倫坡拉盆地牛堡組砂礫巖致密化與孔隙成因

郝景宇，馬成憲，李旭文，潘 磊，肖繼林

中國石化勘探分公司，四川 成都 610041

引 言

倫坡拉盆地是青藏高原眾多古近系陸相盆地中唯一發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流的含油盆地；牛堡組是盆地主要的含油層系，砂礫巖是主力儲層，受到業(yè)界的普遍關(guān)注。已有多位學(xué)者針對牛堡組沉積相和地震相開展了精細(xì)研究，雷清亮等[1]、馬立祥等[2]、杜佰偉等[3]、李宇平等[4]認(rèn)為“緩坡扇三角洲、陡坡水下扇”的沉積模式控制了優(yōu)質(zhì)儲油砂礫巖的分布，并成功開展了不同沉積環(huán)境下砂礫巖儲層的地震預(yù)測；但是，針對儲層微觀特征的研究較少，僅艾國華[5]開展了牛堡組砂礫巖儲層特征及成巖作用研究，明確了壓實作用、膠結(jié)作用以及溶蝕作用是控制儲層發(fā)育的3大成巖作用，但并未深入分析這3大成巖作用是如何控制儲層發(fā)育的，也未提及儲層致密化過程及孔隙演化的相關(guān)內(nèi)容，有利孔隙發(fā)育區(qū)不明確，無法有針對性地指導(dǎo)油氣勘探工作。截至2016年，針對牛堡組部署的20口鉆井全部鉆遇砂礫巖儲層，但儲層質(zhì)量差，開采難度大，優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測成為阻礙油氣勘探的一大難題。本文認(rèn)為，前人主要利用地震勘探技術(shù)宏觀預(yù)測砂礫巖展布，淡化了成巖作用對儲層的微觀改造，只有深入開展儲層致密化因素分析，明確孔隙發(fā)育過程，尋找適合孔隙保存的有利區(qū)，才能最終預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層的分布。因此，本文在已有巖礦分析資料基礎(chǔ)上，新采、補(bǔ)采各類巖礦樣品800余件，綜合巖石學(xué)、沉積學(xué)等研究方法，著重從成巖角度開展儲層致密化及孔隙形成的有利因素研究，首次探索孔隙的形成與保存機(jī)理，為井位部署提供理論依據(jù)。

圖1 倫坡拉盆地區(qū)域構(gòu)造背景Fig.1 Regional tectonic background for Niubao Formation in Lunpola Basin

1 區(qū)域地質(zhì)

倫坡拉盆地面積約為3 600 km2，在大地構(gòu)造上沿班公湖—怒江縫合帶呈東西向展布（圖1a）。

倫坡拉盆地可分為3個二級構(gòu)造單元，即北部擠壓斷裂帶、中部拗陷帶和南部沖斷隆起斜坡帶，中部拗陷帶由蔣日阿措、江加錯和爬錯3個次級凹陷構(gòu)成[6（]圖1b）。始新世，盆地經(jīng)歷了拉張斷陷的構(gòu)造過程，沉積了以泥頁巖和碎屑巖為主的牛堡組，牛堡組底部與基底變質(zhì)巖不整合接觸，頂部與丁青湖組呈微角度不整合接觸[7]（圖1c）。工區(qū)位于中部拗陷帶，區(qū)內(nèi)牛堡組呈現(xiàn)西厚東薄、北厚南薄的特征，自下而上細(xì)分為牛一段、牛二段和牛三段，暗色泥頁巖和含油砂礫巖發(fā)育在牛二段中、上部和牛三段中、下部，泥頁巖和砂礫巖縱向上多期疊置形成“三明治”式的生儲蓋組合；D1～D4為牛堡組出露較完整的地質(zhì)剖面，盆內(nèi)目前主要有3大井區(qū)：西北部X3、北部X6和東南-南部 W2（圖1b）。

