鄒 敏，夏東領(lǐng)，夏冬冬，龐 雯

中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 海淀 100083

引言

隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展對油氣資源需求的不斷增長，中國石油勘探開發(fā)領(lǐng)域已經(jīng)逐漸從常規(guī)高品位油氣資源向低品位非常規(guī)油氣資源延伸。低品位資源將是中國挖潛較為現(xiàn)實(shí)的戰(zhàn)略接替資源，其中，致密油為國內(nèi)勘探開發(fā)新熱點(diǎn)，賈承造等運(yùn)用資源豐度類比法初步預(yù)測中國致密油地質(zhì)資源總量達(dá)（106.7～111.5）×108t[1-3]，從而吹響了致密油發(fā)展的號角。

鄂爾多斯盆地西南部紅河油田致密油資源潛力超過3×108t[4]，但生產(chǎn)實(shí)踐表明該區(qū)致密油總體上單井產(chǎn)量低、遞減快，高產(chǎn)井局限分布，油井產(chǎn)能差異較大。研究認(rèn)為，油井產(chǎn)能差異主要是由儲(chǔ)層非均質(zhì)發(fā)育引起。從微觀看，儲(chǔ)層非均質(zhì)性發(fā)育包括儲(chǔ)集空間的非均質(zhì)發(fā)育以及滲流通道的非均質(zhì)發(fā)育。一方面，儲(chǔ)集空間的發(fā)育程度決定了油氣局部富集豐度；另一方面，儲(chǔ)層裂縫的發(fā)育程度也決定了溝通井筒和儲(chǔ)集空間的高效通道發(fā)育程度。開展致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性成因研究，明確高效儲(chǔ)集空間及儲(chǔ)層裂縫發(fā)育的成因，是研究油井高產(chǎn)主控因素、優(yōu)選甜點(diǎn)區(qū)的基礎(chǔ)。

近年來，針對陸相儲(chǔ)層的非均質(zhì)性研究取得了較大進(jìn)步，提出了大量表征儲(chǔ)層非均質(zhì)性的方法，如地層系數(shù)變異程度指數(shù)、儲(chǔ)層非連通厚度及儲(chǔ)層非均質(zhì)指數(shù)等方法[5-8]，取得了較好的效果，但這些方法大都是對已有井資料的評價(jià)，可以為開發(fā)中后期評價(jià)不同井區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性提供指導(dǎo)，但難以用于致密儲(chǔ)層非均質(zhì)性成因研究。同時(shí)，在致密儲(chǔ)層表征研究方面，目前的研究熱點(diǎn)主要集中在微觀孔隙結(jié)構(gòu)認(rèn)識、甜點(diǎn)區(qū)評價(jià)方法、儲(chǔ)層復(fù)雜成巖作用機(jī)理以及可動(dòng)流體特征等方面[9-13]，而針對致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)成因與形成過程及在此基礎(chǔ)上開展的儲(chǔ)層非均質(zhì)特征研究還比較少。這可能與致密儲(chǔ)層本身要進(jìn)行工程壓裂有關(guān)，但工程壓裂并不能解決所有問題，尤其在致密油豐度相對較低的區(qū)域，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性對含油非均質(zhì)性具有重要影響，對儲(chǔ)層非均質(zhì)成因的認(rèn)識直接影響了地質(zhì)甜點(diǎn)的優(yōu)選方向。

本文從致密砂巖儲(chǔ)層的形成過程入手，分別從沉積作用、成巖作用及構(gòu)造改造作用等3 個(gè)方面，系統(tǒng)分析各種地質(zhì)作用對儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，深化致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)成因認(rèn)識。

1 地質(zhì)背景

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造區(qū)劃屬天環(huán)拗陷南部[14]（圖1）。三疊系延長組長8段為紅河油田致密油主要發(fā)育層位。長8組沉積期間，紅河油田主要發(fā)育辮狀河三角洲下平原，以分流河道砂體沉積為主。該區(qū)砂巖厚度在9～20 m，儲(chǔ)層孔隙度在5.00%～14.00%，平均為10.70%，空氣滲透率一般小于1.00 mD，平均為0.40 mD，屬典型的致密砂巖儲(chǔ)層[15]。

