2024, Vol. 36
2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018;
3. 中国石油长庆油田分公司 第十二采油厂，甘肃 合水 745400;
4. 中国石油长庆油田分公司 第二采气厂，西安 712100;
5. 西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil & Gas Field, Xi'an 710018, China;
3. No. 12 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Heshui 745400, Gansu, China;
4. No. 2 Gas Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 712100, China;
5. School of Earth Sciences and Engineering, Xi'an Shiyou University, Xi'an 710065, China
随着非常规油气勘探与开发技术的不断进步与发展，页岩油已成为非常规油气勘探与开发的重要对象。对页岩油储层的研究是页岩油勘探的重要环节，目前已成为专家学者关注的热点问题[1-3]。近年来，全球各大盆地的页岩油勘探均已获得突破，例如北美Williston盆地上泥盆—下石炭统Bakken组页岩油[4]、Denver盆地白垩系Niobrara组页岩油[5]，加拿大北部地区石炭系Emma Fiord组页岩油[6]，北非Ghadames盆地志留系Tanezzuft组页岩油[7]，中国松辽盆地白垩系青山口组页岩油[8]、准噶尔盆地二叠系芦草沟组页岩油[9]、渤海湾盆地古近系沙河街组页岩油[10]、鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段页岩油等[11]。上述大多数盆地的页岩油储层均以泥岩、页岩为主，纹层、页理较为发育，石油赋存于其中，但长7段页岩油储层较为特殊。付金华等[12]将长7段页岩油储层分为3类，Ⅰ类页岩油储层以泥岩夹多期叠置的砂岩为主，Ⅱ类页岩油储层以厚层泥页岩夹薄层的粉—细砂岩为主，Ⅲ类页岩油储层以纯泥页岩为主。其中，Ⅰ类泥岩夹多期叠置的砂岩型（简称夹层型）页岩油储层是长7段主要的“甜点”。“十三五”期间，中国石油长庆油田分公司针对长7段夹层型页岩油储层的勘探获得突破，并在鄂尔多斯盆地西南部的陇东地区发现了储量超过10亿吨级的庆城大油田[12]，展现出页岩油广阔的勘探前景。以往学者对陇东地区长7段的石油勘探分为2个阶段。早期普遍认为是致密砂岩油[13]，有利储层往往分布于孔隙连通性较好的厚层砂体中，沉积微相、岩相及砂体构型等成为有利储层分布的主要控制因素[14-15]，虽然对成岩作用进行了一定研究，但多以定性-半定量为主，不够深入。随着理论的突破，多数学者开始认为长7段内发育页岩油[16]，储层微观非均质性较强、致密化程度较高，成岩作用对储层致密化及有利储层分布具有重要的影响[17-18]，在其主控因素的研究中逐渐占主导地位。针对陇东地区长7段夹层型页岩油储层成岩作用特征，部分研究认为大量发育的塑性岩屑及杂基在成岩作用早期受上覆地层压力影响被大量压实，储层经历了较强的压实作用，后期则受到了相对较弱的胶结作用及溶蚀作用影响，储层致密化程度主要受压实作用控制[18-19]；部分研究认为储层经历了中等—强压实与胶结作用及强弱不等的溶蚀作用，其致密化程度主要受胶结作用控制[20]。
以往对成岩作用进行了一定的研究，但缺乏定量化的分析手段，对不同类型成岩作用强度的判断未达到统一，储层致密化主控因素的认识存在差异。为区别传统成岩作用研究，加强不同成岩作用强度的定量化分析，以长庆油田陇东地区页岩油勘探开发重点区块合水地区为目标，以长7段夹层型页岩油储层（以下简称长7段储层）为研究对象，利用铸体薄片、自生黏土矿物XRD衍射、电子探针、阴极发光、高压压汞、实测物性等资料，在对其储层特征研究的基础上，引入成岩系数，定量分析差异性成岩演化对储层的影响，结合埋藏热演化史，明确储层致密化过程及其主控因素，并建立储层评价标准，对储层进行定量评价，预测出有利储层的分布，以期为鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油储层的研究提供借鉴。
