下载文档原格式
鄂尔多斯盆地黄陵地区长2致密砂岩储层特征运用铸体薄片观察、扫描电镜、常规压汞、高压压汞等方法，对黄陵地区长2致密砂岩储层特征进行了细致的研究。
研究表明，该区域的长2储层以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主，岩屑含量高，填隙物以高岭石含量高为特征；主要发育原生孔，孔吼分选中-差，歪度中-细；储层孔隙度平均值为12.06%，渗透率平均0.57×10-3μm2，沉积环境影响着储层的平面非均质性和物性特征。
标签：黄陵地区；致密砂岩；长2油层；储层特征；孔隙结构引言致密油气藏在我国各大沉积盆地中分布广泛，且储量大，具有很好地开采前景。
致密储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等特征[2]。
但是致密储层非均质性强，与常规储层具有很大的差别，且我国的勘探手段较国外相比还存在很大的差距，所以，传统的石油地质理论和方法难以指导致密储层油气勘探[3]。
鄂尔多斯盆地黄陵地区砂岩储层丰富，其中长2油层近年来成为主要目的层位之一，得到很多专家学者的关注。
由于其特有的存在形式和特点，不同层位产量高低不均的特征尤为突出，则对于该层位的地质特征的认识具有重要的研究意义。
1 研究区地质背景鄂尔多斯盆地为一多旋回的克拉通盆地，有六个大的构造演化阶段，在晚三叠世，已发展成为一个平缓大型的内陆湖盆。
盆地延长组发育一套由湖进至湖退的沉积层系，沉积厚度薄，粒度粗，南部主要为河湖三角洲沉积。
长2期，由于盆地强烈的后期抬升剥蚀作用，湖盆的收缩速度加剧，地层仅在湖盆内及南部部分地区有所保留，浅湖局部残存。
整体上表现为湿润气候下朵状三角洲前缘沉积。
研究区位于盆地的东南部（图1），南邻渭北隆起，面积约为5267km2。
2 储层特征2.1 岩石学特征黄陵地区长2储层岩石以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主。
碎屑中石英含量23～73%，平均42.3%，长石含量1～51.5%，平均19.7%，岩屑含量0～43.3%，平均21.7%，即岩石富长石、岩屑，表明成分成熟度相对较低。
致密砂岩储层胶结指数 m 和岩性系数 a 的研究罗少成;成志刚;唐冰娥;肖飞;彭怡眉;牟明洋【摘要】利用Archie公式计算储层含水饱和度时，岩性系数a和胶结指数m通常取区域某一固定值，但在致密砂岩储层实际应用中发现，地层因素和孔隙度的关系与典型的Archie公式特征不符，其相关性较差，通过不同的回归处理方法得到的a和m值有时相差较大。
利用××油田致密砂岩储层14口井130块岩心岩电实验资料进行统计分析：不同井区确定的岩性系数a和胶结指数m具有很好的相关性，存在明显的幂函数关系，且a和m值变化范围很大，呈现高a低m的特征，强制将a近似为1与实际不符；地层因素和孔隙度在lg（F）－lg（Ф）坐标系下，以三次函数关系拟合可以将整套实验数据统一起来，即m与lg（Ф）存在一元二次函数关系。
通过对胶结指数m的机理分析，引入导电效率，采用数值模拟方法推导出了m的计算公式。
通过对比分析，采用变a和变m计算的地层因素与岩电实验测试结果符合程度更高，有利于提高含油饱和度计算精度。
%When Archie formula is applied to calculate water saturation of the reservoir,the cementation exponent,m, and lithology factor,a,are usually taken at a fixed value in target area.But in tight sand reservoirs,the relationship between formation factor and porosity is different from Archie formula description,and the values of a and m calculated by various regression methods sometimes are different.Litho-electric experiment data of 130 cores taken from 14 wells were statisti-cally analyzed in tight sand reservoirs of ××oilfield.It was found that there was a power function between lithology