鐘大康

[1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；2.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京，102249]

致密油儲層微觀特征及其形成機理
——以鄂爾多斯盆地長6—長7段為例

鐘大康1,2

[1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；2.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京，102249]

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長(延長組)6段和長7段富含大量致密油，但由于對其微觀特征與成因缺乏深入了解，阻礙了該區(qū)致密油的有效開采。為此，根據(jù)巖石孔隙鑄體薄片、場發(fā)射掃描電鏡等技術(shù)，對研究區(qū)長6段和長7段致密油儲層微觀特征及其成因進(jìn)行了深入研究。結(jié)果表明：研究區(qū)致密油儲層形成于三角洲前緣遠(yuǎn)端遠(yuǎn)砂壩-席狀砂及半深湖-深湖重力流沉積環(huán)境，巖石粒度細(xì)(主要為極細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖)、雜基含量高(8%～10%)，幾種儲集巖的孔隙均極不發(fā)育，面孔率低，平均1.8%，孔徑小(平均30 μm)，喉道細(xì)(平均0.08 μm)，平均孔隙度9%，滲透率基本上都低于0.3×10-3μm2，物性差?？紫额愋椭饕獮榱ｉg雜基微孔、長石及巖屑溶孔、膠結(jié)物晶間微孔。不同巖石類型其微觀特征存在差異。沉積環(huán)境決定了其粒度細(xì)、粘土雜基高，細(xì)粒高粘土雜基巖石抗壓性差，強烈的壓實作用導(dǎo)致大量的原生孔隙損失，孔喉變得更加細(xì)小；孔喉細(xì)小的巖石由于孔隙中各種流體離子的半滲透膜效應(yīng)引起強烈的碳酸鹽和粘土礦物膠結(jié)，尤其是伊利石搭橋狀和絲網(wǎng)狀膠結(jié)，使巖石孔隙度滲透率進(jìn)一步變差，后期酸性流體也難以進(jìn)入發(fā)生溶蝕作用；云母與水云母雜基及碳酸鹽膠結(jié)物對石英的強烈交代導(dǎo)致巖石抗壓性變差以及固體體積增加，最終導(dǎo)致巖石的致密化。

微觀特征；形成機理；儲層；致密油；鄂爾多斯盆地

隨著我國對油氣資源需求量的不斷增長及石油工業(yè)的發(fā)展，油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域已經(jīng)開始從常規(guī)油氣資源延伸到非常規(guī)油氣資源[1-12]。未來非常規(guī)油氣資源在我國甚至全球都將是重要的戰(zhàn)略接替資源。致密油是非常規(guī)油氣資源中非常重要的一類，相對于頁巖油、頁巖氣而言[13]，它是賦存于致密砂巖或致密碳酸鹽巖儲層中的油，目前對致密油與致密油儲層研究已經(jīng)取得了較多的成果和認(rèn)識[1-5,14-16]，但總體上研究程度還是比較低。因此，通過對致密油儲層微觀巖石學(xué)與孔喉特征及形成機理的研究，對致密油的勘探與開發(fā)具有重要理論與現(xiàn)實意義[17-22]。

鄂爾多斯盆地西南部的隴東地區(qū)長(延長組)6段和長7段為致密油富集區(qū)，尤其是長63亞段至長72亞段，該地區(qū)主要為三角洲前緣遠(yuǎn)端、半深湖-深湖及重力流沉積，儲集層孔隙度平均在9%，空氣滲透率一般小于 0.3×10-3μm2，其內(nèi)含有豐富的油氣資源，但由于其孔隙度滲透率極差，油層壓力系數(shù)低(0.75～0.85)，每天僅0.8 t產(chǎn)量，基本無自然產(chǎn)能，注水后產(chǎn)量提高幅度小，常規(guī)壓裂效果不好，開發(fā)難度大，難以進(jìn)行經(jīng)濟開發(fā)。目前已落實長7段、長6段油層組致密油富集區(qū)面積達(dá)1 000多平方千米，經(jīng)過對部分井實施水平井分段壓裂改造后產(chǎn)量較為可觀，該類油藏儲量規(guī)模較大，展示了該類油藏良好的勘探開發(fā)前景。因此，開展對該地區(qū)長6段-長7段致密油儲層成因機理研究對于尋找致密油油氣資源具有重要意義。前人對長7段致密油儲層研究較多，大部分人都集中在微觀特征方面[23-28]，還有部分研究者討論了致密油儲層的成巖作用及可動流體含量[29-40]，然而研究致密油儲層成因的學(xué)者很少。本文從致密油儲層的形成沉積環(huán)境、巖石學(xué)特征、成巖作用等方面系統(tǒng)的分析了鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6段-長7段致密油儲層的形成機理，以便將來進(jìn)一步指導(dǎo)該地區(qū)致密油的勘探與開發(fā)。

