沙灣凹陷上烏爾禾組儲層成巖作用及成巖相分析

于景維，羅 剛，李 斌，潘 拓，余海濤，況 昊，褚 旭，張曉童

(1.中國石油大學(xué)(北京)克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；2.新疆油田分公司勘探事業(yè)部，新疆 克拉瑪依 834000；3.新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830014；4. 重慶科技學(xué)院，重慶 401331)

0 引 言

砂礫巖儲集體為準(zhǔn)噶爾盆地現(xiàn)階段油氣勘探開發(fā)的重點目標(biāo)[1-2]，由于該類目標(biāo)體巖性較為復(fù)雜，橫向變化快，成層性差，內(nèi)部沒有明顯的劃分與對比標(biāo)志，巖電關(guān)系復(fù)雜，在未能明確砂礫巖儲層控制因素前提下，很難直接利用測井資料對有利儲集體進(jìn)行預(yù)測。前人對砂礫巖儲層質(zhì)量控制因素進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)構(gòu)造作用和沉積作用為優(yōu)質(zhì)儲層提供物質(zhì)基礎(chǔ)等先決條件，但成巖作用類型以及成巖作用的演化為優(yōu)質(zhì)儲層最終的形成起到關(guān)鍵作用[2-5]。成巖相為在特定沉積和成巖物理化學(xué)環(huán)境中的物質(zhì)表現(xiàn)和成巖作用組合與演化的總體特征，不同成巖相組合控制了不同的儲層孔隙發(fā)育特征和儲集物性, 因此成巖相的劃分有助于儲層的區(qū)域評價和預(yù)測[6]。

上烏爾禾組為沙灣凹陷古生代重要勘探層位之一，近些年多口井在沙灣凹陷西斜坡上烏爾禾組均獲得重大油氣突破，展現(xiàn)出目標(biāo)層位巨大的勘探潛力[7-11]。隨著油氣勘探的深入，發(fā)現(xiàn)上烏爾禾組主要發(fā)育巖性油氣藏，儲層表現(xiàn)出巖性復(fù)雜且變化快、厚度差異大以及空間分布難以預(yù)測的特征，除了同發(fā)育扇三角洲沉積環(huán)境有關(guān)，最重要的是儲層受到后期成巖作用的進(jìn)一步改造。前人對于研究區(qū)上烏爾禾組儲層成巖作用的研究極少，未建立成巖作用同儲層含油氣性的關(guān)系，不利于優(yōu)質(zhì)儲層的尋找和合理開發(fā)。本次研究在大量實驗分析基礎(chǔ)上，識別成巖作用類型，定性以及定量化探討成巖作用對物性的影響程度，在此基礎(chǔ)上劃分成巖相類型，結(jié)合試油資料，對有利儲層發(fā)育的成巖相進(jìn)行預(yù)測，為進(jìn)一步勘探開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

沙灣凹陷西斜坡是準(zhǔn)噶爾盆地西北緣重要的構(gòu)造單元，坡度整體較緩，北靠中拐凸起，西鄰紅車斷裂帶(圖1(a))。研究區(qū)以石炭系為基底，發(fā)育多套地層，包括二疊系、三疊系、侏羅系和白堊系，且多套地層之間的接觸關(guān)系為角度不整合，尤其靠近中拐凸起處，二疊系上烏爾禾組同白堊系呈角度不整合接觸。

海西晚期運(yùn)動造成盆緣向盆內(nèi)的強(qiáng)烈擠壓，中拐凸起-沙灣凹陷一側(cè)成為沉積中心。研究區(qū)二疊系至白堊系廣泛發(fā)育粗碎屑沉積體系，本次研究目的層系上烏爾禾組埋深多在4 000 m以下，發(fā)育大面積退積型扇三角洲沉積，巖性整體較粗。

2 儲層巖石學(xué)和儲集特征

2.1 儲層巖石學(xué)特征

研究區(qū)上烏爾禾組主要發(fā)育扇三角洲沉積體系(圖1(b))，包括扇三角洲平原和前緣亞相，以前緣亞相為主。扇三角洲平原亞相在縱向上主要由分流河道和分流間洼地微相疊置組成，扇三角洲前緣亞相在縱向上由水下分流河道和水下分流河道間疊置組成。

