压实作用、胶结作用造成原始孔隙度损失

储层中由于压实造成原始孔隙度的减少是必然的，而早期的碳酸盐或硫酸盐胶结作用对最终储层的影响可以是有利的。胶结物形成在机械压实作用发生之前，且岩石孔隙度没有完全被破坏时，胶结物才有可能提供一种更加致密的结构来帮助岩石抵抗由于深埋而引起的压实作用。但如果是大量杂基充填的砂砾岩，如冲积扇端杂基支撑的砂砾岩，原始岩石就比较致密，后期的成岩流体受阻，对储层的改造不利，仅能对少量的颗粒进行部分溶解，因而往往形成一些孤立的粒内溶孔，孔隙之间连通性差。如果压实与胶结作用均不是很强，则对保存原始孔隙是非常有利的;如早期发生了较明显的胶结作用，胶结物就可保存粒间体积，为后期溶解作用提供物质基础。上述两种情况下往往有好储层存在。

前面各章节已描述了库车坳陷中、新生界碎屑岩储层物源区的特征，岩石在成分和结构上都是低成熟的，主要为岩屑砂岩、长石质岩屑砂岩、岩屑长石砂岩，这样由于埋藏而引起的机械压实对孔隙度的影响起了特别重要的作用。根据对塔里木北部地区不同井作地层埋藏史图可以发现，西部英买力、羊塔克地区的井目前处于最大埋藏深度;而坳陷中心及北部山前带由于中-近期的抬升和回剥，当前构造位置上的储层都没有处在其最大埋藏深度上(表6-12)。在北部山前带，克拉2井白垩系见到最小的埋深(6800m)，因而也具有山前带及坳陷中心区最好的孔隙度和渗透率。东秋5井、大北1井区(根据对拜城坳陷中心地震测线的地层埋藏史恢复)在储层段的埋深均已超过7000m，且由于有更多的始新统载荷，在边缘较高的热地温条件下经历了明显更长的深埋时间，因而渗透率很低。

表6-12 部分井储层目前埋深与预测最大埋深对应关系(白垩系底)

对于成分成熟度低的岩石，硅酸盐胶结作用(石英和长石增生)一般来说比机械压实作用要小。但后期的压实作用，即使是很低级别的压实作用都可以破坏岩石的渗透率。在坳陷中埋藏深度已经足以使所有的储层都有增生胶结的风险。如东秋5井、大北1井，经试油证实剩余的渗透率可能主要是由于裂缝所致。克拉2井区由于具有更早的成岩史，如克拉井区探井中均可见到赤铁矿包裹粘土膜。该粘土膜的发育在储层深埋期间可以阻止石英和长石的增生。后来普遍分布的碳酸盐胶结物又阻滞了压实作用和增生胶结作用的发生，但也降低了孔隙度和渗透率，同时也使这些井受压实作用的影响相对较小。这也是克拉井区能保持相对较好的储层质量的主要因素。油气的注入可以阻止后期胶结作用的发育，这也是克拉2井区与克拉1井、克拉3井之间白垩系储层质量有差异的主要原因。

在克拉2气田区，克拉202井砂岩储层质量比其他探井都要差。其原因是该井位于主要断块的下降盘上，埋藏更深(大约800m)。这样引起更大的压实作用，更广泛地发育粒间胶结物，胶结物占据了孔隙空间并阻塞了喉道。关于更大压实作用的直接证据是相对低地减小了胶结物孔隙度:克拉202井砂岩平均为17%，克拉201井平均为23.5%。

储层物性与碳酸盐胶结物含量具明显的负相关性(图6-43)。图6-44为压实与胶结作用造成孔隙率损失的相关图。从图中可以看出，在北部迪那201井区和东秋5井区，由胶结作用损失的原始孔隙度大于由压实作用造成的孔隙损失，平均胶结作用损失孔隙率为21.8%，平均压实作用损失孔隙率为15.3%，储层平均视压实率为38.25%;南部由胶结作用导致的原始孔隙损失率小于由压实作用造成的孔隙损失率，平均胶结作用损失孔隙率为12.93%，平均压实作用损失孔隙率为20.0%，储层平均视压实率为52.0%。北部由于胶结物含量高，起到了一定的抗压实作用，保留了一定的粒间体积，但要寻找好的储集层段必须是次生孔隙发育的溶蚀带;而南部胶结物含量低，岩石的抗压实能力弱，但颗粒支撑保留了较多的原生粒间孔，使得后期的成岩流体在储层内易流动，往往造成一些颗粒的部分溶解或胶结物的溶解，因此南部储层以原生与次生混合型孔隙分布为主。

图6-43 迪那201井古近系储层物性与碳酸盐胶结物含量的关系

图6-44 库车坳陷东部压实与胶结作用导致的孔隙损失率

胶结作用对储层储集性能的影响主要表现为粘土杂基及方解石、铁方解石、白云石等充填孔隙，堵塞喉道，破坏了孔隙间的连通性。依南地区平均胶结物含量低，明南1井相对稍高，说明由胶结作用造成的孔隙度降低较小。

库车坳陷东部地区下侏罗统砂岩中的岩屑成分主要有千枚岩、板岩、石英岩、中-酸性喷发岩、泥岩，泥质杂基含量较高，一般为5%～15%。由于为含煤地层具有碳酸盐胶结物含量低的特点，导致岩石抗压实能力也低，造成颗粒间紧密接触，多以线-凹凸接触为主，局部还有压溶现象。如果将碎屑颗粒按照塑性颗粒和刚性颗粒进行分类，千枚岩、板岩、泥岩和风化较强的火山岩屑和长石作为塑性颗粒，石英、石英岩、风化较弱的长石、火山岩、硅质岩屑作为刚性颗粒，前者含量为30%～35%，后者含量约65%～70%。若仅参考上覆地层的机械压实作用，下侏罗统砂岩经过新近系的最大埋深之后，其孔隙度还剩余8%～13%左右(表6-13);后期的构造挤压应力又使原始孔隙度继续减少，使得下侏罗统砂岩达到了基本不可再压实的程度。将12口井的测井数据重新处理后，计算出泥岩压实曲线(图6-45，图6-46)。除明南1井外，其他5口井基本处于不可再压实阶段。但可看出，依南2井的4200～4850m和依南5井的4100～4700m井段具有压力异常层段。当岩石达到了不可再压实的程度时，再经受后期造山运动的构造挤压往往会产生较多的裂缝。由于裂缝的存在使孔隙度、渗透率明显增高，溶解作用也明显增强(表6-14)。

表6-13 压实作用对孔隙衰减的影响

表6-14 部分井铸体薄片孔隙结构统计

正是由于正常埋藏压实作用之外叠加了侧向构造挤压，导致处于高应变集中带构造部位的储层压实作用异常强烈，储集性很差。

图6-45 库车前陆盆地北部山前带埋藏史曲线

图6-46 库车前陆盆地南部地区钻廾埋藏史曲线