引用本文
石良, 金振奎, 闫伟, 魏凯, 朱小二. 储层压实作用和胶结作用的压力响应特征. 30(2): 259-267
Shi Liang, Jin Zhenkui, Yan Wei, Wei Kai, Zhu Xiao’er. Characteristics of Pressure Response in Detrital Resveroir Compaction and Cementation. Advances in Earth Science, 30(2): 259-267  
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储层压实作用和胶结作用的压力响应特征
石良, 金振奎*, 闫伟, 魏凯, 朱小二
1. 中国石油大学（北京）地球科学学院,北京 102249
*通讯作者：金振奎（1963-）,男,山东昌邑人,教授,主要从事沉积学、层序地层学等方面的教学和科研工作. E-mail: jinzhenkui@188.com

作者简介：石良（1985-）,男,湖南花垣人,博士研究生,主要从事沉积岩石学及储层地质学研究工作.E-mail: sh1558661@163.com

基金:国家重大科技专项“油气勘探领域储层地质与油气评价”（编号：2009ZX05009-002）资助
摘要

为了在发育异常高压沉积盆地的中深层进行有效的油气勘探,综合运用薄片、岩心常规、粒度分析、SEM等分析化验资料,探讨了渤中凹陷西北次凹储层压实作用和胶结作用的压力响应特征。得到了异常高压对机械压实具有抑制作用的有力证据。证实了不同胶结物类型有不同的压力响应特征。研究认为,每超静水压力7 MPa的异常高压可保存约2.0%原生孔隙。胶结强度的压力响应特征呈斜坡状：①陡坡段,远离高压界面的常压带→高压界面外280 m,胶结强度迅速增强,以弱胶结为特征,胶结物以自生黏土矿物为主,约占总胶结物的85%;②缓坡段,高压界面外280 m→异常高压带,胶结强度缓慢增大,以强—中胶结为特征,胶结物以碳酸盐为主,约占总胶结物的75%以上。在高压界面附近的常压带,碳酸盐胶结作用的压力响应厚度比自生黏土矿物的响应厚度小,前者约280 m,后者>430 m。研究区原生孔隙与渗透率具有较好相关性,相关系数可达0.77,表明原生孔隙发育的砂岩是优质储层。研究结果可为在异常高压发育的盆地中深层寻找优质储层提供理论依据。

关键词: 压实强度; 胶结强度; 优质储层; 东营组; 渤中凹陷
中图分类号:P618.130.2+1 文献标志码:A 文章编号:1001-8166(2015)02-0259-09
Characteristics of Pressure Response in Detrital Resveroir Compaction and Cementation
Shi Liang, Jin Zhenkui, Yan Wei, Wei Kai, Zhu Xiao’er
1. Geoscience College, China University of Petroleum, Beijing 102249,China
Abstract

In order to raise up success rate of oil & gas exploration in mid-deep sedimentary basin with overpressures, characteristics of pressure response in reservoir compaction and cementation in Dongying formation in Northwestern Bozhong sag was studied, based on a lot of data from thin section, core analysis, grading analysis, SEM, etc. Strong evidence was obtained to testify that detrital reservoir compaction was inhibited by overpressures. In addition, it was not only proved that both carbonate and authigenic clay would be prompted by overpressures, but also indicated that this two types of cementation had disparate characteristics of pressure response in study area. The results showed that primary pore could be preserved about 2.0% as pore pressure was above hydrostatic pressure every 7 MPa in overpressures setting. With response to overpressure, cementations strength changed typically in scarp shape as depth increased: ①Abrupt slope stage from the less depth to 280 m outside of overpressures interface, where cementation strength swiftly increased, was characterized by weak cementation strength, whose cementation was dominated by authigenic clay with about 85%; ②Gentle slope stag from 280 m outside of overpressures interface to overpressures zone, where cementation strength slowly increased, was characterized by strongmiddle cementation strength,whose cementation was mainly occupied by carbonate cementation with over 75%. In normal pressure zone close to overpressures, influenced depth of carbonate cementation with response to overpressures was obviously shallower than that of authigenic clay minerals, the former was about 280 m and the latter was over 430 m. The correlation between residually primary pore and permeability was well in study area, whose coefficient could be near 0.77. It indicated that sandstone with a number of primary porosity could be effective reservoir in mid-deep strata. The research can be taken as theoretical basis for oil & gas exploration in mid-deep strata of sedimentary basin with overpressures.

Keyword: Compaction strength; Cementation strength; Effective reservoir; Dongying Formation; Bozhong sag.

