汪洋, 刘洛夫, 李树同, 吉海涛, 李林泽, 罗泽华, 许同. (2017)鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组成岩作用与致密化过程* [J]. 古地理学报, 19(5): 892-906
Wang Yang, Liu Luofu, Li Shutong, Ji Haitao, Li Linze, Luo Zehua, Xu Tong. (2017)Diagenesis and densification process of the Chang 8 Interval of Triassic Yanchang Formation, western Jiyuan area, Ordos Basin[J]. Journal Of Palaeogeography, 19(5): 892-906.  
DOI:10.7605/gdlxb.2017.05.069
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鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组成岩作用与致密化过程*
汪洋1,2, 刘洛夫1,2, 李树同3, 吉海涛1,2, 李林泽1,2, 罗泽华1,2, 许同1,2
1 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249
2 中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京 102249
3 甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州 730000

第一作者简介 汪洋,男, 1991年生,中国石油大学(北京)地球科学学院博士研究生,专业为地质学。 E-mail: cugfry@163.com。


通讯作者简介 刘洛夫,男, 1958年生,中国石油大学(北京)地球科学学院教授、博士生导师,从事石油地质及油气地球化学方面的研究; E-mail: cugfry@163.com。李树同,男, 1979年生,中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心副研究员,从事沉积学及油气地质学方面的研究; E-mail: cugfry@163.com。

收稿日期:2016-10-08
基金:*国家自然科学基金项目(编号: 41372143)、教育部高等学校博士学科点专项科研基金项目(编号: 20130007110002)和中国科学院“西部之光”项目(编号: 1007RJYA013)联合资助。
摘要

利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素及流体包裹体等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长 8油层组致密储集层特征进行了研究,重点分析了储集层成岩作用特征和储集层致密化成因机制及过程。研究区长 8油层组砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,经历了压实—压溶、胶结、交代、溶蚀及构造破裂等成岩作用,整体处于中成岩 A期晚期。典型成岩序列依次为机械压实、绿泥石黏土膜、早期(泥晶)方解石胶结、石英次生加大、长石、岩屑溶蚀、自生高岭石胶结、自生石英胶结、中期(含)铁方解石胶结。综合研究认为:( 1)近物源伴随湖平面快速上升的沉积环境提供了储集层致密化的物质基础,不同沉积微相储集层物性差别较大,分流河道最好,分流间湾最差;( 2)长 8油层组原始孔隙度为 41.35%,压实作用损孔率为 50.67%,造成储集层孔隙度急剧降低,胶结作用损孔率为 37.48%,导致孔隙度进一步减小,溶蚀作用仅增加了 3.26%的孔隙度,难以有效改善储集层质量;( 3)上述沉积与成岩因素共同导致储集层致密,致密化过程可分为压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段共 4个阶段;( 4)油气大量充注期储集层孔隙度远低于 10%,长 8油层组先致密后成藏。

关键词: 储集层; 致密化过程; 致密化成因; 成岩作用; 三叠系延长组; 长 8油层组; 姬塬西部; 鄂尔多斯盆地
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2017)05-0892-15
Diagenesis and densification process of the Chang 8 Interval of Triassic Yanchang Formation, western Jiyuan area, Ordos Basin
Wang Yang1,2, Liu Luofu1,2, Li Shutong3, Ji Haitao1,2, Li Linze1,2, Luo Zehua1,2, Xu Tong1,2
1 State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249
2 Basin and Reservoir Research Center,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249
3 Key Laboratory of Petroleum Resources,Gansu Province/Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Institute of Geology and Geophysics,Chinese Academy of Science,Lanzhou 730000,Gansu;
Fund:[Co-funded by the National Natural Science Foundation of China(No.41372143), Research Fund for the Doctoral Program of Higher Education of China(No.20130007110002),and the “Light of West China”Program of the Chinese Academy of Sciences(No.1007RJYA013)]
Abstract

The mechanics of diagenesis and densification of the reservoir rocks from Chang 8 Interval,Triassic Yanchang Formation,western Jiyuan area,Ordos Basin were investigated through analyses of cores,cast thin sections,scanning electron microscope images,carbon and oxygen isotopes,and fluid inclusion. The reservoir rocks are mainly composed of lithic arkose and feldspathic litharenite. The reservoir rocks went through diagenesis processes include compaction,pressure solution,cementation,alteration,dissolution and structural fracturing so that the reservoirs are considered to be at late middle-diagenetic stage A. The typical diagenesis sequence includes mechanical compaction,cementation of cholorite rim,cementation of early micritic calcite,cementation of quartz overgrowth,dissolution of feldspar and rock fragments,cementation of authigenic kaolinite,cementation of authigenic quartz and cementation of medium term(ferrous)calcite in choronological order. The results show that: (1)The close proximity towards provenance and rapid fluctuation of lake level contributed to sediment supply. Facies distribution is the main control of reservoir properties where distributary channel facies and interdistributary bay facies show favorable and low reservoir qualities,respectively. (2)The original porosity of Chang 8 Interval during early burial stage is 41.35% and decreased rapidly due to compaction,resulting in a 50.67 percent drop of original porosity. Cementation resulted in an additional 37.48 percent decrease of original porosity. Dissolution increase the porosity by 3.26%,howeverthe reservoir quality is still limited with this slight increase of porosity. (3)The sedimentary and diagenetic factors above lead to the densification of the Chang 8 Interval reservoirs in western Jiyuan area,and the densification process of Chang 8 Interval can be divided into four periods: Rapid porosity reduction through compaction,porosity reduction through early cementation,porosity increase through dissolution and densification through cementation. (4)The porosity of the reservoir is far below 10% during hydrocarbon accumulation,therefore,the reservoirs of Chang 8 Interval are interpreted to be densified through compaction prior to hydrocarbon accumulation.