2 砂礫巖儲層特征

2.1 成熟度較低

工區(qū)牛堡組砂礫巖為復(fù)成分砂礫巖，由礫巖、含礫砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖和少量粉砂巖混合構(gòu)成[8]。通過D1～D4剖面和盆內(nèi)10口井30回次巖芯對比觀察后發(fā)現(xiàn)，礫巖中礫石粒徑0.3～10.0 cm，礫石分選差，磨圓差，成分以火山巖和變質(zhì)巖巖屑為主，其中，凝灰?guī)r占30%，安山巖占15%，變質(zhì)石英巖占15%，板巖占10%；按照Fork的石英、長石、巖屑三者相對比例六分法[8]，對285塊砂巖薄片觀察統(tǒng)計后發(fā)現(xiàn)，牛堡組砂巖巖屑含量較高，以巖屑砂巖、長石巖屑砂巖為主（圖2），巖屑組分中火山巖巖屑（中酸性噴出巖）占55%，變質(zhì)巖巖屑（片狀石英巖、千枚巖和板巖）占25%，沉積巖巖屑（砂巖、碳酸鹽巖）占15%。總體而言，牛堡組砂礫巖成熟度較低。

2.2 儲集性能較差

2.2.1 殘余孔隙發(fā)育

工區(qū)牛堡組砂礫巖儲層發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)溶孔和鑄模孔（圖3a，圖3b，圖3c），分別占總孔隙的34%、38%和10%，其他類型孔隙包括溶蝕擴(kuò)大縫、雜基孔等，占總孔隙的8%（裂縫除外）；各類孔隙原始形態(tài)受到不同程度的破壞，均為殘余孔隙。

圖2 倫坡拉盆地牛堡組砂巖類型三角圖Fig.2 Ternary diagram of sandstone type for Niubao Formation in Lunpola Basin

2.2.2 物性及孔隙結(jié)構(gòu)較差

統(tǒng)計分析257件砂礫巖樣品物性，發(fā)現(xiàn)其孔隙度為 0.19%～32.65%，平均 7.84%，64% 樣品孔隙度小于8.00%，僅18%樣品孔隙度大于或等于 12.00%（圖4a）；滲透率為 0.000 5～102.640 0 mD，平均0.470 0 mD，79%樣品滲透率在0.010 0～1.000 0 mD，僅8%樣品滲透率大于或等于5.000 0 mD（圖4b）。依據(jù)《中國石油天然氣油氣儲層評價標(biāo)準(zhǔn)SY/T6285-2011》，牛堡組砂礫巖儲層屬于低孔-特低孔、低滲—特低滲的致密儲層。

圖3 倫坡拉盆地牛堡組砂礫巖儲層及成巖特征Fig.3 Characteristics of reservoir and diagenesis for Niubao Formation in Lunpola Basin

圖4 倫坡拉盆地牛堡組砂礫巖物性分布頻率Fig.4 Physical distribution frequency of glutenite for Niubao Formation in Lunpola Basin

根據(jù)毛細(xì)管壓力和鑄體薄片分析結(jié)果，工區(qū)牛堡組砂礫巖儲層排驅(qū)壓力（pd）為5.0～10.0 MPa，平均 7.8 MPa；飽和中值壓力（pc50）為 8.0～15.0 MPa，平均10.5 MPa；壓汞曲線整體向坐標(biāo)系右上方偏移，平臺段斜率大；退汞率在60.0%～75.0%，平均72.5%；孔喉分選差，孔吼半徑在0.125～3.650μm，平均1.020μm，多數(shù)為細(xì)孔喉。綜合以上分析結(jié)果，砂礫巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)總體較差，具有高排驅(qū)壓力、低退汞率、細(xì)孔細(xì)歪度的特征。

3 致密化因素分析

圖5 倫坡拉盆地牛堡組砂礫巖儲層物性與現(xiàn)今埋深關(guān)系Fig.5 Relation of physical and current burial depth of glutenite reservoir for Niubao Formation in Lunpola Basin

