珠江口盆地陸豐凹陷南部文昌組儲層發(fā)育特征及其控制因素

汪旭東,張向濤,何 敏,張素芳,余一欣,吳陳冰潔

[1.中海石油(中國)有限公司 深圳分公司,廣東 深圳 518000; 2.中國石油大學(北京) 地球科學學院,北京 102249]

陸相斷陷湖盆是我國主要的含油氣盆地類型之一，在斷陷湖盆初始裂陷期，盆地面積較小，受基底古地貌、同生正斷層活動及物源體系等多種因素控制，主要發(fā)育沖積扇、河流、濱淺湖和局部扇三角洲沉積[1]，儲層發(fā)育條件較差，而且由于埋藏較深，在盆地的早期勘探階段通常容易被忽視。隨著油氣勘探的逐步深入，在多個盆地的初始裂陷期地層中都獲得了油氣發(fā)現(xiàn)，如塔里木盆地塔南凹陷下白堊統(tǒng)銅缽廟組[2]、銀額盆地查干凹陷巴音戈壁組[3]、蘇北盆地白駒凹陷泰州組[4]和渤海灣盆地濟陽坳陷孔店組[5]等，油氣勘探層系向中深層不斷擴展。

國內(nèi)學者對于碎屑巖優(yōu)質(zhì)儲層特征及其形成機理進行了大量研究，普遍認為儲層發(fā)育主要受控于沉積環(huán)境、成巖作用、沉降方式、構(gòu)造作用等因素，它們相互配合，最終決定了優(yōu)質(zhì)儲層的形成發(fā)育[6-9]?？碧綄嵺`證實，初始裂陷期優(yōu)質(zhì)儲層多為較粗粒的扇三角洲或辮狀河三角洲相，上覆強烈裂陷期沉積的厚層泥巖通常為良好的生油層和蓋層[2-3]，形成“新生古儲”、“旁生側(cè)儲”等生儲蓋組合，勘探前景廣闊。

珠江口盆地陸豐凹陷的油氣勘探工作始于20世紀80年代，早期勘探主要針對新近系海相地層，先后發(fā)現(xiàn)多個油田和含油構(gòu)造。近年來，隨著對古近系成藏組合的重視和勘探的逐漸深入，在古近系恩平組和文昌組取得了重要突破，獲得多個商業(yè)性發(fā)現(xiàn)。前人對陸豐凹陷恩平組含油層系的儲蓋組合、成藏模式等開展過一定研究[10]，但對于埋藏更深、地質(zhì)時代更老的文昌組含油新層系暫未開展系統(tǒng)研究。2014年，在陸豐凹陷南部LF-A洼斜坡帶部署鉆探的A-1-1井在埋深近4 000 m的文昌組五段(簡稱文五段)中獲得高產(chǎn)工業(yè)油流，但由于文五段埋藏深，鉆井數(shù)量相對較少，使得儲層研究成為難點。本文主要以陸豐凹陷南部LF-A洼斜坡帶文昌組為例，基于層序地層和沉積相研究，綜合利用LF-A洼A-1-2、A-3-1、A-4-1三口井巖心、81塊鑄體薄片樣品、52塊掃描電鏡樣品、14條壓汞曲線以及物性分析等資料對文五段儲層特征進行分析，以期闡明優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育規(guī)律及其主控因素，對推動陸豐凹陷文昌組勘探，并為在珠江口盆地其他地區(qū)尋找文昌組大中型油氣田提供借鑒和參考均具有重要意義。

1 地質(zhì)概況

珠江口盆地是我國南海最大的產(chǎn)油氣區(qū)之一，是在燕山期花崗巖及前新生代褶皺基底上發(fā)育起來的中-新生代大型沉積盆地[11]。多期構(gòu)造運動造就了盆地現(xiàn)今“三隆三坳”的構(gòu)造格局，自北向南分別為北部隆起帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、中部坳陷帶、南部隆起帶和南部坳陷帶(圖1)。陸豐凹陷位于北部坳陷帶東部，面積7 760 km2，整個凹陷被陸豐中低凸起和惠陸低凸起分隔為南、北兩部分，各由多個次級洼陷組成(圖1)；其中南部的LF-A洼面積最大，基底沉降最深，是陸豐凹陷勘探程度最高的地區(qū)。

