致密砂巖儲層致密化與成藏史耦合關系研究
——以鄂爾多斯南部鎮原—涇川地區延長組長8油層組為例

陳賀賀，朱筱敏，陳純芳，尹偉，施瑞生

1.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京　102249 2.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京　102249 3.中國石化石油勘探開發研究院，北京　100083

0　引言

近年來，隨著常規儲層油氣資源的逐漸枯竭，國內外油氣勘探已逐步轉向非常規資源領域[1]。非常規資源儲層的勘探和開發與儲層物性關系緊密，而儲層物性“甜點”成因多與成巖作用有關，因此深入研究成巖作用對致密砂巖儲層勘探與開發具有重要意義[2-4]。

傳統思路下針對成巖作用強度及其主控因素的研究已經不能滿足非常規油氣勘探需求。隨著儲層中水—巖反應研究的深入[5-6]，不同成巖作用的機理及發育規律得到了更清楚的認識：儲層原始組分的差異導致不同成巖演化路徑，造成不同程度物性改變[7]；盆地熱埋藏過程、烴類充注過程與儲層成巖改造過程同時進行，又相互影響[8-9]；分析測試手段的進步，使成巖作用的分析方法由定性描述式轉向定量化方向，因此，儲層成巖作用研究正由傳統的靜態定性描述向動態定量表征轉變。本研究通過多種分析測試手段開展成巖作用定量化研究，輔以相對時間序列(成巖序列)和絕對時間序列(流體包裹體定年等)的標定，準確恢復儲層孔隙度演化過程，并結合盆地熱埋藏史及烴類充注史開展儲層成巖—成藏耦合關系研究[9]，以便更好地促進研究區延長組長8油層組的勘探與開發。

1　地質背景及沉積特征

鎮涇地區位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨天環凹陷和伊陜斜坡兩個構造單元，面積約為2 500 km2[10](圖1)。研究區發現了以致密砂巖油藏為主的紅河油田，現有探井300余口，勘探程度較低，探明儲量主要分布在延長組長8油層組。研究區長8油層組主要以河口壩微相和水下分流河道微相垂向疊置為特征[11-12]，河口壩微相自然伽馬曲線呈漏斗型，水下分流河道以自然伽馬曲線鐘型、箱型為特征，巖芯上以槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理、包卷層理粉—細砂巖，以及波紋交錯層理粉砂巖為主(圖2)。

圖1　鄂爾多斯盆地構造區劃與鎮涇地區位置圖Fig.1　Location map of the study area and tectonic units of the Ordos Basin

圖2　鄂爾多斯盆地鎮涇地區HH37井長81亞油層組沉積序列Fig.2　The sedimentary sequence of Chang 81 sub-oil member, Well HH37, Zhenjing area, Ordos Basin

2　儲層特征

2.1　巖石學特征

據700余張薄片鏡下統計可知，研究區長8油層組儲層為中細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖(Q36.2F35.7L28.1)[13](圖3)。碎屑中石英含量最高，一般為26%～64%，以單晶石英為主；長石含量次之，含量介于16%～55%，鉀長石和斜長石含量基本相等；巖屑含量相對較高，約為3%～44%，多為沉積巖巖屑、巖漿巖巖屑。砂巖碎屑顆粒分選中等，磨圓度次棱角狀、次棱角—棱角狀，顆粒多點—線接觸、線—凹凸接觸，結構成熟度和成分成熟度均較低，反映了其近距離搬運沉積的特點[14]。

圖3　長8油層組儲層分類圖(圖版據Folk, 1974)Fig.3　Rock classification of the Chang 8 sandstones on a QFL diagram (after Folk, 1974)

2.2　物性特征

研究區28口井的535個樣品孔滲測試數據顯示，長8油層組儲層巖芯孔隙度介于1.1%～21.5%，平均7.66%，其中大部分介于2.0%～14.0%(圖4A)；滲透率(0.002～21.3)×10-3μm2，平均0.49×10-3μm2，大部分低于0.4×10-3μm2(圖4B)；長8油層組儲層孔隙度和滲透率之間相關性較好，反映儲層的滲濾通道主要與孔隙相關(圖4C)；儲層孔喉半徑平均約0.123 μm(圖4D)，且儲層滲透率與孔喉分選系數呈負相關關系(圖4E，F)，即隨著孔喉大小集中程度的增加，儲層物性變差，以此區別于常規儲層[15-17]。根據石油行業儲層物性標準(SY/T6285—1997)，研究區長8油層組砂巖為典型的低孔—超低滲、中孔—小細喉型儲層。

