天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 1: 97 - 113

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.008

天然气地质学

鄂尔多斯盆地佳县地区本溪组—下石盒子组致密砂岩储层差异化成岩特征及成储效应

  • 梁状 , 1, 2 ,
  • 刘钰铭 , 1, 2 ,
  • 陈齐 1, 2 ,
  • 张皓惟 1, 2 ,
  • 刘沛沛 1, 2 ,
  • 刘新强 1, 2
展开
  • 1. 油气资源与工程全国重点实验室，中国石油大学（北京），北京 102249
  • 2. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
刘钰铭（1983-），男，安徽太湖人，博士，教授，主要从事油气田开发地质和储层研究.E-mail：.

梁状（1996-），男，黑龙江绥化人，硕士研究生，主要从事油气田开发地质和储层研究.E-mail：.

收稿日期: 2024-05-06

  修回日期: 2024-06-24

  网络出版日期: 2024-08-19

收起

Differential diagenetic characteristics and its reservoir formation effect of tight sandstone in the Benxi-Lower Shihezi formations in Jiaxian area， Ordos Basin

  • Zhuang LIANG , 1, 2 ,
  • Yuming LIU , 1, 2 ,
  • Qi CHEN 1, 2 ,
  • Haowei ZHANG 1, 2 ,
  • Peipei LIU 1, 2 ,
  • Xinqiang LIU 1, 2
Expand
  • 1. National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. College of Geoscience，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China

Received date: 2024-05-06

  Revised date: 2024-06-24

  Online published: 2024-08-19

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The National Natural Science Foundation of China(42172154)

Fold

摘要

针对鄂尔多斯盆地佳县地区致密砂岩气勘探亟待解决的地质问题，揭示储层差异化成岩作用与储层质量的作用关系，利用铸体薄片观察、扫描电镜分析、X射线衍射、流体包裹体岩相学相结合，细致对比不同层位的储层特征、成岩作用类型及特征的差异性，建立佳县地区差异化成岩过程模式。结果表明：本溪组—下石盒子组盒8段储层经历了强烈的压实作用、3期胶结作用和2期溶蚀作用，其中压实作用是导致储层致密化的主要因素，而溶蚀作用则对储层质量有显著改善作用。不同层位的成岩作用强度、致密化过程序列明显存在差异，山2段与本溪组为含煤系底层，距离烃源岩近，经历2期溶蚀作用，次生孔隙发育；太原组多套厚层泥晶灰岩，消耗部分酸性成岩流体，溶蚀作用强度稍弱；下石盒子组盒8段经历强烈压实作用及2期胶结作用，孔隙已基本被填充，且距离源岩较远，晚期溶蚀作用不发育，总体物性较差。明确致密储层差异化成岩特征与储层质量关系，对筛选有利区具有重要的实际意义。

关键词： 鄂尔多斯盆地; 上古生界; 致密砂岩; 储层质量; 差异化成岩特征

本文引用格式

梁状 , 刘钰铭 , 陈齐 , 张皓惟 , 刘沛沛 , 刘新强 . 鄂尔多斯盆地佳县地区本溪组—下石盒子组致密砂岩储层差异化成岩特征及成储效应[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(1) : 97 -113 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.008

Abstract

To address the geological challenges in tight sandstone gas exploration in Jiaxian area of the Ordos Basin， this study aims to reveal the relationship between differential diagenetic processes and reservoir quality， using a combination of thin section observations， scanning electron microscopy analysis， X-ray diffraction， and fluid inclusion petrography. Detailed comparisons of reservoir characteristics and differential diagenetic types and features were made among different stratigraphic layers， ultimately establishing a differential diagenetic model for the Jiaxian area. The results indicate that the He 8 section of Lower Shihezi Formation to Benxi Formation reservoirs have experienced intense compaction， two episodes of cementation， and two episodes of dissolution. Compaction is identified as the primary factor contributing to reservoir tightness， while dissolution significantly improves reservoir quality. The intensity and sequence of diagenetic processes vary among different stratigraphic layers. The Shan 2 Member and Benxi Formation， as the lowermost part of the coal-bearing series and in close proximity to the source rocks， have undergone two episodes of dissolution， leading to secondary porosity development. The Taiyuan Formation consists of multiple thick layers of mudstone and limestone， which consume some acidic diagenetic fluids， resulting in a slightly weaker dissolution intensity. The He 8 Member of the Lower Shihezi Formation has undergone intense compaction and two episodes of cementation， with primary porosity mostly filled and limited development of secondary dissolution due to its distant proximity to the source rocks， resulting in overall poor reservoir properties. Understanding the differential diagenetic characteristics and their relationship with reservoir quality in tight reservoirs is of great practical significance for identifying favorable areas for exploration and production.

