谢英刚，叶建平，潘新志，段长江，陈　庆，杨丽萍，喻玉洁

(1.中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457；3.中联煤层气有限责任公司，北京100011；4.北京油源恒业科技有限公司，北京 100015)



鄂尔多斯盆地临兴地区下石盒子组成岩作用类型及其对油气储层的控制作用

谢英刚1，2，叶建平3，潘新志2，段长江2，陈庆4，杨丽萍4，喻玉洁4

(1.中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457；3.中联煤层气有限责任公司，北京100011；4.北京油源恒业科技有限公司，北京 100015)

摘要：本文通过大量岩石薄片、扫描电镜及阴极发光等的观察，分析了临兴地区下石盒子组成岩作用类型、成岩作用对物性的影响以及与油气分布规律的关系。结果表明，研究区下石盒子组成岩作用主要包括压实作用以及胶结弱溶蚀；而且压实作用大大降低了原生孔隙体积，胶结作用堵塞了孔隙和喉道，溶蚀作用提高了砂岩的储集性能。成岩作用在砂体不同部位的差异是形成岩性圈闭的条件，纵向上水下分流河道、河口坝底部和顶部为低渗储层，中部位为渗透层，因此水下分流河道和河口坝砂体可成为一套岩性圈闭；在平面上原生孔+次生孔相和次生孔相分布于水下分流河道和河口坝等分选较好，粒度较粗的微相中。分选较差、粒度较细的远砂坝和席状砂微相发育的砂岩杂基含量较高，主要为低渗砂岩，为油气富集区形成横向遮挡条件。总体上来说，沉积相为水下分流河道和河口坝微相，成岩相为原生孔+次生孔相以及次生孔相为有利的储层，是油气的最为有利聚集场所，其次为远砂坝和席状砂微相，成岩相为自生高岭石充填粒间孔相和胶结弱溶蚀相的储层，含气性相对较差。

关键词：成岩作用；储层物性；油气分布规律；岩性遮挡圈闭

临兴地区位于鄂尔多斯盆地的东北部，构造上属于伊陕斜坡东北部和晋西挠褶带西北部，整体上构造相对平缓，由南向北，构造发育程度逐步提高，鼻状隆起幅度逐渐增大。临兴地区上古生界主力储层下石盒子组沉积相主要为辫状河三角洲前缘，但储层质量较差，总体为一套低孔低渗致密砂岩，成岩作用在砂岩埋藏过程中对辫状河三角洲前缘不同微相的孔隙度和渗透率的改造起着明显不同的作用[1-2]。因此颗粒较细，分选较差的微相压实作用和胶结作用较强，物性较差，可作为油气藏的盖层；而颗粒较粗，分选较好的微相压实作用和胶结作用较弱，剩余的原生孔隙和溶蚀作用产生的次生孔隙较高，可作为油气储集层。因此研究成岩作用对研究区油气藏的勘探开发具有重要意义。

1成岩作用类型

通过对临兴地区下石盒子组岩石铸体薄片的观察统计，结合扫描电镜、阴极发光等分析手段，确定临兴地区下石盒子组主要的成岩作用类型有压实作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用等，这些成岩作用对储集层孔隙发育有着显著的影响。

1.1压实作用

碎屑颗粒在上覆颗粒的重力作用以及构造应力作用下发生压实变形，主要表现为塑性颗粒弯曲变形(云母、岩屑等)、刚性颗粒断裂、颗粒定向排列、软物质弯曲变形、碎屑颗粒凹凸接触等(图1)。

图1　临兴地区山西组压实作用现象典型图片

1.2胶结作用

胶结作用与压实作用不同之处在于，压实作用使得岩石体积缩小，而胶结作用仅仅减小的是储层孔隙体积。临兴地区主要的胶结作用有硅质胶结、钙质胶结及泥质胶结作用。

1.2.1硅质胶结作用

硅质胶结物的来源较丰富，主要有石英颗粒的压溶作用、黏土矿物的转化(蒙脱石向伊利石与绿泥石转化过程中会释放SiO2)、硅酸盐矿物的溶解(长石)等，溶解的SiO2在石英颗粒表面形成一期加大边，甚至二期加大边；晚期硅酸盐矿物在有机酸的溶解作用下释放的SiO2会形成三期加大边或者被黏土矿物包裹的石英胶结物(图2(a)、图2(b))。

