0 引言
近年来鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系石油勘探取得重大突破，华庆、镇北、合水、西峰都发现了大规模的油气资源，预示着该区蕴含丰富的致密油资源［1］。陇东地区延长组长7—长6油层组是该区致密油聚集的主要层位，而且陇东地区在延长组沉积时期处于湖盆中心位置，沉积环境与砂体成因相对复杂，储层非均质性强，导致油气勘探开发效果不佳。不同于常规储层油气藏的相关研究，致密油研究的关键是能否准确表征致密储层特征，这也是致密油核心区评价及有效规模开发的核心问题［2］。致密油储层在宏观与微观上比常规储层更复杂，除了具有粒度细、物性差等特点外，其非均质性现象尤为突出，非均质性主要表现在致密油储层的岩性、物性、渗流能力、成岩演化的差异性［2］。致密油储层普遍杂基含量较高［3］，相比于常规储层，致密油储层发育大量纳米、微米级孔喉，孔喉直径大多在100~900 nm之间，其孔隙结构更加复杂［4］。而孔隙与喉道尺寸大小、空间分布和连通状况控制着油气的储集和渗流［5-6］，因此对致密油储层微观孔喉结构的表征、及其与储层之间关系的研究尤为重要。虽然前人针对鄂尔多斯盆地陇东地区（华庆与合水地区为主）长7段致密砂岩储层精细表征与质量评价、以及致密油储层形成机理等方面开展了较多研究，但有关姬塬和镇北地区长7段致密砂岩储层特征及微观孔喉结构方面的研究较少，在成岩作用对储层微观孔喉结构的影响差异方面几乎空白。
各类成岩作用对储层微观孔喉结构的影响至关重要。因此，本文通过对姬塬和镇北地区主力油层的沉积岩石学特征、孔隙类型及孔喉结构特征、成岩演化及其对储层微观孔喉结构的影响等方面进行详细地研究，明确成岩作用对储层微观孔喉结构的影响差异，以期为鄂尔多斯盆地致密油储层的研究和油气勘探开发提供理论依据。
1 区域地质背景
鄂尔多斯盆地处于华北克拉通的西南部，是在华北地台基础上发展演化形成的，是一个整体沉降、坳陷迁移的大型多旋回克拉通盆地［7］。现今的构造形态总体显示为东部宽缓、西部陡窄的不对称坳陷盆地［8］。可划分为６个次级地质构造单元，分别为渭北隆起、伊盟隆起、晋西挠摺带、天环坳陷、陕北斜坡和西缘逆冲构造带［9-10］（图1）。盆地自中三叠世至早白垩世基本保持沉降，接受了多旋回河流—湖泊相碎屑岩沉积［11-13］。依次沉积有中—上三叠统延长组、侏罗系和下白垩统，累计厚度可达3 000~4 000 m［13-14］。晚三叠世，盆地周缘相对抬升，盆地南部形成面积大、水域广的大型鄂尔多斯湖盆［14］。中—上三叠统延长组按沉积旋回自上而下可划分为长1—长10段。姬塬和镇北地区分别位于盆地西北部与西南部，属于重要的油气勘探区。镇北地区长7段位于湖盆西南部，主体由深水浊积扇沉积体系多期相互叠置形成，连片分布的浊积水道砂体是主要的油气储集体［15］。镇北地区主要受控于盆地西部和西南物源影响，其中西南物源为主要物源区，主要岩性为变质岩、中酸性岩浆岩；西部方向仅为沉积区提供白云岩等碳酸盐岩碎屑［16］。姬塬地区长7段沉积时期主要发育三角洲沉积，稀土元素和微量元素分析证明其沉积物源主要来自于盆地西北部太古代和元古代的变质岩［17］，母岩的风化产物由西北向东南搬运至湖盆而最终沉积［18］。
2 储层岩石学特征
