0 引言
近年来，陆续在临河坳陷古近系临河组深层和超深层钻遇孔隙度最高分别为29.2%和18.2%，渗透率最高分别为2 550×10-3 μm2和49.2×10-3 μm2的优质储层，洼槽带河探101井6 500 m超深层获得日产最高达1 285.77 m³的油气流，展现出了深层—超深层广阔的高效勘探前景。临河坳陷临河组试油结果表明，储层物性是控制油气产量的重要因素。目前，勘探面临的问题是临河坳陷临河组深层—超深层储层物性差异性较强，孔隙度分布范围为1%~29.2%，渗透率分布范围为（0.01~2 559）×10-3 μm2，这制约了该区油气资源评价和下一步井位部署。前人［8-10］主要针对临河坳陷临河组储层特征和成岩作用开展了研究，认为砂岩矿物成分及结构成熟度高，成岩作用弱。针对临河坳陷临河组储层物性差异成因和差异成岩演化还未开展系统研究。因此，本文基于岩心、铸体薄片、钻井、测井及实验测试资料，在对临河坳陷临河组深层—超深层储层特征研究基础上，查明储层物性差异和成岩差异，探讨储层差异成岩演化和物性差异原因，以期为研究区深层—超深层油气高效勘探开发提供科学依据。
1 区域地质概况
临河坳陷太古宇乌拉山群变质岩系基底之上由老至新沉积下白垩统李三沟组和固阳组、始新统乌拉特组、渐新统临河组、中新统五原组、上新统乌兰图克组和第四系河套群［9］。临河组自下而上可分为临二段和临一段，其中临二段可分为临二下亚段和临二上亚段［图1（c）］。临河组沉积时期，湖盆为咸化湖盆，其中临二下亚段和临一段沉积时期物源补给强度大，大型物源口发育在盆地西部狼山与南部巴彦乌拉山之间、狼山与北部色尔腾山之间、盆地东部桌子山与伊盟隆起之间和桌子山与贺兰山之间的转换过渡区，碎屑物质在东西双缓坡地貌背景下长距离搬运，发育大型远物源辫状河三角洲沉积体系，三角洲前缘砂岩储层广泛发育［9］。临二上亚段沉积期为物源弱补给期，广泛发育咸化湖盆优质烃源岩。临河组沉积期发育含膏泥岩，可作为局部盖层，临河组上覆新近系五原组发育的厚层泥岩为区域盖层。因此，临河坳陷临河组成藏条件好，可形成自生自储成藏组合。
2 深层—超深层碎屑岩储层基本特征
2.1 岩石学特征
临河组为远物源辫状河三角洲沉积，储层粒级偏细，以细砂岩和中细砂岩为主，部分为不等粒砂岩和粉砂岩。储层岩石类型主要为长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩（图2）。碎屑颗粒中石英、长石和岩屑含量平均值分别为72%、16%和12%。岩屑主要为石英岩岩屑和花岗片麻岩岩屑，刚性碎屑颗粒总含量平均值大于90%。碎屑颗粒分选中等—较好，分选系数主要集中在1.3~1.7之间，磨圆中等—较好，呈颗粒支撑结构。储层内部填隙物含量差异性较强，类型以泥杂基和胶结物为主，其中泥杂基含量为0%~25%，平均值为2.1%，胶结物含量为0%~28%，平均值为7.5%，胶结物类型以碳酸盐和硬石膏为主，其平均总体积分数占总胶结物的90%以上，其中碳酸盐以方解石和白云石为主。储层整体具有粒度细、刚性颗粒含量高、成分成熟度高及结构成熟度较高的岩石学特征。
2.2 储集特征及物性差异性
