| Citation: | Lu Zhendong, Liu Chenglin, Zang Qibiao, Wu Yuping, Yang Xiya, Yang Hong, Zeng Xiaoxiang, Li Wenda. Analysis of the pore structure of tight sandstone by high-pressure mercury injection combined with fractal theory: A case study of the Heshui area in the Ordos Basin[J]. Bulletin of Geological Science and Technology, 2023, 42(1): 264-273. doi: 10.19509/j.cnki.dzkq.tb20210203
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Pore structure is the key element of tight sandstone reservoirs, which restricts the accumulate and flow of oil and gas in reservoirs. The pore structure is one of the key and difficult point of unconventional oil and gas exploration and development. In this paper, ten dense core samples from the Upper Triassic Yanchang Group 7 section in the Heshui area of the Ordos Basin are selected to carry out experiments, including high-pressure mercury pressure and X-diffraction. Fractal theory is used to analyze the characteristics of pore throats, then the relationship between fractal dimension and reservoir physical properties, pore structure and mineral content is analyzed. The results show that according to the mercury pressure curve and pore structure, the reservoir is divided into categories Ⅰ, Ⅱ and Ⅲ, its reservoir performance and seepage capacity decrease in turn, and the microheterogeneity is enhanced. Different types of reservoirs have different fractal characteristics: according to the inflection points of fractal curves 0.05 and 0.02 μm. The pore size of class Ⅰ reservoirs is divided into large pores (> 50 nm) and medium pores (50-6 nm) by combining the actual situation with the standard of pore size division proposed by IUPAC. According to the inflection point, the reservoirs of classes Ⅱ and Ⅲ can be divided into medium pores a (50-20 nm) and mesoporous B (20-6 nm). The average fractal dimension increased, which was 