0 引言
河套盆地临河坳陷古近系渐新统临河组二段（简称临二段）—临河组一段（简称临一段）发育辫状河三角洲前缘砂体。自2020年以来，陆续在临河坳陷临二段—临一段深层—超深层获得高产油流，深层储层试油自喷日产最高达523 m3，超深层储层试油自喷日产达1 285.77 m3。在埋深大于4 500 m、孔隙度最高达29.2%、渗透率最高达2 550×10−3 μm2的深层高孔-高渗砂岩储层及埋深大于6 000 m、孔隙度高达18.2%、渗透率达42.9×10−3 μm2的超深层中孔-中渗砂岩储层，薄片分析揭示其储集空间以原生粒间孔为主。临河坳陷临河组深层—超深层古近系储层的物性远远超出同样是新生代断陷盆地的渤海湾地区古近系，其优质储层成因及其主控因素成为学术界关注的重要科学问题。前人主要针对临河组沉积相、油气来源和成藏史开展了研究，对深埋高孔储层成因、储层物性差异性成因及优质储层主控因素研究相对薄弱[13⇓-15]。因此，本文基于岩心、钻井、测井新资料，结合大量岩矿测试分析，对河套盆地临河坳陷临二段—临一段辫状河三角洲前缘砂岩开展储层基本特征、深埋异常高原生孔成因、物性差异性成因及优质储层主控因素等地质研究，以期对优选下步勘探战略方向、深层—超深层碎屑岩储层评价和预测提供技术支撑。
1 地质背景
河套盆地位于鄂尔多斯盆地西北缘，在平面上呈北东—东西向弧形展布于巴彦乌拉山—狼山构造带、贺兰山构造带、阴山褶皱带与伊盟隆起之间，面积约4×104 km2[13⇓-15]（见图1a ）。临河坳陷整体上处于盆地西南部，是河套盆地主要的含油气区，可分为南部吉兰泰凹陷、中部磴口低凸起和北部巴彦淖尔凹陷，区域形态表现为向西北倾没的特点[13]（见图1b ）。剖面上自东南向西北依次为斜坡带和洼槽带。临河坳陷沉积地层自下而上发育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[13⇓-15]，其中临河组分为3段，临二段和临一段为主要含油层段，临二段细分为临二段下亚段和临二段上亚段（见图1c ）。在咸化湖盆沉积背景下，临二段下亚段和临一段沉积期为碎屑物源强补给期，发育大型远物源辫状河三角洲沉积体系，具有盆内大面积满坳富砂及砂泥互层沉积特征[13]。临二段上亚段沉积期为碎屑物源弱补给的湖盆鼎盛时期，广泛发育咸化湖盆优质烃源岩。另外，上覆新近系五原组广泛发育巨厚层泥岩，可作为区域盖层。因此，临河组具有较好的生、储、盖组合条件。
2 储层基本特征
2.1 岩石学特征
临河坳陷渐新统临河组储层主要为富含石英的长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。储层成分成熟度高，以富含石英为主要特征。碎屑颗粒中石英含量平均值为72%，最大可达88%，长石含量平均值为16%，最大可达28%，岩屑含量平均值为12%，岩屑类型主要为富含石英的石英岩岩屑和花岗片麻岩岩屑，石英、长石和刚性岩屑总含量平均值可达90%。储集层填隙物总占比一般小于5%，局部较高，以泥杂基、方解石、白云石和硬石膏为主，占填隙物总含量超过95%。
储集砂岩碎屑颗粒分选好，分选系数主体为1.3~1.7，磨圆中等，颗粒支撑，砂岩粒级偏细，主要为中细砂岩和细砂岩，次为不等粒砂岩和粉砂岩，其中中细砂岩和细砂岩泥杂基含量低，胶结物含量整体低，局部高，物性最好，不等粒砂岩一般富含泥杂基，物性较差，粉砂岩一般富含胶结物，物性差。整体上，临河组砂岩储层具有高刚性颗粒含量、高成分成熟度、高结构成熟度和低填隙物含量的三高一低特征。
2.2 储集空间及物性特征
