The Relationship between Reservoir Densification and Petroleum Accumulation of the Yanchang Formation in the Honghe Oilfield, Ordos Basin

我国中西部盆地碎屑岩储层普遍致密，油气资源丰富，部分地区已实现了大规模开发。但目前，在致密碎屑岩油气成藏机理方面仍然存在着诸多理论认识问题。其中，碎屑岩储层致密化与油气成藏的时间关系及其相互作用是致密油气成藏机理研究的核心。本文以鄂尔多斯盆地西南部红河油田三叠系延长组长8油藏为研究对象，在碎屑岩致密化、油气成藏期次分析的基础上，将成岩和致密化作用、油气生成与成藏作用作为含油气盆地地质系统中的一个重要组成部分——成岩—成藏系统。识别确定关键地质事件及其年代，建立了成岩与成藏的时间关系，分析了石油充注的成岩响应和储层致密化对成藏的影响。研究结果对深化致密碎屑岩油气成藏机理认识具有重要意义。

红河油田位于甘肃省庆阳市和平凉市镇原—泾川地区，构造位置处于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部（图 1）。镇原—泾川地区上三叠统延长组各层面构造与盆地构造面貌基本一致，整体为一东高西低的西倾单斜。

Figure 1.  Location map of the Zhenyuan-Jingchuan area of the Ordos Basin

镇原—泾川地区中生界主力烃源层为延长组长7底部的张家滩页岩，储集层是延长组三角洲平原分流河道砂体，总体物性差，孔隙度平均值一般为8%~16%，渗透率平均值一般为（0.05~0.5）×10^-3 μm²，整体属于低孔特低渗储层，尤以长8油层组储层较为发育。源、储大面积叠覆邻接，共同演化，在空间上构成了“近源充注”的有利成藏组合。

在对镇原—泾川地区延长组长8油层组储层致密化因素分析的基础上，以不同期次烃类充注事件为主线，根据成岩自生矿物共生组合关系和包裹体均一化温度测试，建立了主要致密化事件的时间序列关系，分析了致密化的历史和过程。

在鄂南镇原—泾川地区，延长组长8油层组储层致密化的主要因素为压实作用、钙质胶结作用，此外，硅质胶结和自生黏土矿物形成可在一定范围内增加储层致密的程度，个别层段的沥青化作用也可引起储层局部致密化，而绿泥石膜形成、高岭石析出、油气侵位等在一定程度上可抑制储层致密化，去致密化的成岩作用主要为各类溶蚀作用和破裂作用。

压实作用是最普遍且对储层成岩演化影响最大的一种成岩作用类型。强烈的机械压实是长8油层组储层孔隙结构变差的主要原因之一。随着压实作用的增强，碎屑颗粒之间的有效应力增加，会引起颗粒接触点处的晶格变形和溶解，使颗粒间由点接触变为线接触甚至为凹凸或缝合线接触关系（图 2a），大幅降低了储层孔隙度。随着地层深埋和上覆岩层厚度增大，机械压实作用不断增强，表现为粗碎屑中孔隙变小、长石及岩屑颗粒黏土化、云母以及千枚岩岩屑挤压变形强烈、颗粒定向排列或出现压裂现象等。塑性颗粒的挤压形变在很大程度上影响压实作用的强度，塑性碎屑含量较高的层段，压实作用增强。

Figure 2.  Microphotographs showing the main diagenetic characteristics of the Chang 8 sand reservoirs

胶结作用是镇原—泾川地区延长组储层致密化的关键因素。根据胶结物类型，胶结作用可分为碳酸盐胶结、硅质胶结和自生黏土矿物充填等。碳酸盐胶结大都发生在盆地沉降的中晚期或抬升初期。早期充填在碎屑颗粒间的碳酸盐胶结物可起到抗机械压实的作用，另一方面，胶结物中的易溶成分在后期地层流体性质改变时极易发生溶蚀而形成次生孔隙，因此，这种早期的碳酸盐胶结对储层孔隙保持的“双重贡献”不容忽视。在成岩中—晚期，大规模发育的碳酸盐胶结物（方解石和铁方解石）充填了部分粒间孔和粒内溶蚀孔，导致储层孔隙度急剧下降，部分成为致密储层（图 2b）。镇原—泾川地区长8油层组的硅质胶结物主要以石英次生加大边的形式发育，次生加大边厚约0.02~0.1 mm，是地层孔隙流体在酸性条件下硅质析出的结果，通常沿着绿泥石薄膜欠发育的部位或石英颗粒边缘形成（图 2c）。

