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徐家围子断陷是我国断陷湖盆致密砂砾岩气勘探区块之一,其下白垩统沙河子组是勘探的主力目的层,储层致密是该区致密气勘探亟需解决的关键问题。通过岩心观察、薄片分析、扫描电镜观测、压汞测试和物性统计,分析了下白垩统沙河子组砂砾岩储层的特征,从沉积、成岩角度讨论了储层致密的成因。研究表明,沙河子组砂砾岩储层主要为扇三角洲和辫状河三角洲沉积,储层物性差,具有低孔、低渗特征;储集空间具有孔隙-裂缝双介质特征,孔隙类型多为长石溶孔、岩屑溶蚀,孔隙结构复杂,缩颈型喉道和管束状喉道占主导地位,裂缝类型为压裂缝。储层特征受沉积和成岩作用共同控制,近源搬运背景下砂砾岩的成熟度低,高含量的塑性岩屑和泥质杂基不利于原生孔隙的保存,沉积物粒度和埋深决定了微裂缝的发育程度。成岩作用通过储层埋藏史影响储集物性,储层原生孔隙在早期快速深埋过程中大量减少,导致后期生烃流体运移不畅,限制了溶蚀作用的发育规模;同时,溶蚀期以后砂砾岩储层再次埋深并经历强烈的胶结作用,残余粒间孔和次生溶孔再次遭受破坏,最终形成低孔、超低渗致密储层。 相似文献
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黄河口凹陷BZ27构造沙河街组砂岩储层致密化与油气充注关系 总被引：1，自引：0，他引：1
基于岩石薄片、X衍射定量分析、流体包裹体偏光-荧光分析和包裹体均一化温度等资料,对黄河口凹陷BZ27构造沙河街组沙一二段致密砂岩储层的特征、形成机理及其致密化过程与油气充注史的时序关系进行了系统分析。研究结果表明,研究区致密砂岩演化过程具有明显的阶段性,其中,早成岩B期之前,主要受上覆岩层压实作用的控制造成原生孔隙的大量减少,但并未形成致密储层;早成岩B期之后,以碳酸盐胶结物为主的胶结作用的发生才是形成致密砂岩储层的主要因素。进一步根据储层致密化过程分析和油气成藏期确定的结果来看,BZ27构造沙河街组油气成藏表现为先致密后成藏的特点,在致密化过程早期伴随有一期小规模的烃类充注,而在距今6Ma的烃类大规模充注之前,储层已完全致密。 相似文献
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受后期多阶段构造活动的影响,原生致密砂岩气藏或后期储层致密化的常规天然气藏经多期改造调整可形成"改造型"致密砂岩气藏。根据烃源岩排烃天然气充注期同砂岩致密化期的先后顺序和后期构造活动影响两个因素,"改造型"致密砂岩气藏可划分为A、B两种类型;A类的储层先致密,后成藏,再改造,B类则是先成藏、后致密、再改造。受北部博格达山多阶段造山运动的影响,吐哈盆地巴喀气田发育A类"改造型"致密砂岩气藏;甜点分布受局部构造高部位的控制明显,物性甜点和裂缝型甜点是主要的甜点类型。"改造型"致密砂岩气藏的形成可划分为物性圈闭的形成和初期充注阶段、差异聚集阶段、初始改造阶段、强烈改造及残存阶段共4个阶段。由于经受多期构造活动的改造,最终形成复杂多期叠合的"改造型"致密砂岩气藏,总体表现出受构造高部位主导的甜点型富集的特征。 相似文献
4.