根据FOLK［20］砂岩分类方案，姬塬和镇北地区长7段致密砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩（表1）。碎屑成分特征：姬塬地区的石英含量平均为27.5%，长石平均为40.2%，岩屑平均为11.5%，岩屑以变质岩岩屑为主，如石英岩岩屑等，其次为沉积岩岩屑，火成岩岩屑含量低，其他占5.9%，另外姬塬地区黏土杂基和黑云母发育较多，在样品岩心和岩石薄片显微镜下观察均可发现有黑云母发育；镇北地区石英含量平均为39.8%，长石平均为21.6%，岩屑平均为17.6%，岩屑中变质岩岩屑和火成岩岩屑均有发育，而且火成岩岩屑以塑性的火山岩岩屑为主，其他占4.7%；利用2个地区的成分成熟度［运用稳定组分（石英）与不稳定组分（长石＋岩屑）的比值，即Q1／（F1＋R1）值为指标］来表征2个地区致密砂岩成分成熟度，总体都较低（表1），分选中等；相比镇北地区，姬塬地区沉积物粒度更粗（图2）。填隙物特征：姬塬地区以高岭石（2.85%）与碳酸盐胶结物（2.16%）为主，镇北地区以伊利石（2.03%）与碳酸盐胶结物（1.91%）为主（表1）。
表1 长7段致密砂岩储层岩石组成及填隙物数据统计Table 1 Statistical table of rock composition and cement data of Chang 7 member sandstone reservoir |
| 地区 | 长石 /% | 石英/% | 岩屑/% | 其他/% | 碳酸盐胶结物/% | 高岭石 /% | 绿泥石 /% | 伊利石 /% | Q1／ （F1 ＋R1） | 样品数/件 | 取样井数/口 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 姬塬 | 40.2 | 27.5 | 11.5 | 5.9 | 2.16 | 2.85 | 0.78 | 0.4 | 0.53 | 12 | 2 |
| 镇北 | 21.6 | 39.8 | 17.6 | 4.7 | 1.91 | 1.5 | 0.4 | 2.03 | 1.02 | 40 | 3 |
3 储层孔隙特征
3.1 储层孔隙类型
3.1.1 姬塬地区储集空间类型
图3 长7段致密砂岩储层储集空间类型对比Fig.3 Comparison of spatial types of Chang 7 member sandstone reservoir |
表2 长7段致密砂岩储层储集空间类型数据统计Table 2 Statistical table of spatial types of Chang 7 member sandstone reservoir |
| 地区 | 面孔率/% | 粒间孔/% | 长石溶孔/% | 岩屑溶孔/% | 晶间孔/% | 样品数/件 | 取样井数/口 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 姬塬 | 2.69 | 1.54 | 1.02 | 0.05 | 0.08 | 12 | 2 |
| 镇北 | 3.02 | 0.9 | 1.79 | 0.35 | 0.08 | 40 | 3 |
图4 姬塬和镇北地区长7段致密砂岩储层孔隙类型及特征（a）粒表绿泥石膜，安187-16井，长7段，2 266.48~2 266.74 m，SEM，×900；（b）原生剩余粒间孔和长石颗粒粒内溶孔，安187-16井，长7段，2 266.48~2 266.74 m，铸体薄片，×100（单偏光）； （c）粒间高岭石，安230-19井，长7段，2 222.11 m，SEM，×1 600； （d）粒间溶孔和粒内溶孔，木108-29井，长7段，2 266.38~2 266.74 m，铸体薄片，×100（单偏光）； （e）粒间溶孔，里281-100井，长7段，1 909.97 m，SEM，×430； （f）粒间伊利石，木78-33井，长7段，2 376.03~2 376.35 m，SEM，×1 600 Fig.4 The pore types and characteristics of Chang 7 member sandstone reservoir of Jiyuan and Zhenbei areas in Ordos Basin |
3.1.2 镇北地区储集空间类型
