鄂爾多斯盆地臨興-神府地區上古生界致密砂巖成巖作用與成儲關系研究

劉陽, 劉彥成, 林利明, 周能武, 王子軼, 盧雙舫*, 喬露

(1.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院, 青島 266580; 2.中國石油大學(華東)深層油氣重點實驗室, 青島 266580;3.中聯煤層氣有限責任公司, 北京 100016; 4.東北石油大學三亞海洋油氣研究院, 三亞 572025;5.東北石油大學陸相頁巖油氣成藏及高效開發教育部重點實驗室, 大慶 163318)

致密砂巖儲層常經歷較強壓實和膠結成巖過程,使其納-微米級孔隙十分發育,孔隙網絡復雜且非均質。而儲層質量則是沉積與成巖相互作用的產物,初始孔隙度與孔隙結構由原始沉積物確定[1-4],埋藏階段受到壓實作用,孔隙變小,后期化學成巖反應生成沉淀物及溶解物,使孔隙尺寸發生變化[5-7]。研究表明,成巖作用在儲層改造中所起的作用可分為兩個方面:建設性成巖作用(溶蝕作用、綠泥石薄膜)和破壞性成巖作用(壓實、壓溶和膠結等)。

成巖作用的研究揭示了儲層的形成演化過程,但在致密砂巖氣甜點評價中,更關心什么樣的巖石能作為天然氣的儲層,即致密砂巖氣的成儲機理。針對成儲機理的研究,前人主要采用水膜厚度法、充注孔喉下限法、試氣產能數據和力學平衡法進行了大量的探究,但整體可分為兩類:①依據致密砂巖氣試氣產能與儲層質量的關系厘定工業下限;②應用流體流動的規律厘定下限,即水膜厚度法、充注動力法及試氣產能法[8-12]。

對于鄂爾多斯盆地臨興-神府區域上古生界密砂巖氣藏,前人已經開展了烴源巖、沉積相、儲層表征、成巖作用和物源供給等方面的工作[13-17]。但對儲層的研究中,亟需解決兩個問題:一是認識儲層的成儲界限,建立一套分級評價標準;二是理清成巖與成儲的關系,即什么樣的巖石經歷何種成巖演化過程形成什么級別的儲層。關于致密砂巖的分級評價,有如下兩種方法:①利用沉積相和成巖相等手段進行定性評價[18-22];②采用微觀孔隙結構表征,篩選對儲集層影響較大的參數,以確立分級評價標準[23-25]。

前人已在成巖作用對儲層的影響,以及成儲界限及分級評價方面均做出研究,但對于巖心經過什么樣的成巖作用可以成儲缺乏一定的研究。鑒于此,以致密砂巖儲層物性、孔喉結構和產能等數據為基礎,用水膜厚度法[11]、充注動力法、試氣產能資料明確致密砂巖氣的理論下限、成藏下限、有效滲流下限,用力學平衡法確測定致密上限[12]。結合高壓壓汞對孔隙結構的表征,建立研究區致密儲層的分級評價標準。通過鏡下鑄體薄片,分析不同成巖作用對儲層改造的影響, 探究研究區致密砂巖成巖作用與成儲的關系。

1 地質概況

臨興-神府區塊地跨鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部和晉西撓褶帶北段,面積5 618.7 km2。目前,在上古生界[本溪組(C2b)、太原組(P1t)、山西組(P1s)、石盒子組(P2sh)以及石千峰組(P3s)]均發現了致密氣層(圖1),并獲得了多口高產工業氣井[26-27]。研究區內致密砂巖儲層的巖石類型主要為長石巖屑砂巖,巖屑砂巖次之,巖屑長石砂巖在研究區不太發育[26-27]。研究區致密砂巖孔隙度范圍為0～20%,主要集中在6%～10%,滲透率主要集中在0.1～1 mD[26-27]。

GR為自然伽馬;SP為自然電位測井曲線;AC為聲波測井曲線;DEN為密度測井曲線;S1～S9、LD-1～LD-8、L-4～L-16為已鉆探的天然氣井名圖1 臨興-神府氣田區域圖及上古生界地層柱狀圖(改自文獻[26-27])Fig.1 Linxing-Shenfu gas field regional map and Upper Paleozoic stratigraphic column chart (revised from ref. [26-27])

