鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析*

严锐涛， 徐怀民， 严锐锋， 曾联波， 何永宏

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249； 2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂， 内蒙古 乌审旗 017300；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 陕西 西安 710078)



鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析*

严锐涛1， 徐怀民1**， 严锐锋2， 曾联波1， 何永宏3

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249； 2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂， 内蒙古 乌审旗 017300；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 陕西 西安 710078)

为揭示鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层特征及控制因素，通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射等资料研究了储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙和物性特征，并讨论了致密砂岩的成因机理。结果表明：长8段岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，储集空间主要为粒间孔(包括残余粒间孔与粒间溶孔)、溶孔(长石溶孔与岩屑溶孔)，储层孔隙度平均为9.6%；渗透率平均为0.67×10-3μm2。为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。储层物性受控于多种因素，其中沉积条件是不同砂岩物性差异的基础，沉积后持续快速的埋藏和较多的塑形颗粒共同导致强烈的压实和孔隙的大量损失，硅质和钙质胶结则充填压实剩余孔隙，加之伊利石对孔吼的堵塞，最终形成致密砂岩。

环江油田； 延长组； 致密砂岩； 成岩作用； 主控因素

引用格式：严锐涛，徐怀民，严锐锋，等.鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素[J]. 中国海洋大学学报(自然科学版), 2016, 46(8): 96-103.

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近年来，高效开发致密油储层成为中国石油工作者研究的重要突破点。致密油气作为非常规油气系统中的一个重要类型，其运聚机理、分布规律、评价方法和主控因素都与常规油气藏、其他类型非常规油气相比存在一定的特殊性，因此致密储层的成因主控因素研究是解剖此类油藏的核心任务[1-4]。鄂尔多斯环江油田延长组长8段砂岩为典型的致密砂岩储层。前人对该区延长组致密储层的主控因素做过许多一定研究，多数学者认为沉积条件和成岩作用是形成储层致密的主要控制因素[5-10]。如于波等人研究认为对西峰区长8段储层成分成熟度很低，抗压能力弱，因此压实与压溶及胶结作用是破坏孔隙的主要因素，其中长石、岩屑等骨架颗粒的溶蚀作用形成致密储层[8]；张纪智认为优质储层宏观展布受控于沉积作用，而后期压实和胶结作用大大减少了原生孔隙，导致储层致密[9]；肖晓光研究认为直罗油田长8段储层成岩作用中孔隙桥塞式粘土降低了储层的渗透性，而碳酸盐岩胶结对储层物性影响较小，硅质胶结具有双重作用，碎屑组分不同程度的溶蚀，是相对优质储层形成的关键[10]。

总体上，一般研究认为压实、胶结是主要的物性损失因素，溶蚀有利于孔隙的形成，但是具体哪种胶结对物性影响大？什么因素控制着压实、胶结及溶蚀作用？与长8段其他油田相比，环江油田平面上更靠近物源区，对储层物性是否有影响？这些问题都没有深入讨论，因此，笔者通过宏观沉积作用及微观成岩作用分析，进一步探讨了鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩控制储层物性的主要因素，为提高储层描述的准确性及更好的分析预测致密砂岩储层发育区提供依据。

1　地质概况

环江油田位于鄂尔多斯盆地西南部，构造区域横跨伊陕斜坡和天环坳陷，构造相对稳定(见图1)，沉积了自古生代以来的多套生储盖组合。晚三叠世长8沉积期地形平缓，坡度小，物源主要来自西北部，沉积水体较浅，以浅水三角洲前缘沉积为主体[12-14]，优质储层主要分布在水下分流河道及水下天然堤微相发育的地区。

图1　鄂尔多斯盆地构造单元划分图及研究区所在位置

2　储层岩石学特征

根据薄片统计，研究区长8段岩石类型以长石质岩屑砂岩(42.6%)、岩屑质长石砂岩(27.5%)和长石砂岩(20.3%)为主，少量长石岩屑质石英砂岩(5.2%)和岩屑砂岩(4.4%)。砂岩成分成熟度普遍较低，碎屑组分中石英颗粒含量22%～57%，平均为37%，长石颗粒含量25%～55%，平均为32%；岩屑粒含量15%～41%，平均为31%。岩屑类型主要为火山喷发岩、石英岩、千枚岩、云母岩，其次板岩、片岩和隐晶岩。砂岩填隙物主要包括硅质、长石质、高岭石、水云母、绿泥石、粘土、方解石和白云石等。环江油田延长组砂岩粒径一般为0.15～0.36mm，主要为细粒砂岩(81.4%)，其次为粗粉砂岩(19.6%)，分选性中到好，磨圆以次棱状为主，颗粒以点接触为主，局部出现线接触。该区储层具低成分成熟度、低结构成熟度特征。

