張文凱，施澤進，田亞銘，王 勇，胡修權(quán)，李文杰

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，成都 610059；2.成都理工大學(xué)“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室，成都 610059；3.成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，成都 610059）

0 引言

海相致密碎屑巖油氣勘探已有近百年歷史，致密砂巖油氣作為其重要的組成部分持續(xù)受到業(yè)界的關(guān)注［1-3］。全球海相致密砂巖油氣資源豐富，據(jù)資料顯示［4］，全球勘探2.6 萬個油氣田中，海相砂巖油氣田有1.2 萬個。從探明儲量看，全球2.6 萬個油氣田的總探明儲量中油田約為3 100 億t、氣田約為260 萬億m3，其中海相砂巖油氣分別為1 582 億t和103 萬億m3，分別占全球總探明儲量的51%和40%，進一步穩(wěn)固了海相致密砂巖油氣資源的重要地位。

四川盆地東南部下志留統(tǒng)小河壩組沉積了一套典型的海相致密砂巖，縱向上夾持于上覆韓家店組厚層泥巖與下伏龍馬溪組炭質(zhì)泥頁巖之間，形成了良好的生儲蓋組合［5］。目前，鉆遇小河壩組的多口探井中發(fā)現(xiàn)了油氣顯示和工業(yè)氣流（太13 井日產(chǎn)氣19 萬m3、五科1 井日產(chǎn)氣1.09 萬m3，表明研究區(qū)小河壩組具有良好的勘探潛力。早前四川盆地志留系海相砂巖鉆探程度較低，資料主要來源于野外露頭和盆內(nèi)少量鉆井，研究集中在盆地沉積物源分析［6］、儲層成巖作用類型［7-8］、儲層孔隙結(jié)構(gòu)表征［9］及油氣成藏條件分析等方面［10］，對優(yōu)質(zhì)儲層微觀孔隙類型及其形成機理研究鮮有提及，制約了對該套儲層的認知及勘探進程。筆者在前期研究的基礎(chǔ)上，利用鑄體薄片、陰極發(fā)光、電子探針、掃描電鏡及高壓壓汞等技術(shù)手段，研究了川東南地區(qū)志留系小河壩組海相致密砂巖儲層孔隙特征，并對孔隙發(fā)育的影響因素進行了探討，以期為川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖儲層的認識奠定基礎(chǔ)。

1 地質(zhì)背景

四川盆地早古生代地層廣泛發(fā)育，野外露頭可見層系包括寒武系、奧陶系、志留系及局部可見泥盆系，其中志留系受加里東運動影響，上志留統(tǒng)多被剝蝕，僅保留了下志留統(tǒng)龍馬溪組、小河壩組和中志留統(tǒng)韓家店組［11］。本次研究的區(qū)域［圖1（a）］位于四川盆地東部邊緣，分布范圍為東經(jīng)106°30′～109°30′，北緯27°30′～30°30′。其構(gòu)造位置為揚子板塊中南部、黔中隆起北緣及川中隆起以西的上揚子前陸盆地中部區(qū)域，區(qū)內(nèi)構(gòu)造復(fù)雜，齊岳山斷裂帶穿插而過［12-13］。目標(biāo)層位小河壩組巖性總體上可劃分為上下2 段，下段以灰綠色中至厚層狀粉砂巖為主，上段以黃綠色泥巖夾細砂—粉砂巖條帶為主，可見波狀層理、交錯層理及平行層理等沉積構(gòu)造［圖1（b）］。

圖1 川東南地區(qū)小河壩組構(gòu)造位置（a）及雙流壩剖面綜合柱狀圖（b）（據(jù)文獻［14］修改）Fig.1 Structural location of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin（a）and stratigraphic column of Shuangliuba section（b）

