酒西盆地老君庙构造渐新统白杨河组间泉子段是一套陆源碎屑岩储层，主要发育冲积扇相、河流相、三角洲相沉积，与下伏白垩系呈不整合接触，该段的L层、M层为主要产油层段。已有学者^[1-3]对酒西盆地宏观构造特征，油气运移、富集规律及勘探方向进行了研究。潘良云等^[1]认为酒西盆地为早白垩世拉张断陷和新生代挤压坳陷形成的叠合盆地；李伟等^[2]认为老君庙构造的油气多为山前推覆体之下掩埋的下白垩统烃源岩所生成。针对老君庙构造白杨河组沉积储层方面的研究成果较多，李铁峰等^[4]认为M层为一厚层块状砂岩油藏，其非均质性主要受控于岩性及岩相的变化。李克永等^[5]和张闻亭等^[6]对L层和M层的沉积相进行了研究，认为M层主要为冲积扇相沉积，L层主要为以河道及三角洲砂体为骨架的河流相、三角洲相沉积。喻宸等^[7]认为白杨河组M层及L层与M层的过渡段是以砂岩沉积为主的细粒冲积扇相沉积，是古气候、物源和古地形等因素共同控制的结果；秦国省等^[8]对老君庙油田L11层进行了基于沉积过程的河口坝储层构型分级；王旭影等^[9]对老君庙油田M油层成岩作用强度进行了定量表征，并划分出4种成岩储集相，认为碳酸盐胶结作用是该区储层质量的关键控制因素；喻宸等^[10]对老君庙油田古近系M层进行了储层特征与形成机理研究，认为其储集空间主要为粒间孔，为中孔、低渗储层，杂基含量高和碳酸盐胶结强是导致储层低渗的主要原因。

近年来，钻井取心表明老君庙构造白杨河组仍具有一定的勘探潜力。以往对研究区储层的研究侧重于岩性、物性、成岩作用、沉积相及层序地层等方面，但是对储层的孔隙结构及影响因素尚无较系统的研究，从而制约了剩余油的动用。拟在综合铸体薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线等资料的基础上，对储层岩石孔隙结构进行分类，并分析不同成岩环境下孔隙结构的影响因素，以期为油田后期有效开发提供地质依据。

酒西盆地为不对称坳陷盆地，西北以阿尔金走滑断裂为界，北以合黎山—龙首山断裂为界，西南以北祁连山北缘逆冲断裂为界，东接嘉西—文殊山隆起[图 1（a）]。酒西盆地主要分布侏罗系—新近系，其中侏罗系分布局限，以河流相碎屑岩为主；白垩系为盆地主要烃源岩，同时也是储集层和盖层，以扇三角洲相、湖相沉积为主；古近系为一套红色碎屑岩，是盆地主要的储集层和盖层，以冲积扇相、河流相、三角洲相沉积为主。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 酒西盆地（a）、老君庙油田（b）构造位置（据文献[7]修改） Fig. 1 Structural outline map of Jiuxi Basin (a) and Laojunmiao oilfield(b)

老君庙构造位于酒西盆地南部凸起，北接鸭北凸起[图 1（b）]，为一完整的不对称穹窿背斜构造^[11]。自上而下钻遇的地层主要有古近系疏勒河组及白杨河组，与下白垩统赤金组、下沟组呈不整合接触，缺失上白垩统、古新统及始新统。白杨河组自上而下划分为干油泉段、石油沟段及间泉子段。干油泉段主要为浅红色、棕红色中—粗粒砂岩夹棕红色泥岩，局部见灰白色钙质砾状砂岩；石油沟段主要为棕红色泥岩夹薄层石膏；间泉子段主要为棕红色泥岩和棕红色细—中粒砂岩，局部夹灰色含砾粗砂岩。

老君庙构造白杨河组间泉子段L层和M层的岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩（图 2），岩石颜色以棕红色为主。细粒长石岩屑砂岩主要为石英、长石和岩屑，石英颗粒中见少量髓石颗粒，长石以斜长石为主，岩屑以花岗岩岩屑为主，见少量泥晶碳酸盐岩岩屑；岩石成分成熟度和结构成熟度均低，分选较差，显示出离物源近、快速堆积的特征，石英、长石颗粒多呈次棱角—次圆状，岩屑磨圆相对较好（由于碳酸盐岩岩屑硬度低，更易磨圆）；胶结物主要为黏土矿物和少量碳酸盐矿物。细粒岩屑砂岩与细粒长石岩屑砂岩碎屑颗粒成分一致，岩屑含量相对较高，分选、磨圆均较差。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 老君庙构造间泉子段储层岩性三角图 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 showing rock composition of Jianquanzi member in Laojunmiao structure

