定边地区富县组储层砂岩成岩作用及孔隙演化特征

唐 波，陈义才，林杭杰，赵鹤森，张 雁，刘玉峰

(1.成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059；2.长庆油田 采油三厂，宁夏 银川750006)

定边地区富县组储层砂岩成岩作用及孔隙演化特征

唐 波1，陈义才1，林杭杰1，赵鹤森1，张 雁2，刘玉峰2

(1.成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059；2.长庆油田 采油三厂，宁夏 银川750006)

通过岩心观察、常规薄片、铸体薄片、扫描电镜以及化验等手段对鄂尔多斯盆地定边地区富县组砂岩的成岩作用、孔隙演化进行了分析研究. 富县组储层砂岩主要为含砾粗砂岩、粗砂岩，该储层砂岩经历的主要成岩作用有压实-压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、破裂作用等. 根据地史恢复和成岩特征综合分析，该地区富县组砂岩目前处于晚成岩A期阶段. 储层砂岩成岩过程中，压实-压溶作用对储层的孔隙度影响最大，压实-压溶作用使得储层原始孔隙度减少约25%，孔隙度损失率达68%；胶结作用使储层的孔隙度降低了3%，孔隙度损失率7%；晚侏罗世-早白垩世发生的溶蚀作用对改善储层的孔渗性能起到了非常大的作用，使孔隙度由11%升高17%；晚白垩世以来，随着上覆地层的剥蚀，富县组埋深有所降低，晚期胶结作用使孔隙度缓慢降低到16%左右.

富县组；成岩作用；孔隙演化；定边地区；鄂尔多斯盆地

宁夏定边地区位于鄂尔多斯盆地西部，构造位置上横跨天环向斜和伊陕斜坡两大构造单元. 该地区富县组储层主要为冲积扇-辫状河沉积相[1]，为河流水动力条件强烈、河道频繁迁移及河道废弃形成的复合河道砂砾沉积. 根据定边地区近200口井富县组砂体与沉积微相的分析，河道充填沉积主要分布在定边地区西部，砂岩厚度达90～140m，砂地比在60%以上，东部主要为洪泛平原，砂体厚度小于10 m (如图1所示). 富县组河道砂岩体向下切割长2、长3地层，是延长组油气向上运移的重要通道. 近几年，定边地区富县组不断发现工业性油流，显示了较好的勘探前景.

本文利用岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜以及化验资料综合分析研究了定边地区富县组储层砂岩所经历的成岩作用及孔隙演化特征，对进一步认识油气成藏规律和提高勘探效益都具有重要意义.

图1 盐定富县组砂岩厚度分布图

1 储层岩石学特征

定边地区富县组储层主要分布在宁陕古河一带，储层岩性主要为含砾粗砂岩、粗砂岩. 砾石成分主要为火山岩和变质岩，沉积岩次之；分选、磨圆较差. 砂岩碎屑平均含量为76.7%；其中石英含量为32% ~65%，平均值为44.3%；长石含量为9%~41%，平均为28.4%. 富县组砂岩储层填隙物含量较高，平均值为23.3%，其中以粘土杂基为主，粘土质填隙物含量为6.8%~37.8%，平均值为21.5%；黄铁矿含量为0.5%~2.8%，平均值为1.02%.

2 成岩作用特征

2.1 压实-压溶作用

压实作用是埋深增加，上覆压力加大，使得颗粒相互挤压，沉积物体积收缩、变形，孔隙水不断排出，颗粒接触紧密的地质过程. 定边地区富县组压实作用主要表现为粘土杂基、菱铁矿等软组分的挤压变形等(图2a).

压溶作用在本地区储层中表现为石英、长石的次生加大，并使得颗粒间的接触关系由最初的点接触演化到以点+线或线接触为主，少量凹凸接触甚至缝合线接触(图2b). 这一过程造成储层孔隙空间进一步压缩，喉道变窄，配位数减少，孔隙的连通性变差.

2.2 胶结作用

通过薄片鉴定和扫描电镜观察，定边地区富县组储层的胶结作用主要有：

1)碳酸盐胶结 主要有方解石、铁方解石、白云石及铁白石四种类型，它们主要形成于晚成岩期，对孔隙起到破坏作用，含量一般不超过岩石总量的1%~2%，占填隙物总量的16.3%，常以连晶状或嵌晶形式产出.