1 地质概况鄂尔多斯盆地位于华北陆块西部，是我国第二大盆地，其演化经历了中—晚元古代坳拉谷盆地发育阶段、古生代大型稳定克拉通盆地发育阶段、中生代前陆盆地发育阶段及新生代周缘断陷盆地发育阶段[21]。盆地横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省，由伊蒙隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带及渭北隆起六大构造单元组成，总面积约为37×104 km2[22]。合水地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部（图 1a），是长庆油田在陇东地区的重要产油基地。中生界三叠系延长组作为合水地区主要的产油层系，自下而上依次划分为长10段—长1段。其中，长7段根据旋回自下而上又可进一步细分为长73、长72与长71等3个亚段（图 1b）。作为最大湖泛期的沉降中心，合水地区长7段主要为深湖—半深湖的湖底扇沉积，可划分为内扇、中扇及外扇亚相，包括砂质碎屑流、浊流、泥质碎屑流、深湖泥等微相类型[23]。砂质碎屑流可见泥砾、泥岩撕裂屑及重荷模；浊流砂体可见鲍马序列及火焰状等重力流构造（图 1b），是区内夹层型页岩油主要的勘探目标。
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下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地合水地区位置（a）及N117井三叠系长7段岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Location of Heshui area in Ordos Basin(a)and stratigraphic column of Triassic Chang 7 member of well N117(b) |
合水地区长7段530个样品的铸体薄片镜下鉴定结果显示，砂岩组分中石英平均体积分数为37.8%，岩屑平均体积分数为20.7%，以变质岩岩屑和沉积岩岩屑为主（平均体积分数分别为9.0% 与8.5%），长石平均体积分数为19.3%。根据以往学者对砂岩类型的划分[24]，长7段储层岩性主要为岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩（图 2a）。砂岩颗粒粒径主要为细粒，磨圆度主要为棱角状，分选性主要为中等（图 2b—2d）。砂岩中填隙物包括碳酸盐矿物、自生黏土矿物、硅质胶结物、黄铁矿与泥质杂基，以自生黏土矿物为主（图 2e）。砂岩的孔隙直径大多数小于60 μm，基本无大于120 μm的孔隙发育；喉道宽度大多数小于10 μm，基本无大于25 μm的喉道发育。孔隙类型以次生溶孔为主，包括长石溶孔、粒间溶孔与岩屑溶孔，粒间孔与微裂隙面孔率较低，平均面孔率为1.9%（图 2f）。综上所述，研究区长7段储层具有成熟度低、填隙物类型多样及含量高、孔喉空间小、面孔率低等特征。
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下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层岩石学特征 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 Petrological characteristics of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
对研究区长7段255个样品进行高压压汞测试，根据统计数据结合压汞曲线，可将长7段储层孔喉结构分为3类，第一类压汞曲线为主的储层物性、最大汞饱和度及退汞效率最高，分选系数、变异系数及排驱压力最低，孔喉结构最好；第二类压汞曲线为主的储层物性及最大汞饱和度有所下降，分选系数、变异系数及排驱压力有所上升，孔喉结构中等；第三类压汞曲线为主的储层物性、最大汞饱和度及退汞效率最低，分选系数、变异系数及排驱压力最高，孔喉结构最差（表 1）。由此可见，研究区储层渗流能力差异不等，微观非均质性强。
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下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层不同类型高压压汞曲线参数统计表 Table 1 Parameters of different types of high-pressure mercury intrusion curves of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
