0 引言

近年来，随着常规储层油气资源的逐渐枯竭，国内外油气勘探已逐步转向非常规资源领域^[1]。非常规资源储层的勘探和开发与储层物性关系紧密，而储层物性“甜点”成因多与成岩作用有关，因此深入研究成岩作用对致密砂岩储层勘探与开发具有重要意义^[2-4]。

传统思路下针对成岩作用强度及其主控因素的研究已经不能满足非常规油气勘探需求。随着储层中水—岩反应研究的深入^[5-6]，不同成岩作用的机理及发育规律得到了更清楚的认识：储层原始组分的差异导致不同成岩演化路径，造成不同程度物性改变^[7]；盆地热埋藏过程、烃类充注过程与储层成岩改造过程同时进行，又相互影响^[8-9]；分析测试手段的进步，使成岩作用的分析方法由定性描述式转向定量化方向，因此，储层成岩作用研究正由传统的静态定性描述向动态定量表征转变。本研究通过多种分析测试手段开展成岩作用定量化研究，辅以相对时间序列(成岩序列)和绝对时间序列(流体包裹体定年等)的标定，准确恢复储层孔隙度演化过程，并结合盆地热埋藏史及烃类充注史开展储层成岩—成藏耦合关系研究^[9]，以便更好地促进研究区延长组长8油层组的勘探与开发。

1 地质背景及沉积特征

镇泾地区位于鄂尔多斯盆地西南部，横跨天环凹陷和伊陕斜坡两个构造单元，面积约为2 500 km^2[10](图 1)。研究区发现了以致密砂岩油藏为主的红河油田，现有探井300余口，勘探程度较低，探明储量主要分布在延长组长8油层组。研究区长8油层组主要以河口坝微相和水下分流河道微相垂向叠置为特征^[11-12]，河口坝微相自然伽马曲线呈漏斗型，水下分流河道以自然伽马曲线钟型、箱型为特征，岩芯上以槽状交错层理、板状交错层理、平行层理、包卷层理粉—细砂岩，以及波纹交错层理粉砂岩为主(图 2)。

2 储层特征 2.1 岩石学特征

据700余张薄片镜下统计可知，研究区长8油层组储层为中细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(Q_36.2F_35.7L_28.1)^[13](图 3)。碎屑中石英含量最高，一般为26%~64%，以单晶石英为主；长石含量次之，含量介于16%~55%，钾长石和斜长石含量基本相等；岩屑含量相对较高，约为3%~44%，多为沉积岩岩屑、岩浆岩岩屑。砂岩碎屑颗粒分选中等，磨圆度次棱角状、次棱角—棱角状，颗粒多点—线接触、线—凹凸接触，结构成熟度和成分成熟度均较低，反映了其近距离搬运沉积的特点^[14]。

2.2 物性特征

研究区28口井的535个样品孔渗测试数据显示，长8油层组储层岩芯孔隙度介于1.1%~21.5%，平均7.66%，其中大部分介于2.0%~14.0%(图 4A)；渗透率(0.002~21.3)×10^-3 μm²，平均0.49×10^-3 μm²，大部分低于0.4×10^-3 μm²(图 4B)；长8油层组储层孔隙度和渗透率之间相关性较好，反映储层的渗滤通道主要与孔隙相关(图 4C)；储层孔喉半径平均约0.123 μm(图 4D)，且储层渗透率与孔喉分选系数呈负相关关系(图 4E，F)，即随着孔喉大小集中程度的增加，储层物性变差，以此区别于常规储层^[15-17]。根据石油行业储层物性标准(SY/T6285—1997)，研究区长8油层组砂岩为典型的低孔—超低渗、中孔—小细喉型储层。

