0 引言

吴起-志丹地区位于鄂尔多斯盆地中部，其延长组下组合包括长8、长9以及长10三个油层组，其中长8、长9油层组又可分别细分长8₁、长8₂，长9₁、长9₂砂层组。下组合沉积期为湖盆的扩张期^[1-2]，研究区内主要发育三角洲前缘亚相^[3]，其纵横叠错的分流河道砂体可以作为油气的有利储集体^[4]。但由于成岩作用不均匀，导致储层物性差异大，非均质性强，尤以浊沸石胶结物最为显著。前人对于浊沸石胶结物的分布特征及形成机理已做过较多研究。远光辉等^[5]在对准噶尔盆地扇三角洲砂砾岩的成岩机制进行研究时发现，浊沸石分布特征与不整合关系密切，地层抬升时因淡水淋滤形成的大量后期浊沸石次生溶孔可有效改善储层性能。不少国内外学者认为浊沸石的形成与火山作用有关，火山作用形成的凝灰质及易溶组分可作为浊沸石沉淀的物质来源^[6]。白清华等^[7]经过研究发现，浊沸石主要集中出现在鄂尔多斯盆地东北部长6底至长7顶。多数学者认为鄂尔多斯延长组浊沸石胶结物在形成时就存在差异，且主要受到沉积作用的控制^[8]。杨晓萍等^[9]认为浊沸石主要分布在河道厚砂岩中，且越靠近物源，浊沸石含量越高。

已有研究表明，浊沸石含量变化与烃源岩成熟释放的流体关系密切^[10-11]。前人研究认为：浊沸石在酸性条件下不稳定，烃源岩热演化过程中释放的有机酸及CO₂会对储层中的浊沸石等矿物进行强烈溶蚀^[12-17]，产生的浊沸石溶蚀孔可以作为油气储集的有利空间^[18]，所以浊沸石广泛发育且溶蚀作用强烈的区域是鄂尔多斯延长组油气勘探的目标储层^[19-20]。

然而在吴起-志丹地区，通过X衍射及铸体薄片的分析，结合测井解释及试油结果发现，下组合底部长10段储层物性好，发育大量浊沸石溶蚀孔，但含油性差，而上部长8、长9段几乎不含浊沸石，含油性好；展现出浊沸石含量高的层位表现为水层，不含浊沸石的层位主要为油层的特点。下组合各层位砂岩储层中浊沸石胶结物含量与含油气性呈负相关关系，而非“沸溶出油”的特征，前人观点似乎并不能很好地解释此种现象。故进一步分析研究区延长组下组合浊沸石胶结物的分布规律及成因，对鄂尔多斯盆地油气勘探及其油气成藏研究具有积极意义。

1 浊沸石胶结物特征及形成时期

浊沸石是砂岩储层中常见的胶结物，其化学式为Ca[AlSi₂O₆]₂·4H₂O，属沸石族矿物，是一种碱性条件下的低温铝硅酸盐矿物。镜下可见两组极完全解理，以消光角较大区别于其他沸石矿物^[21]。

前人的研究成果表明，对于我国陆相含油气盆地，在中-新生代碎屑岩储层中，从早成岩B期到中成岩B期均有浊沸石发育^[7]，其形成温度一般介于60~150 ℃。如四川盆地侏罗系沙溪庙组储层中的浊沸石胶结物为早成岩阶段的产物，形成温度大致在60~80 ℃之间^[8]；大庆油田白垩系登娄库-泉头组的浊沸石为中成岩阶段产物，其形成温度在110~150 ℃之间^[22-23]。在适宜的条件下，浊沸石一般直接在溶液中沉淀生成，较高的pH将有利于浊沸石的生成^[24]。较高的地层压力有利于浊沸石的保存，但其对浊沸石体积分数的控制，相对于温度、离子条件、pH等因素影响较小^[25]。流体中钙离子、铝硅酸根离子的富集有利于形成浊沸石胶结物^[26]。一般地，铝硅酸根离子的物质来源主要有：火山玻璃的溶解、长石族矿物的溶解与转化及其他铝硅酸盐矿物的溶解。钙离子的来源主要有：长石的溶解、碳酸盐岩屑的溶解、黏土矿物的转化、同期碳酸盐的溶解和钙质生物壳的溶解等。由于钙离子的赋存既有利于浊沸石的形成，同时也利于方解石的形成，故在碳酸盐未过饱和的情况下，CO₂含量增大，会由于形成大量碳酸根离子导致方解石的大量沉淀，“抢占”钙离子从而影响浊沸石的形成^[27]。