老君庙构造白杨河组间泉子段122块样品的物性测试结果显示：该段储层孔隙度主要为15%~ 25%（占样品总数的65%），渗透率主要为1~10 mD，10~50 mD和50~500 mD（依次占样品总数的28%，38%和27%），属中孔、中—低渗储层；L层孔隙度为6.2%~31.8%，平均为19.41%，渗透率为0.54~ 1 440.54 mD，平均为165.40 mD；M层孔隙度为10.10%~29.10%，平均为18.77%，渗透率为0.51~ 379.96 mD，平均为45.69 mD。

储集空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔，此外还发育少量的粒内溶孔和晶间孔。根据研究区铸体薄片分析结果，L层面孔率较M层高，前者孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔和裂缝，后者孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔[图 3（a）~（d）]。储层的总面孔率平均为16.5%，其中残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、裂缝[图 3（d）]及晶间孔[图 3（e）]的平均面孔率分别为7.52%，4.82%，1.82%，1.71%和0.64%，残余粒间孔和粒间溶孔的面孔率占总面孔率的74.76%（表 1）。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 老君庙构造间泉子段储层主要孔隙、喉道类型 （a）残余粒间孔及粒间溶孔，296井，1 011.07 m，M层，铸体薄片，单偏光；（b）粒间溶孔、粒内溶孔，296井，1 007.42 m，M层，激光共聚焦照片；（c）粒间溶孔及贴粒缝，296井，1 011.52 m，M层，铸体薄片，单偏光；（d）裂缝与贴粒缝，296井，893.23 m，L层，铸体薄片，单偏光；（e）伊利石晶间孔，296井，952.05 m，L层，扫描电镜；（f）高岭石晶间孔及管束状喉道，296井，1 008.39 m，M层，扫描电镜 Fig. 3 Main pore throat types of Jianquanzi member in Laojunmiao structure

表 1(Table 1)

表 1 老君庙构造296井、C14井间泉子段储层铸体薄片面孔率统计 Table 1 Statistics of plane porosity rate of casting thin sections of Jianquanzi member in well 296 and well C14 in Laojumiao structure 井名 层 总面孔率/% 面孔率/% 平均比表面积/（m2·g-1） 平均孔隙直径/μm 均质系数 标准偏差 残余粒间孔 粒内溶孔 粒间溶孔 裂缝 晶间孔 296 L $\frac{{4.16\sim39.55}}{{20.51}}$ $\frac{{0.98\sim21.94}}{{9.99}}$ $\frac{{0\sim3.64}}{{0.40}}$ $\frac{{0\sim16.71}}{{6.78}}$ $\frac{{0\sim8.96}}{{2.24}}$ $\frac{{0\sim3.96}}{{1.11}}$ $\frac{{0.16\sim1.25}}{{0.35}}$ $\frac{{56.35\sim581.55}}{{168.34}}$ $\frac{{0.23\sim0.56}}{{0.36}}$ $\frac{{26.02\sim467.44}}{{121.79}}$ M $\frac{{3.85\sim32.51}}{{16.76}}$ $\frac{{2.31\sim16.26}}{{9.16}}$ $\frac{{0\sim2.91}}{{0.84}}$ $\frac{{1.16\sim9.75}}{{5.26}}$ $\frac{{0\sim3.25}}{{0.54}}$ $\frac{{0\sim3.25}}{{0.96}}$ $\frac{{0.21\sim0.32}}{{0.27}}$ $\frac{{63.95\sim167.27}}{{120.38}}$ $\frac{{0.27\sim0.44}}{{0.33}}$ $\frac{{37.07\sim150.75}}{{89.3}}$ C14 L $\frac{{4.38\sim40.29}}{{18.68}}$ $\frac{{0\sim24.94}}{{8.86}}$ $\frac{{0\sim8.06}}{{1.42}}$ $\frac{{0\sim12.09}}{{5.68}}$ $\frac{{0\sim7.46}}{{2.44}}$ $\frac{{0\sim2.18}}{{0.28}}$ $\frac{{0.16\sim1.52}}{{0.42}}$ $\frac{{38.00\sim849.48}}{{159.84}}$ $\frac{{0.25\sim0.58}}{{0.36}}$ $\frac{{21.16\sim487.44}}{{107.89}}$ M $\frac{{7.68\sim12.43}}{{10.06}}$ $\frac{{1.86\sim2.30}}{{2.08}}$ $\frac{{1.15\sim8.08}}{{4.62}}$ $\frac{{0\sim3.07}}{{1.54}}$ $\frac{{0.77\sim2.49}}{{1.63}}$ $\frac{{0\sim0.38}}{{0.19}}$ $\frac{{0.25\sim0.41}}{{0.33}}$ $\frac{{93.08\sim288.61}}{{190.85}}$ $\frac{{0.32\sim0.42}}{{0.37}}$ $\frac{{59.14\sim233.09}}{{146.12}}$ 注：表中分式代表$ \frac{{最小值\sim最大值}}{{平均值}} $；L层样品数为24块，M层样品数为13块

