鄂爾多斯盆地白于山地區三疊系延長組長4+52油層成巖作用研究

夏常宇，龔福華

(長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434403)

梁曉偉

(中石油長慶油田分公司地質研究院，陜西 西安 710004)

聶 領

(中石油冀東油田分公司南堡作業區，河北 唐山 063001)

鄂爾多斯盆地白于山地區三疊系延長組長4+52油層成巖作用研究

夏常宇，龔福華

(長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434403)

梁曉偉

(中石油長慶油田分公司地質研究院，陜西 西安 710004)

聶 領

(中石油冀東油田分公司南堡作業區，河北 唐山 063001)

主要通過常規物性、鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射等多項測試方法,對含油砂體的巖石學特征、成巖作用、儲集物性進行分析和研究, 進而對儲層進行綜合評價。通過研究分析得知，研究區濁沸石和長石的溶蝕孔隙發育是次生孔隙的主要類型，為油氣的聚集提供良好的儲集空間；研究區儲層為ⅡB類儲層，成巖階段為中成巖B期，發育微裂縫。

鄂爾多斯盆地;白于山地區；成巖作用；壓實作用；壓溶作用；成巖序列

鄂爾多斯盆地是我國第二大盆地，北達陰山南抵秦嶺, 西至賀蘭山, 東至呂梁, 總面積37×104km2,盆地主體范圍25×104km2。白于山地區位于位于鄂爾多斯盆地中部，為一西傾單斜構造。傾角僅0.5°左右，平均坡降8～10m/km。主要含油層位是長4+52油層；主要沉積微相有水下分流河道微相，分流間灣微相，水下分流河道側翼微相。下面，筆者主要通過常規物性、鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射等多項測試方法,對含油砂體的巖石學特征、成巖作用、儲集物性進行分析和研究, 進而對儲層進行綜合評價。

1 儲層巖石學特征

圖1 白于山地區砂巖類型圖

白于山地區長4+52油層砂巖的特點是顆粒細，主要以細砂為主，粒徑主要分布于0.0625～0.25之間，含少量中砂，粗粉砂，細粉砂和粘土(見圖1)。據21塊薄片鑒定成果，研究區長4+52油層的巖性為長石砂巖(見圖2)。碎屑組分中石英含量較低，一般在20%～50%之間，平均含量為29.4%；長石含量高，主要集中在35%～74.34%，平均含量為61.63%；巖屑含量在0.84%～17.03%，平均值為8.97%，主要為火成巖巖屑(花崗巖，噴發巖，隱晶巖，含量占巖屑含量的27.68%)、變質巖巖屑(高變巖，石英巖，片巖，千枚巖，板巖和變質砂巖，含量占巖屑的68.8%)，沉積巖巖屑含量極少(占巖屑的3.52%)，見圖3。說明研究區砂巖成分成熟度較低。填隙物中主要為膠結物，膠結物成分主要為濁沸石，綠泥石，鐵方解石和水云母，其中濁沸石占填隙物含量的29.11%，綠泥石占填隙物含量的24.34%，鐵方解石占填隙物含量的16.85%，水云母占填隙物含量的15.97%。碎屑分選中等，磨圓度較差，為次棱角狀，鑄體薄片中見到的接觸類型主要為點-線接觸，表明機械壓實作用較強。

Ⅰ：石英砂巖；Ⅱ：長石質石英砂巖；Ⅲ：巖屑質石英砂巖； Ⅳ：長石巖屑質石英砂巖；Ⅴ：長石砂巖；Ⅵ：巖屑質長石砂巖； Ⅶ：長石質巖屑砂巖；Ⅷ：巖屑砂巖。 圖2 白于山地區碎屑成分三角圖 圖3 碎屑含量分類表

