天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 2: 271 - 283

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.08.007

天然气地质学

鄂尔多斯盆地东南部盒8段优质储层发育特征及影响因素

  • 杜贵超 , 1, 2 ,
  • 刘峻峰 3 ,
  • 郭睿良 1, 2 ,
  • 李耀龙 4 ,
  • 尹洪荣 5 ,
  • 黄杏雨 1, 2 ,
  • 王凤琴 1, 2
展开
  • 1. 西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065
  • 2. 西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065
  • 3. 中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西 西安 710200
  • 4. 长庆油田分公司长庆实业集团有限公司，陕西 西安 710018
  • 5. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018

杜贵超（1983-），男，重庆潼南人，博士，副教授，硕士生导师，主要从事沉积学、储层地质学研究.E-mail：.

收稿日期: 2024-02-25

  修回日期: 2024-08-08

  网络出版日期: 2024-08-27

收起

The development characteristics and influencing factors of high-quality reservoirs in the 8th member of Shihezi Formation in the eastern Ordos Basin

  • Guichao DU , 1, 2 ,
  • Junfeng LIU 3 ,
  • Ruiliang GUO 1, 2 ,
  • Yaolong LI 4 ,
  • Hongrong YIN 5 ,
  • Xingyu HUANG 1, 2 ,
  • Fengqin WANG 1, 2
Expand
  • 1. College of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 2. Key Laboratory of Petroleum and Gas Reservoir，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 3. No. 5 Oil Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710200，China
  • 4. Changqing Oilfield Branch Changqing Industrial Group Co. ，Ltd. ，Xi'an 710018，China
  • 5. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China

Received date: 2024-02-25

  Revised date: 2024-08-08

  Online published: 2024-08-27

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05039-001)

Fold

摘要

优质储层发育特征及形成机理是认识中—深埋藏储层形成演化的关键问题，也是致密砂岩油气藏高效勘探和经济有效开发的重要基础。通过钻井岩心、测井资料及孔渗、薄片、SEM等分析资料，对鄂尔多斯盆地东部盒8段储层系统开展了优质储层发育特征及影响因素研究。结果表明：研究区盒8段主要发育石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩3种储层岩石学类型。石英砂岩及岩屑石英砂岩物性条件较好，为潜在的优质储层；沉积作用是盒8段优质储层发育的基础，主要表现为碎屑组分颗粒越粗、分选越好、刚性颗粒含量越高越有利于原始粒间孔的保存；成岩作用是优质储层发育及演化的核心因素。盒8段早期快速埋藏过程中，强烈机械压实及塑性颗粒的强烈变形导致砂岩孔隙大量、快速损失，是形成致密物性背景的主要原因。不同成岩期的碳酸盐、黏土矿物及硅质胶结堵塞颗粒孔喉空间，进一步破坏储层物性。同时，选择性溶蚀作用有效改善了致密砂岩储集性能，对优质储层形成起到积极贡献。孔隙演化模式表明，受地层早期快速埋藏的影响，盒8段储层在早成岩A1期即遭受了强烈压实，形成了致密物性背景。溶蚀作用主要发育在中成岩A2期，为次生孔隙主要发育阶段，中成岩B期为晚期自生胶结物发育期，部分残余粒间孔及溶蚀孔被充填，砂岩进一步致密化。

关键词： 盒8段; 差异成岩演化; 储层物性; 优质储层; 孔隙演化模式

本文引用格式

杜贵超 , 刘峻峰 , 郭睿良 , 李耀龙 , 尹洪荣 , 黄杏雨 , 王凤琴 . 鄂尔多斯盆地东南部盒8段优质储层发育特征及影响因素[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(2) : 271 -283 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.08.007

