2. 山东省油藏地质重点实验室, 山东 青岛 266580;
3. 大庆油田第八采油厂地质大队, 黑龙江 大庆 163514
2. Shandong Key Laboratory of Petroleum Reservoir, Qingdao 266580, Shandong, China;
3. Geological Group in Eighth Oil Mining Factory of the Daqing Oil Field, Daqing 163514, Heilongjiang, China
0 前言
随着油气勘探开发从常规油气向非常规油气跨越，低渗致密砂岩储层在油气勘探中占有越来越重要的地位[1-4]，加强对低渗致密储层特征的认识，剖析其形成演化过程对于指导其勘探开发具有重要意义。海拉尔盆地贝尔凹陷苏德尔特油田兴安岭油层为典型的富火山物质的碎屑岩储层。目前埋藏深度主要介于1 300~2 200 m，处于中成岩A期，在经历了长期的成岩改造之后，储层整体表现为典型的中低孔、低渗致密特征，储层孔隙结构、孔隙度-渗透率关系复杂，低孔-特低渗的劣质储层和具有中等孔隙度的相对优质储层共存，中等孔隙度水平储层的渗透率又可以表现为中低渗和超低渗的较大差异性。造成这种复杂非均质性的原因目前尚缺乏深入研究，制约了研究区油气的勘探开发效果。本文综合利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、储层物性测试、压汞测试分析、镜质体反射率、矿物XRD测试等不同测试资料，在系统研究兴安岭油层储层成岩作用的基础上，识别了储层所发育的成岩相类型及相应的储层储集特征，建立了储层成岩相约束下的储层质量差异性演化模式。
1 地质背景苏德尔特油田位于内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎右旗贝尔苏木境内，区域构造上位于海拉尔盆地贝尔凹陷苏德尔特构造带中部[5]，其西邻贝西次凹，北邻贝北次凹，南临贝中和贝东次凹，面积约为200 km2。北东向和近东西向断层相互切割该构造带，将油田整体分割为多个北东东向的断块(图 1)[6]。
苏德尔特油田自下而上发育三叠系布达特群，白垩系铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组、青元岗组以及新生界。其中，主要含油层系兴安岭油层是指铜钵庙组至南一段的油层，自下而上划分了XV-X0共6个油组(图 1)[5]。受到断层的切割作用，研究区沉积地层构造高差大，厚度变化快，其中仅有XI、XⅡ油组地层空间分布相对稳定，为本次研究的主要对象。目的层沉积时期，苏德尔特构造带整体为由多级断阶控制的小型湖盆。断陷湖盆的陡岸一侧地形高差大、坡度陡，以南西、南东为主要物源方向的冲积扇沉积体系很快入湖后形成扇三角洲，且多个点状物源的扇三角洲彼此相连，形成沿断层边缘分布的扇三角洲裙带[5]，储集岩主要为扇三角洲前缘水下沉积砂体。锆石U-Pb年代学研究表明，海拉尔盆地火山活动在晚侏罗世-早白垩世持续发育，其中早白垩世128~117 Ma和116~113 Ma时期活动较为强烈[7-8]。受沉积时期火山喷发活动的影响，岩石中含有较多火山碎屑物质，岩石原始沉积成分相对复杂；且火山物质的影响对后期成岩过程中方沸石胶结物的沉淀和溶解作用具有重要的影响[6, 9]。
对苏德尔特构造带埋藏史和热史研究表明，南屯组整体上经历了快速沉降-抬升-缓慢沉降-稳定等阶段[10-11]；研究区古地温梯度在白垩纪时较高，达到4.2~5.6℃/100 m，高于现今3.30℃/100 m[12]。贝30井埋藏史和热史表明，南屯组在早白垩世末期经历了最大的地层埋深和地层温度，其后伴随着构造抬升和地温梯度的降低，地层温度逐渐减低，现今埋藏深度和地层温度均小于经历的最大埋深和最高温度(图 2)。
