天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 9: 1595 - 1611

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.05.003

天然气地质学

川东地区凉高山组湖泊三角洲砂泥互层背景下致密砂岩储层成因机制

  • 余信 , 1, 2 ,
  • 杨一骁 3 ,
  • 周欢焕 1, 2 ,
  • 罗冰 4 ,
  • 罗龙 , 1, 2 ,
  • 罗鑫 4 ,
  • 朱宜新 4 ,
  • 陈卫东 4 ,
  • 陈守春 4 ,
  • 刘菲 4 ,
  • 易娟子 4 ,
  • 谭先锋 1, 2 ,
  • 王濡岳 1, 5 ,
  • 罗勋 1, 2
展开
  • 1. 重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331
  • 2. 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室，重庆 401331
  • 3. 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川 成都 610051
  • 4. 中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆 401120
  • 5. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206
罗龙（1988-），四川南充人，男，博士，副教授，主要从事沉积成岩作用和储层质量预测研究.E-mail： .

余信（2000-），湖南常德人，男，硕士研究生，主要从事沉积学和储层成岩作用研究.E-mail：.

收稿日期: 2023-03-11

  修回日期: 2023-05-04

  网络出版日期: 2023-09-01

收起

Genetic mechanism of tight sandstone reservoir of lacustrine-delta sand-mud interlayer in Lianggaoshan Formation of Jurassic， eastern Sichuan Basin

  • Xin YU , 1, 2 ,
  • Yixiao YANG 3 ,
  • Huanhuan ZHOU 1, 2 ,
  • Bing LUO 4 ,
  • Long LUO , 1, 2 ,
  • Xin LUO 4 ,
  • Yixin ZHU 4 ,
  • Weidong CHEN 4 ,
  • Shouchun CHEN 4 ,
  • Fei LIU 4 ,
  • Juanzi YI 4 ,
  • Xianfeng TAN 1, 2 ,
  • Ruyue WANG 1, 5 ,
  • Xun LUO 1, 2
Expand
  • 1. College of Oil and Gas Engineering，Chongqing University of Science and Technology，Chongqing 401331，China
  • 2. Chongqing Key Laboratory of Complex Oil and Gas Exploration and Development，Chongqing University of Science and Technology，Chongqing 401331，China
  • 3. Shale Gas Research Institute of Southwest Oil & Gasfield Company，PetroChina，Chengdu 610051，China
  • 4. Chongqing Gas Mine of Southwest Oil & Gasfield Company，PetroChina，Chongqing 401120，China
  • 5. SINOPEC Petroleum Exploration and Production Research Institute，Beijing 102206，China

Received date: 2023-03-11

  Revised date: 2023-05-04

  Online published: 2023-09-01

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The National Natural Science Foundation of China(42072140)

the Youth Foundation of China Chongqing Education Commission(KJQN202001517)

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Fold

摘要

川东地区凉高山组湖泊三角洲砂岩致密油气资源潜力巨大，明确储层成岩演化与成因机制是致密储层分布预测的关键。针对凉高山组砂岩储层成因机制认识不清的问题，通过铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、物性分析、核磁共振和高压压汞等分析手段系统研究分析了凉高山组砂岩的岩石学、储集空间、物性及成岩作用特征，综合分析储层成因机制。结果表明：①凉高山组砂岩主要为细粒岩屑砂岩，分选磨圆中等，储集空间以残余原生孔隙、粒间溶孔和粒内溶孔为主，孔隙度范围为0%~8%，渗透率范围主要为（0.001~0.01）×10-3 μm2，总体为低孔—低渗透致密储层；②破坏性成岩作用主要为机械压实作用，保持性成岩作用包括方解石胶结和自生绿泥石，建设性成岩作用主要为溶蚀作用；③高位体系域水下分支河道砂岩是优质储层发育的物质基础，机械压实作用是储层致密化主要原因，绿泥石包膜和早期孔隙方解石保护原生孔隙，长石和早期方解石溶蚀形成次生孔隙，烃源岩演化提供重要有机酸，水下分支河道砂体底部（砂体主体）储层物性优于砂体中上部（砂体边缘）。该认识为凉高山组优质储层分布预测提供了重要的理论支撑。

关键词： 凉高山组; 川东地区; 致密砂岩; 成岩系统; 储层成因

本文引用格式

余信 , 杨一骁 , 周欢焕 , 罗冰 , 罗龙 , 罗鑫 , 朱宜新 , 陈卫东 , 陈守春 , 刘菲 , 易娟子 , 谭先锋 , 王濡岳 , 罗勋 . 川东地区凉高山组湖泊三角洲砂泥互层背景下致密砂岩储层成因机制[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(9) : 1595 -1611 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.05.003

