富長(zhǎng)石粗碎屑砂巖孔隙演化定量分析
——以渤海灣盆地遼東凸起北段沙河街組二段為例

郭龍龍，陳洪德，黃曉波，王 峻，馮 沖

[1.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院，四川 成都 610059； 2.中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452]

遼東灣北部地區(qū)在富長(zhǎng)石砂巖層系中發(fā)現(xiàn)豐富的油氣資源，油氣儲(chǔ)量占整個(gè)渤海海域的34.6%[1-4]，是渤海油田的重要勘探戰(zhàn)略區(qū)域之一。近年來(lái)的油氣勘探，發(fā)現(xiàn)沙河街組二段富長(zhǎng)石的粗碎屑砂巖儲(chǔ)層油氣顯示雖然活躍，但鉆井測(cè)壓結(jié)果卻為致密層。對(duì)該類(lèi)因致密導(dǎo)致測(cè)壓失敗且又富含油氣的儲(chǔ)層，其致密與油氣充注的先后關(guān)系、導(dǎo)致儲(chǔ)層致密化的成巖環(huán)境和成巖過(guò)程[5-6]、各種成巖作用對(duì)孔隙的影響[7-8]，以及油氣充注對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化的影響，是制約油氣勘探的關(guān)鍵問(wèn)題。

富長(zhǎng)石砂巖是含油氣盆地碎屑巖層系中最易形成次生孔隙的，各類(lèi)長(zhǎng)石在不同成巖背景下的溶蝕機(jī)理備受關(guān)注[9-11]，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成也多與鉀長(zhǎng)石溶蝕有關(guān)，但長(zhǎng)石溶蝕過(guò)程中形成的粘土礦物會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率的降低，尤其是埋藏溫度較高的封閉系統(tǒng)中形成的自生伊利石。因此，長(zhǎng)石的水巖反應(yīng)過(guò)程分析及其產(chǎn)物是否遷移，是富長(zhǎng)石砂巖儲(chǔ)層孔隙演化定量分析中的重要影響因素。

孔隙度演化預(yù)測(cè)的傳統(tǒng)方法主要是通過(guò)孔-深關(guān)系的統(tǒng)計(jì)[12]，再考慮時(shí)間和溫度的影響進(jìn)行計(jì)算，近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者在薄片觀察基礎(chǔ)上，結(jié)合成巖作用分析，利用“反演回剝法”進(jìn)行孔隙度計(jì)算[13-15]，但是這種方法恢復(fù)孔隙度的誤差受成巖演化過(guò)程認(rèn)識(shí)影響較大，尤其是在水巖反應(yīng)活躍的富長(zhǎng)石砂巖中，熱力學(xué)和動(dòng)力學(xué)的不同，會(huì)導(dǎo)致長(zhǎng)石溶解-沉淀反應(yīng)過(guò)程的差異。

本文以沙河街組二段(沙二段)富長(zhǎng)石粗砂巖儲(chǔ)層為例，通過(guò)顯微組構(gòu)分析，對(duì)膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)、殘余原生粒間孔面孔率、溶蝕孔面孔率、總面孔率及實(shí)測(cè)平均孔隙度進(jìn)行定量統(tǒng)計(jì)，結(jié)合熱演化史的分析，揭示沙二段油氣成藏與孔隙演化模式，為此類(lèi)儲(chǔ)層油氣勘探預(yù)測(cè)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

遼東凸起位于郯廬斷裂渤海段的北部，西鄰遼中洼陷，受新生代以來(lái)郯廬斷裂雙動(dòng)力源和多期次幕式活動(dòng)的影響，構(gòu)造演化復(fù)雜[16-18]。研究區(qū)位于遼東凸起北段西側(cè)陡坡帶上，西側(cè)緊鄰遼中凹陷，北側(cè)緊鄰遼河油田東部凸起(圖1)。沙二段為扇三角洲沉積，沙三段和沙一段形成的淺湖-半深湖相泥巖是研究區(qū)的兩套主力烴源巖，與沙二段儲(chǔ)層形成了多套較好的生儲(chǔ)蓋組合。沙二段沉積時(shí)期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的主要特征是在凹陷邊界的伸展斷層發(fā)生繼承性活動(dòng)、差異抬升，該時(shí)期為裂后熱沉降拗陷階段，以普遍的粗碎屑沉積與下伏地層區(qū)域性不整合為標(biāo)志(圖2)。

