鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏含气层位多，勘探潜力大，是油气增储上产的重要区域。目前，在鄂尔多斯盆地东北部的神府地区太原组砂岩段已钻获多口气井，并在部分井见到工业气流，但由于储层普遍致密，且非均质性强，勘探开发难度较大。如何厘清研究区储层致密化过程，是致密砂岩气藏深入勘探亟须解决的问题。通过致密砂岩成岩演化分析，建立孔隙度演化模型，对储层致密化过程进行模拟，是解决这一问题的重要技术手段^[1-2]。

众多学者^[3-8]对孔隙度演化模型的研究已较为深入，Athy^[3]基于对泥岩的研究提出了孔隙度与埋深具有指数关系，而通过研究发现砂岩也具有类似关系式^[4]；刘震等^[5-6]提出孔隙度是埋深和时间的双元函数，并以此建立了孔隙度演化模型，但他们是将各类胶结物作了统一处理，模糊了产生各类胶结物的阶段性，因有些胶结物可以在特定时期内大量产生，所以，孔隙度与时间可能并不简单的符合双元函数关系；孟元林等^[7]引入成岩指数，用于在钻前对孔隙度进行预测，但并未分析各种成岩作用对孔隙度的影响；王瑞飞等^[8]探讨了各种成岩作用对孔隙度的影响，但并未对成岩序列进行系统分析。在大量分析测试资料的基础上，根据铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、高压压汞等分析，对研究区致密砂岩储层进行孔隙度演化分析，并建立孔隙度演化模型，以期为有利储层的预测提供依据。

神府地区位于鄂尔多斯盆地东北部，横跨晋西挠褶带和伊陕斜坡2个构造单元[图 1（a）]，自下而上发育马家沟组（O₁m）、本溪组（C₂b）、太原组（P₁t）、山西组（P₁s）、石盒子组（P₂sh）、石千峰组（P₃sh）、刘家沟组（T₁l）、和尚沟组（T₂h）、纸坊组（T₂z）、延长组（T₃y）、第四系（Q）等。研究区太原组沉积时期地势平坦，水体较浅，水动力较弱，潮坪相分布广泛，发育泥坪、灰泥坪、砂坪、潮上沼泽、潮汐水道、障壁砂坝等沉积微相，在垂向上形成砂岩、泥岩、砂泥互层与煤层交互出现的岩性组合，并在砂体中发育大量流水型交错层理和羽状交错层理，整体属于低能环境。泥坪和灰泥坪以泥岩沉积为主，部分夹灰质泥岩；砂坪以粉砂岩和细砂岩沉积为主，部分夹砂泥岩薄互层；潮上沼泽以煤岩和炭质泥岩沉积为主；潮汐水道和障壁砂坝主要发育粗砂岩和中—粗砂岩，是该区较优质的储层[图 1（b）]。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 神府地区太原组底面构造图（a）与岩性柱状图（b）（据文献[9]修改） Fig. 1 Bottom structure(a) and lithological column(b)of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

统计10口井岩心和72块薄片资料发现，神府地区下二叠统太原组主要发育中—粗岩屑砂岩和长石岩屑砂岩[图 2、图 3（a）~（b）]。石英体积分数为30.3%~78.5%，平均为52.5%，长石体积分数为1.3%~18.1%，平均为10.1%；岩屑体积分数为1.1%~15.3%，平均为35.7%。长石风化程度中等，钾长石多发生高岭石化，斜长石多发生绢云母化。岩屑类型以变质岩岩屑和火成岩岩屑为主，含少量的千枚岩岩屑和泥岩岩屑。太原组砂岩填隙物体积分数约为25.86%，其中泥质杂基体积分数约为15.47%，占填隙物总量的59.9%，其胶结物主要为白云石、铁白云石、菱铁矿和高岭石等，而方解石含量较低（表 1）。颗粒分选中等—好，一般呈次圆—次棱角状，磨圆度中等—好，以颗粒支撑为主，颗粒间多为线接触，胶结类型属于孔隙式胶结。岩石结构成熟度中等，成分成熟度中等—高。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 神府地区太原组储层岩石学特征 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 2 Triangular diagram of sandstone components of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 神府地区太原组储层岩心照片 Fig. 3 Core image of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