2 儲層基本特征

根據(jù)野外地質(zhì)調(diào)查及室內(nèi)薄片與掃描電鏡觀察結(jié)果（圖2，圖3），川東南地區(qū)小河壩組砂巖碎屑顆?？傮w較細，以細砂—粉砂巖為主，分選中等，磨圓度為次棱角狀，多為線接觸式膠結(jié)［圖2（a）—（d）］。儲層主要巖石類型為長石石英砂巖，巖屑石英砂巖次之，石英砂巖發(fā)育最少［圖2（a）—（c），圖3］。砂巖填隙物種類多樣、非均質(zhì)性強，包括自生石英、方解石、綠泥石、伊利石、伊/蒙混層及泥質(zhì)雜基等［圖2（d）—（h）］。填隙物體積分數(shù)約為22.5%，其中泥質(zhì)雜基占9.5%、方解石占5.2%、自生石英占3.0%、伊/蒙混層占1.9%、伊利石占1.6%、綠泥石占1.3%。

圖2 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖顯微照片（a）長石石英砂巖，雙流壩剖面，鑄體薄片，正交偏光；（b）巖屑石英砂巖，小河剖面，鑄體薄片，正交偏光；（c）石英砂巖，三泉剖面，鑄體薄片，正交偏光；（d）方解石膠結(jié)，筲箕灘剖面，鑄體薄片單偏光；（e）粒狀石英集合體，雙流壩剖面，掃描電鏡；（f）伊/蒙混層，冷水溪剖面，掃描電鏡；（g）片絲狀伊利石，小河剖面，掃描電鏡；（h）片狀綠泥石，莦箕灘剖面Fig.2 Photomicrographs of tight sandstone of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

圖3 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖巖石類型Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑石英砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.3 Rock types of tight sandstone of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

儲集物性分析（圖4）表明，孔隙度分布范圍為0.6%～17.3%，平均值為3.1%，其中孔隙度小于10%的樣品占比超過85%；滲透率分布范圍為0.003～9.100 mD，平均值為0.18 mD，其中小于0.10 mD 的樣品占比超過75%，屬于典型的低孔—低滲致密儲層（孔隙度小于10%，滲透率小于0.10 mD）。根據(jù)前期四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖儲層的研究案例［15-16］，結(jié)合本次研究區(qū)儲層物性特征，定義該區(qū)有效儲層孔隙度下限為2%、滲透率為0.01 mD，而相對優(yōu)質(zhì)儲層的孔隙度大于4%。根據(jù)這一標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)有效儲層主要分布在雙流壩—冷水溪—莦箕灘一帶，相對優(yōu)質(zhì)儲層主要分布在雙流壩和冷水溪區(qū)域，其平均孔隙度均超過4.8%，平均滲透率接近0.45 mD。

圖4 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.4 Histogram of porosity and permeability of tight sandstone of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

3 儲層孔隙特征

3.1 孔隙類型

鑄體薄片與掃描電鏡揭示川東南地區(qū)小河壩組砂巖發(fā)育5 種孔隙類型：粒間孔、粒內(nèi)溶孔、基質(zhì)孔、晶間孔及微裂縫。

（1）粒間孔，包括2 種類型：①殘余原生粒間孔［圖5（a）］，是粒間原生孔隙在埋藏壓實后殘余的空間，后期又被黏土雜基和次生石英部分充填。研究區(qū)殘余粒間孔形態(tài)多呈矩形、三角形，發(fā)育數(shù)量少，但孔徑較大（40～120 μm），對儲集物性有一定的貢獻。②粒間溶孔［圖5（b）］，是碎屑顆粒間方解石膠結(jié)物、泥質(zhì)雜基等被選擇性溶蝕后形成的，伴隨碎屑顆粒邊緣被溶蝕，形成擴大孔（50～120 μm），此類孔隙在研究區(qū)較為發(fā)育，很好的改善了儲集物性。