铸体薄片观察及扫描电镜分析结果表明，尽管临二段—临一段主体埋深在4 000 m以深，但储层储集空间均以原生粒间孔为主（见图2a —图2g ），平均占孔隙类型的95%以上，储层孔渗线性相关性较好（见图3a ），说明原生孔隙是储层中流体的主要渗滤通道。
图2 临河坳陷古近系临河组砂岩储层储集空间及成岩作用特征（a）兴华111井，5 676.81 m，中细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点-线接触，铸体薄片；（b）兴华12-2井，4 986.53 m，细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点-线接触，铸体薄片；（c）河探1井，6 037.00 m，细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点-线接触，薄片照片；（d）河探1井，6 195.00 m，中细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点-线接触，铸体薄片；（e）兴华1井，4 239.50 m，细砂岩，粒间孔发育，压实弱，扫描电镜；（f）兴华1-2井，4 416.95 m，中砂岩，颗粒边缘发育方解石，铸体薄片；（g）兴华1-2井，4 302.31 m，细砂岩，方解石连晶状充填部分孔隙，铸体薄片；（h）兴华111井，5 680.50 m，细砂岩，白云石呈泥晶状充填粒间，铸体薄片 |
16口井1 023块岩心实测物性数据统计结果表明，临河组储层孔隙度主体为10%~25%，平均值为17.3%，最大可达29.2%；渗透率主体为（10~1 000）×10−3 μm2，平均值为194.7×10−3 μm2，最大可达2 550×10−3 μm2（见图3b 、图3c ）。依据碎屑岩油气储层评价方法行业标准[16]，储层整体属于中—高孔、中—高渗型储层，其中深层储层孔隙度最高可达29.2%，渗透率最高可达2 550×10−3 μm2，为高孔-高渗储层，超深层储层孔隙度最高可达18.3%，渗透率最高可达42.9×10−3 μm2（见图3d 、图3e ），为中孔-中渗储层。在储层物性整体较好的背景下，临河组也发育部分低孔—超低孔、低渗—超低渗储层，主要为富胶结物砂岩和富泥杂基砂岩。总体来说，临河坳陷临河组由南至北均规模发育中—高孔、中—高渗优质原生孔型储层。
2.3 成岩作用
临河坳陷临河组取心段最大埋深约为6 200 m，具有总体深埋弱压实、弱胶结，局部强压实、强胶结成岩特征。岩石铸体薄片及扫描电镜分析结果表明压实作用和胶结作用是造成临河组储层原生孔隙损失的主要因素，溶蚀作用弱，压溶作用、重结晶作用及交代作用基本不发育。
2.3.1 压实作用
压实作用伴随临河组储层埋藏演化的整个过程，是造成储层原生孔隙损失的最主要成岩作用。临河坳陷临河组砂岩压实作用主要表现为沉积期的碎屑颗粒随埋深加大逐渐压实，碎屑颗粒重新排列成紧密稳定堆积状态，富泥杂基的不等粒砂岩具有泥杂基压实变形特征。临河组取心段埋深为4 000~6 200 m，储层整体压实强度较弱（见图3d 、图3e ），碎屑颗粒间主要呈点-线接触特征，基本无凹凸接触特征，部分颗粒呈“漂浮”状（见图2a —图2g ）。埋深约为6 100 m的储层薄片显示保存大量原生孔隙（见图2c 、图2d ），孔隙度高达18.2%。薄片分析表明临河组埋深为4 000~6 200 m的储层压实减孔量主体为8%~20%，平均值为14%，压实作用造成原生孔隙相对损失量主体为30%~55%，平均值约为40%，压实强度总体较弱（见图4 ）。