1 致密油儲層巖石學(xué)特征

根據(jù)前人對沉積環(huán)境的研究，隴東地區(qū)長6段與長7段致密油儲層形成于三角洲前緣遠(yuǎn)端及半深湖-深湖低能環(huán)境[41-50]。根據(jù)對40口井的巖心觀察與130塊巖石薄片觀察及圖像粒度分析，致密油儲層的巖石類型主要為極細(xì)的細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖，巖石學(xué)特征總體上表現(xiàn)為極細(xì)的特點。由于其粒度極細(xì)，因此，在沉積時沉積物基本上呈懸浮狀態(tài)，故顆粒磨圓度低，且沉積條件與粘土的沉積條件非常接近，故在細(xì)砂和粉砂顆粒之間的孔隙中充填了較多的泥質(zhì)或粘土雜基(圖1)。顆粒成分中石英、長石與巖屑幾者含量差別不大，石英的含量不如常規(guī)砂巖儲層中那樣占絕對優(yōu)勢，而且顆粒中，從巖心斷面或表面可見閃閃發(fā)光的白云母和黑云母。云母的富集現(xiàn)象與該地區(qū)晚三疊世的變質(zhì)巖與花崗巖母巖有關(guān)，鏡下統(tǒng)計達(dá)6%，雜基成分中以水云母為主，含量高達(dá)10%(表1)，正交偏光顯微鏡下呈較高的一級黃紅干涉色(圖1)，這是這類巖石的總體特征，也是與常規(guī)砂巖儲層的不同之處。

2 致密油儲層微觀孔喉特征與物性特征

2.1 孔隙類型及發(fā)育狀況

根據(jù)對長6段和長7段1 926個孔隙鑄體薄片的觀察統(tǒng)計，致密油儲層孔隙很不發(fā)育，鏡下僅能看見零星分布的小孔隙，面孔率極低，平均1.8%，孔隙類型以粒間孔(主要是粒間雜基微孔)和膠結(jié)物晶間孔為主，其次是長石溶孔，少量巖屑溶孔和粒間溶孔(圖2，圖3;表2)，顯微鏡下僅見少量粒間微孔、粒內(nèi)微孔，膠結(jié)物晶間孔較難識別，只有在掃描電鏡下才可以識別出清楚的粘土礦物晶間孔。相比而言細(xì)砂巖的孔隙較大，鏡下的可見孔隙也較多，面孔率可達(dá)3%；粉砂巖鏡下的可見孔少，面孔率0～2%，平均0.8%，且孔隙??；泥質(zhì)粉砂巖在薄片下幾乎不見孔隙，面孔率小于1%(圖2)。

圖1 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6段與長7段致密油儲層巖石類型及其特征Fig.1 Reservoir rock types and their characteristics of Chang6 and Chang7 Members of the Yanchang Formation in Longdong area,the Ordos Basina.細(xì)砂巖，塔13井，長63亞段，埋深1 630.92 m,孔隙度6.56%，滲透率0.007×10-3 μm2;b.泥質(zhì)粉砂巖，寧18井，長72亞段，埋深1 651.6 m；孔隙度8.6%，滲透率0.018×10-3 μm2;c.粉砂質(zhì)泥巖，塔17井，長72亞段，埋深1 485 m,孔隙度8.6%,滲透率0.018×10-3 μm2;d,e,f分別為a,b,c的鏡下薄片特征

層位成分含量/%石英長石巖屑云母雜基樣品數(shù)/個長6334．828．216．16．07．71043長7136．224．617．46．29．7937長7236．724．218．95．39．3786長7332．725．818．54．712．1261

