0 引言

随着勘探程度的不断深入，非常规油气资源在世界油气工业体系中逐渐占有更大的比重。鄂尔多斯盆地和四川盆地致密气的开发极大地丰富了我国能源结构，致密气逐渐成为学者们关注的重点^[1-2]。鄂尔多斯盆地东缘康宁地区上古生界致密气是盆地非常规领域的重点区块之一，钻探结果表明，研究区二叠系的千5段、盒8段和太2段为主力产气层段^[3-4]，具有广阔的勘探潜力，但由于储层普遍较为致密，且具有强非均质性特征，这均增大了致密气的勘探开发难度。因此，储层致密化主控因素研究对寻找次生溶蚀“甜点”储层至关重要。

恢复储层孔隙演化过程是研究储层致密化主控因素的重要手段，如何建立孔隙演化模型也是国内外学者研究的热点与前沿。Athy^[5]最早于1930年根据地层埋藏深度来建立孔隙演化模型，得出孔隙度-深度关系式，Maxwell^[6]根据实际数据得出时间变化、埋藏深度与孔隙度的数学关系；Scherer^[7]在前两者的基础上，还考虑了沉积地层年龄、颗粒分选性对于孔隙演化的影响，预测了孔隙度演化，但这些模型都不同程度简化了多因素影响的不确定性，共同点都只重点考虑了地层压实作用这一重要因素，认为压实作用是造成孔隙度降低的主要原因。因此，国内学者们^[8-10]在这些压实作用主导的孔隙演化模型基础上，补充分析了其他成岩作用（胶结作用、溶解-交代作用）对于孔隙演化的影响，进一步深化了孔隙演化研究，但忽略了孔隙类型对各类成岩作用的响应分析。此次研究中，利用盆地模拟软件对鄂尔多斯盆地东缘康宁地区二叠系致密砂岩储层的孔隙度-时间演化模型进行刻画，并结合岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、粒度分析、X衍射黏土矿物分析等成果，对3段主要储集层的成岩期孔隙度演化过程进行恢复，阐明储层致密化的主控因素，以期为溶蚀“甜点”储层预测提供参考。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区面积约为750 km²（图 1），位于山西省西北缘吕梁市临西北部，构造位置属于盆地的晋西挠褶带。总体上，晋西挠褶带呈西向倾斜，构造带内发育次一级规模不等的褶皱和断裂，区块南部紧邻紫金山岩体，局部控制了研究区现今构造。由于受紫金山岩体活动的影响，区块的东南部断裂相对发育，构成了油气向中浅部地层运移的重要通道，同时，也加速了煤系烃源岩的成熟，加大了总生气量。

研究区上古生界发育完整，自下而上沉积环境逐渐由海相演变为海陆过渡相和陆相，分别发育石炭系的本溪组，二叠系的太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组（图 1）。本溪组、太原组和山西组“煤系”地层构成了研究区的主力烃源岩，炭质泥岩和黑色泥岩次之。综合已钻的27口探井的实际产气及测井解释结果，可以发现上二叠统的千5段、中二叠统的盒8段以及下二叠统的太2段为研究区的主力产气层段，千5段和盒8段含气储集层岩性为三角洲平原分流河道沉积的中—粗砂岩，太2段则以三角洲前缘水下分流河道中—粗砂岩为主。

2 致密储层特征

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区上古生界砂岩储层复杂的成岩作用导致其现今孔隙度普遍小于10%，属于典型的致密储层^[11]。根据实际主力气层段纵向上与烃源岩的位置关系，分别选取3类型储集层作为此次研究对象：源内型（太2段）、近源型（盒8段）、远源型（千5段）进行研究（参见图 1）。

2.1 岩石学特征

统计研究区16口探井岩心的126块样品的薄片鉴定结果可知，储层砂岩类型多样，具体特征如表 1所列：①千5段：以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主，石英含量最高，体积分数为15% ~75%，平均为52%，岩屑含量次之，体积分数为13% ~74%，平均为34%，长石含量最低，体积分数为2% ~41%，平均为14%；②盒8段：以长石岩屑砂岩为主，石英含量最高，体积分数为9%~65%，平均为45%，岩屑含量次之，体积分数为20%~66%，平均为31%，长石含量最低，体积分数为3%~48%，平均为24%；③太2段：砂岩类型为长石岩屑砂岩、岩屑砂岩，石英含量（体积分数为16%~60%，平均为49%）略高于岩屑含量（体积分数为21%~75%，平均为44%），长石含量最低，体积分数为1% ~28%，平均为7%。