据不完全统计, 全世界已发现高压盆地180多个, 其中160多个为富含油气盆地[1], 因此含油气盆地的中深层内存在异常压力是一个普遍现象。金振奎等[2]认为异常高压是盆地深层能形成优质储层的主要原因。Stuart等[3]早在1977年就发现异常高压可以减少上覆地层对砂岩机械压实作用。肖丽华等[4]研究了异常高压背景下碎屑岩储层的孔隙度预测模型。异常高压影响下的浅水流[5]、振荡流体活动, 快速改变孔隙流体的物理— 化学等条件, 从而对储层的成岩作用产生重要影响[6~7]。王行信等[8]研究认为泥岩层成岩过程中析出的大量有机和无机组分, 随压实流体进入砂岩层后, 为砂岩胶结作用提供重要物质来源和有利的化学环境。李忠等[9]研究认为异常高压影响的幕式流体泄压活动, 可促进砂岩储层（晚期）碳酸盐胶结作用。张立强等[10]研究认为钙质胶结层主要分布在压力释放带和高压过渡带。杨智等[11]研究认为高压顶面的碳酸盐胶结是深部高压有机流体向上多次排放的自然产物。赵振宇等[12]认为异常高压有效阻止自生黏土矿物形成与转化。

目前, 油气勘探已经进入存在异常压力沉积盆地的中深层, 如何在这些异常压力区中寻找有利储层就显得尤为重要。前人研究还不能为油气勘探提供有效地指导, 因为压力响应的特征不甚了解。如不同胶结物的压力响应特征是否一致?本文将以渤中凹陷西北次凹为例, 详细探讨了碎屑岩储层的压力响应特征, 明确了压实强度和胶接强度的变化规律, 为异常高压盆地中深层内寻找优质储层提供理论依据。

1 地质背景

渤中凹陷是渤海湾盆地沉积和生油气的中心, 特点是面积大、沉积地层厚, 主力烃源岩发育于沙三段、沙一段和东营组, 油气资源丰富, 勘探潜力巨大[13]。渤中凹陷以前古近系为基底, 沉积盖层为新生界地层, 其中古近系的地层自下而上为孔店组、沙河街组、东营组, 与上覆新近系的馆陶组和下伏中生代的地层均为不整合接触。渤中凹陷古近系的沉积厚度达2 000~5 000 m, 由灰色砂岩、粉砂岩和深灰色泥岩不等厚互层组成, 地层具有快速沉降的特征。本次研究区是渤中凹陷的西北次凹（图1）, 断裂不甚发育, 东营组主要沉积相类型为辫状河三角洲、扇三角洲和滨浅湖— 半深湖沉积[15, 16]。东营组砂岩以成分成熟度低的岩屑质长石砂岩和岩屑砂岩为主, 少量长石质岩屑砂岩, 分选中等, 磨圆为次圆— 次棱角状, 以颗粒支撑为主, 总体上砂岩碎屑组分中塑性岩屑含量普遍较高, 岩屑以火成岩和变质岩为主, 含少量云母。

图1 渤中凹陷构造位置图（据文献[14]修改）Fig.1 Location of study area(modified from reference [14])

研究区东营组地层实测压力系数为1.46~1.68（表1）, 按文献[1]建议划分标准, 属于异常高压。依据实测压力资料和计算泥岩孔隙压力, 研究区异常高压起始深度约为3 230m。

表1 研究区东营组测试孔隙压力 Table1 Measured pressure in Dongying formation in study area
2 压实作用的压力响应特征
2.1 压实作用特征

砂质沉积物在上覆地层压力下, 发生机械压实作用, 使碎屑颗粒发生重排列, 从游离状到接近或达到最紧密的堆积状态。研究区东营组压实作用常见有碎屑颗粒点— 线接触（图2）, 少量凹凸接触; 颗粒机械压实后略显定向排列（图2a）。机械压实作用是造成研究区东营组储层物性下降的原因之一。

2. 2 压实强度的定量划分

碎屑岩的压实程度可从颗粒接触关系得到响应, 金振奎等[17]根据不同接触类型颗粒的相对含量, 将压实作用强度（简称压实强度）定量地划分为6级。其他学者用压实率对压实强度进行定量评价[18, 19]。本文用压实减孔率来定量表征压实强度, 压实减孔率用字母а 表示。压实减孔率是指砂岩由于压实作用引起孔隙度减少量占其初始孔隙度的百分比值。计算公式如下：

