砂岩成岩作用【成岩作用对储层物性奉献率研
究总结】
代金友，张一伟，熊琦华，王志章，成岩作用对储集层物性奉献比率研究，石油勘探与开发，Vo1，30，No.4储集层物性是多种成岩作用控制的综合结果，于某一岩心薄片规模的储集层，这种成岩作用组合关系构成一个复杂系统。将这一系统的各种成岩作用分别定量化，并建立它们对储集层物性的控制关系，一方面可以突出各种成岩作用的强弱，进展成岩相的研
究；另一方面可以分析^p 控制储集层物性的因素及其控制程度。本文把影响储集层物性的各种成岩作用综合成4个定量化参数，标定了它们对物性的奉献比率，形成了成岩作用定量化研究的新思路。
不同微相沉积物的颗粒粒度和组成等存在差异，在一样压力下的抗压实才能不同，压实率高，储集层的孔隙损失不一定大，从此角度，仅用压实率表征储集层的物性是不全面的，还需要表示储集层承受压实的才能。
1，1视压实强度
假设沉积时储集层粒间体积均匀，后期变化为压实作用造成，根据砂体的粒度中值及成分成熟度、构造成熟度，考虑成岩作用过程，利用粒间孔隙体积的压缩程度来表示岩心薄片规模的储集层的压实状况，提出与储集层物性相联络的视压实强度(A)概念，即：
其中，细砂岩原始粒间体积一般取40%，压实后粒间体积为实际储集层铸体薄片的粒间孔隙体积、胶结物体积、杂基体积之和。
视压实强度越大，岩心薄片规模的储集层粒间体积越小，孔隙损失越多。这样既考虑了不均匀压实作用，又包含了不同微相沉积物颗粒抗压实才能的信息。
1，2视填隙率
认为压实后岩心薄片规模的岩石粒间总体积中填隙物体积所占的百分比是胶结、溶解和矿物充填、交代等成岩作用的综合效果。结合前人研究，定义视填隙率(B)作为这一综合作用的量化参数：
其中的填隙物体积等于胶结物体积加杂基体积
视填隙率不仅反映胶结作用、矿物充填作用等对孔隙空间保存的影响，以及溶解作用对原生孔隙空间的改造；还反映了在一定的粒间体积中，填隙物体积与粒间孔隙体积的分配比例关系。
1，3视胶结率和杂基充填率
为了标定储集层中的特殊岩性(如钙质砂岩、杂基含量高
的砂岩、粉砂岩等) ，引用视胶结率(β) 概念，定义了杂基充填率(C)这一量化参数：
其中：
视胶结率反映粒间胶结物占粒间体积的比率，杂基充填率代表了充填物杂基体积占粒间体积的比率。
以上4个参数与岩心薄片规模储集层的岩性、孔渗性亲密相关，可以通过岩心刻度测井的回归关系，进展研究。
2用成岩机理量化参数表征储集层物性
假设把孔隙度(φ) 看作成岩作用的综合评价参数，视压
实强度和视填隙率的某种线性组合与其关系亲密，可表达为：定义视压实强度对储集层物性的奉献为λ1a ，视填隙率对储集层物性的奉献为λ2b ，那么二者对储集层物性的奉献率可定义为，那么二者对储集层物性的奉献率可定义为：式中F ，λ1、λ2，——回归常数；a —视压实强度对
物性的作用，0≤a ≤1；b ——视填隙率对物性的作用，0≤b ≤1；x 1—视压实强度对物性形成过程中的奉献率，即压实作用对物性的奉献；x 2—视填隙率对物性形成过程中的奉献率，即非压实作用对物性的奉献。
李晓清，郭勤涛，丘东洲，潍北油田储层的成岩作用及成岩相划分，沉积与特提斯地质，第2l 卷第4期，2022年l2月
成岩综合系数概念
在对储集特征的研究中，为了对储层的描绘和预测，通过对成岩作用综合效应的研究及定量评价，笔者提出了成岩相的概念及相应的研究方法。成岩相(简称DRF) 是指影响储集性能的某种或某几种成岩作用综合效应及其分布的储集空间的组合。它是沉积岩在成岩过程中经过一系列的成岩演化后形成的目前相貌。
为了定量描绘成岩作用对储集性能的综合影响，即成岩作用的综台效应，采用“成岩综合系数(CD ) ”这一参数，其表达式为：〔张一伟，1997，彭仕宓，1998〕
其中：视压实率(a)【Houseknecht D W.Assessing the relative importance of paction processes and cementation to reduction of porosity in
sandstones[J].AAPG，】Bulletin ，1987，71：633-642. 】反映机械压实作用对原始孔隙空间体积的影响程度；用下式表达：
式中40为假定研究区沉积物的原始粒间孔隙度；粒间孔体积为岩石铸体薄片下粒间孔隙度体积与胶结物体积之和。一
般当a 值大于70％为强压实；a 值介于70％～30％为中等压实，而a 值小于30％为弱压实。
视胶结率(β) 反映胶结作用对原始孔隙空问体积的影响程度
般认为，当β值大于70％时，胶结程度强；β值介于70％～30％为中等胶结；β值小于30％时，胶结程度弱。
他引用这些参数对成岩相进展定量的划分。根据这些参数，以孔隙度为参考，将潍北油田孔一中，孔一下和孔二中亚段储层划分为六种类型的成岩相：DRF1型-DRF6型
成岩相分区图
孙思敏，低浸透储层成岩作用定量表征与成岩储集相——以吉林新立油田泉头组三、四段为例，沉积与特提斯地质，2022.6，27(2)
成岩作用类型与定量表征
为了定量或半定量地表示压实作用强度，采用了“视压实率”概念(郑浚茂，庞明，碎屑储集岩的成岩作用研究[M]，武汉：中国地质大学出版社，1989，) ，它在一定程度上反映了原始沉积物孔隙空间被压实的程度。