在镇原—泾川地区延长组长8油层组储层中，常见自生绿泥石呈微叶片状、纤维状垂直碎屑颗粒表面生长，从而形成绿泥石薄膜（图 2d）。绿泥石薄膜能构成具有一定抗压能力的支撑构架，可在一定程度上抵抗机械压实。同时，绿泥石薄膜能将碎屑颗粒与孔隙水隔离，从而抑制石英颗粒的次生加大和碳酸盐胶结物的沉淀，有利于原生孔隙的保存^[1-4]。

研究区高岭石主要以粒间或粒内孔充填物的形式呈书页状或蠕虫状产出，并常与自生石英共生。自生高岭石的形成主要与长石等铝硅酸盐的溶解有关。在具有一定开放性的系统中，长石等铝硅酸盐溶解产生的一部分离子不断被带走，剩下高岭石充填在粒间或粒内溶孔中。因此，高岭石析出是长石溶蚀的结果，可在一定程度上减缓致密化的进程。

储层成岩作用在油气充注后能被适度抑制或终止，这一结论已得到普遍认可^[4-7]。油气充注对储层成岩演化的影响体现在两个方面：一方面，有机质生烃过程中产生的有机酸可使大量不稳定的岩屑和胶结物发生溶解，从而改善砂岩储层的物性，另一方面，烃类物质在砂岩孔隙中的聚集可在一定程度上抑制自生石英和碳酸盐胶结物的沉淀。在镇原—泾川地区，延长组储层中早期重质油充填孔隙和微裂缝的现象较为常见（图 2e），这种早期原油充注对于储层物性改善和孔隙保存具有重要影响。关于油气充注对成岩演化的影响详见下文致密化与成藏的关系部分中的论述。

成岩早期的溶蚀现象在镇原—泾川地区长8油层组砂岩中较为常见，而成岩晚期的溶蚀作用相对较弱。在长8油层组自生矿物组合中普遍可见到自生高岭石。采用扫描电子显微镜观察到高岭石矿物的晶片镶嵌在自生石英晶体中，表明高岭石的析出时间较早，也说明了长8油层组砂岩在同生和早期成岩阶段经历了较强的溶蚀作用。成岩早期普遍发育的溶蚀作用对储层物性的改善产生了重要影响。溶蚀作用主要为格架颗粒（碎屑长石、方解石、浊沸石、岩屑等）的溶蚀，其中，长石的溶蚀最为普遍，主要沿颗粒边缘和解理进行（图 2f），岩屑的溶蚀则主要为岩屑中的易溶矿物（如长石等）遭受选择性溶蚀而形成粒内溶孔。方解石颗粒的溶蚀是由于后期地层水性质的改变而形成溶蚀孔和铸模孔，或被其他次生矿物充填而形成方解石残余环边（图 2g）。

破裂作用是镇原—泾川地区延长组储层去致密化的主要因素之一。通常表现为刚性颗粒受压破裂产生多种类型的裂缝，部分缝段见有溶蚀扩大现象（图 2h）。裂缝中常完全或不完全充填沥青质。裂缝的发育对砂岩储集性能和渗透性的改善，特别是烃类的运移起着不可忽视的作用。

在埋藏史和热演化史分析的基础上，将长8油层组储层自生矿物包裹体的均一温度转换成相应的地质年龄，结合不同期次烃类充注时间和构造运动及其伴随的热事件，厘定出研究区长8油层组储集岩主要的致密化和去致密化事件的相对时间关系，在此基础上，通过成岩定量统计和孔隙回剥反演、孔隙演化等效替代和压实模拟计算，考虑面—体转换和覆压校正，确定出关键成岩事件对储层孔隙度损益的量（图 3）。

Figure 3.  Main diagenetic sequence of the Chang 8 sand reservoirs

在漫长的成岩演变过程中，镇原—泾川地区延长组储层经历了三次具有一定规模的压实作用：第一次为发生在T₃—J₁期沉积、埋藏后的持续幕式压实作用，第二次为发生在侏罗纪盆地大幅度沉降过程中的压实作用，而第三次压实作用发生在K₁早—中期，导致延长组储层致密。其中，以同沉积—早成岩阶段、盆地沉降过程中的快速压实作用最为明显，造成储层原始孔隙度大幅缩减了约12%~15%。燕山运动中期盆地快速沉降，上覆地层厚度增加，砂岩孔隙度在原有的基础上减小了5%~8%。

