Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 6: 992 - 1005

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.10.008

Diagenesis characteristics and differential diagenetic evolution modes of Liangshan Formation tight sandstone in Liutang area， Southeast Sichuan

  • Wenlin SHI ,
  • Liqiang ZHANG ,
  • Yiming YAN
Expand
  • School of Geosciences，China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China

Received date: 2022-09-13

  Revised date: 2022-10-11

  Online published: 2023-06-16

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2017ZX05008-004)

Fold

Highlights

Lianggaoshan Formation of Lower Jurassic in Southeast Sichuan is a new field of tight sandstone oil and gas exploration with great potential. However， its strong reservoir heterogeneity and weak basic research on favorable reservoir characteristics and diagenetic evolution laws restrict exploration and development. In this paper， the Lianggaoshan Formation in Liutang area of Southeast Sichuan was taken as the research object. The diagenetic facies were classified and diagenetic evolution model of tight sandstone was established based on the study of petrology， physical properties and diagenetic characteristics combined with integrating core， cast thin section， scanning electron microscope and clay minerals. The results show that the reservoirs of Lianggaoshan Formation in Southeast Sichuan are dominated by feldspathic lithic sandstone， the reservoir properties are tight， and the reservoir space is mainly residual primary intergranular pores and intergranular dissolved pores. Diagenesis such as compaction， cementation and dissolution is developed in the reservoir， and the diagenetic stage is the middle diagenetic stage B. The reservoir in the study area mainly develops four diagenetic facies： strong compaction diagenetic facies， carbonate cementation diagenetic facies， dissolution diagenetic facies and chlorite membrane cementation diagenetic facies. The sandstone with strong compaction diagenetic facies has fine grain size， high content of plastic particles and dense physical properties. The sandstone with carbonate cementation diagenetic facies has fine grain size， high content of carbonate cement and dense physical properties. The sandstone with dissolution diagenetic faces has high feldspar content， strong dissolution and relatively good reservoir physical properties. The sandstone with chlorite film cemented facies has coarse grains， high chlorite film content， medium compaction， primary pores and dissolution pores. In conclusion， the sandstone with chlorite membrane cementation diagenetic facies and dissolution diagenetic facies are favorable reservoirs in the study area.

Cite this article

Wenlin SHI , Liqiang ZHANG , Yiming YAN . Diagenesis characteristics and differential diagenetic evolution modes of Liangshan Formation tight sandstone in Liutang area， Southeast Sichuan[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(6) : 992 -1005 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.10.008

0 引言

致密油气储量丰富，潜力巨大，已经成为油气勘探开发的重点领域［1］。与常规储层相比，致密储层物性差，经历的成岩演化过程更为复杂，储层非均质性更强［2-3］。国内外学者在致密砂岩储层致密成因及成岩演化等方面开展了大量研究，认为强压实作用、强胶结作用往往是导致储层致密化的直接原因［4］；致密砂岩储层在形成过程中经历的成岩作用类型及强度存在明显差异性，造成了较强的储层非均质性［5-6］。成岩相是研究致密砂岩储层非均质性的有效手段之一［7-9］。根据物性及主要成岩作用的差异性特征，定性划分出致密压实相、碳酸盐胶结相等成岩相并结合测井数据进行有利成岩相预测［8］；或依据岩石组分特征、成岩组合特征及视压实率、视胶结率等成岩参数，定量描述强压实相、溶蚀相等各类成岩相，并分析其孔隙演化过程［9］。通过分析孔隙演化过程，明确成藏期古孔隙度，总结成岩演化模式，对于揭示致密砂岩储层中“甜点”的分布规律具有重要意义［10］。但是由于成岩演化的复杂性及不同地区的差异性，前人对于致密砂岩储层的非均质性及其成岩演化的差异性重视不够，对成岩相的分类及评价标准尚未统一。因此，依据研究区致密砂岩储层成岩差异性，合理地划分成岩相，并在此基础上总结差异性成岩演化模式，这对于致密砂岩储层研究具有重要意义。
四川盆地侏罗系致密油气资源储量高达2.38×109 t，展现出良好的勘探前景［11］。勘探实践证实，侏罗系凉高山组是四川盆地致密油气勘探的重要接替领域，在川中地区已取得勘探突破，但凉高山组储层物性及含油气性差异大，勘探难度非常大［11-13］。近年来，在川东南涪陵地区凉高山组也发现了多处油气显示或个别工业油流井，展示出良好的勘探前景［14］。川东南地区构造变形强烈，储层特征等基础研究薄弱［14］。目前，针对川东南地区凉高山组的研究多集中于沉积相带的展布［15］，对其储层非均质性及差异性成岩演化研究较少，对其致密过程及有利储层分布认识不清。本文选取川东南代表性区块，对凉高山组致密砂岩成岩作用、成岩相及其差异性特征开展研究，总结不同成岩相类型储层的成岩演化模式，明确有利储层特征及成因机制，为研究区的油气勘探开发提供依据。

