敦煌盆地五墩凹陷中侏罗统中间沟组储层致密化过程分析*

2022-03-30蔡利飘侯旭波崔红庄张曰静

地质科学 2022年2期

蔡利飘侯旭波崔红庄张曰静

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院山东东营 257015）

近年来，在敦煌盆地五墩凹陷侏罗系地层的勘探中发现了致密油层，区内的西参1、墩1以及墩斜3井在中间沟组地层中经压裂获得低产油流（蔡利飘，2017；张学才等，2017），开辟了该区油气勘探的新领域。随着致密油勘探技术的日益丰富，致密油藏逐渐成为各大油田增储上产的后备阵地。截至目前，五墩凹陷内所有钻遇中-下侏罗统地层的钻井，均有油斑、荧光等不同程度的油气显示，但压裂后仅获低产，呈现出“井井见油，井井不流”的局面。可见五墩凹陷致密油勘探极具潜力，但其成藏过程又十分复杂。现今储层埋藏浅但致密、物性差，储层致密化与油气成藏的耦合关系是制约当前勘探的主要问题。受资料条件制约，赵澄林等（2002）主要利用五墩凹陷芦草沟露头样品分析数据仅对下侏罗统大山口组储层展开评价，认为五墩凹陷大山口组储层性质主要受物源控制；埋藏中的成岩作用在一定程度上破坏或改善储层条件，未对中间沟组致密储层展开评价。近几年的勘探实践表明，中间沟组才是五墩凹陷主要含油层系。因此，本文以五墩凹陷中间沟组为研究对象，以区内的西参1、墩1井和墩2井的岩心分析数据为基础，通过岩石薄片、扫描电镜、铸体薄片、X-衍射和流体包裹体等微观测试分析资料，详细分析致密储层微观结构特征和成岩作用，系统剖析中间沟组储层孔隙演化过程中成岩因素的影响，首次量化孔隙演化过程研究，理清致密化过程与油气成藏关系，为该区下一步的油气勘探提供地质理论依据。

1 区域地质背景

敦煌盆地夹持于东天山造山带和祁连山造山带之间，属于阿尔金断裂系的一部分（赵澄林等，2002；蔡利飘，2017）。敦煌盆地是元古界结晶基底之上形成的中新生代强改造型残留盆地，五墩凹陷位于敦煌盆地中东部，主要沉积盖层自下而上为下侏罗统大山口组（J1d）、中侏罗统中间沟组（J2z）与新河组（J2x）、上侏罗统博罗组（J3b）、新近系疏勒河组（N2s）和第四系地层（林中凯等，2012），凹陷内部缺失白垩系地层。受燕山运动第Ⅲ幕影响，敦煌盆地在晚侏罗世受南北挤压发生抬升，致使上侏罗统博罗组地层遭受局部剥蚀，新生代的喜山运动，盆地处于走滑挤压的构造环境下，盆地发生大规模近东西向挤压抬升，造成早白垩—晚侏罗世地层遭受严重剥蚀（侯旭波等，2017）。

自2014年以来，五墩凹陷相继部署了西参1井、墩1井、墩页1井和墩2井（图1），西参1与墩1井压裂后在中间沟组分别获12.1 m3和7.4 m3低产油流（蔡利飘，2017），证实了该区存在生烃成藏的过程，展示了较好的勘探苗头。学者们（张敏等，2017；郭涛等，2019；曹力伟等，2021；董艳蕾等，2021）根据重力和露头资料，结合区内的二维地震资料分析，认为五墩凹陷侏罗纪时期发育北部、南部和北东3个方向的物源，北部和北东部缓坡带发育浅水辫状河三角洲，南部陡坡带发育扇三角洲，凹陷中心发育滨浅湖—深湖相沉积。中间沟组发育的湖相烃源岩是本区主要油源，北部斜坡带大面积发育浅水辫状河三角洲。西参1井位于南北物源交汇处，墩1井则主要来自北部北山地区物源沉积，墩2井主要来自南部三危山物源。中间沟组发育广覆式优质成熟烃源岩，浅水辫状河三角洲砂体广泛分布且稳定，储层紧邻优质烃源岩，五墩凹陷具有非常优越的致密油成藏的源储配置条件（张学才等，2017）。