研究区长7段487个样品的物性实测统计结果表明，储层孔隙度为0.5%~14.4%，平均为8.9%，主要集中在6.0%~10.0%（占总量的64.3%）；渗透率为0~4.0 mD，平均为0.2 mD，主要小于0.5 mD（占总量的97.0%）。储层孔隙度与渗透率随着埋藏深度的增大，均表现出减小的趋势（图 3a，3b），说明储层物性的变化主要受成岩作用的影响，储层埋深越大，成岩阶段越高，则物性越差。此外，储层的孔隙度与渗透率呈正相关关系，说明储层渗流能力主要受孔隙大小与其连通性的控制（图 3c）。整体上研究区储层具有高孔低渗的特征，由于长7段储层中自生黏土矿物的含量较高，且含有大量晶间微孔，虽然该部分孔隙在镜下难以观察到，但在储层总面孔率平均仅为1.9% 的情况下，其平均孔隙度却高达8.9%，说明该部分微孔隙在总孔隙体积中占比较高，但该类孔隙彼此难以连通，导致其渗透率较低。
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下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层物性特征 Fig. 3 Physical properties of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
镜下观察发现，合水地区长7段储层中压实现象为塑性颗粒被挤压变形呈假杂基充填孔隙（图 4a）。上述530个样品的铸体薄片统计表明，储层颗粒间以点—线接触为主（占总量的51.5%）（图 4b），其次为线接触（占总量的33.6%），点接触（占总量的8.3%）与线—凹凸接触（占总量的8.3% 与6.6%）较少，无凹凸接触与缝合线接触。国内一般将埋深小于2 000 m定义为浅层、2 000~3 000 m定义为中深层、3 000~4 000 m定义为深层、大于4 000 m定义为超深层[25]。对研究区134口井长7段进行最大埋深统计，结果表明其最大埋藏深度分布在1 236.8~2 069.9 m。因此，研究区长7段位于浅层（埋深主要小于2 000 m），储层压实程度不高。
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下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层成岩作用镜下特征 （a）塑性云母被挤压变形呈假杂基充填孔隙，Z31井，1 593.2 m，铸体薄片；（b）颗粒间以点—线接触为主，N175井，1 763.2 m，铸体薄片；（c）丝发状伊利石胶结，Z225井，1 778.6 m，扫描电镜；（d）搭桥状伊利石胶结，Z140井，1 826.3 m，扫描电镜；（e）绒球状绿泥石胶结，其形成晚于硅质胶结物，B4井，1 841.5 m，扫描电镜；（f）蜂窝状伊/蒙混层胶结，N80井，1 692.0 m，扫描电镜；（g）书页状高岭石充填孔隙，Z140井，1 373.4 m，扫描电镜；（h）蠕虫状高岭石胶结孔隙，N142井，1 709.0 m，电子探针；（i）早期方解石胶结原始粒间孔，N89井，1 637.2 m，扫描电镜；（j）铁方解石胶结次生孔隙，B11井，1 770.5 m，铸体薄片；（k）铁方解石胶结孔隙，发橘红色光，Z240井，1 766.0 m，阴极发光；（l）铁白云石胶结次生孔隙及交代铁方解石，N89井，1 704.4 m，铸体薄片；（m）鞍状铁白云石充填孔隙，B29井，1 549.5 m，电子探针、能谱；（n）块状黄铁矿胶结长石溶孔，L20井，1 596.4 m，电子探针、能谱；（o）块状黄铁矿胶结次生孔隙，N89井，1 639.0 m，铸体薄片；（p）石英二级加大边形成早于高岭石，N33井，1 686.3 m，铸体薄片；（q）长石溶孔与长石铸模孔发育，Z225井，1 782.4 m，铸体薄片；（r）粒间溶孔与岩屑溶孔发育，X176井，1 817.5 m，铸体薄片。 Fig. 4 Microscopic characteristics of diagenesis of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
自生黏土矿物是合水地区长7段储层中含量最高的胶结物类型（平均体积分数为8.1%）。自生黏土矿物X射线衍射研究表明，自生黏土矿物以伊利石为主（平均质量分数为79.2%）。伊利石主要由早期蒙脱石转化而来，形成于早成岩B期之后。扫描电镜下，可见2种产状的伊利石胶结孔隙（图 4c，4d）。伊利石胶结时，将储层中的大孔隙及粗喉道进行分割，减小了储层的储集空间，也是上述储层中基本无直径大于120 μm的大孔隙、无宽度大于25 μm的粗喉道发育的主要原因。部分储层中还可见绿泥石与伊蒙混层发育。扫描电镜下，可见部分孔隙被绒球状绿泥石胶结（图 4e），造成了储层原生孔隙的丧失；伊蒙混层作为早期蒙脱石向伊利石转化的过渡产物，在早成岩B期就开始形成（图 4f），与伊利石相似，伊蒙混层胶结时，同样将储层中的大孔隙及粗喉道进行分割，减小了储层的储集空间，对储层起到破坏作用。此外，高岭石通常为酸性流体对长石等硅铝酸盐矿物溶解后的产物[26]，在早成岩B期到中成岩A期均有形成（图 4g，4h）。研究区长7段储层渗流能力较差，酸性流体难以大规模流通而溶蚀硅铝酸盐矿物，因此高岭石含量较低。整体上，绿泥石、伊蒙混层及高岭石对储层的影响较小。
