致密砂巖儲層成巖作用及其控制因素分析
——以塔里木盆地順托果勒地區(qū)志留系柯坪塔格組下段為例

張涵冰，彭　軍，楊素舉，魯　明，夏青松，李　斌

(1.西南石油大學 地球科學與技術學院，成都　610500； 2.中國石化 西北油田分公司 勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊　830011； 3.中國石油 華北油田 勘探開發(fā)研究院，河北 任丘　062552)

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致密砂巖儲層成巖作用及其控制因素分析
——以塔里木盆地順托果勒地區(qū)志留系柯坪塔格組下段為例

張涵冰1，彭軍1，楊素舉2，魯明3，夏青松1，李斌1

(1.西南石油大學 地球科學與技術學院，成都610500； 2.中國石化 西北油田分公司 勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊830011； 3.中國石油 華北油田 勘探開發(fā)研究院，河北 任丘062552)

摘要：利用巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡、X-衍射及包裹體測溫等方法，對塔里木盆地順托果勒地區(qū)志留系柯坪塔格組下段致密砂巖儲層進行了研究，認為該儲層以細粒巖屑砂巖為主，物性較差；發(fā)育壓實作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用、構造破裂作用等5種成巖作用類型。壓實作用是儲層物性變差的最主要原因，溶蝕作用是改善儲層物性的關鍵；成巖階段處于中成巖A期，局部已達到中成巖B期；成巖作用受到多方面因素的影響，沉積環(huán)境及碎屑成分主要控制了壓實作用及溶蝕作用的強弱，埋藏史和地溫場從宏觀上控制著成巖作用的發(fā)育程度，烴類充注從微觀上減緩了膠結作用速率，并促進易溶組分的溶蝕。

關鍵詞：成巖作用；致密砂巖；柯坪塔格組下段；志留系；順托果勒地區(qū)；塔里木盆地

致密砂巖儲層作為油氣勘探開發(fā)的熱點，在我國分布廣泛且資源潛力巨大，其形成過程受到沉積、成巖及構造等因素的控制，其中成巖作用為決定儲層優(yōu)劣的關鍵[1-4]。在漫長的地質(zhì)歷史時期，致密砂巖往往經(jīng)歷了極其復雜的成巖演化過程，多種成巖作用共同主導了儲層的致密化過程以及孔隙的保存和形成[5-12]，因而對儲層成巖演化過程進行系統(tǒng)分析，并明確成巖作用的控制因素就顯得尤為重要。

在前人研究成果中，關于儲層特征及主控因素、成巖特征與孔隙演化等方面均有諸多描述[13-17]，但較少將成巖作用與其控制因素相聯(lián)系。鑒于此，本文以順托果勒地區(qū)順9井區(qū)志留系柯坪塔格組下段致密砂巖儲層為研究對象，利用巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡、X-衍射及包裹體測溫等技術手段，對儲層的成巖作用類型、演化序列及成巖階段進行深入研究，探討致密砂巖儲層成巖作用的主要控制因素，以期更深刻地認識成巖作用對致密砂巖儲層發(fā)育的影響，為儲層準確預測和精細評價提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。

1地質(zhì)概況

順9井區(qū)位于塔里木盆地順托果勒低隆中南部，南臨塔中隆起與古城墟隆起，東接滿加爾坳陷，西為阿瓦提斷陷(圖1)，是順托果勒地區(qū)北部及滿加爾坳陷東部油氣運移的長期有利指向區(qū)[18]。鉆井揭示該地區(qū)柯坪塔格組下段埋藏深度大于5 500 m，厚度100 m以上(未穿)，主要發(fā)育濱岸相砂體，周緣寒武系—奧陶系烴源巖豐富，上覆柯坪塔格組中段為數(shù)十米厚的區(qū)域性泥巖蓋層[19]，是油氣聚集的有利層段。

