成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制——以渤海湾盆地东营凹陷为例.pdf

第 44 卷 第 5 期2023 年 10 月OIL&GAS GEOLOGY成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制以渤海湾盆地东营凹陷为例王鑫1，2，曾溅辉1，2，贾昆昆1，2，王伟庆3，李博3，安丛1，2，赵文41.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257029；4.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083摘要：润湿性对低渗透砂岩中流体的渗流能力具有关键的控制作用。在成岩演化过程中，低渗透砂岩储层流体性质、矿物类型及成分变化频繁，导致润湿性演化机制尚不明确，严重制约了低渗透油气成藏机理的研究工作。以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段为例，基于地质资料分析，采用铸体薄片观察、X射线衍射矿物组分分析、基于核磁共振技术的高温高压Amott法润湿性实验和高温高压固-油-水接触角实验，系统分析成岩作用对低渗透砂岩储层润湿性的控制作用。研究结果表明：复杂多样的成岩作用导致不同成岩阶段发育的主要孔隙类型存在差异。在早成岩A期、B期及中成岩A1期、A2期和B期的这5个成岩阶段，低渗透砂岩储层发育的主要孔隙类型依次为压实残余孔、长石溶蚀粒内孔-碳酸盐溶蚀粒间孔、石英边缘溶蚀孔、长石溶蚀粒内孔-碳酸盐溶蚀粒间孔和裂缝。随着成岩演化的进行，压实残余孔、石英边缘溶蚀孔和长石溶蚀粒内孔亲水性变强，而方解石溶蚀粒间孔亲油性变强，白云石溶蚀粒间孔由水润湿变为中性润湿。同时，不同成岩阶段发育的主要孔隙类型及其表面润湿特性决定了低渗透砂岩整体的润湿性。在成岩过程中低渗透砂岩润湿性主要表现为水润湿的特性，在从早到晚的5个成岩阶段依次为强亲水性、弱亲水性、亲水性、中性和亲水性。最后，建立了成岩作用控制下砂岩储层润湿性演化模式，对指导低渗透砂岩储层的甜点预测具有重要意义。关键词：润湿性；成岩作用；滩坝砂；深层油藏；低渗透砂岩；东营凹陷；渤海湾盆地中图分类号：TE122.2 文献标识码：AEvolutionary process of the wettability of low-permeability sandstone reservoirs under the control of diagenesis and its mechanism：A case study of the Dongying Sag，Bohai Bay BasinWANG Xin1，2，ZENG Jianhui1，2，JIA Kunkun1，2，WANG Weiqing3，LI Bo3，AN Cong1，2，ZHAO Wen41.College of Geosciences，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China；2.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，Beijing 102249，China；3.Exploration and Development Research Institute，Shengli Oilfield Branch Company，SINOPEC，Dongying，Shandong 257029，China；4.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，ChinaAbstract：Wettability plays a critical role in dictating the fluid percolation within low-permeability sandstone reservoirs.However，the wettability evolutionary mechanisms remain ambiguous given the frequent changes in the fluid properties and mineral types and compositions in these reservoirs throughout diagenesis.This opacity severely hampers the research on the mechanisms of hydrocarbon accumulation in the reservoirs.This study centers on the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation in the Dongying Sag，Bohai Bay Basin.Based on the analysis of geological data，we undertake a