沉積作用和成巖作用共同控制了儲層的質(zhì)量，沉積作用包括沉積環(huán)境、物源條件等，成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、重結(jié)晶作用等[9]。筆者從宏觀和微觀角度開展砂礫巖儲層發(fā)育控制因素研究后發(fā)現(xiàn)，機(jī)械壓實作用、沉積環(huán)境和碳酸鹽膠結(jié)作用與儲層的致密化有關(guān)。

3.1 低成熟度加大了壓實作用對儲層物性的影響

壓實作用是導(dǎo)致碎屑巖儲層原生孔隙損失的首要因素，儲層埋藏深度越大，經(jīng)歷的壓實強(qiáng)度越大[10]。碎屑顆粒的接觸方式是壓實強(qiáng)度最直接的反映[11]，根據(jù)薄片觀察結(jié)果，本區(qū)牛堡組砂礫巖顆粒接觸方式主要為線接觸，局部可見凹凸接觸，表明儲層經(jīng)歷了較強(qiáng)烈的壓實作用；將砂礫巖物性與現(xiàn)今埋深交會后發(fā)現(xiàn)，孔隙度隨埋深的增加急劇降低，當(dāng)埋深大于1 500 m，平均孔隙度降低至10%以下，平均滲透率降低至0.5 mD以下（圖5）。

工區(qū)牛堡組現(xiàn)今平均埋深僅1 400 m，為什么壓實作用對儲層物性的影響較大？馬鵬飛、張克銀、潘磊等對倫坡拉盆地沉降和埋藏史進(jìn)行了系統(tǒng)研究[12-14]，認(rèn)為，牛堡組在距今20 Ma之前經(jīng)歷了兩次快速沉降，在距今20 Ma埋深最大，達(dá)25 00～3 500 m，平均3 000 m左右，而后經(jīng)歷了一次快速抬升，儲層在距今20 Ma之前已經(jīng)歷了較強(qiáng)烈的壓實改造，原生孔隙在壓實作用的影響下大幅減少。

同時，筆者通過巖芯描述、粒度分析和薄片觀察后認(rèn)為，低成熟度加大了壓實作用對儲層物性的影響：（1）砂礫巖泥質(zhì)雜基含量高，當(dāng)壓實作用發(fā)生時，巖石顆粒間的泥質(zhì)雜基起到“潤滑”作用，促進(jìn)了顆粒的相對擠壓滑動，加大了機(jī)械壓實作用對粒間孔隙的破壞程度。（2）砂礫巖分選差，當(dāng)壓實作用發(fā)生時，大小巖石顆粒相互擠壓滑動，小顆粒被擠入大顆粒之間，堵塞了部分粒間孔隙。（3）砂礫巖巖屑含量高，當(dāng)壓實作用發(fā)生時，千枚巖、板巖等塑性巖屑發(fā)生變形，與其他顆粒的接觸面積增大，粒間孔隙減小或消失，片狀石英巖、云母等剛性巖屑發(fā)生斷裂（圖7d），斷裂的巖屑體積縮小，常充填在較大的粒間孔隙中。

3.2 碳酸鹽巖、火山巖、碎屑巖混積的沉積環(huán)境為碳酸鹽膠結(jié)物的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)