fac-tor,a,and cementation exponent,m.The values of a and m have a large variation range,presenting a trend of bigger a andsmaller m.The value of a was approximated one that was inconsistent with the actual.In logarithmic coordinate of formation factor and porosity,the cubic function is the best correlation,in other words,there is a quadratic function between m and logarithm of porosity.According to the mechanism analysis of cementation exponent,m,introducing electrical efficiency,a formula for m was derived by using mathematical simulation method.After comparison,it was indicated that the formation factors calculated by variables of a and m are more consistent with the litho-electric experiment data,which can improve the calculating precision of oil saturation.【期刊名称】《复杂油气藏》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】5页(P1-5)【关键词】致密砂岩储层;地层因素;孔隙度;胶结指数;岩性系数;导电效率【作者】罗少成;成志刚;唐冰娥;肖飞;彭怡眉;牟明洋【作者单位】中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安 710077;中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安 710077;中国石油测井有限公司长庆事业部，陕西西安 710201;中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安 710077;中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安 710077;中国石油测井有限公司油气评价中心，陕西西安 710077【正文语种】中文【中图分类】TE122.23Archie公式[1]自20世纪40年代问世便已成为测井解释的理论基础,利用电阻率和孔隙度计算含油饱和度是测井储层评价的重要方法：式中，F为地层因素，无量纲；Ro和Rw分别为100%含水岩石电阻率和地层水电阻率，Ω·m；φ为孔隙度，小数；a和m分别为岩性系数和胶结指数，无量纲。
鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩储层特征——以子洲气田清
涧地区
子洲气田位于鄂尔多斯盆地东部，属于盒8段致密砂岩储层。
该区域研究表明，该地区具有以下储层特征：
首先，孔隙度低，储层致密。
盒8段砂岩的孔隙度一般在1%以下，表现出致密的特点。
因此，相对而言，岩石密度高，岩性坚硬，岩心分流试验的测试结果普遍较低。
其次，渗透性差，非常关注取样技术。
研究地区的岩心渗透率很低，其测得的平均渗透率不到1mD。
此外，岩石流心试验的成果表明，砂体之间的渗透可忽略不计。
第三，复杂的储层物性几乎没有发现。
研究发现，盒8段的储层物性相对单一，不同岩心之间的储层物性差异较小。
封闭空间内沉积环境限制了储层物性在空间上的变化。
第四，角质质地差异软化带的存在。
子洲气田盒8段储层中，发现有角质质地不同的细小砂体，这些砂体很常常形成了软化带。
软化带的出现使得在盒8段储层中开发岩石力学干预是必要的。
综上所述，子洲气田清涧地区的盒8段致密砂岩储层具有孔隙度低、渗透性差、复杂的储层物性几乎没有发现和特殊的软化带，这些特征都为该区域开采带来了一定的难度。
然而，通过相应的洛皮岩作业技术等岩石力学干预的方法，开采效果也不无成功，为该区域天然气的大量开发利用奠定了基础。