1 研究区地质概况

四川盆地位于扬子准地台的西北缘，可划分为川西坳陷构造带、川中低隆构造带、川东高陡褶皱带、米仓山—大巴山前缘冲断带及川南低陡褶皱带等5个二级构造带［16］。其中，川东高陡褶皱带为北东—北北东向的隔挡式褶皱，由一系列的复向斜复背斜组成，研究区六塘地区属于川东高陡褶皱带万县复向斜和石柱复向斜［图1（a）］。
图1 研究区构造位置(a)和凉高山组地层综合柱状图(b)(据文献[11]，[15-17]修改)

Fig.1 Structural location of the study area(a) and comprehensive stratigraphic histogram of Lianggaoshan Formation(b)(modified by Refs.[11],[15-17])

依据岩性组合，凉高山组自下而上划分为凉一段、凉二段和凉三段。凉一段以灰黑色泥页岩为主，夹少量粉—细砂岩；凉二段岩性为灰黑色泥页岩夹中薄层细砂岩；凉三段岩性以厚层细砂岩为主，夹泥质粉砂岩［17］。研究区凉高山组主要发育湖泊—三角洲相沉积［15］。自下而上，凉一段和凉二段主要发育浅湖及滨湖亚相，凉三段主要发育三角洲前缘亚相，沉积微相包括水下分流河道、河口坝、水下分流间湾、席状砂、滨湖砂坝及浅湖泥等［15］［图1（b）］。区域上，凉一段和凉二段的浅湖相泥页岩为主要烃源岩，凉三段三角洲相砂岩为主要储集层［11］［图1（b）］。

2 储层基本特征

2.1　岩石学特征

川东南六塘地区凉高山组储层主要以细砂岩和粉砂岩为主，粒度较细，分选中等，以次棱角状—次圆状磨圆为主。
储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，发育少量岩屑长石砂岩和岩屑砂岩［图2（a）］。在碎屑颗粒中，石英含量介于30%~60%之间，平均值为49.56%；长石含量介于9%~30%之间，平均值为18.15%；岩屑含量介于20%~50%之间，平均值为32.29%［图2（a）］。
图2 凉高山组储层砂岩组分(a)及物性分布(b)

Fig.2 Distribution of sandstone components(a) and physical properties(b) of Lianggaoshan Formation

填隙物以碳酸盐矿物、石英、黏土矿物为主，其次为杂基。其中，碳酸盐矿物平均含量为6.49%，石英平均含量为3.42%，黏土矿物平均含量为4.63%，杂基平均含量为2.74%。

2.2　储集空间及物性特征

研究区储层储集空间类型以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主，镜下可见残余原生粒间孔边缘较为平直且覆盖有绿泥石薄膜［图3（a）］；粒间溶孔相较于原生孔隙较少，其形状大都不规则［图3（g）］。除上述2种孔隙外，粒内溶孔、铸模孔及裂缝在研究区均有发育［图3（g）］。
图3 凉高山组储层微观特征

（a）绿泥石膜包裹颗粒，未覆盖绿泥石的颗粒可见石英次生加大边，部分孔隙中可见自生石英晶体，单偏光，T2井，2 756 m；（b）残余原生孔外围覆盖绿泥石薄膜，孔隙内可见自生石英晶体，扫描电镜，T1井，2 426.24 m；（c）长石溶蚀孔内发育自生石英晶体，扫描电镜，T1井，2 396.65 m；（d）晚期方解石胶结，单偏光，P2剖面，13-2层；（e）铁方解石与晚期方解石胶结，单偏光，P1剖面，25-6层；（f）构造裂缝中可见有机质充填，单偏光，P3剖面，22-1层；（g）粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔，单偏光，P2剖面，13-2层；（h）连晶状方解石胶结，单偏光，P3剖面，44-1层；（i）构造裂缝被晚期方解石充填，单偏光，P2剖面，24-1层；（j）压实作用较强，可见塑性颗粒变形，部分塑性颗粒被挤入粒间孔隙形成假杂基，单偏光，T1井，2 408 m；（k）石英颗粒破碎，单偏光，P1剖面，33-1层；（l）层理缝中可见有机质充填，单偏光，T2井，2 729 m

Fig.3 Microscopic characteristics of reservoir in Lianggaoshan Formation

研究区凉高山组储层孔隙度平均值为3.68%，主要分布于2%~3%、4%~5%这2个区间，表现出明显的“双峰”特征；渗透率平均值为0.089×10-3 μm2，主要分布在（0.01~0.1）×10-3 μm2区间内［图2（b）］。总体上，按照纪友亮［19］的储层物性分类标准，凉高山组为典型的致密储层，且其物性非均质性较强。

