庞长旭，曹 青,2，胡林楠

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065)

鄂尔多斯盆地延安地区西北部中生界具有多套含油层系的特点，主要含油层系有延安组延9油层组、延10油层组和延长组，其中，长6—长8油层组储层为致密砂岩。目前对该区长6—长8油层组储层的研究主要集中在沉积、储层孔隙结构、成岩作用等方面[1-7]，涉及储层致密—成藏时序特征方面的研究较少。而鄂尔多斯盆地延长组储层致密与成藏时间的研究结论存在较大差异，可归纳为以下3种认识：①储层先致密，随后油气充注；②油气先充注成藏，储层随后致密；③油气充注与储层致密同时进行[8-13]。本文探讨鄂尔多斯盆地延长致密砂岩储层油气充注成藏和成岩演化致密之间的关联性，为研究延长组致密砂岩的油气成藏机理提供科学依据。

1 油区地质概况

延安地区西北部位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，统计显示延长组长6—长8油层组致密砂岩中长石砂岩约占72%，岩屑长石砂岩不足25%。胶结物以碳酸盐矿物和黏土矿物为主，硅质次之；孔隙类型以剩余粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙和粒内溶蚀孔隙为主。孔隙度主要分布在3.5%～11.5%之间，渗透率主体低于1 mD。

2 成岩作用与成岩序列

2.1 成岩作用类型

压实作用：延安地区西北部长6—长8油层组压实作用发生在成岩作用早期，主要表现为：①塑性颗粒(云母及部分岩屑)受压后弯曲变形(图1a)；②超过85%的矿物颗粒为线—凹凸接触关系。

胶结作用：储层胶结作用在延安地区西北部长6—长8油层组十分发育，早期硅质胶结相对较少，中—晚期黏土矿物及方解石胶结物相对较多。

黏土矿物胶结：统计结果显示，胶结物中绿泥石约占1.2%，伊利石和伊/蒙混层约占2%，高岭石胶结物含量不足0.5%。扫描电镜下可观察到大量绿泥石以玫瑰花瓣状均匀包裹在矿物颗粒表面，伊利石和伊/蒙混层多以针状不均匀覆盖局部矿物颗粒，少量的高岭石书以页状充填在粒间孔内并发育少量晶间孔(图1b、1c、1d、1f)。

硅质胶结：铸体薄片观察到少量Ⅰ级石英次生加大，扫描电镜也观察到少量颗粒较小的自生石英(图1d、1i)。

碳酸盐胶结：通过阴极发光观察显示方解石胶结可分为两期，相对胶结较早的方解石显示橘红色光，随后胶结的方解石发亮橘黄色光，镜下观察可见较多的方解石胶结物，因此明显降低了储层孔隙度(图1g、1h、1j)。

溶蚀作用：储层溶蚀作用在延安地区西北部长6—长8油层组主要表现为长石、碳酸盐的溶解。

长石溶解：通过阴极发光观察，显示约有36%的长石发生栅格状溶蚀(图1e、1h、1j)。

碳酸盐溶解：阴极发光和铸体薄片观察显示，主要是晚期方解石发生不规则溶蚀(图1k、1l)。

2.2 成岩演化阶段划分

参照碎屑岩成岩阶段划分标志，将延安地区西北部延长组长6—长8油层组成岩演化阶段确定为中成岩A期[14]，主要指标有：①针对150张铸体薄片观察归纳，延安地区西北部长6—长8油层组储层骨架矿物颗粒以线—凹凸接触为主，超过85%的矿物颗粒为线—凹凸接触关系，表明储层成岩作用已进入中成岩A期；②流体包裹体均一测试获得365个数据，盐水包裹体记录的地层最大古地温不超过130 ℃(图2)；③通过64块样品的镜质体反射率测试，镜质体反射率分布于0.5%～1.3%之间，主峰介于0.7%～1.1%之间，表明延安地区西北部长6—长8油层组储层成岩作用已进入中成岩A期(表1)；④通过85块样品做X衍射—黏土矿物分析表明，伊/蒙混层比主体介于15%～25%，表明本区储层已经演化到中成岩A期。通过对矿物颗粒接触类型、包裹体均一温度、镜质体反射率和黏土矿物相对含量综合分析，认为延安地区西北部延长组长6—长8油层组已演变到中成岩A期。

表1 长6—长8油层组镜质体反射率统计表

图2 延安西北部长6—长8油层组包裹体均一温度直方图

2.3 成岩序列

通过各种放大倍数的镜下观察，发现以下成岩现象：①可见在绿泥石膜包覆矿物颗粒的情况下，粒间孔隙中填充自生石英和伊利石，说明绿泥石膜的形成次序相对最早(图1b、1c、1d、1e、1f)；②长石颗粒表面普遍被绿泥石包裹，其中部分长石观察到明显的栅状溶蚀现象，说明长石溶蚀发生在被绿泥石胶结之后(图1e)；③电镜下可清晰地观察到伊利石和伊/蒙混层胶结物覆盖在绿泥石和自生石英之上，说明伊利石等黏土矿物胶结晚于绿泥石胶结和次生石英加大(图1b、1c、1d、1e、1f)；④阴极发光可观察到方解石胶结物充填剩余粒间孔和黏土矿物晶间孔，并局部不规则溶蚀，说明方解石胶结和溶蚀的发生次序相对最晚(图1k、1l)。

