Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 10: 1900 - 1913

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.002

Diagenesis and reservoir controlling effect of Benxi Formation tight sandstone reservoir in Jiaxian block， Ordos Basin

  • Boming ZHANG , 1, 2 ,
  • Xiaoping LIU 1 ,
  • Haidong LI 2 ,
  • Chengjun SHEN 2 ,
  • Lin LU 2 ,
  • Zhuang LIANG 1 ,
  • Peipei LIU 1
Expand
  • 1. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102200，China
  • 2. Jidong Oilfield Company，PetroChina，Tangshan 063000，China

Received date: 2025-03-07

  Revised date: 2025-04-02

  Online published: 2025-06-26

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42172154)

Fold

Abstract

The Benxi Formation of Ordos Basin is rich in natural gas resources and has great potential for exploration and development. However， the reservoir characteristics are complex， the diagenetic characteristics are unclear， and the control mechanism of different types of diagenesis on the difference of reservoir quality is not clear. In this paper， the characteristics of tight sandstone reservoirs in Benxi Formation are systematically studied by means of thin section， scanning electron microscope， high pressure mercury injection and conventional physical property analysis， and the difference of reservoir quality， diagenetic stage and its influence on reservoir quality are discussed. Benxi Formation is in the middle diagenetic stage B， and the compaction is the main cause of reservoir compaction. The cementation has two sides to the reservoir quality. Clay mineral cementation can slow down the intergranular compaction and produce intergranular micropores， while carbonate cements are easy to dissolve and form secondary pores. Multiple stages of dissolution promote the development of secondary pores. The first stage of dissolution develops in the early diagenesis， resulting in the dissolution of feldspar， rock debris and other unstable minerals to form in-grain dissolution pores and mold holes； the second stage occurs in the late diagenesis， resulting in the dissolution of carbonate cements such as iron calcite and iron dolomite to produce a large number of intergranular dissolution pores. Finally， based on the quantitative recovery of porosity evolution， the controlling effect of diagenesis on reservoir is analyzed. This study is of practical significance for the prediction and exploration of gas favorable areas of Benxi Formation tight sandstone， and also provides a reference for the study of diagenesis and reservoir control effect of other lacustrine basins.

Key words： Microscopic pore throat structure; Diagenesis; Tight sandstone; Benxi Formation; Ordos Basin

Cite this article

Boming ZHANG , Xiaoping LIU , Haidong LI , Chengjun SHEN , Lin LU , Zhuang LIANG , Peipei LIU . Diagenesis and reservoir controlling effect of Benxi Formation tight sandstone reservoir in Jiaxian block， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(10) : 1900 -1913 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.002

0 引言

鄂尔多斯盆地本溪组是上古生界埋藏的深部储层，其天然气储量很高，无阻流量超过50×104 m3/d［1-4］。因此，本溪组是未来油气储量和产量增加的重要潜在接替领域。然而，由于本溪组地层成分复杂、石英含量高、成岩作用强，从而导致储层非均质性强，孔隙结构复杂，使其天然气勘探开发受到限制［5］。刚性的石英抗压实能力较强，会抑制压实作用，从而产生大量残余粒间孔。这种孔隙空间则有利于酸性流体的进入，促进溶蚀作用的发育。酸性流体溶蚀了石英及其他碎屑颗粒［6］，这种岩屑溶孔连接了大量孤立的孔隙，增加岩石的次生孔隙度，这是影响致密砂岩整体孔隙度和渗透率的关键因素［7-9］。
本溪组在特定时期的不稳定矿物组分和成岩流体性质存在较大差异。长石和岩屑中的不稳定成分最常溶解在酸性环境中，这些过程导致晶粒内溶蚀孔的形成，通常在早成岩初期至中期。相比之下，石英和其他硅铝酸盐矿物主要在中成岩晚期至晚成岩期溶解［10］。压实作用、溶蚀作用与胶结作用彼此相互影响，机械压实作用形成的残余粒间孔为酸性流体提供了有利通道，而早期沉积物中的不稳定成分则为溶蚀作用提供了物质基础，从而改善了储层质量； 相反，溶解产生的黏土矿物（如伊利石、高岭石和石英胶结物）仍保留在致密砂岩储层的孔隙内，阻塞成岩流体流动［11-16］。此外，本溪组致密砂岩储层位于烃源岩中含煤地层产生的高酸性环境中［17］。因此，为促进本溪组地区油气开发区高效勘探，明确成岩演化顺序、各种成岩过程对储层质量的贡献以及主控因素十分必要。
本文通过实验和理论方法相结合，研究了鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组储层质量特征和致密砂岩储层质量差异的控制因素。采用薄片、岩心物性分析和扫描电子显微镜（SEM）等手段对岩石的储层类型、结构特征、碎屑颗粒组成、胶结物组成等物理性质进行了深入研究。基于Scherer初始孔隙度恢复模型和Paxton和Ehrenberg压实孔隙损失率公式［18-21］，通过计算基于压实、胶结过程的孔隙度的减少来确定成岩作用主控因素［22-25］。旨在明确砂岩储层特征，刻画致密砂岩储层致密化过程，阐明孔隙演化和次生孔隙发育过程，分析成岩作用对本溪组储层质量的控制作用。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地块西部，是一个南北翘起、东翼缓而长和西翼短而陡的多旋回克拉通盆地，可将其划分为伊盟隆起、晋西挠褶带、渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷和伊陕斜坡六大二级构造单元［26-27］。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，已钻井442口，为丛式井网。西邻神木气田，南接米脂气田，东邻黄河，行政区划隶属陕西省榆林市神木县、佳县及米脂县，地层为石炭系本溪组致密砂岩储层［28］（图1）。
图1 研究区地理位置及沉积地层图