Abstract

Lacustrine-delta sandstone of Lianggaoshan Formation has great potential of tight oil and gas resources in eastern Sichuan Basin. It is the key to determine diagenetic evolution and genetic mechanism of tight reservoir distribution prediction. However， genetic mechanism of Lianggaoshan Formation sandstone reservoir was still poorly understood in the eastern Sichuan Basin. Therefore， thin section， X-ray diffraction， scanning electron microscopy， physical property analysis， NMR porosity and high-pressure mercury injection were used to systematically study the petrology， reservoir space， porosity and permeability， and diagenesis. Moreover， genetic evolution mechanism of sandstone reservoir was also systematically analyzed. The main conclusions are as follows： （1） Lianggaoshan Formation sandstone mainly comprise fine-grained lithic sandstone and minor medium-grained and silty lithic sandstone with moderate sorted grains. The reservoir space mainly consists of intergranular dissolved pores， intragranular dissolved pores and primary pores. The porosity ranges from 0 to 8%， and the permeability ranges mainly from 0.001×10-3 μm2 to 0.01×10-3 μm2. （2） Diagenesis mainly includes mechanical compaction， calcite cementation， authigenic chlorite and dissolution. Calcite cements include early pore filling and late replacement of grains. Chlorite mainly occurs as grain coating. The feldspar and calcite cements were main subject of dissolution. （3） The underwater branching channel of high-level system was the mass basis of high-quality reservoir development. Mechanical compaction was the main cause of reservoir densification. The early chlorite coating can protect the pores and provide space for the subsequent precipitation of calcite cementation. The early pore-filling calcite decreased porosity by occupying the pore space. Feldspar and early calcite can produce secondary pore through dissolution. Source rock evolution can provide organic acid and for dissolution. The physical property of reservoirs at the bottom of the sandbody （the main body of sandbody） is better than those in the middle and upper part of the sandbody （the edge of the sandbody）. This study can provide important theoretical support for the reservoir prediction.

Key words： Lianggaoshan Formation; Eastern Sichuan Basin; Tight sandstone; Diagenesis system; Genesis of reservoir

0 引言

致密砂岩油气已成为国内外非常规油气勘探开发的重点领域。我国致密砂岩油气藏多分布在中西部，虽然资源量大但分布不均［1］。近年来，随着理论和勘探技术的成熟，四川盆地东部凉高山组致密油气勘探取得了重大突破，平安1井、泰页1井和天东002-X18井等重点井在凉高山组获得工业油气流［2］。川东凉高山组为湖泊三角洲沉积体系，主要为细砂岩—暗色泥页岩互层沉积层系，总体砂地比较低［3］。川东地区凉高山组发育一套稳定的湖侵暗色富有机质泥岩，烃源岩品质好，源储配置好，致密砂岩油气资源潜力大［3］。砂—泥互层组合通常为封闭性成岩系统［4］，其中泥岩演化可对砂岩成岩演化产生重要影响［4］。川东地区凉高山组砂泥岩层系中发育一套成熟烃源岩明显会制约邻近砂岩储层的成岩演化和物性特征［5］。然而，针对凉高山组砂—泥互层组合中的砂岩成岩演化和成储效应研究仍较薄弱［6-8］，制约了致密砂岩储层分布预测。本文主要以川东地区五百梯—高峰场区块凉高山组为主要研究对象，重点分析砂泥互层背景下砂岩成岩演化及成储效应，为川东地区凉高山组致密砂岩储层分布预测提供重要的理论支撑，同时也可为碎屑岩成岩系统研究提供新的实例证据。

1 区域地质概况

1.1　构造特征

四川盆地在扬子板块的基础上发育而来，宏观表现为菱形构造盆地，周缘发育多级构造带和断裂带。四川盆地发育过程中受到多期构造运动的改造，先后经历了加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅等一系列运动。其中燕山运动使得盆地内部剧烈抬升，陆相沉积盆地发育，造成了盆地东、西构造的差异性演化。喜马拉雅运动使得四川盆地及其周缘的构造特征基本形成［9-11］。本文研究区为川东地区五百梯—龙门—高峰场等区块，地理位置位于重庆万州区、开州区和梁平区境内（图1），构造位置主要属于川东高陡断褶皱区［11］（图1）。川东地区主要表现为NE向宽缓向斜和高陡背斜相间组成的“隔挡式”构造格局［12］。
图1 研究区位置（据文献［14］修改）