Key words： Ordos Basin; The Upper Paleozoic; Tight sandstone; Reservoir quality; Differential petrogenesis characteristics

0 引言

鄂尔多斯盆地上古生界本溪组至下石盒子组储层天然气储量很高，无阻流量超过50×104 m3/d［1］。因此，上古生界是未来油气储量和产量增加的重要潜在替代区。然而，由于本溪组至下石盒子组盒8段埋深跨度大，沉积相由陆表海潮坪相逐步演变到湖相三角洲相，其地层成分复杂、石英含量高、成岩作用强，从而导致储层纵向非均质性强，成岩演化过程复杂，其天然气勘探开发受到限制［2］。不同学者对本溪组至下石盒子组盒8段进行了研究，认为其具有差异性大、连通性差、物性差等特点［3-6］。然而，控制本溪组至下石盒子组盒8段储层孔隙特征的关键因素仍不明确。ZHANG等［7］通过对鄂尔多斯盆地东部上古生界储层岩性、岩石物理、有机地球化学等资料的综合分析，探讨成岩特征及其对储层物性的影响。研究发现上古生界成岩作用对储层物性有一定的影响，认为成岩作用在上古生界储层中发挥着不同的作用，压实作用是主要的破坏性成岩作用，而不是胶结作用，溶蚀作用是主要的建设性成岩作用。但以往的研究未明确成岩作用的差异性以及对储层的控制作用。
刚性的石英抗压实能力较强，会抑制压实作用，从而产生大量残余粒间孔。这种孔隙空间则有利于酸性流体的进入，促进溶蚀作用的发育［8-9］；绿泥石环边可以有效抑制石英自生加大，减弱硅质胶结的影响，但过量的绿泥石会充填粒间孔隙，进而影响储层质量［10］。不同层位由于沉积相的差异，从而导致原始沉积物的岩石学特征不同，其成岩作用类型、成岩作用特征也有较大差异。本文研究通过实验和理论相结合，采用铸体薄片、岩心物性分析和扫描电子显微镜（SEM）等手段对岩石的储层类型、结构特征、碎屑颗粒组成及胶结物组成等物理性质进行了深入研究，分析了鄂尔多斯盆地佳县地区石碳系本溪组—下石盒子组盒8段储层质量差异特征。基于SCHERER［11］初始孔隙度恢复模型和EHRENBERG等［12-13］压实孔隙损失率公式，通过计算基于压实、胶结过程的孔隙度的减少来确定成岩作用主控因素［14-16］，旨在明确砂岩储层特征，刻画不同层位致密砂岩储层差异化成岩过程，分析差异化成岩作用对佳县地区目的层位储层质量的控制作用。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北板块西部，是一个整体升降、构造简单的多旋回克拉通盆地。其盆地南北翘起、东缓西陡，可将其划分为伊盟隆起、晋西挠褶带、渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷和伊陕斜坡等六大构造单元［2］［图1（a）］。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部［图1（b）］，西邻神木气田，南接米脂气田，东邻黄河，行政区划位于陕西省榆林市神木县、佳县及米脂县境内，目的层为二叠系下石盒子组盒8段、山西组、太原组以及石炭系本溪组致密砂岩储层［17-18］。其中本溪组与下伏奥陶系马家沟组灰岩不整合接触，顶部太原组、山西组及盒8段砂岩或泥岩均为整合接触［图1（c）］。
图1 鄂尔多斯盆地构造单元分布与佳县地区井位分布、地层柱状图

（a）鄂尔多斯盆地构造单元分布图；（b）佳县地区井位分布图；（c）研究区地层柱状图

Fig.1 Distribution of tectonic units of the Ordos Basin， well location distribution and stratigraphic column chart in Jiaxian area

研究区构造稳定，地形平缓，自下而上由本溪组、太原组的陆表海潮坪沉积体系逐渐转变为湖泊三角洲相［19-20］。本溪组、太原组沉积期以陆表海潮坪沉积为主，主要发育潮汐水道、砂坪、灰坪、泥坪及沼泽等5种微相类型［21-22］；而盒8段、山西组则为湖泊三角洲沉积，发育分流河道、分流间湾以及沼泽等3种微相类型［23］。研究区本溪组—下石盒子组盒8段储层平均孔隙度为5.7%，平均渗透率为0.53×10-3 μm2，为典型的致密砂岩储层［24］。其中最主要含气层系为二叠系山西组和石炭系本溪组，岩性为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩。同时在本溪组及太原组相应发育少量的铝土岩和灰岩储层，但未实现商业开发。

2 储层差异特征

2.1　储层岩石学特征

基于铸体薄片和X射线衍射分析，研究区目的层致密砂岩储层包含石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩3类［2］，以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。总体上研究区目的层砂岩碎屑颗粒成分以石英为主，长石的含量较少或没有，岩屑平均含量为5%~25%，主要为燧石岩屑与石英岩岩屑，其次为千枚岩、板岩和变质砂岩，偶见黄铁矿、菱铁矿等矿物［5］。
不同层位发育沉积相类型大相径庭，碎屑组分与填隙物的类型及含量也有所不同。盒8段、山西组、太原组岩石类型以岩屑砂岩为主［图2（a）—图2（c）］，岩屑种类较多；黏土矿物总体上以伊利石为主，其中高岭石在高温高压下转化为伊利石，含量较少。盒8段与山1段发育绿泥石，形成绿泥石环边，抑制石英自生加大，压实作用较强（表1）。本溪组储层则发育岩屑石英砂岩及少量的石英砂岩［图2（d）］，黏土矿物以高岭石为主。
图2 佳县地区不同层位岩性三角图

