陜北南泥灣油田長6儲層成巖—成孔演化特征

張鳳潤

摘要：南泥灣油田三疊系延長組長6油層為典型的低孔隙度、特低滲透率致密砂巖儲層，油藏類型為巖性油藏，成巖作用及其孔隙演化是影響儲層物性的主控因素，進而控制了油層的分布。根據鑄體薄片、掃描電鏡、電子探針、X-衍射分析，對南泥灣三疊系延長組長6油層成巖-成孔演化特征進行系統研究，認為：延長組長6油層成巖作用強烈，較強的壓實壓溶作用、碳酸鹽膠結是孔隙度減少的主要因素，溶蝕作用明顯的改善儲層質量，目前處于中成巖A期，長6油層原始孔隙度約為40%，壓實及膠結作用致使孔隙度減少到30%左右，溶蝕作用使孔隙度增加2～3%，晚期碳酸鹽膠結是儲層致密的根本原因，溶蝕作用改善了儲層質量，局部形成甜點儲層。

關鍵詞：儲層；成巖作用；延長組；南泥灣油田；鄂爾多斯盆地

中圖分類號： 618.130.2 文獻標識碼： A

1、前言

南泥灣油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部，是鄂爾多斯盆地中生界油氣較富集的一個地區。三疊系延長組長6油層是其主要生產層系，儲集體主要為三角洲平原分流河道沉積的細粒長石砂巖，雜基含量少、分選中等，孔隙式膠結，孔隙度介于7-10%，滲透率介于0.3-0.9×MD，儲集空間類型主要以殘余粒間孔、粒間溶孔為主，次為粒內溶孔、裂隙孔等，多為小孔細喉或微細喉孔隙結構，為典型的低孔隙度、特低滲透率致密砂巖儲層。南泥灣油田長6油藏為巖性油藏，儲層砂體分布及物性是油氣分布的主控因素，近年來勘探實踐表明，該區長6油層組分流河道砂體連片分布，疊置砂體厚度達20余米，為油氣聚集提供很好的地質基礎，但由于該類儲層成巖作用強烈，孔隙演化懸殊，導致該區儲集性能變化大，油氣平面分布難以預測[1-10]，因此明確該區長6油層儲層成巖-成孔演化特征，分析“甜點”儲層控制因素，對指導該類致密巖性油藏勘探具有主要意義。

2、儲層成巖作用類型

南泥灣油田長6油層組儲層成巖作用較強，類型多樣（圖1），主要有：

壓實壓溶作用：包括機械壓實及化學壓溶作用，在成巖早期以機械壓實作用為主，主要表現為：顆粒間緊密的線-凹凸接觸，長石礦物雙晶滑動、機械斷裂，柔性淺變巖巖屑與石英等鋼化顆粒均勻分布形成剛柔相濟的顆粒結構，云母或泥質含量較高儲層壓實作用相對較強，晚期以壓溶作用為主，主要為石英、長石的次生加大，常見Ⅱ級石英加大邊發育，局部石英鑲嵌狀接觸。壓實壓溶作用使原生粒間孔急劇減少，同時，降低儲層滲透能力。

膠結作用：延長組長6油層組儲層砂巖中膠結物主要有粘土礦物、碳酸鹽巖、硅質等。

①自生粘土膠結

長6油層組自生粘土礦物含量約為2.5-11%，平均為4.5%，其中綠泥石相對含量65%，伊蒙混層及伊利石相對含量10%，高嶺石相對含量25%，綠泥石是主要的粘土礦物，可見多期生成，常呈碎屑包殼產出，約為25μm，少數呈毛發狀充填孔隙，綠泥石薄膜在一定程度減緩壓實作用程度。伊利石、高嶺石含量較少，呈孔隙充填狀產出。

③碳酸鹽巖膠結

長6油層組碳酸鹽巖含量平均為3.6%，變化較大，最高含量約為28%，主要碳酸鹽巖礦物有方解石、含鐵方解石、鐵方解石、白云石、含鐵白云石，可分為早晚2期膠結，早期以方解石為主，以嵌晶式充填和微晶式充填多見，晚期以白云石、鐵方解石、鐵白云石及少量菱鐵礦顯微晶集合體為主，膠結方式主要為孔隙式充填，其次為基底～孔隙式，晶粒較小，常見溶蝕邊或蝕變，晚期碳酸鹽膠結物主要有含鐵方解石、鐵方解石，微量白云石，常成連晶狀充填孔隙，或交代碎屑形成鈣化碎屑，該時期鐵方解石、鐵白云石等的發育使孔隙發育的滲透層變為非滲透層，甚至致密層，是導致儲層致密的主要原因.

