陈奕阳，杜贵超，王凤琴，王春艳，郭睿良，崔耀科，王 颖
(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.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 延安716000)
致密砂岩油藏作为重要的非常规油气藏类型，是常规油气资源的重要接替领域，勘探开发潜力巨大[1-2]。鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏分布广泛，但因其岩性致密、物性差、非均质性强、自然产能低等特点，勘探开发难度往往较大[3]。因此，加强致密砂岩储层特征及影响因素研究，是该类油藏勘探开发面临的核心工作之一[3-4]，孔隙发育及演化规律研究是深入认识优质储层形成及演化的关键[2,5-6]。致密砂岩储层孔隙发育类型、不同尺度孔隙的精细表征及其控制因素和演化规律的明晰，是致密砂岩储集层评价和甜点区优选的重要因素。因此，如何精细表征致密砂岩储层孔隙发育特征、判断致密砂岩孔隙空间在埋藏成岩过程中的演化规律，已成为储集层研究的重要基础问题[5,7-9]。目前，国内外学者主要从孔隙的类型、大小、形态、空间分布、连通性及孔隙演化等方面对致密砂岩储集空间开展相关研究，恒速压汞、数字岩芯、CT-扫描及分形理论等技术手段的广泛应用，有力推动了致密砂岩储集空间的研究进展[10-15]。甘泉油田三叠系延长组长8油层组广泛发育致密砂岩油藏，该区域长8致密砂岩油藏勘探开发前景较好，但储层物性差、非均质性强、开发难度较大[16]。同时，研究区长8储层不同孔隙类型在不同成岩阶段的演化规律尚不明确，因此，亟待开展储层孔隙发育及演化规律研究。
本文以甘泉油田延长组长8油层组致密砂岩储层为研究对象，对长8储层基本特征及成岩作用特征进行深入分析，总结储层孔隙类型及结构等特征，在此基础上探讨成岩作用在致密砂岩不同演化阶段对孔隙的影响，定量恢复各成岩阶段中的孔隙演化规律。旨在深化长8段致密砂岩孔隙发育特征及演化规律认识，为研究区长8致密砂岩油藏勘探开发提供理论支撑。
甘泉油田位于陕西省延安市南部甘泉地区，构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部(图1)，面积1 600 km2[16-18]。长8油层顶面构造为一东高西低的西倾单斜，地层倾角小于1°。区内断层和褶皱不发育，局部发育一系列由于差异压实作用形成的小幅鼻状隆起[19]。鄂尔多斯盆地长8油层组为长9湖盆逐渐萎缩背景下的三角洲前缘亚相沉积。长8储层主要发育在水下分流河道微相带内，砂体单层厚度0.4～8 m，累计厚度5～20 m。
图1 甘泉油田构造位置及延长组地层综合柱状图Fig.1 Structural position of Ganquan Oilfield and comprehensive stratigraphichistogram of Yanchang Formation
长8油层组厚85～120 m，岩性主要以灰色、深灰色中细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩与深灰色、暗色泥岩互层为主。长8油层组是甘泉油田的主力产层之一，为典型的弹性-溶解气驱致密岩性油藏，平均埋深约1 600 m。
2.1 储层岩石学特征
通过薄片分析、扫描电镜观察、X-衍射分析等手段表明，甘泉油田长8油层组储层砂岩主要为岩屑长石砂岩，次为长石岩屑砂岩(图2)。碎屑成分中石英质量分数为26.53%～54.16%，平均39.27%；
长石质量分数为11.81%～53.00%，平均33.28%，以斜长石为主；
岩屑主要以火成岩屑为主，质量分数为11.30%～43.44%，平均25.61%；
