潘星，王海红，王震亮，刘一仓，高徐辉，王联国，肖胜东

1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，西安 710069

2.西北大学地质学系，西安 710069

3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710021

4.长庆油田第十一采油厂，甘肃庆阳 745000

0 引言

鄂尔多斯盆地具有较好的生储配置关系，多年稳产高产。近年来盆地内部及边缘地带的侏罗系勘探取得了重大突破，尤其是演武支河谷地区从上至下均见油气显示，发现了一批高产油流井，具有较好的勘探前景。但侏罗系的油藏研究相对较薄弱，多在探讨盆地的构造演化[1-2]、古地貌恢复[3-5]、沉积相[6-7]和成藏规律[8-9]，储层的研究则多集中在常规评价上[10-11]，很少从成因上进行解剖。成岩作用直接影响储层物性和孔隙结构[12-13]，近年来不同因素控制下的差异成岩逐渐得到重视，操应长等[14]认为车镇北带古近系近岸水下扇砂砾岩不同沉积亚相导致差异成岩从而控制储层物性，王琪等[15]认为临兴地区石盒子组砂岩储层的粒级是控制差异成岩的主要因素，胡才志等[16]通过对盆地中西部长9储层的研究发现不同含油级别储层具有不同的成岩特征，由此可见沉积为控制成岩演化的主要因素，差异成岩作用直接影响储层的致密化程度及致密化时间，进而影响储层的含油性，因此差异成岩在储层研究中尤为重要，对储层的分类具有明显的控制作用。

相比于古河主河道连续沉积的高孔渗砂岩，三角洲平原砂岩具有更好的储盖配置关系，具有较好的勘探前景。鄂尔多斯盆地天环坳陷西南部殷家城—合道地区延安组延9—延4+5 沉积为辫状河三角洲平原沉积亚相，分流河道、天然堤沉积微相为主要储层，分流间洼地沉积微相的泥岩和沼泽相的煤层为良好的盖层，河道多期摆动形成频繁的砂、泥、煤互层具较好的储盖配置关系，勘探前景良好[17-18]。因此本文以鄂尔多斯盆地天环坳陷西南部殷家城—合道地区延安组为目的层，研究对象为延9—延4+5的辫状河三角洲平原砂岩，根据成岩相，结合储层物性、孔隙结构特征等对储层进行分类，再利用试油成果验证该分类方法的实用性，为更深入研究储层成因和分布规律提供有效参考依据。

1 区域地质背景

天环坳陷是鄂尔多斯盆地的一个一级构造单元，是在西缘逆冲推覆带的负载作用下，地壳发生弹性变形向下弯曲的产物，是西缘逆冲推覆带和东部伊陕斜坡夹持的一个南北展布的狭长带状构造单元[2]，殷家城—合道研究区位于天环坳陷的南缘，北起路坪，南至三岔，西抵殷家城，东达吴城子，整个研究区面积约1 200 km2（图1a）。盆地在早侏罗世经历了晚三叠世的印支运动，形成了西高东低的古地貌格局，经过晚三叠世末的印支旋回使盆地形成了沟谷纵横、残丘广布的古地貌景观。在这样的背景上，发育了早侏罗世大型河流相沉积，殷家城—合道地区位于甘陕古河西南部，延安组延10 期为辫状河沉积，延9—延4+5期为辫状河三角洲平原沉积（图1b，c）[3,5,19]。研究区侏罗纪三角洲平原分流河道不断摆动，多期叠置，延安组砂岩储层沉积相带变化快、储层非均质性较强，同一砂层系统的开放性存在差异，导致复杂的差异性成岩作用，使优质储层分布规律的预测成为难点。因此，本文通过差异性成岩作用的研究探讨其对储层分类和分布的控制作用，为油气勘探提供科学的理论支撑。

