石良，金振奎，闫伟，朱小二，许新明，彭飚

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院；2.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院；3.中海石油（中国）有限公司深圳分公司）

异常高压对储集层压实和胶结作用的影响
——以渤海湾盆地渤中凹陷西北次凹为例

石良1,2，金振奎1，闫伟1，朱小二1，许新明3，彭飚1

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院；2.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院；3.中海石油（中国）有限公司深圳分公司）

根据岩心和薄片资料，定量分析渤海湾盆地渤中凹陷西北次凹异常高压对古近系东营组储集层压实和胶结作用的影响。异常高压对压实具有明显抑制作用，异常高压带砂岩压实强度及压实减孔率低于上覆常压带砂岩，异常高压带地层压力每超过静水压力4 MPa，可保存约1.1%原生孔隙；异常高压对胶结物发育有控制作用，异常高压带及邻近内侧常压带内，胶结较强烈，而远离异常高压带的外侧常压带，胶结强度迅速降低。在常压带，碳酸盐胶结带的厚度比自生黏土矿物胶结带厚度小。碳酸盐差异胶结存在“细粒聚集效应”，即碳酸盐优先在粒度较细的砂岩中形成胶结物，使得异常高压带内砂岩储集层物性有好有差。外侧常压带是原生孔隙保存最为有利带，异常高压带是原生孔隙保存较为有利带，而内侧常压带原生孔隙保存相对较差。图9表2参23

异常高压；压实强度；胶结强度；碳酸盐差异胶结；渤中凹陷

0 引言

前人对异常高压与成岩作用的关系进行了较多研究，但仍存在一些问题尚未解决，如金振奎发现准噶尔盆地异常高压带内有些区域砂岩储集层质量好，有些区域储集层质量却很差[1]，异常高压对砂体压实作用及胶结作用的影响尚不明确。本文以渤海湾盆地渤中凹陷西北次凹为例，详细探讨异常高压对碎屑岩储集层压实和胶结作用的影响，明确胶结强度的分布规律，对异常高压带内储集层物性差异进行了合理解释，从而为异常高压带有利储集层预测提供了理论依据。

1 地质概况

渤中凹陷是渤海湾盆地沉积和生油气中心，凹陷面积大、沉积岩厚度大，主力烃源岩发育于古近系沙河街组沙三段、沙一段和东营组，油气资源丰富，主力储集层为东营组和沙河街组砂岩，勘探潜力巨大[2-3]。渤中凹陷西北次凹（见图1）断裂不发育，东二段（Ed2）为辫状河三角洲沉积，主要发育分流河道、河口坝和远砂坝微相，东三段（Ed3）为扇三角洲沉积[4-5]。东二下亚段实测压力系数为1.46～1.50，东三段实测压力系数最高为1.68（见表1），按杜栩等提出的地层压力划分标准[6]，属于异常高压储集层。依据实测压力资料和泥岩孔隙压力计算，研究区异常高压的起始深度约为3 230 m。

东营组砂岩以成分成熟度低的岩屑质长石砂岩和岩屑砂岩为主，少量长石质岩屑砂岩，分选较差（Folk分选系数1.12～1.79，平均值为1.46），砂岩粒级属中—细砂（粒径0.06～0.49 mm，平均为0.21 mm），颗粒呈次圆—次棱角状，以颗粒支撑为主，总体上砂岩碎屑组分中塑性岩屑含量普遍较高，岩屑以火成岩和变质岩为主，含少量云母。本次研究所用样品多取自东二段。

图1 渤中凹陷构造位置图（据文献[3-4]修改）

表1 研究区东营组测试地层压力

2 研究区异常高压带压实作用特征及定量分析

2.1 镜下特征

研究区东营组样品镜下常见碎屑颗粒点-线接触（见图2a、2b、2c），颗粒机械压实后略显定向排列（见图2a），板岩岩屑、云母等塑性颗粒被压实变形，呈假杂基状充填粒间孔隙。

图2 研究区东营组样品镜下照片

2.2 压实强度

金振奎等根据不同接触类型颗粒的相对含量，将压实作用强度（以下简称压实强度）划分为6级[7]，另有学者用压实率来划分压实强度[8-9]。本文用压实减孔率定量表征压实强度，其是指砂岩由于埋藏压实作用引起孔隙度减少值与砂岩初始孔隙度的百分比，计算公式如下[10]：