3 成岩作用类型及特征

3.1　压实作用

研究区砂岩压实作用较强，可见石英等刚性颗粒的破碎［图3（k）］及塑性颗粒变形等现象［图3（j）］。受岩石组分的影响，不同岩石类型表现出差异化的压实作用。在粒度较细、塑性颗粒含量相对较高的砂岩中，压实作用强烈，大量塑性颗粒形变，镜下几乎不见孔隙发育［图3（j）］；而在粒度较粗，塑性颗粒含量较少，同时含有大量绿泥石膜的砂岩中，压实作用相对较弱，粒间孔隙发育［图3（a）］；在粒间充填大量碳酸盐胶结物的砂岩，压实作用较弱［图3（h）］。
通过视压实率来定量表征压实作用的强弱，其计算公式如下［20-22］：
A = ( V 1 - V 2 ) / V 1 × 100 %  
V 1 = 20.91 + 22.90 / S o
式中：A为视压实率；V 1为原始孔隙度，%；V 2为粒间体积，cm3；S o 为Trask分选系数。
借鉴前人经验并结合研究区实际情况［7，23］，将视压实率<70%视为弱压实［图3（h）］，视压实率介于70%~80%之间视为中等压实［图3（a）］，视压实率>80%视为强压实［图3（j）］。凉高山组储层视压实率主要分布于70%~80%和80%~90%这2个区间内，平均值为78.98%，整体表现为中等—强压实，同时在视压实率介于50%~100%之间均有样品分布，分布范围较大，表明研究区压实作用的差异较大，非均质性较强［图4（a）］。
图4 凉高山组储层成岩作用参数分布直方图及绿泥石含量影响因素

Fig.4 Distribution histogram of diagenesis parameters and influencing factors of chlorite content in Lianggaoshan Formation reservoir

3.2　胶结作用

3.2.1　石英胶结

凉高山组砂岩储层发育2类石英胶结，分别为石英次生加大边［图3（a），图3（h）］和自生石英晶体［图3（b），图3（g）］。石英次生加大边中的流体包裹体均一温度介于60~80 ℃之间［图5（a）］，为早成岩B期形成，其主要的物质来源为成岩作用早期原始孔隙水中的SiO2 ［5］；自生石英晶体中流体包裹体均一温度主要介于100~130 ℃之间［图5（a）］，为中成岩A期形成，常与长石溶蚀孔伴生［图3（c）］，其主要物质来源为长石溶蚀所形成的SiO2 ［5］。
图5 凉高山组储层成岩期次判定依据

（a）石英包裹体均一温度；（b）凉高山组储层黏土矿物相对含量

Fig.5 Judgment basis of diagenetic stage in Lianggaoshan Formation reservoir

3.2.2　碳酸盐胶结

研究区碳酸盐胶结物主要为方解石和铁方解石。镜下可见3期碳酸盐胶结：Ⅰ期为连晶状方解石，充填粒间孔隙，发育于早成岩作用B期，其与颗粒之间存在石英次生加大边，表明其形成时间晚于石英次生加大［图3（h）］；Ⅱ期为方解石胶结，镜下可见2种类型：一种存在于溶蚀孔隙中［图3（d）］，另一种充填裂缝［图3（i）］；Ⅲ期为铁方解石，含量较少，多分布于第Ⅱ期方解石外围［图3（e）］。

3.2.3　黏土矿物胶结

研究区的自生黏土矿物包括绿泥石、伊利石、高岭石和伊/蒙混层。其中，绿泥石相对含量为35.9%，呈膜状覆盖在碎屑颗粒表面［图3（a）］；伊/蒙混层相对含量为31.9%，镜下多呈片状［图6（b）］；伊利石相对含量为24.2%，镜下呈丝状［图6（e）］；高岭石相对含量为7.9%，镜下呈书页状［图6（d）］。
图6 凉高山组黏土矿物特征

（a）绿泥石覆盖在颗粒表面，对原生孔隙起到保护作用，扫描电镜，T1井，2 458.91 m；（b）片状伊/蒙混层集合体，扫描电镜，T2井，2 679.94 m；（c）绿泥石膜抑制机械压实作用，扫描电镜，T1井，2 426.24 m；（d）书页状高岭石，扫描电镜，T1井，2 465.25 m；（e）丝状伊利石，扫描电镜，T2井，2 684.83 m；（f）绿泥石抑制石英胶结，扫描电镜，T1井，2 424.04 m

