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摘要：通过岩芯观察、常规薄片与铸体薄片显微镜下鉴定与定量统计，利用电镜扫描、图像孔喉分析、荧光分析、孔隙度与渗透率、毛细管压力测定，以及流体包裹体均一温度、激光拉曼成分测定，结合前期鄂尔多斯盆地西南缘长8—长6砂岩碎屑锆石LAICPMS微区UPb定年物源示踪研究成果，分析了鄂尔多斯盆地西南部上三叠统长7致密浊积砂岩类型及其骨架矿物成分对砂岩成岩作用、成岩产物与成岩演化过程的制约，讨论了差异性成岩演化过程对砂岩致密化时序、储层孔隙演化与储集质量的影响。结果表明：受源区母岩性质的影响，长7砂岩类型及骨架矿物成分及其含量存在一定差别，并在纵向上呈现出规律变化；砂岩类型及骨架矿物成分在很大程度上影响成岩演化过程，后者致使储层的致密化过程在时间上有先有后，最终导致长7各砂岩类型的孔隙演化和孔隙结构特征、储层储集质量及其在时空分布上的强非均质性。
关键词：岩石学组分；差异化成岩演化；储层致密化时序；孔隙演化；浊积砂岩；长7；鄂尔多斯盆地
中图分类号：P618.130.2；TE122文献标志码：A
0引言
长期以来，鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组长7段被作为生油层进行相关研究与勘探开发。随着对低渗透油气藏研究的深入、认识与思路的转变以及勘探力度的加大，自2000年开始在盆地湖盆沉积中心及其相邻地区发现了以内陆坳陷湖盆三角洲前缘、半深湖—深湖相砂质碎屑流与滑塌重力流浊积砂岩为主的大面积连续分布的低渗岩性油藏[14]，特别是盆地西南部与南部长7段湖相烃源岩中发现的产油井均位于浊积砂体中[56]，从而认识到长7段浊积砂体是鄂尔多斯盆地石油储产量的重要接替层位。前人对长7浊积砂体的研究已经在沉积特征与发育演化模式[710]、成因机制[3，1112]、成藏条件与成藏特征[56，1315]、烃源岩特征[1617]及油藏渗流特征[18]等方面获得了一批重要成果与认识。但是对于长7段砂岩类型及其骨架矿物成分引起的差异性成岩演化过程与致密化时序及其对储层质量影响的精细研究依然缺乏。
近年来，砂岩的物质成分及其差异性成岩演化过程造成的储层物性非均质性已引起国内外学者的广泛关注[1924]。鄂尔多斯盆地不同地区由于源区母岩性质不同，砂岩的类型与矿物成分存在差别[22，25]。不同砂岩类型的岩石学组分在成岩作用过程中发生的变化、水岩反应产物及其空间分布、成岩演化过程存在较明显的差异，进而决定了各砂岩的孔隙发育状况、孔隙结构特征及储集性能与产能的优劣[2223，26]。本文对鄂尔多斯盆地西南部上三叠统延长组长7浊积砂体的砂岩类型以及与砂岩物质组分相关的成岩作用特征、差异性成岩油气充注致密化过程及其对孔隙演化和储层质量的影响进行了较为深入的研究。研究成果对于深入理解中国各大盆地中低孔低渗、致密砂岩储层的成因和储层非均质性，预测相对优质储层的时空分布均具有重要的理论意义与实际意义。
1地质概况