图1 敦煌盆地五墩凹陷勘探程度图Fig.1 Exploration degree map of Wudun Sag in Dunhuang Basin

本文研究中共采集西参1井、墩1井和墩2井的砂岩、砂砾岩、泥岩等样品256件，主要开展了岩石薄片，扫描电镜，镜质体反射率和包裹体测温等测试分析，分析化验由中石化胜利油田分公司勘探开发研究院地球化学实验室承担。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

五墩凹陷主力含油层段为中侏罗统中间沟组下段，岩性主要为灰色、灰白色砂岩，砾岩和砂砾岩，以砂岩为主。通过对五墩凹陷中间沟组砂岩薄片鉴定资料分析，按砂岩三角图法将区内中间沟组砂岩碎屑颗粒含量投到砂岩分类图（图2）上（朱筱敏，2008），墩1井以长石岩屑砂岩为主，石英含量较墩2井高，指示了该井中间沟组主要来自北物源的沉积，西参1井以长石质岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，含少量岩屑质长石砂岩，砂岩类型多，表明该处中间沟组为多物源的沉积环境，岩屑、长石含量高，表明砂岩成分成熟度低，反映了近物源的特征。整体来看，中间沟组储层碎屑成分具有高岩屑、高石英和低长石含量的特征。骨架颗粒石英含量为9%～63%，平均为30.1%；长石含量为10%～48%，平均值为24.8%，以斜长石为主；岩屑含量为12%～73%，平均值为45.9%，以变质岩岩屑为主。矿物成熟度Q/（F+R）均值为0.43，反映了该区不稳定成分较高，成分成熟度偏低。碎屑颗粒间的填隙物为杂基和胶结物，杂基为泥质杂基，含量2%～18%，平均为10.11%；胶结物含量低，一般为2%～6%，主要的胶结物有方解石、铁方解石、白云石、增生石英和高岭石等。

图2 五墩凹陷侏罗系中间沟组下段砂岩分类三角图Fig.2 Classification triangle diagram of sandstone in the lower member of Jurassic Zhongjiangou Formation in Wudun Sag

从镜下薄片来看，砂岩颗粒磨圆以次棱角—棱角状为主，分选差—中等，以细粒—中粒为主，杂基—颗粒支撑，颗粒间以点接触和点—线接触为主，少量凹凸接触，基本为颗粒支撑的孔隙—接触式胶结（图3），表现为砂岩储层结构成熟度偏低的特征。

图3 镜下砂岩结构特征Fig.3 Structural characteristics of sandstone under microscope

2.2 物性特征

本次对物性特性评价以石油行业标准SY/T6285-2011《油气储层评价方法》为依据，对中间沟组储层物性特征进行评价，多数学者目前将孔隙度10%作为常规储层与致密储层的界限（表1）（汪洋等，2017）。

表1 储层评价划分标准Table 1 Classification criteria for reservoir evaluation

根据五墩凹陷内西参1井与墩1井侏罗系中间沟组一段的岩心物性测试数据，西参1井岩样孔隙度为3.0%～9.1%，平均值为5.88%；渗透率为0.19×10-3μm2～3.22×10-3μm2，平均值为0.87×10-3μm2，属特低孔、超低渗储层；墩1井岩样孔隙度为3.2%～10.2%，平均值为7.44%；渗透率变化范围较大，为0.13×10-3μm2～10.19×10-3μm2，平均值为1.79×10-3μm2，个别样品渗透率达到了10×10-3μm2，大部分都低于1×10-3μm2，属特低孔、特低渗—超低渗储层。由图4可看出，墩1井储层物性略好于西参1井，整体储层物性较差，孔隙度与渗透率的关系近似正相关，渗透率随着孔隙度的增大而增大，说明储层裂缝不发育，渗透率的变化主要受控于孔隙发育程度。

图4 五墩凹陷侏罗系中间沟组一段储层孔隙度和渗透率相关图Fig.4 Correlation diagram of porosity and permeability of Zhongjiangou Formation in Wudun Sag

3 成岩作用与阶段划分

3.1 成岩作用类型

成岩作用是沉积物有效埋藏以后，沉积物中各种流体与岩石中含有的矿物发生广泛的物理化学作用的过程。成岩作用是影响储层的重要因素，往往决定了现今储层的孔喉特征和储层质量。通过对常规薄片、铸体薄片和扫描电镜等分析，认为五墩凹陷成岩作用类型多样，主要经历了压实、胶结、溶蚀、交代和破裂等成岩作用，这些成岩作用在不同程度上改善或破坏储层孔隙。