表 1(Table 1)

表 1 神府地区太原组填隙物含量 Table 1 Filling content of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area % 填隙物类型 面孔率 体积分数 最小值 最大值 平均值 泥质 0 26.0 9.10 15.47 硅质 0 0.5 0.10 0.17 菱铁矿 0.5 4.0 1.18 2.01 方解石 0 2.0 0.20 0.33 高岭石 0 3.0 0.62 1.05 白云石 1.5 3.0 1.86 3.17 铁白云石 1.0 3.5 2.09 3.56 铁方解石 0 0.5 0.06 0.11 合计 3.0 42.5 15.21 25.86 注：各填隙物体积分数由后文中面孔率与实测孔隙度的演化关系计算得出

下载CSV 表 1 神府地区太原组填隙物含量 Table 1 Filling content of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

统计神府地区16口井431块钻井取心样品的物性资料可知，太原组砂岩储层孔隙度为0.2%~12.0%，平均为6.95%，渗透率为0.1~5.0 mD，平均为0.91 mD，属于较典型的致密砂岩储层。由图 4可知，当孔隙度小于6%时，部分样品的孔、渗数据比较分散，但渗透率普遍较低（ < 10 mD）；根据数据分布规律，拟合2条边界函数曲线，将偏离的数据分为Ⅰ，Ⅱ共2个区域。对这2个区域的岩心样品进行观察时，并未发现明显裂缝，但在进行薄片观察时发现：Ⅰ区样品含少量砾石，整体粒度偏粗，砾石边缘颗粒溶蚀强烈[图 5（a）]，粒间溶孔较为发育，相邻的粒内溶孔边界往往被“溶开”而彼此连通，从而提高了岩石的渗透性；Ⅱ区样品孔隙主要为长石溶孔，孔隙中存在长石被溶蚀后残留的微晶高岭石[图 5（b）]，造成喉道阻塞，使岩石渗透性降低。当孔隙度大于6%时（目前太原组实测最大孔隙度未超过16%），岩石孔隙以原生粒间孔和粒间溶孔为主，其次为少量的长石粒内溶孔，且孔隙内一般无微晶高岭石残留，孔隙度和渗透率呈较好的正相关关系，表明微裂缝对于储层渗流贡献较小，渗透率主要受基质孔喉发育程度的影响。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 神府地区太原组孔隙度与渗透率交会图 Fig. 4 Relationship between porosity and permeability of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 神府地区太原组储层溶蚀孔隙 Fig. 5 Dissolved pores of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

太原组砂岩储层具有高排驱压力、低中值半径和低退汞效率的特征（表 2）。统计研究区43块压汞资料发现：神府地区太原组砂岩储层排驱压力为0.39~18.59 MPa，平均为3.05 MPa，排驱压力较大；中值半径为0.05~0.22 μm，平均为0.11 μm，属于细喉、特细喉道型^[10]；退汞效率较低，为24.24%~42.64%，平均为34.75%，表明其孔隙连通性较差。毛管压力曲线能够比较直观地反映储层的孔隙结构^[11-13]，由图 6可见，神府地区太原组储层孔隙结构较差，属于小孔细喉和小孔微喉型孔隙结构。

表 2(Table 2)

表 2 神府地区太原组孔隙结构参数 Table 2 Reservoir pore texture parameters of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area 参数值 分选系数 中值压力/MPa 中值半径/μm 排驱压力/MPa 最大孔喉半径/μm 最大进汞饱和度/% 退汞效率/% 最大值 2.09 15.34 0.22 18.59 1.88 85.99 42.64 最小值 0.72 3.39 0.05 0.39 0.04 10.23 24.24 平均值 1.46 7.91 0.11 3.05 0.81 57.43 34.75

下载CSV 表 2 神府地区太原组孔隙结构参数 Table 2 Reservoir pore texture parameters of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 神府地区太原组储层典型毛管压力曲线 Fig. 6 Typical capillary pressure curves of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