3套目的层碎屑颗粒总的表现为高石英、岩屑和低长石的特征。石英主要为单晶石英，岩浆岩岩屑占主导（14%~18%），斜长石占主要成分，且多发生高岭石化。成分成熟度表现为千5段 > 太2段 > 盒8段。储集层砂岩以中—细粒为主（72%），粗粒次之（28%），太2段粗粒砂岩略多于千5段和盒8段，且分选和磨圆好于千5段和盒8段，代表太2段砂体沉积时水动力较强。此外，碎屑颗粒接触关系表现为点/线—线接触（千5段）—线接触（盒8段）—凹凸接触（太2段）变化，反映压实作用和胶结作用均随埋藏深度增加而逐渐增强的过程。

2.2 物性特征

3套目的层超过66%的样品的孔隙度为4%~ 10%，平均7%，77%的样品的砂岩渗透率为0.01~ 1.00 mD，平均0.46 mD，为典型致密储层。储集层物性受岩屑成分影响，岩屑含量高的物性差（表 2），可见长石岩屑砂岩物性略好于岩屑砂岩。

结合16口井共计77块样品的高压压汞曲线分析（表 3），3套目的层分选系数为1.68~1.91，相差不大，反映孔喉分选较差；其次，中值压力变化较大（3~48 MPa），呈现出盒8段 > 千5段 > 太2段，说明孔喉分布不均匀；盒8段最大进汞饱和度（72%）略好于千5段（66%）和太2段（67%），但最大进汞饱和度平均值不超过75%，反映油气进入储层较难；3套目的层退汞效率均较低，小于40%，代表孔隙与喉道体积差异大，储层非均质性强；储层最大孔喉半径为0.19~4.05 μm，平均为1.31 μm，属于小孔隙吼道，半径由大到小，依次为千5段、盒8段、太2段，反映随地层埋藏深度增加，孔喉结构逐渐变差。总体而言，3套目的层具小孔喉、分选差、细歪度的特征，且盒8段、千5段储集条件略优于太2段。

2.3 孔隙类型及其定量表征

由16口井共计126块薄片可知（表 4），储集层孔隙类型以溶蚀孔隙为主，残余粒间孔隙为辅。孔隙类型包括残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和微裂缝。随着地层埋藏深度增加，孔隙类型表现为残余粒间孔减少、次生溶蚀孔隙增多，千5段原生孔隙发育好于盒8段和太2段，而盒8段和太2段次生溶蚀孔发育，均表现为长石、岩屑溶蚀产生的粒间孔隙。

不同类型的孔隙可以用面孔率进行定量表征，面孔率也是储层成岩-孔隙演化恢复的重要参数^[12]。砂岩孔隙总面孔率为4.3%~5.4%，平均4.6%，盒8段总面孔率最高（5.4%），千5段次之（4.3%），太2段最低（4.1%）。强压实、强胶结作用均致使残余粒间孔面孔率最低，平均0.5%，太2段（0.1%）远低于千5段（0.6%）；岩屑溶孔和长石溶孔面孔率均高于其他类型孔隙面孔率，平均为1.7%和1.2%。就不同目的层观察，盒8段和太2段溶蚀面孔率均高于千5段；其次是晶间孔，平均面孔率0.6%，千5段最高，太2段最低，主要来源于晶形发育较好的高岭石；微裂缝面孔率为0.6%，千5段占比大于另外2套目的层，多表现为构造缝，这与石英含量较高有关。除溶蚀孔外，晶间孔和微裂缝的发育也能提高储集层渗流能力。

总体而言，对于致密砂岩储层，尤其是埋藏较深的目的层，溶蚀孔隙发育，高岭石胶结物含量高的储集层可能预示为有效“甜点”层位。

3 成岩演化序列

综合有机质成熟度（R_o）分析结果，I/S混层矿物特征、铸体薄片鉴定结果、孔隙类型、颗粒接触方式等可以发现^[13]，上古生界3套目的层总体属于中成岩阶段，不同目的层成岩演化过程有所差异，千5段为中成岩A—B期，而盒8段、太2段基本演变到中成岩B期。总体成岩序列特征表现为：早期绿泥石、方解石胶结—早期快速强压实—硅质、黏土矿物胶结—溶蚀作用—伊利石胶结—晚期含铁方解石、白云石胶结。