通過10口取心井的巖心觀察，發(fā)現(xiàn)上烏爾禾組巖性多樣，包括礫巖、砂質(zhì)礫巖、含砂礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖以及泥巖(圖2(a)、(d))。根據(jù)巖石的儲集性能以及粒度大小，可將上烏爾禾組儲集巖石劃分為兩類：礫巖類(包括礫巖、砂質(zhì)礫巖和含砂礫巖)和砂巖類(包括含礫砂巖和細(xì)砂巖)，其中礫巖類儲層厚度占總儲層厚度60%。

礫巖類儲層巖石學(xué)特征：礫石體積分?jǐn)?shù)占巖石總體積分?jǐn)?shù)30%以上，最高可達(dá)80%。礫石成分以巖漿巖為主，85%以上為凝灰?guī)r，剩余為花崗巖和霏細(xì)巖，除巖漿巖外，其余礫石成分為泥巖。礫石顆粒接觸關(guān)系以線為主，顆粒間的填隙物以砂質(zhì)為主，部分為泥質(zhì)和濁沸石類礦物。受沉積環(huán)境控制，扇三角洲平原內(nèi)礫巖內(nèi)顆粒分選差異較大，礫石磨圓以棱角-次棱角狀為主，大部分礫石具有定向性；扇三角洲前緣內(nèi)礫巖內(nèi)顆粒分選差異較小，礫石磨圓以次棱角-次圓狀為主，定向性明顯。巖石整體成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低。

砂巖類儲層巖石學(xué)特征：砂巖類型普遍為巖屑砂巖(圖2(e))，石英和長石顆粒的體積分?jǐn)?shù)分別為11%和8%，石英主要為石英單晶，長石以斜長石為主。巖屑體積分?jǐn)?shù)平均為81%。巖屑成分類型較多，包括凝灰?guī)r、泥巖、玄武巖、花崗巖以及石英巖等，以凝灰?guī)r為主，泥巖次之。由于砂巖主要出現(xiàn)于扇三角洲前緣水下分流河道，因此砂巖內(nèi)部填隙物整體含量較低，平均體積分?jǐn)?shù)為8%左右，以膠結(jié)物為主，膠結(jié)物類型多樣，包括黏土礦物、方解石、濁沸石以及硅質(zhì)等，成分成熟度較低。巖石碎屑分選中等，磨圓以次圓狀為主，顆粒之間接觸常為線接觸，支撐方式普遍為顆粒支撐，結(jié)構(gòu)成熟度較中等。

2.2 儲層儲集特征

儲層物性、孔隙類型和結(jié)構(gòu)直接反映儲層儲集特征[12-15]。利用研究區(qū)上烏爾禾組67塊樣品進(jìn)行物性分析，發(fā)現(xiàn)儲層孔隙度平均為8.83%，分布區(qū)間主要為6%～10%，滲透率平均為8.98×10-3μm2，分布區(qū)間主要為1×10-3～16×10-3μm2。儲層整體屬于低孔低滲儲層，且孔滲相關(guān)程度較低(圖2(f))。

通過大量鑄體薄片觀察，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)上烏爾禾組儲層孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和微裂縫。利用9口井33塊樣品的壓汞實驗對儲層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量分析，發(fā)現(xiàn)儲層排驅(qū)壓力為0.1～2.45 MPa，平均為0.46 MPa；中值壓力為2.07～20.17 MPa，平均為10.79 MPa；最大孔喉半徑為0.3～8.6 μm，平均為3.37 μm；變異系數(shù)為0.09～0.27，平均為0.19；進(jìn)汞效率為31.77%～55.25%，平均為55.26%；退汞效率為10.51%～45.51%，平均為27.09%。以上數(shù)據(jù)反映出儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有進(jìn)汞難度較大、進(jìn)汞效率較低、中間平臺明顯“陡窄”、退汞效率低的特征，孔隙結(jié)構(gòu)整體較差。

3 成巖作用

根據(jù)6口井25塊樣品實驗分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)目的儲層存在壓實、膠結(jié)以及溶蝕等成巖作用類型，再根據(jù)Beard的計算公式以及前人的相關(guān)研究(式(1)-式(4))[16-18]，定量計算成巖作用對物性的影響。

Φ=20.91 + 22.9/S0

(1)

Φ1=Φ× e-ah

(2)

Φ2=M溶膠×Φ/M+σ

(3)