临河组储层储集空间主要为原生孔［图3（a）—图3（e）］。储层孔隙度和渗透率呈现较好的线性相关性，判定系数为0.83［图4（a）］。储层孔隙度分布范围为1%~29.2%，主要集中于10%~25%之间，平均值为17.3%；渗透率分布范围为（0.01~2 559）×10-3 μm2，主要集中于（10~1 000）×10-3 μm2之间，平均值为194.7×10-3 μm2［图4（b），图4（c）］。依据碎屑岩储层评价行业标准《油气储层评价方法》（SY/T 6285—2011），储层孔隙度类型总体为中孔—高孔，渗透率类型总体为中渗—高渗，其中埋深4 500~6 000 m储层总体为高孔—高渗储层，孔隙度最大为29.2%，渗透率最大为2 550×10-3 μm²，埋深大于6 000 m储层总体为中孔—中渗储层，孔隙度最大为18.2%，渗透率最大为42.9×10-3 μm²（图5）。在深层—超深层发育物性较好储层背景下，部分储层也表现物性较差特征，表现为相似埋深背景下，相同粒度储层物性差异较大（图5）。
图3 临河组储层薄片特征（a）兴华1-2井，埋深4 416.95 m，见大量粒间原生孔，碎屑颗粒呈点—线接触，局部见少量白云石分布粒间和颗粒边缘；（b）兴华12-2井，埋深4 986.53 m，见大量粒间原生孔，碎屑颗粒呈点—线接触；（c）兴华111井，埋深5 676.81 m，见大量粒间原生孔，碎屑颗粒呈点—线接触，局部发育宽度较窄的石英加大边；（d）河探1井，埋深6 037 m，见大量粒间原生孔，颗粒呈点—线接触，局部发育宽度较窄的石英加大边；（e）河探1井，埋深6 195 m，见大量粒间原生孔，颗粒呈点—线接触，局部发育宽度较窄的石英加大边；（f）兴华111井，埋深5 680.5 m，白云石呈粉晶状胶结充填粒间孔隙，硬石膏局部呈连晶状胶结充填粒间孔隙，颗粒呈点接触和“漂浮”状；（g）兴华12-2井，埋深5 235.33 m，硬石膏呈连晶状胶结充填粒间孔隙，颗粒呈点接触和“漂浮”状；（h）兴华1-2井，埋深4 302.31 m，见粒间原生孔，方解石呈连晶状胶结充填粒间，颗粒局部呈“漂浮”；（i）兴华1井，埋深4 237.74 m，泥质杂基充填粒间孔隙，孔隙不发育 Fig.3 Thin section characteristics of the Linhe Formation reservoir |
图4 储层孔渗关系图（a）及物性分布直方图（b），（c）Fig.4 Reservoir porosity permeability relationship diagram（a） and physical property distribution histogram （b），（c） |
2.3 成岩作用特征及差异性
临河组储层成岩作用主要发育压实作用和胶结作用。尽管主体埋深大于4 200 m，但储层碎屑颗粒之间以点—线接触为主，少量石英颗粒发育石英加大边，石英加大边窄且不连续。与储层互层的泥岩中黏土矿物以绿泥石、伊利石和伊/蒙混层为主，其中伊/蒙混层中蒙皂石占比为10%~25%，平均值为17.5%；R O值为0.6%~0.9%，平均值为0.7%。临河组沉积于半咸水—咸水水体环境，根据碎屑岩成岩阶段划分行业标准《碎屑岩成岩阶段划分》（SY/T 5477—2003）中盐湖盆地碎屑岩成岩阶段主要标志，深层储层主要处于中成岩A期，超深层储层主要处于中成岩A期—中成岩B期，整体成岩强度较弱，这是临河组深层—超深层储层发育大量原生粒间孔的重要原因。先天抗压实能力强的物质组构基础和后期利于储层弱成岩的成储环境使临河组深层—超深层储层弱压实—弱胶结。临河组储层较高的刚性碎屑颗粒含量和较好的分选磨圆结构使其具有较强的抗压实能力，地层早期缓慢深埋而晚期短期快速深埋的埋藏史匹配较低的古地温梯度使得储层压实强度弱和晚期胶结强度弱。