2.619 3, 2.745 4 and 2.852 6, respectively, and the heterogeneity gradually increased. The main permeability is contributed by fewer large pores, and the fractal dimension mainly reflects the heterogeneity of pore size. The fractal dimension is related to some minerals. Mineral composition and content are the internal factors that determine the fractal dimension and then affect the quality and pore structure of reservoirs.
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部WL地区延长组含油层系较多，其中主要为下组合长9、长8和长7，中组合长6和长4+5，以及上组合长2等油层组，其储层主要为典型的低渗透-致密砂岩储层，孔隙结构十分复杂[1-3]，且同一层内和不同层系之间储层类型和孔隙结构变化较大。前人对鄂尔多斯盆地延长组单一储层的孔隙结构差异特征[4-6]、孔隙结构影响因素以及孔隙演化规律有较多研究[7-10]，而鄂尔多斯盆地多层系孔隙结构的研究，大多是对延长组孔隙结构进行分类或对孔隙结构的成因进行对比分析[11-15]，对孔隙结构在多层系中纵向分布差异及其形成原因的研究很少。笔者拟以鄂尔多斯盆地WL地区延长组为例，选用铸体薄片、扫描电镜与高压压汞资料，划分各主力层系储层中的孔隙结构类型，对孔隙结构的孔径大小、分布以及孔隙结构差异进行总结，并通过对研究区成岩相的划分和不同成岩相纵向分布差异的分析，对延长组不同层系储层孔隙结构的特征、差异性及其成因进行探讨，总结研究区纵向上多层系之间孔隙结构的差异性成因，以期为认识鄂尔多斯盆地三叠系延长组油气的分布变化及其油气勘探提供帮助。
WL地区位于鄂尔多斯盆地南部，伊陕斜坡中部延安三角洲上，其三叠系延长组是由于淡水湖盆形成、发展到消亡等一系列过程而形成的一套地层，主要发育河流-湖泊沉积相类型沉积物[16-17]。延长组自下而上划分10个油层组，前人依据成藏组合、沉积构造演化阶段等因素，对延长组上组合、中组合以及下组合提出了多种划分方案[18-20]。本研究根据沉积组合特征，将长9、长8和长7油层组划为延长组下组合，主要发育水下分流河道砂体和浊积水道砂体；长6和长4+5油层组划分为延长组中组合，主要发育水下分流河道砂体；长3和长2油层组划分为延长组上组合，主要发育分流河道砂体(图 1)。
研究区岩心观察和铸体薄片鉴定显示，延长组各主力储层的主要岩性均为细粒长石砂岩(图 2)。研究区上组合长2和长3储层中，砂岩矿物成分主要为长石(平均值47.44%)和石英(平均值44.85%)，其次为岩屑(平均值2.43%)和云母(平均值为1.57%)。填隙物主要为白云石、方解石和浊沸石胶结物，杂基主要为泥质(表 1)。碎屑颗粒分选中等到好；磨圆度以次棱角-次圆状为主；颗粒呈点状或点线接触；胶结类型主要为孔隙式，次为薄膜-孔隙式，成岩作用主要为机械压实作用、溶蚀作用、绿泥石胶结作用。
| 层位 | 长2和长3 | 长4+5和长6 | 长7、长8和长9 | |
| 碎屑体积分数/% | 石英 | 44.85 | 36.89 | 36.62 |
| 长石 | 47.44 | 53.11 | 52.56 | |
| 火成岩岩屑 | 0.85 | 0.17 | 0.99 | |
| 变质岩岩屑 | 1.41 | 0.11 | 3.99 | |
| 沉积岩岩屑 | 0.17 | 0.61 | 0.67 | |
| 云母 | 1.57 | 5.33 | 4.31 | |
| 填隙物体积分数/% | 泥质 | 1.34 | 1.56 | 3.64 |
| 绿泥石 | 1.92 | 2.27 | 1.28 | |
| 方解石 | 0.84 | 1.00 | 1.43 | |
| 白云石 | 1.89 | 0.00 | 0.33 | |
| 自生高岭石 | 0.00 | 0.00 | 0.70 | |
| 浊沸石 | 0.74 | 0.17 | 0.00 | |