本区长8油层组中能划分出来的石英次生加大共有5期，可根据其中油气水包裹体的均一温度厘定出大致的时间序列。最初的石英加大较难辨认，偶尔发现的尘线可作为鉴定的标志之一，包裹体测试结果对应的地质时代大约在215~202 Ma。第二期石英次生加大发生在盆地大幅度沉降、压实作用较明显时期（175~172 Ma）。第三期发生在盆地大幅度沉降和压实作用最显著的时期（145~128 Ma）。伴随着油气充注，大量酸性流体侵入，硅质成份增多，第四期石英次生加大发育，时间大致在118~112 Ma；第五期石英加大只在局部地区发育，时间大约在95~86 Ma。硅质胶结是导致长8油层组储层致密化的因素之一。成岩早期的石英次生加大通常在绿泥石薄膜不太发育的部位进行，规模有限，而中—晚期发生的石英次生加大规模较大，导致储层孔隙度在原有的基础上减小了2%。

碳酸盐胶结常常在石英次生加大之后发生。本区长8油层组中至少存在5期碳酸盐胶结作用，地质时间分别在212~208 Ma、175~160 Ma、135~125 Ma、112~100 Ma、88~82 Ma。其中，在中—晚成岩阶段大规模发育的第四期（112~100 Ma）碳酸盐胶结作用对储层物性变差最为明显，导致储层孔隙度在原有的基础上降低了5%~10%，使一部分储层迈过了致密化的门槛，成为致密储层。

绿泥石膜在同沉积阶段就开始出现，而粒间孔中花瓣状绿泥石的产生相对滞后。镇原—泾川地区长8油层组绿泥石含量1.58%~2.69%，是主要的自生黏土矿物之一，主要以黏土包膜或孔隙衬里的方式产出。早期绿泥石膜的产生对储层孔隙保护的贡献度约为1.5%~2%。随着盆地沉降，地层温度升高，泥岩不断脱水释放出铁与镁，使得砂岩孔隙流体内铁、镁含量增加，部分层段出现第二期花状绿泥石的析出。第二期绿泥石的发育在充填一部分粒间孔的同时也产生了大量晶间孔，但由于其多占据孔隙喉道导致储层渗透率降低，同时也增加了储层的非均质性，因此对储层物性的总体影响不大。

石油充注具有一期多阶段的特点，其过程可从J₃后期开始延续至K₂中期，大规模充注约发生在K₁中晚期。详细论述见下文油气成藏期次分析部分。由于源储配置条件较好，该区域的致密化作用与多期次的油气充注交替进行，加之后期构造运动产生微裂缝及溶蚀作用对储层物性的改善，导致储层非均质性进一步增强。统计显示，镇原—泾川地区长8油层组中早期油气侵位对后期储层孔隙度保持的贡献约为5%~6%，在一定程度上抑制了储层的致密化。

溶蚀作用是通常发生在构造抬升、油气侵位之后有机酸对长石、方解石和岩屑等的溶蚀^[8-10]。在本区长8油层组中，可划分出四期规模较大的溶蚀作用，大致地质时间分别是：192~188 Ma、163~158 Ma、135~128 Ma、105~96 Ma。据统计，各类碎屑颗粒的溶蚀作用对储层的增孔率约为4%~6%。

破裂作用与构造抬升期基本一致，分别发生在：182~170 Ma、152~135 Ma、95~70 Ma、35~12 Ma。其中，第二期（152~135 Ma）破裂作用产生了大量微裂缝，对储层物性改善和油气充注的影响最大。微裂缝的发育在改善储层渗透性能的同时对储层的孔隙度增加的比率约为1.5%。破裂作用对储层去致密化的最大贡献在于以几何倍数提高了储层的渗透率，增加了油气藏的产能。

综上所述，镇原—泾川地区长8油层组储层成岩序列可以概括为：早期机械压实作用→早期绿泥石膜形成→早期钙质胶结→破裂作用→早期硅质胶结→低熟油充注→长石溶蚀→浊沸石胶结→破裂作用→浊沸石溶蚀→长石、方解石溶蚀→油气充注→石英次生加大→后期碳酸盐胶结→油气充注→破裂作用→晚期碳酸盐胶结（图 3）。

基于成岩演化序列和关键成岩事件对储层孔隙度损益的量，结合部分井实测孔隙度的纵向变化趋势，形成孔隙度演变曲线（图 4）。储层致密化是一个渐进的过程，在机械压实的基础上，胶结作用、溶蚀作用、破裂作用等交替发生，并且具有一定的阶段性。