圖2 遼東凸起北段沙河街組特征Fig.2 Stratigraphic characteristics of the Shahejie Formation in the north part of Liaodong uplift

圖1 遼東凸起北段區(qū)域位置(a)和渤海灣盆地位置(b)Fig.1 Locations of the north part of Liaodong uplift (a) and the Bohai Bay Basin (b)

2 巖石學(xué)特征

2.1 碎屑組分特征

通過(guò)研究區(qū)壁心薄片鑒定統(tǒng)計(jì)，沙二段砂巖儲(chǔ)層巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石巖屑粗砂巖和含礫粗砂巖。石英含量為22%～28%，平均25.1%，長(zhǎng)石含量為20%～42%，平均29.7%，巖屑含量較高，為33%～55%，平均為45.1%。巖屑成分以石英巖巖屑和酸性噴出巖巖屑等剛性顆粒為主，碎屑顆粒磨圓度中等，主要以次棱-次圓為主，分選性較差，顆粒以短線-線接觸為主，可見(jiàn)凹凸-線接觸。填隙物含量介于2%～5%，平均為3.6%，主要以碳酸鹽膠結(jié)物，硅質(zhì)膠結(jié)及粘土礦物膠結(jié)為主。巖石成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度均較低，屬于近源粗碎屑沉積。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征

沙二段儲(chǔ)層孔隙發(fā)育差，分布不均，原生孔隙消失殆盡。孔隙類(lèi)型主要以顆粒溶蝕孔(圖3d,e)、溶蝕粒間孔為主，少量膠結(jié)物溶蝕孔?？紫缎螤畈灰?guī)則，大小多介于0.15～0.6 mm,最小0.05 mm，最大可見(jiàn)0.65 mm。對(duì)9塊壁心樣品進(jìn)行物性分析表明：孔隙度為6.1%～16.6%，平均12.4%；滲透率(0.01～0.56)×10-3μm2，平均為0.30×10-3μm2，其中3塊樣品沒(méi)有滲透性。測(cè)井孔隙度為9.1%～11.3%，測(cè)井滲透率為(0.52～2.75)×10-3μm2，平均1.1×10-3μm2，總體滲透性很差，屬低孔特低滲儲(chǔ)層。

3 主要成巖作用特征

3.1 壓實(shí)作用及其主要減孔時(shí)期

研究區(qū)沙二段現(xiàn)今埋深大于3 500 m，屬于中深層范疇。壓實(shí)作用較強(qiáng)，表現(xiàn)為顆粒的壓實(shí)定向，塑性顆粒的壓實(shí)變形(圖3a)。

儲(chǔ)層壓實(shí)作用的減孔率與壓實(shí)作用持續(xù)時(shí)間和地層埋藏速率呈正相關(guān)關(guān)系，但是達(dá)到一定深度時(shí)壓實(shí)作用減孔率的增量會(huì)逐漸變小[19]。結(jié)合單井埋藏史(圖4)，沙二段壓實(shí)作用最主要的減孔率深度范圍為0～2 965 m，與之相對(duì)應(yīng)的減孔期是從沙二段沉積早期到東一段被抬升并剝蝕開(kāi)始后的一段時(shí)間，即距今38～23.3 Ma。

3.2 膠結(jié)作用及其發(fā)育時(shí)間

膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響具有兩面性，一方面早期的膠結(jié)作用可以增加巖石骨架密度，增大巖石抗壓能力，為后期溶蝕提供物質(zhì)基礎(chǔ)；另一方面膠結(jié)物充填在粒間孔隙中，使孔隙度減小，物性變差。研究區(qū)沙二段儲(chǔ)層膠結(jié)作用主要有硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)及粘土礦物膠結(jié)。

3.2.1 硅質(zhì)膠結(jié)

圖5 遼東凸起北段沙二段包裹體均一溫度Fig.5 Homogeneous temperature of inclusions from the Es2 in the north part of Liaodong uplift

3.2.2 碳酸鹽膠結(jié)

碳酸鹽膠結(jié)程度分布不均勻，主要為早期方解石、菱鐵礦膠結(jié)，晚期鐵白云石膠結(jié)(交代)。

早期方解石膠結(jié)物充填在顆粒之間，主要為含鐵方解石，發(fā)育程度不均，部分呈基底式膠結(jié)，其形成于未經(jīng)充分壓實(shí)作用之前，但多數(shù)已被溶蝕殆盡或被鐵白云石交代，只可見(jiàn)零星殘余(圖3b)。菱鐵礦也是早成巖階段的產(chǎn)物[22]，多呈棕褐色晶粒狀集合體充填在原生粒間孔中(圖3c)。

