ISSN 1672-9854
CN 33-1328/P
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海相油气地质 >

2026 , Vol. 31 >Issue 1: 17 - 32

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.01.002

沉积·储层

致密灰岩微观孔隙结构特征及控制因素——以鄂尔多斯盆地横山地区太原组为例

  • 张道锋 , 1 ,
  • 杨博伟 , 2, 3 ,
  • 李诚 1 ,
  • 熊鹰 2, 3 ,
  • 刘燕 1 ,
  • 杜健笙 2, 3 ,
  • 张若显 2, 3 ,
  • 钟寿康 2, 3 ,
  • 谭秀成 2, 3, 4
展开
  • 1 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院
  • 2 西南石油大学天然气地质四川省重点实验室
  • 3 中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学研究分室
  • 4 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室
杨博伟，博士研究生，主要从事碳酸盐岩储层地质方面的研究工作。通信地址： 610500 四川省成都市新都区新都大道8号； E-mail:

张道锋，硕士，高级工程师，主要从事天然气地质等方面的研究工作。通信地址： 710018 陕西省西安市未央区未央路151号； E-mail：

Copy editor: 黄革萍

收稿日期: 2025-11-24

  修回日期: 2026-01-06

  网络出版日期: 2026-03-12

基金资助

中国石油天然气股份有限公司攻关性应用性科技专项“碳酸盐岩油气富集规律及有利区带研究”(2023ZZ16YJ01)

收起

Microscopic pore structure characteristics and controlling factors of the tight limestone: a case study of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

  • ZHANG Daofeng , 1 ,
  • YANG Bowei , 2, 3 ,
  • LI Cheng 1 ,
  • XIONG Ying 2, 3 ,
  • LIU Yan 1 ,
  • DU Jiansheng 2, 3 ,
  • ZHANG Ruoxian 2, 3 ,
  • ZHONG Shoukang 2, 3 ,
  • TAN Xiucheng 2, 3, 4
Expand
  • 1 Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Changqing Oilfield Company
  • 2 Sichuan Key Laboratory of Natural Gas Geology, Southwest Petroleum University
  • 3 CNPC Key Laboratory of Carbonate Reservoirs Southwest Petroleum University Division
  • 4 State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University
YANG Bowei, PhD student, mainly engaged in research on carbonate reservoir geology. Add: No. 8, Xindu Avenue, Xindu District, Chengdu, Sichuan 610500, China. E-mail:

ZHANG Daofeng, MSc, Senior Engineer, mainly engaged in research on natural gas geology and related fields. Add: No. 151 Weiyang Rd., Weiyang District, Xi'an, Shaanxi 710018, China. E-mail:

Received date: 2025-11-24

  Revised date: 2026-01-06

  Online published: 2026-03-12

Fold

摘要

鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层非均质性强，微观孔隙结构特征及控制因素尚不明晰，制约了该区的下一步天然气勘探部署。基于岩心、铸体薄片和场发射扫描电镜观察，结合低温氮气吸附实验和高压压汞实验手段，系统研究了太原组致密灰岩储层微观孔隙结构特征及其控制因素，揭示了早成岩期差异溶蚀对致密灰岩孔隙结构的影响。研究表明：①太原组发育粘结生屑灰岩、泥晶生屑灰岩和生屑泥晶灰岩等储层，储集空间以铸模孔、体腔孔、格架孔、晶间孔和溶蚀微裂缝为主，孔隙度介于0.38%~9.34%，渗透率介于（0.002~0.776）×10-3 μm2，属低孔低渗致密储层。②储层孔隙结构非均质性强，孔径分布呈多峰态，发育3~4 nm、50~100 nm和700~2 000 nm等多个峰值孔径区间，属微米—纳米级孔隙均发育的储集空间，储层的储集能力主要由宏孔和微米孔贡献，吸附能力主要由微孔和介孔贡献。③储层物性受微观孔隙结构非均质性控制。孔隙度、渗透率与平均孔喉半径、中值孔喉半径呈正相关性，与孔喉分选系数呈负相关性；相较于孔隙度，孔喉大小和孔喉均一程度对渗透率的影响更大。④微观孔隙结构的非均质性与早成岩期差异溶蚀改造密切相关，适度的岩溶改造对孔隙结构的改善有积极作用，过度的岩溶改造会导致孔隙结构向差转变。

关键词： 致密灰岩; 孔隙结构; 储层特征; 早成岩期岩溶; 太原组; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

张道锋 , 杨博伟 , 李诚 , 熊鹰 , 刘燕 , 杜健笙 , 张若显 , 钟寿康 , 谭秀成 . 致密灰岩微观孔隙结构特征及控制因素——以鄂尔多斯盆地横山地区太原组为例[J]. 海相油气地质, 2026 , 31(1) : 17 -32 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.01.002