圖1 珠江口盆地陸豐凹陷文昌組構(gòu)造單元劃分Fig.1 Division of structural units in Lufeng Sag,Pearl River Mouth Basin

珠江口盆地新生代的構(gòu)造演化過程可劃分為裂陷、拗陷和塊斷升降等3個階段[12]，其中始新世為湖盆裂陷階段，沉積了文昌組和恩平組，主要邊界斷裂呈NE-NEE向展布，陸豐凹陷多個次級洼陷的構(gòu)造格局開始形成，湖盆范圍逐漸擴大。漸新世-中中新世為湖盆的拗陷階段，受南海運動影響，沉積了珠海組海陸過渡相和珠江組-韓江組的海相地層。晚中新世以后，珠江口盆地進入塊斷升降階段。

陸豐凹陷古近系文昌組直接覆蓋在前古近系基底之上，自下而上可分為文五段、文四段、文三段、文二段和文一段(圖2)。文昌組沉積期湖盆經(jīng)歷了初始形成、鼎盛、萎縮3個階段，組成一個完整的裂陷旋回，其中湖盆初始形成期沉積的文五段巖性主要為辮狀河三角洲水下分流河道砂巖夾薄層泥巖，湖盆鼎盛期沉積的文四段巖性為深灰色半深湖厚層泥巖，湖盆萎縮期沉積的文三段、文二段和文一段巖性以濱淺湖砂泥巖互層為主。

2 沉積特征

A-1-2井在文五段獲得18 m井筒取心，如圖3所示，取心段從下往上可劃分為4個正旋回，每個旋回厚度1.9～5.8 m，整體為一個水進的正粒序結(jié)構(gòu)。砂巖段為一套灰色含礫極粗-粗砂巖夾細礫巖，礫石成分主要為石英，直徑2～5 mm，發(fā)育由細礫—極粗砂巖—中-粗砂巖—粉-細砂巖的正粒序，旋回厚度2.5～7.8 m；砂體底部常見底沖刷，沖刷面起伏不平，其上可見石英礫石與泥礫組成的定向排列，指示單向水流發(fā)育特征。砂巖尤其是含礫極粗-粗砂巖中以反映高流態(tài)沉積特征的槽狀交錯層理、楔狀交錯層理、塊狀層理為主，表明多期水下分流河道縱向疊置。旋回頂部均有泥巖發(fā)育，厚度0.6～2 m，泥巖呈深灰色，見變形構(gòu)造，多見霉球狀黃鐵礦及少量炭屑，為水下分流間灣沉積。

文五段沉積時期，陸豐凹陷構(gòu)造運動較為動蕩，火山活動頻繁，A-4-1井揭示LF-A洼斜坡帶西段主要發(fā)育碎屑巖及火山碎屑巖相；在斜坡帶東段相對穩(wěn)定部位，伴隨湖平面不斷上升，形成了一套良好的辮狀河三角洲沉積，物源主要來自西南方向的惠陸低凸起(圖4)。由于斜坡帶沉積水動力能量較強，加上此時湖水較深、湖泊能量較小，波浪的改造作用微弱，導(dǎo)致沉積砂體均以水下分流河道為主。據(jù)統(tǒng)計，辮狀河三角洲河道砂巖單層厚5～25 m，砂層組累計厚度為90～180 m，分布面積達7.5 km2。除斜坡帶外，LF-A洼其它地區(qū)主要發(fā)育扇三角洲-濱淺湖沉積，如扇三角洲主要分布于洼陷陡坡帶，洼陷帶主要發(fā)育濱淺湖沉積(圖4)。