受岩石组构的影响，不同岩性储层表现出明显的压实非均质性。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粒间使粒间孔隙损失；泥杂基含量较少、分选较好的中细砂岩和细砂岩压实较弱，颗粒呈点-线接触，粒间孔隙大量保存；胶结砂岩中颗粒呈点接触或“漂浮”状，表现为弱压实特征，表明早期胶结物有效抑制了砂岩后期埋藏压实作用。临河组实测地层压力数据表明斜坡带压力系数为0.93~1.10，为正常压力体系，淖西洼槽带压力系数为1.54~1.56，为超压体系。生烃作用是导致淖西洼槽带临河组泥岩超压的主要因素，通过超压传递形成储层内部超压[13]。兴华1井5 078.40 m临河组储层中与油包裹体同期的盐水包裹体均一化温度主要集中在130~140 ℃，结合埋藏史-热史分析表明临河坳陷临河组储层油气充注始于距今3 Ma并持续至今。因此，临河组储层内部超压形成时间应晚于距今3 Ma，超压对储层压实影响弱。综合分析深埋优质储层沉积组构，并结合成岩背景认为临河组储层刚性颗粒含量高，分选磨圆较好，高成分成熟度和高结构成熟度使储层抗压实能力强。临河坳陷临河组实测地温和盐水包裹体均一化温度表明地温梯度主要为（2.0~2.6） ℃/100 m，平均值为2.3 ℃/100 m，低地温梯度背景使储层压实减孔率低。埋藏史表明临河组在距今5.3 Ma之前埋深长期小于2 500 m，之后短时间快速深埋至现今埋深，早期长期浅埋—晚期快速深埋使储层经历低温、低有效应力时间长，高温、高有效应力时间短，导致储层在深层—超深层压实减孔量低。
2.3.2 胶结作用
河套盆地临河坳陷新生代时期为咸化湖盆，储层胶结作用较发育，是临河组储层原生孔隙损失的另一重要成岩作用。统计13口井201块样品薄片观察及分析测试结果显示，临河组储层胶结物类型主要为方解石（见图2g ）、白云石（见图2h ）和硬石膏，少见硅质和自生黏土矿物，方解石一般呈泥晶或连晶胶结于粒间孔隙内，白云石呈泥晶、粉晶或自形晶充填于粒间孔隙，硬石膏一般呈连晶充填于粒间孔隙，骨架颗粒呈点接触或漂浮状，说明胶结作用发生于准同生期—早成岩期。胶结物体积分数为0~28%，平均值为7%，胶结作用造成原生孔隙相对损失量主要为0~40%，平均值为19%（见图4 ），表明储层整体胶结物含量低，局部胶结物含量高。胶结物在不同粒度砂岩中均有分布，其中泥质含量低的不等粒砂岩和粉砂岩中胶结物含量较高。厚层且横向稳定的水下分流河道和河口坝砂体顶底部及边部胶结物含量高，中部弱胶结或未胶结，薄层滩坝砂、席状砂和水下分流河道砂整体胶结物含量高。
因此，不同岩性砂岩具有差异成岩特征，富泥杂基不等粒砂岩经历强压实、弱胶结，富胶结物砂岩经历了强胶结、弱压实，这两种砂岩整体物性较差。低填隙物砂岩经历了弱压实和弱胶结，物性好，形成深层—超深层优质储层。
3 深层—超深层异常高孔储层成因
综合储层物质组构、成岩动力场背景及成岩演化研究认为，先存抗压实能力强的物质组构基础、后期低地温梯度与长期浅埋—晚期快速深埋埋藏方式构成的弱压实成岩动力场、咸化湖盆古水体咸化及盐度分异形成的流体弱压实-弱胶结成岩环境3大因素耦合形成临河组深层—超深层中高孔优质原生孔储层。
3.1 先存物质组构抗压能力强