systematical analysis of diagenesis s controlling effects on the wettability of low-permeability sandstone reservoirs through observation of casting thin sections and the X-ray diffraction analysis of mineral compositions，Amott wettability tests using nuclear magnetic resonance（NMR）equipment，and experiments of contact angles in a solid-oil-water system，both under high temperature and pressure.The results highlight distinct major pore types across various diagenetic states attributable to complex diagenesis.Specifically，the early diagenetic 文章编号：0253-9985（2023）05-1308-13doi：10.11743/ogg20230519收稿日期：2023-05-01；修回日期：2023-06-07。第一作者简介：王鑫（1993），男，博士研究生，盆地流体分析与储层评价。E-mail：。通信作者简介：曾溅辉（1962），男，博士、教授，致密和页岩油气成藏与富集机理。E-mail：。基金项目：国家自然科学基金项目（41972147）。stages A and B evidenced the major pore types of residual pores by compaction and both intragranular pores from feldspar dissolution and intergranular pores from carbonate dissolution，respectively，while middle diagenetic stages A1，A2，and B witnessed the presence of dissolution pores at quartz edge，both intragranular pores from feldspar dissolution and intergranular pores from carbonate dissolution，and fractures，respectively as major pore types.As diagenesis advanced，residual pores by compaction，dissolution pores at quartz edge，and intragranular pores from feldspar dissolution grew increasingly hydrophilic.Furthermore，intergranular pores from calcite dissolution trended toward lipophilicity，while intergranular pores from dolomite dissolution evolved from water wetting to intermediate wetting.The overall wettability of the low-permeability sandstone reservoirs is governed by the major pore types and their surface wettability throughout the diagenetic timeline.The wettability of low-permeability sandstone reservoirs was dominated by water wettability across all the diagenetic stages，showcasing strong hydrophilicity，weak hydrophilicity，hydrophilicity，intermediate wetting，and hydrophilicity sequentially.Finally，a wettability evolution model of sandstone reservoirs under the action of diagenesis is established，which will guide the prediction of sweet spots in low-permeability sandstone reservoirs.Key words：wettability，diagenesis，beach bar sandstone，deep oil reservoir，low-permeability sandstone，Dongying Sag，Bohai Bay Basin引用格式：王鑫，曾溅辉，贾昆昆，等.