圖1 研究區(qū)位置Fig.1 Location of the study area

紅河油田致密油開發(fā)主要集中在工區(qū)中部川口條帶（圖2）。區(qū)內(nèi)基礎(chǔ)資料豐富，先后鉆探百余口水平井、大斜度井和探井。通過川口條帶上下游共20 余口井的巖芯觀察及500 余塊巖石薄片、粒度分析可以看出，致密儲(chǔ)層主要為細(xì)砂巖，其次為含中砂細(xì)砂巖和粉細(xì)砂巖，粒度中值在0.19～0.22，總體表現(xiàn)為細(xì)粒特征，向河道下游方向略微變細(xì)（表1）。巖石成分主要為長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖，碎屑成分中石英、長石、巖屑含量相差不大，其中，石英含量平均36.34%、長石含量平均31.43%、巖屑含量平均27.17%，向河道下游方向石英占比增高，巖屑含量降低。巖石中普遍發(fā)育云母，最高可達(dá)5.00%。鏡下觀察表明，長石以鉀長石、鈉長石為主，普遍伴隨不同程度的溶蝕和高嶺土化，鏡下可見高嶺石大量發(fā)育。巖屑以變質(zhì)巖為主，火成巖其次，沉積巖含量較少，其中，變質(zhì)巖巖屑主要為千枚巖，火成巖巖屑以噴出巖為主。磨圓以次棱角狀—次圓狀為主，向下游磨圓變好。

表1 紅河油田川口條帶延長組長8 段順河道方向巖石學(xué)變化特征統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Statisticas of variation of petrographic characteristics of Chang 8 in Chuankou Strip,Honghe Oilfield along river channel direction

圖2 紅河油田川口條帶長8 砂巖厚度圖Fig.2 Thickness of Chang 8 sandstone in Chuankou Strip,Honghe Oilfield

2 致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)成因

致密儲(chǔ)層形成之初，沉積作用不僅在宏觀上控制了沉積相帶的平面展布及不同沉積單元在剖面上的疊置樣式，也在微觀上控制了巖石碎屑在平面上的變化規(guī)律及在不同沉積單元的含量、分布特征。對致密砂巖儲(chǔ)層而言，儲(chǔ)層由初始未固結(jié)松散狀態(tài)到目前固結(jié)致密經(jīng)歷了壓實(shí)、膠結(jié)以及溶解等各種成巖作用，不同的成巖作用在儲(chǔ)層成巖并致密化過程中發(fā)揮了不同的作用，是形成致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性的主要原因。在致密儲(chǔ)層形成的中后期，區(qū)域的構(gòu)造作用在致密儲(chǔ)層中進(jìn)一步形成了各種尺度的裂縫，從而使致密儲(chǔ)層的非均質(zhì)性更加復(fù)雜。因此，從致密儲(chǔ)層非均質(zhì)形成過程來看，總體可分為沉積作用、成巖作用和構(gòu)造改造作用3 大類。

2.1 沉積作用

對于陸相地層，沉積作用非均質(zhì)性主要包括宏觀和微觀兩個(gè)層面：宏觀上，砂體平面展布的差異性以及垂向上砂體疊置樣式的變異性；微觀上，碎屑粒度、成分、結(jié)構(gòu)在縱橫向上的變化情況。前者的研究重點(diǎn)是沉積相類型與砂體展布規(guī)律預(yù)測，后者主要研究微觀上變化對成巖作用的影響，這兩方面已開展了大量研究，取得了豐富的地質(zhì)成果[16-17]。本文主要討論縱向上砂體不同疊置樣式及碎屑粒度、成分在平面上的變化對致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)形成的影響。