Φ3=M溶×Φ/M

(4)

Φ為原始孔隙度，S0為特拉斯克分選系數(shù)，Φ1為剩余孔隙度，a為壓實因子，取0.000 40，h為樣品埋深，Φ2為因膠結(jié)作用減少孔隙度，M溶膠為薄片統(tǒng)計的膠結(jié)物溶蝕面孔率，M為薄片統(tǒng)計的總面孔率，σ為膠結(jié)物含量，Φ3為因溶蝕作用增加孔隙度，M溶為薄片統(tǒng)計的溶蝕面孔率。

3.1 壓實作用

由于上烏爾禾組埋深較大，松散沉積物整體體積和孔隙度在上覆地層和流體壓力下為逐漸縮小，壓實作用現(xiàn)象較為明顯，主要包括：(1)巖石顆粒間接觸關(guān)系主要以線接觸為主，在礫巖儲層中常見凹凸接觸，造成顆粒間孔隙和喉道很難發(fā)育；(2)塑性的巖屑和礦物由于受到擠壓，常見其在剛性顆粒間發(fā)生塑性變形(圖3(a))；(3)剛性顆粒在強(qiáng)烈擠壓條件下發(fā)生破裂，在顆粒內(nèi)部產(chǎn)生多條裂縫(圖3(b))。

利用公式計算出壓實作用對儲層孔隙度的損害平均為65.2%，礫巖儲層物性受壓實作用影響明顯，平均為72%，砂巖儲層物性受壓實作用相對影響較小，平均為57.9%。

3.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)物類型多樣反映膠結(jié)作用的過程較為復(fù)雜，目的層膠結(jié)作用方式多樣。

3.2.1 雜基膠結(jié)作用

受沉積環(huán)境影響，礫巖類巖石中雜基含量相對較高，在較強(qiáng)壓實作用條件下，雜基會發(fā)生脫水重結(jié)晶作用，造成巖石整體致密，物性極差，不會受到成巖后期溶蝕作用改造。這類巖石常作為隔夾層產(chǎn)出，不利于儲層發(fā)育(圖3(c))。

3.2.2 碳酸鹽類膠結(jié)

碳酸鹽類膠結(jié)物包括方解石、鐵方解石、白云石以及菱鐵礦，以方解石為主，在巖石中的存在形式為連晶狀和填充孔隙狀(圖3(d))。成巖早期的孔隙水受到凝灰質(zhì)成分的水解呈現(xiàn)弱堿性、弱還原特征，方解石呈連晶狀發(fā)育，增強(qiáng)巖石抗壓性同時，為后期溶蝕作用的大面積發(fā)生提供物質(zhì)條件；受巖石滲流性能以及成巖環(huán)境影響，充填孔隙狀方解石的發(fā)育時間未能明確，但會進(jìn)一步破壞巖石物性。

3.2.3 濁沸石膠結(jié)

在對目的層的巖心觀察中，發(fā)現(xiàn)砂礫巖表面常出現(xiàn)紅色膠結(jié)物，通過掃描電鏡以及能譜圖觀察，發(fā)現(xiàn)紅色膠結(jié)物為濁沸石。在巖石薄片中觀察到濁沸石膠結(jié)物常較為自形的充填于粒間孔隙，偶見交代斜長石顆粒或火山玻璃物質(zhì)。通過掃描電鏡觀察，發(fā)現(xiàn)濁沸石常同伊蒙混層礦物以及方解石共生，反映其形成環(huán)境也為弱堿性還原環(huán)境(圖3(e))。

3.2.4 硅質(zhì)膠結(jié)物

研究區(qū)目的層巖石薄片中很難觀察到石英的次生加大，硅質(zhì)膠結(jié)物主要以自生石英顆粒的形式存在。掃描電鏡下發(fā)現(xiàn)石英常同黏土礦物共生，反映硅質(zhì)膠結(jié)物的形成機(jī)制主要為黏土礦物演化，不穩(wěn)定的蒙皂石轉(zhuǎn)化為伊利石，過程中會釋放大量硅離子,造成硅質(zhì)膠結(jié)物的沉淀。

3.2.5 黏土礦物膠結(jié)

