2. 自然资源部油气资源战略研究中心, 北京 100034;
3. 天津市大港油田第一采油厂, 天津 300280;
4. 四川省地质矿产勘查开发局川西北地质队, 四川 绵阳 621000
2. Srategic Research Center for Oil and Gas Resources of the Ministry of Land and Resources, Beijing 100034, China;
3. The First Oil Production Plant of PetroChina Dagang Oilfield, Tianjing 300280, China;
4. The Northwest Sichuan Bureau of Geology and Mineral Resources, Mianyang 621000, Sichuan, China
0 引言
随着全球非常规油气资源的商业性开发，致密油受到越来越多的关注，已经成为了油气勘探开发的新热点[1-3]。鄂尔多斯盆地致密油一般为近源成藏，储量巨大。复合叠加砂体为致密油的主要储集空间[4]，而密集发育的微小孔隙是致密油富集的前提[5]，储层的物性发育受控于岩性成岩作用[6-7]，因此对储层的成岩相研究具有现实意义[8]。鄂尔多斯盆地延长组长7储层物性致密且孔隙结构复杂，为典型的致密油储层[9]。前人对延长组长7段致密储层研究多倾向于沉积相、储层特征、成岩作用、孔隙演化以及油气富集规律等方面[10-13]。也有学者对成岩相测井特征进行了研究[14-18]，多为合水、华池地区单井成岩相的研究，缺乏平面上成岩相分布特征研究。由于该区域地层成岩作用的复杂性以及地层的非均质性，前人研究成果应用范围有限。甘泉—富县地区接近盆地沉积中心，具有良好的生油潜力，而对于成岩相定量评价的研究欠缺。故本文以甘泉—富县地区长7致密油储层为研究对象，在利用岩心、薄片、扫描电镜等分析手段确定成岩作用类型的基础上，分析不同成岩作用的测井响应特征，选取敏感度较好的声波时差-电阻率做交汇图，确立测井值响应范围，建立成岩相测井响应图版，预测成岩相分布范围，以期为研究区致密油勘探提供依据，为单井无分析化验资料区域的成岩相研究思路提供借鉴。
1 区域地质特征 1.1 地质背景鄂尔多斯盆地为我国内陆第二大沉积盆地，油气资源丰富，是我国重要的油气生产基地。甘泉—富县地区构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南缘(图 1)，总体表现为西倾单斜，局部发育小型鼻状隆起构造。三叠系延长组长7油层组以半深湖—深湖相为主，广泛发育“张家滩页岩”，局部发育重力流沉积，浊积、滑塌较为常见[19-20]，岩性复杂、多变，非均质性强。长7内部烃源岩与储层一体化，为致密油聚集奠定良好基础。
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| 图 1 研究区区域位置图 Fig. 1 Location map of the study area |
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通过对岩心的现场观察以及对薄片的镜下分析，甘泉—富县地区长7致密砂岩储层岩性主要为长石砂岩(图 2)。根据粒度统计，储层碎屑颗粒粒径主要为0.10~0.25 mm，主要为细砂、粉砂级别。磨圆为次棱角状，个别为次棱角—次圆状及次圆状；结构成熟度中到偏下。颗粒间多以点-线、凹凸接触为主。碎屑颗粒成分以石英类(石英、燧石)和长石为主，石英类体积分数为22.3%~70.1%，平均26.2%；长石体积分数29.9%~77.8%，平均65.3%；岩屑体积分数2.3%~25.6%，平均7.9%。岩屑成分主要为：喷发岩岩屑，平均体积分数1.50%；石英岩岩屑，平均体积分数1.60%；片岩岩屑，平均体积分数0.95%；千枚岩岩屑，平均体积分数1.10%；板岩岩屑，平均体积分数0.10%；白云岩岩屑，平均体积分数1.40%；灰岩岩屑，平均体积分数1.15%。成分成熟度指数(石英/(长石+岩屑))平均值为0.4，总体较低。胶结物主要类型有碳酸盐、水云母、高岭石、绿泥石、浊沸石以及硅质，胶结类型以孔隙式和接触式为主。填隙物以黏土杂基为主。
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| 1.石英砂岩；2.长石石英砂岩；3.岩屑石英砂岩；4.长石砂岩；5.岩屑长石砂岩；6.长石岩屑砂岩；7.岩屑砂岩。 图 2 甘泉—富县地区长7油层组砂岩岩石类型三角图 Fig. 2 Triangular figure of composition of Chang 7 reservoir sandstone in Ganquan-Fuxian area |