Abstract

The study of the development characteristics and formation mechanism of high-quality reservoirs is a key issue in understanding the formation and evolution of medium-deep buried reservoirs， and is also an important foundation for the efficient exploration and economic and effective development of tight sandstone oil and gas reservoirs. Based on drilling core， logging data， porosity-permeability， thin section， SEM and other analytical data， the development characteristics and influencing factors of high-quality reservoirs in the 8th member of Shihezi Formation （He 8 Member） in the eastern Ordos Basin were studied. The results show： Firstly， the He 8 Member mainly develops three types of reservoir petrology： quartz sandstone， lithic quartz sandstone and lithic sandstone. Quartz sandstone and lithic quartz sandstone have better physical conditions and are potentially high-quality reservoirs. Secondly， sedimentation is the basis for the development of high-quality reservoirs in the He 8 Member， which is mainly manifested in the fact that the coarser the particles of the clastic components， the better the sorting， and the higher the content of rigid particles， the more favorable the preservation of the original intergranular pores. Thirdly， diagenesis is a crucial factor in the development and evolution of tight reservoirs. During the early rapid burial process of the He 8 Member， strong mechanical compaction and intense deformation of plastic particles resulted in a significant loss of pore space in the sandstone， which is the main cause of the formation of a tight physical background. Carbonate， clay minerals and siliceous cementation at different diagenesis stages block the pore-throat space of particles， further deteriorating the physical properties of the reservoirs. Meanwhile， under conditions of relatively low rock debris content， selective dissolution effectively improves the reservoir performance of tight sandstone and plays a positive role in the formation of high-quality reservoirs. Fourthly， the pore evolution pattern indicates that， under the influence of early rapid burial， the reservoir of the He 8 Member underwent strong compaction during the early diagenesis A1 stage， forming a tight physical background. Dissolution is mainly developed during the middle diagenesis A2 stage， which is the main period for the development of secondary pores， while the middle diagenesis B stage marks the late authigenic cementation stage， where some residual intergranular pores and dissolution pores are filled， leading to further densification of the sandstone.

Key words： He 8 Member; Different diagenetic evolution; Reservoir physical property; High-quality reservoir; Pore evolution patterns

0 引言

我国中深层碎屑岩层系（埋深2 000~3 500 m）已发现天然气资源量约为12×1012 m3，勘探开发潜力巨大。其中，中深层致密砂岩气产量约占天然气年产量的1/5，是我国最重要的非常规天然气领域之一［1-3］；中深埋藏砂岩由于埋深大，往往具有岩性变化快、非均质性强、物性整体偏差等特点。因此，在中深层寻找优质储层，明确优质储层形成机理显得尤为重要，也是国内外学者关注的研究热点之一［4-5］。前人研究表明，致密砂岩优质储层是沉积、成岩作用、构造作用、地层超压、油气充注以及地温场等多因素协同作用的结果［6-7］。沉积作用是决定致密砂岩储层发育的基础，在宏观上，优势沉积微相控制砂体厚度、规模和空间分布等［8-9］；微观上，岩石原始组分和组构特征影响储层物性和成岩演化过程［10-11］。此外，成岩作用是致密砂岩储层发育及演化的核心因素［12-14］。构造作用是影响储层发育的关键，尤其是构造微裂缝对优质储层发育有重要影响［15］。其他诸如地层沉降方式、异常超压、油气充注及地层温度等因素，在储层成岩形成演化过程中均产生不同程度的影响［16-18］。
盒8段是鄂尔多斯盆地东南部延安气田主力含气层位之一，盒8段气藏属于典型低渗—致密砂岩岩性气藏［19］。因其埋藏深度大、沉积—成岩环境复杂多变，储层微观孔隙结构复杂，具有低孔、低渗、非均质性强及物性差等特点，导致天然气勘探开发难度大［20-21］。其次，盆地东南部优质储层的成因机理多样，不同区域的储层主要控制因素各异［19-21］。总体来看，研究区盒8段优质储层主控因素不明确、演化机理不清、预测难度较大，制约了气藏高效开发。因此，本文通过系统描述优质储层发育特征，探讨优质储层主控因素，建立优质储层形成机理，对研究区盒8段实现降低勘探成本、实现增储上产具有重要的现实指导意义。

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地区域上隶属华北板块西部，为弱构造变形、多旋回演化、多沉积类型的大型坳陷克拉通盆地［22］。盆地面积约25×104 km2，西邻贺兰山—六盘山构造带，东接吕梁山隆起，北部为阴山造山带，南部为秦岭造山带［23-24］。鄂尔多斯盆地构造演化主要经历了中晚元古代坳拉谷阶段、早古生代浅海台地阶段、古生代滨海平原阶段、中生代内陆盆地阶段及新生代周边断陷等五大发展阶段［25］。总体来看，中、晚三叠世及新生代构造运动，导致盆地呈现东北部相对隆起，而西南部相对凹陷，东翼宽缓西翼陡窄的古地理格局［26-27］。盆地现今整体呈不对称矩形，盆地西翼窄，且被逆冲断层复杂化；东翼宽缓，整体向西倾斜，为盆地的主体区域，向斜轴部位于天池—环县一线的南北狭窄区域［28-29］。依据盆地现今构造特征，可划分为北部伊盟隆起、中部伊陕斜坡、南部渭北隆起、西缘冲断带、西部天环坳陷和东部晋西挠褶带6个一级构造单元（图1）。盆地内部构造较为简单，地层相对平缓，普遍倾角不足1°［2，30］。受区域构造演化控制，盆地主要发育下古生界碳酸盐岩、上古生界海陆过渡相煤系碎屑岩及中新生界内陆碎屑岩沉积的3层结构［31］。盆地总体沉积岩厚度平均约6 000 m，主要发育下古生界、上古生界及中生界3套含油气层系［32-33］。
图1 研究区地理位置（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Geographical location（a） and stratigraphic comprehensive histogram（b） of the study area