晚期鐵白云石充填在原生粒間孔中，是早期方解石的交代產(chǎn)物，可見(jiàn)殘余的早期方解石膠結(jié)物，在儲(chǔ)層中呈分散狀分布；另有少量充填于溶蝕孔隙中(圖3b)。由于鐵白云石主要為交代產(chǎn)物，在成巖歷史時(shí)期對(duì)儲(chǔ)層物性沒(méi)有實(shí)質(zhì)性改變，因此本次定量化計(jì)算中沒(méi)有涉及鐵白云石。

圖3 遼東凸起北段JZ23-X井沙二段成巖作用特征Fig.3 Characteristics of diagenesis in the Es2 in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift a.埋深3 677 m，塑性顆粒云母受壓變形，石英次生加大；b.埋深3 715 m，鐵白云石交代早期方解石，早期方解石殘余；c.埋深3 720 m，菱鐵礦；d.埋深3 679 m，鉀長(zhǎng)石溶蝕，鈉長(zhǎng)石次生加大；e.埋深3 679 m，顆粒溶蝕孔；f.埋深3 679 m，石英加大充填在溶蝕孔中；g.埋深3 677 m，伊利石 成絲絮狀和搭橋狀分布在孔隙中；h.埋深3 715 m，鈉長(zhǎng)石次生加大；i.埋深3 715 m，鉀長(zhǎng)石溶解

早期方解石膠結(jié)物和菱鐵礦膠結(jié)物呈基底式發(fā)育，是成巖早期或者同沉積期的產(chǎn)物，其成因主要是由于沙一段沉積時(shí)期水體淺，蒸發(fā)量大，水體咸化所致[23]，因此早期碳酸鹽膠結(jié)物形成時(shí)間是沙一段沉積時(shí)期，即38～36 Ma。晚期鐵白云石膠結(jié)物晶體形態(tài)完好，自形程度高，根據(jù)占位關(guān)系，鐵白云石膠結(jié)物主要發(fā)育于溶蝕作用之后。

3.2.3 粘土礦物膠結(jié)

伊利石是研究區(qū)最主要的自生粘土礦物。利用德國(guó)蔡司EVO MA15觸摸式掃描電子顯微鏡，分別在400～1 200倍條件下觀察，伊利石主要呈絲絮狀、搭橋狀及蜂窩狀形態(tài)充填于粒間孔隙中(圖3g)，自形程度高。大量發(fā)育的伊利石使孔隙嚴(yán)重分割，造成有效滲流半徑減小，產(chǎn)生流體流動(dòng)阻力，是造成儲(chǔ)層滲透率低的主要原因。

對(duì)于沒(méi)有額外鉀離子來(lái)源的相對(duì)封閉系統(tǒng)來(lái)說(shuō)，溫度被認(rèn)為是伊利石化的重要條件之一，砂巖中鉀長(zhǎng)石、高嶺石伊利石化的溫度界線被認(rèn)為在120～140 ℃[24-26]。結(jié)合埋藏史分析，沙二段在明化鎮(zhèn)早期時(shí)，地層溫度就已經(jīng)達(dá)到伊利石大量轉(zhuǎn)化的條件(圖4)，據(jù)此計(jì)算，研究區(qū)沙二段中的伊利石化(圖4)時(shí)間應(yīng)為10 Ma至現(xiàn)今。

圖4 遼東凸起北段JZ23-X井埋藏史Fig.4 Burial history of the Es2 in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

3.3 溶蝕作用及其發(fā)育時(shí)期的確定

溶蝕作用使砂巖中不穩(wěn)定碎屑顆粒及膠結(jié)物溶解，從而增加儲(chǔ)層孔隙空間，對(duì)儲(chǔ)層起到建設(shè)性作用。沙二段砂巖儲(chǔ)層中，溶蝕孔隙主要是長(zhǎng)石顆粒與碳酸鹽膠結(jié)物的溶解產(chǎn)生的次生孔，從壁心的全巖分析來(lái)看，鉀長(zhǎng)石含量遠(yuǎn)低于鈉長(zhǎng)石含量。這種鉀長(zhǎng)石溶解而鈉長(zhǎng)石不溶解甚至次生加大的現(xiàn)象(圖3h)，與含烴類(lèi)流體和地下水水型密切相關(guān)[21]，烴類(lèi)流體豐度越大，鉀長(zhǎng)石遭受溶蝕程度越強(qiáng)。因此，可以排除沙二段砂巖儲(chǔ)層的熱液溶蝕因素，其溶蝕作用是烴類(lèi)充注所導(dǎo)致的。