砂岩碎屑成分和结构是储层成岩演化的先存物质组构基础，是影响砂岩早期机械压实程度的主要因素[17⇓⇓-20]。早期机械压实主要表现为碎屑颗粒重新排列堆积和塑性变形。临河坳陷临河组砂岩为富含刚性颗粒的石英岩和花岗片麻岩类变质岩母岩经长距离搬运淘洗而沉积形成，成分成熟度和结构成熟度高，为优质储层发育提供了重要物质组构基础。临河组砂岩石英碎屑颗粒含量高，较高的刚性颗粒含量使储层压实过程中抗压实能力强，塑性变形程度低。同时砂岩碎屑颗粒分选磨圆总体较好，使储层碎屑颗粒重新排列至紧密稳定堆积状态时能保留更多的粒间孔隙体积。相似埋深和岩性背景下，临河组储层压实减孔量与刚性颗粒总体积分数呈负相关关系，储层刚性颗粒体积分数越高，压实减孔量越低。储层压实减孔量与分选系数呈正相关关系，相似埋深背景下，分选越好，分选系数越小，压实减孔量越低。因此，较高的刚性碎屑颗粒含量和较好的分选使储层抗机械压实能力强，利于原生孔隙的保存。
3.2 后期成岩动力场的热压实作用弱
砂岩埋藏过程中经历的地温场、埋藏方式、流体作用和应力场都会影响孔隙成岩演化，这些综合因素共同构成储层后期成岩动力场[17,19]。临河坳陷渐新统临河组储层溶蚀作用和深埋藏期胶结作用总体均较弱，流体作用对储层孔隙成岩演化影响小。临河组沉积期至第四纪，临河坳陷整体构造背景为伸展沉降背景，构造应力场对储层影响弱，第四纪以来，盆地进入走滑伸展改造期，表现为压扭为主的构造应力，此时储层已埋深至深层—超深层，碎屑颗粒紧密堆积，构造应力场对储层压实作用影响小。构造应力场和晚期生烃造成的超压基本不影响储层原生孔隙后期压实演化（深度大于2 000 m）。因此，地温场和地层埋藏方式共同构成临河组储层后期热压实成岩动力场，是储层孔隙成岩演化的主要影响因素，特别是在储层碎屑颗粒压实至紧密稳定堆积状态之后的深埋藏阶段。在构造应力和超压对储层影响弱地区，一定成分成熟度和结构成熟度砂岩埋藏至某一深度时孔隙保存程度的主要决定因素是地温、地质年代和埋藏方式，可用时间-温度指数（It-t）来表征这3个因素对储层的综合效应，其数学表达式见文献[17⇓⇓-20]。这一指数主要受控于地温，因此称为砂岩的热成熟度，可反映砂岩的压实强度[17⇓⇓-20]。临河坳陷低地温梯度背景和临河组长期浅埋—晚期快速深埋埋藏方式构成的热压实成岩动力场利于储层弱压实，使深层—超深层储层具有较低It-t值、低热成熟度和低压实减孔量。
3.2.1 低地温梯度减缓压实减孔速率
盆地地温场是控制储层成岩演化的关键因素，地温梯度升高不仅会加速砂岩中的水-岩反应速率，而且会加快砂岩的机械压实速率，高地温梯度区砂岩的压实速率明显高于低地温梯度区[17-18]。临河坳陷现今地温梯度为（2.0~2.6） ℃/100 m，平均值为2.3 ℃/100 m，地温梯度较低。据已有钻井岩心孔隙度与埋深关系分析，储层纵向减孔率平均值为（2%~3%）/1 000 m，压实减孔速率低（见图3d ）。通过恢复埋藏史和热史（见图5 ），可计算临河组现今不同埋深储层It-t值，深埋至6 000 m时It-t值约为8（见图6 ），且该值与压实减孔量呈明显对数关系，表现为相似粒度、填隙物含量和分选系数储层，It-t值越高，压实减孔量越大（见图7 ）。在与临河组储层相同埋藏方式和岩性背景下，模拟地温梯度分别为3.0 ℃/100 m和3.5 ℃/100 m条件下砂岩埋深与It-t关系，埋深至6 000 m时It-t分别约为200和1 500，远大于相同埋深的临河组砂岩。It-t与深度关系图和It-t与压实减孔量关系图表明埋藏至相同深度时，高地温梯度区储层比低地温梯度区具有较高的It-t，对应较大的压实减孔量。临河坳陷低地温梯度背景下，临河组深层—超深层储层It-t总体偏低，热成熟度低， 压实减孔量低。
3.2.2 长期浅埋、短期深埋有利于储层保孔