碳酸盐矿物的含量（平均体积分数为5.2%）仅次于自生黏土矿物。主要为铁方解石（平均体积分数为2.8%）与铁白云石（平均体积分数为2.0%），其次为少量的方解石（平均体积分数为0.3%）与白云石（平均体积分数为0.1%）。早期方解石一般形成于大规模压实作用之前，是长7段储层中形成最早的胶结物（图 4i），随着成岩作用的进行，方解石逐渐向铁方解石转变（图 4j）；阴极发光下也可见铁方解石发橘红色光，胶结次生孔隙（图 4k）。储层中白云石已基本向铁白云石转化，以胶结次生溶孔及交代铁方解石的形式产出（图 4l）；电子探针中也可见马鞍状铁白云石充填次生孔隙（图 4m），表明铁方解石与铁白云石均形成于溶蚀作用之后的成岩作用晚期，铁白云石的形成晚于铁方解石。
除上述胶结物外，研究区长7段储层中还可见少量黄铁矿与硅质胶结物（平均体积分数分别为0.8% 与1.1%）。以往学者认为长7段中黄铁矿以草莓状为主，多发育于长73亚段的泥页岩中。该类黄铁矿主要为细菌硫酸盐还原作用（BSR）成因，可以指示安静、缺氧的水体环境，有利于有机质保存[27-28]。此次研究在长7段夹层型页岩油储层中也发现少量黄铁矿，以块状（聚形-立方体）形式产出，不同于BSR成因黄铁矿，该类黄铁矿主要为热化学硫酸盐还原作用（TSR）成因[28]。电子探针下，该类黄铁矿以胶结长石溶孔为主（图 4n）；染色薄片中可见该类黄铁矿形成时储层已被伊利石大量胶结，其含量较低，形成于溶蚀作用之后，晚于伊利石，早于铁方解石（图 4o）。其成因可能与长7段沉积期湖底热液、火山喷发等事件有关[27]。硅质胶结物主要以石英二级加大边的形式产出，早于高岭石形成（图 4p），对储层的影响程度有限。
2.4.3 溶蚀作用随着埋藏的加深、成岩作用的进行，当有机质热演化程度达生烃门限时，其产生的酸性流体进入储层并溶蚀储层中的易溶矿物，发生溶蚀作用。已有研究表明，长73亚段中优质烃源岩的生烃增压及泥岩欠压实作用为烃类流体的运移提供了动力[29]，因此，烃类流体会优先充注本层段内的夹层型页岩油储层，其产生的有机酸会一同进入储层并发生溶蚀作用。储层中长石颗粒被溶蚀，形成长石溶孔与长石铸模孔（图 4q）；同时，储层中剩余粒间孔及易溶岩屑也被溶蚀，形成粒间溶孔及岩屑溶孔（图 4r）。溶蚀作用所产生的次生孔隙减弱了储层的致密性，对储层具有建设性作用。
综上所述，研究区长7段储层颗粒间以点—线接触为主，自生黏土矿物以伊利石为主，发育铁方解石及铁白云石等含铁碳酸盐矿物，孔隙类型以次生溶孔为主，最大埋深期古地温可达120 ℃，平均镜质体反射率为0.79%，平均伊蒙混层比为18%。根据碎屑岩成岩阶段划分标准[30]，长7段储层成岩阶段达到中成岩A期。结合上述薄片观察判断，其主要经历的成岩演化过程为：机械压实作用→早期方解石→伊蒙混层→硅质→高岭石→伊利石→绿泥石→白云石→溶蚀作用→黄铁矿→铁方解石→铁白云石。
3 成岩作用对储层致密化的影响 3.1 压实作用强度利用视压实率可直观地反映压实作用对储层的影响程度：
| $ R_1=\frac{\varPhi_1-V_1}{\varPhi_1} \times 100 \% $ | (1) |
式中：R1为视压实率，%；Φ1为储层初始孔隙度，%；V1为粒间体积分数，%。
视压实率越大，压实作用越强（视压实率小于30% 为弱压实，在30%~70% 为中等压实，大于70% 为强压实）[31]。储层初始孔隙度可由Beard[32]提出的计算公式计算得出：
| $ \varPhi_1=\frac{22.90}{S_0}+20.91 $ | (2) |
| $ S_0=\left(\frac{P_{25}}{P_{75}}\right)^{0.5} $ | (3) |
式中：S0为Trask分选系数；P25为粒度概率累计曲线中25% 处所对应的颗粒粒径，mm；P75为粒度概率累计曲线中75% 处所对应的颗粒粒径，mm。
粒间体积分数为总面孔率、胶结物体积分数与杂基体积分数之和[31]，即：
| $ V_1=P_1+C+M $ | (4) |
式中：P1为总面孔率，%；C为胶结物体积分数，%；M为杂基体积分数，%。
对168个样品进行视压实率计算，研究区长7段储层视压实率为20.0%~67.0%，平均为46.0%，以中等压实为主（图 5a）。前文已述，长7段埋藏深度较小，位于浅层，上覆地层作用于储层的压力较小，但储层中塑性岩屑、云母等含量较高，压实作用对储层的影响达中等强度。
