塔北隆起英買力地區(qū)舒善河組儲層特征與控制因素

孫東權(quán)，李文浩，盧雙舫，劉雪萍，何濤華，朱鵬飛，王秀哲，應(yīng)俊鋒，王璟明

( 1.中國石油大學(xué)(華東) 深層油氣重點實驗室，山東 青島 266580； 2.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580 )

0 引言

塔北隆起是塔里木盆地油氣最富集的一級構(gòu)造單元，白堊系是主要的含油層系[1-5]。在英買7、英買1構(gòu)造帶白堊系舒善河組發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)油流，預(yù)示舒善河組砂巖具有良好的勘探前景[6-7]。人們對英買力地區(qū)舒善河組地層及沉積方面開展研究[8-11]，儲層質(zhì)量差異性及其形成機(jī)制影響油氣精細(xì)勘驗效應(yīng)和后期開發(fā)產(chǎn)量。英買力地區(qū)舒善河組主要形成于辮狀河三角洲和濱淺湖沉積環(huán)境，受南北兩側(cè)物源控制，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、相變快；復(fù)雜的成巖作用影響儲層發(fā)育，造成現(xiàn)今儲層物性差異較大。因此，研究儲層成巖作用及控制因素，對預(yù)測優(yōu)勢儲層和指導(dǎo)油氣精細(xì)勘探具有重要意義。

儲層成因機(jī)制研究包括儲層控制因素和儲層孔隙度—油氣藏成藏史兩個方面[12-17]，儲層孔隙度—油氣藏成藏史的匹配關(guān)系決定油氣能否大規(guī)模進(jìn)入儲層。因此，恢復(fù)儲層孔隙度演化過程為儲層有效性評價的關(guān)鍵。利用“反演回剝法”進(jìn)行儲層孔隙度演化的恢復(fù)是目前較常用方法[18-20]。通過儲層孔隙演化史,一方面能定量分析各成巖作用對儲層物性的貢獻(xiàn)量[21-22]；另一方面結(jié)合油氣充注史能明確油氣充注時儲層的物性特征[23-24]，指明儲層是否具備有效性。

以塔北隆起英買力地區(qū)白堊系舒善河組砂巖儲層為研究對象，筆者利用鑄體薄片、包裹體溫度、物性、陰極發(fā)光等分析測試資料，研究舒善河組砂巖儲層特征，明確物性控制因素及儲層孔隙度演化史，為英買力地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層的識別提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

塔北隆起位于塔里木盆地北部，北鄰庫車坳陷，南接北部坳陷，總體呈北東向展布，面積約為3.6×104km2。塔北隆起是一個古生代—中生代大型疊合古隆起，整體為向北傾斜的大斜坡，在古生代中期隆起逐漸顯現(xiàn)，至古生代末—三疊紀(jì)隆起趨于穩(wěn)定，持續(xù)演化至侏羅紀(jì)末—白堊紀(jì)早期[25-28]。研究區(qū)位于塔北隆起西部(見圖1(a))，包括英買力低凸起與輪臺凸起部分區(qū)域[25]。研究區(qū)主要發(fā)育下白堊統(tǒng)，上白堊統(tǒng)被剝蝕，與上、下地層呈不整合接觸。下白堊統(tǒng)自下而上依次發(fā)育亞格列木組、舒善河組、巴西蓋組和巴什基奇克組[29]，其中舒善河組現(xiàn)今埋深在4 164～5 775 m之間，整體厚度在50～350 m之間，具有向北傾斜的特征。舒善河組為一套細(xì)粒碎屑巖沉積，整體發(fā)育濱淺湖和三角洲相。三角洲巖性以棕紅色、紅褐色、灰綠色細(xì)砂巖和粉砂巖為主；濱淺湖巖性以紅褐色、灰綠色泥巖和粉砂質(zhì)泥巖為主，并夾雜薄層粉砂巖(見圖1(b))[2,8]。

圖1 英買力地區(qū)構(gòu)造位置及舒善河組綜合柱狀圖Fig.1 The structural location of Yingmaili Area and the Shushanhe Formation stratigraphic column