Figure 4.  Porosity evolution process of the Chang 8 reservoirs

延长组自沉积以来至中侏罗世晚期（约160 Ma），随着盆地沉降，沉积物快速压实，一部分高杂基砂岩的孔隙度迅速减小而成为致密砂岩，部分砂体边缘发生了早期较小规模的胶结作用，使得物性变差。中侏罗世晚期至晚白垩世中期（约160~80 Ma），长8油层组储层的成岩演化总体表现为快速胶结致密。伴随着不同期次的烃类充注，不同类型砂岩的物性演变特征各异。在缓慢压实的成岩背景下，破碎、溶蚀和胶结作用交替进行。对于一套厚砂体，胶结作用首先在砂体的边部进行，之后在满足胶结作用持续进行的条件下逐步向砂体内部推进。因此，对于仅边部胶结致密的厚砂层而言，其内部仍保持了较高的孔渗，而渐次胶结的厚砂层，由于物性变差而成为致密层。但对于有石油充注的厚砂层来说，由于有烃类的介入，胶结作用得到有效抑制而保持了相对较高的孔渗。此阶段，就一般砂岩来说，其孔隙度已小于致密化的物性界线（ϕ≤15%，根据《石油天然气储量计算规范》DZ/T 0217—2005，ϕ=15%为中孔与低孔的界线，ϕ=7%为特低孔与超低孔的界线），也即进入了致密化窗口（7%≤ϕ≤15%）。镇原—泾川地区延长组长8油层组储层致密化窗口约始于123 Ma，至83 Ma平均孔隙度 < 7%，即致密化窗口期在123~83 Ma。关键致密化作用是压实背景上的（硅质）碳酸盐胶结，其中发生于112~100 Ma和88~82 Ma的碳酸盐胶结和硅质胶结最终导致储层致密。晚白垩世中晚期以来，盆地抬升，构造运动加剧，破碎、溶蚀和胶结作用交替进行。储层成岩演化总体表现为砂体内部持续胶结和物性调整，物性变化不大（图 4）。此阶段，主要为在前期砂体结构性胶结的基础上发生的基质孔隙胶结和对部分裂缝的充填。

油气成藏时间和期次的确定是油气成藏规律研究中所面临的难点和热点问题。每种定年方法均存在一定的局限性，因此在对油气成藏年代研究时，不能单凭某一种定年方法来判断，而应将不同定年技术方法相结合，综合判断油气充注与成藏的时间^[11]。本文根据储层有机包裹体年龄、自生伊利石K-Ar同位素测年数据，结合研究区烃源岩生排烃数值模拟结果、磷灰石裂变径迹年龄和关联地质事件，综合确定镇原—泾川地区延长组长8油层组的油气成藏期次。

油气从烃源岩中排出后，在运移、聚集成藏过程中，与其同时或近于同时形成的自生矿物中可能捕获流体包裹体。通过对这些流体包裹体的均一温度、盐度、成分等分析，可以大致推断其形成时的热力学条件和所捕获烃类的地球化学特征。

针对运用包裹体研究油气运移和成藏作用，澳大利亚CSIRO石油资源部流体历史分析技术中心建立了古油柱探测技术，其中有表征油包裹体丰度的含油包裹体颗粒指数GOI和颗粒荧光定量QGF。含油包裹体颗粒指数（GOI）也称颗粒荧光指数，其原理是计算砂岩颗粒中荧光包裹体的数量（含油包裹体颗粒数×100/总构架颗粒数）。统计分析表明，油层与水层的GOI数值有数量级的明显差异，按Eadington et al.^[12]对澳大利亚和东南亚油气田样品的统计，油层的GOI值大于5%，运移通道的GOI值多为1%~5%，水层的GOI值小于1%。王飞宇等^[13]对中国油气田1 124个样品进行了统计，结果也显示出类似的规律，即绝大部分油层中GOI值大于5%。按此规律，本次包裹体统计工作界定GOI > 5%为指示油气成藏的包裹体（成藏期捕获的包裹体），GOI > 3%为指示油气运移或成藏的包裹体（油气活跃期或成藏期捕获的包裹体）。