长8油层组储层孔隙按成因可划分为原生孔隙、次生孔隙、微裂缝。其中，原生孔隙为压实作用、胶结作用之后剩余的原生孔隙，一般孔隙边缘较平直，多呈三角形，含量占总面孔率的14%；次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔等，其中粒间溶孔为长8油层组储层主力储集空间，粒间溶孔碎屑边缘多不规则，粒间溶孔占总面孔率的75%；微裂缝以杂基组分收缩缝、云母解理缝为主，对储层物性贡献很小。

3 成岩作用及其对储层物性的影响

成岩作用对储层物性的影响体现在不同强度、不同类型的成岩作用组合对储层物性改变^[18]。通过铸体薄片、阴极发光和扫描电镜等分析，认为影响研究区长8油层组储层物性的成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀及交代作用。

3.1 压实作用

长8油层组储层经历了较强的压实作用^[19]。上覆地层压力作用下，碎屑颗粒呈弱定向排列，颗粒多呈点—线接触(图 5A，B)；机械压实下云母条带变形并膨胀挤入颗粒间(图 5A)；石英较发育自生加大边(图 5C)，少量石英颗粒破裂。由碎屑颗粒含量与粒间孔隙体积(IGV)关系可知，石英颗粒相对含量越高，IGV值越大，岩屑相对含量越高，IGV值越小(图 6A，B)，即刚性石英颗粒能够支撑岩石骨架，而塑性矿物不能有效抵抗上覆地层压力，通过变形减小粒间孔隙体积。在埋藏早期(200~180 Ma)，地层埋深速率较高，迅速的埋深使得储层在没有早期胶结物的支撑作用下强烈压实，形成了致密的岩石格架，是储层低孔—低渗的一个重要因素^[20]。

3.2 胶结作用

研究区长8油层组储层胶结物含量较高，总含量约3%~28%，平均为8.9%。储层胶结类型以接触式胶结和基底式胶结为主，其胶结物成分主要为碳酸盐胶结物、自生黏土矿物及少量硅质等。

(1) 碳酸盐胶结。储层碳酸盐胶结作用普遍发育且非均质性较强，含量介于1%~25%，其中方解石平均含量约4.8%，铁方解石平均含量约0.6%。薄片分析可知，早期微晶方解石生于原生粒间孔中，在其支撑作用下，碎屑颗粒多排列松散(图 5D)，晚期方解石多以较好的晶型或嵌晶状发育(图 5C)。在茜素红染色的薄片下可见红色的方解石胶结和紫红色的铁方解石胶结(图 5E)，铁方解石多充填于剩余粒间孔及溶蚀孔内，不规则分布，且较少受到溶蚀；阴极发光薄片下也可分辨早期橙黄色的方解石，其含量较高，多围绕颗粒边缘，晚期橙红色的铁方解石，多位于粒间溶孔中，相对含量较低(图 5D)，扫描电镜下可见方解石菱面体解理特征(图 5F)。研究区长8油层组储层碳酸盐胶结物含量在砂岩与泥岩接触部位含量较高，在砂体内部含量较低，且碳酸盐胶结物含量较高处，储层物性相对较差，含油气性相对较差(图 7)。

(2) 黏土矿物胶结。由SEM、XRD分析可知，长8油层组储层中自生黏土矿物主要有颗粒包膜和孔隙衬里绿泥石、书页状六边形高岭石、蜂窝状伊蒙混层和丝缕状、针状伊利石，其中以绿泥石含量2.0%，伊蒙混层0.4%，伊利石0.3%，高岭石0.4%。

早期绿泥石膜胶结，以颗粒包膜及孔隙衬里的形式包裹石英颗粒(图 8A)，绿泥石晶体垂直颗粒表面生长，有效地分隔了碎屑颗粒与孔隙水，并使颗粒表面没有足够的可供石英生长的空间，进而阻止石英的自生加大，只有在自生绿泥石膜较薄或不连续处发育自生石英^[21](图 8A)，也有学者认为自生绿泥石晶体微环境中维持碱性环境，不利于自生石英的沉淀^[22]；长8油层组储层中，绿泥石的含量与储层物性具有较好的正相关关系(图 9A，B)，但是当绿泥石含量超过一定界限(占黏土矿物总量的70%)，绿泥石则在粒间孔中发育玫瑰花状绿泥石(图 8B)，并降低储层物性(图 9A，B)。