有少量沉积岩屑及变质岩屑，质量分数为1%～3%。砂岩分选较差，碎屑颗粒以次棱角状-次圆状为主，呈线接触特征及少量点-线接触。胶结类型主要为孔隙式胶结及基底式胶结。
长8油层组砂岩填隙物平均质量分数为21.11%，主要为黏土矿物胶结物、白云石及铁白云石。黏土矿物胶结质量分数为5.74%～27.06%，平均13.28%，主要包括绿泥石、伊蒙混层、伊利石及高岭石。其中：绿泥石质量分数为2.3%～6.1%，平均5.50%；
伊蒙混层质量分数为2.17%～6.54%，平均4.82%；
伊利石质量分数为1.03%～2.87%，平均2.11%；
高岭石质量分数较低，平均0.85%。碳酸盐胶结物主要为方解石，质量分数为0.21%～5.93%，平均1.66%，铁白云石质量分数为0.18%～4.11%，平均2.09%，菱铁矿质量分数为0.03%～0.84%，平均0.14%。
图2 甘泉油田长8油藏砂岩分类Fig.2 Triangle classification diagram of Chang 8 sandstone reservoir in Ganquan Oilfield
2.2 孔隙类型及发育特征
2.2.1 孔隙类型
孔隙发育特征是砂岩储集性能的决定性因素之一[1]。通过27块样品扫描电镜及铸体薄片样品观察表明，研究区长8油层组致密砂岩储层主要发育粒间孔、长石和岩屑溶孔以及少量晶间孔和微裂缝(图3)。
粒间孔是致密砂岩在沉积-成岩演化过程中残留于碎屑颗粒之间的孔隙类型，通常形状不规则、连通性相对较好[7,20-21]。颗粒间孔隙被充填、压实程度不同，粒间孔隙往往形态复杂多样、孔径分布范围广[22]。研究区长8砂岩样品粒间孔形态多样，主要分布于石英、长石及燧石等变质颗粒之间，因刚性颗粒抗压实能力强，其间的残余粒间孔形态较规则(图4 (a))。其次，塑性的岩屑颗粒受周边石英、长石等刚性颗粒的挤压，发生不同程度的变形，导致颗粒间的孔隙缩减，此类残余粒间孔形态一般不规则，可见狭长形、多边形、三角形及不规则形(图4(b),图4(g))。铸体薄片及SEM分析表明，粒间孔孔隙半径一般介于3.00～150.00 μm，主体介于20～70 μm，平均38.61 μm。粒间孔面孔率主要在1.40%～10.0%，平均5.57%，约占所有孔隙面孔率的65.84%。
图3 甘泉油田长8油藏孔隙类型及其组合Fig.3 Pore types and their combination of Chang 8 reservoir in Ganquan Oilfield
溶蚀孔主要为长石溶孔及岩屑溶孔，平均面孔率为2.89%，以长石溶孔为主。长石溶孔通常沿长石解理缝溶蚀形成孔隙(图4(c))，亦见长石及岩屑颗粒边缘发生溶蚀作用，呈现港湾状或条带状(图4(d))，部分溶孔遭受强烈溶蚀，呈蜂窝状(图4(d))，部分长石颗粒被溶蚀殆尽，仅留下颗粒轮廓，形成铸模孔(图4(e))。研究区长石溶孔孔径一般在4～70 μm，平均20 μm，面孔率分布在0.20%～6.00%，平均1.79%，约占样品孔隙的21.16%。岩屑溶孔面孔率分布在0.05%～4.70 %，平均1.1%。孔径一般在5～40 μm，平均约10 μm，其孔径一般较小，平均约占所有孔隙的13.00%。
晶间孔主要为长石颗粒晶间溶蚀孔(图4(h))、石英颗粒表面的晶间溶孔(图4(i))、自生绿泥石叶片状晶间微孔(图4(j))、伊利石不规则片状和丝缕状晶间网状微孔(图4(k))及伊蒙混层矿物晶间微孔(图4(l))等。孔径一般为1～3 μm，面孔率平均值约为0.03%，对孔隙度演化影响可忽略不计。
研究区微裂缝少量发育，多属于差异压实作用等因物理因素形成的裂隙(图4(f))。一般而言，微裂缝的发育能够改善孔隙系统的连通性，对油气储集与运移具有重要意义[23]。但研究区裂缝发育较少，面孔率在0%～0.30%，平均0.07%，故对孔隙度演化及储层孔隙储集性能影响有限。