（a） 研究区构造位置图； （b） 研究区构造平面图； （c） 地层综合柱状图

Fig.1 Geographical location and sedimentary stratigraphy of the study area

本溪组不整合覆盖奥陶系风化壳之上，顶部为一套稳定的煤层，和二叠系太原组为整合接触，地层的厚度在27.8~82.8 m之间，平均为51.9 m。本溪组沉积期构造稳定，地形平缓，以陆表海潮坪沉积为主，主要发育潮汐水道、砂坪、灰坪、泥坪及沼泽5种微相类型［29］。
其中，潮汐水道和砂坪是本溪组的有利致密砂岩储层； 泥坪及沼泽中的煤层为良好的烃源岩，是本溪组致密砂岩气的主要来源。

2 储层特征

2.1　储层岩石学特征

通过铸体薄片鉴定和全岩X射线衍射分析，本溪组的致密砂岩储层主要包含3种类型的砂岩：石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩［17，30］，其中，石英砂岩和岩屑石英砂岩分别占据了样本总量的50.9%和33.5%，占比较多，而相比之下，岩屑砂岩的比例较低，仅为15.6%（图2）。
图2 本溪组M26井本溪组综合柱状图

Fig.2 Comprehensive column diagram of Benxi Formation of Well M26

砂岩碎屑颗粒组成中，石英占据了主导地位，平均含量达到70.9%；而岩屑含量相对较低，平均为29.05%；长石含量很少或缺失。岩屑种类较多，其中以燧石岩屑和石英岩岩屑最为常见，其次包括千枚岩、板岩和变质砂岩，偶见黄铁矿、菱铁矿等矿物。砂岩总体以中—细砂岩为主，分选程度从中等到良好，颗粒间以线状—凹凸状接触为主，胶结方式主要为孔隙式胶结，砂岩成分成熟度和结构成熟度较高。
致密砂岩中胶结物以黏土矿物为主，其中高岭石平均含量最高，占比达到46.1%，其次是伊利石，占31.2%，伊/蒙混层及绿泥石含量分别为17.8%、4.9%。由于本溪组沉积时为海相沉积，海水为胶结作用提供充足的Ca2+、Mg2+离子，方解石、白云石等多种类型的碳酸盐胶结十分发育［27，30］。通过铸体薄片观察和扫描电镜分析，蠕虫状高岭石、针叶状绿泥石等黏土矿物自形晶充填孔隙［图3（a），图3（d）］。碳酸盐胶结物以含铁方解石、含铁白云石为主，其中含铁方解石能够交代碎屑颗粒，而经铁氰化钾染色后呈现蓝色的含铁白云石则以他形晶体形态充填孔隙［图3（b），图3（c）］。黄铁矿等零星分布于粒间孔之间［图3（f）］。
图3 佳县地区本溪组储层充填物及微观特征

（a）次棱角—次圆状石英颗粒，粒间充填蠕虫状高岭石，M51井，2 158 m； （b） 含铁方解石胶结，M112井，2 091 m； （c） 含铁白云石填充孔隙空间，M128井，2 006 m； （d） 高岭石填充孔隙，M128井， 2 003.4 m，SEM； （e）丝绒状伊利石填充，M153井，2 245.88 m，SEM； （f） 黄铁矿零星分布于溶蚀粒间孔， M157，2 203.18 m，SEM. 注：Q为石英；I为伊利石；K为高岭石；R为岩屑；Cal为铁方解石；Ank为铁白云石；Py为黄铁矿