Fig.1 Location of the study area（modified from Ref.［14］）

其中研究区内又存在高峰场和五百梯2处潜伏构造，高峰场潜伏构造主要位于重庆万州区，整体为轴向东北向的不对称长轴背斜，背斜西北翼较缓，东南翼受断层影响形成两翼不对称的膝状潜伏构造；五百梯潜伏构造位于四川开江县和重庆开县境内，整体为短轴状背斜［13］。

1.2　层序地层特征

四川盆地侏罗系为内陆湖相沉积，岩石总体为陆源碎屑岩。凉高山组旧称“凉高山砂岩”，位于沙溪庙组底部，与其他地区发育新田沟组、千佛岩组为同期建造［3］。研究区凉高山组沉积时期构造活动相对稳定，为大型坳陷湖盆，地层厚度由西南向东北逐渐增厚，由此形成了研究区西南缓、东北陡的古地貌特征［15］。川东地区凉高山组岩性主要为灰绿色细砂岩和灰黑色、深黑色泥页岩（图2）。凉高山组底部的碎屑岩与自流井组上部介壳灰岩呈现岩性突变。另外，在自流井组顶部可观察到一套紫红色粉砂质泥岩或泥质粉砂岩（过渡层），代表了层序界面处水体突然变浅，产生了暴露剥蚀作用，沉积环境偏氧化，形成了凉高山组三级层序底界面（图2）。凉高山组灰色碎屑岩系向上逐渐过渡为沙溪庙组紫红色碎屑岩系，指示了湖盆萎缩、水体变浅及沉积暴露，凉高山组顶部与沙溪庙组底部砂岩呈冲刷接触，凉高山组顶部为典型三级层序顶界面（图2）［14，16］。凉高山组一段（简称凉一段）底界面之上发育进积—加积—退积地层样式，指示了三级层序早期湖平面逐渐升高，其顶部集中发育暗色泥页岩，指示了湖侵鼎盛阶段。凉二段、凉三段之后，主要发育多期次的进积地层样式，中间间隔以湖泛泥岩，指示三角洲体系的多期次进—退旋回，为典型的湖盆高位时期沉积特征［14，16-17］。
图2 凉高山组层序地层—沉积综合柱状图

Fig.2 Sequence stratigraphic-sedimentary histogram of Lianggaoshan Formation

顶、底层序界面（SB）和最大湖泛面（MFS）等特征显示，凉高山组为一个完整三级层序，包含低位体系域、湖侵体系域以及高位体系域（图2）。其中凉一段包括低位体系域和湖侵体系域，高位体系域分为凉二段和凉三段（图2）［15］。凉高山组可进一步划分为9个小层（准层序组），其中，凉一段包含3个小层，低位体系域包含1和2小层，湖侵体系域为3小层，凉二段（4—6小层）和凉三段（7—9小层）各包含3个小层（图2）。高位体系域及低位体系域均表现为砂、泥岩互层特征（图2）。3小层湖侵体系域以一套20 m左右暗色泥页岩沉积为主，全区分布稳定（图2）［18］。

1.3　沉积特征

凉高山组是四川盆地中侏罗世一次大规模湖侵沉积［15］，盆内凉高山组陆源碎屑的供给区为环绕在盆地四周的龙门山古陆、康滇古陆、江南古陆、大巴山古陆和米苍山古陆［19-20］。川东地区凉高山组主要发育湖泊—三角洲沉积体系，物源方向主要来自北东向的大巴山古陆和米苍山古陆，主要发育三角洲前缘、滨浅湖、半深湖—深湖3类亚相。三角洲前缘亚相主要包括水下分支河道、水下天然堤、支流间湾、河口坝、远砂坝及席状砂等微相，岩性包括细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩等［20-21］，主要发育于高位及低位体系域（图2）。

2 样品与实验测试

本文研究采集凉高山组野外剖面和岩心样品共计110块，通过铸体薄片鉴定（60件）、X射线衍射（20件）、包裹体测温（4件）、扫描电镜及能谱分析（6件）等实验完成储层岩石学、孔隙类型和成岩作用研究。另外，孔隙度和渗透率测试（32件）、高压压汞（7件）和核磁共振实验（7件）用于储层物性和孔隙结构特征研究。铸体薄片鉴定、包裹体测温和扫描电镜分析在重庆科技学院复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室完成，孔隙度和渗透率分析、高压压汞和核磁共振分析实验在中国石油大学（华东）完成。