硅質膠結主要表現為石英的次生加大及其自生石英晶體充填孔隙。濁沸石的膠結不發育，僅局部見及，由于濁沸石易溶解，其形成的溶蝕孔隙對總體面孔率貢獻較大。

交代及蝕變作用：研究區長6油層組交代及其蝕變作用非常普遍，但對儲層的孔隙度和滲透率的影響較小，常見的交代及蝕變作用有：碳酸鹽礦物交代長石及其自生濁沸石，局部形成鈣化碎屑，粘土礦物交代長石及其巖屑，偶見泥化碎屑，常見長石表面高嶺土化、水云母化等，其次，黑云母礦物常絹云母化，石英蝕變較弱，僅見邊緣不規則，長石沿節理縫蝕變最為常見。

破裂作用：在巖心觀測及其鏡下薄片鑒定，都可發現長6油層不同程度發育構造裂縫及其成巖裂縫，構造裂縫切穿礦物碎屑及膠結物，多被有機質充填，裂縫面筆直，成巖裂縫多順層分布，多為云母層間縫及泥質條帶邊緣滑脫縫，破裂作用對增加儲層滲透能力具有顯著作用，對增加儲集空間意義較弱。

壓實作用 云母定向排列 長石溶蝕普遍發育

長石溶孔 少量殘余粒間孔

圖1典型成巖作用（44井）

溶蝕作用：長6油層溶蝕粒間孔、溶蝕粒內孔分別占面孔率30%、15%，對改善儲層質量具有重要作用，常見溶蝕為粒間膠結物溶蝕，特別是濁沸石溶蝕顯著，形成溶蝕殘余結構，局部發育超大溶孔、鑄模孔，此外，長石粒內溶孔較為普遍，長石多沿節理縫溶蝕交代，往往形成孤島狀、網狀，在部分井層微裂縫發育段，沿微裂縫溶蝕形成裂隙孔，極大改善儲層滲透性能。溶蝕作用增加儲層孔隙度3-5%，使成巖后期形成的差儲層改善為有效儲層。

3、成巖序列與成巖階段劃分

結合鄂爾多斯盆地中新生代盆地演化及儲層自生礦物產狀、相互交代作用分析長6油層組成巖演化序列。在鑄體薄片及其掃描電鏡下觀察，自生石英多沿綠泥石包殼外次生加大，方解石不但充填粒間孔，部分充填長石粒內溶孔，石英加大邊可見被方解石交代，高嶺石充填原生粒間孔，部分交代長石，在微裂隙及其晚期鐵方解石礦物、濁沸石礦物、石英次生加大邊發現烴類流體包裹體，據此，6油層組成巖演化序列為：機械壓實-早期綠泥石、方解石膠結--濁沸石膠結-早期溶解（粒間、長石粒內）-石英次生加大-高嶺石膠結-晚期溶解-烴類早期充注-晚期鐵方解石膠結-烴類晚期充注-含鐵白云石膠結。endprint

結合鄂爾多斯中新生代盆地演化古溫標、有機地化指標，及其長6油層組成巖自生礦物產狀、孔隙類型對成巖階段進行劃分。該區長6油層總體處于晚成巖A期，主要依據為：

研究區長6流體包裹體樣品的分析確定古地溫為115℃左右；鏡煤反射率Ro介于0.7%～0.9%之間，Tmax為450℃左右，表明該區長6油層組有機質處于成熟階段；粘土礦物主要以綠泥石為主，約65-75%，伊/蒙混層平均含量約為11%，少量高嶺石、伊利石，I/S混層中的蒙皂石（S）的含量介于15～20%，為有序混層帶；石英次生加大多為Ⅰ級，少見Ⅱ級，碳酸鹽膠結物以方解石為主，少量含鐵方解石充填次生溶孔，粒間溶孔、長石粒內溶孔發育，但仍以殘余粒間孔為主，微裂縫不發育。以上說明長6油層組砂巖儲層成巖作用一般已進入晚成巖A期左右。

