Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 3: 458 - 472

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.09.001

Genetic differences and main controlling factors of reservoir properties in the Chang 8 Member of the southern Tianhuan Depression， Ordos Basin

  • Jingjing CAO , 1, 2 ,
  • Shangru YANG 2, 3 ,
  • Kangle WANG 1, 2 ,
  • Xiaotian LI 1, 2 ,
  • Rui KANG 1, 2 ,
  • Xinyou HU 1, 2 ,
  • Wenzhe GANG 4
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low⁃Permeability Oil & Gas Fields，Xi’an 710018，China
  • 3. Oil and Gas Technology Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 4. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China

Received date: 2025-02-13

  Revised date: 2025-09-01

  Online published: 2025-10-11

Supported by

The Project from the Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Changqing Oilfield Company(Tech 2021-38)

Fold

Abstract

The oil and gas exploration in the Chang 8 Member of the southern Tianhuan Depression in Ordos Basin has made a breakthrough in high production， but there is obvious east-west differentiation in the reservoir physical properties. In order to clarify the reservoir differentiation evolution model of the Chang 8 Member and reduce the risk of oil and gas exploration in the edge of the basin， based on the study of petrology， physical properties， pore structure and diagenesis， the controlling effects of sedimentation， diagenesis， differential sedimentation and hydrocarbon evolution on the reservoir were clarified， and the differentiated development model of the reservoir in the Chang 8 Member was established. The results show that the Yanwu area develops a thick layer of diverging river sand body， the lithology is feldspathic clastic sandstone， the primary intergranular pores are dominant， Class I-II pore structures are developed， the average porosity is 15.10%， and the average permeability is 4.58×10-3 μm2， which is a low-porosity-ultra-low-permeability reservoir. The Mengba area develops many thin layers of sand body， the lithology is rocky feldspar sandstone， secondary dissolution pore is more developed， II-III pore structures are developed， the average porosity is 8.89%， the average permeability is 0.38×10-3 μm2， for the ultra-low pore-ultra-low permeability reservoir. The pore differential evolution of the reservoir in Chang 8 Member is mainly controlled by compaction and dissolution. 21.3% of pore reduction is caused by compaction and 4.6% of pore increase is caused by dissolution in Mengba area， while 14.5% of pore reduction is caused by compaction and 2.7% of pore increase is caused by dissolution in Yanwu area， which establishes the “thick sand body-passive rock-shallow burial-weak dissolution”. The two reservoir development models of “thick sand body-unsourced rock-shallow burial-weak dissolution” and “many thin sands-near-sourced rock-deep burial-strong dissolution” were established. The Chang 8 Member of the Yanwu area develops a thick layer of fluvial sand body， and the Chang 73 submember does not develop effective source rocks， so there is insufficient oil and gas filling， and the pore-enhancing effect of dissolution of exogenous organic acids is weak. In Mengba area， the Chang 8 Member develops thin sand body， the Chang 73 submember develops thick black shale， and the hydrocarbon generation process forms organic acids， which strongly enhance porosity through dissolution.

Key words： Causes of physical property differences; Diagenetic processes; Reservoir development model; Chang 8 Member; Yanchang Formation; Ordos Basin

Cite this article

Jingjing CAO , Shangru YANG , Kangle WANG , Xiaotian LI , Rui KANG , Xinyou HU , Wenzhe GANG . Genetic differences and main controlling factors of reservoir properties in the Chang 8 Member of the southern Tianhuan Depression， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(3) : 458 -472 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.09.001