2 儲層巖石學(xué)及儲集特征

2.1 巖石學(xué)特征

通過英買力地區(qū)舒善河組7口井取心樣品觀察及310塊巖石鑄體薄片鑒定分析，舒善河組儲層整體為細(xì)粒碎屑巖，包括細(xì)砂巖、粉砂巖。根據(jù)FOLK R L[30]砂巖分類方案，舒善河組巖石類型以長石巖屑砂巖為主，巖屑砂巖次之(見圖2，其中Q為石英，F(xiàn)為長石，R為巖屑)。碎屑組分中，石英體積分?jǐn)?shù)介于29.0%～58.0%，平均為45.2%，以單晶石英為主；長石(鉀長石和斜長石)體積分?jǐn)?shù)介于8.0%～25.0%，平均為16.8%；巖屑體積分?jǐn)?shù)介于15.0%～58.0%，平均為37.9%，其中沉積巖、變質(zhì)巖及巖漿巖平均體積分?jǐn)?shù)分別為4.7%、15.9%、17.3%。砂巖填隙物體積分?jǐn)?shù)介于2.0%～32.0%，平均為12.4%。顆粒分選性為中等—好，主要為次棱狀，次棱—次圓狀次之，呈顆粒支撐結(jié)構(gòu)，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度表現(xiàn)中等，具有近源、快速堆積的特征。

圖2 英買力地區(qū)舒善河組砂巖組分三角圖Fig.2 The Q-F-R diagram of Shushanhe Formation sandstone in Yingmaili Area

2.2 儲層物性與儲集空間類型

根據(jù)英買力地區(qū)舒善河組285塊巖心樣品物性數(shù)據(jù)，砂巖儲層實測孔隙度普遍大于5.0%，平均孔隙度為12.9%，平均滲透率為20.12×10-3μm2?？紫抖葹?0.0%～15.0%的樣品占比最高，占樣品總數(shù)的52.9%；孔隙度為15.0%～25.0%的樣品占比為25.3%；孔隙度為5.0%～10.0%的樣品占比為14.7%(見圖3(a))。滲透率為(1.00～50.00)×10-3μm2的樣品占比最高，占樣品總數(shù)的63.9%；滲透率小于1.00×10-3μm2的樣品占比為22.8%；滲透率大于50.00×10-3μm2的樣品占比為13.3%(見圖3(b))。研究區(qū)砂巖儲層以低孔低滲(Ⅱ)為主(見圖3(c))，中孔中滲(Ⅰ)、超低孔低滲(Ⅲ)次之。在低滲背景下，舒善河組具有良好儲層發(fā)育特征。

圖3 英買力地區(qū)舒善河組砂巖儲層孔隙度、滲透率分布直方圖及物性關(guān)系Fig.3 Histogram of porosity and permeability distribution and physical property relationship of Shushanhe Formation sandstone reservoir in Yingmaili Area

鏡下觀察顯示，舒善河組儲層原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔發(fā)育(見圖4(a-b))，顆粒間可見方解石、白云石充填(見圖4(c-d))；發(fā)育貼顆粒邊緣的微裂縫(見圖4(c))，呈彎曲狀，主要由碎屑顆粒和填隙物之間差異性壓實而形成[31]，裂縫連通性好，可以改善舒善河組砂巖儲層的滲流能力。

圖4 英買力地區(qū)舒善河組砂巖儲層主要成巖作用Fig.4 Major diagenesis of Shushanhe Formation sandstone reservoir in Yingmaili Area

3 儲層成巖作用

各成巖作用的綜合效應(yīng)控制儲層的發(fā)育歷史[32]。根據(jù)鑄體薄片鑒定，將舒善河組成巖作用分為破壞性成巖作用和建設(shè)性成巖作用。

3.1 破壞性成巖作用

3.1.1 壓實作用

壓實作用貫穿舒善河組埋藏的始末，表現(xiàn)為隨埋深的增加，儲層受上覆沉積層的壓力增大，導(dǎo)致物性逐漸降低。顯微鏡下觀察可見碎屑顆粒排列緊密，呈線到點接觸，整體沿顆粒長軸定向排列(見圖4(a、c))；長石等脆性礦物發(fā)生破裂、位移等(見圖4(d))。

3.1.2 膠結(jié)作用

英買力地區(qū)舒善河組儲層膠結(jié)物主要有碳酸鹽礦物膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)及硅質(zhì)膠結(jié)。

