3.1.1.1 储层类型
致密砂岩储层与常规砂岩储层相比，其沉积背景和环境、成岩演化、孔隙类型、孔喉结构、孔隙连通性，储集性等方面均有较大差异(表3.2)。中国致密砂岩储层，主要发育于陆相和海相两种沉积环境，按成因机理可分为原生沉积型和成岩改造型两种类型。
表3.2 致密砂岩储层与常规砂岩储层特征对比
(1)原生沉积型致密砂岩储层
中国陆相沉积盆地原生沉积型致密砂岩储层，多分布于冲积扇与三角洲前缘相带内。冲积扇致密砂岩储层的主要特征是颗粒杂基支撑、分选差、泥质含量高；湖盆三角洲前缘相致密砂岩储层的主要特征是岩石颗粒细、分选差、泥质含量高。
(2)成岩型致密砂岩储层
1)陆相成岩型致密砂岩储层，大多埋藏深度大，成岩演化程度较高，多已演化至中成岩晚成岩阶段，强压实、压溶作用和胶结充填作用表现较为强烈。机械压实作用在早成岩期强度最大，使沉积物由未接触到点接触、线接触，损失大量粒间孔隙。沉积物随埋深增加，颗粒接触处将发生晶格变形和溶解作用；随着颗粒所受压力的不断增加和地质时间的推移，颗粒受压溶处的形态将依次由点接触演化为线接触、凹凸接触和缝合线接触，压溶作用为硅质胶结物提供了一定的二氧化硅。如四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩储层，在显微镜下常见石英颗粒间呈线—凹凸接触，甚至缝合线接触，可见塑性岩屑、斜长石聚片双晶弯曲折断、石英颗粒间的微缝合线接触。
2)海相成岩改造型致密砂岩储层，主要分布于塔里木盆地志留系、四川盆地志留系小河坝组、鄂尔多斯盆地石炭-二叠系，发育于辫状河三角洲、砂坝、潮坪等环境，如四川盆地志留系主要岩石类型以极细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，矿物成分以石英为主，岩屑以泥板岩、硅质岩、片岩和中酸性喷出岩岩屑为主，储层致密。塔里木盆地志留系主要岩性为粉细砂岩、中细砂岩，成岩压实作用强烈，碳酸盐胶结与石英次生加大普遍发育，孔隙中网状黏土发育，产生水锁等是导致储层致密的主要控制因素。
3.1.1.2 储层岩石学特征
成分成熟度和结构成熟度低，是中国陆相低渗—致密储层的主要特点，表现为长石和岩屑含量普遍较高，多为长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，石英砂岩少见。颗粒大小混杂，分选和磨圆较差，泥质含量高。此特征使沉积物在成岩过程中容易发生压实作用，压实强度较大，使孔隙度大大减少，储层物性较差。
如四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩储层，成分成熟度指数一般为0.32～2.45，最高可达6.14。石英含量一般为24%～70%，最高可达86%；长石含量一般为0.5%～18%；岩屑含量一般为12%～65%，最高可达75.5%，岩屑成分主要为火山岩岩屑和变质石英岩岩屑，含少量的沉积岩岩屑和低级变质岩岩屑。砂岩储层分选性较好—中等，颗粒支撑，磨圆度为次圆，泥杂基含量一般＜2%；在成岩过程中形成的各种自生矿物总量较低。该区砂岩中的胶结物含量一般在5%～6%，最高可达15%，为绿泥石、硅质、(含铁)方解石、(铁)白云石、泥晶菱铁矿、黄铁矿，其中对储层物性影响较大的为绿泥石、硅质、方解石。在岩石的碎屑组分中，石英抗压强度最大，若石英含量低于35%，岩石抗压强度骤减，则储层物性较差；并非石英含量愈高物性愈好，当石英含量超过75%左右时，硅质胶结物含量增加一倍以上，硅质将颗粒之间的孔隙充填，则储层物性不好。长石的抗压强度次之，若长石含量低于1%左右，则储层物性较差，且长石是储层次生孔隙产生的物质基础。岩屑分为刚性和塑性岩屑，其中塑性岩屑抗压强度最小，对储层物性影响较大，另外塑性岩屑与粒度有很好的负相关性；刚性岩屑中的中变质石英岩抗压强度相对较大，火山岩相对较小，硅质岩和砂岩介于二者之间。