3 儲層特征

3.1 巖石類型

巖石薄片鏡下鑒定和統(tǒng)計表明，文五段砂巖成分成熟度指數(shù)Q/(F+Q)均大于2，說明砂巖成分成熟度較高，巖石類型以長石質(zhì)石英砂巖和巖屑質(zhì)石英砂巖為主，少數(shù)樣品為長石巖屑質(zhì)石英砂巖(圖5)。碎屑顆粒組分中石英含量一般高于75%，為68.5%～89%，主要來源于花崗巖母巖；其次為長石顆粒，其含量為3.5%～15.5%，主要為鉀長石系列；巖屑顆粒含量為3.5%～18%，個別巖屑砂巖樣品中巖屑含量最高可達29.5%，巖屑類型主要為花崗巖，并含少量千枚巖和片巖巖屑。對不同沉積微相的巖性進行統(tǒng)計，結(jié)果表明三角洲前緣水下分流河道微相主要發(fā)育巖屑質(zhì)石英砂巖，其次為長石質(zhì)石英砂巖。河口壩和席狀砂微相巖屑質(zhì)石英砂巖和長石質(zhì)石英砂巖含量相當。

圖2 珠江口盆地LF-A洼結(jié)構(gòu)特征(剖面位置見圖1)Fig.2 Geological section across the LF-A Sub-sag in Lufeng Sag (see Fig.1 for the section location)

圖3 陸豐凹陷A-1-2井文五段取心段綜合柱狀圖Fig.3 Sedimentary characteristics of cores from the 5th Member of Wenchang Formation of the Well A-1-2 in Lufeng Sag

碎屑顆粒的中值粒徑主要分布在0.11～0.8 mm，分選程度中等，顆粒以次棱角-次圓狀為主，顆粒接觸關(guān)系以點-線、線-線接觸為主，局部呈凹凸接觸(圖6a)。碎屑顆粒較純凈，泥質(zhì)雜基含量一般小于5%，膠結(jié)物呈孔隙式和接觸式膠結(jié)結(jié)構(gòu)(圖6a)，其含量變化大，為0.5%～10%，膠結(jié)物類型主要為方解石，其次為石英次生加大、自生粘土礦物及黃鐵礦(圖6b—d，f，g)。

圖4 陸豐凹陷南部文五段沉積相Fig.4 Sedimentary facies of the 5th Member of Wenchang Formation in southern Lufeng Sag

圖5 LF-A洼南部斜坡帶文五段砂巖成分分類三角圖Fig.5 Ternary diagram of sandstone composition of the 5th Member of Wenchang Formation in southern slope of the LF-A Sub-sag

3.2 孔隙類型

儲層的孔隙類型與儲集性能有密切關(guān)系，分析儲層的孔隙類型及其在成巖過程中的演化規(guī)律是尋找和預(yù)測有利儲集砂體的重要環(huán)節(jié)[13]。根據(jù)鑄體薄片及掃描電鏡觀察，文五段儲層孔隙類型包含原生孔隙和次生孔隙兩類。原生孔隙主要為殘余原生粒間孔，約占總面孔率70%～80%，連通性好，是最主要的孔隙類型(圖6a，c)。殘余原生粒間孔鏡下表現(xiàn)為三角形、多邊形或不規(guī)則形狀，孔隙與顆粒之間的接觸邊界較平直，無典型的溶蝕港灣狀結(jié)構(gòu)，其內(nèi)部常被少量方解石、次生加大石英等充填。次生孔隙以長石等鋁硅酸巖礦物及巖屑等被溶蝕形成的粒內(nèi)溶蝕孔隙為主(圖6e，h)，其次為早期方解石膠結(jié)物的溶蝕孔隙(圖6b)。此外，粉細砂巖巖石薄片中可見少量微裂縫，但多被瀝青充填，對改善儲層物性效果不明顯。

利用常規(guī)壓汞資料對文五段儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征進行分析，如圖7所示，根據(jù)儲層物性參數(shù)和毛管壓力曲線特征，文五段儲層孔隙結(jié)構(gòu)可劃分為兩種類型。

Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)：以圖7中Ⅰ類曲線為代表，其孔隙度大于12%，滲透率(6～200)×10-3μm2，曲線形態(tài)以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)一小斜度的平臺，分選相對較好；特征參數(shù)排驅(qū)壓力值為0.021～0.069 MPa，平均0.041 2 MPa；孔喉半徑均值主要集中在1.92～5.801 μm，平均3.52 μm。此類孔隙結(jié)構(gòu)在研究區(qū)最常見(約占69%)，巖性主要為偏粗的細礫巖、含礫(中)粗砂巖，儲集層多表現(xiàn)為低孔低滲，少量為中滲特征。

Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)：以圖7中Ⅱ類曲線為代表，其孔隙度10%～13%，滲透率小于2.2×10-3μm2，毛管壓力曲線向右上方偏移，曲線凹向左下方，中部出現(xiàn)一小平臺，整體表現(xiàn)為細歪度，分選較差，特征參數(shù)排驅(qū)壓力值相對較大，平均為0.197 8 MPa；孔吼半徑均值明顯小于Ⅰ類曲線，平均為0.88 μm。此類孔隙結(jié)構(gòu)在研究區(qū)占31%，巖性主要為中粗砂巖，儲集層多表現(xiàn)為特低孔、特低滲特征。

圖7 LF-A洼A-1-2井，文五段儲層壓汞曲線特征Fig.7 Mercury curves of the 5th Member of Wenchang Formation reservoir in Well A-1-2，LF-A Sub-sag

3.3 物性特征

通過75塊樣品實測物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計，文昌組砂巖孔隙度7%～15%，平均孔隙度為10.5%，滲透率為(0.2～268)×10-3μm2，平均滲透率為17.7×10-3μm2(圖8a,b)，孔隙度與滲透率具有良好的正相關(guān)關(guān)系(圖8b)。按照碎屑巖儲層物性分級標準，文昌組儲層總體屬于低孔低滲儲層。儲層巖性與物性的關(guān)系研究表明，砂巖巖性越粗，孔滲性越好，中-粗砂粒級及之上的砂巖儲層孔隙度大于10%，滲透率大于5×10-3μm2，為相對優(yōu)質(zhì)儲層(圖8b)。

4 儲層發(fā)育主控因素

4.1 有利沉積環(huán)境

文五段儲集砂體主要為辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相，由于河道的頻繁遷移和改道，縱向上形成多期疊加的正旋回砂體。受相對平緩的古斜坡控制，砂體平面分布廣、厚度相對穩(wěn)定。但受沉積水動力環(huán)境變化的影響，不同部位的砂體組構(gòu)、粒度、分選及雜基含量有較大差別，這種沉積結(jié)構(gòu)的差異控制了砂巖原始儲集物性。強水動力條件下沉積的砂巖粒度更粗，泥質(zhì)雜基含量少，分選相對更好，儲層質(zhì)量最優(yōu)，反之儲層質(zhì)量差。沉積相對儲層物性的影響顯著，對不同沉積微相儲層砂巖的物性進行統(tǒng)計，水下分流河道砂體平均孔隙度為9.86%，平均滲透率為13.6 mD，席狀砂砂體平均孔隙度為8.73%，平均滲透率為0.27×10-3μm2，河口壩砂體平均孔隙度為7.02%，平均滲透率為0.35×10-3μm2，支流間灣砂體平均孔隙度為4.24%，平均滲透率為0.10×10-3μm2。

圖8 LF-A洼文五段實測孔隙度(a)和滲透率(b)Fig.8 Measured porosity(a) and permeability(b) of the 5th Member of Wenchang Formation in the LF-A Sub-sag

分流河道中、下部砂體形成于強水動力環(huán)境，粒度較粗，分選好，砂巖內(nèi)泥質(zhì)雜基和軟巖屑含量低，抗壓實能力強[14-15]，原生粒間孔發(fā)育，是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利部位(圖3)。與此相反，分流河道上部的砂巖粒度細，軟巖屑和雜基含量高，在壓實作用下物性迅速變差，原生粒間孔不甚發(fā)育，后期酸性流體在此孔滲條件下難以進入，溶蝕作用弱，物性得不到改善，儲層有效性差。