Fig.3 Reservoir fillings and microscopic characteristics of Benxi Formation reservoir in Jiaxian area

2.2　储层孔隙类型

本溪组砂岩中的孔隙类型主要分为：原生孔隙（粒间孔）、次生孔隙（粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、杂基溶孔）、晶间孔及微裂隙4种（图4）。粒间孔一般在0.2%~3.5% 之间，平均为1.2%； 次生孔隙分布在0.1%~4.8%之间，平均为1.27%，其中以粒间溶孔和岩屑溶孔为主；晶间孔和微裂隙的比例相对较小，平均占比为0.3%。因此在本溪组的致密砂岩储层中，粒间孔和溶孔是主要的储集空间。
图4 本溪组砂岩孔隙结构的微观特征

（a）残余粒间孔隙，Sh90井，2 052 m； （b）岩屑溶蚀孔隙，M161井，2 219 m； （c）岩屑溶蚀孔隙，M158井，2 187 m； （d） 残余粒间孔隙，M158井，2 182.9 m，SEM； （e）残余粒间孔，M109井，2 348.6 m，SEM； （f） 铁方解石溶蚀孔，M157井，2 329.45 m，SEM. 注：Q为石英；I为伊利石；K为高岭石；Cal为铁方解石；Sid为菱铁矿

Fig.4 Microscopic characteristics of pore structure of sandstone of Benxi Formation

2.3　储层物性及孔隙结构特征

从14口井404件岩心样品分析测试数据来看，本溪组砂岩孔隙度在0.23%~13.77%之间，平均为6.2%，渗透率在（0.002~12.56）×10-3 μm2之间，平均为1.35×10-3 μm2。对于储层孔隙类型划分，参照有关分类标准，根据我国实际地质背景和油气勘探开发实践，一般高孔高渗储层的孔隙度为25%~30%，渗透率为（500~2 000）×10-3 μm2；中孔中渗储层的孔隙度为15%~25%，渗透率为（50~500）×10-3 μm2；低孔低渗储层的孔隙度为10%~15%，渗透率为（5~50）×10-3 μm2；特低孔低渗储层的孔隙度小于10%，渗透率小于5×10-3 μm2。本溪组的低孔、特低渗储层占比76%，因此属于低孔、特低渗储层［图5（a）］。
图5 储层类型直方图（a）和高压压汞曲线（b）

（a）储层类型直方图； （b） 高压压汞曲线

Fig.5 Histogram of reservoir types（a） and high pressure mercury injection curve（b）

基于扫描电镜观察，对孔隙结构特征进行定性表征，观察到的孔隙类型包括粒间孔、溶孔、晶间孔及微裂缝4种，喉道主要以片状喉道、弯片状喉道为主；基于高压压汞曲线，本溪组进汞曲线总体上呈现出“下凹形”和“斜直形”的特征，最大进汞饱和度在80%~95%之间，平均值为85%。，最大进汞饱和度均大于80%，这表明储层中的孤立和无效孔隙数量较少，反映出孔隙和喉道之间的连通性相对较强。且退汞曲线与进汞曲线比较靠近，说明其退出效率高，残留于孔隙中的水银少，表明本溪组储层孔喉直径较大，连通性较好［图5（b）］。
根据高压压汞孔喉参数的特征分析（表1），本溪组致密砂岩储层显示：孔喉中值半径较大，分选系数接近于1，表明孔喉的分选性介于良好至中等，且分布集中，显示出较好的均质性。喉道的歪度变化不大。较低的排驱压力表明最大连通孔喉半径较大，意味着储层具有较好的渗透性。此外，最大进汞饱和度较大，储层的储集能力较强。
表1 高压压汞曲线参数

Table 1 High pressure mercury injection curve parameter

井号 深度/m 排替压力/MPa 中值半径/μm 最大进汞饱和度/% 退汞效率/% 均值 歪度 分选系数
S90 2 048.41 1.42 0.18 86.72 37.33 11.89 1.25 1.25
S90 2 051.20 0.31 0.89 94.31 36.54 9.89 1.74 1.15
M128 2 003.04 0.35 0.90 89.62 20.96 10.04 1.88 1.38
M128 2 014.01 0.42 0.76 87.73 24.58 10.25 1.81 1.32
M51 2 149.48 0.27 0.13 93.30 30.59 11.95 2.68 1.28
M51 2 157.86 0.40 0.17 90.56 31.29 11.41 2.48 1.49
M46 2 252.30 0.05 1.09 87.97 40.10 9.52 2.49 1.49
M26 2 311.10 8.13 0.09 78.78 38.89 9.71 1.51 1.27