成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制以渤海湾盆地东营凹陷为例 J.石油与天然气地质，2023，44（5）：1308-1320.DOI：10.11743/ogg20230519.WANG Xin，ZENG Jianhui，JIA Kunkun，et al.Evolutionary process of the wettability of low-permeability sandstone reservoirs under the control of diagenesis and its mechanism：A case study of the Dongying Sag，Bohai Bay Basin J.Oil&Gas Geology，2023，44（5）：1308-1320.DOI：10.11743/ogg20230519.作为一种非常规油气资源，低渗透砂岩油气已成为中国油气勘探的重要领域，在许多含油气盆地发现了大规模具工业价值的油田1-4。巨大的资源潜力推动学者们在低渗透砂岩储层的沉积环境5-6、成岩作用7-8、孔隙结构9-10和储层评价11-12等方面进行深入研究。然而，这些成果仅孤立地探讨了低渗透砂岩储层的储集空间，忽略了岩石、地层水和原油之间的相互作用及其对低渗透砂岩成储的重要意义。润湿现象是指多相流体中固体表面被某一种流体相所覆盖的优先选择性，普遍存在于低渗透砂岩油气成藏和开发的过程中13-16。尤其在成岩演化过程中常常伴随着地层流体性质、岩石矿物种类及含量的变化17-21，这些变化对润湿性的演变具有重要的影响22-24，进一步决定了低渗透砂岩油气微观流动机理和宏观运移规律16。此外，目前针对岩石润湿性的表征手段主要停留在实验室内常温常压条件下的宏观接触角测量13，16。然而，低渗透砂岩矿物成分、孔隙类型和孔隙流体性质复杂多样3，7，10-11，17-18，孔隙界面与流体之间存在着复杂的润湿现象25。常温常压条件下的实验测试难以准确表征孔隙表面润湿特性，从而制约了对岩石整体润湿性的精细解释25-26。本文针对成岩作用控制下低渗透砂岩储层润湿性演化机制，以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段滩坝砂岩为研究对象，基于大量的基础地质资料分析和铸体薄片观察，明确滩坝砂岩成岩作用特征及演化序列，并对不同成岩阶段的主要孔隙类型及成因进行详细说明。同时，进一步开展高温高压固-油-水接触角实验和基于核磁共振技术的高温高压Amott法润湿性实验，探讨成岩作用控制下孔隙的润湿性和砂岩整体润湿性之间的内在联系，最终建立成岩作用控制下储层润湿性演化模式，以期对低渗透砂岩油的勘探和开发提供有效的指导。1地质概况东营凹陷位于渤海湾盆地东南部，是中国油气资源丰度最大、勘探程度最高的地区之一1，27-31。断层的活动对地势形成有一定影响，形成具有“北断南超、北陡南缓”特征的新生代箕状断陷-坳陷湖盆6，29-32。构造单元的多样性和复杂性导致沙河街组四段上亚段发育多种类型的沉积体系（图1a）1，5，33。凹陷边缘的北部断裂带和南部构造带紧邻周缘古隆起或凸起，陆源碎屑供给充足，发育众多的近岸水下扇砂砾岩体和三角洲砂体1，5，12。凹陷内部的地势较为平缓，碎屑物质经长距离搬运，在利津洼陷、小营-纯化构造带、博兴洼陷、陈官庄-王家岗断裂带及周缘卸载沉积，形成大面积的滩坝砂体1，5。沉积中心为中央背斜带和牛庄洼陷，主要发育湖相沉积1，32。基于胜利油田所收集到的资料分析表明，利津洼陷、小营-纯化构造带和第 5 期王鑫，等.成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制stages A and B evidenced the major pore types of residual pores by compaction and both intragranular pores from feldspar dissolution and intergranular pores from carbonate dissolution，respectively，while middle diagenetic stages A1，A2，and B witnessed the presence of dissolution pores at quartz edge，both intragranular pores from feldspar dissolution and intergranular pores from carbonate dissolution，and fractures，respectively as major pore types.As diagenesis advanced，residual pores by compaction，dissolution