本次研究的有机包裹体主要赋存在石英颗粒成岩期次生微裂隙或切穿石英颗粒的成岩期后微裂隙中，也有少部分分布于晚期方解石胶结物中。包裹体多成带分布，少部分成线状或成群分布，包裹体形状规则，大小不等，气液比均≤5%，测温的包裹体为与油气包裹体共生的含烃盐水包裹体。本次共对712个含油包裹体进行了显微岩相学分析，从中筛选出309个GOI > 5%的含油包裹体，测定与其共生的盐水包裹体的均一温度（表 1）。将均一温度投在经过准确恢复了的相应的钻井埋藏史（热演化史）图上，读取所对应的年龄，统计作出包裹体年龄频次图（图 5）。从包裹体年龄分布来看，镇原—泾川地区中生界延长组长8油层组存在着基本连续的一期成藏，但其中可划分出两个不同的阶段。第一阶段在153~148 Ma，第二阶段在143~106 Ma，代表了接近连续的演化和成藏过程。第二阶段又可分出三次较大规模的成藏（143~127 Ma、124~118 Ma、116~110 Ma）。

Figure 5.  Statistical chart of inclusion age of Chang 8 reservoir in Zhenyuan-Jingchuan area

利用自生矿物伊利石同位素测年法分析烃类注入储集层的时间是20世纪80年代后期逐步发展起来的新技术，这一方法的原理在于砂岩储集层中自生伊利石是烃类充填储层前最晚形成的，储层中自生伊利石仅在流动的富钾水介质环境中形成，油气进入储层后，伊利石形成过程便会停止^[14-16]。因此，可利用伊利石的年龄来判断储层中油气藏形成年龄。储层自生伊利石同位素年龄反映了油气藏形成期的最大地质年龄。

本次研究共选择了镇原—泾川地区延长组长8¹段自生伊利石发育的含油砂岩样品5件，进行自生伊利石的分离与K/Ar同位素测年，测试结果见表 2。可见，伊利石记录了3期油气充注事件，时间大致在116 Ma、103 Ma和82 Ma。

根据前述的有机包裹体年龄分析、自生伊利石K-Ar同位素测年数据，结合研究区烃源岩生排烃数值模拟结果、磷灰石裂变径迹年龄和关联地质事件，编绘了镇原—泾川地区延长组长8油层组成藏年代学综合解释图（图 6）。由图可见，鄂尔多斯盆地镇原—泾川地区延长组长8油层组存在基本连续的一期成藏，但可划分为3个不同的成藏阶段，分别对应J₃早期、J₃晚期—K₁末期，K₂—N₁。其中，第一成藏阶段发生在153~149 Ma，为早期低熟油充注成藏期；之后（148~143 Ma）盆地西部挤压，地层抬升，有机质生烃停滞，成藏间断。第二阶段成藏发生在早白垩世，此期为志丹群沉积期，也是盆地的快速沉降期，成藏作用持续进行。根据包裹体的年龄统计和自生伊利石K-Ar同位素年龄，结合源岩生排烃模拟结果，该阶段又可分出4次较大规模的成藏，分别在143~127 Ma（J₃晚期—K₁早期）、124~118 Ma（K₁中期）、115~110 Ma（K₁中期）、104~95 Ma（K₁晚期—K₂早期），其中，K₁中期（124~110 Ma）为石油成藏的主要时期。第三阶段成藏发生在90 Ma之后，盆地整体抬升，进入油气调整期。由于油气充注和储层致密，胶结趋弱，包裹体保存较少，但从储层自生伊利石同位素测年结果来看，大致在83~80 Ma存在一次成藏，对应在K₂中期。另外，23 Ma以来，在古近纪末至新近纪，由于快速抬升，有可能存在油气的二次调整过程，即可能存在另一次成藏。总体来看，鄂尔多斯盆地镇原—泾川地区延长组长8油层组主要成藏窗口期在143~95 Ma。

Figure 6.  Comprehensive interpretation map of geochronology of Chang 8 reservoir in Zhenyuan-Jingchuan area

在对镇原—泾川地区延长组长8油层组储层致密化历史和成藏期次分析的基础上，建立了致密化与成藏的时间关系（图 7）。延长组长8油层组储层致密化窗口期在123~83 Ma，其中发生在112~100 Ma、88~82 Ma的硅质—碳酸盐胶结为致密化的关键成岩事件。成藏窗口在143~95 Ma，主成藏期为124~110 Ma。总体来看，延长组长8油层组储层致密化与成藏协同发生，致密化窗口晚于石油成藏窗口，关键致密事件（Ⅳ期Fe碳酸盐—Si质胶结、Ⅴ期Si—Ca质胶结）晚于主成藏期（图 7）。

Figure 7.  Time relationship of densifying and formation of Chang 8 reservoir in Zhenyuan-Jingchuan area