地层埋藏方式决定了砂岩经历的成岩埋藏时间、埋藏深度以及砂岩处于一定成岩环境的有效作用时间和作用强度[17-18]。在具有较统一地温场地区，地层埋藏方式是控制储层成岩和孔隙演化的主要因素[17]。在地层没有抬升剥蚀地区，地层埋藏方式可分为早期长期浅埋—晚期快速深埋型（简称长期浅埋型）、渐进埋藏型和早期深埋型。相同地温场背景下，相同时代和岩性砂岩以不同的埋藏方式埋藏至相同深度具有不同的It-t值，长期浅埋型砂岩经历的低温度、低有效应力作用时间长，高温度、高有效应力作用时间短，具有较低的It-t值，渐进埋藏型砂岩次之，早期深埋型砂岩It-t值最大，表明长期浅埋型砂岩热成熟度和压实强度较其他两类埋藏方式弱，利于原生孔隙大量保存（见图6 ）。由南至北，临河坳陷渐新统临河组埋藏方式均为长期浅埋型，表现为地层在距今5 Ma之前长期处于2 500 m以浅，经历较长的低温度、低有效应力作用时间，晚期短时间快速深埋超过4 000 m，经历较短的高温度、高有效应力作用时间，导致储层现今It-t值低，压实减孔量低。临河组埋深为4 000~7 500 m时It-t值为0.2~40.0，对应预测储层压实减孔量为12%~22%，储层弱压实。
3.3 流体弱压实-弱胶结成岩环境
3.3.1 咸化湖盆储层流体压实作用弱
3.3.2 低古盐度区储层胶结减孔量小
临河坳陷临河组沉积于半咸水—咸水水体环境，古水体盐度在平面上和纵向上具有分异性（见图9 、图10 ）。平面上，斜坡区古水体盐度较洼槽区低，低古水体盐度区储层整体胶结强度较弱、局部较强，表现为整体胶结物总含量较低、局部较高的特征。纵向上，砂地比高的临二段下亚段和临一段古水体盐度较临二段上亚段低。不同厚度砂体储层精细表征表明厚层砂体顶底胶结作用强，薄层砂体一般为整体胶结（见图8 ）。厚层砂体内部不同部位胶结作用强度的差异性与其距砂泥接触面距离相关，胶结作用强度由砂体顶底的砂泥接触面向砂体中部具有明显降低趋势。砂体内部胶结物含量与该部位距砂泥接触面距离相关性强，距离越小，胶结物含量越高（见图11a ），距离大于2.5 m时，胶结物总体积分数小于3%，并且含量趋于稳定。不同厚度砂体中部胶结物含量统计表明，砂体厚度越厚，其中间部位的胶结物含量越少，薄层砂体整体胶结物含量较高（见图11b ）。临河组厚层砂体占比较大，厚度大于3 m砂体占比约为35%，厚度为1~3 m砂体占比约为50%，厚度小于1 m薄层砂体占比小于15%。因此，临河组储层胶结作用整体较弱，胶结减孔量低。
4 优质储层主控因素与形成演化
临河坳陷渐新统临河组在深层—超深层发育中—高孔优质储层背景下，相同埋深储层物性也表现出优劣并存的差异特征。岩矿薄片鉴定及物性测试分析表明，储层物性差异性主要受粒度、分选和填隙物含量控制，粒度越细，分选越差，填隙物含量越高，储层物性越差。岩心薄片观察结果表明储层填隙物类型主要为泥杂基和胶结物两大类。储层粒度、分选和泥杂基含量主要受沉积水动力条件控制，储层胶结物类型及含量主要受咸化湖盆古水体盐度和砂体厚度控制。
4.1 优质储层主控因素
4.1.1 沉积水动力
沉积水动力条件决定了碎屑岩沉积物的粒度、分选和泥杂基含量，进而影响储层后期成岩及物性演化。临河组不同粒径储层物性特征表现为粉砂岩最差，不等粒砂岩较差，自细砂岩向中细砂岩逐渐变好。临河组岩心观察及铸体薄片鉴定资料分析表明，粉砂岩一般发育于弱水动力沉积下的薄层席状砂、河口坝底部和水下分流河道顶部，泥质含量较多，原始物性差，后期易于发生胶结作用，胶结物含量一般大于15%，使得现今物性最低，孔隙度一般小于8.5%。不等粒砂岩一般发育于弱水动力条件下的水下分流河道底部及侧缘、河口坝侧缘和分流间湾砂，分选差且含较多泥杂基，泥质含量一般为10%~30%，这不仅造成原始物性较低，且埋藏压实过程中碎屑颗粒更易于滑动和重新排列，泥杂基和较细颗粒被挤入较粗颗粒粒间使得粒间孔隙损失，进而加快压实进程，导致物性损失相对较大，现今孔隙度一般为1%~15%。分选较好的细砂岩至中细砂岩一般发育于较强水动力沉积下的水下分流河道砂和河口坝砂主体部分，填隙物含量一般小于10%，孔隙度一般大于15%，物性最优（见图12 ）。