视压实率 = (原始孔隙体积一粒间体积) ／原始孔隙体积×100％
粒间体积 = 粒间孔体积+胶结物含量
根据R ，Sneider 图版，考虑岩石的沉积环境、粒级大小及分选性，取细砂岩、细一中砂岩的原始孔隙度35％，粉砂岩、极细砂岩的原始孔隙度30％。压实作用强度划分标准如表1。
为定量或半定量表示胶结作用强度，采用“视胶结率”的概念(郑浚茂，庞明，碎屑储集岩的成岩作用研究[M]，武汉：中国地质大学出版社，1989) ：
视胶结率 = 胶结物体积／(胶结物体积+粒间孔体积)
×100％
胶结作用强度划分标准如表2：
成岩储集相是影响储层性质的某种或几种成岩作用及特有的储集空间组合，它反映沉积岩的目前相貌，是其成岩过程中所经历的一系列成岩变化的将结果。为定量表征各种成岩作用对储集性能的影响，即成岩作用的综合效应，笔者采用了“成岩系数C d ”[李小青，2022；张一伟，1997]这一参数，表达式为：
成岩系数C d =面孔率／(视压实率+视胶结率+微孔隙率) ×100％
其中，微孔隙率=(物性孔隙度一面孔率) ／物性孔隙度
×100％
发现该区成岩系数与孔隙度和浸透率呈良好的正相关关系：其值越大，说明受使物性变好的成岩作用(如溶解作用) 影响越大，孔隙度和浸透率也越大；而C d 值越小，那么受使物性变差的成岩作用(如压实作用和胶结作用) 影响越大，孔、渗也越小。
根据储层视压实率、视胶结率、镜下估算的面孔率和物性孔隙度，计算了储层的成岩系数，并按其大小划分出4种成岩储集相(表3) 。
1．A 相——强溶蚀次生孔隙成岩储集相
2．B 相——中等压实一弱、中胶结混合孔隙成岩储集相3．C 相——强压实一中等胶结剩余粒问孔成岩储集相
4．D 相——碳酸盐强胶结成岩储集相
金振奎，刘春慧，黄骅坳陷北大港构造带储集层成岩作用定量研究，石油勘探与开发，2022.10，35〔5〕。
根据不同接触类型颗粒的相对含量，将压实作用强度定量地划分为6级(见表2) ，并据此分析^p 了胶结作用的形成时期。
压实作用强度还与颗粒成分、填隙物类型和含量以及是否存在欠压实有关，这种分类没有考虑这些因素的影响。
刘伟，窦齐丰，黄述旺等，提出视溶蚀率，并引用视压
实率、视胶结率等参数，对压实程度、胶结程度及成岩相进展综合的定量划分。
〔刘伟1，窦齐丰2，黄述旺等，成岩作用的定量表征与
成岩储集相研究——以科尔沁油田交2断块区九佛堂组(J3jf ) 下段为例，中国矿业大学学报，2022.9，31〔5〕〕
(1)原始孔隙度确实定
恢复砂岩原始孔隙度是定量评价不同类型成岩作用对原生
孔隙改造(破坏或改善) 的根本前提。不同分选状况下的未固
结砂岩的初始孔隙度(Beard and Wey，l 1973)Φ原= 20.
91+22. 90/So ，式中Φ原为原始孔隙度；S o 为Trask 分
选系数[Trask=(Q1/Q3) 1/2，Q 1和Q 3相当于粒度累积曲线25%和75%处的粒径大小]。
(2)压实损失的孔隙度和损失率
压实损失的孔隙度：
Φ压损=Φ原—粒间孔面孔率/总面孔率×实测孔隙
度；压实孔隙度的损失率= Φ压损/Φ原。
(3)胶结损失的孔隙度和损失率
胶结损失的孔隙度Φ胶损≈胶结物的含量；胶结孔隙度
的损失率=Φ胶损/Φ原
(4)溶蚀增加的孔隙度
由于溶蚀作用发生在多个时期，且受其他成岩作用的影响，因此各个时期溶蚀增加的孔隙度很难定量统计，能定量统计的次生孔隙度都是经过多种成岩作用后剩余的次生孔隙，即现今最终保存的次生孔隙。溶蚀增加的孔隙度：Φ溶=溶蚀孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度。
压实作用仍然是对孔隙破坏最大的成岩作用。
〔王华，郭建华，塔中地区石炭系碎屑岩储层成岩作用对孔隙演化控制的定量研究，岩石矿物相杂志，2022.5.28〔3〕. 〕
初始孔隙度的恢复
恢复初始孔隙度是定量评价不同类型成岩作用对原生孔隙消亡和次生孔隙产生影响的根本前提, 通常采用比尔德[9]提出的原始孔隙度计算式:ΦP =20.91+22.9/So 。其中ΦP 为原始孔隙度,S o 为分选系数。详细方法为:将粒度分析^p 得到的分选系数和粒度中值投在Sneider 图版上, 再由图版读出初始孔隙度。将海拉尔盆地贝尔凹陷区的379个粒度分析^p 数据投在Sneider 图版上, 读得的初始孔隙度为
30.2%~35.6%,平均值为33.5%(图4) 。
李少华, 陈新民, 龙玉梅等. 坪北油田储层成岩作用与孔隙演化，沉积与特提斯地质，2022.9，22〔3〕.
孔隙度的变化
1. 压实作用损失的孔隙度
由机械压实作用和化学压溶作用所消除的原始孔隙度 =原始孔隙度 - 粒间体积
2. 胶结作用损失的孔隙度
是指在各个成岩期因胶结作用所消除的原始孔隙度
3. 溶蚀作用增加的孔隙度
孔隙增生量可以认为是铸体薄片资料中次生孔隙面孔率
孔隙度定量演化形式
利用 Scherer [10 ]公式计算了纯压实控制下的孔隙演化[ 10 ] Scherer. Parameters influencing porosity in sandstones : A model for sandstone
porosity prediction [J] . A A PG
Bulletin ,1987 ,71 (5) :485 - 491.