下载CSV 表 1 老君庙构造296井、C14井间泉子段储层铸体薄片面孔率统计 Table 1 Statistics of plane porosity rate of casting thin sections of Jianquanzi member in well 296 and well C14 in Laojumiao structure

储层的喉道类型主要为缩颈状喉道和少量发育于黏土矿物中的管束状喉道[图 3（f）]。由于储层岩石整体分选性较差、压实较强，颗粒间主要呈点接触—线接触，很少发育片状或弯片状喉道。

根据40块样品的毛管压力曲线形态及孔隙结构特征参数并结合常规物性测试结果，将储层按孔隙结构分为4类（图 4、图 5），其中Ⅰ类储层渗透率为100~1 000 mD，毛管压力曲线具有明显的平台，偏粗歪度，孔喉半径分布呈单峰式，对渗透率具有贡献的孔喉半径大于10 μm；Ⅱ类储层渗透率为10~ 100 mD，毛管压力曲线具有一定的平台，略偏粗歪度，孔喉半径分布呈双峰式，但较粗孔喉（10 μm左右）峰值明显高于较细孔喉，渗透率主要由粗孔喉贡献；Ⅲ类储层渗透率为1~10 mD，毛管压力曲线无明显的平台，略偏粗歪度，孔喉半径分布呈双峰式，相对较粗的孔喉峰值更高，对渗透率的贡献也更大；Ⅳ类储层渗透率小于1 mD，物性最差，毛管压力曲线无明显的平台，偏细歪度，孔喉半径分布呈细孔喉和相对粗孔喉2种类型的双峰式分布，细孔喉峰值更高，粗孔喉对渗透率的贡献更大。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 老君庙构造296井间泉子段储层毛管压力曲线 Fig. 4 Capillary pressure curves of Jianquanzi member in well 296 in Laojunmiao structure

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 老君庙构造296井间泉子段储层孔喉半径分布特征（a）及其对渗透率的贡献（b） Fig. 5 Pore throat distribution characteristics (a) and influences on permeability (b) of Jianquanzi member in well 296 in Laojunmiao structure

分析毛管压力曲线特征参数（表 2）表明：表征储层储集能力的孔喉半径中值和最大进汞饱和度随着储层物性变好都有明显的增大；Ⅰ类储层和Ⅱ类储层分选均较差，相比较Ⅰ类储层孔喉半径中值更大，歪度偏粗；Ⅲ类储层和Ⅳ类储层孔喉分选均较好，但以微细孔喉为主，连通性相对较差，排驱压力高。

表 2(Table 2)

表 2 老君庙构造296井间泉子段储层物性及毛管压力曲线特征参数 Table 2 Characteristic parameters of reservoir property and capillary pressure curves of Jianquanzi member in well 296 in Laojunmiao structure 储层类型 样品号 孔隙度/% 渗透率/mD 孔喉半径中值/μm 分选系数 歪度 最大进汞饱和度/% 退汞效率/% 排驱压力/ MPa Ⅰ 4-10-1 25.11 242.90 3.92 4.04 0.71 84.23 13.59 0.05 8-16-1 31.17 585.50 4.61 3.20 0.74 90.42 12.32 0.05 6-30-1 27.68 1 162.00 10.90 4.07 0.81 86.10 11.69 0.03 Ⅱ 6-24-1 13.93 36.60 0.05 4.23 -0.31 61.16 25.59 0.07 8-19-1 23.16 62.71 1.23 4.22 0.56 80.33 29.11 0.10 2-4-1 19.85 98.92 1.17 4.51 0.45 65.32 26.63 0.05 Ⅲ 2-14-2 16.48 3.98 0.28 3.27 -1.00 31.30 51.47 0.34 9-41-2 10.07 6.93 0.01 1.42 -1.00 30.69 38.39 12.41 14-14-3 27.86 12.96 0.03 3.75 -0.38 53.61 24.57 0.14 Ⅳ 8-49-1 7.81 0.18 0.06 3.16 -0.03 68.73 43.01 0.47 10-4-1 9.07 0.20 0.08 2.41 -0.01 85.19 45.38 0.67 6-18-1 10.41 0.40 0.05 3.08 -0.06 67.79 41.08 0.49