砂體疊置樣式主要是指不同厚度的砂泥巖互相疊置形成的不同形式，其最顯著的特征是在縱向上由于砂巖、泥巖厚度的變化形成了不同的樣式結(jié)構(gòu)。研究中為了分析紅河油田川口條帶長8厚層致密砂巖儲(chǔ)層不同疊置樣式，引入了單套砂體的概念，定義為在沉積格架內(nèi)被大套泥巖或有效泥巖隔夾層包圍分割的砂體。其中，大套泥巖是指厚度大于3.0 m 的泥巖；有效泥巖隔夾層是指單層厚度大于0.5 m 的泥巖。確定0.5 m 為有效泥巖隔夾層界限主要有兩方面的依據(jù)，一是厚度大于0.5 m 的泥巖隔夾層對儲(chǔ)層物性有重要的影響，二是0.5 m 以上的泥巖便于在常規(guī)測井曲線上識別，可以利用大量的鉆井資料進(jìn)行工業(yè)應(yīng)用。

根據(jù)單套砂體與有效泥巖隔夾層疊置情況，將致密砂巖儲(chǔ)層劃分為單層式、夾層式和互層式3 類砂體疊置樣式（圖3）。單層式即單套砂體上下被厚層泥巖包圍，砂體內(nèi)部無有效泥巖隔夾層；夾層式是發(fā)育1～2 層有效泥巖隔夾層的砂體；互層式是較薄的單套砂體夾3 層或3 層以上的有效泥巖隔夾層。研究表明，紅河油田川口條帶長8段致密砂巖的沉積格架類型主要為單層式，其次為夾層式，互層式發(fā)育較少。單層式主要分布在河道中部，但河道邊部也常發(fā)育厚度較小的單層式結(jié)構(gòu)；夾層式主要分布在河道中下游；互層式主要分布在河道邊部，且河道下游更加發(fā)育。

圖3 3 類砂體疊置樣式模式圖Fig.3 Three patterns of sandbody sedimentary structures

砂體疊置樣式的差異是致密儲(chǔ)層非均質(zhì)成因的基礎(chǔ)。單層式砂體儲(chǔ)層物性普遍較好，孔隙度在9.00%以上，最高達(dá)14.00%，滲透率在0.30 mD以上，局部高達(dá)0.60 mD（圖4）；夾層式物性中等，儲(chǔ)層孔隙度主要在7.00%～10.00%，滲透率主要在0.10～0.30 mD；互層式物性最差，孔隙度多小于8.00%，滲透率多小于0.10 mD。

圖4 典型井砂體疊置樣式與物性關(guān)系圖Fig.4 Relationship between different sedimentary structures and reservoir quality

對于具有不同疊置樣式的儲(chǔ)層，單套砂體物性相對較好段的平均滲透率與單套砂體的厚度呈現(xiàn)一定的正相關(guān)關(guān)系，即隨著單套砂體厚度的增大，物性相對較好段的平均滲透率也明顯增大。圖4 中，鎮(zhèn)涇17 井屬單層式，單套砂體厚度約15.2 m，物性相對較好段平均滲透率為0.52 mD；紅河8 井屬夾層式，有3 層單套砂體，其中，下部單套砂體厚度約16.0 m，物性相對較好段平均滲透率為0.30 mD，上部單套砂體厚度約6.5 m，物性相對較好段平均滲透率為0.07 mD，中部單套砂體厚度約3.5 m，滲透率極低；紅河103 井屬互層式，單套砂體較多，大部分滲透率極低，僅在中下部一套厚4.5 m 的單套砂體中，識別出滲透率相對較大，平均滲透率為0.12 mD。進(jìn)一步研究發(fā)現(xiàn)，這種相關(guān)性主要在單套砂體厚度小于15.0 m 比較明顯（圖5），可能與砂體本身的巖石學(xué)特征與壓實(shí)成巖作用相互作用有關(guān)。

圖5 單套砂體厚度與物性較好段平均滲透率的關(guān)系Fig.5 Relationship between the thickness of a single sand body and the average permeability of a section with better reservoir quality

