鄂爾多斯盆地臨興地區下石盒子組成巖作用類型及其對油氣儲層的控制作用

謝英剛，葉建平，潘新志，段長江，陳　慶，楊麗萍，喻玉潔

(1.中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300457；3.中聯煤層氣有限責任公司，北京100011；4.北京油源恒業科技有限公司，北京 100015)

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鄂爾多斯盆地臨興地區下石盒子組成巖作用類型及其對油氣儲層的控制作用

謝英剛1，2，葉建平3，潘新志2，段長江2，陳慶4，楊麗萍4，喻玉潔4

(1.中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300457；3.中聯煤層氣有限責任公司，北京100011；4.北京油源恒業科技有限公司，北京 100015)

摘要：本文通過大量巖石薄片、掃描電鏡及陰極發光等的觀察，分析了臨興地區下石盒子組成巖作用類型、成巖作用對物性的影響以及與油氣分布規律的關系。結果表明，研究區下石盒子組成巖作用主要包括壓實作用以及膠結弱溶蝕；而且壓實作用大大降低了原生孔隙體積，膠結作用堵塞了孔隙和喉道，溶蝕作用提高了砂巖的儲集性能。成巖作用在砂體不同部位的差異是形成巖性圈閉的條件，縱向上水下分流河道、河口壩底部和頂部為低滲儲層，中部位為滲透層，因此水下分流河道和河口壩砂體可成為一套巖性圈閉；在平面上原生孔+次生孔相和次生孔相分布于水下分流河道和河口壩等分選較好，粒度較粗的微相中。分選較差、粒度較細的遠砂壩和席狀砂微相發育的砂巖雜基含量較高，主要為低滲砂巖，為油氣富集區形成橫向遮擋條件。總體上來說，沉積相為水下分流河道和河口壩微相，成巖相為原生孔+次生孔相以及次生孔相為有利的儲層，是油氣的最為有利聚集場所，其次為遠砂壩和席狀砂微相，成巖相為自生高嶺石充填粒間孔相和膠結弱溶蝕相的儲層，含氣性相對較差。

關鍵詞：成巖作用；儲層物性；油氣分布規律；巖性遮擋圈閉

臨興地區位于鄂爾多斯盆地的東北部，構造上屬于伊陜斜坡東北部和晉西撓褶帶西北部，整體上構造相對平緩，由南向北，構造發育程度逐步提高，鼻狀隆起幅度逐漸增大。臨興地區上古生界主力儲層下石盒子組沉積相主要為辮狀河三角洲前緣，但儲層質量較差，總體為一套低孔低滲致密砂巖，成巖作用在砂巖埋藏過程中對辮狀河三角洲前緣不同微相的孔隙度和滲透率的改造起著明顯不同的作用[1-2]。因此顆粒較細，分選較差的微相壓實作用和膠結作用較強，物性較差，可作為油氣藏的蓋層；而顆粒較粗，分選較好的微相壓實作用和膠結作用較弱，剩余的原生孔隙和溶蝕作用產生的次生孔隙較高，可作為油氣儲集層。因此研究成巖作用對研究區油氣藏的勘探開發具有重要意義。

1成巖作用類型

通過對臨興地區下石盒子組巖石鑄體薄片的觀察統計，結合掃描電鏡、陰極發光等分析手段，確定臨興地區下石盒子組主要的成巖作用類型有壓實作用、膠結作用、交代作用及溶蝕作用等，這些成巖作用對儲集層孔隙發育有著顯著的影響。

1.1壓實作用

碎屑顆粒在上覆顆粒的重力作用以及構造應力作用下發生壓實變形，主要表現為塑性顆粒彎曲變形(云母、巖屑等)、剛性顆粒斷裂、顆粒定向排列、軟物質彎曲變形、碎屑顆粒凹凸接觸等(圖1)。

圖1　臨興地區山西組壓實作用現象典型圖片

1.2膠結作用

膠結作用與壓實作用不同之處在于，壓實作用使得巖石體積縮小，而膠結作用僅僅減小的是儲層孔隙體積。臨興地區主要的膠結作用有硅質膠結、鈣質膠結及泥質膠結作用。

1.2.1硅質膠結作用

硅質膠結物的來源較豐富，主要有石英顆粒的壓溶作用、黏土礦物的轉化(蒙脫石向伊利石與綠泥石轉化過程中會釋放SiO2)、硅酸鹽礦物的溶解(長石)等，溶解的SiO2在石英顆粒表面形成一期加大邊，甚至二期加大邊；晚期硅酸鹽礦物在有機酸的溶解作用下釋放的SiO2會形成三期加大邊或者被黏土礦物包裹的石英膠結物(圖2(a)、圖2(b))。