2儲層基本特征

研究區(qū)柯坪塔格組下段屬于濱岸相碎屑巖沉積[20]，巖性主要為灰色或灰綠色砂巖、粉砂巖及泥巖。砂巖類型以巖屑砂巖為主，占比91.5%，另發(fā)育少量巖屑石英砂巖和極少量的長石巖屑砂巖。碎屑成分中石英平均含量57.0%，以單晶石英為主，見少量多晶石英和燧石；巖屑平均含量37.7%，以變質(zhì)巖巖屑和沉積巖巖屑為主；長石較少，平均含量4.9%，斜長石略多于鉀長石；成分成熟度較低。膠結物多為鈣質(zhì)礦物(3.21%)和硅質(zhì)礦物(2.32%)，含極少量黏土礦物(0.26%)，膠結方式主要表現(xiàn)為孔隙式膠結。顆粒粒度以細粒為主，分選性好—中等，多呈次棱角狀，顆粒間以線接觸為主，顆粒支撐，結構成熟度中等。儲集空間類型主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、殘余原生粒間孔以及少量微裂縫。儲層物性較差，平均孔隙度6.1%，平均滲透率0.32×10-3μm2，整體表現(xiàn)為特低孔、超低滲儲層?？缀斫Y構特征總體上表現(xiàn)為微孔細喉型，分布較均勻，連通性較差。

圖1　塔里木盆地順托果勒地區(qū)順9井區(qū)構造位置示意Fig.1　Tectonic location of Shun9 well block in Shuntuoguole area, Tarim Basin

3成巖作用類型

在薄片鑒定的基礎上，結合掃描電鏡、X-衍射、陰極發(fā)光及包裹體測溫等資料，分析認為研究區(qū)柯坪塔格組下段所經(jīng)歷的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用及構造破裂作用等。

3.1壓實作用

柯下段砂巖埋藏深度大，且成分成熟度較低，導致經(jīng)歷的壓實作用強烈，是導致儲層物性變差的最主要原因。壓實作用類型以機械壓實為主，化學壓實不發(fā)育，鏡下主要表現(xiàn)為：(1)云母片及軟質(zhì)巖屑等塑性顆粒的壓實變形(圖2a)；(2)石英等剛性礦物顆粒發(fā)生破裂，剛性的石英顆粒含量高，容易形成石英顆粒間的擠壓破碎，而方解石膠結較強和泥質(zhì)巖屑含量較高的碎屑顆粒壓實破碎作用不明顯；(3)顆粒間接觸關系由點接觸逐漸過渡到線接觸甚至凹凸接觸(圖2b)；(4)碎屑顆粒長軸呈定向排列。

3.2膠結作用

柯下段儲層主要發(fā)育鈣質(zhì)膠結、硅質(zhì)膠結及少量黏土礦物膠結。

3.2.1鈣質(zhì)膠結

鈣質(zhì)膠結物最為發(fā)育，平均含量3.22%，以方解石為主(3.11%)，見少量白云石(0.11%)。根據(jù)方解石膠結物捕獲的原生包裹體測溫數(shù)據(jù)可知，存在2期方解石膠結作用，早期為80～100 ℃，晚期為140～150 ℃。顯微鏡下早期方解石膠結物多呈連晶結構充填孔隙，顆粒邊緣無加大邊(圖2c)；晚期方解石膠結物多以斑塊狀或粒狀充填粒間(圖2d)，有時可見石英次生加大。

3.2.2硅質(zhì)膠結

硅質(zhì)膠結物含量平均2.32%，主要表現(xiàn)為石英次生加大，一般環(huán)繞碎屑顆粒表面呈耳狀、鋸齒狀向外生長，以Ⅰ級次生加大為主(圖2e,o)，少見Ⅱ級石英次生加大和Ⅲ級石英次生加大。鈣質(zhì)膠結強烈的砂巖中，一般不發(fā)育石英次生加大。

3.2.3黏土礦物膠結

黏土礦物平均含量僅0.26%，據(jù)X-衍射分析，主要為伊利石、伊蒙混層和綠泥石，高嶺石和綠蒙混層極少。掃描電鏡下，伊利石呈片狀或絲縷狀以襯墊式分布于顆粒表面；伊蒙混層是由蒙脫石向伊利石類進一步轉(zhuǎn)化的中間產(chǎn)物，富伊利石層在形態(tài)上接近伊利石的不規(guī)則片狀(圖2f)，富蒙脫石層表現(xiàn)為皺紋狀薄膜和蜂窩狀薄膜，其上具一些刺狀突起；綠泥石多以襯墊式包裹在顆粒表面，單體形態(tài)呈針葉狀(圖2g)；高嶺石多以疊片狀充填在顆粒之間(圖2h)。

