准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡八道湾组一段砂砾岩低饱和度油藏成藏物性下限

郭达发; 赵晓东; 周伯玉; 韩宝; 陈晓轩

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506779

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (21) :9026-9037 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506779

天文学、地球科学

准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡八道湾组一段砂砾岩低饱和度油藏成藏物性下限

郭达发 ¹ ,
赵晓东 ¹^,^* ,
周伯玉 ² ,
韩宝 ² ,
陈晓轩 ²

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Lower Limit of Reservoir Physical Properties for Hydrocarbon Accumulation in Low-saturation Glutenite Reservoirs of J₁b₁ in Western Slope of Mahu Sag, Junggar Basin

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摘要

成藏物性下限决定了成藏期油气能否充注储层,为生产中储层含油有效性评价提供重要依据。利用钻井、岩心、压汞、包裹体及试油等资料,对准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡八道湾组一段砂砾岩油藏进行了研究。结果表明:利用压汞参数法确定研究区八道湾组一段现今有效储层的孔隙度下限为9.6%,渗透率下限为0.382×10^-3μm²;研究区发育两期油包裹体,均一温度分布呈现双峰的两期特征,八道湾组一段经历了燕山期早期充注和喜山期晚期调整的两期油气成藏过程;将研究区中成岩A阶段细分为中成岩A₁、A₂和A₃共3个阶段,确定了各个阶段在一定深度下的储层孔隙度影响因素为分选系数和粒度中值;提出了利用PCA算法建立孔隙度综合影响因子F,建立了孔隙度恢复图版,确定了玛西斜坡八道湾组油气充注期的孔隙度下限为21%,油藏调整期的孔隙度下限为15.2%。结论认为,研究区八道湾组一段砂砾岩储层在成藏调整充注期主体进入中成岩A₂、A₃阶段,孔隙度较低,储层已致密化,研究区经历了“先致密、后成藏”的成岩-成藏演化过程,从而形成了现今的低含油饱和度油藏。研究成果对于低饱和度油藏的成藏机理具有重要的科学意义,同时为玛湖凹陷八道湾组一段大规模的低饱和度油藏勘探开发提供地质依据。

Abstract

The lower limit of reservoir physical properties for hydrocarbon accumulation determines whether hydrocarbons can charge the reservoir and provides an important basis for the evaluation of reservoir oil-bearing effectiveness in actual production. Data such as drilling, core, mercury injection, inclusion, and oil testing were used to the glutenite reservoir in the first member of the Badaowan Formation (J₁b₁) in the western slope of the Mahu Sag, Junggar Basin. The results show that using the mercury injection parameter method, the porosity lower limit of the current effective reservoir in the first member of the Badaowan Formation in the study area is determined to be 9.6%, and the permeability lower limit is 0.382×10^-3 μm². There are two stages of oil inclusions, and the homogenization temperature distribution of hydrocarbon inclusions shows bimodal two-stage characteristics. The first member of the Badaowan Formation has experienced two stages of hydrocarbon accumulation processes: early charging in the early Yanshan period and late adjustment in the late Himalayan period. The middle diagenesis stage A in the study area is divided into three sub-stages: A₁, A₂, and A₃. It is determined that the influencing factors of reservoir porosity at a certain depth in the three segments of middle diagenesis stage A₁, A₂, and A₃ are sorting coefficient and median grain size. A comprehensive influence factor of porosity F is established by using the PCA algorithm, and a porosity restoration chart is established. It is determined that the porosity lower limit during the hydrocarbon charging period of the Badaowan Formation in the Maxi Slope is 21%, and the porosity lower limit during the reservoir adjustment period is 15.2%. The conclusion holds that the glutenite reservoir in the first member of the Badaowan Formation in the study area mainly entered the middle diagenesis stage A₂ and A₃ during the reservoir accumulation, adjustment, and charging period, with low porosity and densified reservoir. The study area has experienced a “first densification, then accumulation” diagenetic-hydrocarbon accumulation evolution process, thus forming the current low oil saturation reservoir. The research results have important scientific significance for the hydrocarbon accumulation mechanism of low saturation reservoirs, and provide a geological basis for the large-scale exploration and development of low saturation reservoirs in the first member of the Badaowan Formation in the Mahu Sag.

