天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 2: 233 - 242

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.018

天然气地质学

深层砂岩储层特征及成岩差异演化过程

  • 杨佳颖 , 1 ,
  • 蒋有录 , 1 ,
  • 蔡国钢 2 ,
  • 赵承锦 1 ,
  • 张东伟 2
展开
  • 1. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580
  • 2. 中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010
蒋有录（1959-），男，山东章丘人，教授，博士，博士生导师，主要从事油气藏形成与分布规律研究. E-mail： .

杨佳颖（1996-），女，甘肃平凉人，硕士研究生，主要从事油气藏形成与分布规律研究. E-mail： .

收稿日期: 2021-06-09

  修回日期: 2021-08-21

  网络出版日期: 2022-02-25

收起

Reservoir characteristics and differential diagenetic evolution process of deep buried sandstone reservoirs： Case study of the upper Es 3 in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag， Liaohe Depression

  • Jiaying YANG , 1 ,
  • Youlu JIANG , 1 ,
  • Guogang CAI 2 ,
  • Chengjin ZHAO 1 ,
  • Dongwei ZHANG 2
Expand
  • 1. School of Geosciences，China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin 124010，China

Received date: 2021-06-09

  Revised date: 2021-08-21

  Online published: 2022-02-25

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05006⁃005)

Fold

摘要

辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段沉积体系复杂、储层横向变化大，深层探井少，储层成岩作用研究程度较低。利用铸体薄片、扫描电镜、X⁃射线衍射、流体包裹体等多种技术手段，对沙三上亚段储层性质、成岩演化特征进行了分析，划分了成岩相类型，并对比了不同类型储层成岩差异演化过程。结果表明，沙三上亚段储层岩性为中—细粒岩屑砂岩，以低孔、特低渗为主，储集空间主要为次生溶蚀孔隙，储层经历了压实减孔、早期胶结减孔、有机酸溶蚀增孔、晚期胶结减孔4个阶段。不同类型储层成岩演化过程具有明显差异，强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早，中等成岩相砂岩次之，强溶蚀相砂岩最晚。强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结含量的影响，成岩早期孔隙度快速减少，导致晚期有机酸溶蚀的范围和强度有限；而强溶蚀相砂岩由于早期压实程度相对较弱，保留一定粒间孔隙，受有机酸溶蚀作用的影响较大，储层物性得到良好改善。

关键词： 储层特征; 成岩相; 孔隙演化过程; 深层砂岩储层; 牛居—长滩洼陷

本文引用格式

杨佳颖 , 蒋有录 , 蔡国钢 , 赵承锦 , 张东伟 . 深层砂岩储层特征及成岩差异演化过程[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(2) : 233 -242 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.018

Abstract

The deep buried sandstone reservoirs in the upper member of Es 3 in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag, Liaohe Depression are characterized by complex sedimentary system, large lateral variation of reservoir and few deep exploration wells, but there is little research on reservoir diagenesis. Based on casting thin-sections, SEM, X-ray diffraction, fluid inclusions and other technical means, this paper analyzed the properties, diagenesis characteristics and evolution of deep sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag, divided the reservoir diagenetic facies types, and compared the differential diagenetic evolution process of different types of reservoirs. The results show that the lithology of the upper third member of Shahejie Formation is mainly medium-fine grained lithic sandstones in the study area with low porosity and ultra-low permeability, and the reservoir pore type is mainly secondary dissolution pores. The diagenetic evolution of reservoir mainly experienced four stages including mechanical compaction for porosity reduction, early cementation for porosity reduction, acidic dissolution for porosity increase and late cementation for porosity reduction. The diagenesis and pore evolution of different types of sandstone reservoirs are significantly different.The densification time of sandstones from tight compaction facies and tight calcite cementation facies is the earliest, followed by sandstones from moderately diagenetic facies, and sandstones from strong dissolution facies are the latest. The sandstones of tight compaction facies and tight calcite cementation facies are affected by high matrix content and high carbonate cementation content respectively, and the porosity decreases rapidly in the early stage of diagenesis, resulting in the limited range and intensity of organic acid dissolution in the late stage. Due to the relatively weak compaction degree in the early stage, the sandstones of strong dissolution facies retain some intergranular pores, which are greatly affected by the dissolution of organic acids, and the reservoir physical properties are improved.