（a）盒8段；（b）山1段+山2段；（c）太原组；（d）本溪组

Fig.2 Triangular diagram of lithology at different stratigraphic levels in Jiaxian area

表1 不同层位填隙物组分平均相对含量

Table 1 The average relative content of fillings in different layers

层位 填隙物含量/% 总量/% 样品数/个
高岭石 伊利石 绿泥石 硅质 铁白云石 铁方解石
盒8段 1.06 7.6 2.87 1.72 0.01 2.08 15.34 521
山1段 1.66 7.68 2.01 2.05 0.05 3.19 15.64 101
山2段 1.73 8.88 0.33 1.6 1.24 1.32 15.1 161
太原组 1.17 9.48 0.01 1.42 5.27 0.82 18.17 66
本溪组 5.29 1.54 0.05 3.12 2.77 0.25 13.02 113
由于佳县地区目的层沉积时为海陆过渡相沉积，海水为胶结作用提供充足的Ca2+、Mg2+，铁方解石、铁白云石等多种类型的碳酸盐胶结十分发育［25］［图3（a），图3（b）］。可见含铁方解石交代碎屑［26］，被铁氰化钾染成蓝色的含铁白云石呈他形晶状充填孔隙［图3（c）—图3（e）］；黄铁矿等零星分布于粒间孔之间［图3（f）］。
图3 佳县地区储层微观特征

（a） 含铁方解石胶结，M110井，1 964 m，盒8段，（－）；（b） 含铁方解石胶结，M112井，2 091 m，山1段，（－）；（c） 含铁白云石填充孔隙空间，M110井，2 100 m，山2段，（－）；（d） 含铁白云石填充胶结物溶孔，M157井，2 205 m，太原组，（－）； （e）含铁白云石呈他型填充次生孔隙，M10井，2 403 m，本溪组，（－）；（f） 准同生期形成的黄铁矿集合体经溶蚀后暴露在孔隙表面， M157井，2 203.18 m，本溪组，SEM

Fig.3 Microscopic characteristics of reservoirs in the Jiaxian area

2.2　储层物性特征

对佳县地区下石盒子组盒8段至本溪组岩心实测物性数据进行统计分析（图4），结果表明：研究区目的层碎屑岩储层整体属于典型特低孔—特低渗储层［27］，其中，本溪组储层实测物性最好，孔隙度介于3%~11%之间，集中在5%~7%之间，部分储层孔隙度超过11%，达到中等孔隙度，渗透率介于（0.1~5）×10-3 μm2之间；山2段储层实测物性次之，孔隙度与本溪组相似介于3%~11%之间，集中在5%~7%之间，渗透率介于（0.1~5）×10-3 μm2之间；盒8段储层实测物性最差，孔隙度介于0%~9%之间，集中分布在0%~3%之间，渗透率集中在（0.2~0.5）×10-3 μm2之间。山1段与太原组储层物性相对中等，孔隙度介于3%~11%之间，集中在3%~5%之间，渗透率介于（0.1~5）×10-3 μm2之间。
图4 佳县地区下石盒子组—本溪组致密气藏各层物性占比

（a）孔隙度占比 ；（b）渗透率占比

Fig.4 Stratigraphic proportion diagram of physical properties in the tight gas reservoirs of the Lower Shihezi Formation - Benxi Formation in Jiaxian area

2.3　储层孔隙空间特征

2.3.1　孔隙类型

地层初始沉积时，其储集空间主要为原生粒间孔，历经不同阶段的成岩作用后，岩石中的孔隙类型趋于多样化，不同类型孔隙空间的占比也发生着变化。佳县地区致密砂岩孔隙类型包括粒间孔、次生溶孔、晶间孔及微裂隙4种［5］。其中，研究区目的层整体以次生溶孔为主，占比在40%~80%之间，粒间孔主要发育在本溪组，占比约为45%；晶间孔和微裂隙占比较少（图5）。
图5 佳县地区下石盒子组—本溪组孔隙类型

Fig.5 Pore type diagram of the Lower Shihezi Formation-Benxi Formation in Jiaxian area

受强机械压实以及化学沉淀影响，岩石颗粒大多被挤压定向排列，颗粒与颗粒间的粒间孔多被压实或被碳酸盐胶结物充填，部分样品可观察到残余粒间孔存在［图6（a）］。作为致密储层主要的储集空间，粒内—粒间溶蚀孔是提升深层致密储层有效性的关键［图6（b），图6（c）］；研究区经历强烈的压实作用，岩石内部偶见微裂缝，其成为天然气储集和疏导的有利空间［图6（d）］；黏土矿物晶间孔呈狭缝形存在，作为除基质孔隙之外的另一种储集空间［图6（e），图6（f）］。扫描电镜下可观察到长石、石英、岩屑、碳酸盐胶结物等蜂窝状或板条状溶蚀孔［图6（g），图6（h）］。
图6 下石盒子组—本溪组砂岩孔隙结构的微观特征