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甘泉—富县地区长7油层组致密储层砂岩物性较差，孔隙度为1.6%~13.8%，主要分布在3%~10%之间，平均6.5%；渗透率为0.001~1.900 mD①，主要分布在0.05~0.60 mD之间，平均值为0.42 mD。为典型的致密储层特征。
① 毫达西(mD)为非法定计量单位，1 mD=0.987×10-3 μm2，下同。
2 成岩相的定性划分及特征表述成岩期内，沉积组分、孔隙结构等在地层温度、压力、流体共同作用下将发生一系列成岩变化[21]。受压实和胶结作用改造后的储层，孔吼变小，连通性差，结构复杂；而经溶蚀作用改造的储集层，孔隙度变大，吼道变宽，连通性增强，渗透性变好[22]。
甘泉—富县地区延长组储层经历了复杂的成岩作用改造，主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用。压实作用主要以机械压实作用为主，镜下多表现为颗粒的长轴定向、半定向排列，变质岩屑及云母类塑性变形、定向性排列，微观孔隙的定向性分布。压实作用强度中等―强，颗粒点-线、线、凹凸接触。胶结作用主要包括碳酸盐胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结3类。在铸体薄片及扫描电镜下主要表现为：方解石、白云石及菱铁矿胶结；石英次生加大及微晶自生石英；绿泥石、高岭石、伊利石及伊蒙混层等自生黏土矿物充填剩余粒间孔隙或粒内孔隙，胶结物中方解石8%，伊利石5%，绿泥石4%，白云石及菱铁矿1%，次生石英0.6%，总体胶结作用强度为中等。交代作用镜下主要表现为方解石对长石和岩屑颗粒的交代、碳酸盐矿物之间的相互交代和黏土矿物对长石及岩屑颗粒的交代。溶蚀作用主要发育于长石、石英、方解石内部或者边缘，镜下表现为长石被溶蚀后形成的蜂窝状孔隙或铸模孔、方解石的微孔以及石英颗粒的港湾状接触。
成岩相的分类目前仍未有统一的标准, 目前国内大多都以成岩作用、成岩矿物、成岩环境等作为依据进行划分[23]。国外学者划分的依据则呈现多样化，如岩石矿物成分、成岩事件、成岩环境、岩石物理及岩相学资料等，还有与地震、测井相结合进行成岩相划分[24-28]。
储层物性特征主要由沉积作用和成岩作用决定，并且不同成岩作用及其产物形成不同的成岩相类型。根据研究区的成岩作用特征和孔隙发育特征，考虑胶结物类型，突出破坏性成岩作用与建设性成岩作用组合类型，采用主要成岩作用结合物性主控因素的复合命名方式将研究区内储层划分为5种成岩相(按照有利相带由好到差排序)：中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相、中压实不稳定组分溶蚀溶孔相、强压实弱溶蚀微孔相、强压实伊利石胶结致密相和强压实钙质胶结致密相。甘泉—富县地区长7段储层特征镜下照片如图 3所示。
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| a. FZ32井，1 231.50 m，中等压实，颗粒点-线接触，绿泥石薄膜生长中平衡埋藏成岩作用中上覆载荷，原生粒间孔得以保存；b. MQ20井，1 131.20 m，中等压实，长石发生溶蚀，形成溶孔；c. F84井，936.40 m，强压实，长石发生弱溶蚀，形成溶孔，孤立晶间孔；d. X80井，996.80 m，强压实，颗粒线接触，伊利石胶结，孔隙类型主要为晶间孔；e. F58-1井，1 432.05 m，强压实，亮晶方解石充填孔隙，黑云母定向排列，局部可见微孔隙。 图 3 甘泉—富县地区长7段储层特征镜下照片 Fig. 3 Photos of Chang 7 reservoir microscopic in Ganquan-Fuxian area |
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中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相(成岩相A)岩性主要为细—极细粒长石砂岩，分选较好，磨圆中等，颗粒次棱角状。孔隙类型以残余粒间孔为主，多呈三角形或多边形，孔隙边缘较为平直、整齐，孔隙内有绿泥石薄膜衬里，亦可见到颗粒间孔隙被绿泥石薄膜(环边绿泥石)充填，呈薄膜式胶结(图 3a)。绿泥石的生长，一方面增加了岩石的机械强度并平衡埋藏成岩过程中不断增加的上覆载荷，使砂岩的原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙得以保存，另一方面绿泥石主要通过降低每个砂岩颗粒上单晶生长部位的数量起到对石英胶结的抑制作用，两方面原因使砂岩的原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙得以保存[29]。统计发现绿泥石体积分数大于1%，更有利于原始孔隙的保存。该类成岩相主要孔隙度为7.9%~13.8%，均值9.8%，渗透率为0.11~1.90 mD，均值0.48 mD(图 4，表 1)，压实作用程度中等，颗粒点-线接触。孔喉类型为小孔细喉型，毛管压力曲线呈向左下方向下凹的陡坡状(图 5)。储层驱动压力为0.3~2.0 MPa，中值压力为1.6~10.0 MPa。中值半径分布在0.15~0.30 μm。主要发育于三角洲前缘水下分流河道、点砂坝等沉积微相。该岩相是优质储层发育的有利相带(图 6a)。