3　主要成岩作用类型及特征

薄片和扫描电镜观察显示环江油田长8段储层主要成岩作用包括压实、胶结、溶蚀及交代作用，其中前三种成岩作用对储层物性影响最大。

3.1 压实作用

研究区长8段砂岩机械压实程度中等-强烈，颗粒之间以线接触-凹凸接触为主，云母弯曲断裂，火山岩岩屑、泥岩岩屑等塑形岩屑压实变形，常形成假杂基充填于之间(见图2a)。岩屑及长石等脆性颗粒压实强烈时常破裂形成粒内缝。

3.2 胶结作用

研究区胶结作用常见，450个铸体薄片统计显示，长8段砂岩胶结物含量0%～35.2%，主要分布于5%～15%(见图3)，平均11.9%。胶结物类型包括硅质胶结、碳酸盐岩胶结、黏土胶结和长石质胶结。主要为硅质、钙质胶结，其次为自生黏土胶结。

(1)硅质胶结

硅质胶结以石英次生加大或自生石英晶体形式出现，以前者为主，在每个薄片中均有发育，含量较低，平均1.47%。早期硅质胶结多出现较早，被绿泥石环边包裹(见图2b)，较晚的硅质胶结出现于压实期，由于压溶作用，石英颗粒发生溶蚀，硅质转移至粒间孔隙发生再沉淀，此时压实残余的粒间孔隙常备硅质胶结充填殆尽(见图2c)。

(2)碳酸盐胶结

研究区碳酸盐岩胶结平均3.66%，其中以铁方解石胶结为主，平均2.87%，其次为方解石胶结(0.76%)和少量铁白云石胶结(<0.1%)。早期为基底式方解石胶结，晚期为孔隙式方解石胶结。产状上，早期碳酸盐岩胶结以基底式方解石胶结为主，晚期则为孔隙式的方解石、铁方解石胶结(见图2d、e)。根据镜下薄片统计只有5%的薄片见到了基底式方解石胶结，其余均为孔隙式胶结。说明碳酸盐岩胶结出现时间比较晚。

结合已有研究，长8段碳酸盐胶结以铁方解石为主，而非铁白云石，且纵向上含量略高于延长组其他层位，主要原因一方面可能与长8段粒度相对其他层段偏粗，另一方面富含火山岩岩屑，缺乏白云石岩屑有关[15]。偏粗粒度利于提高原始孔隙度，可以为后期碳酸盐胶结提供一定的空间，且火山岩岩屑富在埋深蚀变过程中可以提供碳酸盐胶结所需要的Fe、Mg、Ca等离子，由于缺乏白云岩岩屑，这就导致后期沉淀的碳酸盐胶结物以铁方解石为主，而非铁白云石岩屑，因为铁白云石不易从孔隙中直接沉淀，而更易沿着白云石岩屑或白云石晶体边缘生长[16]。

(3)黏土胶结

((a).塑形颗粒压实变形，形成假杂基，罗239井，2739.85m；(b).石英次生加大，耿166，2793.2m，单偏光，40×；(c).石英次生加大完全充填粒间孔隙，罗228 长81 2826.8m；(d).铁方解石胶结粒间孔，交代长石碎屑颗粒，罗200井，2643.10m；(e).沉积成因的伊利石环边，一级黄干涉色，白38井，2722.9m，正偏光，40×；(f).粒间孔中分布着发丝状伊利石，多为成岩成因，罗79井，2951.13m；(g)，绿泥石环边胶结，后期吸附烃类，颜色暗，颗粒点线接触，缺少硅质及钙质胶结物，罗228 长81 2820.8m；(h)，扫描电镜下绿泥石覆盖于自生石英表面，说明绿泥石环边出现晚于早期石英胶结，罗228 长81 2820.8m；(i).粒间孔隙中充填的高岭石矿物，耿166，2794.5m(a).Deformationofplasticgranulescausedbycompaction,formingfalsematrix,WellLuo239, 2793.85m; (b).Secondaryenlargementofquartz,WellGeng166, 2973.2m,plane-polarizedlight, 40×; (c).Secondaryenlargementofquartzfilledintergranularporescompletely,WellLuo228, 2826.8m; (d).Ferrocalcitecementedintergranularporesandreplacedfeldsparparticles,WellLuo200, 2643.1m(e).Illiterimofdepositionalgenesis,first-orderyellowinterferencecolor,WellBai38, 2722.9m,positivepolarization, 40×; (f)Hairlineilliteinintergranularpores,mostlydiagenesisorigin,WellLuo79, 2951.13m; (g).Chloriterimcementation,absorbinghydrocarbonlater,dark,point-linecontactwithinparticles,andlackofsiliceousorcalcareouscements,WellLuo228, 2820.8m; (h).Chloritecoversonquartzsurfaceunderscanningelectronmicroscope,indicatingthatchloriterimprecipitatedlaterthanearlyquartzcementation,WellLuo228, 2820.8m; (i).Kaolinitefillingintergranularpores,WellGeng166, 2794.5m.)