3 成岩作用类型及演化过程

3.1　成岩作用类型

3.1.1　压实作用

储层原生孔隙的破坏主要归因于压实作用，而压实作用的强度受到多种因素的影响，包括储层的埋藏深度、埋藏历史、构造应力的大小、骨架颗粒的组成及稳定性等方面的影响。从铸体薄片和扫描电镜分析可以看出，研究区颗粒间多呈点—线接触关系，且储层埋深对研究区压实作用强弱有控制作用，随着深度的增加，压实作用增强。从铸体薄片照片中可以看出［图6（a），图6（b）］，塑性岩屑被压弯，且可以看到在脆性石英颗粒上有压裂纹，颗粒间接触关系多为线接触，可以看出压实作用强度较大。压实作用破坏了储层的原生孔隙，降低了储层的孔隙度和渗透率，影响了储层物性。
图6 本溪组砂岩成岩矿物特征

（a）塑性岩屑被压弯，M158井，2 152 m，SEM； （b） 脆性石英颗粒表面有压裂纹，M138井，2 158 m，SEM； （c） 石英次生加大生长并造成颗粒之间凹凸接触，M155井，2 080 m； （d） 塑性矿物压实形变，S138井，2 182 m，SEM； （e）书页状高岭石，M31井，2 100 m，SEM； （f） 紫红色亮晶状铁方解石胶结次生溶孔，S121井，2 188 m；（g） 蓝色菱面体状铁白云石胶结次生溶孔，M161井，2 155 m；（h） 晚期铁方解石胶结物被溶蚀成次生孔隙，M110井，2 101 m. 注：Q为石英；I为伊利石；K为高岭石；Cal为铁方解石；Ank为铁白云石

Fig.6 Diagenetic mineral characteristics of sandstone of Benxi Formation

3.1.2　胶结作用

胶结作用在储层成岩演化的各个阶段中都能够发生，既可以在一定程度上起到抗压实的作用，又对储层的孔隙空间有破坏作用。研究区本溪组主要发育硅质胶结物、泥质胶结物和碳酸盐胶结物。通过铸体薄片和扫描电镜分析可以看出，研究区本溪组胶结作用存在2期：早期未压实前主要在原生粒间孔隙中分散填充方解石胶结物，石英加大边较为发育，这些可以在一定程度上起到抗压实作用；晚期主要为高岭石、铁白云石和铁方解石胶结物，占据了大量的孔隙空间。
（1）硅质胶结作用
研究区硅质胶结物分布广泛，可以看到石英次生加大现象，其分布受SiO2的控制，是引起颗粒间穿插接触的原因［图6（c）］。研究区本溪组埋深在2 300~3 400 m之间，随着温压条件的升高，石英颗粒接触点上所承受的来自上覆层的压力或来自构造作用的侧向应力超过正常孔隙流体压力，这些接触点的溶解度会上升，导致晶格发生变形和溶解现象。溶解形成的硅质物质随孔隙水流动，当孔隙水流过低压区时，硅质溶解度降低导致晶体析出，在粒间孔中沉淀形成硅质胶结物，这一过程主要发生在成岩作用早期。
本溪组属于陆表海潮坪沉积，研究区内主要处于潮间带、潮下带等海水浸没区［31］。在早期成岩作用时期，长石类随着埋深的增加，温度、压力逐渐升高。本溪组顶部第一期生烃，产生大量有机酸，成岩环境转变为酸性，长石类矿物与氢离子结合生成高岭石、硅质成分及钠钾离子，硅酸盐含量升高，饱和后形成硅质胶结。
（2）泥质胶结作用
根据铸体薄片、扫描电镜和X射线衍射分析，研究区本溪组主要为高岭石胶结和伊利石胶结。其中，高岭石胶结物在储层中普遍存在，扫描电镜观察显示，高岭石呈现书页状或六方板状，充填于孔隙之中［图6（e）］。在胶结过程中，高岭石虽然占据了孔隙和喉道空间，从而对储集空间造成损害，但是其独特的晶体结构又能形成晶间微孔［30］，为油气的储存和运移提供了空间。伊利石在观察中可以看到呈现丝发状，充填于孔隙和喉道中［图6（d）］，这种充填作用将大孔隙、粗喉道分割成为小孔隙、细喉道，对储层的物性产生了极为严重的影响，这主要为胶结作用晚期高岭石转化的结果。
（3）碳酸盐胶结作用
通过铸体薄片和扫描电镜可以看出，研究区主要发育2期碳酸盐胶结，包括2期方解石、2期白云石。第一期方解石主要形成于成岩作用早期，充填在原生粒间孔中，含量较低，降低了储层的孔隙空间；第二期方解石主要形成于成岩作用晚期，以铁方解石为主，部分在发育溶蚀孔的储层中，充填在粒间孔隙中，含量较高［图6（f）］。第一期白云石主要发育在成岩作用中期，含量较低，主要沿颗粒边缘分布；第二期白云石主要形成于成岩作用晚期，在铁方解石之后发育，主要分布在铁方解石周围，呈环边状蓝色菱形自形晶体，是形成最晚的碳酸盐矿物［图6（g）］。