齐家油田致密储层脆性指数计算方法研究娄娜;赵天琦;张雁【摘要】脆性指数大小及分布规律是制订储层压裂方案、提高致密储层产能的重要依据.脆性指数主要是通过岩心试验和岩石力学参数法获得.为了计算岩心和岩石力学参数缺失的油田脆性指数,有效开采致密储层,利用取心井岩心测试得出脆性指数,而后与测井曲线进行了相关性分析,优选出高相关的自然伽马曲线,建立了适合本区的脆性指数测井解释模型.最后利用该曲线解释出全区各井层的脆性指数.通过分析脆性指数与矿物类型、含量、粒度等关系可知:岩石粒度越细,石英、钙质胶结物含量越高,脆性指数值越高.在该区内优选脆性指数较高的井层开展现场试验,取得了较好效果.【期刊名称】《中州煤炭》【年(卷),期】2016(000)006【总页数】5页(P140-144)【关键词】脆性指数;杨氏模量;泊松比;自然伽马;致密油藏【作者】娄娜;赵天琦;张雁【作者单位】东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】P618.13齐家油田构造位置在松辽盆地齐家——古龙凹陷齐家北凹陷的西北斜坡上，是一个区域鼻状构造背斜之上的穹隆背斜构造。
齐家油田高台子油层孔隙度小于10%的数据占80%，渗透率小于0.1×10-3μm2的数据占总体的56%，属于致密油藏，产能一直偏低。
确定岩石脆性大小及分布对制订缝网压裂方案有重要的意义，目前期望在研究区内找出位置和层段，以达到通过实现缝网压裂达到提高产能的目的。
致密油藏的储集层致密、岩性复杂，目前研究成果认为压裂改造是提高工业产能一种重要手段[1-3]，因此，可压性评价对于优选压裂井段具有重要意义。
国外学者通过室内岩石脆性试验发现，岩石压裂的难易程度可用脆性指数表征，岩石脆性指数高，地层性质脆硬，越易形成破裂缝，对压裂作业反应越敏感，进而对储层内流体的储集和运移都有利。
137鲕滩储层作为地层中的特殊岩体，地层不仅结构复杂，非均质性强，而且具有薄互层、横向变化快及穿时迁移等特点，尤其是储层中气水关系识别至今仍没有一个很好的预测方法[1]。
其难点在于，鲕滩储层是岩相及岩性变化形成的岩性圈闭，地层不仅结构复杂，非均质性强，而且具有层薄、横向变化快及穿时迁移等特点；另外，它们与围岩的地震物性差等往往较小。
但是，近年来，随着地震资料品质的提高，特别是地震资料分辨率的提高，以及各种地震反演技术及AVO方法的发展成熟，通过地震方法预测鲕滩储层及其气水关系已经见到了比较好的效果。
1 研究区储层特征分析1.1 鲕滩储层地球物理特征利用地震方法预测储层仍至于直接识别气层和水层的关键在于如何认识储层含气和含水后其地球物理参数的变化特点，如何确定其敏感性及优选反演方法，通过敏感性参数的准确标定、提取和综合解释实现气层检测[2-3]。
为了充分认识鲕滩储层含气和含水后敏感参数的变化特征，在研究过程中，利用LOGES测井处理系统对区内已有的8口井的测井资料做了重新处理，处理中采用的是非均质碳酸盐岩双重孔隙度模型，它充分考虑了储层裂缝、次生孔隙的影响，使处理得到的鲕滩储层各种地球物理参数更符合实际地质情况，在这些井中有的是气井，有的是水井，有的为致密干层井，有的为上气下水井。
2 致密气藏含气储层预测方法及效果分析2.1 储层敏感性参数分析根据XXX-9、XXX-4、XXX-6等井的测井资料统计分析结果，飞仙关组鲕滩储层含气和含水以及围岩三者之间的速度、孔隙度等参数都有比较明显的区别。
据统计，鲕滩气层的速度与水层和围岩的速度相比要低得多，在5400m/s~6000m/s左右，而水层速度在6200m/s左右，围岩则高达6500m/s以上；在孔隙度方面，气层往往有较高的孔隙度，据统计一般在7％~15％之间，而水层的孔隙发育相对较差，通常小于6％，围岩则小于2％；另外在有关电阻率、密度、裂缝发育等参数方面，飞仙关组鲕滩储层含气和含水以及围岩三者之间有明显差别。
致密气渗流机理研究综述致密气渗流是一种重要的储层类型，具有储层容易堵塞、连通性差等特点，因此对致密气渗流机理的研究具有极为重要的现实意义。
目前研究表明致密气渗流在气体吸附、孔隙流动、渗流压力、气体分子间作用力等方面存在多种机理，下面将分别介绍。
第一，气体吸附机理。
由于致密储层的孔隙度小、孔隙尺寸狭小，因此致密储层表面存在大量的吸附点，可以吸附气体分子。
这些吸附点在孔内形成一层分子屏障，限制了渗流的通透性和扩散性。
同时，吸附点也会减缓气体在储层内的分布和传递速度，导致气体渗流速度缓慢、流量小，对于气藏的开发和生产是不利的。
第二，孔隙流动机理。
致密储层的孔隙大小与气体分子尺寸相当，因此孔隙径向渗流失去了统治地位，更倾向于表面流动和弥散扩散。
这种孔隙流动机理使得气体在致密储层的渗流受到了严重的阻力，使得致密储层开发、生产成本极高。