3.1.1.3 致密砂岩储层储集空间
致密砂岩储层孔隙类型以粒间及粒内溶孔、粒间微孔、微裂缝等次生孔隙为主，原生孔隙少见。储层物性差，孔隙度、渗透率低是致密砂岩气储层基本地质特征(表3.3)。
例如：四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩储集层孔隙以次生孔为主，少量原生孔，局部发育裂缝。次生孔以长石、火山岩岩屑溶蚀形成的粒内孔为主，少量粒间溶孔；原生孔为残余粒间孔和杂基(主要为伊利石和伊蒙混层)微孔。据铸体薄片鉴定，孔隙以次生孔隙为主(85%)，少量残余粒间孔(7%)、杂基微孔(8%)；储层物性差，孔隙度、渗透率之间相关性较差，相关系数仅为0.27，表明渗透率大小不仅与总孔隙多少有关，更主要受孔隙结构、裂缝发育状况控制。
鄂尔多斯盆地苏里格庙气田盒8段致密砂岩储层，以微孔隙为主，少量的粒间溶孔和粒内溶孔，局部发育有微裂缝；山1段岩石面孔率为1%～9%，以微孔隙为主。
3.1.1.4 致密砂岩储层孔喉结构
致密砂岩储层孔喉结构主要包括孔喉大小及其分布、孔喉空间几何形态、孔喉间连通性等。按孔喉大小可进一步划分为微米级和纳米级孔喉。微米级孔喉指直径大于1μm的孔喉，纳米级孔喉指直径小于1μm的孔喉。
四川盆地上三叠统须家河组致密储层，最大孔喉直径在0.32～5.04μm之间，平均1.82μm；中值孔喉直径在0.03～0.7μm之间，主体为0.03～0.5μm，平均0.18μm，总体上储层孔喉细小。储层孔喉分选系数在2.05～3.97之间，平均2.73，分选系数较大，孔喉分选较差。储层排驱压力和饱和度中值压力大，平均分别为1.20MPa和13.2MPa。根据孔喉直径与孔隙度、渗透率的相关性分析，在孔隙度＜10%、渗透率＜1×10-3μm2的情况下，相关性很差。
鄂尔多斯盆地陕北地区长6油层组致密砂岩储层，平均孔隙度11.25%，平均渗透率1.03×10-3μm2，储集空间以长石、岩屑及浊沸石次生溶蚀孔隙为主；包括粒间溶孔、粒内溶孔、颗粒溶孔及铸模孔，其中粒间溶孔约占50%，粒内溶孔约占30%，颗粒溶孔及铸模孔较少，同时可见微裂缝发育。孔喉分布范围较广，介于20nm～8μm之间。半径小于0.11μm的孔喉约占总孔喉的65.1%，半径介于0.1～1.0μm的孔喉约占总孔喉的30.8%，二者相加，纳米级孔喉占总孔喉的95%以上，大于1.0μm的孔喉在整个岩样中所占比例为5%(图3.1)。中值孔喉半径、最大孔喉半径均与渗透率呈现出良好的正相关性绝大多数样品孔喉半径小于1μm，相应的渗透率小于1.0×10-3μm2。
表3-3 中国主要含油气盆地典型致密砂岩储层特征
图3.1 鄂尔多斯盆地长6油层组孔喉分布直方图
3.1.1.5 储层致密化成因
储层质量在空间和时间上的变化，受众多因素控制，沉积盆地的性质和沉积环境控制了沉积物的组成、岩石的结构和原生孔隙。储层成岩作用是一个十分复杂的地球化学过程，受构造演化、沉积作用、矿物、盆地热流性质、流体运移及成岩环境中物理化学条件等多种因素控制，最关键的是矿物与孔隙流体之间的相互作用条件和方式，以及随之发生的迁移方向、途径与沉淀位置等。流体流动是影响成岩作用的关键因素。
(1)沉积作用对储集性的影响
沉积相是控制储层物性的基础，在宏观上控制储层物性的好坏，储层物性在很大程度上受控于其成分及结构。如果砂岩在成分上具有石英、长石等刚性颗粒含量高、泥质含量低的特点，在结构上又属于粒度较粗、分选和磨圆较好的砂岩，则不仅有利于残余原生粒间孔隙保存，也有利于次生孔隙的发育。相反，如果为泥质含量高、粒度细小的砂岩类型，则其储集性一般较差。深层砂岩粒度与物性具有一定的正相关关系，粉砂岩通常含有较多的泥质填隙物，物性很差，经过压实和成岩改造后基本失去了储集能力。
