肖勝東，王震亮，潘星，4，王聯(lián)國，朱立文，4，劉一婷

（1.大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西北大學(xué)），陜西 西安 710069；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；3.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710065；4.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；5.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅 慶陽 745000）

侏羅系延安組是鄂爾多斯盆地油氣產(chǎn)量的主要貢獻(xiàn)儲(chǔ)層之一，具有巨大的勘探潛力和開發(fā)價(jià)值［1-3］。延安組儲(chǔ)層物性較好，但孔滲相關(guān)性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層縱向差異成因和分布規(guī)律不明，難以有效識(shí)別和篩選有利儲(chǔ)層［4-6］，因此，對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的深入刻畫及成因探討已成為該套儲(chǔ)層評(píng)價(jià)研究的主要內(nèi)容。前人對(duì)鄂爾多斯盆地延安組儲(chǔ)層非均質(zhì)性、儲(chǔ)層品質(zhì)指數(shù)、儲(chǔ)層成巖作用特征及孔隙演化過程等進(jìn)行了大量研究。嚴(yán)敏等［7］、Luo 等［8］、王繼偉等［9］通過對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性及成巖作用的詳細(xì)刻畫，揭示了成巖作用控制儲(chǔ)層物性演化，是決定儲(chǔ)層性能優(yōu)劣的重要因素；柳娜等［10］、張玉曄等［11］、張浩等［12］對(duì)儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量表征，明確了儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)控制著可動(dòng)流體的分布； 李紅等［13］、付晶等［14］、鄒才能等［15］通過對(duì)儲(chǔ)層成巖相的研究，指出成巖相是表征儲(chǔ)層性質(zhì)、類型和優(yōu)劣的成因性標(biāo)志，可根據(jù)不同成巖相類型的分布預(yù)測(cè)有利儲(chǔ)集體、“甜點(diǎn)”及成巖圈閉。

鄂爾多斯盆地西南部演武地區(qū)在侏羅系延安組的延7、 延8 及延9 段等層位試油成功，均獲得工業(yè)油流。延8 段沉積時(shí)期湖盆面積最大［1-2］，三角洲平原發(fā)育，河道沉積較為穩(wěn)定，砂體厚度相對(duì)較大，最具代表性。針對(duì)鄂爾多斯盆地延安組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的薄弱環(huán)節(jié)，本文運(yùn)用巖心精細(xì)描述、鑄體薄片、物性測(cè)試、掃描電鏡和高壓壓汞等實(shí)驗(yàn)測(cè)試方法，對(duì)演武地區(qū)延8 段儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征、物性特征和孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行系統(tǒng)研究，探討了宏觀的沉積作用和微觀的成巖作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的影響，以期為該區(qū)延安組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)和有利區(qū)預(yù)測(cè)提供一定的依據(jù)。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

演武地區(qū)位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷的南緣，研究區(qū)面積約2 600 km2（見圖1a），地層較平緩，為略微西傾的單斜，傾角不足1°，構(gòu)造較簡單，以低幅鼻狀構(gòu)造為主。盆地在早侏羅世延續(xù)了晚三疊世的印支運(yùn)動(dòng)，形成了西高東低的古地貌格局，晚三疊世末的印支旋回使盆地形成了溝谷縱橫、殘丘廣布的古地貌景觀［16］。演武地區(qū)位于甘陜古河西南部，發(fā)育早侏羅世大型河流相沉積，其中延8 段沉積期為辮狀河三角洲平原沉積（見圖1）。

圖1 演武地區(qū)位置及延8 段地層綜合柱狀圖Fig.1 Location of Yanwu area and comprehensive stratigraphic column of Yan 8 Member

延8 段油層組沉積厚度為35～60 m，巖性以灰白色中粗砂巖夾泥質(zhì)粉砂紋層為主，沉積構(gòu)造多為交錯(cuò)層理和平行層理，偶見植物根莖化石。下部發(fā)育黑色泥巖和灰黑色含粉砂泥巖，見植物碎屑，厚約5 m；向上逐漸過渡為粒度較粗的灰白色油浸中粗砂巖和灰色中細(xì)砂巖，常見塊狀層理和斜層理，并伴有少量泥質(zhì)紋層和炭質(zhì)瀝青條帶，厚約35 m；頂部發(fā)育厚約5 m 的煤層（見圖1b）。

