張英男 白青林 束青林 路智勇 張戈 竇祥驥 李真 何之明

收稿日期：2023-08-30

基金項(xiàng)目：江蘇省基礎(chǔ)研究計(jì)劃自然科學(xué)基金項(xiàng)目（BK20220623）；江蘇省高等學(xué)校自然科學(xué)研究項(xiàng)目（20KJB440003）

第一作者：張英男（1990-），男，講師，博士，研究方向?yàn)槭团c天然氣地質(zhì)學(xué)。E-mail：zhangyingnan@qut.edu.cn。

通信作者：白青林（1989-），男，高級(jí)工程師，博士，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_(kāi)發(fā)地質(zhì)學(xué)。E-mali：baiqinglin123@126.com。

文章編號(hào)：1673-5005（2024）02-0024-13??? doi：10.3969/j.issn.1673-5005.2024.02.003

摘要：鄂爾多斯盆地西南緣鎮(zhèn)原地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組8段細(xì)粒砂巖在較淺的埋藏條件下便發(fā)生了致密化。綜合利用巖心分析、鑄體薄片、掃描電鏡與圖像分析等技術(shù)，對(duì)其孔喉及成巖特征進(jìn)行分析。結(jié)果表明：儲(chǔ)層的成分及結(jié)構(gòu)成熟度較低，孔隙結(jié)構(gòu)以細(xì)孔—微細(xì)喉型為主，壓實(shí)作用強(qiáng)烈，并且具有多期膠結(jié)與多期溶解的特征。以?xún)?chǔ)層的“埋藏史-油氣充注史-成巖演化序列-孔隙結(jié)構(gòu)”為約束條件對(duì)儲(chǔ)層的致密化定量表征發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)8段在穩(wěn)定的構(gòu)造背景與辮狀河三角洲環(huán)境的控制下，形成了細(xì)粒、富含塑性顆粒且高雜基含量的沉積，配合其后的快速埋深造成了強(qiáng)烈壓實(shí)，其對(duì)儲(chǔ)層致密化的貢獻(xiàn)值為85%。成巖環(huán)境的多期變化造成了富集不同鹽類(lèi)的孔隙流體對(duì)儲(chǔ)層的強(qiáng)烈膠結(jié)作用，對(duì)儲(chǔ)層致密化貢獻(xiàn)值為40.8%。早期綠泥石膜對(duì)顆粒的保護(hù)、穩(wěn)定的構(gòu)造背景及頂?shù)装鍑鷰r處的硅質(zhì)與鈣質(zhì)膠結(jié)層對(duì)孔隙流體活動(dòng)的限制、過(guò)早的低滲和遠(yuǎn)離盆地生烴中心造成的缺乏酸性流體持續(xù)性注入等導(dǎo)致了溶蝕作用較弱，對(duì)儲(chǔ)層致密化的抑制值僅為26.1%，且形成的次生孔喉易被后期膠結(jié)物充填。構(gòu)造、沉積、成巖作用及其與油氣充注在時(shí)空的耦合關(guān)系造成了長(zhǎng)8段儲(chǔ)層在淺埋藏條件下的致密化。

關(guān)鍵詞：鎮(zhèn)原地區(qū)； 延長(zhǎng)組8段 ； 致密砂巖； 致密化； 定量表征； 成巖環(huán)境

中圖分類(lèi)號(hào)：P 62 ???文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：張英男，白青林，束青林，等.鄂爾多斯盆地西南緣淺埋藏儲(chǔ)層致密化成因［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2024，48（2）：24-36.

ZHANG Yingnan， BAI Qinglin， SHU Qinglin， et al. Mechanism of tight sandstone reservoirs with shallow burial in southwest of Ordos Basin［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2024， 48（2）：24-36.

Mechanism of tight sandstone reservoirs with shallow

burial in southwest of Ordos Basin

ZHANG Yingnan1， BAI Qinglin2， SHU Qinglin3， LU Zhiyong4， ZHANG Ge2， DOU Xiangji5， LI Zhen2， HE Zhiming2

（1.School of Civil Engineering in Qingdao University of Technology， Qingdao 266520， China;

2.Xianhe Oil Production Plant， Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying 257068， China;

3.Shengli Oilfield Company Limited， SINOPEC， Dongying 257061， China;

4.Jianghan Oilfield Company Limited， SINOPEC， Qianjiang 433100， China;

5.School of Petroleum and Natural Gas Engineering in Changzhou University， Changzhou 213164， China）