沉積碎屑顆粒大小和組分在平面上也是規(guī)律變化的。順川口河道向北東方向，碎屑顆粒粒度總體變化不大，向下游方向略微變細(xì)的同時(shí)，粒徑分布更加集中，上游粒徑主要在0.06～0.62 mm，至下游粒徑主要在0.06～0.46 mm，反映了分選越來越好（表1）。碎屑顆粒成分成熟度明顯變好，石英占比從29.73%上升至44.60%，同時(shí)，巖屑和長石不同程度減少。川口河道上游紅河36 井區(qū)碎屑顆粒以塑性的、棱角狀的巖屑和長石為主，至下游紅河12 井區(qū)剛性石英含量增加到44.60%，并且顆粒磨圓度明顯變好。沿川口河道帶，碎屑顆粒成分的大幅變化直接導(dǎo)致了不同井區(qū)具有不同的泥質(zhì)膠結(jié)特征。

2.2 成巖作用

延長組長8段致密砂巖儲(chǔ)層主要經(jīng)歷了區(qū)域強(qiáng)壓實(shí)作用、鈣質(zhì)與泥質(zhì)膠結(jié)作用以及晚期的溶解作用，其中，區(qū)域強(qiáng)壓實(shí)作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層致密的主要原因，形成了儲(chǔ)層非均質(zhì)性，鈣質(zhì)與泥質(zhì)膠結(jié)使儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)一步加大，而晚期的溶解作用強(qiáng)化了前期形成的儲(chǔ)層非均質(zhì)性。不同的成巖作用形成的條件不同，發(fā)育的空間位置有差異，是導(dǎo)致致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性的主要因素。

2.2.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用的強(qiáng)弱主要受控于區(qū)域埋藏史，壓實(shí)作用對致密儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響與碎屑礦物的成分和砂體疊置樣式有關(guān)。研究表明，延長組長8段沉積后盆地基地快速下陷，由于此時(shí)沉積的砂體尚未固結(jié)成巖，受壓后發(fā)生劇烈的減孔隙作用，形成了長8段砂巖普遍致密化的背景[16-18]。整體的致密化不僅與區(qū)域的埋藏史有關(guān)，也與本區(qū)砂體的礦物巖石學(xué)特征有關(guān)系。長8段儲(chǔ)層塑性礦物含量較高是導(dǎo)致儲(chǔ)層快速減孔的內(nèi)在原因。前已述及，位于紅河油田中部的川口條帶長8段長石、巖屑合計(jì)含量達(dá)55.0%～70.0%，長石普遍發(fā)生高嶺石化，巖屑以抗壓性較弱的變質(zhì)巖巖屑為主，且云母含量較高。鏡下觀察表明，云母、變質(zhì)巖巖屑等塑性顆粒受壓彎曲、變形，呈假雜基狀發(fā)育在剛性顆粒間（圖6a，圖6b，圖6c），細(xì)粒碎屑顆粒定向排列，顆粒間接觸緊密程度明顯強(qiáng)于粗粒碎屑（圖6d）。

圖6 典型壓實(shí)作用Fig.6 Typical compaction

壓實(shí)作用導(dǎo)致厚砂體不同部位的塑性礦物變形程度有差異，形成了致密儲(chǔ)層在垂向上的非均質(zhì)性。在整體致密化的背景下，通過仔細(xì)對比發(fā)現(xiàn)，塑性礦物在單套厚度較大的砂體頂?shù)撞颗c中部的變形程度存在差異，塑性礦物在單套砂體頂?shù)撞孔冃螐?qiáng)烈，而在砂體中部變形相對較弱。這可能是因?yàn)楹裆绑w作為一套強(qiáng)干應(yīng)力砂層，當(dāng)受到垂向上的壓實(shí)作用時(shí)，砂體的邊部易于發(fā)生形變，位于砂體頂?shù)撞康乃苄缘V物首先吸收垂向應(yīng)力的作用而發(fā)生塑性變形，隨著壓實(shí)作用的進(jìn)一步進(jìn)行，頂?shù)撞克苄缘V物不足以吸收垂向應(yīng)力時(shí)，砂體中部塑性礦物開始變形，從而表現(xiàn)出厚砂體頂?shù)撞克苄缘V物變形強(qiáng)、中部變形弱的特征。在單套砂體中部形成了一段物性相對較好的層段，該層段在孔隙度方面與單層砂體上下部差異不大，但滲透率明顯偏高（圖4）。