2.3.1 压实作用
A=(ϕ 1-ϕ 2)/ϕ 1×100%
ϕ 1=20.91+22.9/S d
式中：A代表视压实率，%；ϕ 1代表储层的初始孔隙度，%；ϕ 2代表储层压实后剩余粒间孔隙度，%；S d为Trask分选系数。
临河组储层视压实率主要为30%~55%，平均值为40%，压实减孔量主要集中在8%~20%之间，平均值为14%，表现出较强的压实强度差异性（图6）。
2.3.2 胶结作用
式中：B为视胶结率，%；V 3为储层胶结物含量，%；ϕ 1为储层的原始孔隙度，%。
临河组储层视胶结率主要为0%~40%，平均为19%，说明储层总体弱胶结，局部强胶结，表现出较强的胶结强度差异性。
3 岩石相类型及特征
在深层—超深层，储层成岩作用更易受原始碎屑颗粒组构影响。基于储层岩石学特征、沉积组构特征、成岩特征、物性特征和储集空间特征，可将临河组砂岩岩石相类型划分为3类：富泥杂基砂岩、富胶结物砂岩和低填隙物砂岩（图8）。
3.1 富泥杂基砂岩
富泥杂基砂岩岩性以不等粒砂岩为主，分选较差，分选系数一般大于1.7，泥杂基含量为15%~30%，胶结物含量小于5%，可见少量泥晶方解石和白云石，孔隙度范围为1%~15%，渗透率范围为（0.02~10）×10-3 μm2，孔喉半径范围主要集中于（0.1~1）×10-3 μm2之间，压汞曲线形态表现为偏细歪度且具小幅度平台特征，表明喉道细且分布不均匀。该类砂岩的压实减孔率一般大于50%，成岩特征表现为压实作用强和胶结作用弱，储层物性变差主要由强压实作用造成，物性主要受泥杂基含量控制。
3.2 富胶结物砂岩
富胶结物砂岩以粉粒砂岩—细粒砂岩为主，胶结物呈泥晶和连晶式胶结充填于孔隙内，胶结物含量为10%~30%，泥杂基含量小于5%。孔隙度范围为1%~10%，渗透率范围为（0.02~1）×10-3 μm2，孔喉半径范围主要集中于（0.02~0.2）×10-3 μm2之间，压汞曲线形态表现为偏细歪度且不具平台特征，表明喉道细且分布不均匀。砂岩胶结减孔率为30%~70%，压实减孔率小于30%。成岩特征表现为强胶结和弱压实特点，胶结作用是导致该类砂岩物性变差的主要原因，物性主要受胶结物含量控制。
3.3 低填隙物砂岩
低填隙物砂岩以中细粒—细粒砂岩为主，填隙物含量低于5%，孔隙局部可见方解石或白云石胶结物。孔隙度大于15%，渗透率大于10×10-3 μm2，孔喉半径范围主要集中于（1~20）×10-3 μm2之间，压汞曲线形态表现为偏粗歪度且具一大幅度平台，表明喉道较粗且分布均匀。砂岩整体压实减孔率为30%~50%，胶结减孔率为0%~15%，成岩特征表现为弱压实和弱胶结特征，为深层—超深层优质储层。
4 储层差异成岩演化及物性差异成因
4.1 储层差异成岩演化
同生成岩阶段—早成岩阶段A期（距今约30~23 Ma）：该阶段为临河组砂岩沉积期，成岩流体为咸化流体，盆地处于弱伸展断坳阶段，构造挤压作用弱。临河组持续深埋至1 500~2 000 m，储层碎屑颗粒逐渐由松散状态压实至紧密堆积状态。富泥杂基砂岩泥杂基含量高且分选差，抗机械压实能力弱，泥杂基压实变形充填粒间孔隙，同时粉粒—粉细粒碎屑颗粒由于压实作用重新排列被挤入细粒—粗粒碎屑粒间孔隙，导致砂岩大量减孔，阶段末期孔隙度小于20%。高盐度咸化成岩流体介质条件下，胶结作用沿着砂岩顶底界面进行，胶结物呈基底式胶结充填于粒间孔隙，其中低盐度区为方解石和白云石，高盐度区为石膏和硬石膏，进而形成颗粒呈点接触或“漂浮”状的富胶结物砂岩，该类砂岩在阶段末期孔隙度降低至15%以下。低填隙物含量的细砂岩和中细砂岩富含刚性颗粒，石英、长石和刚性岩屑总量大于90%，颗粒分选较好，具有较强的抗机械压实能力，且粒间局部沉淀的胶结物也增强了砂岩骨架抗压实能力，早成岩期压实作用使得颗粒重新排列至点接触的紧密堆积状态，能够保存大量的粒间孔隙，该阶段末期孔隙度最高约为30%。