鄂尔多斯盆地石盒子组沉积期主要为内陆湖盆沉积环境，气候炎热干燥［22］。中二叠世早期，随着兴蒙海槽的逐渐关闭及伊盟隆起的大幅抬升，盆地经历了强烈的南北差异升降，增强了北隆、南倾的构造格局［32-33］。古气候亦转向干旱—半干旱气候，同时导致盆地北部湖盆坡度变陡，河流类型以辫状河为主［23］。盆地北部遭受强烈挤压抬升成为活跃的物源区，盆地沉积中心向南迁移［28］。盒8期整体发育一套以粗粒为主的辫状河三角洲沉积体系，靖边—横山—米脂一线以北发育辫状河三角洲平原亚相，以南则为辫状河三角洲前缘亚相沉积。南北两大物源形成的三角洲体系在南部富县—宜川一带汇聚。该时期砂体分布广泛，厚度大，岩性上具有典型砂包泥的特征［33］。
研究区主要位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部，面积约900 km2。钻遇地层包括第四系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和奥陶系，含气层位主要为本溪组、山西组和下石盒子组盒8段。盒8段岩性主要为浅灰色中粗粒砂岩、浅灰色泥质砂岩、灰色砂质泥岩及灰色泥岩等（图1）。地层厚度一般为50~70 m，平均约为63 m，总体具有含砂率较高，砂体分布广泛的特征。

2 储层特征

2.1　储层岩石学特征

依据薄片鉴定、扫描电镜及X射线衍射等测试结果，盒8段储层砂岩主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩3种主要类型（图2，图3）。石英砂岩中石英含量为90.0%~93.4%，平均值为90.6%；岩屑主要为变质石英及少量火山岩屑，岩屑含量为6.1%~10.3%，平均值为8.0%。此外，含极少量长石颗粒，平均值为1.4%。自生胶结物中，水云母含量为0~8%，平均值为1.5%；高岭石含量为0~10%，平均值为2.6%；绿泥石含量为0~12%，平均值为1.7%；硅质胶结物含量为0~6%，平均值为3.1%；碳酸盐胶结物中铁方解石含量为0~8%，平均值为1.6%；铁白云石含量为0~1%，平均值为0.1%。
图2 研究区盒8段储层岩石学特征

（a）延337井，2 739.32 m，盒8段，粗粒石英砂岩；（b）延327井，2 663.55 m，盒8段，粗粒石英砂岩；（c）延2064井，2 440.94 m，盒8段，细粒石英岩屑砂岩；（d）延2065井，2 243.83 m，盒8段，细粒岩屑砂岩；（e）延2065井，2 243.83 m，盒8段，细粒岩屑砂岩；（f）延294井，2 393.84 m，盒8段，方解石交代碎屑颗粒；（g）延294井，2 393.84 m，盒8段，颗粒表面生长绿泥石膜；（h）延304井，2 589.91 m，盒8段，颗粒溶蚀黏土化，粒间及粒表分布伊/蒙混层、绿泥石等；（i）延272井，2 719.24 m，盒8段，溶孔被自生高岭石充填注：Q：石英；Lith：岩屑；Chl：绿泥石；Ill：伊利石；Ka：高岭石

Fig.2 Lithogical characteristics of He 8 reservoir in the study area

图3 研究区盒8段储层碎屑成分三角图

Fig.3 Triangular diagram of clastic composition of He 8 reservoir in the study area

岩屑石英砂岩中石英含量为73.5%~87.4%，平均值为80.2%；岩屑含量为11.1%~24.3%，平均值为17.7%。黏土矿物中，水云母含量为0~7%，平均值为1.5%；高岭石含量为0~20%，平均值为3.9%；绿泥石含量为0~6%，平均值为1.0%；硅质胶结物含量为0~6%，平均值为1.5%；铁方解石含量一般为0~7%，平均值为2.3%；铁白云石含量为0~2%，平均值为0.1%。岩屑砂岩中石英含量为32.9%~74.4%，平均值为57.6%；岩屑含量为25.6%~63.8%，平均值为41.5%；偶见长石颗粒。黏土矿物中，水云母含量为0~9%，平均值为2.9%；高岭石含量为0~8%，平均值为0.9%；绿泥石含量为0~7%，平均值为1.0%；硅质胶结物含量为0~4%，平均值为0.7%；铁方解石含量为0~8%，平均值为0.8%；铁白云石含量为0~2%，平均值为0.2%；菱铁矿含量为0~4%，平均值为0.03%（图4）。
图4 研究区盒8段储层砂岩组分统计直方图