長8油層組儲層孔隙按成因可劃分為原生孔隙、次生孔隙、微裂縫。其中，原生孔隙為壓實作用、膠結作用之后剩余的原生孔隙，一般孔隙邊緣較平直，多呈三角形，含量占總面孔率的14%；次生孔隙包括粒間溶孔、粒內溶孔、晶間孔等，其中粒間溶孔為長8油層組儲層主力儲集空間，粒間溶孔碎屑邊緣多不規則，粒間溶孔占總面孔率的75%；微裂縫以雜基組分收縮縫、云母解理縫為主，對儲層物性貢獻很小。

3　成巖作用及其對儲層物性的影響

成巖作用對儲層物性的影響體現在不同強度、不同類型的成巖作用組合對儲層物性改變[18]。通過鑄體薄片、陰極發光和掃描電鏡等分析，認為影響研究區長8油層組儲層物性的成巖作用類型主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕及交代作用。

3.1　壓實作用

長8油層組儲層經歷了較強的壓實作用[19]。上覆地層壓力作用下，碎屑顆粒呈弱定向排列，顆粒多呈點—線接觸(圖5A，B)；機械壓實下云母條帶變形并膨脹擠入顆粒間(圖5A)；石英較發育自生加大邊(圖5C)，少量石英顆粒破裂。由碎屑顆粒含量與粒間孔隙體積(IGV)關系可知，石英顆粒相對含量越高，IGV值越大，巖屑相對含量越高，IGV值越小(圖6A，B)，即剛性石英顆粒能夠支撐巖石骨架，而塑性礦物不能有效抵抗上覆地層壓力，通過變形減小粒間孔隙體積。在埋藏早期(200～180 Ma)，地層埋深速率較高，迅速的埋深使得儲層在沒有早期膠結物的支撐作用下強烈壓實，形成了致密的巖石格架，是儲層低孔—低滲的一個重要因素[20]。

3.2　膠結作用

研究區長8油層組儲層膠結物含量較高，總含量約3%～28%，平均為8.9%。儲層膠結類型以接觸式膠結和基底式膠結為主，其膠結物成分主要為碳酸鹽膠結物、自生黏土礦物及少量硅質等。

(1) 碳酸鹽膠結。儲層碳酸鹽膠結作用普遍發育且非均質性較強，含量介于1%～25%，其中方解石平均含量約4.8%，鐵方解石平均含量約0.6%。薄片分析可知，早期微晶方解石生于原生粒間孔中，在其支撐作用下，碎屑顆粒多排列松散(圖5D)，晚期方解石多以較好的晶型或嵌晶狀發育(圖5C)。在茜素紅染色的薄片下可見紅色的方解石膠結和紫紅色的鐵方解石膠結(圖5E)，鐵方解石多充填于剩余粒間孔及溶蝕孔內，不規則分布，且較少受到溶蝕；陰極發光薄片下也可分辨早期橙黃色的方解石，其含量較高，多圍繞顆粒邊緣，晚期橙紅色的鐵方解石，多位于粒間溶孔中，相對含量較低(圖5D)，掃描電鏡下可見方解石菱面體解理特征(圖5F)。研究區長8油層組儲層碳酸鹽膠結物含量在砂巖與泥巖接觸部位含量較高，在砂體內部含量較低，且碳酸鹽膠結物含量較高處，儲層物性相對較差，含油氣性相對較差(圖7)。

圖4　長8油層組儲層物性特征A.儲層孔隙度分布區間；B.儲層滲透率分布區間；C.儲層孔隙度滲透率相關性；D.儲層孔喉半徑分布區間；E.儲層排替壓力與孔喉分選系數相關性；F.儲層滲透率與孔喉分選系數相關性Fig.4　Characteristics of the Chang 8 sandstone reservoir properties