Abstract

The Permian Taiyuan Formation tight limestone in the Ordos Basin exhibits significant exploration potential. Multiple high-risk exploration wells, such as YT1H well and ZT1H well, have yielded high industrial gas flows, making this formation a key target for natural gas exploration. However, strong reservoir heterogeneity and poorly understood microscopic pore structure characteristics and controlling factors have hindered further gas exploration planning in this area. Based on observations of core observations of, cast thin sections, and field emission scanning electron microscopy (FE-SEM), combined with low-temperature nitrogen adsorption experiments, and high-pressure mercury intrusion porosimetry (MIP), this study systematically investigates the microscopic pore structure characteristics and their controlling factors in the tight limestone reservoirs of the Taiyuan Formation. The influence of differential dissolution during the early diagenetic stage on pore structure is revealed. The results indicate: (1) The Taiyuan Formation develops reservoir rocks including bound bioclastic limestone, micritic bioclastic limestone, and bioclastic micritic limestone. Main types of reservoir space include moldic pores, intraskeletal pores, framework pores, intercrystalline pores, and dissolved micro-fractures. Porosity ranges from 0.38% to 9.34%, and permeability ranges from 0.002×10-3 μm2 to 0.776×10-3 μm2, characterizing a low-porosity, low-permeability tight reservoir. (2) The pore structure exhibits strong heterogeneity, with multimodal pore size distribution showing peaks in ranges such as 3-4 nm, 50-100 nm, and 700 nm-2 μm. The reservoir contains coexisting micro-scale and nano-scale pore systems, where storage capacity is mainly contributed by macropores and micropores, while adsorption capacity is dominated by micropores and mesopores. (3) Reservoir properties are controlled by heterogeneous pore structure. Porosity and permeability show positive correlations with average and median pore-throat radii, but a negative correlation with pore-throat sorting coefficient. Compared to porosity, pore-throat size and uniformity exert a greater influence on permeability. (4) The heterogeneity of the microscopic pore structure is closely related to differential dissolution during early diagenesis. Moderate karstification improves pore structure, whereas excessive dissolution leads to deterioration. In the slight dissolution stage (selective dissolution), pores are mainly micropores and mesopores, with fine throat types. Under moderate dissolution (mottled dissolution), enhanced karstification transforms micropores and mesopores into macropores and micrometer-scale pores, resulting in medium pore-throat systems. In the over-dissolution stage (karst brecciation), the karst system disrupts the bedrock, leading to degraded pore structure characterized by medium pores and fine throats.

Key words： tight limestone; pore structure; reservoir characteristics; early diagenetic karst; Taiyuan Formation; Ordos Basin

0 前言

鄂尔多斯盆地作为中国陆上三大海相碳酸盐岩盆地之一，其碳酸盐岩天然气资源丰富[1]。早期的天然气勘探主要聚焦于下古生界奥陶系马家沟组和寒武系三山子组、张夏组的白云岩储层[2-6]。近年来，中国石油长庆油田公司创新油气地质理论、深化成藏条件认识[7-8]、攻克储层改造关键技术[9]，针对二叠系太原组致密灰岩开展老井复查，部署的多口风险探井（YT1H井、ZT1H井）均获得高产工业气流，充分展示了良好的勘探前景[10-11]。近期的勘探实践与研究认识表明，鄂尔多斯盆地太原组为海陆过渡背景下碳酸盐岩、煤系碎屑岩交互沉积体系[7,12]，具有“西滩东丘，北砂南灰”的沉积格局[7,13]。该套致密灰岩储层主要形成于早成岩期间歇性暴露的生屑滩[14]，其储集岩类型以藻粘结灰岩、生屑粉晶灰岩和生屑泥晶灰岩为主[14-15]，受多级次岩溶作用叠合的影响，其储集空间类型多为次生溶蚀孔隙[10]。部分学者基于岩溶强度与储层物性垂向展布的对应关系，指出早成岩期岩溶作用是控制太原组致密灰岩储层形成与分布的关键，且优质储层受适度的岩溶改造的控制[10,14]。
前人虽已从储集空间类型、储集物性、成岩作用和储层成因机理及主控因素等方面对太原组致密灰岩储层开展过较为详实的研究并形成一定的认识[11,14,16 -18]，但上述研究多集中于储层宏观层面，针对孔径分布、孔隙结构等微观特征还需进一步研究，差异岩溶改造对储层孔隙结构发育的影响亟需深入探究。鉴于此，本文针对鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩，基于岩心、铸体薄片和场发射扫描电镜观察，结合低温氮气吸附实验和高压压汞实验等技术方法，系统梳理早成岩期岩溶特征及储集空间特征，精细表征微观孔隙结构特征，进一步分析不同岩溶强度下储层的微观孔隙结构、孔径分布差异，阐述孔隙结构与储集物性的关系，探讨差异岩溶对孔隙结构发育的控制，以期为鄂尔多斯盆地横山地区太原组灰岩的天然气勘探提供科学依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北板块西缘，是一个隆坳相间、相对稳定的大型多旋回叠合型克拉通盆地[19]。依据基底性质、构造形态，盆地被划分为伊盟隆起、渭北隆起、西缘逆冲带、晋西挠褶带、天环坳陷和伊陕斜坡等6个一级构造单元（图1a）。研究区位于鄂尔多斯盆地横山地区，构造上处于伊陕斜坡东北侧（图1a）。晚奥陶世，受加里东运动的影响，华北地台整体抬升为陆，陆表海沉积结束[20]。晚石炭世本溪期，华北板块整体沉降，海水从东西两侧向盆地海侵，中央古隆起分隔东西海域[21]。早二叠世，由于北缘古亚洲洋和南缘勉略洋盆对华北板块的俯冲消减，形成了南北隆起、中部坳陷的构造格局[10,12]。随着盆地进一步稳定沉降，太原期东西部海侵区域持续扩大，淹没中央古隆起形成统一陆表海[22]，形成一套以太原组为代表的海陆过渡背景下的碳酸盐岩、煤系碎屑岩混合沉积体系[7,10,12]。至早二叠世山西期，受盆地北部抬升影响，海水南撤，陆相沉积阶段开始[23]。
图1 鄂尔多斯盆地构造单元与研究区位置及太原组地层综合柱状图

