0 引言
致密砂岩油气藏作为国内油气勘探的重要领域之一，在鄂尔多斯、准噶尔、四川等含油气盆地取得重大突破，资源潜力巨大[1-4]。致密砂岩作为特殊的储集岩类型，多具低孔隙（孔隙度<10%）、低渗透（渗透率<0.1×10-3 μm2）及非均质性强等特点；其储层质量受构造运动、沉积环境及成岩作用控制明显[5-6]。在众多因素中，砂岩原始组分是储层发育的物质基础，成岩作用改造则是碎屑岩储层致密化及非均质性增强的主要原因；就成岩作用而言，温度、压力及流体性质等成岩环境因素不仅影响其作用路径，也制约了次生孔隙的形成及发育程度[7-8]。成岩相[9]不仅反映储层的成岩作用类型，亦可揭示储层岩石组分、成岩作用强度及储集性能，利用成岩事件、成岩作用、自生矿物含量、成岩演化阶段、孔隙特征以及成岩参数表征[10-12]等研究，半定量—定量成岩相已成为致密碎屑岩储层研究的重点方向。此外，针对成岩过程中系统开放性[13-14]和不同有机酸类型[15-16]对致密砂岩的溶蚀机理等研究亦受到广泛关注。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组是致密油的重要勘探目的层，长8段油层组又是其主要产层，自2000年在陇东斜坡上里源鼻隆带里28井长8段油层获得高产以来，后续钻探相继发现了姬塬、西峰、马岭地区等特大油田，展示出巨大的勘探潜力[17-19]。长8段油层组具备砂体分布广、砂体连通性较好、低孔隙度、低渗透率、非均质性强、近源成藏、含油饱和度高及原油性质好等特点[20-22]；陕北吴起—顺宁地区长8段是近年来盆地致密油勘探的后备领域，前人围绕该地区已开展过较多沉积相、成岩作用及成藏条件等研究。李元昊等[23]、楚美娟等[24]和邓秀芹等[25]认为研究区长8段发育湖盆扩张背景下的浅水三角洲沉积，三角洲前缘水下分流河道砂体为有利的储集体；王朝等[26]认为仅在优势通道扩散的酸性流体差异化溶蚀作用是导致储层非均质性增强的重要原因；WANG等[27]认为储层中的铸模孔因长石颗粒被酸性流体完全溶蚀而形成，且位于油气运移路径上的铸模孔被少量油气充填，因而在致密化后得以保存；邵晓州等[28]认为长8段油藏受长7段、长9段两套烃源岩供烃，具备“双源供烃、差异聚集”的成藏特点。但针对沉积、成岩作用等控制下的致密砂岩有效储层分布规律研究相对缺乏，储层非均质性及其导致的不同地区产能差异性则是目前勘探开发面临的重要问题。笔者综合利用岩心观察、铸体薄片观察、扫描电镜及物性分析等测试手段，对陕北吴起—顺宁地区长81亚段储集层岩石学特征、成岩作用及物性特征等开展研究，综合成岩矿物、成岩作用类型及成岩作用强度划分成岩相，明确研究区长81亚段储集层有利成岩相带分布，以期为有利储层发育区带预测提供依据。
1 区域地质特征
鄂尔多斯盆地位于中国内陆腹地的大型克拉通盆地，据现今盆地构造形态可划分为6个一级构造单元[29]。其中，陕北斜坡带位于鄂尔多斯盆地中部，构造简单，为一平缓的西倾单斜，是鄂尔多盆地重要产油气区；吴起—顺宁地区位于陕北斜坡中部（图1）。钻井、岩心及地震资料分析表明，三叠系上统延长组纵向上具明显的旋回特征，自下而上分为长10段至长1段共10个油层组[30]。其中，长8段是主要的致密砂岩含油气层系，厚75~90 m；据沉积旋回可进一步将其划分为长81及长82两个亚段。其中，长81亚段厚37~45 m，主要发育浅水三角洲前缘沉积，水下分流河道发育、砂质含量高（图1），有利于油气储存[30]，为本次重点研究层段。