(2) 黏土礦物膠結。由SEM、XRD分析可知，長8油層組儲層中自生黏土礦物主要有顆粒包膜和孔隙襯里綠泥石、書頁狀六邊形高嶺石、蜂窩狀伊蒙混層和絲縷狀、針狀伊利石，其中以綠泥石含量2.0%，伊蒙混層0.4%，伊利石0.3%，高嶺石0.4%。

早期綠泥石膜膠結，以顆粒包膜及孔隙襯里的形式包裹石英顆粒(圖8A)，綠泥石晶體垂直顆粒表面生長，有效地分隔了碎屑顆粒與孔隙水，并使顆粒表面沒有足夠的可供石英生長的空間，進而阻止石英的自生加大，只有在自生綠泥石膜較薄或不連續處發育自生石英[21](圖8A)，也有學者認為自生綠泥石晶體微環境中維持堿性環境，不利于自生石英的沉淀[22]；長8油層組儲層中，綠泥石的含量與儲層物性具有較好的正相關關系(圖9A，B)，但是當綠泥石含量超過一定界限(占黏土礦物總量的70%)，綠泥石則在粒間孔中發育玫瑰花狀綠泥石(圖8B)，并降低儲層物性(圖9A，B)。

圖5　長8油層組儲層機械壓實、硅質膠結及碳酸鹽膠結作用顯微照片A.普通薄片下云母顆粒變形，顆粒弱定向排列；B.陰極發光下顆粒弱定向排列，長石溶蝕作用及方解石、高嶺石膠結；C.普通薄片下(加石膏試板)石英的次生加大與晚期方解石膠結；D.陰極發光薄片下方解石溶蝕交代鈉長石；E.普通薄片下鐵方解石特征；F.掃描電鏡下粒間膠結方解石菱面體解理。QD.碎屑石英；QA.自生石英；KF.鉀長石；NaF.鈉長石；Bit.云母；Cal.方解石；FeCal.鐵方解石；Kao.高嶺石Fig.5　Microphotos showing mechanical compaction, quartz cement and carbonate cementation characteristics in the Chang 8 tight sandstone reservoirs

圖6　長8油層組儲層碎屑顆粒含量與粒間孔隙體積的關系Fig.6　Relationships between detrital grains and intergranular volumes in the Chang 8 tight sandstone reservoirs

圖7　HH18井2 090～2 110 m深度段巖石學特征與儲層物性關系Fig.7　The petrography and reservoir quality of Well HH18 from the depth of 2 090 m to 2 110 m

圖8　長8油層組儲層黏土礦物膠結與溶蝕作用顯微照片A.鑄體薄片下綠泥石膜膠結較薄處自生石英晶體；B. 掃描電鏡下顆粒表面綠泥石膜膠結，粒間孔內自生石英與玫瑰花狀綠泥石充填；C.掃描電鏡下高嶺石晶體與少量地開石晶體，伴生自生石英；D.掃描電鏡下粒間孔內伊利石與伊蒙混層黏土礦物橋接孔隙；E.掃描電鏡下長石沿解理縫溶蝕，充填少量自生石英；F.陰極發光下方解石交代長石顆粒。QD.碎屑石英；QA.自生石英；KF.鉀長石；Cal.方解石；Plc.孔隙襯里綠泥石；Pfc.孔隙充填綠泥石(玫瑰花狀綠泥石)；Kao.高嶺石；Dic.地開石；I.伊利石；I/S.伊蒙混層Fig.8　Microphotos showing authigenic clay minerals and dissolution characteristics in the Chang 8 tight sandstone reservoirs

圖9　長8油層組儲層物性與不同類型黏土礦物含量的關系Fig.9　Relationship between reservoir properties and content of different clay minerals in the Chang 8 oil member