面孔率与孔隙度的关系
1〕面孔率等于孔隙度，
关于薄片孔隙度与压汞孔隙度的关系前人曾做过讨论，
可用薄片面孔率近似等同岩石孔隙度。目前大多数学者都是这么处理的。
McCreesh C A, Ehrlich R, Crabtree S J . Petrography and reservoir physics II : relating thin section porosity to capillary pressure, the
association between pore types and throat size[ J ]. AAPG Bulletin, 1991,75 (10) : 1563-1578
2〕面孔率与孔隙度建立函数模拟关系。〔如安明泉等，岩心孔、洞图像分析^p 及相关参数计算，油气地质与采收率，2022〕
应用线性回归分析^p 方法，, 与试验室常规物性测试资料相结合 , 分析^p 孔、洞的面孔率与孔隙度的相关性 , 建立两者的统计学关系。
3〕面孔率与孔隙度校正，〔王恕一，砂岩储层次生孔隙定量统计的新方法，石油实验地质，1997；王华、郭建华，塔中地区石炭系碎屑岩储层成岩作用对孔隙演化控制的定量研究2022〕
4〕根据岩石实测孔隙度 , 把面孔率校正为孔隙度值 , 可准确统计的次生孔隙度和复合孔孔隙度，分别为：压实作用对孔隙度的奉献量：〔张新涛等，海拉尔盆地贝尔凹陷铜钵庙组成岩作用及其对孔隙演化的影响，2022，吉林大学学报〕
1. 压实作用损失的孔隙度 = 原始孔隙度—压实后粒间剩余孔隙度〔张新涛等，2022〕
2. 由机械压实作用和化学压溶作用所消除的原始孔隙度= 原始孔隙度 - 粒间体积〔李少华等，2022〕
David W. Houseknecht
Assessing the relative importance of paction processes and cementation to reduction of porosity in sandstones
AAPG Bulletin, Jun 1987; 71: 633 - 642.
砂岩成岩作用【成岩作用对储层物性奉献率研 究总结】 代金友，张一伟，熊琦华，王志章，成岩作用对储集层物性奉献比率研究，石油勘探与开发，Vo1，30，No.4储集层物性是多种成岩作用控制的综合结果，于某一岩心薄片规模的储集层，这种成岩作用组合关系构成一个复杂系统。将这一系统的各种成岩作用分别定量化，并建立它们对储集层物性的控制关系，一方面可以突出各种成岩作用的强弱，进展成岩相的研 究；另一方面可以分析^p 控制储集层物性的因素及其控制程度。本文把影响储集层物性的各种成岩作用综合成4个定量化参数，标定了它们对物性的奉献比率，形成了成岩作用定量化研究的新思路。 不同微相沉积物的颗粒粒度和组成等存在差异，在一样压力下的抗压实才能不同，压实率高，储集层的孔隙损失不一定大，从此角度，仅用压实率表征储集层的物性是不全面的，还需要表示储集层承受压实的才能。 1，1视压实强度
假设沉积时储集层粒间体积均匀，后期变化为压实作用造成，根据砂体的粒度中值及成分成熟度、构造成熟度，考虑成岩作用过程，利用粒间孔隙体积的压缩程度来表示岩心薄片规模的储集层的压实状况，提出与储集层物性相联络的视压实强度(A)概念，即： 其中，细砂岩原始粒间体积一般取40%，压实后粒间体积为实际储集层铸体薄片的粒间孔隙体积、胶结物体积、杂基体积之和。 视压实强度越大，岩心薄片规模的储集层粒间体积越小，孔隙损失越多。这样既考虑了不均匀压实作用，又包含了不同微相沉积物颗粒抗压实才能的信息。 1，2视填隙率 认为压实后岩心薄片规模的岩石粒间总体积中填隙物体积所占的百分比是胶结、溶解和矿物充填、交代等成岩作用的综合效果。结合前人研究，定义视填隙率(B)作为这一综合作用的量化参数： 其中的填隙物体积等于胶结物体积加杂基体积 视填隙率不仅反映胶结作用、矿物充填作用等对孔隙空间保存的影响，以及溶解作用对原生孔隙空间的改造；还反映了在一定的粒间体积中，填隙物体积与粒间孔隙体积的分配比例关系。
致密砂岩气藏储层成岩作用及其演化 1致密砂岩气藏的概念 致密含气砂岩的概念最早出现于美国。美国早在年在天然气政策法案规定,砂岩储层对天然气的渗透率等于或小于0.1×10-3μm2时的气藏才可以被定义为致密砂岩气藏。美国联邦能源委员会也把致密含气砂岩定义为空气渗透率小于0.1×10-3μm2的砂岩[1]。 Spencer[2]根据储层孔隙度的大小将致密储层划分为高孔隙度致密储层和低孔隙度致密储层。高孔隙度致密砂岩储层指岩性为粉砂岩和细砂岩、粉砂岩中孔隙度变化范围为10%~30%，细砂岩隙度为25%~40%，但是渗透率都小于0.1×10-3μm2;低孔隙度致密砂岩储层指孔隙度范围在3%~12%之间，渗透率一般都小于0.1×10-3μm2 Stephen A. Holditch[3]认为致密含气砂岩是一种不经过大型改造措施(水力压裂)或者是不采用水平井、多分支井，就不能产出工业性气流的砂岩储层。因此就不存在典型的致密含气砂岩。致密含气砂岩埋藏可以很深，也可以很浅;可以是高压，也可以是低压;可以是低温，也可以是高温;可以是单层，也可以是多层;可以是均质的，也可以是非均质的。 关德师等[4]认为致密砂岩气是指孔隙度低(<12% )、渗透率比较低(0.1×10-3μm2),含气饱和度低(<60% )、含水饱和度高(>40% )、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气。 李道品[5]根据油层平均渗透率把低渗透油田分为一般低渗透油田、特低渗透油田和超低渗透油田等三类，它们对应油层平均渗透率分别为50×10-3 ~10.1×10-3μm2, 10×10-3μm2~1.1×10-3μm2;和1.0×10-3~0.1×10-3μm2。 