鄂爾多斯盆地直羅油田大東溝區(qū)長8油層組儲層成巖作用研究

李化杰，吳少波，溫 波 （西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065）

直羅油田位于陜西省富縣境內(nèi)葫蘆河上游直羅鎮(zhèn)以西，大地構造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的東南部，現(xiàn)今三疊系頂面構造為東隆西坳的格局，延長組的展布為西傾單斜 （傾角小于1°），屬印支旋回構造層序，巖性為三角洲分流河道及濱淺湖環(huán)境沉積的一套砂巖及泥巖組成的多旋回韻律層。直羅油田的主要含油層系為三疊系延長組和侏羅系延安組，目前已經(jīng)在延長組長8油層組儲層發(fā)現(xiàn)較好的油氣顯示。下面，筆者對直羅油田大東溝區(qū)延長組長8油層組儲層的成巖作用進行了研究，以便為下一步勘探和開發(fā)提供依據(jù)。

1 巖石學特征

直羅油田大東溝區(qū)延長組長8油層組儲層砂巖類型以塊狀灰色細砂巖為主，占85%左右；粉－細砂巖、粉砂巖次之，約占15%。砂巖碎屑成分以石英為主，平均含量為40.9%，以單晶石英為主；其次為長石，平均含量為30.8%，以正長石為主，表面常具有高嶺石化現(xiàn)象；巖屑平均含量為21.2%，以巖漿巖巖屑為主；云母含量一般為6%左右，白云母為主。填隙物含量為7%～31%，平均18.8%；其中雜基含量為3.2%～22%，平均9.3%；主要為泥質(zhì)雜基，其次是泥微晶碳酸鹽。膠結物含量4.1%～26%，平均9.5%，成分主要為白云石、方解石及自生黏土礦物 （綠泥石、伊利石、伊／蒙混層等），其次為長英質(zhì)、石英、長石的次生加大、菱鐵礦等。砂巖碎屑組分磨圓度多見次棱－次圓狀，分選中等到較好，顆粒支撐為主，多呈點－線接觸，碎屑組分沿長軸方向呈定向－半定向排列，多見薄膜－孔隙式膠結，其次為薄膜式及孔隙－再生式，可見連晶式膠結。平均粒度為0.05～0.12mm，粒度中值0.05～0.15mm。

2 成巖作用及對儲層物性的影響

2.1 壓實與壓溶作用

1）壓實作用 壓實作用是導致砂巖孔隙度下降的重要原因之一。壓實作用使碎屑顆粒間呈現(xiàn)點－線接觸。主要表現(xiàn)為塑性巖屑彎曲變形，隨著壓實強度的增加進一步假雜基化，云母在壓實的作用下形成明顯的沿長軸方向的壓實定向排列結構 （見圖1）；石英、長石等剛性碎屑顆粒發(fā)生滑動、位移，顆粒之間重新排列，呈一定的方向性，碎屑顆粒表面發(fā)生一些脆性微裂紋甚至碎裂［1］。薄片鑒定分析結果表明，大東溝區(qū)延長組長8油層組儲層在黑云母、泥巖巖屑含量較高的砂巖中，受到機械壓實作用的影響較為明顯，其面孔率一般相對較低。

圖1 大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖的壓實現(xiàn)象

2）壓溶作用 主要表現(xiàn)為顆粒間從線狀接觸到面狀接觸的過渡。在膠結物含量偏低并且云母含量偏高的較粗的粒砂巖中壓溶作用較為發(fā)育。在大東溝區(qū)長8油層組儲層中壓溶作用的影響不是十分明顯，顆粒間的面狀接觸也不是十分顯著，長石、石英的次生加大表現(xiàn)也是相對較弱的［2－4］。壓實壓溶作用使大東溝區(qū)長8油層組儲層的孔隙損失嚴重。據(jù)測算，該區(qū)長8油層組儲層的原始孔隙度因壓實壓溶作用而減少將近20%。

2.2 膠結作用

1）黏土膠結作用 ①綠泥石膠結。綠泥石作為延長組砂巖中分布最為廣泛的自生黏土礦物之一，含量一般為5%左右，占黏土膠結物總量的65%以上［4－5］。大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖中，自生黏土礦物膠結物主要以綠泥石為主，含量一般為4%～6%，最高可達10%以上。自生綠泥石膠結垂直或平行碎屑顆粒表面、孔喉壁生長，形成包殼或環(huán)邊，多呈微細葉片狀、纖維狀。常發(fā)育成孔隙內(nèi)襯，部分碎屑顆粒被綠泥石薄膜包圍，其綠泥石多數(shù)僅為一層，厚度3～5μm，在顆粒表面呈毯狀密集排列 （見圖2），表明在溶蝕作用之后形成了這部分自生綠泥石。由于自生綠泥石充填于原始孔隙之中，儲集層的孔隙度減低，滲透率減小。因而，綠泥石膠結作用是影響該區(qū)長8油層組儲層物性的重要因素之一。②伊利石及伊／蒙混層膠結。大東溝區(qū)長8油層組儲層中的伊利石及伊／蒙混大部分為陸源泥質(zhì)雜基，呈片狀集合體充填孔隙。但仍有部分自生伊利石及伊／蒙混，結晶較好，呈絲縷狀、毛發(fā)狀充填孔隙 （見圖3）。伊利石及伊／蒙混層黏土礦物雖然平均含量低于1%，由于充填于喉道及孔隙中，使得喉道及孔隙結構復雜，對儲層物性影響較大。