下载CSV 表 2 老君庙构造296井间泉子段储层物性及毛管压力曲线特征参数 Table 2 Characteristic parameters of reservoir property and capillary pressure curves of Jianquanzi member in well 296 in Laojunmiao structure

对不同孔隙结构样品孔隙特征的观察表明：Ⅰ类储层疏松，未见压实，以发育残余粒间孔和粒间溶孔为主，粒间基本不含填隙物，图像分析统计6-30-1号样品面孔率为39.55%[图 6（a）]；Ⅱ类储层有一定压实，发育裂缝、贴粒缝和残余粒间孔，填隙物较少，图像分析统计2-4-1号样品面孔率为33.41%[图 6（b）]；Ⅲ类储层有一定压实，发育裂缝和粒间溶孔，填隙物以黏土矿物和方解石为主，图像分析统计2-14-2号样品和9-41-2号样品面孔率分别为5.63%和11.83% [图 6（c）~（d）]；Ⅳ类储层致密，压实较强，由于孔隙不发育，有机染料无法注入薄片，通过激光共聚焦显微镜放大较高倍数后观察发现，样品局部发育少量粒内溶孔和残余粒间孔[图 6（e）~（f）]。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 老君庙构造296井间泉子段储层孔隙特征 （a）残余粒间孔和粒间溶孔，6-30-1号样品，922.81 m，L层，铸体薄片，单偏光；（b）裂缝、贴粒缝和残余粒间孔，2-4-1号样品，892.73 m，L层，铸体薄片，单偏光；（c）构造缝，2-14-2号样品，894.56 m，L层，铸体薄片，单偏光；（d）粒间填隙物溶蚀孔，9-41-2号样品，955.38 m，M层，激光共聚焦照片；（e）致密，6-18-1号样品，920.56 m，L层，铸体薄片，单偏光；（f）少量粒内溶孔和残余粒间孔，6-18-1号样品，920.56 m，L层，激光共聚焦照片 Fig. 6 Reservoir pore characteristics of Jianquanzi member in well 296 in Laojunmiao structure

通过分析孔隙结构特征参数（对C14井和296井的49块样品进行毛管压力测试获得）与孔隙度、渗透率的相关性（表 3）发现，反映孔喉分选特征的参数（分选系数、均质系数、歪度、变异系数）^[12-14]中变异系数与孔隙度、渗透率的相关性较好；反映孔喉大小的参数（最大孔喉半径、孔喉半径中值）^[13-14]与孔隙度、渗透率相关性均较好，其中最大孔喉半径与孔隙度、渗透率的相关性相对更好；反映孔喉储集能力的参数（最大进汞饱和度）^[13-15]与孔隙度、渗透率相关性不明显；反映孔喉连通性及控制流体运动特征的参数（排驱压力、平均孔喉比、结构渗流系数）^[16-18]与孔隙度、渗透率相关性均较好，与渗透率的相关性相对更好。综上所述，孔喉的连通情况及储集空间的大小与喉道的粗细及粗喉道所占的比例有较好的正相关关系。

表 3(Table 3)