研究区延长组储层以广泛发育浊沸石胶结物为特征。下组合岩石类型主要为岩屑质长石砂岩，粒径以细砂为主，体积分数达80%以上，其次为中砂。分选好，磨圆中等，常表现为棱角状-次棱角状，颗粒以点-线接触为主。填隙物含量高，以浊沸石胶结物为其中最常见的胶结物类型。

通过薄片镜下观察，根据各胶结物之间的相关关系及形成的先后次序，判断出浊沸石胶结物形成较早。浊沸石胶结物呈嵌晶式或孔隙式沉淀于颗粒之间(图 1a)，颗粒间多为点-线接触，说明其形成时还未经历强烈压实作用。浊沸石胶结物一般发育于石英加大边外侧，石英次生加大与石英颗粒之间存在绿泥石膜(图 1b、c)，说明浊沸石胶结物形成于绿泥石及早期石英胶结之后。部分早期淡水溶蚀作用下产生的长石、岩屑粒内溶孔也可被浊沸石胶结物充填，胶结物边缘干净明亮(图 1d)。浊沸石后期溶蚀现象普遍，溶蚀孔内常见残余的沥青(图 1b)，说明浊沸石形成于油气充注之前。综上所述，可以判断浊沸石胶结物为早成岩中期的产物。

研究区内浊沸石胶结物的结晶程度较高，一般表面干净明亮，部分因后期沥青沾染而显得较“污浊”。镜下常见一组到两组解理，解理缝细长平直(图 2a)。浊沸石溶蚀现象普遍，常见沿矿物解理缝发育的溶蚀，也可见蜂窝状、港湾状、断链状溶孔(图 2)。浊沸石胶结物在酸性条件下不稳定，其溶蚀产物在CO₂作用下易生成方解石胶结物或被晚期方解石交代。故研究区下组合浊沸石常与方解石胶结物伴生，此种现象在油层尤为常见，水层中一般仅出现浊沸石溶孔而少见方解石胶结物(图 3)。

从已有浊沸石的成因研究可知，浊沸石形成时延长组下组合为富钙离子和铝硅酸根离子、贫碳酸根离子的碱性流体环境。根据矿物相互关系，其形成温度较低，早于主要油气充注期，为早成岩阶段的产物。延长组下组合浊沸石溶蚀现象普遍，但不同储层类型中浊沸石的晶体特征、溶蚀程度不尽相同：在油层中溶蚀作用强烈，局部可见蜂窝状、港湾状溶孔，略显“污浊”，大多被方解石强烈交代，仅残余零星浊沸石；水层中的浊沸石一般干净明亮，多沿解理缝微弱溶蚀或形成断链状溶孔，浊沸石含量高但方解石含量低。

2 延长组下组合浊沸石胶结物纵向含量变化

通过624块储层样品的薄片镜下观察与X衍射分析得出，研究区延长组下组合浊沸石含量在纵向上展现出一定的规律性。根据井的分布及烃源岩平面展布特征，将研究区划分为东部、中部、西部3个区域(图 4)，不同区域各层段浊沸石含量变化特征也存在明显差别。

研究区目的层填隙物体积分数如表 1所示。

通过对比不同地区各层位浊沸石体积分数(图 5)发现：整体上，浊沸石体积分数呈现出从上至下逐渐升高的特征，但各地区略有差异。其中，中部地区整体浊沸石平均体积分数最高，东部次之，西部最少。

不同地区各层段浊沸石的体积分数变化也较大。中部地区长8段几乎不含浊沸石胶结物，长9段浊沸石体积分数升高，长10段浊沸石体积分数最高，可达6%以上；西部地区长8段同样几乎不含浊沸石胶结物，向下至长9、长10段浊沸石体积分数逐渐升高；东部地区则表现为在长9₁段几乎不含浊沸石胶结物，向上、向下浊沸石体积分数逐渐升高，长8₁段部分井位高含浊沸石，向下至长10段浊沸石体积分数达到峰值。