圖5 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖儲層典型孔隙特征（a）粒間殘余原生孔，小河剖面，掃描電鏡；（b）粒間溶孔，雙流壩剖面，鑄體薄片，單偏光；（c）長石沿解理溶蝕形成槽狀微孔，雙流壩剖面，掃描電鏡；（d）長石顆粒被溶蝕形成鑄?？?，雙流壩剖面，掃描電鏡；（e）石英顆粒邊緣溶蝕形成港灣狀粒內(nèi)溶孔，回龍場剖面，掃描電鏡；（f）雜基選擇性溶蝕形成基質(zhì)孔，浩口剖面，掃描電鏡；（g）片狀綠泥石晶間角形微孔，箕溪剖面，掃描電鏡；（h）伊/蒙混層內(nèi)蜂窩狀微孔，回龍場剖面，掃描電鏡；（i）順層發(fā)育的微裂縫，冷水溪剖面，鑄體薄片，單偏光Fig.5 Typical pore characteristics of tight sandstone reservoirs of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

（2）粒內(nèi)溶孔［圖5（b）—（e）］，主要發(fā)育在長石和石英顆粒中，長石沿解理面發(fā)生溶蝕，形成網(wǎng)狀和槽狀孔［圖5（c）］，隨溶蝕作用加強，長石顆粒整體被溶，且保留原有輪廓，形成鑄?？祝?0～50 μm）［圖5（d）］；石英沿顆粒邊緣溶蝕，形成不規(guī)則港灣狀孔隙，溶蝕部分孔徑僅有幾微米［圖5（e）］。

（3）基質(zhì)孔［圖5（f）］，是黏土雜基被選擇性溶蝕形成的，孔隙形態(tài)各異，孔徑相差懸殊，大小為幾百納米至數(shù)十微米。研究區(qū)砂巖雜基含量普遍較高，雜基溶孔較為發(fā)育，但孔隙微小且獨立，對儲層滲透率貢獻不大。

（4）晶間孔［圖5（g）—（h）］，主要分布在伊利石、伊蒙混層、碳酸鹽膠結(jié)物及自生石英晶體間的空間。受晶體形態(tài)影響，晶間孔多呈定向排列的順層微縫、角形微孔及蜂窩狀孔隙。晶間孔在研究區(qū)普遍發(fā)育，但孔隙喉道狹小，連通性較差，對儲層滲透率貢獻較小。

（5）微裂縫［圖5（i）］，主要為一些順層展布的微裂縫，縫隙寬為幾百納米至幾微米不等，對儲層滲透率有一定的改善作用。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)

對80 件樣品壓汞曲線形態(tài)和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)進行統(tǒng)計分析，可將研究區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)劃分為3 類（圖6、表1）：Ⅰ類，較高孔滲—低排驅(qū)壓力—中喉道型；Ⅱ類，中孔滲—中排驅(qū)壓力—細喉道型；Ⅲ類，低孔滲—高排驅(qū)壓力—微喉道型。其中，前2 類在研究區(qū)主要出現(xiàn)在三角洲水下分流河道邊緣和砂壩邊緣砂體，出現(xiàn)頻率超過50%，砂體黏土雜基含量較高，這為黏土雜基保持性孔隙提供物質(zhì)基礎(chǔ)；第3類在研究區(qū)通常出現(xiàn)在水下分流河道、河口壩內(nèi)部砂體中，出現(xiàn)頻率接近40%，此類砂體硅質(zhì)膠結(jié)明顯，砂巖純度相對較高。

圖6 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖儲層典型毛管壓力曲線Fig.6 Typical capillary pressure curves of tight sandstone reservoirs of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

表1 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)類型Table 1 Pore structure types of tight sandstone of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

4 孔隙成因分析

儲層微觀孔隙發(fā)育情況受多種因素影響，既取決于先天沉積環(huán)境，也受控于固結(jié)成巖過程中次生改造作用［17］。大量鑄體薄片、掃描電鏡觀察及巖石地化分析表明，川東南地區(qū)小河壩組砂巖孔隙發(fā)育的3 個利好條件為沉積相帶分異、生烴強度分布及長石溶蝕作用。