1.2.2钙质胶结作用

临兴地区下石盒子组碳酸盐胶结主要有方解石胶结和铁方解石胶结，薄片在染色情况下方解石呈红色、铁方解石呈紫红色(图2(c)、图2(d))。

1.2.3黏土矿物胶结

黏土矿物是砂岩中比较重要的胶结物之一，主要包括伊利石、绿泥石和高岭石。其产状通常有两类：孔隙充填及孔隙衬垫。孔隙式充填黏土矿物通常占据有效孔隙空间，降低储集层的物性；而孔隙衬垫式的黏土矿物通常覆盖在颗粒表面，常常形成有大量原生孔隙的储层。伊利石和绿泥石主要以孔隙衬垫的方式胶结，而高岭石主要以孔隙充填的方式胶结(图2(e)～(h))。

1.3溶蚀作用

临兴地区下石盒子组的溶蚀作用主要是长石颗粒和岩屑颗粒，以及少量的胶结物在有机酸的作用下发生溶蚀作用，并形成次生孔隙，改善了储层物性(图3)。

图2　临兴地区下石盒子组典型胶结作用类型

图3　临兴地区下石盒子组溶蚀作用典型图片

2成岩作用对油气储层物性的影响

2.1压实作用降低原生孔隙体积

压实作用是储层孔隙体积降低的主要原因。在成岩作用早期，沉积物在上覆地层的重力作用下碎屑颗粒重新排列，使杂基或者软物质挤压进入储层孔隙中并占据了部分原生孔隙。假设砂岩沉积初期，原始孔隙度为40%，砂岩经过压实作用后原始孔隙度损失一般是20%～30%，保留下来的原始孔隙度为2%～12%[3]。临兴地区下石盒子组沉积环境为辫状河三角洲，因此在不同的沉积微相下形成的砂岩颗粒、分选性以及砂岩厚度有很大差别，因此压实作用也存在较大差别。

下石盒子组砂岩填隙物含量较高，分选中等-差，岩石颗粒次棱角状-次圆状，因此压实作用较强。下石盒子组填隙物主要包括泥质、碳酸盐及其他三种成分，其中泥质含量最高，达到了8%，填隙物总量为12.3%(图4)。因为泥质杂基在压实作用下弯曲变形，易被挤入孔隙中堵塞孔隙或喉道，降低孔隙体积；相反当填隙物含量较低，含量较高的刚性颗粒起到支撑作用，压实作用较低。

图4　下石盒子组填隙物成分含量直方图

辫状河三角洲砂体的主体部位为水下分流河道和河口坝，其中水下分流河道是正韵律，粒度由粗变细，储层孔隙度由高变低；而河口坝为反韵律，粒度由细变粗，储层孔隙度由低变高，所以水下分流河道砂体底部到顶部压实作用由弱变强，而河口坝砂体压实作用则由强变弱(图5)。

2.2胶结作用降低储层孔隙及喉道

下石盒子组砂岩储层胶结物主要有石英胶结物、方解石胶结物和黏土矿物胶结物，这三种胶结物在降低储层孔隙度方面影响不同。早期石英胶结物在石英颗粒表面形成加大边，使得储层孔隙体积减小或堵塞喉道；成岩阶段中期长石颗粒在有机酸作用下生成SiO2，此时石英胶结物充填被黏土矿物包裹的孔隙空间，并堵塞孔隙。方解石胶结物可以完全堵塞孔隙，随着方解石胶结物含量的增高，储层孔隙度迅速降低(图6)。

图5　下石盒子组砂岩粒度与孔隙度和渗透率的关系

图6　下石盒子组碳酸盐胶结物与孔隙度和渗透率的关系

黏土矿物与储层物性关系复杂。当伊利石和绿泥石含量较低时这两种胶结物以孔隙衬垫的方式胶结，并保留了部分原生孔隙，为有机酸进入砂岩储层提供运移通道，进而与易容颗粒发生溶蚀作用形成次生孔隙；当伊利石和绿泥石含量较高时，这两种胶结物会堵塞全部原生孔隙，使得储层物性降低。高岭石胶结物的出现表示砂岩储层中有次生孔隙，因为高岭石主要是长石溶蚀作用产生的，当岩石矿物成分中长石含量较高，生成的高岭石含量较高，会堵塞孔隙(图7)。