表 3 老君庙构造间泉子段储层孔隙结构特征参数与物性参数的相关性 Table 3 Correlations between reservoir pore structure characteristic parameters and property parameters of Jianquanzi member in Laojunmiao structure 特征参数 与孔隙度的相关性 与渗透率的相关性 分选系数 y= 0.716 ln x+1.327 R2= 0.178 y= 0.129 ln x+3.016 R2= 0.276 均质系数 y= 0.078 ln x+0.071 R2= 0.243 y= 0.013 ln x+0.259 R2= 0.318 歪度 y=-0.002 x2+0.096 x－0.611 R2= 0.264 y=-9×10-7 x2+0.002 x+0.3 R2= 0.252 变异系数 y= 1 161.4 x-2.198 R2= 0.620 y= 6.148 x-0.369 R2= 0.835 最大孔喉半径 y= 0.018 x2.055 R2= 0.681 y= 2.379 x0.352 R2= 0.951 孔喉半径中值 y= 0.000 1 x3.061 R2= 0.467 y= 0.19 x0.494 R2= 0.578 最大进汞饱和度 y= 4.206 ln x+72.218 R2= 0.018 y= 0.569 ln x+82.553 R2= 0.016 排驱压力 y= 41.069 x-2.056 R2= 0.680 y= 0.309 x-0.352 R2= 0.950 平均孔喉比 y= 0.003 x2+0.102 x+0.631 R2= 0.575 y=-8×10-6 x2+0.013 x+2.450 R2= 0.732 结构渗流系数 y= 7×10-6 x5.533 R2= 0.765 y= 4.164 x0.912 R2= 0.991

下载CSV 表 3 老君庙构造间泉子段储层孔隙结构特征参数与物性参数的相关性 Table 3 Correlations between reservoir pore structure characteristic parameters and property parameters of Jianquanzi member in Laojunmiao structure

不同沉积环境的水动力条件和沉积物来源均存在差异，造成了沉积体在宏观厚度、分布上的差异，以及微观岩石成分、结构上的差异，进而直接对储层物性产生了影响。沉积环境决定了原生孔隙的发育程度，也是后期成岩改造的基础^[19-22]。

储层物性与碎屑颗粒成分成熟度及结构成熟度均具有一定的相关性。成分成熟度高，指示石英等稳定矿物含量高，受后期成岩作用影响小，更有利于原生孔隙的保存；结构成熟度高，指示杂基含量低，粒径均一，颗粒的堆积方式更接近理想堆积方式，原生孔隙更发育。从成分成熟度角度分析，研究区储层孔隙度与石英含量呈明显的正相关关系，与长石含量呈较弱的负相关关系；从结构成熟度角度分析，碎屑颗粒粒径Φ值为2.5~3.5时，分选性好的储层（分选系数为1.5~2.5）物性相对更好。

研究区间泉子段发育一套以辫状河三角洲、辫状河、冲积扇沉积为主的陆相碎屑岩储层，沉积相可划分为：三角洲前缘亚相（L1小层）、三角洲平原亚相（L2小层）、辫状河相（L3小层）、扇缘亚相（M1小层）、扇中亚相（M2小层）、扇根亚相（M3小层）（表 4）。与冲积扇相相比较，辫状河三角洲相水动力较强，碎屑颗粒平均粒径较粗，分选、磨圆均较好，成分成熟度和结构成熟度均较高，整体上储层物性也较好；辫状河三角洲相主要发育三角洲前缘亚相水下分流河道砂体和三角洲平原亚相辫状河道砂体，均为优质储集体；冲积扇相沉积中扇缘亚相物性更好，是因为扇缘距物源较远，碎屑岩分选更好。

表 4(Table 4)

表 4 老君庙构造间泉子段不同沉积相储层物性特征 Table 4 Reservoir property characteristics of different sedimentary facies of Jianquanzi member in Laojunmiao structure 相 亚相 粒度Φ值 分选系数 孔隙度/% 渗透率/mD 样品数/个 辫状河三角洲 前缘（L1小层） $\frac{{2.51 \sim 4.16}}{{3.14}}$ $\frac{{1.92 \sim 2.16}}{{2.03}}$ $\frac{{12.40 \sim 21.60}}{{16.53}}$ $\frac{{12.76 \sim 503.51}}{{184.74}}$ 3 平原（L2小层） $\frac{{2.25 \sim 3.20}}{{2.88}}$ $\frac{{1.55 \sim 2.87}}{{2.05}}$ $\frac{{19.40 \sim 25.20}}{{22.43}}$ $\frac{{104.48 \sim 637.55}}{{363.28}}$ 3 辫状河（L3小层） $\frac{{2.60 \sim 3.96}}{{3.17}}$ $\frac{{1.90 \sim 2.86}}{{2.35}}$ $\frac{{6.20 \sim 31.80}}{{20.73}}$ $\frac{{2.34 \sim 429.88}}{{205.26}}$ 6 冲积扇 扇缘（M1小层） $\frac{{2.78 \sim 3.93}}{{3.44}}$ $\frac{{1.89 \sim 2.81}}{{2.40}}$ $\frac{{12.30 \sim 23.10}}{{19.48}}$ $\frac{{4.36 \sim 273.74}}{{68.81}}$ 6 扇中（M2小层） $\frac{{3.19 \sim 4.40}}{{3.77}}$ $\frac{{1.94 \sim 3.89}}{{2.94}}$ $\frac{{10.60 \sim 23.30}}{{17.30}}$ $\frac{{0.51 \sim 45.62}}{{17.38}}$ 16 扇根（M3小层） $\frac{{3.47 \sim 4.45}}{{3.91}}$ $\frac{{1.95 \sim 3.18}}{{2.65}}$ $\frac{{11.00 \sim 21.30}}{{16.40}}$ $\frac{{2.27 \sim 24.16}}{{11.25}}$ 7 注：表中分式代表$ \frac{{最小值 \sim 最大值}}{{平均值}} $