Key words: reservoir; densification process; origin of densification; diagenesis; Triassic Yanchang Formation; Chang 8 Interval; western Jiyuan area; Ordos Basin

致密砂岩油气是当今油气资源研究的热点(Dai et al., 2012; 邹才能等, 2012)。普遍认为孔隙度10%、覆压基质渗透率0.1× 10-3 μ m2为致密储集层物性上限(贾承造等, 2012)。中国致密储集层主要分布于鄂尔多斯、四川、松辽等盆地(Jia et al., 2012), 油气资源丰富。致密储集层致密化过程受沉积体系、古气候、盆地演化等因素的影响, 是沉积、成岩作用与构造运动综合作用的结果(Hood et al., 2003; Reed et al., 2005)。盆地类型及沉积环境控制了储集层岩石的原始状态, 埋藏演化过程中不同成岩作用对储集层物性的改造效应不同, 一定程度上受沉积体系的控制, 强烈的压实和胶结作用被认为是导致储集层物性变差的重要因素。

鄂尔多斯盆地是中国第2大沉积盆地, 新安边油田(国内首个亿吨级致密油田)的发现使得盆地致密油气、尤其是致密储集层的研究受到青睐, 关于致密储集层成因及致密过程恢复更是成为油气勘探基础研究的重点。姬塬西部主力产油层位是三叠系延长组长8油层组, 储集层整体致密, 且与长7油层组优质烃源岩紧密接触, 其内原油多属于轻质油(密度多小于0.850 g/cm3), 根据贾承造等(2012)提出的致密油的涵义及识别标志, 认为长8原油属于致密油范畴(邹才能等, 2012; 姚泾利等, 2013), 而致密特征成为制约该区致密油资源勘探开发的重要因素。目前对姬塬西部长8油层组的研究多停留在对沉积环境及成岩作用的简单描述上, 关于致密原因分析多是从参数相关性图中定性反映某参数对于储集层致密化的单一影响, 关于储集层致密与油气充注的耦合关系未得到统一的结论(罗晓容等, 2010; 田亚铭等, 2011; 王学军等, 2011), 关于储集层何时致密、如何致密及致密化过程的研究则更少。基于这一现状, 作者拟通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜观察, 结合高压压汞、碳氧同位素及流体包裹体分析等实验手段, 在对储集层岩性、物性及成岩作用特征研究的基础上, 试图从沉积角度(微观岩性组成、宏观砂体展布)和成岩角度半定量— 定量分析储集层致密化成因机制, 定量恢复以成岩演化史为线索的储集层孔隙度演化过程, 并结合包裹体研究分析油气充注史, 最后, 综合“ 四史” 分析, 提出长8油层组致密储集层致密化过程的阶段模式图并确定成岩— 成藏耦合关系, 以期为类似研究提供可借鉴的实例。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是华北克拉通背景下形成的中生代陆相坳陷湖盆, 早二叠世之前为海相沉积, 早二叠世至中晚三叠世为海陆过渡相沉积, 中晚三叠世之后以陆相沉积为主。地层分布较为完整, 仅缺失了志留系、泥盆系和下石炭统。上三叠统延长组(T3y)及下侏罗统延安组(J1y)是盆地中生界最重要的含油层系。其中延长组(T3y)以内陆湖盆沉积的碎屑岩为主, 厚度1000~1100, m, 自下而上分为长10— 长1油层组, 记录了湖盆演化的完整阶段。其中长9、长7、长4+5油层组以黑色泥页岩为主, 而其余层段则以砂岩、粉砂岩与灰绿色泥岩互层为主。长7油层组湖泊发育鼎盛期湖盆中心沉积了大范围的“ 张家滩” 页岩, 是中生界最主要的烃源岩系, 长8油层组整体表现为低孔低渗特征, 优质烃源岩演化成熟阶段生成的油气发生短距离向下运移而充注于长8油层组中可形成典型的致密油资源。

姬塬西部地区位于鄂尔多斯盆地中西部, 主体位于天环坳陷内(图 1-A), 构造宽缓, 千米坡降为6~7, m(姚婷婷等, 2016)。作为鄂尔多斯盆地致密储集层的勘探新区, 长8油层组是该区最主要的勘探目的层系, 自上而下分为长81和长82共2个小层, 储集层致密的特征是制约其勘探进度的重要因素。

图1 鄂尔多斯盆地姬塬西部地区位置(A)及典型井(盐117井)三叠系延长组长8油层组综合柱状图(B)Fig.1 Map showing location of western Jiyuan area, Ordos Basin(A) and integrated histogram of the Chang 8 Interval of Triassic Yanchang Formation, Well Yan￣117(B)