2 储层特征

通过岩芯观察、铸体薄片、扫描电镜、常规物性、压汞测试、X 衍射和荧光多种实验手段综合分析研究，其中X 衍射在西安地质调查中心实验测试中心完成，测试仪器为D/max-2500X 衍射仪，物性和压汞在中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院石油地质测试中心完成，其余在西北大学大陆动力学重点实验室完成，铸体的分析仪器为ZEIZZ Axio Scope A1偏光显微镜，粒度分析仪器为ZEIZZ Axio Scope A1偏光显微镜+CLAS-2004彩色图像分析系统数字化仪器，环境扫描电子显微镜型号为FEI Quanta 450FEG。

2.1 岩相特征

岩芯观察显示研究区延安组延9—延4+5 主要发育的岩性有：中—粗粒砂岩，见板状交错层、槽状交错层和冲刷面，为分流河道微相（图2）；细砂—粉砂岩，泥质含量不稳定，发育水平层理、平行层理及砂纹层理，为天然堤微相；粉砂质泥岩—泥质粉砂岩，发育砂纹层理、平行层理，泥质含量高，为分流间洼地微相；暗色泥岩、煤层，植物叶片发育，为沼泽相。其中见含油显示的为分流河道中—粗砂岩和天然堤细—粉砂岩，为主力储层，也是本文的研究对象。

岩性划分参照《SY/T 5368—2000 岩石薄片鉴定》[20]，显微镜鉴定结果显示分流河道砂岩和天然堤砂岩在岩性上无明显差别，岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之，少量岩屑石英砂岩和长石石英砂岩（图2）。碎屑组分上分流河道砂岩刚性碎屑含量相对较高。岩石成分成熟度较好，石英含量平均值为62.6%，长石含量平均值为13.1%，岩屑含量平均值为4.8%。胶结物主要为碳酸盐和少量石膏。碳酸盐胶结物含量范围在0～20%之间，以铁方解石为主，少量方解石和白云石。石膏极少，含量在0～1%之间，见自生黄铁矿，含量不超过3%。黏土矿物含量变化范围较大，在1.9%～45.7%之间，平均值为12%。

2.2 物性特征

延安组延9—延4+5 辫状河三角洲平原砂岩孔隙度值在0.49%～24.03%之间，数值集中分布在12%～18%，均 值 为13.87%，渗 透 率 值 在(0.1～3 895.48)×10-3µm2之间，集中分布在(5～300)×10-3µm2，均值为185.10×10-3µm2，参照《油气储层评价方法SY/T6285—2011》[21]物性整体属于低孔—中渗储层（图3）。

2.3 储集空间类型

通过对58块铸体样品分析观察发现延安组三角洲平原砂岩储层孔隙类型主要为原生粒间孔、残余粒间孔、粒间溶孔、碎屑颗粒的粒内溶孔及粒模孔等，按成因将孔隙类型整体划分为原生粒间孔、残余粒间孔、溶蚀孔和粒间—溶蚀复合孔隙，其中粒间—溶蚀复合孔隙最为发育，含量在44.7%，其次为溶蚀孔，含量为42.1%。残余粒间孔相对较小，孔隙直径集中在8～20µm 之间（图4c），原生粒间孔孔隙直径在10～50µm之间（图4a），溶蚀孔孔隙直径相对较分散，几微米至几毫米（图4d），溶蚀超大孔因溶蚀了颗粒并沟通了颗粒和孔隙喉道，孔径可达毫米级，如图4b。

图1 殷家城—合道地区位置及延安组区域综合柱状图Fig.1 Location and stratigraphic integrated histogram from Yan'an Formation, Yinjiacheng-Hedao area

图2 研究区延安组三角洲平原砂岩三角分类图及岩芯照片Fig.2 Classification plot for delta plain sandstones and photographs of cores from study area, Yan'an Formation

图3 研究区延安组三角洲平原砂岩孔隙度、渗透率分布直方图Fig.3 Porosity and permeability histograms for delta plain sandstones from study area, Yan'an Formation

图4 研究区延安组三角洲平原砂岩孔隙类型Fig.4 Pore types in the delta plain sandstones from study area, Yan'an Formation