Key words： Reservoir characteristics; Diagenetic facies; Porosity evolution process; Deep sandstone reservoir; Niuju-Changtan subsag

0 引言

随着世界油气能源需求量的持续增长及勘探技术手段的不断进步，油气勘探逐渐向陆上深层、海洋深水与非常规油气等方向发展，深层碎屑岩油气勘探潜力巨大，为我国现阶段油气增储上产的重要领域［1］。目前，国内外学者针对深层砂岩储层的储集特征、成岩作用及演化已开展了大量研究工作［2-3］。深层砂岩储层由于经历了复杂的成岩作用和构造作用改造，现今普遍具有低孔低渗、微观非均质性强等特点［2］；沉积环境和成岩作用是控制储层质量的重要因素，沉积环境决定了砂岩储层的原始性质，成岩作用直接造成了储层物性的非均质性；机械压实作用和胶结作用是降低储层物性的主要原因，而碎屑颗粒溶蚀作用形成次生孔隙并连通孤立粒间孔，是深层储层整体低孔低渗背景下发育相对优质储层的重要原因［3］；不同深度、不同层位储层的成岩矿物、成岩流体以及埋藏过程都有所差异，受到成岩作用类型和强度的影响也各不相同，因此需要进行成岩相划分和成岩差异演化过程的对比。
牛居—长滩洼陷作为辽河坳陷东部凹陷最大的生烃洼陷，已探明油气储量集中于1 200~3 200 m的中浅层，超过3 500 m的深层尚未获得探明储量[4]。近年来，牛居—长滩洼陷深度超过4 000 m的5口探井在深层均见到良好的油气显示，展示了该区深层具有较大的勘探潜力[4]。前人[5⁃10]对该区沉积演化特征、断裂发育特征及储层特征和成岩作用开展了诸多研究，但对深层砂岩储层成岩差异演化过程的研究尚不够深入。本文以该区深层沙三上亚段砂岩储层(>3 500 m)为研究对象，综合利用铸体薄片、扫描电镜、X⁃射线衍射及流体包裹体等手段，对深层砂岩储层特征及其成岩差异演化过程进行了系统研究，以期为研究区深层油气勘探部署提供依据。

1 区域地质概况

研究区位于辽河东部凹陷牛—青构造带北端，范围南起龙13井，北至牛91井，西起茨东断层，东到营口—佟二堡断层，呈北东向狭长展布，面积约为250 km2(图1)[11]。古近系沙三段厚层暗色泥岩为主力烃源岩，热演化程度高，其与层系内大面积发育的三角洲前缘砂体构成良好的生储盖组合，为深层油气藏的形成提供了有利条件。
图1 东部凹陷牛居—长滩洼陷构造位置与地层特征

Fig.1 Structural position and stratigraphic characteristics in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

2 储层岩石学及储集特征

2.1　岩石学特征

研究区深层储层为辫状河三角洲相和扇三角洲相砂岩，岩性以中—细砂岩为主，岩石类型为岩屑砂岩[图2(a)]。石英含量占20.00%~55.00%，平均为39.28%；长石含量占3.00%~14.00%，平均为7.65%；岩屑含量占33.00%~55.00%，平均为42.33%，岩屑由岩浆岩岩屑、变质岩岩屑和少量沉积岩岩屑组成[图2(b)]。填隙物主要为泥质杂基，含量占3.45%~6.25%。胶结物类型包括碳酸盐、黏土矿物和硅质，为孔隙式胶结，碎屑颗粒呈线接触，磨圆次棱角—次圆，分选差—中等，分选系数平均为1.59，成分成熟度和结构成熟度较低。
图2 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段砂岩储层岩石类型三角图（a）和岩屑类型三角图（b）

Fig.2 Triangle diagrams of rock types（a）and lithic types（b）of sandstone reservoirs in the upper third member ofShahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