除決定砂巖的原始組構(gòu)外，沉積條件還決定了后期埋藏過程中的成巖作用類型和強度，并最終控制有效儲層的分布。在砂泥巖剖面中，分流河道不同部位的砂體由于形成的水動力環(huán)境不同，原生孔隙發(fā)育程度不同。此外，砂泥巖組合方式的不同也同樣會影響砂泥巖界面附近的砂體物性[16]。研究區(qū)文五段儲層深埋大于3 500 m，由于從泥巖內(nèi)排出的物質(zhì)以沉淀為主，造成砂泥巖界面附件的膠結(jié)作用強于內(nèi)部，因而處于分流河道內(nèi)部的砂巖物性好于外部。如圖3所示，同一個旋回深度僅相差2 m的砂體，物性相差很大，薄片觀察發(fā)現(xiàn)河道底部砂巖被方解石強烈膠結(jié)，原生粒間孔消失殆盡，而位于河道中部的砂巖原生粒間孔依然保存較好(圖6c,d)。

4.2 成巖作用

文五段儲層在埋藏過程中經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用，根據(jù)成巖作用對孔滲性的影響，可將成巖作用分為破壞性和建設(shè)性兩類：破壞性成巖作用主要為壓實作用和膠結(jié)作用；建設(shè)性成巖作用主要為溶蝕作用。

1) 壓實和早期膠結(jié)作用是孔隙減少的主要因素

前已述及，文五段砂巖儲集空間主要為殘余原生粒間孔。砂巖在壓實成巖作用過程中，隨著壓實強度增加，原生孔隙空間會逐漸減少。壓實作用對儲層物性影響方式的差異性主要取決于組成巖石的顆粒組分。文五段砂巖成分成熟度高，碎屑顆粒組分中石英、長石等剛性顆粒含量超過90%，巖屑含量僅為5%～10%，巖屑類型主要以花崗巖巖屑為主，整體上砂巖抗壓實能力強，巖石薄片中顆粒間接觸方式主要以點-線、線-線接觸為主(圖6a—e)，原生孔隙保存好(圖6a，c)。

文五段自生礦物含量平均為1.63%，整體表現(xiàn)為低膠結(jié)物含量特征，縱向上同一期河道砂巖中部膠結(jié)物含量低于頂部和底部。碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石，通常以亮晶膠結(jié)物形式充填粒間(圖6b，d)，并縮小和堵塞喉道，降低了巖石的孔隙度和滲透率。鏡下觀察統(tǒng)計表明，碳酸鹽膠結(jié)物使面孔率減小1%～4%。從方解石充填大量原始粒間孔隙的產(chǎn)狀，反映方解石主要表現(xiàn)為早期膠結(jié)。早期方解石膠結(jié)在堵塞孔隙的同時，能夠增強巖石的抗壓實能力，使部分粒間孔隙得以保存，對儲層物性的改善有一定的積極作用。除方解石外，鏡下最常見的是石英次生加大(圖6c，f，g)，其含量介于0.5%～1%，掃描電鏡下觀察孔隙空間內(nèi)的自生石英六方柱晶型完整，占據(jù)了部分孔隙空間。自生粘土礦物的賦存狀態(tài)通常為充填原始粒間孔隙和包覆在顆粒表面，類型主要為絲縷狀的伊利石和蜂窩狀的伊/蒙混層礦物，其次為書頁狀高嶺石，粘土礦物容易阻塞吼道，降低了孔隙的連通性，導(dǎo)致儲層滲透性變差(圖6f—h)。黃鐵礦通常呈顯微球狀充填粒間孔隙，由于其含量少，對儲層物性影響有限(圖6f)。

2) 晚期溶蝕作用改善儲層物性

鏡下觀察文五段儲層溶蝕作用生成的次生溶孔較多(圖6e，h)，盡管不是最主要的孔隙類型，但溶蝕作用對增強儲層連通性，提高滲透能力，改善儲層物性具有積極意義；尤其是對于被早期方解石強烈膠結(jié)的儲層，由于原生孔隙基本消失殆盡，溶蝕作用是改善該類儲層孔滲條件的必要途徑，次生溶孔的發(fā)育程度決定了儲集層物性的好壞。