0 引言

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，勘探方向逐渐由盆地内部向盆地边缘拓展［1-3］。2018年在平凉北地区M20井区上三叠统延长组长8段喜获高产工业油流，突破了盆地西南缘无规模建产现状，显示了较好勘探前景［1-2］。2023年在洪德地区延长组发现亿吨级整装大油田，取得长8段重大油气勘探突破，目前鄂尔多斯盆地西南缘已成为油气勘探的重要接替领域［3-6］。前人对鄂尔多斯盆地西南缘长8段油藏研究主要聚焦于烃源岩有效性及油气来源［5］、低含油饱和度储层成因［7-8］、油气差异充注及成藏模式［9-10］等方面，但对长8段储层成因、差异演化规律及发育模式研究较少。赵彦德等［5］认为盆地西南缘长7段发育有效烃源岩，对长8段油藏具有油源贡献。曹晶晶等［6］探讨了长8 段油气成藏主控因素，建立了不同地区差异化成藏模式。陈贺贺等［9］、叶博等［10］、赵子丹等［11］分析了砂岩储层致密化与成藏史耦合关系认为砂岩储层致密化与油气充注成藏密切相关。
本文选取研究区上三叠统延长组长8段砂岩储层样品，开展薄片观察、扫描电镜、高压压汞、储层物性等实验分析，结合典型井埋藏史及热史分析，明确长8段储层特征及成因差异，探讨沉积环境、成岩作用、差异埋藏及生烃过程等因素对储层物性演化的控制作用，建立了研究区长8段砂岩储层的发育模式，为鄂尔多斯盆地西南缘下步油气勘探部署提供依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地［12-14］，包括伊盟隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、晋西挠褶带、伊陕斜坡和渭北隆起等6个构造单元，面积约为25×104 km2［15］［图1（a）］。受地壳运动影响，表现为盆地内部构造稳定、周缘构造活跃、断裂发育的特征［16］，研究区位于鄂尔多斯盆地西南缘天环坳陷南部，北至合道，南至演武，东至孟坝，西至彭阳［图1（a）］。上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地油气富集的重要层位，发育河流相、三角洲相和湖泊相沉积［17-20］。延长组自上而下划分为10个岩性段：长1段至长10段［图1（b）］。长10段为湖盆形成期，主要为细砂岩。长9段至长8段形成于湖盆扩张期，此时盆地西南缘受秦祁造山带物源供给影响，辫状河三角洲体系向湖盆推进，其中长9段以湖相初始扩张期的暗色泥岩与砂岩互层沉积为主，长8段处于湖进—湖盛过渡阶段，沉积环境以辫状河三角洲为主［18，20-21］。长7段沉积时期湖盆水深达到最大，底部发育厚层黑色页岩，为主要的烃源岩发育段。长6段为湖盆缩小期，发育泥岩、粉砂岩和砂岩。长4+5段为湖盆局部扩张期，以多薄层砂泥岩为主。长3段—长1段湖盆再次萎缩，发育河流相沉积，岩性主要为砂岩、泥质砂岩和砂质泥岩［19-22］。
图1 鄂尔多斯盆地构造分区图（a）、地层综合柱状图（b）与长8段沉积相（c）（据中国石油长庆油田分公司，2025）

Fig.1 Tectonic zoning （a）， stratigraphic column （b） and sedimentary facies （c） of Chang 8 Member in Ordos Basin （after PetroChina Changqing Oilfield Company， 2025）

研究区延长组长8段沉积相及砂体结构存在差异，其中演武地区靠近西部物源区，发育辫状河三角洲平原亚相，以分流河道叠置的厚层砂体为特征，而孟坝地区距离物源区相对较远，发育辫状河三角洲前缘亚相，砂体厚度薄，呈多薄层特征［23-25］［图1（c）］。因此，将研究区分为西部演武地区和东部孟坝地区进行对比分析，明确长8段储层物性成因差异及主控因素。