Fig. 1 Tectonic units and comprehensive stratigraphic column of the Taiyuan Formation in the Ordos Basin

根据岩性组合规律、层序旋回特征及测井曲线特征[7]，太原组垂向上可依次划分为庙沟段、毛儿沟段、斜道段和东大窑段（图1b）。庙沟段在研究区多以砂岩、泥岩发育为主，仅局部地区可见薄层石灰岩，地层厚度约5~25 m；毛儿沟段主要发育生屑灰岩和含生屑泥晶灰岩，顶部发育7号煤层，地层厚度约8~16 m；斜道段为最大海侵期沉积，主要发育生屑灰岩、粘结生屑灰岩和泥晶生屑灰岩，局部地区砂岩少量发育，顶部发育6号煤层及薄层泥岩，地层厚度约10~20 m；东大窑段在研究区局部发育，厚度约5~10 m, 主要发育（含）生屑泥晶灰岩，顶部多为碳质泥岩、泥岩。

2 储层基本特征

本次研究对区内的9口钻井（位置见图1a）的太原组致密灰岩岩心进行了系统的岩石学观察和描述，共采集110个样品制备薄片，所有薄片均采用蓝色环氧树脂侵染，以便于识别储集空间特征、孔隙结构特征和岩溶特征。对其中的20个样品开展扫描电镜观察，进一步分析微观储集空间特征。

2.1 储集岩岩石学特征

研究区二叠系太原组致密灰岩的岩石类型主要有粘结生屑灰岩、生屑灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩和微生物凝块灰岩，储集岩以粘结生屑灰岩、泥晶生屑灰岩和生屑泥晶灰岩为主，其中粘结生屑灰岩和泥晶生屑灰岩主要发育在斜道段和毛儿沟段，具有较好的储集能力。
粘结生屑灰岩 研究区内多为微生物粘结生屑灰岩。岩心多呈深灰色—灰褐色，块状构造，光面较为杂乱，可见不规则暗色斑块（图2a），局部见毫米级孔隙发育。镜下见有孔虫、介壳类等生物碎屑相互粘结，粘结基质与颗粒界限模糊，部分生屑颗粒边缘发育暗色泥晶套，生屑铸模孔发育（图2b）。
图2 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩储集岩岩石学特征

Fig. 2 Petrological characteristics of the limestone reservoirs of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

泥晶生屑灰岩 生屑颗粒含量介于50%~75%，岩心多以深灰色均质块状产出，自然断面粗糙，可见生屑呈杂乱点状分布（图2c）。镜下见有孔虫、苔藓虫、介壳等生屑大量发育，颗粒支撑，多呈点—线支撑，生屑颗粒之间主要为泥晶充填（图2d）。
生屑泥晶灰岩 生屑颗粒含量小于50%，岩心多呈灰色—深灰色，块状构造，自然断面较为粗糙，触摸具细微颗粒感，可见少量生屑零星分布（图2e）。镜下见少量生物碎屑，杂乱分布，生屑被方解石胶结物和基质碳酸盐泥胶结（图2f）。

2.2 储集空间特征

太原组致密灰岩储集空间类型多样，基于岩心、薄片和场发射扫描电镜观察，共识别出铸模孔、体腔孔、格架孔、晶间孔和溶蚀微裂缝5种主要的储集空间类型（图3），整体多以次生孔隙为主。研究区太原组致密灰岩储层孔隙的发育多与不同程度的岩溶改造密切相关，例如针对早期不稳定组构进行选择性溶蚀而仅保留生屑颗粒外壳的生屑铸模孔（图3a），有孔虫、介壳类等生物体腔溶蚀后未被方解石充填或半充填形成的生物体腔孔（图3b），生物格架受岩溶作用形成的格架孔（图3c）以及岩溶花斑内发育的大量晶间孔（图3d）。此外，研究区致密灰岩微裂缝较为发育，主要包括网状微裂缝、低角度微裂缝、高角度裂缝和斜交裂缝，其中网状裂缝发育频率较高，内部充填程度较弱，多为未充填—半充填，裂缝开度介于2~10 μm之间，缝长最高可至十厘米左右（图3e，3f）。已有研究证实，该类微裂缝与岩溶组构空间发育密切相关，相较于岩溶作用不发育的致密岩心，岩溶改造程度相对较大的区域微裂缝更发育[10]，具备储集油气和提供渗流通道的能力[24]。
图3 鄂尔多斯盆地横山地区太原组灰岩储集空间特征

Fig. 3 Microscopic characteristics of the limestone reservoir space of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