3 砂泥岩组合特征

研究区凉高山组单砂体厚度主要介于2~8 m之间，凉高山组低位早期1小层、高位后期6、7、8、9等小层厚层砂体（大于6 m）更加发育，3小层湖侵域砂体厚度最薄，整体表现出“早晚富集砂体”的特征（图2，图3）。凉高山组主要发育曲流河三角洲环境，各小层砂地比主要位于小于40%区间，整体表现为砂页（泥）岩互层，1小层与4、6、8小层砂地比更高（图2—图4）。凉一段沉积微相主要为三角洲前缘水下分流河道、河口坝和滨浅湖，低位体系域时期凉一段1小层水下分支河道微相发育，平均砂体厚度为5.85 m，凉高山组低位体系域时期（1小层及2小层），主要发育低位三角洲前缘的水下分支河道、河口坝、水下天然堤等沉积微相，平均砂泥比分别为0.36和0.19，平均砂体厚度分别为5.85 m和3.45 m。湖侵域的3小层发育深湖—半深湖微相，主要发育暗色泥页岩，砂地比最小，平均砂体厚度仅为1.08 m，表现为泥包砂特征（图2—图4）。高位体系域时期（4至9小层），高位体系域6、8、9小层砂泥比主要为0.2~0.5，单砂体平均厚度主要为3~6 m，总体表现为泥包砂的砂页互层（图2—图4）。凉高山组具有“中部源岩，上下部储层”的砂泥岩组合特征（图2），中部源岩改善了上下部砂岩储层的物性特征，增强了储层的非均质性［5，22］。
图3 凉高山组沉积相连井剖面

Fig.3 Profile contrast diagram of deposition connected wells of Lianggaoshan Formation

图4 凉高山组砂体发育特征

（a）平均砂地比；（b）单砂体平均厚度

Fig.4 Sand body development characteristics of Lianggaoshan Formation

4 砂岩储层特征

4.1　岩石学特征

五百梯—高峰场区块凉高山组砂岩以岩屑砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩（图5）。碎屑颗粒中石英含量最高，为34%~60%，平均含量为54%（图5）。岩屑含量次之，为10%~47%，平均含量为40%（图5）。长石含量最低，为2%~10%，平均含量为7%（图5），以微斜长石为主，长石颗粒多被方解石所交代，部分受到溶蚀和发生绢云母化。岩屑组分中变质岩岩屑含量最高，主要包括千枚岩岩屑和片岩岩屑，火成岩岩屑和沉积岩岩屑含量较低。填隙物主要包括胶结物及少量杂基。胶结物中方解石含量最高，平均含量为6.71%，其次为硅质和绿泥石包膜等。粒度以细砂为主，其次为中砂和粉砂，分选磨圆中等（图5）。颗粒以线接触为主，其次为点—线接触，少量点接触及线接触—凹凸接触（图6）。
图5 五百梯—高峰场区块凉高山组砂岩类型三角图［23］

Fig.5 Triangle diagram of sandstone types in the Lianggaoshan Formation of Wubaitai-Gaofengchang block［23］

图6 川东地区凉高山组砂岩储层孔隙特征

（a）万州张家湾，凉下段（1），中—细粒岩屑砂岩，粒间孔隙，259 m，×10，单偏光；（b）万州张家湾，凉上段（4），中粒岩屑砂岩，粒间孔隙，170.5 m， ×4，单偏光；（c）万州张家湾，凉上段（4），中粒岩屑砂岩，粒间方解石溶蚀成孔，170.5 m，×4，单偏光；（d）万州张家湾，凉上段（7），中粒岩屑砂岩，粒间孔和长石溶蚀成孔，87.5 m，铸体薄片，×10，单偏光；（e）万州张家湾，凉上段（4），中粒岩屑砂岩，粒间方解石溶蚀成孔，170.5 m，铸体薄片，×20，单偏光；（f）开州江银村，凉上段，中粒岩屑砂岩，方解石溶蚀成孔和裂缝，104.7 m，×10，单偏光；（g）万州张家湾，中粒岩屑砂岩，粒间原生孔隙，259 m，扫描电镜；（h）中兴1H井，1 764.81 m，粒间原生孔（绿泥石包膜），扫描电镜；（i）万州张家湾，中—细粒岩屑砂岩，长石粒内溶蚀孔，221.7 m，扫描电镜。FR：裂缝；RP：残余原生粒间孔；EP：粒间溶孔；Ca：方解石；FP：长石粒内溶孔；Ch：绿泥石包膜

Fig.6 Pore characteristics of sandstone reservoir Lianggaoshan Formation in eastern Sichuan Basin