2.4 成岩作用类型与油气显示

根据铸体和扫描电镜观察，该区相继发育两期碱性和两期酸性成岩流体。作用较为连续的为压实作用，从埋藏开始持续至中成岩阶段早期，表现为颗粒紧密排列，呈线接触或凹凸接触（图5a）。侏罗系为煤系地层，在早成岩阶段因有机质的脱羧基作用使早成岩阶段A 期发育酸性成岩环境，但该阶段成岩作用直观显示的自生矿物不发育，只发育少量的蒙皂石黏土矿物，因此在成岩序列上表现不明显，而早成岩阶段局部的碱性流体发育碳酸盐矿物，因此从自生矿物发育状况和相互接触交代关系来建立成岩流体的演化（图5），为两期碱性流体和两期酸性流体。第Ⅰ期初始碱性流体发育有限，第Ⅱ期碱性流体主要由长石、方解石和黏土矿物溶蚀后产生的Na+、K+等碱性离子和有机酸的消耗演化形成。自生矿物发育明显的Ⅰ、Ⅱ期酸性流体主要来自有机质演化，殷家城—合道地区延9—延4+5为辫状河三角洲平原沉积，分流河道、天然堤、分流间洼地、沼泽沉积微相交互出现，岩性上表现为频繁的砂泥煤互层，富含有机质的泥岩和煤层有机质脱羧基作用为充足的有机酸来源，是研究区溶蚀作用发育的主要因素，纵向上孔隙度大于15%的良好储层多位于距富含有机质煤层或泥岩2～5 m的分流河道砂中。

图5 研究区延安组三角洲平原砂岩成岩作用类型显微照片Fig.5 Micrographs of diagenetic types of delta plain sandstones from study area, Yan'an Formation

Ⅰ期碱性流体主要发育的成岩作用有：菱形晶发育的沿颗粒呈栉壳状的白云石胶结（图5b）、茜素红和氰化钾联合染色后为淡红色的粒状方解石胶结（图5a）、以及同生沉积期的黄铁矿结核（图5l），石英颗粒的第一期微量溶蚀；Ⅰ期酸性流体主要发育的成岩作用有：长石溶蚀和高岭石化（图5i，k）、粒状方解石的溶蚀作用（图5a）、石英的Ⅰ期加大边；第Ⅱ期碱性流体发育铁方解石胶结（图5b）、石英加大边的溶蚀（图5d）、长石次生加大边（图5c）、长石交代石英（图5e）、方解石交代石英（图5f，j）、方解石交代长石（图5k）、自生伊利石等（图5h）；Ⅱ期酸性流体环境下杂基、不稳定矿物及铁方解石溶蚀（图5e，g），产生大量溶蚀孔隙，如图5c 发生在长石加大边后的溶蚀作用。

长石和石英次生加大边发育，且扫描电镜下见晶型较好的自生钠长石和Ⅱ—Ⅲ级自生石英加大边，发丝状伊利石发育，综合判断成岩阶段达中成岩B期。砂岩储层中黏土矿物伊蒙混层中的蒙皂石含量是可靠的成岩阶段判别标志，X衍射测试的伊蒙混层比中的蒙皂石含量大多分布在10%和15%两个数据点，参照石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分》[22]对应的成岩阶段为中成岩B段，与铸体观察判定结果一致。

荧光薄片观察显示目的层整体发育三期油气充注：Ⅰ期为碳质沥青，呈脉充填在储层中；第Ⅱ期为橙黄色荧光油气，充填在颗粒边缘、早期长石、石英溶蚀孔中；第Ⅲ期为蓝白色荧光，切穿碳质沥青和橙黄色荧光（图6a），在第二期长石溶蚀孔、晚期方解石解理和粒间孔隙中大量发育，其具体产状和描述见图6，根据不同期次荧光显示及各成岩作用间的相互接触关系判定成岩作用及油气充注演化序列。

图6 研究区延安组三角洲平原砂岩的荧光显示和期次Fig.6 Fluorescence displays and orders in delta plain sandstone from study area, Yan'an Formation