王允诚等[6]根据储层物性将低渗透性储层的孔隙度划分为8%~15%、渗透率为10×10-3~0.1×10-3μm2，致密储层的孔隙度为2%~8%、渗透率为0.1×10-3~0.001×10-3μm2。 由此可见,各家对于天然气致密砂岩储层的划分,对于储层孔隙度的标准相差较大,、而对于渗透率的划分标准却基本一致。在天然气致密储层划分的认识上不同地区具有不同标准,但是都强调了致密砂岩储层的渗透率特征,亦即致密砂岩储层的致密与否与孔隙度的关系并不大,主要取决于储层的渗透率。 总之,对致密含气砂岩界定,世界上并无统一的标准和界限。不同的国家是根据不同时期的石油资源状况和技术经济条件来制定其标准和界限的,而在同一国家、同一地区,随着认识程度的提高,致密含气砂岩的概念也是在不断的发展和完善的。 2 致密砂岩气藏特征及成因 由于致密砂岩储层低孔低渗的特点,导致此类型气藏一般具有以下特征[8-9]气藏构造平缓、埋藏较深致密气层非均质性强,岩性不稳定,井间小层对比困难岩性致密、低孔渗、次生孔隙溶蚀相对较发育含水饱和度高、束缚水饱和度高、电阻率较低、沉积物成熟度低、成岩成熟度高、高毛细管压力气水关系复杂、无明显的气水界面、有的出现明显的气水倒置现象
第三题 成岩作用与孔隙演化总结 碳酸盐岩在成岩演化过程中易受多类型、多期次成岩作用和构造作用的改造和叠 加, 这些成岩作用和构造作用形成的孔、洞、缝系统在油气储集层中具有十分重要的意义研究区碳酸盐岩岩溶储集层经历了多期多类复杂的成岩作用, 主要包括: 胶结及充填作用、溶蚀(或岩溶) 作用、硅化作用、压溶作用、破裂作用和热 液作用等。 2.1胶结及充填作用 胶结与充填作用常常相互伴生。胶结作用是一种碳酸盐岩孔隙水的物理化学和生物化学的沉淀作用, 其结果导致孔隙空间减小, 对储集性而言, 是一种破坏性成 岩作用,不同的沉积环境和构造运动对岩石的胶结有不同的影响。有时可形成世代胶结， 2.1溶蚀(或岩溶) 作用 溶蚀(或岩溶) 作用是提高储集层孔渗性能的重要建设性成岩作用, 是研究区优 质储集层形成的根本原因。溶蚀孔、缝的存在是溶蚀作用的直接证据。岩溶作用是溶蚀作用在碳酸盐岩地区的继续, 是在特殊地质条件下的一种大规模溶蚀作 用，根据沉积环境等因素分为同生岩溶作用、层间岩溶作用、顺层岩溶作用、潜山岩溶作用及埋藏岩溶作用。 2.3 破裂作用 破裂作用的主要产物为构造裂缝, 与构造运动相关，构造裂缝的形态，大小受地质历史时期的构造运动控制，后期可能遭受其他作用，而使裂隙发生各种变化。例如矿物充填，构造裂缝可控制和促进岩溶作用发育, 又是油气垂向运移的主要通道, 还可以与溶蚀孔洞配置, 形成各类缝洞型储集层, 成为油气储集的主要空间, 因此是增加碳酸盐岩储集层孔隙度的主要成岩作用之一 2.4 机械压实与压溶作用 机械压实作用可以贯穿整个成岩过程, 但在早成岩期对储层所造成的影响远比 其他时期大。薄片鉴定表明, 研究区碎屑储集层机械压实作用由弱到强, 大部分颗粒以点- 线接触为主, 局部凹凸接触, 随深度增加, 压实作用增强出现缝合接触。压溶作用随埋深增大也逐渐显现, 实际上压溶作用是发生在碎屑颗粒接触点
致密天然气砂岩储层成因和讨论 随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。 致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。 沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。 成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。 致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。 致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采 效率和降低开发成本具有重要意义。 岩石类型：致密砂岩气藏的储层岩石类型主要为砂岩、粉砂岩和泥质砂岩。这些岩石类型具有较细的粒度和较高的密度，导致了致密砂岩气藏的储层复杂性和隐蔽性。 结构：致密砂岩气藏的储层结构复杂，包括层状、块状、不规则状等多种类型。其中，层状储层通常具有较好的连续性和稳定性，而块状
川西北厚坝地区油砂储层特征及成岩作用分析 杨雪飞;王兴志;张哨楠;张博文;胡顺庆;林刚 【摘要】龙门山断裂带前缘厚坝地区中侏罗统沙溪庙组油砂矿是一类典型的非常 规油气资源.据野外露头和钻井岩心的宏观与微观研究,探讨了厚坝地区油砂的储层 特征及成岩作用特征.研究认为,储层岩石类型以中—粗岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主；储集空间以残余粒间孔及粒间溶孔为主,粒内溶孔较少,裂缝较发育,具有中高孔、中渗的特点；储层成岩作用主要包括压实作用、胶结作用及溶蚀作用.溶蚀作用与 绿泥石胶结作用对孔隙的保存均起积极作用,其中溶蚀作用多发生于不稳定颗粒边 缘及颗粒内部,形成大量次生溶孔；绿泥石胶结作用可提高岩石的抗压实强度,从而 使原生孔隙得以保存.压实作用与钙质及硅质胶结作用对孔隙均起破坏作用,为储层 形成的不利因素. 【期刊名称】《岩性油气藏》 【年(卷),期】2013(025)005 【总页数】6页(P59-64) 【关键词】油砂;储层特征;成岩作用;沙溪庙组;川西北地区 【作者】杨雪飞;王兴志;张哨楠;张博文;胡顺庆;林刚 【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学资源与环境学院,四川成都610500;西南石油大学油气藏地 质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学资源与环境学院,四 川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学资源与环境学院,四川成都610500;中海石油(中国)有限公司