第三，渗流压力机理。
致密储层与传统储层不同，渗流通道系统堆积成为一个互相隔离的结构，使得气体流动时，所有孔隙都需要参与到渗流过程中来。
而在这个过程中，孔隙内部的压力梯度即是渗流压力，其细微变化将使得气体渗流速率发生不小的波动。
而随着渗流压力逐渐增大，渗流阻力也不断增大，使得气体从致密储层中流出变得困难。
第四，气体分子间作用力机理。
致密储层中的气体分子之间存在一种粘合作用力，是渗流速率下降的重要因素之一。
因此，要掌握气体的分子间作用力机理，才能深入研究致密储层中的渗流特征，为高效开采致密气藏提供更具有实际意义的理论依据。
总之，致密气渗流机理涉及到气体吸附、孔隙流动、渗流压力、气体分子间作用力等多个方面的问题，需要综合考虑才能得出准确的结论。
这项研究工作对于深化致密气藏的认识、发掘、评价和利用都有着极其重要的作用。
致密砂岩储层饱和度指数n计算方法研究罗少成;成志刚;周金昱;席辉;王长胜【摘要】致密砂岩储层孔隙结构复杂,连通性差,孔隙中流体分布不均匀,由传统方法求取阿尔奇公式中的饱和度指数n存在较大误差,使测井计算的含油饱和度精度降低.以目标区储层岩电实验资料为依据,研究发现I-Sw关系在双对数坐标系下实验数据点比较分散,且在Sw=90％存在明显的拐点,饱和度指数在目标区储层中不是固定值.在前人研究成果的基础上,结合配套的核磁共振实验,分析了饱和度指数n 的影响因素.其中储层孔隙结构对饱和度指数n的影响占主要因素,孔隙结构越复杂,其值越大.针对其主控因素,结合核磁共振T2谱采用多元回归分析法建立饱和度指数的计算模型,力求使计算的饱和度指数尽可能逼近实际值,以保证利用Archie公式计算的含油饱和度具有较高的准确性.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(036)004【总页数】7页(P116-122)【关键词】致密砂岩储层;饱和度指数;孔隙结构;孔隙度;核磁共振测井【作者】罗少成;成志刚;周金昱;席辉;王长胜【作者单位】中国石油集团测井有限公司油气评价中心,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司油气评价中心,陕西西安710077;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油集团测井有限公司油气评价中心,陕西西安710077;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】T132罗少成，成志刚，周金昱，等．致密砂岩储层饱和度指数n计算方法研究[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（4）：116–122．Luo Shaocheng,Cheng Zhigang,Zhou Jinyu,et al．Research on Saturation Index n of Tight Sandstone Reservoir[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（4）：116–122．饱和度评价是油气储量计算的关键参数之一，是油气储集层定量评价的核心[1]。
1.2 致密储层研究 1.2.1 致密储层的基本特征 致密砂岩储层具有岩性致密、 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。由于不同学者所研究的对象和角度不同，对致密的理解也不相同。低渗透储层本身就是一个相对概念，随着资源状况和技术条件的变化，致密储层的标准和界限也会随之变化，因此长期以来致密砂岩储层一直没有一个完整的、明确的定义和界限。美国联邦能源管理委员会(FERC)把低渗透(致密)天然气储层定义为估算的原始地层渗透率为0．1 X10-3 um2或者小于0．1×10-3 u m2(B．E．Law等，1986)的储层。关德师( 1995) 等在《中国非常规油气地质》中,把致密砂岩气藏的储层描述为孔隙度低(小于 12%)、渗透率比较低( 1 × 10- 3um2) 、 含气饱和度低( 小于60%)、 含水饱和度高( 大于 40% )。杨晓宁( 2005) 认为致密砂岩一般是指具有7% ~ 12%的孔隙度和小于 1. 0× 10- 3
