深层—超深层油气资源潜力巨大，但勘探程度低，是目前国内外油气勘探的重要领域之一，制约其油气勘探的关键地质问题之一就是是否发育规模优质储层^[1-3]。当前，在国内中西部和国外油气勘探领域，通常将介于4000m（4500m）至6000m埋深的地层界定为深层，将介于6000m至9000m埋深的地层界定为超深层^[4]。前人一般认为，在深层—超深层高温高压成岩环境中，碎屑岩原生粒间孔因为强烈的压实作用、胶结作用等大量损失，物性和孔隙结构相对较差，发育溶蚀孔或裂缝是形成有效储层的前提 ^[5-7]。近年的油气勘探实践发现，在特定的地质条件下，深层—超深层碎屑岩储层仍可保存大量原生粒间孔且具有良好物性^[8-10]。在深层—超深层油气勘探经济成本高昂背景下，原生孔主导型碎屑岩储层孔隙结构相比溶蚀孔型储层和裂缝型储层好，易形成高产、稳产油气藏，具有更好的经济效益^[4]。因此，研究明确深层—超深层优质原生孔隙型碎屑岩储层成因机制、成储演化特征，以及开展有效储层埋深下限预测是石油地质学家研究的热点和难点^[11-16]。

近年来，河套盆地临河坳陷油气勘探取得重大突破^[17]，多口钻井在古近系渐新统临河组深层—超深层砂岩测试获得高产油流，其中坳陷中部扎格构造的扎格1井在5082.6~5487.8m井段试油自喷日产油523m³；坳陷北部光明构造的河探1井在6112.4~6120.2m井段试油自喷日产油302.4m³，河探101井在6557~6566.2m井段试油自喷日产油1285.77m³、日产气1.07×10⁴m³，隆华1井在6689.8~6703.4m井段试油自喷日产油230.26m³、日产气2321m³，展现了深层—超深层碎屑岩油气勘探具有巨大潜力和良好经济效益。岩心和薄片分析表明，临河组发育原生孔主导的深层高孔—高渗砂岩储层和超深层中孔—中渗砂岩储层；深层储层孔隙度最高达30%，渗透率最高达2550mD；超深层储层孔隙度最高达18.2%，渗透率最高达88.1mD，极大拓展了规模原生孔隙型砂岩储层勘探深度下限。相比国内含油气盆地同时代同深度砂岩储层，临河坳陷古近系临河组深层—超深层储层物性好，其优质原生孔隙型储层成储模式和有效储层勘探深度下限成为值得关注的科学问题。前人主要针对临河组储层基本特征、深埋高孔储层成因和优质储层主控因素开展了研究，认为高刚性颗粒含量的物质组构和低地温的成岩背景利于形成临河组深埋高孔储层，沉积微相类型和成岩强度控制储层物性差异，而对深层—超深层原生孔隙型储层成岩演化、成储模式和有效储层埋深下限未开展系统研究^[18-23]。因此，本文以河套盆地临河坳陷古近系临河组深层—超深层砂岩储层为例，利用钻井、测井、岩心、实验分析等资料，开展储层发育特征及成岩演化分析，旨在揭示临河坳陷古近系临河组深层—超深层规模优质原生孔隙型砂岩储层成储模式，并预测有效储层埋深下限，为深层—超深层碎屑岩领域油气勘探提供支撑。