（a） 粒间孔被后期胶结物填充，M158井，2 191 m，（－）；（b） 经酸性流体溶蚀后形成的粒间溶孔和粒内溶孔，M161井，2 219 m，（－）；（c） 残余粒间孔，M51井，2 060 m，（－）；（d） 强烈压实作用形成的微裂缝，M110井，2 097 m，（－）；（e） 孔隙空间被胶结物填充，发育晶间孔，SH90井，2 049 m，（－）；（f）发育晶间孔，M28井，2 311 m，（－）；（g）残余粒间孔，M109井，2 348.6 m，SEM； （h） 铁方解石溶蚀孔，M157井，2 329.45 m，SEM；（i） 残余粒间孔，M32井，2 112.5 m，SEM。注：Q为石英；I为伊利石；K为高岭石；Chl为绿泥石

Fig.6 Microscopic characteristics of sandstone pore structures in the Lower Shihezi Formation - Benxi Formation

2.3.2　孔隙结构特征

基于14口井44个取心样品高压压汞曲线，盒8段、山1段进汞曲线整体呈现“斜直状”，最大进汞饱和度介于60%~80%之间，表明孔喉连通性相对较差，储层物性不好［图7（a），图7（b）］ ；山2段最大进汞饱和度介于80%~95%之间，平均为85%，虽进汞饱和度高，但其进汞曲线多呈现“斜直状”，结合山2段储层岩石学及物性特征，表明其储层多以不连通的溶蚀孔隙为主，孔喉连通性较差［图7（c）］；太原组进汞曲线整体上则呈现“下凹状”，最大进汞饱和度介于60%~80%之间，表明孔喉连通性一般，储层物性比盒8段与山1段好［图7（d）］；本溪组进汞曲线整体上呈现“下凹状”，最大进汞饱和度介于80%~95%之间，平均为85%，最大进汞饱和度均大于80%，储层中孤立、无效孔隙相对较少，表明孔喉连通性相对较好。且退汞曲线与进汞曲线比较靠近，说明其退出效率高，残留于孔隙中的汞少，表明本溪组储层孔喉直径较大，连通性较好［图7（e）］。
图7 佳县地区下石盒子组—本溪组压汞曲线

（a） 盒8段压汞曲线图；（b） 山1段压汞曲线图；（c） 山2段压汞曲线图；（d） 太原组压汞曲线图；（e） 本溪组压汞曲线图

Fig.7 Mercury injection capillary pressure curve diagram of the Lower Shihezi Formation-Benxi Formation in Jiaxian area

通过对高压压汞数据进行变换，得到不同孔喉半径含量图（图8）。其结论与压汞结果一致，山2段与本溪组孔喉结构主要由亚微米级孔喉组成，并含有一些微米级孔喉。山1段与太原组的孔喉结构样品也主要由亚微米级孔喉组成。然而，没有或很少有微米孔喉。盒8段孔喉结构主要由亚微米孔喉组成，且含有一些纳米级孔喉。相比之下，本溪组与山2段孔喉结构相对较好，山1段与太原组次之，盒8段孔喉结构最差。
图8 佳县地区下石盒子组—本溪组孔喉分布

（a） 盒8段孔喉分布 ；（b） 山1段孔喉分布 ；（c） 山2段孔喉分布 ；（d） 太原组孔喉分布 ；（e） 本溪组孔喉分布

Fig.8 Pore throat distribution diagram of the Lower Shihezi Formation-Benxi Formation in Jiaxian area

3 差异化成岩作用

3.1　成岩作用类型

3.1.1　压实作用

机械压实作用贯穿整个成岩过程，是影响研究区储层质量的重要原因。压实作用强度与上覆地层厚度、埋藏深度和时间、岩石颗粒大小、组成成分及其稳定性、填隙物类型及含量、构造应力强弱和异常高压等因素有关［28］。储层原始孔隙度根据孔隙度演化定量模型经验计算公式［14］得出，计算公式如下：
Φ = 20.91 + 22.9 / S 0
S 0 = P 75 / P 25 × 100 %
所消除的原始孔隙百分比，此值由下式确定［29］：
Q 1 = ( Φ - Φ 岩心 ) / Φ × 100 %
Q 2 = ( C / Φ ) × 100 %
式中：Φ为原始孔隙度，%； S 0为分选系数，无量纲； Q 1为压实孔隙度损失率（压实率），%； Q 2为胶结孔隙度损失率，%； Φ 岩心为岩心孔隙度，%； C为胶结物含量，%。
基于薄片鉴定资料以及物性分析资料，利用公式可以计算得到压实孔隙度损失率、胶结孔隙度损失率等参数，进而分析不同成岩作用对储层物性的影响程度。通过式（3）、式（4）计算可知，区内压实作用造成的孔隙度损失可达80%，胶结作用造成的孔隙度损失在10%左右。所以机械压实作用是影响研究区砂岩储层质量最主要的成岩作用，也是砂岩储层致密的重要原因之一（图9）。
图9 压实作用与胶结作用对孔隙度影响评价

