西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩孔隙演化.pdf

1958西南石油大学学报（自然科学版）2024 年 2 月 第 46 卷 第 1 期Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition）Vol.46 No.1 Feb.2024DOI：10.11885/j.issn.1674 5086.2022.07.01.03文章编号：1674 5086（2024）01 0021 14中图分类号：TE133文献标志码：A西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化赵晓明1，2*，代茂林1，2，刘 舒3，葛家旺2，赵天沛31.天然气地质四川省重点实验室，四川 成都 6105002.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 6105003.中国石化上海海洋油气分公司，上海 浦东 200120摘要：西湖凹陷中南部花港组下段储层具有丰富的致密气资源，是该区油气勘探开发的热点。基于岩石薄片、扫描电镜、物性测试和 X 衍射等资料，对西湖凹陷中南部花港组下段储层特征、成岩作用及孔隙演化等进行了研究。结果表明，储层孔隙度主要在 7%10%，渗透率主要在 0.100.50 mD，裂缝不发育，属于致密储层。储层先后经历了早成岩A 期、早成岩 B 期和中成岩 A 期，目前处于中成岩 B 期，压实作用、溶蚀作用和胶结作用较强。孔隙定量演化结果显示，压实作用使储层孔隙度降低了 29.67%，是储层原生孔不发育的主要原因；溶蚀作用使储层孔隙度增加了 15.14%，是深部储层发育的关键因素；胶结作用使储层孔隙度降低了 13.55%，是储层孔隙结构变差的重要原因。综合孔隙演化结果和油气充注时间关系，该区花港组下段储层属于“先致密后成藏”的致密储层。关键词：西湖凹陷；花港组下段；致密储层；成岩作用；孔隙定量演化Diagenetic-pore Quantitative Evolution of the Reservoir from LowerHuagang Formation in the South-central Xihu SagZHAO Xiaoming1，2*,DAI Maolin1，2,LIU Shu3,GE Jiawang2,ZHAO Tianpei31.Sichuan Province Key Laboratory of Natural Gas Geology,Chengdu,Sichuan,610500,China2.School of Geosciences and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China3.Shanghai Offshore Oil&Gas Company,SINOPEC,Pudong,Shanghai 200120,ChinaAbstract:TheLowerHuagangFormationinXihuSagisrichintightgasresources,whichisahotspotforoilandgasexplorationanddevelopmentinthisarea.Basedonobservationofrockslices,scanningelectronmicroscopy,physicalpropertytestingofthecore and X-ray diffraction,the basic reservoir characteristics,the diagenesis and the pore evolution of the reservoir are studied.The results show the reservior porosity is mainly between 7%and 10%,the permeability mainly between 0.10 to 0.50 mD,and the fracture undeveloped,so the reservoir belongs to a kind of tight sandstone reservoir.The reservoir has experienced theearly diagenesis stage A and B and