天津分公司勘探开发研究院,天津300450;中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开 发研究院,四川成都610051;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 四川成都610500;西南石油大学资源与环境学院,四川成都610500 【正文语种】中文 【中图分类】TE122.2 0 引言 近年来，随着国内外常规油气资源勘探开发形势日益严峻，非常规油气资源越来越受关注。油砂作为非常规油气资源的一种，其地质资源量巨大，各地均有分布［1］。世界上油砂最丰富的地区位于加拿大西部沉积盆地，其中阿尔伯达省北部油砂面积达14×104 km2，油砂原油产量占全省原油产量的98.5%，石油地质储 量约为0.177×1012 t。该油砂矿的发现使加拿大仅次于沙特阿拉伯成为世界第二石油资源大国［2-3］。 中国的油砂资源也十分丰富，初步调查油砂石油地质储量为59.7×108 t［4］， 准噶尔、四川、柴达木、鄂尔多斯及松辽等盆地均有油砂分布，其中油砂石油地质储量较大的为准噶尔盆地西北缘风城地区及四川盆地龙门山断裂带前缘北段江油厚坝地区。江油厚坝地区的油砂因其油气显示好，露头油苗分布较广，资源量大而备受瞩目［4-6］，20世纪50年代便有多家单位针对该区油砂进行过研究，并钻井100余口。目前，国内已有不少学者对该区油砂开展了专题研究，如戴鸿鸣等［5］和徐世琦等［6］对龙门山断裂带前缘侏罗系厚坝油砂成因和成藏条件进行了研究，孙晓猛等［7］和单玄龙等［8］对川西北龙门山断裂带前缘油砂成藏的主控因素 进行了研究。笔者根据野外露头和钻井岩心的宏观与微观研究，对厚坝地区油砂储层特征及成岩作用进行了探讨，为油砂的后期开采提供了必要的地质资料，对我国
浅析成岩作用对页岩储层的影响 页岩是一种由淤泥质沉积物经过生物、化学、物理作用后形成的岩石，是一种具有一 定厚度的均一性、微观孔隙度小的低孔低渗储层。成岩作用是指岩石在地壳内发生的物理、化学、生物作用，其中包括压实、固结、胶结、结晶等过程。成岩作用对页岩储层的影响 包括以下几个方面。 一、固结作用 在成岩作用中，最主要的作用就是固结作用，主要表现为压实和胶结。压实是指地层 压力作用下，岩石内部颗粒的彼此碰撞和剪切，从而使孔隙度逐渐减小。胶结是指岩石内 部成分通过胶结质或胶体沉淀等途径粘着在一起，形成一定的连通网络。固结作用对页岩 储层的影响主要是减小其孔隙度和渗透率，这使得页岩的气体和油气运移受到较大的限制，并且导致页岩气储层对压裂技术的依赖性增强。 二、热作用 岩石在受到高温作用下，其内部结构和物理性质都会发生变化。热作用会导致页岩内 部有机质的分解和排放，从而使页面质含量降低，同时也会导致矿物质的结构发生变化， 影响储层性质。热作用还可以影响岩石的渗透率和孔隙度，间接影响岩石储存油气的能力。 三、化学作用 化学作用是指地层中物质的化学反应和相互作用。化学作用能够改变岩石中的矿物结 构和组合，对页岩储层的影响主要是使储层物性发生变化，如溶解和沉淀作用。化学作用 和孔隙溶解作用可能导致原本低渗透率的岩石储层变得可渗透，并增加气体和油气的运动 渠道。 综上所述，成岩作用对页岩储层的影响是多方面的，主要表现为降低页岩储层的孔隙 度和渗透率、减小储层物性和含气量、增加页岩气储层对压裂技术的依赖性等。因此，了 解成岩作用的具体特点和对页岩储层的影响，对于正确评价页岩气储层的潜力具有重要作用。
3 储层的成岩作用(图版245～313) 鄂尔多斯地区上古生界储层经历了强烈的致密化成岩作用的改造，其结构、构造和成分均已发生较大变化。沉积之后，成岩作用及差异成为储层物性及其分布规律的主要控制因素。 3.1 主要成岩作用类型（图版245～313） 经历了深埋藏、漫长演化的本区成岩作用十分复杂，就其成岩类型而言，主要有以下七个方面（表2）： 3.1.1 压实压溶作用：含大量千枚岩、泥板岩等柔性物质的该区储层，压力下形变、充填孔隙，形成以微孔为特征的致密储层。在以石英砂岩、纯石英砂岩为主的区块中，压实作用仍然强烈，主要表现为颗粒转动使之最稳定化排列、刚性颗粒断裂破碎、压溶嵌合状及缝合线状接触，粒间孔隙极度缩小，极大的降低了储层物性。经计算石英砂岩压实损失的孔隙度为11.91%，岩屑砂岩损失的孔隙度高达2 4.74%。 3.1.2 粘土的胶结充填作用：粘土矿物种类较多，如高岭石、伊利石、绿泥石、I/S间层粘土等，即有从孔隙水中直接析出的，又有岩屑、杂基等蚀变而成的，其种类、含量因岩性、层位不同而异。 3.1.2.1 高岭石胶结物：含量6.9%～10.0%，最高可达15%以上。产状有两种，即蚀变型和孔隙沉淀型。孔隙沉淀型高岭石主要形成于残余原生粒间孔较发育的、粘土杂基较少的石英砂岩中，晶体粗大，可达10～20μm，晶形较好，虽然占据着大量的粒间孔，但由于其晶体的松散堆积，晶间孔隙发育，孔径可达10μm，面孔率可达3～6%，是本区储层的主要储集空间之一。蚀变型主要由富含长石的岩屑或杂基蚀变而成，晶体细小，见有少量晶间孔，孔径仅2～3μm，面孔率不足1%。 3.1.2.2 伊利石的胶结充填作用：本区自生伊利石含量较少，一般不超过3％，成桥状充填分割孔隙，极大的降低了储层的渗透性。 3.1.2.3 绿泥石胶结：相对含量普遍在6％～8%以下，有两种产状，一种为薄膜状绿泥石，起到了保护孔隙的作用；一种为孔隙充填型，属火山物质蚀变而来，结晶比较粗大。 3.1.2.4 I/S间层粘土：含量较低，间层比小于10%，绝对含量0.5%～1.5%，
