砂砾岩储层成岩作用与物性演化——以玛湖凹陷北斜坡区三叠系百口泉组为例

为深化对砂砾岩储层非均质的认识,以玛湖凹陷北部斜坡区三叠系百口泉组砂砾岩储层为例,利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光、电子探针、背散射、碳氧同位素、流体包裹体及孔渗测试等技术,结合埋藏演化史和油气充注史,对储层的成岩作用和孔隙度演化规律进行研究.通过恢复地质历史时期的孔隙度,对比不同区块储层孔隙演化特征、油气充注差异,综合试油解释成果,总结出3种成因类型的储层,其中Ⅰ类强压实改造型储层和Ⅱ1类早期碳酸盐强胶结改造型储层勘探潜力最差,Ⅲ类强溶蚀改造型储层勘探潜力最大.研究结果表明:储层非均质性强,整体为特低孔低孔-超低渗储层,经历了碱性—酸性—弱碱性—酸性—弱酸性的成岩环境变化,成岩作用类型复杂,主要的成岩序列为绿泥石膜胶结→菱铁矿/方沸石胶结→凝灰质杂基/长石/岩屑/菱铁矿/方沸石溶蚀,自生高岭石/孔隙充填式绿泥石沉淀/石英加大→早期方解石/铁白云石/片钠铝石胶结→凝灰质杂基/长石/岩屑/早期方解石/铁白云石溶蚀,自生高岭石/孔隙充填式绿泥石沉淀→晚期方解石胶结→少量黄铁矿胶结,压实作用贯穿整个埋藏过程.孔隙演化定量恢复结果显示,Ⅰ类储层压实作用对孔隙度的影响最大,其减孔量占总减孔量的93.89%,溶蚀作用绝对增孔量为1.29%;Ⅱ1类压实作用占总减孔量的78.44%,早期碳酸盐胶结减孔量占总减孔量的21.56%.Ⅱ2类晚期碳酸盐强胶结改造型储层在第2期油气充注过程中致密,含油性较好,勘探潜力中等.Ⅲ类强溶蚀改造型储层溶蚀作用绝对增孔量约为6.83%,且次生溶蚀孔隙发育且保存较好,现今为中低孔储层,为优先勘探方向.