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| 图 4 研究区储层成岩相孔隙度与渗透率分布图 Fig. 4 Diagenetic facies porosity and permeability distribution in the study area |
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| 成岩相 | 范围和均值 | GR/API | VSP/mV | RILD /(Ω·m) | AC /(μs/m) | 孔隙度/% | 渗透率/mD |
| A | 范围 | 89.1~129.6 | 29.3~45.1 | 45.7~92.1 | 226.8~242.8 | 7.9~13.8 | 0.11~1.90 |
| 均值 | 108.9 | 38.3 | 63.9 | 236.2 | 9.8 | 0.48 | |
| B | 范围 | 88.7~136.5 | 34.0~44.5 | 52.7~88.2 | 230.2~251.3 | 6.2~8.0 | 0.03~0.80 |
| 均值 | 117.3 | 40.6 | 77.6 | 236.7 | 6.9 | 0.39 | |
| C | 范围 | 82.5~125.8 | 29~43.9 | 44.1~99.5 | 208.9~228.8 | 4.0~6.5 | 0.01~0.69 |
| 均值 | 105.7 | 38.4 | 63.9 | 220.3 | 4.9 | 0.23 | |
| D | 范围 | 66.9~123.7 | 21.2~92.6 | 26.3~32.9 | 218.2~236.7 | 1.9~4.8 | 0.01~0.36 |
| 均值 | 79.1 | 28.6 | 29.5 | 227.9 | 3.2 | 0.10 | |
| E | 范围 | 66.4~106.8 | 21.1~106.1 | 26.4~36.5 | 215.4~235.6 | 0.8~2.1 | 0.01~0.08 |
| 均值 | 84.6 | 35.8 | 31.0 | 225.7 | 1.5 | 0.05 | |
| 注：GR.自然伽马；VSP.自然电位；RILD.深感应电阻率；AC.声波时差。 | |||||||
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| 图 5 研究区储层不同成岩相类型退汞曲线图 Fig. 5 Mercury removal curves of different diagenetic facies of reservoirs in the study area |
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| 图 6 甘泉—富县地区长7段成岩相类型及常规测井曲线响应特征 Fig. 6 Conventional logging curves characteristics of five types diagenetic facies in Chang 7 reservoir of Ganquan-Fuxian area |
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中压实不稳定组分溶蚀溶孔相(成岩相B)岩性主要为细砂岩、粉砂岩等，分选较好，磨圆中等。孔隙类型主要为粒内溶孔或者粒间溶孔。粒内溶孔镜下多见于长石及岩屑被溶蚀，长石粒内溶孔相对发育，一般沿长石的解理缝溶蚀；粒间溶孔主要为颗粒边缘溶蚀孔和填隙物溶蚀孔，溶蚀颗粒的边缘极不规则，多呈港湾状形态，被溶蚀的填隙物表现为蜂窝状、孤岛状等形态，部分被黏土矿物、碳酸盐胶结物充填，孔隙间连通性弱于粒间残余原生孔隙(图 3b)。该类成岩相主要孔隙度6.2%~8.0%，均值6.9%, 渗透率0.03~0.80 mD(图 4，表 1)，均值0.39 mD，溶蚀孔隙大于1%，硅质体积分数小于2%，碳酸盐体积分数小于7%，绿泥石体积分数小于1%。压实作用中等，颗粒点-线接触。孔喉类型为小孔细喉型，毛管压力曲线呈向左下方向下凹的陡坡状(图 5)。储层驱动压力为0.4~2.2 MPa，中值压力为2.0~11.0 MPa。中值半径分布在0.10~0.25 μm。主要发育于三角洲前缘水下分流河道沉积微相。该岩相为优质储层发育的较为有利相带(图 6b)。