不同目的层沉积环境略有差别且纵向上与烃源岩距离不同，其成岩演化序列及孔隙演化存在一定差异，主要表现在中成岩B期，相对于远源型（千5段），近源型（盒8段）和源内型（太2段）受溶蚀作用均较强烈，胶结作用活跃；其次，太2段属于海陆过渡相环境，胶结物源受控于海相，这一点与盒8段存在差异。因此，千5段砂岩成岩演化序列为：绿泥石膜、方解石胶结—早成岩强烈压实作用—石英次生加大—中成岩高岭石、伊利石胶结—酸性流体进入—溶蚀作用—石英次生加大—晚期含铁方解石、白云石连片胶结—伊利石胶结；盒8段成岩演化序列为：绿泥石膜、方解石胶结—早成岩压实作用—石英次生加大—中成岩酸性流体进入—早期溶蚀—晚期含铁方解石、白云石胶结—晚期再溶蚀—伊利石胶结；太2段成岩演化序为：早成岩压实—绿泥石包壳、石英次生加大—酸性流体进入—中成岩溶蚀—高岭石、石英次生加大—晚期再溶蚀—伊利石胶结、晚期白云石胶结（图 2）。

4 成岩作用与孔隙度演化 4.1 成岩作用特征

千5段、盒8段、太2段砂岩经历了压实、胶结、溶蚀-交代作用，这些作用最终对储层物性及孔隙结构产生影响。总体而言，压实作用和胶结作用共同导致储层物性下降，其中，胶结作用中的高岭石、绿泥石胶结可一定程度上提高储集层孔隙度，而伊利石则降低储集层孔隙度，碳酸盐胶结物的影响则是双重的。溶蚀作用是致密储层物性条件改善的关键，鄂尔多斯盆地东缘康宁地区煤系地层酸性流体作用明显，极大地促进了长石、岩屑物质的溶蚀，其对盒8段和太2段的控制作用大于千5段。

4.1.1 远源型（千5段）

千5段以压实作用为主，碎屑颗粒接触方式可见点—线接触，局部强烈区发育线—凹凸接触[图 3（a）]；随着压实程度增加，部分碎屑颗粒溶解，产生早期硅质胶结[图 3（b）—（c）]，但早成岩阶段的绿泥石[图 3（d）]、碳酸盐矿物包壳阻止了石英进一步次生加大，起到了保护孔隙的作用^[14-15]；受煤系地层影响，酸性介质下，长石、部分岩屑物质发生溶蚀，为高岭石和硅质胶结提供了物质来源；千5段高岭石晶形多以书页状充填于溶蚀孔隙中，其产生的晶间孔隙（小于5 μm）对储集层空间有着积极效果[图 4（a）]，扫描电镜下可见高岭石交代石英[图 3（e）]；研究区局部发育的断裂为深部酸性流体提供了运输渠道，但由于断裂分布的不均匀性以及储层非均质性，使得酸性流体作用有限，导致千5段溶蚀程度不如盒8段和太2段强烈，晚期碱性环境下，方解石胶结充填于孔隙[图 3（f）]；储层段内可见溶蚀粒缘缝发育[图 3（g）]。随着成岩演化程度加深，蒙脱石逐渐转化为伊利石，千5段伊利石占比为26.5%，I/S中的S的占比为30.1%，属于中成岩A—B期。

4.1.2 近源型（盒8段）

盒8段常见线接触或线—凹凸接触，强烈压实作用下可见石英碎屑颗粒定向排列[图 3（h）]；盒8段孔隙结构相对较好，得益于早期绿泥石[图 4（c）]、碳酸盐胶结物对原生孔隙的保护和溶蚀作用[图 4（d）]。盒8段现今长石体积分数为24%，远高于千5段（体积分数为14%）和太2段（体积分数为7%），而岩屑含量（体积分数为31%）低于千5段（体积分数为34%）、远低于太2段（体积分数为44%），说明盒8段岩屑中的酸性岩屑、泥质、千枚岩岩屑为溶蚀作用的主要成分，其次才是长石。盒8段属分流河道微相沉积，河道砂体分布广泛，因此，在断裂与砂体叠置分布的控制下，酸性流体易于流通，对储层溶蚀控制力较强，因而，即使在大规模烃类充注后，仍属于酸性环境，其碳酸盐胶结物（体积分数为3.6%）相对千5段（体积分数为4.6%）含量较低，可见铁方解石交代碎屑颗粒[图 3（i）]。晚期构造微裂缝发育[图 3（j）]。X射线衍射黏土分析可知，盒8段伊利石在黏土矿物中的占比为36.2%，I/S中S的占比为25.2%，属中成岩B期，成岩演化程度比千5段深。