3.2 储层孔喉结构特征
表3 姬塬和镇北地区长7段致密砂岩储层孔喉特征数据统计Table 3 Statistical table of reservoir pore throat characteristic data of Chang 7 member sandstone reservoir of Jiyuan and Zhenbei areas |
| 孔喉特征 | 镇北 | 姬塬 |
|---|---|---|
| 平均喉道半径/μm | 0.28 | 0.26 |
| 排驱压力/MPa | 0.82 | 0.66 |
| 中值压力/MPa | 4.68 | 4.66 |
| 中值半径/μm | 0.23 | 0.16 |
| 喉道分选系数 | 1.77 | 2.37 |
| 退汞效率/% | 21.4 | 28.84 |
| 最大进汞饱和度/% | 94.54 | 87.16 |
3.3 储层物性特征
4 储层成岩作用特征
4.1 压实作用
压实作用是导致姬塬和镇北地区砂岩储层孔隙度减少、渗透率降低的重要原因。通过砂岩铸体薄片镜下观察发现，姬塬和镇北地区长7段致密砂岩遭受的压实作用主要表现为：条带状刚性碎屑颗粒的定向—半定向排列；云母和岩屑等塑性矿物被压实变形；泥质岩屑和云母假杂基化；颗粒之间呈紧密的线接触或凹凸接触［图9（a）］。镇北地区岩屑含量（17.6%）相比姬塬地区（11.5%）更高，特别是塑性的火山岩岩屑含量更高，因此压实作用导致本区储层孔隙度损失量更大。
图9 姬塬和镇北地区长7段致密油储层微观成岩特征（a）压实作用强，颗粒紧密接触，里281-100井，长7段，1 931.05~1 931.45 m，铸体薄片，×100(单偏光) ；（b）绿泥石黏土膜，安187-16井，长7段，2 266.48~2 266.74 m，铸体薄片，×100(单偏光) ；（c）粒间高岭石，安230-19井，长7段，2 222.11 m，SEM，×800；（d）高岭石伊利石化，木108-29井，长7段，2 285.30 m，SEM，×1 800； （e）蒙脱石伊利石化，木108-29井，长7段，2 285.30 m，SEM，×1 900；（f）部分粒间孔被方解石胶结, 安187-16井，长7段，2 266.48~2 266.74 m，铸体薄片，×100(单偏光)；（g）粒间自生石英, 木108-29井，长7段，2 268.34~2 268.66 m，SEM，×3 000；（h）长石溶蚀孔大量发育，木78-33井，长7段，2 306.37~2 306.69 m，铸体薄片，×50(单偏光)；（i）长石溶蚀孔，安187-16井，长7段，2 265.79~2 266.07 m，SEM，×150 Fig.9 The characteristics of diagenesis under microscope of Chang 7 member sandstone reservoir of Jiyuan and Zhenbei areas in Ordos Basin |
4.2 胶结作用
胶结作用是指孔隙流体中沉淀出的矿物质将松散的沉积物固结起来的一种成岩作用，是使沉积岩孔隙度和渗透率降低的主要原因之一。姬塬和镇北地区长7段致密砂岩储层主要的胶结物类型为黏土矿物和碳酸盐，其次为硅质胶结，胶结作用直接引起孔喉变窄，导致孔喉结构复杂化，是储层质量变差的重要因素。
4.2.1 自生黏土矿物胶结
姬塬和镇北地区黏土矿物胶结物主要有绿泥石、高岭石和伊利石，其中高岭石主要发育于姬塬地区，伊利石主要发育于镇北地区，虽然绿泥石在2个地区都有发育，但呈现明显分带性，受西北物源影响的姬塬地区储层中绿泥石含量明显高于受西南物源影响的镇北地区。