2 主要成巖作用類型及特征

儲層成巖作用研究的目的主要是查明儲層從沉積-成藏之前所經歷的一系列成巖作用事件和成巖事件的發生過程、先后次序、發生的階段及其對儲層形成所起的作作用[1]。根據對該區取心段巖心及鑄體薄片的鑒定,并結合掃描電鏡、X射線衍射分析,以及成巖礦物在孔隙中的分布特征、相互關系和成巖礦物與顆粒之間的關系等資料,對長4+5油層的砂巖進行綜合分析。分析表明,成巖作用較強烈,類型復雜,主要的成巖作用有壓實作用、壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用和破裂作用等。

1)壓實作用 壓實作用是指沉積物沉積后在其上覆水層或沉積層的重荷下，或在構造形變應力的作用下，發生水分的排出、孔隙度降低、體積縮小的作用。主要對原生孔隙起破壞作用。研究區砂巖的碎屑顆粒以點-線接觸為主，屬中等壓實強度(圖4)。

2)壓溶作用 壓溶作用是一種物理-化學成巖作用。沉積物隨埋藏深度的增加，碎屑顆粒接觸點上所承受的來自上覆層的壓力或來自構造作用的側向應力超過正常孔隙流體壓力時，顆粒接觸處的溶解度增高，將發生晶格變形和溶解作用[1]。隨深度的增加，顆粒接觸關系依次為點接觸，線接觸，凹凸狀接觸，縫合線接觸。本研究區域壓溶作用不明顯[2]。

3)膠結作用 研究區內主要有沸石膠結、粘土礦物膠結、碳酸鹽巖膠結和硅質膠結。①沸石膠結。研究區濁沸石含量較高，占填隙物含量的29.11%。多呈孔隙充填。即可形成于較高溫度，也可在較低溫度下形成，其形成條件不僅與溫度有關，還與巖石成分及孔隙流體性質有關[1]。大量膠結的濁沸石為次生溶蝕孔隙的形成提供了物質基礎，在有機酸和CO2的作用下，濁沸石極易溶解，形成濁沸石溶蝕孔。②粘土礦物膠結。主要為綠泥石和水云母(伊利石)膠結，其含量分別占填隙物含量的24.34%、15.97%。掃描電鏡下綠泥石呈片狀和針葉狀(圖5)，伊利石呈絲狀和搭橋狀(圖6)。早期綠泥石環邊膠結占據了部分孔隙，屬于破壞性的成巖作用，但是由于綠泥石環邊膠結增加了砂巖的抗壓實-壓溶能力，使得部分原生孔隙得以保存，有利于儲層的發育，又屬于建設性的成巖作用。③碳酸鹽巖膠結。碳酸鹽巖膠結物主要有鐵方解石，鐵白云石和方解石。分別占填隙物含量的16.85%，1.75%和2.53%。早期的碳酸鹽膠結可起支撐作用，使壓實作用減弱，并為后來的溶解作用形成次生孔隙提供有利的物質條件[3]。鐵方解石，鐵白云石的出現說明其成巖時期為中成巖階段[4]。④硅質膠結。研究區硅質含量占填隙物含量的5.26%，其最主要的形式是石英的次生加大占據孔隙和自生的石英充填粒間孔，使得孔隙度降低，在鑄體薄片中可以清晰的看到一圈暗色的石英次生加大邊，掃描電鏡中可以看到自生的石英晶形完好，充填于孔隙中 (圖7)。

4)溶蝕作用 研究區主要的溶蝕作用有長石溶蝕，濁沸石溶蝕，由于有機質的排酸和CO2的作用，長石和濁沸石在酸性條件下很容易發生反應，形成高嶺石以及石英。掃描電鏡下可以清楚的看到長石的溶蝕和濁沸石的溶蝕(見圖8)。

5)破裂作用 由于上覆沉積物的壓力作用，巖石中的剛性成分會發生破裂作用，其形成的微裂縫對儲層的物性有很大的改善，使得局部地區的滲透率增加上十倍，甚至上百倍，為油氣的運移提供良好運移通道，微裂縫在鑄體薄片中可以清晰的看到(圖9)[5]。