1.2.2鈣質膠結作用

臨興地區下石盒子組碳酸鹽膠結主要有方解石膠結和鐵方解石膠結，薄片在染色情況下方解石呈紅色、鐵方解石呈紫紅色(圖2(c)、圖2(d))。

1.2.3黏土礦物膠結

黏土礦物是砂巖中比較重要的膠結物之一，主要包括伊利石、綠泥石和高嶺石。其產狀通常有兩類：孔隙充填及孔隙襯墊。孔隙式充填黏土礦物通常占據有效孔隙空間，降低儲集層的物性；而孔隙襯墊式的黏土礦物通常覆蓋在顆粒表面，常常形成有大量原生孔隙的儲層。伊利石和綠泥石主要以孔隙襯墊的方式膠結，而高嶺石主要以孔隙充填的方式膠結(圖2(e)～(h))。

1.3溶蝕作用

臨興地區下石盒子組的溶蝕作用主要是長石顆粒和巖屑顆粒，以及少量的膠結物在有機酸的作用下發生溶蝕作用，并形成次生孔隙，改善了儲層物性(圖3)。

圖2　臨興地區下石盒子組典型膠結作用類型

圖3　臨興地區下石盒子組溶蝕作用典型圖片

2成巖作用對油氣儲層物性的影響

2.1壓實作用降低原生孔隙體積

壓實作用是儲層孔隙體積降低的主要原因。在成巖作用早期，沉積物在上覆地層的重力作用下碎屑顆粒重新排列，使雜基或者軟物質擠壓進入儲層孔隙中并占據了部分原生孔隙。假設砂巖沉積初期，原始孔隙度為40%，砂巖經過壓實作用后原始孔隙度損失一般是20%～30%，保留下來的原始孔隙度為2%～12%[3]。臨興地區下石盒子組沉積環境為辮狀河三角洲，因此在不同的沉積微相下形成的砂巖顆粒、分選性以及砂巖厚度有很大差別，因此壓實作用也存在較大差別。

下石盒子組砂巖填隙物含量較高，分選中等-差，巖石顆粒次棱角狀-次圓狀，因此壓實作用較強。下石盒子組填隙物主要包括泥質、碳酸鹽及其他三種成分，其中泥質含量最高，達到了8%，填隙物總量為12.3%(圖4)。因為泥質雜基在壓實作用下彎曲變形，易被擠入孔隙中堵塞孔隙或喉道，降低孔隙體積；相反當填隙物含量較低，含量較高的剛性顆粒起到支撐作用，壓實作用較低。

圖4　下石盒子組填隙物成分含量直方圖

辮狀河三角洲砂體的主體部位為水下分流河道和河口壩，其中水下分流河道是正韻律，粒度由粗變細，儲層孔隙度由高變低；而河口壩為反韻律，粒度由細變粗，儲層孔隙度由低變高，所以水下分流河道砂體底部到頂部壓實作用由弱變強，而河口壩砂體壓實作用則由強變弱(圖5)。

2.2膠結作用降低儲層孔隙及喉道

下石盒子組砂巖儲層膠結物主要有石英膠結物、方解石膠結物和黏土礦物膠結物，這三種膠結物在降低儲層孔隙度方面影響不同。早期石英膠結物在石英顆粒表面形成加大邊，使得儲層孔隙體積減小或堵塞喉道；成巖階段中期長石顆粒在有機酸作用下生成SiO2，此時石英膠結物充填被黏土礦物包裹的孔隙空間，并堵塞孔隙。方解石膠結物可以完全堵塞孔隙，隨著方解石膠結物含量的增高，儲層孔隙度迅速降低(圖6)。

圖5　下石盒子組砂巖粒度與孔隙度和滲透率的關系

圖6　下石盒子組碳酸鹽膠結物與孔隙度和滲透率的關系

黏土礦物與儲層物性關系復雜。當伊利石和綠泥石含量較低時這兩種膠結物以孔隙襯墊的方式膠結，并保留了部分原生孔隙，為有機酸進入砂巖儲層提供運移通道，進而與易容顆粒發生溶蝕作用形成次生孔隙；當伊利石和綠泥石含量較高時，這兩種膠結物會堵塞全部原生孔隙，使得儲層物性降低。高嶺石膠結物的出現表示砂巖儲層中有次生孔隙，因為高嶺石主要是長石溶蝕作用產生的，當巖石礦物成分中長石含量較高，生成的高嶺石含量較高，會堵塞孔隙(圖7)。

