嚴(yán)銳濤， 徐懷民， 嚴(yán)銳鋒， 曾聯(lián)波， 何永宏

(1.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠， 內(nèi)蒙古 烏審旗 017300；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 陜西 西安 710078)

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鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組長8段致密儲層特征及主控因素分析*

嚴(yán)銳濤1， 徐懷民1**， 嚴(yán)銳鋒2， 曾聯(lián)波1， 何永宏3

(1.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠， 內(nèi)蒙古 烏審旗 017300；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 陜西 西安 710078)

為揭示鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組長8段致密砂巖儲層特征及控制因素，通過巖心、薄片鑒定、掃描電鏡、X衍射等資料研究了儲層的巖石學(xué)特征、成巖作用、孔隙和物性特征，并討論了致密砂巖的成因機(jī)理。結(jié)果表明：長8段巖石類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，儲集空間主要為粒間孔(包括殘余粒間孔與粒間溶孔)、溶孔(長石溶孔與巖屑溶孔)，儲層孔隙度平均為9.6%；滲透率平均為0.67×10-3μm2。為典型的低孔——超低孔、超低滲的致密儲層。儲層物性受控于多種因素，其中沉積條件是不同砂巖物性差異的基礎(chǔ)，沉積后持續(xù)快速的埋藏和較多的塑形顆粒共同導(dǎo)致強(qiáng)烈的壓實和孔隙的大量損失，硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)則充填壓實剩余孔隙，加之伊利石對孔吼的堵塞，最終形成致密砂巖。

環(huán)江油田； 延長組； 致密砂巖； 成巖作用； 主控因素

引用格式：嚴(yán)銳濤，徐懷民，嚴(yán)銳鋒，等.鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組長8段致密儲層特征及主控因素[J]. 中國海洋大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2016, 46(8): 96-103.

YANRui-Tao,XUHuai-Min,YANRui-Feng,etal.CharacteristicsoftightreservoiranditscontrollingfactorsofChang8memberinYanchangFormationinHuanjiangOilfield,OrdosBasin[J].PeriodicalofOceanUniversityofChina, 2016, 46(8): 96-103.

近年來，高效開發(fā)致密油儲層成為中國石油工作者研究的重要突破點。致密油氣作為非常規(guī)油氣系統(tǒng)中的一個重要類型，其運聚機(jī)理、分布規(guī)律、評價方法和主控因素都與常規(guī)油氣藏、其他類型非常規(guī)油氣相比存在一定的特殊性，因此致密儲層的成因主控因素研究是解剖此類油藏的核心任務(wù)[1-4]。鄂爾多斯環(huán)江油田延長組長8段砂巖為典型的致密砂巖儲層。前人對該區(qū)延長組致密儲層的主控因素做過許多一定研究，多數(shù)學(xué)者認(rèn)為沉積條件和成巖作用是形成儲層致密的主要控制因素[5-10]。如于波等人研究認(rèn)為對西峰區(qū)長8段儲層成分成熟度很低，抗壓能力弱，因此壓實與壓溶及膠結(jié)作用是破壞孔隙的主要因素，其中長石、巖屑等骨架顆粒的溶蝕作用形成致密儲層[8]；張紀(jì)智認(rèn)為優(yōu)質(zhì)儲層宏觀展布受控于沉積作用，而后期壓實和膠結(jié)作用大大減少了原生孔隙，導(dǎo)致儲層致密[9]；肖曉光研究認(rèn)為直羅油田長8段儲層成巖作用中孔隙橋塞式粘土降低了儲層的滲透性，而碳酸鹽巖膠結(jié)對儲層物性影響較小，硅質(zhì)膠結(jié)具有雙重作用，碎屑組分不同程度的溶蝕，是相對優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵[10]。

