杜彦军

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

鄂尔多斯盆地中部延长组长8、长9成岩作用及对储层物性的影响

杜彦军

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

鄂尔多斯盆地中部延长组长8、长9油层组孔隙结构复杂，成岩作用多样，成岩作用对储层的影响研究不明确。本文通过岩心观察以及普通薄片与铸体薄片的镜下鉴定结果分析，明确了研究区长8、长9油层组砂岩成岩作用，并探讨了成岩作用对储层物性的影响。结果表明，成岩作用类型主要包括破坏性的压实作用和胶结作用以及建设性的溶蚀作用，不同组分的砂岩成岩作用强度各有差异。

鄂尔多斯盆地中部；低渗透储层；成岩作用；储层物性

低渗透、超低渗透油气勘探近年来获得了瞩目的成果，随着鄂尔多斯盆地中部非常规油气勘探步伐不断加快，延长组的勘探越趋于深部地层，因而，长8、长9油层组逐渐成为本区延长组非常规油气的重要接替层系[1]。由于长8、长9油层组微观孔隙结构复杂，成岩演化多样，导致对储层成岩作用及对储层物性影响研究尚不十分明确，因此，本文基于前人的部分研究成果，通过近年来新补充的岩心资料、普通薄片、铸体薄片等资料分析，明确了研究区长8、长9油层组的成岩作用类型及特征，并结合相应物性资料，分析了不同成岩作用对储层物性的影响，为后期研究区有利成岩相带及勘探有利区预测奠定基础。

1 成岩作用类型及特征

普通薄片、铸体薄片等观察结果表明，鄂尔多斯盆地中部长8、长9油层组成岩作用类型主要包括破坏性的压实作用和胶结作用以及建设性的溶蚀作用。

1.1 压实作用

研究区压实作用较强烈，主要表现为塑性岩屑通常挤入粒间孔内形成假杂基，堵塞孔隙，镜下可见黑云母压弯变形(图1a)，且随着塑性岩屑含量的增加，岩石面孔率呈降低趋势。其次可见刚性岩屑颗粒压碎或断裂，颗粒间接触方式由点接触逐渐变为线接触(图1b)，仅剩部分粒间孔得以保存。

1.2 胶结作用

显微镜下观察表明，本区胶结作用也比较显著，类型多样，主要包括硅质胶结、碳酸盐矿物胶结、浊沸石胶结以及粘土矿物胶结等。

1.2.1 硅质胶结

区内胶结作用发育广泛，但整体作用强度相对较低，胶结物含量平均约1.74%，硅质胶结形成的自生石英主要表现为石英加大边(图1c)，一期加大边相对较多，二期加大边偏少。其中，一期加大边多呈单晶颗粒状生长，加大边较窄，二期加大边相对较宽，通常与一期加大边之间被一层绿泥石薄膜分隔(图1d)。

1.2.2 碳酸盐矿物胶结

主要表现为方解石矿物胶结，整体可以分为3类。其中第一类为泥晶方解石(图1e)，单偏光镜下呈黄褐色，常出现于粉砂岩、极细砂岩中，多呈基底式胶结；第二类为亮晶方解石，主要表现为嵌晶式胶结充填于较大的粒间孔；第三类与第二类方解石相似，也为充填于粒间孔之间的亮晶方解石，但两类方解石的阴极发光特性不同，其中第二类亮晶方解石在阴极发光显微镜下发黄橙色的光。第三类亮晶方解石则发红、暗红色光(图1f)，从二者的接触关系来看，发黄橙色的光的亮晶方解石形成于发红、暗红色光亮晶方解石之前。

1.2.3 浊沸石胶结

研究区浊沸石多呈连片状胶结于孔隙中(图1g)，且浊沸石与其它胶结物的接触关系反映有多期浊沸石形成。其中早期浊沸石胶结物占据较大空间的粒间孔(图1h)，晶形差，近似基底式胶结，碎屑颗粒未见后期成岩过程中发生的胶结或溶蚀作用；晚期浊沸石占据的空间较小，碎屑颗粒之间多数达到线接触，且在浊沸石胶结之前，石英颗粒边缘发生了两期硅质胶结形成石英加大边。

1.2.4 黏土矿物胶结

包括高岭石、绿泥石、伊/蒙混层和伊利石等。其中镜下可见自生高岭石在研究区内分布广泛，高岭石晶形发育较好，呈蠕虫状和手风琴状集合体(图1i)充填于粒间孔内；颗粒边缘常见绿泥石薄膜(图1j)，且一般至少存在两期绿泥石；片丝状和丝发状伊利石也是研究区黏土矿物胶结物的一种重要类型，其晶形反映了从流体中生长的特征。

1.3 溶蚀作用

研究区酸性流体导致长石、方解石、浊沸石等各种易溶矿物的多期溶蚀。主要表现为酸性流体沿长石解理缝优先溶蚀，形成呈长条状的长石粒内溶孔(图1k)；后期又对粒间浊沸石矿物进行沿解理溶蚀(图1l)，形成栅格状溶蚀孔；此外，亮晶方解石胶结物也被大量溶蚀。

从溶蚀作用与胶结作用之间的相互联系及石英次生加大的多期次综合分析，研究区早期酸性流体边缘和解理缝对长石、方解石等溶蚀以后，自生石英形成并充填部分孔隙，微晶石英沿矿物颗粒边缘形成包壳，之后方解石等胶结物进一步充填孔隙，发生第二次溶蚀，由于长石和方解石周围具有石英包壳，因而第二次溶蚀相对有效。