绿泥石主要以薄膜的形式出现［图9（b）］，这些绿泥石呈近于等厚的薄膜状覆盖在碎屑颗粒的表面，扫描电镜下可见绿泥石膜的双层结构［图4（a）］。其中，里层的等厚环边绿泥石较为富铁，基本不显晶形，而且较为致密，是吸附在碎屑颗粒表面与其同时沉积下来的细粒薄层等厚环边蒙脱石，在碱性环境中，因黑云母或火山岩岩屑蚀变过程中释放出的Fe2+与Mg2+作用下发生绿泥石化形成的［21］；外层等厚环边绿泥石的含铁量相对于里层较少，而且自形程度较高，呈晶形较粗的叶片状垂直于里层绿泥石向孔隙中生长，可能是直接从富Fe2+、Mg2+的孔隙流体中以化学沉淀的方式析出的［20］。总的来说，绿泥石黏土膜的形成时间相对较早；绒球状的绿泥石自形程度较高，充填于孔隙当中，相对于早期绿泥石膜形成时间较晚。
4.2.2 碳酸盐胶结
4.2.3 硅质胶结
依据其形态以及与其他矿物的相互叠置关系，可以将姬塬和镇北地区的硅质胶结物分为2期，它们分别具有不同的特征和物质来源。第一期为早期形成的自生石英小晶体和石英次生加大边。通过扫描电镜镜下观察可以发现，石英小晶体表面发育一层黏土膜［图9（g）］，石英次生加大边与石英颗粒接触的地方有尘线，这说明形成时间相对较早。早期硅质胶结物的物质来源主要是原始孔隙水中的SiO2、附近泥岩受压实作用向砂岩孔隙中排入的SiO2或早期火山岩岩屑在向黏土矿物蚀变的过程中产生的SiO2。第二期为晚期自生石英小晶体和粒间他形硅质充填。薄片的镜下观察发现，硅质胶结形成于被油侵的粒间孔中，而且硅质胶结较发育的薄片中常见颗粒紧密压实；晚期石英小晶体形成于被油侵的溶蚀孔中，但其本身并未被油侵，这说明它们的形成时间晚于油侵。晚期粒间他形硅质充填的物质来源主要是石英压溶释放出来的SiO2、黏土矿物转化或火山岩岩屑蚀变过程释放出来的SiO2；晚期自生石英小晶体的物质来源主要是钾长石溶解过程中释放出来的SiO2。
4.2.4 溶蚀作用
据样品岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜镜下观察发现，姬塬和镇北地区长7段致密砂岩储层的溶蚀矿物以长石为主［图9（h），图9（i）］，局部可见少量的岩屑溶蚀和碳酸盐溶蚀现象。铸体薄片和扫描电镜镜下可见高岭石分布在长石粒间溶孔中，而且均已被油寖，这说明其发生的时间大致在油侵附近，表明溶蚀作用可能是有机质演化过程中产生的有机酸排入储层孔隙溶解长石组分造成的。溶蚀作用在不同地区之间差异较大，镇北地区以长石溶蚀孔为主（>55%），姬塬地区以残余粒间孔为主（约占60%）。虽然镇北地区长石含量较姬塬地区少，但研究区溶蚀作用更为强烈，这也是导致研究区储层物性较姬塬地区更好的根本原因。镇北地区溶蚀作用强烈，可能与储层中进入较多的酸性流体和良好的运移通道密不可分。
5 主要成岩作用对储层微观结构的影响差异
根据镜下观察，姬塬和镇北地区主要的破坏性成岩作用为压实作用和胶结作用，导致储层孔隙变小、喉道变窄、微观结构复杂化、储层连通性变差，这也是本区储层致密化的重要原因。而主要的建设性成岩作用为溶蚀作用，溶蚀作用形成的次生孔隙带能改善储层物性。
5.1 压实作用对储层微观结构的影响差异
张云龙［18］研究表明，压实作用导致姬塬地区长7段致密砂岩储层损失孔隙度约23.44%，而且压实作用对原生孔隙的损害度介于30%~90%之间（平均为60%），胶结作用对原生孔隙的损害度一般不超过50%，原生孔隙仅有15%得以保存，因此，导致姬塬地区原生孔隙度减少的主要原因是压实作用。胶结作用相对弱，孔隙连通性好是其相对镇北地区的主要特点。虽然当前文献中无镇北地区压实作用损失孔隙度的数据，但本文研究发现镇北地区沉积物分选相对姬塬地区更差，细颗粒更容易充填在孔隙中，而且物源区火成岩发育，导致镇北地区塑性火山岩岩屑相对姬塬地区更多，因此压实作用导致其损失粒间孔量应该相比姬塬地区更大。另外姬塬地区绿泥石黏土膜相比镇北地区更发育，绿泥石膜能阻止石英等自生胶结物形成，同时也能提高岩石的抗压实能力，有效地保护原生孔隙。