对四川盆地上三叠统须家河组40口井沉积微相与储层物性的关系统计发现，有利储层主要发育在三角洲平原的高能河道中，其中退积型河口坝组合、加积型河道砂坝、河道砂坪与河道间组合、加积型河道砂坝与河道间组合最有利，储层平均孔隙度在4%以上，平均渗透率在0.05×10-3μm2以上。
不同沉积微相之间，储层物性有明显差别，而且同一沉积微相在不同地区或井中，储层物性差别也较大，如在辫状河三角洲各沉积微相孔隙度相差较大。同一口井同一沉积微相在不同层段，储层物性差别也比较大，如龙13井3540～3560m井段为辫状河三角洲前缘河口坝微相，其上部储层孔隙度小于1%，下部孔隙度大于5%。
(2)成岩作对储集性的影响
砂体最终能否成为有效储集体，关键是后期成岩作用对原始孔隙的改造程度。建设性成岩作用主要有溶蚀作用和构造破裂作用，导致孔隙度增大；破坏性成岩作用主要有压实作用、压溶作用和胶结作用，造成孔隙度降低；交代作用对孔隙度影响较小。
A.压实作用对储集性的影响
机械压实作用，是致密砂岩储层形成的最重要成岩作用之一。早成岩期机械压实作用强度最大，是固结成岩的最主要因素。中成岩期随埋深增加，机械压实作用进一步增加，将在中成岩作用A期产生的次生孔隙进一步压实；岩石颗粒在石英加大后呈线—凹凸接触，可见云母弯曲折断、软颗粒呈微缝合线接触。
图3.2 四川盆地上三叠统须家河组辫状河三角洲不同沉积微相孔隙度分布图
如四川盆地上三叠统须家河组，各地区机械压实作用都非常强烈。川西周缘前陆盆地山前带和前渊带地层，都经历了早期(燕山期)的快速深埋，其后为侏罗纪—古近纪的缓慢沉降阶段，其中前渊带在喜马拉雅早期又经历了一期深埋作用，深度一般在5500～6000m，并且深埋时间长，作用充分，储层压实作用强，尤其是大巴山前缘及川西南部，压实作用最为强烈，使原生孔隙损失了近90%，再加上胶结作用使原生孔隙损失近5%，使得各层段的原生孔隙损失较大，大部分样品没有或只有少量残余原生孔隙。
B.胶结作用对储集性的影响
胶结作用也是致密砂岩储层形成的重要影响因素之一。以鄂尔多斯盆地延长组为例，其成岩作用复杂且非常强烈，具有多期次、多类型特征，成岩自生矿物类型多样。延长组不同油层组砂体，晚成岩阶段胶结作用非常强烈，表现为斜长石的钠长石化和高岭石化非常明显，高岭石、伊利石和绿泥石等自生黏土矿物含量较高，亮晶方解石和钠长石重结晶现象明显；其含量与储层砂岩的孔隙度成明显负相关关系，胶结作用对储层物性有明显影响。
c.溶蚀作用对储集性的影响
溶蚀强度的差异是沉积控制基础上，储层质量差异的主要因素，可以发生在成岩作用各个时期，但中成岩阶段由有机质脱羧引起的溶蚀作用，对储集空间形成具有特别重要的影响。溶蚀作用主要是针对不稳定组分，如长石、岩屑等常发生粒内溶蚀，碳酸盐胶结物溶蚀和粒间溶孔较为少见。
四川盆地须家河组储层受溶蚀矿物主要是长石和岩屑。长石颗粒常沿解理、破裂缝发生溶解，形成蜂窝状粒内溶孔，有的几乎完全被溶蚀形成铸模孔，长石颗粒溶孔是区内须家河组储层的主要储集空间。对研究区铸体薄片进行统计发现，须家河组因溶蚀作用为储层提供的孔隙度一般小于3%，平均为2%，最高可达5%，须二段长石含量总体上比须四段多，次生溶孔相对发育，薄片统计面孔率平均可达3.19%。
d.构造作用对储集性的影响
构造运动可以使比较致密的储层产生裂缝，如川西前陆盆地上三叠统储层，经过多期冲断作用使其构造裂缝发育，尤其是川西前陆盆地西部地区储层，由于其早期的深埋压实作用，致使储层多已致密化，裂缝改善作用往往对其储集性能有决定性影响，破碎裂缝的形成与分布又与前陆冲断构造运动密切相关。
川西地区部分井的测试情况表明，储层具双重介质系统，即基质和裂缝都对储渗系统起作用。裂缝在致密储层中主要起增加孔隙度、提高渗透率、促进沿裂缝形成溶蚀孔缝系统等作用，其中裂缝对总孔隙度的提高贡献不大，裂缝率一般小于1%，但对渗透率的增加作用很大，对渗透率的增加一般可达十倍至几十倍。但构造挤压作用对储层的压实也产生负面影响。