1.2 巖石組分特征

根據(jù)巖心樣品鑄體薄片鑒定結(jié)果及碎屑成分含量可知，研究區(qū)延8 段儲(chǔ)層以長石石英砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖（見圖2）。碎屑成分中，石英顆粒體積分?jǐn)?shù)為60%～73%，平均為65.6%；長石體積分?jǐn)?shù)為7%～18%，平均為12.1%；巖屑顆粒體積分?jǐn)?shù)為3%～8%，平均為4.8%，以硅質(zhì)巖屑為主（見圖3a）。填隙物體積分?jǐn)?shù)為3.5%～10.0%，平均約6.0%，其中雜基主要由絹云母和泥質(zhì)粉砂組成（見圖3c）；膠結(jié)物主要有方解石、白云石、高嶺石、黃鐵礦和石英、長石次生加大等（見圖3b，d—f），方解石最多，體積分?jǐn)?shù)約3.0%。顆粒之間以點(diǎn)-線接觸為主，支撐結(jié)構(gòu)，呈孔隙式膠結(jié)，碎屑顆粒磨圓度多為次圓—圓，分選性中等。粒度分析結(jié)果顯示：粗砂占11.86%，中砂占54%，細(xì)砂占28.3%，極細(xì)砂占4.6%，以中細(xì)砂為主。

圖2 延8 段儲(chǔ)層砂巖巖石類型三角分類圖Fig.2 Triangular diagram of rock types of Yan 8 Member reservoir sandstones

圖3 延8 段儲(chǔ)層巖石組分微觀特征Fig.3 Microscopic characteristics of rock composition of Yan 8 Member reservoir

1.3 物性特征

根據(jù)研究區(qū)Z188，Z193 等16 口井的53 個(gè)物性實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)可知： 延8 段儲(chǔ)層孔隙度介于6.8%～18.7%，平均為13.99%，集中分布在10.0%～18.7%；滲透率為0.184×10-3～989.620×10-3μm2，平均為177.33×10-3μm2，集中分布在10×10-3～500×10-3μm2，占60.38%（見圖4）。物性整體較好，但變化幅度大，說明儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。根據(jù)石油天然氣行業(yè)油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法［17］，研究區(qū)目的層為低孔中滲透儲(chǔ)層。

圖4 延8 段儲(chǔ)層物性分布Fig.4 Physical property distribution of Yan 8 Member reservoir

2 儲(chǔ)層孔隙類型及特征

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡資料，按孔隙成因?qū)⒀芯繀^(qū)延8 段儲(chǔ)層孔隙類型劃分為原生孔隙、 次生孔隙和復(fù)合型孔隙。

原生孔隙以殘余粒間孔為主（見圖5a，b），原生粒間孔很少出現(xiàn)，說明研究區(qū)經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用，原生粒間孔未能有效保存。

圖5 延8 段儲(chǔ)層孔隙類型Fig.5 Pore types of Yan 8 Member reservoir

次生孔隙主要為粒間溶孔，其次是粒內(nèi)溶孔，局部發(fā)育少量膠結(jié)物溶孔。粒間溶孔在原生孔隙基礎(chǔ)上，由易溶碎屑顆粒或早期形成膠結(jié)物的溶蝕而成，多呈港灣狀、長條狀等（見圖5c，d）。粒內(nèi)溶孔主要為長石、硅質(zhì)巖屑等碎屑顆粒內(nèi)部溶蝕（見圖5e，f）。例如，長石主要沿著解理面、雙晶面和破裂縫溶蝕形成粒內(nèi)溶孔。粒內(nèi)溶孔容易殘留大量顆粒殘骸和自生礦物，對(duì)儲(chǔ)層的孔隙和喉道連通狀況貢獻(xiàn)有限。研究區(qū)局部發(fā)育方解石膠結(jié)物溶孔（見圖5g），能有效改善孔隙和喉道的連通性，對(duì)儲(chǔ)層滲流能力有較大貢獻(xiàn)。