2 资料与方法

本次研究在搜集姬塬西部大量钻井、测井与分析化验资料的基础上, 结合110口井近3000, m岩心观察描述, 另优选350余块岩心样品进行补充分析。选取120块岩心样品, 钻取直径2.5, cm、长度4~5, cm的柱塞样进行常规孔渗分析, 挑选其中27块典型样品进行高压压汞分析, 明确砂岩孔喉结构类型及特征; 选取150块砂岩样品磨制铸体薄片, 观察矿物类型、成岩作用类型及孔隙类型, 并优选其中18块样品, 利用计点统计的方法(每张薄片不少于350个点)求取不同矿物的含量及不同类型孔隙的面孔率大小, 另外, 对其进行粒度分析来计算砂岩分选系数及原始孔隙度; 选取36块含单一类型碳酸盐胶结物的典型砂岩样品进行碳氧同位素分析, 其中CO2的制备采用磷酸法, 同位素分析利用MTA-252型稳定同位素质谱仪, 比值以PDB标准的千分率偏差表示, 用来反映碳酸盐胶结物的物质来源及其形成环境; 选取28块样品进行扫描电镜分析, 主要观察孔隙类型、自生黏土矿物类型及形态; 选取20块样品进行流体包裹体荧光薄片观察及均一温度测定, 并结合区域埋藏史及热史恢复油气充注史。

3 储集层基本特征
3.1 岩石学特征

姬塬西部长8油层组以岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩为主, 碎屑成分以高长石、高岩屑及低石英含量为特征(图 2-A)。石英含量16.0%~53.0%, 平均值为29.4%; 长石含量4.5%~56.5%, 平均值为26.6%; 岩屑含量5.8%~45.5%, 平均值为28.7%, 以变质岩(片岩、千枚岩等)岩屑为主, 含量为12.8%(图 2-B), 次为火山岩(花岗岩、凝灰质等)岩屑和沉积岩(粉砂岩、泥岩等)岩屑, 含量分别为8.2%和3.3%(图 2-C至2-E)。胶结物以碳酸盐(含量为6.5%)、黏土矿物(含量为4.3%)和硅质(含量为3.0%)为主。碎屑颗粒粒径以细粒为主, 分选性中等, 磨圆度中等— 差, 成分成熟度较低, 结构成熟度中等。

图2 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组岩屑类型
A— 池286井, 2451.40, m, 岩屑含量高(该视域内岩屑体积分数约25%), 单偏光; B— 黄48井, 2667.00, m, 变质岩岩屑, 正交光; C— 黄48井, 2667.00, m, 火山岩岩屑且可见岩屑溶蚀孔, 单偏光; D— 黄44井, 2275.80, m, 泥岩岩屑, 单偏光; E— 黄48井, 2667.00, m, 云母, 正交光; F— 盐123井, 2506.40, m, 云母溶蚀, 扫描电镜Fig.2 Rock fragments types of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

3.2 物性特征

常规孔渗分析表明, 长8油层组孔隙度平均为7.54%, 水平渗透率平均为0.49× 10-3 μ m2, 具有特低孔— 超低渗且致密的特征。物性非均质性较强, 存在孔— 渗值相对较高的“ 甜点” 区, 而部分高孔— 低渗或低孔— 高渗储集层的发育, 可能是主要孔隙类型的差异及微裂缝的贡献大小不同而造成的(Lai et al., 2016)。储集层渗透率在一定程度上受控于孔隙发育类型及程度, 但两者相关性不高(R2=0.548), 表明储集层孔隙空间不是唯一的渗流通道, 还存在较多微细渗流通道, 导致孔喉大小分布不均。储集层物性随埋藏深度的增加而整体变小, 但在某些深度处(2450, m、2900, m)由于溶蚀作用的发生导致储集层孔隙度有显著的增加。

3.3 孔隙特征

姬塬西部长8致密储集层储集空间包括残余粒间孔(图 3-A, 3-B)、长石粒内溶孔(图 3-C, 3-D)、岩屑粒内溶孔(图 3-E)和黏土矿物晶间孔(图 3-F)。以残余粒间孔和长石粒内溶蚀孔最为发育, 分别占孔隙总量的45%和39%, 2类孔隙的共同发育也反映长8油层组物性演化受沉积、成岩作用的综合影响。

图3 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组孔隙类型
A— 黄48井, 2667.00, m, 原生粒间孔, 单偏光; B— 盐28井, 2614.49, m, 原生粒间孔, 扫描电镜; C— 盐123井, 2506.40, m, 长石粒内溶蚀孔, 单偏光; D— 盐76井, 2493.30, m, 粒内溶蚀孔, 扫描电镜; E— 黄48井, 2655.40, m, 岩屑粒内溶蚀孔, 单偏光; F— 黄44井, 2749.40, m, 绿泥石晶间孔, 扫描电镜Fig.3 Pore types of reservoirs of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