图4 甘泉油田长8段铸体薄片和扫描电镜照片Fig.4 Thin sections and scanning electron microscope photos of Chang 8 member in Ganquan Oilfield
2.3 储层物性特征
(1)地面条件物性特征
岩心物性数据分析表明，甘泉油田延长组长8油层组储层地面分析孔隙度介于2.6%～17.8%，平均9.18%，中值为9.20%。孔隙度介于7%～13%的样品约占73.5%。渗透率主要介于(0.04×10-3～2.18)×10-3μm2，平均0.32×10-3μm2，中值0.22×10-3μm2。渗透率介于(0.15～0.35)×10-3μm2之间的样品约占66.1%(图5)。地面分析孔隙度和渗透率总体呈正态分布(图5)， 线性相关系数R2为0.354 4，孔隙度与渗透率呈线性关系，反应成岩作用对储层改造程度强烈(图6)。
图5 甘泉油田长8油藏地面条件岩心物性分布Fig.5 Ground physical property distribution of Chang 8 reservoir cores in Ganquan Oilfield
图6 甘泉油田长8储层覆压孔隙度与渗透率的关系Fig.6 Relationship between pressure porosity and permeability of Chang 8 reservoir in Ganquan Oilfield
(2)覆压孔渗的物性特征
甘泉油田延长组长8油层组储集层岩心覆压孔隙度介于0.27%～14.37%，平均6.74%，中值为5.83%，介于1%～7%的样品约占53.8%；
渗透率介于(0.001 3～1.278 3)×10-3μm2，几何平均值为0.096 4×10-3μm2，中值0.003 7×10-3μm2，主体介于(0.002～0.050)×10-3μm2(图7)。
从覆压孔渗数据来看，研究区长8储集层92%的样品覆压渗透率在0.1×10-3μm2以下，属于典型的低—特低渗储层，即致密储集层。覆压条件下，孔隙度与渗透率分布均呈“单峰”状分布(图7)。与地面条件相比(孔隙度平均9.18%、渗透率平均0.32×10-3μm2)， 覆压孔隙度的损失率平均值为
图7 甘泉油田长8油藏岩心覆压物性分布Fig.7 Underground physical property distribution of Chang 8 reservoir cores in Ganquan Oilfield
26.58%，渗透率的损失率平均值为69.88%。覆压条件下渗透率的损失率明显大于孔隙度。当上覆地层压力逐渐增大时，孔隙空间遭受压实作用改造强烈，孔隙度迅速减小。当上覆地层压力继续增加时，造成吼道缩小或闭合，导致储层物性变差。
3.1 沉积相的影响
不同沉积环境背景下砂岩储层结构成熟度和成分成熟度不同，加之埋藏成岩过程中成岩流体性质的差异，导致不同沉积微相带内储层物性差异较大[24]。粒径大小和分选不仅直接决定储层的原始孔隙度，还严重影响着压实作用对原生孔隙的破坏和对次生孔隙的改造程度，对孔隙结构影响更为显著。