4.2　储集空间类型

研究区凉高山组储集空间类型以残余原生孔隙、粒间溶孔和粒内溶孔为主，平均相对含量分别为27.9%、42.2%和29.9%。残余原生孔隙多被绿泥石包膜包围［图6（a），图6（b），图6（e），图6（g），图6（h）］，次生溶蚀孔隙主要包括粒间溶孔［图6（c），图6（e）］、粒内溶孔［图6（d），图6（i）］及少量铸模孔和裂缝［图6（f）］。研究区凉高山组砂岩储层中粒间溶孔主要由孔隙方解石和部分长石溶蚀形成［图6（c），图6（e）］；粒内溶孔由长石和部分岩屑溶蚀形成［图6（d），图6（i）］。

4.3　孔隙结构特征

孔隙结构指岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互之间的连通关系［24-25］。其中，大孔和小孔分别指全孔径孔喉>0.1 μm和0.01~0.1 μm的孔喉［25］。孔隙分形维数是孔隙空间分形特征的量化指标，一般理想分形维数为2~3，当孔隙形态越不规则、分布越复杂时，其分形维数值越大；相反，当孔隙形态越规则、分布越简单时，其分形维数值越小［24-27］。储层排驱压力越低，表明储层渗透性越好；反之储层渗透性较差［24-29］。研究区凉高山组砂岩储层中最大孔喉半径介于0.053~0.358 μm之间，平均孔喉半径范围为0.012~0.090 μm（图7），孔喉分布以多峰为主（图7），排驱压力分布介于2.05~13.771 MPa之间，总体表明凉高山组砂岩为小孔小喉致密储层，储层非均质性强［25］（图7）。凉高山组绿泥石包膜较发育的砂岩中残余原生孔隙较发育，大孔喉较发育，核磁孔隙度约为8.1%，排驱压力为2.06 MPa，进汞饱和度为93%，大孔分形维数为2.99，小孔分形维为2.35，孔喉复杂程度弱，孔隙连通性较好［图8（a）］。绿泥石包膜较发育的砂岩中，部分粒间孔隙被方解石充填导致储层粒间孔和大孔喉减少，排驱压力为5.51 MPa，最大汞饱和度为77%，大孔分形维数为2.98，小孔分形维数为2.56，连通性减弱［图8（b）］。部分砂岩仅发育少量粒间溶孔，以线接触为主，主要发育小孔喉，核磁孔隙度为5.2%，排驱压力为2.74 MPa，最大汞饱和度为89%，大孔分形维数为2.99，小孔分形维数为2.44，连通性弱［图8（c）］；研究区绿泥石包膜和残余原生孔隙少量发育砂岩储层中，颗粒线接触为主，发育少量小孔喉，核磁孔隙度约为6.9%，排驱压力为2.15 MPa，最大汞饱和度为83%，大孔分形维数为2.99，小孔分形维数为2.58，连通性弱［图8（d）］。核磁孔隙度、孔喉分布、分形维数和排驱压力等参数综合表明，绿泥石包膜有利于原生孔隙保存，对应储层的大孔喉更发育，孔隙连通性更好；方解石胶结物破坏原生孔隙，降低储层孔喉大小和孔隙连通性（图8）。
图7 凉高山砂岩储层孔喉结构分类及孔喉结构特征

Fig.7 Classification and characteristics of pore-throat structure in the Lianggaoshan Formation tight sandstone reservoirs

图8 凉高山组砂岩储层孔隙结构

Fig.8 Pore-throat structure of sandstone reservoir in the Lianggaoshan Formation

4.4　储层物性特征

研究区凉高山组砂岩主要孔隙度范围为2%~4%，其次为0%~2%、4%~6%和6%~8%，极少数孔隙度在10%以上，平均孔隙度为3.00%［图9（a）］。凉高山组砂岩渗透率值范围主要为（0.001~0.01）×10-3 μm2，其次为（0.01~0.1）×10-3 μm2，平均值为0.022×10-3 μm2［图9（b）］。凉高山组储层为低孔—低渗致密储层，孔隙度和渗透率相关性较差（图10，图11）。研究区凉高山组6、8小层砂岩储层孔隙度较高，储层平均孔隙度均在4%以上，6小层砂岩最大孔隙度超过10%。2小层次之，平均孔隙度在3%以上，其余小层的平均孔隙度主要在3%以下（图11）。总体上，凉高山组砂岩属于低孔—低渗透致密储层［30-31］。
图9 凉高山组砂岩孔隙度与渗透率分布直方图

Fig.9 Distribution histogram of sandstone porosity and permeability in the Lianggaoshan Formation

图10 凉高山组砂岩储层孔—渗相关性

Fig.10 The correlation between porosity and permeability of sandstone reservoirs in the Lianggaoshan Formation