神府地区太原组储层在埋藏成岩过程中经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用，三者对储层物性的变化均具有重要影响。

通过铸体薄片观察，发现太原组储层碎屑颗粒之间的接触关系多为线接触，部分样品出现线—凹凸接触[图 7（a）]，此外，岩石组分中刚性颗粒石英含量较低，而塑性颗粒岩屑含量较高，如酸性喷发岩岩屑、千枚岩岩屑、片岩岩屑和云母等在岩石中的平均体积分数分别为9.75%，2.60%，0.46%和0.71%，其总和在岩屑中平均占比可达40%，这是导致太原组储层压实作用较强的重要因素。较强的压实作用使太原组储层原生孔隙大量损失，只保留少量残余原生孔，仅占现有孔隙的13.5%，且孔隙多呈三角形或不规则多边形[图 7（b）]。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 神府地区太原组砂岩储层特征 （a）颗粒呈线—凹凸接触，M19井，2 122.79 m，正交光；（b）残余原生孔，F1井，1 367.93 m，单偏光；（c）方解石胶结颗粒，M22井，1 719.7 m，单偏光；（d）铁白云石交代白云石，M9井，1 792.51 m，正交光；（e）方解石包裹石英次生加大，M22井，1 718.22 m，单偏光；（f）伊/蒙混层包裹矿物颗粒，F1井，1 361.25 m，扫描电镜；（g）长石溶蚀形成高岭石，边部高岭石向伊利石转化，M15井，2 106.4 m，扫描电镜；（h）发丝状伊利石，M15井，2 106.4 m，扫描电镜；（i）酸性喷发岩岩屑颗粒溶蚀，M19井，2 133.51 m，单偏光 Fig. 7 Microscopic characteristics of sandstone reservoir of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

神府地区太原组砂岩胶结物类型多样，发育3期碳酸盐胶结物、2期硅质胶结物和3期黏土类胶结物等。3期碳酸盐胶结物分别为：早期方解石[图 7（c）]和菱铁矿；中期白云石；晚期铁白云石和铁方解石，并可见铁白云石交代白云石[图 7（d）]。2期硅质胶结物分别为：早期石英次生加大，由压溶作用产生的硅质所形成；晚期石英次生加大，由长石溶解所产生的硅质所形成，并可见方解石包裹早期石英次生加大[图 7（e）]。3期黏土类胶结物分别为：早期伊/蒙混层（蒙皂石）黏土包壳[图 7（f）]；中期长石溶蚀所产生的高岭石[图 7（g）]；晚期呈发丝状分布在矿物颗粒表面的伊利石[图 7（h）]，局部可见高岭石向伊利石转化以及伊利石包裹在自生石英颗粒表面。神府地区太原组储层中胶结物多呈团块状或不规则状充填于粒间孔隙，并见部分黏土矿物包裹于碎屑颗粒表面，对储层的影响以减孔作用为主。

溶蚀作用可以使长石和酸性喷发岩岩屑等岩石组分溶解，产生次生孔隙，提高储层孔隙度，但对于储层渗透率的影响未必都是有利的。当储层矿物溶蚀作用强烈时，次生孔隙以粒间溶孔为主，粒内溶孔往往因溶蚀强烈而彼此连通，且长石溶蚀所产生的高岭石微晶也容易被流体带走^[14]，从而使岩石渗流能力增强；当储层矿物溶蚀程度较低时，储层次生孔隙多以孤立形式存在，长石溶蚀所产生的高岭石微晶因无法完全被孔隙流体带走而导致部分流体被残留在孔隙内，当后期储层温度、压力等环境条件改变后，高岭石微晶结晶析出，从而造成喉道阻塞，反而会降低储层的渗流能力。