图7　下石盒子组黏土矿物与孔隙度的关系

2.3溶蚀作用提高储层物性

辫状河三角洲沉积相中支流涧湾沉积微相主要为泥岩沉积。在中成岩阶段早期，泥质烃源岩成熟并排出有机酸，有机酸通过原生孔隙或者微裂缝进入到邻近的砂岩储层中并与易容颗粒(长石、岩屑)发生溶蚀作用，在砂岩储层中形成粒内溶蚀孔隙、粒间溶蚀孔隙，当颗粒完全溶蚀后形成铸模孔，次生孔隙与原生孔隙构成了储层的孔隙网络，使得储层在经历压实作用和胶结作用之后再次改善了储层物性。

3成岩作用对岩性圈闭的影响

3.1成岩相

成岩相系指某一岩层所经历的成岩环境之总和，或指岩层中与某一地史时期成岩过程有关的组分(可以是结构组分，也可以是矿物组分)，或是在成岩过程中形成的某一特定的岩石类型。陈彦华等(1994)则认为成岩相是成岩环境的物质表现，即能够反映成岩环境的岩石学特征、地球化学特征和岩石物理特征的总和，并将某种成岩相时空分布的范围称为成岩相区。

储层的成岩相划分主要考虑的是成岩作用及其对储层储集性能的影响。前文研究了神府-临兴区块上古生界地层受压实作用明显，且胶结类型多样，储集砂岩的孔隙组合类型及无形直接受成岩作用强度的控制。因此本文根据成岩作用类型、孔喉结构与物性特征、面孔率及胶结物含量，将神府-临兴地区上古生界各组段成岩相分为压实压溶相、胶结-弱溶蚀相、自生高岭石充填相、次生溶孔相、次生+原生孔隙相。

1)原生孔+次生孔相。原生孔+次生孔相是该区最为有利的成岩相带(图8)，在此类成岩相带中，储层胶结物主要为黏土，其他胶结物含量较低。黏土胶结物往往以孔隙衬垫形式胶结，并保留的大量原生孔隙，多形成疏松的孔隙组合关系。此类成岩相常常分布于碎屑岩分选较好，黏土矿物含量较高的(水下)分流河道中，在研究区水下分流河道微相和河口坝微相中广泛发育。

2)次生溶孔相。次生溶孔相也是该区最为有利的成岩相带(图9)，在此类成岩相带中，长石含量较多，并发生溶蚀作用形成次生溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔，此类成岩相带有时与黏土膜原生孔相形成混合成岩相带。次生溶孔相常常分布于碎屑岩分选较好，长石含量较高的长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩中。研究区水下分流河道微相和河口坝微相中广泛发育。

3)自生高岭石充填孔隙。自生高岭石充填粒间孔相的主要特点储层段中大量发育高岭石胶结物(图10)，充填孔隙，剩余孔隙较少，并降低的储层渗透率，对储层产生不利。研究区远砂坝微相和席状砂微相中广泛发育。

4)胶结-弱溶蚀相。胶结-弱溶蚀相的主要特点是有少量溶蚀孔隙，胶结作用较强的一种成岩相(图11)，胶结物可能为黏土矿物或者碳酸盐胶结物，对应的岩石主要为岩屑砂岩。研究区远砂坝微相和席状砂微相中广泛发育。

5)压实压溶相。压实压溶相的主要特点是压实作用和压溶作用很强烈(图12)，颗粒呈线-凹凸接触，剩余孔隙很少。在石英砂岩中主要发生压溶作用，石英是其主要胶结物。研究区分流河道间微相中广泛发育。

图8　LX-6井原生孔+次生孔相

图10　L-6井石千峰组自生高岭石充填粒间孔相

图11　L-17井碳酸盐胶结强烈

图12　L-6井压实压溶相

3.2成岩作用在纵向上的差异

纵向上成岩作用的差异可分为两种情况。

1)下石盒子组中次生孔相、原生孔+次生孔相、高岭石充填粒间孔相形成有力储层，主要分布在盒5段、盒6段与盒8段；压实压溶相与泥岩在纵向上分割有力成岩相，构成成岩相圈闭。如图13所示，远砂坝和席状砂两种微相砂体，其渗透率低，压实作用和胶结作用较强，形成致密遮挡层；水下分流河道，砂体分布较广，砂岩粒度较粗，压实作用较弱，溶蚀作用形成的次生孔隙与原生孔隙为油气的有利储集空间。

