致密砂岩储层成岩作用及其控制因素分析——以塔里木盆地顺托果勒地区志留系柯坪塔格组下段为例

张涵冰，彭　军，杨素举，鲁　明，夏青松，李　斌

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都　610500； 2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐　830011； 3.中国石油 华北油田 勘探开发研究院，河北 任丘　062552)



致密砂岩储层成岩作用及其控制因素分析
——以塔里木盆地顺托果勒地区志留系柯坪塔格组下段为例

张涵冰1，彭军1，杨素举2，鲁明3，夏青松1，李斌1

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都610500； 2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐830011； 3.中国石油 华北油田 勘探开发研究院，河北 任丘062552)

摘要：利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及包裹体测温等方法，对塔里木盆地顺托果勒地区志留系柯坪塔格组下段致密砂岩储层进行了研究，认为该储层以细粒岩屑砂岩为主，物性较差；发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、构造破裂作用等5种成岩作用类型。压实作用是储层物性变差的最主要原因，溶蚀作用是改善储层物性的关键；成岩阶段处于中成岩A期，局部已达到中成岩B期；成岩作用受到多方面因素的影响，沉积环境及碎屑成分主要控制了压实作用及溶蚀作用的强弱，埋藏史和地温场从宏观上控制着成岩作用的发育程度，烃类充注从微观上减缓了胶结作用速率，并促进易溶组分的溶蚀。

关键词：成岩作用；致密砂岩；柯坪塔格组下段；志留系；顺托果勒地区；塔里木盆地

致密砂岩储层作为油气勘探开发的热点，在我国分布广泛且资源潜力巨大，其形成过程受到沉积、成岩及构造等因素的控制，其中成岩作用为决定储层优劣的关键[1-4]。在漫长的地质历史时期，致密砂岩往往经历了极其复杂的成岩演化过程，多种成岩作用共同主导了储层的致密化过程以及孔隙的保存和形成[5-12]，因而对储层成岩演化过程进行系统分析，并明确成岩作用的控制因素就显得尤为重要。

在前人研究成果中，关于储层特征及主控因素、成岩特征与孔隙演化等方面均有诸多描述[13-17]，但较少将成岩作用与其控制因素相联系。鉴于此，本文以顺托果勒地区顺9井区志留系柯坪塔格组下段致密砂岩储层为研究对象，利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及包裹体测温等技术手段，对储层的成岩作用类型、演化序列及成岩阶段进行深入研究，探讨致密砂岩储层成岩作用的主要控制因素，以期更深刻地认识成岩作用对致密砂岩储层发育的影响，为储层准确预测和精细评价提供可靠的地质依据。

1地质概况

顺9井区位于塔里木盆地顺托果勒低隆中南部，南临塔中隆起与古城墟隆起，东接满加尔坳陷，西为阿瓦提断陷(图1)，是顺托果勒地区北部及满加尔坳陷东部油气运移的长期有利指向区[18]。钻井揭示该地区柯坪塔格组下段埋藏深度大于5 500 m，厚度100 m以上(未穿)，主要发育滨岸相砂体，周缘寒武系—奥陶系烃源岩丰富，上覆柯坪塔格组中段为数十米厚的区域性泥岩盖层[19]，是油气聚集的有利层段。

2储层基本特征

研究区柯坪塔格组下段属于滨岸相碎屑岩沉积[20]，岩性主要为灰色或灰绿色砂岩、粉砂岩及泥岩。砂岩类型以岩屑砂岩为主，占比91.5%，另发育少量岩屑石英砂岩和极少量的长石岩屑砂岩。碎屑成分中石英平均含量57.0%，以单晶石英为主，见少量多晶石英和燧石；岩屑平均含量37.7%，以变质岩岩屑和沉积岩岩屑为主；长石较少，平均含量4.9%，斜长石略多于钾长石；成分成熟度较低。胶结物多为钙质矿物(3.21%)和硅质矿物(2.32%)，含极少量黏土矿物(0.26%)，胶结方式主要表现为孔隙式胶结。颗粒粒度以细粒为主，分选性好—中等，多呈次棱角状，颗粒间以线接触为主，颗粒支撑，结构成熟度中等。储集空间类型主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、残余原生粒间孔以及少量微裂缝。储层物性较差，平均孔隙度6.1%，平均渗透率0.32×10-3μm2，整体表现为特低孔、超低渗储层。孔喉结构特征总体上表现为微孔细喉型，分布较均匀，连通性较差。

