致密砂岩储层物性的主控因素分析

致密砂岩储层敏感性分析及损害机理作者：朱国政孙锦飞张旭孙连爽来源：《西部论丛》2020年第03期摘要：致密砂岩储层因其具有低孔、低渗、黏土矿物多样以及孔隙结构复杂等特点，在勘探开发过程中比较容易造成严重的储层损害。

利用扫描电镜、铸体薄片、X-衍射黏土矿物等实验方法，分析研究区储层特征，分析储层敏感性及损伤机理。

伊/蒙混层和蒙脱石的含量较高是形成强水敏和强盐敏的最主要因素，高岭石的存在是引起速敏的主要因素，绿泥石的存在使部分岩样呈弱酸敏性，石英颗粒及铝硅酸盐矿物的溶蚀是造成碱敏的最主要原因。

关键词：低渗油藏;致密砂岩;储层特征;储层损害致密砂岩储层孔隙度低、渗透率低、孔隙结构复杂、微裂缝发育以及黏土矿物含量高等特点，在钻井、压裂酸化以及生产作业过程中外来流体与储层相互作用下，极容易引起储层敏感性变化，造成严重的储层损害，进而影响致密砂岩油藏的高效开发[1]。

国内外对致密砂岩储层敏感性评价实验中通常采用行业标准中的岩心流动实验评价方法。

本文以鄂尔多斯盆地某油田致密砂岩储层段为研究对象，通过薄片鉴定、X射线衍射、扫描电镜分析以及压汞测试实验等手段，对目标区块基本储层特征进行了研究[2]。

并在此基础之上，通过大量的天然岩心流动实验评价，开展了储层敏感性的研究工作，分析了储层敏感性损害形成的机理。

一、储层特征1.1岩石学特征通过对研究区块岩石薄片的观察分析数据统计，依据砂岩成分—成因分类方法对研究区岩石类型进行研究。

结果表明，研究区长6储层以长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，但不同地区岩石类型有所差异。

岩屑及组合对物源区母岩有良好的反映，同时对成岩作用具有一定的影响和控制，特别是对粘土矿物的生成有很大的作用，本次研究对研究区岩屑成分也进行了统计分析。

统计表明岩屑以是变质岩岩屑为主，相对含量占68.86%，其次为岩浆岩屑，占27.83%，二者和为96.69%，变质岩岩屑中以高变质岩岩屑含量最高，占21.83%，岩浆岩岩屑中以喷发岩岩屑含量最高，占17.74%。

致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析黎菁;罗彬;张旭阳;侯文锋;岳晓军【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2013(035)002【摘要】长庆油田苏里格气田东区盒8、山1段致密砂岩储层具有典型的低孔-低渗及多层系含气特征.储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,砂岩储层的储集性能受控于沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史及在埋藏过程中的成岩作用.采用多种方法对该区储层物性下限进行研究,通过产能模拟法验证了物性下限值,探讨了有效储层的控制因素及各因素间的主次关系.结果表明:盒8砂岩孔隙度下限为5.0％,渗透率下限为0.100 mD,含气饱和度下限为45％.山1段孔隙度下限为4.0％,渗透率下限为0.075 mD,含气饱和度下限为45％.岩性、沉积微相起主控作用；机械压实作用是造成砂岩孔隙度下降的重要因素；溶蚀、蚀变作用的强弱决定着砂岩储集性能的好坏；砂体厚度对有效性的控制作用较小.【总页数】9页(P54-62)【作者】黎菁;罗彬;张旭阳;侯文锋;岳晓军【作者单位】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610056;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610056;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依834011;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依834011;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依834011【正文语种】中文【中图分类】TE122【相关文献】1.松辽盆地北部扶余油层致密砂岩储层物性下限及控制因素分析 [J], 解彬2.国内外钻井及储层改造过程中致密砂岩气藏储层保护技术现状研究——论适用于塔里木油田致密砂岩气藏储层保护技术 [J], 王双威;张洁;赵志良3.苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定 [J], 黎菁;赵峰;刘鹏4.塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究 [J], 张宝收;鲁雪松;孙雄伟;芦慧;卢玉红;田华5.东濮凹陷杜寨地区沙三中-下段致密砂岩气藏有效储层物性下限 [J], 吕雪莹;蒋有录;刘景东;张园园因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

致密砂岩储层特征及主控因素分析作者：贺刚来源：《中国科技博览》2019年第01期[摘要]苏里格东三区南部盒八段的砂岩储层普遍致密，通过储层特征及主控因素的研究，对指导今后研究区的天然气勘探与开发具有重要意义。

[关键词]致密砂岩储层、低孔低渗、主控因素中图分类号：TE312 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）01-0022-01近年来，随着常规油气藏储量的减少以及勘探难度的增加，致密砂岩储层已成为国内外众多学者研究的热点及前沿问题。

研究区苏里格东三区南部盒八段气藏储集砂体具有岩性致密、物性较差、成岩作用复杂等地质特征，勘探开发难度大，开发程度较低。

笔者拟从微观的角度出发，通过研究该地区储层的岩石学特征及孔隙结构特征，分析“有利区”储层的主控因素。

盒8段孔隙度为1%～7%，渗透率为0mD～0.3mD。

属于典型的低孔低渗储层，通过分析研究区岩石学特征和微观孔隙结构特征，来寻找“有利区”储层的主控因素。

进而划分有利区，为今后致密砂岩储层油藏的勘探及开发提供借鉴意义。

1 岩石学特征根据岩心描述及薄片统计表明，苏里格东三区南部盒八段的砂岩类型主要为石英砂岩及岩屑石英砂岩。

盒八段的碎屑成分主要以岩屑和石英为主，其体积分数分别为75.7%和18.7%，填隙物的体积分数为3.6%。

填隙物以水云母、高岭石、硅质、铁方解石为主。

胶结物是指成岩期在颗粒之间孔隙中或缝隙中由于孔隙水的物化条件变化而形成的化学沉淀物，主要是碳酸盐、硅质、自生粘土矿物，还有少量的胶结物及黄铁矿等，在本区主要是铁方解石、高岭石、绿泥石、硅质、水云母。