| 硅质 | 0.00 | 0.11 | 0.00 | |
| 泥铁质 | 0.00 | 0.22 | 0.00 | |
| 凝灰质 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | |
研究区中组合长4+5和长6储层中，砂岩矿物成分主要为长石(平均值53.11%)和石英(平均值36.89%)，其次为岩屑(平均值0.89%)和云母(平均值为5.33%)。填隙物主要为绿泥石，杂基主要为泥质(表 1)。砂岩碎屑颗粒分选以中等到好为主，个别为差；磨圆度以次棱角-次圆状为主；颗粒呈点状或点线接触；胶结类型主要为孔隙式，次为接触型，成岩作用主要为机械压实作用、碳酸盐胶结作用、绿泥石胶结作用以及溶蚀作用。
研究区下组合长7、长8和长9储层中，砂岩矿物成分主要为长石(平均值52.56%)和石英(平均值36.62%)，其次为岩屑(平均值5.65%)和云母(平均值为4.31%)。填隙物体积主要为方解石，杂基主要为泥质(表 1)。砂岩碎屑颗粒分选以中等为主，其次为好；磨圆度以次棱角-次圆状为主；颗粒呈点状或点线接触；胶结类型主要为孔隙式，次为孔隙-薄膜式，个别为薄膜式和连晶式，成岩作用主要为机械压实作用、碳酸盐胶结作用、绿泥石胶结作用以及溶蚀作用。
上述分析表明研究区延长组上组合石英和长石的总含量最高，中组合与下组合中石英和长石的总含量相对较低，且含量相差不大；而在3个组合中岩屑和云母等塑性矿物的总含量从上组合到下组合呈依次增大趋势(表 1)；填隙物组分中，绿泥石含量中组合最高，上组合次之，下组合最低；方解石和白云石的总含量上组合最高，下组合次之，中组合最低，上组合、中组合与下组合成岩作用类型几乎相同。
根据研究区260块样品实测物性资料统计分析，上组合长2和长3油层组储层孔隙度最小值为8.2%，最大值为14.2%，平均值11.8%，主要分布在10.0%~14.0%；中组合长4+5和长6油层组储层孔隙度最小值为3.8%，最大值为14.9%，平均值10.6%，主要分布在8.0%~13.0%；下组合长7、长8和长9油层组储层孔隙度最小值为1.1%，最大值为15.7%，平均值7.4%，主要分布在4.0%~9.0%(表 2，图 3)。
| 层位物性 | 长2和长3 | 长4+5和长6 | 长7、长8和长9 | |||||
| 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | |||
| 最大值 | 14.2 | 9.10 | 14.9 | 6.10 | 15.7 | 2.06 | ||
| 最小值 | 8.2 | 0.30 | 3.8 | 0.10 | 1.1 | 0.03 | ||
| 平均值 | 11.8 | 1.38 | 10.6 | 0.74 | 7.4 | 0.29 | ||
| 样品数 | 15 | 15 | 94 | 94 | 143 | 143 | ||
研究区延长组不同层位储层渗透率值的变化比较大：上组合长2和长3油层组渗透率分布在0.30×10-3~9.10×10-3 μm2，平均值1.38×10-3 μm2，主要分布范围在0.5×10-3~2.0×10-3 μm2之间；中组合长4+5和长6油层组渗透率分布在0.10×10-3~6.10×10-3 μm2，平均值0.74×10-3 μm2，主要分布范围在0.15×10-3~1.2×10-3 μm2之间；下组合长7、长8和长9油层组渗透率分布在0.03×10-3~2.06×10-3 μm2，平均值0.29×10-3 μm2，主要分布范围在0.04×10-3~0.50×10-3 μm2之间(表 2，图 3)。
根据上述分析，表明延长组储层孔隙度和渗透率在垂向上有明显差异，上组合、中组合、下组合的平均孔隙度分别为11.8%，10.6%，7.4%，上组合、中组合、下组合的渗透率分别为1.38×10-3，0.74×10-3，0.29×10-3 μm2，随埋深增加，研究区延长组主要油层组储层的孔隙度和渗透率呈明显减小的趋势。
统计研究区延长组79块铸体薄片样品，经分析得到，各油层组储层的孔隙类型以溶蚀孔和残余粒间孔为主。但是，溶蚀孔和残余粒间孔的面孔率在各油层组中有较大差异，在研究区上组合长2和长3油层组中面孔率最高，中组合长4+5和长6油层组中面孔率次之，下组合长7、长8和长9油层组中面孔率最低。在上组合、中组合和下组合中，微裂缝、铸膜孔和微孔的面孔率都小于1%(图 4)。