致密储层成因及有利储层分布预测是制约当前徐家围子断陷沙河子组致密气勘探的关键因素。本次研究综合运用沙河子组普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、电子探针、X衍射及物性测试等多种资料，系统分析徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩成岩作用特征。结果表明：研究区沙河子组可划分为强压实泥质杂基充填成岩相、中压实长石岩屑溶蚀成岩相、中压实石英次生加大成岩相、中压实绿泥石环边胶结成岩相和弱压实碳酸盐胶结成岩相等5种成岩相；由沉积作用形成的碎屑矿物组分、结构差异是各成岩相成岩演化的物质基础，决定了其初始孔隙度的差异；强压实和黏土杂基充填是造成砂砾岩储层物性损失的主要原因，长石岩屑溶蚀和绿泥石环边胶结有利于物性保持和改善。不同成岩相中成岩作用类型和强度各不相同导致不同成岩相间宏观物性和微观孔隙结构差异，其中中压实长石岩屑溶蚀成岩相和中压实绿泥石环边胶结成岩相是沙河子组储层最有利的成岩相带。 相似文献
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库车坳陷迪那2气田古近系砂岩储层孔隙构造-成岩演化 总被引：4，自引：0，他引：4
以岩芯观察和薄片鉴定为基础,辅以扫描电镜、黏土矿物X衍射、流体包裹体、油层物性分析等技术手段,结合区域油气地质研究成果,系统研究塔里木盆地库车坳陷迪那2气田古近系砂岩储层孔隙构造-成岩演化与致密化过程。结果表明:研究区砂岩储层经历了同生期碳酸盐、岩盐胶结—早成岩期压实作用、胶结作用和低熟烃类充注—中成岩期有机酸溶蚀、液态烃类充注—构造挤压、构造破裂、天然气充注和晚期碳酸盐胶结等构造-成岩序列和两次致密化过程。储层原始孔隙度平均仅为31.7%,沉积作用是其致密的内因;孔隙度演化至现今约5.8%。压实作用造成了20.8%的孔隙度损失,是储层初次致密的决定性因素;胶结作用减孔约6.59%,加剧了储层致密化程度;溶蚀作用和各种成缝作用增孔约4.28%,使初次致密的储层孔隙度最高可达11%以上。从12~5Ma的康村期储层孔隙度从14.5%减少至8.0%,完成初次致密化过程,且与迪那低幅构造油藏形成大致同步,即"边致密边成藏"。5Ma以来迪那油气藏构造幅度增大,强烈构造挤压减孔2.76%,是储层再次致密的主要因素,该时期侏罗系烃源岩大规模气侵形成现今气藏,亦为"边致密边成藏"。 相似文献
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松辽盆地北部深层天然气系统成藏史研究 总被引：8，自引：0，他引：8
松辽盆地北部深层烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，烃源岩成熟度达到了湿度－干气阶段，为一个相对独立的天然气系统，对烃源岩的埋藏史，热史，生烃史的正演模拟和由包裹体均一温度确定的天然气运聚时间，与充注期次逆演相结合的研究表明，徐家围子断陷天然气成藏时间主要自早白垩世泉头期到白垩纪晚期，天然气系统的关键时刻为晚白垩世中晚期（72Ma)，莺山断陷的成藏时间早于徐家围子断陷，天然气系统关键时刻为晚白垩世早期（90Ma)，两个断陷均为一次性充注成藏，是一个保存期较长的天然气系统。 相似文献
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陆相致密油和页岩油同属低孔低渗油气藏,二者具有很大相似性,常具有共生关系,然而其成藏特征存在较大的差异,不加区分极易误导油气勘探.利用系统取心、测井、录井和各类测试化验分析资料,综合分析渤海湾盆地黄骅坳陷孔店组、沙河街组,梳理致密油和页岩油的成藏条件及其富集规律差异性,进一步探讨致密油与页岩油勘探选区评价方法.研究结果表明,从岩性上看,致密油储层岩石类型多样,包括致密砂岩、致密碳酸盐岩、致密火成岩等;页岩油气以细粒沉积为主,其矿物成分多样,岩性可细分为碳酸质页岩、长英质页岩、粘土质页岩、混合质页岩等.从物性上看,二者均为低孔低渗型储层,致密储层分先天致密和后天致密两类,主要发育粒间孔、晶间孔、溶蚀孔隙、裂缝等,多以微米级孔隙为主;页岩储层以先天致密为主,发育有机孔、粒间孔、页理缝、裂缝等,多以纳米级孔隙为主.从生烃运移过程来看,二者油气来源均与优质烃源岩密切相关,致密油岩层本身不生烃,原油依靠临近富有机质泥页岩干酪根生烃增压造成的源储压差,经历短距离运移与充注,源储压差高则充注程度高;页岩油本身即为生油岩,系已生成、尚未排出而滞留在页岩孔隙或裂缝之中的石油.从可压裂性上看,致密储层本身具有较好脆性,脆性条件不是致密油甜点的决定性因素,而页岩脆性因成分不同存在较大差异,是页岩油甜点评价的关键因素.从勘探选区来看,致密油优势储集相带、优质烃源岩及二者之间的匹配关系控制有利致密油富集区,"三明治"式最有利,源上源下次之;页岩油受成熟富有机质页岩及脆性岩相控制,强调在富含滞留烃中寻找具有较高脆性的页岩. 相似文献
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《世界地质》2019,(4)
在岩芯观察的基础上,利用普通薄片、铸体薄片和黏土矿物含量等实验分析结果及镜下扫描照片,对松辽盆地北部徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩储层的岩石特征、物性特征、矿物成分、成岩作用以及所处成岩阶段和成岩演化序列进行了研究。结果表明:沙河子组致密砂砾岩储层经历压实、胶结、溶蚀及交代等成岩作用,现今正处于中成岩B期及晚成岩阶段。根据成岩作用类型和强度,成岩矿物及其对储层物性的影响,结合测井分析,将储层划分为强压实钙质胶结相、强压实黏土胶结相、中压实弱溶蚀相及中压实强溶蚀相4种组合成岩相。选取声波时差、电阻率和自然伽马等常规测井曲线,通过岩芯刻度测井归纳了4类成岩相测井响应特征,并采用主成分分析法明确22口井纵向成岩相展布特征,总结归纳出沙河子组致密储层以强压实钙质胶结相为主,有利相为中压实强溶蚀相和中压实弱溶蚀相,且主要分布在断陷两侧。 相似文献