高嶺石多呈淡黃色沉淀在粒間溶孔或長石粒內溶孔中，內部可見少量藍色的晶間微孔(圖8A)；陰極發光薄片中，高嶺石呈靛藍色不均勻分布于粒間孔中(圖5B)；掃描電鏡下高嶺石多呈書頁狀，且多與石英相伴生(圖8C)。由上述特征可知，長8油層組儲層中高嶺石主要與溶蝕作用有關。由于高嶺石顆粒相對較軟，不能有效支撐巖石骨架，且其顆粒易堵塞喉道，故其形成的晶間微孔不能有效提高儲層物性(圖9C，D)。

長8油層組儲層中伊利石和伊蒙混層黏土礦物含量與儲層物性呈負相關關系(圖9E、F)。SEM分析可知，自生伊利石及其混層礦物多呈纖維狀或片狀橋接孔隙并堵塞喉道(圖8D)，將原生粒間孔分隔成更小的微孔隙，極大地降低了儲層物性，尤其是對儲層滲透率破壞較強。

(3) 硅質膠結。硅質膠結在長8油層組儲層中發育較少，平均含量約0.4%。分析認為，硅質主要來源于壓溶作用和溶蝕作用。較早期硅質膠結多來自壓溶作用，以石英自生加大的形式圍繞顆粒邊緣，其厚度較薄，使顆粒呈自形晶狀(圖5C)；晚期的硅質膠結多來源于溶蝕作用，長石及巖屑的溶蝕生成少量石英，此成因的石英多與高嶺石相伴生[23](圖5B)。

總體上，研究區長8油層組儲層由于原始沉積物組分中塑性礦物含量相對較高，早期的快速埋深對儲層原始孔隙破壞較大，同時塑性礦物堵塞孔喉，地層水流通性變差，膠結作用含量相對較低。因此，壓實作用相比于膠結作用，對儲層的破壞作用更強(圖10)。

圖10　長8油層組儲層粒間孔隙體積與膠結物含量散點圖(據Houseknecht, 1987; Ehrenberg, 1989)Fig.10　Plot of intergranular volume (IGV) versus volume of cement in the Chang 8 sandstone reservoirs(after Houseknecht, 1987; Ehrenberg, 1989)

3.3　溶蝕作用與交代作用

研究證實，長8油層組具有煤系地層的特征，早期煤系地層中的酸性流體對易溶礦物產生了較強的溶蝕，加之長7張家灘頁巖排烴過程中生成大量有機酸，長石、巖屑、方解石及少量石英等均受到不同程度的溶蝕[19]。通過鏡下分析可知，斜長石由于風化不穩定性較高，多沿著聚片雙晶解理面發生溶蝕，可形成不規則的蜂窩狀(圖8E)，少數情況下可形成鑄模孔，并被后期方解石膠結充填，這也是長8油層組儲層巖石學特征中長石含量相對偏低的原因[24]。溶蝕作用形成的粒內溶孔往往由于連通性較差，對儲層影響不大，而粒間溶孔多為剩余粒間孔的溶蝕擴大孔，具有較大的孔喉半徑，連通性較好，很大程度上改善了儲層物性。

長8油層組儲層交代作用主要以方解石交代長石(圖8F)、高嶺石交代長石為主。陰極發光顯微鏡下方解石交代長石現象較為明顯，可見長石顆粒(亮藍色—暗藍色)受到方解石(橙紅色—橙黃色)不同程度的交代，顯現出明顯的交代殘余(圖5D)，圖5D中1、2、3號長石顆粒均被方解石交代，交代程度遞增。長石顆粒和巖屑也多發生高嶺石化，陰極發光下高嶺石呈靛藍色，沉淀于長石顆粒粒內溶孔中，或沉淀于溶蝕顆粒附近的粒間孔中(圖5B)。

4　油氣充注期次及其對儲層物性影響

長8油層組儲層存在多期次油氣充注，根據原油在孔隙中的賦存位置、顯微熒光特征劃分不同期次油氣充注(圖11A)。早期重質油多侵染在顆粒表面綠泥石膜或云母顆粒上，單偏光下礦物顆粒表面呈現褐色、棕褐色侵染特征(圖11B)；輕質油更多賦存于微裂縫及溶蝕孔中，少量晶間孔也呈現輕質油侵染的特征，呈現淺綠色、淺黃綠色熒光特征(圖11C)；由重質油和輕質油緊鄰賦存的特征推斷，早期重質油未完全占據的充注通道，是后期輕質油充注的優先路徑(圖11A)。