图2鄂尔多斯盆地环江油田延长组致密砂岩储层的典型孔喉特征及成岩作用图

Fig.2GrainsizeandpetrophysicaldistributionofdifferentsedimentarysubfaciesinHuanjiangOilfield

图3　长8段胶结物含量分布图

研究区长8段砂岩的黏土胶结作用中等-弱，薄片统计显示，粘土矿物以伊利石和绿泥石为主，平均含量分别为2.9%和2.3%，其次为高岭石，平均含量1.6%。

伊利石胶结物通常呈颗粒包膜或孔隙充填形式出现，扫描电镜下发育蜂窝状、发丝状、片状等多种形状。产状显示伊利石的形成具有多种成因，片状或颗粒包膜伊利石出现于沉积期(见图2e)，出现时间最早，为沉积成因，但后期常发生重结晶，形成片状-发丝状伊利石，而蜂窝状伊利石常常为蒙脱石转化伊利石的中间状态。充填孔隙中的发丝状伊利石多为成岩后期的产物(见图2f)，如充填溶孔伊利石多与长石等矿物溶蚀有关。另外云母矿物，特别是白云母矿物水化蚀变也会形成伊利石矿物，这类伊利石常常以假杂基形式充填粒间孔隙。

绿泥石胶结则以孔隙衬边形式出现(见图2g)，一般晚于最早期的硅质胶结(见图2h)，扫描电镜下呈绒球状、玫瑰花状集合体，常常因为吸附烃类呈深褐色或黑色，其发育的砂岩硅质和钙质胶结往往不发育。高岭石往往呈单晶假六方片状充填粒间孔，大小在1～10μm，一般为3～6μm，集合体呈书册状(见图2i)。

3.3 溶解作用

研究区长8段砂岩溶蚀作用中等，溶蚀对象主要为长石和岩屑(见图4、5)，其次是少量杂基及胶结物，因溶蚀作用而增加的溶蚀孔隙平均面孔率为0.96%，一般小于2%，但最高可达4.3%。溶蚀作用主要出现于成岩期，其特征为颗粒多为部分溶蚀，溶孔零星分布不连续且未被充填，若形成溶孔形成早期，则易被充填。

4　孔隙类型及物性特征

根据薄片鉴定及扫描电镜分析可知环江油田延长组长8段砂岩储层以粒间孔和粒内溶孔为主(见图4、5)，少量杂基、胶结物溶孔和微裂隙。薄片总面孔率平均2.11%，粒间孔面孔率为0.1%～10.8%，平均1.12%，占总面孔率的平均值为53.1%；溶孔面孔率为0～4.3%，平均0.96%，其中长石溶孔面孔率平均1.12%，岩屑溶孔为0.1%；微裂隙面孔率为0～1.2%，平均0.03%。

图4　环江油田长8段不同类型孔隙面孔率统计

((a).长石颗粒溶孔，罗239井，2739.85m；(b).长石颗粒溶孔，部分溶蚀，耿166，2793.2m，单偏光，40×；(c).发育多种孔隙类型：粒间孔隙、铸模孔以及粘土晶间孔，罗228 2826.8m；(d).绿泥石晶间孔和粒间孔发育，罗200井，2643.10m。(a).Solutionholesinfeldsparparticles,WellLuo239, 2793.85m; (b).Solutionholesinfeldsparparticles,WellGeng166, 2973.2m,plane-polarizedlight, 40×; (c).Multipleporetypes:intergranularpore,moldporeandinterclaymineralpore,WellLuo228, 2826.8m; (d).Intercrystallineandintergranularporesinchlorite,WellLuo200, 2643.1m.)