2)单个砂体来看，水下分流河道、河口坝形成的砂体底部粒度较粗，压实作用较弱，原始粒间孔隙度较高，这为地层水提供了运移通道，因此从孔隙水中析出的自生胶结物(如石英、伊利石、绿泥石等)含量较高，在砂体底部形成致密层。水下分流河道、河口坝的砂体顶部，粒度较细，压实作用较强，再加上上覆泥岩层压实作用过程中析出的孔隙水的影响，胶结作用较强，在砂体顶部形成致密层。因此只有在砂体中部压实作用和胶结作用较弱，溶蚀作用较强，形成物性较好的储层，有利于油气聚集。

综上所述，下石盒子组的单个砂体在成岩作用之后，就形成一个完整的单一的岩性圈闭，只要有油气运移至此，就可使油气封闭与砂体之中，形成岩性圈闭(图13)。

3.3成岩作用在平面上的差异

根据鄂尔多斯盆地的构造史和沉积史，早二叠纪晚期的海西运动使得华北地台形成北高南低的地形。因此在下石盒子组中成岩阶段早期，来自邻近地层山西组煤层的油气沿着渗透性砂体由南向北运移，在具有上倾方向的地层中聚集，并在L-8、L-5和L-4形成富集区块。沿着L-1、L-7、L-2S方向和L-103、L-20方向主要发育微相有河口坝、远砂坝和席状砂，发育的砂岩杂基含量较高、分选较差、粒度较细，主要为低渗砂岩，为油气富集区形成横向遮挡条件(图14)。

图13　临兴地区下石盒子组下石盒子组成岩相剖面图

图14　临兴地区上石盒子组L-1井～L-20井油藏横剖面图

临兴地区储层物性较好，含油气较多的层位主要位于下石盒子组8上段，因此本文只分析下石盒子组8上段的成岩相平面分布。从图15中可以看出，物源来自东北方向，靠近物源方向的水下分流河道和河道前缘储层物性最好，成岩相为原生孔次生孔相，次生孔相；远离物源方向的河道外缘主要为胶结弱溶蚀相。

4成岩作用对油气储层的控制作用

研究区孔隙度和渗透率较低，为致密储层，主要储集密砂岩气，原生孔+次生孔相是本区最为有利的成岩相带，次生溶孔相也是本区最为有利的成岩相带，原生孔+次生孔以及次生孔隙是研究区最有利和主要储集空间，主要发育于水下分流河道和河口坝微相中；自生高岭石充填粒间孔相和胶结弱溶蚀相剩余孔隙均较少，储集物性相对较差，主要发育于沉积相的边缘相带远砂坝和席状砂微相中，这两类成岩相生成的孔隙含气性相对较差；压实压溶相和碳酸盐岩胶结相是研究区最为不利的成岩相带，这两类成岩作用储层孔隙空间大大降低，主要发育于泥岩相中。

统计14口取心井80个样品点的试气数据，气层岩性多以粗砂岩为主，含少量含砾砂岩和中砂岩，对解释成果表中的气层、差气层以及致密层的测井相、沉积相以及进行研究表明，砂岩的含气性于沉积相、成岩相以及相对敏感的测井曲线之间存在一定的相关关系(图16)，储层含气性越好，自然伽马(GR)和密度(DEN)越低，相对应的沉积相带和成岩相带最为有利。因此，I类储层多发育于水下分流河道和河口坝微相内部，成岩相为原生孔相+次生孔相和次生孔相的储层中，II类储层主要发育与边缘相带(远砂坝和席状砂微相)内部，成岩相为高岭石充填粒间孔相和胶结弱溶蚀相的储层中。