研究区吴堡地区位于鄂尔多斯盆地西南部，地理位置位于陕西省志丹县吴堡乡，为上三叠统延长组沉积时期的湖盆中心，面积约135 km2。钻遇地层自上而下为第四系、白垩系、侏罗系和三叠系。其中，上三叠统延长组是该区也是鄂尔多斯盆地主要的勘探目的层系。延长组一般按沉积旋回自下而上划分为长10～长1等10个油层组。研究区主要含油层位为延长组长6段，其次为长7、长8段。长7段为半深湖—深湖相泥页岩沉积，发育浊积砂体（图1），由下至上可划分为长73、长72、长71等3个小层。长7浊积砂体紧邻烃源岩，具有先天捕集油气的能力（图1），成为有利的勘探靶区。长7油藏主要分布在长72小层，其油气富集与成藏主要受长73“张家滩页岩”烃源岩及长7有效砂体分布范围的控制[17]。截至2012年底，研究区钻穿长7地层的探井35口，开发井91口，试油和试采井48口，其中41口井获得工业油流，最高试油日产油21.68 m3。
1.1长6—长8沉积物源和沉积体系与相序组合
鄂尔多斯盆地西南缘构造演化与LAICPMS砂岩碎屑锆石微区UPb同位素定年物源示踪研究结果[27]显示，晚三叠世延长组长8沉积末期—长7沉积初期是鄂尔多斯盆地西南缘构造格局的重要转折期。受此构造格局转变的影响，源区位置及母岩性质及供给量发生了相应变化。盆地西南部长8沉积期（大于225 Ma）物源主要来自西缘阿拉善地块和西南缘祁连造山带稳定地块相对单一的古老结晶岩系及晚古生代岩浆物质；
长7沉积期（220～225 Ma）除来自与长8沉积期相同的西缘与西南缘源区物质外，南部秦岭造山带新元古代和少量中生代早期以火成岩为主的物质开始输入盆地；长6沉积期（小于220 Ma）随着秦岭造山带伸展与隆升剥蚀的加剧，为盆地物质充填提供更多的陆源物质。此外，来自东北部源区的物质经过长途搬运也加入到长6段沉积物中[25，28]。由此构造体制转变导致的源区位置与母岩性质的变化，致使盆地西南部长8、长7、长6段沉积体系与相序组合、砂体发育规模发生了相应的改变。长8沉积期，盆地西部与西南部地形相对较平坦，以辫状河三角洲及滨湖—浅湖沉积为主[29]。长7沉积期，随南部秦岭造山带隆升加剧，湖盆沉积演化发生了重大变革，盆地西缘、西南缘地区坳陷幅度急剧增大，近源区形成冲积扇沉积，远源区则由扇三角洲沉积过渡为半深湖—深湖相与重力流沉积环境。近源区形成由下部（长8）的三角洲平原向上部（长7、长6）的冲积扇，向上粒度变粗且水体变浅的进积沉积相序组合；远源区则由下部（长8）的三角洲前缘向上部（长7、长6）的深湖相与深湖重力流沉积，向上粒度变粗但水体变深的沉积相序演化，反映出物源供给不断加强、盆地沉降速率逐渐增大的一个过程[27]。从长72沉积开始，随着南部秦岭造山带物源向盆内输入量的逐渐增大，研究区由北到南，由长73到长72，再到长71，砂体发育程度、砂体厚度及其连续性逐渐变好（图2）。这暗示了长73沉积期主要受西部与西南部物源的控制，长73砂体较厚地带主要分布在西北部；从长72开始，随着南部秦岭造山带物源向盆内输入量的逐渐增多，砂体较厚地带的位置逐渐向南移。
1.2长7浊积砂岩储层物性特征
1 463个长7浊积砂岩的实测物性数据统计结果显示：长7浊积砂岩储层的孔隙度为0.26%～162%，平均7.5%，其中，4%～10%的孔隙度占635%，孔隙度中值为6.1%；渗透率为（0.003 3～6668 0）×10-3 mm2，平均0.173×10-3 mm2，其中，渗透率在（0.01～0.50）×10-3 mm2之间的占825%，渗透率中值为0.066×10-3 mm2，属于典型的低孔、低渗—特低渗储层。储集空间（面孔率为0.1%～172%，平均3.4%）以次生溶孔为主（占总孔隙的622%），原生孔隙占27.0%， 微裂缝较发育（占96%）。