下载CSV 表 4 老君庙构造间泉子段不同沉积相储层物性特征 Table 4 Reservoir property characteristics of different sedimentary facies of Jianquanzi member in Laojunmiao structure

常规薄片、铸体薄片观察以及扫描电镜分析结果表明，白杨河组间泉子段储层成岩作用主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

研究认为，在酸性成岩环境下高岭石相对稳定，随着pH值增大，若存在钾离子，高岭石会转化成伊利石，若存在铁、镁离子，则会转化成绿泥石，同样蒙脱石也会发生伊利石化和绿泥石化；另外，在酸性成岩环境下一般发生碳酸盐溶解、长石溶解或蚀变为高岭石以及石英次生加大等现象，在碱性成岩环境下发生石英颗粒溶蚀、长石次生加大以及铁方解石和铁白云石等晚期碳酸盐矿物沉淀等现象^[23-24]。研究区L层黏土矿物以伊利石（体积分数为18.08%）和伊/蒙混层（体积分数为70.17%）为主，同时存在石英溶蚀现象，指示L层整体为碱性成岩环境[图 7（a）]；M层黏土矿物以伊利石（体积分数为42.07%）、高岭石（体积分数为39.02%）为主，碳酸盐胶结物（体积分数为2.3%）较L层明显减少，发现了长石颗粒溶蚀及石英颗粒的次生加大等现象，指示M层为相对酸性成岩环境[图 7（b）]。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 老君庙构造C14井间泉子段储层溶蚀特征 Fig. 7 Dissolution characteristics of samples of Jianquanzi member in well C14 in Laojunmiao structure

研究区间泉子段样品中的碎屑颗粒未经过较长距离的搬运，泥质杂基含量较高，另外早期沉积时未见明显碳酸盐胶结，碎屑颗粒骨架整体抗压实作用较弱，主要表现为原生孔隙减少，缩颈型喉道增多，局部见到石英、长石颗粒碎裂及塑性岩屑变形。从296井全井段物性的变化来看，随着深度增大，压实作用增强，储层物性变差。另外，对296井不同层位（深度892.78~1 008.35 m）的4块样品进行8个压力点（5.517~46.897 MPa）的覆压孔渗测试，结果显示在恢复初始压力后孔隙度和渗透率相对于初始值分别降低了13.89%和66.42%，说明压实作用对物性有较大的影响，且压实作用所导致储层孔隙度、渗透率的减小是不可逆的。

储层的胶结作用主要有钙质胶结、黏土矿物胶结和以石英加大为主的硅质胶结，另外可见石膏胶结。研究区砂岩样品粒间存在大量黏土矿物，并占据原生孔隙，堵塞孔喉，不利于后期流体的流动及溶蚀作用发生。L层稳定的碱性环境有利于碳酸盐胶结物的沉淀与保存，该层的碳酸盐胶结物主要分布于颗粒边缘，且相对分散，未形成基底式胶结，电子探针背散射图像显示矿物颗粒间除了存在大量的绿泥石之外，局部也存在方解石（图 8）。在石英颗粒边缘发育呈弯月状、悬挂状的次生加大，通过电子探针成分分析发现加大部分除二氧化硅含量较高外，还含有少量铝、钠、钾等元素，指示加大部分可能由长石类矿物溶蚀后沉淀而形成。X射线衍射全岩矿物含量分析结果表明，黏土矿物和碳酸盐矿物含量均与孔隙度呈负相关关系，其中黏土矿物与孔隙度的负相关关系更明显，对物性的影响更大。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 老君庙构造间泉子段L层胶结物特征（C14井，706.85 m，电子探针面分析） Fig. 8 Cement characteristics of layer L of Jianquanzi member in Laojunmiao structure