2 储层特征

2.1　岩石学特征

本文对研究区延长组长8段358个砂岩样品开展岩石学分析，其中演武地区样品数为84个，孟坝地区为274个。长8段主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩［26-27］，其中演武地区长8段储层中石英（Q）含量为18.0%~39.5%（平均值为29.3%），长石（F）含量为20.2%~50.0%（平均值为35.7%），而岩屑（R）含量为15.5%~52.0%（平均值为27.3%），主要为岩屑长石砂岩（占比为72%），长石岩屑砂岩占比为28%（图2）。孟坝地区长8段砂岩中岩屑（R）含量高于长石（F）含量，以长石岩屑砂岩为主（图2）。研究区延长组长8段为距离物源区较近的辫状河三角洲沉积［26］，储层以中砂岩为主，分选中等，磨圆为次棱。演武地区长8段以中砂岩为主，粒径主要介于0.25~0.5 mm之间，分选中等，孟坝地区长8段以细砂岩为主，粒径为0.1~0.25 mm，分选较好（图3）。演武地区和孟坝地区长8段储层物源均来自于西部秦祁造山带，演武地区靠近物源，碎屑粒度较粗，孟坝地区搬运距离长，粒度较细。研究区长8段储层岩屑类型以变质岩岩屑为主，其次为岩浆岩岩屑，而沉积岩岩屑含量最低。长8段储层填隙物组成通过铸体薄片点计数法统计获得，填隙物以绿泥石和方解石为主，其中孟坝地区储层中方解石含量高（图4）。
图2 研究区长8段砂岩分类三角图

Fig.2 Sandstone classification triangle maps of Chang 8 Member in the study area

图3 研究区长8段砂岩粒度频率分布直方图

Fig.3 Sandstone grain size frequency distribution histograms of Chang 8 Member in study area

图4 研究区演武地区和孟坝地区长8段储层填隙物组成及频率分布柱状图

Fig.4 Histograms of reservoir interstitial material contents of the Chang 8 Member in the study area

2.2　储层物性特征

研究区演武地区长8段储层孔隙度分布范围为1.11%~22.05%，平均孔隙度分别为15.10%；渗透率介于（0.01~98.08）×10-3 μm2之间，平均渗透率为4.58×10-3 μm2［图5（a）］；孟坝地区长8段储层孔隙度和渗透率相对演武地区均较低，其中储层孔隙度介于0.48%~18.70%之间，平均值为8.89%，渗透率介于（0.01~16.44）×10-3 μm2之间，平均值为0.38×10-3 μm2［图5（b）］。演武地区长8段储层物性明显优于孟坝地区，其中演武地区长8段储层主要为低孔—超低渗，孟坝地区长8段储层物性以超低孔—超低渗为主，演武和孟坝地区长8段储层孔隙度和渗透率均存在明显的指数正相关关系（图5）。此外，长8段储层孔隙度和渗透率明显受沉积体系控制，在平面上表现为由北东向南西方向的条带状分布特征，其中分流河道骨架砂体的物性最好［28-29］。
图5 研究区演武地区（a）和孟坝地区（b）长8段储层孔隙度与渗透率关系

Fig.5 Correlations of porosity and permeability of the Chang 8 Member reservoir in Yanwu area（a） and Mengba area（b） in the study area

3 储层孔隙结构及成岩作用

3.1　储集空间类型

本研究分析了延长组长8段337个砂岩样品的储集空间类型，其中演武地区63个样品，孟坝地区274个样品。长8段储层发育多种孔隙类型，其中以原生粒间孔为主，孔隙半径较大，可达30~100 μm，形成较好的储集空间［30-31］，其次为次生溶蚀孔，包括长石溶孔和岩屑溶孔，晶间孔含量最少。演武地区长8段储层原生粒间孔最发育，平均值为4.2%，其次为长石溶孔和岩屑溶孔，平均值分别为0.83%和0.22%（图6）；孟坝地区长8段储层粒间孔占比明显低于演武地区，平均值仅为1.63%，其次为长石溶孔，平均值为0.89%（图6）。
图6 研究区演武地区和孟坝地区长8段储层孔隙类型分布柱状图

Fig.6 Histograms of reservoir pore types of the Chang 8 Member in the study area

3.2　孔隙结构特征

储层孔隙结构包括孔隙和喉道，其中喉道类型划分为孔隙缩小型、缩颈型、片状/弯片状和管束状，常采用压汞法确定储层喉道大小和分布［32-35］。通过对研究区长8段78个储层样品压汞曲线形态及参数进行统计分析，将长8段储层孔隙结构划分为I类（17个）、II类（24个）和III类（37个），长8段储层典型压汞曲线如图7所示。
图7 研究区典型井长8段I类（a）、II类（b）和III类（c）储层孔隙结构及毛细管压力曲线