图1　塔里木盆地顺托果勒地区顺9井区构造位置示意Fig.1　Tectonic location of Shun9 well block in Shuntuoguole area, Tarim Basin

3成岩作用类型

在薄片鉴定的基础上，结合扫描电镜、X-衍射、阴极发光及包裹体测温等资料，分析认为研究区柯坪塔格组下段所经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用及构造破裂作用等。

3.1压实作用

柯下段砂岩埋藏深度大，且成分成熟度较低，导致经历的压实作用强烈，是导致储层物性变差的最主要原因。压实作用类型以机械压实为主，化学压实不发育，镜下主要表现为：(1)云母片及软质岩屑等塑性颗粒的压实变形(图2a)；(2)石英等刚性矿物颗粒发生破裂，刚性的石英颗粒含量高，容易形成石英颗粒间的挤压破碎，而方解石胶结较强和泥质岩屑含量较高的碎屑颗粒压实破碎作用不明显；(3)颗粒间接触关系由点接触逐渐过渡到线接触甚至凹凸接触(图2b)；(4)碎屑颗粒长轴呈定向排列。

3.2胶结作用

柯下段储层主要发育钙质胶结、硅质胶结及少量黏土矿物胶结。

3.2.1钙质胶结

钙质胶结物最为发育，平均含量3.22%，以方解石为主(3.11%)，见少量白云石(0.11%)。根据方解石胶结物捕获的原生包裹体测温数据可知，存在2期方解石胶结作用，早期为80～100 ℃，晚期为140～150 ℃。显微镜下早期方解石胶结物多呈连晶结构充填孔隙，颗粒边缘无加大边(图2c)；晚期方解石胶结物多以斑块状或粒状充填粒间(图2d)，有时可见石英次生加大。

3.2.2硅质胶结

硅质胶结物含量平均2.32%，主要表现为石英次生加大，一般环绕碎屑颗粒表面呈耳状、锯齿状向外生长，以Ⅰ级次生加大为主(图2e,o)，少见Ⅱ级石英次生加大和Ⅲ级石英次生加大。钙质胶结强烈的砂岩中，一般不发育石英次生加大。

3.2.3黏土矿物胶结

黏土矿物平均含量仅0.26%，据X-衍射分析，主要为伊利石、伊蒙混层和绿泥石，高岭石和绿蒙混层极少。扫描电镜下，伊利石呈片状或丝缕状以衬垫式分布于颗粒表面；伊蒙混层是由蒙脱石向伊利石类进一步转化的中间产物，富伊利石层在形态上接近伊利石的不规则片状(图2f)，富蒙脱石层表现为皱纹状薄膜和蜂窝状薄膜，其上具一些刺状突起；绿泥石多以衬垫式包裹在颗粒表面，单体形态呈针叶状(图2g)；高岭石多以叠片状充填在颗粒之间(图2h)。

图2　塔里木盆地顺托果勒地区柯坪塔格组下段储层成岩作用特征

a.泥岩岩屑变形，顺902H井，5 520.13 m，10×20，(+)；b.颗粒间呈线—凹凸接触，顺904H井，5 578.75 m，10×10，(+)；c.早期连晶方解石胶结，顺904H井，5 584.40 m，10×10，(+)；d.晚期方解石胶结，顺9井，5 581.05 m，10×20，(+)；e.石英次生加大，顺901井，5 511.08 m，10×20，(+)；f.片状伊蒙混层，顺9井，5 582.20 m，扫描电镜，1 400×；g.针叶状绿泥石，顺9井，5 579.85 m，扫描电镜，3 000×；h.叠片状高岭石，顺901井，5 496.61 m，扫描电镜，1 571×；i.粒间溶孔、粒内溶孔，顺904H井，5 577.24 m，10×20，(-)；j.铸模孔、粒内溶孔，顺904H井，5 576.95 m，10×10，(-)；k.石英颗粒表面微溶蚀，顺9井，5 586.5 m，扫描电镜，3 000×；l.灰色细粒岩屑石英砂岩，见垂直缝，有机质侵染，顺901井，5 503.58～5 503.80 m；m.沥青沿颗粒磨蚀边充填，顺902H井，5 518.09 m，10×20，(-)；n.油气包裹体发黄色荧光，顺9井，5 581.89 m；o.沥青充填在石英加大边之外，顺904H井，5 569.4 m，10×10，(-)；p.油气包裹体发蓝绿色、绿色荧光，顺9井，5 580.4 m