典型样品高压压汞分析表明, 长8油层组排驱压力为0.04~4.37, MPa, 均值为1.34, MPa; 与排驱压力相对应的最大孔喉半径为1.42, μ m, 中值孔喉半径为0.33, μ m, 孔喉相对较细, 以特小孔— 微细吼道为主, 物性总体较差; 毛管压力曲线近于斜线, 平缓段不明显且较高, 分选系数均值为2.04, 反映储集层喉道大小分选较差, 非均质性较强; 最大进汞饱和度为31.09%~78.06%, 均值为64.53%, 退汞效率整体较低, 均值为33.88%, 反映在相应的最大进汞压力条件下储集层的非汞饱和微喉道的体积较大, 且储集层渗透能力较差。另外, 铸体薄片及扫描电镜观察发现研究区长8油层组喉道类型以缩颈型及弯片状为主。

4 成岩作用
4.1 成岩作用类型

长8油层组成岩作用类型主要包括压实— 压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。成岩作用类型及强度对储集层致密化过程起到至关重要的影响。

4.1.1 压实— 压溶作用

姬塬西部长8油层组铸体薄片镜下观察可见碎屑颗粒间以线接触为主(图 4-A), 局部因早期胶结物的发育而表现为点接触(图 7-B), 部分颗粒间凹凸接触证明有压溶作用发生; 塑性岩屑、云母等压实变形, 部分呈假杂基充填孔隙空间(图 4-B); 长条状碎屑颗粒呈半定向— 定向排列(图 4-C)。上述特征表明压实作用在研究区普遍发育, 表现为中— 强压实。压实作用后粒间孔体积(包括目前观察到的粒间孔和粒间胶结物所占据的孔隙空间)保存程度与塑性岩屑含量呈明显的负相关性, 塑性岩屑含量越高, 粒间孔损失越大(图 5)。

图4 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组压实作用、 胶结作用特征
A— 黄258井, 2800.00, m, 颗粒线— 凹凸接触, 单偏光; B— 黄44井, 2749.40, m, 塑形岩屑受压变形, 单偏光; C— 黄25井, 2812.03, m, 云母定向排列, 单偏光; D— 黄48井, 2655.40, m, 方解石交代石英颗粒, 正交偏光; E— 黄48井, 2655.40, m, 铁方解石胶结物充填于长石粒内溶蚀孔(铸模孔)内, 单偏光; F— 黄73井, 2626.48, m, 粒间高岭石充填, 单偏光; G— 黄44井, 2750.80, m, 自生高岭石, 扫描电镜; H— 盐123井, 2606.40, m, 搭桥状伊利石, 扫描电镜; I— 盐28井, 2623.00, m, 绿泥石膜及填隙物, 扫描电镜; J— 黄306井, 2839.40, m, 石英次生加大边, 正交偏光; K— 黄36井, 2734.90, m, 粒间孔内自生石英②晚于高岭石充填①, 扫描电镜; L— 黄83井, 2695.40, m, 颗粒表面绿泥石膜、 粒间自生石英, 扫描电镜Fig.4 Characteristics of compaction and cementation of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

图5 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组砂岩压实后粒间孔体积与塑性岩屑含量的关系Fig.5 Relationship between plastic rock fragments content and intergranular volume after compaction of sandstones of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Baisn

4.1.2 胶结作用

姬塬西部长8油层组胶结物含量平均为13.8%, 主要包括方解石、铁方解石、各类黏土矿物及石英。

1)碳酸盐胶结。碳酸盐胶结物以早期泥晶方解石基底式胶结与中期(含)铁方解石孔隙充填连晶式胶结形式存在, 且以后者为主, 也可见方解石交代石英、长石颗粒(图 4-D)。镜下观察及X射线全岩衍射分析均未发现(铁)白云石矿物。中期碳酸盐胶结物多分布在粒间孔及长石粒内溶蚀孔中(图 4-E), 推测长石类碎屑颗粒的溶蚀是碳酸盐胶结物形成的主要钙离子来源之一(孙致学等, 2010)。另外, 长8油层组薄层砂体的发育使得砂体顶部和底部易被碳酸盐矿物胶结, 胶结厚度与砂体厚度比值较高, 再加上构造裂缝的沟通(曾联波等, 2007), 导致研究区砂体易发生通透式胶结, 在后期无胶结物溶蚀的情况下, 砂体表现为致密型。

长8油层组碳酸盐胶结物δ 13C值主要分布在-12.5‰ ~-3.5‰ , 平均为-9.5‰ , 较低的δ 13C值反映胶结物的形成与有机酸脱羧作用有关(Ketzer et al., 2003; 图 6); δ 18O值主要分布在-27.6‰ ~-18.9‰ , 平均为-23.3‰ , 较低的 δ 18O 值反映胶结物形成温度较高, 且形成过程中可能有大气水介质的参与(Odigi and Amajor, 2010; Lai et al., 2016)。两者表现出一定的正相关性(图 6), 表明由碳同位素反映的胶结物物质来源与氧同位素反映的温度之间是有一定联系的。利用碳、氧同位素值求取基恩— 韦伯Z值(Keith and Weber, 1964)可以判断胶结物形成环境中的孔隙水介质性质:

Z=2.048(δ13C+50)+0.498(δ18O+50)