2 结构特征根据粒度资料分析表明，研究区目的层位储层以粗砂岩、中-粗砂岩为主，所占比例为85%，砂岩粒度大。

粉砂所占比例很小。

砂岩粒度大，碎屑颗粒粒径主要分布在0.2mm-1mm 之间，表明粒度分布整体偏粗，说明砂岩分选中等～好。

磨圆度指碎屑颗粒被磨蚀圆化的程度，盒8段砂岩的磨圆度为磨圆呈次棱角状，次棱角状-次圆状，次圆状，说明研究区砂岩磨圆度较差。

洛伊地区三叠系上统致密砂岩储层孔隙特征及物性影响因素岳绍飞;黄传炎;严德天;刘杰;李潇鹏;张静【摘要】通过岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜分析手段,对洛伊地区三叠系上统储层孔隙特征及物性影响因素进行分析.研究结果表明:研究区岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,砂岩成分成熟度与结构成熟度普遍较低.储层主要发育溶蚀孔、残余粒间孔及微裂缝3种孔隙类型,孔隙吼道分布较不均匀,半径普遍较小,孔喉结构为微孔细吼型.三叠系上统储层孔渗较低,非均质性较强,大多数样品的渗透率低于0.1×10-3μm2,属低孔特低渗储层.储层特征主要受沉积及成岩作用的控制,三角洲前缘水下分流河道砂体为该区主要的储集砂体.成岩作用过程中胶结作用及压实作用是研究区储层原生孔隙度损失的主要原因,压实作用减孔量达到25.94％,溶蚀作用及交代作用对储层孔渗有较好的建设作用,构造作用所形成的微裂缝为流体运移提供良好的通道,提高了储层的渗流能力.【期刊名称】《中南大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(046)001【总页数】9页(P208-216)【关键词】洛伊地区;三叠系上统;致密砂岩;成岩作用;沉积作用【作者】岳绍飞;黄传炎;严德天;刘杰;李潇鹏;张静【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江,524057;中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉,430074;中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉,430074;中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉,430074;中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉,430074;中国科学院广州能源研究所,广东广州,510640;中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉,430074;中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉,430074;中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉,430074;中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉,430074【正文语种】中文【中图分类】TE122.2致密砂岩储层，主要针对常规砂岩储层而言，最早是Spencer[1]根据低孔低渗砂岩的埋藏较深而称之为“深层致密砂岩”，目前世界范围内对于致密砂岩没有统一的标准和界限，目前主要将渗透率小于0.1×10−3 μm2。

致密砂岩储层研究作者：任俊吉孙豪飞来源：《环球市场信息导报》2014年第09期致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。

按照我国标准，致密砂岩储层有效渗透率孔隙度r≦10%，且具有较高毛细管压力，束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。

本文将从致密砂岩储层特征、储层成因类型、储层物性影响因素三个方面对致密砂岩储层做一个简要论述。

一、储层特征致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征：特性常规砂岩储层致密砂岩储层储层岩石组分石英颗粒含量高，长石、岩屑含量低长石、岩屑含量相对较高成岩演化多为中成岩B阶段以前中、晚成岩期孔隙类型原、次生混合孔隙次生孔隙为主孔吼连通性短吼道，连通好席状、弯曲片状吼道，连通差孔隙度% 12～30 3～12覆压基质渗透率 >0.1含水饱和度/% 25～50 45～70岩石密度毛细管压力低较高储层压力一般正常至略低于正常多为高异常地层压力应力敏感性弱强原地采收率/% 75～90 15～50二、成因类型由自生粘土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层。

此类致密储层可以是结构成熟度和成分成熟度均比较高的砂岩，也可以是结构成熟度较高而成分成熟度不高的砂岩。

如图所示，岩石类型为石英砂岩，硅质岩碎屑含量比较高，颗粒之间没有任何粘土杂基存在；但是在埋藏过程中由于自生的伊利石堵塞了颗粒喉道，喉道间主要依靠伊利石矿物间的微孔隙连通，这使得岩石的渗透率极低，然而孔隙度的降低却不太明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。

胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层。

在砂岩储层埋藏过程中，由于石英和方解石以胶结物的形式存在于碎屑颗粒之间，极大地降低了储层的孔隙度，渗透率也随之降低，形成低孔、低渗的致密储层、在孔隙中可保存形成时间比较早的次生孔隙。