а=φ0-(φ残原+φ残胶+φ胶溶孔+φ泥微孔)φ0×100%（1）

式中：а 为压实减孔率（%）, φ 0为碎屑岩初始孔隙度（%）, φ 残原为碎屑岩现今残余原生孔体积率（%）, φ 残胶为碎屑岩现今粒间残余胶结物体积率（%）, φ 胶溶孔为碎屑岩现今胶结物溶蚀孔体积率（%）, φ 泥微孔为碎屑岩现今泥质微孔体积率（%）。

砂岩原始沉积孔隙度（φ 0）是利用用粒度分析资料的砂岩Trask分选系数, 代入Scherer[20]提出砂岩初始孔隙度公式估算得到; 砂岩现今残余原生孔体积率（φ 残原）、残余粒间胶结物体积率（φ 胶结）、胶结物溶孔体积率（φ 胶溶孔）、泥质微孔体积率（φ 泥微孔）都可用铸体薄片结合岩芯常规物性资料进行估算得到。综合前人及研究区数据[17, 18, 19], 本文给出建议压实强度级别划分标准（表2）。

表2 成岩作用强度级别划分表（据文献[17~19]修改） Table2 Diagenesis strength classification（modified from references [17~19]）
2. 3 压实作用的压力响应特征

碎屑岩压实强度的主要影响因素是埋藏深度[17], 机械压实作用随着埋藏深度和地温增加, 其级别相应升高, 压实强度应随之增强, 残余原生孔隙体积率逐渐减少。然在研究区异常高压带, 却具有相反的变化趋势, 表现如下：

在常压带, 砂岩压实减孔率随埋深增大具有升高趋势（图3a）, 其平均压实减孔率约41%, 残余原生孔隙随埋深具有减小趋势（图3b）, 属于常规变化趋势。但下伏异常高压带, 砂岩压实减孔率随埋深增大具有反常的减小趋势（图3a）, 其平均压实减孔率（约36%）明显低于常压带, 残余原生孔隙的变化规律也出现反常变化, 随埋深加大具有升高趋势（图3b）。这表明, 常压带砂岩压实强度比下伏异常高压带要强。

这种反常规的变化证实了异常高压带内砂岩压实作用受到了异常高压的明显抑制。

图2 研究区东营组储层成岩作用特征（a）线接触60%, 点接触40%, 压实减孔率43%, 中压实, W1井, 2 998.15 m, Ed2L, 正交光; （b）线接触20%, 点接触80%, 压实减孔率28%, 弱压实, W1井, 3 339.95 m, Ed2L, 单偏光(蓝色铸体); （c） 碳酸盐胶结物, W1井, 3 343.84 m, Ed2L, 正交光(茜红素染色); (d) 铁质（含铁）碳酸盐胶结物, W3井, 3 399.11 m, Ed2L, 单偏光(茜红素染色); C：方解石; D：白云石; S：菱铁矿; F：铁方解石; A：铁（含铁）白云石Fig.2 Diagenetic characteristics of Reservoir in Dongying Formation in study area（a） Sample with line contact 60% , point contact 40% and reduction rate of porosity 43%, from well W1 2998.15m (Ed2L) in perpendicular polarized section, is middle compaction; （b）Sample with line contact 20%, point contact 80% and reduction rate of porosity 28%, from well W1 3339.95m (Ed2L) in plane polarized section (the blue is casting), is weak compaction; （c） Carbonate cementation of sample, from well W1 3343.84m (Ed2L) in thin section with perpendicular polarized light (colored by alizarin red); （d） Carbonate cementation of sample with Fe, from well W3 3399.11m (Ed2L) in thin section with plane polarized light (colored by alizarin red).C：Calcite; D：Dolomite; S：Siderite; F：Ferrocalcite; A：Ankerite.

图3 研究区东营组压实作用参数随深度变化Fig.3 Plot of compaction parameters versus depth in Dongying formation in study area

2. 4 压力响应机理

碎屑岩的机械压实作用实质是受控于骨架压力, 而与静水压力大小无关[21]。异常高压带内对砂岩机械压实（压溶）的抑制作用是通过地层水承受原本应属于颗粒骨架部分压力来实现。异常高压带内静水压力大, 则碎屑岩颗粒所承受骨架压力相应减小, 骨架压力减小使压实颗粒机械压实作用受到抑制, 从而保留更多原生粒间孔隙。