长8沉积期，吴起—顺宁地区湖盆形态相对平缓，吴起地区物源受阴山古陆和阿拉善古陆共同影响，而顺宁地区物源则由阴山古陆控制[24]。长81沉积期，区内多位于三角洲前缘—前三角洲沉积环境，砂体主要分布于吴起地区五谷城—薛岔—吴堡及顺宁地区张渠—枣湾—纸坊一带，呈近南北向及北东—南西向带状及枝状展布，向南部砂体逐渐变少；砂体单层厚度为3~10 m，累计厚度为10~24 m。因长7段泥岩成藏期普遍存在较高压力[31-32]，在过剩压力的驱动下，已成熟油气通过近源叠置的砂体及裂缝运移至长81亚段储层而形成岩性油气藏（图1c），原油主要富集于相对高孔隙高渗透的水下分流河道砂体中[23,26]；分流间湾以泥岩为主，多为油气隔夹层。区内长81亚段油气藏广布、但差异化油气充注导致产能差异明显，目前勘探开发结果显示吴起地区含油性略高于顺宁地区。
2 储层基本特征
岩心观察表明，吴起—顺宁长81亚段以灰、深灰色细—中砂岩为主，见波状层理及斜层理，偶见泥砾，总体形成于中—强水动力环境。铸体薄片鉴定及碎屑组分定量统计（270个样品）结果表明，区内储集层砂岩粒度相对较细，以细—中砂岩为主；分选中—好，颗粒以次棱角状为主，次为次棱—次圆状；砂岩胶结类型以孔隙—薄膜式为主，偶见孔隙式、孔隙—加大式及孔隙—连晶式。长81亚段储集层岩石类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩，吴起地区偶见长石岩屑砂岩，砂岩碎屑组分中石英及长石含量高、岩屑含量低，成分成熟度及结构成熟度均较低（图2）。
铸体薄片观察与定量统计（335个样品）表明，区内长81亚段砂岩孔隙以原生粒间孔和长石溶孔为主，局部发育岩屑溶孔、粒间溶孔、晶间微孔和微裂缝（图3）。其中，吴起地区长81亚段砂岩平均面孔率为3.1%，原生粒间孔和长石溶孔分别占44.83%及37.93%；顺宁地区长81亚段砂岩平均面孔率为1.8%，原生粒间孔、长石溶孔和粒间溶孔分别占47.37%、36.84%及10.53%。实测物性分析（183个样品）结果表明，吴起地区长81亚段砂岩平均孔隙度为8.27%、平均渗透率为0.33×10-3 μm2，顺宁地区长81亚段砂岩平均孔隙度为7.88%、平均渗透率为0.11×10-3 μm 2。根据SY/T 6285—2011《油气储层评价方法》划分标准，吴起—顺宁地区长81亚段砂岩主要为特低孔隙度、超低渗透率型储层。
3 成岩作用与物性特征
通过对研究区取心井铸体薄片及染色、扫描电镜和物性等实验分析，认为吴起—顺宁延长组长81亚段在地质历史时期主要经历了压实和压溶作用、胶结作用及溶蚀作用等，同时利用压实率、胶结率及溶蚀率来定量表征成岩作用对储层的影响。
3.1 压实和压溶作用
压实作用在研究区广泛发育，表现在：①压实作用早期，石英、长石等颗粒的定向、稳定地排列，彼此之间呈点—线接触；②随着压实作用强度增加，压溶作用逐渐成为改造储层孔隙结构的主要因素之一，碎屑颗粒接触转变为凹凸—缝合接触，石英颗粒周边形成次生加大边，降低砂岩原始孔隙度；③云母、千枚岩等塑性颗粒被挤压发生弯曲变形，形成假杂基并充填原生粒间孔隙，进而降低原生粒间孔隙度（图4a-b）。
3.2 胶结作用
吴起—顺宁长81亚段储集层胶结物类型较多、含量高，主要为自生黏土矿物及碳酸盐胶结，其次有少量硅质胶结，对储集层物性主要起破坏作用。其中，黏土矿物类型多样、含量高，是研究区最重要的胶结物，以伊利石和绿泥石为主。伊利石主要以丝发状发育于碎屑颗粒表面或充填于粒间孔隙中（图4c-d），随伊利石含量增加，砂岩孔隙度变化不明显（图5a），指示伊利石对储层物性影响小。此外，绿泥石主要以孔隙衬垫式产出，早期生成的绿泥石主要以薄膜式胶结物的形式沿碎屑颗粒周边分布（图4e，4i），此时绿泥石含量低于10%，绿泥石薄膜会抑制硅质胶结并增强储层抗压实能力，对原生孔隙有一定保护作用，砂岩孔隙度随绿泥石含量增加而增加（图5b）；晚期形成尺寸更大、晶形更好的绿泥石，主要呈孔隙充填形式存在（图4e），此时绿泥石含量大于10%，原生粒间孔被绿泥石充填，导致喉道堵塞并降低渗透率，砂岩孔隙度随绿泥石含量增加而降低[35]（图5b）。