總體上，一般研究認(rèn)為壓實、膠結(jié)是主要的物性損失因素，溶蝕有利于孔隙的形成，但是具體哪種膠結(jié)對物性影響大？什么因素控制著壓實、膠結(jié)及溶蝕作用？與長8段其他油田相比，環(huán)江油田平面上更靠近物源區(qū)，對儲層物性是否有影響？這些問題都沒有深入討論，因此，筆者通過宏觀沉積作用及微觀成巖作用分析，進(jìn)一步探討了鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組長8段致密砂巖控制儲層物性的主要因素，為提高儲層描述的準(zhǔn)確性及更好的分析預(yù)測致密砂巖儲層發(fā)育區(qū)提供依據(jù)。

1　地質(zhì)概況

環(huán)江油田位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造區(qū)域橫跨伊陜斜坡和天環(huán)坳陷，構(gòu)造相對穩(wěn)定(見圖1)，沉積了自古生代以來的多套生儲蓋組合。晚三疊世長8沉積期地形平緩，坡度小，物源主要來自西北部，沉積水體較淺，以淺水三角洲前緣沉積為主體[12-14]，優(yōu)質(zhì)儲層主要分布在水下分流河道及水下天然堤微相發(fā)育的地區(qū)。

圖1　鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元劃分圖及研究區(qū)所在位置

2　儲層巖石學(xué)特征

根據(jù)薄片統(tǒng)計，研究區(qū)長8段巖石類型以長石質(zhì)巖屑砂巖(42.6%)、巖屑質(zhì)長石砂巖(27.5%)和長石砂巖(20.3%)為主，少量長石巖屑質(zhì)石英砂巖(5.2%)和巖屑砂巖(4.4%)。砂巖成分成熟度普遍較低，碎屑組分中石英顆粒含量22%～57%，平均為37%，長石顆粒含量25%～55%，平均為32%；巖屑粒含量15%～41%，平均為31%。巖屑類型主要為火山噴發(fā)巖、石英巖、千枚巖、云母巖，其次板巖、片巖和隱晶巖。砂巖填隙物主要包括硅質(zhì)、長石質(zhì)、高嶺石、水云母、綠泥石、粘土、方解石和白云石等。環(huán)江油田延長組砂巖粒徑一般為0.15～0.36mm，主要為細(xì)粒砂巖(81.4%)，其次為粗粉砂巖(19.6%)，分選性中到好，磨圓以次棱狀為主，顆粒以點接觸為主，局部出現(xiàn)線接觸。該區(qū)儲層具低成分成熟度、低結(jié)構(gòu)成熟度特征。

3　主要成巖作用類型及特征

薄片和掃描電鏡觀察顯示環(huán)江油田長8段儲層主要成巖作用包括壓實、膠結(jié)、溶蝕及交代作用，其中前三種成巖作用對儲層物性影響最大。

3.1 壓實作用

研究區(qū)長8段砂巖機(jī)械壓實程度中等-強(qiáng)烈，顆粒之間以線接觸-凹凸接觸為主，云母彎曲斷裂，火山巖巖屑、泥巖巖屑等塑形巖屑壓實變形，常形成假雜基充填于之間(見圖2a)。巖屑及長石等脆性顆粒壓實強(qiáng)烈時常破裂形成粒內(nèi)縫。

3.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)膠結(jié)作用常見，450個鑄體薄片統(tǒng)計顯示，長8段砂巖膠結(jié)物含量0%～35.2%，主要分布于5%～15%(見圖3)，平均11.9%。膠結(jié)物類型包括硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽巖膠結(jié)、黏土膠結(jié)和長石質(zhì)膠結(jié)。主要為硅質(zhì)、鈣質(zhì)膠結(jié)，其次為自生黏土膠結(jié)。

(1)硅質(zhì)膠結(jié)