如图所示，岩石类型为岩屑石英砂岩，含有少量的长石，孔隙类型主要有长石早期溶蚀形成的粒内溶孔及高岭石的沉淀形成的晶间微孔隙。

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。

港西油田明化镇组储层岩性研究及其主控因素一、引言港西油田位于中国东部，属于典型的陆相盆地油田。

明化镇组是港西油田的主要油气层组之一，具有丰富的油气资源。

储层岩性是影响油气储层有效性的重要因素之一，因此对明化镇组储层岩性进行研究具有重要意义。

本文旨在对港西油田明化镇组储层岩性进行深入的研究，分析其主控因素，为油气勘探开发提供科学依据。

二、港西油田明化镇组储层岩性特征1. 岩性组成明化镇组储层岩性主要由砂岩、泥岩和页岩组成。

其中砂岩是主要的储层岩性，受地层压力和透水性的影响，砂岩的含油气性能较好，是油气的主要储集层。

泥岩和页岩的含油气性能相对较差，但对储层的封闭性和稳定性起着重要作用。

2. 岩性特征明化镇组的储层岩性呈现出一定的变化特征。

在不同井区和不同井段中，砂岩、泥岩和页岩的含量和分布都存在一定的差异。

砂岩的储集特征表现为储层孔隙度较高、渗透率较大，适合油气的富集和储存。

泥岩和页岩的分布则在一定程度上影响了储层的有效性。

3. 岩性分类根据岩性的不同特征，可以将明化镇组的储层岩性分为几种不同类型。

包括疏松砂岩、致密砂岩、泥页岩和泥岩等不同类型的岩石。

这些不同的岩性类型对于油气的储集和迁移具有不同的影响，需要进行深入的研究和分析。

三、明化镇组储层岩性主控因素分析1. 沉积环境明化镇组的沉积环境是影响储层岩性的主要因素之一。

在特定的沉积环境下形成的岩石具有特定的物理性质和化学性质，对储集层的特征和性能具有重要影响。

沉积环境是影响储层岩性的重要主控因素。

2. 地层构造地层构造对明化镇组的储层岩性也有一定的影响。

地层构造的复杂程度、构造变形的程度等都会对储集层的形成和分布产生影响，从而影响储层的岩性特征和有效性。

地层构造是影响储层岩性的另一个主控因素。

对港西油田明化镇组储层岩性进行深入的研究和分析，有利于更好地认识储层的形成规律和分布规律，为油气勘探开发提供科学依据。

也为其他类似油田的油气资源勘探开发提供了参考和借鉴。

东北石油大学学报第47卷第5期2023年10月J O U R N A LO FN O R T H E A S TP E T R O L E UM U N I V E R S I T YV o l .47N o .5O c t .2023收稿日期:20221124;编辑:刘丽丽 基金项目:国家自然科学基金项目(41340030) 作者简介:付 炜(1988 ),男,博士研究生,主要从事油气地质与勘探方面的研究㊂ 通信作者:胡望水,E -m a i l :h w s @y a n g t z e u .e d u .c n D O I 10.3969/j .i s s n .2095-4107.2023.05.003致密砂岩储层特征及质量影响因素 以鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组为例付 炜1,2,胡望水1,2,王晓晨3,张曼婷1,2,黄 鑫1,2(1.长江大学地球科学学院,湖北武汉 430100; 2.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,湖北武汉 430100; 3.中国石油华北油田分公司质量安全环保监督中心,河北任丘 062522) 摘 要:以鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组致密砂岩为研究对象,基于铸体薄片㊁扫描电镜观测结果,采用核磁共振和氮气吸附孔隙度㊁渗透率测试等方法,分析下石盒子组致密砂岩储层特征及质量影响因素㊂结果表明:鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组储层主要由长石岩屑砂岩及岩屑砂岩组成,属于典型的致密砂岩㊂快速埋藏是储层致密化的最主要原因,压实作用是造成储层质量降低的最主要因素,原生孔隙度下降率为58%;胶结作用进一步使砂岩储层致密,是导致储层质量降低的次要原因,原生孔隙度下降率为24%;成岩作用形成方解石和铁方解石并充填粒间孔隙,储层质量降低㊂长石的溶蚀提供广泛粒间孔隙,以及刚性石英颗粒的抵抗压实保护部分原生孔隙,改善储层质量㊂该结果为其他河流相致密砂岩盆地的储层研究提供参考㊂关 键 词:致密砂岩;储层特征;成岩作用;孔隙结构;孔隙演化;二叠系;下石盒子组;鄂尔多斯盆地中图分类号:T E 122.2;P 618.130 文献标识码:A 文章编号:20954107(2023)050036130 引言致密气成为常规油气重要补充[1]㊂鄂尔多斯盆地蕴含丰富的致密气资源,上古生界二叠系经过多年的勘探开发,发现苏里格㊁榆林㊁乌审旗和子州等大气田[2],其中下石盒子组致密砂岩具有较大贡献,是鄂尔多斯盆地最重要的致密气生产层之一[3]㊂与常规油气相比,低孔隙度㊁低渗透率和强非均质性是致密砂岩储层最重要的特征,储层致密化与影响因素是致密砂岩储层研究的重要方向㊂对鄂尔多斯盆地二叠系下石盒子组致密砂岩储层特征及影响因素的研究具有重要意义㊂储层质量是致密砂岩油气勘探开发关键的影响因素之一[4],受沉积作用和成岩作用的共同影响㊂沉积作用控制砂岩储层成分㊁分布㊁粒度㊁分选㊁砂体结构,以及原始孔隙度㊁渗透率,决定早期成岩变化㊂成岩作用对储层的改造对最终的储层特征和质量有重要影响[5]㊂复杂的微观孔隙结构是长期复杂的成岩作用改造结果㊂不同类型的成岩作用在不同的成岩阶段可能改善或降低储层质量㊂致密砂岩储层通常经历复杂的成岩作用,导致在埋藏和热演化过程中变得致密[6]㊂压实作用使碎屑颗粒被重新排列并紧密接触,导致原生孔隙大量损失㊂胶结作用因不同胶结物具有不同的物理化学性质而对储层质量有复杂的影响,在多数情况下胶结作用降低储层的物性㊂与压实作用和胶结作用不同,溶蚀作用往往可以改善储层的物性㊂溶蚀作用形成的次生孔隙和构造活动形成的裂缝通常可以提高储层的孔隙度和渗透率[7]㊂鄂尔多斯盆地下石盒子组致密砂岩为河流相沉积体系,以辫状河沉积为主,沉积旋回特征较为突出,区块及其外围地区发育多条自北而南流向的主干河道,各层砂体叠置发育且砂体间具有较好的继承性[8]㊂下石盒子组底部砂岩最为发育,一般厚度为15~25m ,是鄂尔多斯盆地局部性标志层,也是下石盒子组勘探的主要目的层段㊂在河道的侧向迁移与侵蚀作用下,研究区下石盒子组致密砂岩呈多期叠置河道在平面上的复合连片构型[9]㊂研究区受改造并不强烈,构造对天然气聚集不起主要控制作用,岩性侧向尖灭和储层内物性差异等因素控制天然气的聚集和成藏[10]㊂在埋深和构造运动等因素的影响下,鄂尔多斯盆地北部下石盒子组储层成岩阶段有一定的差异,北部大牛地和杭锦旗地区下石盒子组成岩阶段主要是在中第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素成岩A期 中成岩B期㊂早成岩阶段的压实作用导致原始孔隙度大幅降低㊂生烃过程排出的有机酸性物质溶蚀长石产生的次生孔隙是最重要的储集空间[11]㊂目前,有关鄂尔多斯盆地北部油气储层研究较多,但在下石盒子组底部砂岩快速埋藏背景下储层质量的影响因素不明确㊂以鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组致密砂岩为研究对象,基于铸体薄片㊁扫描电镜观测结果,采用核磁共振和氮气吸附孔隙度㊁渗透率测试等方法,研究致密砂岩的组成㊁结构㊁孔隙类型㊁孔隙度和渗透率,分析储层质量的影响因素,有助于鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组致密气勘探开发,为其他河流相致密砂岩盆地的储层研究提供依据㊂1 区域地质概况研究区位于鄂尔多斯盆地西北部㊁伊陕斜坡北部㊁苏里格气田西南部㊂鄂尔多斯盆地是一个典型的中新生代陆相盆地,构造位置属于华北地台西部[12]㊂鄂尔多斯盆地分为6个构造单元,包括伊盟隆起㊁渭北隆起㊁晋西褶皱带㊁伊陕斜坡㊁天环凹陷和西部冲断带(见图1(a))[13]㊂鄂尔多斯盆地的沉积环境从海相到海洋大陆过渡相到河流相㊂印支运动后,由于华北地台分裂,鄂尔多斯盆地处于独立发展阶段,开启鄂尔多斯盆地的湖泊沉积[14]㊂鄂尔多斯盆地形成后,主要经历燕山运动和喜马拉雅运动㊂受燕山运动的影响,研究区在晚白垩世达到最大埋藏深度后开始隆起[15]㊂受喜马拉雅运动的影响,研究区继承隆起并受到侵蚀,伴随褶皱和断层的发育[16]㊂图1 研究区构造位置及地层综合柱状图F i g.1T e c t o n i c l o c a t i o no f s t u d y a r e a a n d s t r a t i g r a p h i c c o l u m no f s t r a t u m东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年下石盒子组上㊁下分别与上石盒子组和山西组整合接触,以 骆驼脖子砂岩”之底为底界,厚度为120 ~160m(见图1(b))㊂岩性为灰白色含砾粗砂岩㊁中 粗粒砂岩及灰绿色细砂岩与深灰色泥岩互层㊂下石盒子组沉积期,海水完全退出,沉积环境变为内陆湖盆环境,干旱炎热的气候环境代替温暖潮湿的环境,导致地表植被生长大幅降低,煤层和暗色泥岩的发育变薄,沉积一套灰白 灰绿色纯陆源碎屑岩㊂鄂尔多斯盆地北部古陆在同一时期进一步抬升,物源丰富,季节性水系异常活跃,沉积物供给充分,相对湖平面下降,河流三角洲体系向南推进,河流相沉积较山西组的更为发育[17]㊂伴随北部物源区抬升的再次减弱,沉积物补给能量减小,河流作用减弱,湖泊扩展㊂该时期岩相古地理格局与山西组沉积期的有一定继承性㊂伴随区域构造活动加强,北部物源区继续抬升,丰富的陆源碎屑导致河流作用加强,浅水三角洲体系快速向南推进[18]㊂2 样品与实验选取鄂尔多斯盆地西北部下石盒子组12口取心井34块岩心样品,取样深度为2257.5~2957.3m㊂薄片鉴定设备为徕卡D M L P光显微镜,按照S Y/T5368 2016‘岩石薄片鉴定“测定,提供有关骨架颗粒组成㊁胶结特征㊁孔隙类型和压实引起的变形特征信息㊂粒度和分选分析采用M S2000激光粒度仪,用铁研钵破碎成小块,按照S Y/T5434 2018‘碎屑岩粒度分析方法“测定㊂核磁共振采用R e c o r e3100分析仪,按照S Y/T6490 2014‘岩样核磁共振参数实验室测量规范“测定,在饱和水条件和束缚水条件下,测量每个样品用于反映砂岩的孔径分布和孔隙连通性㊂黏土矿物成分分析采用D/m a x-2500F D335203X 线衍射仪,按照S Y/T5163 2018‘沉积岩中黏和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法“测定㊂3 储层特征3.1 岩石学特征3.1.1 碎屑成分根据研究区34块岩心样品铸体薄片分析结果,绘制碎屑颗粒的成分三角图(见图2(a)),样品碎屑成分主要由石英㊁长石㊁岩屑和少量的云母㊁重矿物组成㊂石英体积分数为50.9%~97.8%,平均为65.8%;长石体积分数为0.5%~10.7%,平均为3.5%;岩屑体积分数为11.9%~40.3%,平均为30.6%(见图2(a))㊂根据碎屑组成,研究区下石盒子组砂岩的成分成熟度偏低㊂根据F O L K RL等[19]的分类方案,研究区下石盒子组砂岩主要为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩,有少量石英砂岩和亚岩屑砂岩(见图2(a))㊂岩屑主要由变质岩岩屑组成,其次是火山岩岩屑(见图2(b))㊂变质岩岩屑包括石英岩㊁千枚岩和片岩等,体积分数为8.0%~40.0%,平均为24.0%㊂火山岩岩屑的体积分数为2.0%~27.0%,平均为11.0%㊂火山岩岩屑主要由酸性岩石和中等酸性岩石组成㊂图2 研究区下石盒子组致密砂岩储层岩石组分三角图F i g.2T r i a n g u l a t i o no f f r a m e w o r kc o m p o s i t i o n i n t h e t i g h t s a n d s t o n eo f t h eL o w e rS h i h e z i F o r m a t i o n i n t h es t u d y a r e a3.1.2 碎屑结构特征粒度和分选是碎屑颗粒的重要结构特征参数㊂研究区砂岩的粒度中值在50~980μm 之间,平均为270μm ,主要分布在250~500μm 之间,其次为125~250μm (见图3(a ))㊂研究区砂岩多属于粗砂岩及中砂岩,细砂岩及粉砂岩较少;砂岩的分选因数在2.0~20.0之间,平均为5.8,多数分选因数大于4.0(见图3(b )),分选中等 