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致密储层油气成藏机理研究现状及其关键科学问题 总被引：4，自引：0，他引：4
致密油气是世界上近20年来勘探、开发和研究的热点。在大量文献资料调研的基础上,首先总结了前人对致密储层特征及成因、致密储层油气形成和分布特征以及致密储层油气运移和聚集机理等方面的研究现状;然后分析了目前国内外有关致密储层油气成藏研究的主要特点;最后提出微米—纳米级孔喉网络系统油气充注、运移和聚集机理是致密储层油气成藏机理的核心科学问题,具体体现为油气由烃源岩向致密储层的充注机理、致密储层微米—纳米级孔喉网络系统油气运移的渗流机理以及致密储层微米—纳米级孔喉网络系统油气的赋存和聚集(滞留)机理3个具体的关键科学问题,而这将是致密储层油气成藏机理下一步研究的重点。 相似文献
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川中安岳构造寒武系龙王庙组油气成藏史 总被引：2，自引：1，他引：1
本文从岩芯和薄片观察入手,利用阴极发光分析、流体包裹体分析、激光拉曼分析、充填物的稳定同位素分析、磷灰石裂变径迹年代学分析等技术手段,确定了龙王庙组储层的胶结充填序列、油气成藏历史。龙王庙组储层中可以识别出7个期次的胶结充填序列:海底环境纤维状白云石胶结→浅埋藏环境粒状白云石胶结→表生成岩环境渗流粉砂白云石充填→再次浅埋藏-中埋藏环境白云石充填→深埋藏环境白云石充填→深埋藏环境方解石充填→抬升埋藏环境石英充填,通过所识别出的胶结充填物的流体包裹体特征以及和沥青之间的关系,认为龙王庙组存在至少5期油气成藏。第Ⅳ期白云石-第Ⅶ期石英中捕获的流体包裹体的相态也从液烃包裹体→气液两相烃类包裹体→气相烃类包裹体演化,反映了龙王庙组经历了古油藏形成、古油藏破坏、再次形成古油藏、油裂解为天然气、古气藏形成和喜马拉雅期构造隆升期气藏调整定型的过程;磷灰石裂变径迹分析表明,安岳构造喜马拉雅期的隆升幅度约1865~2030m,为龙王庙组气藏的调整和定型期,这一成藏事件被晚期充填的第Ⅶ期石英所记录。龙王庙组储层中第Ⅳ期白云石充填物的87Sr/86Sr、δ13C、δ18O同位素比值反映了该期白云石与围岩基质的重溶沉淀有关,且是在相对温度较高的埋藏条件下沉淀的。晚期孔洞缝中充填石英的87Sr/86Sr、δ30Si、δ18O同位素表明其主要源于含硅质的成岩流体,与深部幔源热液流体活动无关,龙王庙组油气成藏过程中未见外来破坏性流体的参与。 相似文献
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《China Geology》2020,3(2):247-261
The Lower Cretaceous Yingcheng Formation in the southern Songliao Basin is the typical tight oil sandstone in China. In order to better predict the petrophysical properties of the tight sandstone reservoirs in the Lower Cretaceous Yingcheng Formation, Songliao Basin, Northeast China, the diagenesis and porosity evolution was investigated using a suite of petrographic and geochemical techniques including thin section analysis, scanning electron microscopy, mercury intrusion and fluid inclusion analysis, on a set of selected tight sandstone samples. Combined with the histories of burial evolution, organic matter thermal evolution and hydrocarbon charge, the matching relationship between reservoir porosity evolution and hydrocarbon accumulation history is analyzed. The result showed that the tight sandstone reservoirs characterized of being controlled by deposition, predominated by compaction, improved by dissolution and enhanced by cementation. The hydrocarbon accumulation period was investigated using a suite of hydrocarbon generation and expulsion history, microfluorescence determination and temperature measurement technology. According to the homogenization temperature of the inclusions and the history of burial evolution, Yingcheng Formation has mainly two phases hydrocarbon accumulation. The first phase of oil and gas is charged before the reservoir is tightened, the oil and gas generated