沙三段烴源巖排烴門(mén)限為2 740 m[27]，結(jié)合單井埋藏史，確定生排烴時(shí)間起始于26.7 Ma年的東營(yíng)組沉積時(shí)期，并于館陶組-明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期達(dá)到排烴高峰。溶蝕高峰期應(yīng)該與此時(shí)間相對(duì)應(yīng)，即溶蝕增孔期為19～2 Ma。

4 成巖序列

4.1 最晚成巖階段

研究區(qū)沙二段巖石薄片中，碎屑顆粒呈現(xiàn)點(diǎn)、線接觸關(guān)系，長(zhǎng)石顆粒大規(guī)模溶蝕，在掃描電鏡中，長(zhǎng)石溶蝕孔隙內(nèi)伊利石和自生石英共生，且普遍缺失高嶺石，表明了高嶺石均已轉(zhuǎn)化，轉(zhuǎn)化過(guò)程需要的地溫一般大于120 ℃，因此，巖石學(xué)特征表明，沙二段砂巖達(dá)到了中成巖階段。沙河街組泥巖的鏡質(zhì)體反射率介于0.6%～1.0%(圖6)，對(duì)應(yīng)了中成巖A期。硅質(zhì)膠結(jié)物包裹體均一溫度在85～130 ℃，主峰溫在109～116 ℃，對(duì)應(yīng)了中成巖A期。粘土礦物中，伊利石含量相對(duì)較多，主要為高嶺石和蒙皂石的轉(zhuǎn)化，蒙皂石含量最低可達(dá)20%(圖7)，表明研究區(qū)沙二段儲(chǔ)層未達(dá)到中成巖B期。綜上所述，沙二段目前處于中成巖A期。

圖7 遼東凸起北段JZ23-X井粘土礦物含量分布Fig.7 Distribution of clay mineral content in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

圖6 遼東凸起北段JZ23-X井泥巖Ro與深度關(guān)系Fig.6 Relationship between Ro and depth of mudstone in Well JZ23-X in the north part of Liaodong uplift

4.2 成巖序列

根據(jù)行業(yè)碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)，分析沙二段碎屑巖成巖序列。早成巖A期，壓實(shí)作用占主導(dǎo)，破壞了大量原生孔隙，早成巖的水化作用，導(dǎo)致長(zhǎng)石和巖屑等不穩(wěn)定組分向孔隙流體中釋放了堿性離子，產(chǎn)生了部分早期碳酸鹽膠結(jié)物。受大氣淡水作用影響，長(zhǎng)石發(fā)生第一期溶蝕，形成石英和高嶺石等次生礦物，但是這一期溶蝕作用不強(qiáng)，形成的少量溶蝕孔隙也受到壓實(shí)作用和后期膠結(jié)作用影響而消耗殆盡，在該階段末期，原生孔隙減少為15.5%左右。早成巖B期，隨著埋深的加大，碎屑顆粒呈現(xiàn)點(diǎn)、線接觸，部分石英顆粒發(fā)生壓溶作用，地溫的升高，導(dǎo)致有機(jī)質(zhì)排放有機(jī)酸，溶蝕了大量的長(zhǎng)石，釋放的堿性離子導(dǎo)致伊蒙混層伊利石化，同時(shí)伴生硅質(zhì)和碳酸鹽膠結(jié)物，加之高沉積速率的影響，受壓實(shí)、溶蝕和自生礦物等綜合作用，本階段減小了約5%的總面孔率。中成巖A期，因?yàn)闁|營(yíng)組的快速沉降，下伏烴源巖達(dá)到生烴門(mén)限，排放的有機(jī)酸大量溶蝕長(zhǎng)石顆粒和早期碳酸鹽膠結(jié)物，溶蝕孔隙度和壓實(shí)減小的孔隙度基本持平，面孔率較早成巖B期變化不大；隨著館陶組的沉積，有機(jī)酸供給更加充沛，導(dǎo)致長(zhǎng)石的大量溶蝕，次生溶蝕孔隙的面孔率可達(dá)10%左右，但是沙河街組二段儲(chǔ)層溫度達(dá)到120℃之后，高嶺石發(fā)生強(qiáng)烈的伊利石化，釋放的Si4+形成了大量硅質(zhì)膠結(jié)物，這些自生石英與充填在孔隙中的絲狀伊利石，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率急劇下降。