牛堡期，盆地氣候偏干旱，水體咸化程度高，盆緣斷裂及火山活動頻繁，周緣碳酸鹽巖地層遭受強(qiáng)烈剝蝕[15]，此沉積背景下形成的砂礫巖具有多種類型巖屑、盆屑和礦物混積的特征（圖6）：（1）除去石英和長石，遠(yuǎn)源顆粒以盆外砂礫巖、生屑灰?guī)r、砂屑灰?guī)r、鮞粒灰?guī)r和白云巖等沉積巖巖屑為主（圖3e，圖3f），X3和X6井區(qū)生屑和鮞粒灰?guī)r巖屑含量較高，碎屑巖和云巖巖屑含量較低，W2井區(qū)碎屑巖和白云巖巖屑含量較高，灰?guī)r巖屑含量較低。（2）近源顆粒以盆內(nèi)或盆緣火山巖巖屑為主，X3和X6井區(qū)以中基性玄武巖和安山巖為主，SiO2、CaO、FeS和是這類火山巖的主要成分，W2井區(qū)以中酸性凝灰?guī)r和花崗巖為主，SiO2、CaO、MgO和是這類火山巖的主要成分。（3）內(nèi)碎屑主要是水下隆起和湖岸斜坡帶形成的少量鮞粒、砂屑，這些顆粒常孤立發(fā)育在砂礫巖中（圖3g，圖3h）；（4）綜合以上（1）～（3）特征，沉積環(huán)境中存在大量形成碳酸鹽礦物所需的Ca2+、Mg2+及W2井區(qū)位于盆地東南-南部緩坡帶，該地帶處在水體咸化的蒸發(fā)環(huán)境[16]，加之W2井區(qū)富含Ca2+和Mg2+，形成少量原生白云石，X3和X6井區(qū)位于盆地北部-西北部斷洼，該地帶處在水體較深的還原環(huán)境[16]，加之X3和X6井區(qū)富含Ca2+而缺乏Mg2+，形成少量原生方解石。總體而言，沉積形成的原生碳酸鹽礦物自形程度高，以泥微晶為主，白云石常呈菱面體狀，方解石常呈鈍角菱面體狀[17]，兩類原生礦物接觸緊密程度低，分散或孤立發(fā)育在大顆粒間并被碳酸鹽膠結(jié)物、黏土礦物及自生石英包裹（圖3i，圖3j）。綜上所述，原生碳酸鹽礦物、內(nèi)碎屑、火山物質(zhì)以及碳酸鹽巖巖屑為碳酸鹽膠結(jié)物的形成提供了物質(zhì)來源。

圖6 各井區(qū)巖石主要混積成分含量統(tǒng)計（不包括石英和長石）Fig.6 Content of the statistics of main mixed product composition for rock in different well area（excluding qartz and felpar）

3.3 碳酸鹽膠結(jié)破壞儲集空間

膠結(jié)作用是破壞儲層孔隙的成巖作用，膠結(jié)物的形成具有多類型、多期次的特征[18]，牛堡組砂礫巖儲層經(jīng)歷了早期和中晚期膠結(jié)作用；根據(jù)3.2所述，盆地北部、西北部和東南部、南部地區(qū)形成碳酸鹽膠結(jié)物的物質(zhì)基礎(chǔ)存在差異，特別是Ca2+、Mg2+相對含量存在差異，使儲層在埋藏過程中形成的碳酸鹽膠結(jié)物類型不同，根據(jù)薄片鑒定結(jié)果，北部及西北部碳酸鹽膠結(jié)物以方解石、鐵方解石為主，東南部及南部則以白云石、鐵白云石為主（圖7）；各地區(qū)早期與中晚期碳酸鹽膠結(jié)物形態(tài)、發(fā)育規(guī)模及其對孔隙的影響不同。

3.3.1 早期碳酸鹽膠結(jié)對儲層破壞程度小

早期碳酸鹽膠結(jié)物形成于淺埋藏階段，與沉積作用形成的碳酸鹽礦物相比，早期碳酸鹽膠結(jié)物具有區(qū)別于前者的兩大特征（圖3i）：（1）常“群體”發(fā)育，圍繞在孤立的原生沉積碳酸鹽礦物周緣；（2）晶體更小，半徑一般小于20μm。早期碳酸鹽膠結(jié)物膠結(jié)程度弱，對儲層的破壞小，這是因為：碳酸鹽礦物具有一定脆性，在淺埋藏期，分布于巖石顆粒間的早期碳酸鹽礦物可提高儲層的抗壓實能力，減輕或延緩部分原生孔隙的破壞；由于早期碳酸鹽膠結(jié)物的存在，巖石顆粒在淺埋藏階段呈接觸不緊密或不接觸的狀態(tài)，有利于酸性流體流經(jīng)顆粒間對易溶顆粒和原生孔隙進(jìn)行溶蝕改造。