根据对取心井段岩心观察和薄片鉴定，苏德尔特油田兴安岭油层XI-XⅡ油组以砂砾岩、中-粗砂岩、细砂岩和粉砂岩为主，粉砂岩和砂砾岩中凝灰质含量高。岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩(图 3)。岩石成分成熟度低，骨架颗粒中石英平均体积分数10%，长石平均体积分数20%，岩屑体积分数高达70%；岩屑以安山质和流纹质凝灰岩为主，占岩屑总量的80%之上，其次为沉积岩岩屑。填隙物体积分数为10%~30%，其中胶结物体积分数8%~25%，主要发育有方解石、方沸石、自生高岭石等，杂基体积分数平均小于5%，主要为黏土杂基和火山灰。碎屑颗粒磨圆度较差，岩屑、长石多为次棱角状，石英为次棱角-次圆状，分选差-中等，岩石结构成熟度整体较低；储层中碎屑颗粒以线、凹凸接触为主，整体压实程度较强。
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| 图 3 苏德尔特构造带兴安岭油层砂岩成分三角图 Figure 3 Mineral compositions of the sandstones in the Xing'anling oil formation, Suderte structure zone |
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储层经历过构造抬升和再沉降过程，且现今地温梯度远低于古低温梯度，储层的现今埋藏深度和地层温度不能反映其真实的成岩阶段和成岩强度。以兴安岭油层中泥岩有机质成熟度指标(镜质体反射率Ro、最大热解温度等)为主，结合岩石薄片和扫描电镜观察以及砂岩黏土矿物X衍射，参照中国石油天然气行业新的碎屑岩成岩阶段划分标准(标准号：SY/T5477-2003)，苏德尔特油田兴安岭油层储层目前主要处在早成岩B期、中成岩A1亚期和A2亚期，且随着埋藏深度的增加，成岩作用强度增强[13](表 1)。其中1 200~1 500 m泥岩有机质镜质体反射率主要为0.35%~0.50%，最大热解温度主要介于435~437℃之间，砂岩储层以点-线接触为主，孔隙主要为混合孔隙，该深度段储层处于早成岩B期；1 500~2 000 m泥岩有机质镜质体反射率主要为0.50%~0.70%，最大热解温度主要介于437~446 ℃之间，砂岩储层以线接触为主，凹凸接触常见，储层孔隙主要为次生孔隙，该深度段储层处于中成岩A1亚期；2 000~2 500 m泥岩有机质镜质体反射率主要为0.70%~1.30%，最大热解温度主要介于446~455 ℃之间，砂岩储层以线-凹凸接触为主，孔隙主要为次生孔隙，该深度段储层处于中成岩A2亚期(表 1)。
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对储层岩石薄片的显微观察(图 4)和岩石样品的扫描电镜(图 5)分析表明，储层主要发育压实作用，碳酸盐胶结作用、沸石胶结作用、硅质胶结作用、高岭石胶结作用等多种胶结作用，溶解作用以及凝灰质的转化作用，不同成岩作用具体特征如下。
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| A.较强的机械压实作用，颗粒凹凸-线接触，中粗粒岩屑砂岩；B.碳酸盐胶结物(Cc)致密胶结，中粗粒长石岩屑砂岩；C.碳酸盐胶结物(Cc)与自形的方沸石胶结物(Ac)选择性溶解，中粗粒岩屑砂岩；D.自形的方沸石(Ac)溶解孔内少量的晚期碳酸盐(Cc)沉淀，中粒长石质岩屑砂岩；E.粒间方沸石(Ac)溶解残余与共生的方解石(Cc)胶结物，方沸石局部被方解石交代，含砾岩屑砂岩；F.粒间次生孔隙内分布的方沸石胶结物(Ac)溶解残余，中细粒长石质岩屑砂岩；G.自形的方沸石溶解残余(Ac)与未溶解的碳酸盐胶结物(Cc)，含砾岩屑砂岩；H.长石颗粒溶孔(FD)与粒间高岭石(K)充填，中粗粒长石质岩屑砂岩；I.长石颗粒溶孔(FD)与粒间溶解孔隙，中粗粒长石质岩屑砂岩。 图 4 苏德尔特构造带兴安岭油层储层铸体薄片微观照片 Figure 4 Thin sections photomicrographs of the main diagenetic features and pores in the studied Xing' anling reservoirs in Suderte structure zone |