5 儲(chǔ)層孔隙演化定量計(jì)算與演化模式

孔隙演化定量分析的準(zhǔn)確性受計(jì)算參數(shù)的影響較大，除了沉積物的結(jié)構(gòu)外，樣品的總孔隙度、膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)、殘余原生粒間孔、溶蝕孔隙的確定，均是影響計(jì)算結(jié)果的重要參數(shù)。本文中儲(chǔ)層孔隙演化定量計(jì)算參數(shù)是基于前述顯微組構(gòu)和成巖序列分析獲取的。

5.1 原始孔隙度恢復(fù)

孔隙演化恢復(fù)之前需要求取樣品的未固結(jié)儲(chǔ)層孔隙度，本次未固結(jié)儲(chǔ)層孔隙度(Φ1)的恢復(fù)采用了地質(zhì)學(xué)家Beard 和Weyl在20世紀(jì)70年代通過(guò)實(shí)驗(yàn)建立的經(jīng)驗(yàn)公式[28](表1;公式1)，主要利用Trask分選系數(shù)(So)來(lái)求取，通過(guò)薄片粒度分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，沙二段分選普遍較差，分選系數(shù)在2.23～2.61，計(jì)算原始孔隙度(Φ1)為最大31.2%，最小29.7%，平均為30.5%。

5.2 孔隙演化定量計(jì)算

本次孔隙定量恢復(fù)，綜合利用了(張興良,2014;李繼巖,2017)定量計(jì)算方法[14-15]，計(jì)算公式見(jiàn)表1。

表1 遼東凸起北段錦州23-X構(gòu)造儲(chǔ)層孔隙恢復(fù)定量 計(jì)算公式及選取參數(shù)Table 1 Formula and parameters selected for quantitative calculation of reservoir pore recovery in Jinzhou 23-X structure of the north part of Liaodong uplift

研究區(qū)沙二段儲(chǔ)層砂巖分選中等，依次恢復(fù)了壓實(shí)、膠結(jié)、溶解等成巖作用后儲(chǔ)層的殘余孔隙度。由于在機(jī)械壓實(shí)作用過(guò)程中，一部分原生粒間孔被以膠結(jié)物的形式保存起來(lái)，另外一部分被壓實(shí)作用破壞，剩下的部分是殘余原生粒間孔，因此壓實(shí)作用后的孔隙度(Φ2)是膠結(jié)物所占孔隙度與殘余粒間孔隙度之和。

通過(guò)顯微薄片鑒定統(tǒng)計(jì)，確定各參數(shù)如表2。

表2 遼東凸起北段JZ23-X構(gòu)造孔隙恢復(fù)定量計(jì)算參數(shù)Table 2 Parameters for quantitative calculation of pore recovery in Jinzhou 23-X structure of north part of Liaodong uplift

計(jì)算結(jié)果表明(表3)，壓實(shí)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層損失了50.8%的原生孔隙，Φ2僅為13.5%～17.9%，平均值為15%；膠結(jié)作用使儲(chǔ)層孔隙度減小的原因是膠結(jié)物對(duì)孔隙度的“侵占”導(dǎo)致的，通常認(rèn)為膠結(jié)物的含量即是膠結(jié)物損失的孔隙度，據(jù)公式3(表1)計(jì)算，膠結(jié)作用后的砂巖孔隙度(Φ3) 保持在4.2%～5.3%，平均值為4.6%；利用公式4(表1)對(duì)溶解作用增加的孔隙度(Φ4)進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果顯示溶解作用使儲(chǔ)層孔隙度增加6.9%～11.9%，平均增加9.8%。綜合各成巖作用的影響，計(jì)算得現(xiàn)今平均孔隙度降至11.1%～16.0%，平均為14.6%，與實(shí)測(cè)平均孔隙度14%接近。表明孔隙度恢復(fù)的計(jì)算過(guò)程可信度較高。