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

3.3溶蚀作用

溶蚀作用发育程度一般，但对储层物性的改善起到了关键作用。镜下可见长石、岩屑颗粒及少量方解石胶结物的溶蚀现象，一般具有以下特征：沿长石粒缘或解理发生溶蚀、岩屑中易溶组分的溶蚀，残余部分多呈筛网状或残骸状，形成粒间溶孔、粒内溶孔(图2i，j)；长石完全溶蚀形成铸模孔(图2i)。扫描电镜下可见石英颗粒微溶现象(图2k)。

3.4交代作用

交代作用发育较少，主要为方解石交代岩屑、长石及石英，被交代的碎屑颗粒边缘多呈锯齿状或港湾状(图2c)，另可见黄铁矿交代岩屑。

3.5构造破裂作用

构造破裂作用可使砂岩在埋藏成岩期产生裂缝，具有一定的方向性。研究区柯坪塔格组下段构造裂缝发育不多，仅顺901井岩心(5 496.0～5 517.8 m)可见少量垂直缝及高角度缝，延伸长度约0.1～0.4 m，张开度1 mm左右，未被充填，并可见有机质侵染(图2l)。

4成岩阶段与成岩演化

4.1成岩阶段划分

依照石油天然气行业《碎屑岩成岩阶段划分规范:SY/T5477-2003》，根据以下划分依据：①古地温处于90～150 ℃之间；②自生矿物特征：黏土矿物以丝缕状伊利石、针叶状绿泥石以及伊蒙混层(混层比均小于25%)为主，发育Ⅱ级石英次生加大；③泥岩Ro平均值为0.76%；④结构特征：结构成熟度中等，颗粒间多为线接触，见凹凸接触，颗粒支撑，以孔隙型胶结为主，见压嵌式胶结和次生加大型胶结；⑤孔隙类型以长石及岩屑溶蚀形成的溶孔为主。综上所述，可以确定研究区柯坪塔格组下段砂岩储层已普遍达到中成岩阶段A期，局部达到中成岩阶段B期。

4.2成岩演化

研究区柯坪塔格组下段砂岩经历了早成岩阶段A、B期和中成岩阶段A、B期4个期次。早成岩阶段A期，机械压实作用强烈，粒间孔隙变小，颗粒间为点状接触，形成高岭石、蒙脱石、绿泥石及黄铁矿等自生矿物，早期方解石胶结物开始沉淀，末期发生油气充注；早成岩B期，压实作用进一步增强，粒间孔继续变小，颗粒间仍为点状接触，方解石胶结物继续沉淀，出现石英次生加大，溶蚀作用开始发生，主要溶蚀对象为长石、岩屑及少量方解石，蒙脱石开始明显向伊蒙混层转化；中成岩A期，颗粒大部分为点—线接触，溶蚀作用增强，次生孔隙发育，石英次生加大为Ⅱ级，晚期方解石胶结开始，伊利石含量升高，末期发生第二次油气充注；中成岩B期，颗粒接触关系变为线—凹凸接触，石英次生加大为Ⅲ级，晚期方解石胶结沉淀，溶蚀作用减弱(图3)。

5成岩作用的主要控制因素

砂岩的成岩演化是十分复杂的过程[4]，而控制成岩作用的因素更是极其复杂，既包括了沉积物埋藏前的地质条件，也包括了埋藏后的各种物理化学因素[21]。根据柯下段成岩作用特征，本文利用视压实率[22][视压实率=(原始孔隙度-粒间体积)/ 原始孔隙度×100%]、钙质胶结物含量、硅质胶结物含量及溶蚀孔含量4个参数来表征不同成岩作用的强度，着重分析沉积环境、碎屑成分、埋藏史和地温场、烃类充注等因素对压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。