Abstract：The densification of fine sandstone occurred under relatively shallow burial conditions in the 8th member of the TrassicYanchang Formation， deposited in the Zhenyuan area of the southwest Ordos Basin. The pore-throat structure and diagenesis of Chang 8 member tight reservoir were analyzed through core analysis， casting thin sections， scanning electron microscope， fluorescence thin section with picture analysis， and other methods. The results indicate that both compositional and structural maturity are relatively low，with the dominant? pore-throat structure being fine pores with minimal throats. Diagenesis is characterized by strong compaction， multi-period cementation， and dissolution accompanied by variations in the diagenetic environment. The quantitative characterization of densification process was carried out under the comprehensive control of "burial history-oil and gas filling history-diagenetic evolution sequence-pore-throat structure". It reveals that Chang 8 member contains a large amount of fine grains and plastic fragments with a high matrix content， leading to significant reservoir space loss under rapid burial after deposition. This was influenced by a stable tectonic setting combined with a braided river delta sedimentary system， resulting in strong compaction contributing to 85% of the densification. Additionally， pore fluids saturated with various salts led to intense cementation， affected seriously by multiple changes in the diagenetic environment， contributing 40.8% to the densification. The early-formed chlorite film protected clastic particles from being dissolved. Cement layers limited the exchange of pore fluid with surrounding rock under the stable tectonic background， which were formed at the roof and floor of Chang 8 member by strong siliceous cementation and carbonate cementation. Early entry into a low-permeability stage， coupled with distance from the hydrocarbon-generating center of the basin， hindered continuous acid fluid injection， reducing the dissolution intensity. Consequently the inhibiting effect of dissolution on densification was only 26.1%. Besides， the secondary pores generated by dissolution were easily filled by later-period cements. In summary， the tight sandstone reservoirs in the Chang 8 member were buried at shallow depths， controlled by multiple factors， including tectonic setting， sedimentary environment， diagenesis， and their coupled relationship with periods of hydrocarbon generation and expulsion.

Keywords： Zhenyuan area; 8th member of Yanchang formation; tight sandstone; densification; quantitative characterization; diagenetic environment

鎮(zhèn)原地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南緣，構(gòu)造上橫跨天環(huán)凹陷，西接西緣沖斷帶，東臨伊陜斜坡，整體為一西傾的平緩單斜構(gòu)造，大型斷裂不發(fā)育［1-3］，延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段為重要產(chǎn)層［4］。長(zhǎng)8段整體埋深為2000～2600 m，平均滲透率僅為0.46×10-3 μm2，為典型的致密砂巖儲(chǔ)層（圖1）。前人對(duì)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)多集中于鎮(zhèn)原北部地區(qū)的盆地生烴中心處以及天環(huán)凹陷的中部與北部［5-7］，而鎮(zhèn)原地區(qū)由于勘探開(kāi)發(fā)程度較低，對(duì)長(zhǎng)8段致密砂巖的以下兩方面研究不足：①長(zhǎng)8段埋深遠(yuǎn)低于其他盆地的致密砂巖儲(chǔ)層，在較淺埋藏環(huán)境下造成強(qiáng)烈壓實(shí)的因素是什么；②構(gòu)造背景、沉積環(huán)境與油氣充注是否對(duì)儲(chǔ)層致密化有影響。針對(duì)以上問(wèn)題，從儲(chǔ)層的巖礦特征入手，綜合構(gòu)造背景、沉積環(huán)境以及油氣充注與成巖作用的時(shí)空耦合關(guān)系等多方面的因素，解剖長(zhǎng)8段儲(chǔ)層致密化的成因，定量表征不同因素對(duì)儲(chǔ)層致密化的控制作用。

中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版）????????????? 2024年4月

第48卷? 第2期??????? 張英男，等：鄂爾多斯盆地西南緣淺埋藏儲(chǔ)層致密化成因

1? 儲(chǔ)層基本特征

1.1? 巖石學(xué)特征

鎮(zhèn)原地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層巖性以厚層細(xì)砂巖為主，體積分?jǐn)?shù)大于80%，中砂巖以薄層的形式分布在水下分流河道厚層細(xì)砂巖的底部，體積分?jǐn)?shù)不到5%，少見(jiàn)粗砂質(zhì)沉積（圖1）。由于整體粒度較細(xì)，導(dǎo)致分選相對(duì)較好，分選系數(shù)主要分布在1.1～2.4，均值約為1.46，但是磨圓度差，大多數(shù)顆粒為次棱角—次圓狀，反映了短距離搬運(yùn)快速沉積的特點(diǎn)。鏡下分析及統(tǒng)計(jì)表明，砂巖以巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖為主，體積分?jǐn)?shù)高達(dá)66.7%，其次為長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖和長(zhǎng)石砂巖，體積分?jǐn)?shù)分別為23.7%和8.6%。片巖和糜棱巖等塑性的巖屑約占巖屑總含量的70%，花崗巖等剛性的巖屑則不到巖屑總含量的30%（圖1，圖2（a））。另外，砂巖骨架中含有大量的云母類(lèi)礦物，平均體積分?jǐn)?shù)約6%。填隙物的平均體積分?jǐn)?shù)大于15%，其中雜基體積分?jǐn)?shù)為0.5%～16.5%，平均值高達(dá)7.1%，膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)為2%～45%，平均值為11.3%。膠結(jié)物以泥質(zhì)膠結(jié)物為主，其次為鈣質(zhì)膠結(jié)物和石英的次生加大。總體上，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8段主要發(fā)育成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低的細(xì)砂巖沉積。

1.2? 物性特征及喉道結(jié)構(gòu)

區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的孔隙度主要分布在3%～12%，平均值約為8.9%，其中小于15%的樣品約占總樣品的91.8%。孔隙類(lèi)型主要為碳酸鹽膠結(jié)物和長(zhǎng)石的次生溶孔，但是大部分孔隙受溶解作用改造較弱，顆粒保持了相對(duì)完整的形態(tài)，部分微孔為顆粒間保留下來(lái)的原生孔隙。同其他地區(qū)的儲(chǔ)層相比［8-10］，相同孔隙度條件下區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層滲透率明顯較低，其主要分布在（0.02～50）×10-3 μm2，平均值約為0.31×10-3 μm2，其中低于1×10-3 μm2的樣品點(diǎn)約占80%（圖2（b））。吼道類(lèi)型以縮頸型和片狀吼道為主，小孔—微細(xì)喉型的Ⅲ類(lèi)孔隙結(jié)構(gòu)為主要的孔喉配置關(guān)系（圖1，表1）。物性及孔喉結(jié)構(gòu)表明，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8段細(xì)粒砂巖儲(chǔ)層為典型的致密砂巖儲(chǔ)層。