4.1 沉積微相對孔隙的影響

根據(jù)巖性剖面和薄片觀測結(jié)果，川東南地區(qū)屬于三角洲前緣亞相，主要發(fā)育3種沉積微相：分流間灣、水下分流河道和遠砂壩微相，其中遠砂壩微相水動力條件相對較弱，沉積的砂巖黏土雜基含量較高（平均值大于15%），以泥質(zhì)粉砂巖為主，如雙流壩剖面和冷水溪剖面，在縱向上遠砂壩砂體與分流間灣泥巖呈不等厚互層結(jié)構(gòu)出現(xiàn)［圖7（a）］，厚層泥巖的存在保護了薄層砂巖骨架中的流體被擠壓而過早地排出，在砂體中形成欠壓實的超壓環(huán)境，有效地保存了原生粒間孔隙和黏土礦物晶間孔隙，為晚期的溶蝕作用發(fā)生提供了滲流通道，因此物性相對較好，平均孔隙度可達3.5%，平均滲透率為0.26 mD（圖8）；而水下分流河道主要沉積大套厚層砂體［圖7（b）］，如黃草場剖面和三泉剖面，砂巖成分成熟度較高，粒度相對較粗，沉積、成巖初期砂體中保留較多原生孔隙，利于地質(zhì)流體運移，形成了近似開放的動力系統(tǒng)，砂體內(nèi)地層壓力（p）等于靜水壓力，然而地質(zhì)流體源源不斷的從淺層攜帶鈣離子進入深層，受逐漸升高的地溫影響，在深部沉淀為鈣質(zhì)膠結(jié)，從而在成巖早期發(fā)生致密化，成巖中晚期厚層致密砂巖中缺乏先天優(yōu)勢通道，酸性流體難以進入砂巖層內(nèi)，無法對其進行大規(guī)模的次生改造，最終導(dǎo)致砂巖物性整體較差，平均孔隙度為2.35%，平均滲透率不到0.1 mD（圖8）。相對于前2 種微相，分流間灣主要沉積粉砂質(zhì)泥，沉積物粒度過細，平均孔隙度不到2%，平均滲透率僅為0.05 mD，不具備形成儲層的潛在條件（圖8）。

圖7 川東南地區(qū)小河壩組次生孔隙發(fā)育模式Fig.7 Development model of secondary pores of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

圖8 川東南地區(qū)小河壩組不同沉積微相孔隙度（a）和滲透率（b）分布直方圖Fig.8 Histogram of porosity（a）and permeability（b）of different sedimentary microfacies of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

4.2 生烴強度對孔隙影響

川東南志留系形成于連續(xù)而快速的沉積環(huán)境，未經(jīng)歷明顯的表生溶蝕過程，砂巖中次生孔隙主要形成于成巖中晚期的埋藏環(huán)境［18］。在埋藏條件下，有機質(zhì)熱演化產(chǎn)生的有機酸為溶蝕作用的發(fā)生提供了流體介質(zhì)［19］。目標(biāo)層小河壩組主力烴源巖層為下伏的龍馬溪組，而龍馬溪組泥頁巖在整個四川盆地內(nèi)發(fā)育2 個生烴中心［20-21］，分別位于永川—瀘州一帶和彭水—石柱地區(qū)［圖9（a）］。20 世紀(jì)80 年代，有學(xué)者研究認為烴源巖熱演化過程中排出的大量有機酸，對其毗鄰儲層中次生孔隙的形成與保存有重要作用［19，22］。研究區(qū)各剖面樣品物性數(shù)據(jù)分析和儲層微觀孔隙觀測結(jié)果，印證了上述觀點。在靠近生烴中心的雙流壩和冷水溪剖面，物性相對較好，平均孔隙度分別為5.23%和5.02%（表2），主要發(fā)育大量的次生溶孔，且孔隙主要分布在微裂縫附近，孔、縫中充填殘余瀝青［圖9（b）—（d）］；而遠離生烴中心的三泉、小河、溶溪及長崗剖面，物性整體較差，平均孔隙度都小于3.0%（表2），在其砂巖中同樣可見微裂縫發(fā)育，但次生孔隙發(fā)育程度明顯減弱，孔隙中幾乎見不到殘余瀝青［圖9（e）—（g）］。綜上可知，研究區(qū)儲集空間發(fā)育情況受烴源巖分布及熱演化程度影響，龍馬溪烴源巖熱演化初期產(chǎn)生大量的有機酸，有助于上覆小河壩砂巖中不穩(wěn)定組分溶蝕，且后續(xù)烴類流體充注，對溶蝕的次生孔隙又起到了間接地保護作用。