2.3 储集物性特征

受早成岩期岩溶强度分异控制，太原组灰岩表现出极强的非均质性，而储层物性是储层宏-微-超微观非均质性的综合表征。研究区218个岩心样品的物性测试结果表明（图4a）：太原组灰岩储层孔隙度介于0.38%~9.34%，平均孔隙度为1.77%；渗透率介于（0.002~0.776）×10-3 μm2，平均渗透率为0.051×10-3 μm2。其中孔隙度集中分布于0~2%之间，占比达77.06%；其次为孔隙度介于2%~4%和4%~6%的样品，占比分别为14.22%和4.59%；孔隙度介于6%~8%和8%~10%的样品相对较少，占比仅为2.29%和1.83%（图4b）。渗透率主要集中分布于（0.01~0.1）×10-3 μm2之间，占比达46.79%；其次为渗透率小于0.01×10-3 μm2的样品，占比为41.28%；渗透率大于0.1×10-3 μm2样品较少，占比仅为11.93%（图4c）。整体上看，太原组灰岩储层表现为低孔隙度、低渗透率的“双低”特征。但值得注意的是，研究区发育花斑状溶蚀的粘结生屑灰岩表现出良好的物性特征，其平均孔隙度为2.90%、最大孔隙度可达9.34%，平均渗透率为0.096×10-3 μm2。最大渗透率可达0.776×10-3 μm2，孔隙度与渗透率呈现明显的正相关关系，相关系数R2为0.637 4（图4a）。
图4 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩储层储集物性特征

Fig. 4 Reservoir properties of the tight limestone reservoirs of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

另外，储层物性的纵向展布与沉积序列内部的岩溶强度分异具有明显的耦合关系（图5）。单个旋回自下而上，受岩溶流体改造时间的影响，岩溶强度渐进式增强：旋回底部岩溶改造程度弱，孔隙度多低于3.5%，渗透率普遍小于0.1×10-3 μm2，主要发育泥晶生屑灰岩；旋回中上部，岩溶改造程度适中，适度的大气淡水淋滤溶蚀形成大量次生溶蚀孔隙，储层物性显著变好，孔隙度介于5.16%~8.76%，渗透率介于（0.1~0.5）×10-3 μm2，主要发育粘结生屑灰岩；旋回顶部，由于岩溶过度发育，岩心上出现角砾化特征，因此储层质量明显变差，孔隙度介于3.00%~3.99%，渗透率介于（0.05~0.08）×10-3 μm2，岩性以生屑灰岩为主。
图5 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩早成岩期岩溶垂向序列（J25井）

Fig. 5 Vertical sequence of early diagenetic karst in tight limestone of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin (Well J25)

3 微观孔隙结构表征

3.1 基于低温氮气吸附实验的孔隙结构特征

低温氮气吸附实验主要用来表征储层孔隙大于2 nm的孔隙结构参数[25]。本次研究选取6块典型样品开展低温氮气吸附实验。吸附-脱附曲线显示（图6a）：太原组致密灰岩整体的氮气吸附量低，氮气吸附量压力的升高逐渐增大，当相对压力（p/p0）大于0.45时，所有致密灰岩样品均存在脱附迟滞现象，脱附曲线和吸附曲线分离。依据IUPAC对迟滞回环的分类[26]，太原组致密灰岩孔隙主要为H3-H4混合型和H4型迟滞回环，表明主要为平行板状孔隙和狭缝型孔隙。此外，在相对压力约为0.9时均有明显的毛细管凝聚现象，吸附量急剧上升且未达到饱和状态，表明样品中存在大量50 nm以上的孔隙。
图6 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩氮气低温吸附-脱附曲线、孔体积分布和孔比表面积分布图

Fig. 6 Low-temperature nitrogen adsorption-desorption curves (a), pore volume distribution (b), and specific surface area distribution (c) of the tight limestone reservoirs of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

应用BJH模型计算获取孔体积、孔比表面积、平均孔径等孔隙结构参数，结果显示：太原组致密灰岩样品孔体积介于（5.73~47.76）×10-3 cm3/g，平均值为17.87×10-3 cm3/g；孔比表面积介于3.398~25.531 m2/g，平均值为8.061 m2/g；孔径介于12.86~24.94 nm，平均值为18.15 nm。从样品孔体积和孔比表面积与孔径分布的关系可以看出（图6b，图6c），太原组致密灰岩均具有2个峰值孔径区间，分别为3~4 nm和60~110 nm。

3.2 基于高压压汞实验的孔隙结构特征

高压压汞实验主要是用来表征储层3.0 nm至1 000 μm孔隙的孔隙结构参数。本次研究基于6块样品的高压压汞实验获取太原组致密灰岩样品毛细管压力曲线和孔隙结构参数（图7，表1）。整体上看，不同类型样品的毛细管压力曲线具有明显差异，孔喉半径分布范围广，非均质性极强，最大进汞饱和度介于41.18%~73.76%、平均值为59.81%，退汞效率介于0~10.99%、平均值为2.39%，多数样品不退汞。依据毛细管压力曲线形态特征，可将研究区毛细管压力曲线划分为3类：A类的毛细管压力曲线斜率小，平台段“低、平、长”，表现为粗歪度，平均最大进汞饱和度为73.76%，孔隙结构较好；B类的毛细管压力曲线斜率较小，平台段“较低、较陡、较长”，表现为略粗歪度，平均最大进汞饱和度为64.28%，平均退汞效率为4.88%，孔隙结构较A类略差；C类的毛细管压力曲线斜率大且向上凸起，平台段“高、陡”，表现为细歪度，平均最大进汞饱和度为43.14%，无退汞，孔隙结构差。
图7 太原组致密灰岩毛细管压力曲线特征

Fig. 7 Capillary pressure curve characteristics of the tight limestone reservoirs of the Taiyuan Formation

表1 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩基于高压压汞实验的孔隙结构参数表

Table 1 Pore structure parameters from high-pressure mercury injection (HPMI) analysis of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