2.2.2 膠結(jié)作用

紅河油田長8段砂巖儲(chǔ)層的膠結(jié)作用類型包括方解石膠結(jié)、泥質(zhì)膠結(jié)及石英次生加大，對儲(chǔ)層影響較大的主要為方解石膠結(jié)作用與泥質(zhì)膠結(jié)作用。

（1）方解石膠結(jié)作用

方解石膠結(jié)是陸相地層中常見的成巖作用之一，形成了單套砂體頂?shù)撞康木植恐旅?，是致密砂巖儲(chǔ)層中“鈣尖”形成的主要原因[19]，也是致密砂巖儲(chǔ)層垂向非均質(zhì)性的重要成因。紅河油田長8段砂巖儲(chǔ)層發(fā)育早期鐵方解石和晚期方解石，并且以早期鐵方解石膠結(jié)為主。早期鐵方解石晶粒粗大、光潔，呈團(tuán)塊狀連晶充填于孔隙空間，使碎屑顆粒呈點(diǎn)接觸狀，陰極發(fā)光下顯示為橘紅色（圖7a，圖7b）。早期方解石膠結(jié)的物質(zhì)來源主要為臨近泥巖隔夾層。取樣分析表明，相鄰的“鈣尖”砂巖與泥巖隔夾層具有相似的碳氧同位素特征，結(jié)合方解石的鏡下特征分析發(fā)現(xiàn)，來自泥巖隔夾層中的壓實(shí)排水為相鄰砂體中方解石膠結(jié)提供了物質(zhì)基礎(chǔ)[20-21]。通過巖性觀察及測井識別表明，此類方解石膠結(jié)主要發(fā)育在單套砂體的頂?shù)撞浚▓D7c，圖7d），進(jìn)一步統(tǒng)計(jì)發(fā)育鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖厚度與相鄰有效泥巖隔夾層的厚度的關(guān)系如圖8 所示，可以看出，二者具有良好的相關(guān)性，隨著有效泥巖隔夾層厚度的增加，“鈣尖”砂巖厚度快速增大，最厚可達(dá)4 m，即與有效泥巖隔夾層相鄰的砂體更容易發(fā)生早期方解石膠結(jié)。

圖7 典型方解石膠結(jié)薄片F(xiàn)ig.7 Typical slice of calcite cemented

圖8 有效泥巖隔夾層厚度與鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖厚度相關(guān)圖Fig.8 Correlation between the thickness of effective mudstone interlayer and the thickness of calcareous consolidated sandstone

（2）泥質(zhì)膠結(jié)作用

長8段致密儲(chǔ)層泥質(zhì)膠結(jié)以高嶺石和綠泥石膠結(jié)為主，伊利石和伊/蒙混層發(fā)育較少。高嶺石和綠泥石膠結(jié)發(fā)育條件不同，在平面上分布區(qū)域有差異，從而對儲(chǔ)層非均質(zhì)形成了不同的貢獻(xiàn)。

高嶺石膠結(jié)主要發(fā)育在河道上游。研究區(qū)發(fā)育兩期高嶺石膠結(jié)，以晚期膠結(jié)為主。早期高嶺石膠結(jié)主要表現(xiàn)為長石顆粒表面的高嶺土化。部分蝕變的長石在鏡下主要表現(xiàn)為長石節(jié)理不清、表面霧化污濁等（圖6c）。晚期高嶺石呈典型蠕蟲狀充填于孔隙中，自形程度較高（圖9a，圖9b，圖9c）。高嶺石發(fā)育對儲(chǔ)層孔隙度影響不大，但對孔隙結(jié)構(gòu)破壞較大，滲透率明顯降低[22]。自生高嶺石的發(fā)育一方面與長石溶解提供了Al 和Si 離子有關(guān)，另一方面與塑性礦物被壓實(shí)形成后形成的相對閉塞儲(chǔ)集空間有關(guān)，富含Al 和Si 離子的流體在儲(chǔ)層中不易流出，進(jìn)而沉淀形成自形高嶺石。高嶺石膠結(jié)在全區(qū)均有發(fā)育，但最發(fā)育的是川口條帶上游，這與靠近上游長石和塑性巖屑占比高有關(guān)。

