我国致密砂岩储层以低渗-致密储层体系为特征,油气资源丰富,约占可采油气资源的40%。然而,低渗-致密砂岩储层的成岩作用类型多样,成岩过程极为复杂,复杂的成岩演化对储层质量有着深远影响。本次研究选取松辽盆地北部大庆长垣杏北地区扶余油层砂岩储层作为研究对象,应用偏光显微镜、扫描电子显微镜、流体包裹体和碳氧同位素等测试技术,系统探讨其成岩作用及差异演化特征。 扶余油层的主要岩石类型包括岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,储层平均孔隙度为15.14%,平均渗透率为4.63m D,整体上属于中孔—低孔、特低渗砂岩储层,岩心含油产状以油浸和油斑为主。储集空间以次生溶蚀孔隙为主,原生粒间孔不甚发育。孔喉类型主要表现为片状或弯片状喉道,微观孔喉结构呈现明显的非均质性。根据储层镜下特征,结合岩石学组分、结构特征及含油性差异,将研究区砂岩划分为三类:高塑性岩屑砂岩、钙质强胶结砂岩和强溶蚀砂岩。 扶余油层砂岩储层中,方解石胶结物分布较广,长石颗粒普遍受到溶蚀,自生黏土矿物的填充作用较为明显。方解石的碳质来源主要为有机酸脱羧过程和大气淡水成因。且在靠近砂泥界面的砂体中,方解石胶结物的含量相对较多。根据镜质体反射率(Ro)、最大热解峰温(Tmax)以及矿物共生组合关系,综合判断杏北地区扶余油层主要处于中成岩阶段A期。 根据自生矿物的交代、切割及溶解充填关系,并结合自生胶结物形成的温度数据,遵循成岩演化过程中物质平衡原则,建立杏北地区扶余油层砂岩储层的成岩演化序列。不同类型砂岩成岩演化过程存在差异,骨架矿物等差异造成各类砂岩成岩作用强弱不同,致使储层低渗化的时间有先有后。差异成岩演化使得扶余油层组各类砂岩在孔隙度演化、孔隙结构、含油性及储集能力等方面呈现出明显差异,最终造成储层非均质性。