溶蚀程度与储层岩性有关，同时也受到流体性质、温度和压力等条件的影响^[15-16]，且煤系地层含有丰富的有机质，在成岩作用早期能够产生大量有机酸，这对于储层次生孔隙的产生也具有较有利影响。神府地区太原组致密砂岩储层中各类长石和酸性喷发岩岩屑[图 7（i）]等易溶组分含量较高，在部分样品中其易溶组分体积分数可高达38%，且区内煤系地层较为发育，为该区强烈溶蚀作用的发生奠定了物质基础。

通过对神府地区太原组泥岩镜质体反射率（R_o）、有机质最高裂解温度（T_max）及伊/蒙混层中蒙脱石含量等的分析发现，太原组泥岩R_o为0.84%~1.21%，T_max为450~490 ℃，通常在460 ℃左右，伊/蒙混层中蒙脱石体积分数为12%~35%。由碎屑岩成岩阶段划分标准^[17]可知，神府地区太原组成岩作用阶段普遍在中成岩阶段A期，部分可达中成岩阶段B期（图 8）。根据自生矿物之间及其与碎屑颗粒之间的接触关系，确定神府地区太原组典型成岩序列为：早期压实和黏土包壳→Ⅰ期石英加大→菱铁矿和方解石胶结→长石溶蚀→自生高岭石和Ⅱ期石英加大→自生伊利石胶结→白云石、铁白云石及铁方解石胶结。碎屑颗粒首先经历早期的机械压实，由于神府地区太原组泥质杂基含量较高，碎屑颗粒常伴有黏土包壳，随着压实程度的进一步加强，碎屑颗粒发生压溶作用，其溶解所产生的二氧化硅形成了Ⅰ期的石英加大；随后发生了早期的方解石沉淀和菱铁矿的形成^[18]，虽然下二叠统储层早期受煤系地层影响，整体处于酸性环境^[19]，但由于储层非均质性强，局部仍然保留了少量的方解石胶结物；在有机酸大量充注后，酸性喷发岩岩屑和长石发生溶蚀所产生的矿物离子促进了自生高岭石和Ⅱ期石英加大的形成；随着成岩演化程度的加深，黏土矿物向伊利石转化，地层水逐渐变为碱性，含铁的碳酸盐矿物如铁方解石和铁白云石开始形成。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 神府地区太原组砂岩成岩阶段划分及孔隙演化 Fig. 8 Diagenetic stages and pore evolution of sandstone of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

通过对成岩序列的研究并结合有机酸的充注过程^[20-21]，将胶结物划分为早期、中期和晚期3类。方解石、菱铁矿和以石英次生加大为主的硅质胶结划为早期胶结物；高岭石的生成与有机酸大量充注时间一致，归为中期胶结物；铁方解石、白云石、铁白云石和自生伊利石等的胶结主要发生在有机酸充注以后，划为晚期胶结物。

结合成岩序列、薄片和物性等资料，对神府地区太原组砂岩储层孔隙度演化过程进行研究。

初始孔隙度的确定

式中：φ₀为初始孔隙度，%；S₀为分选系数，由S₀ = (Q₁/Q₂)^1/2计算得出，Q₁和Q₂为粒度累积曲线在25%和75%处的粒径值^[22-23]。神府地区太原组分选系数S₀为1.57~4.95，平均为2.95，因此计算太原组初始孔隙度约为28.67%。

压实减孔量利用下式计算

式中：φ_压为压实作用减小的孔隙度，%；φ_粒为压实作用后粒间剩余孔隙度^[24]，%；φ_胶为胶结物总量，%；φ_胶后为胶结后的粒间孔隙度，%；φ_残原为现今薄片中残余原生孔隙度，%；φ_粒间为粒间溶孔所产生的孔隙度，%；φ_胶溶为胶结物溶蚀孔隙度，%；ω为颗粒边缘溶蚀率，%。

由于粒间溶孔通常会包括颗粒边缘的溶蚀量和残余原生孔隙2个部分，所以引入参数ω，代表颗粒边缘溶蚀量与粒间溶孔的比值，通过对太原组大量铸体薄片观察统计，将ω的数值确定为20%。