3.1.3　溶蚀作用

研究区溶蚀作用的酸性流体主要是烃源岩热演化形成的有机酸和脱羧作用所产生的CO2，溶于流体得到的碳酸，不仅溶蚀长石等碎屑物，同时也溶蚀碳酸盐胶结物。溶蚀作用是提高研究区孔隙空间最主要的成岩作用，早期溶蚀作用发生在早成岩作用B期末，在大量酸性流体进去储层后有第二次溶蚀作用，发生在中成岩B期，改善了本溪组的储集性能。研究区的铸体薄片和扫描电镜可以看到很多溶蚀现象，以图6（h）为例，晚期铁方解石胶结物被溶蚀后形成的次生孔隙对储层的物性有显著影响，形成的孔隙通常具有不规则的形态，孔隙边缘呈现港湾状或锯齿状，在压汞曲线特征上可以看到排驱压力较低，而中值压力较高，表明孔隙和喉道的连通性较好，且孔隙和喉道的大小分布较窄。这些次生孔隙不仅增加了孔隙度和渗透率，还改善了孔隙的连通性，为油气的流动提供了更好的条件。因此，溶蚀作用是研究区内储层发育的主要控制因素。

3.2　成岩阶段划分及演化过程

由流体包裹体测试数据可知，包裹体主要分布在溶蚀孔隙或者石英颗粒裂隙内，多呈不规则状气液两相，在胶结物中很少见到包裹体。包裹体数量中等，石英加大边发育。主要为2期：初始阶段的流体包裹体分布于石英颗粒间的裂隙中，体积小，而后期的流体包裹体则多见于溶蚀孔隙内，并且具有较好的荧光特性。
根据测试结果显示，盐水包裹体的均一温度在91.7 ~184.6 ℃之间（图7），在这个范围内连续分布，反映了储层从早成岩阶段至中成岩阶段的演化过程。在120~130 ℃和150~160 ℃这2个温度段内有高值，这进一步揭示了本溪组储层经历2次烃类气体充注［32］。
图7 研究区流体包裹体均一温度分布

Fig.7 Uniform temperature distribution of fluid inclusions in the research area

研究区的本溪组埋藏深度介于2 400~2 600 m之间［17，30］，镜质体反射率R O值为1.3%~2.0%［26］，伊/蒙间层比小于10%，自生石英中流体包裹体均一温度为100~170 ℃。根据石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分》（SYT5477—2003），目的层处于中成岩阶段B期（图8）。通过对本溪组不同成岩作用特征的深入研究，可以对成岩阶段及其演化过程进行分析。
图8 研究区成岩阶段及成岩过程示意图