其中, δ 13C和δ 18O分别为实验测得的样品碳同位素值和氧同位素值。样品Z值均低于120表明碳酸盐胶结物形成于淡水— 微咸水环境, 其形成与古生代海相碳酸盐岩无关, 而是三叠系沉积物在成岩过程中从孔隙流体中沉淀形成的。 δ 18O 值可以反映胶结物形成的水体温度, Shackleton(1974)提出了古温度计算公式:

t=16.9-4.38(δc-δw)+0.1(δc-δw)2

其中, t为碳酸盐胶结物的形成温度, 单位为℃; δ c为实验测得的 δ18OPDB, 单位为‰ ; δ w为当时海水的 δ18OSMOW, 单位为‰ , 本次计算δ w取值为-7‰ (孙致学等, 2010)。计算结果显示碳酸盐胶结物形成的温度主要集中在85~125, ℃之间, 属于中成岩阶段A期产物。

图6 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组碳酸盐胶结物稳定碳、氧同位素分布(底图据王大锐, 2000)Fig.6 Scatter diagram showing the oxygen versus carbon stable isotopes for carbonate of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin (Base map is from Wang, 2000)

2)黏土矿物胶结。姬塬西部长8油层组黏土矿物类型以高岭石和伊利石为主, 含少量伊/蒙混层及绿泥石。高岭石多呈蠕虫状和手风琴状(图 4-F, 4-G), 其沉淀与长石溶蚀有关, 属于晚期胶结物。长石溶蚀作用形成的高岭石一般多出现在长石溶蚀孔及其附近的粒间孔内, 造成长石溶蚀作用带来的孔隙度净增加有限, 而渗透率却明显下降。伊利石多呈蜂巢状和搭桥状产出(图 4-H), 其形成多为早期蒙脱石转化而来, 镜下多呈紧密堆积的集合体分布于碎屑颗粒之间, 晶间孔隙较发育, 一定程度上有伊/蒙混层的结构特征。绿泥石在研究区不甚发育, 扫描电镜下多呈纤维状或叶片状产出(图 4-I, 4-L), 主要呈粒间及孔隙衬里的形式产出, 局部呈薄膜式发育, 连续性差、厚度小。

3)硅质胶结。姬塬西部长8油层组硅质胶结主要表现为石英次生加大边及自生石英的发育。镜下多见Ⅱ 、Ⅲ 级石英次生加大边在石英颗粒边缘局部发育(图 4-J), 少见环边, 其形成主要与黏土矿物的相互转化及硅酸盐类矿物的溶蚀有关, 同时受控于可生长空间的大小, 在填隙物含量较小的砂岩储集层中较为常见, 次生加大边的发育占据了部分粒间孔隙空间, 不利于粒间孔的保存; 另外, 扫描电镜下可见被绿泥石包膜包围的石英颗粒在局部绿泥石膜不发育的地方有石英加大边发育。自生石英晶体往往充填于残余粒间孔中, 石英晶体晶面完整、晶棱清晰(图 4-K)。

4.1.3 溶蚀作用

姬塬西部长8油层组溶蚀作用多见于长8顶部地层中, 以长石、岩屑溶蚀为主, 未见碳酸盐胶结物的溶蚀现象, 对改善储集层物性有一定作用。长石颗粒中钠长石较钾长石更易发生溶解, 多沿解理缝溶蚀呈蜂窝状, 部分薄片镜下可见长石颗粒完全溶蚀形成的铸模孔但多被晚期方解石部分— 完全充填。另外, 也可见岩屑颗粒溶解后形成的晶间微溶孔发育及云母溶蚀现象(图 2-C, 2-F; 图3-E)。整体上, 姬塬西部长8段储集层溶蚀作用较弱, 且溶蚀孔多被晚期胶结物充填, 溶蚀孔的面孔率介于0.5%~3.5%之间, 平均为2.2%。

4.2 成岩阶段与成岩序列

姬塬西部长8油层组碎屑颗粒间以线接触为主, 发育Ⅱ 、Ⅲ 级石英次生加大边及自生石英, 可见方解石及铁方解石胶结, 孔隙中有残余沥青, 有机质演化进入成熟阶段。另外, 长8油层组埋深多为2500~3300, m, 按古地表温度15, ℃、古地温梯度3.5, ℃/100, m(任战利等, 1994)来计算, 长8油层组古地温大致在100~130, ℃; 长8油层组内泥岩镜质体反射率RO平均为0.88%; 最大热解峰值温度Tmax平均为445, ℃; 伊蒙混层(Ⅰ /S)中蒙脱石(S)所占比例平均为32.8%。依据碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T5477— 2003)(应凤祥等, 2003), 认为姬塬西部长8油层组目前处于中成岩阶段A期。

图7 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组成岩演化序列证据
A— 黄48井, 2655.40, m, 石英次生加大边②较发育, 局部可见包裹绿泥石膜①, 并被晚期碳酸盐胶结物③包围, 说明其形成顺序依次为绿泥石黏土膜、石英加大边及晚期方解石, 单偏光; B— 黄44井, 2735.50, m, 早期胶结物的发育时颗粒呈点接触, 绿泥石黏土膜①早于早期(泥晶)方解石胶结②, 在早期(泥晶)方解石发育部位均未见到石英次生加大边的发育, 说明早期泥晶方解石早于次生加大边发育, 单偏光; C— 黄48井, 2667.00, m, 自生石英①早于晚期碳酸盐胶结物②, 单偏光; D— 黄48井, 2655.40, m, 晚期碳酸盐胶结物①早于烃类②侵位, 单偏光Fig.7 Evidence for diagenetic sequences of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