the middle diagenetic stage A,and is currently in the middle diagenesis stage B,and thereservoir are greatly influenced by compaction,dissolution and cementation.The results of pore quantitative evolution showthat the compaction reduces porosity by 29.67%,which is the main reason for the undeveloped primary pores;the dissolutionincreases porosity by 15.14%,which is the key factor for the development of deep reservoirs;with the influence of cementation,the reservoir porosity reduces by 13.55%,which is an important reason for the deterioration of reservoir pore structure.Basedon the relationship between pore evolution results and oil-gas charging time,the Lower Huagang Formation in the south-centralof the Xihu Sag is a kind of tight reservoir that denses before the accumulation of oil and gas.Keywords:Xihu Sag;Lower Huagang Formation;tight reservoir;diagenetics;pore quantitative evolution网络出版地址：http：/ 舒，等.西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化J.西南石油大学学报（自然科学版），2024，46（1）：21 34.ZHAO Xiaoming,DAI Maolin,LIU Shu,et al.Diagenetic-pore Quantitative Evolution of the Reservoir from Lower Huagang Formation in the South-central Xihu SagJ.Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2024,46(1):2134.*收稿日期：2022 07 01网络出版时间：2023 10 08通信作者：赵晓明，E-mail：基金项目：国家自然科学基金（42072183，41902124）22西南石油大学学报（自然科学版）2024 年引言在天然气资源需求量不断增加的背景下，天然气逐渐成为中国油气勘探开发的重点。近年来的勘探开发表明，东海陆架盆地西湖凹陷天然气资源量丰富，资源总量约 2.381012m3，而到目前为止，西湖凹陷天然气探明储量仅 2.451011m3，探明率不足 13%1 2。同时，随着西湖凹陷油气勘探开发力度的增强，中国先后在西湖凹陷的武云亭、宝云亭、古珍珠、花港、玉泉和宁波等含油气构造带钻遇了多套含油气层系，认为西湖凹陷中南部花港组是整个凹陷天然气资源最丰富的含油气层系之一。在此背景下，许多学者针对西湖凹陷中南部花港组开展了大量地质理论研究，并认为其物源以北部虎皮礁为主，沉积体系以河流三角洲湖泊为主3 4，发育多套优质储集砂体和封堵性较好的湖相砂泥交互式盖层5；以平湖组和花港组的煤系地层和暗色泥岩为主的烃源岩有机质丰度高，且以 II1、II2型和 III 型为主6 9。西湖凹陷中南部花港组下段（花下段）在邻近优质烃源岩及良好的储盖组合等有利成藏条件下，展现出极好的油气勘探潜力，是西湖凹陷致密气滚动勘探开发的重点目标层位。西湖凹陷中南部花港组下段砂体分布广泛，但在强烈压实及胶结等作用下，储层较为致密，仅局部发育“甜点”储层10 13。在此背景下，部分学者13 14通过“反演回剥法”建立了不同研究范围的花港组储层孔隙演化模式，认为压实作用是储层减孔的首要因素，其次为胶结作用，溶蚀作用是改造储层的最重要因素。