Fig.8 Schematic diagram of diagenetic stages and processes in the study area

（1）早成岩A期
早石炭世末期（距今310 ~240 Ma），本溪组砂岩储层处在早成岩A期。在这一时期，研究区处于稳定的沉降阶段，普遍的埋藏深度小于900 m，古地温低于65 ℃，镜质体反射率R O值低于0.35%，有机质的演化还处于未成熟阶段［30］。砂岩中黑云母、火山岩岩屑的蒙脱石化和绿泥石化作用使储层碱度提高，且二者分解产生Mg离子和Fe离子，有利于颗粒绿泥石薄膜衬边的形成［33］。
在这一阶段，砂岩骨架颗粒排列比较紧密，粒度较粗，分选性好，抗压实能力强，原生粒间孔发育。
（2）早成岩B期
中二叠世—中侏罗世（距今240 ~210 Ma），本溪组砂岩处于早成岩B期。该时期盆地处于波动下沉阶段，埋深在900~1 800 m之间，古地温为65~85 ℃，镜质体反射率R O值为0.35%~0.5%，有机质演化位于未成熟—半成熟阶段［30］。这一时期在发生压实作用的同时还伴有硅质、高岭石胶结等胶结作用。由于长石、岩屑等溶蚀转化产生SiO2，并产生碳酸氢根离子，使储层中流体偏酸性。在酸性的介质条件下，孔隙水沉淀析出晶形较好的高岭石胶结物充填于粒间孔中［30］。
该时期沉积物继续沉降，压实作用持续增强，原生孔隙不断减少。同时，该时期经历了短期的胶结作用，部分原生的粒间孔隙被胶结物充填，储层质量变差。
（3）中成岩A期
晚侏罗世—早白垩世（距今210~140 Ma），本溪组砂岩储层进入中成岩A期。在这个阶段，盆地继续经历着波动性的下沉，沉积物的埋藏深度介于1 800~4 100 m之间，古地温为85~140 ℃，镜质体反射率R O值为0.5%~1.3%，有机质演化位于低成熟—成熟阶段［30］。在这个时期，硅质和高岭石胶结等成为主要的成岩作用。前文所述的包裹体均一温度在120~130 ℃之间，对应165~100 Ma的第一期油气充注事件。
该时期是烃源岩与储层中有机—无机反应最活跃的时期。大量有机和无机酸性流体对本溪组砂岩中的长石等不稳定的铝硅酸盐矿物、黏土矿物以及早期胶结物进行了溶蚀，形成了次生孔隙［33］。随着温度和压力的升高，SiO2的溶解度增加，沉淀在粒间孔中，形成了硅质胶结物。与此同时，在长石粒内溶孔中也有高岭石胶结物存在，这是由于长石在酸性介质条件溶解析出的。随后，随着温度和压力的进一步升高以及有机酸的消耗、黏土矿物的大量失水，不稳定矿物的溶蚀和离子交换过程中释放出Na+、K+等碱性阳离子，导致孔隙流体的pH值升高，成岩环境转变为弱碱性环境，伊/蒙混层和部分高岭石向伊利石转化，同时产生了少量的晚期碳酸盐胶结物［33］。
该时期沉积物受到多种成岩作用的影响。其中影响最大的还是压实作用的影响，随着深度增加，压实作用增强，孔隙空间被压缩，储层质量趋于致密化。该时期经历了第一期的排酸作用，原始沉积物中的不稳定成分被有机酸溶蚀，形成大量的次生孔隙。但是该时期后期成岩环境转变为弱碱性环境，有少量的胶结物生成，填充之前形成的次生孔隙，储层质量变差。
（4）中成岩B期
早白垩世末—晚白垩世（距今140~65 Ma），本溪组砂岩储层进入中成岩B期。该时期盆地处于构造抬升阶段，埋深大于3 100 m，早白垩世末达到最大埋深，最大为4 100 m，古地温达140~175 ℃，镜质体反射率R O值为1.3%~2.0%，有机质演化位于高成熟阶段［30］。有机酸的生成和溶蚀作用逐渐减弱，但仍然对储层的孔隙结构和渗透性有持续影响。中成岩A期生成的晚期碳酸盐胶结物被溶蚀，发生第二期溶蚀作用。同时，在高温高压以及酸性条件下，伊利石逆向转变为高岭石。前文所述的包裹体均一温度在150~160 ℃对应的便是在90~70 Ma之间的第二期油气充注事件。
该时期构造抬升，压实作用减弱，会有部分微裂缝张开，形成储集空间。同时，成岩环境转变为酸性环境，后期形成的碳酸盐胶结物被溶蚀，形成大量的次生溶蚀孔隙，储层质量变好。