舒善河組砂巖儲層普遍發(fā)育碳酸鹽膠結(jié)物(見表1)，包括方解石、鐵方解石，局部可見白云石和鐵白云巖發(fā)育。方解石呈孔隙式膠結(jié)(見圖4(f-g))，鐵方解石零星可見；在陰極發(fā)光鏡下，方解石顯示橘黃色，鐵方解石顯示橘紅色(見圖4(j))。在早期淺埋階段，舒善河組長時間處于早成巖階段A期，地層孔隙水中含有一定量的碳酸鹽，可作為物質(zhì)來源，并在適宜的條件下沉淀于孔隙，導(dǎo)致孔喉連通性變差，降低儲層質(zhì)量。研究區(qū)舒善河組砂巖段碳酸鹽膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與孔隙度具有明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系(見圖5)。

圖5 舒善河組砂巖碳酸鹽膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與物性關(guān)系Fig.5 Relationship between carbonate content and physical properties of Shushanhe Formation sandstone

表1 研究區(qū)舒善河組砂巖段碳酸鹽膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)Table 1 Statistics on carbonate cement average content of Shushanhe Formation sandstone section in study area

舒善河組砂巖儲層發(fā)育黏土礦物膠結(jié)物，主要有高嶺石、綠泥石、伊利石及伊/蒙間層。掃描電鏡照片顯示，高嶺石為六邊形晶片，以書頁狀分布于孔隙(見圖4(h))，保留較好的形態(tài)。自生高嶺石對儲層物性影響具有兩面性，一方面，自生高嶺石沉淀預(yù)示長石的溶蝕作用，可形成次生孔隙；另一方面，高嶺石以膠結(jié)物的形式充填于孔隙，導(dǎo)致孔喉連通性降低。因此，高嶺石沉淀和長石溶蝕對儲層物性具有兩級分化的影響，當(dāng)酸性流體能將溶蝕產(chǎn)物順利遷移時，代表次生孔隙增多；反之，當(dāng)高嶺石沉淀于孔隙時，儲層質(zhì)量變差[33]。綠泥石主要呈針狀—葉狀分布于顆粒表面(見圖4(i、k))，可以提高巖石的抗壓能力，增強(qiáng)巖石的固結(jié)程度，尤其抑制石英次生加大的形成[34]。綠泥石發(fā)育有利于孔隙保存。

舒善河組儲層偶見硅質(zhì)膠結(jié)，表現(xiàn)為石英次生加大邊(見圖4(l))。發(fā)生硅質(zhì)膠結(jié)的主要原因是強(qiáng)烈的壓實作用使石英顆粒接觸面發(fā)生壓溶，孔隙流體中二氧化硅的飽和度增加，并在適宜條件下形成硅質(zhì)沉淀，以次生加大的形式充填于孔隙。

3.2 建設(shè)性成巖作用

舒善河組砂巖儲層溶蝕現(xiàn)象較為明顯，在埋藏過程中，由于上覆地層存在壓力，導(dǎo)致碎屑顆粒接觸處產(chǎn)生微弱溶蝕，顆粒呈凹凸?fàn)罱佑|(見圖4(e))。顯微鏡下觀察可見，舒善河組次生溶蝕孔隙包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?見圖4(a-b、d))。粒間溶孔表現(xiàn)為長石、巖屑顆粒溶蝕，在顆粒邊緣可見明顯溶蝕痕跡，呈不規(guī)則狀；粒內(nèi)溶孔表現(xiàn)為長石、巖屑顆粒不均勻溶蝕，可見網(wǎng)格狀、蜂窩狀結(jié)構(gòu)；隨溶蝕作用加強(qiáng)，長石顆粒全部溶蝕，可見顆粒輪廓，為鑄?？?。根據(jù)舒善河組與油伴生鹽水包裹體均一溫度分布，舒善河組存在一期油氣充注，充注期為4.2～2.0 Ma(見圖6)，庫車坳陷三疊系黃山街組烴源巖進(jìn)入大量生排烴階段[6]，大量酸性流體伴隨油氣運移至研究區(qū)，舒善河組儲層發(fā)生大規(guī)模溶蝕。

圖6 YM1井舒善河組與油伴生鹽水包裹體均一溫度及埋藏演化史Fig.6 Uniform temperature distribution of oil-associated brine inclusions and burial history of well YM1 in Shushanhe Formation

4 物性控制因素

沉積環(huán)境、成巖作用是影響舒善河組砂巖儲層的主要因素，其中沉積環(huán)境在宏觀上控制砂體空間特征，在微觀上控制砂巖的組分組成，決定儲層原始孔隙結(jié)構(gòu)，進(jìn)而影響后期成巖作用；成巖作用控制儲層的演化過程，進(jìn)而決定儲層質(zhì)量[35-36]。