高岭石多呈淡黄色沉淀在粒间溶孔或长石粒内溶孔中，内部可见少量蓝色的晶间微孔(图 8A)；阴极发光薄片中，高岭石呈靛蓝色不均匀分布于粒间孔中(图 5B)；扫描电镜下高岭石多呈书页状，且多与石英相伴生(图 8C)。由上述特征可知，长8油层组储层中高岭石主要与溶蚀作用有关。由于高岭石颗粒相对较软，不能有效支撑岩石骨架，且其颗粒易堵塞喉道，故其形成的晶间微孔不能有效提高储层物性(图 9C，D)。

长8油层组储层中伊利石和伊蒙混层黏土矿物含量与储层物性呈负相关关系(图 9E、F)。SEM分析可知，自生伊利石及其混层矿物多呈纤维状或片状桥接孔隙并堵塞喉道(图 8D)，将原生粒间孔分隔成更小的微孔隙，极大地降低了储层物性，尤其是对储层渗透率破坏较强。

(3) 硅质胶结。硅质胶结在长8油层组储层中发育较少，平均含量约0.4%。分析认为，硅质主要来源于压溶作用和溶蚀作用。较早期硅质胶结多来自压溶作用，以石英自生加大的形式围绕颗粒边缘，其厚度较薄，使颗粒呈自形晶状(图 5C)；晚期的硅质胶结多来源于溶蚀作用，长石及岩屑的溶蚀生成少量石英，此成因的石英多与高岭石相伴生^[23](图 5B)。

总体上，研究区长8油层组储层由于原始沉积物组分中塑性矿物含量相对较高，早期的快速埋深对储层原始孔隙破坏较大，同时塑性矿物堵塞孔喉，地层水流通性变差，胶结作用含量相对较低。因此，压实作用相比于胶结作用，对储层的破坏作用更强(图 10)。

3.3 溶蚀作用与交代作用

研究证实，长8油层组具有煤系地层的特征，早期煤系地层中的酸性流体对易溶矿物产生了较强的溶蚀，加之长7张家滩页岩排烃过程中生成大量有机酸，长石、岩屑、方解石及少量石英等均受到不同程度的溶蚀^[19]。通过镜下分析可知，斜长石由于风化不稳定性较高，多沿着聚片双晶解理面发生溶蚀，可形成不规则的蜂窝状(图 8E)，少数情况下可形成铸模孔，并被后期方解石胶结充填，这也是长8油层组储层岩石学特征中长石含量相对偏低的原因^[24]。溶蚀作用形成的粒内溶孔往往由于连通性较差，对储层影响不大，而粒间溶孔多为剩余粒间孔的溶蚀扩大孔，具有较大的孔喉半径，连通性较好，很大程度上改善了储层物性。

长8油层组储层交代作用主要以方解石交代长石(图 8F)、高岭石交代长石为主。阴极发光显微镜下方解石交代长石现象较为明显，可见长石颗粒(亮蓝色—暗蓝色)受到方解石(橙红色—橙黄色)不同程度的交代，显现出明显的交代残余(图 5D)，图 5D中1、2、3号长石颗粒均被方解石交代，交代程度递增。长石颗粒和岩屑也多发生高岭石化，阴极发光下高岭石呈靛蓝色，沉淀于长石颗粒粒内溶孔中，或沉淀于溶蚀颗粒附近的粒间孔中(图 5B)。