圖2　塔里木盆地順托果勒地區(qū)柯坪塔格組下段儲層成巖作用特征

a.泥巖巖屑變形，順902H井，5 520.13 m，10×20，(+)；b.顆粒間呈線—凹凸接觸，順904H井，5 578.75 m，10×10，(+)；c.早期連晶方解石膠結，順904H井，5 584.40 m，10×10，(+)；d.晚期方解石膠結，順9井，5 581.05 m，10×20，(+)；e.石英次生加大，順901井，5 511.08 m，10×20，(+)；f.片狀伊蒙混層，順9井，5 582.20 m，掃描電鏡，1 400×；g.針葉狀綠泥石，順9井，5 579.85 m，掃描電鏡，3 000×；h.疊片狀高嶺石，順901井，5 496.61 m，掃描電鏡，1 571×；i.粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔，順904H井，5 577.24 m，10×20，(-)；j.鑄?？?、粒內(nèi)溶孔，順904H井，5 576.95 m，10×10，(-)；k.石英顆粒表面微溶蝕，順9井，5 586.5 m，掃描電鏡，3 000×；l.灰色細粒巖屑石英砂巖，見垂直縫，有機質(zhì)侵染，順901井，5 503.58～5 503.80 m；m.瀝青沿顆粒磨蝕邊充填，順902H井，5 518.09 m，10×20，(-)；n.油氣包裹體發(fā)黃色熒光，順9井，5 581.89 m；o.瀝青充填在石英加大邊之外，順904H井，5 569.4 m，10×10，(-)；p.油氣包裹體發(fā)藍綠色、綠色熒光，順9井，5 580.4 m

Fig.2Diagenetic characteristics of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

3.3溶蝕作用

溶蝕作用發(fā)育程度一般，但對儲層物性的改善起到了關鍵作用。鏡下可見長石、巖屑顆粒及少量方解石膠結物的溶蝕現(xiàn)象，一般具有以下特征：沿長石粒緣或解理發(fā)生溶蝕、巖屑中易溶組分的溶蝕，殘余部分多呈篩網(wǎng)狀或殘骸狀，形成粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔(圖2i，j)；長石完全溶蝕形成鑄?？?圖2i)。掃描電鏡下可見石英顆粒微溶現(xiàn)象(圖2k)。

3.4交代作用

交代作用發(fā)育較少，主要為方解石交代巖屑、長石及石英，被交代的碎屑顆粒邊緣多呈鋸齒狀或港灣狀(圖2c)，另可見黃鐵礦交代巖屑。

3.5構造破裂作用

構造破裂作用可使砂巖在埋藏成巖期產(chǎn)生裂縫，具有一定的方向性。研究區(qū)柯坪塔格組下段構造裂縫發(fā)育不多，僅順901井巖心(5 496.0～5 517.8 m)可見少量垂直縫及高角度縫，延伸長度約0.1～0.4 m，張開度1 mm左右，未被充填，并可見有機質(zhì)侵染(圖2l)。

4成巖階段與成巖演化

4.1成巖階段劃分

依照石油天然氣行業(yè)《碎屑巖成巖階段劃分規(guī)范:SY/T5477-2003》，根據(jù)以下劃分依據(jù)：①古地溫處于90～150 ℃之間；②自生礦物特征：黏土礦物以絲縷狀伊利石、針葉狀綠泥石以及伊蒙混層(混層比均小于25%)為主，發(fā)育Ⅱ級石英次生加大；③泥巖Ro平均值為0.76%；④結構特征：結構成熟度中等，顆粒間多為線接觸，見凹凸接觸，顆粒支撐，以孔隙型膠結為主，見壓嵌式膠結和次生加大型膠結；⑤孔隙類型以長石及巖屑溶蝕形成的溶孔為主。綜上所述，可以確定研究區(qū)柯坪塔格組下段砂巖儲層已普遍達到中成巖階段A期，局部達到中成巖階段B期。

4.2成巖演化

研究區(qū)柯坪塔格組下段砂巖經(jīng)歷了早成巖階段A、B期和中成巖階段A、B期4個期次。早成巖階段A期，機械壓實作用強烈，粒間孔隙變小，顆粒間為點狀接觸，形成高嶺石、蒙脫石、綠泥石及黃鐵礦等自生礦物，早期方解石膠結物開始沉淀，末期發(fā)生油氣充注；早成巖B期，壓實作用進一步增強，粒間孔繼續(xù)變小，顆粒間仍為點狀接觸，方解石膠結物繼續(xù)沉淀，出現(xiàn)石英次生加大，溶蝕作用開始發(fā)生，主要溶蝕對象為長石、巖屑及少量方解石，蒙脫石開始明顯向伊蒙混層轉(zhuǎn)化；中成巖A期，顆粒大部分為點—線接觸，溶蝕作用增強，次生孔隙發(fā)育，石英次生加大為Ⅱ級，晚期方解石膠結開始，伊利石含量升高，末期發(fā)生第二次油氣充注；中成巖B期，顆粒接觸關系變?yōu)榫€—凹凸接觸，石英次生加大為Ⅲ級，晚期方解石膠結沉淀，溶蝕作用減弱(圖3)。