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下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层成岩作用强度及其与成岩系数的相关性 Fig. 5 Diagenesis intensity and its correlation with diagenetic coefficient of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
运用视胶结率来直观地反映胶结作用对储层的影响程度：
| $ R_2=\frac{C}{P_1+C} \times 100 \% $ | (5) |
式中：R2为视胶结率，%。
视胶结率越大，则胶结作用越强（视胶结率小于30% 为弱胶结，在30%~70% 为中等胶结，大于70% 为强胶结）[30]。对上述样品进行计算，结果表明研究区长7段储层视胶结率为69.0%~95.0%，平均为86.3%，以强胶结为主（图 5b）。深水重力流沉积使长7段储层具有较高的黏土含量，这些黏土类物质中的蒙脱石在成岩阶段会转化为伊利石，从而大量胶结孔隙。同时，长7段储层砂泥互层频繁，相邻泥岩中富钙的排出水及黏土矿物的转化为碳酸盐矿物的形成提供了丰富的钙离子；云母类物质、白云岩及变质岩岩屑的溶解再沉淀、凝灰类物质的转化为后期含铁碳酸盐的形成提供了丰富的铁、镁离子[33]，所以长7段储层钙质胶结层较为发育。由此可见，伊利石、铁方解石与铁白云石是影响研究区储层质量的主要胶结物类型。此外，在自生黏土矿物大量胶结孔隙的过程中，其本身也会形成大量的晶间微孔，这些微孔隙在镜下难以识别，可通过视微孔率来直观地反映出微孔隙对储层的影响程度：
| $ R_3=\frac{P_2-P_1}{P_2} \times 100 \% $ | (6) |
式中：R3为视微孔率，%；P2为孔隙度，%。视微孔率越大，则微孔隙越多。上述样品的计算结果显示，研究区长7段储层视微孔率为25.0%~83.0%，平均为67.5%，微孔隙含量较高。从视微孔率与孔隙度相关性来看，二者呈正相关关系，视微孔率越高，储层孔隙度越高（图 5c），说明自生黏土矿物的晶间微孔在总孔隙体积中占比较高。这些孔隙彼此孤立，难以连通，从而使储层表现为高孔低渗的特征，这也与文中2.3节的推断相吻合。
3.3 溶蚀作用强度利用视溶蚀率来直观反映溶蚀作用对储层的影响程度，视溶蚀率越大，溶蚀作用越强（视溶蚀率小于25% 为弱溶蚀，在25%~60% 为中等溶蚀，大于60% 为强溶蚀）[34]。视溶蚀率的计算公式（溶蚀孔面孔率/总面孔率×100%）不适用于研究区长7段储层。一般情况下，总面孔率可近似代表储层孔隙发育程度，溶蚀孔面孔率与总面孔率比值可反映溶蚀作用强度，但长7段储层微孔隙含量较高，总面孔率仅能代表大孔隙发育程度。长7段储层溶蚀孔面孔率平均为1.4%，总面孔率平均为1.9%，视溶蚀率为73.7%，为强溶蚀，这显然不符合实际情况（溶蚀孔面孔率平均为1.4%，达不到强溶蚀程度）。因此，提出以溶蚀孔面孔率与实测孔隙度比值来定量判断溶蚀作用强度：
| $ R_4=\frac{P_3}{P_2} \times 100 \% $ | (7) |
式中：R4为视溶蚀率，%；P3为溶蚀孔面孔率，%。
对上述样品进行测算，结果表明研究区长7段储层视溶蚀率为0~70.0%，平均为13.8%，以弱溶蚀为主（图 5d）。虽然长7段烃源岩在生烃过程中产生的烃类流体会优先充注本层段内部的储层，使储层发生大规模溶蚀作用，但长7段砂泥互层频繁，储层泥质杂基含量较高，加之较强的胶结作用使储层大孔隙基本丧失殆尽，连通性较差，烃类流体进入储层后，其产生的有机酸未能进行大规模溶蚀，溶蚀作用较弱。
3.4 储层致密化主控因素在上述研究的基础上，利用成岩系数（P）分析了不同类型成岩作用对储层的影响程度，明确了储层致密化的主控因素。成岩系数公式为
| $ P=\frac{P_1 \times 100 \%}{R_1+R_2+R_3+\left(1-R_4\right)} $ | (8) |
成岩系数是代表成岩作用强度的综合定量化参数，成岩系数越大，破坏性成岩作用的强度就越小，储层质量则越好；反之，其破坏性成岩作用强度越大，储层质量就越差[35]。样品计算结果表明，研究区长7段储层成岩系数为0.1~4.0，平均为0.9，储层成岩系数差异较大，破坏性成岩作用强度不等，非均质性强。研究表明，视压实率与成岩系数基本无相关性（图 5e）；视胶结率与视微孔率随着成岩系数的增大而降低（图 5f，5g），视溶蚀率随着成岩系数的增大而增大（图 5h），相关性均较好。说明压实作用对储层致密化的影响程度较低，胶结与溶蚀作用分别是增强与降低储层致密化的主要成岩作用类型，为主控因素。