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| A.方沸石胶结物(Ac)，中粗粒岩屑砂岩；B.粒间孔隙中生长的次生石英(Qa)，中粗粒长石质岩屑砂岩；C.粒间充填的高岭石(K)，中粒长石质岩屑砂岩; D.强烈溶解的长石(F)，中粒长石质岩屑砂岩。 图 5 苏德尔特构造带兴安岭油层储层扫描电镜微观照片 Figure 5 SEM photomicrographs of the main diagenetic features in the studied Xing'anling reservoirs in Suderte structure zone |
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压实作用是碎屑岩储层埋藏过程中造成孔隙度和渗透率降低的重要因素[1, 14-15]。由于兴安岭油层岩石中塑性凝灰岩岩屑颗粒和凝灰质杂基含量较高，抗压实能力较弱，储层压实作用整体相对较强(图 4A)。在胶结物相对较少岩石中，颗粒主要以线接触、线-凹凸接触为主，局部发育点-线接触；在胶结物相对较发育的岩石中，颗粒主要以线-点、点-线接触为主。定量统计数据表明，在胶结物含量相对较少且粒间溶孔不发育的储层中，由于压实作用造成的孔隙度损失为30%~35%；在胶结物含量较少但粒间溶孔发育的储层中，由于压实作用造成的孔隙度损失为20%~25%；在胶结物含量较多的储层中，由于压实作用造成的孔隙度损失为10%~20%；整体而言，压实作用是造成储层孔隙度降低的最重要因素。
3.2.2 胶结作用胶结作用是储层埋藏过程中控制储层质量(孔隙度和渗透率)的另一重要因素[1, 16-17]。兴安岭油层储层主要发育方解石、方沸石、高岭石和少量自生石英等多种类型的胶结物。
1)碳酸盐胶结作用。碳酸盐胶结物是兴安岭油层储层中最重要的胶结物，根据岩石薄片中碳酸盐胶结物结构特征及其与次生溶孔的关系，判断储层中碳酸盐胶结物包含了大量的早期方解石胶结物和少量的晚期方解石胶结物。其中早期方解石常呈基底式胶结特征出现(图 4B)，其体积分数可达25%~30%，具有大量早期方解石胶结物的砂岩中骨架颗粒通常呈点接触甚至呈悬浮特征出现，表明早期方解石胶结物沉淀时压实作用相对较弱[16, 18]；早期方解石胶结物不充填长石和方解石胶结物溶蚀孔隙(图 4C)，说明其形成早于这些矿物的溶蚀作用。晚期碳酸盐胶结物体积分数通常小于1%，零星充填在长石颗粒和方沸石胶结物溶蚀后产生的次生孔隙中(图 4D)，对储层质量影响较小。
2)方沸石胶结作用。兴安岭油层储层的岩石学特征表明，岩石中含有大量的火山物质，为沸石类胶结物的发育提供了物质基础。在沉积物沉积后初期早成岩阶段弱碱性孔隙水环境下，扇三角洲前缘砂体中畅通的流体通道促进火山物质大量水解，释放Na+、Al3+、液态SiO2等物质[19]，在适当条件下能够沉淀大量的沸石类胶结物[20-21]。岩石薄片镜下观察表明，兴安岭油层储层中方沸石胶结物与方解石胶结物呈此消彼长的竞争关系(图 4C-E)，两种胶结物在中成岩阶段的选择性溶解作用对储层质量的差异性演化具有重要控制作用[22]。储层中方沸石胶结物包含充填粒间的呈五角十二面体形态的方沸石单晶(图 4E、图 5A)和斑块状集合体(图 4F)，方沸石胶结物目前主要以溶蚀残余的形式出现(图 4C-G)。矿物结构特征表明，方沸石胶结物可被早期碳酸盐胶结物交代(图 4E)，说明其形成不晚于早期碳酸盐胶结物。
3)硅质胶结作用。扫描电镜下的微观特征表明，储层硅质胶结作用相对较弱，硅质胶结物主要以少量的自生石英小颗粒(5~10 μm)的形式沉淀在粒间孔隙中(图 5B)，石英加大边不发育，硅质胶结作用对储层物性影响相对较小。