Graphical abstract

关键词

准噶尔盆地 / 玛湖凹陷西斜坡 / 八道湾组一段 / 低饱和度油藏 / 孔隙度综合影响因子 / 成藏物性下限

Key words

Junggar Basin / the western slope of the Mahu Sag / the first member of the Badaowan Formation / low saturation reservoirs / a comprehensive influence factor of porosity / the lower limit of reservoir physical properties for hydrocarbon accumulation

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郭达发, 赵晓东, 周伯玉, 韩宝, 陈晓轩. 准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡八道湾组一段砂砾岩低饱和度油藏成藏物性下限[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(21): 9026-9037 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506779

GUO Da-fa, ZHAO Xiao-dong, ZHOU Bo-yu, HAN Bao, CHEN Xiao-xuan. Lower Limit of Reservoir Physical Properties for Hydrocarbon Accumulation in Low-saturation Glutenite Reservoirs of J₁b₁ in Western Slope of Mahu Sag, Junggar Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(21): 9026-9037 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506779

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随着油气勘探开发的不断发展,对于现今有效储层物性下限的研究已经逐渐不能够满足生产开发的更高需求^[1-2],尤其对于研究区低孔渗储层而言,随着地层埋深的增大,储层的压实作用越来越强,由于后期的一系列成岩作用以及构造运动的影响,地层孔隙进一步被破坏,导致储层孔隙度严重减小^[3-4]。现今有效储层的物性与成藏期储层相比,出现了较大变化,现今有效储层物性下限无法与成藏期油气充注的物性临界值对应^[5]。对准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡八道湾组一段(以下简称“八一段”)砂砾岩低饱和度油藏成藏物性下限的研究,不仅可以提高研究区储层质量动态评价的准确性,也可以对现今储层成藏含烃的潜力进行评估,为油田开发生产提供重要的地质依据^[6]。

对于现今有效储层物性下限的研究已经比较成熟,其方法也多种多样,主要为拐点值确定法、经验统计法、物性试油法、孔渗交会法、最小流动孔喉半径法以及模拟实验等方法^[7-10]。对于成藏期油气进入储层的物性下限研究也在逐步兴起,主要是运用反演的思想,将成藏机理和储层评价进行结合^[11-13],通过现今有效储层的临界物性和成藏前后物性的变化情况,确定成藏期的物性下限^[6,14-15]。

成藏物性下限的确定关键是古物性的恢复^[16]。现考虑多种孔隙度影响因素进行拟合,建立孔隙度综合影响因子约束下的孔隙度演化曲线,实现成藏期古孔隙度的恢复,根据不同成藏期次古孔隙度的变化量,结合现今有效储层的孔隙度下限,得到不同成藏期次的孔隙度下限。以将近论古的地质思想为指导,提出一种新的成藏物性下限的确定方法,以期为不同地区成藏机理的研究以及成藏物性下限的确定提供参考。

1 区域地质概况

准噶尔盆地位于中国西北部,是中国陆上油气资源最为丰富的主要含油气盆地,其面积约为130 000 km²,整体上形状大致呈三角形^[17]。玛湖凹陷位于准噶尔盆地的沉降中心,是该地区最重要的富烃凹陷,为盆内二级构造单元,面积约为6 800 km²,整体呈NE-SW向展布^[18-21]。如图1所示,研究区位于玛湖凹陷西斜坡,目的层段位于T-J不整合面之上第一套层系,发育规模砂体,砂体厚度50~160 m,连续性好,整体划分为八道湾组一段(J₁b₁)、八道湾组二段(J₁b₂)和八道湾组三段(J₁b₃)^[1,22-23]。其中,八一段为低孔低渗储层,储层孔隙结构较差,非均质性较强,主要发育原生粒间孔、次生粒内溶孔和微裂缝,其中原生粒间孔为大孔,次生粒内溶孔为小孔,原生粒间孔对于储集物性的贡献占主导地位^[1]。地层主体分布稳定,岩性主要为灰色砂砾岩、中-细砂岩,夹煤层,是中生界砂体规模最大的层系,油气显示活跃,具备良好的顶底板条件,是寻找规模储量的现实领域^[24]。