Fig.6 Clay mineral characteristics of Lianggaoshan Formation

前人研究表明，绿泥石膜主要有2种成因模式：其一为交代黏土先存膜，如交代机械渗滤蒙皂石、自生蒙皂石等；其二为孔隙流体直接沉淀，前者一般形成于早成岩期，后者则多形成于中成岩期［24］。镜下观察得知，研究区绿泥石呈薄膜状覆盖于颗粒表面，在颗粒接触处不发育，表明其形成于早期机械压实之后；绿泥石和颗粒之间无其余胶结物，而未被绿泥石膜覆盖的颗粒其最早的胶结物为石英次生加大边，说明绿泥石膜形成时间早于石英次生加大，即绿泥石膜形成于早成岩期［图3（a）］。因此，可以确定研究区绿泥石膜是由于先存黏土膜在富铁、镁离子的环境中转换而来。关于先存黏土膜，其来源于早期火山岩岩屑水解所产生的蒙皂石［24］，一部分转换为伊/蒙混层，另一部分转换为绿泥石，而研究区凉高山组可见绿泥石膜多与火山岩屑伴生，更加证实了该观点［图3（a）］。研究发现，凉高山组绿泥石膜的发育受到沉积环境的影响，在分选较好的水下分流河道中—细砂岩中绿泥石膜最为发育［图4（b）—图4（d）］。
通过计算视胶结率来定量表征储层胶结作用的强弱，其计算公式如下［20-22］：
B = V 3 / V 1 × 100 %
式中：B为视胶结率，%；V 3为胶结物含量，%；V 1为原始孔隙度，%。
借鉴前人经验并结合研究区实际［7，23］，将视胶结率<10%视为弱胶结［图3（j）］，视胶结率介于10%~20%之间视为中等胶结［图3（d）］，视胶结率>20%视为强胶结［图3（h）］。研究区凉高山组储层视胶结率平均值为14.56%，整体为中等胶结强度。凉高山组储层视胶结率分布范围为3%~50%，分布范围较广，同时视胶结率在5%~10%、10%~15%及大于20%的区间内均大量分布，表明研究区胶结作用差异较大，非均质性较强［图4（a）］。

3.3　溶蚀作用

研究区溶蚀作用存在2期：第一期发生于中成岩A期，此时烃源岩开始大量生烃，并产生有机酸，对长石等易溶颗粒进行溶蚀［6，25］；第二期溶蚀发生在中成岩B期，由于燕山晚期的构造运动产生裂缝，有机酸沿着裂缝运移进入储层中，发生溶蚀作用［25-26］。
通过视溶蚀率来定量表征溶蚀作用的强弱，其计算公式如下［20-22］：
C = V 4 / V 1 × 100 %
式中：C为视溶蚀率，%；V 4为溶蚀孔隙度，%；V 1为原始孔隙度，%。
借鉴前人经验并结合研究区实际情况［7，23］，将视溶蚀率<5%视为弱溶蚀［图3（j）］，视溶蚀率介于5%~10%之间视为中等溶蚀［图3（a）］，视溶蚀率>10%视为强溶蚀［图3（g）］。研究区凉高山组储层视溶蚀率分布在1%~15%之间，范围较大，平均值为5.13%，且视溶蚀率分布在0%~5%和5%~10%区间的频率均大于40%，表明研究区溶蚀作用非均质性较强。

3.4　成岩演化序列

研究区凉高山组镜质体反射率（R O）主要分布于1.5%~2%之间，平均值为1.52%；伊/蒙混层的平均相对含量为31.9%，蒙脱石平均相对含量小于15%［图5（b）］。依据碎屑岩成岩作用阶段划分的行业标准［27］，研究区凉高山组成岩阶段为中成岩B期。
通过镜下观察各成岩产物的赋存关系，判断不同成岩作用的先后顺序：颗粒接触处无绿泥石膜，说明绿泥石膜胶结晚于机械压实［图3（a）］；绿泥石和颗粒之间无其余胶结物，而无绿泥石膜部位可见石英次生加大，说明石英次生加大晚于绿泥石膜胶结［图3（a）］；第Ⅰ期方解石胶结物和颗粒间存在石英次生加大，说明石英次生加大早于第Ⅰ期方解石胶结［图3（h）］；部分溶蚀孔中存在晚期方解石和自生石英晶体，说明晚期方解石和自生石英晶体晚于溶蚀作用［图3（c），图3（d）］；晚期方解石充填裂缝，说明其形成时间晚于裂缝；铁方解石存在于晚期方解石外围，说明其形成时间晚于后者。综合上述判断及前文分析，总结研究区凉高山组成岩演化序列：机械压实—绿泥石膜胶结—石英次生加大—早期方解石胶结—早期溶蚀—自生石英晶体—裂缝—晚期溶蚀—晚期方解石胶结—铁方解石。

4 成岩相类型及差异成岩演化模式

4.1　成岩相类型及特征

研究区凉高山组储层不同样品中的主要成岩作用之间差异显著，对储层物性差异起到控制作用，视压实率、视胶结率等定量表征成岩强度的参数差异明显，这与刘小岑等［28］研究的渤南洼陷北部沙四上亚段特征相似，故笔者结合研究区凉高山组的实际情况，根据主要的成岩作用类型及成岩强度差异，将凉高山组储层划分为4类成岩相，分别为绿泥石膜胶结相、溶蚀相、强压实相及碳酸盐胶结相（表1，图7，图8）。
表1 凉高山组不同成岩相参数

Table 1 Different diagenesis facies parameters of Lianggaoshan Formation

成岩相类型 视压实率/% 视胶结率/% 视溶蚀率/% 孔隙度/% 石英含量/% 长石含量/% 岩屑含量/% 平均粒径/mm
范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值
强压实相 >85 89.76 3~13 8.24 2~5 4.28 1~3 2.35 46.5 16.8 36.7 0.15
绿泥石膜胶结相 70~80 77.4 8~15 10.36 5~9 6.87 4~10 6.53 52.8 17.7 29.5 0.23
碳酸盐胶结相 50~70 68.82 20~50 31.65 2~4 3.05 1~3 1.81 49.3 17.2 33.5 0.13
溶蚀相 75~85 80.92 9~16 14.52 7~13 10.18 3~5 4.69 50.4 23.5 26.1 0.17
图7 凉高山组储层不同成岩相特征