图5研究区长8段常见孔隙类型

Fig.5PoretypesofChang8sandstone

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段2 048个砂岩样品的孔隙度和渗透率参数统计显示：孔隙度为5.6%～17.1%，平均为9.6%；渗透率为0.1×10-3～7.67×10-3μm2；平均为0.67×10-3μm2。孔隙度多集中在5%～15%；渗透率一般在0.3×10-3μm2以下，为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。

5　致密砂岩储层物性主控因素

5.1 沉积条件控制形成砂岩物性差异的基础

环江地区长8储层各沉积相带主要为三角洲前缘水下分流河道与水下天然堤微相，主力储集岩为水下分流河道砂体[17-19]，平面上呈水道式条带状展布，受沉积条件控制，砂体位于河道中心部位的地区，砂地比较高，泥质含量低，沉积时近主流线，碎屑粒度相对较粗，砂质纯净，往往对应着较好的物性和孔隙结构(见表1)。从表中可以看出，水下分流河道流线中部砂体发育更好，具有较粗的粒度和较好的物性。在水下天然堤或者与分流间湾过渡的部位，砂岩厚度较小(参与统计的区域均小于9m)、砂地比较低(小于0.2)，由于距主流线较远，沉积水动力较弱，储层砂岩粒度细小(粒度中值均大于2.8Φ)，同时，其物性较差，孔隙度小于8.5%，而渗透率一般低于0.3×10-3μm2。位于水下分流河道中央的区域，砂岩厚度较大(参与统计的区域均大于13m)、砂地比较高(大于0.25)，储层砂岩粒度较粗(粒度中值均小于2.8Φ)，物性较好(孔隙度一般大于8.9%，渗透率一般高于0.4×10-3μm2)。而且，距主流线越近，沉积水动力越强，碎屑颗粒簸选充分，这种粒度变粗、物性变好的趋势就越加明显。

表1　环江油田不同沉积微相砂岩物性统计表

5.2 强烈压实导致砂岩孔隙快速损失

沉积之后持续且快速的埋藏是造成长8砂岩压实较强的主要原因，埋藏史分析显示(见图6)，长8段沉积之后发生了快速而持续的埋藏，至三叠纪晚期埋深超过1000m，到白垩纪中期埋藏深度最大，约3000m，快速埋藏过程加之长8段含较多的塑形颗粒，如云母、板岩、千枚岩、喷发岩等岩屑，最终导致了较为强烈的压实作用，孔隙快速损失。

图6　环江油田长8段埋藏史图

5.3 后期胶结作用最终造成致密储层

快速压实之后，长8段又发生了普遍的硅质、钙质和长石质胶结胶结作用，使得孔隙进一步损失。薄片观察显示，长8段硅质胶结多与压溶作用有关，即压实导致局部溶解的硅质转移再沉淀形成硅质胶结。石英加大之后如果剩余孔隙空间，在埋藏后期还会出现铁方解石胶结，少量钠长石胶结，继续充填孔隙。铁方解石胶结不仅充填颗粒间孔隙，还会充填长石等溶蚀孔隙，对后期孔隙的影响较严重。由于铁方解石较难溶解，且出现于埋藏溶解期之后，因此对孔隙的损失不可逆。薄片统计显示硅质、钙质胶结物对孔隙损失的贡献普遍超过5%。

伊利石胶结物对长8砂岩物性的影响主要体现在对渗透性的破坏(见图7、8)，研究区沉积伊利石多呈网状分布[20]，而自生伊利石则呈丝缕状分布于颗粒之间，伊利石的存在使得粒间孔被分割阻隔，形成次级微孔隙。次级微孔大部分是无效孔隙，加之网状分布的伊利石比表面很大，具有较强的表面张力，增加了流体的流动阻力，因此伊利石的存在严重降低了长8段的渗透率[21]。

图7　环江地区伊利石含量与孔隙度相关关系

图8　环江地区伊利石含量与渗透率相关关系

5.4 绿泥石膜抑制压实和胶结作用

长8段绿泥石矿物平均含量次于伊利石，主要以孔隙衬边或颗粒环边形式产出，环边平均厚度8～10μm，绿泥石环边发育的砂岩往往压实程度较弱，颗粒以点或线接触为主，同时硅质和钙质胶结少，一般认为绿泥石环边一方面增加了砂岩储层的抗压能力，另外通过隔断孔隙水，阻止碎屑石英等的自生加大，抑制后期胶结，利于原生孔隙的保存[22-25]。从绿泥石含量与孔隙度、渗透率的相关关系可见，绿泥石含量与孔隙度、渗透率均呈一定的正相关关系，即绿泥石环边发育的砂岩往往孔隙保存较好。