2 成巖作用及成巖相的劃分

2.1 成巖作用

2.1.1 壓實作用

通過對研究區巖芯鏡下觀察發現,壓實作用使得碎屑組分接觸緊密,是造成研究區粒間孔減小,儲層致密的主要因素。壓實作用所表現出的成巖現象主要是碎屑顆粒的定向排列,顆粒間線接觸為主,局部地區為線-凹凸接觸[圖2(a)、圖2(b)];塑性雜基和云母在壓實作用下發生彎曲變形[圖2(c)]。

圖2 臨興-神府區域上古生界致密砂巖成巖特征Fig.2 Diagenetic characteristics of tight sandstone in Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

2.1.2 膠結作用

根據鏡下成巖作用產生礦物觀察與分析,研究區膠結作用有碳酸鹽巖膠結作用、黏土礦物與硅質膠結,主要以如下兩種為主。

(1)碳酸鹽膠結。碳酸鹽膠結物在研究區內致密砂巖膠結物含量最多,是造成儲層致密的重要原因之一。其含量為0～59.4%(平均約為5.79%),鐵方解石的含量在0～36%(平均約為1.76%),鐵白云石的含量為0～32%(平均約為1.45%),菱鐵礦的含量在0～26%(平均約為1.43%),白云石的含量在0～36%(平均約為0.78%),方解石的含量在0～40%(平均約為0.37%)。用偏光顯微鏡對染色后的鑄體薄片進行觀察,方解石鏡下為橙紅色或者紫紅色,鐵方解石紫色,白云石為白色,鐵白云石顏色為淡藍或藍色,菱鐵礦為褐色。方解石多以鑲晶式賦存,局部存在孔隙式膠結。鐵方解石主要以交代其他礦物的方式賦存[圖2(d)]。白云石以孔隙式膠結充填粒間孔。鐵白云石的賦存形態以交代白云石和其他碎屑礦物為主[圖2(e)]。菱鐵礦大多以團簇狀或者條帶狀充填在孔隙和縫隙內[圖2(f)]。

(2)自生黏土礦物膠結。分析掃描電鏡及X-衍射測試結果,自生黏土礦物在研究區內廣泛發育,但兩地區仍有不同,臨興地區的綠泥石含量最高,高嶺石次之,伊利石與伊蒙混層最少;神府區域主要發育伊利石,高嶺石次之,綠泥石和伊蒙混層相對不發育。研究區伊利石在掃描電鏡下觀察多呈纖維狀和絲片狀,一般與其他自生礦物共生,研究區內的伊利石大部分是由高嶺石轉化來的,且以絲片狀賦存[圖3(b)、圖3(c)]。偏光顯微鏡下,高嶺石常發育于長石溶蝕發育附近,呈米粒狀充填粒間孔[圖2(h)];掃描電鏡觀下高嶺石多呈書頁狀和鱗片狀發育[圖3(b)、圖3(d)]。偏光顯微鏡下,綠泥石多以膜狀包裹碎屑顆粒的形式賦存[圖2(i)];掃描電鏡下綠泥石主要以針葉片狀賦存[圖3(e)]。伊蒙混層多以蜂窩狀賦存[圖3(f)]。

圖3 臨興-神府區域上古生界致密砂巖掃描電鏡下成巖特征Fig.3 Diagenetic characteristics of Upper Paleozoic tight sandstones in Linxing-Shenfu area under SEM

(3)硅質膠結。對鑄體薄片進行單偏光顯微鏡下及掃描電鏡分析,研究區內硅質膠結主要表現為石英次生加大邊和自生微晶石英等形態[圖2(g)、圖3(a)]。石英次生加大邊發育在石英顆粒邊緣,與石英碎屑分界清晰,少量樣品見Ⅱ期石英次生加大。在掃描電鏡下可觀察到石英微晶呈六方柱狀[圖3(a)],自形程度較好。研究區內硅質膠結成因分兩類:長石溶蝕及蒙脫石伊利石化供給的硅質;黏土礦物的相互轉化為硅質膠結提供了游離硅。

2.1.3 溶蝕作用

研究區長石溶蝕現象普遍,且溶蝕程度較為強烈。長石的溶蝕沿解理發生,多見長石粒內溶蝕,形成粒內溶孔[圖2(h)],少見鑄模孔。長石的溶蝕形成了孔徑較大的孔隙,為致密砂巖儲集層提供了有利的空間。長石溶蝕孔內或附近多發育高嶺石及綠泥石等自生礦物[圖2(h)、圖2(i)]。