研究区长8储层为三角洲前缘水下分流河道微相砂体中碎屑沉积物分选、磨圆均较差，矿物成熟度较低，杂基含量较高。物性分析结果表明，储层砂岩样品覆压孔隙度介于2.6%～17.8%，中值为9.20%。覆压渗透率介于(0.03～2.35)×10-3μm2，中值为0.22×10-3μm2。三角洲前缘亚相水下分流河道主河道中部砂体厚度大，分选相对较好，孔隙度相对较高，覆压孔隙度为12.04%，覆压渗透率为0.97×10-3μm2。主河道侧缘较中部物性稍差，泥质含量高于主河道中部，覆压孔隙度为7.62%，覆压渗透率为0.49×10-3μm2。三角洲前缘亚相水下分流河道分支河道砂体粒度变细，较主河道泥质含量高，中部较侧缘物性相对较好，分支河道中部覆压孔隙度为7.81%，覆压渗透率为0.58×10-3μm2，分支河道侧缘覆压孔隙度为5.28%，覆压渗透率为0.31×10-3μm2(图8)。
3.2 成岩作用的影响
3.2.1 压实作用
(1)压实作用对孔隙的影响
岩石粒度分析表明，研究区长8储层砂岩粒度较细，以细砂岩、极细砂岩为主。常见的压实作用表现为碎屑颗粒定向排列、云母片等火山岩屑变形、碎屑颗粒以线接触为主，少量点-线接触(图4(b))。
图8 研究区长8储层砂体孔隙度、渗透率分布Fig.8 Underground porosity and permeability distributions of Chang 8 sand body in the study area
研究区长8储层物性下降、致密化的主要原因为机械压实作用。
储层压实作用强度主要受控于储层岩性、成岩胶结强度、埋藏史和地层流体压力等因素[25-26]。研究区长8油层组储层压实作用的影响主要表现在两个方面：1)粒径不同的储层的抗压能力不同，粒度越细，抗压能力越弱，孔隙度、渗透率越差。颗粒粒径与孔隙度、渗透率线性相关系数R2分别为0.713 1、0.926 4，呈强正相关性，表明砂岩样品粒度越粗，储层物性越好(图9(a)、图9(b))。2)粒径相同条件下，塑性颗粒含量越高，储层受压实作用影响越强烈。研究区砂岩塑性组分含量(含杂基)与孔隙度、渗透率呈负相关性。当塑性组分质量分数大于10%时，砂岩样品的孔隙度急剧降低；
当塑性组分质量分数大于6%时，砂岩样品的渗透率急剧降低。当塑性组分质量分数大于10%时，砂岩样品孔隙度降低趋势相对减缓，a段的线性相关系数(R2)小于b段(图9(c))；
当塑性组分质量分数大于6%时，砂岩样品的渗透率降低趋势相对减缓，a段的线性相关系数(R2)小于b段(图9(d))。因此，研究区致密砂岩储层中塑性组分质量分数是储层物性的重要影响因素之一，且不同含量的塑性颗粒质量分数对储层物性的影响程度不同。
图9 甘泉油田长8油藏粒径、塑性颗粒质量分数与物性的相关关系Fig.9 Relationships between physical properties and particle size,plastic particle mass fraction of Chang 8 reservoir in Ganquan Oilfield
(2)原始孔隙度计算
假定自然界砂体属于随机堆积模式，在潮湿地表条件下，孔隙度与分选系数So的关系[27]为
Φ1=20.91+22.90/So。
(1)
式中：Φ1为原始孔隙度，%；
So为分选系数。分选系数So通过粒度概率累计曲线
So=(d75/d25)1/2
(2)
求得。式中：d75、d25分别为累计曲线中累计含量为75%、25%时的颗粒直径，mm。
根据计算结果(表1)得出，研究区长8储层分选系数介于1.00～2.66，平均1.53；
原始孔隙度Φ1介于28.29%～37.83%，平均35.88%。
表1 研究区长8储层孔隙演化参数统计Tab.1 Pore evolution parameters of tight sandstone in Chang 8 reservoir of Ganquan Oilfield
(3)压实减孔率定量表征
压实作用是储层砂岩致密化的主要因素，压实减孔量的恢复是利用残余粒间孔与早期形成胶结物之间的晶间孔进行反演计算，二者相加即为经过机械压实作用后储层剩余孔隙度，即
Φ2=C+(P1×P0/Pt)。