（a）胶结物组分统计直方图；（b）碎屑组分统计直方图

Fig.4 The statistical histogram of sandstone component of He 8 reservoir in the study area

2.2　孔隙发育特征

铸体薄片观察表明，研究区盒8段储层孔隙类型主要有残余粒间孔、岩屑粒内溶孔、晶间孔及微裂隙等4类。残余粒间孔及火山岩屑粒内溶孔是研究区盒8段主要储集空间类型。粒间孔面孔率约为0.3%~11.8%，平均值约为4.78%。溶蚀面孔率约为0.5%~6.8%，平均值为3.01%。晶间孔主要为石英颗粒表面晶间溶孔、自生绿泥石叶片状晶间微孔、伊利石不规则片状及丝缕状晶间网状微孔及伊/蒙混层矿物晶间微孔等。孔径一般为1~3 μm，面孔率均值约为0.02%。微裂缝面孔率在0~0.50%之间，平均值为0.04%，对储层孔隙储集性能影响较小（图5）。
图5 研究区盒8段储层砂岩孔隙类型直方图

Fig.5 Histogram of sandstone pore types of He 8 reservoir in the study area

镜下观察表明，石英砂岩刚性颗粒含量高，抗压实能力强，粒间孔形态呈相对规则的三角形、多边形等［图6（a）］。亦见少量火山岩屑遭受选择性溶蚀，岩屑粒内溶孔依据溶蚀程度不同可见条带状、蜂窝状、片状等不规则形态［图6（b）］。当溶蚀作用强烈时，粒间孔多与粒内溶孔形成复合孔［图6（a），图6（b）］。亦见不同类型自生胶结物充填导致粒间孔大小及形态复杂化。铸体薄片及SEM分析表明，石英砂岩相储层孔隙半径一般介于15.2~230.0 μm之间，主体介于43.2~80.5 μm之间，平均值为64.4 μm。石英砂岩粒间孔面孔率主要在0.39%~11.55%，平均值为6.25%，岩屑溶孔面孔率主要在1.09%~6.55%之间，平均值为2.45%。其中，粒间孔约占总面孔率的65.8%，岩屑溶孔约占25.8%。
图6 研究区盒8段储层孔隙类型镜下特征

（a）延337井，2 739.19~2 739.32 m，盒8段，石英砂岩，粒间孔；（b）延120井，2 561.46~2 561.55 m，盒8段，石英砂岩，粒间孔及少量粒内溶孔；（c）延168井，2 515.69~2 515.82 m，盒8段，岩屑石英砂岩，粒内溶孔；（d）延301井，2 388.69~2 388.86 m，盒8段，岩屑石英砂岩，粒内溶孔；（e）延121井，2 629.64~2 629.73 m，盒8段，岩屑砂岩，少量粒内溶孔；（f）延301井，2 390.92~2 391.04 m，盒8段，岩屑砂岩，少量溶蚀孔被白云石充填

Fig.6 Microscopic characteristics of reservoir pore types in He 8 Member of the study area

岩屑石英砂岩面孔率约为4.35%，其中，岩屑溶孔面孔率为2.05%，粒间孔面孔率为1.75%，其次为晶间孔及少量微裂缝。见岩屑颗粒边缘遭受溶蚀后呈港湾状、片状或条带状［图6（c）］，部分岩屑颗粒遭受强烈溶蚀后孔隙呈蜂窝状［图6（c）］，亦见岩屑颗粒被溶蚀殆尽，仅留下颗粒轮廓，形成铸模孔［图6（d）］。岩屑石英砂岩储层孔径一般介于12.8~180.0 μm之间，主体介于35.8~66.3 μm之间，平均值为54.36 μm。统计结果表明，石英砂岩粒间孔面孔率主要在1.15%~9.38%之间，平均值为3.75%。岩屑溶孔面孔率主要在1.89%~11.52%之间，平均值为4.05%。其中，粒间孔约占总面孔率的43.4%，岩屑溶孔约占46.8%。
岩屑砂岩面孔率平均约为3.05%，其中，粒间孔面孔率为2.35%，岩屑溶孔面孔率为0.55%。岩屑砂岩以强烈塑性岩屑变形及弱溶蚀为主要特征，粒间孔及溶蚀孔发育程度相对较差［图6（e）］。一般而言，火山岩屑含量越高，塑性变形越强烈，孔隙越不发育［图6（f）］。砂岩储层孔径一般为9.60~130.50 μm，主体介于20.6~60.5 μm之间，平均值为35.46 μm。统计结果表明，岩屑砂岩粒间孔面孔率主要在0.59%~10.35%之间，平均值为3.35%。岩屑溶孔面孔率主要在0.39%~9.55%之间，平均值为2.55%。其中，粒间孔约占总面孔率的54.5%，岩屑溶孔约占41.5%。