硅質(zhì)膠結(jié)以石英次生加大或自生石英晶體形式出現(xiàn)，以前者為主，在每個薄片中均有發(fā)育，含量較低，平均1.47%。早期硅質(zhì)膠結(jié)多出現(xiàn)較早，被綠泥石環(huán)邊包裹(見圖2b)，較晚的硅質(zhì)膠結(jié)出現(xiàn)于壓實期，由于壓溶作用，石英顆粒發(fā)生溶蝕，硅質(zhì)轉(zhuǎn)移至粒間孔隙發(fā)生再沉淀，此時壓實殘余的粒間孔隙常備硅質(zhì)膠結(jié)充填殆盡(見圖2c)。

(2)碳酸鹽膠結(jié)

研究區(qū)碳酸鹽巖膠結(jié)平均3.66%，其中以鐵方解石膠結(jié)為主，平均2.87%，其次為方解石膠結(jié)(0.76%)和少量鐵白云石膠結(jié)(<0.1%)。早期為基底式方解石膠結(jié)，晚期為孔隙式方解石膠結(jié)。產(chǎn)狀上，早期碳酸鹽巖膠結(jié)以基底式方解石膠結(jié)為主，晚期則為孔隙式的方解石、鐵方解石膠結(jié)(見圖2d、e)。根據(jù)鏡下薄片統(tǒng)計只有5%的薄片見到了基底式方解石膠結(jié)，其余均為孔隙式膠結(jié)。說明碳酸鹽巖膠結(jié)出現(xiàn)時間比較晚。

結(jié)合已有研究，長8段碳酸鹽膠結(jié)以鐵方解石為主，而非鐵白云石，且縱向上含量略高于延長組其他層位，主要原因一方面可能與長8段粒度相對其他層段偏粗，另一方面富含火山巖巖屑，缺乏白云石巖屑有關(guān)[15]。偏粗粒度利于提高原始孔隙度，可以為后期碳酸鹽膠結(jié)提供一定的空間，且火山巖巖屑富在埋深蝕變過程中可以提供碳酸鹽膠結(jié)所需要的Fe、Mg、Ca等離子，由于缺乏白云巖巖屑，這就導(dǎo)致后期沉淀的碳酸鹽膠結(jié)物以鐵方解石為主，而非鐵白云石巖屑，因為鐵白云石不易從孔隙中直接沉淀，而更易沿著白云石巖屑或白云石晶體邊緣生長[16]。

(3)黏土膠結(jié)

((a).塑形顆粒壓實變形，形成假雜基，羅239井，2739.85m；(b).石英次生加大，耿166，2793.2m，單偏光，40×；(c).石英次生加大完全充填粒間孔隙，羅228 長81 2826.8m；(d).鐵方解石膠結(jié)粒間孔，交代長石碎屑顆粒，羅200井，2643.10m；(e).沉積成因的伊利石環(huán)邊，一級黃干涉色，白38井，2722.9m，正偏光，40×；(f).粒間孔中分布著發(fā)絲狀伊利石，多為成巖成因，羅79井，2951.13m；(g)，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)，后期吸附烴類，顏色暗，顆粒點線接觸，缺少硅質(zhì)及鈣質(zhì)膠結(jié)物，羅228 長81 2820.8m；(h)，掃描電鏡下綠泥石覆蓋于自生石英表面，說明綠泥石環(huán)邊出現(xiàn)晚于早期石英膠結(jié)，羅228 長81 2820.8m；(i).粒間孔隙中充填的高嶺石礦物，耿166，2794.5m(a).Deformationofplasticgranulescausedbycompaction,formingfalsematrix,WellLuo239, 2793.85m; (b).Secondaryenlargementofquartz,WellGeng166, 2973.2m,plane-polarizedlight, 40×; (c).Secondaryenlargementofquartzfilledintergranularporescompletely,WellLuo228, 2826.8m; (d).Ferrocalcitecementedintergranularporesandreplacedfeldsparparticles,WellLuo200, 2643.1m(e).Illiterimofdepositionalgenesis,first-orderyellowinterferencecolor,WellBai38, 2722.9m,positivepolarization, 40×; (f)Hairlineilliteinintergranularpores,mostlydiagenesisorigin,WellLuo79, 2951.13m; (g).Chloriterimcementation,absorbinghydrocarbonlater,dark,point-linecontactwithinparticles,andlackofsiliceousorcalcareouscements,WellLuo228, 2820.8m; (h).Chloritecoversonquartzsurfaceunderscanningelectronmicroscope,indicatingthatchloriterimprecipitatedlaterthanearlyquartzcementation,WellLuo228, 2820.8m; (i).Kaolinitefillingintergranularpores,WellGeng166, 2794.5m.)

