川东南六塘地区凉高山组致密...成岩特征及差异成岩演化模式_石文林.pdf

第 34卷 第 6期2023年 6月Vol.34 No.6Jun.2023天 然 气 地 球 科 学NATURALGASGEOSCIENCE引用格式：石文林，张立强，严一鸣.川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式 J.天然气地球科学，2023，34（6）：992-1005.SHI Wenlin，ZHANG Liqiang，YAN Yiming.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川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式石文林，张立强，严一鸣（中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）摘要：川东南地区下侏罗统凉高山组是致密砂岩油气勘探的新领域，但其储层非均质性强，有利储层特征及成岩演化规律等基础研究薄弱，制约了油气勘探开发。以川东南六塘地区凉高山组为研究对象，综合岩心、铸体薄片、扫描电镜和黏土矿物等资料，以岩石学、物性及成岩特征研究为基础，开展致密砂岩成岩相类型划分及差异成岩演化模式研究。结果表明：川东南六塘地区凉高山组储层以长石岩屑砂岩为主，储层物性致密，储集空间主要为残余原生粒间孔和粒间溶孔。储层发育压实、胶结和溶蚀等成岩作用，成岩阶段处于中成岩 B 期。储层主要发育强压实相、碳酸盐胶结相、溶蚀相和绿泥石膜胶结相 4种成岩相类型。其中，强压实相砂岩粒度较细，塑性颗粒含量较多，物性致密；碳酸盐胶结相砂岩粒度较细，碳酸盐胶结物含量较高，物性致密；溶蚀相砂岩长石含量较高，溶蚀作用较强，储层物性相对较好；绿泥石膜胶结相砂岩颗粒较粗、绿泥石膜含量较高，压实中等，原生孔隙及溶蚀孔隙发育。绿泥石膜胶结相、溶蚀相砂岩为研究区 2类有利储层。关键词：川东南六塘地区；凉高山组；致密砂岩；成岩演化；成岩相中图分类号：TE122.2+3 文献标志码：A 文章编号：1672-1926（2023）06-0992-140 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 2.38109 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，但凉高山组收稿日期：20220913；修回日期：20221011；网络首发日期：20221024.基金项目：国家科技重大专项课题“深层超深层油气成藏过程与勘探新领域”（编号：2017ZX05008-004）资助.作者简介：石文林（1997-），男，苗族，湖南湘西人，硕士研究生，主要从事油气地质与勘探研究.E-mail：.通信作者：张立强（1970-），男，山东曲阜人，教授，博士生导师，主要从事油气储层地质学研究.E-mail：.No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式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）。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。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.1Structural location of the study area(a)and comprehensive stratigraphic histogram of Lianggaoshan Formation(b)(modified by Refs.11,15-17)993Vol.34天然气地球科学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）。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）。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 0.089103 m2，主要分布在（0.010.1）103 m2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=(V1-V2)V1 100%（1）V1=20.91+22.90 So（2）式中：A 为视压实率；V1为原始孔隙度，%；V2为粒间体积，cm3；So 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）。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图 2凉高山组储层砂岩组分(a)及物性分布(b)Fig.2Distribution of sandstone components(a)and physical properties(b)of Lianggaoshan Formation994No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式体均一温度介于 6080 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 SiO25；自生石英晶体中流体包裹体均一温度主要介于 100130 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 SiO25。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：期为连晶状方解石，充填粒间孔隙，发育于早成岩作用 B 期，其与颗图 3凉高山组储层微观特征Fig.3Microscopic characteristics of reservoir in Lianggaoshan Formation（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 m995Vol.34天然气地球科学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）；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）；期为铁方解石，含量较少，多分布于第期方解石外围 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）。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=V3/V1 100%（3）式中：B 为视胶结率，%；V3为胶结物含量，%；V1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%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.4Distribution histogram of diagenesis parameters and influencing factors of chlorite content in Lianggaoshan Formation reservoir996No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式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=V4/V1 100%（4）式中：C 为视溶蚀率，%；V4为溶蚀孔隙度，%；V1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%，表明研究区溶图 5凉高山组储层成岩期次判定依据Fig.5Judgment basis of diagenetic stage in Lianggaoshan Formation reservoir（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图 6凉高山组黏土矿物特征Fig.6Clay mineral characteristics of Lianggaoshan Formation（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 m997Vol.34天然气地球科学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（RO）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）。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 HOUSEKNECHT29 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。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，充填表 1凉高山组不同成岩相参数Table 1Different diagenesis facies parameters of Lianggaoshan Formation成岩相类型强压实相绿泥石膜胶结相碳酸盐胶结相溶蚀相视压实率/%范围85708050707585平均值89.7677.468.8280.92视胶结率/%范围3138152050916平均值8.2410.3631.6514.52视溶蚀率/%范围255924713平均值4.286.873.0510.18孔隙度/%范围134101335平均值2.356.531.814.69石英含量/%46.552.849.350.4长石含量/%16.817.717.223.5岩屑含量/%36.729.533.526.1平均粒径/mm0.150.230.130.17998No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式粒间孔隙；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）。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），抗压实能力较图 7凉高山组储层不同成岩相特征Fig.7Characteristics of different diagenetic facies of Lianggaoshan Formation reservoir999Vol.34天然气地球科学强；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%。当烃源岩达图 9成岩作用对孔隙的影响Fig.9Influence of diagenesis on Pores图 8成岩作用对凉高山组储层物性影响Fig.8Influence of diagenesis on reservoir physical properties of Lianggaoshan Formation1000No.6石文林等：川东南六塘地区凉高山组致密砂岩成岩特征及差异成岩演化模式到生烃门限后，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图 10凉高山组不同成岩相成岩演化序列Fig.10Diagenetic evolution sequence of different diagenetic facies in Lianggaoshan Formation1001Vol.34天然气地球科学长石岩屑砂岩。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0.08910-3 m2，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。参考文献(References)1 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