Fig.9 Evaluation diagram of the impact of compaction and cementation on porosity

3.1.2　胶结作用

沉积成岩的碱性水介质条件和局部酸性水介质条件决定了储层胶结作用具有发生时间早、作用时间长和胶结矿物种类多的特点［28］。研究区胶结作用主要为硅质胶结（石英次生加大）、黏土矿物胶结和碳酸盐胶结（铁方解石、铁白云石），其中不同层位的胶结作用类型有所区别。山西组和下石盒子组主要为黏土矿物（伊利石为主）胶结及铁方解石胶结，而海陆过渡相的太原组则发育黏土矿物（伊利石为主）胶结以及铁白云石胶结。本溪组则多为黏土矿物胶结（高岭石为主）、铁白云石胶结及硅质胶结（表1）。它们通过充填孔隙及喉道，改变储层孔喉结构特征，从而影响储层孔渗。胶结作用虽破坏了储层的储集空间，同时也为后期溶蚀作用打下了物质基础。
根据镜下观察，佳县地区目的层致密砂岩储层的胶结作用主要为3期（图10）：早期未压实前胶结物主要是硅质胶结（石英自生加大）及少量的方解石、白云石，有效抑制了压实作用，残余原生粒间孔隙发育；早期溶蚀作用之后，胶结物主要为高岭石、伊利石等黏土矿物，黏土矿物胶结堵塞了部分粒间孔隙，降低了储层质量；晚期压实后胶结物主要是铁白云石以及铁方解石，主要发生在早期溶蚀作用之后，晚期溶蚀作用之前。
图10 佳县地区胶结作用镜下特征

（a）残余粒间孔被紫红色含铁方解石填充，M110井，1 967 m，盒8段，（－）；（b）泥质和碳酸盐胶结物被溶解形成大量的次生孔隙，M110井，2 101 m，山2段，（－）；（c）泥质胶结溶蚀形成的次生孔隙被蓝色含铁白云石胶结物填充，M111井，2 170 m，太原组，（－）；（d）岩屑溶蚀形成的铸模孔中半充填石英次生加大，M153井，2 246 m，本溪组，（－）。注：Q=石英，F=岩屑，K=高岭石，Cal=铁方解石，Dol=铁白云石

Fig.10 Microscopic characteristics of cementation in the Jiaxian area

随着成岩作用的进行，胶结作用开始加强。以胶结率为标准，定量判断胶结作用对储层的控制［29］。上述公式（4）计算表明，研究区目的层组储层胶结减孔率介于5%~20%之间，平均为10%，以弱胶结为主。

3.1.3　溶蚀作用

在埋藏过程中，随有机质逐渐热成熟的过程中会释放以CO2为主的酸性气体，使孔隙流体呈酸性。同时，烃源岩在生烃过程中，大量的干酪根被分解形成有机酸。随着酸性成岩流体进入储层，溶蚀原始沉积的易溶蚀物质［28］。佳县地区目的层储层在强烈压实和胶结作用后，溶蚀作用改善了储层的储集性能，各层位储层微观薄片中都可见溶蚀现象。研究区溶蚀作用主要发育2期：早期溶蚀作用发育在石英次生加大之后，溶蚀长石、岩屑等不稳定物质，黏土矿物胶结堵塞了部分粒间孔隙，形成了部分粒间、粒内溶孔；晚期溶蚀作用发育在碳酸盐胶结之后（图11）。因此，溶蚀作用是研究区内储层发育的主要控制因素。
图11 研究区多期溶蚀作用镜下特征

（a） 后期铁方解石填充，未被溶蚀，M65井，1 931 m，（－）；（b） 泥质胶结物溶孔被后期铁白云石填充，M128井，2 006 m，（－）；（c） 晚期含铁方解石溶孔，SH33井，2 422.5 m，SEM；（d） 晚期含铁方解石溶孔，M153井，2 377 m，SEM。注：Q=石英，F=岩屑，K=高岭石，Cal=铁方解石，Dol=铁白云石

Fig.11 Microscopic characteristics diagram of multiple-stage dissolution in the study area

3.1.4　有机—无机相互作用

烃源岩与储集岩系统中有机—无机反应最活跃的时期主要为烃源岩进入生烃门限后，形成大量有机—无机酸性流体对目的层中长石等不稳定矿物、黏土矿物及早期碳酸盐胶结物进行溶蚀。长石等不稳定矿物在溶蚀过程中，由于硅酸离子半径大、不易扩散，SiO2在孔隙流体中慢慢达到溶解极限，会在粒间孔中沉淀形成石英加大［30-31］。与此同时，在酸性介质条件下，长石溶解析出的高岭石胶结物充填于粒内溶孔中（图12）。
2 K A l S i 3 O 8 ( 钾长 石 ) + 2 H + + H 2 O =        
A l 2 S i 2 O 5 ( O H ) 4 ( 高岭 石 ) + 4 S i O 2 + 2 K +
图12 研究区有机—无机作用模式 （据ZHU 等［31］，修改）

（a）原始沉积时期；（b） 沉淀形成的石英加大充填粒间孔；

（c）自生黏土矿物充填粒内溶孔

Fig.12 Diagram of organic-inorganic mode of action in the study area （modified from ZHU，et al.［31］）

随着有机酸的消耗、黏土矿物大量失水，长石等不稳定矿物溶蚀过程中释放出Na+、K+等碱性阳离子，孔隙流体pH值升高，成岩环境变为弱碱性环境，伊/蒙混层与部分高岭石向伊利石转化，少量晚期碳酸盐胶结物生成［32］。
K A l S i 3 O 8 + A l 2 S i 2 O 5 O H 4 = K A l 3 S i 3 O 10 ( O H ) 2 + 2 S i O 2 + H 2 O