3 差异成岩演化

根据56 个铸体薄片观察，成岩作用显示出明显的差异性，主体分为四类：Ⅰ类溶蚀超大孔发育，孔隙连通性好（图7a），显微镜下观测孔隙度可达20%；Ⅱ类成岩演化较为均一，未见明显的建设性或破坏性成岩作用，溶蚀孔呈散点状分散在粒内或粒间（图7b），孔隙度在8%～15%之间；Ⅲ类压实作用明显，云母弯曲变形，为主要减孔因素（图7c），孔隙度在3%～8%之间；Ⅳ类压实作用和方解石胶结为联合减孔因素（图7d），岩石基本致密，孔隙度基本<5%。

3.1 Ⅰ类成岩相与孔隙演化

Ⅰ类成岩储层原始孔隙度均值为58.8%（据Beard 经验公式计算[23]），碎屑颗粒粒度较大，主粒径在0.5～1.1 mm 之间，分选较好，刚性岩屑含量较高。对物性贡献较大的成岩作用为两期酸性流体作用下杂基、长石、岩屑以及方解石的溶蚀，提升储集空间和孔喉连通性。具体成岩序列见图8，孔隙演化模式如图9。发育该类成岩的储层石英和刚性岩屑含量较高，抗压实能力较强，因此压实作用较弱，颗粒接触类型为点接触—线接触。早成岩B期的早期阶段和中成岩A期的早期阶段相继发生Ⅰ期沥青充注和Ⅱ期橙黄色油气充注。早成岩B 期晚期至中成岩A期都发育酸性流体，因原始孔隙大、连通性好，酸性流体更易进入储层发生溶蚀作用，且杂基、长石和方解石溶蚀形成的富硅质和富钙质流体及时排出，未发生二次沉淀堵塞孔隙，形成大量溶蚀孔，为油气充注提供孔隙空间。中成岩阶段B期碱性环境下极少量铁方解石和石膏沉淀，长石次生加大和石英的溶蚀作用较弱，对孔隙度的影响很小，直到孔隙流体演化呈酸性后，继续溶蚀方解石胶结物和孔隙杂基，使颗粒较为洁净，孔隙度演化至现今实测孔隙度16%，平均孔隙直径在300～600µm之间，孔隙类型见粒模孔、粒内溶蚀孔和溶蚀超大孔，形成现今的孔隙结构面貌，中成岩末期的第Ⅲ期蓝白色荧光油气充注，使储层饱含油。

3.2 Ⅱ类成岩相与孔隙演化

Ⅱ类成岩储层原始孔隙度为50.2%，颗粒主粒径在0.1～0.3 mm之间。主要减孔因素为压实作用和塑性云母堵塞孔隙，长石和杂基云母化严重，压实作用中等，发育两期石英次生加大和一期方解石胶结作用。成岩序列见图8：早成岩阶段压实作用使云母、塑性岩屑变形堵塞孔隙，孔隙度降低。早成岩阶段B期储层发生Ⅰ期沥青充注。中成岩阶段A期酸性环境长石溶蚀，Ⅱ期橙黄色荧光油气充注。中成岩A期碱性环境发育少量铁方解石和分散在孔隙间的钠长石小晶体，孔隙度降低，中成岩B期酸性环境下粒间杂基部分溶蚀，长石粒内溶蚀孔较为发育，形成规模的散点状溶蚀孔隙，至此孔隙度演化为现今实测孔隙度均值14.8%，孔隙演化模型见图9，本成岩阶段末发生第Ⅲ期蓝白色荧光油气充注。该类成岩溶蚀孔隙多为粒内溶孔和杂基中的分散状溶蚀孔隙，为与Ⅰ类成岩的主要区别，孔隙度相当，但孔隙连通性较差。

图7 研究区延安组三角洲平原砂岩的四类差异成岩显微照片Fig.7 Micrographs of four types of diagenesis in delta plain sandstone from study area, Yan'an Formation