根据研究区延长组111块高压压汞样品，并参考前人有关鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储集层分类评价标准[2]，将研究区储层微观孔隙结构划分为5种类型，分别为Ⅲa类(中孔中细喉型)、Ⅲb类(小孔中细喉型)、Ⅳa类(小孔细喉型)、Ⅳb类(细孔微细喉型)和Ⅴ类(细-微孔微细喉-微喉型)。5种类型孔隙结构的压汞曲线有明显差异，Ⅲa类孔隙结构毛管曲线平缓段斜率低，粗歪度；Ⅲb类孔隙结构毛管曲线平缓段斜率较低，偏粗歪度；Ⅳa类孔隙结构毛管曲线平缓段斜率相对较高，中等歪度；Ⅳb类孔隙结构毛管曲线斜率高，偏细歪度；Ⅴ类孔隙结构毛管曲线斜率最高，细歪度(图 5)。
数据分析表明，Ⅲa类孔隙结构的排驱压力和中值压力分布在0.20~0.44 MPa和0.84~2.60 MPa之间，平均值分别为0.34，1.68 MPa，最大孔喉半径和平均孔喉半径分布在1.72~3.82 μm和0.50~0.79 μm之间，平均值分别为2.31，0.63 μm。Ⅲb类孔隙结构的排驱压力和中值压力分布在0.23~1.46 MPa和2.50~7.15 MPa之间，平均值分别为0.85，4.39 MPa，最大孔喉半径和平均孔喉半径分布在0.51~3.31 μm和0.17~0.54 μm之间，平均值分别为1.24，0.25 μm。Ⅳa类孔隙结构的排驱压力和中值压力分布在0.33~1.05 MPa和5.25~14.00 MPa之间，平均值分别为1.73，9.45 MPa，最大孔喉半径和平均孔喉半径分布在0.22~0.72 μm和0.05~0.13 μm之间，平均值分别为0.49，0.10 μm。Ⅳb类孔隙结构的排驱压力和中值压力分布在3.21~11.69 MPa和14.99~33.70 MPa之间，平均值分别为5.70，21.06 MPa，最大孔喉半径和平均孔喉半径分布在0.06~0.24 μm和0.02~0.12 μm之间，平均值分别为0.16，0.04 μm。Ⅴ类孔隙结构的排驱压力和中值压力分布在8.53~45.86 MPa和27.53~174.57 MPa之间，平均值分别为15.70，108.56 MPa，最大孔喉半径和平均孔喉半径分布在0.02~0.09 μm和0.01~0.03 μm之间，平均值分别为0.05，0.02 μm。
由上述分析，Ⅲa、Ⅲb、Ⅳa、Ⅳb和Ⅴ类孔隙结构的排驱压力和中值压力分布区间和均值逐渐增大，同时最大孔喉半径和平均孔喉半径分布区间和均值逐渐减小，因此，Ⅲa、Ⅲb、Ⅳa、Ⅳb和Ⅴ类的孔隙结构呈现出变差的趋势(图 6)。
上组合长2和长3油层组发育Ⅲa~Ⅴ类的全部5种孔隙结构类型，以Ⅲa和Ⅲb类为主，分别占储层的23.5%，35.3%；中组合长4+5和长6油层组发育Ⅲb~Ⅴ类4种孔隙结构类型，以Ⅳa和Ⅳb类为主，分别占储层的30.2%，33.4%；下组合长7、长8和长9油层组发育Ⅲb~Ⅴ类4种孔隙结构类型，以Ⅳb和Ⅴ类为主，分别占储层的42.9%，34.3%。可见，随埋深增加，低渗透-致密砂岩储层中孔隙结构相对较好的Ⅲa和Ⅲb类含量越来越少，孔隙结构相对较差的Ⅳb和Ⅴ类含量越来越多(表 3)。
| 层位 | 微观孔隙结构/% | ||||
| Ⅲa类 | Ⅲb类 | Ⅳa类 | Ⅳb类 | Ⅴ类 | |
| 长2和长3 | 23.5 | 35.3 | 8.8 | 11.8 | 16.6 |
| 长4+5和长6 | 0.0 | 11.1 | 30.2 | 33.4 | 25.3 |
| 长7、长8和长9 | 0.0 | 10.7 | 16.1 | 42.9 | 34.3 |
孔隙结构的形成受多种地质因素控制，沉积作用和成岩作用是主要控制因素[8, 21-23]，沉积作用是基础，成岩作用强度及其组合特征则是决定储集岩孔隙结构好坏的关键。成岩相是对沉积物形成之后直至发生变质作用之前所经历的沉积、成岩作用的高度概括[24]，因此本研究综合考虑了沉积环境和成岩作用的组合差异，划分了研究区目的层储层的成岩相类型。
根据研究区目的层铸体薄片、扫描电镜特征及前人相关研究成果[22, 25-27]，将研究区目的层的成岩相划分为富软颗粒压实充填相、碳酸盐胶结相、绿泥石胶结相和不稳定组分溶蚀相等4种类型，不同成岩相的成岩序列具有明显差异(图 7)。