4.1 沉積環(huán)境

研究區(qū)舒善河組儲層自下而上發(fā)育辮狀河三角洲水下分流河道砂體和濱淺湖灘壩砂體[11]。統(tǒng)計兩種沉積相帶砂巖孔隙度、滲透率分布(見表2)，兩組砂體物性存在差異，水下分流河道砂體物性明顯好于灘壩砂體的，前者平均孔隙度、平均滲透率分別為16.1%、42.69×10-3μm2；后者平均孔隙度、平均滲透率分別為12.8%、37.32×10-3μm2。此外，不同粒度的砂巖的物性存在差異(見圖7)，在整體低滲狀態(tài)下，埋深較淺的粉砂巖孔隙度相對較高，相近深度的細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖的孔隙度、滲透率變化不大，即沉積相帶影響儲層物性差異分布。舒善河組辮狀河水下分流河道砂體距離物源近，水動力較強(qiáng)，雜基體積分?jǐn)?shù)較少，顆粒較粗，顆?？箟簩嵞芰^強(qiáng)，物性較好，有利于原生孔隙保存。

表2 兩種沉積相帶砂巖孔隙度、滲透率分布Table 2 Statistical table of porosity and permeability distribution of sandstone in different sedimentary zones

圖7 舒善河組砂巖儲層深度與物性關(guān)系Fig.7 Relationship between sandstone reservoir depth and materia of Shushanhe Formation

沉積物中泥質(zhì)雜基是影響儲層質(zhì)量的主要因素[37]。泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)與儲層孔隙度、滲透率的關(guān)系見圖8，當(dāng)泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)很低(小于5%)時，儲層物性變化不大；當(dāng)泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)大于5%時，儲層物性與雜基體積分?jǐn)?shù)呈反比關(guān)系。隨泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)的增加，一方面降低巖石的抗壓能力；另一方面泥質(zhì)雜基充填于孔隙之間，降低孔喉的連通性，導(dǎo)致儲層物性變差。

圖8 舒善河組砂巖雜基體積分?jǐn)?shù)與物性關(guān)系Fig.8 Relationship between sandstone matrix content and physical properties of Shushanhe Formation

4.2 成巖作用

在地層埋藏過程中，成巖作用控制儲層的物性變化[28]。通過恢復(fù)儲集層孔隙度演化史，定量計算各成巖作用的增、減孔量，明確成巖作用對儲層物性的貢獻(xiàn)量。

4.2.1 孔隙及成巖演化特征

4.2.1.1 關(guān)鍵成巖作用時深窗口

成巖作用在不同階段(強(qiáng)或弱)和不同方面(破壞性或建設(shè)性)影響孔隙演化過程，明確主要成巖作用發(fā)生的先后順序，是儲集層孔隙度定量演化研究的基礎(chǔ)[38]。結(jié)合自生礦物的形態(tài)、溶解充填等相互關(guān)系，確定研究區(qū)舒善河組砂巖主要成巖事件演化順序為：機(jī)械壓實→綠泥石膠結(jié)→石英次生加大→方解石、鐵方解石膠結(jié)→酸性流體溶蝕。舒善河組鏡質(zhì)體反射率介于0.6%～0.7%[39]，自生礦物發(fā)育特征及古地溫(120 ℃)指示舒善河組砂巖儲層處于中成巖階段A期。壓實作用貫穿埋藏始末，關(guān)鍵在于確定膠結(jié)作用和溶蝕作用發(fā)生的時間與古埋深。埋藏史揭示舒善河組儲層長期處于早成巖階段A期，以膠結(jié)作用為主，時間為111.9～9.5 Ma。溶蝕作用與油氣充注期較為接近，時間為4.2 Ma至今(見表3)。

表3 舒善河組各成巖作用發(fā)生的時間與古埋深Table 3 Start time and ancient burial depth of diagenesis in the Shushanhe Formation