圖2 長8油層組儲層中的綠泥石膠結

圖3 長8油層組儲層中的伊利石膠結

2）碳酸鹽膠結作用 碳酸鹽礦物膠結作用在大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖中較為發(fā)育，是影響儲層物性的重要成巖作用之一。碳酸鹽礦物膠結以方解石、鐵方解石及白云石等為常見，其含量低，一般為0.49%～3.0%，主要充填在粒間孔并交代其他碎屑，使得儲層變得較為致密。碳酸鹽膠結比較發(fā)育的巖石樣品中，含量可達9.8%～20.1%，多呈連晶狀，形成鈣化砂巖，使得儲集性能急劇降低，而成為非儲層，起到致密隔擋作用。電鏡掃描中可見到方解石充填孔隙 （見圖4），方解石多為細品粒狀膠結，在部分層位也見形成連片嵌晶式膠結；儲層的孔隙度，滲透率下降，形成低孔、低滲的砂巖，對該區(qū)長8油層組儲層物性影響較大。

圖4 長8油層組儲層中的碳酸鹽膠結

3）硅質(zhì)和長石質(zhì)膠結作用 在大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖中的硅質(zhì)膠結物分布較為廣泛，含量一般為0.5%～2%，平均為1.0%左右。硅質(zhì)膠結物除部分以石英次生加大邊的形式存在，大部分呈石英微晶充填于殘余粒間孔隙中 （見圖5），但硅質(zhì)膠結作用相對發(fā)育較弱，原生粒間孔隙損失不大，但對粒間孔隙的破壞是永久性的。長石膠結作用強度不大，自生加大邊也比較薄，對原生粒間孔隙的影響不大。

圖5 長8油層組儲層中的硅質(zhì)及長石質(zhì)膠結

2.3 交代作用

交代作用在大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖中較為普遍。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，碳酸鹽礦物對不穩(wěn)定組分和云母、長石、巖屑等顆粒以及石英次生加大的交代 （見圖4）；亦可發(fā)現(xiàn)伊利石化、碎屑黑云母的水化、綠泥石化等現(xiàn)象［6］。在大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖中常見黑云母綠泥石化，長石表面的高嶺土化、絹云母化、伊利石化等現(xiàn)象。交代作用使大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖的成分和結構發(fā)生了局部或全部變化，并且改變了巖石的孔隙，形成了少量的溶蝕孔隙。

2.4 溶解作用

大東溝區(qū)長8油層組儲層砂巖的溶解作用主要表現(xiàn)在長石、巖屑、云母等碎屑顆粒的溶解以及方解石、濁沸石和黏土填隙物的溶解，其中以碎屑顆粒的溶解最為常見，形成粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔、裂縫溶蝕孔等類型的次生孔隙［2－4］。根據(jù)薄片分析資料表明，長8油層組儲層砂巖溶解組分主要有長石及部分巖漿巖屑，在有機酸的改造作用下，易溶組分不成程度溶蝕，形成被綠泥石薄膜包繞的鑄模孔、粒內(nèi)溶孔，在成巖中晚期，被鐵方解石膠結及交代 （見圖6）。溶蝕作用形成的大量次生孔隙有效地改善了長8油層組儲層的物性。因此，溶解作用是改善大東溝區(qū)長8油層組儲層孔滲條件的主要成巖作用之一。

圖6 長8油層組儲層中的溶蝕作用

2.5 破裂作用

在巖芯觀察和薄片鑒定時，常見在外力作用下巖石發(fā)生破裂而形成的各種裂縫孔隙，規(guī)模不等。微觀裂縫局部發(fā)育，呈不規(guī)則狀或鋸齒狀，常沿碎屑顆粒間裂開偶爾也會切穿碎屑顆粒，對改善物性效果影響不大；宏觀裂縫以未充填或者半充填的為主，對改善孔隙間的連通性、提高儲集層的排液能力和油氣運移等方面具有很好的作用。裂縫發(fā)育可在一定程度上改善儲層砂巖的孔滲性，也是造成該區(qū)長8油層組儲層具較強非均質(zhì)性的重要因素之一［7］。

3 結 論

（1）直羅油田大東溝區(qū)長8油層組儲層巖性主要為塊狀～厚層狀灰色細砂巖，其次為粉－細砂巖、粉砂巖。砂巖類型主要為巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖，碎屑顆粒多呈次棱角－次圓狀，分選中等－較好。

（2）長8油層組儲層中的成巖作用主要包括壓實與壓溶作用、膠結作用、交代作用、溶解作用，壓實與壓溶作用、膠結作用和溶蝕作用對長8油層組儲層的孔隙影響很大，其中對長8油層組儲層的物性起到建設性作用的是溶蝕作用，而起到破壞性作用的是膠結作用、壓實與壓溶作用。

［1］鄭浚茂，龐明 .碎屑儲集巖的成巖作用研究 ［M］.武漢：中國地質(zhì)大學出版社，1989.

［2］郭艷琴 .富縣探區(qū)延長組儲層微觀特征研究 ［D］.西安：西北大學，2006.

［3］王輝 .甘谷驛油田共大灘區(qū)長6儲層特征與剩余油研究 ［D］.西安：西安石油大學，2008.

［4］郭德運，郭艷琴，李文厚，等 .富縣探區(qū)上三疊統(tǒng)延長組成巖作用及孔隙結構特征 ［J］.沉積學報，2010，28（2）：264－273.

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［7］朱聰，施冬，張春生 .鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長8段儲層巖礦特征及成巖作用研究 ［J］.長江大學學報 （自然科學版），2011，8 （2）：50－52.