合水地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，行政区划隶属甘肃省庆阳市合水县.该区构造平缓，仅在西倾单斜背景上小范围内发育低幅度的鼻状隆起构造(图 1)(钟大康等，2012；李渭等，2013；周正龙等，2016).上三叠统延长组蕴藏了丰富的油气资源，是鄂尔多斯盆地受晚三叠世印支运动影响进入内陆坳陷湖盆沉积之后的第一个沉积旋回(王峰等，2005).根据岩性、沉积旋回和油层纵向分布规律可将延长组纵向上自上而下分为5个岩性段和长1~长10共10个油层组.长7油层组沉积时期，湖盆发育达到鼎盛，在长7₃沉积了厚层优质烃源岩，长7₁、长7₂则发育多期重力流成因砂体(张才利等，2013)，该套湖盆中心的砂质碎屑流、浊流和滑塌成因的砂岩源储一体或紧邻，具有形成致密油的良好地质条件(付金华等，2013；张才利等，2013；任战利等，2014).近年来，盆地西南部合水地区长7致密油勘探不断获得突破，庄230等一大批井经压裂后获得高产工业油流，显示出良好的勘探潜力和前景(田建锋等，2013).然而作为典型的致密油储层(田建锋等，2013)，长7致密油除具有分布范围广、烃源岩条件优越、含油饱和度高、原油性质好以及油藏压力系数低的普遍特征外(杨华等，2013)，同时也表现出储层的“非常规”性，即储层主要发育纳米级孔喉连通体系，孔隙小、喉道细、岩性致密、物性差、微观孔喉结构复杂为其基本特征(冯胜斌等，2013).

图 1

Figure 1

图 1 研究区位置图(据钟大康等，2012) Figure 1 Location of the study area (After Zhong et al., 2012)

前人研究表明，只有从其孔隙结构入手，深入揭示致密油储层的内部结构特征(赖锦等，2013a)，探讨孔隙结构的形成机理与控制因素，并对其进行分类评价，才能更有效地反映储层储集性能和渗流特征，充分挖掘其油气产能并更好地进行优质储集体预测等工作(赖锦等，2015a).孔隙结构及演化受成岩作用、成岩矿物、成岩序列等因素的综合控制(Anovitz et al., 2013；张才利等，2013).成岩作用及其演化是一个复杂的物理化学变化过程，常对储层孔隙结构和矿物组成的变化产生重要影响(Cook et al., 2011；李渭等，2013).作为储集体性质、类型和优劣的成因性标志，成岩作用可用于研究储集体形成机理、空间分布与定量评价，从而为致密油藏的勘探与开发提供理论指导(付晶等，2013).

本文在前人研究的基础上，充分利用岩心、薄片以及压汞等分析化验资料，对合水地区长7段致密油储集层的成岩作用以及孔隙结构进行了深入研究.首先阐明了储层所经历的成岩作用类型、强度及成岩矿物组合特征，然后根据薄片观察所得到的孔隙、喉道类型及孔喉组合关系并结合压汞、核磁共振特征，对长7孔隙结构类型进行分类.然后通过视压实率、视胶结率以及微孔隙含量的计算，阐明了不同成岩作用对孔隙结构的破坏与建设作用.最后通过成岩综合系数与T₂几何平均值的耦合，分析了成岩作用与孔隙结构类型的定量匹配关系，同时表明单井上基于NMR的T₂谱评价也有利于成岩作用类型和强度的研究.研究成果有利于揭示储集层孔隙结构微观成因机理，同时在此基础上可实现孔隙结构的定量评价.

作为研究储层的重要组成部分，储层中碎屑颗粒的粒度、分选和磨圆对储层孔隙结构和物性具有重要影响.合水地区长7油层组致密油储层岩性以长石岩屑砂岩为主，粒度主要为细砂级别，碎屑颗粒分选中等，磨圆以次棱角状为主，接触关系主要为点-线和线接触类型(图 2).填隙物含量较高，粘土杂基为主，胶结类型以孔隙式为主，成分成熟度较低，结构成熟度中等偏低.

图 2

Figure 2

图 2 长7致密油储层岩石学特征 (a)颗粒分选中等，磨圆次棱角状，接触关系主要为点-线和线接触，城96井，1988.31 m，长71段；(b)颗粒排列致密，分选中等，磨圆次棱角状，线接触关系为主，庄177井，1902.6 m. Figure 2 The lithology characteristics of the Chang 7 tight oil reservoir (a) Medium sorting of particles, sub-angular grinding round, point -line and line contact relationship, Well Cheng 96, 1988.31 m, Chang 71; (b) Fine arrangement and medium sorting of particles, sub-angular grinding round, line contact relationship, Well Zhuang 177, 1902.6 m.