5.1沉积环境

沉积环境与成岩作用有着非常密切的关系，它不仅决定了砂体的厚度及形态，也造成了砂岩碎屑成分、粒度及结构等方面的差异，因而影响着成岩作用的性质和强度。顺9井区柯下段为一套滨岸相碎屑岩沉积，发育前滨、上临滨及中临滨3类砂体。通过对比不同类型砂体的主要成岩作用强度，可以发现沉积环境对压实作用和溶蚀作用的影响体现得比较明显，其中前滨砂体视压实率最低，溶蚀孔含量最高；中临滨砂体视压实率高，溶蚀孔含量最低(表1)。与临滨砂体相比，前滨砂体厚度相对较大，砂岩质纯，分选性较好，尤其是刚性颗粒含量更高，具有较强的抗压实能力，也有利于原生孔隙的保存，为后期酸性流体的进入提供了条件，进而促进了溶蚀孔隙的发育[23]。不同的砂体中，钙质胶结物及硅质胶结物含量的变化没有明显规律，说明沉积环境不是造成研究区柯下段砂岩胶结物含量差异的主要因素。

图3　塔里木盆地顺托果勒地区柯坪塔格组下段储层成岩阶段与演化Fig.3　Diagenetic stages and evolution of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin表1　塔里木盆地顺托果勒地区柯坪塔格组下段不同砂体类型成岩作用强度Table 1　Diagenetic intensity of different sandstone types of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

井号深度/m砂体类型岩性视压实率/%钙质胶结物含量/%硅质胶结物含量/%溶蚀孔含量/%样品数/个顺95589～5606中临滨细砂岩夹泥岩79.364.540.790.5512顺9045568～5586中临滨细砂岩夹泥岩76.125.152.000.9621顺9015496～5514上临滨油浸、油斑细砂岩夹粉砂岩74.613.312.311.0018顺902H5516～5525上临滨油迹细砂岩夹粉砂岩75.991.423.111.2218顺95577～5589前滨油浸、油斑细砂岩69.143.941.521.5818

5.2碎屑成分

砂岩碎屑成分的不同，导致其所受压实强度不同。一般来说，刚性颗粒(石英、长石)的抗压实能力较强，塑性岩屑颗粒容易在埋藏过程中变形，抗压实能力弱。由于距物源区较近，研究区柯下段砂岩岩屑含量偏高，压实效应显著，但随着刚性颗粒含量的增加，视压实率呈下降的趋势(图4a)。碎屑成分对溶蚀作用也起到一定的控制作用，碎屑颗粒中易溶组分(长石、岩屑)越多，就越容易发生溶蚀作用形成次生孔隙。从碎屑含量与溶蚀孔含量交会图(图4b)可以看出，长石、岩屑的含量与溶孔量呈明显的正相关；但是局部存在长石、岩屑含量高，溶孔量很低的现象，这可能是由于孔隙、喉道大面积堵塞导致酸性流体无法进入，因而溶蚀作用较弱的缘故。这种现象既反映了溶蚀作用的非均质性，也说明成岩作用强弱是多因素共同作用的结果。

5.3埋藏史和地温场

一般情况下，地层埋藏越深，压实作用强度越大，而在埋深相同的条件下，经历的时间不同，地层压实程度也有所不同，埋深与埋藏时间共同控制着地层的压实程度[4]。地温场是控制成岩作用的关键因素[24]，首先，高地温梯度地区砂岩的压实速率明显更高[25]；另外，古地温会影响矿物的溶解速度、转化程度、以及有机酸的化学成分等[14]，进而控制着成岩作用的发育程度。柯下段砂岩现今埋深在5 500 m以上，且深埋时间长，压实程度高，但该区地温梯度较低(现今约2.2℃/hm[26])，至今主体仍处于中成岩A期，一定程度上抑制了晚期胶结作用的大面积发育，同时也导致了溶蚀作用发育程度不高。由图5可知，在早成岩阶段，柯下段埋藏速率较高，约为27.3 m/Ma，地温低于90 ℃，压实作用强烈，主要发育早期钙质胶结物，及少量高岭石和石英次生加大，长石、岩屑颗粒开始溶解。自石炭纪末至新近纪中期，约357 Ma的漫长地质时期，柯下段埋藏速率比较平缓，约11.8 m/Ma，地温梯度逐渐降低，地温处于90～150 ℃之间，为中成岩阶段，主要发育石英次生加大，以及长石、岩屑的溶蚀作用；三叠纪末出现油气充注，进一步抑制了晚期胶结作用的发育。