研究區(qū)局部發(fā)育由剩余粒間孔和溶蝕孔組合而成的復(fù)合型孔隙（見圖5h），平均孔隙直徑約1.2 mm，孔喉連通性好，極大改善了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間和滲流能力。

根據(jù)巖石薄片圖像分析，研究區(qū)殘余粒間孔的產(chǎn)狀多呈三角形或多邊形，部分為長條形或不規(guī)則狀，面孔率為3%～8%，平均為4.2%，是主要儲(chǔ)集空間類型之一。溶蝕孔主要包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，并以粒間溶孔為主，其面孔率為2%～12%，平均為5.08%；長石溶孔面孔率為1%～2%，平均為0.82%；巖屑溶孔面孔率1%～5%，平均為1.14%。研究區(qū)膠結(jié)物溶孔只在局部少量發(fā)育，其面孔率為0.1%～0.5%，平均為0.23%。復(fù)合孔主要由殘余粒間孔和溶蝕孔組合而成，常以超大溶孔形式存在，孔隙直徑較大，一般在0.85～1.50 mm，其面孔率為1.5%～4.0%，平均為2.52%（見圖6）?？紫秷D像顯示，殘余粒間孔和溶蝕孔相互連通，形成主要的滲流通道。

圖6 延8 段儲(chǔ)層孔隙面孔率分布Fig.6 Distribution of plane porosity of Yan 8 Member reservoir

3 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)［18-20］是沉積環(huán)境和成巖演化綜合作用的結(jié)果。目前常用的儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究方法主要有掃描電鏡、恒速壓汞和核磁共振等，儲(chǔ)層的孔喉直徑、連通狀況及相互配置關(guān)系則可用毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)及其特征參數(shù)來表征［18］。筆者應(yīng)用高壓壓汞實(shí)驗(yàn)方法對(duì)延8 段儲(chǔ)層的11 塊代表性砂巖樣品進(jìn)行了測(cè)試分析，其壓汞數(shù)據(jù)見表1。

表1 延8 段儲(chǔ)層高壓壓汞參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of high pressure mercury injection parameters of Yan 8 Member reservoir

3.1 孔隙結(jié)構(gòu)類型

毛細(xì)管壓力曲線實(shí)驗(yàn)采用體積相對(duì)較小的巖樣，雖然有一定代表性，但用它代表整個(gè)油藏儲(chǔ)層存在一定的局限性。J 函數(shù)曲線把油層流體界面張力、 潤濕性、巖石滲透率、孔隙度及毛細(xì)管壓力曲線等因素綜合起來表征儲(chǔ)層的多相滲流特征，能很好地開展油層對(duì)比和評(píng)價(jià)［21］。

J 函數(shù)定義為

式中：pc為毛細(xì)管壓力，Pa；K 為滲透率，10-3μm2；σ 為界面張力，N/cm；θ 為潤濕接觸角，（°）；? 為孔隙度。

從圖7 來看，研究區(qū)延8 段儲(chǔ)層主要存在3 種曲線形態(tài)，據(jù)此將孔隙結(jié)構(gòu)分為3 類（見圖8）。

圖7 延8 段儲(chǔ)層巖樣J 函數(shù)值與進(jìn)汞飽和度曲線交會(huì)散點(diǎn)圖Fig.7 Intersectin scatter plot of J function value and mercury saturation curve of Yan 8 Member reservoir

圖8 延8 段儲(chǔ)層高壓壓汞曲線Fig.8 High pressure mercury injection curve of Yan 8 Member reservoir