河套盆地东部紧邻鄂尔多斯盆地，北部以色尔腾山为界，东南接伊盟隆起、桌子山和贺兰山，西至狼山和巴彦乌拉山，平面上呈北东—东西向弧形展布，为在伊盟古陆核基础上沉陷形成的中生代—新生代坳—断叠合型盆地，总面积约4×10⁴ km^2[20-22](图 1)。临河坳陷位于盆地西部，面积约2.24×10⁴km²，以吉兰泰构造带—磴口低凸起为界可分为南部吉兰泰凹陷和北部巴彦淖尔凹陷，总体具西部陡深而东南缓浅的构造特征(图 1)^[20]。临河组深层—超深层储层主要分布在巴彦淖尔凹陷，可分为淖西洼槽带、乌兰布和走滑构造带、纳林湖断裂潜山带、兴隆断裂构造带、黄河断槽带和五原斜坡带。临河坳陷基底为太古宇—元古宇的变质岩和花岗岩，坳陷内充填沉积物由老至新为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^[20-22]。临河组是主要的油气富集层，在淖西洼槽带最大埋深可达10000m，目前已在兴隆断裂构造带4000~6600m埋深获日产百吨至千吨高产工业油流和亿吨级石油探明储量发现，在纳林湖断裂潜山带和乌兰布和走滑构造带4000~6600m埋深获日产几十吨至几百吨工业油流。临河组由老至新可分为临二段和临一段，临二段自下而上分为临二段下亚段和临二段上亚段(图 1b)。临河组沉积期，水体深度浅且咸化，碎屑物质在缓坡古地貌背景下长距离搬运沉积形成大型辫状河三角洲沉积体系，具有砂泥互层岩性组合特征，主要发育水下分流河道、河口坝和席状砂3类沉积微相砂体^[20]。由临二段下亚段至临一段，物源碎屑补给强度由强变弱再变强，地层砂地比由高变低再变高，其中临二段下亚段和临一段为储层主要发育段；临二段上亚段为烃源岩主要发育段（图 1b）。新近系五原组岩性主要为巨厚层红色泥岩，与临河组形成良好烃储盖组合。因此，临河坳陷临河组成藏条件优越。

图 1

图 1 河套盆地临河坳陷区域位置及构造单元划分图（a）及兴华1-2井临河组综合柱状图（b） Fig. 1 Location and division of structural units in Linhe Depression, Hetao Basin (a) and comprehensive stratigraphic column of Linhe Formation in Well Xinghua 1-2 (b)

选取临河坳陷32口钻井的临河组281块样品，通过岩石薄片显微镜下分析表明，临河组深层—超深层储层主要为细粒—中细粒砂岩，其次为不等粒砂岩和粉砂岩，碎屑颗粒结构成熟度高，分选系数为1.2~1.6，磨圆呈次棱角状—次圆状。储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩、长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩为主（图 2），储层石英碎屑颗粒含量极高，介于60%~85%，平均可达70%以上，长石含量介于10%~25%，平均为16%，岩屑含量介于3%~20%，平均为12%，其中岩屑主要为富含石英的刚性岩屑，以花岗片麻岩岩屑和石英岩岩屑为主，占岩屑总含量的95%以上。整体上，储层刚性碎屑颗粒含量高，平均可达85%以上。储层填隙物包括泥杂基和胶结物，含量整体较低，局部较高；其中胶结物成分主要包括方解石、白云石和硬石膏，总含量介于0~27%，平均为4.5%；泥杂基含量介于1%~24%，平均为2%。中细砂岩和细砂岩一般具有较低填隙物含量，不等粒砂岩一般具有较高泥杂基含量，粉砂岩一般具有较高胶结物含量。临河组砂岩储层总体具有刚性碎屑颗粒含量高、成分成熟度和结构成熟度高，以及填隙物含量低的物质组构特征。

图 2

图 2 临河坳陷临河组砂岩岩矿三角图（N为样品数） Fig. 2 Mineral composition triangle of Linhe Formation sandstone in Linhe Depression (N is the number of samples)

砂岩铸体薄片镜下观察及扫描电镜分析结果显示，临河组4000~6500m埋深砂岩储层储集空间主要为原生孔，可分为压实残余原生粒间孔和胶结残余原生粒间孔，占储集空间百分比超98%，溶蚀粒间孔极少发育，裂缝不发育（图 3a—e）。其中胶结物较少的储层主要发育压实残余原生粒间孔，孔隙边缘平直或呈规则形态，未见孔隙溶蚀扩大现象，颗粒呈点—线接触。胶结物较多的储层主要发育胶结残余原生粒间孔，粒间孔隙部分被胶结物充填，部分保留，局部粒间孔隙完全被胶结物充填（图 3d—f）。

