自Railsback^[1]提出成岩相的概念以来，国内外已有不少学者以成岩相为手段，从定性^[2-6]和定量^[7]两方面阐述了成岩作用对储集层演化及其质量的影响。控制碎屑岩储层成岩相的3个主要因素^[8]为成岩作用、成岩环境和成岩矿物，这些因素的外延如成岩阶段、成岩事件、成岩演化序列等^[9]也会对成岩相产生一定影响。成岩相对优质储集层及有利含油区的分布起着决定性作用，通过对成岩相的研究有助于进一步明确有利储集体，并能更有效地指导油气勘探和开发。

鄂尔多斯盆地长8油层组具有较大的开发潜力，但属于致密砂岩油藏，油气分布差异明显，储层物性非均质性强，存在油层钻遇不稳定、含水率高的特点。对该类储层缺乏系统的认识是长期困扰盆地致密油高效勘探的一大难点，导致该类储层整体上勘探程度较低，因此，通过对成岩作用和成岩相特征的研究，明确其对储层物性的影响，寻找储层发育的有利成岩相带，成为勘探开发工作的重点。以往的研究多集中在成岩作用对储集层静态特征的影响方面，而成岩相对产能影响的研究则较为薄弱。选取姜家川油区具有代表性的13口井的30块砂岩样品的铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等实验测试结果及油田生产动态资料，对其岩石学特征、成岩作用及成岩相带进行详细研究，分析不同成岩相的特征、差异及其对产能的影响，划分出有利成岩相带，以期为该区致密油有利储层预测和致密砂岩油藏的高效开发提供参考。

姜家川地区位于陕西省富县境内直罗镇东北部姜家川乡，距富县县城以西约30 km(图 1)。在地质构造上，该区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，属于微向西倾斜(倾角一般小于1°)的单斜构造，无断层发育，但在局部区域发育数排北—南东向的小型鼻状隆起。该区长8沉积体系为三角洲前缘亚相沉积并受盆地北东向物源控制^[10]，砂体厚度大、储集性能好且横向分布稳定的水下分流河道和河口砂坝是形成长8沉积期有利储集砂体的重要沉积微相。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 鄂尔多斯盆地姜家川地区构造位置 Fig. 1 Tectonic location of Jiangjiachuan area in Ordos Basin

长8油层组是研究区的主力产层。该区共有钻井94口，13口取心井较均匀地分布在整个研究区。对20块岩样开展岩心物性测试，孔隙度为1.63%~ 11.30%，平均为7.4%，渗透率为0.05~0.40 mD，平均为0.19 mD，岩心的空气渗透率都远低于2 mD。按《SY/T 6943—2013致密油地质评价方法》进行分类，研究区长8油层组属于致密油储层。

对于研究区长8油藏的烃源岩问题学者们一直没有达成共识，一般认为是在延安—富县一带发育的长9₁顶部的“李家畔”油页岩^[11-12]，但近年来的研究成果认为应是长7₃底部的“张家滩”油页岩^[13-15]。长7储层与长8储层具有相似的沉积环境和有机质成熟度^[14]，在有机质成熟期长7烃源岩生烃膨胀增压，驱使烃类向下伏长8储层运移，并在有利岩性圈闭中聚集成藏。在垂向沉积序列中，长8储层位于上覆长7烃源岩与下伏长9烃源岩之间，因此，不论成藏模式是下生下储，还是上生下储，长8油藏都属于近源成藏充注，油源都未经过大规模长距离运移，具有“多源成藏”的特征^[15]。根据盆地的勘探开发实践^[16]，研究区长8油藏属于典型的致密砂岩油藏，致密油富集的主控因素是优质烃源岩、有利储层以及源储岩性组合，致密油藏的成功开发与烃源岩的丰度和成熟度以及储层的物性和产能等因素均密切相关^[16-17]。

通过对鄂尔多斯盆地姜家川地区岩石样品开展铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和阴极发光等多种测试分析，明确了储层岩石学特征和成岩作用特征，讨论了该区成岩作用期次。

对研究区13口井的30块砂岩样品开展了镜下鉴定，统计结果显示长石和石英的平均体积分数分别为36.27%和22.9%。由砂岩分类三角图(图 2)可知，研究区长8储层主要为岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩。岩屑平均体积分数为16%，主要为变质岩岩屑和火成岩岩屑(两者平均体积分数之和为11.87%)，沉积岩岩屑平均体积分数仅为4.07%。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层砂岩分类图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 2 Triangular diagram showing sandstone composition of Chang 8 reservoir in Jiangjiachuan area