1）中孔粗喉道型。以Z164-8 樣品為代表，其J 函數(shù)值大于100，毛細(xì)管壓力曲線為Ⅰ型，壓汞曲線表現(xiàn)為中間平緩段最長且最靠近左下方，說明分選性好，大孔喉發(fā)育，為粗歪度； 排驅(qū)壓力值非常低，平均為0.024 MPa； 喉道中值半徑平均為17.21 μm；1 MPa 下的進(jìn)汞飽和度為78.83%，進(jìn)汞量最高。該類儲(chǔ)層孔隙度平均為15.4%，滲透率平均為496.71×10-3μm2，孔喉連通性最好。

2）中孔中細(xì)喉道型。以Z188-5 樣品為代表，其J函數(shù)值在10～100，毛細(xì)管壓力曲線為Ⅱ型，壓汞曲線表現(xiàn)為中間平緩段較短且變化最大，說明分選性不好，但曲線靠近右下方，為略粗歪度；排驅(qū)壓力值較低，平均為0.063 MPa；喉道中值半徑平均為1.04 μm；1 MPa下的進(jìn)汞飽和度為51.09%，進(jìn)汞量中等。該類儲(chǔ)層孔隙度平均為13.06%，滲透率平均為48.43×10-3μm2，孔喉連通性一般。

3）小孔細(xì)喉道型。以Z188-7 樣品為代表，其J 函數(shù)值小于10，毛細(xì)管壓力曲線為Ⅲ型，壓汞曲線表現(xiàn)為中間平緩段較長且靠近右上方，說明分選性好，但小孔道發(fā)育，為細(xì)歪度； 排驅(qū)壓力值較高，平均為0.39 MPa； 喉道中值半徑平均為0.98 μm；1 MPa 下的進(jìn)汞飽和度為34.58%，進(jìn)汞量較低。該類儲(chǔ)層孔隙度平均為10.9%，滲透率平均為0.65×10-3μm2，孔喉連通性差。

J 函數(shù)曲線散點(diǎn)圖分布分散，說明儲(chǔ)層滲透率差別較大，非均質(zhì)性強(qiáng)。其中Ⅱ型樣品較為集中，說明儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)主要為中孔中細(xì)喉道型。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)與滲透率的相關(guān)性分析

演武地區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中排驅(qū)壓力介于0.022～0.604 MPa，平均為0.165 MPa，排驅(qū)壓力較低，表明延8 段儲(chǔ)層滲透性較好； 中值半徑為0.38～21.79 μm，平均為8.43 μm，不同樣品中值半徑相差較大，表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)；變異系數(shù)為0.165～0.520，平均為0.37，一般變異系數(shù)越小，孔隙結(jié)構(gòu)越好；半徑均值表示孔喉的平均大小，研究區(qū)半徑均值為6.35～10.80，平均為8.50；分選系數(shù)可反映孔隙分布集中程度，研究區(qū)分選系數(shù)為1.79～3.56，分選性中—差，喉道不均一程度高；歪度系數(shù)為0.001～2.811，僅4 個(gè)樣品歪度系數(shù)大于1，說明孔喉總體偏細(xì)歪度。綜合各項(xiàng)參數(shù)分析結(jié)果，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)集性能中等。

孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)與滲透率的關(guān)系（見圖9）體現(xiàn)在：隨著排驅(qū)壓力的增大，滲透率迅速降低；隨著中值半徑的增大，滲透率迅速增加，2 個(gè)異常樣品由于發(fā)育炭質(zhì)紋層，因而滲透性較差。結(jié)果表明，研究區(qū)目的層儲(chǔ)層孔喉半徑對(duì)滲透率影響很大。

圖9 延8 段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)與滲透率的相關(guān)性Fig.9 Correlation between pore structure parameters and permeability of Yan 8 Member reservoir