5.5 近烃源岩有利于溶蚀孔隙形成

研究区长8段致密砂岩中含有丰富的长石颗粒、花岗岩岩屑、安山岩岩屑和碳酸盐胶结物等易溶组分，加之紧邻长8段上部为长7暗色泥页岩，是延长组重要烃源岩，因此在埋藏成岩过程中，烃源岩热演化过程中形成的有机酸易进入长8段砂体发生溶蚀作用。面孔率统计显示，孔隙类型中溶蚀孔隙占总面孔率的45.2%，尤以长石溶孔最为发育，薄片及电镜下常见部分溶蚀的长石，溶蚀较强时形成蜂窝状溶孔，甚至铸模孔。烃源岩对长8段溶蚀孔隙的影响越靠近盆地中心越明显，平面上，长7烃源岩在盆地中部最为发育，因此靠近烃源岩最发育区的西峰油田溶蚀孔隙更为发育，长81溶孔率可达1.4%[26]。溶蚀孔隙的发育有助于提高孔隙度，但由于溶孔的形状不规则，且连通性较差，这也是长8段平均孔隙度较高，但渗透率低的原因。

6　结论

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层岩性为细粒长石岩屑砂岩、细粒岩屑长石砂岩，砂岩成分成熟度普遍较低。储集空间类型主要为粒间孔、溶孔和少量微孔。埋藏过程中长8段经历的成岩作用包括压实作用、硅质胶结、铁方解石胶结、伊利石、绿泥石胶结以及溶解作用，其中以压实、胶结和溶解作用对储层物性影响大。

致密砂岩储层物性主要受控于沉积相和成岩作用：

(1)沉积水动力较强地区，砂岩粒度粗，利于孔隙保存。

(2)埋藏之后快速持续的压实是孔隙损失的主要原因，而压实之后出现的硅质和钙质胶结会继续充填剩余孔隙，伊利石胶结则会明显降低渗透率。

(3)砂岩中的绿泥石膜可以抑制压实作用、硅质和钙质胶结，有利于原生孔隙保存。

(4)近烃源岩、富长石、火山岩岩屑等是长8段溶蚀孔隙发育的主要原因，溶蚀孔隙有利于改善孔隙度，但对渗透率贡献小。

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责任编辑徐环

CharacteristicsofTightReservoirandItsControllingFactorsofChang8MemberinYanChangFormationinHuanjiangOilfield,OrdosBasin

YANRui-Tao1,XUHuai-Min1,YANRui-Feng2,ZENGLian-Bo1,HEYong-Hong2

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 2.CNPC,ChangqingOilfieldCompany,TheThirdGasCollctingPlant,Wushenqi017300,China; 3.CNPC,ChangqingOilfieldCompany,ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Xian710078,China)

Basedoncores,grainanalysis,thinsections,scanningelectricalmicroscope,mercuryinjectiondata,X-raydifferactiondata,lithologicalcharacteristics,parametersofporethroat,andpetrophysicalcharacteristicsarestudied.Theresultsshowthatthereservoirismainlytightreservoir,andthelithologyarefeldsparlithicsandstoneandlithicfeldsparsandstone.Themainreservoirspacesareinter-grainporeanddissolvedpore,whilethroattypesaremainlypointthroat.Medium-smallporeandultra-smallthroatareusuallyseen.Thereservoir’smeanporosityis9.6%andmeanpermeabilityis0.67×10-3μm2.Thentheinfluenceofdiagenesisontightreservoirisanalyzed: ①themainriverchannelhasthebestreservoirquality; ②carbonatecementationhasinverseeffectsonreservoirquality; ③illiteprecipitationreducesinter-grainporespace; ④kaoliniteprecipitatedandindicatetheintensityofcorrosion; ⑤chloritethinfilmrestrainthecompactionandotherminerals’ecipitation; ⑥feldspars’dissolveimprovereservoirquality.

HuanjiangOilfield;YanchangFormation;tightsandstone;diagenesis;controllingfactors

国家重大科技专项“岩性地层油气藏成藏规律、关键技术及目标评价”项目(2011ZX05001)资助

2015-04-07；

2015-08-04

严锐涛(1989-)，男，博士生，主要从事油气田开发地质研究工作。

**通讯作者：E-mail：wsdlh520@163.com

P539

A

1672-5174(2016)08-096-08

10.16441/j.cnki.hdxb.20150331

SupportedbyNationalMajorProjectsofScienceandTechnology-“AccumulationPattern,KeyTechnologyandTargetEvaluationofLithostratigraphicReservoirs”(2011ZX05001)