2.5 压力响应参数

研究区W1井异常高压带（3330~3350 m段）内压力数约为1.5, 即砂岩孔隙流体承受多余压力约为15 MPa。因异常高压带内胶结作用强度与上覆常压带（2990~3010 m段）基本一致（图5）, 溶蚀作用强度也相当[22], 而压实减孔体积率为：

φ压实=φ0-(φ残原+φ残胶+φ胶溶胶+φ泥微孔)（2）

式中：φ 压实为碎屑岩压实作用减少的孔隙量（%）, 即为式（1）中的分子部分; 其他参数与式（1）同。

用异常高压带内压实减孔体积率与常压带内压实减孔体积率的差值, 即可同时消除两者胶结和溶蚀作用的影响, 该差值再经过正常压实校正, 得到异常高压因抑制压实作用所保存的孔隙度值。W1井异常高压带及常压段的平均压实减孔体积率分别为8.4%和12.8%, 二者之差为4.4%, 正常压实校正系数为0.1%（因二者存在深度差, 需进行深度压实校正）, 得出该异常压力所保存的孔隙度为4.3%, 该高压带高出正常静水压力值为15 MPa, 所以研究区每超过静水压力15 MPa可保存约4.3%原生孔隙, 相当于每超过静水压力7 MPa可保留原生孔隙约2.0%。

3 胶结作用的压力响应特征
3.1 胶结作用特征

研究区东营组主要胶结物为碳酸盐、自生黏土矿物, 少量硅质胶结, 偶见黄铁矿胶结。据薄片统计, 碳酸盐胶结物约占总胶结物的59%, 自生黏土矿物约占40%, 其他胶结物仅约占1%。

碳酸盐胶结物常呈微晶状、晶粒状或连晶状, 以孔隙充填式或交代颗粒式产出, 包括（铁）方解石、白云石、菱铁矿和铁白云石。据研究区数据统计表明, 碳酸盐胶结物以（铁）方解石和白云石为主, 相对含量分别为52.3%和46.4%, 少量铁白云石和菱铁矿。（铁）方解石和白云石充填粒间孔隙（图3c, d）, 主要呈晶粒状或连晶状, 晶体主要呈菱面体（图4a）。菱铁矿局部比较发育, 主要为隐晶质, 呈团块状、条带状分布（图3c）。

图4 研究区东营组胶结物特征（SEM）（a）碳酸盐晶体及蠕虫状高岭石, W3井, 2996m, Ed2L; （b）波— 絮状伊/蒙混层, W3井, 3161m, Ed2L; （c）自生黏土矿物及石英加大, W3井, 3236m, Ed2L; （d）单莓状黄铁矿, W3井, 2996m, Ed2L; D：白云石; K：高岭石; I/M：伊蒙混层; I：伊利石; C：绿泥石; Q：石英次生加大; P：黄铁矿Fig.4 Cementation characteristics in Dongying formation in study area (SEM)（a）Carbonate in rhombohedral and kaolinite in vermicular, from well W3 2 996 m (Ed2L); （b）I/S mixed layer in flocculent, from well W3 3 161m (Ed2L); （c） Authigenic clay mineral and quartz overgrowth, from well W3 3 236 m (Ed2L) ; （d）Pyrite in single strawberry, from well W3 3 236 m (Ed2L); D：dolomite; K：kaolinite; I/M：I/M mixed layer; I：Illite; C：Chlorite; Q：Quartz overgrowth; P：Pyrite.

自生黏土矿物有高岭石、伊蒙/混层、伊利石和绿泥石, 其中以高岭石为主, 约占48%, 其次为伊蒙/混层, 约占25%, 伊利石和绿泥石所占比例较少, 分别占12%和15%。自生高岭石自形较好, 多呈书页状（图4c）、蠕虫状集合体（图4a）充填粒间孔隙, 堵塞吼道。伊/蒙混层呈波— 絮状集合体充填粒间孔隙（图4b）或包覆颗粒表面。伊利石主要呈丝絮状产出包覆在颗粒表面, 部分呈搭桥状（图4c）。绿泥石多呈柳叶状产出（图4c）。

研究区东营组硅质胶结物主要是石英次生加大, 但相对含量较少, 占总胶结物含量低于1%, 次生加大多呈单独的小晶面雏晶状（图4c）, 加大级多属Ⅰ 级。石英次生加大主要物质来源是长石颗粒的溶蚀作用。