孔喉大小分布的均一程度常用分選系數(shù)［22］表征，分選系數(shù)越大，孔喉大小分布越不均勻，儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)。研究區(qū)延8 段儲(chǔ)層分選系數(shù)多數(shù)大于3，孔喉分選性差，滲透性差異也大。5 個(gè)滲透率高的樣品溶蝕孔隙發(fā)育，喉道中值半徑大，屬于中孔粗喉道，滲透性好。喉道眾數(shù)的相對(duì)位置用歪度系數(shù)反映，歪度系數(shù)越小，儲(chǔ)層細(xì)喉道越發(fā)育。研究區(qū)樣品的歪度系數(shù)都小于1.5，說明喉道為偏細(xì)喉道，滲透率均小于1×10-3μm2；滲透率大于10×10-3μm2的樣品由于發(fā)育溶蝕孔隙，從而改善了儲(chǔ)層的滲透性；1 個(gè)異常樣品的歪度系數(shù)大于1.5，但因發(fā)育炭質(zhì)紋層，使得滲透率較低。

4 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)控制因素

前人研究［8］表明，儲(chǔ)層物性的非均質(zhì)性主要受控于原始差異沉積過程和后期差異化的成巖作用； 沉積作用控制砂體宏觀的幾何形態(tài)、 側(cè)向展布和空間疊置方式；而不同階段的壓實(shí)、壓溶、膠結(jié)和溶蝕等成巖作用影響儲(chǔ)層物性的定型和改造［23-24］。本文明確了研究區(qū)延8 段沉積微相對(duì)儲(chǔ)層物性的宏觀控制作用，揭示了不同成巖作用微觀上對(duì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的改造，通過劃分成巖相帶將延8 段儲(chǔ)層分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類，利用成巖相帶分類評(píng)價(jià)延8 段儲(chǔ)層優(yōu)劣性及分布特征。

4.1 宏觀沉積作用

沉積作用對(duì)儲(chǔ)層的控制主要表現(xiàn)在巖石成分、粒度、結(jié)構(gòu)、構(gòu)造等方面，進(jìn)而影響儲(chǔ)層物性。依據(jù)研究區(qū)沉積背景和沉積相標(biāo)志，并參考前人在該區(qū)沉積相方面的研究成果［25-26］可知，延8 段儲(chǔ)層主要發(fā)育辮狀河三角洲平原亞相，沉積微相為分流河道、分流間洼地、河道側(cè)緣和沼澤微相。分流河道微相巖性主要為中粗砂巖，含油級(jí)別為飽含油或油浸，有明顯的正粒序結(jié)構(gòu)（見圖10a），自然電位曲線呈箱形，自然伽馬曲線呈齒狀箱形（見圖1b），孔隙結(jié)構(gòu)類型以中孔粗喉道為主，是研究區(qū)最主要的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。河道側(cè)緣微相巖性多為中細(xì)砂巖或泥質(zhì)細(xì)砂巖，含油級(jí)別為油斑、油跡，孔隙結(jié)構(gòu)類型以中孔中細(xì)喉道為主，發(fā)育斜層理和交錯(cuò)層理（見圖10b）。分流間洼地微相在巖性上多表現(xiàn)為灰黑色含粉砂泥巖和灰色泥質(zhì)細(xì)砂巖，孔隙結(jié)構(gòu)類型以小孔細(xì)喉道為主，發(fā)育泥質(zhì)紋層、波狀交錯(cuò)層理等低能水體環(huán)境的層理標(biāo)志（見圖10c），測(cè)井曲線特征為微齒形（見圖1b）。沼澤微相巖性以黑色泥巖為主，發(fā)育厚約5 m 的煤層（見圖10d），是研究區(qū)主要的標(biāo)志層。

圖10 延8 段儲(chǔ)層沉積微相巖石類型Fig.10 Sedimentary microfacies rock types of Yan 8 Member reservoir

對(duì)比不同沉積微相的儲(chǔ)層物性可以看出，物性受沉積微相的宏觀控制明顯，不同沉積微相的砂體碎屑成分、 粒度和分選性都不同，導(dǎo)致原始孔隙發(fā)育的差異。分流河道砂體的成分成熟度高，分選性、磨圓度較好，孔隙度平均為15.31%，滲透率平均為329.88×10-3μm2，總體物性好；河道側(cè)緣砂體的分選性、磨圓度中等，孔隙度平均為13.39%，滲透率平均為87.44×10-3μm2，物性中等；分流間洼地砂體粒度較細(xì)，泥質(zhì)含量高，孔隙度平均為11.34%，滲透率平均為7.31×10-3μm2，物性最差（見圖11）。