2? 成巖作用特征

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層成巖作用具有強(qiáng)烈壓實(shí)、多期膠結(jié)的特點(diǎn)，溶解作用雖然具有多期，但是相對(duì)較弱，對(duì)儲(chǔ)層的建設(shè)性有限。其余的成巖作用如交代作用等在薄片及掃描電鏡中表現(xiàn)不明顯，對(duì)儲(chǔ)層的影響很小。

2.1? 壓實(shí)作用

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層整體表現(xiàn)為緊密鑲嵌狀結(jié)構(gòu)，顆粒之間以線接觸-凹凸接觸為主，表明遭受了強(qiáng)烈的壓實(shí)作用。塑性的片巖及糜棱巖巖屑以及云母等在壓實(shí)作用下常強(qiáng)烈變形，呈弧型或者S型鑲嵌在剛性的石英及長(zhǎng)石顆粒之間，形成假雜基加劇了巖石的致密程度。片巖等淺變質(zhì)巖巖屑在強(qiáng)烈的壓實(shí)作用下不但顆粒的形態(tài)發(fā)生塑性形變，內(nèi)部的礦物顆粒也發(fā)生變形并呈現(xiàn)出定向排列的趨勢(shì)，局部可見(jiàn)石英、長(zhǎng)石及剛性的花崗巖巖屑等顆粒受壓破裂形成粒內(nèi)微裂縫（圖3（a）、（d））。

2.2? 膠結(jié)作用

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層主要發(fā)育黏土礦物、鈣質(zhì)和硅質(zhì)膠結(jié)，另外還在鏡下可見(jiàn)油氣充注形成的瀝青質(zhì)膠結(jié)，局部偶見(jiàn)微量的黃鐵礦膠結(jié)物和石膏膠結(jié)物，但對(duì)儲(chǔ)層的影響微弱。常見(jiàn)的膠結(jié)樣式主要有孔隙襯墊式、孔隙充填式和自生加大式。

2.2.1? 黏土膠結(jié)

黏土礦物膠結(jié)物的含量平均值約為5.1%，最大值可達(dá)27%，是長(zhǎng)8段儲(chǔ)層最主要的膠結(jié)物，主要發(fā)育綠泥石膠結(jié)與高嶺石膠結(jié)，可見(jiàn)少量的伊利石膠結(jié)。

（1）綠泥石膠結(jié)。

綠泥石是黏土礦物膠結(jié)物中含量最高的，也是研究區(qū)最常見(jiàn)的黏土礦物膠結(jié)，主要以綠泥石膜包裹在顆粒表面，部分以絨球狀或鱗片狀充填在粒間孔隙中。綠泥石膠結(jié)物的上述兩類(lèi)晶體形態(tài)及兩種膠結(jié)方式分別對(duì)應(yīng)著兩期膠結(jié)。綠泥石膜主要由晶型較好的針葉狀綠泥石單體組合而成，在電子探針下具有較高的鐵含量，其形成較早，是在早成巖階段從孔隙流體直接析出附著在顆粒表面而成，綠泥石膜外常伴有石英的次生加大，在單偏光下表現(xiàn)為石英加大邊與石英顆粒之間的黑線（圖3（b）、（e）、（f））。充填在孔隙中的絨球狀綠泥石則是在中成巖階段其他礦物在轉(zhuǎn)化而來(lái)，形成相對(duì)較晚，含量較少。早期形成的綠泥石膜雖然在一定程度上增加了巖石的抗壓性，但是其嚴(yán)重降低了孔隙吼道的連通性，同時(shí)也在碎屑顆粒表面形成保護(hù)膜，抑制了孔隙流體對(duì)其的溶解［10］。

（2）高嶺石膠結(jié)。

高嶺石主要以書(shū)頁(yè)狀和蠕蟲(chóng)狀的集合體樣式充填在孔隙中，有時(shí)可看到其與粒間自生石英的伴生（圖3（f）、（l））。由于高嶺石的形成與孔隙流體的酸化密切相關(guān)，其形成時(shí)間相對(duì)綠泥石膜要晚，主要是在中成巖階段的早—中期，上覆烴源巖層有機(jī)質(zhì)進(jìn)入成熟階段產(chǎn)生的大量酸性流體進(jìn)入以及油氣充注的酸化作用造成的長(zhǎng)石顆粒及巖屑的溶解，促進(jìn)了高嶺石膠結(jié)物的形成，尤其是鉀長(zhǎng)石類(lèi)的溶解作用對(duì)其形成貢獻(xiàn)最大［11］：

4KAlSi3O8+2CO2+4H2O2Al2（Si2O5）（OH）4+8SiO2+2K2CO3.（1）

式中，KAlSi3O8代表鉀長(zhǎng)石；Al2（Si2O5）（OH）4代表高嶺石；SiO2代表石英。

高嶺石的這一成因特性，導(dǎo)致了只有那些能夠讓飽和高嶺石的孔隙水流通的連通性較好孔隙中才能被自生高嶺石膠結(jié)物充填。高嶺石的這一膠結(jié)特征對(duì)儲(chǔ)層的有效孔隙破壞嚴(yán)重。