4)高岭石胶结作用。高岭石胶结物是兴安岭油层储层中最为重要的自生黏土矿物，在目的层段储层的黏土矿物中(图 6)，高岭石相对体积分数高达70%~80%(图 6B)。储层中高岭石形态表明至少有两种成因的自生高岭石：第一种为长石等铝硅酸盐颗粒不完全蚀变而成，该种类型的高岭石晶形较差，单晶片大小一般为1~2μm，厚度小于0.2 μm，高岭石的集合体紧密堆积，仍呈现容易识别的颗粒形态(图 4A)；高岭石晶间发育少量的微孔隙，在一定程度上能够提高储层物性，但效果不显著。第二种高岭石可能为长石、岩屑和凝灰质等溶解后释放的Al3+、SiO2(液态)等在孔隙水中经短距离迁移后在原生孔隙中沉淀而成[16, 23](图 4H、图 5C)，直接沉淀在次生孔隙中的高岭石很少，说明长石等矿物溶蚀阶段孔隙流体具有相对较好的流动性[24]；该种类型高岭石单晶自形程度中等，主要呈假六边形，晶体单片尺寸一般为2~8μm，厚度通常小于0.5 μm；显微镜下高岭石集合体呈团块状，扫描电镜下表现为较短的不典型的蠕虫状和书页状，长度一般小于20μm。尽管该种类型高岭石具有较多的晶间微孔隙(图 4H、图 5C)，但由于其沉淀占据了大量粒间优质原生大孔隙，很大程度上导致储层孔隙结构变差，渗透率降低[23-25]。
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| 图 6 苏德尔特构造带兴安岭油层砂岩和泥质砂岩中主要黏土矿物(X衍射分析)分布特征 Figure 6 Clay minerals (XRD) in clean sandstones and shaly sandstones in Xing'anling reservoir, Suderte structure zone |
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高岭石在储层中的分布具有较强的非均质性，一方面表现为在被碳酸盐胶结物致密充填的储层中高岭石较少发育或不发育(图 4D)，说明其主要形成在早期碳酸盐胶结物之后；另一方面在早期碳酸盐胶结物相对较少、次生溶蚀孔隙相对较发育的储层中(图 4A、H)，部分储层中具有大量的高岭石充填，部分储层中高岭石发育较少，这种非均质性很可能受控于中成岩阶段储层中长石溶蚀-溶蚀物质传输-高岭石沉淀过程中孔隙水的定向流动[24]，但该方面研究工作仍有待加强。
3.2.3 溶解作用溶解作用通常对储层质量具有重要的改善作用。研究区与砂岩储层伴生的泥岩中有机质镜质体反射率达到0.7%~0.9%，在深埋热演化过程能够释放有机酸和CO2，为不稳定矿物的溶解提供侵蚀性酸性流体[1, 20, 26]。微观特征表明，储层中方沸石胶结物和长石颗粒的溶解作用(图 4D-F、图 4H-I、图 5D)是兴安岭储层中最重要的溶解作用类型，主导了储层中次生孔隙的生成。受选择性溶解作用的控制[22]，储层中碳酸盐胶结物未发生典型的溶解作用(图 4B、E、G)。
3.2.4 凝灰质蚀变作用不同于鄂尔多斯等盆地中的中基性火山成因凝灰质砂岩，苏德尔特地区兴安岭油层砂岩中的火山碎屑以中酸性的安山质、流纹质凝灰岩为主[19]，整体溶解作用相对较弱，主要表现为部分颗粒的不完全水解蚀变作用，在颗粒内发育部分微孔隙(图 4A)。储层填隙物发育较多的凝灰质，其成岩演化相对较为复杂。在成岩的早期阶段，孔隙水呈弱碱性，在杂基含量相对较少的砂岩中，凝灰质杂基转化主要生成绿泥石和少量伊/蒙混层矿物，绿泥石主要以颗粒环边的形式沉淀(图 4E)，能够在后续的成岩过程中抑制石英胶结物的沉淀，对储层质量具有一定的积极意义[27]，但其对方解石和方沸石的沉淀没有抑制作用[28]；在杂基含量相对较多的储层中，凝灰质杂基转化生成伊/蒙混层矿物，绿泥石生成量相对较少，同时由于杂基含量高，储层抗压实能力弱，储集空间在早成岩阶段即被大量破坏。在中成岩阶段，杂基含量相对较少的砂岩储层中，处在流通性较好的条件下，有机质热演化生成的酸性孔隙水促进凝灰质蚀变转化，主要为自生高岭石的沉淀提供物质基础；而在杂基含量较多的砂岩中，黏土矿物依然主要为伊/蒙混层矿物(图 6)，说明地层水的流动性相对较差，导致后续转化作用相对较弱。