图 3

图 3 临河坳陷临河组砂岩储层储集空间及成岩作用特征图 Fig. 3 Reservoir space and diagenetic characteristics of Linhe Formation sandstone in Linhe Depression (a)兴华1-2井，4845.7m，临二段，中细粒长石岩屑质石英砂岩，原生粒间孔为主，颗粒间呈点—线接触，压实作用弱，铸体薄片，单偏光；(b)兴华211井，6245.89m，临二段，中细粒长石质石英砂岩，原生粒间孔为主，颗粒间呈点—线接触，压实作用弱，铸体薄片，单偏光；(c)河探1井，6195m，临一段，中细粒长石岩屑质石英砂岩，原生粒间孔为主，颗粒间呈点—线接触，压实作用弱，局部发育方解石胶结物，铸体薄片，单偏光；(d)河探1井，6237m，临一段，中细粒岩屑石英砂岩，方解石呈自形晶充填局部粒间孔隙，压实作用弱，铸体薄片，单偏光；(e)兴华2井，4476.12m，临一段，中细粒长石岩屑质石英砂岩，方解石呈连晶状充填粒间孔隙，压实作用弱，铸体薄片，单偏光；(f)兴华1-2井，4909.04m，临二段，中细粒长石质石英砂岩，硬石膏呈连晶状充填粒间孔隙，铸体薄片，正交偏光；(g)河探1井，6195m，临一段，中细粒长石岩屑质石英砂岩，石英碎屑颗粒发育石英加大边；(h)兴华1井，4239.5m，临河组，细砂岩，原生粒间孔大，粒间喉道较粗，扫描电镜照片；(i)兴华2井，4474.75m，临一段，细砂岩，原生粒间孔大，粒间喉道较粗，扫描电镜照片

兴华1-2井等井高压压汞测试数据统计表明，临河组低填隙物含量的压实残余粒间孔型储层排驱压力集中于0.03~0.14MPa，平均为0.08MPa，喉道半径主体集中于1.94~16.46μm，平均为5.16μm，为大孔粗喉型储层；毛细管压汞曲线主要呈偏粗歪度形态，具明显大幅度平台，表明喉道直径较粗且分布均匀（图 4a，图 5a）。胶结物含量较高的胶结残余粒间孔型储层排驱压力集中于0.24~3.42MPa，平均为1.58MPa，喉道半径范围为0.08~1.14μm，平均为0.3μm，为细喉道—微细喉道型储层，胶结物含量越高，排驱压力越大，孔喉半径越小；毛细管压汞曲线主要呈偏细歪度形态，并具一个小幅度平台，表明喉道直径较细且分布不均（图 4b，图 5b）。

图 4

图 4 临河坳陷临河组砂岩储层毛细管压汞曲线特征图 Fig. 4 Capillary mercury injection curve of Linhe Formation sandstone reservoir in Linhe Depression

图 5

图 5 临河坳陷临河组砂岩储层孔喉半径分布图 Fig. 5 Distribution of pore throat radius of Linhe Formation sandstone reservoir in Linhe Depression

39口井1853块储层岩心常温常压气测孔渗分析数据统计结果表明，临河组深层—超深层储层整体属于中孔—高孔、中渗—高渗储层。储层孔隙度和渗透率呈较好的线性相关关系，表明原生粒间孔隙为主要的渗流通道（图 6a）。储层孔隙度介于1%~30%，主体集中于10%~25%，平均约为17%（图 6b）；渗透率介于0.01~2550mD，主体集中于10~1000mD，平均约为176mD（图 6c）。其中埋深为4500~6000m的深层发育高孔—高渗储层，孔隙度达25%~30%，渗透率达500~2550mD；埋深大于6000m的超深层发育中孔—中渗储层，孔隙度达15%~18.3%，渗透率达42.9~88mD（图 7）。相同埋藏深度条件下，储层受碎屑颗粒分选、粒度、泥质含量和胶结物含量控制，中细粒砂岩分选较好、填隙物含量较低，表现为中孔—高孔、中渗—高渗特征，不等粒砂岩和细砂岩填隙物含量较高，表现为低孔—超低孔、低渗—超低渗特征（图 7）。