2.2 孔隙與喉道大小

根據(jù)鑄體薄片、場發(fā)射電鏡及CT掃描檢測的孔隙大小數(shù)據(jù)可知，致密油儲層的孔隙均較小，大部分都是在50 μm以下，且不同的巖石類型其孔隙大小不同。細(xì)砂巖、粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖的孔隙大小及其分布范圍存在一定差異，隨粒度變細(xì)孔隙逐漸減小。細(xì)砂巖孔隙相對較大，以微米級的原生粒間孔、粒間溶孔和顆粒溶孔為主，孔徑從幾微米至百微米，其次為納米級的石英長石粒內(nèi)孔、云母層間孔及蝕變孔、粒間粘土晶間孔，峰值在20 μm左右。粉砂巖孔隙發(fā)育情況與細(xì)砂巖類似，微米孔及納米孔均發(fā)育，但孔徑整體變小，峰值下移至5 μm附近，納米孔比例明顯多于細(xì)砂巖，場發(fā)射掃描電鏡下，孔隙類型包括長石粒內(nèi)孔、云母層間孔及蝕變孔和粘土礦物晶間孔。隨著粒度減小至粉砂質(zhì)泥巖，孔隙類型基本上為納米孔隙，包括泥級碎屑粒間孔、長石粒內(nèi)孔、粘土晶間微孔和云母層間微孔，孔徑分布于0.01 μm到10 μm，孔隙發(fā)育的峰值在0.5 μm左右(表3)。

根據(jù)高壓壓汞資料統(tǒng)計，致密油儲層孔喉特征總體上表現(xiàn)為：喉道細(xì)，中值半徑分布于0.010～0.494 μm。排替壓力高：0.048～21.617 MPa。分選整體較好：分選系數(shù)0.033～3.924。連通性好-中等,最大進(jìn)汞飽和度分布于60%～80%(圖4;表4)。高壓壓汞喉道分布明顯小于恒速壓汞的喉道半徑(喉道分布0.10～0.70 μm，喉道平均半徑集中于0.20～0.46 μm)，主要原因為高壓壓汞的最終進(jìn)汞壓力(超過30 MPa)遠(yuǎn)高于恒速壓汞(小于10 MPa)，因此其測量的喉道半徑范圍更廣，可測出非常細(xì)小的喉道。

喉道大小明顯受巖石粒度控制，根據(jù)薄片和掃描電鏡等資料分析，中砂質(zhì)細(xì)砂巖喉道半徑最粗，最大連通喉道半徑為0.37 μm，中值半徑0.11 μm，其次為細(xì)砂巖，最大連通喉道半徑為0.25 μm，中值半徑0.099 μm；粉砂巖最細(xì)，最大連通喉道半徑為0.21 μm，中值半徑0.076 μm(圖5)。

圖2 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6段、長7段致密油儲層孔隙類型Fig.2 Pore types of the tight oil reservoir rocks of Chang 6 and Chang7 members of Yanchang Formation in Longdong area,Ordos Basina.環(huán)78井，長63亞段,埋深2 561.8 m；b.午63井，長63亞段，埋深1 836.9 m；c.元65井,長72亞段，埋深2 277.37 m，細(xì)砂巖；d.鎮(zhèn)86井、長7段，埋深2 414 m,高嶺石晶間孔；e.耿43井，長7段，埋深2 416.9 m,高嶺石晶間孔；f.黃170井，長63亞段，埋深2 399.33 m,高嶺石晶間孔；g.耿292井；長71亞段，埋深2 481.01 m，高嶺石、伊利石晶間孔；h.高38井，長73亞段；埋深2 125.46 m,伊利石絲網(wǎng)狀晶間孔；i.莊179井，長 63亞段，埋深1 618.08 m，伊利石晶間孔

層位樣品數(shù)/個分區(qū)面孔率/%粒間孔/%長石溶孔/%巖屑溶孔/%粒間溶孔/%晶間孔/%微裂隙/%長7159西部4．663．540．740．210．040．030．03451西南1．510．430．840．110．060．030．0245南部1．940．571．000．180．110．010．02165中部1．720．820．700．090．070．020．0124西北1．940．651．170．050．000．030．0532東北2．261．400．590．090．000．100．08長7235西部4．903．300．950．250．160．010．23444西南1．960．701．010．120．070．030．0229南部1．580．321．080．140．000．010．0237中部1．971．060．660．090．000．060．073西北0．730．000．500．000．000．230．00104東北2．331．071．080．100．010．040．04