圖9 典型高嶺石和綠泥石膠結(jié)Fig.9 Typical kaolinite and chlorite cementation

綠泥石膠結(jié)主要發(fā)育在河道下游。研究區(qū)發(fā)育了3 期綠泥石膠結(jié)，以第二期綠泥石膠結(jié)為主。早期綠泥石呈薄膜狀包裹顆粒，與分流河道入湖形成的鐵離子絮凝作用有關(guān)。第二期綠泥石呈葉片狀，孔隙襯邊式，垂直于顆粒向孔隙生長，生長厚度一般在5～10μm，最高達(dá)13μm（圖9d，圖9e）。第二期綠泥石可抑制后期石英次生加大，增強(qiáng)儲(chǔ)層抗壓性[23]。第二期綠泥石是孔隙水沉淀與壓實(shí)后保留較大儲(chǔ)集空間共同作用的結(jié)果。前已述及壓實(shí)作用和方解石膠結(jié)對儲(chǔ)層中部儲(chǔ)集空間具有一定保護(hù)作用，從綠泥石在垂向上發(fā)育位置看與前兩者分析結(jié)論較為吻合，即主要發(fā)育在單套砂體中部。同時(shí)，隨著在河道向下游方向塑性成分降低，沉積碎屑的成分成熟度及結(jié)構(gòu)成熟度均不同程度增強(qiáng)，單套砂體的抗壓性逐漸增強(qiáng)，儲(chǔ)集空間更發(fā)育，也為河道下游綠泥石膠結(jié)的大量發(fā)育奠定基礎(chǔ)。第三期綠泥石主要呈玫瑰花狀分布于較大孔隙，常與自形石英伴生（圖9f）。

需要指出的是，高嶺石、綠泥石膠結(jié)并不是完全割裂的，在同一鏡下薄片中，也可見到二者共生（圖9c），但其發(fā)育程度與其自生形成條件的選擇性和碎屑顆粒在平面上的變化密切相關(guān)。

2.2.3 溶解作用

長8段致密儲(chǔ)層存在兩期溶解，溶解碎屑主要為長石和巖屑，尤其以長石沿節(jié)理溶蝕最為明顯（圖10a，圖10b）。兩期溶蝕以晚期溶蝕對儲(chǔ)層非均質(zhì)影響最大。早期溶蝕發(fā)生在碎屑沉積后的大氣淋慮階段，形成了一定的儲(chǔ)集空間，但由于后期強(qiáng)烈壓實(shí)，這些孔隙難以保存，從而表現(xiàn)為長石或巖屑顆粒之間的凹凸接觸。晚期溶蝕發(fā)生在成巖后期，與烴源巖成熟產(chǎn)生的大量酸性流體有關(guān)[22]。鏡下觀察表明，該期溶解作用與粒度明顯相關(guān)，粒度越細(xì)，溶蝕作用越弱；綠泥石發(fā)育的砂巖溶解作用更強(qiáng)。這可能與酸性流體在致密儲(chǔ)層中流動(dòng)的選擇性有關(guān)，當(dāng)酸性流體運(yùn)移進(jìn)入致密儲(chǔ)層時(shí)，主要在滲慮能力強(qiáng)的儲(chǔ)層中流動(dòng)，在連通能力弱的儲(chǔ)層中流動(dòng)性相對較差，對礦物的溶蝕改造作用也相對較弱。其結(jié)果是，在細(xì)粒儲(chǔ)層、鈣質(zhì)膠結(jié)儲(chǔ)層或者高嶺石膠結(jié)儲(chǔ)層，由于流體滲慮能力弱，溶蝕不發(fā)育；在粒度相對較粗、鈣質(zhì)膠結(jié)弱和綠泥石膠結(jié)儲(chǔ)層由于流體滲慮能力強(qiáng)，溶蝕更發(fā)育，從而進(jìn)一步增強(qiáng)了已經(jīng)形成的儲(chǔ)層非均質(zhì)性（圖9d，圖10c）。