通過研究區(qū)目的層巖石薄片以及掃描電鏡的觀察，黏土礦物的類型包括伊蒙混層、高嶺石、綠泥石和伊利石，以伊蒙混層和高嶺石膠結(jié)為主(圖3(e))。伊蒙混層為成巖早期，凝灰質(zhì)水解形成的不穩(wěn)定蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化的過渡礦物，其常附著在顆粒表面，增強(qiáng)顆粒的抗壓實能力；高嶺石膠結(jié)物常見充填于孔隙，增強(qiáng)孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，破壞儲層物性。

利用公式計算出膠結(jié)作用對于儲層孔隙度的損害率平均為5.7%，礫巖儲層物性受膠結(jié)作用影響較小，平均為3.8%，砂巖儲層物性受壓實作用相對影響較大，平均為9.2%。

3.3 溶蝕作用

研究區(qū)溶蝕作用普遍發(fā)育，常見巖屑溶蝕。由于目的巖石中大部分物質(zhì)的物源為火山物質(zhì)，礫巖和砂巖碎屑組分中含有大量的凝灰?guī)r，在淺埋藏條件下發(fā)生了水解作用，造成大量粒間溶孔以及粒內(nèi)溶孔(圖3(f))。長石以及成巖早期形成的易溶礦物，如方解石和濁沸石，在后期隨著酸性流體的進(jìn)入發(fā)生溶蝕，也會產(chǎn)生部分的粒間溶孔。在礫巖儲層中，受強(qiáng)壓實條件的影響，常見微裂縫，為酸性流體的流動提供通道。上述次生孔的發(fā)育有利于儲層物性的改善。

利用公式計算出溶蝕作用對于儲層孔隙度的增加率平均為2.0%，礫巖儲層物性受膠結(jié)作用影響較小，平均為0.9%，砂巖儲層物性受壓實作用相對影響較大，平均為3.3%。

4 成巖階段劃分與演化

研究區(qū)目的儲層中能反映其形成溫度或形成順序的常見自生礦物主要有：碳酸鹽類膠結(jié)物(主要有方解石、含鐵方解石等)、硅質(zhì)膠結(jié)、長石以及巖屑的溶蝕、自生沸石類礦物以及黏土礦物等。儲層中自生黏土礦物的自生程度、結(jié)晶程度和I/S混層比等也是劃分其成巖階段和成巖序列的重要依據(jù)(圖4)。

通過對研究區(qū)上烏爾禾組儲集巖成巖特征及孔隙類型的研究，基本上可以確定成巖階段為中成巖階段B期。主要依據(jù)如下：

(1)儲集巖埋藏深度較大，碎屑顆粒以線接觸為主，壓實作用對物性影響大，塑性顆粒普遍變形，剛性顆粒多見裂縫。

(2)儲集空間主要為殘余粒間孔、粒間、粒內(nèi)溶孔以及微裂縫。常見長石以及巖屑發(fā)生溶蝕作用，次生孔隙較為發(fā)育。

(3)粒間孔中發(fā)育的黏土礦物為伊蒙混層黏土礦物，且蒙脫石占比較低。

(4)砂巖粒間孔中常發(fā)育沸石類自生礦物，并常有溶蝕現(xiàn)象。

(5)掃描電鏡下石粒間孔中自生石英晶體比較常見。

在上述研究基礎(chǔ)上確定研究區(qū)成巖序列為：機(jī)械壓實→早期黏土膜形成→早期方解石膠結(jié)→少量硅質(zhì)膠結(jié)→大量沸石類膠結(jié)→自生黏土礦物沉淀→酸性流體侵入→長石顆粒溶解→沸石類礦物溶蝕→方解石溶蝕→自生高嶺石形成和硅質(zhì)膠結(jié)→晚期方解石沉淀。

5 成巖相的劃分及分布

5.1 成巖相的劃分

成巖相為物質(zhì)在特定沉積和成巖物理化學(xué)環(huán)境中的綜合表現(xiàn)[18-21]。由于成巖作用過程復(fù)雜，因此成巖相的劃分并無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)。部分學(xué)者根據(jù)成巖作用強(qiáng)度劃分成巖相，部分學(xué)者針對典型膠結(jié)物劃分成巖相。本次成巖相的劃分主要考慮到儲集巖壓實程度較強(qiáng)、膠結(jié)程度和溶蝕程度相對較弱的特點，結(jié)合典型膠結(jié)物類型，綜合完成成巖相的劃分。將成巖相劃分為5種：強(qiáng)壓實致密相、強(qiáng)壓實中溶蝕相、中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相、中強(qiáng)壓實伊蒙混層包膜弱溶蝕相、中強(qiáng)壓實沸石膠結(jié)弱溶蝕相，各自具體特征見表1。