图1 鄂尔多斯盆地中部延长组长8、

2 成岩作用对储层物性的影响

2.1 压实作用对储层物性的影响

大量前人研究表明压实作用对储层整体起破坏性作用[2-4]，是导致储层物性变差的重要原因。但通过对研究区不同成分的岩石储层压实减孔量的定量分析(图2)，认为不同成分的砂岩在压实作用下储层物性受损差异较大。其中，高塑性岩屑砂岩中，由于塑性岩屑含量相对较高(平均24.5%)，强烈的压实作用导致岩屑压弯变形挤入粒间孔隙，占据大量储集空间，因而造成的物性损失较大。含油砂岩和含水砂岩中，由于塑性岩屑含量相对较少(平均13.4%和14.1%)，刚性颗粒及胶结物含量相对较多，在一定程度上起到了支撑作用，因而造成的压实减孔损失相对较少。而钙质胶结砂岩中，由于塑性颗粒较少、刚性颗粒相对较多，并且有大量方解石胶结物共同起支撑作用，因此受压实作用物性变差程度较弱，造成的孔隙度损失率平均为9.3%。综合分析表明，压实作用是高塑性岩屑砂岩及含油、含水砂岩储层物性变差的主要原因，同时也导致钙胶结砂岩物性变差，但孔隙度减小程度相对较弱。

2.2 胶结作用对储层物性的影响

除压实作用外，胶结作用也是使储层物性变差的主要原因之一。并且组分不同的砂岩其胶结物类型及含量、胶结作用发生时间均存在一定的差异，因而造成胶结作用在不同类型砂岩的减孔量亦有不同。

研究区长8、长9油层组自生方解石胶结物含量相对较高，分布广泛，是导致储层致密化的一个重要因素。其中碳酸盐矿物含量高以及胶结作用发生时间相对偏早导致钙质胶结砂岩由于胶结作用造成的减孔量较大(平均约27%)(图2)；高塑性岩屑砂岩则由于早期压实与胶结作用造成的孔隙丧失率。

作用导致大部分孔隙丧失，储层变致密，进入深埋藏阶段后能够提供的流体活动空间极少，在一定程度上限制了胶结作用的进行以及胶结物含量的增加，因此，胶结作用在高塑性岩屑砂岩中造成的减孔量相对较少；胶结物的形成也是导致含水、含油砂岩储层致密的重要原因，含水砂岩中由于绿泥石薄膜不发育，导致在绿泥石胶结之后的其他胶结作用形成的产物易于沉淀于粒间，造成其减孔量相对高于含油砂岩。

图2 研究区不同类型砂岩由压实作用

图3 溶蚀面孔率与总面孔率交会图

2.3 溶蚀作用对储层物性的影响

溶蚀作用是砂岩储层物性改善的重要因素之一，研究区长8、长9油层组374个砂岩样品镜下薄片溶蚀孔面孔率与总面孔率相关性分析表明(图3)，溶蚀孔面孔率与总面孔率之间呈明显的正相关关系，表明溶蚀作用是研究区储层物性变好的重要因素。

由于砂岩组分之间存在一定的差异，因此不同砂岩储层接受的溶蚀改善程度也各不相同。具体表现为含水砂岩、含油砂岩中塑性岩屑含量相对较低、孔隙较发育，为后期流体流动提供了空间，并使得长石、浊沸石、方解石以及伊/蒙混层等易溶组分发生溶蚀，有效地改善了储层物性，而高塑性岩屑砂岩和钙质胶结砂岩由于富含塑性颗粒以及致密胶结物，占据大量空间，后期流体较难进入对其中易溶组分进行溶蚀，因此储层物性改善相对较弱。

3 结语

(1)鄂尔多斯盆地中部长8、长9油层组砂岩成岩作用类型主要包括破坏性的压实作用和胶结作用以及建设性的溶蚀作用。其中胶结作用包括硅质胶结、碳酸盐矿物胶结、浊沸石胶结以及黏土矿物胶结；溶蚀作用主要包括长石溶蚀、浊沸石溶蚀以及方解石溶蚀，且常为多期溶蚀叠加作用。

(2)不同组分的砂岩成岩作用强度各有差异。压实作用是高塑性岩屑砂岩及含油、含水砂岩储层物性变差的主要原因，对钙胶结砂岩储层破坏程度相对较弱；胶结作用是造成钙质胶结砂岩、含水砂岩物性变差的主要原因，但对高塑性岩屑砂岩及含油砂岩储层破坏相对较弱；溶蚀作用对含水砂岩、含油砂岩储层物性改善较强，对富含塑性颗粒及胶结致密的高塑性岩屑砂岩和钙质胶结砂岩物性改善程度较弱。

[1]李百强，邱雅洁，李洋，等.鄂尔多斯盆地华庆地区长9储层微观孔隙结构特征[J].西安石油大学学报自然科学版.2015.30(5):10-15.

[2]张梦婷, 李红, 李文厚,等. 鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长81储层成岩作用与孔隙定量化研究[J]. 地质科技情报.2017(1):98-105.

[3]周翔, 何生, 陈召佑,等. 鄂尔多斯盆地代家坪地区延长组8段低孔渗砂岩成岩作用及成岩相[J].石油与天然气地质.2016.37(2):155-164.

[4]郭艳琴, 余芳, 李洋,等. 鄂尔多斯盆地华庆地区长9储层成岩作用与有利成岩相[J].西北大学学报自然科学版.2016.46(4):558-564.

2017-03-18

杜彦军(1983-)，男，陕西榆林人，工程师，主要从事石油地质研究与管理工作。

P618.130.2+1

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1004-1184(2017)04-0196-02