利用流體包裹體的巖相學，分析油氣成藏期次及不同包裹體寄主礦物的生成相對序列[25]；通過含烴鹽水流體包裹體均一化溫度解釋油氣充注期次及時間。長8油層組儲層石英加大邊中的流體包裹體以油包裹體、油—氣包裹體為主(圖11D)，碳酸鹽膠結物中包裹體以油—氣包裹體為主；包裹體主要賦存于石英加大邊、切穿石英顆粒(或加大邊)的微裂縫、溶蝕孔、碳酸鹽膠結物中(圖11E，F)，石英加大邊或碳酸鹽膠結物中包裹體多成帶或成群分布(圖11D)，微裂隙中包裹體成帶或成線分布；大部分包裹體直徑介于5～10 μm，呈細長狀或不規則狀；熒光下包裹體顯示淺綠色、淺黃綠色、淺黃色、藍色、淺褐黃色及暗褐色熒光(圖11D，E)。石英加大邊及裂隙中包裹體均一溫度區間為46 ℃～143 ℃，可分三個二級主峰(圖12)；方解石膠結物中包裹體均一溫度區間為100 ℃～115 ℃(平均109 ℃)，鐵方解石膠結物均一溫度區間為100 ℃～125 ℃(平均117.8 ℃)。由上述包裹體巖相學和包裹體均一化溫度特征推斷，油氣在60 ℃～90 ℃區間發生早期充注，在90 ℃～125 ℃區間發生中期油氣充注(主力油氣充注)，在125 ℃～150 ℃區間發生晚期油氣充注；石英自生加大邊發育的較早，晚期碳酸鹽巖膠結與主力油氣充注同期，鐵方解石膠結發育于晚期油氣充注期。

5　儲層成巖序列

據X衍射分析可知，研究區長8油層組儲層黏土礦物組合為綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層及伊利石；伊/蒙混層比中蒙脫石平均含量約21%，流體包裹體均一化溫度主峰區間介于110 ℃～130 ℃，最高溫度可達150 ℃，根據應鳳祥等[26]成巖作用階段劃分方案，研究區長8油層組儲層均已達到有序混層帶，處于中成巖階段B期。

綜合考慮儲層中自生礦物的共生組合關系，結合流體包裹體巖相學、包裹體均一化溫度分析以及油氣充注特征分析，在成巖階段劃分的基礎上，建立了鎮涇地區長8油層組儲層的成巖序列。其順序概況為：

圖11　長8油層組儲層熒光薄片下油氣充注痕跡顯微照片A.熒光薄片下三期油氣充注痕跡；B.鑄體薄片下綠泥石膜侵染瀝青；C.熒光薄片下早期瀝青及后期輕質油充注特征；D.熒光薄片下石英自生加大中兩期烴類包裹體；E.熒光薄片下早期方解石溶孔內瀝青侵染；F.熒光薄片下長石溶孔內輕質油包裹體。QD.碎屑石英；QA.自生石英；F.長石；Cal.方解石；Plc.孔隙襯里綠泥石；Pfc.孔隙充填綠泥石(玫瑰花狀綠泥石)；Bitu.瀝青；FL.熒光；O.輕質油；OI.油包裹體；GI.氣包裹體Fig.11　Microphotos showing oil traces in the Chang 8 tight sandstone reservoirs from the observation of thin section and fluorescence

圖12　長8油層組儲層石英加大邊、石英微裂隙及碳酸鹽膠結物中流體包裹體均一化溫度分布區間Fig.12　Distribution of homogenization temperature (Th) of fluid inclusions in quartz overgrowth, microfractures of quartz, and carbonate cements in Chang 8 tight sandstone reservoirs

早期機械壓實作用→早期方解石膠結→早期綠泥石膜膠結→早期石英加大→巖屑、長石溶蝕→自生黏土礦物→早期油氣充注→晚期硅質膠結→長石、巖屑、方解石溶解→自生黏土礦物→晚期方解石膠結→中期油氣充注(主力油氣充注)→Fe方解石膠結→晚期油氣充注(圖13)。