填隙物特征分析(表 1)表明，填隙物平均体积分数为29.5%，其中伊利石含量最高(平均体积分数为11.6%)，其次为铁方解石、铁白云石、白云石和绿泥石等，长石质和黄铁矿含量均较低。8口井的X射线衍射结果也表明，研究区黏土矿物的平均绝对体积分数为14.2%，其中伊利石、绿泥石和伊/蒙混层的平均相对体积分数分别为55.2%，25.7%和19.1%，未见高岭石和蒙脱石。常规薄片、铸体薄片等镜下观察结果结合扫描电镜、X射线衍射等实验结果表明，岩石颗粒细，主要为极细粒—细粒砂岩，分选较好、磨圆差，以孔隙胶结为主，储层整体上结构成熟度较低。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层填隙物成分及含量 Table 1 Interstitial material components of Chang 8 reservoir in Jiangjiachuan area % 填隙物 体积分数 伊利石 11.6 绿泥石 2.7 铁方解石 4.5 白云石 2.6 铁白云石 3.8 硅质 2.1 长石质 1.2 黄铁矿 1.0

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层填隙物成分及含量 Table 1 Interstitial material components of Chang 8 reservoir in Jiangjiachuan area

成岩作用既可以降低原生孔隙度，又可以促进次生孔隙的发育。研究区长8储层经历了复杂多样的成岩作用，包括压实(压溶)作用、胶结作用、成岩后的溶蚀作用以及少量的交代作用，不同的成岩作用对储层质量造成了不同的影响。研究区长8储层以发育残余粒间孔和溶孔为主，原生孔隙较少，部分地区可见微裂缝。压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏，填隙物中刚性和塑性颗粒的差异压实性能以及不同胶结方式和强度，使原生粒间孔隙被挤压变形、填充和堵塞，这2种成岩作用是导致研究区长8储层致密化的主要因素，造成原生孔隙损失及渗透率下降，使储层质量降低。成岩后的溶蚀作用有利于改善储层的物性。

经现场观察和室内多种测试方法分析，研究区长8储层机械压实作用明显，主要表现为碎屑颗粒呈定向—半定向排列，颗粒紧密堆积[图 3(a)]，云母等塑性颗粒被压扁变形或者呈假杂基状产出，颗粒间由点接触变成点—线接触或线接触以及凹凸和镶嵌接触[图 3(b)]，石英和长石等刚性碎屑矿物被压裂，甚至压碎。研究区目的层深度一般为950~1 300 m，压溶作用发育程度一般，石英压溶最常见，发育石英自生加大[图 3(c)]、长英质加大、硅质加大。溶蚀作用较强，主要是长石溶蚀[图 3(c)~(e)]，少量岩屑溶蚀，也有易溶胶结物溶蚀，产生大量的溶蚀孔隙，极大地改善了储集层物性条件。黏土矿物胶结主要为伊利石、绿泥石[图 3(e)~(f)]、高岭石胶结作用等。碳酸盐胶结物主要为铁方解石和方解石[图 3(g)]、铁白云石[图 3(h)]。晚期铁方解石胶结占主导地位(平均体积分数为4.5%)，晚期形成的铁方解石、铁白云石主要以连晶式或孔隙式充填于孔隙中，而且很难被有机酸溶解，是造成研究区储层致密、低渗的重要原因。测试分析表明，研究区长8储层中干酪根镜质体反射率为0.66%~1.26%。借鉴以往对该区长8储层埋藏史的研究成果，当储层经历的最大埋深约为1 400 m、古地温梯度为4 ℃/100 m时，计算得到研究区长8储层对应的最大古地温约为60 ℃。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层矿物特征 (a)云母定向性排列，FX12井，1 346.40 m，铸体薄片，单偏光；(b)颗粒镶嵌接触，FX9井，1 159.68 m，铸体薄片，正交偏光；(c)石英次生加大，FZ206井，1 311.25 m，扫描电镜；(d)长石沿解理溶蚀，FX10井，1 404.90 m，扫描电镜；(e)衬垫状绿泥石，FX87井，1 054.10 m，扫描电镜；(f)绿泥石膜，FZ206井，1 231.18 m，铸体薄片，单偏光；(g)方解石、方解石交代长石、黑云母，FX45井，1 342.23 m，阴极发光；(h)铁白云石交代杂基，FX15井，1 186.63 m，单偏光 Fig. 3 Mineral characteristics of Chang 8 reservoir in Jiangjiachuan area

在研究区长8储层中，毛发状、纤维状的伊利石对储层渗透率的伤害较大。伊利石在粒间大孔隙中的充填和分隔作用，使大量有效孔隙被分隔成小孔隙甚至无效微孔，大大降低了储层的渗透能力，妨碍了烃类物质的流动。生长在长石颗粒表面的绿泥石包膜缩减了孔隙空间[图 3(e)]，同时绿泥石因富含铁质易吸附烃类物质在其表面形成黑褐色的沥青边[图 3(f)]，绿泥石包膜和沥青边也均占据了一定的孔隙空间，使储层物性降低。研究区长8储层中填隙物含量较高，这为通过交代杂基、长石等[图 3(g)~(h)]形成晚期碳酸盐胶结物提供了较为充分的物质基础，导致研究区碳酸盐胶结物含量较高。高岭石的伊利石化是深埋藏高温条件的重要产物，填隙物和黏土矿物含量较高是导致储层致密的重要因素，而导致储层致密的决定性因素则为铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用。