2.2 成巖階段及成巖演化序列

2.2.1 成巖階段

通過對成巖作用和自生礦物生成次序分析,參考石油天然氣碎屑巖成巖作用階段劃分準則,研究區的上古生界儲層已經歷了早成巖階段,現處于中成巖A-B期(圖4)。

Ro為鏡質體反射率,表示有機質的成熟度,單位為%圖4 臨興-神府區域上古生界致密砂巖成巖階段及演化序列Fig.4 Diagenetic stage and evolutionary sequence of tight sandstone of Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

(1)早成巖階段A期。此階段古地溫低于65 ℃,有機質成熟度較低。該階段主要受機械壓實作用影響,碎屑顆粒呈定向排列狀態,壓實作用導致云母變形,碎屑顆粒受到早期綠泥石的包裹,此時黏土礦物主要為蒙皂石,一些黏土開始蝕變并轉變為混層黏土,砂巖孔隙類型主要為粒間孔。

(2)早成巖階段B期。此階段古地溫在65 ～85 ℃,有機質半成熟。該階段除了壓實作用及早期綠泥石的環邊膠結作用外,還出現了一些石英加大邊,黏土礦物轉變為伊/蒙混層黏,孔隙類型是原生粒間孔或者殘余粒間孔。

(3)中成巖階段A期。此階段可分為A1和A2兩期,兩期的差異主要在古地溫和有機質的成熟度,A1期古地溫在85～120 ℃,A2期古地溫在120～140 ℃,A1～A2期有機質更加成熟度。此階段伊/蒙混層由部分有序混層過渡到完全有序混層,并出現了片狀的自生綠泥石及片狀的自生伊利石。孔隙類型除了一些保留的原生粒間孔外,還可見次生孔隙。研究區內上石盒子組、下石盒子組、山西組和少部分地區太原組屬于該成巖階段。

(4)中成巖階段B期。此階段的古地溫介于140～175 ℃,有機質為高成熟。該階段干酪根在演化過程中脫羧,產生的有機酸溶解了長石和碳酸鹽膠結物,產生次生溶孔。黏土礦物以片絮狀伊利石和和片絲狀伊/蒙混層為主,研究區內太原組、本溪組和局部地區山西組處于該成巖階段。

2.2.2 成巖序列

通過偏光顯微鏡觀察,雖無法準確判斷成巖作用的起止時間,但可通過對各成巖作用產物及其互切關系進行觀察和,可對成巖作用順序進行判斷。研究區致密砂巖的成巖序列為:機械壓實-黏土礦物膠結-方解石膠結-石英Ⅰ期加大(綠泥石薄膜)-溶蝕作用-石英Ⅱ期加大-自生高嶺石-伊利石膠結-鐵方解石膠結-鐵白云石膠結-碳酸鹽巖溶蝕-石英溶蝕。其判別依據為:黏土礦物先附著與碎屑顆粒表面,其次早期方解石以連晶狀充填與原生粒間孔中,表明黏土礦物膠結早與方解石形成;在綠泥石薄膜發育區域少見石英加大邊,反之,綠泥石薄膜亦很少出現在石英加大邊發育地區,所以在鏡下對兩者形成順序很難判定;長石溶蝕區域周邊,高嶺石通常較發育,且少見高嶺石晶間孔被鐵方解石充填,該現象揭示了,長石溶蝕作用早于高嶺石形成,高嶺石較鐵方解石形成早;掃描電鏡觀察到高嶺石向伊利石轉化,表明高嶺石的形成早于伊利石;研究區內方解石被鐵方解石交代,表明鐵方解石晚于方解石形成。

2.3 成巖相的劃分

鏡下觀察的成巖作用產物同原始沉積時期的礦物和成巖環境有關。綜合前人在研究區內沉積相以及物源供給等方面的研究[28],研究區內致密砂巖成巖相可歸納為五類:綠泥石包裹相、溶蝕相、石英膠結相、混合膠結相、致密相,如圖5所示。

圖5 臨興-神府區域上古生界致密砂巖儲層成巖相Fig.5 Diagenetic facies of tight sandstone reservoir of Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu region