（1）压实作用

压实作用是指沉积物的碎屑颗粒产生新的排列，密度变大，物性变差的作用，机械压实作用贯穿了五墩凹陷整个成岩过程，储层颗粒间以点—线接触，线接触和凹凸接触，喉道为片状、弯片状（图5a），岩石颗粒有明显的弯曲变形，主要为云母等塑性矿物（图5b）。接触关系上说明岩石处于中等压实（Athy，1930；Umar et al.，2011），随着压实作用的增强，不可逆的使砂岩粒间原生孔隙减少，孔隙度、渗透率随埋深的增加而不断降低（图6），但是当深度增加到2 300 m左右（西参1井为例），孔隙度随深度的增加其降低幅度有所减缓，说明压实作用不再是影响孔隙度减少的主要原因（Salman et al.，2002；张新春等，2016），但是在整个成岩过程中，压实作用是五墩凹陷孔隙度降低的主要原因之一。

图6 孔隙度和渗透率随深度变化（西参1井）Fig.6 Variation of porosity and permeability with depth（well Xican1）

（2）压溶作用

研究区碎屑颗粒主要由变质石英岩及石英碎屑组成，压溶作用较为明显，主要表现为颗粒间的凹凸接触、石英次生加大等（图5c～图5e），压溶作用使得中间沟组储层孔隙度进一步降低。

图5 西参1井成岩作用图版Fig.5 Diagenesis chart of well Xican1

（3）胶结作用

根据岩石薄片和扫描电镜的观察结果，五墩凹陷中间沟组储层的胶结作用比较普遍，包括硅质胶结、粘土矿物胶结和碳酸盐胶结等。胶结物类型多样，有自生粘土矿物、方解石、白云石、铁方解石、自生石英等。胶结物含量低，以自生粘土矿物为主，方解石、铁方解石次之。

1）硅质胶结作用

硅质胶结物基本为石英，在五墩凹陷中下侏罗统地层中较为常见，但含量不高，一般2%～3%，包括碎屑颗粒间的硅质胶结、颗粒接触处的石英加大边和孔隙中的石英微晶等。硅质胶结物和石英次生加大边同时存在（图5f）。增生石英含量低，含量约2%，一般围绕颗粒边缘生长，石英次生加大使得粒间孔隙局部变窄，形成喉道，降低颗粒间孔隙的连通性。扫描电镜下，常见自生石英充填于孔隙中，由孔壁向中央生长，往往具有良好的晶形（图5g），自生石英向孔隙空间生产，充填于残余粒间孔中，堵塞部分孔喉通道，减少储集空间。

2）粘土矿物胶结作用

粘土矿物是本区最主要的胶结物。粘土矿物X-衍射表明，自生粘土矿物以高岭石和伊蒙间层为主，次为伊利石和绿泥石。扫描电镜下高岭石呈假六边形片状，集合体呈书页状或蠕虫状，绿泥石和伊利石均呈片状，伊蒙间层呈丝片状或片状。

3）碳酸盐胶结作用

碳酸盐岩胶结物有方解石、白云石、铁方解石等。碳酸盐岩胶结物含量一般1%～6%，最高可达20%，以方解石为主，含量一般1%～5%，镜下呈连晶分布，充填大部分粒间孔隙，原生孔隙几乎丧失殆尽。局部方解石、铁方解石胶结强烈（图5h～图5i），含量可达4%～5%，呈隐晶结构。

4）长石胶结作用

扫描电镜下可以观察到长石、钾长石、钠长石等自生矿物，充填于粒间孔隙中，形成长石胶结作用（图7）。

图7 五墩凹陷侏罗系中间沟组一段储集层粘土矿物镜下特征Fig.7 Microscopic characteristics of clay minerals in the first member reservoir of Jurassic Zhongjiangou Formation