2)硅质胶结 储层砂岩中有石英次生加大现象，常出现在绿泥石膜不发育的场所. 石英次生加大虽然对孔隙具有一定破坏作用，但它也使岩石固结更加坚硬，提供了良好的抗压实能力，有利残余粒间孔的保存.

3)菱铁矿胶结 主要形成于较封闭的弱还原-强还原环境，虽然在镜下常见(图 2e)，但含量比较低，约为1%左右，它们对孔隙能起到一定的破坏作用，但总体影响不大.

4)自生粘土矿物胶结 定边地区富县组砂岩中粘土矿物发育程度度不高，伊蒙间层(图2c)在富县组储层中相对较发育.岩石薄片中伊利石大多呈鳞片状或针状结构，电镜下呈典型的毛发状(图2d)，通常充填在粒间孔隙中，堵塞孔隙，降低储层的孔渗性能.

2.3 溶蚀作用

定边地区富县组储层砂岩所受溶蚀作用比较强烈，该地区储层中长石溶孔、溶蚀粒间孔(图2f)、杂基溶孔(图2g)都比较发育，占到了总孔隙的40%以上，形成了大量的储集空间，明显地改善了储层砂岩的孔渗性能.

2.4 破裂作用

定边地区构造活动比较微弱，断层不发育，局部构造平缓. 富县组储层砂岩破裂作用较弱，岩心观察裂缝少见，但镜下可观察到微裂缝的存在(图2h). 此类隐蔽微裂缝对改善储层物性、渗透性能起到较好的作用.

图2 定边地区富县组储层砂岩成岩作用图版

3 成岩阶段划分

依据以上分析结果，参照前人的研究[3-4]，根据碎屑岩成岩阶段划分的国家最新标准(SY/T5477-2003)，综合分析认为，鄂尔多斯盆地定边地区富县组砂岩已达晚成岩阶段A期. 主要依据为：

1)RO值为0.5%~1.2%；

2)富县组储层砂岩现今埋深约2000m，晚白垩世以来，地层剥蚀了约1000m[4]，按古地温梯度3.5℃估算，富县组储层砂岩经历的古地温为85~110℃；

3)碎屑颗粒之间主要以点－线接触为主，部分为点接触；

4)碳酸盐较为发育，以铁方解石为主；

5)粘土矿物中绿泥石除早期形成的绿泥石膜外，绒球状也普遍出现，伊利石多呈丝发状，并可见少量伊蒙间层，伊/蒙间层比<10；

6)硅质胶结总体不发育，石英具次生加大，自生石英充填孔隙.

4 孔隙度演化分析

4.1 孔隙演化定量分析

砂岩在埋藏的过程中，随着上覆重荷的加大，在压力和孔隙流体作用下，发生复杂的物理和化学作用.定量分析初始孔隙度(Φ1)采用Beard和Weyl[5]提出的公式：

式中，SO为特拉斯克分选系数(SO=(d25/d75)1/2). 根据定边地区富县组储层岩石类型特征，砂岩SO取值为1.42，由式(1)计算得出其初始孔隙度为37.1%.

压实-压溶是碎屑岩孔隙度损失的主要成岩作用. 根据铸体薄片和胶结含量统计，压实-压溶作用后孔隙度(Φ2)可由以下公式[2,6]求得：

定边地区富县组胶结物含量平均为 1.1%,储层岩心物性分析孔隙度平均值为 15.7%. 根据公式(2)可计算出富县组储层砂岩Φ2=11.6%，压实-压溶作用后损失的孔隙度(Φ1-Φ2)为20.1%，压实-压溶孔隙度损失率为68.7%.

胶结作用后的剩余孔隙度(Φ3)采用以下公式[2,6]计算：

由此计算出富县组砂岩胶结作用后的剩余孔隙度为15.6%，胶结作用损失孔隙度2.7%，胶结作用孔隙度损失率为7.4%.