图 6

图 6 临河坳陷临河组砂岩储层岩心物性特征图 Fig. 6 Physical properties of sandstone reservoir core samples in Linhe Formation in Linhe Depression

图 7

图 7 临河坳陷临河组砂岩储层岩心物性与深度关系图 Fig. 7 Variation of sandstone reservoir physical properties in Linhe Formation with depth, Linhe Depression

成岩作用对储层孔隙的保存及破坏具有重要作用，对储层物性优劣起着决定性作用。尽管临河坳陷临河组储层埋深在4000m以深，且目前储层取心最大埋深约为6500m，但优质原生孔隙型砂岩储层成岩强度总体较弱，成岩作用主要有压实作用和胶结作用。

压实作用可分为由上覆岩柱的重量引起的重力压实现象（静岩压实效应）和由地温增高而加快砂岩压实进程的压实现象（热压实效应）。静岩压实效应主要造成储层碎屑颗粒重排和塑性颗粒变形；热压实效应主要引起储层中矿物晶体转化、压溶等进而加快压实进程，其中热压实效应主要与砂岩埋藏过程中经历的时间和温度相关，可用时温指数（TTI）来表征^[24-27]。静岩压实效应引起的碎屑颗粒重排是造成临河组储层原生粒间孔损失的最主要因素。临河组砂岩铸体薄片分析表明，岩矿颗粒以刚性碎屑颗粒为主，具有较强抗压实能力，导致储层总体具弱压实特征，表现为碎屑颗粒以点接触和线接触为主，见部分颗粒呈“漂浮”状，少见凹凸接触颗粒；4500~ 6500m埋深储层压实减孔率主要为31%~56%，平均为41%，压实减孔量介于10%~20%，平均仅为15% (图 3a—c)；埋深超6000m细砂岩储层仍保存大量原生粒间孔，孔隙度达15%~18.2%，压实减孔量仅17%~20%(图 3b、c)。受泥杂基含量、粒度、分选等影响，不同岩石组构储层压实强弱具有差异。其中，中细砂岩和细砂岩含较少泥杂基且分选较好，弱压实，颗粒以点—线接触为主，原生粒间孔大量保存；泥杂基含量相对较多、分选较差的不等粒砂岩压实较强，泥杂基和较细颗粒被挤入较粗颗粒间使原生粒间孔充填损失；强胶结砂岩中胶结物支撑于颗粒之间，使颗粒呈点接触或“漂浮”状，表明早期胶结作用增强了储层抗压实能力（图 3d—f）。

在咸化湖盆背景下，胶结作用是造成临河组局部储层原生粒间孔损失的另一重要成岩作用。薄片和扫描电镜分析表明，由斜坡区向湖盆中心，临河组储层胶结物类型由以方解石和白云石为主变化为以硬石膏、石盐和芒硝为主。方解石具泥晶结构和连晶结构，白云石具泥晶结构、粉晶结构和自形晶结构，硬石膏一般具连晶结构，胶结物分布于碎屑颗粒周围，使骨架颗粒呈点接触或漂浮状，表明为准同生期—早成岩期胶结物(图 3d—f)，早期胶结物未完全充填原生粒间孔时可有效支撑颗粒，形成胶结残余原生粒间孔。硅质胶结物主要发育于6000m以深储层，表现为连续硅质沿着石英颗粒边缘胶结，为晚期胶结物（图 3g）。临河组储层胶结作用整体较弱，局部较强，胶结减孔量主体为0~14%，最大可达28%，平均仅为4%，胶结作用造成原生孔相对损失量为0~40%。储层中碳酸盐和硫酸盐胶结物含量受储层在砂体内部位置分布和砂体厚度控制，厚层水下分流河道和河口坝砂体中胶结物含量由顶底部向砂体内部逐渐降低，顶底部及侧缘胶结物含量高，一般将原生孔完全胶结充填，中上部和中下部胶结物含量降低，一般将原生孔部分充填，形成胶结残余原生粒间孔，中部胶结物含量极少，形成压实残余粒间孔，薄层砂体胶结物含量整体较高。