研究区东营组砂岩中偶见黄铁矿, 呈单草莓状（图4d）。

3.2 胶结强度的定量划分

成岩作用以定性研究为主[23], 前人虽然有用胶结率来定量确定胶结作用级别[18, 19], 但本文认为用胶结减孔率来定量表征胶结作用强度（简称胶结强度）更好。胶结减孔率是指砂岩中现今残余胶结物体积率与胶结物溶蚀孔体积率之和占初始孔隙度的百分比值, 它是表征埋藏后所生成胶结物造成孔隙减少的一个定量参数。计算公式如下：

β = φ残胶+φ胶溶孔φ0× 100% （3）

用胶结减孔率可定量确定胶结强度级别, 本文给出建议胶结强度的判别标准（表2）。

3.3 胶结作用的压力响应特征

3.2.1 胶结强度的响应特征

在2 950 m以浅常压带, 平均胶结减孔率为14.5%, 为弱胶结, 胶结物以黏土矿物为主, 约占总胶结物的85%; 在2 950 m以深常压带, 平均胶结减孔率为35.5%, 为强— 中胶结, 胶结物以碳酸盐为主, 约占总胶结物的79%; 在异常高压带, 平均胶结减孔率为37.4%, 也为强— 中胶结, 胶结物以碳酸盐为主, 约占总胶结物的83%。地层从浅至深, 砂岩胶结强度有斜坡状变化规律（图5a）：①陡坡段, 2 950 m以浅常压带→ 2 950 m, 胶结强度迅速增强; ②缓坡段, 2 950 m→ 异常高压带带, 胶结强度缓慢增强。这表明, 在压力梯度驱动下, 异常高压带内地层流体不仅在其内部形成渗流并促进胶结作用, 同时也排入临近的常压带并促进该带内的胶结作用。

3.2.2 碳酸盐胶结物的响应特征

在2 950 m以浅常压带, 碳酸盐胶结物含量多低于5%, 平均体积率约为0.26%; 在2 950 m以深常压带, 碳酸盐胶结物含量急剧上升, 平均体积率约为11.2%; 在异常高压带, 碳酸盐含量比上覆常压带略高, 平均体积率约为11.7%。地层从浅至深, 碳酸盐含量也具有斜坡状变化规律（图5b）：①陡坡段, 2 950 m以浅常压带→ 2 950 m, 碳酸盐含量迅速增加; ②缓坡段, 2 950 m→ 异常高压带带, 碳酸盐含量缓慢增加。这表明, 异常高压驱动下的地层流体, 不仅在异常高压带内流动并促进碳酸盐胶结作用, 排入常压带时也促进了2 950m以深的常压带碳酸盐胶结作用, 但在2 950m以浅的常压带, 其影响作用迅速减弱。

3.2.3 自生粘土矿物的响应特征

在常压带, W1井和W3井自生粘土矿物的平均体积率分别约为3.6%和5.0%; 在异常高压带, W1井和W3井自生粘土矿物的平均体积率分别约为3.6%和5.6%（图5c）。常压带和异常高压带的自生粘土矿物含量相当, 可能是两者都同受到异常高压驱动地层流体的相同影响。

研究区东营组石英次生加大级别较低, 多为Ⅰ 级, 黄铁矿只是偶见, 且两者总和占总胶结物比非常小（低于1%）, 对研究区而言, 它们对储层的影响可忽略。

图5 研究区东营组砂岩胶结参数随深度变化Fig.5 Plot of cementation parameters versus depth in Dongying formation in study area

3.4 压力响应机理

在研究区内, 异常高压的影响, 一是通过压力梯度差来控制流体渗流来影响砂岩胶结作用, 二是通过拓宽生油窗[24], 使异常高压带内即便在深埋藏下仍旧能生成大量胶结物的物质来源（H+, K+, Ca2+, Mg2+, Fe2+, CO32- , Si4+等离子）。

碳酸盐胶结物形成与分布在不同成岩环境下受控于不同控制因素[25], 但其中本质因素是碳酸盐的物质来源。本文认为碳酸盐胶结物呈斜坡状的压力响应特征与其物质来源密切相关：①2 950 m以深常压带, 砂泥比值比下覆异常高压带略高, 流体中碳酸盐胶结物的物质来源（暗色泥岩排出流体）补充相对少, 随着碳酸盐胶结物沉淀, 其物质来源逐渐减少, 造成碳酸盐胶结物随之呈缓慢递减趋势; ②2 950 m以浅常压带, 砂泥比值高, 碳酸胶结物的物质来源基本依靠下覆地层的渗流流体, 因下覆地层渗流速度缓慢, 碳酸盐胶结物发生沉淀后, 其物质来源得不到有效补充, 从而造成碳酸盐胶结物迅速减少。