序号 样品编号 岩性 孔隙类型 孔隙度/% 排驱压力/MPa 平均孔喉半径/μm 中值孔喉半径/μm 分选系数 最大进汞饱和度/% 退汞效率/% 岩溶特征 岩溶强度
1 J79-10-5 生屑泥晶灰岩 铸模孔、体腔孔、晶间孔、微裂缝 2.50 1.184 0.179 — 0.566 45.096 0 组构选择性溶蚀 轻度岩溶
2 J79-10-8 泥晶生屑灰岩 铸模孔、粒内孔、体腔孔、晶间孔 3.70 0.712 0.322 — 0.727 41.181 0
3 T54-1-9 泥晶生屑灰岩 粒内孔、体腔孔、铸模孔、晶间孔、溶缝 4.36 0.362 0.753 0.208 0.611 73.756 0 花斑状溶蚀 适度岩溶
4 J34-1 粘结生屑灰岩 晶间孔、溶缝、粒内孔、体腔孔、铸模孔 6.98 0.451 0.478 0.081 0.573 66.017 10.99
5 J79-10-12 粘结生屑灰岩 晶间孔、溶缝、粒内孔、体腔孔、铸模孔 0.749 0.408 0.075 0.528 62.172 3.64 岩溶角砾 过度岩溶
6 J25-11 生屑灰岩 粒内孔、晶间孔、铸模孔、体腔孔、溶缝 3.16 0.899 0.388 0.043 0.345 64.651 0

注：样品J79-10-5和样品J79-10-8的最大进汞饱和度未超过50%，故未测出中值孔喉半径。

基于高压压汞实验获取的孔径分布曲线如图8所示，A、B、C三类样品孔径分布差异明显，且峰值孔径区间存在左偏（减小）趋势。A类样品孔径分布呈单峰特征，峰值孔径区间介于800~2 000 nm，以1~10 μm的孔隙为主，占比为47.13%（图8a，8b）；B类样品孔径分布峰态以多峰为主，兼有单峰特征，峰值孔径主要介于50~200 nm和500~2 000 nm两个区间，孔径分布范围较A类略广，以100~1 000 nm的孔隙为主，占比为52.41%（图8c，8d）；相较于A类和B类样品，C类样品峰值孔径区间小，介于40~70 nm之间，以10~100 nm的孔隙为主，占比为42.71%，峰态呈单峰特征（图8e，8f）。
图8 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩孔径和孔体积分布特征

Fig. 8 Distribution characteristics of pore size and pore volume in tight limestone of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

3.3 孔径分布特征

二氧化碳等温吸附-低温氮气吸附与高压压汞联合表征可准确反映微米至纳米级不同尺度孔隙的孔径分布特征。由于本次研究未开展二氧化碳等温吸附实验，因此仅联合低温氮气吸附实验和高压压汞实验，依据此两种实验方法表征的孔径范围及精度开展太原组致密灰岩储层的全孔径分布特征研究。
基于本次实验的全孔径分布结果（图9a），同时参考前人的孔隙孔径分级标准，依据孔径大小将太原组致密灰岩储层的孔隙划分为4级：微孔（≤10 nm）、介孔（10~100 nm）、宏孔（100~1 000 nm）和微米孔（≥1 μm）。从图9可以看出，太原组致密灰岩储层整体上具有多峰态特征，主要发育3~4 nm、50~100 nm和700 nm~2 μm等多个峰值孔径区间，微孔、介孔、宏孔、微米孔对总孔隙体积均存在贡献。其中，孔隙体积集中分布于宏孔和微米孔范围内（图9b），贡献率分别为37.43%和36.50%；介孔次之，贡献率为22.14%；微孔贡献率最小，仅为3.93%。上述结果表明，太原组致密灰岩储层为纳米级孔隙和微米级孔隙均发育的常规-非常规一体的储集体，不同尺度孔隙的发育构成了致密灰岩的总孔体积。
图9 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩基于低温氮气吸附实验和高压压汞实验联合表征的孔体积分布特征

Fig. 9 Pore volume distribution of the Taiyuan Formation limestone characterized by porosimetry of combined low-temperature nitrogen adsorption and high-pressure mercury intrusion in Hengshan area, Ordos Basin

另外，太原组致密灰岩孔比表面积与不同类型孔隙体积之间的相关性表明（图10）：孔比表面积与微孔和介孔的孔体积呈明显的正相关性（图10a，10b），相关系数分别为0.997 4和0.829 2；与宏孔和微米孔的孔体积相关性较差（图10c，10d），相关系数R2仅为0.365 8和0.456 5。这说明太原组致密灰岩的孔比表面积主要由微孔及介孔贡献。综合孔隙体积与孔比表面积结果来看，研究区致密灰岩储层的宏孔、微米孔的发育为油气的储集提供了空间，利于储集能力的提高；而微孔、介孔的发育为油气的吸附提供了载体，其较大的孔比表面积提高了孔喉的吸附能力，利于油气的吸附。值得注意的是，微孔、介孔的发育不仅影响油气的吸附能力，同时对灰岩气田油气地质储量计算具有重要影响，尤其低孔低渗储层中，吸附态油气占比较大，忽略该部分孔隙的贡献会导致储量计算结果偏小，需开展吸附态储量评价与有效孔隙度修正，避免出现地质储量低估的偏差。
图10 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩孔比表面积与孔体积的相关关系

Fig. 10 Correlations between specific surface area and pore volume of the tight limestone of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