2 现今有效储层物性下限

含油产状法、物性试油法和压汞参数法是确定现今有效储层物性下限的常用方法,但应用于研究区八一段储层,含油产状和试油结果并不能有效地区分物性的好坏,故无法用来确定八一段现今有效储层物性下限。如图2所示,结合目的层段相关资料,分别建立含油产状、试油结果与物性之间的关系,结果发现,油气显示较差的储层主要位于构造高部位,且物性比较好,而油气显示较好的储层却位于构造低部位,物性普遍较差,显然与常规储层油气聚集的原理相悖,这很有可能是储层非均质性较高导致的。在实际生产过程中,也证实了储层物性并非油气富集的主要因素,研究区内物性较好的艾参1井的两个试油层段并未获得工业油流,而物性相对较差的艾湖6井却取得了较好的试油效果。因此,通过储层的流体性质直接反映研究区储层的物性好坏是不合适的。

压汞参数法从储层岩石孔喉结构的角度出发,选用排驱压力和中值压力两个压汞参数,二者与孔隙度和渗透率具有直接联系,不受储层流体性质的影响,更加适用于研究区非均质性较强的八道湾组储层。结合研究区艾湖15、艾湖501等5口井八道湾组储层岩样的压汞资料,绘制压汞参数与物性关系图,如图3所示,当孔隙度小于9.5%或渗透率小于0.335×10^-3μm²时,排驱压力迅速增大;当孔隙度小于9.8%或渗透率小于0.428×10^-3μm²时,中值压力迅速增大,如图3所示。将排驱压力和中值压力突变处的孔隙度和渗透率分别取平均值,得到八道湾组现今有效储层的孔隙度下限为9.6%,渗透率下限为0.382×10^-3μm²,与实际生产比较吻合。

3 成藏期次

成藏期次的划分是研究成藏过程的关键,是确定成藏物性下限的必要条件,也是寻找新的油气富集带,实现增储上产亟待解决的基础性科学问题。准噶尔盆地一共经历了3次成藏期,分别为印支期(T₃)、燕山期(K₁)和喜山期(E₂),形成了石炭系、二叠系、侏罗系和古近系4个复合含油气系统^[25]。研究区八道湾组油气主要来源于二叠系风城组^[26-28],而风城组烃源岩主力排烃期是白垩纪^[22],为了进一步明确研究区八道湾组的成藏期次,需要结合包裹体镜下微观特征和包裹体测温结果进行具体分析。

通过透射光和荧光薄片镜下观察发现,研究区内储层流体包裹体较少,仅有少量附着在石英颗粒上,如图4所示,主要为条形、近圆形和其他不规则形状,荧光显示呈黄绿色或蓝绿色,以油相为主,研究区八一段主要发育石英颗粒表面和石英颗粒内裂缝分布的两期油相包裹体。包裹体的均一温度可以表征流体包裹体形成时经历的温度变化,通过对包裹体进行测温,油气包裹体的均一温度分布呈现双峰的两期特征,峰值分布在90~100 ℃和110~120 ℃两个区间,如图5所示,可以判断研究区八道湾组储层主要经历了两期成藏过程。

根据两期包裹体的均一温度峰值区间,结合研究区埋藏史-热史分析以及前人研究,从而确定两期成藏的大概的地质年代分别为150~153 Ma和77~93 Ma,如图6所示。第一次成藏期,八道湾组埋深较浅,物性较好,风城组烃源岩经白垩纪排烃,油气沿走滑断裂向上疏导,在古鼻状构造带聚集,形成早期的古构造油藏;第二次成藏期,由于喜山期构造掀斜运动,百口泉组油气沿断裂疏导至八一段厚层砂砾岩中,储层整体低孔低渗,且表现为强非均质性,经调整充注,形成低含油饱和度油藏^[1,29]。综上,可以判断油气成藏经历了燕山期早期充注(J末K初,P1f源岩充注)与喜山期晚期调整(E-N,T1b油藏调整充注)的两期油气成藏过程。