4.1.3 源内型（太2段）

太2段埋藏最深，基本上以线—凹凸接触到凹凸接触为主；太2段砂体受上下2套煤层控制，是酸性流体最先、最直接作用的层段，因此，溶蚀作用时间早于千5段和盒8段，且作用强烈，长石基本溶蚀完全（平均体积分数仅为7%），溶蚀粒间孔和溶蚀微裂缝发育[图 3（k）]；其次，受储层强非均质性和烃源岩位置分布影响，在酸性环境下，层段内仍可发育少量方解石胶结物。晚期烃类充注作用后，随着成岩演化程度加深，太2段I/S中的S占比最终降低至现今的10.2%，大量蒙皂石转化而来的毛发状伊利石充填于孔隙中[图 3（l）]，造成储层孔隙度降低[图 4（b）]，至中成岩晚期，地层水酸性程度降低，可见含铁方解石和铁白云石呈嵌晶状充填于孔隙中，造成储层孔隙度再次下降[图 4（d）]。

4.2 孔隙度恢复方法

当沉积物进入埋藏环境后，孔隙度变化主要受成岩作用的影响^[16-17]。不同于以往单纯的采用铸体薄片、粒度分析等方法，笔者预先进行孔隙度-时间域演化模拟。结合研究区实测孔隙度-深度关系、鄂尔多斯盆地热史-埋藏史参数^[18-20]进行模拟，依据趋势，再根据不同类型孔隙的面孔率，求取各成岩作用对孔隙度的定量影响，最后获得孔隙度演化曲线，结合成岩特征，恢复储层致密化过程。

4.2.1 原始孔隙度恢复

砂岩原始孔隙度恢复的方法一般采用Beard等^[21]和Scherer^[7]的恢复方法，其实验结果显示，未固结砂岩原始孔隙度Φ与特拉斯克（Trask）分选系数S₀存在如下关系：

$ {\mathit{\Phi }_0} = 20.91 + 22.9/{S_0} $

(1)

式中：Φ₀为原始孔隙度，%；S₀为特拉斯克分选系数，由筛析法粒度分析测得，S₀= Q₁/Q₃^1/2，Q₁与Q₃分别为粒度概率统计曲线25%及75%处的粒径大小。

针对康宁地区上古生界19口井，3套目的层，共计395个致密砂岩样品粒度分析结果显示（表 5）：研究区砂岩分选系数为1.4~4.5，平均值为2.5，依据Trask分选系数的评价划分标准，属于分选差—较好型，由上述方法可得出上古生界原始孔隙度为26.0%~34.5%，平均30.12%。千5段和盒8段属于分流河道微相，水动力较强，平均原始孔隙度略高于水动力较弱的太2段（水下分流河道微相），表明沉积微相对原始孔隙度有一定影响。

4.2.2 成岩过程中孔隙度损失模型

压实作用和胶结作用均是本区成岩过程中孔隙度损失的主要因素。压实后剩余粒间孔Φ₁可根据胶结物含量、粒间孔面孔率，平均实测孔隙度求得，即如下式所示：

（1）压实作用

$ {\mathit{\Phi }_1} = W + P{M_1}/{M_{\rm{T}}} $

(2)

式中：Φ₁为压实后剩余孔隙度，%；W为胶结物体积分数，%；P为平均实测孔隙度，%；M₁为粒间孔面孔率，%；M_T为总面孔率。

压实损失孔隙度= Φ₀ - Φ₁；压实孔隙度损孔率=（Φ₀-Φ₁）/Φ₀。

由于压实作用下孔隙度的变化与埋藏深度呈一定关系^[22]，压实后剩余孔隙度Φ₁可以用深度、原始孔隙度与砂岩压实因子关系表达，模拟研究区孔隙度演化分析，选取指数模型可得如下结果，即：

$ \mathit{\Phi } = {\mathit{\Phi }_0}{{\rm{e}}^{-KH}} $

(3)

式中：K为压实因子，其取值可见文献[22]；H为埋藏深度，m。

（2）胶结作用

砂岩经压实，胶结（交代）后的剩余孔隙度（Φ₂）为物性分析孔隙度中粒间孔隙度，包括硅质胶结、黏土矿物胶结以及碳酸盐胶结物等。

$ {\mathit{\Phi }_2} = P{M_1}/{M_{\rm{T}}} $

(4)

胶结、交代损失孔隙度=胶结物含量= W = Φ₁- Φ₂；胶结损孔率= W/Φ₀。

4.2.3 成岩过程中孔隙度增加模型

溶蚀作用导致次生孔隙度的增加对致密砂岩储层物性改善起着关键作用，它是指各种类型的溶孔占总储集空间的那部分体积，即溶蚀作用产生的次生孔隙度Φ_d。

$ {\mathit{\Phi }_{\rm{d}}} = P{M_2}/{M_{\rm{T}}} $

(5)