储层的成岩作用范文 储层的成岩作用是指岩石在地质历史过程中，由于地壳运动、地热、 压力、化学作用等综合因素的影响，发生了一系列的物理、化学、生物作用，使得岩石的物理性质、化学组成和孔隙结构发生了变化，从而形成了 适合于油气聚集和储存的储层。储层的成岩作用主要包括压实作用、渗流 作用、溶解作用、胶结作用、封堵作用等。 压实作用是指岩石因地壳运动引起的压力增大，颗粒之间的空隙收缩，改变岩石的孔隙度和渗透率的过程。在压实作用下，岩石的颗粒接触紧密，孔隙度减小，孔隙隔膜的沉淀和排列发生改变，渗透率降低。压实作用的 程度与应力大小、成岩深度、岩性和颗粒间的胶结程度有关。一般来说， 岩石的压实作用越强，储层的渗透率越低。 渗流作用是指地下水或流体通过岩石孔隙或裂缝的过程。随着流体的 渗流，粒间颗粒随之移动，流体对岩石颗粒产生刮擦磨损，进一步降低渗 透率。渗流作用还带来颗粒溢出，特别是粘土矿物的迁移填充，形成黏土 胶结，加剧了储层的封堵作用。 溶解作用是指溶液对岩石矿物的溶解过程。在地下水中，一些矿物质 溶解度较高，如碳酸盐、硫酸盐等，地下水中的这些成分与岩石接触后， 会溶解掉一部分，从而使矿物的物理性质和孔隙结构发生变化。比如，石 灰岩地层因溶解作用形成了大量的溶洞，这对于储层的形成和储集具有重 要的影响。 胶结作用是指岩石中的物质在高温、高压和地下流体的作用下，凝结 成胶结物质，填充和连接了一些孔隙和裂缝。胶结物质包括黏土矿物、碳
酸盐矿物、硅酸盐矿物等，它们可以通过溶解、交换等方式在岩石中形成或长大，从而改变岩石的孔隙结构和渗透率，影响油气的储藏和开采。 封堵作用是指岩石孔隙或细隙的物质填充、堵塞，使岩石变得不透水或者透水性降低。储层封堵作用的主要因素包括黏土矿物的交换、胶结物质的沉淀、原生矿物的胶结、一些溶解产物的迁移沉积等。封堵作用使得储层的渗透率下降，从而增加了油气在储层中的停留时间，有利于油气的聚集和储存。 综上所述，储层的成岩作用是多种地质因素综合作用的结果，通过改变岩石的物理性质、化学组成和孔隙结构，形成适合于油气聚集和储存的储层。了解和研究储层的成岩作用对于油气勘探和开发具有重要的理论和实践意义。
关于低渗透砂岩储层形成机理及特点的研究 低渗透砂岩储层是指储层渗透性较低的砂岩储层，由于其渗透性较低，导致油气藏开 发难度较大。对低渗透砂岩储层的形成机理及特点进行深入研究，对于有效开发利用这类 储层具有重要意义。本文将围绕低渗透砂岩储层的形成机理及特点展开研究，从微观和宏 观两个方面进行分析阐述。 低渗透砂岩储层形成机理的研究是深入了解储层成因的重要途径。低渗透砂岩储层的 形成涉及多种地质因素，主要包括矿物成分、沉积环境、成岩作用等。砂岩储层的矿物成 分对渗透性有着重要影响。石英含量较高的砂岩通常具有较好的储集性能，而含有黏土矿 物的砂岩则渗透性较差。沉积环境是影响砂岩储层形成的重要因素之一。河流、湖泊、沉 积扇等不同沉积环境下形成的砂岩储层具有不同的物性特征，其渗透性也存在较大差异。 成岩作用对于砂岩储层的形成也具有重要影响。压实作用、溶解作用等成岩作用会显著影 响砂岩储层的孔隙结构和渗透性。综合这些因素的作用，可以得出低渗透砂岩储层的形成 机理是一个综合地球化学、地质力学等多个学科知识的综合作用。 低渗透砂岩储层的形成特点主要表现在储层孔隙结构、渗透性、裂缝发育程度等方面。低渗透砂岩储层的孔隙结构通常较为复杂，孔隙类型丰富。除了普通孔隙外，还存在裂缝 孔隙、胶结物孔隙等多种类型的孔隙。低渗透砂岩储层的渗透性较低，主要是由于孔隙连 通性差，孔隙喉道狭窄等原因所致。低渗透砂岩储层的裂缝发育程度较低，裂缝对储层渗 透性的改善作用较小。低渗透砂岩储层的形成特点主要表现为孔隙结构复杂、渗透性较低 以及裂缝发育程度不高等特点。 在研究低渗透砂岩储层的形成机理和特点的基础上，如何有效开发利用这类储层也是 一个重要的课题。目前，针对低渗透砂岩储层的开发方式主要包括常规油气藏开发、压裂 技术、水平井开发技术等。常规油气藏开发主要通过常规油气藏开发技术进行，包括常规 的注水、注气等方式。压裂技术是指通过人工压裂工艺，改善储层的渗透性，提高油气产能。水平井开发技术则是通过水平井井段，使得油气能够更好地流向井口。还可以考虑利 用CO2驱油、聚合物驱油等增产技术，提高低渗透砂岩储层的开发效率。 低渗透砂岩储层的形成机理及特点的研究对于油气资源的有效勘探开发具有重要意义。通过研究其形成机理，可以更好地理解储层的成因，为有效开发利用提供理论指导和技术 支持。深入研究其特点，可以为开发技术的选择和优化提供重要依据，推动低渗透砂岩储 层的高效开发利用。希望未来能够有更多的科研机构和企业对低渗透砂岩储层的研究进行 深入，为我国油气资源的勘探开发贡献更多的力量。
低渗透砂岩储层特点研究 低渗透砂岩储层是指孔隙度较低、渗透率较小的砂岩储层。由于其储层条件较差，开发难度较大，但在当前石油勘探开发中，低渗透砂岩储层的开发意义重大。对低渗透砂岩储层特点的研究和分析显得尤为重要。本文从孔隙结构、渗透性、成岩作用、储层特征及形成机制几个方面对低渗透砂岩储层的特点进行研究。 一、孔隙结构 低渗透砂岩储层的孔隙结构特点主要表现在孔隙度较小。由于孔隙度较小，使得储层的有效储层厚度降低，储层的孔、隙介质相对封闭，孔隙连接性差。与高渗透储层相比，低渗透储层的孔隙结构更加复杂，孔隙度分布不均匀，孔隙类型多样化，这就增加了储层的开发难度和开发成本。 二、渗透性 低渗透砂岩储层的渗透性较小，压力梯度较大。由于孔隙度小，孔隙空间封闭，流体渗流路径复杂，孔隙连通性较差，这些因素导致储层的渗透性较小。在开发低渗透砂岩储层时，需要采用一系列增渗措施，如水力压裂、酸化处理等，以提高储层的渗透性，提高开发效率。 三、成岩作用 低渗透砂岩储层的成岩作用对孔隙结构和渗透性有着重要的影响。通常情况下，低渗透储层由于长时间的成岩作用，孔隙结构逐渐被胶结物填塞，孔隙度减小，渗透性降低。在勘探时需要对储层的成岩作用进行详细的分析，以确定储层的渗透性和储量分布规律，指导勘探开发工作。 四、储层特征 低渗透砂岩储层的储层特征主要表现在可压缩性大、孔隙结构复杂、油气运移困难等方面。由于孔隙度较小，油气在储层中的运移受到一定的限制，造成了储层的储集性能较低。由于油气的可压缩性较大，导致储层开发过程中易发生储层压缩引起的油气减产和提高开发成本。 五、形成机制 低渗透砂岩储层的形成机制是指储层形成的地质背景和条件。通常情况下，低渗透砂岩储层的形成与古地貌、成岩作用、构造变形等有密切的关系，同时也与沉积环境、沉积作用、流体作用等有着直接的联系。通过深入研究储层的形成机制，可以为勘探开发提供科学的依据，指导勘探开发方向，提高勘探开发成功率。