圖11 延8 段儲(chǔ)層沉積微相與儲(chǔ)層物性相關(guān)性Fig.11 Correlation between sedimentary microfacies and reservoir physical properties of Yan 8 Member

4.2 微觀成巖作用

4.2.1 成巖作用類型及特征

通過鑄體薄片、陰極發(fā)光和掃描電鏡實(shí)驗(yàn)觀察，延8 段儲(chǔ)層成巖作用主要分為4 類——壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕和交代作用。

1）壓實(shí)作用。根據(jù)鏡下觀察，延8 段砂巖碎屑顆粒之間的接觸方式以點(diǎn)-線接觸為主，局部出現(xiàn)凹凸、縫合線接觸。塑性碎屑顆粒及云母受到機(jī)械壓實(shí)發(fā)生彎曲變形，呈假雜基狀充填在孔隙中或定向緊密排列。壓實(shí)作用較強(qiáng)烈，是原生孔隙喪失的主要原因之一。

2）膠結(jié)作用。研究區(qū)延8 段儲(chǔ)層中主要發(fā)育硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)3 種類型。

硅質(zhì)膠結(jié)物常以石英顆粒的次生加大和粒間自生石英出現(xiàn)，硅質(zhì)膠結(jié)物的體積分?jǐn)?shù)雖然不多 （約為1%），對(duì)孔隙體積的影響也較小，但它縮小了喉道，嚴(yán)重影響了儲(chǔ)層的滲透性。研究區(qū)發(fā)育石英次生加大，掃描電鏡下，自生石英呈六方雙錐狀晶體充填于粒間孔隙中（見圖12a），結(jié)晶程度好于沿石英顆粒邊緣的次生加大邊。從產(chǎn)出狀態(tài)看，充填于顆粒間的自生石英形成時(shí)期晚于石英加大邊。

圖12 延8 段儲(chǔ)層成巖作用照片F(xiàn)ig.12 Diagenesis photos of Yan 8 Member reservoir

碳酸鹽膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)約為5%，成分主要為方解石、鐵方解石和少量白云石；碳酸鹽膠結(jié)物多具晶粒結(jié)構(gòu)，以嵌晶式和櫛殼狀（見圖12b）充填于原生孔隙和次生孔隙之間。根據(jù)膠結(jié)物的結(jié)構(gòu)可以將碳酸鹽膠結(jié)分為2 期： 成巖早期主要為櫛殼狀白云石和微晶狀方解石膠結(jié)（見圖12d）；晚期含鐵碳酸鹽膠結(jié)（見圖12c），發(fā)育長石加大邊和自生鈉長石（見圖12e，f）。

自生黏土礦物以伊利石（體積分?jǐn)?shù)1.0%～3.0%）、高嶺石（0.5%～1.0%）和伊/蒙混層（0.1%～0.5%）為主。伊利石的相對(duì)含量最高，掃描電鏡下多呈葉片狀或毛發(fā)狀充填于孔隙或附著于顆粒表面（見圖12g），伊利石通常形成于晚成巖階段。高嶺石含量僅次于伊利石，掃描電鏡下呈蠕蟲狀或書頁狀充填于孔隙空間。高嶺石是長石溶蝕產(chǎn)生的重要礦物，研究區(qū)長石的溶蝕作用非常強(qiáng)烈，但鏡下觀察到的高嶺石并不多，而掃描電鏡下看到高嶺石晶體多與毛發(fā)狀的伊利石共生，說明早期長石溶蝕形成的高嶺石已經(jīng)向伊利石發(fā)生了轉(zhuǎn)化（見圖12h）。