公式（1）以砂岩初始孔隙度（φ0）为基准，砂岩沉积后其初始孔隙度为定值，（φio+φic+φc+φm）随压实强度变化而变化。需指出，样品岩心常规分析、薄片分析、粒度分析等数据在实验室常温常压下测得，而砂岩初始孔隙度也是指常温常压下沉积形成的孔隙度，所以二者具有可比性。

体积率估算采用薄片中残余原生面孔率（或次生面孔率）与总面孔率的相对比值，或残余碳酸盐（或自生黏土矿物等）面积率与总固态面积率的相对比值，结合岩心孔隙度或固态体积计算得到。该法假设：薄片统计得到的面孔率与总面孔率的比值等于对应体积率与实测孔隙度的比值。研究区薄片中总面孔率与相应岩心测试孔隙度具有良好相关性，相关系数达0.841（见图3），证实了该估算方法的可行性。

综合前人[7-9]及研究区数据，本文给出了研究区压实强度级别划分标准（见表2）。

2.3 异常高压影响压实作用机制定量分析

异常高压带内孔隙流体承受压力大，则碎屑岩骨架承受压力相应减小，使颗粒压实作用受到抑制，从而保留更多原生粒间孔隙。通过异常高压带砂岩样品与上覆常压带样品的对比，可有效表征异常高压对压实作用的影响：①在显微镜下，异常高压带砂岩的压实强度低于上覆常压带砂岩的压实强度：异常高压带砂岩点接触颗粒约占全部颗粒的80%（见图2b），线接触颗粒约占20%，压实减孔率约为28%，属弱压实；上覆常压带的砂岩线接触颗粒约占60%，点接触颗粒约占40%（见图2a），压实减孔率约为43%，属中压实。②地层正常埋藏过程中，随埋藏深度和地层温度增加，砂岩压实强度随之增强，残余原生孔隙体积率逐渐减小[7]。但研究区异常高压带却呈现相反的变化趋势：异常高压带的砂岩平均压实减孔率（约36%）低于常压带内的砂岩平均压实减孔率（约41%），即由常压带进入异常高压带，压实减孔率呈下降趋势（见图4a），残余原生孔隙体积率也随之呈现增加趋势（见图4b）。

图3 研究区东营组实测孔隙度与薄片统计总面孔率交会图

表2 成岩作用强度级别划分表

图4 研究区东营组压实作用参数随深度变化曲线

研究区W1井异常高压段（3 287～3 350 m）地层压力系数约为1.5（见表1），即地层压力比静水压力高约15 MPa。因异常高压段胶结强度与上覆常压段（2 990～3 010 m）基本一致（详见后文论述），溶蚀强度也与上覆常压段相当[11]，压实减孔量φcd为：

异常高压段内压实减孔率与常压段内压实减孔率相减，可消除两者间胶结作用和溶蚀作用的影响，该差值再经正常压实校正，即是该异常高压下所保存的原生孔隙度值。W1井异常高压带及常压带的平均压实减孔量分别为8.4%和12.8%，二者之差为4.4%，经压实校正（约为0.1%）后，得到异常高压带保存的原生孔隙度为4.3%。因此，研究区地层压力每超过静水压力15 MPa，可保存约4.3%原生孔隙，相当于地层压力每超过静水压力4 MPa可保存约1.1%原生孔隙。该结果与Scherer研究北海异常高压带砂岩孔隙度结果[10]相近。

3 研究区异常高压带胶结作用特征

3.1 胶结物类型及特征

研究区东营组主要胶结物为碳酸盐和自生黏土矿物，其占总胶结物的比例分别约为59%和40%，少量硅质胶结，比例小于1%，黄铁矿偶见。

3.1.1 碳酸盐胶结物特征及其物质来源

研究区东营组碳酸盐胶结物非常常见，常呈微晶状、晶粒状或连晶状，孔隙充填式产出（见图2c），以（铁）方解石和白云石为主，分别占52.3%和46.4%，少量铁白云石。方解石和白云石充填粒间孔隙（见图2c），主要呈晶粒状或连晶状，晶体呈菱面体（见图2d）。菱铁矿仅局部发育，为隐晶质，呈团块状（见图2c）或条带状。

渤中凹陷东营组碳酸盐胶结物的氧同位素值（δ18O）为-17.4‰～-11.2‰[3,12]，表明碳酸盐胶结作用发生时埋藏深度较大。砂岩中（铁）方解石、白云石和铁白云石胶结物的离子源（Ca2+、Mg2+、Fe2+和CO32-）来自其附近厚层暗色泥岩[13]，泥岩中流体在压力梯度的驱动下排入砂岩层。菱铁矿是早成岩阶段还原条件下的产物[14]。