（3）伊利石膠結(jié)。

相對(duì)于綠泥石以及高嶺石膠結(jié)，伊利石的膠結(jié)較弱，主要呈片狀或毛發(fā)狀附著在鉀長(zhǎng)石顆粒之上，少見(jiàn)粒間搭橋式膠結(jié)，偶見(jiàn)部分孔隙中充填蜂窩—半蜂窩狀的伊蒙混層膠結(jié)（圖3（h）、（k）、（l））。伊利石的形成是在富K+的弱堿性環(huán)境中，由鉀長(zhǎng)石溶蝕后與高嶺石相互作用形成［12-13］：

KAI3Si3O8+AI2（Si2O5）（OH）4

KAI3Si3O10（OH）2+2SiO2+H2O.（2）

式中，KAl3Si3O10（OH）2代表伊利石。

相對(duì)于高嶺石來(lái)說(shuō)，伊利石形成更晚，主要形成于中成巖階段晚期，由于其形成需要大量的高嶺石與K+，這些條件限制了伊利石膠結(jié)作用的強(qiáng)度。

2.2.2? 碳酸鹽膠結(jié)

碳酸鹽膠結(jié)物含量?jī)H次于黏土礦物，大部分樣品體積分?jǐn)?shù)大于3.5%，最大值可達(dá)25%，平均值約為4.1%。膠結(jié)物主要為中成巖階段中后期形成的鐵方解石和鐵白云石，早期形成的方解石含量較低。晶型呈半自形—自形，大部分以連晶狀充填在粒間孔、粒內(nèi)溶孔以及較大的吼道中，其中鐵方解石與鐵白云石完全堵塞孔喉的現(xiàn)象經(jīng)常發(fā)生，甚至可以看到二者對(duì)碎屑顆粒邊緣的交代現(xiàn)象，嚴(yán)重降低了儲(chǔ)層的孔滲性（圖3（c）、（d）、（g）、（k））。在掃描電鏡下，偶見(jiàn)附著在顆粒表面的微晶方解石，自形程度較低，說(shuō)明在早成巖階段孔隙流體已經(jīng)是碳酸鹽接近飽和的弱堿性，但是受控于煤系地層的影響，早期碳酸鹽膠結(jié)幾乎不發(fā)育，主要在中成巖階段中后期開(kāi)始大量形成［14］。

2.2.3? 硅質(zhì)膠結(jié)

硅質(zhì)膠結(jié)物主要以石英的次生加大及粒間充填的自生石英晶體形式出現(xiàn)，體積分?jǐn)?shù)約為1.6%。石英的次生加大邊多呈雛形晶體穿插在石英顆粒的綠泥石膜中，形態(tài)較小，屬于Ⅰ級(jí)—Ⅱ級(jí)的石英次生加大，充填在孔隙中石英晶體較大，自形程度高，常與中成巖階段中后期的高嶺石伴生，說(shuō)明粒間充填的自生石英晶體晚于石英的次生加大（圖3（f））。早成巖階段早期弱堿性的孔隙流體對(duì)石英進(jìn)行了溶解，隨著上覆烴源巖熱演化產(chǎn)生的有機(jī)酸的注入，石英雛晶開(kāi)始從富含硅酸鹽的孔隙水中析出，沿著石英顆粒以自生加大邊的形式膠結(jié)。后期烴類(lèi)充注在造成長(zhǎng)石及部分巖屑高嶺石化的同時(shí)，也促進(jìn)了粒間自生石英的形成［15-17］。

硅質(zhì)膠結(jié)物與鈣質(zhì)膠結(jié)物的成因特性造成了二者的垂向分布規(guī)律截然相反，越靠近上部長(zhǎng)7烴源巖，受有機(jī)質(zhì)生烴排酸以及油氣充注造成的酸化效應(yīng)的影響越大，硅質(zhì)膠結(jié)物的含量越高，碳酸鹽膠結(jié)物含量越低，其中在距頂9 m范圍內(nèi)，樣品中硅質(zhì)膠結(jié)物含量均超過(guò)平均值，而在距頂20 m范圍內(nèi)，鈣質(zhì)膠結(jié)物含量均低于平均值。越靠近下部富鈣質(zhì)巖屑的長(zhǎng)9段，受下伏地層壓實(shí)排出的堿性地層水的影響越大，硅質(zhì)膠結(jié)物的含量越低，碳酸鹽膠結(jié)物含量越高，其中在距底22.5 m范圍內(nèi)，樣品中硅質(zhì)膠結(jié)物的含量均低于平均值，而距底12.5 m范圍內(nèi)，絕大部分樣品點(diǎn)鈣質(zhì)膠結(jié)物的含量均超過(guò)平均值，只有極少數(shù)點(diǎn)低于平均值（圖4）。

2.2.4? 瀝青質(zhì)膠結(jié)