在巖心歸位的基礎(chǔ)上，保證巖心深度和測井深度一致，選取5種對巖性、物性、流體及孔隙比較敏感的測井曲線(GR、RT、AC、DEN和CNL)，利用上述典型井內(nèi)各薄片顯示的不同成巖相所對應(yīng)的不同測井值特征(表2)，通過dps軟件對研究區(qū)5種成巖相類型進(jìn)行Fisher典型判別分析，最終建立5種成巖相的線性多元判別函數(shù)(式(5)-(9)分別代表表1中5種成巖相)

Y1=-22185.1+2.3GR+18.7RT+
87.3AC+11199.7DEN+242.9CNL

(5)

Y2=-14620.6-5.6GR+17.2RT+
79.6AC+9557DEN+121.2CNL

(6)

Y3=-15194.3-3.4GR+16.8RT+
84.9AC+9551.7DEN+120CNL

(7)

Y4=-15287.7-15.7GR+21.5RT+
82.6AC+9919.4DEN+129.8CNL

(8)

Y5=-17336.7+5.9GR+28.6RT+
74.6AC+10346.3DEN+126.5CNL

(9)

表1 研究區(qū)上烏爾禾組各成巖相儲集層特征

在判別公式建立基礎(chǔ)上，對研究區(qū)多口重點井測井資料進(jìn)行應(yīng)用，將判別結(jié)果最大值代表相應(yīng)成巖相。以st2井為例(圖5)，利用薄片和掃描電鏡資料同判別結(jié)果進(jìn)行對比，發(fā)現(xiàn)同判別結(jié)果同薄片和掃描電鏡顯示結(jié)果一致，該井在縱向上以強(qiáng)壓實中溶蝕相為主，其次發(fā)育中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相和中強(qiáng)壓實伊蒙混層包膜弱溶蝕相。同時該井在上烏爾禾組試油深度分別為5 177～5 179 m、5 185～5 188 m、5 218～5 220 m和5 227～5 230 m，產(chǎn)能為10.33 t/d。將上述深度內(nèi)判別結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)整個試油段以含油性較好的成巖相——強(qiáng)壓實中溶蝕相為主，其次為中強(qiáng)壓實伊蒙混層包膜弱溶蝕相，剩余為中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相。判別結(jié)果認(rèn)為同試油結(jié)論基本一致，反映出成巖相同優(yōu)質(zhì)儲層有較好的匹配關(guān)系。

5.2 成巖相的分布

基于單井成巖相劃分，利用判別函數(shù)對區(qū)內(nèi)各井成巖相進(jìn)行劃分。同沉積相劃分標(biāo)準(zhǔn)一致，選擇垂向厚度最大的成巖相為目的層所代表的成巖相，并結(jié)合沉積相分布圖，最終發(fā)現(xiàn)區(qū)內(nèi)上烏爾禾組成巖相的分布具有一定規(guī)律性(圖6)。

表2 研究區(qū)不同成巖相對應(yīng)的測井曲線值

(1)強(qiáng)壓實致密相分布于研究區(qū)西部扇三角洲平原內(nèi)。儲層的儲集空間以剩余粒間孔為主，由于泥質(zhì)含量較高，儲層內(nèi)顆粒分選很差，造成壓實程度極強(qiáng)，導(dǎo)致儲層整體較為致密，不利于優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育，儲層含油性極差，該成巖相范圍內(nèi)多口井無油氣產(chǎn)能(圖6)。

(2)強(qiáng)壓實中溶蝕相在構(gòu)造位置上分布于斜坡帶靠近沙灣凹陷處，深大斷裂較為發(fā)育，溝通油源，為油氣的運(yùn)移提供通道，同時增強(qiáng)巖石內(nèi)流體的滲流能力，有利于儲層內(nèi)溶蝕作用的發(fā)育，為油氣聚集提供空間，成藏環(huán)境有利。沉積環(huán)境主要為扇三角洲前緣，原始沉積物經(jīng)歷長時間搬運(yùn)、沖刷和淘洗，顆粒的結(jié)構(gòu)成熟度相對較好，泥質(zhì)含量較低，有利于減緩壓實作用對于原始孔隙度的破壞。該成巖相的孔隙類型以次生溶孔為主，其次為原生孔隙。儲層物性相對最好，孔隙度大于5%，滲透率大于1×10-3μm2，含油性反映較好。優(yōu)質(zhì)儲層高產(chǎn)井均分布在該成巖相內(nèi)(圖6)。