M层的酸性成岩环境促成了伊/蒙混层矿物向伊利石的转化及高岭石的大量形成，同时，M层的溶蚀作用也相对较强，以长石类矿物的溶蚀为主，薄片镜下观察发现长石颗粒边缘多呈不规则港湾状，溶蚀多发生在长石解理或次生蚀变部位。一般认为长石的溶蚀促进了石英和高岭石的沉淀，同时堵塞了部分喉道，对储集岩孔隙结构具有一定破坏作用^[25-26]。就研究区而言，发生溶蚀的部位连通性一般较好，有利于溶蚀组分的运移。

综上所述，对白杨河组间泉子段碎屑岩储层来说，特定的沉积环境决定了碎屑岩的结构和组成，也是后期成岩改造的基础。压实作用不利于原生孔隙的保存，胶结作用使储层物性变差，溶蚀作用是优质储层发育的必要条件。

孔隙结构相对较好的Ⅰ类和Ⅱ类储层主要分布在L层，且其中多数（66%）属于L3小层的辫状河相沉积环境。Ⅰ类储层相对于Ⅱ类储层更优质的原因主要是，Ⅱ类储层经历了一定的压实作用和弱的胶结作用，同时其溶蚀作用相对较弱；与Ⅰ类和Ⅱ类储层相比，Ⅲ类和Ⅳ类储层黏土杂基含量均较高，成分成熟度和结构成熟度均较低，粒间均存在较多的方解石胶结物，其中Ⅲ类储层成岩后期的破裂和溶蚀作用均较强，对其物性有一定的改善。

296井全井段分析（图 9）表明，在L层的碱性成岩环境下，胶结作用较弱的井段（900~905 m，920~930 m，935~940 m）储层物性均较好；在M层的酸性成岩环境下，冲积扇沉积环境中碎屑颗粒分选差、杂基含量高，不利于原生孔隙的发育，同时，该层整体酸性的环境抑制了胶结作用，基本不发育碳酸盐胶结物，使部分原生孔隙得以保存，在此基础上，酸性流体的溶蚀作用是促使该层优质储层形成的关键因素。

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 老君庙构造296井间泉子段储层综合柱状图 Fig. 9 Reservoir comprehensive column of Jianquanzi member in well 296 in Laojunmiao structure

（1）老君庙构造白杨河组间泉子段储层的储集空间主要为残余粒间孔和粒间溶孔，还发育有少量的粒内溶孔和晶间孔，储层的总面孔率平均为16.5%，属于中孔、中—低渗储层；孔隙结构特征参数中变异系数、最大孔喉半径及控制流体运动特征的参数（排驱压力、平均孔喉比、结构渗流系数）与孔隙度、渗透率均具有较好的相关性，孔喉的连通情况及储集空间的大小与喉道的粗细及粗喉道所占的比例有较密切的关系。

（2）按孔隙结构特征将老君庙构造间泉子段储层分为4类，其中Ⅰ类储层疏松，未见压实，以发育残余粒间孔和粒间溶孔为主，粒间基本不含填隙物；Ⅱ类储层有一定压实，发育裂缝、贴粒缝和残余粒间孔，填隙物较少；Ⅲ类储层有一定压实，发育裂缝和粒间溶孔，填隙物以黏土矿物和方解石为主；Ⅳ类储层致密，压实较强，发育少量粒内溶孔和贴粒缝。

（3）老君庙构造间泉子段发育三角洲前缘亚相水下分流河道砂体和三角洲平原亚相辫状河道砂体，2类砂体物性均较好。孔隙结构相对较好的Ⅰ类和Ⅱ类储层多为三角洲平原亚相辫状河道砂体。

（4）老君庙构造间泉子段296井全井段分析表明，在L层的碱性成岩环境下，局部胶结作用较弱的井段储层物性较好；M层整体酸性的成岩环境抑制了胶结作用，使部分原生孔隙得以保存，在此基础上酸性流体的溶蚀作用是促使M层优质储层形成的关键因素。