根据研究区长8储层的成岩特征，以《SY/T 5477—2003碎屑岩成岩阶段划分》为判定依据，中成岩阶段A期的晚期是长8储层的主要成岩阶段，同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期。在研究区长8储层成岩阶段研究的基础上，综合分析长8储层的成岩演化序列大致为：早成岩阶段强烈的机械压实→早期绿泥石黏土膜形成→早期硅质加大形成→早期碳酸盐胶结物(方解石)形成→伊/蒙混层形成→绿泥石、伊利石充填孔隙→早期(长石)溶蚀开始→有机酸大量进入→发生强烈溶蚀→高岭石充填孔隙→晚期石英沉淀→铁方解石大量出现→铁白云石出现。

成岩相是沉积物在特定的沉积和物理化学环境中，在成岩、流体及构造等作用下，经历了一定成岩作用和演化阶段的产物，包含岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征^[9]。对成岩相划分的主要依据是成岩作用、成岩矿物、成岩环境和成岩演化序列等。

以鄂尔多斯盆地姜家川地区大量扫描电镜和铸体薄片资料为基础，借鉴前人成岩相划分的手段，以胶结物类型表现成岩作用现象，以孔隙组合特征反映孔隙演化，按孔隙类型“少前多后”的原则，并采用胶结物类型+孔隙类型的复合命名方式^[3-5]，将研究区长8储层成岩相划分为4类。

该成岩相中填隙物以绿泥石膜为主，扫描电镜观察发现，在孔隙和喉道中发育大量叶片状、针叶状或薄膜状的绿泥石[图 4(a)]。这些绿泥石占据了部分孔隙空间，垂直于孔隙壁面向孔隙空间生长，并使孔隙喉道半径缩小，导致储层质量降低，影响了流体的渗流能力。绿泥石膜由里层膜和外层膜组成^[18]，主要发育在石英质碎屑颗粒和长石质碎屑颗粒表面，能抵抗成岩压实过程对残余粒间孔隙的进一步压实，阻止残余粒间孔隙被其他胶结物进一步胶结、充填，同时还抑制石英、长石等次生矿物的生长加大，使储层原始孔隙空间很大程度上得以保存。因此，发育绿泥石环边胶结物的砂岩储层具有良好的孔喉结构和物性条件^[18-20]。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层不同成岩相特征 (a)绿泥石膜胶结形成残余粒间孔+长石溶孔相，FX10井，1 400.03 m，扫描电镜；(b)绿泥石膜和伊利石胶结形成残余粒间孔+长石溶孔相，FZ206井，1 311.25 m，扫描电镜；(c)伊利石胶结形成长石溶孔相，FZ71井，1 118.30 m，扫描电镜；(d)碳酸盐胶结相，FX87井，1 072.39 m，单偏光 Fig. 4 Characteristics of different diagenetic facies of Chang 8 reservoir in Jiangjiachuan area

该成岩相在研究区三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口砂坝部位发育，主要岩石类型为岩屑长石砂岩，胶结类型以孔隙胶结为主，孔隙类型主要为残余粒间孔、溶蚀孔。在该成岩相中，碎屑颗粒表面较为发育的薄膜状绿泥石能够抑制石英次生加大和碳酸盐胶结物在粒间孔隙中的形成，使粒间孔隙更好地保存下来。同时，该成岩相储层长石含量较高，长石溶解使得储层物性得以改善，储层孔隙度、渗透率平均值分别为8.9%和0.23 mD，是研究区长8储层中物性最好的成岩相，但该成岩相在研究区长8₁和长8₂等2个小层中发育面积均较小。

该成岩相在研究区水下分流河道微相中最为发育，主要岩性为长石岩屑砂岩，胶结物以绿泥石和伊利石为主[图 4(b)]。该成岩相中的长石、岩屑遭受酸性水溶蚀后会产生大量次生溶孔，有助于改善储层物性，提高孔隙空间的连通性和渗流性。

在该成岩相中，长8储层孔隙度、渗透率平均值分别为8%和0.19 mD，其物性仅次于绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相，在研究区长8₁和长8₂等2个小层均有大面积发育，为研究区长8储层次有利成岩相类型。