2.3　储层物性特征

岩心物性资料统计表明，盒8段储层砂岩中石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩物性差异较大。石英砂岩储层孔隙度介于2.77%~8.41%之间，平均值为5.84%；渗透率介于（0.033~7.76）×10-3 μm2之间，平均值为0.14×10-3 μm2［图7（a），图7（b）］。岩屑石英砂岩孔隙度介于0.73%~21.45%之间，平均值为8.02%；渗透率介于（0.011~6.891）×10-3 μm2之间，平均值为0.24×10-3 μm2［图7（c），图7（d）］。岩屑砂岩孔隙度介于0.32%~11.85%之间，平均值为3.74%；渗透率介于（0.005~0.623）×10-3 μm2之间，平均值为0.04×10-3 μm2［图7（e），图7（f）］。统计结果表明，盒8段属特低孔、致密储层，其中，岩屑石英砂岩及石英砂岩储层物性较好，岩屑砂岩储层物性最差。
图7 研究区盒8段储层砂岩物性分布直方图

Fig.7 Histogram of physical properties distribution of sandstone reservoirs of He 8 reservoir in the study area

3 优质储层发育主控因素

3.1　粗粒度及优分选为孔隙有效保存的重要基础

研究区盒8段水下分流河道储层砂岩主要包括含砾粗砂岩、含砾中砂岩、细砂岩及泥质细砂岩等类型。统计结果表明，碎屑颗粒粒度及分选特征是影响储层物性的重要因素之一。含砾粗砂岩或粗砂岩孔隙度介于0.89%~13.52%之间，平均值为5.58%；渗透率介于（0.01~1.70）×10-3 μm2之间，平均值为0.06×10-3 μm2。含砾中砂岩孔隙度介于0.32%~21.4%之间，平均值为6.13%；渗透率介于（0.009~45.9）×10-3 μm2之间，平均值为0.13×10-3 μm2。细砂岩储层孔隙度介于0.9%~14.7%之间，平均值为7.4%；渗透率介于（0.005~1.02）×10-3 μm2之间，平均值为0.03×10-3 μm2。泥质细砂岩储层孔隙度介于0.58%~14.3%之间，平均值为4.76%；渗透率介于（0.004~3.40）×10-3 μm2之间，平均值为0.05×10-3 μm2（图8）。
图8 盒8段储层砂岩物性与粒度关系统计

Fig.8 Relationship between physical properties and grain size of sandstone in He 8 reservoir

砂岩样品粒径中值与储层物性具有较好的正相关性，粒径中值越大，孔渗值往往较高［图9（a），图9（b）］。同时，砂岩样品分选系数对储层物性亦有重要影响，表现为储层砂岩分选系数越高，孔渗值往往较高［图9（c），图9（d）］。综合分析表明，代表强水动力条件的粗粒砂岩与细砂岩在相同埋深条件下原始物性更高，埋藏过程中抗压实能力更强。因此，碎屑颗粒粒径对物性的控制作用尤为明显（图8）。岩心及薄片观察表明，受碎屑物质远距离搬运过程中机械分异作用的影响，粒度越粗、分选越好的砂岩中，塑性火山岩屑往往含量越低，岩石类型主要为中、中—粗粒石英砂岩及岩屑石英砂岩。一方面，粗度越细、分选越差的细砂岩中，塑形火山岩屑含量越高，岩石类型主要为石英岩屑砂岩及岩屑砂岩（图2）。另一方面，砂岩分选程度越高，碎屑骨架颗粒相对均匀且泥质含量相对较低，孔隙中填充物相对较少有利于原始孔隙的保存。薄片观察表明，优质储层砂岩中泥质杂基含量基本低于5%，而泥质含量较高的水下分流河道顶部及侧缘砂岩样品物性则较差。进一步证实，粒度和分选性是影响优质储层形成演化的重要因素。
图9 砂岩粒径中值及分选系数与孔隙度、渗透率关系

Fig.9 Relationship between median particle size, sorting coefficient and porosity, permeability of sandstone