3.3 Ⅲ类成岩相与孔隙演化

图9 四类成岩相孔隙演化模型Fig.9 Pore evolution model of the four types of diagenetic facies

Ⅲ类成岩储层原始孔隙度为46.8%，颗粒主粒径在0.1～0.2 mm之间。压实作用为主要减孔因素，发育一期石英加大和方解石胶结。该类储层无明显的建设性成岩作用，随着埋藏和成岩作用的加深，孔隙度逐渐减小。镜下观察显示压实作用、长石黏土化为储层主要减孔因素，成岩序列见图10：压实作用较强烈，一直持续到中成岩阶段，颗粒线接触—凹凸接触，云母塑性变形严重填充在孔隙中，孔隙度大量减小，发育微量成岩缝。早成岩阶段弱酸性环境下长石大量高岭石化进一步堵塞孔隙，早成岩阶段末期Ⅰ期沥青沿成岩缝充注。中成岩A期酸性环境下少量长石岩屑溶蚀，对储层改造作用较弱，溶蚀增孔不明显，储层发生Ⅱ期橙黄色荧光油气充注。中成岩阶段B 期碱性环境下发育少量方解石、自生钠长石减小孔隙，该沉积期末的Ⅱ期酸性环境发生的石英次生加大和发丝状伊利石进一步减小孔隙，演化为现今实测孔隙度均值7%，较发育的破坏性成岩作用使岩石在中成岩阶段B 期末孔喉连通性差，因此未见第Ⅲ期油气充注。

3.4 Ⅳ类成岩相与孔隙演化

Ⅳ类成岩储层原始孔隙度为54%，颗粒主粒径在0.1～0.2 mm之间。压实作用和方解石胶结共同作用，为主要减孔因素，镜下观察方解石含量高达15%。该类储层发育较为局限，不同于本地区其他储层，其初始成岩流体为碱性流体，成岩序列见图10。经强烈的压实作用后形成的细孔喉导致孔隙流体中的各种Ca2+、Si4+、Al3+金属阳离子和，阴离子难以及时排出，出现半渗透膜效应，引起强烈的碳酸盐和黏土矿物胶结[8]。早成岩阶段A 期弱碱性环境下发育方解石，压实作用强烈，塑性岩屑变形，孔隙度急剧减小，微量的石英溶蚀作用对孔隙影响甚微。中成岩A期酸性环境长石溶蚀形成晶型较好的蠕虫状自生高岭石，压实作用继续减小孔隙，发育少量自生石英，早期粒状方解石少量溶蚀，长石的高岭石化不断消耗H+，使成岩流体向碱性环境演化，进入中成岩B期，此时未及时排出的含Ca2+流体在深埋藏环境下形成亮晶方解石，孔隙度进一步减小，孔隙度接近现今实测孔隙度均值3.8%。因该类储层在成岩作用早期大量方解石胶结和压实作用的影响下基本致密，因此无油气充注，为无效储层。各类成岩孔隙演化模型如图9。

图10 Ⅲ类和Ⅳ类成岩相成岩序列与孔隙演化Fig.10 Diagenetic sequence and pore evolution of type Ⅲand type Ⅳdiagenetic facies

图11 研究区延安组三角洲平原砂岩三类储层的物性（a）及毛管压力曲线（b）Fig.11 Three types of porosity-permeability（a）and capillary pressure curves（b）in the delta plain sandstones from the study area, Yan'an Formation

4 储层类型及空间展布

四类差异明显的成岩相具有不同的粒度特征和孔隙特征，镜下孔隙度也有明显的差别，不同成岩演化类型的沉积相、岩性、物性和孔喉特征具有较好的分段对应性，储层物性散点图和压汞曲线表现出明显的三类（图11），孔渗散点图中孔隙度和渗透率相关性较好，数据能够代表基质孔隙度和渗透率特征。结合沉积特征对储层进行综合分类，将储层分为三类，相关分类参数见表1。