(1) 富软颗粒压实充填相 此类成岩相以泥质杂基和岩屑等物质含量较高为特征。高含量的软颗粒使其初始孔隙度较其他成岩相低且在压实作用下孔隙会迅速减少，在早成岩阶段储层就已致密，镜下可见塑性岩屑、云母等在压实作用下发生弯曲变形甚至被挤入粒间孔隙中形成假杂基(图 8-a，f)，后期胶结作用有限，几乎没有溶蚀作用发生，该相孔隙被严重破坏，是研究区物性最差的成岩相类型。
(2) 碳酸盐胶结相 由于早成岩期方解石基底式胶结，使得颗粒呈悬浮状或点接触分布(图 8-b)或以微晶状充填孔隙。成岩作用中、晚期，储层中的火山岩岩屑、变质岩岩屑等暗色矿物在转化成黏土矿物的过程中，析出较多Fe2+和Mg2+，与早期形成的方解石或白云石胶结物结合，形成含铁的铁方解石和铁白云石胶结物(图 8-d, e)。早期碳酸盐胶结物的大量形成抑制了压实作用，同时也使得储层孔隙渗流条件极差[22, 28]。因此，该类型储层压实作用主要发生于早成岩A期，中成岩期不再压实，溶蚀期几乎没有溶蚀作用发生，是研究区物性较差的成岩相类型。
(3) 绿泥石胶结相 绿泥石胶结相以早期成岩A期和中成岩A2期绿泥石的大量胶结为特征，早期绿泥石以薄膜状包裹颗粒(图 8-c)，绿泥石薄膜可通过占据结晶基底和维持流体呈碱性环境阻止石英次生加大[29]，孔隙水中溶解的SiO2在早成岩期以微晶石英、微晶长石的形式沉淀于绿泥石膜表面(图 8-f)，中成岩A2期形成的绿泥石呈针叶状充填孔隙(图 8-h)。钾长石、钠长石、钙长石在溶蚀过程中会产生高岭石，高岭石可与钾离子反应产生伊利石或直接转化为伊利石[30-33]，因此中成岩A2期还有一些高岭石和伊利石形成，储层物性整体较好，是研究区的优势成岩相类型之一。
(4) 不稳定组分溶蚀相 此类成岩相早成岩期的压实、胶结作用较弱，仅有一些绿泥石、自生石英、方解石和浊沸石形成(图 8-g)，原始孔隙保存相对较好。在早成岩A期和中成岩期，酸性流体对长石、岩屑等不稳定组分进行溶蚀形成大量粒间、粒内溶孔，有效改善了储层物性[34]。中成岩A2期仅有一些片状和丝缕状的伊利石和绿泥石充填孔隙，储层孔隙发育，也是研究区的优势成岩相类型。
由于取心资料有限，根据岩石薄片所划分的成岩相在垂向上分布是不连续的，因此需利用垂向上连续性好的测井资料来开展成岩相研究，本研究选取了声波时差、自然伽马、中感应电阻率以及深感应电阻率曲线，对比分析了不同成岩相类型的测井响应特征。研究表明富软颗粒压实充填相在测井响应上表现为高伽马、高电阻、低声波；碳酸盐胶结相表现为低伽马、高电阻、低声波；绿泥石胶结相表现为低伽马、高声波、低电阻；不稳定组分溶蚀相表现为低伽马、高声波、低电阻。
依据上述测井响应特征对研究区成岩相的纵向分布进行划分(图 9)，并统计各成岩相占比，综合来看研究区分布的4种成岩相具有良好分布规律：上组合长2和长3油层组发育不稳定组分溶蚀相、绿泥石胶结相和富软颗粒压实充填相，以不稳定组分溶蚀相为主，占比50%。中组合长4+5和长6油层组不稳定组分溶蚀相、绿泥石胶结相、碳酸盐胶结相、富软颗粒压实充填相均有发育，以碳酸盐胶结相和绿泥石胶结相占比最多，占比33.19%，33.39%。下组合长7、长8和长9油层组4种成岩相也均有发育，以碳酸盐胶结相和富软颗粒压实充填相为主，占比30.77%，53.85%(表 4)。
| 层位 | 成岩相占比/% | |||
| 不稳定组分溶蚀相 | 绿泥石胶结相 | 碳酸盐胶结相 | 富软颗粒压实充填相 | |
| 长2和长3 | 50.00 | 33.29 | 0.00 | 16.71 |
| 长4+5和长6 | 22.27 | 33.39 | 33.19 | 11.15 |
| 长7、长8和长9 | 7.69 | 7.69 | 30.77 | 53.85 |
垂向上，不稳定组分溶蚀相在上组合最发育，随埋深增加，占比逐渐减少；富软颗粒压实充填相在上组合不发育，在下组合最发育；绿泥石胶结相在中组合最发育，上组合次之，下组合较少；碳酸盐胶结相则在中组合最发育，下组合次之，上组合不发育(表 4)。