4.2.1.2 孔隙度反演回剝

在成巖作用演化序列的前提下，定量分析各成巖作用對舒善河組儲層的貢獻(xiàn)量，利用現(xiàn)今實測孔隙度，從最后一期成巖作用開始進(jìn)行反演回剝，明確各成巖作用開始發(fā)生時的儲層物性。以顯微鏡下照片為基礎(chǔ)，通過Photoshop軟件對各成巖作用鏡下特征進(jìn)行識別，并利用不同的顏色進(jìn)行標(biāo)記；借助ImageJ軟件，對不同顏色的面孔率進(jìn)行定量標(biāo)定；利用公式得到實際孔隙度。為保證標(biāo)定的準(zhǔn)確性，每張薄片鏡下照片的標(biāo)定數(shù)量超過15張；通過各成巖作用的時深轉(zhuǎn)換，確定不同古埋深的孔隙度。在進(jìn)行面孔率與孔隙度的轉(zhuǎn)換過程中，不能將面孔率直接等同于孔隙度，建立二者之間的關(guān)系(見圖9)，得到各成巖作用對儲層物性的定量影響程度。

圖9 舒善河組砂巖面孔率與孔隙度關(guān)系Fig.9 Functional relationship between plane porosity and porosity of the sandstone in the Shushanhe Formation

選取YM1井4 364.45 m處砂巖樣品，樣品現(xiàn)今孔隙度為18.3%；利用計算砂巖原始孔隙度的經(jīng)驗公式[36]，求得YM1井4 364.45 m處原始孔隙度為39.4%。運用ImageJ、Photoshop軟件定量計算各成巖作用的面孔率，得到膠結(jié)作用貢獻(xiàn)的面孔率為5.25%，轉(zhuǎn)化孔隙度為10.4%；溶蝕作用貢獻(xiàn)的面孔率為2.00%，轉(zhuǎn)化孔隙度為4.9%。因此，溶蝕作用開始時(埋深為2 378.10 m)的反演回剝孔隙度為13.4%(現(xiàn)今孔隙度為18.3%，扣除溶蝕作用增加的孔隙度4.9%)；膠結(jié)作用開始時(埋深為348.90 m)的反演回剝孔隙度為23.8%(見表4)。

表4 英買1井4 364.54 m砂巖樣品孔隙度演化定量恢復(fù)結(jié)果Table 4 Quantitative recovering results of reservoir porosity in each diagenesis stage of sandstone sample at 4 364.54 m of well YM1

4.2.1.3 機(jī)械壓實校正

壓實作用貫穿成巖作用始末，孔隙度演化時，壓實作用歸結(jié)于早成巖作用階段，導(dǎo)致后期成巖階段減孔量不足，影響孔隙演化精度。因此，為恢復(fù)孔隙度演化過程，將壓實作用損失的孔隙度通過砂巖正常壓實圖版校正到各期關(guān)鍵成巖階段。

根據(jù)成巖演化序列，在膠結(jié)作用前，樣品為正常壓實，當(dāng)舒善河組進(jìn)入早成巖階段A期，伴隨膠結(jié)作用開始，膠結(jié)物不斷增加，膠結(jié)物在一定程度上抑制壓實作用發(fā)生，導(dǎo)致砂巖壓實圖版不能準(zhǔn)確指明壓實作用對儲層物性的影響程度。因此，在機(jī)械壓實校正的過程中，計算各階段壓實作用對儲層物性貢獻(xiàn)比并進(jìn)行分配，以減小誤差[18]。選取膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)小于5%、次生孔隙度小于1%的樣品作為正常壓實的樣品，將孔隙度與深度擬合得到砂巖正常壓實圖版(見圖10)。由圖10可見，樣品原始孔隙度約為41.2%，與計算的原始孔隙度結(jié)果相近，證明砂巖正常壓實圖版的有效性。

圖10 英買力地區(qū)砂巖正常壓實曲線Fig.10 Normal compaction curve of sandstone in Yingmaili Area

根據(jù)機(jī)械壓實減孔計算公式[18]，得到機(jī)械壓實損失的總孔隙度為15.6%。機(jī)械壓實校正表明，在發(fā)生膠結(jié)作用前(145.0～119.9 Ma)，為正常壓實作用階段，壓實作用減孔量為2.5%；在發(fā)生膠結(jié)作用后，根據(jù)砂巖正常壓實圖版各階段壓實作用減孔量按9∶5∶8進(jìn)行分配，即早成巖階段A期(111.9～9.5 Ma)壓實減孔量為5.4%，早成巖階段B期至油氣充注期(9.5～4.2 Ma)壓實減孔量為2.9%，油氣充注后(4.2 Ma～至今)壓實減孔量為4.8%(見表4)。