3 成巖階段的劃分及演化

關于成巖階段的劃分，國內外沒有統一的標準，各個學者劃分的依據都不盡相同。筆者采用中國石油天然氣行業標準制定的碎屑巖成巖階段的劃分[6]。

1)早成巖階段A期 未見石英加大，長石溶解較少，見早期的碳酸鹽巖膠結及綠泥石環邊，見蒙皂石，無序混層及自生高嶺石。

2)早成巖階段B期 石英次生加大，加大邊窄，掃描電鏡下見石英小雛晶，書頁狀自生高嶺石較普遍。

3)中成巖階段A期 見晚期含鐵碳酸鹽類膠結物，特別是鐵白云石呈粉晶-細晶，以交代、加大或膠結形式出現；長石等碎屑顆粒及碳酸鹽常被溶蝕，次生孔隙發育，長石，石英的次生加大明顯，粘土礦物中見自生高嶺石和伊/蒙混層粘土礦物，晶須狀自生伊利石和葉片狀、絨球狀自生綠泥石。鈉長石、濁沸石、綠泥石等自生礦物出現。

4)中成巖階段B期 高嶺石明顯減少，絲狀伊利石和葉片狀綠泥石大量出現，濁沸石發育，石英和長石幾乎都發育次生加大邊，孔隙減少并出現少量裂縫。由于伊蒙混層的含量小于10%，綜合分析研究區域為中成巖B期。

4 儲層孔隙結構

孔隙度和滲透率的大小是決定儲層物性好壞的直接因素。選取區域13口井的物性資料分析，滲透率主要分布在(0.13～1.99)×10-3μm2，平均值為0.78×10-3μm2，孔隙度主要集中在10%～15%，平均值為10.78%，屬于低孔-超低滲儲層。隨著孔隙度的增大，滲透率也出現增大的趨勢，但是滲透率的變化幅度較大，說明滲透率的變化不僅與孔隙度的變化有關，還與砂巖儲層的孔喉大小，以及裂縫的發育程度有關。

5 儲層物性及綜合評價

綜合研究區內砂巖儲層壓汞資料，物性資料，鑄體孔隙結構資料，圖像粒度資料，并參照前人的儲層分類成果[7]，綜合分析得到本區的儲層分類標準，如表1。

表1 研究區儲層分類標準表

楊130井-天218井-天219井-楊2井區域孔隙度平均值為12.16%，滲透率平均值為1.1×10-3μm2，孔隙連通性較好，屬于ⅡA類儲層。楊42井-楊36井-楊125井區域孔隙度平均值為11.4%，滲透率平均值為0.7×10-3μm2，屬于ⅡB類儲層。綜合得出長4+52油層主要為ⅡB類儲層。

[1]姜在興. 沉積巖石學[M]. 北京：石油工業出版社, 2003：106-107.

[2] 王寶清,蔣繼輝,韓會平.鄂爾多斯盆地白于山地區三疊系延長組長4+5儲層特征[J].西安石油大學學報(自然科學版)， 2005,20(2)：23-24.

[3] 雷燕平,周樹,青楊芳.鄂爾多斯盆地姬塬-堡子灣地區長4+5油層成巖作用與儲層評價[J].特種油氣藏，2006,13(6)：2-4.

[4] 鄭榮才,耿威,周剛.鄂爾多斯盆地白豹地區長6砂成巖作用與成巖相研究[J].巖性油氣藏，2007,19(2)：34-35.

[5] 牟澤輝.鄂爾多斯盆地慶陽以南三疊系延長組長5、長6、長7儲層成巖作[J].天然氣工業，2001,21(2):27-30.

[6] 張金亮,林輝,司學強,等.鄂爾多斯盆地王窯地區上三疊統長6油層成巖作用研究[J].中國海洋大學學報， 2004,34(4):45-46.

[7] 王連橋, 陳恭洋, 褚玉龍.白于山井區長4+ 52油組儲層沉積微相研究[J].內蒙古石油化工，2007(10)50-53.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.03.012

P618.13

1673-1409(2011)03-0034-04