2长7砂岩类型与骨架矿物成分特征
长7浊积砂岩类型主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩，少量长石岩屑质石英砂岩（图3）。砂岩中的岩屑包括黑云母（含量（体积分数，下同）为1.0%～20.0%，平均为7.1%）、沉积岩岩屑（0.5%～19.0%，平均为4.5%）（泥岩、碳质泥岩、粉砂质泥岩等）、浅变质岩屑（0.5%～9.0%，平均为3.1%）（千枚岩、绢英岩、板岩和变质砂岩）及少量火成岩岩屑（0%～2.0%，平均为0.3%）（以粗面岩、安山岩、粗面岩岩屑为主），部分砂岩中含较多绿泥石碎屑和泥化或钙化碎屑颗粒。由长73到长72，再到长71砂岩，骨架矿物中的长石特别是石英含量逐渐增加，岩屑含量逐渐减少（图3）。砂岩骨架矿物成分的这种变化规律，是长8末期—长7初期盆地西南缘随构造体制的转换，源区位置、物源与母岩成分供给的具体响应。长7沉积期研究区处于西南部、南部与东北部物源的混源地带，由长73小层到长72小层，再到长71小层，各源区进入盆地充填物质的比例不同，致使各小层砂岩中的矿物成分表现出一定差别。
1为石英砂岩；2为长石质石英砂岩；3为岩屑质石英砂岩；4为长石岩屑质石英砂岩；5为长石砂岩；6为岩屑质长石砂岩；7为长石质岩屑砂岩；8为岩屑砂岩
3各砂岩的成岩演化序列
为了便于讨论成岩作用与成岩演化过程对各砂岩孔隙结构与储集性能的影响，根据岩石学组分特征及其成岩演化过程的差异、砂岩的含油性特征，将长7砂岩划分为高塑性岩屑（塑性岩屑包括云母类、泥岩类等沉积岩岩屑，板岩、千枚岩等变质岩岩屑，安山岩、粗面岩、安山岩、玄武岩等火山岩岩屑以及绿泥石碎屑等的含量不低于20%）砂岩、碳酸盐胶结砂岩（碳酸盐胶结物含量不低于20%）和含油砂岩（油斑级以上）几种类型。将含量20%作为高塑性岩屑砂岩与碳酸盐胶结砂岩的划分标准是基于研究区长7砂岩的平均原始孔隙度（31.3%～38.5%，平均34.9%）（具体计算见第5节）、现今孔隙度（平均为7.5%，中值为6.1%）以及长庆油田致密砂岩油的物性下限（孔隙度不高于8%，渗透率不高于01×10-3 mm2）标准来考虑的，即长7砂岩的原始孔隙度减去现今孔隙度与粒间20%的填隙物之和，约等于致密砂岩油的孔隙度下限值。
本次成岩演化序列的建立主要基于各砂岩常规薄片、铸体薄片、荧光薄片、包裹体薄片的显微镜下胶结物类型、产状及其相互关系与形成序列，孔隙类型及其分布特征，流体包裹体岩相学特征及其与胶结物的关系，微观尺度下烃类充注在砂岩中的赋存形式、充注期次、各期烃类充注与成岩产物的关系及形成序列等大量微观证据与定量统计结果，结合各砂岩中含烃包裹体荧光特征与同期盐水包裹体均一温度测定结果，建立了长7各砂岩类型的成岩演化序列。总体上，长7砂岩经历了从早成岩阶段→中成岩阶段AB期的包括压实作用、胶结作用（包括绿泥石、微晶方解石、石英次生加大与粒间硅质、伊利石、亮晶方解石等）、2次明显的溶蚀作用与3期烃类充注作用的整个成岩演化过程。但由于砂岩类型及其矿物成分的差异，各砂岩的成岩作用与成岩演化过程以及孔隙演化有一定差异（图4）。
Ro为镜质体反射率；I/S中S层表示伊/蒙混层中蒙脱石含量
高塑性岩屑砂岩的重要成岩作用发生在早期成岩阶段，其成岩演化序列为：绿泥石膜→微晶方解石→压实作用→烃类充注Ⅰ→硅质→伊利石→亮晶方解石→白云石（图4）。