4 油气充注期次及其对储层物性影响

长8油层组储层存在多期次油气充注，根据原油在孔隙中的赋存位置、显微荧光特征划分不同期次油气充注(图 11A)。早期重质油多侵染在颗粒表面绿泥石膜或云母颗粒上，单偏光下矿物颗粒表面呈现褐色、棕褐色侵染特征(图 11B)；轻质油更多赋存于微裂缝及溶蚀孔中，少量晶间孔也呈现轻质油侵染的特征，呈现浅绿色、浅黄绿色荧光特征(图 11C)；由重质油和轻质油紧邻赋存的特征推断，早期重质油未完全占据的充注通道，是后期轻质油充注的优先路径(图 11A)。

利用流体包裹体的岩相学，分析油气成藏期次及不同包裹体寄主矿物的生成相对序列^[25]；通过含烃盐水流体包裹体均一化温度解释油气充注期次及时间。长8油层组储层石英加大边中的流体包裹体以油包裹体、油—气包裹体为主(图 11D)，碳酸盐胶结物中包裹体以油—气包裹体为主；包裹体主要赋存于石英加大边、切穿石英颗粒(或加大边)的微裂缝、溶蚀孔、碳酸盐胶结物中(图 11E，F)，石英加大边或碳酸盐胶结物中包裹体多成带或成群分布(图 11D)，微裂隙中包裹体成带或成线分布；大部分包裹体直径介于5~10 μm，呈细长状或不规则状；荧光下包裹体显示浅绿色、浅黄绿色、浅黄色、蓝色、浅褐黄色及暗褐色荧光(图 11D，E)。石英加大边及裂隙中包裹体均一温度区间为46 ℃~143 ℃，可分三个二级主峰(图 12)；方解石胶结物中包裹体均一温度区间为100 ℃~115 ℃(平均109 ℃)，铁方解石胶结物均一温度区间为100 ℃~125 ℃(平均117.8 ℃)。由上述包裹体岩相学和包裹体均一化温度特征推断，油气在60 ℃~90 ℃区间发生早期充注，在90 ℃~125 ℃区间发生中期油气充注(主力油气充注)，在125 ℃~150 ℃区间发生晚期油气充注；石英自生加大边发育的较早，晚期碳酸盐岩胶结与主力油气充注同期，铁方解石胶结发育于晚期油气充注期。

5 储层成岩序列

据X衍射分析可知，研究区长8油层组储层黏土矿物组合为绿泥石、高岭石、伊/蒙混层及伊利石；伊/蒙混层比中蒙脱石平均含量约21%，流体包裹体均一化温度主峰区间介于110 ℃~130 ℃，最高温度可达150 ℃，根据应凤祥等^[26]成岩作用阶段划分方案，研究区长8油层组储层均已达到有序混层带，处于中成岩阶段B期。

综合考虑储层中自生矿物的共生组合关系，结合流体包裹体岩相学、包裹体均一化温度分析以及油气充注特征分析，在成岩阶段划分的基础上，建立了镇泾地区长8油层组储层的成岩序列。其顺序概况为：早期机械压实作用→早期方解石胶结→早期绿泥石膜胶结→早期石英加大→岩屑、长石溶蚀→自生黏土矿物→早期油气充注→晚期硅质胶结→长石、岩屑、方解石溶解→自生黏土矿物→晚期方解石胶结→中期油气充注(主力油气充注)→Fe方解石胶结→晚期油气充注(图 13)。

6 成岩作用定量化研究

储层物性分析及多参数薄片镜下统计为定量重建孔隙演化提供了依据。前已述及，研究区储层的成岩演化大体是按照压实、胶结、溶蚀、微孔和微裂缝顺序进行，因此，通过铸体薄片下现今胶结物含量、粒间溶孔、剩余原生孔、总面孔率参数的定量计算，可通过回剥法对成岩作用各阶段的孔隙度进行恢复(图 14)^{[9, 27-28]}。

(1) 原始孔隙度

通过Beard et al.^[29]的经验公式计算不同粒度沉积物的原始孔隙度：

式中, Φ₀为原始孔隙度，S₀为Trask分选系数，D₁和D₃分别代表累计曲线上25%和75%处所对应的颗粒直径。经计算，长8油层组储层原始孔隙度Φ₀在36.3%~38.7%之间，平均约37.8%。