截至目前，针对花下段储层孔隙演化研究依然较薄弱，甜点储层成因尚不清楚。此外，在利用“反演回剥法”计算不同成岩作用对储层孔隙度的定量影响时，一般将所有胶结物填充的孔隙作为溶蚀孔隙或者原生孔隙，会导致反演储层溶蚀强度的误差。本文以西湖凹陷中南部花港组下段为研究对象，依据岩石薄片鉴定、物性分析、X 衍射和扫描电镜等资料，明确储层成岩作用特征及成岩演化序列；再通过引入溶蚀孔在孔隙中的相对含量，对储层孔隙定量演化计算方法进行适当调整，并基于调整后的“反演回剥法”对储层孔隙定量演化进行推演；在成岩和孔隙定量演化研究的基础上，综合埋藏史和油气充注史等，厘清储层致密成因并分析孔隙演化过程与油气充注的耦合关系，以期为后续致密砂岩储层的勘探开发提供地质理论基础。1 区域地质情况西湖凹陷位于东海陆架盆地北部（图 1a），整体呈 NE 向展布。凹陷西临海礁凸起和渔山凸起，东至钓鱼岛隆褶带，北接虎皮礁凸起和福江凹陷，南抵钓北凹陷，自西往东可划分为西部斜坡带、西次凹、中央反转构造带、东次凹和东部断阶带 5 个构造单元（图 1b），总面积约 5.9104km2，是中国近海海域最大的新生代沉积凹陷3。)*+,$-?&?(.+,$34(/0,$PQRMS21(TUVMWXSAYZ=RXWR2#RA%B%D%C%b MN(=E:;?;?ABCDE%Fa MN(_FOIJKALMN(FO!&()*+,$(&-.+,$ab.c/0,$R#2M(NdeN(12(!#$fg#$R3(4(5&(&6$,789图 1西湖凹陷构造带分布5Fig.1Distribution of tectonic belt in Xihu Sag第 1 期赵晓明，等：西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化23凹陷先后经历了晚白垩至始新世末的断陷期、渐新世至上新世的拗陷期、上新世至第四纪的区域沉降期15；自始新世以来，主要发育了始新统宝石组和平湖组、渐新统花港组、中新统龙井组、玉泉组和柳浪组、上新统三潭组和第四系东海群组，地层沉积厚度可达 10 km3 5。研究区位于西湖凹陷中南部，研究面积约600 km2，目的层现有 4 口探井的钻井资料。花港期，受玉泉运动（33.9 Ma）影响，凹陷由断陷期进入了拗陷期；花下段以三角洲沉积为主，砂体发育且厚度较大3 5，在复杂的成岩作用影响下，储层普遍较为致密16 18。2 储层基本特征2.1 岩石学特征研究区花下段储层砂岩三角图如图2所示，从图中可以看出，储层以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，碎屑组分包括石英（Q）、长石（F）和岩屑（R）。石英体积分数在 56.00%78.00%，平均 63.23%；长石体积分数在 11.00%22.00%，平均 17.64%；岩屑体积分数在 10.00%27.00%，平均 19.13%。储层的泥质杂基含量在 1.00%20.00%，平均体积分数为2.98%，砂岩成分成熟度指数 Q/（F+R）约 1.72，磨圆以次圆次棱和次棱次圆为主（图 3a），成分成熟度和结构成熟度中等。此外，储层胶结物较发育且多呈接触式和接触压嵌式胶结（图 3b），颗粒间以凹凸线和点线接触为主（图 3c）。#/%255075$%/%#&/%5952575?#&.$；?0#.$；?0$%.$；?#.$；?$%#.$；?#$%.$；?$%.$图 2研究区花下段储层砂岩三角图19Fig.2Reservoirsandstone triangle map of Lower HuagangFormation in the study areac 1234(567867.7%1.5%0.5%20.5%2.6%5.1%2.1%!?#?$!?$!?$?#b 129:;781.1%49.2%49.7%-.-.?-/0-/0?-.图 3研究区花下段储层碎屑颗粒、胶结物发育特征Fig.3Development characteristics of reservoir clastic particles and cements of Lower Huagang Formation in the study area2.2 储层粒度特征研究区花下段储层粒度概率曲线呈明显的两段式特征（图 4），岩石碎屑颗粒多以跳跃式搬运为主，表现为牵引流搬运特征。24西南石油大学学报（自然科学版）2024 年024680.010.100.502.0010.0030.0050.0070.0090.0098.0099.5099.9099.99!