碳酸盐胶结砂岩经历的成岩作用相对较简单，其成岩演化序列为：绿泥石薄膜→微晶方解石→压实作用→烃类充注Ⅰ→石英加大→伊利石→亮晶方解石→溶蚀作用→烃类充注Ⅱ（图4）。
含油砂岩经历了较复杂的多期成岩作用及3期烃类充注过程，其成岩演化序列为：（溶蚀作用Ⅰ→烃类Ⅰ）→绿泥石膜Ⅰ→微晶方解石→压实作用→烃类Ⅱ→石英加大→硅质→伊利石→亮晶方解石→白云石→构造裂缝→溶蚀作用Ⅱ→烃类Ⅲ（图4）。
4各砂岩差异性成岩演化过程与储层致密化时序
砂岩类型与原始矿物成分影响着成岩作用路径及其成岩产物特征，最终导致孔隙结构特征之间的差异[23]。
4.1高塑性岩屑砂岩
成岩作用与成岩演化序列研究显示，高塑性岩屑砂岩的成岩作用主要发生在早期成岩阶段。早期成岩作用阶段由于受压实作用的影响强烈，其中的塑性岩屑普遍发生扭曲变形、吸水膨胀及假杂基化，使大量粒间孔隙与喉道堵塞（图5）。经过早成岩阶段AB期大部分孔隙丧失或丧失殆尽，已成为低孔低渗储层甚至致密储层。由于这类砂岩在压实作用过程中孔隙迅速减少，深埋后基本不能为后期流体活动提供有效空间，后期胶结作用的程度及其产物的量有限。
高塑性岩屑砂岩的孔隙不发育、物性与含油性差，砂岩的孔隙度低于8%，渗透率低于0.1 mD，多为干层与油迹砂岩（图6）。含油砂岩（油斑级以上）中的岩屑含量大多低于20%，塑性岩屑含量低于15%；孔隙度、渗透率越高，含油性越好（图6）。但一部分高岩屑含量砂岩在压实过程中往往形成一些（定向）压实（压溶）裂缝，早期烃类充注一般沿这些压实微裂缝分布（图7）。
4.2碳酸盐胶结砂岩
长7砂岩中的碳酸盐胶结物主要为方解石。薄片镜下观察表明，早期方解石主要为基底式胶结，被方解石胶结的砂岩颗粒多呈漂浮状[图8（a）、（b）]，方解石胶结物内的流体包裹体均一温度较低（80 ℃～90 ℃），表明其主要形成于早成岩阶段B期。成岩作用与成岩演化序列研究显示，碳酸盐胶结砂岩经历的成岩作用相对较简单，早成岩阶段碳酸盐胶结物的形成使这类砂岩在此之后孔隙基本丧失殆尽，成为致密储层。砂岩中碳酸盐胶结物的含量与其孔隙度和渗透率呈较明显的负相关性（图9），碳酸盐胶结物含量高（不低于20%）的砂岩孔隙度低于8%，渗透率大多低于02 mD，基本为致密储层和不含油的干层，少量为油迹与油斑砂岩，油浸砂岩中碳酸盐胶结物的含量普遍小于5%（图9）。碳酸盐胶结物是导致这类砂岩储层低孔、低渗—致密储层的主要胶结物，但早期基底式碳酸盐胶结物的形成抵抗了压实作用的强度，同时为后期发生溶蚀作用形成次生溶孔奠定了物质基础。
图9碳酸盐胶结物含量与不同含油性砂岩孔隙度、渗透率的关系
Fig.9Relationships of Carbonate Cement Content to Porosity and Permeability of Sandstones with Various Oilbearing Grades
这类砂岩是否含油取决于烃类充注、碳酸盐胶结作用、溶蚀作用三者发生的顺序以及砂岩的储集质量。若烃类充注发生在早期碳酸盐胶结之前，油气主要储存在砂岩的原生孔隙系统内，但由于早期形成的有机质成熟度不高，加之在后期地质成岩演化过程中会发生氧化或较高温度下的热裂解，大部分变为沥青；若溶蚀作用与烃类充注发生在碳酸盐胶结之后，碳酸盐胶结物溶蚀孔中也可以含油。成岩演化序列表明，研究区长7砂岩在亮晶方解石胶结之后发生过一次溶蚀作用。碳酸盐胶结物溶孔中可见烃类物质[图8（c）]。其含油性的好坏取决于溶蚀作用的强度、次生孔隙的量，以及在此之后烃类充注的规模。