3.5 压力响应参数

碳酸盐胶结作用不但在异常高压带内具有明显压力响应, 而且这种响应还延伸至临近异常高压的常压带。在常压带, 异常高压对碳酸盐胶结作用产生明显影响深度段的厚度约280 m（图5b）, 对自生黏土矿物影响深度段的厚度> 430 m（图5c）, 自生黏土矿物压力响应厚度明显比碳酸盐胶结物的要大。本文认为这与二者对异常高压驱动地层流体（主要是泥岩层经压实、脱水等作用形成的自由水）的依赖性大小有关。自生黏土矿物的物质来源只是部分来自该地层流体, 依赖性相对较小, 如自生高岭石生成仅需流体中水和CO2或有机酸与砂岩层中自生的长石颗粒反应[26]; 而碳酸盐胶结物质来源则全部来自该地层流体, 依赖性相对较大, 如Ca2+, Mg2+, Fe2+, CO32– 等离子多来自泥岩层。自生黏土矿物对该地层水依赖性比碳酸盐胶结物小, 如此即可造成自生黏土矿物的压力响应厚度相对较大。

受异常高压影响, 胶结强度的压力响应特征在纵向上呈斜坡状（图5a）。同理可知, 胶结强度在横向上也具有相似的响应特征。因此, 胶结强度的压力响应特征呈斜坡状可归结为：①陡坡段：远离高压的常压带→ 高压界面外280 m, 胶结强度迅速增大, 以弱胶结为特征, 胶结物以自生黏土矿物为主, 约占总胶结物的85%; ②缓坡段：高压界面外280 m→ 异常高压带, 胶结强度缓慢增大, 以强— 中胶结为特征, 胶结物以碳酸盐胶结物为主, 占总胶结物的75%以上。

4 优质储层分布与预测

原生孔隙的保存对优质储层的形成与演化有决定性意义[25]。如在准噶尔盆地腹部侏罗系, 大量原生孔隙因异常高压的影响而得到保存, 使深部砂岩仍能成为优质储层[2]。碳酸盐胶结物充填孔隙, 使储层孔隙度和渗透率降低, 储集性能变差[27]。如图2c样品, 碳酸盐面积率分别为42%, 残余原生面孔率几乎为0%, 实测渗透率分别为0.01× 10-3μ m2; 而图2b样品, 碳酸盐面积百分数约3%, 残余原生面孔率约8%, 实测渗透率为102.2 × 10-3μ m2。此外, 研究区目的层段内原生孔隙与储层渗透率具有良好相关性（图6）, 异常高压带的相关系数约为0.55（图6a）, 2 950 m以深常压带的相关系数约为0.70（图6b）, 2 950 m以浅常压带相关系数高达0.77（图6c）。以上表明, 研究区内残余原生孔隙的大小会直接影响储层储集性能。换而言之, 在研究区内保存原生孔隙饿有利区即是储层有利区。

图6 研究区东营组残余原生孔隙度与渗透率交汇图Fig.6 Plot of residually primary porosity versus permeability in Dongying formation in study area

据研究区的压实强度和胶结强度分布规律, 可为寻找储层的保存原生孔隙有利区（即优质储层预测）提供理论依据：在高压界面外280 m以外的常压带, 中— 弱压实, 弱胶结, 碳酸盐胶结物含量很低, 大量原生孔隙可得到保存, 砂体多数是优质储层, 是优质储层极为有利带; 在异常高压带, 中— 弱压实, 强— 中胶结, 异常高压带内机械压实作用受抑制, 使砂体4.3%以上的原生孔隙得到保存, 是优质储层较为有利带; 在压界面外280 m以内的常压带, 强— 弱压实, 强— 中胶结, 原生孔隙保存较差, 是优质储层不利带。

5 结论

研究区压实强度在异常高压带比上覆常压带的低, 证实了研究区的机械压实作用受到异常高压的抑制, 且每超过静水压力7 MPa可保存约2.0%原生孔隙。

研究区胶结强度的压力响应特征呈斜坡状：缓坡段, 异常高压→ 高压界面外280 m, 为强-中胶结, 胶结物以碳酸盐胶结物为主; 陡坡段, 高压界面外280 m之外, 为弱胶结, 胶结物以自生黏土矿物为主。在常压带, 碳酸盐胶结物的压力响应厚度小于自生黏土矿物的响应厚度, 前者约280 m, 后者> 430 m。

研究结果可为在异常高压发育的盆地中深层内找原生孔隙有利区提供理论依据。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
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