图4　塔里木盆地顺托果勒地区柯坪塔格组下段碎屑含量与成岩作用强度的关系Fig.4　Relationship between grain content and diagenetic intensity of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

图5　塔里木盆地顺托果勒地区顺9井沉积埋藏史及地温史 据参考文献[27]，有修改。Fig.5　Burial history and paleotemperature history of well Shun9 in Shuntuoguole area, Tarim Basin

5.4烃类充注

根据油气包裹体荧光显微资料及薄片观察，柯下段共经历了2期油气充注：第一期充注残余的沥青沿颗粒磨蚀边充填原生粒间孔(图2m)，说明该期油气充注时期较早，发生在石英次生加大以及自生矿物生成之前，包裹体中液烃主要呈灰黄色及黄色荧光(图2n)，或有结丝网状沥青附于包裹体壁上，呈浅黄绿色及浅绿色荧光；第二期充注的沥青充填在石英加大边之外(图2o)，并且充填在方解石胶结物溶蚀孔隙中，表明油气充注发生在方解石胶结、石英次生加大以及第二期溶蚀作用之后，包裹体中液烃呈蓝绿色及绿色荧光(图2p)。

烃类充注能够改变孔隙水的化学组成，增加流体运移通道的曲折度和距离，在亲油系统中，甚至能完全中断成岩流体的移动，造成离子供给和流通障碍，从而对胶结作用起到抑制作用；但如果胶结物形成所需的物质来源于砂岩本身，且不需要长距离的流体运移，则该胶结作用在烃类充注后仍可继续，但可能会随着含油饱和度的增加而减缓[28]。通过统计不同储层类型中胶结物含量(图6)，可以发现顺9井区柯下段不同类型储层中，硅质胶结物含量变化不大，且石英次生加大边中烃类包裹体广泛分布(图7)，说明在烃类充注期间加大边仍可发育，因此柯下段砂岩中石英次生加大所需的硅质可能主要来源于内部，如钾长石的溶解和黏土矿物的转化等。而随着储层含油饱和度的增大，储层中钙质胶结物的含量呈减少的趋势，这是由于烃类充注限制了地层水的流动，同时降低了地层水的pH值，不利于钙质胶结物的沉淀[29]。另外，烃类充注也对溶蚀作用起到一定的影响，如图6所示，油层中溶蚀孔含量明显高于差油层及干层，其主要原因是有机酸等水溶性有机质随烃类进入砂体，溶解于地层水中，使孔隙水的酸性增强，促进了长石、岩屑及钙质胶结物的溶蚀。

图6　塔里木盆地顺托果勒地区柯坪塔格组下段 不同储层类型胶结物含量及溶蚀孔含量分布Fig.6　Cement content vs. dissolution pore content of different reservoir types of the lower member of Kepingtage Formation in Shuntuoguole area, Tarim Basin

图7　塔里木盆地顺托果勒地区顺9井 柯坪塔格组下段(5 597.95 m)流体包裹体均一温度分布 据参考文献[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结论

(1)柯坪塔格组下段储层主要为细粒岩屑砂岩；发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用及构造破裂作用等5种成岩作用类型。其中，压实作用是储层致密化的最主要原因，溶蚀作用是改善储层物性的关键。