经过对常规物性分析资料的统计，长7致密油储层物性基本处于孔隙度 < 14%，地面空气渗透率 < 1 mD的范围，符合典型的致密砂岩储层特征(图 3).总体上，渗透率与孔隙度呈现较好的正相关关系，体现出典型的孔隙型储层的特征.部分样品受裂缝、微裂缝发育程度影响，同一孔隙度对应的渗透率分布范围较宽(图 3).

图 3

Figure 3

图 3 合水地区长7油层组致密油储层岩石孔渗关系交会图 Figure 3 Crossplot of porosity versus permeability of Chang 7 tight oil reservoir in Heshui area

铸体薄片观察以及扫描电镜分析表明，长7致密油储集层储集空间类型主要是长石粒内溶孔(图 4a)和粒间溶孔(图 4b)，弧面三角形的原生孔隙保留较少(图 4c)，这与其较低的成分成熟度和结构成熟度特征相吻合，主要由于成分、结构成熟度低的砂岩易于被压实而变得致密.扫描电镜下可见富含微孔隙的自生粘土矿物(伊利石和伊蒙混层)(图 4d).主要的喉道类型为弯片状(图 4e)，此外还有粘土矿物充填后形成的管束状类型(图 4f)，孔喉之间的连通性较差(Lai et al., 2015b, 2016).

图 4

Figure 4

图 4 鄂尔多斯盆地长7致密油储层镜下孔隙结构特征 (a)长石粒内溶孔，庄233井，1763.84 m；(b)粒间孔及长石溶孔，庄57井，2102.8 m；(c)溶孔，庄179井，1742.24 m；(d)片状以及丝缕状伊利石，富含微孔隙，庄30井，1872.38 m；(e)弯片状喉道，庄21井，1304.00 m；(f)管束状喉道，庄211井，1580.12~1580.16 m. Figure 4 Photomicrographs showing the pore structure characteristics of Chang 7 tight oil reservoir (a) Intra granular dissolution of feldspar, Well Zhuang 233, 1763.84 m; (b) Inter pores and dissolution of feldspar, Well Zhuang 57, 2102.8 m; (c) Dissolved pores, Well Zhuang 179, 1742.24 m; (d) Flaky and filamentous illite, rich in micro-pores, Well Zhuang 30, 1872.38 m; (e) Corrugated throat, Well Zhuang 21, 1304.00 m; (f) Tube bundle throat, Well Zhuang 211, 1580.12~1580.16 m.

选自城96井和庄233等井的40块岩心柱塞样的压汞测试结果及核磁实验资料分析表明，储集岩排驱压力在1.67~9.94 MPa之间，平均值为4.74 MPa；饱和度中值压力在5.88~49.10 MPa之间，平均值为22.72 MPa；最大连通孔喉半径在0.07~0.44 μm之间，平均值为0.19 μm；饱和度中值孔喉半径在0.02~0.13 μm之间，平均值为0.04 μm；退汞效率分布于10.80%~39.57%之间，平均值为21.72%，较低的退汞效率说明孔喉之间连通性较差.分选系数变化范围在0.44~1.48之间，均值变化范围在12.47~14.04之间，说明其分选较好，偏态变化范围在-4.60~0.27之间.总体上呈现出中小孔隙、微细喉道以及孔喉连通性差的毛管压力特征.

分析核磁共振实验结果发现，长7段致密油储层核磁共振T₂截止值分布在3.78~56.98 ms之间，平均值为18.86 ms，T₂几何平均值在2.92~17.26 ms之间，平均值为8.47 ms.束缚水饱和度范围在50.01%~82.43%之间，平均值为69.13%.

前人研究表明，同一喉道半径下的汞饱和度与孔隙度、渗透率间有较好的相关关系(王瑞飞等，2016)，综合分析压汞实验得到的压汞曲线形态及排驱压力、中值压力等压汞参数，辅以核磁共振实验获得的T₂谱分布特征，将合水地区长7致密油储层孔隙结构划分为4种典型类型(表 1)，因此不同类型的孔隙结构对应储层具有不同的物性特征及产液能力.合水地区长7致密油储层孔隙结构总体上以Ⅱ类、Ⅲ类为主.