4.3含油砂岩
成岩作用烃类充注演化序列（图10）、烃类包裹体荧光分析（图11）与含烃包裹体同期的盐水包裹体均一温度测定结果（图12）显示，烃类充注经历了从低温到高温（60 ℃～160 ℃）和从低成熟到高成熟的演化过程，期间含油砂岩经历了压实作用，2期溶蚀作用，3期烃类充注以及碳酸盐、硅质、黏土矿物绿泥石、伊利石等胶结作用（图13）过程。因此，推测含油砂岩的致密过程与油气充注相伴进行，是边充注边致密的一个成岩演化过程。在此过程中孔隙逐渐减少，最终形成现今低孔、低渗—致密储层。
与干层砂岩（胶结物含量平均为35.3%）和油迹砂岩（胶结物含量平均为24.1%）相比，含油砂岩中胶结物的含量较低（油斑砂岩含量平均为168%，油浸砂岩平均为114%）。干层砂岩与油迹砂岩中碳酸盐胶结物含量（平均分别为303%和156%）明显高于油浸砂岩（2.5%）。 油浸砂岩以伊利石胶结物（含量为67%）为主，少量方解石（25%）、绿泥石（14%）和硅质（0.8%）；油斑砂岩以碳酸盐（159%）与伊利石（4.9%）胶结物为主，少量绿泥石（16%）和硅质（1.2%）。砂岩中胶结物的类型主要受制于砂岩原始骨架矿物成分[23，26]；而含油级别不同的同种砂岩中胶结物含量的差异可能主要与烃类侵位对成岩作用的抑制强度有关[3033]。
长7含油砂岩的孔隙较发育，面孔率较高，物性较好（图6、9）。油浸砂岩中碳酸盐胶结物含量普遍低于5%，孔隙度高于8%（平均9.4%），渗透率高于0.1 mD（平均0.345 mD）（图9），其面孔率（平均3.5%）、次生溶蚀孔（平均2.4%）均高于油斑砂岩与油迹砂岩，油斑砂岩的平均面孔率、平均次生溶蚀孔、平均孔隙度与平均渗透率分别为2.6%、0.7%、7.7%和0.113 mD；油迹砂岩的平均孔隙度与平均渗透率分别为6.7%和0.098 mD。
5各砂岩定量孔隙演化分析
孔隙演化预测研究方法很多，均以影响储层物性的地质因素为基本出发点。不同学者从不同角度探讨了地质因素是如何影响储层物性的，并提出了预测孔隙度的方法，建立了相应的预测模型。Athy从储层埋藏深度出发，得出孔隙度与埋藏深度呈指数关系[34]；Maxwell依据室内试验数据研究地层温度与埋藏时间对石英砂岩孔隙演化的影响，建立了孔隙度预测模型[35]；寿建峰等认为除了温度和时间外，盆地沉降方式对砂岩孔隙度也有一定的影响[36]；Scherer综合考虑了砂岩的分选性、石英颗粒含量、地层埋藏深度、温度及年龄建立了孔隙度预测模型[37]。上述孔隙度预测模型主要考虑了压实作用，压实作用对储层物性的影响主要体现在早成岩阶段，在中、晚成岩阶段主要以胶结和溶解作用为主，而这2种成岩作用在上述模型中均没有体现。因此，应该综合考虑沉积埋藏成岩条件的孔隙度预测模型，这样更符合地质实际。
本文储层孔隙演化的基本思路是：现今孔隙度是原始孔隙度扣除了压实损失孔隙度、早期胶结损失孔隙度、晚期胶结孔隙度之后，加上晚期胶结孔隙度得来的。现今储层孔隙度是经历沉积和各种成岩作用后孔隙演化的最终
结果，而要定量恢复孔隙度演化历史，需首先求得储层原始孔隙度。
对于未固结砂岩原始孔隙度一般可以给一个经验值40%，特定地区可以通过Beard和Scherer建立的砂岩原始孔隙度计算经验公式[3738]求取。原始孔隙度（φ0）计算公式为