綠泥石包裹相、溶蝕相和石英膠結相在早期沉積時的雜基含量少(<5%),但在成巖過程中有著較大的區別。綠泥石包裹相經歷早期壓實作用后,碎屑顆粒被綠泥石膜包裹,石英次生加大不易生成,孔隙類型以原生粒間孔、溶蝕孔和高嶺石晶間孔為主;溶蝕相中存在石英次生加大現象,而長石顆粒的溶蝕提高了儲層質量,孔隙類型以溶蝕孔和黏土礦物晶間孔為主。石英膠結相的雜基和其他膠結物含量低,但石英次生加大的程度較大石英的含量多,加之酸性流體不能溶蝕石英顆粒,因此溶蝕作用對該類成巖相的儲層改善不明顯,孔隙類型為殘余粒間孔及少量黏土礦物晶間孔。混合膠結相在原始沉積時期有較高的雜基含量(5%～15%)石英次生加大和晚期碳酸鹽巖膠結持續破環儲層質量,溶蝕作用對儲層的改善能力較弱,孔隙類型為黏土礦物晶間孔及少量溶蝕孔。致密相儲層巖石粒度細,在沉積時雜基含量多(>15%),早期的壓實作用已經使得儲層流通性變差,阻礙了成巖作用的水巖反應,鏡下的特征以黏土礦物為主,偶見碳酸鹽巖膠結物,孔隙幾乎不發育。

3 成儲界限及分級評價

3.1 成儲界限

常規天然氣藏形成過程中,在浮力的作用下形成統一的氣水界面,但致密砂巖氣藏形成于源儲壓差。為了找到致密砂巖氣藏有利區帶,應厘清研究區的成儲界限。關于確定成儲界限,有許多學者從不同的地質意義對于致密砂巖儲層進行了成儲界限的劃分。在本次研究中,將用水膜厚度法[11]、充注動力法[12]、試氣產能法以及浮力平衡法[12]分對研究區的理論下限、成藏下限、有效滲流下限和致密上限進行劃分。

上述方法中的關鍵參數是潤濕角、生烴增壓的壓力、地層壓力、孔喉比和地層傾角。研究區儲層的潤濕角范圍主要在10°～40°,平均值為20°。主要成藏時期地層壓力均值為40 MPa,生烴增壓在6～26 MPa,平均增壓18 MPa[29],對應的界面張力為0.025 N/m[30],平均孔喉比為160[15],地層平均傾角為5°[31]。

通過上述的方法,根據實際的地層參數,計算了不同界限的臨界孔喉半徑(圖6)。為便于在研究區應用推廣,將孔喉半徑轉換為孔隙度和滲透率。研究區致密砂巖理論下限的孔喉半徑為0.002 2 μm,對應的滲透率為0.001 mD,孔隙度下限為1.5%;成藏下限孔喉半徑為0.005 2 μm,對應的滲透率為0.003 mD,孔隙度為2.5%;有效滲流下限的常規孔隙度為6%,滲透率為0.1 mD;致密上限孔喉半徑為0.4 μm,對應的滲透率為0.4 mD,孔隙度為12%(圖7)。

圖6 臨興-神府區域上古生界致密砂巖氣儲層成儲界限Fig.6 Formation limits of tight sandstone gas reservoirs in the Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

圖7 臨興-神府區域上古生界致密砂巖氣儲層成儲界限Fig.7 Schematic diagram of storage boundary division of tight sandstone of Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

3.2 分級評價標準

天然氣能否在致密砂巖儲層中成藏,主要由源儲壓差和儲層自身的孔隙結構決定。因此,研究區分級評價標準可根據孔隙結構的差異來建立。采用高壓壓汞實驗表征了研究區內致密砂巖孔隙結構,采用聚類分析致密砂巖儲層可分為四類(圖8)。隨主峰孔徑及孔隙度分量的減小,儲層級別越低,儲層越致密。為方便在實際地質應用中進行推廣,因此將高壓壓汞實驗的孔隙結構參數轉換成可地質條件下預測的孔隙度和滲透率物性。

圖8 臨興-神府區域上古生界不同儲層孔隙結構差異Fig.8 Pore structure differences of different Upper Paleozoic reservoirs in Linxing-Shenfu area