(2)根据黏土矿物特征、岩石结构特征、有机质成熟度及古地温等标志，判断研究区柯坪塔格组下段砂岩储层已普遍达到中成岩阶段A期，局部已达到中成岩阶段B期。

(3)沉积环境、碎屑成分、埋藏史和地温场、烃类充注是控制致密砂岩储层成岩作用的主要因素。前滨砂体具有较强的抗压实能力，且有利于溶蚀作用发生；砂岩中刚性颗粒含量越高，压实效应越弱；易溶组分含量越高，越容易发生溶蚀作用；较低的地温梯度一定程度上抑制了晚期胶结作用的大面积发育；烃类充注可以减缓胶结作用的发生，并促进长石、岩屑及钙质胶结物的溶蚀。

参考文献:

[1]邹才能,朱如凯,吴松涛,等.常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望：以中国致密油和致密气为例[J].石油学报,2012,33(2):173-187.

Zou Caineng,Zhu Rukai,Wu Songtao,et al.Types,characteristics,genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations:Taking tight oil and tight gas in China as an instance[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(2):173-187.

[2]赵靖舟,李军,曹青,等.论致密大油气田成藏模式[J].石油与天然气地质,2013,34(5):573-583.

Zhao Jingzhou,Li Jun,Cao Qing,et al.Hydrocarbon accumulation patterns of large tight oil and gas fields[J].Oil & Gas Geology,2013,34(5):573-583.

[3]尚凯,郭娜,夏永涛,等.顺托果勒地区志留系柯坪塔格组下段致密砂岩储层特征及影响因素分析[J].重庆科技学院学报(自然科学版),2013,15(3):1-4.

Shang Kai,Guo Na,Xia Yongtao,et al.Characteristics of tight sandstone of reservoir and its controlling factors of the lower Member of Kepingtage Formation of Silurian in Shuntuoguole area[J].Journal of Chongqing University of Science and Technology(Natural Sciences Edition),2013,15(3):1-4.

[4]刘永福,赵建华,范秋海,等.塔北隆起哈拉哈塘凹陷东河砂岩成岩作用及其控制因素[J].现代地质,2014,28(3):635-644.

Liu Yongfu,Zhao Jianhua,Fan Qiuhai,et al.Diagenesis and its control factors of Donghe sandstone in Hanilcatam Depression of Tabei Uplift[J].Geoscience,2014,28(3):635-644.

[5]Salem A M,Morad S,Mato L F,et al.Diagenesis and reservoir-quality evolution of fluvial sandstones during progressive burial and uplift:Evidence from the Upper Jurassic Boipeba Member,Revoncavo Basin,Northeastern Brazil[J].AAPG Bulletin,2000,84(7):1015-1040.

[6]Worden R H,Oxtoby N H,Smalley P C.Can oil emplacement prevent quartz cementation in sandstones?[J].Petroleum Geoscience,1998,4(2):129-137.

[7]郭正权,齐亚林,楚美娟,等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组储层致密史恢复[J].石油实验地质,2012,34(6):594-603.

Guo Zhengquan,Qi Yalin,Chu Meijuan,et al.Recovery of compact history of Yanchang reservoir in Upper Triassic,Ordos Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2012,34(6):594-603.

[8]李易隆,贾爱林,吴朝东.松辽盆地长岭断陷致密砂岩成岩作用及其对储层发育的控制[J].石油实验地质,2014,36(6):698-705.

Li Yilong,Jia Ailin,Wu Chaodong.Diagenesis of tight sandstones and its controls on reservoirs genesis,Changling Faulted Depression,Songliao Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2014,36(6):698-705.

[9]马海勇,周立发,张小刚,等.鄂尔多斯盆地姬塬地区长8储层成岩作用与有利成岩相研究[J].石油实验地质,2013,35(4):378-383.

Ma Haiyong,Zhou Lifa,Zhang Xiaogang,et al.Diagenesis and favorable diagenetic facies of Chang8 reservoir in Jiyuan area of Ordos Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2013,35(4):378-383.

[10]陈大友,朱玉双,张皎生,等.鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层成岩作用与有利成岩相带[J].石油实验地质,2015,37(6):721-728.

Chen Dayou,Zhu Yushuang,Zhang Jiaosheng,et al.Diagenesis and favorable diagenetic facies of the eighth member of Yanchang Formation in Maling area,the Ordos Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2015,37(6):721-728.