by Shahezi source rocks enter the sand body of Yingcheng Formation, influenced by the carrying capability of sand conducting layer, oil and gas is mainly conducted by the better properties and higher connectivity sand body and enriched in the east, which belongs to the type of densification after hydrocarbon accumulation. The second phase of oil and gas charge after densification, which belongs to the type of densification before the hydrocarbon accumulation. 相似文献
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为探讨成岩作用对烃类流体活动的响应,利用显微观察、包裹体测温、扫描电镜、阴极发光等研究方法,系统地研究了东营凹陷中央隆起带沙三段自生矿物形成与烃类流体活动的相关性。研究表明：研究区沙三段储层的成岩序列为：第一期石英次生加大边→第一期碳酸盐胶结物(黄铁矿)→绿泥石薄膜→第二期碳酸盐胶结物→第二期石英次生加大边（第一期高岭石）→第三期碳酸盐胶结物→第三期石英次生加大边（第二期高岭石）→第四期含铁碳酸盐胶结物（黄铁矿）。第一期油气充注发生于第二期碳酸盐胶结物形成的后期,第二、三期油气充注发生于第三期碳酸盐胶结物形成的中后期,第四期碳酸盐胶结物的形成标志大规模油气充注时期的结束。烃类流体活动对研究区的自生高岭石、含铁碳酸盐矿物（第四期碳酸盐胶结物）、黄铁矿等3类自生矿物的形成过程产生重要影响。砂岩储层中,第二、三期碳酸盐胶结物的港湾状溶蚀现象、高岭石大量发育、第四期碳酸盐胶结物和黄铁矿的共生组合等成岩现象可作为微观上识别烃类流体活动的标志。含油性较好的层段,烃类流体活动可导致碳酸盐胶结物产生大规模的溶蚀作用,并促使长石溶蚀产生大量高岭石,砂泥岩界面处可见黄铁矿与含铁碳酸盐胶结物共生;而含油性差及不含油的层段,由于缺少烃类流体提供的大量有机酸,高岭石发育较少,早期碳酸盐胶结物保存较好。 相似文献
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The Shishugou Group, which consists of Middle Jurassic Toutunhe Formation and Upper Jurassic Qigu Formation, is currently an important hydrocarbon exploration target in the Fukang Sag of Junggar Basin, China. The Shishugou Group sandstones experienced a complex diagenetic history with deep burial (3600–5800 m) to develop low–ultralow porosity and permeability reservoir with some high-quality reservoirs found in the tight sandstones owing to the reservoir heterogeneity. This integrated petrographic and geochemical study aims to unravel the origin and alteration of calcite cement in the Shishugou Group sandstones and predict fluid–rock interaction and porosity evolution. The Shishugou Group sandstones (Q43.8F7.4R48.8) have a dominant calcite cement with strong heterogeneity forming in two generations: poikilotopic, pore-filling masses that formed at an early diagenetic stage and isolated rhombs or partial grain replacements that formed at a late stage. The Shishugou Group, which are lacustrine sediments formed in low–medium salinity lake water in a semiarid–arid climatic environment, provided the alkaline diagenetic environment needed for precipitation of chlorite and early calcite cements in early diagenesis. The Ca2+ of the pore-filling calcite cements was sourced from weathering or dissolution of volcanic clasts in the sediment source or during transport in under oxidising conditions. The δ18OV-PDB and δ13CV-PDB values of calcite were significantly