文四段烴源巖在中新世韓江組沉積期開始成熟，此時有機質(zhì)熱演化通過脫羧基作用形成并向外排出有機酸和CO2酸性流體，酸性介質(zhì)進入砂巖促使長石、巖屑及方解石膠結(jié)物顆粒發(fā)生溶蝕并產(chǎn)生次生溶孔。次生溶孔在鏡下主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、沿顆粒邊緣發(fā)育的溶蝕縫等，該類孔隙所占的面孔率為0.5%～4.5%，約占總面孔率3.6%～53%；與此同時，次生孔隙占總面孔率的比例與總面孔率值成反比(圖9)，表明溶蝕作用對改善早期致密儲層孔、滲條件作用十分明顯，但對于原生孔隙較發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲層物性改善作用相對較弱。

文五段儲層目前主要處于中成巖A階段晚期。埋深在3 000 m以上儲層經(jīng)歷壓實作用后，儲層物性顯著降低，但由于文五段儲層碎屑組分中石英顆粒含量很高，抗壓實能力強，使大量原生孔隙得到保存。膠結(jié)作用主要發(fā)生在3 500 m以下地層，膠結(jié)物含量在4 000～4 200 m達到峰值。埋深在3 900 m以下的地層，隨著文四段烴源巖的成熟，排出的大量有機酸對長石顆粒、早期方解石膠結(jié)物等產(chǎn)生溶蝕，在一定程度上改善了儲層質(zhì)量。

4.3 早期構(gòu)造抬升作用

前人研究表明，珠江口盆地埋深超過3 500 m的中深層儲層原生孔隙基本消失，往下便開始進入次生孔隙發(fā)育帶[17]。與此形成鮮明對比的是，研究區(qū)埋深近4 000 m的文五段儲層原生粒間孔依然十分發(fā)育，顆粒主要以點、點-線接觸為主，顆粒堆積疏松，形成了良好的深埋優(yōu)質(zhì)儲層。綜合分析認為，早期構(gòu)造抬升是這種優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵因素。構(gòu)造抬升使地層承受的壓力得到釋放而減小，儲層遭受的壓實作用也相應(yīng)減小，儲層物性變好[18]。

圖9 LF-A洼文五段儲層次生孔隙占總面孔率比與總面孔率關(guān)系Fig.9 Relationship between secondary porosity-to-total porosity ratio and total porosity of the 5th Member of Wenchang Formation reservoir in the LF-A Sub-sag

根據(jù)對LF-A洼斜坡帶成因及演化史的分析發(fā)現(xiàn)，文五段沉積末期，受鏟式控洼斷層的強烈活動及基底巖漿的持續(xù)底侵作用，A-1構(gòu)造區(qū)不斷發(fā)生翹傾，向上抬升的幅度超過1 000 m，形成早期斜坡隆起帶(圖2)。構(gòu)造所處位置文五段砂巖在沉積后隨即被抬升，而在洼陷中心沉積了強烈斷陷期的巨厚地層，相比較而言，前者在該段時間一直處于淺埋藏狀態(tài)，儲層遭受壓實作用弱；此外，在淺埋藏環(huán)境下儲層經(jīng)歷了早成巖階段，壓實與膠結(jié)作用已使巖石固結(jié)成巖，形成了一定的抗壓實骨架，因而在文昌組后的快速深埋期間，強烈壓實作用對孔隙的損失量相對有限，造就了目前鏡下顆粒堆積疏松、原生粒間孔隙發(fā)育的面貌。而從次生孔隙形成的角度，早期構(gòu)造抬升形成的低勢能區(qū)，有利于酸性流體優(yōu)先進入儲層發(fā)生溶蝕作用，對于優(yōu)質(zhì)儲層形成具有積極意義。

5 結(jié)論

1) 陸豐凹陷文五段為裂陷初始期沉積，期間構(gòu)造運動較為動蕩，火山活動頻繁，LF-A洼斜坡帶西段主要沉積了火山碎屑巖相，而東段相對穩(wěn)定部位形成了一套良好的辮狀河三角洲沉積，物源來自凹陷西南方向的惠陸低凸起，辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂巖發(fā)育有利儲層。