3.2　快速埋藏压实破坏原生孔隙

特殊的埋藏方式对深埋藏碎屑岩储层异常高孔保存、有效储层埋深下限拓深起到重要作用［4］。早期长期浅埋及晚期短期快速深埋的埋藏方式可对原生粒间孔保存起到积极作用，有利于优质储层发育［7，19］。反之，在快速深埋过程中，碎屑岩孔隙往往遭受大量、快速损失［10，12，20］。前人对鄂尔多斯盆地东部埋藏史恢复结果表明，石盒子组经历了早期快速深埋及晚期缓慢抬升过程。中二叠世石盒子期鄂尔多斯盆地整体演化为内陆湖盆，受兴蒙海槽关闭及伊盟隆起大幅抬升影响，盆地遭受强烈的南北差异升降，北隆南倾构造格局加剧［22，25］。盆地北部物源的强供给及南部的快速沉降导致石盒子组快速沉降。埋藏史恢复表明，石盒子组沉积后在20~40 Ma内快速沉降，最大埋深达到3 000 m左右。侏罗纪末期到白垩纪早期，受印支运动影响，石盒子组遭受缓慢及小幅抬升（图10）。
图10 延207井上古生界地层埋藏史曲线（据文献［25］修改）

Fig.10 Burial history curve of Upper Paleozoic strata of Well Yan 207 （modified from Ref.［25］）

大量薄片镜下观察亦显示，盒8段岩屑石英砂岩中，塑性岩屑含量越高，溶蚀作用越弱［图6（e），图6（f）］。岩屑强烈塑性变形后占据孔隙空间，酸性流体难以进入孔隙空间，导致溶蚀作用不发育或少量发育［图6（f）］。表明火山岩屑颗粒溶蚀之前即遭受了强烈挤压变形。总体而言，早成岩期至中成岩期机械压实作用影响下，砂岩原生粒间孔隙遭受快速缩减，形成了致密砂岩储层背景。

3.3　溶蚀作用发育是优质储层发育的重要原因

铸体薄片和扫描电镜观察表明，研究区盒8段砂岩溶蚀程度较为强烈［图6（b）］，石盒子组底部的山西组煤系烃源岩的热演化为盒8段砂岩溶蚀作用提供了大量有机质酸［12-13］。主要表现为富长石类岩屑颗粒在酸性流体作用下遭受选择性溶蚀，常见火山岩屑颗粒边缘及颗粒内部遭受不同程度的溶蚀，形成了较丰富的粒内溶孔和铸模孔［图6（b）—图6（e）］。统计结果表明，粒内溶孔是研究区盒8段储层主要孔隙类型，形成了以粒间孔+粒内孔为主的孔隙类型组合［图6（c）］。石英砂岩中见少量岩屑遭受溶蚀，粒内溶孔面孔率为1.09%~6.55%，平均值为2.45%，约占总面孔率的25.8%。岩屑石英砂岩中岩屑粒内溶孔面孔率为1.89%~11.52%，平均值为4.05%，约占总面孔率的46.8%。岩屑砂岩溶蚀作用相对较弱。岩屑粒内溶孔面孔率为0.39%~9.55%，平均值为2.55%，约占总面孔率的41.5%（图5，图6）。
综合分析表明，地层流体中酸性物质对易溶组分的选择性溶蚀有效增加了骨架颗粒内部孔隙体积，增强了喉道连通性，显著改善了储层砂岩物性。从发育规模来看，研究区盒8段储层砂岩在2 100~2 180 m深度区间形成了次生孔隙发育带，有效改善了砂岩储层储集性能，有利于油气的运移与富集（图11）。
图11 研究区盒8段储层孔隙度及渗透率演化剖面

Fig.11 The profile of porosity and permeability evolution of He 8 reservoir in the study area