表 1 (Table 1)

表 1 孔隙结构类型分类方案 Table 1 Classification of pore structure

表 1 孔隙结构类型分类方案 Table 1 Classification of pore structure

Ⅰ类中孔细喉型孔隙结构：孔隙度大于10.0%，渗透率大于1.0×10^-3μm²，典型Ⅰ类孔隙结构岩样进汞饱和度大(80%左右)，排驱压力小于1 MPa，饱和度中值压力小于6 MPa，进汞曲线相对较靠近进汞饱和度坐标，低压段毛管曲线变化平缓(图 5a)；核磁共振T₂谱呈双峰分布，弛豫时间较大的峰高(高辉等，2011；周巨标，2016)，核磁测量束缚水饱和度低，T₂截止值相对较大(赖锦和王贵文，2013)，T₂几何平均值一般相对较大(>15 ms)，对应的孔隙结构相对最好(图 6a).

图 5

Figure 5

图 5 四类典型孔隙结构毛管压力曲线 Figure 5 Capilary curves of four types pore structure

图 6

Figure 6

图 6 四类典型孔隙结构核磁共振T2谱分布图 Figure 6 T2 spectrum distribution histograms of four types pore structure

Ⅱ类小孔细喉型孔隙结构：孔隙度8.0%~10.0%，渗透率介于0.1~1.0×10^-3μm²之间，储集物性较差.典型Ⅱ类孔隙结构相岩样进汞饱和度中等，约为70%左右，排驱压力位于1.0~4.0 MPa之间，饱和度中值压力位于6~11 MPa之间(图 5b)，核磁共振T₂谱呈双峰分布，幅度相差较小，T₂几何平均值一般为10~15 ms(图 6b).

Ⅲ类微孔细喉型孔隙结构：孔隙度为4.0%~8.0%，渗透率位于0.01~0.1×10^-3μm²之间，储集物性差.典型Ⅲ类孔隙结构相岩样进汞饱和度中等，约为55%，排驱压力介于4.0~9.0 MPa之间，饱和度中值压力约为13 MPa(图 5c)，核磁共振T₂谱呈近单峰左偏分布，幅度中等，T₂几何平均值一般为5~10 ms(图 6c).

Ⅳ类微孔微喉型孔隙结构：进汞曲线较远离横坐标，孔隙度小于4.0%，渗透率小于0.01×10^-3μm².典型Ⅳ类孔隙结构相岩样进汞饱和度小于50%，毛管曲线上排驱压力值高，大于9.0 MPa(图 5d)，核磁共振T₂谱呈左偏分布，幅度相对最低，基本小于100 ms，T₂离心前后孔隙度分量差别不大，离心前整体分布在T₂几何平均值一般小于为5 ms(图 6d).

自沉积物进入埋藏成岩环境后，温度、压力和流体作用使得沉积组分之间、沉积组分与孔隙水之间发生一系列的成岩变化，对砂岩孔隙结构的影响很大(张小莉等，2007)，其中，压实、胶结和黏土矿物转化等对储集空间具破坏性的成岩作用，会造成致密砂岩储集层孔隙变小，喉道变窄，结构复杂，连通性变差(姚泾利等，2013)；而溶蚀作用的改造则使岩石的孔隙变大，喉道变宽，孔隙度增加，储层渗流性能变好(赖锦和王贵文，2013).

普通薄片、铸体薄片以及阴极发光、X-射线衍射以及扫描电镜分析表明，鄂尔多斯盆地长7致密油储层在漫长的地质历史时期经历了压实、胶结等破坏性成岩作用以及溶蚀、破裂等建设性成岩作用，此外还有一些对储层质量影响不大的交代作用等.

合水地区长7段致密油储层在成岩演化过程中经历的压实作用以机械压实为主，颗粒主要为点—线和线接触，总体上压实作用强度为中等—强，部分样品由于颗粒粒度细或砂泥混杂(分选差)导致压实作用更强(图 7).压实压溶作用对储集岩孔隙结构具有不可逆的的破坏作用，会造成孔隙变小，喉道变窄.