临河组储层碎屑颗粒之间接触关系主要为点接触和线接触，深层储层石英颗粒见少量宽度窄且不连续的石英加大边，超深层储层石英颗粒石英加大边较发育。储层相邻泥岩X射线衍射分析表明，黏土矿物主要为绿泥石、伊利石和伊/蒙混层，其中蒙皂石在伊/蒙混层中含量为11%~26%，平均为18%，镜质组反射率R_o分布于0.6%~0.9%，平均为0.7%。根据碎屑岩成岩阶段划分行业标准(SY/T 5477—2003)中盐湖盆地碎屑岩成岩阶段主要标志，临河组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。临河组高成分和高结构成熟度的物质组构，匹配临河坳陷低地温梯度背景和地层晚期快速深埋埋藏方式构成的弱压实成岩场是造成超深层优质原生孔隙型储层形成的关键因素。本文以兴隆断裂构造带北部的河探1井为例开展研究区原生孔隙型砂岩的成岩演化史分析。根据储层中胶结物赋存状态及碎屑和填隙物组构特征，结合沉积背景和盆地构造背景，探讨了临河组深层—超深层原生孔隙型储层成岩演化模式，可划分为早期持续埋藏—快速减孔、中早期长期缓埋—缓慢减孔、中晚期快速深埋—弱压实减孔和晚期持续深埋—油气充注增压保孔等4个成岩演化阶段(图 8)。

图 8

图 8 临河坳陷临河组深层—超深层砂岩储层成岩演化综合示意图 Fig. 8 Comprehensive schematic diagenetic evolution of deep to ultra-deep sandstone reservoir in Linhe Formation, Well Hetan 1, Linhe Depression

该阶段距今时间为33.9—23Ma，为临河组砂岩沉积期，沉积速率约为18.35cm/ka，砂岩持续埋深至0~2000m，地层古温度低于60℃，成岩阶段属于（准）同生期—早成岩A期，成岩流体为咸化湖盆背景下的咸化流体。盆地处于构造挤压作用弱的弱伸展断坳阶段，储层孔隙演化主要受流体盐度场和静岩压实动力场控制。沉积初期，与砂岩互层的泥岩中咸化成岩流体在浓度差作用下通过扩散作用下经砂岩顶底界面侵入砂体内部，进入砂体后由于流速和浓度降低而沉淀形成胶结物，其中低盐度区为方解石和白云石，高盐度区为石膏、硬石膏和石盐。胶结物以基底式结构充填于原生粒间孔内，在厚层砂体顶底部及边部形成碎屑颗粒，呈点接触或“漂浮”状的胶结带，可阻止咸化流体向砂体内部扩散和减缓砂体内部储层压实强度。在早成岩期上覆静岩压力作用下，厚层砂体中部碎屑颗粒发生以颗粒重排为主的压实减孔作用，使松散堆积的碎屑颗粒重新排列至呈点接触和线接触的紧密稳定堆积状态。由于临河组厚层砂岩中部细砂岩和中细砂岩刚性颗粒含量高，填隙物含量少，颗粒分选好，具较强抗机械压实能力，碎屑颗粒压实至紧密稳定堆积状态时，储层内部原生粒间孔能大量保存，预测该阶段末期优质储层孔隙度大于35%。水下分流河道和河口坝砂体侧缘的富含泥杂基的不等粒砂岩发生泥质杂基塑性变形和颗粒重排压实减孔，表现为泥杂基压实变形充填粒间孔和较细粒碎屑颗粒重排挤入较粗粒碎屑颗粒间充填孔隙，使得原生粒间孔大量损失。