5成巖作用的主要控制因素

砂巖的成巖演化是十分復雜的過程[4]，而控制成巖作用的因素更是極其復雜，既包括了沉積物埋藏前的地質(zhì)條件，也包括了埋藏后的各種物理化學因素[21]。根據(jù)柯下段成巖作用特征，本文利用視壓實率[22][視壓實率=(原始孔隙度-粒間體積)/ 原始孔隙度×100%]、鈣質(zhì)膠結物含量、硅質(zhì)膠結物含量及溶蝕孔含量4個參數(shù)來表征不同成巖作用的強度，著重分析沉積環(huán)境、碎屑成分、埋藏史和地溫場、烴類充注等因素對壓實作用、膠結作用及溶蝕作用的影響。

5.1沉積環(huán)境

沉積環(huán)境與成巖作用有著非常密切的關系，它不僅決定了砂體的厚度及形態(tài)，也造成了砂巖碎屑成分、粒度及結構等方面的差異，因而影響著成巖作用的性質(zhì)和強度。順9井區(qū)柯下段為一套濱岸相碎屑巖沉積，發(fā)育前濱、上臨濱及中臨濱3類砂體。通過對比不同類型砂體的主要成巖作用強度，可以發(fā)現(xiàn)沉積環(huán)境對壓實作用和溶蝕作用的影響體現(xiàn)得比較明顯，其中前濱砂體視壓實率最低，溶蝕孔含量最高；中臨濱砂體視壓實率高，溶蝕孔含量最低(表1)。與臨濱砂體相比，前濱砂體厚度相對較大，砂巖質(zhì)純，分選性較好，尤其是剛性顆粒含量更高，具有較強的抗壓實能力，也有利于原生孔隙的保存，為后期酸性流體的進入提供了條件，進而促進了溶蝕孔隙的發(fā)育[23]。不同的砂體中，鈣質(zhì)膠結物及硅質(zhì)膠結物含量的變化沒有明顯規(guī)律，說明沉積環(huán)境不是造成研究區(qū)柯下段砂巖膠結物含量差異的主要因素。

圖3　塔里木盆地順托果勒地區(qū)柯坪塔格組下段儲層成巖階段與演化Fig.3　Diagenetic stages and evolution of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin表1　塔里木盆地順托果勒地區(qū)柯坪塔格組下段不同砂體類型成巖作用強度Table 1　Diagenetic intensity of different sandstone types of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

井號深度/m砂體類型巖性視壓實率/%鈣質(zhì)膠結物含量/%硅質(zhì)膠結物含量/%溶蝕孔含量/%樣品數(shù)/個順95589～5606中臨濱細砂巖夾泥巖79.364.540.790.5512順9045568～5586中臨濱細砂巖夾泥巖76.125.152.000.9621順9015496～5514上臨濱油浸、油斑細砂巖夾粉砂巖74.613.312.311.0018順902H5516～5525上臨濱油跡細砂巖夾粉砂巖75.991.423.111.2218順95577～5589前濱油浸、油斑細砂巖69.143.941.521.5818

5.2碎屑成分

砂巖碎屑成分的不同，導致其所受壓實強度不同。一般來說，剛性顆粒(石英、長石)的抗壓實能力較強，塑性巖屑顆粒容易在埋藏過程中變形，抗壓實能力弱。由于距物源區(qū)較近，研究區(qū)柯下段砂巖巖屑含量偏高，壓實效應顯著，但隨著剛性顆粒含量的增加，視壓實率呈下降的趨勢(圖4a)。碎屑成分對溶蝕作用也起到一定的控制作用，碎屑顆粒中易溶組分(長石、巖屑)越多，就越容易發(fā)生溶蝕作用形成次生孔隙。從碎屑含量與溶蝕孔含量交會圖(圖4b)可以看出，長石、巖屑的含量與溶孔量呈明顯的正相關；但是局部存在長石、巖屑含量高，溶孔量很低的現(xiàn)象，這可能是由于孔隙、喉道大面積堵塞導致酸性流體無法進入，因而溶蝕作用較弱的緣故。這種現(xiàn)象既反映了溶蝕作用的非均質(zhì)性，也說明成巖作用強弱是多因素共同作用的結果。