综合来看，研究区目的层沉积作用以及成岩作用的垂向差异决定了成岩相的纵向分布特征。研究区上组合沉积环境为水动力较强的三角洲平原亚相，中下组合则为水动力较弱的三角洲前缘亚相，水动力条件和沉积方式的变化使得沉积物颗粒大小、填隙物含量、矿物组分和岩石结构特征(分选性、磨圆度等)均存在差异[35-38]，自上而下粒度逐渐变细，分选、磨圆逐渐变差，杂基、胶结物等填隙物含量逐渐增加，层段的原始物性和孔渗条件变差。延长组在印支期抬升剥蚀，储层遭受大气水的淋滤作用，初始孔渗性和孔隙结构更好的层系更易被流体进入，长石、岩屑等物质被大量溶蚀[39-40]，因此，不稳定组分溶蚀相在上组合占比较大，中组合次之，下组合占比较小。岩屑、云母等物质的水解可提供绿泥石胶结所需的Fe2+，Mg2+，孔隙流体中Fe2+，Mg2+含量达到一定的程度，绿泥石会从碱性孔隙水中析出[29, 41]，中、上组合的云母、岩屑等物质以及相对较强的溶蚀作用为绿泥石胶结物的形成提供了条件，因此，绿泥石胶结相在中、上组合占比较多，下组合占比较小。长石、岩屑等物质的溶蚀可以提供碳酸盐胶结所需的Ca2+，Mg2+[22, 42-44]，同时烃源岩中有机质脱羧产生的CO2可提供碳酸盐胶结所需的CO32- [45-46]，中、下组合长石、岩屑含量相对较高，主要发育三角洲前缘亚相，泥岩较上组合更发育，且长7作为鄂尔多斯盆地普遍发育的优质烃源岩层为方解石、白云石等胶结物的形成提供了物质来源，因此，碳酸盐胶结物相在中、下组合占比较多，上组合不发育。云母、岩屑等塑性矿物在压实作用下易发生变形充填孔隙[47-49]，下组合的云母、岩屑等塑性矿物的含量明显较中、上组合高，成分成熟度较低，抗压实能力弱，因此，富软颗粒压实充填相在下组合占比大，中、上组合占比较小。成岩相的分布特征对孔隙结构的纵向差异具有明显控制作用，上组合不稳定组分溶蚀相和绿泥石胶结相等优势成岩相发育，形成的孔隙结构以Ⅲa、Ⅲb类为主；中组合绿泥石胶结相和碳酸盐胶结相发育，形成的孔隙结构以中等的Ⅳa、Ⅳb类为主；下组合碳酸盐胶结相和富软颗粒压实充填相发育，储层孔隙破坏严重，主要形成物性较差的Ⅳb、Ⅴ类孔隙结构。
(1) 研究区延长组低渗透-致密砂岩储层共发育由好到差的Ⅲa类、Ⅲb类、Ⅳa类、Ⅳb和Ⅴ类5种孔隙结构类型，其上组合、中组合和下组合储层发育的孔隙结构类型及其含量具有明显差异。上组合主要发育Ⅲa和Ⅲb类，占储层的23.5%，35.3%；中组合主要发育Ⅳa和Ⅳb类，占储层的30.2%，33.4%；下组合主要发育Ⅳb和Ⅴ类，占储层的42.9%，34.3%。总体上，随埋深增加其孔隙结构逐渐变差。
(2) 研究区延长组储层发育4种成岩相类型，分别是富软颗粒压实充填相、碳酸盐胶结相、绿泥石胶结相和不稳定组分溶蚀相。孔隙结构的纵向差异主要受控于成岩相类型的差异分布，上组合大气水淋滤主导的溶蚀作用强，发育不稳定组分溶蚀相和绿泥石胶结相为主的成岩相类型，形成的孔隙结构以相对较好Ⅲa、Ⅲb类为主；中组合胶结作用强，发育绿泥石胶结相和碳酸盐胶结相为主的成岩相类型，形成的孔隙结构以中等的Ⅳa、Ⅳb类为主；下组合压实和胶结作用强，发育碳酸盐胶结相和富软颗粒压实充填相为主的成岩相类型，形成的孔隙结构以相对较差Ⅳb、Ⅴ类为主。
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| 层位 | 长2和长3 | 长4+5和长6 | 长7、长8和长9 | |
| 碎屑体积分数/% | 石英 | 44.85 | 36.89 | 36.62 |
| 长石 | 47.44 | 53.11 | 52.56 | |
| 火成岩岩屑 | 0.85 | 0.17 | 0.99 | |
| 变质岩岩屑 | 1.41 | 0.11 | 3.99 | |
| 沉积岩岩屑 | 0.17 | 0.61 | 0.67 | |
| 云母 | 1.57 | 5.33 | 4.31 | |
| 填隙物体积分数/% | 泥质 | 1.34 | 1.56 | 3.64 |
| 绿泥石 | 1.92 | 2.27 | 1.28 | |
| 方解石 | 0.84 | 1.00 | 1.43 | |
| 白云石 | 1.89 | 0.00 | 0.33 | |
| 自生高岭石 | 0.00 | 0.00 | 0.70 | |
| 浊沸石 | 0.74 | 0.17 | 0.00 | |
| 硅质 | 0.00 | 0.11 | 0.00 | |
| 泥铁质 | 0.00 | 0.22 | 0.00 | |
| 凝灰质 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | |
| 层位物性 | 长2和长3 | 长4+5和长6 | 长7、长8和长9 | |||||
| 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | |||