[11]高永利,王勇,孙卫.姬塬地区长4+5低渗储层成岩作用与孔隙演化[J].特种油气藏,2014,21(1):68-72.

Gao Yongli,Wang Yong,Sun Wei.Diagenesis and pore evolution process of Chang4+5 low permeability reservoir in Jiyuan area[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2014,21(1)：68-72.

[12]李维岭,姜在兴,倪新锋,等.正理庄地区沙二段储层成岩作用对孔隙演化的影响[J].油气地质与采收率,2015,22(5)：52-57.

Li Weiling,Jiang Zaixing,Ni Xinfeng,et al.Impact of reservoir diagenesis on porosity evolution in the second member of Shahejie Formation of Zhenglizhuang area[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2015,22(5)：52-57.

[13]张永东,邵志兵,乔桂林,等.塔里木盆地巴麦地区东河塘组储集层特征与成岩作用[J].石油实验地质,2014,36(2):176-181.

Zhang Yongdong,Shao Zhibing,Qiao Guilin,et al.Reservoir characteristics and diagenesis of Devonian Donghetang Formation in Bachu-Maigaiti area[J].Petroleum Geology & Experiment,2014,36(2):176-181.

[14]卢红霞,陈振林,高振峰,等.碎屑岩储层成岩作用的影响因素[J].油气地质与采收率,2009,16(4):53-55.

Lu Hongxia,Chen Zhenlin,Gao Zhenfeng,et al.Analysis on influencing factors of diagenesis in clastic resevoir[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2009,16(4):53-55.

[15]葛善良,鲁新便,盛海波,等.塔中顺9井区柯下段致密砂岩储层特征及成岩演化[J].油气地质与采收率,2014,21(4)：42-45.

Ge Shanliang,Lu Xinbian,Sheng Haibo,et al.Reservoir characteristics and diagennesis evolution of tight sandstone reservoir of Shun9 well block in Tazhong area[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2014,21(4)：42-45.

[16]蔡玥,李勇,葛善良,等.塔中顺托果勒地区柯坪塔格组下段储层评价[J].特种油气藏,2014,21(4):39-43.

Cai Yue,Li Yong,Ge Shanliang,et al.Reservoir evaluation of lower member of Kepingtage formation in Shuntuoguole region,Tazhong[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2014,21(4)：39-43.

[17]赵姗姗,张哨楠,万友利.塔中顺托果勒低隆区柯坪塔格组长石溶蚀及对储层的影响[J].石油实验地质,2015,37(3):293-299.

Zhao Shanshan,Zhang Shaonan,Wan Youli.Feldspar dissolution and its effect on reservoir in Kepingtage Formation,Shuntuoguole Low Uplift,central Tarim Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2015,37(3):293-299.

[18]缑震宇.顺托果勒区块顺9井区志留系柯坪塔格组油气成藏特征探讨[J].中国石油和化工标准与质量,2012,33(12):135,139.

Gou Zhenyu.Hydrocarbon accumulation characteristics of the lower Silurian Kepingtage Formation in Shun9 area,Shuntuoguole regions[J].China Petroleum and Chemical Standard and Quality,2012,33(12):135,139.

[19]马中远,黄苇,张黎,等.塔中北坡柯坪塔格组泥岩盖层特征及控油作用[J].特种油气藏,2014,21(1):64-67.

Ma Zhongyuan,Huang Wei,Zhang Li,at al.Features of the Kepingtage mudstone cap rock and its oil controlling in Tazhong North Slope[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2014,21(1):64-67.

[20]朱如凯,罗平,何东博,等.塔里木盆地塔中地区志留系柯坪塔格组沉积相与沉积模式[J].古地理学报,2005,7(2):197-205.

Zhu Rukai,Luo Ping,He Dongbo,et al.Sedimentary facies and models of the Kepingtage Formation of Silurian in Tazhong area,Tarim Basin[J].Journal of Palaeogeography,2005,7(2):197-205.

[21]魏勇明,施泽进.川东南地区上三叠统须家河组储层成岩作用及其控制因素研究[J].石油天然气学报,2008,30(2):199-203.