3.3.2 中晚期碳酸鹽膠結(jié)對儲層破壞程度大

隨著地層埋深繼續(xù)增大，地層溫度和壓力也隨之升高，部分早期碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生重結(jié)晶作用，占據(jù)了更多的儲集空間；同時，黏土礦物蝕變產(chǎn)生大量Fe2+、Mg2+并與部分早期方解石、白云石及地層水介質(zhì)中的Ca2+和結(jié)合，形成中晚期碳酸鹽膠結(jié)物；中晚期碳酸鹽膠結(jié)物顆粒大，自形程度較高，強(qiáng)烈交代圍巖（圖3k，圖3l），堵塞了大部分粒間孔隙，使儲層物性大大降低。因此，儲層質(zhì)量的好壞和中晚期碳酸鹽膠結(jié)強(qiáng)度密切相關(guān)。根據(jù)薄片觀察和物性測試成果，工區(qū)北部、西北部地區(qū)的中晚期碳酸鹽膠結(jié)強(qiáng)度較東南部、南部地區(qū)弱，儲層孔隙保存更好，其原因見本文5.2。

4 孔隙形成與保存的有利因素

4.1 酸性溶蝕是次生孔隙形成的主要因素

溶蝕作用是擴(kuò)大碎屑巖儲集空間的有利成巖作用，可分為酸性溶蝕和堿性溶蝕作用[19]。牛堡組巖漿巖巖屑中包含長石、方沸石等易溶礦物，當(dāng)烴源巖開始成熟并釋放出大量有機(jī)酸時，這些易溶礦物在封閉性水循環(huán)的成巖環(huán)境中被選擇性溶蝕，大量次生溶孔形成（圖3m）。隨著烴源巖熱演化程度不斷提高，有機(jī)酸的生成量減少，成巖中晚期是否還存在發(fā)生大規(guī)模酸性溶蝕的成巖環(huán)境？石英次生加大主要發(fā)生于中性—偏酸性成巖環(huán)境，石英的溶蝕主要發(fā)生于堿性成巖環(huán)境[20]，長石、方沸石等易溶礦物中富含大量Si2+，酸性溶蝕的發(fā)生使得Si2+大量釋放，為自生石英的生長提供了物質(zhì)來源，通過觀察陰極發(fā)光和偏光薄片發(fā)現(xiàn)，石英次生加大為I級，部分石英加大邊被碳酸鹽礦物局部交代，少數(shù)較小的石英顆粒連同次生加大邊被碳酸鹽全交代（圖3n），交代成因的碳酸鹽礦物晶形較好。由此認(rèn)為，成巖中晚期成巖環(huán)境由酸性轉(zhuǎn)變?yōu)閴A性，碳酸鹽的堿性膠結(jié)交代作用明顯強(qiáng)于酸性溶蝕作用，因此，成巖早中期酸性溶蝕作用對次生孔隙的形成至關(guān)重要。

