溶蝕、高嶺石和蒙皂石向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化，以及少量微晶石英和石英次生加大邊等作用，其中機(jī)械壓實(shí)、亮晶方解石膠結(jié)和有機(jī)酸溶蝕對(duì)砂巖孔隙演化的影響較大，但在不同成巖演化時(shí)期所起作用存在差異。

(2)研究區(qū)長(zhǎng)7油層組油層組砂巖儲(chǔ)層現(xiàn)今處于中成巖階段A期，經(jīng)歷3個(gè)重要成巖作用演化階段(早成巖階段A期、早成巖階段B期和中成巖階段A期)和4個(gè)孔隙演化時(shí)期(早成巖階段機(jī)械壓實(shí)期、早成巖階段溶蝕改造期、中成巖階段快速壓實(shí)期和中成巖階段抬升穩(wěn)定期)。

(3)研究區(qū)長(zhǎng)7油層組油層組砂巖在早成巖階段機(jī)械壓實(shí)期(T3—J1末期)，機(jī)械壓實(shí)作用使砂巖儲(chǔ)層孔隙度從35.0%降至11.0%～20.0%(平均為17.3%)；早成巖階段溶蝕改造期(J1末—K1早期)，早期排烴產(chǎn)生的有機(jī)酸對(duì)砂巖儲(chǔ)層具有一定的改造作用，儲(chǔ)層孔隙度為14.0%～23.0%(平均為20.3%)；中成巖階段快速壓實(shí)期(K1早—K2早期)，快速埋藏和亮晶方解石強(qiáng)烈膠結(jié)使孔隙度大幅減小至2.0%～15.0%(平均為7.0%)；成巖抬升穩(wěn)定期(K1早—K2早期)是一個(gè)緩慢抬升的過(guò)程，最大古地溫和最大古埋深無(wú)實(shí)質(zhì)性變化，砂巖孔隙度平均為6.6%。

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2017-03-30；編輯：張兆虹

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41372151)；國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)(2011ZX08005-004)

盧杰河(1991-)，男，碩士研究生，主要從事儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)03-0009-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.03.002