2) 文五段儲層巖石類型以長石質(zhì)石英砂巖和巖屑質(zhì)石英砂巖為主，儲集空間主要為原生粒間孔，具有低孔隙度、低-中等滲透率、低-中等排驅(qū)壓力的特點；優(yōu)質(zhì)儲層表現(xiàn)為中滲特征，發(fā)育Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)，巖性主要為偏粗的細礫巖、含礫(中)粗砂巖。

3) 文五段優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育在水動力能量強、雜基含量少、成熟度高的河道中部砂巖中，沉積條件、成巖作用和構(gòu)造抬升是優(yōu)質(zhì)儲層形成的控制因素。其中有利沉積環(huán)境是基礎(chǔ)，為優(yōu)質(zhì)儲層形成的主控因素；壓實和早期膠結(jié)作用導(dǎo)致孔隙減少，而晚期溶蝕作用有助于改善儲層物性；早期構(gòu)造抬升作用使大量原生孔隙得以保存，是優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵因素。

[1] 黃傳炎,王華,高嘉瑞,等.北塘凹陷古近系構(gòu)造演化及其對層序充填樣式的控制[J].中國石油大學學報(自然科學版),2008,32(3):7-13.

Huang Chuanyan,Wang Hua,Gao Jiarui,et al.Tectonic evolution and its controlling over sequence filling pattern of Paleogene in Bei-tang sag[J].Journal of China University of Petroleum,2008,32(3):7-13.

[2] 李強,張革,孫效東,等.蒙古國塔木察格盆地塔南凹陷下白堊統(tǒng)銅缽廟組沉積特征和構(gòu)造-古地理意義[J].古地理學報,2014,16(6):897-906.

Li Qiang,Zhang Ge,Sun Xiaodong,et al.Sedimentary features and its tectono-palaeogeographic significance of the Lower Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan sag,Tamtsag Basin,Mongolia[J].Journal of Palaeogeography,2014,16(6):897-906.

[3] 李聰,王德仁,蔣飛虎,等.查干凹陷巴音戈壁組沉積演化及有利砂體分布預(yù)測[J].中國地質(zhì),2013,40(4):1169-1179.

Li Cong,Wang Deren,Jiang Feihu,et al.The sedimentation evolution and favorable sand body distribution prognosis in Chagan sag of Bayin gobi Formation[J].Geology in China,2013,40(4):1169-1179.

[4] 魏祥峰,張廷山 梁興,等.白駒凹陷泰州組層序地層及沉積特征[J].中國地質(zhì),2012,39(2):400-413.

Wei Xiangfeng,Zhang Tingshan,Liang Xing,et al.Sequence stratigraphy and sedimentary characteristics of Taizhou formation in Baiju sag[J].Geology in China,2012,39(2):400-413.

[5] 王健,操應(yīng)長,高永進,等.東營凹陷古近系紅層砂體有效儲層的物性下限及控制因素[J].中國石油大學學報(自然科學版),2011,35(4):27-33.

Wang Jian,Cao Yingchang,Gao Yongjin,et al.Petrophysical parameter cutoff and controlling factors of effective reservoir of red beds sandbodies of Paleogene in Dongying depression[J].Journal of China University of Petroleum,2011,35(4):27-33.

[6] 魏巍,朱筱敏,談明軒,等.查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲相儲層特征及物性影響因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(3):447-455.

Wei Wei,Zhu Xiaomin,Tan Mingxuan,et al.Reservoir characteristics and influences on poroperm characteristics of the Lower Cretaceous fan-delta facies in Chagan Depression[J].Oil & Gas Geology,2015,36(3):447-455.

[7] 牛軒文,李繼巖.東營凹陷東段始新統(tǒng)紅層儲層多重成巖環(huán)境及演化模式[J].石油與天然氣地質(zhì),2014,35(5):661-669.

Niu Xuanwen,Li Jiyan.Multiple diagenetic environments and evolutionary patterns of the Eocene red beds in the eastern Dongying Sag[J].Oil & Gas Geology,2014,35(5):661-669.