4.2 石油充注有利于孔隙的擴(kuò)大與保存

根據(jù)倫坡拉盆地牛堡組烴源巖熱演化史，牛堡組早期石油充注大致發(fā)生在距今46.4～37.5 Ma的牛堡中晚期[21]，此時期儲層埋藏較淺，壓實作用和膠結(jié)作用較弱，孔隙并未完全堵塞，石油充注的發(fā)生與孔隙擴(kuò)大和保存密切相關(guān)。石油呈酸性，當(dāng)發(fā)生較大規(guī)模的石油充注時，孔隙中的早期碳酸鹽膠結(jié)物受到溶蝕改造，孔隙變得更“干凈”；孔隙邊緣易溶顆粒受到溶蝕改造，孔隙形態(tài)改變，孔隙度增大。石油充注一定程度上減少了膠結(jié)作用對孔隙的破壞，石油充注越充分，就越有利于孔隙的保存。這是因為：充入孔隙的石油在孔隙邊緣形成油膜并占據(jù)了一部分儲集空間，堵塞了堿性流體進(jìn)入孔隙的通道，一定程度上抑制了碳酸鹽膠結(jié)物的形成。工區(qū)北部和西北部烴源巖的厚度、分布面積及生烴強(qiáng)度較南部和東南部大[21]，石油充注程度更高，孔隙保存更好，如X6井儲層中的方解石膠結(jié)物的生長明顯受到早期石油充注的抑制，并未占據(jù)整個孔隙，被油膜覆蓋的孔隙，其方解石膠結(jié)程度明顯低于未被油膜覆蓋的孔隙，而W2井區(qū)由于石油充注度低，孔隙中難以形成有效的油膜，孔隙基本被白云石膠結(jié)物堵死（圖3o）。

5 孔隙發(fā)育過程

5.1 成巖作用與石油充注關(guān)系及順序

圖8 倫坡拉盆地牛堡組成巖序列與石油充注關(guān)系證據(jù)Fig.8 Relation evidence of diagenetic sequences and oil filling for Niubao Formation in different area in Lunpola Basin

孔隙的形成與保存受成巖作用和石油充注的影響，壓實、溶蝕、膠結(jié)與石油充注的先后順序不同，對孔隙的改造結(jié)果不同[22]。壓實作用是最早發(fā)生的成巖作用，其對儲層的影響貫穿整個成巖過程，在沉積晚期-成巖中期壓實作用對孔隙的破壞最強(qiáng)（圖8a），在成巖中晚期，壓實作用對孔隙的破壞減弱[23]。工區(qū)常見長石解理縫、長石鑄模孔及其他巖屑粒內(nèi)溶孔被碳酸鹽礦物充填（圖8b），也可見長石及石英加大邊被碳酸鹽部分交代（圖8c），結(jié)合本文4.1對成巖環(huán)境的分析，認(rèn)為碳酸鹽膠結(jié)發(fā)生在酸性溶蝕和石英次生加大之后；長石溶孔及鑄模孔周緣發(fā)現(xiàn)油膜，油膜常被泥微晶碳酸鹽膠結(jié)物覆蓋（圖8d），表明石油充注發(fā)生在酸性溶蝕之后、早期碳酸鹽膠結(jié)之前；工區(qū)鐵方解石和鐵白云石晶粒大、晶形完整，晶體未見酸性溶蝕或交代改造痕跡（圖8e），表明含鐵碳酸鹽膠結(jié)物形成時間較晚；工區(qū)裂縫切穿了各類巖石顆粒，裂縫中可見石油充注痕跡，未見碳酸鹽礦物（圖8f），表明裂縫形成時間晚于碳酸鹽膠結(jié)。

5.2 孔隙的形成與保存

綜合全文，明確了沉積作用、成巖作用和石油充注的特點、相互關(guān)系以及發(fā)生順序，即得到孔隙的形成過程（圖9）。

圖9 倫坡拉盆地不同地區(qū)牛堡組砂礫巖儲層孔隙形成與保存過程Fig.9 Formation and reservation of pore in glutenite reservoir for Niubao Formation in different area in Lunpola Basin