3.1.2 自生黏土矿物特征及其物质来源

研究区东营组自生黏土矿物以高岭石为主，约占48%，其次为伊/蒙混层，约占25%，伊利石和绿泥石所占比例较少，分别约占12%和15%。自生高岭石晶型自形程度高，多呈书页状（见图2f）、蠕虫状集合体（见图2d）充填粒间孔隙，堵塞喉道。伊/蒙混层呈絮状集合体充填粒间孔隙（见图2e）或包覆颗粒表面。伊利石主要呈丝絮状包覆在颗粒表面，部分呈搭桥状（见图2f）。绿泥石多呈鳞片状（见图2f）。

自生高岭石形成于酸性地层水环境，主要物质来源于长石颗粒的溶解[15-16]，以及周围黏土岩转化释放出的相关离子。伊/蒙混层在富K+碱性地层水条件下，由早期蒙脱石转化而来[7]。自生伊利石可由高岭石和伊/蒙混层转化形成，或由高岭石与钾长石反应生成[17]。绿泥石是在富Fe2+、Mg2+碱性地层水环境下，由高岭石或蒙脱石转化形成[18]。

3.1.3 其他胶结物特征及其物质来源

研究区东营组其他胶结物包括硅质胶结和黄铁矿，但相对含量较少，占总胶结物的比例低于1%。硅质胶结主要为石英次生加大，多呈小晶面雏晶状（见图2f），加大级别低，多属Ⅰ级，其主要物质来源是长石颗粒的溶蚀[16]和黏土矿物转化。黄铁矿偶见，在扫描电镜下呈草莓状，是早成岩阶段产物[19]：局部强还原环境中，还原细菌将SO42-还原为低价S-，后者与活性铁反应生成黄铁矿[20]。

3.2 胶结强度级别划分

有学者用胶结率定量确定胶结作用级别[8-9]。本文用胶结减孔率定量表征胶结作用强度（简称胶结强度）。胶结减孔率是指砂岩中现今残余胶结物体积率与胶结物溶蚀孔体积率之和占初始孔隙度的百分比值，是表征埋藏后所生成胶结物造成孔隙减少的一个定量参数，计算公式如下：

本文给出了建议胶结强度级别判别标准（见表2），公式（3）科学性分析与上文压实减孔率基本相似，不再赘述。

3.3 异常高压对胶结强度的控制作用

研究区异常高压明显影响了储集层的胶结作用，表现为胶结强度在不同压力区的变化呈明显规律性。同时，因研究区东营组砂岩硅质胶结物和黄铁矿胶结物占总胶结物比例低（共约1%），可忽略其影响。

3.3.1 胶结强度总体变化特征

从异常高压带到常压带，胶结强度呈阶梯状分布规律。①缓慢减弱段：从异常高压带向上到深度2 950 m左右的常压带，胶结强度缓慢减弱（见图5a）。钻遇的异常高压带厚400～500 m（未钻穿），其平均胶结减孔率为37.4%；而上覆厚约280 m常压带的平均胶结减孔率为35.5%，可见胶结强度略有减弱。两者均属强—中胶结，胶结物以碳酸盐为主，约占总胶结物的83%。②迅速减弱段：常压带内从深度2 950 m左右向上，胶结强度迅速降低，至深度2 800 m左右，平均胶结减孔率降低为14.5%，属弱胶结，胶结物以黏土矿物为主，约占全部胶结物的95%，碳酸盐胶结物含量很低（多低于0.5%）。胶结强度的变化梯度约为15%/100 m（见图5a）。

据研究区胶结强度变化特征，将异常高压带附近的常压带细分为内侧的强—中胶结常压带（简称为内侧常压带）和外侧的弱胶结常压带（简称为外侧常压带），两者分界线在深度2 950 m左右（见图5）。

图5 研究区东营组砂岩胶结参数随深度变化

3.3.2 碳酸盐胶结强度变化特征

碳酸盐胶结强度可用碳酸盐胶结物体积率来反映，体积率越大，则其含量越高，胶结强度越大。研究区碳酸盐胶结强度表现出了与总胶结强度一致的阶梯状变化规律（见图5b）。①缓慢减少段：从异常高压带到内侧常压带，碳酸盐胶结物体积率略有减少。异常高压带的平均碳酸盐体积率为11.7%，上覆常压带则为11.2%，减少了0.5%；②迅速减少段：在外侧常压带内（约2 800～2 950 m），碳酸盐胶结物含量迅速减少，其平均体积率为0.26%。表明研究区异常高压带和邻近的常压带碳酸盐胶结物含量高，而远离异常高压带后，碳酸盐胶结物含量迅速减少，其体积率多小于0.5%。