2.2　储集物性特征

岩心实测物性统计结果表明，沙三上亚段砂岩储层孔隙度主要分布在8.0%~12.0%之间，渗透率主要分布在（1.000~10.000）×10-3 μm2之间(图3)。根据《石油天然气行业油气储层评价方法》（SY/T6285-2011），认为沙三上亚段砂岩储层属于低孔、特低渗储层。
图3 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段砂岩储层物性特征

Fig.3 Physical properties of sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

2.3　储集空间类型

根据铸体薄片及扫描电镜观察发现，沙三上亚段砂岩储层中原生孔隙较为少见［图4（a）］，主要储集空间为次生溶蚀孔隙，包括岩屑选择性溶蚀形成的粒内溶孔［图4（b）］、长石沿解理缝溶蚀形成的粒内溶孔［图4（c）］以及颗粒间杂基溶蚀形成的粒间溶孔［图4（d）］，局部粒内溶蚀作用强烈处可形成铸模孔［图4（e）］。此外，研究区储层还发育有一定数量的黏土矿物晶间孔［图4（f），图4（g）］以及未充填的微裂缝［图4（h）］。
图4 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段储层储集空间显微照片

（a）长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔和少量的原生粒间孔，牛深2井，3 679.5 m；（b）岩屑粒内溶孔，牛深2井，3 677.9 m；（c）长石粒内溶孔，牛深2井，3 677.5 m；（d）杂基溶孔，牛深2井，3 679.5 m；（e）铸模孔，牛深2井，4 145.5 m；（f）伊/蒙混层晶间孔，牛深2井，4 445.5 m；（g）绿泥石晶间孔，牛深2井，4 444.4 m；（h）微裂缝，牛深2井，3 695.7 m

Fig.4 Microscope and SEM images showing reservoir pore type characteristics of sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

3 储层成岩作用及演化序列

通过铸体薄片观察发现，研究区沙三上亚段储层经历了较为复杂的成岩作用，主要包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。根据镜下矿物交切充填关系可初步判断成岩作用顺序。镜下可见碎屑颗粒间呈线接触［图5（a）］、塑性颗粒挤压变形［图5（b）］，表明储层经历了强烈的压实作用。方解石大规模基底式胶结［图5（c），图5（d）］并对孔隙边缘的碎屑颗粒进行交代，使颗粒呈漂浮状或点接触分布，还可观察到少量白云石交代方解石的现象［图5（e）］，推断二者形成于成岩早期，且白云石胶结时间晚于方解石胶结；局部见铁方解石和铁白云石充填于粒间孔和粒内孔中［图5（f），图5（g）］，表明含铁碳酸盐胶结物的形成时间晚于溶蚀作用时期。硅质胶结物包括石英次生加大边和自生石英。其中石英次生加大边主要发育在颗粒接触边缘并与周围其他颗粒呈压嵌式接触，表明其形成于压实作用较弱的成岩早期［图5（h）］；自生石英多充填于粒内孔和铸模孔中，显示其形成于溶蚀作用之后［图5（j）］。研究区深层砂岩储层的溶蚀作用主要表现为长石和部分岩屑的溶蚀［图5（m），图5（n）］，铸体薄片和扫描电镜下均可见自生高岭石充填溶蚀孔隙［图5（k）］，表明储层酸性溶蚀作用与自生高岭石胶结同期发生。流体包裹体岩相学观察可见石英次生加大边中捕获的发蓝白色荧光的气液两相烃包裹体，表明储层早期油气充注与硅质胶结同期发生［图5（i）］。
图5 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段砂岩储层成岩作用类型及特征

（a）碎屑颗粒间呈线接触，牛深2井，3 677.9 m；（b）云母等塑性颗粒挤压变形，牛深2井，3 695.7 m；（c）方解石基底式胶结，阴极发光下亮桔色光，牛深2井，3 682.5 m；（d）方解石基底式胶结，牛深2井，3 677.5 m；（e）白云石交代方解石，牛深2井，3 659.72 m；（f）铁方解石充填粒间孔，牛深2井，3 659.72 m；（g）铁白云石充填粒内孔，牛深2井，3 659.72 m；（h）石英具次生加大，牛深2井，3 677.5 m；（i）石英次生加大中捕获的发蓝白色荧光的烃包裹体，牛深2井，3 659.72 m；（j）自生石英充填粒内孔，牛深2井，4 100.69 m；（k）自生石英和自生高岭石充填粒内孔，牛深2井，3 680.5 m；（l）伊/蒙混层和伊利石充填粒间孔，牛94井，3 913 m；（m）长石溶蚀形成粒内孔，牛深2井，3 659.72 m；（n）岩屑溶蚀形成粒内孔，牛深2井，3 677.9 m；（o）颗粒间杂基发生溶蚀形成溶蚀孔，牛深2井，3 695.7 m；（p）石英颗粒边缘发生溶蚀呈锯齿状，牛深2井，3 676.5 m