(2) 压实减孔作用

压实后剩余原生孔/%=原始胶结物/%+胶结后剩余原生孔/%

原始胶结物/%=现今胶结物/%+粒间溶蚀孔/%

式中, Φ₁为压实后砂岩孔隙度，Φ_L为压实损失孔隙度，Φ_p为物性分析孔隙度(7.6%)；Φ_t为总面孔率(5.1%)；Φ_pm为原生粒间孔面孔率(0.7%)；Φ_d1为粒间溶孔面孔率(3.8%)；Ct为现今胶结物含量8.9%。经计算，压实后砂岩孔隙度(Φ₁)为15.6%，储层压实损失孔隙度(Φ_L)为22.2%，压实作用是储层致密化的重要原因。

(3) 胶结减孔作用

胶结后剩余原生孔/%=薄片中剩余原生孔/%

式中, Φ₂为胶结后砂岩孔隙度；Φ_c为胶结损失孔隙度。经计算，储层胶结损失孔隙度(Φ_c)为14.6%，由不同胶结物的含量可计算不同胶结物的减孔作用。胶结作用引起的孔隙减小量大于压实作用，胶结作用是储层致密化的另一主因。

(4) 溶解增孔作用

溶蚀孔/%=粒间溶孔+粒内溶孔

式中, Φ₃为溶蚀增加孔隙度；Φ_d2为粒内溶孔面孔率(0.2%)。经计算，储层溶蚀增加孔隙度(Φ₃)为5.9%，溶蚀作用在一定程度上为改善了致密砂岩储层。

(5) 交代增孔作用

晶间孔/%=黏土矿物晶间孔

式中, Φ₄为晶间孔；Φ_d3为晶间孔面孔率(0.4%)。经计算，储层交代作用形成的自生黏土矿物晶间孔增加孔隙约0.6%。

(6) 误差分析

根据薄片鉴定，粒间溶孔多为剩余粒间孔的溶蚀扩大孔，鉴于现今技术无法定量粒间溶孔中剩余粒间孔和溶蚀孔的比例，且无法确定粒间溶孔内溶蚀部分是否被胶结物完全胶结。在回剥法计算过程中，存在粒间溶孔内完全被胶结物胶结的假定，由此，计算结果造成剩余原生孔数值较真实值偏小，粒间溶孔数值较真实值偏大，胶结减孔数值较真实值偏大，上述误差暂时无法避免。

7 成岩—成藏耦合关系研究

综合研究区长8油层组储层埋藏史、烃源岩热演化史及成岩演化史，细化不同类型不同期次成岩作用对储层孔隙度的损益，结合包裹体均一化温度确定关键成岩作用的绝对地质年龄，恢复储层成岩—孔隙演化过程，进行储层成岩与成藏耦合关系的研究(图 12，13，15)^[27-29]。

早成岩阶段(210 ~135 Ma)，长8油层组先后经历了印支运动晚期短期快速埋深(埋藏速度约40 m/Ma)、燕山运动早期短期差异抬升、燕山运动中期不稳定沉降阶段，埋藏深度达到1 300 m，该深度下长8油层组泥岩的排替压力达到0.5 MPa，成为有效物性遮挡盖层，形成了长8油层组岩性圈闭^[30-31]。长7油层组烃源岩初始生烃时间为早白垩世早期(140 Ma)^[31]，此时古地温 < 70 ℃，烃源岩R_o < 0.5%，发育少量未熟—低熟油，镜下可见重质油侵染黏土膜(图 11B)。此阶段储层压实作用最为明显，表现为刚性颗粒的旋转，塑性颗粒的变形以及云母颗粒的假杂基化(图 5A)；发育少量早期微晶方解石胶结，能够有效减缓压实作用；碎屑颗粒表面发育早期颗粒包膜绿泥石，与其伴生的是早期石英自生加大，孔隙度由原始37.8%降至17%。