5结论

1)临兴地区下石盒子组成岩作用有压实作用、胶结作用及溶蚀作用。其中胶结作用主要包括石英胶结作用、钙质胶结作用和黏土矿物胶结作用。

2)下石盒子组整体压实作用较强，方解石胶结作用使储层物性变差；黏土矿物胶结物一方面可以保留部分原生孔隙，另一方面堵塞孔隙和喉道；溶蚀作用改善储层物性，具有为油气运移提供运移通道的作用。

图15　临兴地区下石盒子组盒8上段成岩相平面分布图

图16　临兴地区下石盒子组砂岩测井相-沉积相-成岩相关系图

3)下石盒子组在辫状河三角洲前缘控制的前提下，通过不同成岩作用的改造，使下石盒子组储集层物性变化较大，因此形成岩性圈闭。远砂坝、席状砂微相以及水下分流河道、河口坝砂体的顶部和底部由于压实作用和胶结作用较强形成不渗透率砂体而成为油气储层的遮挡层，水下分流河道和河口坝砂体的中部压实作用和胶结作用较弱，溶蚀作用较强，成为油气储集层。

4)Ⅰ类储层多发育于水下分流河道和河口坝微相内部，成岩相为原生孔相+次生孔相和次生孔相的储层中；Ⅱ类储层主要发育与边缘相带(远砂坝和席状砂微相)内部，成岩相为高岭石充填粒间孔相和胶结弱溶蚀相的储层中。

参考文献

[1]朱光有，金强，张水昌，等.惠民断陷湖盆演化过程与油气生成[J].新疆石油地质，2006，27(1)：27-31.

[2]陈建强，周洪瑞，王训练.沉积学及古地理学教程[M].北京：地质出版社，2004.

[3]王允诚.油气储层地质学[M].北京：地质出版社，2008.

收稿日期：2015-12-07

作者简介：谢英刚(1977-)，男，辽宁昌图人，工程师，博士研究生，主要从事石油天然气地质研究工作。E-mail：xieyg2@cnooc.com.cn。

中图分类号：P581

文献标识码：A

文章编号：1004-4051(2016)07-0166-07

Type of diagenesis and its controlling effect on oil and gas reservoirs in the Xiashihezi Formation in Linxing district，Ordos Basin

XIE Ying-gang1，2，YE Jian-ping3，PAN Xin-zhi2，DUAN Chang-jiang2，CHEN Qing4，YANG Li-ping4，YU Yu-jie4

(1.School of Resources and Geosciences，China University of Mining &Technology，Xuzhou 221116，China；2.CNOOC Ener Tech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300457，China；3.China United Coalbed Methane Co.,Ltd.，Beijing 100011，China；4.Beijing Youyuanhengye Technology Co.,Ltd.，Beijing 100015，China)

Abstract:The authors analyze the influence of diagenesis and diagenesis types on physical properties，and relationships between diagenesis and distribution pattern of oil and gas in the Xiashihezi Formation in Linxing area though observing lots of rock slice，scanning electron microscope and cathodoluminescence.Diagenesis types include compaction，cementation and weak dissolution；Compaction greatly destroys primary pore volume，cementation blocks pores and throats，dissolution improves the reservoir quality of the sandstones in the Xiashihezi formation.The condition of forming lithologic trap are the diagenesis differences in different part of the sand，in the vertical of which，the bottom and top of subsea distributary channel and the mouth bar faces are low permeable and the middle are permeable formation，hence，subsea distributary channel and the mouth bar faces sands can make a lithilogic trap；In the plane，the primary pore and the secondary pore facies，the secondary pore facies spread over subsea distributary channel and mouth bar facies，which have preferable sorting and rough granularity.sand with higher matrix are impermeable to keep oil and gas out the plane area in the far bar and sheet sand faces with worse sorting and thinner granularity mainly.The sandstone with higher matrix in distal bar and sheet sand microfacies，which have worse sorting and thinner granularity，are hypotonic，it’s keeping oil and gas out the plane area.As a whole，reservoir with subsea distributary channel and mouth bar microfacies，meanwhile，the primary pore and the secondary pore facies，or the secondary pore is the beneficial sites for hydrocarbon accumulation，then，gas-bearing properties of reservoirs with distal bar and sheet sand microfacies，meanwhile，authigenic kaolinite inter grain pores diagenetic facies or cementation and weak dissolution facies，are poor.

Key words：diagenesis；reservoir physical property；distribution pattern of oil and gas；the lithology block traps