Fig.7 Characteristics of different diagenetic facies of Lianggaoshan Formation reservoir

图8 成岩作用对凉高山组储层物性影响

Fig.8 Influence of diagenesis on reservoir physical properties of Lianggaoshan Formation

4.1.1　绿泥石膜胶结相

该类砂岩平均粒径为0.23 mm，粒度较粗，以中—细砂岩为主，残余原生粒间孔隙发育，孔隙度介于4%~10%之间；孔喉半径大，孔隙连通性好；主要胶结物为石英和绿泥石。溶蚀孔隙较发育，视溶蚀率主要介于5%~9%之间。根据HOUSEKNECHT［29］图版［图9］，绿泥石膜胶结相砂岩平均压实减孔率为77.4%，平均胶结减孔率为10.36%，整体表现为中等压实、中等胶结和中等溶蚀特点。
图9 成岩作用对孔隙的影响

Fig.9 Influence of diagenesis on Pores

4.1.2　溶蚀相

该类砂岩的平均粒径为0.17 mm，岩性主要为粉砂岩和细砂岩。储层孔隙度介于3%~5%之间；孔喉半径相对较大，孔隙连通性相对较好。碎屑颗粒组分中石英和长石含量较高。主要胶结物为石英，镜下可见石英次生加大边和自生石英晶体。溶蚀孔发育，视溶蚀率分布于7%~13%之间，平均值为10.18%。溶蚀相砂岩平均压实减孔率为80.92%，平均胶结减孔率为14.52%，整体表现为中等—强压实、中等胶结和强溶蚀的特点。

4.1.3　强压实相

该类砂岩的平均粒径为0.15 mm，以粉—细砂岩为主。孔隙度介于1%~3%之间。孔喉半径相对较小，孔隙连通性相对较差。碎屑组分中石英和长石含量较少，塑性颗粒含量较高，抗压实能力较弱；胶结物主要为石英次生加大边；溶蚀作用较弱，视溶蚀率多介于2%~5%之间。强压实相砂岩平均压实减孔率为89.76%，平均胶结减孔率为8.24%，整体表现为强压实、弱胶结和弱溶蚀的特点。

4.1.4　碳酸盐胶结相

该类砂岩的粒径较小，平均粒径为0.13 mm，多为粉—细砂岩，孔隙度介于1%~3%之间，物性最差。孔喉半径最小，孔隙连通性最差。碎屑颗粒组分中石英和长石含量最少。胶结作用强度在4类成岩相中最强，胶结物主要为碳酸盐，含量较高，充填粒间孔隙；溶蚀孔隙几乎不发育，视溶蚀率主要分布于2%~4%之间。碳酸盐胶结相砂岩平均压实减孔率为68.82%，平均胶结减孔率为31.65%，整体表现为弱压实、强胶结和弱溶蚀的特点。

4.2　不同成岩相的成岩演化模式

在前文对成岩演化序列和原始孔隙度恢复的基础上，统计不同成岩阶段对应的不同成岩作用的增孔量和减孔量，采用“反演回剥”［30］的方法对各类成岩相的孔隙演化过程进行恢复，并结合不同成岩相的特征，总结不同成岩相成岩演化模式（图10，图11）。
图10 凉高山组不同成岩相成岩演化序列

Fig.10 Diagenetic evolution sequence of different diagenetic facies in Lianggaoshan Formation

图11 凉高山组不同成岩相孔隙演化曲线

Fig.11 Pore evolution curves of different diagenetic facies of Lianggaoshan Formation