(1)
式中：Φ2为压实后孔隙度，%；
C为胶结物质量分数，%；
P1为粒间孔面孔率，%；
P0为实测孔隙度，%；
Pt为总孔面孔率，%。
压实减孔率为压实后剩余孔隙度与原始孔隙度之比[28]，即
Pcomp=(Φ1-Φ2)/Φ1×100%。
(2)
式中：Pcomp为压实减孔率，%；
Φ1为原始孔隙度，%。
对27张典型薄片进行鉴定分析，将研究区数据代入式(1)、式(2)进行计算，结果显示，区内储层受压实作用后残余孔隙度分布在3.27%～19.85%，平均15.99%，压实减孔量为19.89%，压实减孔率Pcomp约为55.43%，反映出压实作用是导致破坏孔隙结构、储层致密化的主要原因。
3.2.2 胶结作用
3.2.2.1 胶结作用对孔隙的影响
胶结作用是指矿物从孔隙溶液中沉淀析出并导致松散沉积物固结成岩，为储层中孔隙度和渗透率降低的主要原因之一[29]。研究区的胶结作用主要为碳酸盐胶结、黏土矿物胶结，27块样品X-衍射分析表明，储层中普遍存在的胶结物为黏土矿物、(铁)方解石、白云石、次生石英等，其质量分数分别为8.47%、2.66%、1.09%和0.84%。
(1)碳酸盐胶结
研究区碳酸盐胶结主要为方解石及少量铁白云石。成岩早期方解石多呈基底式或连晶式胶结充填粒间孔隙，强烈的碳酸盐胶结甚至使原生粒间孔几乎丧失殆尽，形成钙质夹层(图4(c))，此类样品中碎屑颗粒主要呈点接触，有少量线接触，表明其形成于压实作用较弱的同生成岩期或成岩作用早期。成岩中晚期铁方解石多呈晶体状赋存在粒间孔和溶蚀孔中，以孔隙式胶结为典型特征(图4(c))。亦见方解石及白云石充填溶蚀孔隙，表明该期碳酸盐胶结形成于溶蚀作用发生后，为中成岩晚期的胶结产物。镜下薄片数点法统计结果表明，研究区样品碳酸盐质量分数与孔隙度、渗透率均呈负相关关系，当碳酸盐胶结物质量分数小于3.5%时，砂岩孔隙度及渗透率随碳酸盐质量分数的增大而急剧降低，a段的线性相关系数(R2)小于b段；
当碳酸盐胶结物质量分数大于3.5%时，孔隙度及渗透率随碳酸盐质量分数增大而降低的速度明显减缓，a段的线性相关系数(R2)小于b段(图10)。表明碳酸盐胶结严重制约了储层孔隙的发育。
图10 碳酸盐质量分数与物性的相关关系Fig.10 Relationship between physical properties and mass fraction of carbonate
(2)自生黏土矿物胶结
铸体薄片鉴定和X-衍射分析结果表明，研究区储层自生黏土矿物主要有绿泥石、伊蒙混层、伊利石、高岭石等。绿泥石质量分数为1.41%～7.10%，平均5.50%。早期绿泥石主要以孔隙衬边或薄膜形式产出(图4(j))，部分较厚绿泥石膜占据了孔隙空间，对储层物性造成破坏，但绿泥石膜的发育提高了储层砂岩抗压实能力。晚期绿泥石多以分散的片状晶体或晶簇充填残余粒间孔隙或溶蚀孔隙(图4(j))。伊利石质量分数为1.03%～2.87%，平均2.11%。研究区伊利石多以不规则片状、弯曲状及丝状发育于孔隙缝隙或颗粒表面，偶在粒间孔隙中观察到伊利石搭桥现象。伊利石胶结物自身发育占据了部分粒间孔，对储层起到破坏性作用，但在一定程度上又增强了储层的抗压实能力，对后期胶结物沉淀起到阻碍作用。样品薄片中可见到片状、蜂巢结构伊蒙混层，这些黏土混层多充填于粒间孔隙中，或与自生矿物相并存(图4(k)、图4(l))。伊蒙混层质量分数为2.17%～6.54%，平均4.82%。
虽然自生伊利石和高岭石胶结会形成少量晶间孔，但两者亦会堵塞孔隙和吼道，对孔隙度下降影响较大，因此，储层物性与黏土矿物质量分数往往呈负相关关系。
3.2.2.2 胶结减孔率定量表征
胶结作用影响下该期的孔隙减孔率
Φ3=P1P0/Pt。
(3)
式中：Φ3为压实、胶结作用后的剩余孔隙度，%；
P1为粒间孔面孔率，%。