3.3.3 自生黏土矿物胶结强度变化特征

自生黏土矿物胶结强度的分布规律与碳酸盐胶结物大致相似，也呈阶梯状（见图5c）。W1井异常高压带和邻近常压带的平均自生黏土矿物体积率都为3.6%；W3井异常高压带和邻近常压带的平均自生黏土矿物体积率分别为5.6%和5.0%；W2井异常高压带和邻近常压带的平均自生黏土矿物体积率均为3.9%，远离异常高压带的常压带，迅速降低至0.8%。在常压带，自生黏土矿物胶结带的厚度比碳酸盐胶结带的厚度（约280 m）要大，约450 m。

4 异常高压对自生黏土矿物胶结的影响

研究区砂岩胶结物来源于泥岩排出的流体和碎屑颗粒的溶蚀。异常高压带内及其邻近地层胶结作用较强，自生黏土矿物胶结带的厚度比碳酸盐胶结带的大，本文认为其原因如下：

①异常高压带能够将更多的孔隙水保存至温度和压力较高的深部，加之异常高压拓宽生油窗[21]，使异常高压带黏土矿物转化、长石溶蚀等作用活跃，向孔隙水中释放了大量K+、Ca2+、Mg2+、Fe2+、CO32-等离子[7]。因此，异常高压带的孔隙水不仅总量较大，而且富含各种离子，从而有利于胶结物在异常高压带内沉淀。同时，由于异常高压带与常压带之间存在压力差，高压力系数带内富含离子的孔隙水会向低压力系数带及常压带泄流，从而导致胶结物在高压带及邻近的常压带大量沉淀。随着远离异常高压带，孔隙水中的离子迅速减少，导致胶结作用变弱。胶结较强烈的外侧常压带厚度，可能与异常高压带的厚度、压力系数有关，其厚度、压力系数越大，排到常压带的流体就越多，从而胶结带厚度越大。但由于研究区的钻井未钻穿异常高压带，不能确定其厚度，因此这种解释是否正确有待证实。

②邻近异常高压带的常压带内，自生黏土矿物的胶结带比碳酸盐胶结带要厚（见图5b、5c），前者厚约450 m，而后者约280 m，这可能与两者对从异常高压带流出流体的依赖性大小有关：自生黏土矿物的物质来源只有一部分（如H+、K+等）来自异常高压带的地层流体，依赖性相对较小，而碳酸盐胶结物的离子源（Ca2+、Mg2+、Fe2+、CO32-等）则全部来自异常高压带地层流体，依赖性相对较大，因此自生黏土矿物的胶结带更厚。这也可能是由于自生黏土矿物沉淀比碳酸盐慢，因此相关离子能被从异常高压带流出的流体携带更远，胶结带就更厚。

在异常高压影响下，胶结强度在纵向上具有阶梯状的分布规律（见图5a），推测胶结强度在横向上也具有相似的分布规律。因此，将胶结强度的阶梯状分布规律归结为：①缓慢减弱段，从异常高压带到内侧常压带，胶结强度缓慢减弱，以强—中胶结为特征，胶结物以碳酸盐胶结物为主；②迅速减弱段，远离异常高压带的外侧常压带，胶结强度迅速减弱，以弱胶结为特征，胶结物以自生黏土矿物为主。

5 异常高压对碳酸盐胶结的影响

研究区异常高压带内，有些区域砂岩储集层储集物性较好，而有些区域则很差，本文采用好储集层与差储集层对比的方法，研究异常高压带以及常压带内不同砂岩储集物性差异的原因。研究发现，储集物性差的砂岩，碳酸盐胶结物含量高；而储集物性较好的砂岩，碳酸盐胶结物含量较低。导致碳酸盐胶结物含量差异的原因在于砂岩的粒度：细粒砂岩比粗粒砂岩更利于碳酸盐沉淀聚集于其表面形成胶结物，这是本次新发现的碳酸盐胶结机制，本文称之为“细粒聚集效应”。