從孔隙結構表征的結果來看,研究區的致密砂巖儲層分級評價標準為(圖9):常規儲層:孔隙度>12%,滲透率>0.4 mD;Ⅰ級致密儲層:孔隙度>9%,滲透率>0.2 mD;Ⅱ級致密儲層:孔隙度>6%,滲透率>0.1 mD;Ⅲ級致密儲層:孔隙度>2.5%,滲透率>0.003 mD。通過分析分級評價和成儲界限的結果發現(表1),常規儲層和Ⅰ級致密儲層存在致密上限;Ⅱ級致密儲層和Ⅲ級致密儲層存在有效滲流下限;Ⅲ級致密儲層下限對應成藏下限。

表1 鄂爾多斯盆地臨興-神府地區上古生界致密砂巖氣成儲界限及分級評價Table 1 Storage limits and grading evaluation of Upper Paleozoic tight sandstone gas in Linxing-Shenfu area, Ordos Basin

圖9 臨興-神府區域上古生界儲層物性分級Fig.9 Physical property classification of Upper Paleozoic reservoirs in Linxing-Shenfu area

4 成巖作用與成儲的關系

根據不同類型儲層成巖相統計結果,研究區內常規儲層主要發育綠泥石包裹相和溶蝕相;Ⅰ級致密儲層以溶蝕相為主,其次為混合膠結,局部發育有少量硅質膠結相;Ⅱ級致密儲層以溶蝕相和混合膠結相為主,致密相次之;Ⅲ級致密級儲層主要為混合膠結相合和致密相,硅質膠結相次之,溶蝕相最少(圖10)。

圖10 臨興-神府區域上古生界不同級別儲層成巖相占比Fig.10 Diagenetic facies proportion of different levels of Upper Paleozoic reservoirs in Linxing-Shenfu area

可以看出,儲層類型及其能否成藏受到成巖作用影響。成巖作用的差異造成了儲層孔隙結構差異,從而影響了儲層質量。由此還可知,研究區成巖相從優至劣依次可分為:綠泥石包裹相>溶蝕相>硅質膠結相(混合膠結相)>致密相。造成此現象的原因為,綠泥石薄膜的發育可以抑制了石英次生加大,有利于原生孔隙的保存,原生粒間孔由較大的孔喉連接,對滲透率的貢獻大,因此儲層質量較好。綠泥石成巖相與別的成巖相最大的區別在于原生粒間孔的損失,孔隙類型以長石溶孔和黏土礦物晶間孔為主。隨著儲層級別下降,致密儲層中碎屑黏土雜基和云母等塑性礦物含量升高,碎屑顆粒粒度和石英等剛性顆粒的含量下降,受壓實作用影響增強,加之各類膠結作用,主導孔隙系統的孔隙類型由尺寸較大的粒間溶孔轉變為粒內溶孔和黏土礦物晶間孔,因此物性逐漸變差。

5 儲層預測

由于無法對研究區每口井全段取芯來刻畫儲層。但是測井資料是比較豐富的,所以,可從根據不同成巖相的測井響應特征對儲層進行定性的評價[32-34]。通過實測孔隙度與測井曲線的關系對儲層進行定量化的評價。

5.1 成巖相預測

通過建立測井曲線與成巖相的對應關系,從各類測井曲線的參數交會圖上可很好地區分各成巖相(圖11),并依此建立了研究區各成巖相的測井識別(表2)。不同成巖相在測井曲線上的響應存在一定的差異,整體來看,聲波時差測井與密度測井在不同成巖相帶中具有相對較大響應,自然伽馬次之。綠泥石包裹相具有聲波時差大,密度小等測井響應特點,其自然伽馬響應值略高于溶蝕相及石英響應具有聲波時差大,密度小等特點;石英膠結相孔隙結構稍遜于前面兩種成巖相,所以它在測井響應特征中聲波時差小,密度高;混合膠結相因膠結程度較強,所以它的測井響應是聲波時差很小,密度很高、自然伽馬更大;致密相因為孔隙結構較差,它的測井響應具有聲波時差低,密度高,自然伽馬高等特點[32-34]。通過對不同成巖相測井曲線的響應特征進行歸納,進行單井成巖相測井識別,與鏡下觀察結果高度吻合。

表2 鄂爾多斯盆地臨興-神府地區上古生界致密砂巖儲層成巖相測井響應特征Table 2 Diagenetic facies logging response characteristics of Upper Paleozoic tight sandstone reservoirs in Linxing-Shenfu area, Ordos Basin