圖2鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組致密砂巖儲層的典型孔喉特征及成巖作用圖

Fig.2GrainsizeandpetrophysicaldistributionofdifferentsedimentarysubfaciesinHuanjiangOilfield

圖3　長8段膠結(jié)物含量分布圖

研究區(qū)長8段砂巖的黏土膠結(jié)作用中等-弱，薄片統(tǒng)計顯示，粘土礦物以伊利石和綠泥石為主，平均含量分別為2.9%和2.3%，其次為高嶺石，平均含量1.6%。

伊利石膠結(jié)物通常呈顆粒包膜或孔隙充填形式出現(xiàn)，掃描電鏡下發(fā)育蜂窩狀、發(fā)絲狀、片狀等多種形狀。產(chǎn)狀顯示伊利石的形成具有多種成因，片狀或顆粒包膜伊利石出現(xiàn)于沉積期(見圖2e)，出現(xiàn)時間最早，為沉積成因，但后期常發(fā)生重結(jié)晶，形成片狀-發(fā)絲狀伊利石，而蜂窩狀伊利石常常為蒙脫石轉(zhuǎn)化伊利石的中間狀態(tài)。充填孔隙中的發(fā)絲狀伊利石多為成巖后期的產(chǎn)物(見圖2f)，如充填溶孔伊利石多與長石等礦物溶蝕有關(guān)。另外云母礦物，特別是白云母礦物水化蝕變也會形成伊利石礦物，這類伊利石常常以假雜基形式充填粒間孔隙。

綠泥石膠結(jié)則以孔隙襯邊形式出現(xiàn)(見圖2g)，一般晚于最早期的硅質(zhì)膠結(jié)(見圖2h)，掃描電鏡下呈絨球狀、玫瑰花狀集合體，常常因為吸附烴類呈深褐色或黑色，其發(fā)育的砂巖硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)往往不發(fā)育。高嶺石往往呈單晶假六方片狀充填粒間孔，大小在1～10μm，一般為3～6μm，集合體呈書冊狀(見圖2i)。

3.3 溶解作用

研究區(qū)長8段砂巖溶蝕作用中等，溶蝕對象主要為長石和巖屑(見圖4、5)，其次是少量雜基及膠結(jié)物，因溶蝕作用而增加的溶蝕孔隙平均面孔率為0.96%，一般小于2%，但最高可達(dá)4.3%。溶蝕作用主要出現(xiàn)于成巖期，其特征為顆粒多為部分溶蝕，溶孔零星分布不連續(xù)且未被充填，若形成溶孔形成早期，則易被充填。

4　孔隙類型及物性特征

根據(jù)薄片鑒定及掃描電鏡分析可知環(huán)江油田延長組長8段砂巖儲層以粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主(見圖4、5)，少量雜基、膠結(jié)物溶孔和微裂隙。薄片總面孔率平均2.11%，粒間孔面孔率為0.1%～10.8%，平均1.12%，占總面孔率的平均值為53.1%；溶孔面孔率為0～4.3%，平均0.96%，其中長石溶孔面孔率平均1.12%，巖屑溶孔為0.1%；微裂隙面孔率為0～1.2%，平均0.03%。