圖7　下石盒子組黏土礦物與孔隙度的關系

2.3溶蝕作用提高儲層物性

辮狀河三角洲沉積相中支流澗灣沉積微相主要為泥巖沉積。在中成巖階段早期，泥質烴源巖成熟并排出有機酸，有機酸通過原生孔隙或者微裂縫進入到鄰近的砂巖儲層中并與易容顆粒(長石、巖屑)發生溶蝕作用，在砂巖儲層中形成粒內溶蝕孔隙、粒間溶蝕孔隙，當顆粒完全溶蝕后形成鑄模孔，次生孔隙與原生孔隙構成了儲層的孔隙網絡，使得儲層在經歷壓實作用和膠結作用之后再次改善了儲層物性。

3成巖作用對巖性圈閉的影響

3.1成巖相

成巖相系指某一巖層所經歷的成巖環境之總和，或指巖層中與某一地史時期成巖過程有關的組分(可以是結構組分，也可以是礦物組分)，或是在成巖過程中形成的某一特定的巖石類型。陳彥華等(1994)則認為成巖相是成巖環境的物質表現，即能夠反映成巖環境的巖石學特征、地球化學特征和巖石物理特征的總和，并將某種成巖相時空分布的范圍稱為成巖相區。

儲層的成巖相劃分主要考慮的是成巖作用及其對儲層儲集性能的影響。前文研究了神府-臨興區塊上古生界地層受壓實作用明顯，且膠結類型多樣，儲集砂巖的孔隙組合類型及無形直接受成巖作用強度的控制。因此本文根據成巖作用類型、孔喉結構與物性特征、面孔率及膠結物含量，將神府-臨興地區上古生界各組段成巖相分為壓實壓溶相、膠結-弱溶蝕相、自生高嶺石充填相、次生溶孔相、次生+原生孔隙相。

1)原生孔+次生孔相。原生孔+次生孔相是該區最為有利的成巖相帶(圖8)，在此類成巖相帶中，儲層膠結物主要為黏土，其他膠結物含量較低。黏土膠結物往往以孔隙襯墊形式膠結，并保留的大量原生孔隙，多形成疏松的孔隙組合關系。此類成巖相常常分布于碎屑巖分選較好，黏土礦物含量較高的(水下)分流河道中，在研究區水下分流河道微相和河口壩微相中廣泛發育。

2)次生溶孔相。次生溶孔相也是該區最為有利的成巖相帶(圖9)，在此類成巖相帶中，長石含量較多，并發生溶蝕作用形成次生溶蝕粒間孔、溶蝕粒內孔，此類成巖相帶有時與黏土膜原生孔相形成混合成巖相帶。次生溶孔相常常分布于碎屑巖分選較好，長石含量較高的長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖中。研究區水下分流河道微相和河口壩微相中廣泛發育。

3)自生高嶺石充填孔隙。自生高嶺石充填粒間孔相的主要特點儲層段中大量發育高嶺石膠結物(圖10)，充填孔隙，剩余孔隙較少，并降低的儲層滲透率，對儲層產生不利。研究區遠砂壩微相和席狀砂微相中廣泛發育。

4)膠結-弱溶蝕相。膠結-弱溶蝕相的主要特點是有少量溶蝕孔隙，膠結作用較強的一種成巖相(圖11)，膠結物可能為黏土礦物或者碳酸鹽膠結物，對應的巖石主要為巖屑砂巖。研究區遠砂壩微相和席狀砂微相中廣泛發育。

5)壓實壓溶相。壓實壓溶相的主要特點是壓實作用和壓溶作用很強烈(圖12)，顆粒呈線-凹凸接觸，剩余孔隙很少。在石英砂巖中主要發生壓溶作用，石英是其主要膠結物。研究區分流河道間微相中廣泛發育。