CNAF為補償中子測井值;M2R3為陣列感應電阻率圖11 臨興-神府區域上古生界不同成巖相測井參數交會圖Fig.11 Intersection of logging parameters of different diagenetic facies in the Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

5.2 儲層級別預測

在以小樣本為對象進行分類時,最小二乘支持向量機(least square support vector machine,LS-SVM)的優點是調節參數較少,運算速度較高[35-36]。采用LS-SVM法,利用自然伽馬、密度和中子等測井曲線對研究區致密砂巖進行了孔隙度的預測,預測孔隙度與實測孔隙度具有較好的相關性(圖12)。

以研究區LD-2井太二段和LD-8井盒二段為例(圖13),通過建立的分級評價標準對該井儲集層進行分級,結果顯示,LD-2井近源處太二段致密砂巖儲層為常規儲層和Ⅰ級致密儲層,成巖相以綠泥石包裹相和溶蝕相為主,該段壓裂后產能3 000 m3/d;LD-8井遠源處盒二段致密砂巖整體以常規儲層為主,底部為Ⅰ級致密儲層和Ⅱ級致密儲層,成巖相以綠泥石包裹相和溶蝕相為主,局部夾層中發育混合膠結相,該段壓裂后在中部儲層質量最好處產能70 000 m3/d,頂部和底部為干層。以上成巖相和分級評價結果與試氣結果的關系說明儲集層有利區可能為致密砂巖氣高產區。致密砂巖氣生產還受儲集層含氣飽和度的控制,但開展成儲界限劃分工作,對儲集層進行分級評價,篩選優質儲集層,是致密砂巖氣得以開發的先決條件。

圖13 成巖相和儲層級別與產能的關系Fig.13 Relationship between diagenetic facies, reservoir class and productivity

6 結論

(1)鄂爾多斯盆地臨興-神府地區上古生界致密砂巖儲層經歷了不同的成巖演化過程。通過對巖心鏡下成巖作用、自生礦物及成巖演化的分析,研究區現今成巖階段處于中成巖A-B期。根據成巖特征將致密儲層類型劃分為:綠泥石包裹相、溶蝕相、石英膠結相、混合膠結相和致密相。

(2)采用水膜厚度法、充注動力法、試氣產能法和力學平衡法確定了研究區內致密砂巖成儲界限。理論下限為:孔喉半徑0.002 2 μm,滲透率0.001 mD,孔隙度1.5%;成藏下限為:孔喉半徑0.005 2 μm,滲透率0.003 mD,孔隙度2.5%;有效滲流下限為:滲透率0.1 mD,孔隙度為 6%;致密上限為:孔喉半徑0.4 μm,滲透率0.4 mD,孔隙度12%。結合對儲層微觀孔隙結構的表征,通過聚類分析確定儲層分級界限,常規儲層:孔隙度>12%,滲透率>0.4 mD;Ⅰ級致密儲層:孔隙度>9%,滲透率>0.2 mD;Ⅱ級致密儲層:孔隙度>6%,滲透率>0.1 mD;Ⅲ級致密儲層:孔隙度>2.5%,滲透率>0.003 mD。對兩者的關聯分析發現,常規儲層和Ⅰ級致密儲層對應著致密上限;Ⅱ級致密儲層與Ⅲ級致密儲層對應著有效滲流下限;Ⅲ級致密儲層下限對應著成藏下限,低于Ⅲ級致密儲層為無效儲層。

(3)分析成巖相與成儲界限及分級評價的關系發現,研究區內常規儲層主要發育成巖相有綠泥石包裹相及溶蝕相;Ⅰ級致密儲層主要發育溶蝕相及混合膠結相,局部區域發育少量硅質膠結相;Ⅱ級致密儲層主要發育溶蝕相和混合膠結相,致密相次之;Ⅲ級致密儲層主要發育混合膠結相和致密相為主,硅質膠結相次之,溶蝕相最少。這一結果表明:研究區內優勢成巖相是綠泥石包裹相及溶蝕相,其次為混合膠結相和石英膠結相,致密相最差。

(4)研究區的實際應用結果顯示,發育綠泥石包裹相和溶蝕相的常規儲層和Ⅰ級致密儲層是致密砂巖氣的高產區。