表3 遼東凸起北段JZ23-X構(gòu)造成巖作用與孔隙演化關(guān)系Table 3 Relationship between tectonic diagenesis and pore evolution in Jinzhou 23-X structure of north part of Liaodong uplift

5.3 油氣充注與孔隙演化模式

借鑒前人[27，29]對(duì)研究區(qū)恢復(fù)的地溫場(chǎng)參數(shù)，使用本次研究恢復(fù)的未固結(jié)孔隙度，對(duì)JZ23-X構(gòu)造進(jìn)行了熱演化史正演模擬，結(jié)合孔隙演化定量計(jì)算，分析油氣充注與孔隙演化關(guān)系(圖8)。

遼東凸起北段在沙二段和沙一段沉積時(shí)期(早成巖A期)，進(jìn)入了穩(wěn)定的熱沉降階段，湖盆穩(wěn)定下陷，湖水面積迅速擴(kuò)張，使整個(gè)湖盆加深變廣，沉積物壓實(shí)作用顯著增強(qiáng)，伴隨著早期碳酸鹽礦物的沉淀，砂巖孔隙度急劇減小。漸新世的東營(yíng)組沉積早期(早成巖B期)，研究區(qū)受郯廬斷裂右旋走滑拉分的影響進(jìn)入裂陷階段，湖盆在沙河街組沉積期后又一次快速下陷擴(kuò)張，使得地形高差急劇增大，上覆巨厚的沉積物導(dǎo)致壓實(shí)作用急劇增強(qiáng)，與此同時(shí)，長(zhǎng)石大氣淡水溶蝕和壓溶作用產(chǎn)生了第一期小規(guī)模的石英加大。在此過(guò)程中，壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層占據(jù)著主導(dǎo)地位，此時(shí)原生粒間孔已消失過(guò)半。漸新世末期，渤海灣盆地的裂陷作用基本結(jié)束，研究區(qū)開(kāi)始發(fā)生隆升，東營(yíng)組頂面接受不同程度地剝蝕，壓實(shí)作用逐漸減弱。進(jìn)入到中新世時(shí)，沙三段烴源巖達(dá)到排烴高峰期，油氣開(kāi)始充注，同時(shí)，有機(jī)酸的注入使得鉀長(zhǎng)石開(kāi)始溶蝕，由于大量孔隙還未及時(shí)聯(lián)通，流體流動(dòng)性相對(duì)較差，形成的硅離子以石英加大的方式就近沉淀，形成第二期石英加大，孔隙度進(jìn)一步降低。但隨著酸性流體的持續(xù)注入，鉀長(zhǎng)石的溶解不斷增強(qiáng)，砂巖儲(chǔ)層孔隙度得到明顯改善。隨著埋深加大，當(dāng)?shù)貙訙囟冗_(dá)到120 ℃時(shí)，充足的K+為高嶺石的伊利石化提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)，使沙二段發(fā)育大量自生伊利石，這些絲絮狀、搭橋狀伊利石是儲(chǔ)層滲透率大幅降低主要因素。

綜合以上分析，研究區(qū)沙二段油氣充注過(guò)程與孔隙演化并非簡(jiǎn)單的先致密后成藏或先成藏后致密的模式，而是隨著油氣充注儲(chǔ)層物性變好，油氣充注結(jié)束儲(chǔ)層物性變差的一個(gè)動(dòng)態(tài)的過(guò)程。在油氣充注早期，儲(chǔ)層物性已然較差，但并未致密化。隨著油氣的持續(xù)注入，儲(chǔ)層物性得到有效改善，油氣充注結(jié)束后，大量的自生伊利石導(dǎo)致滲透率急劇下降，最終儲(chǔ)層致密化。

6 結(jié)論與討論

2) 烴類(lèi)充注時(shí)有機(jī)酸對(duì)長(zhǎng)石的溶蝕，是富長(zhǎng)石砂巖形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的基礎(chǔ)條件，碎屑巖儲(chǔ)層物質(zhì)組分與成巖系統(tǒng)的良好配合控制了優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的發(fā)育，在斷裂帶附近的開(kāi)放系統(tǒng)中，或位于油氣運(yùn)移通道且溫度低于120 ℃的富長(zhǎng)石砂巖區(qū)才是該類(lèi)儲(chǔ)層油氣勘探的有利區(qū)。