通过大量铸体薄片、扫描电镜手段研究典型成岩现象及自生矿物占位关系(图 4-K, 图7), 整体上认为绿泥石黏土膜、泥晶方解石、石英次生加大属于早成岩阶段矿物, 而自生高岭石、自生石英、中期(含)铁方解石属于溶蚀作用后中成岩阶段矿物。姬塬西部长8油层组典型成岩演化序列为: 机械压实— 绿泥石黏土膜胶结— 早期(泥晶)方解石胶结— 石英次生加大— 长石、岩屑溶蚀— 自生高岭石胶结— 自生石英胶结— 中期(含)铁方解石胶结, 之后烃类侵位。

5 储集层致密化成因
5.1 沉积致密化因素

沉积环境决定碎屑颗粒的原始沉积状态, 影响其埋藏阶段的演化特征。姬塬西部长8油层组岩心观察可见煤层、碳质泥岩和植物碎屑发育, 发育平行层理及小型交错层理, 反映沉积环境为浅水的(弱)还原环境, 主要发育三角洲平原分流河道、分流间湾及天然堤沉积。对比不同沉积微相地层的物性发现整体上分流河道最好, 天然堤次之, 分流间湾最差(图 1-B), 孔隙度平均值依次为9.42%、7.88%和7.24%。

沉积环境微观上决定了砂岩的物质组成、结构及原生孔隙发育等。研究区物源主要来自西北部阿拉善古陆和北东向阴山古陆, 相比类似物源供给下靠近湖盆中部的吴起地区长8油层组长石砂岩(分选中等、岩屑含量较低、成分成熟度较高)的发育(闫旭光, 2014), 研究区典型的近物源沉积造成原始物质成分成熟度较低、以差— 中等分选为主, 碎屑组分中岩屑含量较高, 且成分以抗压实能力差的云母和绿泥石等板片状矿物居多(图 2-D至2-F; 图4-B, 4-C), 在压力作用下变形充填孔隙空间, 降低孔隙的连通性。一般认为相同粒度条件下, 砂岩塑性组分含量越高越易被压实(Pittman and Larese, 1991; 图 5)。相比分选中等的砂岩, 分选较差的砂岩原始孔隙度低, 含有大量粉砂及黏土杂基, 易发生强烈的机械压实作用导致其压实作用后粒间孔体积以及总面孔率较低(图 8)。因此, 高塑性岩屑含量及较差分选性砂岩的发育为后期压实作用的强烈发育奠定了物质基础。

图8 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组分选性不同的样品中面孔率与压实作用后粒间孔体积的关系Fig.8 Plot of areal porosity versus intergranular volume for samples with various sorting of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

沉积环境宏观上控制储集层砂体的类型、厚度及规模。延长组长7油层组沉积时期湖平面达到最高, 长8油层组沉积时期湖平面的快速上升和沉积物欠补偿供给, 导致砂体表现为溯源卸载、沉积中心逐渐向岸迁移的退积型沉积特征。在不同的地层岩性旋回中, 主河道砂体发育部位不同, 各主砂体间纵向叠置性较差, 非均质性较强(图 9), 造成砂体平面上虽连片分布, 但剖面中空间连续性较差。空间上的连续性较差导致各砂体间泥质含量较高, 相比鄂尔多斯盆地湖盆中部深水区延长组稳定发育的厚层滑塌砂体及浊积砂体等大面积纵向叠置、横向复合形成的规模宏大、物性较好的厚层砂体(付锁堂等, 2010), 此类砂体在后期埋藏成岩环境下易形成孤立的、分布面积较小的、彼此连通性较差的单一圈闭; 另外, 成岩环境中若存在大量的离子供应及流体运移通道条件, 砂泥比值较低的薄层砂体易发生强烈碳酸盐或黏土矿物通透式胶结, 导致储集层致密。

5.2 成岩致密化因素

沉积物在埋藏演化过程中, 成岩作用对储集层物性演化及致密化过程有至关重要的影响。定量分析埋藏成岩环境中孔隙水与矿物有机— 无机相互作用下的储集层孔隙度演化过程是储集层致密史研究的重要环节, 首先要恢复长8油层组埋藏初期地表条件下的原始孔隙度(φ 0):

φ0=20.91+22.90/S0

公式据Beard and Weyl(1973)以及Scherer(1987), 式中S0为分选系数, 可以由粒度分析数据求得。选取研究区18件典型样品进行粒度分析、胶结物含量及各类孔隙面孔率的镜下统计、孔隙度值测定, 部分样品分析结果见 表1。S0平均值为1.1204, 计算得出长8油层组原始孔隙度为41.35%(表1)。

5.2.1 压实作用对储集层的影响

压实作用对储集层物性的损失效应是不可逆的。压实作用后剩余粒间孔包括镜下观察到的残余粒间孔、粒间胶结物占据的孔隙和粒间胶结物溶蚀孔。压实后剩余粒间孔隙度(φ 1):

φ1=Ct+(φpm+φca)φp/φt

各参数含义见表1, 下同。计算时各参数取上述18件典型样品对应参数的平均值(表 1)。代入关键参数值计算得出φ 1为20.40%, 压实作用损失孔隙度约20.95%, 孔隙度损失率达50.67%。可以看出, 压实作用造成原始孔隙度的大幅度降低, 是导致储集层致密的主要原因。