4.1.2 咸化湖盆古水体盐度
咸化湖盆古水体盐度对储层准同生期—早成岩期胶结物含量及类型具有控制作用，进而影响储层物性。临河坳陷临河组中与砂岩互层的泥岩沉积于咸化水体环境，富含Ca2+、Fe2+、Mg2+、CO32−、SO42−等离子，且古水体盐度越大，上述离子越富集。准同生—早成岩阶段，泥岩正常压实过程中，孔隙压力变大，碳酸盐、硫酸盐等矿物溶解度大，大量上述离子进入地层水中。随着压实作用进行，地层水在砂泥岩接触处由压实作用产生的孔隙流体压力差和浓度差通过扩散作用进入邻近砂岩沉淀形成胶结物，在砂岩顶底形成胶结带，进而可阻止中成岩—晚成岩阶段泥岩中高浓度地层水进入砂岩内部，致使厚层砂岩中部胶结强度弱。咸化湖盆古水体盐度越高，泥岩厚度越厚，进入砂岩的流体咸化浓度越大，扩散作用越强，进而使砂岩胶结强度越强，胶结带厚度越厚。纵向上，由临二段—临一段顶底向临二段上亚段，岩性组合表现为暗色泥岩单层厚度和累计厚度逐渐变大，且泥岩中石膏含量逐渐增多。平面上，由斜坡带向洼槽带，暗色泥岩占比和单层厚度逐渐变大，泥岩中石膏含量逐渐增高，且临二段上亚段中的石膏层逐渐增厚，在盆地中心可发育厚层石盐。由临二段下亚段向临一段，泥岩中的Sr/Ba值具有由低变高再变低的特征，指示古水体盐度由低变高再变低，砂岩储层胶结物含量总体特征由低变高再变低，储层物性由好变差再变好（见图10 ）。平面上，由斜坡区向洼槽区，根据岩性及自生沉淀矿物特征可分为低盐度区、中等盐度区、较高盐度区和高盐度区（见图9 ）。低盐度区砂岩胶结强度弱，胶结物主要为方解石和白云石。中等盐度区砂岩胶结强度较弱，胶结物主要为方解石、白云石和少量硬石膏。较高盐度区砂岩胶结强度中等，胶结物主要为硬石膏、方解石和白云石。高盐度区砂岩胶结强度较强，胶结物主要为硬石膏、石盐和芒硝。随着湖水古盐度增高，砂岩中胶结物总量逐渐变高，砂岩顶底胶结带也逐渐变厚，物性也逐渐变差，胶结物类型由以碳酸盐为主变为由以硬石膏、石盐和芒硝为主。
4.1.3 砂体厚度
4.2 优质储层形成演化
在优质储层主控因素研究的基础上，结合临河组埋藏演化和湖盆古水体盐度特征分析表明优质储层成岩演化可分3个阶段（见图14 ）。①早期快速压实减孔阶段（距今约23~30 Ma）：为临二段—临一段沉积期，湖盆水体咸化，盆地为弱伸展断拗背景，构造挤压作用弱。地层快速深埋至1 500~2 000 m，碎屑颗粒由松散堆积逐渐压实至颗粒点接触的紧密堆积状态。富含泥质杂基的不等粒砂岩由于抗压实能力弱，导致砂岩大量压实减孔，此阶段末期孔隙度小于15%。与砂岩互层的泥岩中的高浓度咸化流体通过扩散作用经砂泥界面浸入邻近砂岩，在砂岩顶底形成富胶结物砂岩，阶段末期富胶结物砂岩孔隙度小于10%。临河组低填隙物的细砂岩和中细砂岩抗压实能力强，局部富集的少量胶结物进一步增强了其抗压实能力，能够保存大量的粒间孔隙，阶段末期孔隙度最高约30%。②中期长期浅埋弱压实阶段（距今5.3~23.0 Ma）：为临二段—临一段长期浅埋藏阶段，盆地为伸展断陷沉积特征，构造挤压弱。地层缓慢埋深至2 500~3 000 m，压实作用进一步增强。富含泥杂基的砂岩压实作用进一步加剧，压实减孔量进一步增大，储层进一步压实致密化，孔隙度减小至10%以下。