(3)中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相呈條帶狀分布于靠近扇三角洲平原的扇三角洲前緣亞相內(nèi)。隨著水動力變化逐漸增強(qiáng)，顆粒的分選稍微變好，儲層內(nèi)部流體流動性稍微得到改善，凝灰質(zhì)的水解釋放大量的Ca2+有利于方解石的膠結(jié)，方解石的膠結(jié)進(jìn)一步造成儲層物性降低，但能削弱壓實作用對于儲層物性的損害，因此儲層物性稍微得到改善。同時方解石膠結(jié)在縱向上呈現(xiàn)層狀分布，在一定程度上阻礙油氣垂向運(yùn)移。在該成巖相內(nèi)的多口井雖然見油，但產(chǎn)能較低(圖6)。

(4)中強(qiáng)壓實伊蒙混層包膜弱溶蝕相呈條帶狀分布于中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相周緣。隨著水動力變化繼續(xù)增強(qiáng)，顆粒逐漸變細(xì)，分選繼續(xù)變好，減緩壓實作用對于原始孔隙的破壞。成巖早期凝灰質(zhì)的水解形成的大量蒙脫石逐漸向伊利石轉(zhuǎn)化，造成大量中間礦物伊蒙混層發(fā)育，包裹顆粒形成伊蒙混層包膜，包膜的發(fā)育可增強(qiáng)壓實的抗壓性，有利于原生孔隙的保存，但包膜的存在不利于儲層內(nèi)流體的滲流能力增強(qiáng)，儲層內(nèi)溶蝕程度相對較弱。在該成巖相范圍內(nèi)可見出油井，產(chǎn)能較好(圖6)。

(5)中強(qiáng)壓實沸石膠結(jié)弱溶蝕相主要分布于扇三角洲前緣環(huán)境，同凹陷接觸更近，成藏條件有利。儲層儲集空間以原生粒間孔為主，儲集巖內(nèi)顆粒分選較好，早期孔隙內(nèi)流體流動性能較強(qiáng)，形成大量以沸石為主的膠結(jié)物堵塞孔隙，砂體的連續(xù)性較差加之裂縫的不發(fā)育造成后期儲層內(nèi)流體的流動受到限制，物性進(jìn)一步降低，不利于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育(圖6)。

6 結(jié) 論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地沙灣凹陷上烏爾禾組儲集巖粒度較粗，成分成熟度低，不同巖性結(jié)構(gòu)成熟度差異較大，顆粒間以線接觸為主。儲層孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和微裂縫，整體屬低孔-低滲型儲層，孔隙結(jié)構(gòu)較差。

(2)研究區(qū)上烏爾禾組主要發(fā)育的成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用以及溶蝕作用。壓實作用對上烏爾禾組儲層物性破壞最大，膠結(jié)作用和溶蝕作用對于砂巖類儲層物性影響程度要大于對礫巖類儲層物性的影響程度。成巖階段主要處于中成巖階段B期

(3)根據(jù)儲集巖壓實程度、膠結(jié)程度和溶蝕程度強(qiáng)弱，結(jié)合典型膠結(jié)物類型，將研究區(qū)上烏爾禾組成巖相劃分為5類，強(qiáng)壓實致密相、強(qiáng)壓實中溶蝕相、中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相、中強(qiáng)壓實伊蒙混層包膜弱溶蝕相、中強(qiáng)壓實沸石膠結(jié)弱溶蝕相。利用各成巖相對應(yīng)的測井響應(yīng)數(shù)據(jù)，建立Fisher判別函數(shù)，在沉積相基礎(chǔ)上明確成巖相的分布規(guī)律。強(qiáng)壓實中溶蝕相為油氣聚集的最有利區(qū)域，其次為中強(qiáng)壓實伊蒙混層包膜弱溶蝕相和中強(qiáng)壓實方解石膠結(jié)弱溶蝕相。