4 讨论

4.1 孔隙结构非均质性与储层物性的关系

储层物性直接受控于储集空间的结构特征，而孔隙结构参数可较好地反映储集空间的特征与差异，因此可利用孔隙结构参数探讨致密灰岩储层的物性特征。研究区太原组致密灰岩储层孔隙度受控于宏孔、微米孔的发育程度，孔隙度与不同类型孔隙体积之间的相关性如图11a所示。孔隙度与孔体积呈明显的正相关性：宏孔、微米孔的孔体积与孔隙度相关性最好，相关系数R2分别为0.889 4和0.852 5；微孔、介孔的孔体积与孔隙度相关性较差，相关系数R2分别仅为0.467 9和0.351 6。随着石灰岩孔径的增大，孔隙度与孔体积的相关性呈变好趋势，表明宏孔、微米孔是储层孔隙度的主要贡献者。
图11 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩物性与孔隙结构参数的关系

Fig. 11 Correlations between physical properties and pore structure parameters of the tight limestone of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

孔喉大小和孔喉非均质性是影响储层孔隙度、渗透率的另一重要因素。图11显示了太原组致密灰岩储层宏观物性与微观孔隙结构参数的相关关系。平均孔喉半径、中值孔喉半径与孔隙度、渗透率均呈明显的正相关性（图11b，11c），渗透率与平均孔喉半径、中值孔喉半径的相关性均高于孔隙度，相关系数R2分别为0.596 0和0.592 0，表明微观孔喉大小对储层渗透率的影响更大，孔喉作为储层主要的渗流通道，其大小对储层内部流体的流动性有着极强的控制作用[27]。另外，孔喉分选系数与孔隙度、渗透率均呈负相关性（图11d），这表明孔喉发育均一程度对孔隙度和渗透率均有影响。渗透率主要受喉道控制，孔喉发育均一程度越高意味着孔喉比越小，其孔喉配置关系越好，流体流动能力越强，因此对渗透率的影响更大。研究区太原组致密灰岩储层受岩溶作用控制，岩溶流体流动能力的增强一定程度上提高了溶蚀强度和溶蚀范围，进而产生更多的储集空间，对孔隙度亦有较大贡献。

4.2 岩溶作用强度与储层孔隙结构的关系

4.2.1 太原组石灰岩早成岩期岩溶特征

早成岩期溶蚀主要受沉积旋回控制，与相对海平面周期性下降导致的沉积物短暂暴露和大气淡水淋滤有关[28-32]。基于对研究区大量的岩心与薄片的观察，证实太原组石灰岩保存着丰富的岩溶特征，且主要发育于向上变浅序列的中上部。由于岩溶作用时间不同，因此单个序列内部由下至上表现为不同强度岩溶的差异性分布。根据岩溶作用强度的差异，系统梳理和总结了选择性溶蚀、花斑状溶蚀和岩溶角砾3类常见的岩溶特征。
选择性溶蚀 主要发育于沉积旋回下部的泥晶生屑灰岩和生屑泥晶灰岩中，表现为针对生屑组构中不稳定矿物的选择性溶蚀。岩心光面可见有孔虫、介壳类、苔藓虫等生物碎屑，针状溶孔孤立分布（图12a）。显微镜和扫描电镜下均可见生屑铸模孔发育（图12b，12c），部分生物体腔孔被保留。孔隙形态多保留生物遗体原始形态，以浑圆状、不规则多边形为主，单孔直径介于30~180 μm。总体而言，此类岩溶对岩石原始组构的改造相对较弱。
图12 鄂尔多斯盆地横山地区太原组致密灰岩早成岩期岩溶宏观和微观特征

Fig. 12 Macro and micro characteristics of early diagenetic karst in tight limestone of the Taiyuan Formation in Hengshan area, Ordos Basin

花斑状溶蚀 主要发育于旋回中上至上部的粘结生屑灰岩中，岩心上以不规则斑状暗色溶蚀带与浅色基质带共存为典型识别标志（图12d），显微镜下基质带与溶蚀带分界可见明显港湾状溶蚀（图12e）。其中，不规则斑状暗色溶蚀带岩溶作用改造强，内部多被暗色泥质、渗流粉砂等混合充填，以大量溶蚀晶间孔隙发育为特征（图12e，12f），孔隙单孔直径为1~10 μm，彼此连通可形成宽达数厘米至数十厘米的孔隙网络系统；相较于斑状溶蚀带，基质带受岩溶改造程度明显减小，原始支撑结构保存完整，仅发育少量溶蚀晶间孔隙（图12e）。
岩溶角砾 岩溶角砾岩常分布于旋回顶部的生屑灰岩中，研究区主要发育在毛儿沟段和斜道段石灰岩顶部。由于暴露时间长，因此受岩溶改造程度强烈，基岩坍塌、破碎、离散，岩心上表现为浅灰色角砾灰岩与灰黑色—黑色砾间渗流物或后期高频海侵沉积物共生（图12g），可见角砾间充填的基岩解离渗流粉砂和方解石胶结物（图12h），显微镜和扫描电镜下均可见粒内孔和溶缝发育（图12h，12i）。