好;磨圆度以次棱角 次圆状为主,胶结类型以孔隙式胶结占主导,其次为薄膜 孔隙式胶结㊂研究区碎屑颗粒接触类型主要为线接触或凹凸接触,可以判断压实作用中等偏强㊂图3 研究区下石盒子组致密砂岩碎屑颗粒粒度特征F i g .3G r a i n s i z e c h a r a c t e r i s t i c s o f t h e d e t r i t a l g r a i n s i n t h e t i g h t s a n d s t o n e o f L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 3.2 填隙物特征研究区下石盒子组致密砂岩中填隙物主要为杂基和胶结物㊂杂基类型为泥质㊁泥晶灰质和长英质等;胶结物普遍发育,填隙物平均体积分数为10.0%,主要为石英㊁方解石㊁铁白云石㊁高岭石及泥质等㊂研究区储层黏土矿物体积分数为67.0%,方解石体积分数为11.0%,石英体积分数为13.0%,铁白云石体积分数为9.0%㊂3.2.1 泥质杂基研究区下石盒子组致密砂岩泥质杂基平均质量分数为3.1%,黏土矿物以高岭石为主,其次为伊利石㊂高岭石质量分数一般介于35.0%~80.0%,平均为64.4%,最高可达99.0%㊂有岩屑蚀变型和孔隙沉淀型两种产状㊂岩屑蚀变型主要由富含长石岩屑或凝灰质杂基蚀变而成,晶体细小,见少量晶间孔,在蚀变过程中分解大量的硅质并于附近沉淀,形成硅质加大或孔隙充填物,储层更致密(见图4(a ))㊂孔隙沉淀型高岭石主要形成于残余原生粒间孔较发育㊁黏土杂基较少的石英砂岩,晶体粗大,晶形较好,虽然占据大量的粒间孔,但晶体松散堆积,晶间孔隙发育,是研究区储层主要的储集空间之一㊂图4 研究区下石盒子组致密砂岩泥质杂基扫描电镜照片F i g .4P h o t o g r a p h s o f S E Ms h o w i n g t i g h t s a n d s t o n e a r g i l l a c e o u s o fL o w e r S h i -h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 研究区下石盒子组伊利石储层发育较少,质量分数为20.0%~65.0%,平均为35.6%㊂扫描电镜可第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素见,伊利石呈毛发状和卷曲片状(见图4(b ))㊂伊利石一部分是原生沉积,另一部分来源于伊/蒙混层和部分高岭石的成岩转化㊂随埋深的增加,伊利石质量分数增加㊂3.2.2 胶结物成分研究区下石盒子组致密砂岩胶结物主要由碳酸盐矿物和黏土矿物,以及少量硅质矿物组成㊂碳酸盐胶结物包括方解石㊁铁方解石㊁白云石和菱铁矿㊂其中,铁方解石占主导地位㊂碳酸盐矿物质量分数在0.6%~18.3%之间,平均为4.5%㊂黏土矿物发育于碎屑颗粒之间的孔隙㊂黏土矿物质量分数从高到低为:伊利石㊁绿泥石㊁高岭石㊁伊/蒙混层矿物和绿/蒙混层矿物㊂全黏土矿物中伊利石质量分数为7.0%~76.0%,平均为41.0%;绿泥石质量分数为6.0%~45.0%,平均为27.0%;高岭石质量分数在7.0%~78.0%之间,平均为24.0%;伊/蒙混层矿物质量分数小于27.0%,平均为8.0%,蒙皂石占伊/蒙混层矿物的12%;绿/蒙混层矿物质量分数小于13.0%,平均为1.0%;硅质胶结物质量分数小于3.0%,通常以石英过度生长和自形石英晶体的形式存在㊂3.3 储层物性特征根据研究区34块岩心样品物性资料统计,下石盒子组致密砂岩孔隙度ϕ为2.0%~16.0%,平均为7.5%(见图5(a )),其中,孔隙度小于10.0%的样品占比为76.5%㊂渗透率K 主要分布在(0.10~2.00)×10-3μm 2之间(见图5(b )),平均为0.86×10-3μm 2,其中,渗透率大于1.00×10-3μm 2的样品占比为17.6%㊂研究区下石盒子组储层孔隙度以特低孔 超低孔为主,渗透率以特低渗 超低渗为主,属于典型的低孔低渗致密储层㊂图5 研究区下石盒子组致密砂岩孔隙度和渗透率分布F i g .5D i s t r i b u t i o no f p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y o f t i g h t s a n d s t o n e i nL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y a r e a 3.4 储集空间及孔隙结构研究区下石盒子组致密砂岩孔隙类型为原生粒间孔㊁溶蚀孔㊁晶间孔和微裂缝㊂根据薄片观察结果,研究区下石盒子组致密砂岩整体孔隙发育不良(见图6)㊂研究区下石盒子组致密砂岩的总面孔率小于15.0%,平均为4.4%㊂其中溶蚀孔储层空间占比最大,为65.3%,主要为方解石㊁长石等溶解形成;原生粒间孔占比次之,为23.7%,主要为碎屑颗粒骨架间孔隙;晶间孔与微裂缝占比较小,占比分别为4.8%与6.2%㊂原生粒间孔是岩石经过成岩作用后残余保留的原始孔隙,孔隙无明显溶蚀痕迹,孔隙边缘常为平直状(见图6(a -b ))㊂溶蚀孔主要由粒间溶孔(见图6(c -d ))和粒内溶孔(见图6(e -g ))组成㊂方解石和长石在溶解作用下形成的粒间溶蚀孔是下石盒子组成岩过程中导致孔隙增加的主要孔隙类型㊂粒内溶孔主要是长石在溶解作用下形成的㊂微裂缝在研究区致密砂岩中也普遍发育,是岩体受持续压力压裂而形成的(见图6(h -i ))㊂为研究下石盒子组致密砂岩的孔隙结构和流体流动能力,采用核磁共振法(NM R )测试具有不同渗透率的样品,表明渗透率与NM R 孔隙度线性相关,随NMR 孔隙度增大而增大(见图7)㊂核磁共振T 2谱呈双峰分布表征,两个峰值分别为0~10㊁10~100m s (见图8),表明下石盒子组砂岩的孔隙以微孔为主㊂随渗透率的增加,整个层段的振幅增加,介于10~100m s 峰值明显增加,表明这部分孔隙对致密砂岩的渗透东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年率起决定性作用㊂图6 研究区下石盒子组致密砂岩孔隙镜下特征F i g .6P h o t o m i c r o g r a p ho f t h e p o r e s c h a r a c t e r i s t i c s i n t i g h t s a