3）溶蝕作用。溶蝕作用主要發(fā)生在長石、巖屑、石英和碳酸鹽膠結(jié)物之中，其中以長石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕最為普遍（見圖5e，g），同時(shí)產(chǎn)生了大量次生孔隙，極大地改善了儲(chǔ)層物性。根據(jù)鏡下觀察，研究區(qū)溶蝕作用分為3 個(gè)階段：早成巖階段以酸性流體為主，長石和巖屑、雜基等發(fā)生溶蝕，形成粒間溶孔和長石、巖屑粒內(nèi)溶孔；中成巖階段A 期堿性環(huán)境下，石英的邊緣溶蝕呈港灣狀（見圖5d）；中成巖階段B 期酸性成巖環(huán)境下，碳酸鹽膠結(jié)物被溶蝕以及長石繼續(xù)溶蝕，部分長石完全被溶蝕形成鑄?？住?/p>

4）交代作用。演武地區(qū)主要的交代現(xiàn)象有長石交代石英、方解石交代石英或巖屑，交代石英的鈉長石見較好的雙晶。

4.2.2 成巖相特征與儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

成巖相是表征儲(chǔ)層性質(zhì)、 類型和優(yōu)劣的成因性標(biāo)志［14-16］，可據(jù)此研究儲(chǔ)集體形成機(jī)理、空間分布與定量評(píng)價(jià)。根據(jù)研究區(qū)成巖作用特征及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，劃分出4 種成巖相帶：

1）壓實(shí)膠結(jié)相。壓實(shí)膠結(jié)相是早期機(jī)械壓實(shí)和早期微晶方解石及櫛殼狀白云石膠結(jié)共同作用的結(jié)果，儲(chǔ)集空間以剩余粒間孔為主。壓實(shí)作用使塑性組分假雜基化擠占孔隙空間，降低了原生孔隙度；微晶方解石和櫛殼狀白云石膠結(jié)使孔隙喉道減小，降低了儲(chǔ)層的滲透性。統(tǒng)計(jì)表明，目的層壓實(shí)膠結(jié)相砂巖孔隙結(jié)構(gòu)類型主要為小孔細(xì)喉道型，孔隙度一般小于14%，滲透率小于1×10-3μm2（見圖13），儲(chǔ)層物性較差。

圖13 延8 段儲(chǔ)層不同成巖相與物性的相關(guān)性Fig.13 Correlation between different diagenetic facies and physical properties of Yan 8 Member reservoir

2）強(qiáng)溶蝕相。強(qiáng)溶蝕相是長石、巖屑等易溶組分和早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生強(qiáng)烈溶蝕，形成粒間、粒內(nèi)溶孔，部分長石、巖屑全部溶蝕形成較大鑄?？缀统笕芸?。強(qiáng)烈溶蝕作用使孔隙連通性變好，改善了儲(chǔ)層物性。強(qiáng)溶蝕相砂巖孔隙結(jié)構(gòu)類型為中孔粗喉道型，孔隙度大于14%，滲透率超過100×10-3μm2，是研究區(qū)內(nèi)最好的儲(chǔ)集相帶。

3）含鐵碳酸鹽膠結(jié)相。含鐵碳酸鹽膠結(jié)相主要是鐵方解石和鐵白云石等碳酸鹽膠結(jié)，同時(shí)發(fā)育長石加大邊。含鐵碳酸鹽膠結(jié)物在顆粒間以孔隙式膠結(jié)為主，膠結(jié)物充填孔隙，堵塞喉道，使砂巖物性變差。該相帶砂巖孔隙結(jié)構(gòu)為小孔細(xì)喉道型，孔隙度為6.8%～12.0%，滲透率介于4.08×10-3～51.80×10-3μm2。

4）自生石英-長石弱溶解相。自生石英-長石弱溶解相是成巖作用晚期自生石英、 長石加大邊和鐵方解石溶蝕，但溶蝕作用不強(qiáng)，對(duì)儲(chǔ)層物性的改善貢獻(xiàn)不大。該相帶儲(chǔ)層常見自生石英、長石晶體向孔隙空間生長，堵塞孔隙，使孔隙度降低，但對(duì)喉道影響不大。此相帶砂巖孔隙結(jié)構(gòu)類型為中孔中細(xì)喉道，孔隙度介于13.4%～16.9%，滲透率為19.6×10-3～96.8×10-3μm2，屬于研究區(qū)內(nèi)較好的儲(chǔ)集相帶。