早成岩B期（距今23~5.3 Ma）： 为临河组长期浅埋藏阶段，盆地处于构造挤压作用弱的伸展断陷阶段。临河组砂岩储层缓慢埋深至2 500~3 000 m，压实作用持续增强，随着温度升高，砂岩中蒙脱石向伊/蒙混层转化。富泥杂基砂岩压实程度进一步增强，储层进一步压实致密化，孔隙度降低至15%以下。在高盐度成岩流体介质条件下，富胶结物砂岩进一步胶结致密化，孔隙度降低至10%以下。抗压实能力强的低填隙物砂岩在长期浅埋藏阶段经历的温度和有效应力低，压实减孔量低，粒间孔隙持续保存，该阶段末期孔隙度最高约为26%。
中成岩A期—中成岩B期（距今5.3~0 Ma）：为临河组快速深埋阶段，盆地由伸展断陷阶段逐渐向走滑伸展阶段转变，临河组在5.3~0 Ma地质时间段内短期快速深埋至4 200 m以深，斜坡带最深可达6 500 m，洼槽带最深可达10 000 m。此阶段，砂岩中伊/蒙混层逐渐向伊利石和绿泥石转化，石膏脱水形成硬石膏。此阶段，富胶结物砂岩已致密化，孔隙度减少至5%左右，富泥杂基砂岩持续压实，孔隙度降低至10%左右。抗压实能力强的低填隙物砂岩机械压实作用已停止，短期快速深埋，经历较短的高地温和高有效应力作用时间，压实减孔量低，且厚层砂岩顶底早期发育的胶结带可抑制后期成岩阶段的高盐度成岩流体进入砂岩内部，使厚层砂岩中部砂岩弱胶结。石英碎屑颗粒形成少量石英加大边，大量原生孔隙保存。流体包裹体与埋藏史研究表明，临河坳陷临河组储层成藏期发生在3 Ma以来［8］。在距今3 Ma，低填隙物砂岩储层孔隙度约为22%，可被油气有效充注。
4.2 储层物性差异成因
4.2.1 沉积水动力条件及压实作用对储层物性影响
4.2.2 砂体厚度及胶结作用对储层物性影响
临河组为咸化湖盆地层，胶结作用在储层中广泛发育。咸化湖盆背景下，与临河组砂岩互层的泥岩富含Ca2+、Fe2+、Mg2+、CO3 2-、SO4 2-等离子，且离子富集程度随古水体盐度增大而增大。准同生—早成岩阶段，泥岩孔隙压力随着压实作用增强而增大，碳酸盐、硫酸盐等矿物溶解度也增大，最终导致大量上述离子进入地层水中。在压实作用产生的孔隙流体压力差和流体浓度差下，上述离子组分通过扩散作用进入邻近砂岩，在砂岩顶部和底部沉淀形成胶结作用带。富胶结物砂岩一般发育于薄层砂岩整体和厚层砂岩顶底部，成岩特征表现为强胶结和弱压实特点，胶结作用是导致该类砂岩物性变差的主要原因（图11）。不同厚度及单一砂体内部不同部位胶结强度存在差异性。统计不同厚度砂体中部胶结物含量表明，厚度小于1 m砂体中部胶结物总体积分数一般大于12%，表现为砂体被整体胶结，厚度为1~3 m砂体中部胶结物总体积分数为3%~12%，厚度大于5 m砂体中部胶结物总体积分数小于2%［图12（a）］。砂体厚度越厚，其中间部位的胶结物含量越少，薄层砂体整体胶结物含量较高。厚层砂体内部不同位置砂岩胶结强度与其距砂泥界面最近距离相关性强，砂体内部胶结强度由砂体顶部和底部的砂泥接触面向砂体内部逐渐减弱，直至稳定不变，胶结类型依次为基底式胶结、孔隙式胶结和接触式胶结。砂体内部某部位砂岩胶结物含量与该部位距砂泥界面最近距离具有良好相关性［图12（b）］：当距离小于0.5 m时，胶结物含量一般大于12%；距离为0.5~1.5 m时，胶结物含量为5%~12%；距离大于1.5 m时，胶结物含量低于5%；距离大于2.5 m时，胶结物含量小于3%。