表2 川東南地區(qū)小河壩組致密砂巖儲層物性統(tǒng)計數(shù)據(jù)Table 2 Statistical data of tight sandstone reservoir properties of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

圖9 川東南地區(qū)龍馬溪組烴源巖分布與小河壩組砂巖溶蝕關(guān)系（a）四川盆地龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖分布圖（據(jù)文獻［22］修改）；（b）溶蝕裂縫充填瀝青，雙流壩剖面，鑄體薄片，單偏光；（c）次生溶孔充填殘余瀝青，冷水溪剖面，鑄體薄片，單偏光；（d）粒間溶孔充填瀝青，黃草場剖面，鑄體薄片，單偏光；（e）致密砂巖中微裂縫發(fā)育，未見殘余瀝青，三泉剖面，鑄體薄片，單偏光；（f）長石石英砂巖，未見溶蝕孔隙和殘余瀝青，小河剖面，鑄體薄片，單偏光；（g）與（f）同一視域，長石石英砂巖，正交偏光Fig.9 Relationship between source rock distribution of Longmaxi Formation and sandstone dissolution of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

4.3 長石溶蝕對孔隙的影響

根據(jù)薄片鑒定資料，川東南地區(qū)砂巖以長石石英砂巖為主［參見圖3，圖10（a）］，為后期長石溶蝕提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)。在陰極發(fā)光條件下，鉀長石呈亮藍色光、鈉長石呈藍色光，且同一視域下亮藍色光區(qū)明顯多于藍色光區(qū)［圖10（b）］。電子探針分析表明［圖10（d）—（f），表3］，大部分目標(biāo)礦物中SiO2，Al2O3，K2O，Na2O，CaO，F(xiàn)eO，SO3，MgO 以及BaO 等的平均質(zhì)量分數(shù)分別為64.47%，18.14%，16.1%，0.61%，0.28%，0.20%，0.07%，0.07%，0.06%，屬于典型的鉀長石組構(gòu)。除此以外，在個別目標(biāo)礦物中，Na2O 的質(zhì)量分數(shù)為11.23%，K2O 的質(zhì)量分數(shù)為1.12%，符合鈉長石組分特征。綜合陰極發(fā)光和電子探針分析結(jié)果，研究區(qū)長石以鉀長石為主，鈉長石含量較少。掃描電鏡下，長石顆粒沿解理部分溶蝕形成骨架結(jié)構(gòu)［圖10（c）］，部分顆粒溶蝕程度較高，形成鑄?？?，由此產(chǎn)生的次生溶孔中可見瀝青殘余［圖10（a）］。孔隙類型統(tǒng)計分析表明，雙流壩剖面儲集空間以長石粒內(nèi)溶孔為主［圖11（a）］，且長石含量與孔隙度有良好的正相關(guān)關(guān)系［圖11（b）］。因此，長石溶蝕對研究區(qū)次生孔隙形成有較大的貢獻，弄清長石溶蝕機制對研究區(qū)孔隙成因分析有重要意義。

圖10 川東南地區(qū)小河壩組碎屑顆粒溶蝕特征（a）長石顆粒部分溶解，溶孔充填殘余瀝青，雙流壩剖面，鑄體薄片，單偏光；（b）與a 同一視域，長石發(fā)藍色光，陰極發(fā)光；（c）長石溶解殘余骨架，雙流壩剖面，掃描電鏡；（d）電子探針測試點顯微照片，冷水溪剖面；（e）電子探針測試點顯微照片，黃草場剖面；（f）電子探針測試點顯微照片，雙流壩剖面Fig.10 Dissolution features of clastic grains of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