瀝青質(zhì)膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)約為0.5%，包括碳質(zhì)瀝青、膠質(zhì)瀝青與油質(zhì)瀝青3種類(lèi)型，分別形成于不同的油氣充注期。熒光薄片中，黑色的碳質(zhì)瀝青以及黃橙色的膠質(zhì)瀝青主要充填在溶蝕作用等改造過(guò)的原生粒間孔中，說(shuō)明二者主要形成于早成巖階段晚期的油氣初次充注中，而藍(lán)白色的油質(zhì)瀝青主要出現(xiàn)在碎屑顆粒及方解石膠結(jié)物的粒間溶孔中，偶爾可見(jiàn)其充填在長(zhǎng)石的完全溶解腔中，表現(xiàn)出對(duì)長(zhǎng)石交代的假象，說(shuō)明油質(zhì)瀝青主要在中成巖階段的早中期由油氣二次充注形成（圖3（g）、（d））。鏡下既可見(jiàn)到兩期形成的瀝青質(zhì)單獨(dú)膠結(jié)，又可見(jiàn)到兩期瀝青質(zhì)的共同膠結(jié)。

2.3? 溶解作用

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層在成巖過(guò)程中由于伴隨多期成巖環(huán)境的改變，造成了不同類(lèi)型顆粒及膠結(jié)物的溶解現(xiàn)象。石英顆粒的溶蝕主要發(fā)生在弱堿性孔隙流體作用下的早成巖階段早期，部分石英顆粒邊緣發(fā)生港灣狀和鋸齒狀溶蝕，少部分石英顆粒發(fā)生粒內(nèi)溶蝕。長(zhǎng)石及花崗巖巖屑等酸性不穩(wěn)定顆粒的溶蝕則主要發(fā)生在有機(jī)質(zhì)熱演化成熟及油氣充注時(shí)期，分別對(duì)應(yīng)于早成巖階段晚期及中成巖階段早期，長(zhǎng)石顆粒往往沿著節(jié)理面溶解成網(wǎng)格狀，甚至被攔腰斬?cái)?，部分長(zhǎng)石與巖屑顆粒表面向高嶺石蝕變（圖3（b）、（e）、（h）、（k））。方解石膠結(jié)物由于形成較晚，其溶解主要發(fā)生在油氣充注造成的孔隙流體酸化期，充填在粒間孔隙中的方解石膠結(jié)物被溶解成蜂窩狀，而粒內(nèi)溶孔中膠結(jié)的方解石由于酸性流體很難注入，幾乎沒(méi)有溶解（圖3（g））。

2.4? 儲(chǔ)層成巖演化序列

在前人研究成果的基礎(chǔ)上，通過(guò)流體包裹體均一溫度分析，結(jié)合烴源巖的熱演化史和生烴史等，認(rèn)為區(qū)內(nèi)的長(zhǎng)8段儲(chǔ)層經(jīng)歷了兩期油氣充注［18-19］。第一期從晚侏羅世到早白堊世早期，此時(shí)烴源巖熱演化程度低，充注量相對(duì)較少；第二期則發(fā)生在古近紀(jì)早期—中期，此時(shí)烴源巖熱演化成熟，進(jìn)入大規(guī)模生排烴期，油氣充注量也大。以構(gòu)造演化史與埋藏史為基礎(chǔ)，結(jié)合油氣的充注史，通過(guò)對(duì)顆粒的形態(tài)、自生礦物的位置及溶解與充填關(guān)系等成巖作用特征分析，明確了長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的成巖階段，建立了成巖作用的演化序列（圖5）。砂巖中長(zhǎng)石、巖屑以及碳酸鹽膠結(jié)物等發(fā)生明顯的溶蝕作用，次生孔隙普遍發(fā)育，鐵方解石、鐵白云石等晚期碳酸鹽膠結(jié)物大量出現(xiàn)，孔隙中可以看到自生高嶺石及綠泥石等黏土礦物的充填，說(shuō)明長(zhǎng)8段致密砂巖處于中成巖階段B期。從沉積到現(xiàn)在長(zhǎng)8段儲(chǔ)層所經(jīng)歷的成巖演化序列依次為：壓實(shí)作用—黃鐵礦膠結(jié)/石英溶解—綠泥石膜形成—有機(jī)質(zhì)生烴排酸—石英加大/長(zhǎng)石溶解/早期高嶺石膠結(jié)—早期碳酸鹽沉淀/石英加大邊溶解—鉀長(zhǎng)石向伊利石蝕變—油氣二次充注—早期方解石溶解/晚期石英膠結(jié)/長(zhǎng)石和巖屑顆粒溶解/粒間高嶺石充填—晚期鈣質(zhì)膠結(jié)/粒間綠泥石膠結(jié)/伊利石膠結(jié)，其中壓實(shí)作用貫穿整個(gè)成巖階段。成巖環(huán)境對(duì)應(yīng)的經(jīng)歷了由弱堿性—弱酸性—堿性—酸性—堿性的改變，兩次酸性的環(huán)境分別對(duì)應(yīng)于有機(jī)質(zhì)生烴排酸期和第二次油氣充注期，這兩個(gè)時(shí)期既是主要的溶蝕作用期，同時(shí)也是硅質(zhì)膠結(jié)和高嶺石膠結(jié)的主要發(fā)育期。

3? 儲(chǔ)層致密化因素

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層在原始沉積期具有高孔高滲特征，后期的致密化受原始沉積組構(gòu)與成巖作用等多種因素的控制。構(gòu)造背景與沉積環(huán)境控制了原始沉積組構(gòu)等內(nèi)部因素，而構(gòu)造背景與沉積組構(gòu)又影響著原始物性和后期的壓實(shí)作用、溶解作用與膠結(jié)作用等外部因素 ［20-22］。