Wei Yongming,Shi Zejin.Study on diagenesis and controlling factors of the reservoir of the Upper Triassic Xujiahe Formation in the southeastern Sichuan Basin[J].Journal of Oil and Gas Technology,2008,30(2):199-203.

[22]代金友,张一伟,熊琦华,等.成岩作用对储集层物性贡献比率研究[J].石油勘探与开发,2003,30(4):54-55.

Dai Jinyou,Zhang Yiwei,Xiong Qihua,et al.Effects of diagenesis on reservoir property and quality,a case study of the Cainan Oilfield in east of Zhun Ga’er Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2003,30(4):54-55.

[23]张超,李旭平,钟建华,等.吐哈盆地巴喀油田下侏罗统致密砂岩储层特征及主控因素分析[J].山东科技大学学报(自然科学版),2011,30(6):65-72.

Zhang Chao,Li Xuping,Zhong Jianhua,et al.Properties and the main controlling factors of compact sandstone reservoirs in Lower Jurassic series of Baka Oilfield in Tuha Basin[J].Journal of Shandong University of Science and Technology(Natural Science),2011,30(6):65-72.

[24]寿建峰,朱国华.砂岩储层孔隙保存的定量预测研究[J].地质科学,1998,32(2):244-249.

Shou Jianfeng,Zhu Guohua.Study on quantitative prediction of porosity preservation in sandstone reservoirs[J].Scientia Geologica Sinica,1998,32(2):244-249.

[25]姜涛,解习农.莺歌海盆地高温超压环境下储层物性影响因素[J].地球科学,2005,30(2):215-220.

Jiang Tao,Xie Xinong.Effects of high temperature and overpressure on reservoir quality in the Yinggehai Basin,South China Sea[J].Earth Science,2005,30(2):215-220.

[26]冯昌格,刘绍文,王良书,等.塔里木盆地中央隆起区现今地温场分布特征及其与油气的关系[J].地球科学,2010,35(4):645-656.

Feng Changge,Liu Shaowen,Wang Liangshu,et al.Present-day geotemperature field characteristics in the central uplift area of the Tarim Basin and implications for hydrocarbon generation and preservation[J].Earth Science,2010,35(4):645-656.

[27]李玉兰,夏永涛,尚凯,等.塔中北部三维地震区志留系油气成藏富集规律及圈闭落实技术研究[R].乌鲁木齐:中国石化西北油田分公司勘探开发研究院,2013:122-126.

Li Yulan,Xia Yongtao,Shang Kai,et al.Enrichment regularity and traps identification of Silurian hydrocarbon in three-dimensional seismic region in northern Tazhong area[R].Urumqi:Exploration and Production Research Institute of Northwest Oilfield Branch Company,2013:122-126.

[28]Molenaar N,Cyziene J,Sliaupa S,et al.Lack of inhibiting effect of oil emplacement on quartz cementation:Evidence from Cambrian reservoir sandstones,Paleozoic Baltic Basin[J].Geological Society of America Bulletin,2008,120(9/10):1280-1295.

[29]李艳霞,刘洪军,袁东山,等.石油充注对储层成岩矿物演化的影响[J].石油与天然气地质,2003,24(3):274-280.

Li Yanxia,Liu Hongjun,Yuan Dongshan,et al.Effect of oil charging on resevoir’s diagenetic mineral evolution[J].Oil & Gas Geology,2003,24(3):274-280.

(编辑徐文明)

文章编号：1001-6112(2016)04-0543-08

doi：10.11781/sysydz201604543

收稿日期：2015-12-15；

修订日期：2016-05-23。

作者简介：张涵冰(1987—)，男，博士生，从事沉积学及储层地质学研究。E-mail：zhanghb_swpu@163.com。 通信作者：彭军(1968—)，男，教授，博士生导师，从事沉积学、储层地质学及层序地层学研究。E-mail：pengjun@swpu.edu.cn。

基金项目：国家科技重大专项“塔里木盆地碎屑岩层系大中型油气田富集规律与勘探方向”(2011ZX05002-003)资助。

中图分类号：TE122.2

文献标识码：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