Fig.5 Diagenesis types and characteristics of sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

利用自生矿物中的流体包裹体均一温度可确定关键成岩作用发生的温度，结合埋藏演化史分析可判断成岩作用发生的时间及油气充注成藏期[12⁃13]。结果显示石英次生加大边内盐水包裹体均一温度主要分布在110~120 ℃之间，早期方解石胶结物和晚期胶结石英颗粒的白云石中的盐水包裹体均一温度峰值范围分别为40~50 ℃和120~130 ℃(图6)。
图6 包裹体均一温度法判断东部凹陷牛居—长滩洼陷深层砂岩储层成岩矿物形成时间

Fig.6 Diagenetic mineral formation time of deep sandstone reservoir in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag based on homogenization temperature of fluid inclusions

在铸体薄片观察和流体包裹体显微测温的基础上，对储层成岩演化过程进行综合分析，认为沙三上亚段深层砂岩储层经历了酸碱性交替变化的成岩环境。沙三中下亚段沉积期，烃源岩尚未成熟，地层处于碱性成岩环境下，此时储层主要经历机械压实作用和早期方解石胶结作用；沙三上亚段沉积期至东营组沉积早期，烃源岩中有机质热演化释放有机酸，地层处于碱性向酸性转变的成岩环境，储层中长石和部分岩屑溶蚀形成次生孔隙，同时自生高岭石和石英次生加大边开始沉淀；东营组沉积晚期，该时期有机酸脱羧生成CO2和烃类，有机酸浓度降低，地层处于酸性向碱性转变的成岩环境下。黏土矿物转化形成的碱金属离子与孔隙流体中的CO2结合，形成晚期碳酸盐胶结物及少量硬石膏胶结；东营组沉积末期，地层抬升变浅，有机质停止生烃，地层处于弱碱性成岩环境，储层进一步发生胶结；馆陶组沉积开始，地层再次深埋，并在明化镇组沉积期，烃源岩二次生烃及原油裂解产生少量有机酸，局部可见少量晚期碳酸盐胶结物弱溶蚀。综上可推测成岩演化序列为：机械压实作用→早期方解石/白云石胶结→长石、岩屑溶蚀/自生高岭石胶结/硅质胶结→晚期方解石/铁方解石/铁白云石胶结/石英溶蚀→少量碳酸盐胶结物弱溶蚀(图7)。
图7 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段砂岩储层埋藏史及成岩史

Fig.7 Diagram showing the burial and diagenetic history of sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

4 不同类型储层孔隙差异演化过程

4.1　成岩相划分及特征

目前关于成岩相的划分方案尚未统一，不同学者［14-17］根据成岩矿物、成岩阶段、成岩流体、成岩作用类型和成岩演化序列等标准对致密砂岩储层进行成岩相划分。本文研究根据成岩作用类型及强度，利用残余粒间体积（IGV）、溶蚀孔隙体积以及胶结物含量分别表征压实减孔效应、溶蚀增孔效应和胶结减孔效应（表1，图8），将储层划分为4种成岩相：强压实相、强溶蚀相、强钙质胶结相和中等成岩相（表1）。
表1 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段储层成岩相分类方案

Table 1 Classification scheme of diagenetic facies of sand-stone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

成岩程度判别指标 IGV/% 孔隙体积/% 胶结物含量/%
强 13 >8 >10
中等 13~15 5~8 5~10
弱 15 <5 <5
图8 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段储层成岩相判别三角图