图11 凉高山组小层实测孔隙度分布直方图

（a）2小层：平均孔隙度为3.45%，范围在2.29%~6.02%之间；（b）4小层：平均孔隙度为2.09%，范围在0.35%~6.93%之间；（c）5小层：平均孔隙度为2.42%，范围在0.50%~5.17%之间；（d）6小层：平均孔隙度为5.35%，范围在0.65%~11.24%之间；（e）7小层：平均孔隙度为1.42%，范围在0.48%~6.82%之间；（f）8小层：平均孔隙度为4.82%，范围在1.43%~7.97%之间

Fig.11 The measured porosity distribution histogram of each layer in the Liangshan Formation

5 储层成岩作用类型及特征

研究区凉高山组成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中胶结作用以方解石胶结和绿泥石包膜为主，偶见石英次生加大边（图12）。研究区凉高山组主要破坏性成岩作用为压实作用和部分方解石胶结作用［32］，建设性成岩作用主要为溶蚀作用。
图12 凉高山组砂岩储层成岩作用类型

（a）万州张家湾剖面，凉一段（1），中—细粒岩屑砂岩，颗粒线接触为主，云母受压实作用变形，258 m，×20，单偏光；（b）万州张家湾剖面，凉三段（6），中—细粒岩屑砂岩，颗粒点—线接触，孔隙式胶结，发育绿泥石包膜和残余原生孔隙，123 m，×10，单偏光；（c）万州张家湾剖面，凉一段（1），中—细粒岩屑砂岩，颗粒线接触，接触式胶结，方解石交代长石，258.5 m，×20，单偏光；（d） 开州江银村剖面，凉三段，中—细粒岩屑砂岩，颗粒线接触，接触式胶结，溶蚀孔发育和方解石胶结，105.5 m，×20，单偏光；（e） 粒间原生孔隙发育，绿泥石包膜，长石粒间溶孔，万州张家湾剖面，104 m，凉三段（7），扫描电镜；（f） 细粒岩屑砂岩，粒间孔隙，万州张家湾剖面，258.5 m，凉一段（1），扫描电镜。NP：粒内溶孔；Cal：方解石交代；Ch：绿泥石包膜；RP：残余原生孔隙；EP：粒间溶孔

Fig.12 Diagenesis types of sandstone reservoirs in the Lianggaoshan Formation

5.1　压实作用

研究区凉高山组以岩屑砂岩为主，碎屑颗粒中岩屑含量为10%~47%，平均含量为40%（图5）。岩屑类型以变质岩岩屑为主，其次为火山岩岩屑。千枚岩和云母等塑性颗粒发生弯曲变形，颗粒以线接触为主，部分为点接触—线接触与凹凸接触［图12（a）］。研究区凉高山组砂岩粒度以细粒为主，分选中等—较好，估计砂岩初始孔隙度约为35%［33］，现今砂岩粒间体积平均约为4.06%，压实减孔率约为88%［34］。因此，机械压实作用是研究区凉高山组砂岩致密化的最主要原因。

5.2　胶结作用

凉高山组砂岩胶结物主要包括绿泥石包膜［图6，图8（a），图12（b），图12（e）］和方解石［图8（b），图12（c），图12（d）］，偶见石英次生加大边。

5.2.1 自生绿泥石包膜

研究区凉高山组储层中黏土矿物含量为1%~2%，砂岩储层中黏土矿物主要包括高岭石、绿泥石、伊利石、伊/蒙混层和绿/蒙混层。绿泥石的形成离不开富铁沉积物［35-36］，而三角洲尤其是三角洲前缘沉积环境中流水带来了大量的富铁沉积物［18］，为生产绿泥石提供了良好条件。因此，自生绿泥石主要发育在三角洲分支河道砂体中［21］。早成岩阶段绿泥石通常以绿泥石包膜形式产出［36-38］。研究区砂岩储层中绿泥石包膜发育在颗粒与孔隙的接触面上，而在颗粒之间的接触面相对不发育，且未见其有机械变形行为［图6，图12（b），图12（e）］，表明绿泥石包膜主要形成于压实成岩演化初期的早成岩阶段［36］。研究区凉高山组绿泥石包膜较发育的砂岩储层，排驱压力小，进汞饱和度大，小孔分形维数小，孔喉复杂程度弱，孔隙连通性最好［图8（a）］。另外，研究区凉高山组砂岩绿泥石包膜往往与残余原生孔隙伴生（图6，图8），因此，研究区凉高山组砂岩中绿泥石包膜有利于粒间原生孔隙的保存［39］。