圖4　環(huán)江油田長8段不同類型孔隙面孔率統(tǒng)計

((a).長石顆粒溶孔，羅239井，2739.85m；(b).長石顆粒溶孔，部分溶蝕，耿166，2793.2m，單偏光，40×；(c).發(fā)育多種孔隙類型：粒間孔隙、鑄?？滓约罢惩辆чg孔，羅228 2826.8m；(d).綠泥石晶間孔和粒間孔發(fā)育，羅200井，2643.10m。(a).Solutionholesinfeldsparparticles,WellLuo239, 2793.85m; (b).Solutionholesinfeldsparparticles,WellGeng166, 2973.2m,plane-polarizedlight, 40×; (c).Multipleporetypes:intergranularpore,moldporeandinterclaymineralpore,WellLuo228, 2826.8m; (d).Intercrystallineandintergranularporesinchlorite,WellLuo200, 2643.1m.)

圖5研究區(qū)長8段常見孔隙類型

Fig.5PoretypesofChang8sandstone

鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組長8段2 048個砂巖樣品的孔隙度和滲透率參數(shù)統(tǒng)計顯示：孔隙度為5.6%～17.1%，平均為9.6%；滲透率為0.1×10-3～7.67×10-3μm2；平均為0.67×10-3μm2?？紫抖榷嗉性?%～15%；滲透率一般在0.3×10-3μm2以下，為典型的低孔——超低孔、超低滲的致密儲層。

5　致密砂巖儲層物性主控因素

5.1 沉積條件控制形成砂巖物性差異的基礎(chǔ)

環(huán)江地區(qū)長8儲層各沉積相帶主要為三角洲前緣水下分流河道與水下天然堤微相，主力儲集巖為水下分流河道砂體[17-19]，平面上呈水道式條帶狀展布，受沉積條件控制，砂體位于河道中心部位的地區(qū)，砂地比較高，泥質(zhì)含量低，沉積時近主流線，碎屑粒度相對較粗，砂質(zhì)純凈，往往對應(yīng)著較好的物性和孔隙結(jié)構(gòu)(見表1)。從表中可以看出，水下分流河道流線中部砂體發(fā)育更好，具有較粗的粒度和較好的物性。在水下天然堤或者與分流間灣過渡的部位，砂巖厚度較小(參與統(tǒng)計的區(qū)域均小于9m)、砂地比較低(小于0.2)，由于距主流線較遠(yuǎn)，沉積水動力較弱，儲層砂巖粒度細(xì)小(粒度中值均大于2.8Φ)，同時，其物性較差，孔隙度小于8.5%，而滲透率一般低于0.3×10-3μm2。位于水下分流河道中央的區(qū)域，砂巖厚度較大(參與統(tǒng)計的區(qū)域均大于13m)、砂地比較高(大于0.25)，儲層砂巖粒度較粗(粒度中值均小于2.8Φ)，物性較好(孔隙度一般大于8.9%，滲透率一般高于0.4×10-3μm2)。而且，距主流線越近，沉積水動力越強(qiáng)，碎屑顆粒簸選充分，這種粒度變粗、物性變好的趨勢就越加明顯。

表1　環(huán)江油田不同沉積微相砂巖物性統(tǒng)計表

5.2 強(qiáng)烈壓實導(dǎo)致砂巖孔隙快速損失

沉積之后持續(xù)且快速的埋藏是造成長8砂巖壓實較強(qiáng)的主要原因，埋藏史分析顯示(見圖6)，長8段沉積之后發(fā)生了快速而持續(xù)的埋藏，至三疊紀(jì)晚期埋深超過1000m，到白堊紀(jì)中期埋藏深度最大，約3000m，快速埋藏過程加之長8段含較多的塑形顆粒，如云母、板巖、千枚巖、噴發(fā)巖等巖屑，最終導(dǎo)致了較為強(qiáng)烈的壓實作用，孔隙快速損失。