图11 临河组不同厚度砂岩胶结特征Fig.11 Cementation characteristics of sandstone with different thicknesses in the Linhe Formation |
图12 砂体内部胶结物含量与该部位距砂泥界面最近距离关系（a）和砂体中部胶结物含量与单一砂体厚度关系（b）Fig.12 The relationship between the content of cement inside the sand body and the closest distance from the sand mud interface at that location （a）， and the relationship between the content of cement in the middle of the sand body and the thickness of a single sand body （b） |
临二下亚段沉积晚期和临一段沉积时期，碎屑物源补给较强且沉积水动力稳定，发育厚层且横向稳定的水下分流河道和河口坝砂体，呈块状构造，均质性强，后期胶结作用沿着砂体顶底砂泥界面进行，并逐渐向砂体内部一定厚度范围内推进，从而导致砂体顶底胶结强，物性差，而中部弱胶结或未胶结，物性整体较好且均一。临二上亚段沉积期，碎屑岩物源补给较弱且湖水古盐度高，主要发育较薄层滩坝砂、席状砂和少量水下分流河道砂，咸化湖盆高盐度沉积水介质使得薄层砂体易于被整体胶结致密。
5 结论
（1）河套盆地临河坳陷北部临河组深层—超深层储层岩性以富含石英为主要特征，储集空间主要为原生粒间孔。在深层—超深层发育物性较好储层背景下，部分储层也表现出物性较差特征，物性差异性较强。压实作用和胶结作用是造成储层物性损失的主要成岩作用，定量分析各成岩作用，储层视压实率为10%~70%，视胶结率为0%~70%，储层成岩作用表现为整体弱压实—弱胶结，部分强压实—强胶结，成岩作用差异性较强。
（2）临河组发育富泥杂基砂岩、富胶结物砂岩和低填隙物砂岩3种成岩相。其中富胶结物砂岩由于咸化湖盆准同生期—早成岩期碳酸盐和石膏胶结导致其致密化；富泥杂基砂岩主要为不等粒砂岩，分选差且塑性颗粒含量较多，抗压实能力较弱，早期的机械压实强烈，物性较差。低填隙物砂岩富含刚性颗粒，分选磨圆好，具较强抗压实能力，且在低地温梯度和长期浅埋—晚期快速深埋埋藏方式下后期压实减孔量低，使得其在深层—超深层保存大量原生孔，可被晚期油气有效充注。
（3）临河坳陷北部临河组砂岩储层物性受沉积和成岩共同控制。弱水动力条件下沉积富泥杂基砂岩，分选差，压实作用强，物性较差。咸化湖盆砂岩早期胶结作用发育，薄层砂体易于被整体胶结，厚层砂体顶底部胶结作用强。强水动力条件下沉积的厚层砂体中部砂岩填隙物含量低，碎屑分选好，刚性颗粒含量高，压实作用弱，胶结作用弱，原生孔隙大量保存，物性好，为深层—超深层优质储层。
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