3.5 储层致密化过程在上述研究的基础上，结合储层埋藏热演化史，建立了研究区长7段储层的埋藏-成岩演化模式，研究了储层的致密化过程。225~159 Ma的早成岩A期（晚三叠世—晚侏罗世），长7段储层最大埋深达1 100 m，最大地层温度达60 ℃，成岩作用以机械压实为主，胶结作用较弱，仅发生少量的早期方解石胶结。159~120 Ma的中成岩B期（晚侏罗世—早白垩世末期），随着埋深加大至1 400 m左右，储层颗粒间为点—线接触，压实作用逐渐停止，以中等压实为主（视压实率平均为46.0%）。此时，地层温度上升至80 ℃，储层中早期的蒙脱石开始向伊利石转化，少量的高岭石、硅质胶结物、绿泥石及白云石也开始形成，胶结作用开始替代压实作用对储层产生影响，储层致密化程度加剧。120 Ma之后的中成岩A期（早白垩世末期之后），储层最大埋深达2 300 m，地层最高温度达120 ℃。随着地层温度的升高，自生黏土矿物转化加剧，大量伊利石开始形成并胶结孔隙，储层致密化程度增高。在此期间，有机质热演化达生烃门限（Ro= 0.5%），长73亚段湖相泥岩开始生烃，烃类流体伴随的有机酸使溶蚀作用开始发生并优先充注本层段内的储层，但长7段储层连通性较差，酸性流体进入储层后难以大规模流通，与易溶矿物的接触程度较低，储层以弱溶蚀为主（视溶蚀率平均为13.8%），次生孔隙含量较少（平均面孔率为1.4%）。随着成岩作用继续进行，晚期碳酸盐胶结物（铁方解石与铁白云石）及少量黄铁矿开始形成，部分次生孔隙被重新胶结，此时胶结强度达到最大，以强胶结为主（视胶结率平均为86.3%）（图 6）。综上所述，研究区储层经历了中等压实作用→弱溶蚀作用→强胶结作用的过程，现今平均孔隙度达8.9%，平均渗透率达0.2 mD，具有相对高孔低渗的特征。
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下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层埋藏-成岩演化模式（埋藏热史图据参考文献[16]修改） Fig. 6 Burial-diagenetic evolution process of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
前文已述，储层成岩系数差异较大，非均质性较强。在此情况下，以成岩系数为基础，结合储层实测物性及孔喉结构特征，对合水地区成岩作用影响下的长7段储层进行定量评价。储层质量的好坏主要受其渗流能力的控制，储层渗流能力越强，则其质量越好。根据渗透率的分布（见2.3小节）将储层划分为4类。Ⅰ类储层为特低渗储层（渗透率大于1.0 mD）；Ⅱ类储层为超低渗储层（渗透率为0.1~1.0 mD），其可进一步划分为Ⅱ1类储层（渗透率为0.5~1.0 mD）与Ⅱ2类储层（渗透率为0.1~ < 0.5 mD）；Ⅲ类储层为致密储层（渗透率小于0.1 mD）。
通过分析渗透率与成岩系数的相关性来确定4类储层成岩系数的分布范围。结果表明，成岩系数与渗透率呈正相关关系（相关系数为0.41），成岩系数越大，破坏性成岩作用就越弱，储层的渗流能力越强。通过相关性曲线可知，Ⅰ类储层成岩系数大于2.4，Ⅱ1类储层成岩系数为1.8~2.4，Ⅱ2类储层成岩系数为1.2~ < 1.8，Ⅲ类储层成岩系数小于1.2（图 7a）。
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下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层物性与成岩系数相关性及渗透率分布对应不同类型压汞曲线 Fig. 7 Correlation between physical properties and diagenetic coefficient, and permeability distribution characteristics corresponding to different types of high-pressure mercury injection curves of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
在确定4类储层成岩系数分布范围的基础上，通过分析成岩系数与孔隙度、总面孔率的相关性来确定4类储层孔隙度与总面孔率的分布范围。结果表明，成岩系数与孔隙度、总面孔率均为正相关关系。其中，与孔隙度相关性较低（相关系数为0.36），主要是长7段储层大部分孔隙为微孔隙，成岩系数越低，胶结作用越强，自生黏土矿物含量越高，微孔隙就越发育，因此存在成岩系数较低但孔隙度较高的现象；与总面孔率相关性较高（相关系数为0.88），主要是储层总面孔率直接受成岩作用影响，破坏性成岩作用越弱，成岩系数越大，总面孔率就越高。通过相关性曲线可知，Ⅰ类储层孔隙度一般大于12.0%，总面孔率一般大于4.0%；Ⅱ1类储层孔隙度为10.0%~12.0%、总面孔率为3.0%~4.0%；Ⅱ2类储层孔隙度为8.0%~ < 10.0%、总面孔率为2.0%~ < 3.0%；Ⅲ类储层孔隙度小于8.0%、总面孔率小于2.0%（图 7b，7c）。