3.4　强烈自生胶结破坏储层物性

胶结作用在研究区内较为发育，是破坏原生孔隙的重要原因之一。胶结作用主要包括碳酸盐胶结、黏土矿物胶结及硅质胶结等。统计数据表明，碳酸盐胶结含量一般为0.2%~20.3%，平均值为2.02%。碳酸盐胶结主要以孔隙式胶结为主，见早期方解石呈基底式胶结，胶结物含量越高，储层物性越差。基底式胶结方解石主要与同生成岩期碎屑沉积物与底水的方解石的过饱和沉淀有关；孔隙式胶结方解石主要发育在中成岩B期，当成岩环境逐渐转变为碱性环境时，方解石重新沉淀，并充填在残余粒间孔及溶蚀孔中。硅质胶结主要为次生加大和自形晶体，以孔隙式胶结为主，含量一般为1.1%~7.2%，平均值为2.5%。黏土矿物中，水云母含量为0~8%，平均值为3.15%；高岭石含量为0~10.5%，平均值为3.69%；伊利石含量为0~8.5%，平均值为1.7%；绿泥石膜含量在0.5%~6.5%之间，平均值为1.3%。铸体薄片及SEM观察表明，绿泥石黏土膜发育程度不高，对物性影响相对较小。高岭石一般呈假六边形晶、书页状或蠕虫状集合体，以孔隙充填或交代其他矿物等形式产出。伊利石以不规则片状、弯曲状及丝缕状披盖在颗粒表面或填充于孔缝中。水云母、自生高岭石及伊利石胶结充填粒间孔隙，破坏储层物性。
总体来看，自生胶结作用对储层破坏严重，原生孔隙损失较大，是造成砂岩物性降低的主要原因。薄片数点分析结果表明，假定盒8段砂岩初始孔隙度为40%，埋藏压实作用导致砂岩孔隙度丧失41.1%~90.2%，平均值约为65.3%；胶结作用导致孔隙度丧失2.5%~65.3%，平均值约为23.9%（图12）。
图12 研究区盒8段储层砂岩压实及胶结作用对物性的影响

Fig.12 The influence of sandstone compaction and cementation on physical properties of He 8 reservoir in the study area

3.5　优质储层孔隙演化模式

研究区盒8段砂岩遭受了较强成岩作用改造，典型成岩作用包括机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用3种主要类型。但由于石英砂岩储层、岩屑石英砂岩储层及岩屑砂岩成岩演化路径差异较大，所以对储层物性演化影响亦不同。

3.5.1　石英砂岩储层

研究区石英砂岩以高石英含量、低岩屑含量为特征。压实作用主要表现为刚性颗粒压实重排至紧密接触甚至发生压溶作用。在刚性颗粒挤压作用下，火山岩屑见塑性变形。压实、压溶作用使得原生孔隙大量减少［图6（a），图6（b）］。碎屑沉积物在早成岩A期遭受压实脱水，原生孔隙快速缩减。孔隙充填物主要为早期黏土矿物、碳酸盐胶结及泥质杂基。自生黏土主要为少量绿泥石黏土膜及蒙脱石（0.5%~3%，平均值为1.3%），亦见少量方解石胶结（1%~8%，平均值为3.3%）。
受地层快速沉降影响，至早成岩B期，石英砂岩遭受进一步压实改造。石英颗粒发生旋转、重排，少量岩屑颗粒遭受轻微塑性变形。此阶段胶结物主要以自生黏土矿物为主，见少量硅质胶结（0.3%~2.5%，平均值约为0.8%）。
中成岩A1期，压溶作用导致颗粒以凹凸接触为主，少量硅质进入孔隙流体并以次生加大边产出。岩屑颗粒强烈压实变形导致原生粒间孔缩减。此时期孔隙以残余粒间孔为主，孔隙度约为12.5%。
早成岩A2期，酸性流体对岩屑进行选择性溶蚀形成了盒8段以粒间孔为主、粒间孔—溶孔型等孔隙组合类型。伴随溶蚀作用发育，少量高岭石（0~5%，平均值为2.7%）、伊利石（0~2.5%，平均值为1.2%）、自生石英（0.5%~2.3%，平均值为1.5%）等胶结物产出并充填粒间孔隙。
中成岩B期，在碱性成岩环境下，石英次生加大大量发育（2%~5.5%，平均值为3.5%）。黏土矿物的相互转化开始进行。如高岭石及绿泥石的伊利石化等。随着地层埋深加大及温度增加至140 ℃左右。机械压实作用导致砂岩粒间孔隙进一步缩减。同时晚期铁方解石（0~2.5%，平均值为1.5%）及铁白云石（0~1.5%，平均值为0.5%）充填粒间孔隙。石英次生加大进一步发育。此阶段，黏土矿物以晚期绿泥石及伊利石为主。