4 成岩相与储层质量差异演化 4.1 成岩相类型划分成岩相是指成岩环境与成岩产物的综合，不同的成岩相是储层内部成岩作用差异演化的产物，直接控制了储层质量的差异演化过程[29]。根据兴安岭油层储层成岩作用特征及其对储层质量的影响，在储层中共识别出强压实成岩相、弱压实-方解石中强胶结成岩相、中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相、中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相4种类型的成岩相(表 2)。
| 成岩相类型 | 岩石学特征 | 成岩作用特征 | 储集物性 | 储集空间 | 孔隙结构 |
| 强压实成岩相 | 泥质砂岩、细砂岩和细砾岩，分选较差，塑性岩屑含量高 | 压实强烈，颗粒多呈线接触-凹凸接触；溶解作用和胶结作用弱 | 孔隙度 10%～15%，渗透率(0.1~0.2)×10-3 μm2 | 微孔隙和少量次生溶蚀孔隙 | 极差，微孔—微喉型 |
| 弱压实-方解石中强胶结成岩相 | 中—粗砂岩和含砾砂岩为主，少量细砂岩，分选中等 | 压实较弱，颗粒点接触或不接触，方解石胶结作用强烈，溶解作用弱 | 孔隙度 10%～15%，渗透率(0.1～0.5)×10-3 μm2 | 微孔隙和少量次生溶蚀孔隙 | 极差，微孔—微喉型 |
| 中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相 | 中—粗砂岩和含砾砂岩为主，分选中等，塑性岩屑含量中等偏低 | 压实中等，颗粒点-线接触为主，方解石胶结作用较弱，方沸石和长石溶解作用强，高岭石胶结作用弱 | 孔隙度15%～25%，渗透率(5.0～10.0)× 10-3 μm2 | 大量次生大孔隙为主 | 中等，中孔—细微喉型 |
| 中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相 | 中—粗砂岩和含砾砂岩为主，分选中等，塑性岩屑含量中等偏低 | 压实中等，颗粒点-线接触为主，方解石胶结作用较弱，方沸石和长石溶解作用强，高岭石胶结作用强烈 | 孔隙度10%～20%，渗透率(0.1～1.0)× 10-3 μm2 | 大量高岭石晶间微孔隙，少量次生大孔隙 | 较差，中孔—微喉型 |
主要发育在1 600~2 200 m深度段的扇三角洲前缘水下分流河道砂体顶部和水下分流河道间薄层砂体中，部分发育在分流河道砂体底部，岩性以泥质砂岩、细砂岩和细砾岩为主，岩石分选差，杂基含量相对较高。岩石铸体薄片观察表明，颗粒之间常呈线接触-凹凸接触，由于强烈的压实作用，其粒间原生孔隙已被破坏殆尽，仅局部残留少量的粒间孔隙或发育微量溶蚀次生孔隙，铸体薄片中孔隙度通常为0.1%~0.2%(图 7A1)。与铸体薄片配套的储层物性测试资料表明，具强压实成岩相的储层，其孔隙度一般为10%~15%，渗透率为(0.1~0.2)×10-3 μm2，为典型的低孔致密储层(图 7A2)。储层孔隙结构差，一般为微孔微喉型，与铸体薄片配套的高压压汞测试资料表明，压汞测试曲线具典型高初始排驱压力-低进汞饱和度的特征，其初始排驱压力通常高于5 MPa，最大孔喉半径小于0.2 μm，平均孔喉半径小于0.05 μm，进汞饱和度低于50%，退汞效率低于30%(图 7A3-A4)。
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| A.为强压实成岩相，含砾岩屑砂岩；B.弱压实-方解石中强胶结成岩相，细粒长石质岩屑细砂岩；C.中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相，中粒长石质岩屑砂岩；D.中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相，中粗粒长石质岩屑砂岩。1.单偏光铸体薄片显微照片；2.不同样品的孔隙度、渗透率交会图；3.不同样品的压汞曲线特征；4.典型样品的孔径分布直方图。 图 7 不同类型成岩相储层储集空间特征-孔隙结构-储集物性特征对比图 Figure 7 Reservoir space-pores structure-porosity and permeability for different diagenetic facies |