3.2　成岩阶段划分

由流体包裹体测试数据可知，包裹体主要分布在溶蚀孔隙或者石英颗粒内裂隙内，多呈不规则状气液两相，在胶结物中很少见到包裹体。包裹体数量中等，石英加大边发育。主要为2期：早期包裹体分布在石英颗粒早期裂隙中，裂隙较窄，包裹体个体相对晚期较小；晚期分布在石英加大边溶蚀孔隙或晚期裂缝中，荧光反应好［33］。储层砂岩的流体包裹体均一温度在92.8~170 ℃之间连续分布，呈现出90~110 ℃与130~160 ℃ 2个明显峰值（表2）。基于流体包裹体均一温度、荧光分析，结合埋藏史和热演化史研究，佳县地区本溪组—下石盒子组盒8段经历了2个阶段的成藏时期。第一期烃类充注发生在距今 200~170 Ma，烃源岩进入生烃门限并逐渐成熟，烃类充注规模较小，捕获烃类包裹体在紫外荧光照射下呈现无/淡黄色，成分主要为CO2。第二期烃类充注发生在距今 160~100 Ma，烃源岩处于成熟—过成熟阶段，烃类大规模充注，捕获烃类包裹体在紫外荧光照射下呈现蓝白色，成分以 CH4为主［30，34］。
表2 鄂尔多斯盆地东部含气层段包裹体产状与均一温度

Table 2 Occurrence and homogenization temperature of inclusions in gas-bearing strata in eastern Ordos Basin

层位 包裹体产状 期次 包裹体均一温度/℃ 包裹体颜色 相态/烃类 来源
盒8段 石英次生加大边及未切穿石英颗粒的愈合裂缝 第一期 80~110 无色透明 CO2 李杪等［30］

切穿颗粒的裂缝、石英加大边的微裂缝及亮晶

方解石胶结物

 第二期 120~160 蓝色—蓝白色荧光 CH4
山西组 石英加大边、裂缝分布 第一期 92.5~111.3 黄色荧光 CO2 郭兰等［34］
切穿石英及加大边的裂缝、碳酸盐胶结物 第二期 115.2~155.0 蓝白色荧光 CH4和 C2H2
太原组 石英溶孔、裂缝分布 第一期 98.4~110.3 黄色 气液两相 本文研究
切穿石英及加大边的裂缝 第二期 129.7~169.1 黄色/无色

富液两相

富气两相

佳县地区埋深普遍在1 900~2 500 m之间［16］，镜质体反射率R O值为1.3%~2.0%［2］。结合研究区埋藏史及热史恢复，下石盒子组盒8段、山西组、太原组成岩温度介于160~170 ℃之间，本溪组成岩温度达到180 ℃。根据不同层位沉积物颗粒压实情况及黏土矿物含量，下石盒子组盒8段、山西组处于中成岩阶段A—B期，太原组处于中成岩阶段B期，本溪组处于中成岩阶段B期至晚成岩阶段（图13）。
图13 研究区成岩阶段示意

Fig.13 Schematic diagram of diagenetic stages in the study area

4 差异化成岩作用对储层控制作用

4.1　差异化压实作用强度是储层质量差异的主要原因

上文叙述了佳县地区储层致密化的主要因素为压实作用（图9），由于不同地层原始沉积组分含量不同，其压实作用强度也有所差异。通过公式（3）计算，本溪组压实率在50%~80%之间，峰值为60%~70%，为中等压实作用；太原组压实率在50%~90%之间，峰值为80%~90%，为中等—强压实作用；盒8段—山2段压实率峰值为80%~90%，甚至达到100%，为强压实作用。一般来说，随深度的增加，机械压实作用越强烈，残余原生孔隙随之降低。但本溪组压实作用较其他地层稍弱，主要为中等压实作用，导致残余较多原生粒间孔隙，储层残余原生孔隙体积介于0~12%之间；太原组以中等—强的压实作用为主，储层残余原生孔隙体积在0~2.0%之间；下石盒子组和山西组主要为强压实作用，残余粒间孔隙一般小于0.5%（图14）。不同层位的差异化压实作用强度影响其储层粒间孔隙略有不同，进而导致不同层位的储层质量差异。
图14 研究区差异压实强度累计分布直方图

（a）盒8段压实率累计分布直方图；（b） 山1段压实率累计分布直方图；（c） 山2段压实率累计分布直方图；（d） 太原组压实率累计分布直方图；（e） 本溪组压实率累计分布直方图；（f） 研究区盒8段—本溪组残余粒间孔隙直方图

Fig.14 Cumulative distribution histogram of differential compaction strength in the study area