此外，在薄片下还可观察到少量的铁质胶结。铁质胶结物的产生是云母质被溶解后析出铁离子而产生的（图5j～图5k）。

（4）溶蚀作用

溶蚀作用是指沉积物中的易溶矿物受到地层中的有机酸或无机酸的溶蚀，使得沉积物产生次生孔隙的一种成岩作用。五墩凹陷中间沟组溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒的溶蚀和填隙物的溶蚀，本区的溶蚀作用主要表现为长石的溶蚀，长石由于解理发育，易形成较多的溶蚀孔洞（刘江斌等，2017；庞军刚等，2021），长石颗粒发生严重溶蚀时，呈残留港湾状、斑点状（图5i），主要存在两种溶蚀形式，一种是沿着长石颗粒边缘溶蚀而形成次生孔隙，另一种是沿着长石解理缝溶蚀。溶蚀作用在一定程度上可以改善储层的物性，局部形成相对较好孔渗储层，但由于溶蚀作用有一定的限度，面孔率低，因此中间沟组储层致密的整体面貌未能改变。

（5）交代作用

交代作用是指原有的矿物在溶液的参与下由新生矿物所取代的置换现象，在成岩作用的各个时期都会发生。五墩凹陷中间沟组砂岩中交代作用比较少见，主要表现为碳酸盐岩矿物和粘土矿物对长石颗粒的交代作用。碳酸盐岩的交代作用主要表现为方解石、白云石或铁方解石对长石的交代（图5m）；高岭石交代现象较为普遍，呈点—片状集合体交代长石（图5n）。

（6）破裂作用

破裂作用是成岩过程中岩石在外力作用下发生破裂产生裂缝的作用。薄片下可观察到粒内缝、泥质裂缝、长石解理缝（图5o）。砾岩多具裂纹，可见砾内缝和砾缘缝（图5p）。由于该区经历多次抬升，构造运动多，裂隙普遍发育，但占储集空间的比例较小，视面孔率一般在1%以下。

3.2 成岩阶段划分

成岩作用对生、储、盖、圈、运、保6大成藏要素影响最严重的是储层的质量。碎屑岩成岩过程可以划分为若干阶段，碎屑岩成岩阶段是指碎屑沉积物沉积后经各种成岩作用改造直至变质作用之前所经历的不同地质历史演化阶段（朱筱敏，2008）。依据我国石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分》（SY/T5477-2003），成岩阶段主要分为同生成岩阶段、早成岩阶段（分为A、B两期）、中成岩阶段（分为A、B两期）、晚成岩阶段和表生成岩阶段。不同成岩阶段划分的主要依据有自生矿物分布及形成顺序，粘土矿物组合及粘土混层矿物转化程度，岩石的结构特征及孔隙类型，有机质成熟度，古温度等物理化学指标（应凤祥等，2003；张琴等，2013）。

认为五墩凹陷中间沟组储层目前主要处于中成岩A演化阶段，判断依据如下：

（1）发育多种自生粘土矿物

X-衍射分析结果表明，西参1井侏罗系储层内的自生矿物种类较多，主要发育中成岩演化阶段的自生粘土矿物、自生石英、斜长石、钾长石（图7）等。

（2）粘土矿物以伊/蒙混层为主

中侏罗统中间沟组储层粘土矿物以片状伊/蒙混层、假六边形片状、书页状、手风琴状高岭石为主，两者相对含量之和占粘土矿物总量的60%，其次为伊利石和绿泥石（图7）。西参1井侏罗系储层岩样的伊/蒙混层比值为20%～40%，对应中成岩阶段。

（3）流体包裹体温度

通过测定岩石中包裹体的均一温度，可以推测成岩作用过程中的最高温度（杨鹏等，2016）。五墩凹陷中间沟组一段石英砂岩包裹体的均一温度分布范围为80℃～175℃，其主峰区间为110℃～140℃，大致分布于130℃（图8），表明了其处于中成岩演化阶段。

图8 西参1井盐水包裹体均一温度分布图Fig.8 Uniform temperature distribution of brine inclusions in well Xican1

（4）烃源岩成熟度（Ro）

从西参1井、墩1井31个中间沟组烃源岩样品Ro数据上看（图9），Ro分布的范围是0.48%～0.86%，均值为0.65%，处于中成岩阶段。

图9 中间沟组烃源岩R o分布图Fig.9 R o distribution map of source rocks in Zhongjiangou Formation

综合以上特征，认为五墩凹陷中间沟组砂岩储层成岩演化主体进入中成岩阶段A期。

4 致密化过程分析

为定量评价不同成岩序列对孔隙演化的影响，利用大量样品的物性分析资料，薄片统计，以成岩演化序列为依托，恢复了五墩凹陷侏罗系中间沟组储层的孔隙演化过程，结合埋藏史热史，理清了致密化过程油气充注的关系。