n d s t o n e o f L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e s t u d y ar e a 图7 研究区下石盒子组致密砂岩渗透率与核磁共振孔隙度关系F i g .7R e l a t i o n s h i p b e t w e e n p e r m e a b i l i t y a n d NM R p o r o s i t y o f t i g h ts a n d s t o n e i nL o w e rS h i h e z i F o r m a t i o no f s t u d y a r e a 图8 研究区下石盒子组致密砂岩核磁共振T 2谱F i g .8NM R T 2m e a s u r e m e n t so f t i g h t s a n d s t o n e s i n L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o no f s t u d y a r e a 4 储层质量影响因素4.1 成岩作用4.1.1 压实作用铸体薄片观察显示,研究区下石盒子组致密砂岩碎屑颗粒接触方式主要为点 线接触(见图9)㊂压第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素实作用可分为机械压实和化学压实,发生在不同的埋藏阶段㊂根据下石盒子组埋藏史及成岩序列,研究区下石盒子组致密砂岩在沉积后经历两个快速埋藏阶段㊂第一阶段快速埋藏后,埋藏深度约为2200m ,主要特征是早期的机械压实[20]㊂随机械压实的进行,碎屑颗粒被重新排列并紧密接触(从分散或点接触演变为线接触),导致原生孔隙的大量损失,并且携带水离子从原始沉积物中产生,在晶间孔隙中形成沉淀物㊂随埋藏深度的增加,碎屑颗粒接触更紧密,受刚性颗粒和胶结物的支撑作用,碎屑颗粒难以压实㊂碎屑颗粒在接触点的溶解度随温度和压力的增加而增加㊂在压溶作用下,碎屑颗粒的接触形式从线接触演变为凹凸或缝合接触,破坏孔隙的连通性㊂图9 研究区下石盒子组致密砂岩碎屑颗粒接触关系F i g .9C o n t a c t r e l a t i o n s h i p o f d e t r i t a l g r a i n s o f t i g h t s a n d s t o n e s i nL o w e r S h i h e -z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 根据E H R E N B E R GSN [21]的方法绘制粒间孔体积和胶结物交会图版(见图10)㊂由图10可以看出,压实作用破坏的孔隙度为32%~81%,平均为58%,表明压实作用是导致研究区下石盒子组砂岩致密化的主要因素之一㊂压实作用对储层质量的破坏程度取决于埋藏历史和砂岩成分㊂不同骨架成分的砂岩在压实作用方面存在差异㊂随塑性成分的增加,砂岩抵抗压实作用的能力减弱㊂对于岩屑长石砂岩㊁长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,压实作用造成的孔隙度损失分别占原始孔隙度的54%㊁58%和68%㊂图10 研究区下石盒子组致密砂岩粒间孔体积和胶结物交会图F i g .10P l o to f i n t e r g r a n u l a rv o l u m ea n dc e m e n t i l l u s t r a t i n g t h ee f f e c to f c o m p a c t i o n a n d c e m e n t a t i o n i nL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n t i g h t s a n d -s t o n e s i n s t u d y ar e a 4.1.2 胶结作用研究区胶结物主要分为碳酸盐胶结物㊁黏土矿物胶结物和硅质胶结物,常见碳酸盐胶结物㊂随碳酸盐东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年胶结物质量分数的增加,砂岩的孔隙度和渗透率降低(见图11)㊂胶结作用降低的孔隙度在5%~64%之间,平均为24%,胶结作用是导致研究区下石盒子组砂岩致密化的一个重要因素㊂渗透率对碳酸盐质量分数比孔隙度更敏感㊂碳酸盐胶结物可在不同的成岩阶段形成㊂早期成岩阶段形成的方解石在离子浓度较低的淡水环境中发育㊂方解石胶结碎屑颗粒呈基底形式,胶结碎屑颗粒缺乏石英过度生长和绿泥石环边㊂致密的胶结作用可以有效抵抗压实作用,同时防止后期流体的侵入,不利于砂岩的原始渗透能力和次生孔隙的形成㊂随成岩作用的进行,中成岩阶段形成的方解石在压实后填充粒间孔隙,沿解理面取代长石,直接覆盖绿泥石环边㊂随成岩环境从氧化环境变为还原环境,铁方解石更加发育㊂碳酸盐胶结物质量分数高的砂岩孔隙度低㊁渗透性差㊂图11 研究区下石盒子组碳酸盐胶结物对储层质量的影响F i g .11E f f e c t s o f c a r b o n a t e c e m e n t o n t h e r e s e r v o i r q u a l i t y o fL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e s t u d y a r e a 扫描电镜和薄片分析表明,研究区也常见黏土矿物胶结物㊂不同的黏土矿物对砂岩储层质量的影响不同,主要与黏土矿物的发育形式有关㊂伊利石通常以纤维状或片状附着于碎屑颗粒的表面,提供许多晶间孔隙(见图12(a )),由于粒间孔隙占据,砂岩的孔隙度随伊利石质量分数的增加而降低(见图12(b ))㊂当伊利石质量分数较低时,渗透率几乎不受伊利石质量分数影响;当伊利石质量分数高时,伊利石的晶体形式容易堵塞孔喉,渗透率明显降低㊂绿泥石通常作为碎屑颗粒的环边而产生,能够通过防止石英过度生长保留更多的颗粒间孔隙[22],砂岩的孔隙度和渗透率随绿泥石质量分数的增加而增加㊂当绿泥石环边的厚度过大时,孔喉将被堵塞[23]㊂高岭石通常以蠕虫状或书皮状产出,密集填充碎屑颗粒的粒间孔隙㊂孔隙度和渗透率随高岭石质量分数的增加而降低㊂研究区硅质胶结物的质量分数很低,硅质胶结物对储层质量起破坏作用㊂首先,强化学压实作用导致的石英次生增大通常发生在石英颗粒接触处或附近,容易堵塞孔喉;其次,粒间孔隙沉淀的硅质胶结物部分或完全占据粒间空间㊂图12 