4 成藏物性下限

成藏物性下限的确定步骤主要有以下步骤。

(1)需要划分成岩阶段,并确定不同成岩阶段的储层孔隙度影响因素。

(2)将孔隙度影响因素通过降维的方式进行拟合,得到孔隙度综合影响因子。

(3)建立孔隙度恢复图版,得到储层从成藏期演化至今孔隙度的变化量。

(4)将孔隙度变化量和现今有效储层孔隙度下限进行相加,得到成藏期的孔隙度下限。

4.1 成岩阶段划分

根据碎屑岩成岩阶段划分标准^[30],通过古温度、有机质成熟度、矿物含量、颗粒接触类型以及孔隙类型等资料,将玛西斜坡八道湾组成岩作用划分为3个阶段,如图7所示。早成岩A阶段埋深浅于1 400 m,有机质未成熟,镜质体反射率R_o<0.35%,可见少量黏土矿物,岩石弱固结-半固结,发育原生粒间孔;早成岩B阶段埋深位于1 400~1 800 m,有机质半成熟,镜质体反射率R_o为0.35%~0.5%,高岭石等黏土矿物较普遍,岩石由半固结到固结,孔隙类型以原生孔为主,发育少量次生孔;中成岩A阶段位于1 800~3 500 m,深度范围比较大,有机质低成熟-成熟,镜质体反射率R_o为0.5%~1.3%,砂岩中高岭石含量有减少趋势,伊利石含量有增加趋势,蒙皂石逐渐向伊利石/蒙皂石(I/S)混层转化,孔隙类型以次生孔为主,现今八道湾组处于中成岩A阶段。

4.2 储层孔隙度影响因素

如图8所示,从研究区孔隙度-深度散点图中发现,整体上,孔隙度随深度的增大具有一定的变化趋势。当深度小于3 500 m时,孔隙度随着深度的增加整体变小;当深度大于3 500 m时,孔隙度随着深度的增加整体变大。但是同一深度对应的孔隙度范围较大,很难通过一条孔隙度演化曲线合理地表征孔隙度的演化趋势。

结合研究区构造作用和沉积环境,研究区构造演化主要受乌夏断裂带和克百断裂带影响,各地层之间存在多期与构造作用伴生的不整合接触^[31]。八一段整体发育辫状河三角洲沉积,为湖平面上升过程。随着湖平面的上升,八一段逐渐经历了三角洲平原到三角洲前缘,再到滨浅湖相的沉积转变,受阵发性构造作用影响,最终发育三角洲前缘沉积,垂向上的“泥包砂”结构为油气富集提供了良好的顶底板条件^[24,31-33]。

在研究区构造和沉积背景下,孔隙度的大小直接受储层岩石组构的影响。在不同的成岩阶段中,由于成岩作用的不同,孔隙度的影响因素也不完全相同。在早成岩阶段,胶结物含量不高,压实作用对孔隙度的影响作用占主导地位,储层孔隙度的影响因素主要为岩石的原始组构;在中成岩阶段,压实作用对孔隙度的影响仍占主导地位,且胶结作用增强,孔隙度的主要影响因素便会发生改变。划分成岩阶段可以有效地减小深度对孔隙度的影响,在较小的深度范围内,排除了压实作用的影响,从颗粒含量、分选系数等岩石原始组构以及胶结物含量等角度更加客观地分析孔隙度的影响因素。

在八道湾组整个成岩阶段中,建立孔隙度和石英颗粒含量、长石含量、泥质杂基含量以及胶结物含量的相关关系可以发现,这4种影响因素与孔隙度不具有明显的相关性,因此,可以忽略其对孔隙度的影响。

根据之前的成岩阶段划分,玛西斜坡八道湾组现在处于中成岩A阶段。由于中成岩A阶段深度范围较大,如果直接进行分析,会造成深度对孔隙度产生较大影响,故将该阶段深度细分为三段,分别为中成岩A₁段(1 800~2 400 m)、中成岩A₂段(2 400~2 800 m)和中成岩A₃段(2 800~3 500 m)。

在中成岩A₁段,如图9所示,孔隙度随着分选系数的增大呈线性增加,随着粒度中值的增大而呈指数递增,并且表现出较好的相关性。因此,可以认为分选系数和粒度中值是该阶段孔隙度的主要影响因素。

在中成岩A₂段,如图10所示,孔隙度随着分选系数的增大呈线性增加,但孔隙度随着粒度中值的变化而产生的变化却不是一概而论的。在砂岩和砾岩中,孔隙度和粒度中值的相关关系正好相反。在砂岩中,孔隙度随着粒度中值的增大呈指数递增;在砾岩中,孔隙度随着粒度中值的增大呈指数递减。因此,分析该阶段孔隙度和粒度中值的关系时,需要进行分类讨论。