3.5.2　岩屑石英砂岩储层

岩屑石英砂岩石英含量为73.5%~87.4%，平均值为80.2%；岩屑含量为11.1%~24.3%，平均值为17.7%。岩屑石英砂岩储层因火山岩屑含量相对较高，塑性岩屑变形更为强烈。在刚性颗粒挤压作用下，火山岩屑强烈塑性变形是影响孔隙演化的重要原因之一。
早成岩A期碎屑沉积物压实相对较弱，残余粒间孔为主要孔隙类型。岩屑石英砂岩分选差于石英砂岩，初始孔隙度平均约为38.6%。该阶段粒间充填物主要是早期黏土矿物及泥质杂基，自生胶结物主要是少量早期绿泥石（0.5%~3.8%，平均值为2.5%）及蒙脱石、少量早期方解石（2%~8%，平均值为3.3%）等。
早成岩B期，火山岩屑发生轻微塑性变形，导致粒间孔缩减。该阶段自生胶结主要为自生绿泥石、高岭石及伊利石等矿物（0.5%~6.2%，平均值为3.5%），少量硅质（0.5%~2.0%，平均值为1.2%）等，少量孔隙式胶结的方解石（1%~2%，平均值为1.3%）等。
中成岩A1期，刚性颗粒的挤压及塑性颗粒的强烈变形导致粒间孔锐减，形成了致密的孔隙面貌。至中成岩A2期，酸性流体的选择性溶蚀导致岩屑粒内溶孔发育，形成了以粒内溶孔为主、粒内溶孔—粒间孔型的孔隙组合类型。溶蚀孔平均面孔率约为5.6%。溶蚀作用的发育伴随着大量高岭石（0~7%，平均值为3.7%）、伊利石（0~2.8%，平均值为1.5%）、自生石英（0.5%~2.0%，平均值为1.2%）等胶结物产出并充填粒间孔隙。石英次生加大明显受到火山岩屑塑性变形的抑制。
中成岩B期，在碱性成岩环境下，砂岩进一步致密化。同时沉淀了晚期铁方解石（0~2.5%，平均值为1.5%）及铁白云石（0~1.5%，平均值为0.5%）充填粒间孔隙。此阶段，黏土矿物主要以晚期绿泥石及伊利石为主，伊利石主要来源于从孔隙流体中自生胶结及其他黏土矿物转变而来。

3.5.3　岩屑砂岩储层

岩屑砂岩石英含量为32.9%~74.4%，平均值为57.6%；岩屑含量为25.6%~63.8%，平均值为41.5%。高塑性岩屑砂岩在成岩早期仍发育一定含量的方解石胶结（0~8%，平均值为2.1%）及绿泥石胶结（1%~7%，平均值为2.7%），与其他几类岩相储层相比，虽然早期方解石胶结含量略低，但早期绿泥石胶结含量相对偏高。
有效机械压实发生于早成岩A期，在上覆地层重荷作用下，松散沉积物不断被压实导致孔隙度锐减。此阶段主要以粒间孔为主，随着紧密压实，塑性火山岩屑即开始变形。
早成岩B期，较强压实及刚性石英颗粒的挤压导致火山岩屑塑性变形相对较强，进而导致粒间孔隙剧烈缩减。至中成岩A1期，火山岩屑发生剧烈塑性形变。岩屑形变导致残余粒间孔被大量填充，形成了致密储层物性背景，此时期残余粒间孔隙度约为10.5%。
中成岩A2期，孔隙流体中的酸性流体对岩屑颗粒进行少量溶蚀，形成了以粒间孔为主、粒间孔—粒内溶孔型的孔隙组合类型。溶蚀作用伴随着少量高岭石（0~4.5%，平均值为1.7%）、伊利石（0~3.8%，平均值为1.6%）、自生石英（0.3%~1.5%，平均值为0.9%）等胶结物产出并充填粒间孔隙。
中成岩B期，机械压实作用导致塑性岩屑变形强烈，粒间孔隙进一步缩减，砂岩致密化。值得注意的是，随着火山岩屑塑性变形的加剧，中成岩阶段石英次生加大、黏土矿物自生胶结等均受到明显抑制（图13）。
图13 研究区盒8段储层砂岩孔隙演化模式

Fig.13 Sandstone pore evolution model of He 8 reservoir in the study area

4 结论

（1）鄂尔多斯盆地东南部盒8段储层主要发育石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩3种储层岩石学类型。石英砂岩及岩屑石英砂岩相储层物性较好，是潜在的优质储层类型。
（2）储层砂岩粗粒度与优分选、高刚性颗粒含量、岩屑选择性溶蚀程度对盒8段优质储层发育起到抗压保孔及储集空间改善的积极作用，是优质储层发育的积极影响因素。快速埋藏压实及强烈的自生胶结是储层孔隙空间快速缩减及致密储层物性形成的主要原因。
（3）孔隙演化模式分析表明，差异成岩演化是盒8段储层物性迥异的主要原因。石英砂岩储层刚性石英颗粒含量高，压实作用是物性变差的主因，物性改善来源于少量火山岩屑的溶蚀。岩屑石英砂岩岩屑含量相对较高，塑性岩屑变形强烈，岩屑的中晚期溶蚀作用是物性改造的关键因素。岩屑砂岩中塑性岩屑变形强烈、溶蚀改造弱导致储层致密化，不利于优质储层发育。

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