controlled by distance from the top unconformity and underlying coal-bearing stratum with carbon sourced from atmospheric CO2, and organic matter. The early carbonate cement inhibited burial compaction producing intergranular pore spaces with enhanced reservoir properties by late dissolution under acidic conditions. Anhydrite cement reflects reaction of organic acid and hydrocarbon with the sandstones and is associated with fluid migration pathways. The fluid–rock interactions and porosity evolution of the tight deep sandstones produced secondary pores that filled with hydrocarbon charge that forms this deep high-quality reservoir. 相似文献
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渤海湾盆地是我国重要的含油气盆地,其中古近系沙河街组发育储集性较好的砾岩储层。通过对储层岩石薄片显微鉴定、物性分析、扫描电镜分析、阴极发光分析等,明确了沙河街组有利的砾岩储层的岩石学、储集性和成岩作用特征。砾岩类型多样,其中云质砾岩的储集性最好。砾岩储层物性较好,平均孔隙度为16.1%,平均渗透率为217.93m D。主要孔隙类型为原生孔,原生孔类型主要为砾石间残余原生孔和生物碎屑体腔孔,其次是溶蚀孔。砾岩储层成岩作用类型与砾岩填隙物成分关系密切,以砂岩为主要填隙物的成岩作用中有显著的长石溶蚀作用,以碳酸盐岩为主要填隙物的则具有多期白云石和方解石等胶结物,最有利的成岩作用是早期白云石衬垫和长石的溶蚀作用。 相似文献
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金湖凹陷戴南组储层总体为一套中低孔-中低渗碎屑储层,次生孔隙是本区最有效、最重要的孔隙类型,而搞清次生孔隙的分布规律及其成因成为下一步有利储层预测的关键。文中综合利用岩心、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性参数等资料,对戴南组储层的岩石类型、物性特征、孔隙类型及次生孔隙分布规律进行了综合分析,并从溶蚀作用的发育条件入手探讨了次生孔隙的成因,以期为下一步有利储层预测和勘探开发提供科学依据。研究认为,金湖凹陷戴南组碎屑岩储层主要发育于三角洲、扇三角洲和滨浅湖,受沉积相带控制,储层类型复杂,以不等粒砂岩、含砾不等粒砂岩、细砂岩及粉砂岩为主,不同地区岩性存在差异。根据岩性三角图,砂岩类型以长石岩屑质石英砂岩为主。砂岩成分成熟度中等偏低,结构成熟度中等。戴南组砂岩孔隙度峰值分布在12.0%~14.0%,渗透率峰值分布在1~10 mD。不同沉积环境和地区储层物性也存在一定差异。三角洲前缘亚相的储层物性最好,平均孔隙度约19.4%,平均渗透率约134.2 mD,岩性以细砂岩为主,主要分布于研究区西部和中部。扇三角洲物性次之,平均孔隙度约12.5%,平均渗透率约6.2 mD,岩性以含砾不等粒砂岩为主,位于桐城断裂带东南部便1井附近。滨浅湖亚相的储层物性最差,岩性以粉砂岩为主,平均孔隙度约8.3%,平均渗透率约2.3 mD。戴南组储层孔隙分为原生孔隙和次生孔隙两大类,以次生粒间溶蚀孔隙为主。溶蚀孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔。粒间溶孔多由粒间碳酸盐胶结物如方解石、白云石、铁方解石等溶蚀后形成,粒内溶孔主要是长石及碳酸盐岩屑被选择性溶解而形成,可见白云石晶粒溶解留下的铸模孔。戴南组储层中的原生孔隙相对较少,主要以石英次生加大后的残余粒间孔的形式存在,发育于埋藏较浅的井如新庄1井、关1-1井。戴南组储层孔隙经历了由原生到次生的演化过程。总体上,在浅于约1 100 m,储层主要处于早成岩A阶段,以原生孔隙为主。在1 100~1 500 m,储层处于早成岩B阶段,形成混合孔隙段。超过1 500 m,储层进入中成岩A阶段,原生孔隙消失殆尽,基本上以次生孔隙为主。戴南组储层存在3个次生孔隙发育带:第一次生孔隙发育带在1 200~1 600 m,分布于埋藏相对较浅-中等的井区;第二次生孔隙发育带分布在1 800~2 800 m;第三次生孔隙发育带在2 900~3 000 m左右。第一、二次生孔隙发育带次生孔隙的绝对值较大,说明溶蚀作用较强。戴南组储层次生孔隙发育与方解石、白云石胶结物的溶蚀及长石碎屑和碳酸盐岩岩屑的溶蚀有关。烃源岩成熟排烃是次生孔隙发育的主控因素;碳酸盐胶结物发育提供了次生孔隙发育的物质基础;长石的溶蚀对次生孔隙发育有一定的贡献;次生孔隙的形成与黏土矿物的相互转化有一定的关系;断裂活动进一步促使了次生孔隙的发育。 相似文献
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Formation Mechanism of the Changxing Formation Gas Reservoir in the Yuanba Gas Field, Sichuan Basin, China 总被引：2，自引：0，他引：2
LONG Shengxiang HUANG Renchun LI Hongtao YOU Yuchun LIU Guoping BAI Zhenrui 《《地质学报》英文版》2011,85(1):233-242