pores at quartz edge，and intragranular pores from feldspar dissolution grew increasingly hydrophilic.Furthermore，intergranular pores from calcite dissolution trended toward lipophilicity，while intergranular pores from dolomite dissolution evolved from water wetting to intermediate wetting.The overall wettability of the low-permeability sandstone reservoirs is governed by the major pore types and their surface wettability throughout the diagenetic timeline.The wettability of low-permeability sandstone reservoirs was dominated by water wettability across all the diagenetic stages，showcasing strong hydrophilicity，weak hydrophilicity，hydrophilicity，intermediate wetting，and hydrophilicity sequentially.Finally，a wettability evolution model of sandstone reservoirs under the action of diagenesis is established，which will guide the prediction of sweet spots in low-permeability sandstone reservoirs.Key words：wettability，diagenesis，beach bar sandstone，deep oil reservoir，low-permeability sandstone，Dongying Sag，Bohai Bay Basin引用格式：王鑫，曾溅辉，贾昆昆，等.成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制以渤海湾盆地东营凹陷为例 J.石油与天然气地质，2023，44（5）：1308-1320.DOI：10.11743/ogg20230519.WANG Xin，ZENG Jianhui，JIA Kunkun，et al.Evolutionary process of the wettability of low-permeability sandstone reservoirs under the control of diagenesis and its mechanism：A case study of the Dongying Sag，Bohai Bay Basin J.Oil&Gas Geology，2023，44（5）：1308-1320.DOI：10.11743/ogg20230519.作为一种非常规油气资源，低渗透砂岩油气已成为中国油气勘探的重要领域，在许多含油气盆地发现了大规模具工业价值的油田1-4。巨大的资源潜力推动学者们在低渗透砂岩储层的沉积环境5-6、成岩作用7-8、孔隙结构9-10和储层评价11-12等方面进行深入研究。然而，这些成果仅孤立地探讨了低渗透砂岩储层的储集空间，忽略了岩石、地层水和原油之间的相互作用及其对低渗透砂岩成储的重要意义。润湿现象是指多相流体中固体表面被某一种流体相所覆盖的优先选择性，普遍存在于低渗透砂岩油气成藏和开发的过程中13-16。尤其在成岩演化过程中常常伴随着地层流体性质、岩石矿物种类及含量的变化17-21，这些变化对润湿性的演变具有重要的影响22-24，进一步决定了低渗透砂岩油气微观流动机理和宏观运移规律16。此外，目前针对岩石润湿性的表征手段主要停留在实验室内常温常压条件下的宏观接触角测量13，16。然而，低渗透砂岩矿物成分、孔隙类型和孔隙流体性质复杂多样3，7，10-11，17-18，孔隙界面与流体之间存在着复杂的润湿现象25。常温常压条件下的实验测试难以准确表征孔隙表面润湿特性，从而制约了对岩石整体润湿性的精细解释25-26。本文针对成岩作用控制下低渗透砂岩储层润湿性演化机制，以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段滩坝砂岩为研究对象，基于大量的基础地质资料分析和铸体薄片观察，明确滩坝砂岩成岩作用特征及演化序列，并对不同成岩阶段的主要孔隙类型及成因进行详细说明。同时，进一步开展高温高压固-油-水接触角实验和基于核磁共振技术的高温高压Amott法润湿性实验，探讨成岩作用控制下孔隙的润湿性和砂岩整体润湿性之间的内在联系，最终建立成岩作用控制下储层润湿性演化模式，以期对低渗透砂岩油的勘探和开发提供有效的指导。