4.2　分异化胶结类型组合是储层质量差异的间接原因

研究区储层最主要的胶结物为自生黏土矿物、石英自生加大及碳酸盐矿物，不同层位的胶结作用类型略有不同。其中盒8段、山2段、太原组主要以泥质胶结为主，盒8段泥质胶结物主要为绿泥石及伊利石矿物；本溪组则发育硅质胶结及碳酸盐胶结（图15）。不同的胶结物类型组合，间接影响压实作用和溶蚀作用强度。例如：本溪组硅质胶结发育，其主要为石英的次生加大，储层抗压实能力增强，残余粒间孔隙发育；晚期的碳酸盐胶结物则为溶蚀作用提供了很好的物质基础，促进溶蚀作用，次生溶蚀孔隙发育，改善了本溪组储层质量。综上所述，佳县地区不同层位分异的胶结类型组合是造成储层质量差异的间接原因。
图15 佳县地区不同层位差异化胶结作用类型

（a）胶结减孔率随深度变化关系；（b）泥质胶结率随深度变化关系；（c） 碳酸盐胶结率随深度变化关系；（d）硅质胶结率随深度变化关系

Fig.15 Differential cementation types at different levels in Jiaxian area

4.3　多期化溶蚀作用强度是储层质量差异的根本原因

溶蚀作用是研究区主要的建设性成岩作用，是影响研究区储层质量的重要原因，其溶蚀作用强度用溶蚀率表示：
Q 4 = ( Φ 溶孔 - Φ 面孔 ) / Φ 面孔 × 100 %
式中：Φ 岩心为岩心孔隙度，%；Φ 面孔为总面孔率，%；Q4 为溶蚀率，%；Φ 溶孔为溶蚀孔隙率，%。
通过公式（5）计算结果，山2段、本溪组溶蚀率可达80%，为强溶蚀作用；太原组为中等—强溶蚀；山1段、盒8段溶蚀率在20%~40%之间，为弱—中等溶蚀作用。研究区烃源岩主要为煤层、暗色泥岩以及炭质泥岩［35］，不同类型的烃源岩在生烃时，其产物也有所差别。前人通过对不同煤系烃源岩的热模拟生气实验发现［35］，煤层热模拟温度在450 ℃以下时，生烃的过程中会产生大量的CO2气体。这些气体溶于水后，形成酸性流体，从而改善储层物性。结合煤层大致深度，得到溶蚀率与距煤层距离的关系［图16（b）］。从图16（b）可以明显看出，距离烃源岩（煤层）越近，其溶蚀率越高，进而储层质量越好。佳县地区目的层中本溪组与山2段距离烃源岩最近，其煤层产生的酸性流体极易进入储层，形成次生孔隙，从而改善储层质量。而盒8段距离烃源岩最远，溶蚀率较弱，仅有的溶蚀孔隙则是早期压实作用不强烈时，早期酸性流体溶蚀形成。晚期在压实作用和胶结作用的破坏性成岩作用下，原生孔隙不发育，距源岩远，导致晚期溶蚀作用不发育，储层质量较差。
图16 煤系烃源岩热演化产物含量［35］（a）和距煤层距离与溶蚀率关系（b）

Fig.16 Content diagram of thermal evolution products of coal measure source rocks［35］ （a） and relationship diagram between distance from coal seam and dissolution rate（b）

4.4　差异化成岩演化模式

本溪组致密砂岩成岩过程较为复杂，由于其沉积时期为海相的潮坪沉积，沉积物经长期冲刷，较为稳定的石英含量较高。早成岩A阶段，主要发育中等—强压实作用，其导致砂岩原生粒间孔隙逐渐减小。早成岩B阶段，不稳定的长石、岩屑发生溶蚀，产生次生孔隙，沉淀高岭石。碎屑颗粒间开始出现伊/蒙混层黏土矿物。早成岩B阶段末至中成岩A阶段初期，本溪组地层埋深将近3 000 m，温度大于80 ℃，烃源岩进入生烃门限。烃源岩一期生烃，产生的酸性流体进入储层，孔隙水呈弱酸性环境，发育溶蚀作用。
同时伴有少量的石英加大边和铁白云石形成。随着成岩作用继续进行，中成岩A阶段末期，随着埋深持续增加，储层内部温压升高，有机酸的消耗、黏土矿物失水使得不稳定矿物在溶蚀和离子交换过程释放出Na+、K+等碱性阳离子，成岩流体pH值升高，成岩环境变为弱碱性环境，伊/蒙混层与部分高岭石向伊利石转化，含铁碳酸盐胶结物生成。进入中成岩B阶段，地层埋深近3 000 m，温度大于140 ℃，烃源岩进入高成熟—过成熟阶段，残余原生粒间孔与次生溶蚀孔隙较为发育，利于成岩流体注入运移。成岩环境转变为酸性环境，后期形成的碳酸盐胶结物被溶蚀，形成大量的次生溶蚀孔隙，改善了储层质量（图17）。
图17 Shen90井本溪组成岩作用和孔隙度变化