4.2 孔隙演化特征

以定边地区富县组河道沙坝发育的h38井为例，在埋藏史、热演化史恢复的基础上，经过对富县组储层砂岩孔隙度演化的定量分析. h38井富县组沉积处于宁陕古河道内，储层厚度达到86m(图1). 富县组在侏罗系延安组沉积后，埋藏深度接近1 000m，古地温小于65℃，处于早成岩A期(图3). 由于富县组辨状河道砂岩泥质杂基含量较高，在早成岩A期受到压实作用强烈，使孔隙度损失率达68.7%. 随着中侏罗统直罗组和安定组的沉积，富县组埋藏深度达到1 200～1 500m,古地温升高到65℃～85℃，成岩作用进入早成岩B期. 经过早期快速强烈压实作用之后，物理压实作用有所减缓，化学压溶作用逐渐增强. 早白垩世，富县组上覆地层大幅度快速沉积，富县组埋藏深度增加到3 000～3 200m,古地温升高到100℃～110℃，成岩演化进入晚成岩A期，储层胶结作用不断增强. 在此期间，富县组下伏的上三叠统延长组烃源岩有机质由未成熟开始进入成熟阶段[9]，大量有机酸性孔隙水在压实作用下沿古河道侵蚀面向上运移到富县组砂体. 因而该期也是砂岩溶解作用发育及次生孔隙形成的主要时期，储层总体孔隙度有所升高. 晚白垩世及以后，区域构造抬升，成岩作用逐渐减弱，储层孔隙度缓慢降低. 鄂尔多斯盆地陕北斜坡带三叠系侏罗系地层的油气充注主要发生在早白垩晚期-晚白垩世早期[8]，与富县组储层次生孔隙的形成时期基本一致.

图3 定边地区h38井富县组储层孔隙演化史曲线图

5 结论

1) 定边地区富县组储层经历的主要成岩作用有压实-压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、破裂作用等. 富

县组储层的综合研究表明，该储层砂岩处于晚成岩A期.

2) 定边地区富县组储层砂岩孔隙演化的分析表明，由于富县组较高的粘土杂基含量，压实-压溶作用使得储层原始孔隙度减少了25.5%，孔隙度损失率达到了68.7%，属于强压实.

3) 胶结作用使得储层的孔隙度减少了2.7%，孔隙损失率7.4%；而溶蚀作用对改善储层的孔渗性能起到了非常大的作用，使孔隙度增加了6.7%；破裂作用对孔隙度的影响很小.

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(责任编辑：饶 超)

Diagenesis and Porosity Evolution of Fuxian Formation Sandstone Reservoir in Dingbian Area of Ordos Basin

TANG Bo1, CHEN Yi-cai1, LIN Hang-jie1, ZHAO He-sen1, ZHANG Yan2, LIU Yu-feng2
(1.College of Energy Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China; 2. No. 3 Oil Producing Plant, Changqing Oil Field Company, Yinchuan 750006, China)

Through the observation of core, thin-section, casting thin-section, SEM analysis and chemical test, diagenesis, and porosity evolution of sandstone reservoir of Dingbian area in Ordos Basin are studied. The sandstone mainly contains conglomeratic sand, grit stone in this region. Researches show that the diagensis of reservoir sandstone of Fuxian formation mainly experienced is compaction& pressure-solution, dissolution, cementation, catastasis, etc. According to comprehensive analysis of buried history’s recovery and diagenesis , sandstone of Fuxian Formation is now in the A stage of later diagenesis. During the process of rock-forming, the compaction &pressure-solution reservoir porosity makes original porosity of reservoir reduced by 25%,and 68% original porosity has been lost. Cementation makes reservoir porosity 3% reduced, and 7% original porosity has been lost. Dissolution has played a critical factor in improving sandstone’s physical property and porosity has increased from 11% to 17% in the Late Jurassic- Early Crataceous ; Late Cementation makes porosity slowly decrease to 16 when overlying formation has been denuded and depth of burial of Fuxian Formation decreased since Late Cretaceous.

Fuxian formation; Diagenesis; Porosity evolution; Dingbian area; Ordos Basin

TE122.1

A

1009-2854(2011)05-0037-05

2010-12-30

国家青年基金项目(40602012)

唐 波(1982— ), 男, 四川成都人, 成都理工大学能源学院硕士研究生;

陈义才(1963— ), 男, 四川彭州人, 成都理工大学能源学院副教授, 博士, 研究方向: 油气成藏形成与分布规律.