不同类型压汞曲线的压汞渗透率分布表明：Ⅰ类储层孔喉结构为第一类压汞曲线；Ⅱ1类储层孔喉结构以第一类压汞曲线为主，其次为第二类压汞曲线；Ⅱ2类储层孔喉结构以第二类压汞曲线为主，含少量第一类与第三类压汞曲线；Ⅲ类储层孔喉结构以第三类压汞曲线为主，含少量第二类压汞曲线（图 7d）。
以往研究表明，砂质碎屑流与浊流微相具有一定差异，砂质碎屑流一般以块状厚层连续沉积为主，泥质含量较低，测井相多为箱形；浊流一般以砂泥互层沉积为主，泥质含量较高，测井相以钟形及指状为主[14]（图 8）。结合岩心相、测井相、测井解释综合成果等数据，通过统计研究区56口井长7段中砂质碎屑流及浊流微相砂体的厚度，研究了4类储层主要的微相组合类型。结果表明，长7段中连续沉积（中间无隔层）的砂体厚度为0.2~9.6 m（平均为2.8 m）。砂质碎屑流微相砂体厚度为1.5~9.6 m（平均为4.1 m），大于3.0 m的砂体居多；浊流微相砂体厚度为0.2~5.3 m（平均为1.2 m），小于3.0 m的砂体居多。可近似将连续沉积厚度3.0 m作为判断砂质碎屑流与浊流微相的标志。
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下载原图 图 8 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层测井相识别特征 Fig. 8 Logging facies identification characteristics of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
4类储层物性与连续沉积砂体厚度的相关性表明：Ⅰ类储层以砂质碎屑流微相为主；Ⅱ1类储层以砂质碎屑流微相为主，其次为少量浊流微相；Ⅱ2类储层以浊流微相为主，其次为少量砂质碎屑流微相；Ⅲ类储层以浊流微相为主（图 9）。从内扇到外扇，微相类型由砂质碎屑流向浊流转化，砂体厚度减小，隔夹层发育及泥质含量增高，储层的质量逐渐变差。
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下载原图 图 9 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段不同类型夹层型页岩油储层厚度与物性相关性 Fig. 9 Correlation between thickness and physical properties of different types of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
综上所述，建立了合水地区长7段夹层型页岩油储层的定量评价标准（表 2）。其中，Ⅰ类储层为a类有利储层；Ⅱ1类储层为b类有利储层；Ⅱ2类储层为一般储层；Ⅲ类储层为差储层。
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下载CSV 表 2 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层定量评价 Table 2 Quantitative evaluation of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
以储层定量评价参数为标准，对研究区均匀分布的41口井长7段储层进行综合评价。结果表明，长7段中，a类有利储层连续沉积厚度为1.1~3.6 m（平均为1.7 m），纵向上发育规模较小，难以进行大规模勘探；b类有利储层连续沉积厚度为0.8~4.1 m（平均为2.9 m），纵向上发育规模较大，是勘探的主要目标。以Z230井为例，纵向上，长71亚段为湖底扇内扇亚相，以砂质碎屑流微相沉积为主，连续沉积的砂体厚度为3.5~9.5 m（平均为4.0 m）；长72亚段为湖底扇中扇亚相，以砂质碎屑流与浊流混合沉积为主，连续沉积的砂体厚度为1.0~8.0 m（平均为7.3 m）；长73亚段以湖底扇外扇的深湖泥沉积为主。其中，a类有利储层厚度为2.5 m，位于湖底扇内扇的砂质碎屑流砂体中，占其所在砂层厚度的27.8%；b类有利储层厚度为1.0~4.5 m（平均为2.9 m），位于湖底扇内扇及中扇的砂质碎屑流砂体中，占其所在砂层厚度的31.3%~50.0%（平均为40.5%）（图 10）。