圖8　LX-6井原生孔+次生孔相

圖10　L-6井石千峰組自生高嶺石充填粒間孔相

圖11　L-17井碳酸鹽膠結強烈

圖12　L-6井壓實壓溶相

3.2成巖作用在縱向上的差異

縱向上成巖作用的差異可分為兩種情況。

1)下石盒子組中次生孔相、原生孔+次生孔相、高嶺石充填粒間孔相形成有力儲層，主要分布在盒5段、盒6段與盒8段；壓實壓溶相與泥巖在縱向上分割有力成巖相，構成成巖相圈閉。如圖13所示，遠砂壩和席狀砂兩種微相砂體，其滲透率低，壓實作用和膠結作用較強，形成致密遮擋層；水下分流河道，砂體分布較廣，砂巖粒度較粗，壓實作用較弱，溶蝕作用形成的次生孔隙與原生孔隙為油氣的有利儲集空間。

2)單個砂體來看，水下分流河道、河口壩形成的砂體底部粒度較粗，壓實作用較弱，原始粒間孔隙度較高，這為地層水提供了運移通道，因此從孔隙水中析出的自生膠結物(如石英、伊利石、綠泥石等)含量較高，在砂體底部形成致密層。水下分流河道、河口壩的砂體頂部，粒度較細，壓實作用較強，再加上上覆泥巖層壓實作用過程中析出的孔隙水的影響，膠結作用較強，在砂體頂部形成致密層。因此只有在砂體中部壓實作用和膠結作用較弱，溶蝕作用較強，形成物性較好的儲層，有利于油氣聚集。

綜上所述，下石盒子組的單個砂體在成巖作用之后，就形成一個完整的單一的巖性圈閉，只要有油氣運移至此，就可使油氣封閉與砂體之中，形成巖性圈閉(圖13)。

3.3成巖作用在平面上的差異

根據鄂爾多斯盆地的構造史和沉積史，早二疊紀晚期的海西運動使得華北地臺形成北高南低的地形。因此在下石盒子組中成巖階段早期，來自鄰近地層山西組煤層的油氣沿著滲透性砂體由南向北運移，在具有上傾方向的地層中聚集，并在L-8、L-5和L-4形成富集區塊。沿著L-1、L-7、L-2S方向和L-103、L-20方向主要發育微相有河口壩、遠砂壩和席狀砂，發育的砂巖雜基含量較高、分選較差、粒度較細，主要為低滲砂巖，為油氣富集區形成橫向遮擋條件(圖14)。

圖13　臨興地區下石盒子組下石盒子組成巖相剖面圖

圖14　臨興地區上石盒子組L-1井～L-20井油藏橫剖面圖

臨興地區儲層物性較好，含油氣較多的層位主要位于下石盒子組8上段，因此本文只分析下石盒子組8上段的成巖相平面分布。從圖15中可以看出，物源來自東北方向，靠近物源方向的水下分流河道和河道前緣儲層物性最好，成巖相為原生孔次生孔相，次生孔相；遠離物源方向的河道外緣主要為膠結弱溶蝕相。

4成巖作用對油氣儲層的控制作用

研究區孔隙度和滲透率較低，為致密儲層，主要儲集密砂巖氣，原生孔+次生孔相是本區最為有利的成巖相帶，次生溶孔相也是本區最為有利的成巖相帶，原生孔+次生孔以及次生孔隙是研究區最有利和主要儲集空間，主要發育于水下分流河道和河口壩微相中；自生高嶺石充填粒間孔相和膠結弱溶蝕相剩余孔隙均較少，儲集物性相對較差，主要發育于沉積相的邊緣相帶遠砂壩和席狀砂微相中，這兩類成巖相生成的孔隙含氣性相對較差；壓實壓溶相和碳酸鹽巖膠結相是研究區最為不利的成巖相帶，這兩類成巖作用儲層孔隙空間大大降低，主要發育于泥巖相中。

統計14口取心井80個樣品點的試氣數據，氣層巖性多以粗砂巖為主，含少量含礫砂巖和中砂巖，對解釋成果表中的氣層、差氣層以及致密層的測井相、沉積相以及進行研究表明，砂巖的含氣性于沉積相、成巖相以及相對敏感的測井曲線之間存在一定的相關關系(圖16)，儲層含氣性越好，自然伽馬(GR)和密度(DEN)越低，相對應的沉積相帶和成巖相帶最為有利。因此，I類儲層多發育于水下分流河道和河口壩微相內部，成巖相為原生孔相+次生孔相和次生孔相的儲層中，II類儲層主要發育與邊緣相帶(遠砂壩和席狀砂微相)內部，成巖相為高嶺石充填粒間孔相和膠結弱溶蝕相的儲層中。