渗透率的影响因素 1.沉积作用的影响 1.1岩石结构和构造特征的影响 研究表明，砂岩的粒度分布范围越广，颗粒分选性越差，胶结物含量越多，其渗透率就越低。一般来说，正韵律沉积的岩石的渗透率明显上底下高，反韵律沉积则与之相反。 1.2岩石孔隙结构的影响 岩石的孔隙可以分为孔隙和喉道两部分。喉道的大小对岩石渗透率起决定作用。 2.成岩作用的影响 成岩作用对储层岩石渗透率的影响主要表现为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。 2.1压实作用的影响 研究表明，岩石渗透率随上覆压力增加而降低。 2.2胶结作用的影响 胶结物的沉淀和胶结作用都会使岩石的孔隙通道变小，喉道变细，孔隙曲折性增加，孔隙内表面粗糙度增大，从而引起岩石渗透率的显著降低。 2.3溶蚀作用的影响 溶蚀作用使岩石的孔隙度增大。 3.构造作用的影响 岩石在地应力场的作用下，会形成断裂和微裂缝，而裂缝对岩石渗透率的影响是巨大的。研究表明，低渗或特低渗储层，当构造作用产生微裂缝时，就极有可能变成具有中高渗透率的储层。 4.流体-岩石相互作用 流体和岩石接触后常会发生物理和物理化学作用。如水和岩石中的蒙脱石接触后，引起蒙脱石膨胀，使孔隙喉道变窄，甚至堵塞孔隙通道，使岩石的渗透率降低。此外，流体在岩石孔隙中的渗流速度过高也会引起岩石渗透率的下降。 影响界面张力的因素 1.不同的物质，由于分子间的作用力不同，界面张力也不同。 2.界面张力与物质的相态有关，一般气-液界面的界面张力比液-液界面大。 3.界面张力与物质的极性有关。两相分子的极性相近，两相分子间的引力越大， 界面张力越小，甚至发生互溶。 4.温度和压力影响分子间的作用力，也影响界面张力。温度升高，界面张力降 低；压力升高，界面张力降低。 5.溶解气影响界面张力。原油-气的表面张力随气体溶解度的增加而减小。
砂岩形成原理 砂岩是一种由石英、长石、云母等颗粒组成的沉积岩，其形成过程包括物理和化学作用。本文将详细介绍砂岩形成的原理。 一、沉积作用 砂岩的形成始于沉积作用，即水流或风力将颗粒物质搬运到一个新的地点并堆积起来。这些颗粒物质可以是由岩石侵蚀而来的碎屑，也可以是有机物或化学物质。在水流中，大颗粒会先沉降，小颗粒则会被搬运到更远的地方。在风中，轻微的颗粒会被吹走，重一些的则会停留在原地。 二、压实作用 当这些沉积物堆积起来时，它们受到了重力和周围环境的压力。随着时间的推移，这些沉积物逐渐被压实，并且空气和水分从中被排除出去。这个过程称为压实作用。随着时间的推移，这些松散的沉积物变得更加紧密，并且形成了一个坚硬的岩石体。 三、水化作用
在压实作用的同时，一些化学反应也在发生。其中一个重要的反应是 水化作用。这个过程中，水分进入沉积物并与其中的矿物质发生反应。这些反应会导致一些矿物质变得更加稳定，并且增加了岩石体的强度。 四、矿物质沉淀 此外，一些矿物质也会从周围环境中沉淀下来，并且填充岩石体中的 空隙。这个过程称为胶结作用。其中最常见的是碳酸盐和硅酸盐胶结 作用。这些胶结材料可以使岩石体更加坚固，并且防止其在地壳运动 中断裂或变形。 五、成岩作用 最后，当压实、水化和胶结等过程完成后，新形成的岩石体被称为成 岩岩石。它们可以是粗粒或细粒，具有不同的颜色和纹理。在地质历 史长达数百万年甚至数十亿年之后，这些成岩岩石可能会经历地壳运动、火山喷发等自然力量的作用，形成新的岩石类型。 六、总结 综上所述，砂岩的形成是一个复杂的过程，它包括了沉积作用、压实 作用、水化作用、胶结作用和成岩作用等多种物理和化学反应。这些
影响碎屑岩储层储集物性的主要因素 （一）沉积作用对储层物性的影响 沉积作用对碎屑岩的矿物成分、结构、粒度、分选、磨圆、填集的杂基含量等方面都起着明显的控制作用。而这些因素对储层物性都有不同程度的影响。 1碎屑岩的矿物成分 碎屑岩的矿物成分以石英和长石为主，它们对储层物性的影响不同。一般说来，石英砂岩比长石砂岩储集物性好。这主要是因为：①长石的亲水性和亲油性比石英强，当被油或水润湿时，长石表面所形成的液体薄膜比石英表面厚，在一般情况下这些液体薄膜不能移动。这样，它在一定程度上减少了孔隙的流动截面积，导致渗透率变小。②长石和石英的抗风化能力不同。石英抗风化能力强，颗粒表面光滑，油气容易通过；长石不耐风化，颗粒表面常有次生高岭土和绢云母，它们一方面对油气有吸附作用，另一方面吸水膨胀堵塞原来的孔隙和喉道。因此，长石砂岩比石英砂岩储集物性差。 这里需要说明的是：以上所说的是在一般情况下长石碎屑对碎屑岩储层物性的影响，但切不可简单地认为凡是长石砂岩的物性都不如石英砂岩。在实际工作中，应结合我国陆相盆地的沉积特征进行具体分析。实际上，我国某些油田长石-石英砂岩或长石砂岩的储集物性是相当好的，甚至比海相石英砂岩还好，这主要是因为长石未经较深的风化所致。 2岩石的结构 碎屑岩沉积时所形成的粒间孔隙的大小、形态和发育程度主要受碎屑岩的结构（粒径、分选、磨圆和填集程度等）的影响。 在假定碎屑岩的碎屑颗粒为等大球体的前提下，那么碎屑岩的孔隙度值只和球体的排列方式有关，而与球体的大小无关。其绝对孔隙度（中t）可用公式表示如下： 6(1 - cos^) + 2 cos^ 理想球体紧密排列的端元形式有两种（图）：a表示立方体排列，堆积最疏松，孔隙度最大，其理论孔隙度为47.6%，孔径大，渗透率也大。