胶结减孔率
Pcem=C/Φ1×100%。
(4)
式中，Pcem为胶结减孔率，%；
Φ1为原始孔隙度，%。
通过计算可知，研究区致密砂岩储层经压实和胶结作用的影响后孔隙度降低，计算结果表明，剩余孔隙度Φ3为4.44%，由胶结作用造成的减孔量为11.55%，减孔率为32.22%。由于胶结作用分不同期次进行，为探明孔隙演化过程，统计不同期次胶结物质量分数，计算得出各个期次的胶结减孔情况。早期胶结作用多为石英、长石、绿泥石及方解石胶结，质量占总胶结物的41%，早期胶结减孔量为3.69%；
中期胶结作用多为自生黏土矿物、铁白云石胶结，质量占总胶结物的57%，胶结减孔量为7.86%。
3.2.3 溶蚀作用
3.2.3.1 溶蚀作用对孔隙的影响
储层中孔隙流体通过砂岩的孔隙系统进入砂岩并与其中的岩屑颗粒及填隙物等不稳定组分发生反应，将其溶解。通常溶蚀作用对致密砂岩储层具有积极的建设作用。研究区被溶蚀的组分主要为长石、火成岩屑及早期碳酸盐胶结物。研究区长8油层组砂岩溶蚀作用普遍发育，主要表现在：储层长石质量分数较高，在酸性水介质条件下，极易沿长石解理面发生溶解并形成大量次生孔隙(图4(c))；
当溶蚀作用较强时，见长石溶蚀殆尽而形成的铸模孔(图4(e))。岩屑颗粒亦遭受溶蚀形成粒间及粒内溶孔(图4(b)—(d))。溶蚀孔含量与孔隙度呈正相关，线性相关系数R2为0.1018(图11)，表明溶蚀作用的普遍发育有效地改善了研究区长8储层物性。
图11 溶蚀孔面孔率与物性的相关关系Fig.11 Relationship between porosityof reservoir and area porosity of corrosion pores
酸性流体对储层砂岩具有选择性溶蚀特征，通常分选越好、成分成熟度越高的砂岩原生孔隙保存越好，酸性流体越容易进入并对储层砂岩进行溶蚀改造[26]。因此，不同沉积微相条件下溶蚀作用对孔隙度的影响程度不同。研究区长8储层水下分流河道微相主河道中部砂岩分选相对好、成熟度高，溶蚀程度相对强烈，溶蚀作用使储层增孔较多。统计结果(图12)表明，主河道中部、分支河道中部、主河道侧缘、分支河道侧缘储层砂岩面孔率与孔隙度的相关系数(R2)逐渐减弱，分别为0.672 9、0.599 5、0.280 2、0.270 3，表明溶蚀作用对储层孔隙的影响相应减弱，其中，主河道中部和分支河道中部溶蚀作用对孔隙的影响最强。
图12 不同沉积环境下样品溶蚀孔面孔率与孔隙度的关系Fig.12 Relationship between porosityof samples and area porosity of corrosion pores under different sedimentary environment
3.2.3.2 溶蚀增孔率定量表征
溶蚀作用对储层增孔的影响可通过公式
Φ4=P2·P0/Pt
(5)
定量计算。式中：Φ4为溶蚀增孔量，%；
P2：溶蚀孔面孔率，%。
溶蚀增孔率
Prszk=Φ4/Φ1×100%。
(6)
将研究区数据代入式(5)、式(6)进行计算，结果显示，在溶蚀作用影响下，研究区储层增孔量为2.30%，溶蚀增孔率Prszk为6.41%。其中，早期溶蚀增孔量为1.87%，中期溶蚀增孔量为0.43%。证实溶蚀作用对于致密砂岩的增孔效果显著，在一定程度上改善了储层物性。
3.3 研究区孔隙演化规律
致密砂岩孔隙发育及演化史是矿物组分、温度、压力、流体及时间等多因素共同作用的结果[7,9]。研究区长8储层主要的破坏性成岩作用包括压实作用、胶结作用。压实作用及胶结作用造成孔隙的大量缩减甚至消失，是造成原生孔隙遭受破坏的主要原因。早期碳酸盐胶结作用为岩石颗粒提供支撑作用，并供后期溶蚀产生次生孔隙。后期发生的溶蚀作用是研究区改善孔隙度的主要因素。研究区长8致密砂岩储层在埋藏过程中，不同成岩作用影响导致增、减孔，根据定量计算结果及成岩序列划分，绘制研究区长8油层组致密砂岩储层成岩序列及孔隙演化模式图(图13)，直观表征储层孔隙演化过程。