在中成岩A₃段,如图11所示,孔隙度随着分选系数的增大仍然呈线性增加,但是相关性在变差,孔隙度和粒度中值的相关关系仍然受到岩性影响。在砂岩中,孔隙度随着粒度中值的增大呈线性增加;在砾岩中,孔隙度随着粒度中值的增大呈指数递减,仍然需要进行分类讨论。

4.3 古孔隙度恢复

在不同成岩阶段,孔隙度的影响因素以及影响作用的大小都不是完全一致的。根据储层孔隙度影响因素的分析,可以确认玛西斜坡孔隙度影响因素主要为分选系数和粒度中值,对此需要建立统一的孔隙度影响因素标准,进行定量表征。结合前人经验,通过MATLAB的程序运行,采用PCA算法,将影响孔隙度的多种因素拟合为一种综合影响因子F,得到孔隙度综合影响因子的表达式,最终达到降维的目的。根据研究区的实测数据对F进行计算,结合孔隙度和深度,绘制不同F的孔隙度演化曲线,解决了同一深度孔隙度分布范围较大的问题,并对玛西斜坡八道湾组进行古孔隙度恢复。

结合储层孔隙度影响因素相关研究,在中成岩A₂和A₃阶段,不同粒度级别的岩性类型也会影响孔隙度和粒度中值的相关性。在砂岩粒度级别范围内,孔隙度和粒度中值为正相关;而在砾岩粒度级别范围内,孔隙度和粒度中值为负相关。为了更加准确表达孔隙度综合影响因子与分选系数、粒度中值之间的关系,将砂岩和砾岩两个不同粒度级别的岩性进行区分,分别建立孔隙度综合影响因子的表达式,其中,式(1)为砂岩粒度范围内孔隙度综合影响因子表达式,式(2)为砾岩粒度范围内孔隙度综合影响因子表达式。

(1)F=$\left\{\begin{array}{l}-9.219\mathrm{ }1+1.864\mathrm{ }4{\mathrm{e}}^{3.425\mathrm{ }8D}+2.014\mathrm{ }4S,\\ 　　中成岩{\mathrm{A}}_{1}(1\mathrm{ }800\mathrm{m}<H<2\mathrm{ }400\mathrm{m})\\ -11.784\mathrm{ }6+4.223\mathrm{ }5{\mathrm{e}}^{2.339\mathrm{ }5D}+1.819\mathrm{ }5S,\\ 　　中成岩{\mathrm{A}}_{2}(2\mathrm{ }400\mathrm{m}<H<2\mathrm{ }800\mathrm{m})\\ -5.187\mathrm{ }5+5.619\mathrm{ }0D+1.882\mathrm{ }9S,\\ 　　中成岩{\mathrm{A}}_{3}(2\mathrm{ }800\mathrm{m}<H<3\mathrm{ }500\mathrm{m})\end{array}\right.$

(2)F=$\left\{\begin{array}{l}-9.219\mathrm{ }1+1.864\mathrm{ }4{\mathrm{e}}^{3.425\mathrm{ }8D}+2.014\mathrm{ }4S,\\ 　　中成岩{\mathrm{A}}_{1}(1\mathrm{ }800\mathrm{m}<H<2\mathrm{ }400\mathrm{m})\\ -13.797\mathrm{ }7+10.769\mathrm{ }7{\mathrm{e}}^{-0.051D}+1.922\mathrm{ }9S,\\ 　　中成岩{\mathrm{A}}_{2}(2\mathrm{ }400\mathrm{m}<H<2\mathrm{ }800\mathrm{m})\\ 11.483\mathrm{ }2-7.784\mathrm{ }7{\mathrm{e}}^{-0.067D}-3.004\mathrm{ }7S,\\ 　　中成岩{\mathrm{A}}_{3}(2\mathrm{ }800\mathrm{m}<H<3\mathrm{ }500\mathrm{m})\end{array}\right.$