富胶结物砂岩在高盐度咸化成岩流体介质条件下进一步胶结致密化，孔隙度减小至5%以下。由于该阶段处于长期浅埋藏的较低温、低有效应力阶段，抗压实能力强的低填隙物砂岩压实减孔量低，且砂岩顶底胶结致密带可阻止咸化成岩流体浸入砂体内部，胶结作用弱，粒间孔隙持续保存，此阶段末期孔隙度最高约26%。③晚期快速深埋弱压实减孔阶段（距今5.3 Ma至今）：盆地由上新世强伸展断陷阶段逐渐向第四纪走滑伸展阶段转变，且与油包裹体同期的盐水包裹体均一化温度显示油气在距今3 Ma以来充注进入储层成藏。其中，距今3.0~5.3 Ma，临二段—临一段短时间快速埋深至5 000~6 000 m，富泥杂基砂岩和富胶结物砂岩均已致密化。富含刚性颗粒的低填隙物砂岩机械压实作用已停止，短时间快速深埋，储层经历的高温、高有效应力时间短，压实减孔量低，且厚层砂体顶底形成的胶结致密带可阻止后期泥岩中咸化流体持续进入砂岩，后期胶结作用弱，此阶段末期储层孔隙度最高约22%。距今3 Ma至今，为油气成藏期，地层快速深埋至6 000 m以深，高孔高渗的优质储层被油气有效充注，后期伸展走滑构造作用对储层影响弱。
4.3 优质储层分布规律
综上所述，临河组优质储层为厚层高成分成熟度和高结构成熟度的水下分流河道和河口坝砂体主体部位储层。临河组沉积时期，平面上，由盆地斜坡带向洼槽带，纵向上，由临二段—临一段顶底部向中部，沉积水动力条件逐渐减弱，砂体厚度逐渐减薄，古水体盐度逐渐增加，储层中胶结物含量也逐渐增加，易于被整体胶结的砂体厚度下限也逐渐增加，优质储层占砂体总厚度百分比逐渐降低。斜坡带临二段下亚段和临一段为碎屑物源强补给期，砂地比高，单层砂体厚度大，水体古盐度低，胶结作用较弱，预测优质储层规模发育。洼槽带砂地比相对较低，单层砂体厚度整体较斜坡区变薄，且古水体盐度变高，胶结作用是影响储层有效性的关键因素。因此，洼槽带临二段下亚段和临一段主砂体发育区的相对较厚层稳定砂岩储层富含刚性颗粒，分选磨圆好，砂体中部胶结作用弱，原生孔发育，且紧邻生烃中心，为油气富集优质储层（见图15 ）。
5 结论
临河组储层以富含石英为主要特征，石英、长石和刚性岩屑总含量平均值可达90%，具有高刚性颗粒含量、高成分成熟度、高结构成熟度和低填隙物含量的“三高一低”特征，规模发育深层—超深层中—高孔、中—高渗优质原生孔型储层。
临河组储层具有总体深埋弱压实、弱胶结，局部强压实、强胶结成岩特征。高刚性颗粒含量、高成分成熟度和高结构成熟度物质组构基础使储层抗压实能力强。低地温梯度和长期浅埋—晚期快速深埋地层埋藏方式构成弱压实成岩动力场利于储层弱压实，其中低温梯度使储层随埋深压实速率低，长期浅埋—晚期快速深埋埋藏方式使储层经历高温度、高有效应力时间短而压实减孔量低。咸化湖盆古水体咸化使储层流体压实效应作用弱，且古水体盐度在平面上和纵向上分异使低盐度区储层胶结作用弱，总体胶结减孔量低，最终形成深层—超深层原生孔型异常高孔储层。
细砂—中细砂粒级水下分流河道和河口坝沉积微相主体砂岩分选较好且填隙物含量低，是临河组深埋弱压实优质储层形成的沉积基础。古水体盐度和砂体厚度共同控制储层中胶结物含量，古水体盐度在纵向上和平面上分异控制胶结物含量及类型，低盐度区胶结作用弱，厚层砂体顶底部胶结作用强，物性差，中部胶结弱，物性好，薄层砂体易于被整体胶结而致密。斜坡带临一段和临二段下亚段砂地比高，单层砂体厚，古水体盐度低，储层胶结减孔量低，物性好，优质深层储层规模发育，洼槽带主砂体发育区的厚层稳定规模砂体中部胶结作用弱，为有利超深层储层。
符号注释：
GR——自然伽马，API；It-t——时间-温度指数，无因次；Rlld——深侧向电阻率，Ω·m；SP——自然电位，mV。