5.2.2 胶结作用对储集层的影响

胶结作用对于储集层物性的影响表现为:一方面, 早期胶结物充填抑制压实作用的影响效应; 另一方面, 研究区晚期胶结物大量发育, 且未见胶结物溶蚀孔, 说明胶结物自生成之后一直充填于孔隙空间内, 造成储集层物性的下降。压实、胶结作用后剩余孔隙度(φ 2)即目前镜下观察到的粒间孔所占据的孔隙度大小为:

φ2=(φpm/φt)φp

计算得φ 2为4.90%。那么, 胶结作用损失孔隙度为15.50%, 造成的孔隙度损失率为37.48%。可以看出, 胶结作用造成孔隙度的进一步降低。

5.2.3 溶蚀作用对储集层的影响

溶蚀作用是改善储集层物性最主要的成岩作用。溶蚀作用增加孔隙度(φ 3)即溶蚀形成的次生孔隙度(包括被晚期胶结物占据的溶蚀孔)为:

φ3=(φd/φt)φp

计算得φ 3为3.26%, 增孔率达7.88%。虽然研究区储集层砂岩长石含量平均为26.6%, 为溶蚀作用提供了较为有利的物质基础, 但受压实、胶结作用的影响, 成岩晚期储集层已十分致密, 不利于有机酸的流通; 另外, 长石及岩屑溶蚀孔部分被碳酸盐胶结物充填, 同时溶蚀过程形成的高岭石充填于溶蚀孔内或其附近, 导致储集层物性降低, 因此储集层溶蚀作用增加的次生孔隙有限, 但不可否认其对致密储集层的物性有一定的改善作用。

表1 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组典型样品孔隙度演化参数统计 Table1 Statistics showing porosity evolution parameters of typical samples of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

图 9 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组退积型三角洲河道砂体发育模式Fig.9 Developing model of retrogradational delta channel sandbodies of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

综上, 姬塬西部长8油层组压实、胶结作用造成砂岩原始孔隙度损失率为88.15%, 而溶蚀作用增孔率仅为7.88%, 对储集层物性的改善作用不佳。压实、胶结作用是导致姬塬西部长8油层组物性变差且逐渐致密化的根本原因。图10反映了机械压实作用和胶结作用对致密砂岩储集层的影响, 大部分样品点落在了压实作用影响效应大于胶结作用影响效应的范围内, 反映压实作用导致的孔隙度损失要远远大于胶结作用。

图10 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组压实作用与胶结作用造成的原始孔隙损失率对比Fig.10 Plot of original porosity destroyed by compaction and cementation of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

6 储集层致密过程
6.1 孔隙演化史

为了实现储集层致密化过程中孔隙度演化与成岩序列的耦合, 以溶蚀作用发生时间为界, 将胶结物划分为早期胶结物和晚期胶结物, 近似认为各类胶结物减小的孔隙度值等于其自身的含量, 探讨不同类型胶结作用对储集层物性的减孔效应, 实现以成岩演化序列为线索的孔隙度演化史恢复(图 11)。

图11 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组砂岩孔隙度演化Fig.11 Porosity evolution of reservoirs of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

姬塬西部长8油层组孔隙演化特征表现为: 埋藏初期原始孔隙度为41.35%, 伴随机械压实作用以及绿泥石黏土膜、泥晶方解石、自生伊利石、早期石英次生加大边等早期胶结作用的发生, 孔隙度下降为13.84%; 地层发生溶蚀作用产生3.26%的孔隙度, 导致孔隙度上升为17.10%; 之后地层发生晚期胶结作用, 胶结物包括自生高岭石、自生石英及晚期石英次生加大边和方解石, 造成孔隙度进一步下降至8.17%; 在成岩晚期, 盆地西部构造活动强烈, 构造破裂作用产生孔隙度约为0.08%(汪洋等, 2016), 导致最终孔隙度为8.25%(图11)。另外, 储集层成岩演化中溶蚀作用的发生及次生矿物的沉淀需要一定的时间, 各类成岩现象会同时发生, 所以上述孔隙度演化分析相对推迟了各类成岩作用的储集层影响效应。

6.2 油气充注史

储集层砂岩样品中, 观察可见大量烃类包裹体, 主要分布在石英裂纹及次生加大边中, 荧光薄片可见蓝绿色和黄绿色荧光。基于研究区典型样品中与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度的测定, 长8油层组砂岩均一温度介于60~150, ℃之间, 存在80, ℃和130, ℃共2个高峰值。该区埋藏史及热演化史表明, 姬塬西部长8油层组主要存在2期成藏(图 12), 第1期对应于早白垩世早期(140— 130, Ma)低熟油小范围充注, 难以形成大规模有效油气藏, 第2期对应于早白垩世晚期(105— 95, Ma), 此时期为长8油层组最大埋深期, 也是长7油层组烃源岩生排烃高峰期, 是长8油层组原油主要成藏期。

6.3 致密过程阶段划分

储集层致密化过程是随埋深增加、成岩环境改变之下的储集层孔隙度演化及岩石组构演化过程。综合盆地埋藏史、成岩演化史、孔隙度演化史及油气充注史“ 四史” 分析, 将研究区长8油层组砂岩致密化过程划分为4个阶段: 压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段(图 12)。