式中:F为综合影响因子;D为粒度中值,mm;S为分选系数;H为地层深度,m。

将孔隙度综合影响因子进行归一化处理,发现在不同阶段中,归一化后的F与孔隙度存在较好的相关性,如图12所示,可以将其作为衡量孔隙度影响因素的标准。

结合研究区孔隙度和深度数据,计算每个数据点的F,并绘制不同F的孔隙度演化曲线,建立玛西斜坡八道湾组孔隙度恢复图版,如图13所示。由于孔隙度演化图版中的孔隙度演化曲线是通过F得到的,所以无论是砂岩还是砾岩,计算F的过程并不会对孔隙度的恢复造成影响。因此,在同一地区中,砂岩和砾岩可以共用一个孔隙度恢复图版。

由图13可知,当F越大时,孔隙度整体也越大,且随着深度的增加呈现递增的趋势。在深度大于2 500 m和小于2 000 m时,变化速率较快;在深度位于2 000~2 500 m时,变化速率较慢。

为了验证玛西斜坡八道湾组储层孔隙度恢复图版的准确性,在研究区中选取未参与该图版建立的实测孔隙度与恢复得到的孔隙度进行比较,如表1所示。选取数据点主要来自艾湖15、百65、玛12、玛625、玛6和艾湖501井,由表1可知,孔隙度恢复图版得到的孔隙度与实测孔隙度绝对误差不超过2%,相对误差不超过16%,误差整体不大,存在一定的可信度,可以为后续实际开发生产提供参考。

4.4 成藏物性下限的确定

玛西斜坡八道湾组经历了两期成藏,分别为J末K初(侏罗纪末期-白垩纪初期)的油气充注期和E-N(古近纪-新近纪)的油藏调整期。以玛西斜坡艾湖502-艾湖501-艾湖5-玛611连井剖面为例,分别建立八道湾组储层在J末K初、E-N以及现今的孔隙度演化剖面,如图14所示。

从图14中可以发现,随着时间的推移,孔隙度在不断减小。在J末K初时期,玛西斜坡八道湾组孔隙度范围主要在20%~25%;在E-N时期,玛西斜坡八道湾组孔隙度范围跨度较大,整体上,构造高部位孔隙度范围主要在20%~25%,构造中部位孔隙度范围主要在15%~20%,构造低部位孔隙度范围主要在10%~15%;在现今时期,玛西斜坡八道湾组孔隙度范围主要在10%~15%,少部分区域孔隙度在10%以下。

通过恢复成藏阶段的古埋深,结合储层对应的F,应用孔隙度恢复图版,在孔隙度演化曲线上找到相应的位置,可以得到不同成藏期储层不同深度所对应的孔隙度。如表2所示,八道湾组孔隙度随着时间的推移在不断变化,整体呈现减小的趋势。从J末K初(侏罗纪末期—白垩纪初期)油气充注期到现今,孔隙度的减小量为11.4%;从E-N(古近纪—新近纪)油藏调整期到现今,孔隙度的减小量为5.6%。已知八道湾组现今有效储层的孔隙度下限为9.6%,根据反演的思想,可以确定油气充注期时的孔隙度下限为21%,油藏调整期时的孔隙度下限为15.2%。

5 结论

(1)含油产状法和物性试油法受储层非均质性的影响,无法从储层流体的角度确定现今有效储层物性下限,而压汞参数法从储层岩石孔喉结构的角度出发,选用排驱压力和中值压力两个压汞参数,与储层物性具有直接联系,不受储层流体的影响,更加适用于研究区非均质性较强的八道湾组储层,得到的现今有限储层物性下限结果更加合理。

(2)结合研究区包裹体特征和埋藏史-热史分析,确定了玛西斜坡八道湾组一段经历了燕山期早期充注和喜山期晚期调整的两期油气成藏过程。将不同的孔隙度影响因素拟合为同一孔隙度综合影响因子F,通过F和孔隙度数据建立了孔隙度恢复图版,对玛西斜坡八道湾组储层孔隙度进行了恢复,确定了成藏期的孔隙度下限。结合成岩阶段划分,可以判断玛西斜坡八道湾组储层在经历油气充注和油藏调整后已进入中成岩A₂、A₃阶段。

(3)结合成藏物性下限结果,发现储层孔隙度在成藏之前就相对较低,储层已经致密化,因此可以确定研究区经历了“先致密、后成藏”的成岩-成藏演化过程,为低饱和度油藏的形成机理提供了一定的地质依据。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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