图1 延安地区西北部长6—长8油层组成岩作用特征

通过烃类包裹体岩相学对比及其内微量液态烃荧光定性和定量分析，发现以下现象：①石英颗粒中液态烃包裹体在蓝光激发下显示黄绿色荧光(图3a)，长石颗粒中液态烃包裹体在紫外激发下发黄色荧光(图3b)；②方解石胶结物中液态烃包裹体在紫外激发下显示黄色和蓝绿色荧光(图3c)；③晚期方解石不规则溶蚀内残留少量烃类物质，紫外激发后显示蓝白色光(图3d)。对比上述不同液态烃包裹体的荧光光谱主峰波长测试结果发现，石英、长石和碳酸盐胶结物内液态烃包裹体的烃成熟度依次增大[15-17]。

图3 延安地区西北部长6—长8油层组内液态烃包裹体荧光颜色及其荧光光谱

综合分析认为，延安地区西北部长6—长8油层组储层的成岩序列为：压实作用—绿泥石膜—硅质胶结—烃类开始充注—长石溶蚀—高岭石胶结—伊利石胶结—方解石胶结—烃类持续充注—方解石溶蚀(图4)。

图4 延安地区西北部长6—长8油层组成岩序列

3 致密储层孔隙度演化

本次研究分选系数恢复原始孔隙度(原始孔隙度=20.91+22.90/So)，通过胶结物含量和成岩序列，分析其孔隙度演化[18-19]。

推算结果显示，延安地区西北部长6—长8油层组储层原始孔隙度均值为35.3%，91%的推算结果分布于34%～40%。长6—长8压实减孔率从50.4%至59.4%，压实剩余孔隙度介于17.5%～14.3%之间，压实过后储层仍为常规储层，胶结减孔率介于31.6%～29.5%之间，延安地区西北部长6—长8油层组的溶蚀增孔率介于6.9%～9.9%之间(图5)。综合分析认为，延安地区西北部长6—长8油层组储层塑性矿物含量高，粒度细，容易遭受压实；强烈的压实作用使原生孔隙损失较大，是储层致密的主要成因，但压实后储层尚未致密。胶结作用使储层进入致密状态，其中碳酸盐对储层物性的影响较大。溶蚀作用虽改善了储层物性，但未能改变储层致密的性质[20-22]。

图5 压实减孔率和胶结减孔率交汇图

4 储层致密—成藏时序特征

鄂尔多斯盆地延安地区西北部长6—长8油层组砂岩储层经历的成岩演化具体如下：

早成岩A期：埋深小于1 150 m，地层古地温小于45 ℃，Ro小于0.35%；伊/蒙混层以蒙皂石为主，其状态整体显示为无序；塑性矿物(以云母和岩屑为主)因压实受力而明显变形。压实作用较为明显地降低了储层原生孔隙，长6—长8油层组压实减孔率依次增高为50.4%、54.5%和59.3%。早成岩阶段绿泥石胶结相应地降低孔隙，其减孔率依次为5.5%、5.9%和2.6%。

早成岩B期：埋深小于1 650 m，地层古地温小于65 ℃，Ro小于0.5%；伊/蒙混层状态主体显示为无序，剩余粒间孔因压实受力快速降低。早成岩阶段硅质胶结降低孔隙不明显，其减孔率依次为2.4%、3.5%和2.4%。

中成岩A期：埋深小于2 400 m，地层古地温小于140 ℃，Ro小于1.3%；伊/蒙混层状态部分转变为有序，有机质达到成熟阶段。胶结作用较为明显地降低剩余粒间孔，其中黏土矿物和碳酸盐胶结减孔率依次为6.1%、5.5%、2.3%和16.6%、15.1%、22.1%。成岩演化最后阶段的方解石溶蚀略有增加孔隙度，溶蚀增孔率分别为9.8%、8.3%和6.9%；长6—长8油层组最终计算结果孔隙度分别为10.1%、7.3%和6.6%。

中侏罗世长8—长6油层组储层先后进入致密状态，随后烃源岩开始大量排烃，伴随着油气的充注，储层发生溶蚀，孔隙度增大，但未能改变储层致密的性质；130 Ma～100 Ma(早白垩世)大量油气富集成藏，此时长6—长8油层组储层孔隙度都在12%以下，储层已经致密，储层致密—成藏时序为先致密后成藏(图6)。

图6 延安地区西北部长6—长8油层组成岩—成藏特征

5 结论

(1)延安地区西北部长6—长8油层组致密砂岩成岩演化达中成岩A期，其成岩序列为：压实作用—绿泥石膜—硅质胶结—烃类开始充注—高岭石—伊利石—方解石—烃类持续充注—溶蚀作用。

(2)虽然压实作用明显降低了延安地区西北部长6—长8油层组的孔隙度，但压实后储层尚未完全致密；黏土矿物和碳酸盐胶结作用最终使得储层整体致密，后期少量碳酸盐胶结物的溶蚀未能改变储层致密的状态。

(3)将储层成岩致密演化史及油气充注综合分析认为，延安地区西北部长6—长8油层组显示“先致密，后成藏”的耦合关系。