同生成岩期—早成岩阶段A期：研究区长8储层早成岩A期盆地处于坳陷沉降阶段，埋深小于1 500 m，温度小于60 ℃，Ro<0.35%，有机质演化阶段处于未成熟阶段。该时期主要发生压实作用及早期碳酸盐胶结作用，孔隙类型以粒间孔为主。在地层压力的作用下，颗粒被快速压实，但因为早期发育的碳酸盐基底式胶结在颗粒间起到支撑作用，一定程度上为后期次生孔隙的形成创造了有利条件，早期碳酸盐基底式胶结减孔量为3.69%。该阶段孔隙度快速下降，从原始的35.88%下降至19%左右。
图13 甘泉油田延长组长8油藏致密砂岩储层成岩序列及孔隙演化模式Fig.13 Diagenesis sequence and pore evolution mode of tight sandstone reservoirin Chang 8 reservoir of Ganquan Oilfield
早成岩阶段B期：研究区长8储层地层温度介于60～85 ℃，Ro介于0.35～0.5%，有机质演化阶段处于未成熟—低成熟阶段。该时期埋深为1 100～1 800 m，压实作用逐渐增强，压实作用持续减孔致使孔隙度降为15.99%。该时期初期在大气淡水侵蚀下长石和岩屑开始发生溶蚀，溶蚀增孔量1.87%，此时孔隙度为17.86%。同时溶蚀作用产生石英、长石、方解石及绿泥石等胶结物填充孔隙，胶结减孔量为3.69%，此时孔隙度约为14.17%。
中成岩阶段A期：地层埋深增至1 800～2 400 m，温度介于85～120 ℃。Ro介于0.5%～1.2%，有机质成熟、生烃，产生的大量有机酸对储层进行中期溶蚀，进一步溶解长石和岩屑，溶蚀增孔量为0.43%，此时孔隙度为14.6%。同期溶蚀产生的黏土矿物胶结减孔4.29%，晚期铁方解石、铁白云石胶结减孔3.57%，现今孔隙度降至6.74%。
(1)研究区长8储层主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，结构成熟度与成分成熟度较差，属于典型的低—特低孔、超低渗储层，是典型的致密砂岩储层。储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，次为少量岩屑溶孔及微裂缝。
(2)机械压实作用是导致研究区长8储层致密化的主要因素，其次，碳酸盐胶结是储层砂岩在早成岩阶段及中成岩晚期物性降低的重要原因。长石及岩屑颗粒溶蚀形成大量次生孔隙是研究区致密砂岩储层物性改善的关键因素。
(3)早成岩A期为储层砂岩孔隙度锐减阶段，孔隙度由35.88%下降至19%左右；
早成岩B期孔隙度下降趋势较早成岩A期有所减缓，孔隙度下降至14.17%；
中成岩A期，在有机酸溶蚀和中期胶结作用影响下，孔隙度进一步降至现今孔隙度6.74%。
——以鄂东临兴神府地区为例中国煤层气(2020年2期)2020-06-28水铵长石成因分类综述科技信息·中旬刊(2018年9期)2018-10-21二次铝灰烧结制备钙铝黄长石/镁铝尖晶石复相材料中国有色金属学报(2018年2期)2018-03-26能源领域中成岩作用的研究进展及发展趋势资源节约与环保(2018年2期)2018-02-02苏里格气田东区盒8段致密砂岩气藏孔隙结构特征研究地球(2015年8期)2015-10-21准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化断块油气田(2014年5期)2014-03-11张家垛油田阜三段储层成岩作用断块油气田(2013年2期)2013-03-11