#!$%&/%图 4研究区花下段储层粒度特征Fig.4Reservoir granularity characteristics of Lower HuagangFormation in the study area2.3 储层孔隙发育情况根据铸体薄片观察和统计，花下段储层孔隙类型主要包括原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔。总面孔率平均约 3.90%，其中，原生粒间孔面孔率在 0.10%1.60%，平均 0.85%，呈三角状或多边形状等（图 5a，图 6a）；粒间溶孔面孔率在 0.15%2.80%，平均 1.15%，呈港湾状或不规则多边形状等（图 5b，图 6a）；粒内溶孔面孔率在 0.30%3.64%，平均 1.42%，呈不规则形态且孔径一般较小（图 5c，图 6a）。铸模孔面孔率在 02.43%，平均 0.48%，具有明显的颗粒溶蚀外形（图 5d，图 5e，图 6a）。裂缝少见，偶尔分布在粉砂岩和泥岩中，且以成岩 构造缝和构造缝为主，可见明显的穿粒特征，缝宽 0.010.10 mm（图 6f）。储层孔隙以溶蚀孔（铸模孔、粒间溶孔和粒内溶孔）为主，占总面孔率的 78.21%，是储层主要的渗流通道（图 6b）。f A3967.26m,(-!#$%&()*)c C4191.25m,!+,%-./0%1./),(-e C4190.15m,(-!23+,45/)b A3966.86m,(-!678%1./)d D3881.00m,!9:$%.;?8A%1/)*133m/B332m133m269m269m100m/B/B/B/B/B/B图 5研究区花下段储层孔隙类型Fig.5Pore type of the reservoir of Lower Huagang Formation in the study area!#$%#$&%#&%()%21.79%12.35%29.39%36.47%b 1%234560.851.151.420.4830%01%2/%*+,*-,./,!%#$&%#&%()%078a 1%29:421图 6研究区花下段储层不同孔隙面孔率统计图Fig.6Statistical figure of surface porosity of different pores of Lower Huagang Formation in the study area第 1 期赵晓明，等：西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化252.4 储层物性特征岩芯物性测试表明，研究区花下段孔隙度主要在 7.00%10.00%，平均约 8.43%（图 7a）；渗透率一般在 0.100.50 mD，平均约 0.33 mD（图 7b），储层属于典型的低孔特低孔低渗特低渗储层20。此外，储层孔隙度与渗透率正相关性较好（图 7c），裂缝不发育且主要分布在孔隙度较低的岩性中，整体属于孔隙型储层。c!#$%&()*261014!#/%102%&/mD10110010-110-21284b%&+,-.0?1.0?8.%&/mD6040200/%0,).3 0.5,)0.5 0.8,)0.1 0.315.9558.8417.676.031.51a!#+,-.6040200/%?,?)4 710!#/%80?,?)7 10?,?)1 46.8276.973.4212.79图 7研究区花下段储层物性特征Fig.7Reservoir physical property characteristics of Lower Huagang Formation in the study area3 成岩作用及其对储层孔隙的影响基于岩石薄片、扫描电镜及 X 衍射等数据分析，研究区花下段经历了早成岩 A 期、早成岩 B 期和中成岩 A 期，目前处于中成岩阶段 B 期，压实作用、溶蚀作用和胶结作用较强，交代作用较弱。其中，压实作用是原生孔隙不发育的首要原因，溶蚀作用是储层次生孔发育的关键因素，胶结作用是储层孔隙结构变差的重要原因。3.1 压实作用研究区花下段储层埋深普遍大于 3 700.00 m，压实作用极强，储层压实和溶蚀特征见图 8。