6　成巖作用定量化研究

儲層物性分析及多參數薄片鏡下統計為定量重建孔隙演化提供了依據。前已述及，研究區儲層的成巖演化大體是按照壓實、膠結、溶蝕、微孔和微裂縫順序進行，因此，通過鑄體薄片下現今膠結物含量、粒間溶孔、剩余原生孔、總面孔率參數的定量計算，可通過回剝法對成巖作用各階段的孔隙度進行恢復(圖14)[9,27-28]。

(1) 原始孔隙度

通過Beardetal.[29]的經驗公式計算不同粒度沉積物的原始孔隙度：

Φ0=20.91+22.9/S0

(1)

(2)

式中,Φ0為原始孔隙度，S0為Trask分選系數，D1和D3分別代表累計曲線上25%和75%處所對應的顆粒直徑。經計算，長8油層組儲層原始孔隙度Φ0在36.3%～38.7%之間，平均約37.8%。

(2) 壓實減孔作用

壓實后剩余原生孔/%=原始膠結物/%+膠結后剩余原生孔/%

原始膠結物/%=現今膠結物/%+粒間溶蝕孔/%

圖13　長8油層組儲層成巖序列示意圖Q.碎屑石英；QA.自生石英；F.長石；R.巖屑；M.云母；Cal.方解石；Fe-Cal.鐵方解石；Plc.孔隙襯里綠泥石；Kao.高嶺石；I.伊利石；O-In.油包裹體(綠色)；A-In.水包裹體(藍色)Fig.13　Schematic diagram showing the diagenetic sequence of the Chang 8 tight sandstones

圖14　碎屑巖孔隙度演化模式圖Fig.14　Schematic diagram of porosity evolution model of clastic rock

Φ1= Ct+[(Φpm+Φd1)Φp/Φt]

(3)

ΦL=Φ0-Φ1

(4)

式中,Φ1為壓實后砂巖孔隙度，ΦL為壓實損失孔隙度，Φp為物性分析孔隙度(7.6%)；Φt為總面孔率(5.1%)；Φpm為原生粒間孔面孔率(0.7%)；Φd1為粒間溶孔面孔率(3.8%)；Ct為現今膠結物含量8.9%。經計算，壓實后砂巖孔隙度(Φ1)為15.6%，儲層壓實損失孔隙度(ΦL)為22.2%，壓實作用是儲層致密化的重要原因。

(3) 膠結減孔作用

膠結后剩余原生孔/%=薄片中剩余原生孔/%

Φ2=(Φpm/Φt)×Φp

(5)

Φc=Φ1-Φ2

(6)

式中,Φ2為膠結后砂巖孔隙度；Φc為膠結損失孔隙度。經計算，儲層膠結損失孔隙度(Φc)為14.6%，由不同膠結物的含量可計算不同膠結物的減孔作用。膠結作用引起的孔隙減小量大于壓實作用，膠結作用是儲層致密化的另一主因。

(4) 溶解增孔作用

溶蝕孔/%=粒間溶孔+粒內溶孔

Φ3=(Φd1+Φd2)×Φp/Φt

(7)

式中,Φ3為溶蝕增加孔隙度；Φd2為粒內溶孔面孔率(0.2%)。經計算，儲層溶蝕增加孔隙度(Φ3)為5.9%，溶蝕作用在一定程度上為改善了致密砂巖儲層。

(5) 交代增孔作用

晶間孔/%=黏土礦物晶間孔

Φ4=(Φd3×Φp)/Φt

(8)

式中,Φ4為晶間孔；Φd3為晶間孔面孔率(0.4%)。經計算，儲層交代作用形成的自生黏土礦物晶間孔增加孔隙約0.6%。

(6) 誤差分析

根據薄片鑒定，粒間溶孔多為剩余粒間孔的溶蝕擴大孔，鑒于現今技術無法定量粒間溶孔中剩余粒間孔和溶蝕孔的比例，且無法確定粒間溶孔內溶蝕部分是否被膠結物完全膠結。在回剝法計算過程中，存在粒間溶孔內完全被膠結物膠結的假定，由此，計算結果造成剩余原生孔數值較真實值偏小，粒間溶孔數值較真實值偏大，膠結減孔數值較真實值偏大，上述誤差暫時無法避免。