进一步统计并分析各地区不同油层组内浊沸石体积分数的变异系数(图 6)。浊沸石体积分数变异系数的大小反映了浊沸石胶结物在储层中分布非均质性的强弱，变异系数越大，浊沸石在储层中的分布越不均匀。中部地区长9₁砂层组变异系数大，浊沸石体积分数分布非均质强，向上、向下变异系数小，非均质性较弱；西部地区整体变异系数较高，其中长8₁段最高，浊沸石分布极不均匀，越向下变异系数越小，浊沸石分布越稳定；东部地区长9₁段变异系数小，向上、向下变异系数值都略有增大，长8₁段变异系数最大，浊沸石分布最不均匀。

结合浊沸石体积分数及其变异系数的变化规律发现，一般地，在浊沸石体积分数低的层段其变异系数较大，而浊沸石体积分数高的层段变异系数较小。这种现象表明：在浊沸石平均体积分数低的层段，由于储层内浊沸石分布不均匀，故即使平均体积分数低，储层内同样可以存在高含浊沸石的区域；而在浊沸石平均体积分数较高的层段，如下组合底部的长10段，变异系数小，浊沸石分布较为稳定。

将浊沸石的这种纵向变化特征与烃源岩发育位置进行对比，发现越靠近烃源岩发育位置，浊沸石体积分数越低，变异系数越小。同时，统计分析得出储层类型与浊沸石体积分数也存在一定的联系。经过统计发现(表 2)，延长组下部长10段浊沸石体积分数高，但储层含油性较差，而向上部浊沸石体积分数逐渐降低，油气饱和度上升；浊沸石体积分数与储层的含油气性具有明显的负相关关系。

晚期铁方解石是油气充注后的产物^[28]，浊沸石的溶蚀能够为晚期铁方解石的形成提供钙离子，有利于铁方解石的沉淀。通过比较浊沸石体积分数同晚期方解石体积分数的相关性，发现浊沸石同晚期方解石存在一定的负相关关系(图 7)。浊沸石同晚期铁方解石属于一对互斥矿物，铁方解石体积分数高的区域不含浊沸石胶结物，而随着储层中浊沸石胶结物体积分数升高，铁方解石体积分数逐渐降低。

对比浊沸石含量的纵向变化，浊沸石含量在长8、长9和长10各油层组呈现出不同的特征。西部和中部靠近烃源岩的长8、长9段浊沸石含量低，层内含量差异大，储层主要为油层，铁方解石含量高；长10段浊沸石含量高、在层内分布较均匀，储层主要为干层或水层，铁方解石含量低。东部长9段浊沸石含量低，主要为油层，铁方解石含量高；向上、向下浊沸石含量逐渐升高，长10段普遍含浊沸石，主要为干层或水层，铁方解石含量低。这种干层或水层中浊沸石含量高而油层中几乎不含浊沸石的现象表明，研究区的延长组下组合浊沸石含量与储层的含油气性具有相反的对应关系。

3 延长组下组合浊沸石差异分布机理 3.1 浊沸石差异分布成因

浊沸石在研究区以胶结物形式出现，是一种重要的成岩矿物。前人对鄂尔多斯盆地延长组浊沸石差异分布机理已经做过较多研究，多认为浊沸石分布受控于沉积微相，河口坝和远砂坝中一般不发育浊沸石胶结^{[7, 18-19]}。但究其本质，沉积相只是沉积物与其形成环境的一种综合表述，成岩矿物的类型主要受到砂岩原始组分、流体性质和温压条件等成岩环境因素的影响^[29]。付国民等^[30]在研究陕北地区延长组上部浊沸石分布特征时认为：在三角洲平原或前缘相互叠置截削的厚层分流河道复合砂体中，浊沸石原始含量高，次生溶孔发育。其原因在于河道砂体物性好，离子交换能力强，能形成浊沸石胶结；而河口坝及薄的、孤立的河道砂体连通性差，且由于钙质夹层发育，流体流通不畅，导致浊沸石原始含量甚微。研究区储层主要为三角洲平原及前缘的河道砂，经分析测试，致使储层致密的钙质胶结物主要为晚期方解石，在浊沸石形成时不能作为降低储层物性的因素，对浊沸石原始形成并无影响。