micaQQQb D3988.m!,#$%,&()00*%+,(+)200mf B3962.m!,-./01,2345,0056789:/FFe C3807.m!,./;?34A,(+)00Q133mQQQa A3959.96m!,&BCDE、GHDE,/?IJKLM,(+)133mFFQd C4192.75m!,&()=N&,./OP);05,(-)133m图 8研究区花下段储层压实和溶蚀特征Fig.8Compaction and dissolution characteristics of Lower Huagang Formation in the study area基于岩石薄片观察，研究区花下段主要有 5 类典型的压实特征：1）碎屑颗粒间以凹凸线接触、线接触和线凹凸接触为主（图 8a）；2）部分石英可见波状消光的现象（图 8a）；3）云母、石英及岩屑等碎屑颗粒均可见扭曲变形特征（图 8b）；4）石英颗粒在压溶作用下，有明显缝合线接触特征（图 8c）；26西南石油大学学报（自然科学版）2024 年5）石英、砾石等脆性颗粒在强烈的挤压应力下发育微裂纹，甚至压碎破裂（图 8c，图 8d）。压实作用使储层碎屑组分变形严重、接触紧密，破坏了绝大部分原生孔隙空间，是原生孔隙减孔的主要因素。3.2 溶蚀作用根据岩石普通薄片和铸体薄片分析，长石是研究区花下段主要的溶蚀组分，且主要沿着长石边缘和解理溶蚀（图 8e，图 8f），溶蚀孔局部易被方解石、黏土矿物等胶结物填充。在强烈溶蚀作用下，储层粒间溶孔和粒内溶孔发育，溶蚀孔面孔率与孔隙度和渗透率正相关特征明显（图 9）。141210864%&/%0123456!#/%0123456!#/%a!#$%&b!#$(#101(#/mD10010-210-1yx=+0.47367.6216R=0.24832yx=+0.03580.1510R=0.06762图 9研究区花下段储层溶蚀孔面孔率与物性的关系Fig.9Relationship between the percentage of dissolved pore and physical properties of Lower Huagang Formation in the study area3.3 胶结作用3.3.1 硅质胶结作用研究区花下段硅质胶结物主要有两种分布形态：一种以石英加大边的形态分布在石英碎屑边缘（图 10a），石英碎屑和自身加大边之间多填充少量黏土和氧化铁，可见碎屑颗粒镶嵌在加大边内部，与颗粒呈凹凸线接触，说明加大边形成时，储层压实作用较为强烈，为早成岩 B 末期中成岩A 期弱酸酸性成岩环境的产物。另一种以自生石英微晶的形式分布在孔隙中，常伴随伊利石和绿泥石等黏土矿物，含量极少，形成的时间晚于溶蚀作用（图 10b）。硅质胶结物含量一般低于 2%，与储层的孔隙度和渗透率无明显的相关性特征（图 11a，图11b）。Qa B3938.90m(+!,#$%&(,)133mQIQb C3914.50m!,)*$%&(,#+,-./01)23&)*50mc B3937.70m!,456,789:;);)、3BCD);)./,)133m图 10研究区花下段储层钙质和硅质胶结物发育特征Fig.10Characteristics of calcium and siliceous cements of Lower Huagang Formation in the study area第 1 期赵晓明，等：西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化2700.51.01.52.02.5()*+,-/%a()*+,-./01141062/01/%00.51.01.52.02.5()*+,-/%b()*+,-.234234/mD10010-210-1010203040!#$%&/%c 5()*+,-./01d 5()*+,-.234010203040!#$%&/%14106/01/%2101234/mD10010-114106/01/%2010203040678-/%e 678-./01010203040678-/%f 678-.234101234/mD10010-1!#$%&!#$%&!#$%&!#$%&!#$%&!#$%&图 11研究区花下段储层不同类型胶结物与储层物性的关系Fig.11Relationship between reservoir properties and different types cements of Lower Huagang Formation in the study area3.3.2 钙质胶结作用研究区花下段的钙质胶结物包括方解石、铁方解石和铁白云石，以铁方解石和铁白云石为主。