式中：M₂为溶蚀孔面孔率，%；Φ_d为次生增加孔隙度，%。

综合考虑原始孔隙度以及以上3个模型影响，即成岩过程中压实、胶结交代、溶蚀作用，历史时期孔隙度变化如下：

$ \mathit{\Phi } = \left( {20.91 + 22.9/{S_0}} \right){{\rm{e}}^{-KH}}-W + {\mathit{\Phi }_{\rm{d}}} $

(6)

4.3 各层段致密化过程

依据上述孔隙度演化模型，恢复了千5段、盒8段和太2段砂岩孔隙度演化过程（表 6）。结果表明：上古生界3套目的层压实作用平均损失孔隙度16.39%，平均损孔率54.23%，胶结作用平均损失孔隙度12.30%，平均损孔率40.9%。

压实作用和胶结作用均导致砂岩孔隙度减小，相比胶结作用而言，压实作用是砂岩储层致密的首要因素。上古生界砂岩总体致密时期为三叠纪中晚期，太2段最先致密，其次是盒8段和千5段，结合储层成岩特征，致密过程如下。

（1）千5段。原始孔隙度为30.65%，压实作用、黏土和硅质胶结作用使得孔隙度损失了24.79%，压实损孔率远大于胶结损孔率，分别为52.49%和28.39%，在三叠纪末期达到致密。晚期由于生烃作用产生的有机酸使得长石、软岩屑和碳酸盐矿物溶蚀而产生大量溶蚀孔隙，孔隙度增加了3.26%。千5段孔隙度演化至现今为8.67%，与钻井实际物性测试结果8.78%相比，相对误差为-1.25%。

（2）盒8段。原始孔隙度为30.12%，略低于千5段砂岩原始孔隙度。压实作用使得盒8段孔隙度损失了17.04%。压实损孔率（56.57%）约是胶结损孔率（29.28%）的2倍。压实作用和胶结作用共同使得盒8段在三叠纪末期致密，计算孔隙度为6.85%，与实测孔隙度6.69%相比，相对误差为2.39%。

（3）太2段。原始孔隙度为29.60%，早成岩阶段的压实作用使得太2段孔隙度损失了16.05%，压实损孔率为54.43%。相对于千5段与盒8段的胶结损孔率，太2段胶结损孔率明显增加，为35.71%，反映出随着地层埋藏加深，导致储层致密的成岩作用转变为胶结作用，然而，一旦构造运动使得周围外界流体进入，与深层高含胶结物的砂岩储层相互作用，就能产生次生溶蚀孔隙，从而为油气聚集提供储存空间。胶结作用使得太2段孔隙度减少了10.57%，使其在三叠纪中期致密。计算孔隙度为6.81%，与实测孔隙度6.91%相比，计算误差-1.45%。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地东缘康宁地区上古生界致密砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主。3套目的层总体致密，储集空间具强非均质性，盒8段和千5段储层物性稍好于太2段。随着地层埋藏深度加深，孔隙类型表现为原生孔隙的减少和次生孔隙的增加，孔隙类型包括残余粒间孔、长石、岩屑溶蚀孔、微裂缝等。

（2）鄂尔多斯盆地东缘康宁地区上古生界砂岩储层主要经历了压实、胶结、溶蚀-交代等成岩作用，但3套目的层成岩程度稍有区别，千5段埋藏浅，成岩演化程度低，尚处于中成岩A—B期，以压实作用减孔为主，深部酸性流体对千5段砂岩溶蚀作用控制有限，而近源型（盒8段）和源内型（太2段）埋藏均较深，成岩演化程度高，属于中成岩B期，胶结、溶蚀作用为主，多见伊利石大量出现，长石和岩屑溶蚀孔隙发育。分流河道砂体中强溶蚀储层为有利“甜点区”，高岭石、绿泥石胶结、微裂缝发育均有利于提高储层物性，而碳酸盐胶结物对储层物性影响则是双重的。

（3）鄂尔多斯盆地东缘康宁地区3套目的层致密时期为三叠纪中晚期，千5段和盒8段致密时期（孔隙度＜10%）稍晚于太2段。总体而言，上古生界砂岩储层原始孔隙度为30.12%，压实作用是储层致密的首要因素，导致孔隙度减少了16.39%，其次是胶结作用使孔隙度减少了12.3%，且随着地层加深，胶结作用致密能力增强。生烃释放的有机酸导致溶蚀作用发育，使孔隙度增加了6.01%。计算的现今孔隙度为7.44%，实测孔隙度为7.46%，相对误差为-0.27%，模拟结果可信。

致谢: 中海油研究总院秦长文、李林涛、马晓强，中国石油大学（北京）郑天昱、李慧，地科院物化探所姚文生给予了大力帮助，在此表示感谢。