按照时间先后，以是否发生油气充注为依据，将成岩环境分为原始成岩环境和后期成岩环境。研究区延长组下组合同属于东北物源体系^[31]，主要发育辫状河三角洲平原及前缘的河道砂体，其沉积环境略有变化但差异不大^[32]。经岩石学特征分析，各层段之间原始碎屑成分并无明显差异。自延长组沉积至浊沸石形成时期，鄂尔多斯盆地构造稳定，研究区内不发育断层，亦不存在事件性热液活动，目的层原始成岩环境中的流体性质稳定。且目的层底部与顶部深度相差较小，为200~500 m，按照此地区的地温梯度计算，最大温度差约为10 ℃，由深度差异引起的温度和压力变化不足以导致浊沸石在形成分布上产生如此之大的差异。延长组下组合原始成岩环境相似，成岩原始形成的浊沸石在研究区目的层中应分布均匀，且长8-长10段应差异不大。

通过薄片镜下观察，在邻近烃源岩的储层中方解石胶结剧烈，但仍有少量井在长8、长9段保留较多浊沸石，如Q-117、Q-80井长8段为水层，方解石胶结不太发育，浊沸石含量仍较高；并且部分方解石胶结强烈位置也残留少量浊沸石(图 8)。且通过分析浊沸石体积分数与晚期方解石体积分数的相关关系(图 7)发现，浊沸石与方解石是一对互斥矿物，在一定条件下晚期方解石能够取代浊沸石。晚期方解石的形成与油气的充注密切相关，可见浊沸石含量变化受油气充注和晚期方解石形成过程影响较大。结合目的层浊沸石的晶体特征、形成时期及其纵向变化，发现浊沸石含量具有自长8、长9段向下至长10段逐渐升高、而储层含油性逐渐降低的特点。经前文分析，成岩早期浊沸石在延长组下组合地层中普遍发育且分布均匀，其差异分布特征应主要由后期成岩环境的改变导致，且这种变化应与烃源岩成熟释放流体相关。

研究区延长组主要发育位于西部地区长7₃层段的“张家滩页岩”及位于东部地区长9₁层段的“李家畔页岩”两套烃源岩^[33-34](图 4)。根据油源对比结果，研究区中部和西部下组合的油气主要来源于长7₃烃源岩，而东部下组合的油气主要来源于长9₁烃源岩^[35]。由于生烃增压，烃源岩成熟所释放的流体在异常高压的驱动下向下部低势砂体中运移^[36]。烃源岩成熟释放流体包括有机酸及CO₂，有机酸在烃源岩成熟过程中略早于或与油气同时形成，而CO₂自低成熟阶段至高成熟阶段生成量逐渐增加^[37]。烃源岩热演化过程中释放的有机酸及CO₂在水中电离出的H⁺能够对流经储层中的浊沸石等矿物进行溶蚀^[38]：

根据研究区下组合浊沸石含量分布规律：中部和西部长8段储层中浊沸石含量最低，向下浊沸石含量逐渐增加，至长10段含量最高；而东部长9₁段储层浊沸石含量最低，向上和向下部层段储层中的浊沸石含量逐渐升高。可见，烃源岩成熟释放流体是导致浊沸石分布差异的主要因素。结合研究区烃源岩发育位置与储层浊沸石的分布规律得出这样的认识：纵向上距离烃源岩远，储层浊沸石含量高；与烃源岩距离近，储层浊沸石含量低。浊沸石胶结物的含量变化与烃源岩成熟释放流体的运移距离和波及范围有关。

3.2 浊沸石含量变化模式

研究区延长组长10-长8段沉积期地形简单，后期构造稳定、几乎不发育断层。且下组合沉积环境差异较小，故早期成岩环境相似。浊沸石在早成岩阶段的碱性流体环境下形成，在延长组下组合早期储层中普遍发育(图 9a)。