um2的空气渗透率,砂岩孔喉半径一般小于0. 5 um。按照我国的标准, 致密储层有效渗透率≤ 0. 1 × 10- 3um2(绝对渗透率≤ 1 × 10- 3 um2)、 孔隙度≤ 10%。另外一般具有较高的毛细管压力，束缚水饱和度变化也比较大，一般储层中的束缚水饱和度都比较高。张哨楠根据对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40％以上；在孔隙度为4％～11％的范围内，束缚水饱和度在42％～56％之间变化。他根据对四川盆地上三叠统致密砂岩储层孔隙度和束缚水饱和度的统计(表1)，用两种方法测试的结果表明束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层的孔隙度、渗透率和束缚水饱和度之间的关系同样说明致密砂岩储层的束缚水饱和度随着孔隙度和渗透率的降低而增高(图1)。 1.2.2 致密砂岩储层的成因类型 致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有特殊的特征。Soeder和Randolph(1987)将致密砂岩储层划分出3种类型，即由自生粘土矿物沉淀造成的岩石孔隙堵塞的致密砂岩储层、由于自生胶结物的堵塞而改变原生孔隙的致密砂岩储层和由于沉积时杂基充填原生孑L隙的泥质砂岩。Shan—ley等(2004)¨1认为了解常规储层和致密储层之间的岩石学特征对于理解致密储层和预测致密储层是非常关键的；而且指出，致密砂岩储层并不总是由于砂岩成分的不成熟、泥质杂基含量高所造成的，在成分成熟度较高的砂岩中一样存在着致密储层。张哨楠按照砂岩储层的致密成因，将致密砂岩储层划分为4种类型。 1.2.2．1 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3所示，岩石类型为石英砂岩，硅质岩碎屑含量比较高，岩石的分选性好，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间的喉道，喉道间的连通主要依靠伊利石矿物问的微孔隙，这使得岩石的渗透率极低，然而孔隙度的降低与渗透率相比不太明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。 1.2.2．2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孑L隙度，储层的渗透率也随之降低，形成低孔、低渗的致密储层。在孔隙中可以保存形成时间比较早的次生孔隙。如图4所示，岩石类型为岩屑石英砂岩，岩石的分选较好，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以及高岭石的沉淀形成的晶间微孔隙。 1.2.2．3高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层 对于距离物源比较近、沉积环境水体能量不高、沉积物成分比较复杂、尤其是塑性和不稳定碎屑含量较高的储层，在埋藏过程中在没有异常压力形成的条件下，因压实作用使塑性碎屑变形从而呈假杂基状充填于碎屑颗粒之间，导致砂岩储层成为致密储层。图5所示就是塑性碎屑在压实作用下变形形成致密砂岩储层，在扫描电镜下可见不稳定碎屑的溶蚀作用形成的微孔隙。
1.2.2．4粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层 在低能条件下或者在浊流条件下，由于沉积水体浑浊或者因水体能量不高，碎屑颗粒间杂基含量比较高，成为泥质砂岩。由于粒间孑L隙被杂基所占据，孔隙间的流体交换不顺畅，无论早期还是晚期的溶蚀性流体都很难进入到孔隙中，因此粒间孔隙或者粒内孔隙都不发育；在泥质杂基中因成岩作用的关系可能发生重结晶或者微弱的溶蚀，形成杂基内的溶蚀微孔隙。如图6所示，岩石中泥质杂基含量比较高，在杂基重结晶后可以形成粘土矿物晶间微孔。图6中储层的孔隙全部为微孔隙，孔隙由杂基的溶蚀和重结晶形成。 1.2.3 致密砂岩储层物性影响因素 唐海发（2007）等以鄂尔多斯盆地上古生界下石盒子组盒二段储层为例, 综合利用岩心、 测井以及各种分析化验资料,通过储层沉积学、 岩石学和成岩作用的研究,详细探讨了该区致密砂岩储层物性的主控因素，从沉积微相，砂岩岩矿组成，成岩作用三个方面给予描述。 1.2.3. 1 沉积微相 沉积微相不仅控制砂体的类型、 形态、 厚度、 规模及空间分布,影响砂体的平面和纵向展布与层间、层内的非均质性, 而且还在微观上因其决定着岩石碎屑颗粒大小、 填隙物的多少、 岩石结构(分选、 磨圆度、 接触方式)等特征,从而控制了岩石原始孔、 渗性的好坏,因此沉积微相对储层物性的控制是先天性的。 .研究表明,沉积微相类型不同,其砂体的发育程度不同, 并最终影响了储层物性的非均质程度. 可以通过储层物性的定量特征, 来表征沉积微相的这种控制作用(表1) .