研究区下石盒子组伊利石扫描电镜照片F i g .12S E M m i c r o p h o t o g r a p h s o f i l l i t e f r o mL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素4.1.3 溶蚀作用在强烈压实和胶结作用后,砂岩中几乎没有原始粒间孔隙㊂溶蚀作用导致的次生孔隙是研究区主要孔隙类型(见图13),主要是长石的溶蚀㊂长石非常不稳定,容易沿解理面溶解,长石的最佳溶解温度为80~120℃㊂热历史和有机物成熟度表明,碳氢化合物发生降解,产生有机酸㊂长石的溶解广泛,不同位置的长石溶解程度不同,产生许多次生孔隙,在一定程度上导致孔隙度的差异分布㊂图13 研究区下石盒子组溶蚀孔镜下特征F i g .13M i c r o s c o p i c c h a r a c t e r i s t i c s o f d i s s o l u t i o n p o r e s i nL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 4.1.4 成岩序列及孔隙演化根据研究区下石盒子组有机质成熟度㊁岩石学特征㊁矿物的共生关系和古地温等,按照S Y /T5477 2003‘碎屑岩成岩阶段划分“,重建研究区下石盒子组致密砂岩的埋藏史及成岩序列(见图14)㊂研究区下石盒子组主要处于中成岩A 期,部分达到中成岩B 期㊂图14 研究区下石盒子组致密砂岩埋藏史㊁成岩序列及孔隙演化史F i g .14T h e b u r i a l h i s t o r y ,d i a g e n e t i c s e q u e n c e a n d p o r e e v o l u t i o nh i s t o r y o f L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n t i g h t s a n d s t o n e s i n s t u d y ar e a 东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年为研究孔隙演化规律,需要恢复成岩过程中的致密砂岩孔隙度㊂恢复研究区下石盒子组孔隙演化过程,需对原始孔隙度和溶蚀作用的增孔率进行计算㊂原始孔隙度采用B E A R D D C 等[24]方法求得,首先通过粒度累积曲线75%与25%处的粒径求得T r a s k 分选因数;然后根据原始孔隙度与T r a s k 分选因数之间关系求得原始孔隙度;最后计算溶蚀孔隙度与原始孔隙度比值求得溶蚀作用的增孔率㊂通过岩石薄片镜下观察统计溶蚀孔的面孔率,并非岩石在三维空间的孔隙度,需转化为孔隙度㊂由于研究区下石盒子组致密砂岩孔隙多不规则,采用数据统计法进行转换,将不同层段的面孔率与响应层段的实测孔隙度投影到二维坐标平面,求得一系列点的回归方程,从而实现面孔率与孔隙度的转换(见图15)㊂图15 研究区下石盒子组致密砂岩孔隙度与面孔率拟合关系F i g .15T h e f i t t i n g r e l a t i o n s h i p b e t w e e n p o r o s i t y a n d s u r f a c e p o r o s i t y o fL o w e rS h i h e z iF o r m a t i o n t i g h t s a n d s t o n e s i n s t u d y ar e a 研究区下石盒子组T r a s k 分选因数介于1.74~2.11,平均为1.93;原始孔隙度介于31.76%~34.07%,平均为32.92%;溶蚀作用的孔隙度提升率为2.58%~8.14%,平均为4.47%㊂根据成岩作用对储层质量的影响,建立研究区下石盒子组致密砂岩的孔隙演化史(见图14)㊂下石盒子组致密砂岩的成岩序列与孔隙演化史表明,压实作用是对致密砂岩储层孔隙改造的主要因素,早成岩阶段,下石盒子组一段储层受快速埋藏压实作用,伴随早期胶结作用,造成快速减孔㊂压实作用造成的孔隙度下降率在32%~81%之间,平均为58%㊂胶结作用造成的孔隙度下降率在5%~64%之间,平均为24%㊂中成岩A 期,逐渐成熟的烃源岩产生酸性流体进入储层,对长石或碳酸盐岩产生溶蚀作用㊂溶蚀作用对储层孔隙的积极改造比压实作用和胶结作用的破坏程度低,孔隙度提升率平均为4.47%㊂压实作用对储层质量的影响相对较小,但同时发生胶结作用,成岩作用对孔隙的积极改造和消极影响同时作用于储层岩石㊂中成岩B 期,成岩作用对储层质量的影响较微弱㊂早白垩世晚期,构造抬升造成地温降低,成岩作用的改造有限,下石盒子组孔隙度基本定型㊂4.2 砂岩成分和颗粒结构成岩过程的响应反映砂岩成分对储层质量的影响[25]㊂石英以岩石骨架的形式存在于砂岩,硬度高,早期成岩阶段可以有效抵抗压实㊂原始粒间孔隙随石英体积分数的增加而保留㊂砂岩的孔隙度和渗透率随石英体积分数的增加而增加(见图16(a -b ))㊂长石容易溶解而不稳定,研究区长石体积分数高的砂岩具有两个特征:早期成岩阶段的碳酸盐致密胶结和高泥质基质发育㊂早期成岩阶段的碳酸盐胶结阻碍长石被后期流体转化,次生孔隙发育较少㊂高泥质基质发育表明埋藏速度快,分选性差,原生孔隙少,孔隙连通性差㊂砂岩的孔隙度和渗透率随长石体积分数的增加而降低(见图16(c -d ))㊂残留的长石越少,储层质量越好㊂岩石碎屑是砂岩颗粒的重要组成部分㊂岩石碎屑的成分复杂,包括抗压实性较弱的岩石碎片(云母㊁泥岩㊁板岩㊁片岩和千枚岩),以及硬度较高的岩石碎片(燧石㊁花岗岩和石英岩)[26]㊂岩石碎屑体积分数与储层质量之间没有明显的相关关系(见图16(e -f ))㊂粒度中值反映粒度分布的总体趋势㊂碎屑颗粒的分选因数表明某一粒径周围颗粒尺寸的均匀性㊂粒度中值越小,晶粒尺寸越均匀㊂研究区下石盒子组致密砂岩主要发育于辫状河道,是砂岩粒径大和成分成熟度低的主要原因㊂此外,粒径越大,分选因数越小,晶间孔隙越发育㊂研究区下石盒子组致密砂岩的孔隙度和渗透率随粒径的增加而增加(见图17(a -b )),随分选因数的增加而降低(见图17(c -d ))㊂第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素。