圖3 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)致密油儲層鑄體薄片面孔率分布及孔隙類型分布直方圖Fig.3 Histogram of cast thin section porosity and pore types of the tight oil reservoir rocks of the Yanchang Formation in Longdong area,the Ordos Basin

除了喉道半徑隨粒徑變化之外，孔喉連通性也隨砂巖粒度減小而變差(圖6)。統(tǒng)計顯示，細(xì)砂巖最大進(jìn)汞飽和度平均為75%，隨著粒度減小最大進(jìn)汞飽和度降低，至粉砂巖時降低為平均68.06%，而粒間水云母雜基含量較高的雜砂巖、粉砂質(zhì)泥巖連通性更差，最大進(jìn)汞飽和度一般小于40%(圖6)。

為了對致密油儲層進(jìn)行分類評價，對長7段166個樣品的物性和孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行了因子分析，得到個11個參數(shù)之間的相關(guān)性系數(shù)(表5)，總體上，與孔隙度和滲透率關(guān)系性較好的參數(shù)(相關(guān)性大于0.5)包括6個：最大孔喉半徑(Rd)、排驅(qū)壓力(pd)、中值半徑(R50)、分選系數(shù)(Sp)、變異系數(shù)(Cv)、均值(DM)。

根據(jù)選取的孔隙度、滲透率及6個參數(shù)進(jìn)行聚類分析，可以把研究區(qū)長6段、長7段致密油劃分為Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ類，不同類型孔隙結(jié)構(gòu)對應(yīng)的變量見表6。將不同類型的數(shù)據(jù)投點于孔滲散點圖可以發(fā)現(xiàn)，不同類型致密油儲層其孔滲分布存在明顯差異。

致密油儲層中可動流體的多少是評價致密油儲層的一項重要參數(shù)，為了分析其可動流體的多少，本次對27個長7段樣品進(jìn)行了核磁共振分析，結(jié)果表明長7段致密油砂巖可動流體飽和度分布于23.07%～63.97%，平均38.72%，長71和長72小層可動流體飽和度差異小，分別為38.53%和38.94%(表7)。

但不同巖石學(xué)特征砂巖T2譜及可動流體飽和度差異較大，細(xì)砂巖T2譜以雙峰曲線形態(tài)為主(圖8)，說明大孔隙和束縛孔隙在細(xì)砂巖中均有發(fā)育，其可動流體主要分布于30%～70%，平均40.3%。粉砂質(zhì)細(xì)砂巖、細(xì)砂質(zhì)粉砂巖T2譜多為雙峰-單峰或單峰，可動流體主要分布于30%～40%。粉砂巖T2譜基本上都是單峰，大孔隙極少，多為束縛孔隙，可動流體飽和度小于30%。

致密油儲層中可動流體含量的多少主要受喉道半徑的大小控制，孔喉半徑越大，可動流體含量越高，而喉道大小與巖石粒度粗細(xì)密切相關(guān)。因此，一般粒度粗，分選好，雜基少的砂巖粒間孔隙保存好，可動流體飽和度也更高，粒度細(xì)，喉道小，可動流體含量越少，圖8很清楚的說明了這一問題。

3 致密油儲層形成機理

鄂爾多斯盆地三疊系長6段和長7段致密油儲層的上述微觀特征與特殊的沉積環(huán)境和巖石組構(gòu)以及獨特成巖演化有密切關(guān)系。

1) 低能沉積環(huán)境決定沉積物粒度細(xì)，雜基高，原始孔隙度和滲透率低。

長6段和長7段形成于三角洲前緣遠(yuǎn)端、半深湖-深湖重力流的特殊沉積環(huán)境，該環(huán)境決定了其巖石為細(xì)粒、多雜基的巖石類型，尤其是重力流沉積細(xì)砂巖及粉砂巖，這類巖石雜基含量高，巖石的孔隙度滲透率本身就很差。通過選取長7段細(xì)砂巖、粉砂巖的粒度中值及分選系數(shù)，應(yīng)用Sneider圖版估算出的研究區(qū)致密油儲層的原始孔隙度分布范圍為28%～41%，平均值為37.7%，原始滲透率大約在1×10-3～1.5×10-3μm2，顯然對于未經(jīng)壓實和膠結(jié)的沉積物而言屬于較差的原始物性。