在储层成岩演化与石油成藏的时间关系中，岩石成分、源岩类型和埋藏过程非常关键。研究区烃源岩有机质的生烃演化是时间关系的主要决定性因素。延长组长7张家滩页岩为优质烃源岩，其有机碳含量高，生烃母质类型为Ⅰ~Ⅱ型，具有生烃和排烃早的特点。而在成藏早期，储层属中—中低孔，石油成藏更易发生。这种生储条件决定了储层致密化与石油成藏的时间关系。

在镇原—泾川地区，长8油层组石油成藏早于储层关键致密事件。这种时间关系决定了储层成岩演化的迟缓性与石油成藏的继承性。就石油充注的成岩响应而言，一方面石油充注改变了水岩相互作用的环境，阻隔了孔隙流体与岩石颗粒直接接触，在一定程度上减缓或抑制了胶结作用的进行；另一方面，石油中携带的生烃过程中产生的有机酸使部分易溶矿物溶解，有效地改善了储层的物性。同时，石油充注可改变矿物的润湿性，使岩石趋于亲油，减小了石油运移的阻力，后期的石油充注更容易发生。而不同类型砂岩的差异成岩演化导致储层非均质性进一步增强，油气成藏更加复杂化，表现为选择性充注和对先期油气藏的调整。

为了明确石油充注对成岩自生矿物分布和储层物性的影响，选取重点钻井取芯段，分类统计分析钻井同一层段内不同含油性砂岩的胶结物分布、物性与含油性的关系。

红河44井长8¹段砂岩胶结物为方解石、绿泥石、高岭石以及少量黄铁矿等，且以方解石为主。长8¹段砂岩胶结物总含量在4%~19%之间，平均值约7.6%。其中，方解石含量在1%~18%之间，平均4.6%；绿泥石含量变化范围为1%~9%，平均值为3.86%；黄铁矿含量在1%~9%，平均1.3%。纵向上，胶结物总含量与方解石含量的变化特征基本一致，表明胶结物的主要成分为方解石。方解石含量在油水同层段总体稳定，绝对值较小，但在油水同层段内的致密夹层（干层）处为相对高值。绿泥石含量变化幅度较小，且与方解石含量大致呈此消彼长的关系，即方解石含量高的部位绿泥石含量相对较低，反之较高。在含油性较好的油水同层段内绿泥石含量较高，而在干层（致密夹层）部分绿泥石含量明显偏低（图 8）。

Figure 8.  Characteristics of cement content in Chang 8-1 section of well Honghe 44

图 8a为两层油水同层之间的致密夹层（干层）砂岩显微照片，此段方解石含量异常高，且呈孔隙式胶结，面孔率接近零。图 8b中，粒间孔边缘暗褐色环边部分为绿泥石膜，沿颗粒边缘呈栉壳状垂直于颗粒表面生长，微观特征显示出环边保护下的粒间孔内很少被完全胶结，仅见少量石英次生加大边或石英单晶颗粒生长，孔隙保持较好，为原油充注提供了有效空间。图 8c为塑性岩屑含量较高的致密砂岩显微照片，此段致密砂岩位于油水同层下部，其中的片岩岩屑、千枚岩岩屑、凝灰岩岩屑等在压实作用下发生强烈塑性变形，挤占大量粒间孔，与粒间孔内的杂基共同使储层致密。可见，自生矿物在含油层段与非含油层段呈现出类型和含量上的变化：通常情况下，含油层段内方解石含量较低，绿泥石含量较高，而在不含油层段，方解石含量相对较高，绿泥石含量较低。这种现象表明，绿泥石膜的存在有利于粒间孔隙的保持，为石油充注提供了有效空间，而石油充注又在一定程度上抑制了后期成岩作用的进行。

不同含油性砂岩的物性统计结果显示，含油级别较高的油浸或油斑砂岩物性要明显好于含油级别较低的油迹砂岩和不含油砂岩（图 9）。在红河17井长8油层组，油浸砂岩孔隙度变化范围在10.7%~13.9%，平均为12.5%；油斑砂岩孔隙度在5.6%~11.5%之间，平均为9.2%；油迹砂岩孔隙度变化范围为1.2%~9.1%，平均为5.7%；而不含油砂岩孔隙度分布在3%~9.2%，平均值约5.9%。其余钻井长8油层组不同含油性砂岩的物性也具有相似的特征，即录井显示中含油级别最高的油浸砂岩物性最好，含油级别较低的油斑砂岩物性相对较差，油迹砂岩物性较油斑砂岩更差，而不含油砂岩中，部分砂岩物性显著差于含油砂岩，另有部分不含油砂岩的物性与含油级别较低的砂岩物性相当。因此，就石油充注对储层致密化过程中物性的影响而言，石油充注后的储层能够保持相对较好的物性，其对孔隙保持的作用取决于石油充注的程度。