4.2.1.4 孔隙度演化

在反演回剝的基礎(chǔ)上，通過機(jī)械壓實校正得到舒善河組儲層孔隙度演化史(見表4、圖11)。儲層原始孔隙度為39.4%，在111.9 Ma時(古埋深為348.90 m)，儲層孔隙度為36.9%(扣除壓實減孔量為2.5%)；9.5 Ma時(古埋深為1 649.50 m)，儲層孔隙度為21.1%(扣除膠結(jié)作用減孔量為10.4%和壓實減孔量為5.4%)；在4.2 Ma時(古埋深為2 378.10 m)，儲層孔隙度為18.2%(扣除壓實減孔量為2.9%)，儲層現(xiàn)今孔隙度為18.3%(溶蝕增孔量為4.9%，壓實減孔量為4.8%)。

圖11 英買力地區(qū)英買1井4 364.54 m砂巖樣品孔隙度演化曲線Fig.11 Porosity evolution curves of sandstone sample at 4 364.54 m in well YM1 in Yingmaili Area

油氣充注開始時[6](4.2 Ma)，研究區(qū)整體物性為中等，孔隙度為18.2%，油氣進(jìn)行大量充注，有利于油氣藏的形成。

4.2.2 物性影響

利用壓實率((壓實減孔量/原始孔隙度)×100%)、膠結(jié)率((膠結(jié)減孔量/原始孔隙度)×100%)、溶蝕率((溶蝕增孔量/原始孔隙度)×100%)參數(shù)，表征成巖作用對儲層孔隙度演化的貢獻(xiàn)量，以小于30%、30%～70%、70%～90%為界限確定各成巖作用對儲層物性的影響程度[24]。舒善河組砂巖儲層壓實率介于31.3%～59.5%、膠結(jié)率介于12.6%～40.7%、溶蝕率介于9.0%～14.7%，表現(xiàn)為中壓實、弱膠結(jié)、弱溶蝕。因此，舒善河組儲層受壓實作用影響最大，其次為膠結(jié)作用、溶蝕作用。

將儲層演化劃分為早期緩慢淺埋和晚期快速深埋兩個階段。早期緩慢淺埋階段，壓實作用和膠結(jié)作用是影響儲層物性的主要因素，由上覆地層引起的壓實作用導(dǎo)致原生孔隙降低。膠結(jié)作用發(fā)生于早成巖階段A期，一方面，充填于顆粒之間，導(dǎo)致孔喉半徑變小；另一方面，隨膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)增多，膠結(jié)物能在一定程度上承載上覆地層壓力，抑制壓實作用的發(fā)生。晚期快速深埋階段，隨地層壓力不斷增大，壓實作用占主導(dǎo)地位，儲層物性繼續(xù)降低，直到油氣充注期(4.2 Ma)，大量有機(jī)酸進(jìn)入儲層，可以有效抑制碳酸鹽礦物膠結(jié)等成巖作用，最大限度保存原生孔隙；酸性流體對長石等碎屑顆粒進(jìn)行溶蝕，形成各種溶蝕孔隙而改善儲層質(zhì)量。

5 結(jié)論

(1)塔北隆起英買力地區(qū)舒善河組巖石類型以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖，具有近源、快速堆積的特征；儲集空間為原生粒間孔、粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔，平均孔隙度為12.9%，平均滲透率為20.12×10-3μm2，整體上發(fā)育低孔低滲、中孔中滲、超低孔低滲儲層。

(2)舒善河組儲層成巖作用較為復(fù)雜，壓實作用、碳酸鹽膠結(jié)、高嶺石沉淀和硅質(zhì)膠結(jié)是儲層物性降低的主要因素，形成于顆粒表面的綠泥石可以保存原生孔隙，后期酸性流體引起的溶蝕作用可以改善儲層物性。

(3)舒善河組相對優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于辮狀河水下分流河道砂體，表現(xiàn)為雜基體積分?jǐn)?shù)少、顆?？箟簩嵞芰?qiáng)；各成巖作用對儲層物性的貢獻(xiàn)強(qiáng)度表現(xiàn)為中壓實、弱膠結(jié)、弱溶蝕，其中壓實率介于31.3%～59.5%、膠結(jié)率介于12.6%～40.7%、溶蝕率介于9.0%～14.7%。

(4)利用孔隙度反演回剝與機(jī)械壓實校正揭示儲層孔隙度演化過程，在油氣充注時期，舒善河組儲層孔隙度為18.2%，有利于油氣充注。