圖2 延長組成巖演化模式

4、成巖-成孔演化模式

根據鄂爾多斯中新生代盆地演化分析，延長組沉積后，原始孔隙度約為介于40%，于早侏羅世初期上升剝蝕，遭受早期淺埋深成巖作用及其大氣淡水淋濾成巖作用，成巖早期壓實及碳酸鹽巖膠結作用發育，儲層早期溶蝕不明顯，多被后期膠結物充填，中侏羅世-晚侏羅世盆地一直沉降，在早白堊紀初達到最大埋深，遭受深埋深成巖作用，壓實壓溶作用、膠結作用強烈，孔隙度急劇減少，儲層致密化，根據鑄體薄片統計，壓實作用減少孔隙度20%左右，膠結作用減少孔隙度15%，也在此階段有機質成熟，烴類開始充注，排除有機酸溶蝕，發育粒間孔、粒內孔，有效改善儲層質量，增加孔隙度3-5%。中白堊世后盆地持續抬升（圖2）。

5、結論

①南泥灣油田延長組長6油層主要發生了壓實及壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用和破裂作用等一系列成巖作用類型，成巖作用復雜，成巖現象豐富，并對儲集層孔隙發育及物性影響顯著。

② 長6油層成巖序列為：機械壓實→早期粘土膜（綠泥石膜或蒙皂石膜）形成→少量方解石沉淀→（含有機酸流體注入）長石顆粒溶解→石英次生加大→石油侵位→晚期鐵方解石充填→晚期白云石充填或交代碎屑顆粒；成巖階段主要處于中成巖階段的A期

③長6油層原始孔隙度約為40%，壓實及膠結作用致使孔隙度減少到5%左右，溶蝕作用使孔隙度增加2～3%，晚期碳酸鹽膠結是儲層致密的根本原因，溶蝕作用改善了儲層質量，局部形成甜點儲層。

參考文獻：

[1]鄭榮才，耿威.鄂爾多斯盆地白豹地區長6砂巖成巖作用與成巖相研究[J]，巖性油氣藏，2007，19（2）1-8

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[7] 羅靜蘭，張曉莉.河流-湖泊三角洲相砂巖成巖作用的重建及其對儲層物性演化的影響-以延長油區侏羅系-上三疊統砂巖為例[J].中國科學（D輯），2001， 31（12）：1006-1016.

[8] 朱國華.陜北濁沸石次生孔隙砂體的形成與油氣的關系[J].石油學報，1985， 6（1）1-8.

[9]楊曉萍，裘擇楠.鄂爾多斯盆地上三疊統延長組濁沸石的形成機理、分布規律與油氣關系[J].沉積學報.2002， 20 （4）：628～632.

[10] 朱國華.碎屑巖儲集層孔隙的形成、演化和預測[J].沉積學報，1992，10（3）：114-123.endprint

結合鄂爾多斯中新生代盆地演化古溫標、有機地化指標，及其長6油層組成巖自生礦物產狀、孔隙類型對成巖階段進行劃分。該區長6油層總體處于晚成巖A期，主要依據為：

研究區長6流體包裹體樣品的分析確定古地溫為115℃左右；鏡煤反射率Ro介于0.7%～0.9%之間，Tmax為450℃左右，表明該區長6油層組有機質處于成熟階段；粘土礦物主要以綠泥石為主，約65-75%，伊/蒙混層平均含量約為11%，少量高嶺石、伊利石，I/S混層中的蒙皂石（S）的含量介于15～20%，為有序混層帶；石英次生加大多為Ⅰ級，少見Ⅱ級，碳酸鹽膠結物以方解石為主，少量含鐵方解石充填次生溶孔，粒間溶孔、長石粒內溶孔發育，但仍以殘余粒間孔為主，微裂縫不發育。以上說明長6油層組砂巖儲層成巖作用一般已進入晚成巖A期左右。

圖2 延長組成巖演化模式

4、成巖-成孔演化模式

根據鄂爾多斯中新生代盆地演化分析，延長組沉積后，原始孔隙度約為介于40%，于早侏羅世初期上升剝蝕，遭受早期淺埋深成巖作用及其大氣淡水淋濾成巖作用，成巖早期壓實及碳酸鹽巖膠結作用發育，儲層早期溶蝕不明顯，多被后期膠結物充填，中侏羅世-晚侏羅世盆地一直沉降，在早白堊紀初達到最大埋深，遭受深埋深成巖作用，壓實壓溶作用、膠結作用強烈，孔隙度急劇減少，儲層致密化，根據鑄體薄片統計，壓實作用減少孔隙度20%左右，膠結作用減少孔隙度15%，也在此階段有機質成熟，烴類開始充注，排除有機酸溶蝕，發育粒間孔、粒內孔，有效改善儲層質量，增加孔隙度3-5%。中白堊世后盆地持續抬升（圖2）。