1地质概况东营凹陷位于渤海湾盆地东南部，是中国油气资源丰度最大、勘探程度最高的地区之一1，27-31。断层的活动对地势形成有一定影响，形成具有“北断南超、北陡南缓”特征的新生代箕状断陷-坳陷湖盆6，29-32。构造单元的多样性和复杂性导致沙河街组四段上亚段发育多种类型的沉积体系（图1a）1，5，33。凹陷边缘的北部断裂带和南部构造带紧邻周缘古隆起或凸起，陆源碎屑供给充足，发育众多的近岸水下扇砂砾岩体和三角洲砂体1，5，12。凹陷内部的地势较为平缓，碎屑物质经长距离搬运，在利津洼陷、小营-纯化构造带、博兴洼陷、陈官庄-王家岗断裂带及周缘卸载沉积，形成大面积的滩坝砂体1，5。沉积中心为中央背斜带和牛庄洼陷，主要发育湖相沉积1，32。基于胜利油田所收集到的资料分析表明，利津洼陷、小营-纯化构造带和1309第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质-4 400-4 200-4 000-3 800-3 600-3 600-2 000-2 600-2 200-2 800-0 300-0 300-3 000-3 200-3 200-3 200-2 800-2 800-2 200-3 000-3 400-3 000-2 800-2 800-2 600-2 600-2 400-2 600-2 800-2 800-3 000-3 200-3 400-3 400-3 200-3 2003 200-3 000-3 400-3 600-3 000-2 800-2 600-2 400-2 200-2 000-3 600-3 400-3 200-3 000-3 600-3 400-3 600-3 800-3 600-3 400-3 600-3 600-3 600-3 800-3 600-4 000-3 600-3 200-3 000-2 600-2 400-4 000-2 000-1 800-1 600-1 400-1600-1 800-1 800-1 600-3 600-3 800-4 400-4 600-4 800-5 000-4 200-4 000-3 800-3 600-3 600博兴洼陷青城凸起周缘里则镇洼陷花沟次洼金家鼻状构造带平方王构造带滨县凸起周缘利津洼陷带小营-纯化牛庄洼陷东营中央背斜带利津断裂带胜坨断裂带盐家陡坡带陈官庄-王家岗断裂带八面河构造带青南洼陷广利构造柳桥-草桥构造带永安镇-青西构造带10 km0断层坝砂研究区范围水下分流河道深湖浅湖滩砂三角洲水下扇灰质滩坝构造等深线(m)凸起致密油藏分布（埋深3 500 m）-3 600致密油藏分布（埋深3 500 m）ba-1800-2 000-1 800-1 600-2 600-2 200-2 000-2 400-2 400-2200-1800-1800-16008 km02000图1 渤海湾盆地东营凹陷西段古近系沙河街组四段上亚段低渗透砂岩油藏地质背景（据胜利油田资料修改）Fig.1 Geological setting of low-permeability sandstone reservoirs in the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation，western Dongying Sag，Bohai Bay Basin（modified after data from the Shengli Oilfield）a.研究区构造单元划分与沉积相平面分布；b.研究区低渗透砂岩油藏分布与埋藏深度1310第 5 期王鑫，等.成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制博兴洼陷发育的滩坝砂体是研究区主要的低渗透砂岩储层（图1b）。储层孔隙度为1.6%33.7%，平均值为 14.1%，其 中 孔 隙 度 小 于 18.0%的 样 品 占 比76.6%；渗透率主要分布在0.0110-3 11.0010-3 m2，样品占比98.5%。油藏类型主要为构造岩性和岩性油藏，预测储量1 713.31104 t。其中，沙河街组四段上亚段滩坝砂体埋深由南向北不断增加，利津洼陷中部地堑区和博兴洼陷广青-平南断裂带南部埋深大于3 500 m，是典型的深层低渗透油藏。2样品与方法2.1实验样品基于收集到的薄片鉴定、粒度和分选性资料，选取成分和结构类似的砂岩样品共32块进行X射线衍射（XRD）实验。随后，根据伊/蒙（I/S）混层比和镜下观察到的成岩作用特征，结合中国石油天然气行业标准 碎屑岩成岩阶段划分（SY/T 54772003），挑选出不同成岩阶段砂岩样品共5块（表1），并分别进行不同成岩阶段整体润湿性表征。同时，收集石英、长石、方解石和白云石4块单矿物样本进行表面润湿性表征。2.2润湿性测试方法基于东营凹陷沙河街组四段上亚段温压演化史8，17，34，设定实验测试中的温压条件（表1），以恢复不同成岩阶段的砂岩润湿性。砂岩样品整体润湿性采用基于核磁共振技术的高温高压Amott法润湿性实验进行表征（图2a），单矿物表面润湿性采用高温高压固-油-水接触角实验进行表征（图2b）。