图 7

Figure 7

图 7 鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油储层镜下压实特征(郑浚茂和庞明，1989) (a)石英压裂纹，庄57井，2109.75 m；(b)颗粒分选差，压实作用强，庄123井，1635.81 m. Figure 7 Photomicrographs showing the compaction characteristics of Chang 7 tight oil reservoir in Heshui area of Ordos basin (a) Quartz fracturing, Well Zhuang 57, 2109.75 m; (b) Poor sorting of particles, strong compaction, Well Zhuang 123, 1635.81 m.

本文引入视压实率来定量表征压实作用强度(式1(郑浚茂和庞明，1989；胡海燕等，2007))，计算结果表明，长7段致密油储层视压实率在46.3%~90.0%之间，平均值为58.4%，符合该目的层的压实强度特征，即总体上压实强度为中等-强.公式(1) 为

(1)

薄片观察表明，胶结物类型以方解石、白云石、铁方解石和白云石为主(图 8a和图 8b)，储层粘土矿物组合主要为伊利石、伊/蒙混层矿物和绿泥石(图 8c和图 8d)，总体而言胶结作用强度中等.

图 8

Figure 8

图 8 鄂尔多斯盆地长7致密油储层镜下胶结物特征(冉冶等，2016) (a)方解石胶结物发桔黄色光，庄214井，1748.09 m；(b)被铸体染成蓝色的铁白云石，庄214井，1730.57 m；(c)絮状伊蒙混层充填孔隙，庄199井，1668.05 m；(d)绒球状绿泥石充填孔隙生长，庄23井，SEM. Figure 8 Photomicrographs showing the cementation characteristics of Chang 7 tight oil reservoir (a) Calcite cements show orange light, Well Zhuang 214, 1748.09 m; (b)Ankerite which was stained blue, Well Zhuang 214, 1730.5 m; (c) Pores filled by patcky Illite Smectite, Well Zhuang 199, 1668.05 m; (d) Pores filled by fluff sphere-like chlorite, Well Zhuang 23, SEM.

胶结物可增加孔喉的弯曲程度和粗糙程度，对储集岩孔隙结构极具破坏作用，尤其桥状和衬垫产状样式的粘土矿物严重堵塞孔喉，使储层渗透率大大降低(刘正华等，2007).各种自生矿物的胶结和充填作用一方面使储层砂岩的储集空间减少，孔喉半径缩小，孔隙向晶间孔转化，另一方面堵塞喉道进而使砂岩的孔隙连通性变差，喉道由片状、弯片状转变为管束状，将原来具连通性、分选良好的孔喉网络切割成一系列大小不等的孔喉系统(胡海燕等，2007；郭伟等，2010).尤其是搭桥状、毛发状以及丝缕状的伊利石和伊蒙混层将对储集岩孔喉结构起到较为严重的的破坏作用(McKinley et al., 2011).

同样为达到定量表征胶结作用强度，引入视胶结率这一参数，作为表征胶结作用对原始孔隙空间体积影响程度的参数(式2(赖锦等，2013b)).计算结果表明，长8油层组储层视胶结率23.80%~99.29%，平均79.81%，体现出胶结作用中等-强的特征.公式(2) 为

(2)

储层溶蚀孔隙较为发育，溶蚀作用主要发育于长石和岩屑颗粒内部与边缘，长石溶蚀可形成蜂窝状，或者长石完全溶蚀可形成铸模孔(图 9).

图 9

Figure 9

图 9 鄂尔多斯盆地长7致密油储层镜下溶蚀特征 (a)长石近完全溶蚀成铸模孔，庄233井，1760.21 m; (b)扫面电镜下的长石溶孔，庄124井，1722.93 m. Figure 9 Photomicrographs showing the dissolution characteristics of Chang 7 tight oil reservoir (a) Feldspar nearly completely dissolved into a moldic pore, Well Zhuang 233, 1760.21 m; (b) Dissolved pore of the feldspar under scanning electron microscopy, Well Zhuang 124, 1722.93 m.

溶蚀作用改造并扩大了残余粒间孔，形成粒内、粒间溶孔，在增加储层储集空间的同时，也使得孔喉连通性得以改善，储层渗透性能增强.随着溶蚀作用的增强(溶蚀孔隙含量增大)，孔喉连通性逐渐变好，意味着溶蚀作用对储集岩孔隙结构的改善作用(赖锦等，2015c).

研究表明，原生孔隙的保留同时也有利于次生孔隙的产生，溶蚀作用常发生于原生孔隙比较发育的地方，连通性较好的原生孔隙的保存有利于酸性水流动，因此原生孔隙较发育的层段通常形成的次生溶蚀孔隙规模也越大(Dutton and Loucks, 2010).