（1）陸源顆粒、盆屑、雜基與近源火山物質(zhì)混積，構(gòu)成了巖石的基本骨架，顆粒接觸方式以點接觸為主，原生孔隙發(fā)育。（2）北部及西北部形成部分原生方解石和少量原生白云石，東南部及南部形成部分原生白云石和少量原生方解石，在壓實作用的影響下，巖石顆粒相互擠壓并重新排列，顆粒接觸方式轉(zhuǎn)變?yōu)辄c—線接觸，粒間孔隙減小。（3）壓實作用對儲層影響加大，巖石顆粒以線接觸為主，烴源巖釋放出大量有機(jī)酸，石英顆粒發(fā)生次生加大，易溶礦物被選擇性溶蝕，次生孔隙形成，石油充注發(fā)生并占據(jù)了部分儲集空間，盆地北部和西北部石油充注程度明顯高于南部和東南部。（4）壓實作用對儲層影響減弱，中晚期碳酸鹽膠結(jié)物形成，石油充注影響碳酸鹽的膠結(jié)程度，盆地北部、西北部碳酸鹽膠結(jié)物的生長較弱，孔隙部分保存，東南部和南部碳酸鹽膠結(jié)物的生長基本不受抑制，孔隙保存較差。（5）構(gòu)造擠壓使儲層形成裂縫，一定程度改善了儲層質(zhì)量。

5.3 有利孔隙保存區(qū)

研究表明，倫坡拉盆地牛堡組砂礫巖儲層受到壓實作用和中晚期碳酸鹽膠結(jié)的破壞，孔隙的保存需滿足兩個基本條件：（1）有機(jī)酸選擇性溶蝕形成大量次生孔隙，石油早期充注并占據(jù)了大量儲集空間，一定程度抑制了膠結(jié)作用的發(fā)生。（2）中晚期碳酸鹽膠結(jié)相對較弱，儲集空間并未全部喪失。據(jù)此，油氣充注程度較高區(qū)域與中晚期碳酸鹽膠結(jié)較弱區(qū)域的疊合區(qū)即為有利孔隙保存區(qū)（圖10）。

圖10 倫坡拉盆地牛堡組有利孔隙保存區(qū)Fig.10 Favorable saved area of pore for Niubao Formation in Lunpola Basin

6 結(jié) 論

（1）沉積環(huán)境、機(jī)械壓實作用和碳酸鹽膠結(jié)作用是導(dǎo)致儲層高度致密化的重要因素。碳酸鹽巖、火山巖、碎屑巖混積的沉積環(huán)境富含F(xiàn)e2+和Mg2+，這些離子在適當(dāng)?shù)臏貕簵l件下結(jié)合形成碳酸鹽膠結(jié)物；壓實作用發(fā)生時，泥質(zhì)雜基對巖石顆粒的相對擠壓滑動起到潤滑作用，小顆粒被擠入大顆粒之間的空隙，堵塞原生粒間孔隙，同時，塑性巖屑變形、剛性巖屑斷裂也會造成儲層物性下降；中晚期碳酸鹽膠結(jié)對儲集空間破壞性強(qiáng)，其膠結(jié)程度決定了儲層質(zhì)量的好壞。

（2）酸性溶蝕和石油充注是孔隙形成和保存的有利因素，酸性溶蝕選擇性溶蝕易溶礦物顆粒，形成大量次生孔隙，也可使原有孔隙溶蝕擴(kuò)大；石油充注對孔隙進(jìn)行溶蝕改造，并在孔隙邊緣形成油膜，油膜一定程度抑制了碳酸鹽膠結(jié)物的生長，降低碳酸鹽膠結(jié)對孔隙的破壞程度。

（3）儲層埋藏過程中的成巖環(huán)境由早期酸性轉(zhuǎn)變?yōu)橹型砥趬A性，孔隙的形成與保存先后經(jīng)歷了以下過程：沉積物形成，原生粒間孔隙大量發(fā)育；壓實作用使顆粒重新排列，原生孔隙大幅降低；溶蝕作用使次生孔隙形成；石油充注占據(jù)孔隙并在孔隙邊緣形成油膜；早期和中晚期碳酸鹽膠結(jié)物形成，儲層孔隙被破壞；晚期構(gòu)造擠壓使儲層形成裂縫，儲集性能得到改善。

（4）盆地X3、X6井區(qū)油氣充注程度高、中晚期碳酸鹽膠結(jié)弱，是孔隙保存的有利區(qū)。

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