溶蚀增孔量通过下式计算

式中：φ_溶增为溶蚀作用增加的孔隙度，%；φ_粒内为粒内溶孔所产生的孔隙度，%。

胶结减孔量即为胶结物总量，包括各类碳酸盐胶结物、硅质胶结物和各类自生黏土矿物。

利用实测孔隙度平均值与总面孔率平均值的比值，搭建起面孔率[式（2）~式（5）皆是通过薄片观察统计获得的面孔率]与孔隙度的桥梁^[25]，进而计算出以上各类孔隙度的结果（表 3）。

表 3(Table 3)

表 3 神府地区太原组砂岩孔隙度演化 Table 3 Porosity transformation of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area % 孔隙类型 面孔率 演化后孔隙度 最小值 最大值 平均值 残余原生孔（φ残原） 0 1.0 0.56 0.95 硅质 0 0.5 0.10 0.17 菱铁矿 0.5 4.0 1.18 2.01 方解石 0 2.0 0.20 0.33 高岭石 0 3.0 0.62 1.05 白云石 1.5 3.0 1.86 3.17 铁白云石 1.0 3.5 2.09 3.56 铁方解石 0 0.5 0.06 0.11 胶结物总量（φ胶） — — 6.11 10.40 胶结物溶孔（φ胶溶） 0 0.5 0.14 0.24 粒间溶孔（φ粒间） 0 4.0 1.02 1.74 粒内溶孔（φ粒内） 1.0 5.0 2.25 3.83 溶蚀作用增加孔隙（φ溶增） — — 2.59 4.41

下载CSV 表 3 神府地区太原组砂岩孔隙度演化 Table 3 Porosity transformation of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

通过数据计算得知：太原组储层经过压实作用，损失孔隙15.50%，损失率达54.1%；压实作用后储层剩余孔隙度约为13.17%；经过早期胶结作用（硅质、方解石和菱铁矿胶结），减少孔隙2.51%，经有机酸充注，岩石中易溶组分发生溶解，溶蚀作用增加孔隙4.41%，增孔率达15.4%；经过中期胶结作用（高岭石胶结），孔隙减少1.05%，晚期胶结作用（白云石、铁白云石和铁方解石胶结）减少孔隙6.84%，胶结作用共减少孔隙10.40%，减孔率达36.3%（表 4）。经过上述多种成岩作用改造后，太原组砂岩储层平均孔隙度达到7.17%，与岩心实测平均孔隙度6.95%相比，相对误差仅为3.20%。早期压实作用与晚期碳酸盐胶结作用使储层损失了绝大部分孔隙，溶蚀作用所产生的次生孔隙是现今储层的主要储集空间类型，其中，又以具有较高渗流能力的粒间溶孔为较好的孔隙类型。

表 4(Table 4)

表 4 神府地区太原组砂岩孔隙度演化数据 Table 4 Porosity evolution data of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area 成岩作用 孔隙度/% 孔隙演化率/% 压实作用损失孔隙 （φ压） -15.50 54.1 压实后粒间剩余孔隙度 （φ粒） +13.17 45.9 早期胶结减孔 -2.51 8.8 溶蚀作用增加孔隙 （φ溶增） +4.41 15.4 中期胶结减孔 -1.05 3.7 晚期胶结减孔 -6.84 23.9 胶结作用损失孔隙 （φ胶） -10.40 36.3

下载CSV 表 4 神府地区太原组砂岩孔隙度演化数据 Table 4 Porosity evolution data of Taiyuan Formation in Shenmu-Fugu area

（1）神府地区太原组砂岩储层以中—粗粒岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，孔隙结构主要为细孔、细喉型和特细孔、微喉型，储层物性较差，孔隙度和渗透率平均值分别为6.95%和0.91 mD，属于典型的低孔—特低孔、特低渗的致密砂岩储层。

（2）神府地区太原组砂岩储层在沉积后主要经历了压实、胶结、交代及溶解等成岩作用的改造。早期压实作用与晚期碳酸盐胶结作用是储层致密的主要原因。溶蚀作用所产生的次生孔隙是现今储层的主要储集空间类型，其中，又以粒间溶孔为较好的孔隙类型。