圖11 川東南地區(qū)雙流壩剖面砂巖孔隙度與長石溶蝕關(guān)系Fig.11 Relationship between porosity and feldspar dissolution of Shuangliuba section in southeastern Sichuan Basin

表3 川東南地區(qū)小河壩組溶蝕殘余礦物電子探針分析結(jié)果Table 3 Electron microprobe analysis of dissolved residual minerals of Xiaoheba Formation in southeastern Sichuan Basin

已有研究成果表明［23］，長石溶蝕過程中鈣長石具有相對較低的吉布斯自由能，且環(huán)境溫度越低越有利于鈣長石溶解。因此，在沉積成巖初期鈣長石較容易發(fā)生溶蝕，其溶蝕形成的次生孔隙在經(jīng)歷后續(xù)埋藏成巖過程中很難被保存下來，當(dāng)鈣長石骨架被溶蝕，可能導(dǎo)致儲層進一步壓實而致密化；相對的，鉀長石溶蝕則具有較高的吉布斯自由能，且隨著環(huán)境溫度的升高，吉布斯自由能逐漸下降，說明鉀長石在埋藏初期地層溫度較低的情況下很難發(fā)生溶蝕作用。因此，鉀長石相對其他長石具有較高的穩(wěn)定性，可使其在沉積成巖初期很好的保存下來，為晚期埋藏溶蝕作用的發(fā)生提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

下伏龍馬溪組烴源巖在早泥盆世進入生油門限，在晚二疊世至晚三疊世進入生油高峰，在其生排烴過程中產(chǎn)生的有機酸性流體沿著加里東運動、廣西運動、印支運動等多期構(gòu)造活動產(chǎn)生的裂縫進入上覆小河壩組砂巖中，為鉀長石溶蝕提供了有利的酸性環(huán)境［24-25］。該階段小河壩組埋深接近6 000 m，古地溫接近180 ℃［26］，較高的地層溫度也促使鉀長石溶解反應(yīng)進行。在深埋藏條件下，環(huán)境溫度高于140 ℃時，高嶺石向伊利石轉(zhuǎn)化，同時消耗鉀長石溶蝕產(chǎn)生的K+。從水巖反應(yīng)離子平衡角度可看出，深埋藏條件下，鉀長石的溶解驅(qū)動高嶺石向伊利石轉(zhuǎn)化，而高嶺石的伊利石化又反促鉀長石溶解，這種互驅(qū)反應(yīng)的不斷進行為長石次生溶孔的形成提供了理論依據(jù)。小河壩組黏土礦物分析結(jié)果表明，研究區(qū)黏土礦物主要為伊/蒙混層和伊利石，幾乎見不到高嶺石，進一步印證了上述長石溶蝕機理。因此，鉀長石的溶蝕對川東南小河壩組致密砂巖次生孔隙的形成具有重大意義。

5 結(jié)論

（1）川東南地區(qū)小河壩組砂巖孔隙類型有：殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、基質(zhì)孔、晶間孔及微裂縫。其中以粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主，晶間孔和基質(zhì)孔次之，微裂縫相對較少。

（2）川東南地區(qū)小河壩組孔隙類型及發(fā)育程度受沉積微相、生烴強度及長石溶蝕作用共同影響，離生烴中心越近，長石含量越高的遠砂壩砂巖中粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔最為發(fā)育，反之基質(zhì)孔隙較為發(fā)育。

（3）對比7 條小河壩組砂巖孔隙類型及物性特征的觀測剖面，雙流壩和冷水溪地區(qū)孔隙最為發(fā)育，多以粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主；莦箕灘—黃草場地區(qū)次生孔隙發(fā)育減弱；小河—浩口—三泉一帶次生孔隙發(fā)育最弱，孔隙以基質(zhì)微孔、黏土礦物晶間孔為主。