所有实验在中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室完成。基于核磁共振技术的高温高压Amott法润湿性实验所用设备和具体实验步骤如图2a所示。首先，制备样品并建立束缚水饱和度。根据实验要求，在钻井岩心中钻取直径为25 mm的柱塞样品，并用索氏提取法进行洗油处理35-36。洗油后柱塞样品饱和MnCl2水溶液（矿化度为72 g/L），随后用25号变压器油驱替MnCl2浓度72 g/L的MnCl2水溶液饱和岩心建立束缚水饱和度高温高压渗吸实验核磁共振测试离心实验单矿物a.基于核磁共振技术的高温高压Amott法润湿性实验b.高温高压固-油-水接触角实验图2 岩石润湿性测试方法示意图Fig.2 Schematic diagrams of rock wettability tests（为实验步骤顺序。）表1东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段5块砂岩样品岩石成分、岩石结构及其成岩阶段划分Table 1Composition，structures，and diagenetic stages of the five sandstone samples from the upper submemer of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation，Dongying Sag 样品编号12345井号樊127高89滨420纯108史146深度/m2 3902 9932 6583 0523 814石英含量/%4753434843长石含量/%3430353740岩屑含量/%岩浆岩31364变质岩12142588沉积岩42415粒径中值/mm0.0910.0810.0920.0890.017分选系数1.591.591.611.581.63I/S混层比8050302010成岩阶段早成岩A期早成岩B期中成岩A1期中成岩A2期中成岩B期实验所设温度/5080100120145实验所设压力/MPa10202748551311第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质水溶液以建立束缚水（图2a步骤），并测量束缚水状态下岩样中油的核磁共振T2谱曲线（图2a步骤）。其次，测量砂岩样品对水的润湿指数。在高温高压釜中装满MnCl2水溶液，岩样进行48h成岩温压环境下的自吸水排油实验（图2a步骤），并测量自吸水排油后岩样中油的T2谱曲线（图2a步骤）。随后砂岩样品放入灌满MnCl2水溶液的离心罐，在离心机中进行水驱替油实验（时间为4 h，离心力为重力的1 800倍，图2a步骤），并测量水驱替油后岩样中油的T2谱曲线（图 2a步骤）。由式（1）计算砂岩样品的水润湿指数26：Ww=So1So1+So2（1）式中：Ww为水润湿指数；So1为束缚水状态下与自吸水排油结束后核磁共振T2谱之间的区域面积；So2为自吸水排油结束后与水驱替油结束后核磁共振T2谱之间的区域面积。然后，测量砂岩样品对油的润湿指数。在高温高压釜中装满25号变压器油，岩样进行48 h成岩温压环境下的自吸油排水实验（图2a步骤），并测量自吸油排水后岩样中油的T2谱曲线（图2a步骤）。随后砂岩样品放入灌满25号变压器油的离心罐，在离心机中进行油驱替水实验（时间为4 h，离心力为重力的1 800倍，图2a步骤），并测量油驱替水后岩样中油的T2谱曲线（图 2a步骤）。由式（2）计算砂岩样品的油润湿指数26：Wo=So3So3+So4（2）式中：Wo为油润湿指数；So3为水驱替油结束后与自吸油排水结束后核磁共振T2谱之间的区域面积；So4为自吸油排水结束后与油驱替水结束后核磁共振T2谱之间的区域面积。最后，计算砂岩样品的综合润湿指数26：Iw-o=Ww-Wo（3）式中：Iw-o为综合润湿指数。高温高压固-油-水接触角实验所用样品和设备如图 2b 所示。洗油处理后的样品磨制成 15 mm15 mm2 mm的薄片，并用粒径0.25 m的氧化铝粉末进行抛光，以排除表面粗糙度对润湿性测量结果的影响。抛光完成之后，用超声波进行岩心清洗。随后将样品放置在 100 的温度下烘干 72 h 以上。将样品取出放置在测量室内，调节测量的温度和压力，并在饱和盐水的样品下表面滴一滴直径10 L的油滴，将其静置3 h后记录润湿角的大小，以表征单矿物样品和砂岩样品的表面润湿性。3储层成岩作用与孔隙发育特征3.1成岩作用特征基于东营凹陷沙河街组四段上亚段滩坝砂的薄片观察，储层经历的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用（图3）。东营凹陷沙河街组四段上亚段滩坝砂埋藏深度范围跨度较大，为1 4004 400 m（图1b）。不同深度的颗粒重排关系、颗粒间接触关系和塑性矿物的变形存在明显差异。随着埋深的增加，颗粒之间接触关系表现为由点接触（图3a）到线接触（图3a，b），再到凹凸接触（图3b，c），最后出现缝合接触（图3c）的过程。同时，在深埋且杂基含量较高的条件下发育碎屑颗粒长轴近于平行定向排列，塑性矿物发生弯曲变形（图3d）。