5.2 胶结作用对储层微观结构的影响差异
姬塬和镇北地区储层的胶结物类型以黏土和碳酸盐矿物为主，其次为硅质胶结，胶结作用同样导致孔隙变小，喉道变窄，致使孔隙结构复杂化。姬塬地区黏土矿物胶结物以高岭石和绿泥石为主。高岭石的发育总体对姬塬地区储层微观结构不利，而绿泥石黏土膜具有一定的支撑作用，与刚性颗粒（石英、长石、变质岩岩屑等）一并提高了岩石的机械强度和抗压实能力，而且绿泥石黏土膜能阻止自生石英等胶结物发育，保护原生孔隙，这也是姬塬地区胶结作用相对镇北地区较弱的主要原因。姬塬地区黑云母较发育，在碱性环境中黑云母遭受蚀变释放出的Fe2+与Mg2+可以形成绿泥石，另外姬塬地区在长7期属于浅水三角洲前缘沉积亚相，河流作用较强，是绿泥石发育的良好场所，这2种有利条件为研究区发育大量的绿泥石奠定了很好的物质基础和环境条件。镇北地区黏土矿物以伊利石和高岭石为主，伊利石与孔隙度和渗透率均呈现负相关关系，特别是影响渗透率，丝缕状的伊利石易被孔喉中高速流体冲刷折断，运移后堵塞孔喉，直接使储集层渗透率降低，同时缩减了储集层的有效孔喉个数和有效孔喉半径。碳酸盐胶结物同样也是导致储层物性变差，微观结构复杂化的一种因素，但镇北地区储层遭受溶蚀较强，早期碳酸盐胶结物被溶蚀，能提高储层孔隙度和渗透率。硅质胶结物虽然也会堵塞孔隙、分隔孔喉，从而使储层物性变差。孔隙连通性降低，增加孔喉结构的复杂性，但并非主要因素。高岭石向伊利石转化是镇北地区伊利石形成的主要途径。
5.3 溶蚀作用对储层微观结构的影响差异
溶蚀作用对镇北地区影响强于姬塬地区，镇北地区长石粒内溶孔可达总面孔率的60%以上，导致面孔率相比姬塬地区更大，而且溶蚀的主要矿物为长石，其次为岩屑和早期碳酸盐胶结物。镇北地区距离相对有利的生油凹陷较近，长7段烃源岩厚度一般为15~40 m，纵向上表现为深水泥岩与深水浊积岩相互叠置，裂缝普遍发育，为烃源岩早期生烃产生的有机酸提供了良好的运移通道［14］，有机酸对上下储层进行溶蚀，从而形成大量溶孔。长石粒内溶孔虽然对孔隙度有很好的贡献作用，但是对渗透率的贡献却不大，而且溶蚀形成的高岭石充填于孔喉中，也会影响孔隙连通性。姬塬地区储层总体遭受溶蚀较弱，依然以剩余原生粒间孔为主，因此孔隙连通性相对镇北地区更好。
6 结论
（1）鄂尔多斯盆地姬塬和镇北地区长7段致密砂岩储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。姬塬地区碎屑组分以长石为主，其次为石英，岩屑以变质岩岩屑为主，如石英岩岩屑，其次为沉积岩岩屑，火成岩岩屑很少，黏土杂基和黑云母发育较多；而镇北地区以石英为主，其次为长石，岩屑中变质岩岩屑和火成岩岩屑均有发育，而且火成岩岩屑以塑性火山岩岩屑为主，成分成熟度总体都较低，分选中等。
（2）姬塬地区和镇北地区长7段致密砂岩储层孔喉特征存在以下差异：姬塬地区以原生剩余粒间孔为主，其次为长石粒内溶孔；镇北地区以长石粒内溶孔为主，其次为原生剩余粒间孔。2个地区储层孔隙半径和喉道半径比较相近，但喉道分选系数及孔喉连通性却存在明显差异，成岩作用的影响差异是其根本原因。
（3）姬塬地区和镇北地区长7段致密砂岩储层物性不同。姬塬地区黑云母和黏土杂基发育，虽然因为压实作用导致原生孔隙损失，但绿泥石黏土膜阻碍其他自生矿物的形成，从而很好地保存了部分剩余原生粒间孔，储层连通性相对较好；镇北塑性火山岩岩屑含量高，压实作用导致原生孔隙损失较多，伊利石较发育，易被孔隙流体冲刷折断而堵塞孔喉，导致储层渗透率降低，同时缩减了储层的有效孔喉个数和有效孔喉半径。
（4）相比较而言，镇北地区虽然比姬塬地区储层遭受的溶蚀作用更强，但对储层连通性并无明显改善。
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