5、結論

①南泥灣油田延長組長6油層主要發生了壓實及壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用和破裂作用等一系列成巖作用類型，成巖作用復雜，成巖現象豐富，并對儲集層孔隙發育及物性影響顯著。

② 長6油層成巖序列為：機械壓實→早期粘土膜（綠泥石膜或蒙皂石膜）形成→少量方解石沉淀→（含有機酸流體注入）長石顆粒溶解→石英次生加大→石油侵位→晚期鐵方解石充填→晚期白云石充填或交代碎屑顆粒；成巖階段主要處于中成巖階段的A期

③長6油層原始孔隙度約為40%，壓實及膠結作用致使孔隙度減少到5%左右，溶蝕作用使孔隙度增加2～3%，晚期碳酸鹽膠結是儲層致密的根本原因，溶蝕作用改善了儲層質量，局部形成甜點儲層。

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[10] 朱國華.碎屑巖儲集層孔隙的形成、演化和預測[J].沉積學報，1992，10（3）：114-123.endprint

結合鄂爾多斯中新生代盆地演化古溫標、有機地化指標，及其長6油層組成巖自生礦物產狀、孔隙類型對成巖階段進行劃分。該區長6油層總體處于晚成巖A期，主要依據為：

研究區長6流體包裹體樣品的分析確定古地溫為115℃左右；鏡煤反射率Ro介于0.7%～0.9%之間，Tmax為450℃左右，表明該區長6油層組有機質處于成熟階段；粘土礦物主要以綠泥石為主，約65-75%，伊/蒙混層平均含量約為11%，少量高嶺石、伊利石，I/S混層中的蒙皂石（S）的含量介于15～20%，為有序混層帶；石英次生加大多為Ⅰ級，少見Ⅱ級，碳酸鹽膠結物以方解石為主，少量含鐵方解石充填次生溶孔，粒間溶孔、長石粒內溶孔發育，但仍以殘余粒間孔為主，微裂縫不發育。以上說明長6油層組砂巖儲層成巖作用一般已進入晚成巖A期左右。

圖2 延長組成巖演化模式

4、成巖-成孔演化模式

根據鄂爾多斯中新生代盆地演化分析，延長組沉積后，原始孔隙度約為介于40%，于早侏羅世初期上升剝蝕，遭受早期淺埋深成巖作用及其大氣淡水淋濾成巖作用，成巖早期壓實及碳酸鹽巖膠結作用發育，儲層早期溶蝕不明顯，多被后期膠結物充填，中侏羅世-晚侏羅世盆地一直沉降，在早白堊紀初達到最大埋深，遭受深埋深成巖作用，壓實壓溶作用、膠結作用強烈，孔隙度急劇減少，儲層致密化，根據鑄體薄片統計，壓實作用減少孔隙度20%左右，膠結作用減少孔隙度15%，也在此階段有機質成熟，烴類開始充注，排除有機酸溶蝕，發育粒間孔、粒內孔，有效改善儲層質量，增加孔隙度3-5%。中白堊世后盆地持續抬升（圖2）。

5、結論

①南泥灣油田延長組長6油層主要發生了壓實及壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用和破裂作用等一系列成巖作用類型，成巖作用復雜，成巖現象豐富，并對儲集層孔隙發育及物性影響顯著。

② 長6油層成巖序列為：機械壓實→早期粘土膜（綠泥石膜或蒙皂石膜）形成→少量方解石沉淀→（含有機酸流體注入）長石顆粒溶解→石英次生加大→石油侵位→晚期鐵方解石充填→晚期白云石充填或交代碎屑顆粒；成巖階段主要處于中成巖階段的A期

③長6油層原始孔隙度約為40%，壓實及膠結作用致使孔隙度減少到5%左右，溶蝕作用使孔隙度增加2～3%，晚期碳酸鹽膠結是儲層致密的根本原因，溶蝕作用改善了儲層質量，局部形成甜點儲層。

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[10] 朱國華.碎屑巖儲集層孔隙的形成、演化和預測[J].沉積學報，1992，10（3）：114-123.endprint