3.1? 原始孔隙度較低

延長(zhǎng)組沉積時(shí)研究區(qū)構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定，整體持續(xù)性下降背景下的湖浸形成了大面積連片分布的辮狀河三角洲沉積體系。同時(shí)作為主要物源區(qū)的西南部的渭北隆起及西緣沖斷帶保持持續(xù)性的隆起，地層風(fēng)化淋濾嚴(yán)重，導(dǎo)致母巖區(qū)寒武系巖漿巖及低級(jí)變質(zhì)巖等形成的碎屑顆粒較小，且富含塑性較強(qiáng)的千枚巖、糜棱巖和片巖巖屑以及云母礦屑［23］。沉積物的原始孔隙度（φ0）和初始滲透率（k0）分別與碎屑顆粒的分選和比表面有關(guān)［24-25］：

φ0=22.90+22.91/S0，（3）

k0=φ0KC-Kσ2 .（4）

式中， S0為分選系數(shù)；KC-K為Kozeny-Carman常數(shù)，常取5；σ為比表面，m-1。

沉積物剛沉積時(shí)的比表面主要由顆粒的比表面（σp）與雜基的比表面（σh）組成，一般而言雜基的比表面就是其包含的黏土礦物的比表面（σc），因此沉積物的比表面可表示為

σ=σc+σp=∑ni=1106σifiρi+F［1-（φ+φh）］/Deff.（5）

式中，σi為第i種黏土礦物的比表面積， m2/g，通常用N2等溫吸脫附曲線測(cè)定；fi為第i種黏土礦物的體積分?jǐn)?shù)；ρi為第i種黏土礦物的密度，g/cm3；F為顆粒形狀系數(shù)，磨圓度越差，值越大，一般情況下次圓狀顆粒常取6.4，次棱角狀則取7.4；Deff為等效粒徑，m，通過(guò)粒度分析資料獲取。

通過(guò)式（3）～（5）計(jì)算出長(zhǎng)8段沉積時(shí)的原始孔隙度為38.6%，初始滲透率為2.54 μm2，同其他地區(qū)相比，原始孔隙度相差無(wú)幾，但初始滲透率則明顯較低，這種差距主要是因?yàn)殚L(zhǎng)8段沉積時(shí)粒度較細(xì)，磨圓度較差，雜基含量較高。在式（5）中可以看出，顆粒越細(xì)，磨圓度越差，雜基含量越高，沉積物的比表面就越大，初始滲透率就越低。

另外，在現(xiàn)今的儲(chǔ)層滲透率與粒徑關(guān)系圖上（圖5（a））可以看到，滲透率與粒徑呈明顯的指數(shù)正相關(guān)性，造成這種現(xiàn)象的原因是埋藏過(guò)程中細(xì)粒沉積物更易在上覆壓力下形成緊密排列，導(dǎo)致了細(xì)粒樣品點(diǎn)處的儲(chǔ)層孔滲性低于粗粒樣品點(diǎn)處［26］。長(zhǎng)8段母巖區(qū)提供的沉積物粒度較細(xì)，不僅造成了長(zhǎng)8段初始滲透率較低，同時(shí)也制約了巖石在壓實(shí)等成巖作用過(guò)程中對(duì)孔隙的保護(hù)能力，導(dǎo)致現(xiàn)今的滲透率更低。

3.2? 儲(chǔ)層抗壓實(shí)能力差

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層為相對(duì)近源的辮狀河三角洲沉積，水動(dòng)力間歇性變化頻繁，側(cè)向改道迅速。水下分流河道間的泥質(zhì)和粉砂質(zhì)沉積物常因河道的改道而被沖刷，形成大量的撕裂屑，同時(shí)也造成了砂泥混雜沉積，碎屑顆粒間充填大量的黏土雜基［27］。另外，由于為搬運(yùn)距離較短的快速沉積，大量的千枚巖和片巖巖屑以及云母礦屑被保存下來(lái)，導(dǎo)致成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低［28］，巖石骨架中雜基與塑性顆粒體積分?jǐn)?shù)主要分布在25%～35%。雜基與塑性顆粒的含量越高越不利于儲(chǔ)層孔隙在壓實(shí)過(guò)程的保存，儲(chǔ)層的滲透率就會(huì)越低（圖5（b））。這種雜基與塑性顆粒含量高的巖石組分特征不利于儲(chǔ)層孔隙在壓實(shí)過(guò)程中的保存，是導(dǎo)致強(qiáng)烈壓實(shí)作用的因素之一。

3.3? 沉積速率快

從沉積到距今210 Ma前，約30 Ma時(shí)間內(nèi)，鎮(zhèn)原地區(qū)的長(zhǎng)8段經(jīng)歷了約1050 m的快速埋深，埋藏速率高達(dá)35 m/Ma，隨后雖然經(jīng)歷了35 Ma的小幅度抬升，但是后期距今175～160 Ma時(shí)間內(nèi)，又被埋深了950 m，埋藏速率高達(dá)63.5 m/Ma。沉積后的兩期迅速埋深抑制了早期碳酸鹽膠結(jié)，降低了地層的抗壓性［14］，加之高含量的塑性巖屑及雜基，最終造成了長(zhǎng)8段儲(chǔ)層在淺埋深條件下的強(qiáng)烈壓實(shí)。