In a very gentle platform-margin paleogeographic environment, platform-margin reef flat facies carbonate reservoir rocks were developed in the Changxing Formation of Yuanba field. Later weak structural evolution and diagenetic evolution caused the Changxing Formation to form lithologic traps, with good reservoirs such as dissolved bioclastic dolostone and dissolved pore dolostone. The Changxing Formation gas reservoir is a pseudo-layered porous lithologic gas reservoir under pressure depletion drive, with high H2S and moderate CO2 contents. This paper predictes that the conducting system for the Changxing Formation gas reservoir is possibly composed of the pores and microfractures in the Changxing Formation reservoir, the top erosional surface of the Changxing Formation, as well as the micropores and microfractures in the underlying formations. The Changxing Formation reservoir has experienced 3 hydrocarbon charging stages. This paper suggests that diffusion is the major formation mechanism for this gas reservoir. In the Middle and Late Yanshanian, the Yuanba area entered the major gas charging stage. The gas migrated mainly through diffusion and with the assistance of seepage flow in small faults and microfractures from the source rocks and the other oil-bearing strata to the Changxing Formation carbonate reservoir rocks, forming lithologic gas pools. In the Himalayan Epoch, the lithologic traps were uplifted as a whole without strong modification or overlapping, and were favorable for gas preservation. 相似文献
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自生浊沸石矿物在以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主的陆相湖盆储集层中广泛发育,我国几乎所有含油气盆地都有关于浊沸石砂岩储层的报道,自生浊沸石的特征、分布、成因及油气意义亟需系统总结归纳。笔者等在系统梳理前人成果的基础上,以鄂尔多斯盆地上三叠 统延长组为例,通过野外剖面、岩心薄片、扫描电镜、能谱分析等手段,结合浊沸石成因演化理论模型和鄂尔多斯盆地区域演化史,明确了延长组浊沸石的岩石学特征、成岩演化、成因机制和时空分布规律。发现自生浊沸石是一种容易在低温碱性成岩环境下形成的富钙的水铝硅酸盐胶体矿物,相对密度小、抗压易溶、对成岩环境敏感,在特定条件下可作为成储、成藏过程中的示踪矿物。其次生优质溶蚀相储集层时间上主要处于中成岩期A 阶段,空间上主要受控于物源、沉积相带和邻近的烃源岩及输导体沟通下的成岩流体作用。并基于上述认识,对鄂尔多斯盆地延长组长10的下步勘探评价提供了理论依据和优选了有利目标。 相似文献
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东营凹陷古近系砂岩透镜体钙质界壳形成机理及其对油气成藏的影响 总被引：7，自引：1，他引：7
砂岩透镜体 / 泥岩接触带钙质界壳是含油气盆地泥岩（烃源岩）－流体（油、气、水）－砂岩（储集岩）相互作用过程中的产物。烃源岩－地层水相互作用生成的有机酸促使烃源岩中矿物、特别是碳酸盐矿物的溶解。烃源岩中生成的烃类流体和地层水，在驱动力的作用下，向临近的砂岩透镜体内运移，同时携带含碳酸盐的有机酸一起运移。烃源岩－水溶液作用后的流体重新进入到一个新的储集岩，在新的物理化学环境中要与储集岩再次发生作用。流体与储集岩作用的直接结果是方解石和白云石沉淀到储集岩中，它们将占有原岩的部分孔隙空间，形成胶结物，进而形成钙质界壳。这样形成的碳酸盐胶结物为晚期胶结物，主要为含铁方解石和铁白云石。砂岩透镜体碳酸盐胶结物含量与孔隙度、渗透率和含油饱和度存在很好的负相关性。钙质界壳的存在使得孔隙结构也发生变化：原生孔隙被碳酸盐胶结物充填，发育的次生孔隙是碳酸盐胶结物的晶间和晶内微孔隙；压汞曲线较陡，排驱压力和中值压力高；喉道偏细，分选较差。东营凹陷牛35井沙三中段2 939 ～3 003 m井段6个主要砂层组的精细解剖表明，砂岩透镜体 / 泥岩接触带钙质界壳是控制砂岩透镜体成藏的重要因素。 相似文献