该阶段距今23—5.3Ma，主要处于乌拉特组沉积期，临河组砂岩表现为缓慢埋藏，沉积速率约为8.01cm/ka，砂岩缓慢埋深至2000~3400m，地层古温度为70~105℃，成岩阶段属于早成岩B期，成岩流体为咸化流体。盆地为伸展断陷沉积背景，构造挤压弱，储层孔隙演化主要受流体盐度场和热压实动力场控制。不等粒砂岩中泥杂基进一步塑性变形和颗粒重排，使储层压实作用进一步增强，孔隙度降低至15%以下。长期处于高盐度咸化成岩流体介质条件下，砂体顶底部和边部进一步胶结致密化，孔隙度降低至10%以下，可有效阻止咸化流体向砂体内部扩散，使厚层砂岩中部胶结作用变弱，同时可增强砂体的抗压实能力。厚层砂体中部细砂岩和中细砂岩长时间处于埋藏较浅的低地温阶段，时温指数（TTI）缓慢增加，表明储层热压实减孔缓慢，减孔量低，原生粒间孔持续保存。在该阶段末期，临河组砂岩TTI值为0.23~3.38，预测孔隙度为30%~35%。

该阶段距今5.3—2.58Ma，主要处于五原组沉积期，临河组砂岩表现为快速深埋，沉积速率约为110.88cm/ka，砂岩快速深埋约3000m，埋深至5200~6500m，地层古温度为140~170℃，成岩阶段属于中成岩A期，成岩流体为咸化流体。盆地为强伸展断陷构造背景，构造挤压弱。此阶段，厚层砂体顶底部和薄层砂体中的富胶结物砂岩已致密，孔隙度降低至5%以下，不等粒砂岩持续压实，孔隙度降低至10%左右。厚层砂岩中部细砂岩和中细砂岩储层孔隙演化主要受热压实成岩动力场控制。在低地温梯度和快速深埋背景下，砂岩经历的高温时间短，砂岩TTI值低，在短时间内增幅较小，孔隙度随埋深减孔速率低，热压实效应弱，减孔量低；同时石英碎屑颗粒发育少量石英加大边，砂岩后期胶结作用弱，大量原生孔保存。在该阶段末期，临河组砂岩TTI值为5.72~52.4，预测孔隙度为19%~27%。临河组储层油气包裹体均一化温度和埋藏热演化史研究表明，储层油气充注主要发生在距今3Ma以来，油气充注前储层TTI值为2.67~27.07，预测孔隙度为20%~30%，斜坡区至洼槽区深层—超深层优质砂岩储层均能被油气有效充注，油气充注可抑制石英加大边的形成。

该阶段距今2.58Ma，主要处于第四系沉积期，临河组为持续深埋，沉积速率约为29.73cm/ka，砂岩埋深至6000~7200m，地层古温度为155~185℃，成岩阶段属于中成岩B期。盆地为走滑伸展构造背景，构造挤压弱。此阶段，富胶结物砂岩和富泥杂基砂岩均已致密化，厚层砂岩中部细砂岩和中细砂岩储层孔隙演化主要受热压实成岩动力场控制。在该阶段末期，临河组砂岩TTI值为60.79~467.65，预测孔隙度最高为15%~20%。与此同时，随着埋深和温度增加，临河组咸化湖盆高产烃率烃源岩快速进入生排烃高峰期，加速生成和排出油气，短期内生产大量油气，形成高源储压差，使油气不断充注入储层增压形成超高压油气藏，压力系数最高可达2.2。油气充注和超压抑制储层压实作用和胶结作用，利于原生孔大量保存。

综上所述，临河坳陷古近系临河组在埋深超6500m的背景下仍然发育规模优质原生孔隙型储层，大大突破了传统有效原生孔隙型储层埋深下限（4500m）。本文从储层埋藏过程中孔隙度变化影响因素、孔隙度与孔隙结构关系和咸化湖盆砂体胶结规律入手，揭示了优质原生孔隙型储层孔隙度与TTI值具幂函数关系，建立了孔隙度预测模型，预测了有效储层孔隙度下限、厚度下限和勘探埋深下限。