Fig.7 Reservoir pore structures of Type I （a）， Type II （b） and Type III （c） and capillary pressure curves of the Chang 8 Member in the study area

I类毛细管压力曲线呈“陡坡平台型”，孔喉分布具有细歪度、分选差、高中值压力、低中值半径和低排驱压力的特征，排驱压力介于0.09~0.33 MPa之间（平均值为0.15 MPa），最大进汞饱和度介于67.95%~81.31%之间（平均值为76.93%）［图7（a）］。
II类毛细管压力曲线呈“陡坡型”，孔喉分布具有粗歪度、分选差、中等中值压力、中等中值半径和中等排驱压力的特征，毛细管压力曲线呈“倾斜右凹”，排驱压力介于0.17~0.68 MPa之间（平均值为0.37 MPa），最大进汞饱和度介于73.46%~98.82%之间（平均值为85.34%）［图7（b）］。
III类毛细管压力曲线呈“平台型”，孔喉分布具有粗歪度、分选较好、低中值压力、高中值半径和高排驱压力的特征，毛细管压力曲线具有平台且凹向右方，排驱压力介于0.11~6.86 MPa之间（平均值为1.87 MPa），最大进汞饱和度介于30.32%~94.64%之间（平均值为76.67%）［图7（c）］。
研究区演武地区和孟坝地区长8段储层孔隙结构存在差异，其中演武地区主要发育I类和II类孔隙结构，以I类为主，储层排驱压力小，更有利于油气充注。孟坝地区主要为III类孔隙结构，局部发育II类，储层排驱压力更高。

3.3　成岩作用类型

3.3.1　压实作用

压实作用强弱受多种因素控制，如沉积物颗粒成分、粒度、分选性和圆度等，碎屑组分中石英含量越高，岩屑含量越低，压实作用程度越弱［36］。地层埋藏深度、埋藏过程、胶结类型及程度、溶蚀作用、异常高压等因素对压实作用具有很大影响，如沉积早期地层快速深埋、胶结作用弱、溶蚀作用强、不存在异常高压时，压实作用程度越强［36-40］。研究区长8段储层发生明显的压实作用，不同地区压实作用强弱存在差异。演武地区压实作用较弱，碎屑颗粒为点—线接触关系，原生粒间孔隙发育，长石和岩屑颗粒发生破碎，并且云母略微弯曲变形［图8（a），图9（a）］。孟坝地区长8段储层压实作用最强，碎屑颗粒定向排列，呈线—凹凸接触关系，云母等塑性矿物发生弯曲变形充填粒间孔隙［图8（b）］，碎屑颗粒发生破碎并产生微裂缝［图8（c）］。
图8 研究区长8段储层成岩作用照片

（a）演武地区，M44井， 长8段， 2 647.38 m， 原生粒间孔发育；（b）孟坝地区，Z421井，长8段， 2 352.2 m， 碎屑颗粒定向排列；（c）演武地区，Z434井， 长8段， 2 401.1 m， 碳酸盐胶结作用；（d）演武地区，Z434井， 长8段， 2 401.1 m， 碳酸盐胶结作用； （e）孟坝地区，Z282井， 长8段， 2 315.8 m， 碳酸盐胶结作用；（f）演武地区，Y88井， 长8段， 2 524.74 m， 石英次生加大；（g）演武地区，Y88井， 长8段， 2 524.74 m，石英次生加大；（h）孟坝地区，Z421井，长8段，2 352.2 m，长石溶蚀；（i）演武地区，W1井， 长8段， 2 478.75 m， 岩屑溶蚀孔

Fig.8 Photographs of diagenetic of the Chang 8 Member reservoir in the study area