2.3 强压实弱溶蚀微孔相强压实弱溶蚀微孔相(成岩相C)岩性主要为粉砂岩、极细粒的长石砂岩。颗粒分选中等，磨圆度较差，为次棱角—棱角状。孔隙类型主要为分布于碎屑颗粒间自生矿物的微孔隙，主要包括自生绿泥石、高岭石、伊蒙混层、钠长石等晶间微孔隙，偶见微小粒间孔，孔隙连通性较差(图 3c)。该类成岩相孔隙度4.0%~6.5%，平均4.9%，渗透率0.01~0.69 mD，平均0.23 mD(图 4，表 1)，粒间溶孔、粒内溶孔小于1%，溶蚀作用一定程度上增加孔隙空间，增强了孔隙连通性，主要为长石溶孔和岩屑溶孔，碳酸岩体积分数小于7%，绿泥石体积分数小于1%。塑性岩屑压实强烈、颗粒线状或凹凸接触，颗粒排列紧密，溶蚀作用弱。孔喉类型为小孔微细喉型，毛管压力曲线呈向右上方向凸起的陡坡状(图 5)，驱动压力大于2 MPa，中值压力大于10 MPa，孔喉半径分布在0.03~0.15 μm。该类成岩相主要发育于三角洲前缘砂体边缘。储集性能中等(图 6c)。
2.4 强压实伊利石胶结致密相强压实伊利石胶结致密相(成岩相D)岩性为泥质粉砂岩、细—极细粒长石砂岩，分选中等，磨圆度较差，呈次棱角—棱角状，孔隙主要为微小的残余粒间孔、晶间孔。伊利石以鳞片状或针状结构附着于颗粒表面或充填于颗粒间，岩石孔隙空间缩小，连通性变差，伊利石晶间孔的存在，使得伊利石胶结相优于碳酸盐胶结相(图 3d)。镜下也可见云母泥铁矿化、褐色黏土矿物、自生石英等充填孔隙。孔隙度1.9%~4.8%，平均3.2%，渗透率0.01~0.36 mD，均值0.10 mD(图 4，表 1)。伊利石胶结作用发育，颗粒呈凹凸接触，绿泥石体积分数少于1%，伊利石体积分数7%，硅质体积分数大于2%，碳酸盐体积分数小于7%。孔喉类型为小孔微细喉型，毛管压力曲线呈向右上方向凸起的陡坡状(图 5)，驱动压力大于5 MPa，中值压力大于20 MPa，孔喉半径小于0.03 μm。该类岩相多发育于三角洲分流河道的分流间湾处或边缘砂体。该类岩相储层储集性能较差(图 6d)。
2.5 强压实钙质胶结致密相强压实碳酸盐胶结致密相(成岩相E)岩性主要为粉－细砂岩、细砂岩，分选中等，磨圆较差，呈次棱角状，镜下表现为塑性组分变形明显，亮晶方解石、白云石充填孔隙并交代岩屑，连晶-基底式胶结，局部可见粒内微孔(图 3e)。孔隙度0.8%~2.1%，平均1.5%，渗透率0.01~0.08 mD，均值0.05 mD(图 4，表 1)。碳酸盐体积分数大于7%，绿泥石体积分数小于1%。孔喉类型为小孔微细喉型，毛管压力曲线呈向右上方向凸起的陡坡状(图 5)，驱动压力大于6 MPa，中值压力大于22 MPa，孔喉半径小于0.02 μm。该类岩相多发育于三角洲分流河道的分流间湾处。该类储层的储集性能较差(图 6e)。
3 利用测井数据定量分析成岩相不同成岩相类型物性特征差异是储层成岩研究的关键内容，而由于受所取样品垂向上间断性、平面上局限性的影响，岩心薄片资料不能满足对储层成岩相类型及展布特征研究的要求。砂体岩性岩相特征的差异会导致孔吼特征、物性特征的不同[30]，而测井数据可以较为准确地反映储层的矿物成分组成、物性特征；因此，依据有限的取样资料，确定成岩相类型，拾取不同成岩相对应的测井曲线响应特征，建立不同成岩相识别标准，进而对单井成岩相进行定量表征。
3.1 不同成岩相测井响应特征通过对甘泉—富县地区内典型井目的层位进行取样和镜下观察分析，划分各段成岩相，然后拾取各成岩相所对应的测井曲线特征，并分类统计(表 1，图 6)。
3.2 成岩相判别标准选取研究区106组数据作为分析样本库，结合分析测试实验数据，分别拾取不同成岩相在自然电位、声波时差、自然伽马、深感应电阻率测井曲线响应中的特征数据交汇成图(图 7)，结果显示RILD与AC交汇成图能将成岩相A+B、C、D+E区分开。以此建立储层成岩相识别图版(图 8)。利用该图版能够比较准确地识别出储层成岩相差异。
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| 图 7 研究区成岩相常规测井曲线交会图 Fig. 7 Conventional logging crossplots for diagenetic facies |
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| 图 8 研究区成岩相识别图版 Fig. 8 Diagenetic facies logging identification graph |