圖6　環(huán)江油田長8段埋藏史圖

5.3 后期膠結(jié)作用最終造成致密儲層

快速壓實之后，長8段又發(fā)生了普遍的硅質(zhì)、鈣質(zhì)和長石質(zhì)膠結(jié)膠結(jié)作用，使得孔隙進(jìn)一步損失。薄片觀察顯示，長8段硅質(zhì)膠結(jié)多與壓溶作用有關(guān)，即壓實導(dǎo)致局部溶解的硅質(zhì)轉(zhuǎn)移再沉淀形成硅質(zhì)膠結(jié)。石英加大之后如果剩余孔隙空間，在埋藏后期還會出現(xiàn)鐵方解石膠結(jié)，少量鈉長石膠結(jié)，繼續(xù)充填孔隙。鐵方解石膠結(jié)不僅充填顆粒間孔隙，還會充填長石等溶蝕孔隙，對后期孔隙的影響較嚴(yán)重。由于鐵方解石較難溶解，且出現(xiàn)于埋藏溶解期之后，因此對孔隙的損失不可逆。薄片統(tǒng)計顯示硅質(zhì)、鈣質(zhì)膠結(jié)物對孔隙損失的貢獻(xiàn)普遍超過5%。

伊利石膠結(jié)物對長8砂巖物性的影響主要體現(xiàn)在對滲透性的破壞(見圖7、8)，研究區(qū)沉積伊利石多呈網(wǎng)狀分布[20]，而自生伊利石則呈絲縷狀分布于顆粒之間，伊利石的存在使得粒間孔被分割阻隔，形成次級微孔隙。次級微孔大部分是無效孔隙，加之網(wǎng)狀分布的伊利石比表面很大，具有較強(qiáng)的表面張力，增加了流體的流動阻力，因此伊利石的存在嚴(yán)重降低了長8段的滲透率[21]。

圖7　環(huán)江地區(qū)伊利石含量與孔隙度相關(guān)關(guān)系

圖8　環(huán)江地區(qū)伊利石含量與滲透率相關(guān)關(guān)系

5.4 綠泥石膜抑制壓實和膠結(jié)作用

長8段綠泥石礦物平均含量次于伊利石，主要以孔隙襯邊或顆粒環(huán)邊形式產(chǎn)出，環(huán)邊平均厚度8～10μm，綠泥石環(huán)邊發(fā)育的砂巖往往壓實程度較弱，顆粒以點或線接觸為主，同時硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)少，一般認(rèn)為綠泥石環(huán)邊一方面增加了砂巖儲層的抗壓能力，另外通過隔斷孔隙水，阻止碎屑石英等的自生加大，抑制后期膠結(jié)，利于原生孔隙的保存[22-25]。從綠泥石含量與孔隙度、滲透率的相關(guān)關(guān)系可見，綠泥石含量與孔隙度、滲透率均呈一定的正相關(guān)關(guān)系，即綠泥石環(huán)邊發(fā)育的砂巖往往孔隙保存較好。

5.5 近烴源巖有利于溶蝕孔隙形成

研究區(qū)長8段致密砂巖中含有豐富的長石顆粒、花崗巖巖屑、安山巖巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物等易溶組分，加之緊鄰長8段上部為長7暗色泥頁巖，是延長組重要烴源巖，因此在埋藏成巖過程中，烴源巖熱演化過程中形成的有機(jī)酸易進(jìn)入長8段砂體發(fā)生溶蝕作用。面孔率統(tǒng)計顯示，孔隙類型中溶蝕孔隙占總面孔率的45.2%，尤以長石溶孔最為發(fā)育，薄片及電鏡下常見部分溶蝕的長石，溶蝕較強(qiáng)時形成蜂窩狀溶孔，甚至鑄模孔。烴源巖對長8段溶蝕孔隙的影響越靠近盆地中心越明顯，平面上，長7烴源巖在盆地中部最為發(fā)育，因此靠近烴源巖最發(fā)育區(qū)的西峰油田溶蝕孔隙更為發(fā)育，長81溶孔率可達(dá)1.4%[26]。溶蝕孔隙的發(fā)育有助于提高孔隙度，但由于溶孔的形狀不規(guī)則，且連通性較差，這也是長8段平均孔隙度較高，但滲透率低的原因。