随着埋深增加，烃源岩逐渐成熟开始生烃并排出有机酸^[39]。在有机酸的作用下，地层中流体环境逐渐由碱性变为酸性^[40]，并开始发生由近及远、大规模地对酸敏性碎屑组分及早期形成胶结物进行溶蚀，其中包括浊沸石胶结物(图 9b)。与烃源岩距离的差异导致浊沸石胶结物发生溶蚀程度的不同，距离烃源岩近的储层中溶蚀作用强烈，距离烃源岩较远的储层中溶蚀作用较弱。由于流体向下运移动力相对偏弱及运移过程中对有机酸的消耗，其运动至长10段时溶蚀能力已经很弱。因此在西部靠近长7₃烃源岩的储层中，浊沸石胶结物溶蚀作用强烈，形成了大量次生粒间孔隙，改善了储层物性，而向下至长10段浊沸石溶蚀作用较弱，颗粒间残余大量浊沸石，储层仍以浊沸石胶结物为主。而东部地区则主要受到长9₁烃源岩影响，生烃流体从长9₁分别向上、下两侧层段运移，造成长8₂及长9₂储层浊沸石胶结物含量低而长8₁、长10储层浊沸石含量较高。

随着地层继续埋深，烃源岩进一步成熟，有机酸不断减少。但有机质热演化及油气热裂解释放的CO₂还可以继续对储层进行缓慢地溶蚀(图 9c)。CO₂较有机酸对浊沸石的溶蚀能力弱^[41]，在CO₂的长期作用下，在距离烃源岩较远的长10段储层仍可残留较多浊沸石。此时，由于烃源岩生烃产生异常高压的降低，已不足以驱动更多油气向下运移至长10段储层，仅在CO₂后期溶蚀作用下形成大量浊沸石溶蚀孔，故长10段主要为水层，浊沸石胶结物得以大量保留。

伴随烃源岩成熟及油气热演化过程中形成的CO₂进入储层^[42]后，浊沸石大量溶蚀产生的钙离子也可为方解石提供物质来源：

流体环境变得更利于晚期方解石胶结物的发育。方解石胶结物大量在孔隙中沉淀，并强烈交代颗粒及其他早期胶结物，如浊沸石。

晚期方解石的产生为浊沸石溶蚀和有机质热演化生成CO₂共同作用的结果，研究区延长组油层中大量出现的晚期方解石胶结物也证明了酸性流体对油层中原有浊沸石的强烈溶蚀。不过值得指出的是，长10段由于砂体侧向连通性好，在酸性流体溶蚀浊沸石后，流体携带钙离子可继续向东部高部位运移，所以造成研究区长10段水层中晚期方解石含量并不高。此外，由于储层非均质性强^[43]，有机酸等酸性流体更倾向于沿着初始易于溶蚀的方向向前延展，没有处于酸性流体优势扩散方向储层中的浊沸石胶结物则可能未经历强烈溶蚀作用而保留下来，这导致了浊沸石平均含量低的长8、长9储层中也会出现部分高含浊沸石层段。

油气经过后期的调整，在储层中聚集成藏，形成了现今地层的样貌：靠近烃源岩的储层中浊沸石含量低，以方解石胶结为主，含油性好；纵向距离烃源岩远的储层虽发育了粒间溶孔，但仍残留了较多浊沸石，由于油气充注动力不足，储层含油性差(图 9d)。

由此可见，浊沸石含量的变化主要受成岩过程差异的控制，尤其是烃源岩成熟所释放流体的类型(早期的有机酸与晚期的CO₂)和浓度。因此，浊沸石含量纵向上的变化可以反映烃源岩成熟后释放流体所波及的范围和强度，更是相关流体运移路径的良好指示。掌握该规律，将会更有利于鄂尔多斯盆地延长组的油气勘探。

4 结论

1) 研究区中、西部延长组下组合储层中，长8段浊沸石含量低，向下逐渐增多，在长10段普遍发育浊沸石胶结物；东部则在长9段浊沸石含量最低，向上、向下均有所升高，同样在长10段达到最大值。层段内浊沸石分布非均质程度高。油层发育的层段残余浊沸石含量低，且多伴生大量晚期方解石，而中、高浊沸石含量则主要出现在水层和干层中。

2) 纵向上距离烃源岩近的储层中几乎没有浊沸石残留，浊沸石主要保留在与烃源岩纵向距离稍远的层段中。浊沸石含量这种变化主要受到烃源岩成熟释所放流体类型和浓度的控制。有机酸和CO₂都可以对浊沸石产生强烈的溶蚀作用，浊沸石含量的变化可以反映烃源岩成熟后排出流体所波及的范围和强度，更是相关流体运移路径的良好指示。