4.1 孔隙演化过程

（1）恢复原始孔隙度

原始孔隙度是指沉积物在还未发生成岩作用之前的孔隙空间。利用Beard and Weyl（1973）提出的原始孔隙计算公式恢复五墩凹陷中间沟组砂岩初始孔隙度（Φ0）。

式（1）中，S0为分选系数，S0=（P25/P75）1/2，P25和P75是砂岩粒度概率曲线上，累积频率为25%和75%所对应的颗粒直径大小。本次计算中的S0由粒度分析实验获得。西参1、墩1和墩2共计47个粒度分析样品，分选系数1.338～2.323，均值为1.84，Φ0=33.35%。

将敦煌盆地五墩凹陷的47个粒度分析数据投在Sneider（Beard and Weyl，1973）图上（图10），纵坐标为分选系数，横坐标为粒径，从图中可以读出，墩2井主要为南部扇三角洲近物源沉积，粒度粗，差—中等分选，墩1井为浅水辫状河三角洲沉积，粒度较墩2井明显细，为中—细粒砂岩，分选中等—好，综合图10和公式（1），两者反映的初始孔隙度比较一致，认为五墩凹陷初始孔隙度介于28.3%～35.5%，均值约为33.35%。

图10 利用Sneider图计算五墩凹陷储层初始孔隙度Fig.10 Calculation of initial porosity of Wudun Sag by Sneider chart

（2）压实作用后孔隙度（Φ1）

压实作用是降低储层物性的破坏性成岩作用，其过程是不可逆的。利用实验样品的孔隙度值（Φc）和薄片鉴定的胶结物含量（Ct）、粒间孔面孔率（σpm）、总面孔率（σt）和胶结物溶蚀孔面孔率（σca）可以根据以下公式计算压实后孔隙度（Φ1）。

经计算9个样品经压实后平均孔隙降为11.2%，压实作用导致孔隙度损失了22.15%，损失率（F1）达到了66.41%。可见，压实作用造成原始孔隙度大幅度降低，是造成现今储层致密的主要原因。

为进一步分析压实作用与埋深的相对关系，Scherer（1987）通过对世界各地428个岩心样品分析统计，认为孔隙度的变化主要与埋藏年代，最大埋藏深度以及分选系数等参数有重要关系，通过大量的统计得出压实过程中的孔隙度（Φ压）的回归方程（方少仙等，2006），该式主要适用于埋深大于500 m，并且地质年代超过3 Ma，成岩过程中受到的剪应力较少的砂岩。

Q为碎屑石英体积含量（%），Y为地质年代（Ma），H为埋藏深度（m）。根据五墩凹陷西参1井实验数据，S0=1.8，取Y=176 Ma，Q为33%。当埋深至1 900 m时，压实孔隙度为12.8%，深度至2 300 m时，孔隙度递减至11.6%，之后，虽然地层进一步加剧埋深，但压实作用对孔隙度的影响相对较弱。当压实作用达到最大时，孔隙缩减至11.2%。

（3）胶结作用后孔隙度（Φ2）

胶结作用是通过堵塞孔隙，造成储层物性进一步降低的成岩作用，利用实验样品的孔隙度值（Φc）和薄片鉴定的粒间孔面孔率（σpm）、总面孔率（σt），可以根据以下公式计算压实后孔隙度（Φ2）。

经过对9个样品（表2）的计算，胶结作用后，平均孔隙度为6.84%，胶结作用损失孔隙度为4.36%，胶结作用孔隙损失率（F2）为13.07%，胶结作用造成了孔隙度进一步降低。

表2 敦煌盆地五墩凹陷中间沟组样品孔隙度演化参数Table 2 Porosity evolution parameters of samples in Zhongjiangou Formation，Wudun Sag，Dunhuang Basin.