5.2.2 方解石的胶结作用

研究区凉高山组砂岩中方解石胶结物含量约为1%~11%，平均值为3.86%。方解石胶结物的赋存状态主要包括孔隙充填［图6（e），图8（b），图13（a）］和长石等颗粒交代［图12（c），图12（d），图13（c）］。研究区凉高山组砂岩中早期孔隙充填方解石温度范围为100~130 ℃，晚期颗粒交代方解石温度范围为140~160 ℃（图14），但是两者经常伴生出现。孔隙充填方解石胶结占据了大量原生孔隙，导致储层粒间孔和大孔喉减少，排驱压力增加，孔喉复杂程度增强，孔隙连通性减弱［图8（b）］。方解石胶结物与面孔率略微呈现负相关性（图15），因此，方解石胶结也是研究区砂岩储层致密化因素之一［39］。
图13 凉高山组方解石胶结特征

（a）万州张家湾剖面，凉二段（5），中—细粒岩屑砂岩，方解石充填孔隙，扫描电镜存在包裹体，166 m，×4，单偏光；（b）万州张家湾剖面，凉二段（5），中—细粒岩屑砂岩，方解石充填孔隙，166 m，×10，正交偏光；（c）万州张家湾剖面，凉一段（1），中—细粒岩屑砂岩，方解石交代长石，257 m，×10，单偏光；（d）万州张家湾剖面，凉一段（1），中—细粒岩屑砂岩，方解石交代长石，257 m，×20，正交偏光

Fig.13 The cementation characteristics of calcite in the Lianggaoshan Formation

图14 凉高山组方解石包裹体均一温度直方图

Fig.14 Histogram of homogenization temperature of calcite inclusions distribution of the Lianggaoshan Formation

图15 方解石胶结物与原生孔隙度关系

Fig.15 The relationship between calcite cement and primary porosity

5.3　溶蚀作用

研究区凉高山组砂岩总孔隙空间中粒间溶孔和粒内溶孔的平均相对含量分别为42.2%和29.9%，研究区普遍发育的溶蚀作用是研究区次生孔隙的主要来源（图6）。研究区粒间溶蚀孔平均面孔率为1.09%，粒内溶蚀孔平均面孔率为0.78%，溶蚀孔总面孔率平均值为1.87%。溶蚀对象主要包括斜长石和部分孔隙方解石［图6（d），图6（e），图6（i）］，有机酸主要来源于3小层的暗色烃源岩（图2）。
研究区凉高山组发育湖相烃源岩，岩性主要包括黑色、暗色泥页岩，主要分布于凉一段上部（3小层）湖侵域和凉二段下部（4小层）。凉高山组烃源岩TOC平均值为1.34%，基本已达成熟阶段，烃源岩热演化过程可产生大量有机酸，有机酸进入邻近砂岩储层则溶蚀长石和方解石增加储层孔隙度［39-40］。因此，溶蚀作用是研究区储层次生孔隙形成的主要成岩事件，烃源岩热演化产生有机酸则是储层溶蚀增孔的关键。

6 储层成因演化机制

6.1　有利沉积微相决定储层发育物质基础

研究区凉高山组主要发育浅水三角洲—湖泊沉积体系，沉积微相以水下分支河道、河口坝和席状砂为主。水下分支河道砂岩主要以中—细砂为主，分选中等—较好，可见大量变质岩岩屑；河口坝和席状砂主要为粉—细砂岩，初始孔隙度相对较低，同时压实减孔率明显更高，喉道明显更小［40］。因此，水下分支河道砂岩储层物性最好，其次为河口坝和席状砂（图2）。3小层湖侵域的半深湖暗色泥岩作为凉高山组最重要的烃源岩（图2），R O值主要分布在0.7%~1.3%和1.3%~2.0%这2个区间之内，主要处于成熟阶段，可为凉高山组砂岩储层提供酸性流体和油气来源［18］。高位体系域（6和8小层）比低位体系域的三角洲水下分支河道砂岩厚度更大且粒度更粗，因此，高位体系域（6和8小层）比低位体系域水下分支河道砂物性更好（图2，图11）。水下分支河道砂体底部（平面砂体中部）比砂体中上部（平面砂体边缘）粒度更粗，因此，储层物性更好（图2，图11）。

6.2　成岩系统控制储层演化过程

研究区凉高山组砂岩压实减孔率约为88%，机械压实作用是砂岩早期致密化的最主要原因［图11（c），图11（d），图14（a），图16］。早期绿泥石包膜可通过抑制压实作用保护原生孔隙［41］，也可以为后期酸性流体进入和溶蚀作用提供重要空间［42］，因此，绿泥石包膜较发育的砂岩储层物性最好［图8（a），图16］。绿泥石包膜主要发育在水动力较强的水下分支河道砂体中［35］，因此，高位体系域（6和8小层）比低位体系域的三角洲水下分支河道砂物性更好（图2，图16）。
图16 凉高山组储层成因机制及孔隙演化