图9 研究区长8段储层成岩作用扫描电镜照片

（a）演武地区，M49井，长8段， 2 332.43 m， 云母弯曲变形；（b）孟坝地区，M53井， 长8段， 2 499.15 m， 自生石英充填粒间孔；（c）演武地区，Y98井， 长8段， 2 395.29 m， 自生石英充填粒间孔；（d）演武地区，Y98井， 长8段， 2 357.65 m，绿泥石膜；（e）孟坝地区，M53井， 长8段， 2 499.15 m， 绿泥石膜；（f）演武地区，M49井， 长8段， 2 332.43 m， 伊/蒙混层胶结石英颗粒；（g）孟坝地区， Z82井， 长8段， 2 315.8 m， 伊/蒙混层胶结；（h）演武地区，M88井， 长8段， 2 524.74 m， 蠕虫状高岭石；（i）孟坝地区，M53井， 长8段， 2 499.15 m， 蠕虫状高岭石

Fig.9 Scanning electron microscope photographs of diagenetic of the Chang 8 Member reservoir in the study area

3.3.2　胶结作用

3.3.2.1　钙质胶结作用

本文统计分析了研究区长8段储层287个样品的胶结物类型及含量，其中演武地区69个，孟坝地区218个。长8段储层碳酸盐胶结物以方解石为主，形成于成岩作用早期，呈镶嵌状和衬边状产出，结晶程度好［36-39］［图8（d），图8（e）］。孟坝地区长8段储层方解石胶结物含量平均值为3.90%，演武地区方解石胶结物含量低于孟坝地区，平均值为 1.76%，表明孟坝地区储层钙质胶结作用强于演武地区。钙质胶结物含量高的岩石以早期镶嵌状方解石为主，主要来源为相邻泥岩压实释放的Ca2+。

3.3.2.2　硅质胶结作用

研究区长8段储层发育硅质胶结作用，硅质胶结物主要为石英次生加大［图8（f），图8（g）］和自生石英充填粒间孔［图9（b），图9（c）］。孟坝地区长8段储层硅质胶结物含量高于演武地区，平均值分别为1.76%和0.97%，硅质胶结物含量高的岩石以石英加大边为主。
此外，方解石胶结物含量与面孔率呈负相关关系，方解石含量越低，储层面孔率越大，储集条件最好［图10（a）］。而硅质胶结物含量与面孔率呈“两段式”特征，硅质胶结物含量阈值为1.00%，当硅质胶结物含量大于阈值时，储层面孔率随着硅质胶结物含量的增加而降低［图10（b）］。前人研究表明早期硅质胶结抵抗压实作用的减孔效应，有利于原生孔隙的保存，而晚期硅质胶结占据孔隙空间，降低储层物性［41-45］。
图10 研究区长8段储层钙质（a）、硅质（b）胶结物含量与面孔率关系

Fig.10 Cross plots of reservoir calcium （a）， siliceous （b） cementation content and plane porosity rate of the Chang 8 Member reservoir in the study area

3.3.2.3　泥质胶结作用

泥质胶结物包括在孔隙水中沉淀生成的自生黏土矿物和来源于物源区的母岩风化产物的他生自生矿物［46-49］，研究区长8段储层泥质胶结物主要为自生黏土矿物，发育绿泥石胶结、伊利石胶结和高岭石胶结。
（1）绿泥石胶结
研究区长8段砂岩储层发育绿泥石胶结作用，自生绿泥石以颗粒包膜或孔隙衬边形式产出［46］。镜下观察显示，绿泥石呈绒球状或单晶针叶状充填孔隙喉道，在颗粒表面形成环边绿泥石薄膜［图9（d），图9（e）］，降低砂岩储集性能。演武地区长8段储层绿泥石含量高于孟坝地区，平均值分别为4.66%和2.53%，少量绿泥石薄膜可以抑制石英次生加大，有利于原生孔隙的保存。当绿泥石含量较高时，降低储层孔喉连通性［46-47］。
（2）伊利石胶结
伊利石通常在富含钾离子（K+）的弱碱性孔隙水环境中形成［48-50］。研究区长8段砂岩储层伊利石含量低于绿泥石，镜下伊利石主要呈搭桥状和丝缕状充填粒间孔，颗粒表面可见伊/蒙混层薄膜［图9（f），图9（g）］。孟坝地区长8段储层伊利石含量高于演武地区，平均值分别为2.68%和2.10%，长8段储层面孔率随伊利石含量增加而降低。
（3）高岭石胶结
自生高岭石通常从富含二氧化硅（SiO2）和铝离子（Al3+）的孔隙水中析出或由黏土矿物转化［47-49］。研究区长8段储层发育高岭石胶结，高岭石以书页状或蠕虫状集合体充填于孔隙中［图9（h），图9（i）］。演武地区长8段储层高岭石含量高于孟坝地区，平均值分别为2.62%和2.58%，长8段储层面孔率随高岭石含量增加而降低。