b表示菱面体排列。排列最紧密，孑L 隙度小，其理论孔隙度为25.9%，孔径小，渗透率低。所以理论上的孔隙度介于46.7%-25.9% 之间。这种理想情况在自然界是不存在的。自然界的实际情况比这种理想情况要复杂得多。 大量资料研究表明：碎屑岩储层储集物性不仅与粒径有关，而且与岩石颗粒的分选程度也有很大的关系。一般来说，细粒碎屑磨圆度差，呈棱角状，颗粒支撑时比较松散，它比圆度好的较粗的砂质沉积可能有更大的孔隙度。然而，细粒沉积物中孔喉小，毛细管压力大，流体渗滤的阻力大，因此细粒沉积物的渗透率比粗粒的小。图表示了分选系数一定时渗透率的对数值与粒度中值成线性关系，粒度愈大，渗透率愈高。在粒度相近的情况下，分选差的碎屑岩，因细小的碎屑充填了颗粒间孔隙和喉道，不仅降低了孔隙度，而且也降低了渗透率。图表示了粒度中值一定时，渗透率的对数和分选系数（S。）呈近似的线性关系，从分选好至中等时，渗透率下降很快；分选差时，渗透率下降就缓慢了。 3，杂基含量 在与沉积作用有关的影响碎屑岩储层物性的诸因素中，最为重要的要数杂基含量。所谓杂基是指颗粒直径小于0.0315mm的非化学沉淀颗粒。杂基含量是沉积环境能量最重要标志之一。一般杂基含量高的碎屑岩，分选差，平均粒径较小，喉道也小，孔隙结构复杂，
塔里木盆地于奇东地区东河塘组砂岩成岩作用及其对储层的影 响 王元君;田蒙;王峻 【摘要】通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等方法对塔里木盆地于奇东及邻区 泥盆系东河塘组砂岩成岩作用、成岩演化及储层发育影响因素进行了深入的研究, 明确了该套储层在理藏过程中主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和自生矿物的形成等作用,目前已达中成岩B期.压实作用是成岩早期使原生孔隙遭到破坏的主要因素.胶结作用有碳酸盐胶结、石英次生加大、黄铁矿和黏土矿物 胶结,其中碳酸盐胶结对储层物性的贡献大于其破坏作用,石英次生加大、铁质胶结、黏土矿物胶结都对本区储层起破坏作用.早成岩B期碳酸热液和腐殖质释放出的有 机酸对不稳定组分的溶解是改善储层物性的重要因素.%Through scanning the thin sections and casting thin sections by electron microscope and other methods. The paper researches the influencing factors of sandstone diagenesis. Diagenesis evolution and reservoir development in Devonian System Donghetang Formation of the Yuqidong areas and adjacent areas in Tarim Basin. It is clear and definite that this set of reservoirs in the buried process mainly experienced compaction, cementation, dissolution, metasomatism and authigenic minerals formation process. These reservoirs have reached the B phase of early diagenesis at present. The main factor of destructing the primary pores in early diagenesis is compaction. Cementation includes carbonate cementation, quartz overgrowth, pyrite and cementation of clay minerals. The contribution of the carbonate cementation to the reservoir physical properties is greater
砂岩成岩作用的偏光显微镜研究[转载] 砂岩岩石薄片的熟练鉴定，除了需要熟练掌握常见矿物碎屑、岩石碎屑及各类型填隙物之外，最为重要的任务是要熟练掌握砂岩成岩作用的显微镜下特征。 下面是我根据部分成岩作用及沉积岩石学方面的专著及文献归纳的砂岩成岩作用方面的资料，并加载了一些我自己的理解、认识和照片，文中若有不妥之处还请读者谅解并及时指出，更欢迎大家一起进行讨论。 砂岩成岩作用的主要类型： 松散的沉积物被上覆沉积物埋藏之后便开始进入埋藏成岩阶段。在埋藏成岩阶段，沉积物内部会发生各种成岩变化，主要成岩变化有压实作用（包括机械压实作用和化学压实作用）、交代作用、矿物转化作用、矿物沉淀作用、矿物溶解作用等等。这些成岩变化的结果使沉积物固结成岩、矿物稳定、孔隙体积发生变化。从对砂岩储集性能的影响角度分析，最为重要的成岩作用是压实作用、胶结作用和溶蚀作用。 一、机械压实作用：指沉积物在上覆重力及静水压力作用下发生水分排出、碎屑颗粒紧密排列、塑性岩屑变形、刚性颗粒破裂而使孔隙体积减少的作用。
二、压溶作用：是机械压实作用的延续。由于矿物的溶解度是随着颗粒接触的压力增加而增加的，因此，在颗粒接触处可能发生溶解作用，而且扩散出去在颗粒的面向开放空间的表面上沉淀。压溶速率取决于颗粒表面液体薄膜的厚度、扩散系数、孔隙流体饱和度及粒度。 1 压实作用使碎屑颗粒间紧密接触，白云母压实变形明显
2 压实作用使塑性屑及富含泥质纹层部岩强烈变形
3 压实作用使片岩屑强烈变形
4 压实作用致使部分碎屑颗粒沿边缘被压溶
5 压溶现象，两粒不同消光方位的石英颗粒之间呈线压溶接触