5結論

1)臨興地區下石盒子組成巖作用有壓實作用、膠結作用及溶蝕作用。其中膠結作用主要包括石英膠結作用、鈣質膠結作用和黏土礦物膠結作用。

2)下石盒子組整體壓實作用較強，方解石膠結作用使儲層物性變差；黏土礦物膠結物一方面可以保留部分原生孔隙，另一方面堵塞孔隙和喉道；溶蝕作用改善儲層物性，具有為油氣運移提供運移通道的作用。

圖15　臨興地區下石盒子組盒8上段成巖相平面分布圖

圖16　臨興地區下石盒子組砂巖測井相-沉積相-成巖相關系圖

3)下石盒子組在辮狀河三角洲前緣控制的前提下，通過不同成巖作用的改造，使下石盒子組儲集層物性變化較大，因此形成巖性圈閉。遠砂壩、席狀砂微相以及水下分流河道、河口壩砂體的頂部和底部由于壓實作用和膠結作用較強形成不滲透率砂體而成為油氣儲層的遮擋層，水下分流河道和河口壩砂體的中部壓實作用和膠結作用較弱，溶蝕作用較強，成為油氣儲集層。

4)Ⅰ類儲層多發育于水下分流河道和河口壩微相內部，成巖相為原生孔相+次生孔相和次生孔相的儲層中；Ⅱ類儲層主要發育與邊緣相帶(遠砂壩和席狀砂微相)內部，成巖相為高嶺石充填粒間孔相和膠結弱溶蝕相的儲層中。

參考文獻

[1]朱光有，金強，張水昌，等.惠民斷陷湖盆演化過程與油氣生成[J].新疆石油地質，2006，27(1)：27-31.

[2]陳建強，周洪瑞，王訓練.沉積學及古地理學教程[M].北京：地質出版社，2004.

[3]王允誠.油氣儲層地質學[M].北京：地質出版社，2008.

收稿日期：2015-12-07

作者簡介：謝英剛(1977-)，男，遼寧昌圖人，工程師，博士研究生，主要從事石油天然氣地質研究工作。E-mail：xieyg2@cnooc.com.cn。

中圖分類號：P581

文獻標識碼：A

文章編號：1004-4051(2016)07-0166-07

Type of diagenesis and its controlling effect on oil and gas reservoirs in the Xiashihezi Formation in Linxing district，Ordos Basin

XIE Ying-gang1，2，YE Jian-ping3，PAN Xin-zhi2，DUAN Chang-jiang2，CHEN Qing4，YANG Li-ping4，YU Yu-jie4

(1.School of Resources and Geosciences，China University of Mining &Technology，Xuzhou 221116，China；2.CNOOC Ener Tech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300457，China；3.China United Coalbed Methane Co.,Ltd.，Beijing 100011，China；4.Beijing Youyuanhengye Technology Co.,Ltd.，Beijing 100015，China)

Abstract:The authors analyze the influence of diagenesis and diagenesis types on physical properties，and relationships between diagenesis and distribution pattern of oil and gas in the Xiashihezi Formation in Linxing area though observing lots of rock slice，scanning electron microscope and cathodoluminescence.Diagenesis types include compaction，cementation and weak dissolution；Compaction greatly destroys primary pore volume，cementation blocks pores and throats，dissolution improves the reservoir quality of the sandstones in the Xiashihezi formation.The condition of forming lithologic trap are the diagenesis differences in different part of the sand，in the vertical of which，the bottom and top of subsea distributary channel and the mouth bar faces are low permeable and the middle are permeable formation，hence，subsea distributary channel and the mouth bar faces sands can make a lithilogic trap；In the plane，the primary pore and the secondary pore facies，the secondary pore facies spread over subsea distributary channel and mouth bar facies，which have preferable sorting and rough granularity.sand with higher matrix are impermeable to keep oil and gas out the plane area in the far bar and sheet sand faces with worse sorting and thinner granularity mainly.The sandstone with higher matrix in distal bar and sheet sand microfacies，which have worse sorting and thinner granularity，are hypotonic，it’s keeping oil and gas out the plane area.As a whole，reservoir with subsea distributary channel and mouth bar microfacies，meanwhile，the primary pore and the secondary pore facies，or the secondary pore is the beneficial sites for hydrocarbon accumulation，then，gas-bearing properties of reservoirs with distal bar and sheet sand microfacies，meanwhile，authigenic kaolinite inter grain pores diagenetic facies or cementation and weak dissolution facies，are poor.

Key words：diagenesis；reservoir physical property；distribution pattern of oil and gas；the lithology block traps