4.1 储层分类

Ⅰ类储层成岩相为Ⅰ类，主要为分流河道沉积微相的中粗粒长石石英砂岩、岩屑石英砂岩，部分岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，物性为中低孔—中高渗，排驱压力在0.02～0.1 MPa 之间，中值半径在16～21.7µm 之间，大孔喉半径贡献较多，该类储层部分高渗样品可能存在裂缝，但显微观察显示超大溶孔发育，孔吼连通性好，其基质渗透率也很高，与其他两类储层相区分；Ⅱ类储层成岩相为Ⅱ类，主要为分流河道沉积微相的中—细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，物性为中孔中低渗，排驱压力与Ⅰ类储层无明显差异，在0.03～0.41 MPa 之间、中值半径在0.8～7.2µm 之间，主要为中小孔喉半径，峰值较弱，孔隙较分散，呈现微弱的双峰式特征；Ⅲ类储层成岩相为Ⅲ、Ⅳ类，主要为天然堤含泥细—粉砂岩，物性为低孔特低渗储层，排驱压力相对较高，在0.4～0.9 MPa之间，相对发育小孔喉，中值半径在1.3～0.4µm 之间，孔喉较为集中。以上物性和孔喉划分标准参照《油气储层评价方法SY/T 6285—2011》[21]。

表1 延安组三角洲平原砂岩储层的分类参数表Table 1 Classification parameters of delta plain reservoir rocks in Yan'an Formation

4.2 三类储层的空间展布及意义

储层类型的分布主要受沉积微相和差异成岩演化共同控制。储层分类在空间上的分布特征如图12 所示，纵向上Ⅰ类储层主要集中在延6、延7、延8 层位，Ⅱ类储层在延7 层分布最多，Ⅲ类储层主要分布在延6 和延9 两个层位。平面上Ⅰ类储层主要分布在研究区西南部的分流河道中，该区域多见工业油流井，主要受差异性成岩作用控制（图12）。Ⅱ类储层分布在建设性溶蚀作用不发育的分流河道砂岩中，在河道中广泛发育，多为低产油流井。Ⅲ类储层主要分布在河道边缘的天然堤沉积微相和研究区东南部和北部部分分流河道中，因河道摆动，分流间洼地中也有少量薄层泥质砂岩，也划为Ⅲ类储层，但不具参考价值，因此不在文中讨论，该类储层多为水层或干层。西南部Ⅰ类储层发育的可能原因为该期研究区沉积物源主要来自西南部高地，因此西南地区粒度大，不稳定组分多，因此在后期的成岩过程中更易溶蚀而发育溶蚀超大孔形成中孔中高渗储层，东部和北部储层粒度较细，原始孔隙度较低且稳定成分多，后期建设性成岩改造弱而形成低孔低渗储层。

本研究厘清了以差异成岩作用为主要控制因素的储层分类及3 类储层在空间上的展布规律，为甜点预测提供理论依据。研究区北部勘探较薄弱，下一步可加大研究区北部地区成岩研究的密度，根据本文研究思路预测有利勘探区。

图12 三类储层的空间分布规律Fig.12 Spatial distribution of three types of reservoir rocks

5 结论

（1）受原始沉积的碎屑组分、粒度等的影响，成岩作用表现出明显的差异性，分流河道的中—粗粒砂岩发育Ⅰ类成岩相，分流河道中—细粒砂岩发育Ⅱ类成岩相，天然堤的含泥细—粉砂岩发育Ⅲ、Ⅳ类成岩相。

（2）综合成岩类型、岩性、物性及孔隙结构将储层分为三类，Ⅰ类储层粒度较大，原始孔隙度和刚性碎屑含量较高，溶蚀作用发育，发育Ⅰ类成岩相，为大孔喉中孔中高渗储层；Ⅱ类储层发育Ⅱ类成岩相，为小中孔喉、中孔中低渗储层；Ⅲ类储层粒度小，塑性碎屑含量高，压实和胶结作用较强，发育Ⅲ、Ⅳ类成岩相，为特小孔喉、低孔特低渗/致密储层，早期储层的致密化使其缺乏油气显示或仅见Ⅰ、Ⅱ期油气充注。

（3）Ⅰ类储层主要分布在研究区西南部分流河道中，多见工业油流井；Ⅱ类储层在分流河道的其余部位，多为低产油流井；Ⅲ类储层主要分布在天然堤和分流间洼中，在研究区东部和北部部分河道中也有零星分布，多为干井和产水井，试油产量与储层类型具有较好的对应关系，证明了本研究的理论价值和实用意义。