表3 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6段、長7段不同粒度砂巖孔隙類型及孔徑分布特征

層位長71(樣品數(shù)148)長72(樣品數(shù)130)范圍平均范圍平均排驅(qū)壓力/MPa0048～2161734360069～86832980中值半徑/μm0015～049400900010～03690090分選系數(shù)0033～302609690043～39241074

圖5 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)致密油儲層不同粒度砂巖最大連通喉道半徑(a)及中值半徑(b)分布統(tǒng)計Fig.5 Statistics of maximum connected pore throat radius(a) and medium pore throat radius(b) of sandstones with different grain sizes in the tight oil reservoirs in Longdong area,the Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)不同粒度致密油砂巖最大進(jìn)汞飽和度統(tǒng)計Fig.6 Statistics of maximum mercury injection saturation of sandstones with different grain sizes in the tight oil reservoirs in Longdong area,the Ordos Basin

2) 細(xì)粒高雜基的巖石抗壓性差，較容易出現(xiàn)強烈的壓實作用，早期強烈的壓實作用大大損失大量的粒間體積。

在埋藏過程中由于粒度細(xì)，云母顆粒和粘土雜基含量高，因而抗壓性差，壓實強烈，原生孔隙大量損失。根據(jù)大量的薄片觀察可以看到顆粒緊密接觸(圖2，圖7)，粒間孔隙大部分由于壓實作用而損失，將薄片下觀察的雜基數(shù)據(jù)和物性分析數(shù)據(jù)結(jié)合，可知研究區(qū)致密油儲層現(xiàn)今的粒間體積大部分都在15%以下(圖9)。說明壓實作用損失了大量的粒間體積，相比之下膠結(jié)作用損失的粒間體積較少。

表5 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長7段孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)相關(guān)關(guān)系

注：Φ為孔隙度；K為滲透率；Rd為最大孔喉半徑；pd為排驅(qū)壓力；R50為中值半徑；P50為中值壓力；Sp為分選系數(shù)；Cv為變異系數(shù)；DM為均值；Smax為最大進(jìn)汞飽和度；We為退汞效率。

表6 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)聚類分析

注：括號內(nèi)為該參數(shù)的平均值。

4) 強烈壓實膠結(jié)后酸性流體難以進(jìn)入發(fā)生強烈的溶蝕作用。

圖8 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)不同粒度砂巖平均喉道半徑及可動流體飽和度散點圖Fig.8 Scattered diagram of average throat radius vs. movable fluid saturation of tight sandstone reservoirs withdifferent grain size in Longdong area,the Ordos Basin

圖9 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)致密油儲層粒間體積及壓實作用與膠結(jié)作用減孔對比Fig.9 Correlation of intergranular pore volume with porosity reduction by compaction and cementation for the tight oil reservoirsin Longdong area,the Ordos Basin

由于早期壓實強，原生孔大量損失，后期碳酸鹽和粘土膠結(jié)，酸性水難以進(jìn)入，加之云母與水云母雜基多，孔隙水偏堿性，故后期溶蝕弱，溶孔不發(fā)育。隨著粒度變細(xì)，溶蝕越來越弱。從大量的巖石薄片和掃描電鏡下觀察，目前長6段和長7段粉砂巖細(xì)砂巖中溶蝕很不發(fā)育，溶孔極少，溶孔率基本上都低于1%(圖2—圖4)。

5) 致密油儲層形成的另一個重要原因是云母顆粒與水云母雜基及碳酸鹽膠結(jié)物對石英的強烈交代。

研究區(qū)長6段和長7段細(xì)砂巖粉砂巖中云母顆粒及水云母雜基含量高(表1)，這些礦物均含有較多的堿金屬K+離子，它們對石英顆粒有較強的交代作用，在顯微鏡下可見它們對石英顆粒造成了強烈的交代作用[34,36](圖2，圖7)，在高倍鏡下可見云母與水云母雜基對石英顆粒的“蠶食”現(xiàn)象，許多石英顆粒被“蠶食”后僅留下少量殘余，這種交代作用將大大降低巖石的抗壓能力，增強壓實作用。另外，在顯微鏡下還可以見到粒間碳酸鹽膠結(jié)物對石英的交代，這種交代作用在理論上整個巖石固體體積將增加62.7%，其結(jié)果是減少大量粒間孔隙體積，導(dǎo)致巖石變致密。