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主要发育在1 300~2 000 m深度段的扇三角洲前缘水下分流河道砂体底部，部分发育在水下分流河道砂体顶部，岩性以中粗砂岩和含砾砂岩为主，少数为细砂岩，岩石分选中等，杂基含量较低。岩石铸体薄片和扫描电镜观察表明，方解石致密胶结的储层，其原生粒间孔隙基本被全部充填，储层储集空间主要为少量的残余微孔隙和微量的长石或方沸石胶结物溶孔，铸体薄片中孔隙度通常小于0.1%(图 7B1)。与铸体薄片配套的储层物性测试资料表明，方解石致密胶结的储层，其孔隙度一般为10%~15%，渗透率为(0.1~0.5)×10-3 μm2，为典型的低孔致密储层(图 7B2)。储层孔隙结构极差，一般为微孔微喉型，与铸体薄片配套的高压压汞测试资料表明，压汞测试曲线具典型高初始排驱压力-低进汞饱和度的特征，其初始排驱压力通常高于5 MPa，最大孔喉半径小于0.2 μm，平均孔喉半径小于0.05 μm，进汞饱和度一般低于45%，退汞效率低于25%(图 7B3、B4)。
4.2.3 中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相主要发育在1 500~2 200 m深度段的扇三角洲前缘水下分流河道砂体中部，岩性以中-粗砂岩和含砾砂岩为主，分选中等，杂基含量低，塑性岩屑含量中等偏低。岩石铸体薄片和扫描电镜观察表明，对于发育该类成岩相的储层，其原生粒间孔隙不发育，储层储集空间主要为方沸石溶解所释放的次生粒间孔隙、长石颗粒溶解次生孔隙和少量的高岭石晶间微孔隙(图 7C1)。对溶解孔隙较发育的砂岩岩石薄片定量统计结果表明，储层中方沸石溶孔体积分数为2%~5%，平均为3%；长石溶孔体积分数为2%~6%，平均为4%。配套的储层物性测试资料表明，该类储层物性明显好于其他3种类型储层，其孔隙度一般高于15%，渗透率为(5.0~10.0)×10-3 μm2，为中孔低渗储层(图 7C2)。该类储层孔隙结构中等，一般表现为中孔-细微喉型，与铸体薄片配套的高压压汞测试资料表明，压汞测试曲线具典型低初始排驱压力-高进汞饱和度的特征，其初始排驱压力通常低于0.1 MPa，最大孔喉半径一般大于1 μm，平均孔喉半径一般大于0.2 μm (图 7C3、C4)。
4.2.4 中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相主要发育在1 500~2 200 m深度段的扇三角洲前缘水下分流河道砂体中部，岩性以中-粗砂岩和含砾砂岩为主，分选中等，塑性岩屑含量中等偏低。岩石铸体薄片和扫描电镜观察表明，对于发育具有该类成岩相的储层，其原生粒间孔隙不发育，储层储集空间主要为大量的高岭石晶间孔隙、方沸石溶解所释放的次生粒间孔隙和长石颗粒溶蚀孔隙(图 7D1)。对铸体薄片定量统计结果表明，储层中方沸石溶孔体积分数为1%~3%，平均为2%；长石溶孔体积分数为1%~5%，平均为3%；储层中高岭石所占面孔率3%~6%。配套的储层物性测试资料表明，其孔隙度一般高于15%，但渗透率较低，主要介于(0.1~1.0)×10-3 μm2，为中孔超低渗储层(图 7D2)。该类储层孔隙结构较差，一般表现为中孔-微喉型，与铸体薄片配套的高压压汞测试资料表明，压汞测试曲线具中等偏高的初始排驱压力-高进汞饱和度的特征，其初始排驱压力通常高于2 MPa，最大孔喉半径一般小于0.3 μm，平均孔喉半径一般小于0.1 μm (图 7D3、D4)。
上述对比分析表明，发育中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相储层质量最好，发育中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相储层质量次之，发育强压实成岩相和弱压实-方解石中强胶结成岩相的储层质量最差。