3.3.3　溶蚀作用

研究区长8段储层溶蚀作用主要为沉积矿物（如长石）、钙质胶结物（如方解石）和自生矿物的溶蚀。溶蚀作用可以形成大量的次生孔隙，改善储层物性［50-52］。溶蚀作用产生的原因包括有机酸溶蚀和碳酸溶蚀，其中有机酸溶蚀作用更强，可对硅酸盐、二氧化硅和碳酸盐等均起到溶蚀作用，而碳酸溶蚀作用相对较弱，主要对碳酸盐矿物产生溶蚀作用［52］。研究区长8段储层发育溶蚀作用，以长石溶蚀孔和岩屑溶蚀孔为主［图8（h），图8（i）］，增加了储层物性，其中孟坝地区的溶蚀作用强度大于演武地区。

4 储层发育主控因素分析

4.1　沉积控储

研究区演武地区和孟坝地区长8段沉积特征存在差异，演武地区距离物源区更近，孟坝地区相对远离物源区。演武地区长8段发育辫状河三角洲平原亚相沉积，沉积微相包括分流河道、分流间洼地和天然堤，其中分流河道微相在垂向上表现为厚层砂体相互叠置的特征，单层砂体厚度约为10 m。孟坝地区长8段发育辫状河三角洲前缘亚相沉积，沉积微相包括水下分流河道、分流间湾、水下天然堤和河口坝，沉积物中泥质含量远高于演武地区，沉积物粒度更细，砂体厚度更薄，泥质沉积物厚度变大。辫状河三角洲平原亚相以分流河道频繁迁移叠置为特征，形成厚层砂体；辫状河三角洲前缘亚相因距离物源较远，水动力减弱，砂体变薄且泥质含量增加［24-25］。
通过统计研究区129口井长8段储层砂体和物性数据，依据相控原理和砂体厚度分布，绘制了长8段砂体连井剖面图（图11）和储层物性平面等值线图［图12（a），图12（b）］。演武地区长8段发育分流河道砂体，厚度大且连通性好，分流河道砂体孔隙度和渗透率分别为12%和1.0×10-3 μm2；孟坝地区长8段发育多薄层砂体，连通性较差，孔隙度为6%~10%，渗透率为（0.1~1.0）×10-3 μm2。研究区长8段储层孔隙度和渗透率在平面上呈条带状分布特征，其中分流河道骨架砂体的物性好［24-25］。
图11 研究区长8段砂体连井剖面

Fig.11 Profile of connecting wells of the Chang 8 Member in the study area

图12 研究区长8段储层孔隙度 （a） 和渗透率 （b） 等值线

Fig.12 Contour maps of reservoir porosity （a） and permeability （b） of the Chang 8 Member in the study area