大量的微孔隙存在于陆源杂基以及自生粘土矿物中，同时长石的蚀变也产生一定的粒内微孔隙，与原生粒间孔隙相比，这些连通性差、比重较高的微孔隙通常导致较低的孔喉连通性和渗透率(图 4d和图 4f).

选取视微孔隙率来定量表征难以渗流的储层微小孔隙和裂缝含量(公式3(宋子齐等，2006；宋子齐等，2007))，视微孔率越大说明储层中的大孔隙组分越少，流体有效渗流空间比例越低，储层孔隙结构越差.公式(3) 为

(3)

计算结果表明，储层视微孔率在61.06~9798%之间，平均为82.94%.

要既能做到揭示出孔隙结构的成因机理，又能在成因分析研究的基础上实现储层孔隙结构定量评价方面的工作目前既是热点又是难点(陈欢庆等，2013).研究表明，成岩作用强度及其组合特征决定了储集岩孔隙结构的发育特征，一般来说，沉积环境和沉积成岩作用及后生变化都相似的储集岩，其孔隙结构具有相似的特征(郭伟等，2010)，在对影响其孔隙结构特征的成岩作用类型和强度深入剖析的基础上，即可实现该储集岩孔隙结构的定性划分和定量评价.

上述研究表明，研究区储层的低孔低渗的复杂孔隙结构特征一般不是沉积时期形成的，而是历经多期成岩作用改造的结果.储层岩石孔隙结构及其演化主要受成岩作用的类型、强度和成岩演化序列等因素的综合影响和控制(赖锦等，2013a).除了影响储集空间的演化及孔喉特征以外，成岩作用还最终决定了现今储层的孔隙结构特征和物性好坏.通过对成岩作用的归纳总结可以推测储层孔隙空间的形成和演化过程，以及成岩矿物对储集物性的影响，从而较好地评价储层孔隙结构(李晓光和陈振岩，2006).

由前面的论述可知，压实、胶结、溶蚀和微孔隙含量对储集岩的孔隙结构特征均有影响，四种耦合共同决定了储集岩孔隙结构的现今面貌.尽管每一种成岩作用都有相应的定量表征参数，但无论是视压实率、视胶结率还是视微孔隙率，仅通过其中某一单一的参数均难以实现孔隙结构的定量评价.研究表明，成岩综合系数Cg由于能够全面反映成岩过程中影响储层孔隙构成的压实、胶结物充填、溶蚀等多种成岩作用对原始储集空间体积的影响程度并定量表示(赖锦等，2013b).一般其值越大，说明受使储集物性变好的成岩作用影响大，而受使储集物性变差的成岩作用影响小，在一定程度上可作为定量表征不同成岩作用强度及其组合的较好参数(程会明等，2002).表达式为

(4)

结果表明，综合考虑了压实、胶结等成岩作用以及微孔隙含量的成岩综合系数与反映微观孔隙结构特征的T₂几何平均值具有良好的统计相关关系(图 10)，相关系数较高，因此成岩综合系数是揭示储集岩孔隙结构成因机理并在此基础上实现不同孔隙结构定量表征的理想参数.

图 10

Figure 10

图 10 成岩综合系数与T2几何平均值关系图 Figure 10 Crossplot of comprehensive coefficient of diagenesis verus T2 geometric mean

Ⅰ类孔隙结构所经历的压实和胶结等破坏性成岩作用最弱，储集空间以原生粒间孔隙和长石溶蚀孔隙为主，孔喉连通性相对较好，填隙物含量低，因此排驱压力值较小(图 5).中孔隙、细吼道的孔喉体系特征使得其T₂谱呈现双峰分布、右峰高的特征(图 6).由于原生孔隙保存较好，因此视压实率和微孔隙含量均相对较低，成岩综合系数较高(>3.6%)，多对应中孔中渗透油层或差油层.

Ⅱ类孔隙结构所受压实及胶结作用程度较强，填隙物含量相对增高，孔喉连通性变差，排驱压力较高(图 5).孔喉体系表现为小孔隙、细吼道的特征，因此其T₂谱呈现双峰分布、中等幅度的特点(图 6).由于压实作用的增强对原生粒间孔隙有一定的破坏作用，且粘土矿物的胶结充填使得孔喉连通性受到破坏，所以视压实率及视胶结率增大，成岩综合系数较低(2.8%~3.6%).作为较为有利的孔喉结构，一般对应中低渗透油层或差油层.