4 成岩作用对储层的控制作用

4.1　机械压实是导致储层致密的主要原因

本溪组地层处于中成岩作用B期，经过较长时间的机械压实作用。其能够影响储层质量主要是因为：①由于压实作用使颗粒被挤压致密，颗粒多呈凹凸接触，原生粒间孔大量减少；② 岩屑中存在大量塑性矿物，如云母、泥岩岩屑等，在压力的作用下会弯曲、变形，充填原生孔隙，使得孔隙度和渗透率大幅度降低；③强烈的压实作用使孔隙空间减少，孔喉结构变复杂，影响孔隙流体的进入，从而抑制了其他成岩作用。
储层原始孔隙度可根据孔隙度演化定量模型经验计算公式得出［22］，计算公式如下：
Φ = 20.91 + 22.9 / S 0
S 0 =   P 25 / P 75 × 100 %
所消除的原始孔隙百分比，此值由下式确定［34］：
Q y s = ( Φ - Φ y y ) / Φ × 100 %
Q j j = ( C / Φ ) × 100 %
式中：Φ为原始孔隙体积，%； S 0为分选系数，为在累积曲线上25%处对应的颗粒直径除以75%处对应的颗粒直径； Q ys为压实孔隙度损失率，%； Q jj为胶结孔隙度损失率，%； Φ yy为岩心孔隙度，%； C为胶结物含量，%。
利用薄片鉴定资料以及物性分析资料，利用公式可以计算得到压实孔隙度损失率、胶结孔隙度损失率等参数，进而分析不同成岩作用对储层物性的影响程度（图9）。研究区内分选系数S 0为1.61，原始孔隙体积Φ为35.13，胶结物含量在4%左右，通过以上公式计算可知，压实作用造成的孔隙度损失可达80%，胶结作用造成的孔隙度损失在10%左右。所以机械压实作用是影响研究区砂岩储层质量最主要的成岩作用，也是砂岩储层致密的重要原因之一。
图9 胶结作用与压实作用对孔隙度影响评价

Fig.9 Evaluation diagram of the influence of cementation and compaction on porosity

4.2　硅质胶结是孔喉堵塞的根本原因

随着储层的成岩演化，胶结作用逐渐增强。胶结率作为衡量储层胶结作用强度的一个关键指标，其数值的大小直接反映了胶结作用的强弱。具体来说，较高的胶结率表明储层中的胶结作用更为显著，这可能对储层的孔隙度和渗透性产生重要影响。弱胶结的胶结率一般小于30%，中胶结的胶结率一般在30%~70%之间，而强胶结的胶结率一般大于70%。
Q w k = ( Φ y y - Φ m k ) / Φ y y × 100 %
Q l j = ( Φ l j - Φ m k ) / Φ m k × 100 %
式中： Q wk为微孔比率，%；Φ yy为岩心孔隙度，%；Φ mk为总面孔率，% ；Q lj为粒间溶孔比率，%；Φ lj为粒间溶孔，% 。
通过公式（4）计算可知，研究区本溪组储层的平均胶结率为10%左右，表明研究区主要为弱—中等胶结。研究区主要发育硅质、泥质和碳酸盐3种胶结物。大量的晶间微孔产生于自生黏土矿物胶结孔隙时。研究区本溪组岩心孔隙度Φ yy为6.2%，总面孔率Φ mk为4.75%，粒间溶孔Φ lj为7.28%，据公式（5）计算可知，本溪组储层微孔比率平均为23.4%，这显示出微孔隙在总孔隙中是占有一定比例的。这些晶间微孔为致密气的存储提供了空间。此外，在酸性环境中，碳酸盐胶结物容易被溶蚀，从而形成很多次生孔隙，这有助于提高储层的物性。据公式（6）计算可知，本溪组储层粒间溶孔比率平均为53.3%，表明粒间溶孔是致密砂岩储层最主要的孔隙类型。

4.3　多期溶蚀是储层孔隙度提高的重要因素

对于绝大多数储集层来说，溶蚀作用会对储集物性具有积极的改善作用，溶蚀作用产生的次生孔隙都是岩石储集空间的重要组成部分［35］。溶蚀率是定量表征储层溶蚀作用强度的参数，溶蚀率越大，储层溶蚀作用越强。对上述样品计算表明［式（7）］，研究区本溪组储层溶蚀率平均为65.9%，以中等—强溶蚀为主。因此可以看出，溶蚀作用是改善储层孔隙空间的重要作用，多期溶蚀所产生的次生孔隙是油气运移和聚集的主要场所。并且次生孔隙与储层的含气性的相关性很高，次生孔隙越多，含气性越好。
Q r k = ( Φ r k - Φ m k ) / Φ m k × 100 %
式中： Q rk为溶蚀率，%；Φ rk为溶蚀孔隙度，%；Φ mk为总面孔率，%
本溪组顶部厚层煤岩为天然气的主要来源，煤岩生排烃过程中产生的有机酸向下进入储层，产生大量的次生孔隙。通过石英加大边中的流体包裹体数据可知，本溪组储层经过2期气体充注，分别在120~130 ℃和150~160 ℃之间（图7）。古地温在120~130 ℃时，本溪组处于早成岩作用阶段。碎屑物质中石英含量较高，抑制压实作用，残余部分粒间孔。该时期煤岩产生的有机酸通过残余粒间孔进入储层，内部不稳定的长石及岩屑溶蚀，形成次生孔隙。部分次生孔隙被后期的泥质或碳酸盐胶结物充填［图10（a），图10（c）］。
图10 本溪组致密砂岩多期溶蚀的显微照片