致密砂岩储层物性的主控因素分析发布时间：2022-09-21T03:38:30.993Z 来源：《工程建设标准化》2022年5月10期作者：王岩岩[导读] 致密砂岩储层孔喉结构复杂，非均质性强，特征参数之间存在相关性，导致储层描述或定量表征结果出现偏差王岩岩中海油能源发展股份有限公司工程技术分工司中海油渤海实验中心, 天津30045摘要：致密砂岩储层孔喉结构复杂，非均质性强，特征参数之间存在相关性，导致储层描述或定量表征结果出现偏差，严重制约了储层分类评价和高效开发。

以鄂尔多斯盆地长6致密砂岩储层为例，基于高压压汞、物性测试分析、储层分类结果、主成分分析和最大载荷原理，筛选出造成相近/相似储层物性差异的微观地质主控因素。

研究结果表明，ⅰ、ⅱ、ⅲ、ⅳ类储层个体差异的主要控制因素是孔喉分选系数和中值半径、除汞效率和最大汞饱和度、中值半径和最大汞饱和度、分选系数和偏斜系数。

研究成果深化了对相近/相似物性致密砂岩储层差异成因机制的认识。

关键词:致密砂岩储层；主成分分析；微观孔隙结构；相近/相似的物理性质；主要控制因素1导言致密油是继页岩气之后世界非常规油气勘探开发的又一热点，这种非常规油气资源已经成为全球能源结构的重要组成部分[I"]。

致密油巨大的资源潜力和产量的快速增长使其成为当今最热门的石油勘探领域之一[3-5]。

致密砂岩储层具有物性差、孔喉小、微观非均质性强的特点，储层物性影响因素多样，开采难度大。

目前，许多学者引入了新的技术和方法来评价致密储层的物性及其影响因素，并取得了一定的成果。

如有学者结合高压压汞、氮气吸附、图像分析等手段揭示微观孔喉结构对储层物性的影响。

然而，定性分析主要用于描述储层微观特征对物性的影响。

一些学者利用核磁共振实验来研究储层的孔隙结构，但他们无法获得更多与储层和渗流能力相关的参数。

同时，影响储层物性的微观地质因素具有复杂多样的特点。

微观地质因素之间存在相关性。

现有研究多采用灰色理论等手段定量分析微观地质因素与储层物性之间的关系，但未考虑因素之间的相互作用，系统性差。

112近年来，我国国民经济持续快速发展，能源需求剧增，缺口不断扩大。

仅靠常规油气资源已难以满足国内能源的需求，严峻的能源供给形势不仅制约我国国民经济的发展，甚至将影响国家的能源安全，非常规油气勘探开发势在必行。

我国非常规油气资源丰富，种类多，分布广；其中致密砂岩油气资源的比重较大，致密砂岩作为致密油气的主要赋存场所，分析其致密化成因，可为致密砂岩油藏的勘探以及后期开发提供一定的指导。

1 致密砂岩油气资源分布国内致密砂岩气发现时间相对较早，但在2000年以前致密砂岩气并没有给予足够重视，勘探进展较为缓慢；致密油的研究则相对较晚，2008年美国威利斯顿盆地Bakken 组以及德克萨斯南部Eagle Ford致密油的成功勘探开发，才使得致密油成为国内继页岩气之后的又一新的热点领域。

目前，随着水平井与压裂改造等技术的进步，已经在四川、鄂尔多斯、松辽、渤海湾、塔里木、柴达木及准噶尔等盆地发现了丰富的致密油气资源，是未来国内油气勘探的重要领域。

2 国内致密砂岩特征从国内几个典型致密砂岩油气盆地储层特征来看，国内致密砂岩储层长石和岩屑含量普遍较高，石英砂岩较为少见，成分成熟度以及结构成熟度总体较低。

从碎屑颗粒大小来看，碎屑颗粒粒度分布范围较宽，分选性差，且储层中泥质含量较高，从而使得储层在压实作用下原生孔隙大大减少，使得储层物性变差。

致密砂岩储层物性统计分析表明，国内致密砂岩储层孔隙度一般小于10%，渗透率一般小于0.5×10-3μm 2。

通过压汞等手段对致密砂岩储层微观孔喉分析可知，国内致密砂岩孔喉直径一般介于25nm~900nm之间。

总之，储层孔喉较小，排替压力较大，进汞饱和度较低，退汞效率很差。

3 致密砂岩致密化成因砂岩储层的致密化不仅影响油气成藏过程中油气的充注，而且对开发过程有一定的影响，因此对致密砂岩致密化成因进行分析可为致密砂岩油藏的勘探开发提供一定的指导意义。

针对致密砂岩致密化成因，Soeder等人根据原生孔隙减小的原因将其分为自生粘土矿物沉淀型、自生胶结物的堵塞型以及沉积时杂基充填型致密砂岩储层；但Shanley等人通过研究发现，虽然一些砂岩储层的成分成熟度较高，但其仍存在致密储层，因此他们认为：砂岩储层的致密化并不总是砂岩成分的不成熟、泥质杂基含量高而造成的。