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下载原图 图 10 鄂尔多斯盆地合水地区Z230井三叠系长7段夹层型页岩油储层综合评价图 Fig. 10 Comprehensive evaluation of interbedded shale oil reservoirs of Triassic Chang 7 member of well Z230 in Heshui area, Ordos Basin |
研究区储层在纵向上的分布表明一套厚层砂体内部存在多种类型的储层（图 10），厚层砂体的分布并不代表有利储层的分布，在平面上以砂体厚度分布难以预测有利储层分布。因此，以单井为单位对储层进行解剖后，经过连井剖面分析来研究有利储层的分布。从研究区西南—东北向的肖金—合水—塔尔湾一线顺物源剖面可知，有利储层主要位于研究区中部的合水一带。长8—长6段沉积期，主要存在西南部东祁连—秦岭及东北部阴山两大物源体系，从长8沉积期到长6沉积期，西南物源对研究区的影响程度逐渐减弱，东北物源对研究区的影响程度逐渐加强，长7段沉积期为过渡时期[36]。研究区西南部主要受西南物源影响，为西南物源区；东北部主要受东北物源影响，为东北物源区；中部地区则为两大物源交汇之处，为混源区。相较西南物源区与东北物源区，混源区有利储层更为发育（图 11a）。在此基础上，对研究区东南—西北向九岘—合水—马岭一线的过混源区剖面（垂直物源）研究可知，混源区有利储层纵向上叠置厚度大、沉积期次多、连通性强，具有良好的发育规模（图 11b）。
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下载原图 图 11 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油有利储层分布剖面 Fig. 11 Profile of favorable interbedded shale oil reservoirs distribution of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
有利储层的形成受沉积-埋藏-成岩演化综合控制。以往研究表明，中部混源区受西南与东北两大物源的双重供给，加之位于湖盆沉降中心，具有充足的物源供给及可容纳空间，连续沉积了大规模的厚层砂质碎屑流砂体[16]；进入埋藏-成岩阶段后，由于储层微相组合类型主要为连续沉积的砂质碎屑流，相较西南与东北物源区，中部混源区储层受破坏性成岩作用较弱、建设性成岩作用较强，储层成岩系数较大、物性较好、孔喉连通性较强（表 2），有利储层更为发育。对上述41口探井（西南物源区12口、中部混源区15口、东北物源区14口）单砂体解释结论统计表明，西南物源区油层、差油层厚度分别平均占总砂层厚度的24.6% 与28.5%，平均含油饱和度为35.4%；中部混源区油层、差油层厚度分别平均占总砂层厚度的32.3% 与37.2%，平均含油饱和度为44.7%；东北物源区油层、差油层厚度分别平均占总砂层厚度的21.5% 与27.7%，平均含油饱和度为38.2%。相较西南、东北物源区，中部混源区油层与差油层厚度大、含油饱和度高。综上所述，混源区有利储层的发育为油气富集提供了良好的条件，为有利目标区。
5 结论（1）鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层岩性主要为岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩，成熟度低，填隙物含量高，以自生黏土矿物为主，其次为碳酸盐矿物；孔隙类型以长石溶孔为主，总面孔率低；孔喉结构复杂，具有高孔低渗的特征。
（2）研究区三叠系长7段夹层型页岩油储层经历了中等压实→弱溶蚀→强胶结的成岩演化过程。储层致密化程度主要受自生黏土矿物（伊利石）、碳酸盐矿物（铁方解石+铁白云石）及溶蚀作用的控制，主要的致密化时期为120 Ma之后的中成岩A期（早白垩世末期之后）。
（3）研究区三叠系长7段夹层型页岩油储层可分为4类。Ⅰ类储层物性最好、成岩系数最大、孔喉结构最好，以连续叠加的砂质碎屑流砂体为主。Ⅱ类储层物性、成岩系数及孔喉结构较Ⅰ类储层有所下降，其中，Ⅱ1类储层质量较好，以砂质碎屑流砂体为主，浊流砂体次之；Ⅱ2类储层质量中等，以浊流砂体为主，砂质碎屑流砂体次之。Ⅲ类储层储层物性最差、成岩系数最小、孔喉结构最差，以浊流以体为主。研究区有利储层为Ⅰ类与Ⅱ1类储层。其中，Ⅰ类储层为a类有利储层，质量最好，但其分布规模较小，难以大面积勘探；Ⅱ1类储层为b类有利储层，虽然质量较Ⅰ类储层有所下降，但其分布规模较大，是目前勘探的主要目标。有利目标区位于研究区中部的混源区。
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