4.2.2 岩溶作用强度对储层孔隙结构的控制作用

通过不同岩溶强度下的石灰岩储层孔隙体积特征对比，可以看出，岩溶强度分异与储集空间存在较好的对应关系，以花斑状溶蚀为主的适度岩溶改造对储集空间特别是宏孔、微米孔的发育起到了关键性作用。一方面，岩溶强度影响储层的储集空间大小，正如不同岩溶强度的典型石灰岩样品的孔体积分布特征所示（图13a），适度岩溶石灰岩样品具有最大的孔隙体积，达347.82×10-3 cm3/g，且主要以宏孔、微米孔贡献为主，贡献率分别为44.79%和32.05%；过度岩溶石灰岩样品的孔隙体积次之，为107.35×10-3 cm3/g，宏孔贡献率达49.25%，微米孔贡献率较适度岩溶样品降低，为22.96%；相较于上述2类样品，轻度岩溶石灰岩样品的孔隙体积则偏小，仅为61.06×10-3 cm3/g，其贡献率主要由介孔提供，为39.37%。 另一方面，岩溶作用强度也会影响微孔、介孔、宏孔、微米孔在总孔体积中的占比。图13展示了不同岩溶强度致密灰岩的微孔、介孔、宏孔、微米孔体积的占比特征。孔体积变化幅度以轻度岩溶致密灰岩为基准，正值反映平均孔体积大于轻度岩溶致密灰岩，负值反映平均孔体积小于轻度岩溶致密灰岩。结果表明，相较于轻度岩溶致密灰岩，适度岩溶和过度岩溶致密灰岩的微孔、介孔孔体积占比均减小，宏孔孔体积占比显著增大（图13b—13e）。孔隙体积和孔隙体积变化的结果均表明，早成岩期岩溶作用强度是影响致密灰岩储层储集空间发育的重要因素，适度的岩溶改造有利于宏孔、微米孔的发育。
图13 不同岩溶强度下的太原组致密灰岩的孔体积分布特征和孔体积变化幅度

Fig. 13 Pore volume distribution characteristics and pore volume variation range of the tight limestone of the Taiyuan Formation under different karst intensities

此外，基于孔喉大小、孔喉连通性以及孔喉分布均质性等关键参数综合定量评价，适度岩溶样品的孔喉大小、孔喉连通性和孔喉分布均质性均优于其余2类（图14）。以花斑状溶蚀为特征的适度岩溶样品以A类和B类毛管压力曲线为主，其孔喉半径平均值为0.616 μm（图14a），中值孔喉半径平均值为0.145 μm（图14b），表明具有较大的孔喉；排驱压力平均为0.407 MPa（图14c），最大进汞饱和度平均为69.89%（图14d），退汞效率平均值为5.50%（图14e），表明其孔喉连通性较好；分选系数平均值为0.592（图14f），显示该类样品孔喉分布较为均一，分选性较好。以岩溶角砾为特征的过度岩溶样品毛管压力曲线以B类为主，孔喉较适度岩溶样品偏小，孔喉半径平均值为0.398 μm，中值孔喉半径平均值为0.059 μm；排驱压力平均值为0.824 MPa，最大进汞饱和度平均值为63.41%，退汞效率平均值为1.82%，其孔喉连通性中等；分选系数较适度岩溶样品略低，平均值为0.437。以选择性溶蚀为特征的轻度岩溶样品主要发育C类毛管压力曲线，其孔喉最小，孔喉半径平均值仅为0.251 μm；排驱压力平均值为0.948 MPa，最大进汞饱和度平均值仅为43.14%，未见退汞，表明其孔喉连通性较差；分选系数平均值为0.647，显示该类样品孔喉分布均一程度相对较差，孔隙结构较为复杂。前人通过研究序列内部岩溶强度与储层物性垂向展布的对应关系，从宏观角度证实早成岩期岩溶作用是控制太原组致密灰岩储层形成与分布的关键性作用[10]，且优质储层往往受适度的岩溶改造控制[10,33]，这与本次微观角度研究的结果一致。适度的岩溶改造对孔隙的发育、孔隙结构的改善均有积极作用，过度的岩溶改造反而会导致孔隙结构变差。
图14 鄂尔多斯盆地横山地区太原组不同岩溶强度的灰岩储层孔隙结构参数直方图

Fig.14 Histograms of pore structure parameters of the tight limestone of the Taiyuan Formation under different karst intensities in Hengshan area, Ordos Basin

4.2.3 不同岩溶强度的孔隙发育模式

研究认为，鄂尔多斯盆地横山地区太原组储层常发育于斜坡部位的微地貌高地，且以微生物丘、颗粒滩为有利储集岩相，整体呈环凹沿高的分布特征[14,18]。沉积环境的水体能量分异导致沉积物颗粒组构发育与早成岩期溶蚀改造差异显著。海侵体系域时期，地貌高部位与地貌低部位均位于浪基面之下，海域水体能量相对较弱，以发育含有孔虫、苔藓虫、介壳等生屑的泥晶生屑灰岩与生屑泥晶灰岩为特征，颗粒含量在25%~75%之间，整体呈弱非均质性或中等非均质性；高位体系域时期，地貌高部位处于浪基面附近，水动力条件较高，丘滩体快速堆积建隆并发生侧向迁移，发育微生物粘结作用主导的粘结生屑灰岩与生屑灰岩，颗粒含量大于75%，整体呈强非均质性。受相对海平面持续下降影响，滩体频繁暴露于大气之中，受大气淡水淋滤作用影响，未固结的沉积组构遭受不同程度的溶蚀，在纵向上表现为强非均质性。基于岩心、铸体薄片和场发射扫描电镜观察，结合低温氮气吸附实验和高压压汞实验，针对不同岩溶强度对致密灰岩储层孔隙结构的差异性改造进一步系统分析，建立了孔隙的发育模式（图15）。
图15 鄂尔多斯盆地横山地区太原组不同岩溶强度的致密灰岩孔隙发育模式图