根據(jù)成巖相帶，結(jié)合儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、砂體厚度、儲(chǔ)存系數(shù)、孔隙類型、粒度、沉積微相、含油級(jí)別等參數(shù)，將儲(chǔ)層分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類，分類評(píng)價(jià)延8 段儲(chǔ)層優(yōu)劣及分布特征。Ⅰ類儲(chǔ)層主要為強(qiáng)溶蝕相儲(chǔ)層，沉積微相主要為分流河道，物性最好，在研究區(qū)中部呈條帶狀連續(xù)分布，是研究區(qū)內(nèi)最好的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層；Ⅱ類儲(chǔ)層在研究區(qū)分布最廣泛，主要為含鐵碳酸鹽膠結(jié)相和自生石英-長石弱溶解相儲(chǔ)層，沉積微相為河道側(cè)緣和少部分分流河道，物性較好，是研究區(qū)內(nèi)主要的儲(chǔ)層；Ⅲ類儲(chǔ)層在研究區(qū)分布最少，沿北東走向呈條帶狀分布，為壓實(shí)膠結(jié)相儲(chǔ)層，沉積微相為河道側(cè)緣和分流間洼地，物性較差，是研究區(qū)內(nèi)較差的儲(chǔ)層。

5 結(jié)論

1）鄂爾多斯盆地演武地區(qū)延8 段儲(chǔ)層主要巖石類型為長石石英砂巖，孔隙類型主要為殘余粒間孔和粒間溶孔，孔隙結(jié)構(gòu)類型以中孔中細(xì)喉道為主；孔隙度平均為13.99%；滲透率為0.184×10-3～989.620×10-3μm2，平均為177.33×10-3μm2，屬于低孔-中滲透儲(chǔ)層。

2）研究區(qū)延8 段砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)平面上受沉積微相的展布規(guī)律控制。分流河道微相為中粗砂巖，孔隙結(jié)構(gòu)類型以中—粗孔喉為主，含油性好，物性最好；分流間洼地和河道側(cè)緣微相以中細(xì)砂巖為主，孔隙結(jié)構(gòu)類型為小孔細(xì)喉道，物性相對(duì)較差。垂向上儲(chǔ)層致密化的主要原因是早期壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，砂巖絕大多數(shù)孔隙和喉道被假雜基化的塑性顆粒和碳酸鹽膠結(jié)物充填，使得孔隙度大幅度降低，物性變差。長石、巖屑及粒間膠結(jié)物的溶蝕作用形成大量的次生孔隙，使得儲(chǔ)層孔隙連通性變好，是儲(chǔ)層物性得到改善的關(guān)鍵因素。

3）綜合儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、砂體厚度、儲(chǔ)存系數(shù)、孔隙結(jié)構(gòu)類型、沉積微相、含油級(jí)別和成巖相帶等參數(shù)將延8 段儲(chǔ)層劃分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類。Ⅰ類儲(chǔ)層主要為強(qiáng)溶蝕相，在研究區(qū)中部沿分流河道呈條帶狀連續(xù)分布，物性最好，是研究區(qū)內(nèi)最好的儲(chǔ)層；Ⅱ類儲(chǔ)層在研究區(qū)分布最廣泛，主要為含鐵碳酸鹽膠結(jié)相和自生石英-長石弱溶解相，沉積微相為河道側(cè)緣和分流河道，物性較好，是研究區(qū)內(nèi)主要的儲(chǔ)層；Ⅲ類儲(chǔ)層在研究區(qū)分布最少，為壓實(shí)膠結(jié)相儲(chǔ)層，沉積微相為河道側(cè)緣和分流間洼地，是研究區(qū)內(nèi)較差的儲(chǔ)層。