5.3埋藏史和地溫場

一般情況下，地層埋藏越深，壓實作用強度越大，而在埋深相同的條件下，經(jīng)歷的時間不同，地層壓實程度也有所不同，埋深與埋藏時間共同控制著地層的壓實程度[4]。地溫場是控制成巖作用的關鍵因素[24]，首先，高地溫梯度地區(qū)砂巖的壓實速率明顯更高[25]；另外，古地溫會影響礦物的溶解速度、轉(zhuǎn)化程度、以及有機酸的化學成分等[14]，進而控制著成巖作用的發(fā)育程度。柯下段砂巖現(xiàn)今埋深在5 500 m以上，且深埋時間長，壓實程度高，但該區(qū)地溫梯度較低(現(xiàn)今約2.2℃/hm[26])，至今主體仍處于中成巖A期，一定程度上抑制了晚期膠結作用的大面積發(fā)育，同時也導致了溶蝕作用發(fā)育程度不高。由圖5可知，在早成巖階段，柯下段埋藏速率較高，約為27.3 m/Ma，地溫低于90 ℃，壓實作用強烈，主要發(fā)育早期鈣質(zhì)膠結物，及少量高嶺石和石英次生加大，長石、巖屑顆粒開始溶解。自石炭紀末至新近紀中期，約357 Ma的漫長地質(zhì)時期，柯下段埋藏速率比較平緩，約11.8 m/Ma，地溫梯度逐漸降低，地溫處于90～150 ℃之間，為中成巖階段，主要發(fā)育石英次生加大，以及長石、巖屑的溶蝕作用；三疊紀末出現(xiàn)油氣充注，進一步抑制了晚期膠結作用的發(fā)育。

圖4　塔里木盆地順托果勒地區(qū)柯坪塔格組下段碎屑含量與成巖作用強度的關系Fig.4　Relationship between grain content and diagenetic intensity of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

圖5　塔里木盆地順托果勒地區(qū)順9井沉積埋藏史及地溫史 據(jù)參考文獻[27]，有修改。Fig.5　Burial history and paleotemperature history of well Shun9 in Shuntuoguole area, Tarim Basin

5.4烴類充注

根據(jù)油氣包裹體熒光顯微資料及薄片觀察，柯下段共經(jīng)歷了2期油氣充注：第一期充注殘余的瀝青沿顆粒磨蝕邊充填原生粒間孔(圖2m)，說明該期油氣充注時期較早，發(fā)生在石英次生加大以及自生礦物生成之前，包裹體中液烴主要呈灰黃色及黃色熒光(圖2n)，或有結絲網(wǎng)狀瀝青附于包裹體壁上，呈淺黃綠色及淺綠色熒光；第二期充注的瀝青充填在石英加大邊之外(圖2o)，并且充填在方解石膠結物溶蝕孔隙中，表明油氣充注發(fā)生在方解石膠結、石英次生加大以及第二期溶蝕作用之后，包裹體中液烴呈藍綠色及綠色熒光(圖2p)。

烴類充注能夠改變孔隙水的化學組成，增加流體運移通道的曲折度和距離，在親油系統(tǒng)中，甚至能完全中斷成巖流體的移動，造成離子供給和流通障礙，從而對膠結作用起到抑制作用；但如果膠結物形成所需的物質(zhì)來源于砂巖本身，且不需要長距離的流體運移，則該膠結作用在烴類充注后仍可繼續(xù)，但可能會隨著含油飽和度的增加而減緩[28]。通過統(tǒng)計不同儲層類型中膠結物含量(圖6)，可以發(fā)現(xiàn)順9井區(qū)柯下段不同類型儲層中，硅質(zhì)膠結物含量變化不大，且石英次生加大邊中烴類包裹體廣泛分布(圖7)，說明在烴類充注期間加大邊仍可發(fā)育，因此柯下段砂巖中石英次生加大所需的硅質(zhì)可能主要來源于內(nèi)部，如鉀長石的溶解和黏土礦物的轉(zhuǎn)化等。而隨著儲層含油飽和度的增大，儲層中鈣質(zhì)膠結物的含量呈減少的趨勢，這是由于烴類充注限制了地層水的流動，同時降低了地層水的pH值，不利于鈣質(zhì)膠結物的沉淀[29]。另外，烴類充注也對溶蝕作用起到一定的影響，如圖6所示，油層中溶蝕孔含量明顯高于差油層及干層，其主要原因是有機酸等水溶性有機質(zhì)隨烴類進入砂體，溶解于地層水中，使孔隙水的酸性增強，促進了長石、巖屑及鈣質(zhì)膠結物的溶蝕。