4种成岩相中，绿泥石膜胶结相粒度较粗［图8（b）］，塑性颗粒含量相对较少［图8（d）］，抗压实能力较强；在成岩作用早期，大量绿泥石交代黏土先存膜，形成绿泥石薄膜，进一步增强了其抗压实能力。因此，其在早期机械压实作用下减孔较少，减孔量为28.11%。在早成岩B期，孔隙水中的SiO2沉淀下来，形成石英次生加大边，由于前期沉淀的绿泥石薄膜对石英胶结具有抑制作用，其石英胶结的减孔量相较于溶蚀相少，为1.89%。当储层继续埋深，达到中成岩A期，烃源岩生成有机酸，由于前期其孔隙保存相对较好，为有机酸的运移提供了通道，有利于早期溶蚀作用的进行［22］，但其长石含量相对溶蚀相砂岩较少，因而早期溶蚀作用强度相对溶蚀相砂岩较弱［图8（a）］，溶蚀增孔量为1.32%。同时，长石溶蚀所产生的SiO2形成自生石英晶体，减孔1.31%。后期由于构造运动产生裂缝，晚期溶蚀作用发育，溶蚀增孔1.16%，现今孔隙度为7.60%，在4类成岩相中孔隙度最高。因此，发育绿泥石膜胶结相的储层物性最好，为研究区最有利储层。
溶蚀相砂岩粒度相对绿泥石膜胶结相砂岩较细，同时其塑性颗粒含量也相对较多，因此其抗压实能力相对前者较弱［图8（b），图8（d）］，在机械压实作用下减孔28.59%。相较于绿泥石膜胶结相，溶蚀相绿泥石薄膜含量较少，因此对于石英胶结的抑制较弱，其石英胶结物含量相对较多，石英次生加大减孔量较大，为2.55%。在经历机械压实和石英胶结减孔后，其残余孔隙度为3.73%。当烃源岩达到生烃门限后，开始生成有机酸，较高的长石含量使其易于与有机酸反应，因此其溶蚀增孔量相对较高，为1.84%。与此同时，长石溶蚀所产生的SiO2形成自生石英晶体，减孔1.61%。后期由于构造运动形成裂缝，产生晚期溶蚀作用，增孔1.64%。在此期间，晚期方解石胶结发育，减孔1.25%。溶蚀相砂岩现今孔隙度为4.35%，为研究区有利储层。
强压实相砂岩粒度较细，塑性颗粒含量最高，其抗压实能力最弱［图8（b），图8（d）］，压实作用减孔量为31.32%，在4类成岩相中最高。而后又由于石英次生加大减孔2.23%，残余孔隙度为1.41%，使其完全致密化。致密化后的强压实相砂岩缺少有机酸的运移通道，孔隙流体难以进入的同时也难以对其进行改造。在中成岩B期，由于构造运动产生裂缝，为孔隙流体提供了运移通道，产生了晚期溶蚀作用，增孔1.32%，现今孔隙度为2.73%。
碳酸盐胶结相砂岩粒度较细，塑性颗粒含量较少，在早成岩期，发育大量的方解石胶结物，使得其抗压实能力较强，压实减孔量为23.15%，在4类成岩相中最少。方解石胶结物使得其抗压实能力大大增强，但同时占据大量粒间孔隙，使得储层完全致密，有机酸难以进行改造。后期由于构造运动产生裂缝，为孔隙流体提供了运移通道，产生了晚期溶蚀作用，增孔1.24%，而后由于晚期方解石胶结，减孔1.14%，现今孔隙度为1.22%。
上述对各个成岩相成岩演化模式的分析表明：较少的塑性颗粒、较粗的粒径和较多的绿泥石膜使绿泥石膜胶结相砂岩具有较强的抗压实能力，使其成为最有利储层；较高的长石含量使得溶蚀相砂岩遭受较强的溶蚀作用，储层物性较好，为有利储层。含有较多塑性颗粒的强压实相砂岩和发育大量方解石胶结物的碳酸盐胶结相砂岩分别在强压实作用下和强胶结作用下致密，为非储层。

5 结论

（1）川东南六塘地区凉高山组储层主要岩性为长石岩屑砂岩。主要的储集空间为残余原生孔隙和粒间溶孔。平均孔隙度为3.68%，平均渗透率为0.089×10-3 μm2，储层物性较差。孔隙度主要分布于2个区间，物性的非均质性较强。
（2）研究区凉高山组成岩作用复杂，主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用等。定量分析各成岩作用，研究区储层平均视压实率、平均视胶结率和平均视溶蚀率分别为78.98%、14.56%及5.13%，整体为中等压实、中等胶结及中等溶蚀。同时，各个成岩参数分布范围较大，均呈现多区间分布，成岩作用非均质性较强。
（3）凉高山组发育强压实相、碳酸盐胶结相、溶蚀相及绿泥石膜胶结相4种成岩相。其中强压实相砂岩储层粒度较细，塑性颗粒含量较多，抗压实能力较弱，早期的机械压实使其致密化；碳酸盐胶结相砂岩由于早期碳酸盐胶结导致其致密化；溶蚀相砂岩，遭受较强的压实作用和胶结作用，但其长石含量较高，后期遭受了较强的溶蚀作用，其物性相对较好，为有利储层；绿泥石膜胶结相砂岩粒度最粗，且含有较多的绿泥石膜，抗压实能力较强，使得原生孔隙保存较好，同时易于后期酸性流体改造，为有利储层。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
孙龙德，邹才能，贾爱林，等.中国致密油气发展特征与方向［J］.石油勘探与开发，2019，46（6）：1015-1026.

SUN L D， ZOU C N， JIA A L， et al. Development characteristics and direction of tight oil and gas in China［J］. Petroleum Exploration and Development，2019，46（6）：1015-1026.

2
MA P J， LIN C Y， ZHANG S Q， et al. Diagenetic history and reservoir quality of tight sandstones： A case study from Shiqianfeng sandstones in Upper Permian of Dongpu Depression， Bohai Bay Basin， eastern China［J］.Marine and Petroleum Geology，2018，89（2）：280-299.

3
冉冶，王贵文，赖锦，等.利用测井交会图法定量表征致密油储层成岩相——以鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层为例［J］.沉积学报，2016，34（4）：694-706.