碳酸盐胶结物主要为方解石、铁方解石及铁白云石。碳酸盐胶结物的碳源来自砂岩内部的碳酸盐溶液及泥岩排出的碳酸根、碳酸氢根离子；钙源来源于砂岩内部长石溶蚀、碳酸盐溶蚀再沉淀，以及压实过程中泥岩排出的钙镁离子及黏土矿物转化的钙镁铁离子[35]。碳酸盐胶结物对储层物性起消极控制作用（图5c）。研究区方解石胶结物主要以基底式胶结形式出现，经茜素红及铁氰化钾混合液染色后呈红色，未见明显溶蚀（图4f-g）。铁方解石胶结主要呈亮晶、以充填先期溶蚀孔隙形式产出，经混合液染色后呈蓝紫色，未发现明显溶蚀（图4f-g）。较为特殊的是，砂岩孔隙度和渗透率值随铁方解石含量的增高而明显降低（图5d），故认为铁方解石胶结是造成储层物性变差的主要原因之一。此外，铁白云石主要以自形菱形晶形式产出，经混合液染色后呈现蓝色（图4g），其主要分布于吴起地区，导致孔隙度和渗透率略微下降（图5e）。硅质胶结物以碎屑石英颗粒的次生加大边形式存在，来源于碎屑石英的压溶，扫描电镜下可见石英加大边分布于碎屑石英边缘、紧贴颗粒生长，（图4d），导致碎屑颗粒间呈凹凸—缝合接触（图4d-e）。石英次生加大边造成砂岩孔隙部分丧失，但由于其抗压性能较好，对原生孔隙能起到一定的保护作用。因此，随硅质含量增加，砂岩孔隙度降低不明显（图5f）。
3.3 充填作用
3.4 溶蚀作用
4 成岩作用对储集性能的影响
成岩作用类型及强度直接影响砂岩孔隙及喉道的发育情况，进而最终决定砂岩的储集性能。吴起—顺宁地区长81亚段致密砂岩遭受成岩作用影响明显，可结合成岩指数及成岩相等对储层孔隙演化及储层质量的影响进行综合评价。假设砂岩的原生粒间孔隙为40%[32]，在压实作用和胶结作用的共同作用下，吴起地区长81亚段砂岩储集层原生粒间剩余量为0~8.0%（平均值为1.5%），略高于顺宁地区（0~5.0%，平均0.8%）（图7a）。揭示在压实作用和胶结作用的共同影响下，顺宁地区储集层更为致密。同时，利用成岩指数可研究和判识成岩强度，其计算公式为：成岩指数=（压实率+胶结率+微孔率）/面孔率×100%[39]。成岩指数越低，说明成岩程度越低，有利于孔隙保存；成岩指数越高、成岩作用越强，不利于孔隙保存的因素则越多。区内成岩指数分析结果表明，吴起地区长81亚段砂岩成岩指数（0.09%~19.83%，平均1.20%）低于顺宁地区（0.19%~9.85%，平均2.60%）。以上结果进一步指示顺宁地区长81亚段砂岩压实—胶结作用强度明显高于吴起地区。
表1 吴起—顺宁地区长81亚段砂岩不同成岩相类型及特征统计表Table 1 Types and characteristics of diagenetic facies in sandstone of Chang 81 submember, Wuqi-Shunning area |
| 成岩相类型 | 碳酸盐+伊利石胶结致密相 | 压实压溶致密相 | 自生黏土＋ 碳酸盐胶结相 | 绿泥石薄膜胶结+溶蚀相 | 石英加大胶结+ 溶蚀相 |
|---|---|---|---|---|---|
| 砂岩粒径 | 粉砂岩为主 | 粉—细砂岩为主 | 细砂岩为主 | 细—中砂岩为主 | 细—中砂岩为主 |