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根据图版数据，将成岩相分类为3类，第一类成岩相A+B(中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相+中压实不稳定组分溶蚀溶孔相)最有利，第二类成岩相C(强压实弱溶蚀微孔相)次之，第三类成岩相D+E(强压实伊利石胶结致密相+强压实钙质胶结致密相)最差。综合考虑储层物性、电性与含油性特征及关系，建立了目标区长7油层组成岩相判别标准(表 2)。
| 成岩相 | 测井数据响应范围 |
| A+B | 当214 < AC < 234时，RILD≥-3.4224AC+842.03；当234≤AC < 252时，RILD>40 |
| C | 当208 < AC < 215时，RILD>40；当215≤AC < 230时，40≤RILD < -3.4224AC+842.03 |
| D+E | 当214 < AC < 238时，26 < RILD < 40 |
储层的储集性能受沉积环境和成岩作用双重控制[15]。在考虑沉积环境对储层性能及成岩作用影响的基础之上，结合砂体展布及单井成岩相测井响应特征，利用“优势相”成岩相划分方法，将占比最大的成岩相类型作为单井的成岩相，编制出研究区成岩相平面分布图(图 9)。
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| a.长71储层；b. 72储层。 图 9 甘泉—富县地区长7储层成岩相图 Fig. 9 Diagenetic facies map of Chang 7 reservoir in Ganquan-Fuxian area |
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平面上长71储层(图 9a)中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相和中压实不稳定组分溶蚀溶孔相(A+B)最为发育，主要发育在粒度较大、物性较好的砂体厚值区，为水下分流河道和浊积沉积，是本区的有利成岩相带；地理位置上主要分布在牛武—茶坊—张村驿和桥镇—直罗—东沟一带。强压实弱溶蚀微孔相(C)发育在主河道沉积的边缘部位，砂体厚度较小，粒度较小，物性较差；地理位置上主要分布在石门子—道镇—北道德一带。强压实伊利石胶结致密相和强压实钙质胶结致密相(D+E)在分流间湾和砂体的最外缘零星分布，物性较差；地理位置分布在下寺湾—石门子和岔口、菩堤一带。对比单井试油效果发现，A+B相探井多为工业油流井，C相探井多为未达工业油流的油井，而D+E相探井多为未出油井。
平面上长72储层(图 9b)中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相和中压实不稳定组份溶蚀溶孔相(A+B)较为发育，主要发育在粒度较大、物性较好的砂体厚值区，为三角洲前缘水下分流河道和浊流沉积，是本区的有利成岩相带；地理位置上在研究区西北部连续分布，在中南部分布较为分散。强压实弱溶蚀微孔相(C)发育在主河道沉积的边缘部位，砂体厚度较小，粒度较小，物性较差；地理位置上在石门子、吉子现、茶坊、寺仙等地分散分布。强压实伊利石胶结微孔相和强压实钙质胶结致密相(D+E)在石门子—劳山、南泥湾—牛武一带连续分布，在羊泉、岔口、寺仙、南道德等地分散分布。对照试油结果发现，试油效果较好的绝大部分都是A+B相，地理上分布在东沟—道镇、富县、南道德、桥镇等区域；试油效果较好的C类成岩相主要分布在桥镇西北、石门子、高哨一带，分布范围较小；在D+E类成岩相中也有个别井能达到工业油流，零星分布。
4 结论1) 甘泉—富县地区长7储层砂岩类型主要为长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩，成分成熟度较低。依据成岩作用、孔隙度发育特征以及胶结物类型等划分为5种成岩相：中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相、中压实不稳定组分溶蚀溶孔相、强压实弱溶蚀微孔相、强压实伊利石胶结致密相和强压实钙质胶结致密相。
2) 建立不同成岩相测井响应模板，将5种成岩相按照对储层有利程度划分为3类：有利类(中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相、中压实不稳定组分溶蚀溶孔相)、较为有利类(强压实弱溶蚀微孔相)和不利类(强压实伊利石胶结致密相、强压实钙质胶结致密相)，成岩相划分方案与试油效果匹配度高，对生产具有一定指导意义。
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