4.2　成岩控储

BEARD等［41］根据孔隙度和分选系数的关系，建立了砂岩储层的原始孔隙度恢复数学模型Φ 原始=20.91+22.90/S 0，其中Φ 原始为原始孔隙度（%），S 0为Trask分选系数S 0=（P 25/P 75）1/2，P 25和P 75为概率累计曲线上25%和75%处粒径比值的算数平方根。孟坝地区和演武地区长8段储层原始孔隙度分别为35.66%和36.64%。王瑞飞等［53］建立了砂岩储层压实后剩余孔隙度、胶结后剩余孔隙度和溶蚀后孔隙度的恢复方法，依据胶结物含量、粒间孔、溶孔及现今孔隙度的关系获得压实后剩余孔隙度，胶结后剩余孔隙度为现今粒间孔隙度，溶蚀后孔隙度为溶蚀孔占有的孔隙空间。
压实作用对研究区不同地区长8段储层孔隙度影响存在差异，压实作用损失的孔隙度主要介于10%~24%之间，平均值为19.2%，其中孟坝地区压实损失孔隙度主要介于18%~24%之间，演武地区主要介于12%~17%之间，孟坝地区和演武地区平均压实损失孔隙度分别为21.3%和14.5%，演武地区长8段储层压实作用损失的孔隙度显著高于孟坝地区，这与两个地区砂体特征和差异埋藏作用有关。演武地区长8段砂体厚度大于10 m，颗粒支撑结构稳定，抗压实能力强；而孟坝地区发育多薄层砂体，单砂体厚度约为2 m，易被泥岩挤压变形。此外，孟坝地区和演武地区埋藏深度分别为3 100 m和2 500 m，孟坝地区长8段储层上覆压力明显高于演武地区，经历的压实作用更强。
研究区长8段储层胶结作用损失的孔隙度主要介于8%~14%之间，孟坝地区和演武地区平均胶结损失孔隙度分别为10.2%和9.9%，孟坝地区胶结作用减孔程度略大于演武地区［图13（a）］。研究区长8段储层溶蚀作用增加的孔隙度主要介于2%~7%之间，孟坝地区和演武地区平均溶蚀增加孔隙度分别为4.6%和2.7%，溶蚀作用对孟坝地区储层物性的改善较演武地区更为明显［图13（b）］。孟坝地区延长组长73亚段发育黑色页岩，生烃高峰期生成的有机酸通过断裂和砂体运移至长8段砂岩储层中，强烈溶蚀长石和岩屑，并且该地区长石和岩屑含量均较高，为溶蚀作用提供了物质基础。演武地区距烃源岩较远，该地区长73亚段不发育黑色页岩，难以生成充足的有机酸，而烃源灶产生的有机酸经长距离运移后浓度下降，部分被储层矿物消耗，溶蚀作用变弱。
图13 研究区长8段压实及胶结作用减孔（a）与溶蚀作用增孔（b）关系

Fig.13 Relationship between pore reduction by compaction and cementation （a） and pore increase by dissolution （b） in Chang 8 Member in the study area

综上所述，压实作用是影响研究区长8段储层孔隙度的最主要因素，其次为胶结作用，孟坝地区压实作用强于演武地区，压实减孔作用更强。溶蚀作用有利于储层孔隙度的提高，孟坝地区溶蚀作用强于演武地区，溶蚀增孔效应更强。

4.3　差异埋藏及生烃演化控储

研究区演武地区和孟坝地区的差异化压实作用和溶蚀作用对长8段储层孔隙度演化具有明显的控制作用。本文利用BasinMod 盆地模拟软件，选取演武地区M49井和孟坝地区Z421井进行埋藏史和热史分析，中生代末期（100~140 Ma）的大地热流值为90 mW/m2，其他时代的大地热流值为60 mW/m2，地表温度为15 ℃［54］。演武地区和孟坝地区典型井埋藏史存在差异，其中孟坝地区地层经历的最大埋深（约3 100 m）明显大于演武地区（约2 600 m），压实作用及减孔效应更强［图14（a）］。研究区差异压实作用与长8段储层孔隙度演化密切相关，孟坝地区和演武地区储层压实损失孔隙度分别为21.3%和14.5%，孟坝地区储层压实损失孔隙度较演武地区储层孔隙度降低了6.8%。
图14 研究区演武地区和孟坝地区埋藏史、热史及储层孔隙度演化图

Fig.14 Burial history， thermal history and reservoir porosity evolution in Yanwu area and Mengba area of the study area