3.4? 膠結(jié)作用強(qiáng)

儲(chǔ)層致密化的另外一個(gè)主要原因是貫穿整個(gè)成巖過(guò)程的膠結(jié)作用。不同的類(lèi)型的膠結(jié)物含量高達(dá)11%，尤其對(duì)流體中的礦物質(zhì)及油氣具有強(qiáng)烈吸附作用黏土礦物膠結(jié)物，從沉積物沉積后的距今195 Ma到現(xiàn)今就一直源源不斷的形成，另外，絲縷狀的伊利石容易破碎成細(xì)小的板條發(fā)生移動(dòng)，堵塞吼道，降低儲(chǔ)層的滲透率［26］。油氣充注時(shí)，儲(chǔ)層已經(jīng)演變?yōu)樘氐蜐B儲(chǔ)層，油氣被吸附在細(xì)小的吼道中形成瀝青質(zhì)膠結(jié)，更易堵塞吼道。硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英的此生加大形成出現(xiàn)，不僅縮小了儲(chǔ)層孔隙，更使孔隙縮小或者縮頸型的吼道演變?yōu)槠瑺罨蛘邚澠瑺畹暮鸬?，大幅度降低了?chǔ)層的滲透率。而鈣質(zhì)膠結(jié)受溶解作用等因素的影響，主要晚期形成的鐵方解石和鐵白云石的形式充填孔喉，加劇了儲(chǔ)層的致密程度。

3.5? 溶蝕作用弱

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層在成巖演化過(guò)程中雖然遭受了多期溶解作用，既有早期堿性成巖環(huán)境對(duì)石英顆粒的溶解，也有后期的兩次油氣充注帶來(lái)的有機(jī)酸對(duì)長(zhǎng)石等酸性不穩(wěn)定礦物的溶解，對(duì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了大面積改造，但是受各種因素的制約，每期的改造程度較弱，對(duì)儲(chǔ)層物性的改善有限，改善后的儲(chǔ)集空間往往被后期形成的膠結(jié)物所充填［29］。導(dǎo)致溶蝕作用弱的原因主要有5點(diǎn)：①母巖區(qū)的寒武紀(jì)巖層在風(fēng)化剝蝕過(guò)程中，混入了早期上覆奧陶系碳酸巖地層的淋濾水，導(dǎo)致形成的沉積物中地層水為堿性，加上下伏富含鈣質(zhì)巖屑的長(zhǎng)9段地層在壓實(shí)過(guò)程中向上排入大量的堿性流體，導(dǎo)致地質(zhì)歷史時(shí)期以堿性成巖環(huán)境為主；②成巖作用早期形成的大量綠泥石膜膠結(jié)物，阻礙了孔隙流體與顆粒的接觸面積，抑制了堿性及酸性溶解作用的進(jìn)行；③由于距盆地的長(zhǎng)7段生烴中心較遠(yuǎn)，加上油氣大規(guī)模充注的晚白堊世晚期到古新世早期儲(chǔ)層已經(jīng)十分致密［30］，烴中心處的有機(jī)酸很難經(jīng)過(guò)長(zhǎng)距離的橫向運(yùn)移形成持續(xù)性的大量注入，造成了孔隙流體中缺乏足量的溶蝕酸性溶蝕水；④長(zhǎng)8斷層的硅質(zhì)膠結(jié)作用及鈣質(zhì)膠結(jié)作用受頂?shù)装鍑鷰r的影響較大，其中頂部靠近長(zhǎng)7段烴源巖處形成了厚度10 m的強(qiáng)烈硅質(zhì)膠結(jié)層，而底部靠近長(zhǎng)9段圍巖處形則成了厚度約12.5 m強(qiáng)烈鈣質(zhì)膠結(jié)層（圖4），加上在相對(duì)穩(wěn)定的構(gòu)造背景下缺乏斷層的垂向疏導(dǎo)，另外早期強(qiáng)烈的壓實(shí)作用造成儲(chǔ)層過(guò)早進(jìn)入特低滲階段，3種因素相互配合制約了飽和各類(lèi)溶解物的孔隙流體與外界的物質(zhì)交換，不但抑制了溶解作用的進(jìn)行，而且導(dǎo)致先形成的溶蝕孔隙隨著后期流體溫壓及pH值的變化而再次被膠結(jié)物沖填；⑤沉積物的顆粒表面有早期形成的綠泥石膜保護(hù)，而可溶性的碳酸鹽膠結(jié)物主要在油氣充注后形成，導(dǎo)致了酸性流體缺乏可溶性組分。

4? 致密化因素定量表征

以“儲(chǔ)層成巖作用演化序列-儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)”約束下的地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性恢復(fù)方法為指導(dǎo)，以巖石鑄體薄片為對(duì)象，以圖像分析技術(shù)為手段精確計(jì)算不同成巖事件造成的孔隙度值變化，然后利用回剝反演的方法恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層的孔隙度；接著以現(xiàn)今孔喉類(lèi)型及配置關(guān)系對(duì)應(yīng)下的儲(chǔ)層物性特征為依據(jù)，結(jié)合地質(zhì)歷史時(shí)期不同成巖事件造成的孔喉結(jié)構(gòu)及孔隙度的變化，確定成巖演化過(guò)程中儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型［22，25，31］。最后根據(jù)不同孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型下儲(chǔ)層的孔-滲函數(shù)（表1），恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層滲透率變化情況。