其中，方解石一般呈连晶状和粒状，具有两期成因的特征：1）第一期广泛分布在粉砂岩、泥砾岩等非储层类型的岩性中，多呈连晶状，压实作用较弱，不发育其他类型的胶结物（图 10c），形成时间较早，为早成岩 A 期弱碱性成岩环境产物；2）第二期主要分布在细砂岩和中砂岩中，呈连晶状或粒状，石英颗粒边缘发育石英次生加大，溶蚀作用强烈，压实作用强度差异明显（图 10d，图 10e），为中成岩A 末期B 期酸碱碱性成岩产物。铁白云石与铁方解石多呈粒状，常填充于粒间孔和粒内孔中，铁白云石常分布在方解石和铁方解石等胶结物的外缘（图 10f），铁白云石形成时间较晚，为中成岩A 末期B 期酸碱碱性成岩产物。钙质胶结物总量与储层孔隙度和渗透率具有明显的负相关特征（图11c，图 11d）。3.3.3 黏土胶结作用研究区花下段的黏土矿物主要包括伊利石、绿泥石、高岭石和伊/蒙混层。扫描电镜下可以看出，伊利石常呈丝发状或针状，多以搭桥形式充填在28西南石油大学学报（自然科学版）2024 年粒间孔中或附着在颗粒表面，可见少量自生钠长石，形成时间晚于石英次生加大（图 12a，图 12b）；伊/蒙混层以蜂窝状、棉絮状为主，主要分布在粒间孔中（图 12c）；绿泥石为两期特征：1）第一期以环边、衬里形态分布于颗粒粒表，为早成岩 A 早期弱碱性环境产物；2）第二期以填隙物形态赋存于粒间孔内部，为石英加大后中成岩 A 末期B 期酸碱转换碱性成岩环境产物（图 12d）；高岭石呈书页状，为长石或泥质的蚀变产物，含量极低，为早成岩 B末期中成岩 A 期酸性成岩环境下。整体上，黏土总量与孔隙度和渗透率具有明显的负相关（图 11e，图 11f）。133m133m30mf B3934.1 m!,#$%&,()$*+,(+)0e A4183.51m!,-./01234,56789:;./0?AB,8CD00EF0c A4340.m!,8GHIDEJ/KLM00b C4190.15m!,8GNBHIDEJO0、QR0STUV0a A4076.m!,8GHIW78CXDE00YRJO0IIAbAlbiteI S/QmudCaCa50m50m50m图 12研究区花下段储层的黏土矿物特征和交代作用Fig.12Clay mineral characteristics and metasomatism of Lower Huagang Formation in the study area3.4 交代作用基于岩石薄片观察、扫描电镜分析，研究区花下段主要可见两类交代现象：1）长石和石英碎屑边缘被方解石交代，交代强度较弱（图 12e）；2）泥质绢云母化，呈明显的丝绢光泽（图 12f）。由于交代作用对岩石的孔隙含量和孔隙大小影响较小，且交代作用强度较弱，对储层质量影响较小。3.5 储层成岩演化序列根据 X 衍射和扫描电镜分析可知，研究区花下段黏土矿物主要为伊利石和伊/蒙混层，高岭第 1 期赵晓明，等：西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化29石含量较低，伊/蒙混层中的蒙脱石相对含量为10.00%20.00%，平均约 15.71%；镜质体反射率在0.9%1.1%；流体包裹体均一温度在 120150C；岩石薄片和扫描电镜观察可以发现，储层发育少量自生钠长石（图 12b），长石等不稳定矿物和部分石英碎屑边缘均可见溶蚀特征，粒状铁方解石和铁白云石充填次生孔隙的现象较普遍。综合分析认为，研究区花下段成岩环境呈碱性，目前已处于中成岩阶段 B 期。通过储层碎屑颗粒接触关系、胶结物产状及其相互填充关系、自生矿物之间的交代关系及溶蚀现象等特征，结合成岩阶段的划分，研究区花下段储层主要经历了弱碱弱酸强酸酸碱过渡碱性成岩环境的转换，对应的成岩序列（图 13）为：早期机械压实 少量绿泥石、伊利石胶结（早成岩A 期）石英次生加大（早成岩 B 期）有机质成熟，有机酸充注 长石、岩屑溶蚀等不稳定组分溶蚀 高岭石胶结 伊/蒙混层胶结 绿泥石、伊利石胶结（中成岩 A 期）铁白云石和铁方解石胶结（中成岩 B 期）。!