Fig.17 Diagenesis and porosity variation of Benxi Formation in Well Shen90

山2段致密砂岩成岩过程与本溪组较为相似，但山2段储层石英含量相较于本溪组低，可溶蚀的长石、岩屑含量较高。早成岩A—B阶段，主要发育强压实作用，原生粒间孔隙迅速减小。由于石英压溶作用，石英自生加大较为发育。早成岩B阶段末至中成岩A阶段初期，烃源岩一期生烃，成岩环境转变为酸性，发育早期溶蚀作用。中成岩A阶段末期，含铁碳酸盐胶结物生成。进入中成岩B阶段，烃源岩二次生烃，成岩环境由弱碱性转变为酸性环境，后期形成的碳酸盐胶结物被溶蚀，形成大量的次生溶蚀孔隙。
太原组在早成岩阶段，经历强烈的机械压实作用及泥质胶结，同时，沉淀少量石英自生颗粒。在早期溶蚀之后，因含铁碳酸盐矿物大量胶结，充填早期溶蚀的次生孔隙，使得孔隙度值迅速降低。第二期成岩流体进入后，对储层进行改造，溶蚀碳酸盐胶结物，改善储层质量（图18）。
图18 不同层位差异成岩作用模式

Fig.18 Schematic diagram illustrating differential diagenetic patterns in different stratigraphic layers

与其他地层储层相比，盒8段与山1段致密砂岩储层成岩过程简单，机械压实变形占主导。早成岩A阶段，以强烈机械压实变形为主，孔隙迅速减小。早成岩B阶段，发育绿泥石环边，抑制部分压溶作用，但较高含量的绿泥石填充了粒间孔隙，使得孔隙渗透性变差。第一次烃源岩生烃发生时，储层于早成岩阶段受机械压实作用影响使得孔隙度降低，烃类少量进入。中成岩A阶段有伊/蒙混层、伊利石的形成使孔隙度进一步降低。进入中成岩B阶段后，第二次烃类充注开始，但由于盒8段距离烃源岩较远，且储层岩性致密，断层裂缝等运移通道不发育，导致远距离生烃伴生的酸性流体无法进入储层，后期的溶蚀作用不发育（图18）。

5 成岩过程对储层物性的影响

佳县地区不同层位其成岩作用特征及成岩过程存在一定差异，这种差异性直接影响储层物性。一般情况下，随着埋深的增加，机械压实作用越强，孔隙度会逐渐降低。而在研究区纵向分布有2个高孔带（图19），分别出现在1 900~2 000 m和2 100~2 200 m之间，其孔隙度达到8%~10%，表明溶蚀作用是佳县地区改善储层质量的主要因素。通过对不同层位面孔率随深度的变化分析，不同层位的不同成岩过程，其变化趋势也有差异。
图19 孔隙度随深度变化关系

Fig.19 The relationship between porosity and depth

盒8段主要经过长期的机械压实作用、绿泥石环边及泥质胶结，早期溶蚀形成的次生孔隙，被晚期含铁碳酸盐胶结物填充。其孔隙度整体表现为由上至下逐渐减弱，在2 100 m时孔隙度略有升高，主要为残余的原生粒间孔隙及未被填充的次生溶孔。
山2段、太原组、本溪组经历2次溶蚀作用，孔隙度较高。山2段和太原组原始沉积物中不稳定的岩屑成分较高，虽抗压实能力较差，但利于后期的2次溶蚀作用，产生大量次生溶孔，孔隙度可达9%（图20）。太原组沉积时期为海相沉积环境，内部发育多套厚层的泥晶灰岩，从而消耗部分酸性流体，导致太原组储层物性较山2段稍差。本溪组原始沉积物中石英含量较高，抗压实能力强，残余原生孔隙多，有利于后期2次溶蚀流体进入，孔隙度为9%~10%（图20）。
图20 单井成岩—储层物性垂向特征

Fig.20 Vertical characteristics of diagenesis-reservoir physical properties of single well

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地佳县地区下石盒子组盒8段—本溪组储层特征有所差异。下石盒子组太原组岩石类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，本溪组储层石英含量较高，发育石英砂岩和岩屑石英砂岩；孔隙类型总体上以残余粒间孔、粒间溶孔为主，晶间孔以及微裂缝不发育。
（2）通过高压压汞及变换曲线分析，佳县地区含煤层系的本溪组及山2段压汞曲线进汞饱和度高，曲线呈现“下凹型”，孔喉以亚微孔、微孔为主，储层物性较好；山1段、太原组储层物性次之；距离含煤层系较远的盒8段储层物性最差。
（3）根据初始孔隙度恢复模型和文献中的压实孔隙损失率相关公式，采用薄片孔隙度定量分析，确定佳县地区下石盒子组盒8段—本溪组地层砂岩原始孔隙度为32%，压实作用导致孔隙度减少可达80%； 胶结作用导致的孔隙度减少介于1.0%~6.4%之间。压实作用是研究区普遍致密化的主要原因。
（4）佳县地区下石盒子组盒8段—本溪组地层经历了4个阶段的成岩演化过程和相关孔隙发育过程，不同层位的差异化成岩过程导致不同层位的储层质量差异，山2段与本溪组为含煤系底层，距离烃源岩近，经历两期溶蚀作用，次生孔隙发育，储层物性较好；太原组多套厚层泥晶灰岩，消耗部分酸性成岩流体，为中等—强溶蚀作用强度，储层物性较差；下石盒子组盒8段经历强烈压实作用及两期胶结作用，孔隙已基本被填充，由于距离烃源岩较远导致第二期溶蚀作用不发育，储层物性差。

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