Figure 9.  Physical properties of sandstones with different oil-bearing properties in Chang 8 reservoir group of well Honghe 17

已有研究表明，岩石颗粒和填隙物的表面与流体相互作用的性质决定了表面的润湿性^[17]。石英一般具有较强的亲水性，在油水混合液中的石英颗粒表面会优先形成水膜，继而再与有机极性分子相互作用可使石英变为油润湿。早期充注的原油遭到破坏后在石英颗粒表面形成碳质沥青膜，具有亲油属性。碳酸盐矿物、高岭石集合体、富铁的黏土矿物也具有亲油倾向。长石蚀变使得其表面粗糙且含黏土矿物，因此蚀变的长石具有亲油性。

镇原—泾川地区长8油层组早期充注的原油（碳质沥青和黄色荧光沥青）成熟度较低，含有大量有机极性分子，易使石英、长石、黏土矿物和方解石等矿物颗粒表面的润湿性向亲油方向转化。图 10a，b中碎屑颗粒在紫外光的照射下，颗粒边缘与绿泥石膜之间的粒缘缝内发黄、黄白色荧光，表明长石颗粒表面被油膜覆盖，具有较强的亲油倾向。绿泥石膜为黑褐色，表现出被原油浸染的特征。而在绿泥石膜沉淀后的剩余粒间孔内有大量高岭石沉淀，高岭石晶间微孔在紫外光照射下发蓝—蓝白色荧光。这一特征表明黄色荧光石油早于蓝色荧光石油充注，且黄色荧光石油对绿泥石膜外的孔隙边缘浸染，改变了矿物的润湿性，矿物具有亲油性。图 10c，d中石英颗粒具有次生加大边，在次生加大边与宿主石英颗粒之间充填了部分发黄绿色荧光的沥青，而加大边的外围被蓝白色荧光沥青充填，表明早期充注的石油改变了石英颗粒的润湿性而具有亲油倾向，后期的高成熟原油呈继承性充注。在镇原—泾川地区长8油层组，晚期蓝—蓝白色荧光沥青与早期碳质沥青、黄—黄白色荧光沥青共存的现象较为常见。

Figure 10.  Microphotographs of hydrocarbon filling phenomena at different periods

储层岩石的润湿性对其中发生的石油运移成藏具有重要影响。图 11a是镇原—泾川地区长8油层组不同润湿性岩石的饱和度中值压力与储层物性关系图。可见，饱和度中值压力与储层物性具有明显的负相关关系，表现为储层物性越好，饱和度中值压力越小。并且在同等储层物性条件下，达到相同的含油饱和度，亲油砂岩所需的压力比亲水砂岩要小得多。在物性基本一致的条件下，油气注入压力及含油饱和度变化与岩石润湿性关系明显（图 11b），在很小的压力条件下亲油砂岩内便可以发生油气充注，而对于亲水砂岩来讲，最小注入压力相对较大。同等压力条件下，亲油砂岩含油饱和度显然比亲水砂岩高，随着注入压力升高，亲油砂岩最终含油饱和度比亲水砂岩高很多。可见，早期充注导致储层润湿性变化，造成后期石油注入压力、饱和度中值压力大幅度降低，从而减小了石油运移的阻力，使得多期石油充注更易于发生，成为致密低渗背景下石油成藏的重要基础。

Figure 11.  Relationship between (a) median pressure and porosity, and (b) injection pressure and oil saturation for sandstones with different wettability

镇原—泾川地区长8油层组储层砂岩主要由四类组成，即富软岩屑砂岩、钙质致密胶结砂岩、含水砂岩和含油砂岩。其中，富软岩屑砂岩和钙质致密胶结砂岩物性很差，为非渗透层，未发生过烃类充注，含水砂岩和含油砂岩为有效储层，经历了多类型多期成岩作用。受岩石组分和沉积结构控制，不同类型砂岩的成岩作用迥异。这种差异成岩演化导致储层非均质性进一步增强，油气成藏更加复杂化，表现为选择性充注和含油性差异。