Fig.16 Genetic mechanism and pore evolution characteristics of reservoir in the Lianggaoshan Formation

研究区凉高山组砂岩早期孔隙充填方解石胶结占据了大量原生孔隙，导致储层粒间孔和大孔喉快速减少，也是研究区砂岩储层致密化因素之一［图8（b），图14（a），图16］。然而，适量早期孔隙方解石可阻止机械压实作用破坏孔隙［40］，中成岩阶段，下伏烃源岩地层大量排酸和生烃，大量有机酸进入储层可溶蚀部分孔隙方解石形成粒间溶蚀孔［图6（e），图16］。砂泥岩薄互层特征下，烃源岩热演化生成的有机酸容易进入邻近砂岩储层中形成大量次生孔隙。晚期方解石主要交代长石等颗粒，仅破坏部分晚期粒内溶蚀孔，对储层孔隙破坏较小［图12（c），图12（d）］，另外，方解石胶结物与面孔率略微呈现负相关性（图15），因此，方解石胶结物对储层孔隙的破坏性较为有限。

6.3　优质储层成因机制

有利沉积微相是优质储层发育的前提条件和物质基础，因此，水下分支河道砂体绿泥石包膜较发育，砂岩粒度更大，原始孔隙更发育，储层物性更好。水下分支河道砂体底部（平面砂体中部）比砂体中上部（平面砂体边缘）粒度更大，因此，水下分支河道砂体底部（平面砂体中部）比砂体中上部（平面砂体边缘）的储层物性更好（图2，图16）。在泥包砂的砂泥互层背景下，以3小层为主的各小层泥岩生产的大量有机酸成为各砂岩储层溶蚀孔隙发育的关键。泥岩产生的有机酸首先进入邻近砂岩边界发生溶蚀作用，因此，水下分支河道砂泥边界一般比砂体中部的储层物性更好（图2，图16）。早成岩阶段，压实作用导致储层孔隙快速减少，水下分支河道砂体底部绿泥石包膜保护了大量原生孔隙，河道砂体中部绿泥石包膜相对减少（图2，图16）。中成岩阶段，大量有机酸进入水下分支河道砂体顶底边界发生溶蚀增孔，砂体中部溶蚀作用相对较弱，方解石胶结物保存更多（图16）。因此，水下分支河道顶底优质储层较发育，储层孔隙度一般为8%，水下分支河道中部优质储层发育相对较差，平均孔隙度约为6%（图16）。综上所述，有利沉积微相砂岩是研究区优质储层发育的物质基础，砂泥互层背景下烃源岩演化提供了重要有机酸和油气来源，差异成岩作用决定储层孔隙演化过程（图16）。

7 结论

（1）川东地区凉高山组砂岩主要为岩屑砂岩，粒度以细砂为主，其次为中砂和粉砂，颗粒呈次棱—次圆状，分选中等，砂岩储集空间主要包括残余原生孔隙、粒间溶孔和粒内溶孔。
（2）凉高山组砂岩主要孔隙度值为2%~4%，其次为0%~2%，平均孔隙度约为3.00%，极少数孔隙度在6%以上，砂岩实测孔隙度分布范围较大，最小孔隙度仅0.00%，最大则可达11.24%。凉高山组砂岩渗透率值范围为（0.001~1）×10-3 μm2，平均值为0.022×10-3 μm2，主要渗透率范围为（0.001~0.01）×10-3 μm2，渗透率小于0.001×10-3 μm2的部分仅占1.76%。凉高山组储层为低孔—低渗致密储层，孔渗相关性较差。
（3）凉高山组砂岩中破坏性成岩作用主要包括机械压实作用，保持性成岩作用包括方解石胶结和自生绿泥石，建设性成岩作用主要为溶蚀作用。颗粒间以线接触为主，机械压实作用较强。方解石胶结物的赋存状态包括为早期孔隙充填和晚期颗粒交代，自生绿泥石主要绿泥石包膜。溶蚀作用对象主要为长石和孔隙方解石。
（4）高位体系域水下分支河道砂岩是研究区优质储层发育的物质基础，机械压实作用是储层致密化主要原因，绿泥石包膜和早期孔隙方解石保护原生孔隙，溶蚀作用形成次生孔隙，烃源岩演化提供重要有机酸和油气来源，水下分支河道砂体底部（砂体主体）储层物性优于砂体中上部（砂体边缘）。

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