RAN Y， WANG G W， LAI J， et al. Quantitative characterization of diagenetic facies of tight sandstone oil reservoir by using logging crossplot： A case study on Chang 7 tight sandstone oil reservoir in Huachi area， Ordos Basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2016，34（4）：694-706.

4
施振生，李熙喆，董大忠，等.致密砂岩储层成岩作用与孔隙演化：以川西南上三叠统为例［J］.地学前缘，2018，25（2）： 179-190.

SHI Z S， LI X Z， DONG D Z， et al. Diagenesis and pore evolution of tight sandstone reservoir： A case study from the Upper Triassic reservoir of the Southwest Sichuan Basin， China［J］.Earth Science Frontiers，2018，25（2）：179-190.

5
郭轩豪，谭成仟，赵军辉，等.成岩作用对致密砂岩储层微观结构的影响差异——以鄂尔多斯盆地姬塬和镇北地区长7段为例［J］.天然气地球科学，2021，32（6）：826-835.

GUO X H， TAN C Q， ZHAO J H， et al. Influence of diagenesis on microstructure of tight sandstone reservoir： Taking Chang 7 Member in Jiyuan and Zhenbei area of Ordos Basin as an example［J］.Natural Gas Geoscience，2021，32（6）：826-835.

6
YANG S Z， BAO Z D， WANG N， et al. Diagenetic evolution and its impact on reservoir quality of tight sandstones： A case study of the Triassic Chang 6 Member， Ordos Basin， Northwest China［J］.Marine and Petroleum Geology，2020，117：104360.

7
朱讯，冯林杰，吕乐，等.致密砂岩储层成岩相及孔隙演化过程——以川中北部地区沙二1亚段为例［J］.断块油气田，2022，29（2）：265-270.

ZHU X， FENG L J， LÜ L， et al. Diagenetic facies and pore evolution of tight sandstone reservoir： Taking Sha2 1 sub-member in the north of central Sichuan Basin as an example［J］.Fault-Block Oil and Gas Field，2022，29（2）：265-270.

8
郑欣，阴国锋，王健伟，等.东海盆地西湖凹陷平北北部地区平湖组储层成岩相分析［J］.天然气地球科学，2021，32（7）： 971-981.

ZHENG X， YIN G F， WANG J W， et al. Study on diagenetic facies of reservoir of Pinghu Formation in the northern Pingbei area of the Xihu Depression， East China Sea Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2021，32（7）：971-981.

9
张莉，舒志国，何生，等.川东建南地区须家河组储层特征及其差异演化过程［J］.地球科学，2021，46（9）：3139-3156.

ZHANG L，SHU Z G，HE S，et al.Reservoir characteristics and differential evolution process of Xujiahe Formation in Jiannan area， East Sichuan［J］.Earth Science，2021，46（9）：3139-3156.

10
QIAO J C， ZENG J H， JIANG S， et al. Impacts of sedimentology and diagenesis on pore structure and reservoir quality in tight oil sandstone reservoirs： Implications for macroscopic and microscopic heterogeneities［J］. Marine and Petroleum Geology，2020，111：279-300.

11
李登华，李建忠，张斌，等.四川盆地侏罗系致密油形成条件、资源潜力与甜点区预测［J］.石油学报，2017，38（7）：740-752.

LI D H， LI J Z， ZHANG B， et al. Formation condition， resource potential and sweet-spot area prediction of Jurassic tight oil in Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2017，38（7）：740-752.

12
陈世加，高兴军，王力，等.川中地区侏罗系凉高山组致密砂岩含油性控制因素［J］.石油勘探与开发，2014，41（4）：421-427.

CHEN S J， GAO X J， WANG L， et al. Factors controlling oiliness of Jurassic Lianggaoshan tight sands in central Sichuan Basin，SW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2014，41（4）：421-427.

13
赵虎，冯艺丹，王轶，等.川东高峰场地区凉高山组致密砂岩甜点储层地质特征及地震综合预测技术［J］.天然气地球科学，2022，33（1）：153-167.

ZHAO H， FENG Y D， WANG Y， et al.Seismic geological characteristics and exploration prospect of tight sandstone in Lianggaoshan Formation of Gaofengchang Block， eastern Sichuan Basin， China［J］. Natural Gas Geoscience，2022，33（1）： 153-167.

14
王世谦，胡素云，董大忠.川东侏罗系——四川盆地亟待重视的一个致密油气新领域［J］.天然气工业，2012，32（12）：22-29.

WANG S Q， HU S Y， DONG D Z. Jurassic in eastern Sichuan： A new tight oil and gas field in Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry，2012，32（12）：22-29.

15
易娟子，张少敏，蔡来星，等.川东地区下侏罗统凉高山组地层沉积充填特征与油气勘探方向［J］.吉林大学学报（地球科学版），2022，52（3）：795-815.

YI J Z， ZHANG S M， CAI L X， et al. Strata and sedimentary filling characteristics of the Lower Jurassic Lianggaoshan Formation and its hydrocarbon exploration in eastern Sichuan Basin［J］. Journal of Jilin University（Earth Science Edition），2022，52（3）：795-815.