[8] 秦偉軍,李娜,付兆輝.高郵凹陷深層系有效儲層形成控制因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(5):788-792.

Qin Weijun,Li Na,Fu Zhaohui.Factors controlling formation of effective reservoirs in deep of the Gaoyou Sag[J].Oil & Gas Geology,2015,36(5):788-792.

[9] 胡明毅,沈嬌,胡蝶.西湖凹陷平湖構(gòu)造帶平湖組砂巖儲層特征及其主控因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2013,34(2):185-191.

Hu Mingyi,Shen Jiao,Hu Die.Reservoir characteristics and its main controlling factors of the Pinghu Formation in Pinghu structural belt，Xihu Depression[J].Oil & Gas Geology,2013,34(2):185-191.

[10] 羅東紅,梁衛(wèi),李熙盛,等.珠江口盆地陸豐13-1油田古近系恩平組突破及其重要意義[J].中國海上油氣,2011,23(2):71-75.

Luo Donghong,Liang Wei,Li Xisheng,et al.A breakthrough at Paleogene Enping Formation and its important significance in Lufeng 13-1 oilfield,Pearl River Mouth basin[J].China Offshore Oil and Gas,2011,23(2):71-75.

[11] 陳長民,施和生,許仕策,等.珠江口盆地(東部)第三系油氣藏形成條件[M].北京科學出版社,2003.

Chen Changmin,Shi Hesheng,Xu Shice,et al.The forming conditions of Tertiary oil-gas reservoir in the eastern Pearl River in the Pearl River Mouth basin[M].Beijing:Science Press,2003.

[12] Shi Hesheng,Dai Yiding,Liu Lihua,et al.Genetic pattern of belt-wide petroliferous phenomenon in the eastern Pearl River Mouth Basin and its practical application[J].Petroleum Science,2014,(1):1-13.

[13] 竇偉坦,田景春,王峰,等.鄂爾多斯盆地長6油層組儲集砂巖成巖作用及其對儲層性質(zhì)的影響[J].成都理工大學學報(自然科學版),2009,36(2):153-158.

Dou Weitan,Tian Jingchun,Wang Feng,et al.Diagenesis and its influence on the reservoir quality of Member 6 of the Upper Triassic Yanchang Formation oil reservoirs in Ordos Basin[J].China Journal of Chengdu University of Technology,2009,36(2):153-158.

[14] Chuhan F A,Kjeldstad A,Bj?rlykke K,et al.Experimental compression of loose sands:Relevance to porosity reduction during burial in sedimentary basins[J].Canadian Geotechnical Journal,2003,40:995-1011.

[15] Taylor T R,Giles M R,Hathon L A,et al.Sandstone diagenesis and reservoir quality prediction:Models,Myths,and reality[J].AAPG Bulletin,2010,94(8):1093-1132.

[16] 鐘大康,朱筱敏,張琴.不同埋深條件下砂泥巖互層中砂巖儲層物性變化規(guī)律[J].地質(zhì)學報,2004,78(6):863-871.

Zhong Dakang,Zhu Xiaomin,Zhang Qin.Variationcharacteristics of sandstone reservoirs when sandstone and mudstone are interbedded at different buried depths[J].Acta Geologica Sinica,2004,78(6):863-871.

[17] 施和生,雷永昌,吳夢霜,等.珠一坳陷深層砂巖儲層孔隙演化研究[J].地學前緣,2008,15(1):169-175.

Shi Hesheng,Lei Yongchang,Wu Mengshuang,et al.Research on the evolution of pores in deep sandstone reservoir in ZHU 1 depression[J].Earth Science Frontiers,2008,15(1):169-175.

[18] 朱劍兵,陳麗華,紀友亮,等.鄂爾多斯盆地西緣逆沖帶上古生界孔隙發(fā)育影響因素[J].石油學報,2006,27(3):37-41.

Zhu Jianbing,Chen Lihua,Ji Youliang,et al.Influence factors for development of the Upper Paleozoic pore in thrust belt of western Ordos Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2006,27(3):37-41.