Fig.8 Diagenetic facies identification diagram of sand-stone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

强压实相砂岩具有压实作用强、杂基含量高、粒间孔隙少、溶蚀和胶结弱等特征［图9（a），图9（b）］，压实率为70%~100%，胶结率为0~20%。强溶蚀相砂岩具有溶蚀作用强、粒间孔隙少、胶结作用弱的特征［图9（c），图9（d）］，压实率为60%~80%，胶结率低于20%。强钙质胶结相砂岩具有碳酸盐胶结强、机械压实弱的特征［图9（e），图9（f）］，压实率为40%~60%，胶结率最高可达40%。中等成岩相砂岩则经历了压实、碳酸盐胶结和硅质胶结以及溶蚀作用，黏土矿物胶结作用不明显，主要表现为压实、胶结和溶蚀程度均中等［图9（g），图9（h）］，压实率为50%~70%，胶结率为10%~30%。
图9 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段储层成岩相类型及特征

（a）强压实相，杂基含量高，牛深2井，3 846.1 m；（b）强压实相，颗粒接触紧密，牛深2井，4 100.69 m；（c）强溶蚀相，粒内溶孔发育，牛深2井，3 677.9 m；（d）强溶蚀相，粒间孔隙和微裂缝发育，牛深2井，3 695.9 m；（e）强钙质胶结相，强白云石胶结，牛深2井，3 846.4 m；（f）强钙质胶结相，强方解石胶结，牛深2井，3 847.3 m；（g）中等成岩相，压实、胶结和溶蚀程度中等，局部见粒间溶孔，牛深2井，3 682.5 m；（h）中等成岩相，压实、胶结和溶蚀程度中等，局部见粒间溶孔，牛深2井，3 694.9 m

Fig.9 Types and characteritics of diagenetic facies of sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

4.2　孔隙演化模型

以成岩演化序列为约束，利用反演回剥的原理来计算不同成岩作用对储层孔隙度的影响，从而获得各成岩阶段的孔隙变化情况［18-19］。孔隙度恢复过程如下：
原始孔隙度： φ 0 = 20.91 + 22.9 / S 0
压实后的孔隙度：
I G V = φ c e + φ m a t r + φ o r i φ p o r / φ a v e
压实损失总孔隙度： φ 1 = φ 0 - I G V
胶结损失孔隙度： φ 2 = φ E + φ L ≈ C E + C L
溶蚀增加孔隙度： φ 3 = φ d i s s φ p o r / φ a v e
储层孔隙演化模型： φ = φ 0 - φ 1 - φ 2 + φ 3
式中：S 0为Trask分选系数；φ 0为现今孔隙度，%；φ ce为粒间胶结物体积，%；φ matr为粒间杂基体积，%；φ ori为粒间孔隙体积，%；φ ave为总面孔率，%；φ por，实测孔隙度，%；φ 1为压实损失孔隙度，%；φ 2为胶结损失孔隙度，%；φ E为早期胶结损失孔隙度，%；φ L为晚期胶结损失孔隙度，%；C E为早期胶结物含量，%；C L为晚期胶结物含量，%；φ 3为溶蚀增加孔隙度，%；φ diss为溶蚀孔隙含量，%。

4.3　储层孔隙差异演化过程分析

强压实相和强钙质胶结相、中等成岩相、强溶蚀相砂岩的致密化时间逐渐变晚，分别为中成岩A1早期、中成岩A1末期、中成岩A2末期（图10）。成岩早期储层快速埋藏，地层水呈碱性，机械压实和早期方解石胶结为主要的成岩作用。高杂基含量的强压实相砂岩受机械压实程度最高，压实造成的损失孔隙度高达17.2%，其次为强溶蚀相和中等成岩相砂岩，压实损失孔隙度分别为14.2%和14.6%，而强钙质胶结相砂岩由于早期方解石胶结增加储层抗压实能力、缓解机械压实强度，压实损失孔隙度仅为10.7%。此外，早期方解石胶结在强钙质胶结相和中等成岩相砂岩中分别造成10.5%和6.2%的孔隙度损失。
图10 东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段各成岩相储层孔隙差异演化与致密化过程