Fig. 15 Pore development patterns of the tight limestone of the Taiyuan Formation under different karst intensities in Hengshan area, Ordos Basin

轻度溶蚀阶段 主要发育于沉积旋回中下部（图15b），以泥晶生屑灰岩发育为特征，颗粒含量较低。该阶段受大气淡水淋滤时间短，首先针对不稳定沉积组构进行选择性溶蚀，表现为生屑壳体及其内部发生溶蚀，形成的铸模孔、体腔孔及粒内溶孔多为孤立分布（图12b，图12c，图15c1）。其中，粒内溶孔主要为微孔、介孔，体腔孔、铸模孔多为宏孔、微米孔。由于岩溶改造较弱，喉道尚欠发育，孔隙结构表现为小孔细喉型（图15d1）。
适度溶蚀阶段 主要发育于沉积旋回中上部（图15b），岩性以粘结生屑灰岩为主，颗粒含量较高。该阶段岩溶改造作用增强，颗粒组构在选择性溶蚀的基础上进一步扩溶，表现为铸模孔、体腔孔等扩溶形成岩溶优势通道、溶蚀花斑等次生储集空间[10]，斑内大量发育的溶蚀晶间孔彼此连通可形成数厘米至数十厘米的孔隙网络系统（图12e，图12f，图15c2）。研究区该类花斑状溶蚀主要与孔渗优势通道漫流密切相关[34]，表现为不同孔渗性质基岩的差异性溶蚀。暗色斑状溶蚀带的原岩孔渗性质好，早成岩期岩溶流体流速相对较快，岩溶改造更强，铸模孔、生物体腔孔等选择性溶孔持续扩溶，形成岩溶流体优势通道；浅色基质带的原岩孔渗性质相对较差，且岩溶流体主要沿着优势通道运移改造，基质带内的岩溶改造更趋于变弱，原始组构得到较好保存。在机械离散作用和化学溶蚀作用双重影响下，其逐渐形成不规则网状溶蚀空间，呈花斑状形态。受岩溶作用增强影响，该阶段孔隙体积整体增大，同时前期形成的微孔、介孔逐渐发育为宏孔、微米孔，喉道得以较好发育，孔隙结构表现为中孔中喉型（图15d2）。
过度溶蚀阶段 主要发育于沉积旋回的顶部（图15b），以生屑灰岩为主，颗粒含量较高。随着暴露时间的增长，孔隙网络再次扩溶，岩溶优势通道逐渐切割基岩，破坏了基岩的支撑结构，导致基岩坍塌、破碎、离散（图12g，图12h，图15c3），受机械压实作用和陆源泥质充填的影响，宏孔、微米孔等有效储集空间较适度溶蚀阶段有一定程度减小，且孔隙结构变差，孔隙呈中孔细喉型（图15d3）。
综上所述，鄂尔多斯盆地横山地区太原组优势储层主要发育于斜坡部位的海退阶段，其中，以旋回中上部发育的花斑状溶蚀粘结生屑灰岩为最有利储集岩类。该认识可为下一步勘探有利区带的优选提供理论地质依据。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地横山地区太原组主要发育粘结生屑灰岩、泥晶生屑灰岩和生屑泥晶灰岩等致密灰岩储层，储集空间主要包括铸模孔、体腔孔、格架孔、晶间孔和溶蚀微裂缝5种类型。储层整体呈低孔低渗，孔隙度介于0.38%~9.34%、平均值为1.77%，渗透率介于（0.002~0.776）×10-3 μm2、平均值为0.051×10-3 μm2。不同岩溶强度的储层物性特征具有明显差异，以花斑状溶蚀为特征的适度岩溶致密灰岩储集物性较好，孔隙度平均值为2.90%、最大可达9.34%，渗透率平均值为0.096×10-3 μm2、最大可达0.776×10-3 μm2。
（2）太原组致密灰岩储层孔径分布具有多峰特征，发育3~4 nm、50~100 nm和700 nm~2 μm等峰值孔径区间，为纳米至微米级孔隙均发育的常规-非常规一体储集体；孔隙体积主要由宏孔和微米孔贡献，贡献率分别为37.43%和36.50%，孔比表面积主要由微孔和介孔贡献。
（3）太原组致密灰岩储层孔隙度和渗透率均受微观孔隙结构非均质性控制，渗透率与平均孔喉半径、中值孔喉半径和分选系数的相关性均高于孔隙度，孔喉大小和孔喉非均质性对渗透率的影响更大。
（4）太原组致密灰岩储层微观孔隙结构非均质性与早成岩期差异溶蚀改造密切相关。适度岩溶灰岩的孔喉大小、孔喉连通性和孔喉分布均质性等孔隙结构参数最优，主要发育宏孔、微米孔，孔隙结构呈中孔中喉型；过度岩溶灰岩受岩溶系统切割解离基岩影响，孔隙结构较适度岩溶灰岩变差，孔隙结构为中孔细喉型；轻度岩溶灰岩孔隙结构发育相对较差，孔隙以微孔、介孔为主，孔隙结构表现为小孔细喉型。

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