中成岩阶段A期(130~40 Ma)，长8油层组先后经历了燕山中期不稳定沉降、燕山晚期抬升阶段，具体演化可分为三期：1)130~110 Ma阶段，地层温度介于70 ℃~90 ℃，长7油层组烃源岩0.5% < R_o < 0.7%，发育低熟油气。此阶段泥岩不断脱水并释放出铁离子与镁离子，地下水开始向酸性转变，沉积时期孔隙中絮凝的胶体发生水解，共同导致砂岩孔隙流体内铁离子、镁离子含量的增加，储层中发育晚期绿泥石膜胶结，少数孔隙中充填玫瑰花状绿泥石；同时岩屑、长石、方解石等颗粒的少量溶蚀，溶蚀孔内充填部分自生黏土矿物，储层孔隙度介于12%~17%，储层未进入致密化阶段，发育成藏早期低熟油气充注。2)110~80 Ma阶段，地层温度介于90 ℃~125 ℃，长7油层组生烃高峰为早白垩世晚期(100 Ma)^[31]，长7油层组烃源岩R_o＞0.7%，发育成熟油气。此阶段有机酸大量溶蚀长石、岩屑等颗粒，产生高岭石的同时，增加了CO₃^2-和硅质来源，促使晚期方解石和晚期自生石英的生成^[32-33]，储层逐步致密化，孔隙度由12%降低至9%，发育成藏中期主力油气充注，随后储层进入致密化区间。3)80~40 Ma阶段，地层开始抬升，此阶段发育铁方解石胶结，长8油层组储层此时已成为致密砂岩储层，主体发育成藏晚期再调整油气充注。

中成岩阶段B期(40 Ma~至今)，长8油层组先后经历了喜山运动稳定抬升作用。储层主要以铁方解石胶结作用及少量溶蚀作用为主，对储层物性未造成明显改变。

综合上述分析可知，研究区长8油层组储层成藏期主体处于中成岩阶段A期，储层孔隙度介于10%~15%。其中，成藏早期储层孔隙度>12%，成藏中期储层孔隙度介于9%~12%，成藏晚期储层孔隙度 < 9%；故长8油层组在成藏早—中期储层未致密化，成藏晚期，储层已发展为致密化储层，总体储层致密化史—成藏史耦合关系为“先成藏，后致密”过程^[34-35]。

8 结论

(1) 长8油层组储层总体以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，成分成熟度、结构成熟度均较低，主要发育钙质、硅质、黏土矿物、泥质杂基等胶结；储层孔隙类型以粒间溶孔、剩余原生粒间孔、晶间孔为主；储层排替压力和中值压力均较高，为典型的低孔低渗砂岩储层。

(2) 储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等；储层成岩作用达到中成岩阶段B期；储层成岩序列：机械压实作用→早期方解石胶结→早期绿泥石膜胶结→早期石英加大→岩屑、长石溶蚀→自生黏土矿物→早期油气充注→晚期硅质胶结→长石、岩屑、方解石溶解→自生黏土矿物→晚期方解石胶结→中期油气充注(主力油气充注)→Fe方解石胶结→晚期油气充注。

(3) 成岩作用定量化研究表明，压实作用和胶结作用为储层致密化的本质原因，分别造成孔隙度损失22.2%和14.6%，溶解作用共增加孔隙度5.9%，交代作用形成的黏土矿物晶间孔约0.6%。

(4) 长8油层组储层成藏早期储层孔隙度>12%，成藏中期储层孔隙度介于9%~12%，成藏晚期储层孔隙度 < 9%；长8油层组在成藏早—中期储层未致密化，成藏晚期，储层已发展为致密化储层，总体储层致密化史—成藏史耦合关系为“先成藏，后致密”过程。