Fig.10 Differential porosity evolution and densification process of different diagenetic facies of sandstone reservoirs in the upper third member of Shahejie Formation in Niuju-Changtan subsag of Eastern Sag

早成岩末期储层埋深加大，烃源岩热演化释放的有机酸使成岩环境由碱性逐渐向酸性过渡。储层机械压实作用相对减缓，孔隙度缓慢下降。各成岩相砂岩压实减孔量差异不明显，分别为3.0%、3.5%、2.4%和3.8%。但是由于初期机械压实强度的不同，各成岩相砂岩溶蚀作用的范围和强度具有明显差异，强压实相和强钙质胶结相砂岩分别受高杂基含量和强方解石胶结的影响，孔隙度在早期快速降低，导致晚期有机酸在储层中难以流动，对储层的溶蚀改造程度较弱，溶蚀增孔量分别为0.7%和0.9%。中等成岩相砂岩溶蚀增孔量相对前两者较高，但也仅为1.7%。而强溶蚀相砂岩由于初期压实程度相对于强压实相砂岩较弱，保留了一些粒间孔隙，使得有机酸能够顺利进入并对储层中可溶组分进行溶蚀，产生大量次生孔隙，因此溶蚀增孔效应最为明显，溶蚀增孔量最高可达4.1%，有效改善储层物性。
成岩中后期，此时前期形成的有机酸逐渐被消耗，成岩环境由酸性逐渐转变为碱性。此时储层孔隙度已经降低到一定水平，因此在后期压实减孔量相差不大，分别为3.6%、2.9%、3.1%和3.1%。不同类型储层在该阶段受多种胶结作用的共同影响，储层成岩演化的差异性越发明显，其中强溶蚀相砂岩中常见石英次生加大和自生石英充填孔隙，因此硅质胶结损失孔隙度为4.0%。强压实相、强钙质胶结相和中等成岩相砂岩中硅质胶结作用相对较弱，减孔量分别为2.0%、1.0%和1.3%。此外，强压实相和强溶蚀相砂岩中受黏土矿物胶结作用影响较大，孔隙度分别降低1.3%和1.3%，而强钙质胶结相和中等成岩相砂岩则受晚期碳酸盐胶结作用影响较大，孔隙度分别降低2.6%和2.0%。
总体来说，强溶蚀相砂岩储层由于酸性溶蚀作用对储层物性有较大改善，次生溶蚀孔隙发育且保存相对较好，现今孔隙度较高，勘探潜力较好；而强压实相、强钙质胶结相和中等成岩相储层受压实和胶结作用共同减孔的影响，现今孔隙度较低，勘探潜力较差。明确深层砂岩储层特征及其成岩差异演化过程对于深层有利储层的预测具有重要的实际意义。

5 结论

(1)辽河东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段储层是一套以岩屑砂岩为主的低孔、特低渗储层，次生溶蚀孔隙是主要的储集空间类型。在酸碱性成岩流体交互影响下，储层经历了压实作用、多期胶结作用和溶蚀作用，成岩序列为机械压实作用→早期方解石/白云石胶结→长石、岩屑溶蚀/自生高岭石胶结/硅质胶结→晚期方解石/铁方解石/铁白云石胶结/石英溶蚀→少量碳酸盐胶结物弱溶蚀。
（2）研究区沙三上亚段储层可划分为强压实相、强溶蚀相、强钙质胶结相和中等成岩相。储层经历的不同成岩作用与孔隙演化导致储层致密化时间有所差异，其中强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早，在中成岩A1早期进入致密化阶段；其次为中等成岩相砂岩，在中成岩A1末期进入致密化阶段；而强溶蚀相砂岩致密化时间最晚，在中成岩A2末期进入致密化阶段。
（3）研究区沙三上亚段不同类型砂岩储层的成岩差异演化过程表明：强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结的影响，成岩早期孔隙度快速减少，有机酸溶蚀作用较弱，储层较为致密；强溶蚀相砂岩成岩初期压实程度相对较弱，保留了一定的粒间孔隙，在早成岩末—中成岩初期受有机酸溶蚀改造效果明显，储层物性得到较大改善，是优质储层的主要分布相带。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
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