6　結(jié)論

鄂爾多斯盆地環(huán)江油田延長組長8段致密砂巖儲層巖性為細(xì)粒長石巖屑砂巖、細(xì)粒巖屑長石砂巖，砂巖成分成熟度普遍較低。儲集空間類型主要為粒間孔、溶孔和少量微孔。埋藏過程中長8段經(jīng)歷的成巖作用包括壓實作用、硅質(zhì)膠結(jié)、鐵方解石膠結(jié)、伊利石、綠泥石膠結(jié)以及溶解作用，其中以壓實、膠結(jié)和溶解作用對儲層物性影響大。

致密砂巖儲層物性主要受控于沉積相和成巖作用：

(1)沉積水動力較強(qiáng)地區(qū)，砂巖粒度粗，利于孔隙保存。

(2)埋藏之后快速持續(xù)的壓實是孔隙損失的主要原因，而壓實之后出現(xiàn)的硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)會繼續(xù)充填剩余孔隙，伊利石膠結(jié)則會明顯降低滲透率。

(3)砂巖中的綠泥石膜可以抑制壓實作用、硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)，有利于原生孔隙保存。

(4)近烴源巖、富長石、火山巖巖屑等是長8段溶蝕孔隙發(fā)育的主要原因，溶蝕孔隙有利于改善孔隙度，但對滲透率貢獻(xiàn)小。

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責(zé)任編輯徐環(huán)

CharacteristicsofTightReservoirandItsControllingFactorsofChang8MemberinYanChangFormationinHuanjiangOilfield,OrdosBasin

YANRui-Tao1,XUHuai-Min1,YANRui-Feng2,ZENGLian-Bo1,HEYong-Hong2

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 2.CNPC,ChangqingOilfieldCompany,TheThirdGasCollctingPlant,Wushenqi017300,China; 3.CNPC,ChangqingOilfieldCompany,ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Xian710078,China)

Basedoncores,grainanalysis,thinsections,scanningelectricalmicroscope,mercuryinjectiondata,X-raydifferactiondata,lithologicalcharacteristics,parametersofporethroat,andpetrophysicalcharacteristicsarestudied.Theresultsshowthatthereservoirismainlytightreservoir,andthelithologyarefeldsparlithicsandstoneandlithicfeldsparsandstone.Themainreservoirspacesareinter-grainporeanddissolvedpore,whilethroattypesaremainlypointthroat.Medium-smallporeandultra-smallthroatareusuallyseen.Thereservoir’smeanporosityis9.6%andmeanpermeabilityis0.67×10-3μm2.Thentheinfluenceofdiagenesisontightreservoirisanalyzed: ①themainriverchannelhasthebestreservoirquality; ②carbonatecementationhasinverseeffectsonreservoirquality; ③illiteprecipitationreducesinter-grainporespace; ④kaoliniteprecipitatedandindicatetheintensityofcorrosion; ⑤chloritethinfilmrestrainthecompactionandotherminerals’ecipitation; ⑥feldspars’dissolveimprovereservoirquality.

HuanjiangOilfield;YanchangFormation;tightsandstone;diagenesis;controllingfactors

國家重大科技專項“巖性地層油氣藏成藏規(guī)律、關(guān)鍵技術(shù)及目標(biāo)評價”項目(2011ZX05001)資助

2015-04-07；

2015-08-04

嚴(yán)銳濤(1989-)，男，博士生，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。

**通訊作者：E-mail：wsdlh520@163.com

P539

A

1672-5174(2016)08-096-08

10.16441/j.cnki.hdxb.20150331

SupportedbyNationalMajorProjectsofScienceandTechnology-“AccumulationPattern,KeyTechnologyandTargetEvaluationofLithostratigraphicReservoirs”(2011ZX05001)