前期油源对比结果表明，研究区长8段原油来源于孟坝地区长73亚段黑色页岩，演武地区长73亚段不发育黑色页岩［6］。通过典型井成熟度史模拟可以确定烃源岩成熟度在地质历史时期的变化特征，孟坝地区早白垩世地层埋深迅速增大，烃源岩成熟度快速增加，在早白垩世早期（约125 Ma）进入生烃门限，现今R O值介于0.7%~1.2%之间。晚白垩世之后地层抬升，烃源岩成熟度基本不变，目前处于成熟阶段。孟坝地区长73亚段烃源岩在早白垩世早期开始生烃，在早白垩世末期（约100 Ma）达到生烃高峰，烃源岩生烃作用产生了有机酸，增强了溶蚀作用，有效提高了储层孔隙度［图14（b）］。

4.4　储层发育模式

研究区延长组长8段储层非均质性强，通过长8段储层沉积、成岩及差异演化研究，结合演武地区和孟坝地区长8段储层发育特征，分别建立了“厚砂体—无源岩—浅埋藏—弱溶蚀” 和 “多薄砂—近源岩—深埋藏—强溶蚀”2种储层发育模式（图15）。
图15 研究区演武地区和孟坝地区长8段柱状图（a，c）及储层差异化发育模式（b，d）

Fig.15 stratigraphic column （a，c） and differential reservoir development models （b，d） of Chang 8 Member in Yanwu area and Mengba area of the study area

演武地区长8段发育厚层分流河道骨架砂体，碎屑颗粒为点—线接触，以原生粒间孔为主，发育 I 类—II 类孔隙结构，储层物性较好，为低孔—超低渗储层。演武地区长8段储层埋深小，压实作用较弱，砂泥岩界面形成钙质沉淀或石英次生加大，降低储层物性。演武地区长73亚段不发育黑色页岩，由于远离烃源灶，油气充注不足，长8段发育低饱和度油藏，有机酸对储层的溶蚀增孔作用较弱［图15（a），图15（b）］。
孟坝地区长8段主要发育多薄层砂体，矿物颗粒呈线—凹凸接触，次生溶蚀孔更发育，发育Ⅱ类—Ⅲ类孔隙结构，物性较差，为超低孔—超低渗储层。孟坝地区长8段储层埋深大，压实作用较强，多薄层砂体与泥岩互层，泥岩抗压强度低，易发生塑性变形，挤压相邻薄层砂体，导致砂体孔隙度降低幅度比厚层砂体更高。此外，薄层砂体较厚层砂体的比表面积更大，易受到泥岩压实释放的Ca2+影响，该地区长8段储层方解石胶结物含量更高，薄层砂体钙质胶结作用更强，降低了储层物性。孟坝地区长73亚段发育厚层黑色页岩，生成的油气就近向长8段砂体中充注，储层含油饱和度高，生烃作用形成的有机酸对储层的溶蚀增孔作用强［图15（c），图15（d）］。

5 结论

（1）研究区长8段储层存在明显的区域非均质性，演武地区发育厚层分流河道砂体，以中砂岩为主，岩性为长石岩屑砂岩，平均孔隙度为15.10%，平均渗透率为4.58×10-3 μm2，为低孔—超低渗储层。孟坝地区发育多薄层砂体，以细砂岩为主，岩性为岩屑长石砂岩，平均孔隙度为8.89%，平均渗透率为0.38×10-3 μm2，为超低孔—超低渗储层。
（2）演武地区长8段储层粒间孔占比最大，以I类孔隙结构为主，排驱压力小，有利于油气充注。孟坝地区储层粒间孔占比减小，次生溶孔以长石溶孔为主，主要发育III类孔隙结构，排驱压力较高。长8段储层孔隙差异演化主要受压实和溶蚀作用控制，孟坝地区长8段储层压实和溶蚀作用均强于演武地区，压实减孔强于溶蚀增孔。
（3）研究区长8段发育“厚砂体—无源岩—浅埋藏—弱溶蚀”和“多薄砂—近源岩—深埋藏—强溶蚀”2种模式。演武地区长8段为厚层分流河道砂体，储层埋藏浅压实作用弱，长73亚段不发育有效烃源岩，有机酸溶蚀增孔作用弱。孟坝地区长8段发育多薄层砂体，储层埋藏深压实作用强，长73亚段发育厚层黑色页岩，生烃作用形成有机酸的溶蚀增孔作用强。

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