16
王超，张柏桥，舒志国，等.四川盆地涪陵地区五峰组—龙马溪组海相页岩岩相类型及储层特征［J］. 石油与天然气地质，2018，39（3）：485-497.

WANG C， ZHANG B Q， SHU Z G， et al. Lithofacies types and reservoir characteristics of marine shales of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling area， Sichuan Basin［J］.Oil & Gas Geology，2018，39（3）：485-497.

17
胡东风，魏志红，刘若冰，等.湖相页岩油气富集主控因素与勘探潜力——以四川盆地涪陵地区侏罗系为例［J］.天然气工业，2021，41（8）：113-120.

HU D F， WEI Z H， LIU R B， et al. Main controlling factors and exploration potential of lacustrine shale oil and gas enrichment： A case study of Jurassic in Fuling area， Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2021，41（8）：113-120.

18
曾允孚，夏文杰.沉积岩石学［M］.北京：地质出版社，1986.

ZENG Y F， XIA W J. Sedimentary Petrology［M］. Beijing： Geological Press，1986.

19
纪友亮.油气储层地质学［M］.3版.东营：中国石油大学出版社，2015：4-5.

JI Y L. Petroleum Reservoir Geology［M］. 3rd edition.Dongying：China University of Petroleum Press，2015：4-5.

20
楚美娟，郭正权，齐亚林，等.鄂尔多斯盆地延长组长8储层定量化成岩作用及成岩相分析［J］.天然气地球科学，2013，24（3）：477-484.

CHU M J， GUO Z Q， QI Y L， et al. Quantitative diagenesis and diagenetic facies analysis of Chang 8 reservoir in Yanchang， Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2013，24（3）：477-484.

21
MILLIKEN K L， CURTIS M E. Imaging pores in sedimentary rocks： Foundation of porosity prediction［J］.Marine and Petroleum Geology，2016，73（4）：590-608.

22
许晗，刘明洁，张庄，等.四川盆地川西坳陷须家河组三段致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化［J］.天然气地球科学，2022，33（3）：344-357.

XU H， LIU M J， ZHANG Z， et al. Diagenesis and porosity evolution of the 3rd member of Xujiahe Formation tight sandstone reservoir in the western Sichuan Depression， Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2022，33（3）：344-357.

23
叶素娟，李嵘，杨克明，等.川西坳陷叠覆型致密砂岩气区储层特征及定量预测评价［J］.石油学报，2015，36（12）：1484-1494.

YE S J， LI R， YANG K M， et al. Reservoir characteristics and quantitative prediction and evaluation of superimposed tight sandstone gas area in West Sichuan Depression［J］.Acta Petrolei Sinica，2015，36（12）：1484-1494.

24
单祥，郭华军，郭旭光，等.准噶尔盆地中拐地区上乌尔禾组储集层绿泥石膜成因及其对储集层物性的影响［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2019，43（6）：32-40.

SHAN X， GUO H J， GUO X G， et al. Genesis of chlorite coatings and their effects on reservoir quality in Upper Urho Formation of Zhongguai area， Junggar Basin［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2019，43（6）：32-40.

25
李明阳，黎承银，屈大鹏.川东南涪陵地区凉高山组凝析油气藏特征及成因［J］.新疆石油地质，2022，43（4）：387-395.

LI M Y， LI C Y， QU D P. Characteristics and genesis of condensate reservoirs in Lianggaoshan Formation in Fuling area， Southeast Sichuan［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2022，43（4）：387-395.

26
邹玉涛，李让彬，张新.川东南涪陵地区构造演化与油气成藏关系［J］.天然气勘探与开发，2016，39（1）：9-13.

ZOU Y T， LI R B， ZHANG X. Relationship between tectonic evolution and reservoir forming in Fuling area， southeastern Sichuan Basin［J］.Natural Gas Exploration and Development，2016，39（1）：9-13.

27
石油地质勘探标准委员会.SY/T 5477—2003中华人民共和国石油天然气行业标准——碎屑岩成岩阶段划分［S］.北京：石油工业出版社，2003：1-9.

Petroleum Geological Exploration Standards Committe. SY/T 5477-2003 The People's Republic of China Petroleum and Gas Industry Standard：Clastic Rock Diagenetic Stage Division［S］. Beijing： Petroleum Industry Press，2003：1-9.

28
刘小岑，林承焰，任丽华，等.渤海湾盆地渤南洼陷北部沙四上亚段储层有利成岩相研究［J］.天然气地球科学，2017，28（11）：1657-1667.

LIU X C， LIN C Y， REN L H， et al. Study on favorable diagenetic facies of reservoirs in the upper fourth member of Shahejie Formation in north zone of Bonan Sag， Bohai Bay Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2017，28（11）：1657-1667.

29
HOUSEKNECHT D W. Assessing the relative importance of compaction processes and cementation to reduction of porosity in sandstones［J］. AAPG Bulletin，1987，71（6）：633-642.

30
BEARD D C， WEYL P K. Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand［J］.AAPG Bulletin，1973，57（2）：349-369.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.