研究选用的样品取自W3井和W1井异常高压带和邻近常压带的取心段。W3井常压带和异常高压带取心长度分别约为9.0 m和4.5 m（见图6a、6b），W1井分别约为14.0 m和10.0 m （见图6c、6b）。取心段的采样点所属沉积微相相同，确保对比样品的沉积环境及埋藏后成岩环境相同，如图6b中W3井砂岩样品取自同一远砂坝，图6b和图6c中W1井砂岩样品分别取自两个河口坝，图6a中砂岩样品取自W3井辫状分流河道。

图6 研究区东营组碳酸盐胶结物含量与平均粒径交会图

碳酸盐胶结物含量变化有如下规律：①W3井异常高压带密集采样数据分析结果表明，随着平均粒径变小（粒度增大），碳酸盐胶结物含量增高（见图6b）。在该取心段的铸体薄片中未发现胶结物溶蚀孔，据此认为该取心段的胶结物未遭受溶蚀影响，所测碳酸盐含量可认为是样品碳酸盐胶结物的总量。W1井异常高压带砂岩碳酸盐胶结物含量与粒度之间表现为相似的关系（见图6b）。因此，异常高压带内既能形成好储集层，也能形成差储集层，如果砂岩颗粒较粗，则储集物性好；如果砂岩颗粒较细，则储集物性差。②在内侧常压带，碳酸盐胶结强度与粒度有相似的关系，即颗粒细的砂岩比颗粒粗的砂岩胶结物含量高（见图6c）。③在外侧常压带，碳酸盐胶结强度与粒度的相关性不明显，相关系数仅约0.18（见图6a），这可能是碳酸盐胶结物含量太低所致，该带内碳酸盐胶结物体积率多低于0.5%。

本文认为研究区东营组砂岩中碳酸盐胶结具有“细粒聚集效应”的主要原因在于：细颗粒的比表面比粗颗粒比表面大，吸附能力相对较强，从而更有利于碳酸盐沉淀于其颗粒表面形成胶结物。

6 异常高压影响模式及应用

原生孔隙的保存对优质储集层的形成与演化有决定性意义[22]。如在准噶尔盆地腹部侏罗系，因异常高压的影响砂岩大量原生孔隙得到保存，使其深层的砂岩仍能成为优质储集层[2]。但若异常高压带内胶结强烈，储集性能则变差[12,23]。如研究区W1井3 343.84 m样品（见图2c），粒度细（平均粒度为4.05），碳酸盐胶结物含量高（面积率约为42%），其他胶结物面积率约3%，薄片中几乎不见孔隙，孔隙度为9.6%，渗透率小于0.01×10-3μm2。反之，W1井3 339.95 m样品（见图2b），粒度粗（平均粒度为2.65），碳酸盐胶结物含量低（面积率约3%），其他胶结物的面积率约4%，残余原生孔面孔率约8%，孔隙度为21.3%，渗透率为102×10-3μm2。此外，在同一压力带内，砂岩的流体环境相同（都属于受异常高压驱动的地层流体），胶结强度相近（总胶结物含量相近，见图5），残余原生孔体积率与储集层渗透率具良好相关性：在异常高压带，相关系数约为0.55（见图7a）；在内侧常压带，相关系数约为0.70（见图7b）；在外侧常压带，相关系数高达0.77（见图7c）。综上可知，研究区东营组砂岩残余原生孔的多少直接影响储集层的储集性能。

据研究区异常高压影响下压实强度和胶结强度的分布规律，总结得出了异常高压对储集层物性的影响模式（见图8）。该模式考虑了新的碳酸盐差异胶结机制（即“细粒聚集效应”），为寻找原生孔隙保存有利区（有利储集层）提供了理论依据。

图7 研究区东营组残余原生孔体积率与渗透率交会图

图8 研究区异常高压对储集层物性的影响模式

在外侧常压带，碳酸盐胶结物含量很低，原生孔隙可得到保存，砂体多数是有效储集层，只需找到砂体即可，如图6a辫状分流河道取心段的平均渗透率为1 303×10-3μm2，图8中样品①渗透率为2 420×10-3μm2，残余原生孔体积率为14.5%（见图9a），该带是3个带中原生孔隙保存最为有利带。

图9 典型样品铸体薄片照片（样品位置见图8）

在异常高压带，虽然碳酸盐含量较高，但粒度较粗砂体的碳酸盐胶结物含量较少，加之异常高压带内压实作用受抑制，使4.3%以上的原生孔隙得到保存，可成为相对优质储集层。如图8中河口坝样品②的渗透率为102×10-3μm2，残余原生孔体积率为17.1%，平均粒度为2.65（见图9b），该带是3个带中原生孔隙保存较为有利带。