#$%&/)*+,-./%/0123&/!4#$5/6789:6;/%!?A2BCDEBCFA2GA2HGIJKIL2L2MNOPQ5/678RS5T0UVW/%XYZVW02040!470_ab!4_cacacdea0!41536.502.9911.7641.7048.42ghijkgjl&,65)m!4!4n!Bo9!Bo0.35NOVWNOVWstpOVWVWutstvhn!Ao9!Ao?,?)140 175,)1.30 2.00?,?)85 140?,?)65 85?,?)460 490,)0.50 1.30,)0.35 0.50?,?)15 50?,?)435 460?,?)430 435?,?)50 70图 13研究区花下段储层成岩阶段Fig.13Reservoir diagenesis stages of Lower Huagang Formation in the study area4 孔隙定量演化分析4.1 孔隙定量演化计算方法在整个成岩演化过程中，随着储层埋深的增加，孔隙度不断变化。通过反演回剥法，以物性测试及铸体薄片孔隙统计资料为孔隙定量演化的基础数据，以初始孔隙度、现今孔隙度和成岩演化序列为约束条件，建立不同成岩阶段储层孔隙度大小的计算方法21 23。采用 Beard 的初始孔隙度经验公式24，结合粒度参数（表 1），求取初始孔隙度。计算结果认为，研究区花下段分选系数约 1.47，初始孔隙度 0约36.50%；在计算溶蚀增孔量时，通过引入溶蚀孔隙的相对含量（K）区分胶结物填充的次生孔隙与原生孔隙大小。具体计算方法见表 2。表 1研究区花下段储层粒度参数Tab.1Reservoir granularity parameters of Lower HuagangFormation in the study area516257584951.011.421.723.734.486.4730西南石油大学学报（自然科学版）2024 年表 2储层孔隙演化定量计算方法Tab.2Quantitative calculation method of reservoir pore evolution计算内容计算方法初始孔隙度0=20.91+22.9/So分选系数So=75/25某一深度下的压实总减孔1=0 0eCZ25成岩过程中黏土胶结物总减孔W1=Wx Wn胶结作用总减孔2=W1+W2+W3溶蚀孔隙的相对含量K=rtz+nz+y+n溶蚀孔面孔率r=jK+n+z溶蚀作用总增孔3=K2+4r/t黏土胶结物减孔率K1=W1/0钙质胶结物减孔率K2=W2/0硅质胶结物减孔率K3=W3/0压实减孔率K4=1/0胶结物总减孔率K5=2/0溶蚀作用增孔率K6=3/04.2 孔隙定量演化结果按照上述孔隙演化计算方法，分别对早成岩 A期和 B 期、中成岩 A 期和 B 期的不同成岩作用对孔隙演化影响的定量评价，从定量角度揭示了各成岩作用对致密砂岩孔隙演化的贡献。4.2.1 早成岩 A 期渐新世初期，西湖凹陷进入拗陷期，研究区花下段开始沉积，储层初始孔隙度约 36.50%（图 14）。至距现今约 27.5 Ma，储层进入早成岩 A 期，储层埋深不断增加，可达1050m，成岩环境呈弱碱性，孔隙度降低至 21.99%且以原生孔为主。随着埋深增加，压实作用不断增强，使储层孔隙度降低了 12.49%；在近地表的弱碱性环境下，自生绿泥石分布于碎屑颗粒表面，使储层孔隙度降低了 2.02%（表 3）。,-./0-.T=60T=802&3-.4-.567830Ma20Ma10Ma10009:);?)AB/m40200CDE3.5062.991EFGHIJ1.764KLMNOPQRST14.70UVST8.42Ro=0.5%T=100Ro=0.6%T=120Ro=0.8%T=140Ro=1.0%WXY+ZB/%200030004000)_)(),+()*+WX aAWX aB4WX aA4WX aB!#$%&()*+图 14研究区花下段埋藏史图Fig.14Burial history of Lower Huagang Formation in the study area表 3研究区花下段不同成岩作用阶段储层孔隙度Tab.3Porosity of reservoir in different diagenetic stages of Lower Huagang Formation in the study area成岩时期压实减孔/%胶结损失孔隙度/%溶蚀增孔/%孔隙度/%钙质硅质黏土矿物累计减孔早成岩 A 期12.49002.022.02021.99早成岩 B 期6.2101.0201.02014.76中成岩 A 期9.05006.156.1515.1414.70中成岩 B 期1.924.36004.3608.42累计29.674.361.028.1713.5515.14/第 1 期赵晓明，等：西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩 孔隙演化314.2.2 早成岩 B 期从距今 27.522.0 Ma，研究区花下段进入早成岩 B 期，储层埋深增加至 1 800 m（图 14），成岩环境呈弱弱酸性，孔隙度降低至 14.76%且以原生孔为主。