图12 鄂尔多斯盆地姬塬西部长8油层组致密化过程综合分析Fig.12 Comprehensive analysis of densification process of the Chang 8 Interval, western Jiyuan area, Ordos Basin

1)压实孔隙骤减阶段。对应于同生成岩期与早成岩A期, 储集层埋深为0~1400, m, 导致储集层致密化的成岩作用主要为机械压实和早期绿泥石胶结作用。研究区长期处于鄂尔多斯前陆盆地前渊地区最深处, 长8油层组自沉积以来受到连续稳定的压实作用影响。从埋藏史曲线可以看出埋藏初期在短短的20, Ma内长8油层组迅速由地表埋深至1100, m, 早期相对快速埋藏造成原生孔隙度降低、孔隙水排出, 破坏了水岩作用环境, 抑制了早期胶结作用强度, 致使粒间缺乏胶结物支撑, 促进了机械压实作用的加剧。埋深至1100, m后长8油层组经历了小幅度的抬升后继续沉降。伴随盆地下沉, 机械压实作用逐渐增强, 颗粒趋于紧密排列, 岩石由未固结至半固结, 发育原生孔隙。通常认为机械压实作用影响的最大埋藏深度在2500, m左右, 所以此阶段的压实作用减孔效应至少占到压实作用整体减孔率的一半, 即其减孔率至少为25%, 造成了原始孔隙度的骤减。

2)早期胶结减孔阶段。对应于早成岩B期, 导致储集层致密化的成岩作用主要为压实— 压溶及早期方解石胶结作用。机械压实作用效应随埋深增加逐渐增强, 颗粒间以点— 线接触为主, 云母等塑性岩屑发生水化膨胀及假杂基化充填粒间孔隙, 镜下可见早期泥晶方解石充填粒间孔以及石英发育次生加大边。此阶段孔隙类型仍以原生孔隙为主, 局部可见明显的次生孔隙发育。该阶段末期(140, Ma)为长8油层组第1次成藏期, 为有机质演化早期低熟油小规模充注, 持续时间不长, 在晚期抬升过程中遭受破坏, 未能形成有效油气藏(席胜利等, 2008)。该阶段结束后, 孔隙度演变为13.84%, 原生孔隙度损失率达66.53%。

3)溶蚀作用增孔阶段。对应于中成岩A期早期, 储集层成岩作用以长石、岩屑溶蚀作用为主, 机械压实作用基本停止。随着长7油层组烃源岩有机质成熟度不断增加, 有机酸大量富集, 向下运移到长8油层组中, 导致储集层发生溶蚀, 形成部分次生孔隙。溶蚀作用使孔隙度有3.26%的增加, 孔隙度演变为17.10%。

4)晚期胶结致密阶段。对应于中成岩A期晚期, 储集层成岩作用以晚期(含)铁方解石、自生石英及自生高岭石充填胶结作用为主。孔隙类型除部分残余原生孔隙外, 以次生孔隙为主。另外, 研究区上白垩统— 古近系抬升阶段产生的裂缝有一定的造孔效应, 产生0.08%的孔隙度。伴随晚期胶结物的发育, 原生孔隙度损失率达21.60%, 孔隙度逐渐演变为8.25%, 储集层完全致密。该阶段中期(100, Ma)对应地层埋深最大时期, 长8油层组进入第2次成藏期, 是研究区最重要的一次成藏过程。虽然晚白垩世— 古近纪早期地层同样发生构造抬升, 但以逆冲推覆和断裂为主, 对油气聚集有一定破坏作用, 但油气在推覆构造圈闭中聚集成藏同样具有较大可能性, 且这些圈闭也是研究区三叠系油气勘探的重点(席胜利等, 2008)。

从图12可以看出, 油气大规模成藏时期, 储集层孔隙度远低于10%, 表明研究区长8油层组成岩-成藏耦合关系表现为先致密后成藏。

7 结论

1)鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组岩石类型为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩, 经历了压实— 压溶、胶结、交代及溶蚀作用改造, 目前处于中成岩阶段A期。典型的成岩序列为机械压实— 绿泥石黏土膜胶结— 早期泥晶方解石胶结— 石英次生加大— 长石、岩屑溶蚀— 自生高岭石胶结— 自生石英胶结— 中期(含)铁方解石胶结。

2)姬塬西部长8油层组以三角洲平原相沉积为主, 不同沉积微相物性差别较大, 近物源伴随湖平面快速上升的沉积环境决定了储集层砂岩成分成熟度较低、岩屑含量较高、砂体空间分布连续性较差等特征, 为储集层致密化提供了物质基础; 而埋藏期压实作用、胶结作用造成储集层孔隙度急剧降低, 原始孔隙度损失率分别为50.67%、37.48%, 溶蚀作用增加孔隙度3.26%, 增孔率有限, 难以有效改善储集层质量。沉积、成岩因素共同导致储集层致密。

3)姬塬西部长8油层组致密化过程可以分为压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段。油气大量充注期储集层孔隙度远低于10%, 长8油层组致密储集层先致密后成藏。

The authors have declared that no competing interests exist.

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