（a） 早期岩屑溶孔被后期胶结物填充，可见颗粒边界形态，M10井，2 401 m；（b）后期胶结被侵蚀，M110井，2 101 m；（c）晚期含铁方解石溶孔，M153井，2 377 m，SEM；（d）晚期含铁方解石溶孔，M128井，2 014 m，SEM

Fig.10 Micrographs of multi-stage dissolution of tight sandstone of Benxi Formation

古地温在150~160 ℃时，本溪组处于中成岩作用B阶段。碎屑物质经过早期机械压实、中期硅质胶结及晚期泥质、含铁碳酸盐胶结，储层普遍致密化。该时期煤岩产生的有机酸对后期的胶结物进行溶蚀，形成大量的次生孔隙，为天然气富集提供良好的储集空间［图10（b），图10（d）］。
总体而言，压实和溶蚀是决定储层致密化和影响储层含气性的2个关键成岩作用。具体到研究区的本溪组储层：压实作用中等、胶结作用较弱和溶蚀作用中等。这些因素共同作用下形成了以粒间孔、晶间孔和溶蚀孔为主的三元孔隙组合。这种组合的储层具有良好的储层物性，非均质性也较低。

4.4　孔隙演化过程

研究区本溪组的成岩作用控制储层的孔隙度演化，对储层的孔隙度和渗透率都有很大的影响。通过对铸体薄片、扫描电镜和压汞数据等的分析，依据压实后、胶结后储层孔隙度及次生孔隙度的相关公式［9，36］，对孔隙度的变化进行了深入研究。
在早成岩A期，研究区主要的成岩作用为压实作用，因压实而使原生孔隙大量损失，损失比例高达80%。在早成岩B期，碳酸盐胶结物和黏土矿物包膜的形成进一步降低了孔隙度，孔隙度减少10.2%，剩余孔隙度为9.7%。在中成岩A期，溶蚀作用使孔隙度提高，大量的胶结物被溶蚀，孔隙度因此提高至11.3%。但是，在中成岩B期，持续的压实作用再次导致孔隙度下降，最终形成的孔隙度平均值为9.4%（图11）。
图11 研究区孔隙演化示意

Fig.11 Schematic diagram of pore evolution in the study area

5 结论

（1）研究区本溪组的致密砂岩储层主要包含3种类型的砂岩：石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩。储层孔隙类型包括粒间孔、溶孔、晶间孔及微裂缝4种，喉道主要以片状喉道、弯片状喉道为主。本溪组经历了4个阶段的成岩作用和相关孔隙发育过程：早成岩作用A期原始沉积物在强烈机械压实后孔隙度迅速下降，同时硅质胶结物充填孔隙，使孔隙度继续下降；早成岩作用 B期第一期溶蚀作用溶蚀部分长石及岩屑颗粒，导致孔隙率上升； 中成岩作用 A期泥质及含铁碳酸盐胶结导致孔隙率下降； 中成岩作用 B期第二期溶蚀作用溶蚀碳酸盐胶结物，使孔隙度略有上升。目前，本溪组主要处于中成岩B期，部分处于晚成岩阶段。
（2）根据初始孔隙度恢复模型和压实孔隙损失率相关公式计算，以及采用薄片孔隙度定量分析，可以看出压实作用是研究区本溪组普遍致密化的主要原因，而溶蚀作用是储层孔隙度提高的重要因素。干酪根在成熟早期阶段通过热解产生有机酸，有机酸显著提高了矿物的溶解度，从而在成岩过程中形成次生孔隙，而在成岩作用阶段中后期，有机酸的生成和溶蚀作用逐渐减弱，但仍然对储层的孔隙结构和渗透性有持续影响。
（3）不同的成岩作用从微观上影响研究区孔隙的演化。压实作用越强，孔隙空间越少，影响成岩流体对储层的改造作用。钙质胶结形成的酸性胶结物（如伊利石）促进了溶解； 此外，成岩晚期的碱性胶结物也溶解了硅质胶结物。总之，成岩作用对预测和勘探本溪组致密砂岩的天然气有利区具有实际意义。

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