对于一定成分成熟度和结构成熟度的砂岩，决定孔隙保存程度的主要因素为地温、地质年代和埋藏方式，砂岩埋藏过程中成岩作用及孔隙度的变化是砂岩埋藏过程中经历的时间和温度的综合响应，即可用时温指数(TTI)来反映，而不是单纯的埋藏深度的概念^[25-26]。根据前人关于孔隙度随深度变化的研究表明，孔隙度与深度呈指数关系，即ϕ=ae^bZ（其中ϕ为孔隙度，%；a和b为常数；Z为深度，m)，公式中e^Z一定程度上反映了TTI。因此，可推测砂岩埋藏过程中孔隙度损失变化与砂岩经历温度和时间综合响应呈幂函数关系，即：ϕ=A(TTI)^B（其中A和B为常数）。因此，可建立TTI与孔隙度的函数关系来预测未知深度砂岩的孔隙度，实现钻前孔隙度预测。临河组低填隙物深层—超深层优质储层砂岩孔隙成岩演化主要受控于热压实动力场，即地温场和埋藏轨迹，可用TTI来表征储层热压实效应强度。对临河坳陷临河组已有钻井及岩心取样分析，恢复地层埋藏史和热演化史获取样品所在埋深的TTI值，实验测试分析获取样品的填隙物含量、粒度和物性。选取填隙物含量小于3%的中细砂岩和细砂岩样品，分析其孔隙度与TTI值关系，砂岩孔隙度与砂岩的TTI值存在良好的幂函数关系，建立了临河组低填隙物含量砂岩的孔隙度预测模型：ϕ=35.257(TTI)^-0.149（图 9）。

图 9

图 9 临河坳陷临河组优质砂岩储层孔隙度与TTI关系图 Fig. 9 Relationship between porosity and TTI of high-quality sandstone reservoir in Linhe Formation, Linhe Depression

临河组砂岩样品镜下薄片观察及对应核磁共振实验分析表明，随着填隙物含量增高，储层孔隙结构逐渐变差，孔喉半径逐渐减小，含束缚水的微孔隙占比增大，这部分微孔隙成为含束缚水的无效孔隙，对应的核磁共振实验分析T₂谱弛豫时间较小（图 10）。样品C、样品D和样品E核磁共振实验分析表明有效孔隙与无效孔隙的核磁T₂谱弛豫时间分界线约为10ms，弛豫时间小于10ms对应的孔隙中的流体为束缚水，压汞实验分析孔喉半径为0.2μm，即有效孔隙的孔喉半径下限值为0.2μm。10口井115块样品压汞实验分析孔喉半径与孔隙度和渗透率交会图具有良好关系，有效孔隙孔喉半径下限值0.2μm对应的孔隙度下限约为8.5%，渗透率下限约为0.4mD（图 11)。孔隙度小于8.5%的样品对应的束缚水饱和度一般大于50%，油水相对渗透率曲线对应为不产油的储层。

图 10

图 10 临河坳陷临河组不同填隙物含量储层薄片照片、核磁共振T2谱和毛细管压力孔喉半径特征图 Fig. 10 Thin section photos, nuclear magnetic resonance T2 spectra, and capillary pressure pore throat radius characteristics of Linhe Formation reservoir with different interstitial material contents in Linhe Depression

图 11

图 11 临河坳陷临河组储层孔喉半径平均值与孔隙度(a)和渗透率(b)交会图 Fig. 11 Cross plot between average pore throat radius and porosity (a) and permeability (b) of Linhe Formation reservoir in Linhe Depression