圖10 典型溶解和微裂縫作用Fig.10 Typical dissolution and microfracture action

2.3 構(gòu)造改造作用

構(gòu)造改造作用主要是指致密儲(chǔ)層中普遍發(fā)育的多尺度裂縫的作用。裂縫的主要作用是形成高導(dǎo)流通道，使儲(chǔ)層非均質(zhì)性更加復(fù)雜，進(jìn)而可在局部調(diào)整油氣的分布。裂縫的形成與分布除了受區(qū)域地應(yīng)力場作用外，砂體的的縱橫向展布也對裂縫的發(fā)育有較強(qiáng)的影響，尤其當(dāng)研究目標(biāo)相對較小、地應(yīng)力場變化不大時(shí)，由于地質(zhì)體受到的地應(yīng)力作用相似，此時(shí)砂體的空間分布對裂縫的發(fā)育特征影響更明顯。

紅河油田與鄂爾多斯盆地盆緣距離較近，水平地應(yīng)力差值大，達(dá)到7～9 MPa。在平面上，裂縫發(fā)育主要受區(qū)域大斷裂控制，沿大斷裂兩側(cè)裂縫密度呈指數(shù)遞減，從而形成構(gòu)造改造作用在平面上的非均質(zhì)性。剖面上，裂縫主要發(fā)育在砂巖層內(nèi)，裂縫的發(fā)育程度受砂層厚度的控制，裂縫密度與砂層厚度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系[24-26]，即厚度越大，裂縫密度越小，反之亦然。前已述及，不同厚度的巖層互相疊置即形成了砂體疊置樣式。因此，在分析某一目標(biāo)點(diǎn)裂縫在垂向發(fā)育規(guī)律時(shí)，可近似認(rèn)為砂體的疊置樣式控制了裂縫在縱向上的發(fā)育分布特征。

當(dāng)單套砂體厚度小于3.0 m 時(shí)，巖芯上能觀察到較為明顯的裂縫，當(dāng)砂體厚度大于3.0 m 時(shí)，巖芯觀察到的裂縫較少，相應(yīng)鏡下觀察到的微裂縫也較少。觀察到的微裂縫主要沿應(yīng)力薄弱面，如云母的節(jié)理面及紋層面等（圖10d，圖10e），偶見碎屑顆粒完全壓碎的情況（圖10f）。宏觀上，在夾層式及互層式沉積構(gòu)造中，一般會(huì)發(fā)育厚度規(guī)模較小的單套砂體，在其基質(zhì)儲(chǔ)層滲透率普遍小于0.10 mD 的背景下，仍然存在滲透率在0.30 mD 左右的點(diǎn)（圖4b，圖4c），該樣品點(diǎn)孔隙度與上下砂體無差異，但滲透率異常高，分析認(rèn)為存在微裂縫的影響。

3 結(jié)論

（1）通過對紅河油田川口條帶延長組長8段儲(chǔ)層非均質(zhì)成因研究，發(fā)現(xiàn)致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)的形成具有階段性，主要可分為沉積階段、成巖階段和裂縫改造階段。

（2）成巖作用是致密砂巖非均質(zhì)形成的最重要因素。壓實(shí)作用與鈣質(zhì)膠結(jié)形成了砂體頂?shù)孜镄圆?、中部物性好的特征，后期溶蝕作用強(qiáng)化了這種現(xiàn)象；高嶺石、綠泥石膠結(jié)主要形成于河道上下游，從而在平面上影響了儲(chǔ)層非均質(zhì)性。

（3）通過定義單套砂體，劃分3 類砂體疊置樣式，明確不同類型砂體疊置樣式的沉積—成巖—裂縫改造對非均質(zhì)性的影響。單層式疊置樣式受壓實(shí)和鈣質(zhì)膠結(jié)影響小，儲(chǔ)層物性相對較好，但微裂縫發(fā)育較弱；互層式受鈣質(zhì)膠結(jié)和壓實(shí)作用影響較大，儲(chǔ)層物性差，但微裂縫發(fā)育，夾層式中等。