在内侧常压带，虽然该带在3个带中成岩强度相对最强，但粗粒度的砂岩是相对“甜点”储集层，因为其碳酸盐含量相对较小，原生孔隙得以保存。如图8中河口坝样品③的渗透率为44×10-3μm2，残余原生孔体积率为14.1%，平均粒度为2.99（见图9c），该带是3个带中原生孔隙保存相对较差带。

对于不同含油气盆地，在异常高压影响下，压实强度和胶结强度分布规律及碳酸盐胶结机制相似，本文提出的异常高压影响模式和有利区预测的结论，不仅适用于研究区，也适用于相邻区块及其他发育异常高压的相似含油气盆地。

7 结论

异常高压对压实具明显抑制作用，对原生孔隙保存有利，地层压力每超过静水压力4 MPa，可保存原生孔隙约1.1%。异常高压对胶结物发育有控制作用，异常高压带及邻近内侧常压带内，胶结较强烈，而远离异常高压带的外侧常压带，胶结强度迅速降低。对于不同类型的胶结物，异常高压的影响有差异：在常压带内，碳酸盐胶结带的厚度比自生黏土矿物胶结带厚度小。异常高压带内，由于碳酸盐差异胶结，砂岩储集层质量有好有差，碳酸盐胶结有“细粒聚集效应”，即优先在粒度较细的砂岩中沉淀，因此粒度较细的砂岩物性差，而粒度较粗的砂岩物性则较好，这种现象也存在于邻近的内侧常压带。外侧常压带是原生孔隙保存最为有利带，异常高压带是原生孔隙保存较为有利带，而内侧常压带原生孔隙保存相对较差。

符号注释：

R——复相关系数；α——压实减孔率，%；β——胶结减孔率，%；φ0——砂岩初始孔隙度，用Scherer提出的砂岩初始孔隙度公式估算[10]，%；φc——砂岩现今胶结物溶蚀孔体积率，%；φcd——压实减孔量，%；φic——砂岩现今残余胶结物体积率，%；φio——砂岩现今残余原生孔体积率，%；φm——砂岩现今泥质微孔体积率，%，φio、φic、φc、φm值均采用薄片及岩心资料估算。

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（编辑 黄昌武）

Influence of overpressure on reservoir compaction and cementation:A case from northwestern subsag,Bozhong sag,Bohai Bay Basin,East China

Shi Liang1,2,Jin Zhenkui1,Yan Wei1,Zhu Xiao’er1,Xu Xinming3,Peng Biao1
(1.College of Geoscience,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Jidong Oilfield Company,Tangshan 063004,China;3.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangzhou 510240,China)

Based on data from core analysis and thin section,the influence of overpressure on the compaction and cementation of the Paleogene Dongying Formation reservoir is studied quantitatively in the northwestern subsag of the Bozhong sag,Bohai Bay Basin.Reservoir compaction is inhibited obviously by overpressure because the compaction strength of sandstones in overpressure setting is weaker than that of its overlying sandstones in normal setting.The primary porosity of sandstones is preserved about 1.1% as pore pressure is above hydrostatic pressure every 4 MPa in overpressure setting.Moreover,reservoir cementation is affected by overpressure:cementation strength is strong in overpressure setting and the adjacent inner-pressure setting,while it declines rapidly in outer-pressure setting far away from the overpressure.The thickness of zone with strong carbonate strength is thinner than that with strong authigenic clay strength.Differential carbonate cementation presents “build-up effect in fine grain”,which means that carbonate is prior to generate in sandstones of fine size,and causes that physical properties of sandy reservoir are different in the same overpressure setting.The results show that outer-pressure setting is the most favorable zone for preserving primary porosity,overpressure setting is the secondary,and iner-pressure setting is relatively poor.

overpressure;compaction strength;cementation strength;differential carbonate cementation;Bozhong sag

国家重大科技专项（2009ZX05009-002）

TE122.2

A

1000-0747(2015)03-0310-09

10.11698/PED.2015.03.07

石良（1985-），男，苗族，湖南花垣人，现为中国石油大学（北京）在读博士研究生，主要从事沉积岩石与储集层地质学方面研究。地址：北京市昌平区府学路，中国石油大学（北京）地球科学学院1006室，邮政编码：102249。E-mail:sh1558661@163.com

2014-09-13

2015-01-25