在富软岩屑砂岩中，黑云母、凝灰岩、泥岩、千枚岩等软岩屑含量13%~31%，平均约20.2%，明显高于其他类型砂岩。富软岩屑砂岩中的成岩作用主要为压实作用和少量胶结作用，基本没有溶蚀作用发生。沉积组分特征决定了这种类型的砂岩在成岩演化过程中主要发生压实作用，在大规模胶结作用进行之前即已完成致密化而成为隔夹层。在压实作用下，软岩屑弯曲变形或者塑性流变，与石英、长石等刚性颗粒呈线—凹凸接触，部分甚至挤入粒间孔隙呈假杂基化，与原始沉积的杂基难以区分。富软岩屑砂岩通常发育在载荷搬运动力较小的河道边部或河道间砂体中。

钙质胶结致密砂岩在研究区延长组广泛发育，其在横向的延展性较差，通常呈结核状、团块状分布。前已述及，钙质胶结致密砂岩中的钙质主要为泥微晶—亮晶方解石，胶结方式为基底式和孔隙式。这类方解石胶结作用在储层成岩演化的较早时期即已发生，砂岩在第一期烃类充注前已致密化，在之后的成岩演化过程中，尽管有较小规模的溶蚀作用对其产生了一定程度的改造，但仍保持了特低孔超低渗的物性特征，从而构成了储集层内的夹层。

含油砂岩的成岩演化过程较为复杂，表现为不同期次的烃类充注与多期成岩作用交替进行。前已述及，镇原—泾川地区长8油层组内存在J₃早期低熟油成藏、K₁期大规模成藏和K₂中期—N的次生油气藏形成3个成藏阶段。伴随着不同期次的石油充注，压实、胶结等致密化成岩作用与溶蚀、破裂等去致密化成岩作用及绿泥石膜形成、高岭石析出等抑制致密化成岩作用有序发生，最终形成了具有一定孔隙空间和含油饱和度的含油砂岩。含水砂岩的成岩演化与含油砂岩相似，只是由于边缘致密或通道隔挡等原因致使其中没有原油充注。

不同类型砂岩的差异成岩演化导致储层物性和含油性非均质性极强。压实、胶结为主的致密化作用首先发生于储层结构中的弱沉积动力带位置（层/层理面），形成了致密低渗的富软岩屑砂岩和钙质致密胶结砂岩，导致了储集岩的“结构型”非均质，影响后期的成岩演化和油气充注。

图 12为镇原—泾川地区长8油层组储层结构型非均质的演化模式图。在延长组沉积时期，分流河道迁移摆动频繁，造成多期河道砂体无序叠置，随着埋深增加和上覆沉积物的增多，河道上部的河漫滩沉积物在压实作用下首先致密（图 12a）。随着地下流体的活动，碳酸盐胶结作用开始沿着砂体的边部或层理面进行，并逐步向砂体内部推进，从而导致砂体的结构型致密（图 12b）。晚侏罗世，长7段张家滩页岩在生烃产生的膨胀力的作用下沿着断裂/裂缝带向下排烃，低成熟度原油在长8段优先选择高孔渗带运移，改变了砂岩储层的润湿性而趋于亲油，同时也在一定程度上抑制了胶结等成岩作用的进行（图 12c）。后期的持续胶结作用和原油的继承性充注导致储层非均质性的进一步增强和含油性差异更加明显（图 12d）。

Figure 12.  Structural heterogeneous evolution model of Chang 8 reservoir group in Zhenyuan-Jingchuan area

（1）在鄂南镇原—泾川地区，延长组储层致密化是一个渐进的过程，在压实的基础上，胶结作用、溶蚀作用、破裂作用等交替发生，并且呈现出明显的阶段性。压实背景下的多期次胶结作用是储层致密化的主要原因。储层致密化窗口期在K₁中期至K₂中期（约123~83 Ma）。

（2）延长组长8油层组石油成藏具有一期多阶段的特点，其过程可从J₃早期开始延续至K₂中期，大规模成藏的窗口期约在143~95 Ma间、成藏高峰期在124~110 Ma（K₁中期）间。延长组石油成藏窗口明显早于储层致密化窗口、成藏高峰期早于储层由低孔演变到特低孔的关键胶结事件的发生时间。

（3）储层致密化与石油成藏的时间关系决定了储层成岩演化的迟缓性与石油成藏的继承性。石油充注可在一定程度上改善储层物性，减缓或抑制成岩作用的进行，同时也改变了储层的润湿性，降低了石油成藏的动力条件，后期的继承性充注更易于发生，从而成为低动力背景下石油成藏的重要基础。而不同类型砂岩的差异成岩演化导致储层非均质性进一步增强，油气成藏更加复杂化，表现为选择性充注和含油性差异。