胶结作用是滩坝砂岩储层中最为重要的成岩作用类型，主要观察到硅质胶结和碳酸盐胶结。硅质胶结主要以石英加大的形式出现，加大边较小，胶结强度较弱（图3eh）。碳酸盐胶结在滩坝砂体中极为发育（图3fh），常呈嵌晶胶结和孔隙充填胶结发育，晶体直径大小20 200 m，主要包括方解石胶结、白云石胶结、铁方解石胶结和铁白云石胶结。方解石和白云石胶结物可作为含铁碳酸盐核心的形式存在，反映铁、镁离子的聚集结晶形成铁方解石和铁白云石的过程（图3g，h）。此外，铁方解石和铁白云石常常沿边缘对石英颗粒进行交代（图3fh），表明含铁碳酸盐矿物的生成晚于方解石胶结、白云石胶结和石英胶结。溶蚀作用主要包括碎屑颗粒的溶蚀和胶结物的溶蚀两种类型（图3il）。碎屑颗粒以长石沿解理溶蚀为主（图3i），其次为石英沿颗粒边缘溶蚀。胶结物主要以碳酸盐溶蚀为主（图3j），常形成港湾状边缘（图3k），而石英加大边的溶蚀作用较弱，常具有溶蚀后边缘凹凸不同的特征（图3k，l）。此外，酸性矿物溶蚀现象和碱性矿物溶蚀现象常常同时出现，表明成岩过程中存在多期不同性质的流体对砂岩储层进行改造。3.2成岩演化序列基于矿物之间的交代切割关系、自生矿物生长次序、黏土矿物组合和古温度等标志，参照前人的研究成果8，17-19，34，对东营凹陷沙河街组四段上亚段滩坝砂成岩阶段和演化序列进行了详细的划分（图4）。东营凹陷沙河街组四段上亚段滩坝砂体埋藏作用1312第 5 期王鑫，等.成岩作用控制下低渗透砂岩润湿性演化过程及机制开始，压实作用随即发生。早期成岩阶段压实作用较为强烈，随着埋深的不断增加，岩-水相互作用逐渐主导了砂岩的成岩演化过程8，34。早成岩A期主要发生早期碱性矿物的沉淀。该阶段由于沉积时期为咸水沉积环境37，原始孔隙水碱性阳离子浓度较高，随后孔隙水逐渐浓缩，发生较强的方解石和白云石胶结。早成岩B期主要发生早期碱性矿物的溶解和早期酸性矿物的沉淀。该阶段随着地层埋深的增加，地层温度达到66.7 8，34，处于有利于烃源岩生成有机酸的温度范围38。该阶段有机酸注入砂岩储层，地层流体 pH值分布在 5.37 5.88 范围内，成岩环境为酸性环境17。主要发生早成岩A期胶结的方解石和白云石的溶蚀和长石颗粒溶解转化为高岭石和石英，并伴随着酸性条件下蒙脱石的伊利石化。中成岩A1期主要发生早期酸性矿物的溶解和晚期碱性矿物的沉淀。该阶段地层出现短期的抬升，地层温度降低，烃源岩生烃作用停止，无法为砂岩储层持续供应有机酸。同时，砂体本身与邻近的泥岩发生离子交互作用39，泥岩中的Ca2+，Mg2+，Fe2+和HCO-3离子不断地向砂岩中扩散，形成强碱性成岩环境。主要发生铁白云石和铁方解石的胶结、蒙脱石的绿泥石化，并伴随方解石和白云石的胶结，以及石英的溶蚀。中成岩A2期主要发生晚期碱性矿物的溶解和晚期酸性矿物的沉淀。随着地层的再次沉降，地层温度达到112 8，34。烃源岩再次生烃，为储层带来大量的有机酸。前期酸性环境由有机酸控制，地层流体pH值分布在5.64 6.08范围内17，主要发生长石的溶蚀生成石英和高岭石，蒙脱石的伊利石化和碳酸盐矿物的溶蚀。当地层温度达到120，有机质脱羧分解38，酸性环境主要由碳酸控制。长石的溶蚀生成石英和高岭石，蒙脱石的伊利石化和碳酸盐矿物的溶蚀均减弱，同时高岭石开始变得不稳定，发生高岭石的伊利石化39。中成岩B期，砂体成岩环境变为碱性封闭环境，水-岩相互作用极弱，主要发生铁质胶结，形成黄铁矿。dcabegfhikjl100 m200 m200 m50 m100 m200 m100 m50 m200 m100 m200 m200 m图3 东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段滩坝砂岩典型成岩作用及其镜下特征Fig.3 Typical diagenesis and microscopic characteristics of beach bar sandstones in the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation，Dongying Saga.高95井，埋深1 650.70 m，颗粒点-线接触，单偏光；b.梁104井，埋深2 883.91 m，颗粒线-凹凸接触，正交光；c.滨438井，埋深3 809.10 m，颗粒凹凸-缝合接触，正交光；d.樊170井，埋深3 681.10 m，矿物颗粒定向排列且塑性矿物弯曲变形，正交光；e.梁223井，埋深2 959.00 m，石英次生加大边，正交光；f.滨420井，埋深2 670.80 m，铁方解石胶结且交代石英，正交光；g.高89井，埋深2 995.20 m，铁白云石胶结且交代长石和白云石，铁方解石胶结且交代方解石和石英加大边，单偏光；h.滨420井，埋深2 660.84 m，方解石胶结，铁方解石胶结且交代方解石和石英加大边，单偏光；i.滨420井，埋深2 652.60 m，长石颗粒内部溶蚀，正交光；j.滨420井，埋深2 621.97 m，方解石和铁方解石颗粒间溶蚀，单偏光；k.樊137井，埋深3 170.50 m，方解石和铁方解石颗粒间溶蚀，石英颗粒边缘溶蚀，单偏光；l.滨438井，埋深3 809.30 m