（4）次生孔隙度（Φ3）

溶蚀作用是能改善储层物性的建设性成岩作用，溶蚀作用形成次生孔隙增加孔隙度。溶蚀作用增加的次生孔隙度（Φ3），通过利用实验样品的孔隙度值（Φc）和薄片鉴定的溶蚀孔面孔率（σd）、总面孔率（σt），可以根据以下公式计算溶蚀作用后孔隙度（Φ3）。

经计算，溶蚀作用造成次生孔隙度平均值为1.61%，溶蚀作用一定程度上改善了孔隙度，长石平均含量为24.52%，为溶蚀作用提供了较为有利的物质基础，由于溶蚀作用发生时，岩石受压实、胶结等作用，储层已经相当致密，不利于有机酸的流通，因此溶蚀作用对次生孔隙的增大作用非常有限。

4.2 油气充注史

中间沟组砂岩、砂砾岩样品中，可见大量分布于石英裂隙中的烃类包裹体（杨鹏，2016；蔡利飘，2021），薄片荧光可见土黄色和蓝色两种颜色包裹体（图11），通过对西参1井砂岩样品中与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度测定，认为中间沟组油层均一温度介于80℃～150℃之间，存在80℃～110℃和120℃～150℃两个区间，有90℃和130℃两个高峰，具有双峰特征。结合西参1井埋藏史与热演化史（图12），第一期对应侏罗纪末期（164～152 Ma），低熟油小范围充注；第二期对应早白垩世晚期（120～80 Ma），此时中间沟组油层基本达到最大埋深，中间沟组烃源岩达到生排烃高峰期，是中间沟组油层的主要成藏期。

图11 西参1井盐水包裹体Fig.11 Brine inclusions in well Xican1

4.3 致密化阶段划分

储层的致密化过程是非常复杂的，各种成岩事件在不同阶段均有发生，为方便分析，抽取关键成岩节点，结合油气充注史，将研究区中间沟组储层致密化的过程分成4个主要阶段，分别为压实作用孔隙骤减阶段，胶结作用孔隙缓减阶段，溶蚀作用孔隙微增阶段和综合作用储层致密阶段（图12）。

图12 致密化过程综合图Fig.12 Comprehensive diagram of densification process

（1）压实作用孔隙骤减阶段：对应同生成岩期与早成岩阶段（Ro＜0.5%），储层埋深0～1 900 m，大约经历了18 Ma（176～158 Ma），中间沟组油层组迅速由地表埋深至1 900 m，沉降速率达到了100 m/Ma，相对快速的沉降造成原生孔隙骤降，孔隙水排除，破坏了早期的水岩环境，从而一定程度抑制早期的胶结作用。伴随盆地的持续下沉，压实作用逐渐增强，早期的胶结作用相对较弱，颗粒间缺乏胶结物的支撑，颗粒紧密排列，岩石孔隙由未固结前的33.35%骤减至12.8%，该阶段储集空间的以粒间原生孔隙为主。

（2）胶结作用孔隙缓减阶段：对应中成岩A1阶段（0.5%＜Ro＜0.7%），该阶段中间沟组经历小幅抬升后继续沉降，储层致密化的成岩作用是压实—压溶作用和早期方解石等胶结作用，随着埋深的增加，机械作用继续增强，地壳抬升沉降促进了地层水流动，加剧了胶结作用，镜下可见方解石等颗粒充填于粒间孔，石英次生加大等。该阶段中间沟组油层组进入低熟油生成阶段，小规模的低熟油发生充注，持续时间较短，约5 Ma，在晚侏罗世（150 Ma），地壳抬升过程中，遭到一定规模的破坏，该阶段后，孔隙度递减至6.84%，储层已致密。

（3）溶蚀作用孔隙微增阶段：对应中成岩A2阶段（Ro＞0.7%）早期，该阶段岩石已比较致密机械压实作用基本停止，成岩作用以长石和岩屑溶蚀作用为主，中间沟组优质烃源岩在该阶段已成熟，进入大量生烃阶段，生成大量有机酸，烃源岩上部覆盖厚层红色泥岩，由于生烃膨胀，产生局部压力，促使其向中间沟组下部油层组运移（施辉等，2013），导致储集层发生溶蚀，形成次生孔隙，溶蚀作用使孔隙度演变至8.44%。

（4）综合作用储层致密阶段：对应中成岩A2阶段晚期，该阶段由于地壳运动，整体抬升，有一定程度的破裂增孔作用，成岩作用以晚期的铁方解石、自生石英等胶结作用，交代作用以及其他各种成岩作用，孔隙度演变至7.5%，储集层完全致密。

综上分析，五墩凹陷中间沟组油气主成藏期为早白垩世晚期（115～90 Ma），此时储层孔隙度约为6.84%，已低于10%，为致密储层（汪洋等，2017），成藏过程中，溶蚀作用有一定的溶蚀增孔，因此认为该区中间沟组为先致密后成藏，边成藏边增孔扩渗。