| 组分特征 | 碳酸盐和伊利石胶结，含量大于15% | 塑性组分含量大于20%，假杂基化显著，胶结物含量小于10% | 伊利石、绿泥石、铁方解石和铁白云石胶结为主，含量大于15% | 绿泥石薄膜发育，少量伊利石充填，胶结物含量介于5%~15% | 石英加大边发育，碳酸盐含量少，胶结物含量普遍小于13% |
| 胶结率 | 高于40% | 低于30% | 高于40% | 低于30% | 低于30% |
| 压实率 | 低于55% | 高于65% | 低于50% | 低于60% | 低于60% |
| 面孔率 | 低于1% | 小于2% | 小于2.5% | 1%~8% | 1.5%~9% |
| 孔喉特征 | 孔喉连续性差，偶见微孔 | 孔喉连续性差， 偶见粒间孔 | 微孔发育 | 孔隙及喉道较细，连通性较好 | 孔隙与喉道间 连通性好 |
| 溶蚀增孔 | 无 | 无 | 平均3.91% | 平均4.10% | 平均6.82% |
| 实测孔隙度 | 小于6% | 小于8.5% | 8%~12% | 6%~14% | 9%~16% |
| 实测渗透率/（10-3 μm2） | 小于0.03 | 小于0.08 | 0.10~0.30 | 0.07~0.65 | 0.20~5.00 |
| 储集性能 | 非储层 | 较差 | 较有利 | 有利 | 最有利 |
5 成岩相及有利储层分布
吴起—顺宁地区砂岩储层主要分布于水下分流河道及水下天然堤，成岩矿物及成岩作用控制下的成岩相导致砂体内部非均质性明显，故储层的平面非均质性及优势储层分布可用成岩相展布解释（图8）。
石英加大胶结+溶蚀相和绿泥石薄膜胶结+溶蚀相以带状或散点状分布于吴起地区五谷城—吴堡及顺宁地区巡检寺—枣湾一带（图8b），砂体厚度普遍大于16 m，砂体连续好，以岩石粒度较粗、分选性较好、泥质含量低的水下分流河道沉积为主，抗压实能力较强，原生孔隙保存较好，面孔率普遍高于3%且连通性较好（图8a），有利于成岩过程中长73亚段酸性流体进入，促进长石及岩屑颗粒溶蚀，形成次生溶孔。此外，相较于顺宁地区，吴起地区铁白云石更为发育，且溶蚀作用强度更大[36]，最终导致吴起地区非均质性更强。这两类成岩相分布区域油层厚度普遍大于10 m，局部地区大于15 m，含油饱和度普遍大于40%，局部地区大于60%，试油结论显示产油多大于10 t/d，为有利储层。
边界靠近砂岩处沉淀碳酸盐胶结物（包括铁方解石及铁白云石），两者共同作用以降低原生孔隙度，该类成岩相油层厚度基本低于4 m，含油饱和度低于40%，试油结论显示大多不产油。
总体来看，区内平面成岩相展布变化频繁，非均质性强。铁方解石胶结、绿泥石胶结、铁白云石胶结、差异溶蚀作用及微裂缝导致吴起地区非均质性更强。同时，受溶蚀作用及微裂缝影响，相较于顺宁地区，吴起地区储层质量总体较好。
6 结论
1 ）吴起—顺宁地区长81亚段致密储集层以长石砂岩为主，受差异物源供给影响，吴起地区储集层中长石及岩屑含量高于顺宁地区；储集空间以粒间孔和长石溶孔为主，为特低孔隙度、超低渗透率型储层。
2 ）压实作用及胶结作用是导致吴起—顺宁地区长81亚段砂岩致密化的主要原因，差异化胶结作用是导致致密砂岩储层非均质性强的主要因素。顺宁地区压实—胶结作用强度相对较大，吴起地区溶蚀作用更强。
3 ）研究区长81亚段储集层可划分出5种成岩相，其中石英加大胶结+溶蚀相是最有利的成岩相带，绿泥石薄膜胶结+溶蚀相是次有利的成岩相带，自生黏土+碳酸盐胶结相在一定条件下也可形成良好的储层，压实压溶致密相和碳酸盐+伊利石胶结致密相不利于储层发育。成岩相平面展布受砂体展布控制，差异化胶结作用导致成岩相平面展布变化大、非均质性强，综合分析认为吴起地区中部及顺宁地区中部为最有利的储集层发育区。