鎮(zhèn)原地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層物性演化史表明，長(zhǎng)8斷儲(chǔ)層在距今約160 Ma成為特低滲儲(chǔ)層（k<10×10-3 μm2），孔隙結(jié)構(gòu)也由最初的中孔中喉型的Ⅰ類(lèi)演變?yōu)橹锌住?xì)喉型的Ⅱ類(lèi)，距今約105 Ma第一次成為小孔—微細(xì)喉型的超低滲儲(chǔ)層（k<1×10-3 μm2），并于距今約90 Ma演化為致密儲(chǔ)層。但是隨著油氣第二次充注造成的強(qiáng)烈的溶解作用，物性得到改善，距今約85 Ma再次演化為超低滲儲(chǔ)層，孔隙結(jié)構(gòu)也改善為小孔細(xì)喉型，隨著溶解作用的進(jìn)一步進(jìn)行，物性的繼續(xù)改善，距今約55 Ma再次演化為中孔—細(xì)喉型的特低滲儲(chǔ)層，待有機(jī)酸被消耗殆盡，后期強(qiáng)烈的碳酸鹽膠結(jié)以及黏土礦物膠結(jié)使儲(chǔ)層于距今45 Ma再次成為小孔—微細(xì)喉型的超低滲儲(chǔ)層，隨著儲(chǔ)層物性進(jìn)一步變差于距今25 Ma成為致密儲(chǔ)層，并持續(xù)到現(xiàn)在。在地質(zhì)歷史時(shí)期，長(zhǎng)8段儲(chǔ)層共經(jīng)歷了兩次致密儲(chǔ)層，一是距今90～85 Ma，另一次則是距今25 Ma至現(xiàn)在（圖6）。

綜上所述，研究區(qū)及其周邊的構(gòu)造背景控制了區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8段的沉積環(huán)境、物源特征及埋藏過(guò)程，而沉積環(huán)境則控制了巖石的組分。在這些因素的控制下，壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層的致密化貢獻(xiàn)值為85%，使孔隙度降低了26.8%，膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層致密化的貢獻(xiàn)值為40.8%，使孔隙度降低了12.8%，溶解作用對(duì)儲(chǔ)層起到建設(shè)性作用，在致密化過(guò)程中貢獻(xiàn)值為-26.1%，使孔隙度增加了8.2%。從儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的演變來(lái)看，壓實(shí)作用、綠泥石膜的膠結(jié)和石英的次生加大對(duì)儲(chǔ)層的滲透性傷害最大，使早期的以孔隙縮小型和縮頸型的吼道演變?yōu)槠瑺詈蛷澠瑺钚缘暮鸬?，是造成?chǔ)層致密化的最主要成巖事件。

5? 結(jié)? 論

（1）長(zhǎng)8段致密砂巖儲(chǔ)層在辮狀河三角洲環(huán)境的控制下，主要發(fā)育成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度較低的細(xì)砂質(zhì)沉積，主體滲透率小于0.3×10-3 μm2，細(xì)孔—微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)為其主要孔喉配置關(guān)系。

（2）長(zhǎng)8段致密砂巖儲(chǔ)層具有強(qiáng)烈壓實(shí)、多期溶解、多期膠結(jié)的成巖作用特征，成巖環(huán)境也經(jīng)歷多期變化，黏土礦物膠結(jié)為其主要的膠結(jié)類(lèi)型，先后的兩次油氣充注形成的酸性成巖環(huán)境為溶解作用的主要發(fā)育期，同時(shí)也形成了一定程度的硅質(zhì)膠結(jié)、高嶺石膠結(jié)及瀝青質(zhì)膠結(jié)。

（3）在穩(wěn)定抬升的構(gòu)造背景下，母巖的風(fēng)化產(chǎn)物粒度較細(xì)，并且富含千枚巖與糜棱巖等塑性顆粒，而近物源的辮狀河三角洲沉積環(huán)境有利于塑性顆粒的保存，并形成了高雜基含量的混雜堆積，導(dǎo)致沉積物的抗壓性相對(duì)較弱，配合沉積后的快速埋深以及缺乏早期的碳酸鹽膠結(jié)，造成了長(zhǎng)8段的壓實(shí)作用明顯強(qiáng)于其他地區(qū)相同埋深條件下的地層。

（4）長(zhǎng)8段儲(chǔ)層致密化的原因較多，既有構(gòu)造背景與沉積環(huán)境等因素控制的沉積組構(gòu)等內(nèi)因，也有后期成巖作用等外因，最主要的為受構(gòu)造背景與沉積環(huán)境影響的強(qiáng)壓實(shí)作用，對(duì)儲(chǔ)層致密化貢獻(xiàn)值為85%。

（5）雖然發(fā)育兩期油氣充注，但是受控于孔隙演化與油氣充注的耦合關(guān)系以及與生烴中心的距離，區(qū)內(nèi)的長(zhǎng)8段仍缺乏充足的酸性流體與其內(nèi)部的孔隙水進(jìn)行物質(zhì)交換，加上早期大量形成的綠泥石膜對(duì)顆粒的保護(hù)作用致使溶解作用較弱，對(duì)儲(chǔ)層的致密化的抑制值僅為26.1%。

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（編輯? 修榮榮）