压实作用较强，部分颗粒之间呈线接触，使储层孔隙度降低了 6.21%；石英次生加大开始形成，含量较低，使储层孔隙度降低了 1.02%（表 3）。4.2.3 中成岩 A 期从距今 22.04.0 Ma，研究区花下段进入中成岩A 期，储层埋深增加至 3 580 m（图 14），孔隙度降低至 14.70%且以次生孔隙为主。随着埋深的持续增加，压实作用增强并使储层孔隙度降低了 9.05%；以平湖组与花港组的煤系地层和暗色泥岩为主的烃源岩在有机质热演化过程中生成了大量有机酸26 28，储层的酸性成岩环境增强，长石、岩屑等不稳定组分溶解并形成了大量的溶蚀孔隙，使储层孔隙度增加了 15.14%；中成岩 A 期末期，以伊/蒙混层、伊利石为主的黏土矿物填充于粒间孔隙中，使储层孔隙度降低了 6.15%（表 3）。4.2.4 中成岩 B 期从 4.0 Ma 至现今，研究区花下段进入中成岩 B期，储层埋深可达 4 200 m（图 14），储层成岩环境由酸碱过渡环境向碱性环境转化，储层孔隙度降低至8.42%且以次生孔隙为主。其中，压实作用使储层孔隙度降低了 1.92%；石英自生加大停止，局部被溶蚀；铁方解石、铁白云石充填于残余孔隙，使储层孔隙度降低了 4.36%（表 3）。上述演化结果表明，机械压实作用使储层孔隙度降低了 29.67%，减孔率约 81.29%，是研究区花下段储层致密的主要因素；溶蚀作用使储层孔隙度增加了 15.14%，增孔率约 41.48%，是深部储层孔隙发育的根本原因；胶结作用使储层孔隙度降低了13.55%，减孔率约 37.12%，是储层孔隙减少的重要原因。4.3 孔隙定量演化对致密气的启示研究区花下段存在两期油气充注且以第二期为主29 31。到距今约12.5Ma，储层埋深大于3200m，并开始接受第一期油气充注（图 14），储层溶蚀作用较强，孔隙度增加至 14.70%，油气在有利的构造圈闭中局部成藏。到距今约 4.0 Ma，储层接受第二期油气充注（图 14），在压实作用、钙质胶结作用和黏土胶结作用等的共同影响下，储层孔隙度降低至8.42%，储层已较为致密，在大规模的油气充注条件下，油气富集和后期保存条件较好，形成了可工业性开采的油气藏。综合分析油气充注和储层致密时间的先后关系，研究区花下段属于“先致密后成藏”类型。5 结论1）研究区花下段储层埋深大于3700m，岩性以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，分选、磨圆中等，成分成熟度和结构成熟度中等；储层孔隙以粒间溶孔和粒内溶孔为主，孔隙度一般低于 10.00%，平均约在 8.43%，渗透率普遍小于 0.80 mD，平均约在 0.33 mD，属于致密储层。2）研究区花下段经历了早成岩 A 期、早成岩 B期和中成岩 A 期，目前处于中成岩阶段 B 期。3）研究区花下段储层致密主要受压实作用、溶蚀作用和胶结作用影响。其中，压实作用使储层孔隙度降低了 29.67%，减孔率约 81.29%，是研究区花下段储层致密的主要因素；溶蚀作用使储层孔隙度增加了 15.14%，增孔率约 41.48%，是深部储层孔隙发育的根本原因；胶结作用使储层孔隙度降低了13.55%，减孔率约 37.12%，是储层孔隙减少的重要原因。4）研究区花下段属于“先致密后成藏”类型的致密砂岩储层。第一期油气充注时，溶蚀作用较强，油气在有利的构造圈闭中局部成藏；第二期油气充注时，储层基本致密，在大规模的油气充注条件下，油气富集和后期保存条件较好，形成了可工业性开采的油气藏。符号说明5，16，25，75，84，95粒度累计曲线上颗粒累计含量5%、16%、25%、75%、84%及95%处对应的值（表1）；0初始孔隙度，%；1压实减少的孔隙度，%；2胶结物填充的孔隙度，%；3溶蚀增加的孔隙度，%；4物性测试孔隙度，%；r溶蚀孔面孔率，%；t总面孔率，%；z铸模孔面孔率，%；n粒内溶孔面孔率，%；y原生粒间孔面孔率，%；j粒间溶孔面孔率，%；32西南石油大学学报（自然科学版）2024 年W1黏土胶结物含量，%；W2钙质胶结含量，%；W3硅质胶结含量，%；WxX 衍射黏土总量，%；Wn薄片鉴定的泥质杂基含量，%；So分选系数，无因次；K1黏土胶结物的减孔率，%；K2钙质胶结物的减孔率，%；K3硅质胶结物的减孔率，%；K4压实作用的减孔率，%；K5胶结