| 最大值 | 14.2 | 9.10 | 14.9 | 6.10 | 15.7 | 2.06 | ||
| 最小值 | 8.2 | 0.30 | 3.8 | 0.10 | 1.1 | 0.03 | ||
| 平均值 | 11.8 | 1.38 | 10.6 | 0.74 | 7.4 | 0.29 | ||
| 样品数 | 15 | 15 | 94 | 94 | 143 | 143 | ||
| 层位 | 微观孔隙结构/% | ||||
| Ⅲa类 | Ⅲb类 | Ⅳa类 | Ⅳb类 | Ⅴ类 | |
| 长2和长3 | 23.5 | 35.3 | 8.8 | 11.8 | 16.6 |
| 长4+5和长6 | 0.0 | 11.1 | 30.2 | 33.4 | 25.3 |
| 长7、长8和长9 | 0.0 | 10.7 | 16.1 | 42.9 | 34.3 |
| 层位 | 成岩相占比/% | |||
| 不稳定组分溶蚀相 | 绿泥石胶结相 | 碳酸盐胶结相 | 富软颗粒压实充填相 | |
| 长2和长3 | 50.00 | 33.29 | 0.00 | 16.71 |
| 长4+5和长6 | 22.27 | 33.39 | 33.19 | 11.15 |
| 长7、长8和长9 | 7.69 | 7.69 | 30.77 | 53.85 |
| 层位 | 长2和长3 | 长4+5和长6 | 长7、长8和长9 | |
| 碎屑体积分数/% | 石英 | 44.85 | 36.89 | 36.62 |
| 长石 | 47.44 | 53.11 | 52.56 | |
| 火成岩岩屑 | 0.85 | 0.17 | 0.99 | |
| 变质岩岩屑 | 1.41 | 0.11 | 3.99 | |
| 沉积岩岩屑 | 0.17 | 0.61 | 0.67 | |
| 云母 | 1.57 | 5.33 | 4.31 | |
| 填隙物体积分数/% | 泥质 | 1.34 | 1.56 | 3.64 |
| 绿泥石 | 1.92 | 2.27 | 1.28 | |
| 方解石 | 0.84 | 1.00 | 1.43 | |
| 白云石 | 1.89 | 0.00 | 0.33 | |
| 自生高岭石 | 0.00 | 0.00 | 0.70 | |
| 浊沸石 | 0.74 | 0.17 | 0.00 | |
| 硅质 | 0.00 | 0.11 | 0.00 | |
| 泥铁质 | 0.00 | 0.22 | 0.00 | |
| 凝灰质 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | |
| 层位物性 | 长2和长3 | 长4+5和长6 | 长7、长8和长9 | |||||
| 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 渗透率/10-3 μm2 | |||
| 最大值 | 14.2 | 9.10 | 14.9 | 6.10 | 15.7 | 2.06 | ||
| 最小值 | 8.2 | 0.30 | 3.8 | 0.10 | 1.1 | 0.03 | ||
| 平均值 | 11.8 | 1.38 | 10.6 | 0.74 | 7.4 | 0.29 | ||
| 样品数 | 15 | 15 | 94 | 94 | 143 | 143 | ||
| 层位 | 微观孔隙结构/% | ||||
| Ⅲa类 | Ⅲb类 | Ⅳa类 | Ⅳb类 | Ⅴ类 | |
| 长2和长3 | 23.5 | 35.3 | 8.8 | 11.8 | 16.6 |
| 长4+5和长6 | 0.0 | 11.1 | 30.2 | 33.4 | 25.3 |
| 长7、长8和长9 | 0.0 | 10.7 | 16.1 | 42.9 | 34.3 |
| 层位 | 成岩相占比/% | |||
| 不稳定组分溶蚀相 | 绿泥石胶结相 | 碳酸盐胶结相 | 富软颗粒压实充填相 | |
| 长2和长3 | 50.00 | 33.29 | 0.00 | 16.71 |
| 长4+5和长6 | 22.27 | 33.39 | 33.19 | 11.15 |
| 长7、长8和长9 | 7.69 | 7.69 | 30.77 | 53.85 |
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