在咸化湖盆地层中，储层中胶结物含量受控于储层在砂体中的位置和砂体厚度，厚层砂体顶部和底部胶结强烈，中部胶结弱，薄层砂体一般整体胶结强烈。临河组储层精细表征表明，随着储层厚度变小，储层胶结物含量增高，物性变差。12口井44个埋深在4500~6500m范围的泥杂基含量小于3%的砂体单层厚度和中部胶结物含量（图 12a）、孔隙度（图 12b）之间具有良好的相关性：厚度小于1m的砂体中部胶结物含量在12%以上，孔隙度在8.5%以下；厚度介于1~3m砂体中部胶结物含量范围为5%~12%，孔隙度范围为8.5%~18%；厚度介于3~5m砂体中部胶结物含量范围为3%~5%，孔隙度范围为18%~20%；厚度大于5m砂体中部胶结物含量小于3%，孔隙度大于20%。因此，临河组有效储层孔隙度下限为8.5%，对应的砂体厚度下限为1m。试油数据显示，厚度小于1m砂体试油结果一般为干层，日产百吨油以上产能砂体厚度一般大于3m，日产200吨油以上产能砂体厚度一般大于5m，总体表现为储层厚度越厚，日产油量越高（图 13）。

图 12

图 12 临河坳陷临河组储层砂体厚度与砂体中部孔隙度关系图 Fig. 12 Relationship between thickness and porosity (middle part) of Linhe Formation sandstone reservoir in Linhe Depression

图 13

图 13 临河坳陷临河组储层砂体厚度与试油日产油量关系图 Fig. 13 Relationship between thickness of Linhe Formation sandstone reservoir and daily oil rate during well testing in Linhe Depression

临河坳陷临河组储层随着埋深和温度增加，孔隙度逐渐减小。在建立临河组优质储层TTI与孔隙度关系模型（图 9）和TTI与深度（图 14a）关系基础上，可建立优质储层孔隙度随深度预测模型（图 14b）：ϕ=e^{(17691-Z)/3978}（其中ϕ为孔隙度，%，Z为深度，m）。有效储层埋深下限的预测方法是根据临河组有效孔隙度下限值8.5%，通过优质储层孔隙度随深度预测模型求取深度值为9177.8m。因此，预测临河坳陷临河组厚度大于1m、胶结物含量（除石英加大和自生石英）低于3%且不含泥杂基的优势沉积微相砂体形成常规有效储层的勘探埋深下限约为9200m。

图 14

图 14 临河坳陷临河组洼槽区河探1井TTI随深度变化关系图（a）和孔隙度随深度变化预测图（b） Fig. 14 Variations of TTI (a) and predicted porosity (b) of Linhe Formation with depth in Well Hetan 1 in the trough area in Linhe Depression

（1）河套盆地临河坳陷临河组深层—超深层发育高成分成熟度和高结构成熟度的富石英碎屑中细粒—细粒砂岩储层，填隙物总体较低，局部较高，储集空间主要为原生粒间孔，具大孔粗喉孔隙结构特征，整体属中孔—高孔、中渗—高渗储层。

（2）临河组砂岩储层具整体弱压实、弱胶结，局部强压实、强胶结特征。上覆岩柱的重量引起的静岩压实效应和埋藏地温和时间引起的热压实效应是导致低填隙物含量的中细粒—细粒砂岩和富泥杂基的不等粒砂岩孔隙损失的主要因素。咸化成岩流体环境引起的胶结作用是导致厚层砂体顶底部和薄层砂体中储层孔隙损失的主要因素。

（3）临河组低填隙物含量的优质原生孔隙型砂岩储层经历了早期持续深埋沉积期由于静岩压实效应导致的快速减孔、中期长期浅埋—缓埋沉积期由于低地温造成的弱热压实缓慢减孔、中晚期快速深埋沉积期由于经历较短高温时间导致的弱热压实减孔和晚期持续深埋沉积期由于油气持续充注引起的超高压增压保孔4个阶段。

（4）临河组低填隙物含量优质原生孔隙型储层孔隙度与时温指数TTI具幂函数关系。在明确临河组常规有效储层孔隙度下限为8.5%基础上，预测洼槽区有效储层厚度下限为1m，勘探埋深下限可达9200m。