Ⅲ类孔隙结构经历了更强的压实作用，破坏了大量的原生孔隙，孔喉半径减小，因此排驱压力值高(图 5).微孔隙、细吼道的特征导致其T₂谱呈单峰左偏分布(图 6).由于压实作用导致原生孔隙损失同时抑制了此生溶蚀孔隙的生成，因此面孔率低，成岩综合系数较低(1.9%~2.8%).储集物性较差，多对应差油层段.

Ⅳ类孔隙结构一般经历了较强的压实作用类型，其储集空间以少量的粒间孔和微孔隙为主，孔喉连通性最差，因此一般对应较大的排驱压力值(图 5).同时由于其孔喉体系以小孔隙、微喉道为主，因此其T₂谱以左偏的单峰分布为主(图 6).由于经历较强的压实成岩改造，且粘土矿物的充填将相对大孔隙转化为细小孔隙，因此Ⅳ类孔隙结构一般对应于最低的成岩综合系数值( < 1.9%).一般难以形成有效的储集层，对应于非储层发育段.

因此通过对影响储集岩孔隙结构的压实、胶结、溶蚀等成岩作用展开深入研究，并选取成岩综合系数作为成岩作用强度及其组合的定量表征参数，一方面可对储集岩孔隙结构成因机理进行深入分析，同时可在成因剖析的基础上实现不同类型孔隙结构的定量评价.它适合于类似长7致密油层组在地质历史时期经历过复杂成岩作用之后的致密储层的孔隙结构分类评价.

通过核磁共振测井不仅能够获得单井纵向上连续的T₂谱分布，更可以进一步计算获得T₂几何平均值和T₂截止值等参数(刘卫等，2009；王学武等，2010；苏俊磊等，2011)，从而实现孔隙结构类型的单井测井评价(图 11).本文采用斯伦贝谢公司的CMR核磁共振测井仪器，获得了单井连续的T₂几何平均值.通过其与镜下薄片观察的对应关系可以看出，较低的T₂几何平均值对应层段其镜下薄片显示出强烈的压实作用及胶结作用，基本不发育孔隙，而较高的T₂几何平均值则对应较好孔隙的发育，多为粒内溶孔和粒间溶孔，说明储层经历了强烈的溶蚀作用.意味着通过表征孔隙结构的T₂几何平均值可以反推储层在成岩演化阶段所经历的成岩作用类型及强度，进而实现储层精细评价.

图 11

Figure 11

图 11 X井孔隙结构与成岩特征关系 Figure 11 Relationship between pore structure and diagenetic characterization of X well

对于类似于长7致密油储层而言，其孔隙系统以不同程度发育的次生溶蚀孔隙和微孔隙为主，较强的压实和胶结作用使得原生孔隙基本损失殆尽.核磁共振T₂谱不仅能够反映致密油储层微米-纳米级孔喉的连续分布，更可以利用T₂几何平均值实现其定量表征.而成岩综合系数综合了储层经历的成岩作用类型和强度，是连接储层微观成岩作用以及宏观物性参数的理想参数，不仅能揭示储集岩孔隙结构成因机理，同时也能实现不同孔隙结构定量表征(Lai et al., 2015d).成岩综合系数和T₂几何平均值是连接致密油储层成岩特征与孔隙结构参数的纽带，二者相结合可在揭示储层成因机理的基础上实现储集层孔喉结构的定量表征.

长7油层组致密油储层总体上呈现出中小孔隙、微细喉道以及孔喉连通性差的毛管压力特征.

根据压汞曲线形态与压汞参数将长7致密油储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ类孔隙结构类型，不同类型的孔隙结构对应储层具有不同的物性特征及产液能力.合水地区长7致密油储层孔隙结构总体上以Ⅱ类、Ⅲ类为主.

分别引入视压实率、视胶结率及视微孔隙率来定量表征研究区储层所经历的成岩作用强度，总体上表现为中等-强压实强度及中等-强胶结作用.

能够反映多种成岩作用对原始空间体积影响程度并定量表示的成岩综合系数Cg与T₂几何平均值具有良好的统计相关关系，因此可以利用成岩综合系数来研究储层孔隙结构成因机理并在此基础上实现不同孔隙结构类型的定量表征与评价.同时通过T₂几何平均值反推储层所经历的成岩作用类型及强度也得到了良好的验证.