该成岩相最大的特点是伊利石向孔隙空间内部充填，伊利石含量高(体积分数平均为8%)。扫描电镜观察发现，丝发状的伊利石垂直于孔壁并向孔隙空间生长和充填[图 4(c)]，发育较好时则在孔隙空间中形成搭桥状，对孔隙和喉道起到分割和网格化作用，使大孔隙退化为一些微孔隙或者无效孔隙，并使孔隙喉道增多，孔隙通道迂曲度增大，降低了储层的储集能力和渗滤能力。

该成岩相主要发育在研究区水下分流河道微相中，孔隙类型以溶孔、网格化的微孔为主，胶结类型主要为孔隙胶结。研究区该类成岩相储层孔隙度、渗透率平均值分别为7.01%和0.16 mD，是研究区较为有利的成岩相，物性相对较好，但次于绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相及绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相。

该成岩相在水下分流间湾微相中较为发育。该类成岩相储层碳酸盐含量较高，铁方解石、铁白云石、白云石的平均体积分数合计达到10.9%，孔隙被碳酸盐充填，使储层进一步致密化[图 4(d)]。胶结类型以孔隙胶结和基底胶结为主，使得该成岩相发育区孔隙较少并以溶孔、微孔为主。

早期碳酸盐胶结物(主要是方解石和白云石)有利于改善储层物性，能增强储层的抗压能力，同时还能阻止外来胶结物的进入，使得原生孔隙得到很好的保存，当其被酸性水溶蚀后，还能大大增加储层孔隙体积。到了成岩后期，早期的碳酸岩胶结物演变为晚期碳酸盐胶结物，包括铁方解石和铁白云石，它们充填于孔隙中并堵塞孔隙，对储层物性起破坏作用，使储层的质量大大降低。研究区该类成岩相储层孔隙度、渗透率平均值分别为6.3%和0.11 mD，是研究区长8储层中物性最差的成岩相，不利于致密油的富集

储层的成岩非均质性会对致密砂岩油藏的有效开发产生较大影响。将成岩相与产能相结合，有助于将对储层地质特征的认识上升为成岩相对开发生产的影响，为致密油藏的有效开发提供指导。

沉积作用在宏观上控制着储层物性的空间分布，具体表现在沉积微相控制了砂岩储层的碎屑组分、填隙物含量、颗粒分选和磨圆等，这些因素均影响着后期成岩作用的类型和强度。在沉积分异的基础上，成岩作用加强了碎屑岩储层的非均质性，导致碎屑颗粒经历不同成岩作用改造后形成了具有特征差异的成岩相，最终决定了储层质量并控制着长8储层致密油的分布和数量。

在以上4类成岩相特征分析的基础上，结合试油资料统计结果，对不同类型成岩相生产动态特征进行了分析(图 5)。结果表明：绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相产油量最高，初周月产油量平均值为69.8 t，初周月含水率平均值为53.54%；绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相产油量次之，初周月产油量平均值为9.27 t，初周月含水率平均值为70.4%；再次为伊利石胶结形成的长石溶孔相，初周月产油量平均值为4.16 t，初周月含水率平均值为77.9%；碳酸盐胶结相产油量最低，初周月产油量平均值为1.48 t，初周月含水率平均值为71.5%。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 鄂尔多斯盆地姜家川地区长82储层不同成岩相与产能的关系 Fig. 5 Correlation between different diagenetic facies and capacity of Chang 82 reservoir in Jiangjiachuan area

在上述产能分析结果中，绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相产油量最高这一结果，与绿泥石膜能够保护原生粒间孔隙且该成岩相广泛发育于水下分流河道和河口砂坝部位有密切关系。在鄂尔多斯盆地西南部马岭油田长8油藏中，该类成岩相展布区也具有油层钻遇率高、录井含油显示和试油效果均良好的特征^[6]。

(1) 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层以岩屑长石砂岩为主，胶结物含量高，碎屑分选较好、磨圆差，以孔隙胶结为主，结构成熟度较低。填隙物和黏土矿物含量均较高是导致储层致密的重要因素，毛发状、纤维状的伊利石对储层渗透率的伤害较大，而储层致密的决定性因素为铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用，成岩后的溶蚀作用对储层的物性有一定的改善。

(2) 鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层经历了复杂多样的成岩作用，主要发育绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、伊利石胶结形成的长石溶孔相以及碳酸盐胶结相等4类成岩相。压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏，是导致储层致密化的主要因素。成岩后的溶蚀作用有利于改善储层的物性。依据成岩阶段划分标准，中成岩阶段A期的晚期是研究区长8储层的主要成岩阶段，同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期。

(3) 鄂尔多斯盆地姜家川地区4种成岩相在平面分布上存在差异，使得砂体储集性能在平面分布上也具有非均质性，不同成岩相砂体在物性、产能规模上的差异均较为明显。绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相是研究区物性最好、产油量最高的成岩相，绿泥石膜能够保护原生粒间孔隙且该成岩相广泛发育于水下分流河道和河口砂坝部位，为研究区的有利开发相带。