4 結(jié)論

1) 鄂爾多斯盆地長6段和長7段致密油儲層形成于三角洲前緣遠(yuǎn)端、半深湖-深湖重力流的低能環(huán)境，該環(huán)境決定沉積物粒度細(xì)，雜基高，巖性主要為極細(xì)砂巖，粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖。儲層具有孔喉細(xì)小、連通程度低、物性差的特點。

2) 細(xì)粒多雜基的巖石在埋藏過程中由于粒度細(xì)，云母顆粒和粘土雜基含量高，因而抗壓性差，壓實強烈，導(dǎo)致原生孔隙和原始粒間體積大量損失。

3) 細(xì)粒沉積物經(jīng)強烈的壓實作用導(dǎo)致孔喉變得極為細(xì)小，造成孔隙流體中各種金屬陽離子和酸根陰離子出現(xiàn)半滲透膜效應(yīng)引起強烈的碳酸鹽和粘土礦物膠結(jié)，使巖石經(jīng)壓實后殘余的粒間空間再次因膠結(jié)作用而進(jìn)一步減少，孔隙度滲透率進(jìn)一步變差。粘土尤其是伊利石在孔隙形成搭橋狀和絲網(wǎng)狀膠結(jié)，使巖石的滲透率大大降低。

4) 巖石經(jīng)強烈的壓實和膠結(jié)后孔隙和喉道都變得非常狹小，后期酸性流體難以進(jìn)入發(fā)生明顯的溶蝕作用，溶蝕弱；加之云母顆粒與水云母雜基及碳酸鹽膠結(jié)物對石英的強烈交代降低巖石抗壓性以及增加巖石固體體積，最終導(dǎo)致了儲層致密化。

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(編輯 張亞雄)

Micro-petrology,pore throat characteristics and genetic mechanism of tight oil reservoirs—A case from the 6thand 7thmembers of Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin

Zhong Dakang1,2

[1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249，China]

The 6thand 7thmembers of Yanchang Formation (Chang 6 and Chang 7) contain a large number of tight oil in the Longdong area of Ordos Basin. However,poor understanding of their microscopic characteristics and genesis has hindered the exploitation of tight oil. The current study attempts to investigate the pore throat characteristics and genesis of tight oil reservoirs of Chang 6 and Chang 7 members of Yanchang Formation on the basis of pore cast thin section,field emission electron microscopy (FE-SEM) and so on. The results show that the tight oil reservoirs were deposited in distal bar and sheet sand of delta front and gravity flow of semi-deep to deep lake,and the tight oil reservoir rocks with fine grain size and high matrix content (8%-10%) consist of very fine sandstones,siltstones,pelitic siltstones and silty mudstones. These reservoir rocks have very poorly developed pores,low thin section porosity averaging at 1.8%,small pore radius averaging at 30 μm,fine throat radius averaging at 0.08μm,low porosity averaging at 9% and low permeabi-lity of less than 0.3×10-3μm2. The main pore types of the tight oil reservoirs are micropore of intergranular matrix,dissolution pore of feldspars and rock fragments and intercrystalline pore of cements. The microscopic characteristics of different oil reservoir rocks are different. The low-energy sedimentary environment is decisive in determining the fine grain size and high matrix content of the reservoir sandstones,which have weak resistance to compaction in early burial stage,hence,significant amount of original pore volume is lost,and the pore throat sizes become smaller. In the reservoir rocks with tiny pore throats,the strong carbonate and clay mineral cementation (especially the bridging and network-like cementation of illite),caused by semi-permeable membrane effects of ions,further reduce the porosity and permeability of the reservoir rocks,preventing the later acidic fluid dissolution and formation of secondary porosity. In addition,the strong replacement of quartz by detrital micas grain,hydromuscovite matrix and carbonate cement lowers the resistance of the reservoir rocks and increases the solid volume,finally leading to the tightening of the reservoir rocks.

microscopic characteristic,formation mechanism,reservoir,tight oil,Ordos Basin

2016-07-20;

2016-12-20。

鐘大康(1961—)，男，教授，碎屑巖儲層。E-mail:zhongdakang@263.net。

國家科技重大專項(2016ZX05002-004-009)；國家自然科學(xué)基金項目(41072104)。

0253-9985(2017)01-0049-13

10.11743/ogg20170106

TE122.2

A