圖6　塔里木盆地順托果勒地區(qū)柯坪塔格組下段 不同儲層類型膠結物含量及溶蝕孔含量分布Fig.6　Cement content vs. dissolution pore content of different reservoir types of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

圖7　塔里木盆地順托果勒地區(qū)順9井 柯坪塔格組下段(5 597.95 m)流體包裹體均一溫度分布 據(jù)參考文獻[27]。Fig.7　Homogenization temperatures of fluid inclusions in the lower member of Kepingtage Formation (5 597.95 m) in Shuntuoguole area, Tarim Basin

6結論

(1)柯坪塔格組下段儲層主要為細粒巖屑砂巖；發(fā)育壓實作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用及構造破裂作用等5種成巖作用類型。其中，壓實作用是儲層致密化的最主要原因，溶蝕作用是改善儲層物性的關鍵。

(2)根據(jù)黏土礦物特征、巖石結構特征、有機質(zhì)成熟度及古地溫等標志，判斷研究區(qū)柯坪塔格組下段砂巖儲層已普遍達到中成巖階段A期，局部已達到中成巖階段B期。

(3)沉積環(huán)境、碎屑成分、埋藏史和地溫場、烴類充注是控制致密砂巖儲層成巖作用的主要因素。前濱砂體具有較強的抗壓實能力，且有利于溶蝕作用發(fā)生；砂巖中剛性顆粒含量越高，壓實效應越弱；易溶組分含量越高，越容易發(fā)生溶蝕作用；較低的地溫梯度一定程度上抑制了晚期膠結作用的大面積發(fā)育；烴類充注可以減緩膠結作用的發(fā)生，并促進長石、巖屑及鈣質(zhì)膠結物的溶蝕。

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(編輯徐文明)

文章編號：1001-6112(2016)04-0543-08

doi：10.11781/sysydz201604543

收稿日期：2015-12-15；

修訂日期：2016-05-23。

作者簡介：張涵冰(1987—)，男，博士生，從事沉積學及儲層地質(zhì)學研究。E-mail：zhanghb_swpu@163.com。 通信作者：彭軍(1968—)，男，教授，博士生導師，從事沉積學、儲層地質(zhì)學及層序地層學研究。E-mail：pengjun@swpu.edu.cn。

基金項目：國家科技重大專項“塔里木盆地碎屑巖層系大中型油氣田富集規(guī)律與勘探方向”(2011ZX05002-003)資助。

中圖分類號：TE122.2

文獻標識碼：A

Diagenesis and controlling factors of tight sandstone reservoirs:A case study of the lower member of Silurian Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

Zhang Hanbing1, Peng Jun1, Yang Suju2, Lu Ming3, Xia Qingsong1, Li Bin1

(1. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. ExplorationandProductionResearchInstituteofSINOPECNorthwestOilfieldBranchCompany,Urumqi,Xinjiang830011,China;3.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofHuabeiOilfieldCompany,PetroChina,Renqiu,Hebei062552,China)

Abstract:Tight sandstone reservoirs in the lower member of Silurian Kepingtage Formation in Shuntuoguole area of the Tarim Basin were studied through core observation, thin section identification, scanning electron microscopy, X-ray diffraction and fluid inclusion homogenization temperatures. They mainly consist of fine-grained debris sandstones with poor physical properties. Five types of diagenetic effects occurred, including compaction, cementation, erosion, metasomatism, and tectonic fracturing. Compaction made the reservoir physical properties become poorer, while erosion improved them. They are mainly within the middle diagenesis stage A, and locally in the middle diagenesis stage B. Diagenetic effects were dominated by many factors. Sedimentary environment and debris predominated the degree of compaction and erosion, burial history and temperature macroscopically controlled diagenesis development, while hydrocarbon charging microscopically reduced the cementation rate and enhanced the erosion of soluble components.

Keywords:diagenesis; tight sandstone; lower member of Kepingtage Formation; Silurian; Shuntuoguole area; Tarim Basin