7　成巖—成藏耦合關系研究

綜合研究區長8油層組儲層埋藏史、烴源巖熱演化史及成巖演化史，細化不同類型不同期次成巖作用對儲層孔隙度的損益，結合包裹體均一化溫度確定關鍵成巖作用的絕對地質年齡，恢復儲層成巖—孔隙演化過程，進行儲層成巖與成藏耦合關系的研究(圖12，13，15)[27-29]。

早成巖階段(210 ～135 Ma)，長8油層組先后經歷了印支運動晚期短期快速埋深(埋藏速度約40 m/Ma)、燕山運動早期短期差異抬升、燕山運動中期不穩定沉降階段，埋藏深度達到1 300 m，該深度下長8油層組泥巖的排替壓力達到0.5 MPa，成為有效物性遮擋蓋層，形成了長8油層組巖性圈閉[30-31]。長7油層組烴源巖初始生烴時間為早白堊世早期(140 Ma)[31]，此時古地溫<70 ℃，烴源巖Ro<0.5%，發育少量未熟—低熟油，鏡下可見重質油侵染黏土膜(圖11B)。此階段儲層壓實作用最為明顯，表現為剛性顆粒的旋轉，塑性顆粒的變形以及云母顆粒的假雜基化(圖5A)；發育少量早期微晶方解石膠結，能夠有效減緩壓實作用；碎屑顆粒表面發育早期顆粒包膜綠泥石，與其伴生的是早期石英自生加大，孔隙度由原始37.8%降至17%。

圖15　長8油層組埋藏史、熱演化史、成巖序列與儲層孔隙度演化史綜合柱狀圖Fig.15　Burial, thermal, diagenetic history and average porosity evolution trend of the Chang 8 sandstone reservoirs

中成巖階段B期(40 Ma～至今)，長8油層組先后經歷了喜山運動穩定抬升作用。儲層主要以鐵方解石膠結作用及少量溶蝕作用為主，對儲層物性未造成明顯改變。

綜合上述分析可知，研究區長8油層組儲層成藏期主體處于中成巖階段A期，儲層孔隙度介于10%～15%。其中，成藏早期儲層孔隙度>12%，成藏中期儲層孔隙度介于9%～12%，成藏晚期儲層孔隙度<9%；故長8油層組在成藏早—中期儲層未致密化，成藏晚期，儲層已發展為致密化儲層，總體儲層致密化史—成藏史耦合關系為“先成藏，后致密”過程[34-35]。

8　結論

(1) 長8油層組儲層總體以長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖為主，成分成熟度、結構成熟度均較低，主要發育鈣質、硅質、黏土礦物、泥質雜基等膠結；儲層孔隙類型以粒間溶孔、剩余原生粒間孔、晶間孔為主；儲層排替壓力和中值壓力均較高，為典型的低孔低滲砂巖儲層。

(2) 儲層成巖作用類型主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用等；儲層成巖作用達到中成巖階段B期；儲層成巖序列：機械壓實作用→早期方解石膠結→早期綠泥石膜膠結→早期石英加大→巖屑、長石溶蝕→自生黏土礦物→早期油氣充注→晚期硅質膠結→長石、巖屑、方解石溶解→自生黏土礦物→晚期方解石膠結→中期油氣充注(主力油氣充注)→Fe方解石膠結→晚期油氣充注。

(3) 成巖作用定量化研究表明，壓實作用和膠結作用為儲層致密化的本質原因，分別造成孔隙度損失22.2%和14.6%，溶解作用共增加孔隙度5.9%，交代作用形成的黏土礦物晶間孔約0.6%。

(4) 長8油層組儲層成藏早期儲層孔隙度>12%，成藏中期儲層孔隙度介于9%～12%，成藏晚期儲層孔隙度<9%；長8油層組在成藏早—中期儲層未致密化，成藏晚期，儲層已發展為致密化儲層，總體儲層致密化史—成藏史耦合關系為“先成藏，后致密”過程。

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