4.3 储层质量差异演化模式综合利用储层中胶结作用、溶解作用、交代作用等岩石学特征关系，建立兴安岭油层储层成岩作用综合演化序列整体为：压实作用/早期方沸石胶结作用/早期方解石胶结作用-方沸石溶解作用/长石溶解作用/自生高岭石沉淀作用/硅质胶结作用-晚期碳酸盐胶结作用，具有不同成岩相的储层其成岩演化序列进展程度和物性演化模式显著不同(图 8)。
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| 图 8 不同类型成岩相储层成岩特征和储层质量差异演化模式图 Figure 8 Diagenetic characteristics and quality evolution models for reservoirs of different diagenetic facies |
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对于具有强压实成岩相的储层，其胶结作用和溶解作用均很弱；该种类型的储层，在早成岩阶段由于强烈的压实作用而导致孔隙度迅速降低[1]，且中成岩阶段由于未发生显著溶解作用，其孔隙度和渗透率都保持较低水平(图 8A)。对于具有弱压实-方解石中强胶结成岩相的储层，其后期溶解作用非常弱，成岩作用在方解石强胶结之后基本停止[16]；该种类型的储层，其孔隙度在早成岩阶段由于强烈的压实作用和胶结作用而迅速降低，且中成岩阶段由于未发生显著溶解作用，其孔隙度和渗透率依旧保持较低水平(图 8B)。对于具有中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相的储层，方沸石和长石矿物在中成岩阶段能够发生强烈的溶解作用，但未沉淀大量的高岭石矿物；该种类型的储层，其孔隙度在早成岩阶段也由于强烈的压实作用和胶结作用而迅速降低，但中成岩阶段方沸石的强烈溶解释放了大量粒间孔隙[20]，同时长石溶解形成了大量新的次生孔隙，使得现有孔隙度和渗透率恢复到相对较高的水平(图 8C)。对于具有中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相的储层，方沸石和长石矿物在中成岩阶段能够发生中强溶解作用，且溶解过程中伴随着大量高岭石矿物的沉淀；该种类型的储层，其孔隙度在早成岩阶段也由于强烈的压实作用和胶结作用而迅速降低，但中成岩阶段方沸石和长石的强烈溶解释放了大量次生孔隙，使得现有孔隙度恢复到相对较高的水平；但由于高岭石的沉淀作用，储层渗透率没有太大的提高(图 8D)[25]。因此，发育了不同成岩演化路径的储层，其储层质量明显不同，但目前对控制成岩作用差异性和非均质性的因素，仍需开展更深入的研究。
5 结论1)兴安岭油层砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，岩石成分成熟度和结构成熟度低。储层目前主要处于中成岩A期，从早到晚储层整体经历压实作用/早期方沸石胶结作用/早期方解石胶结作用-方沸石溶解作用/长石溶解作用/自生高岭石沉淀作用/硅质胶结作用-晚期碳酸盐胶结作用。
2)兴安岭储层砂岩发育强压实成岩相(Ⅰ)、弱压实-方解石中强胶结成岩相(Ⅱ)、中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相(Ⅲ)、中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相(Ⅳ)4种类型的成岩相。压实作用和早期方解石胶结作用导致储层孔隙度和渗透率降低，方沸石和长石的溶解作用有效提高储层孔隙度和渗透率，高岭石的沉淀作用导致储层渗透率大大降低。成岩相I和成岩相Ⅱ储层质量最差，成岩相Ⅲ储层质量最好，成岩相Ⅳ储层质量中等。
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