由此可见,不同相带,由洪泛平原→河道边缘→主河道微相, 随水动力强度增大, 储层物性条件逐渐变好.同一相带内储层物性的分布,随着砂岩粒级的增大而变好,其中砾岩、 粗砂岩物性最好, 中砂岩次之,细砂岩、 粉砂岩较差. 而且,同一粒级的砂岩所处的相带不同,其物性亦差别很大, 一般来说, 辫状河主河道中的砂体,因其水动力能量最强,岩屑等细碎屑含量相对较少,物性最好, 河道边缘次之, 洪泛平原最差。 1.2.3. 2 砂岩的岩矿组成 沉积微相控制了储层物性的宏观分布, 而砂岩的矿物组成和填隙物的含量则直接影响着储层原始的储集性能和渗流性能, 并且是储层成岩改造的物质基础.盒二段储层主要发育岩屑砂岩、 岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩3 种基本岩性, 砂岩中岩屑的含量较高,这是导致该区储层物性较差的一个重要原因.从图4 可以看出, 随着石英等刚性颗粒含量的增加,岩屑等揉性颗粒含量的减少, 储层的储集性能明显变好.但是长石含量与孔渗的关系不甚明显,主要是由于部分长石被溶蚀,形成一些次生孔隙, 使得储集条件得以改善,导致异常值的出现。 1.2.3. 3 成岩作用 后期成岩作用对深层致密砂岩储层的改造直接导致了现今的储层微观孔隙结构格局, 是储层致密、低孔特低渗的另一个重要原因.通过铸体薄片、 扫描电镜及沉积埋藏史恢复研究, 盒二段储层的成岩作用类型主要有: 压实作用、 胶结作用、 溶蚀和交代作用。 1.2.3. 3. 1 压实作用 盒二段储层经历了强烈的压实作用, 主要表现在: 颗 粒定向排列明显; 杂基和岩屑等 软组分因强压实而变形填于粒间, 对储层原生孔隙保存极为不利; 大部分骨架颗粒、 特别是石英颗粒呈线接触、 凹凸接触甚至缝合线接触(图5( a) ) .
图 5 盒二段储层铸体薄片图版 1.2.3. 3. 2 胶结作用 主要有 3 种类型: 碳酸盐胶结、硅质胶结、 黏土胶结作用. ( 1)碳酸盐胶结作用.碳酸盐胶结是盒二段常见的胶结物,主要有2 种类型: 中 浅埋藏阶段微粉晶方解石呈斑点状或基底状亮晶胶结于岩屑石英砂岩,个别层段含量较高, 可达 10% , 并发育晶间、 晶内溶孔(图5( b) ) . 中深埋藏阶段, Fe 方解石主要呈斑点状交代岩屑和杂基, 并伴随大量岩屑和杂基溶蚀孔发育.( 2) 硅质胶结作用. 常见的硅质胶结作用是石英次生加大所形成的,研究区盒二段储层石英颗粒的次生加大边较为发育.根据次生加大边与颗粒接触、胶结物等之间的关系,可以判断本区的石英次生加大早于强压实和胶结作用. 因此石英次生加大在早期可以保护因压实而造成的原生粒间孔隙损失.根据铸体薄片观察, 石英次生加大多发育边状级和点状级次生加大(图 5( c) ) . 少见周缘状级次生加大. 这主要与发生加大时期砂岩渗透能力、杂基含量和碳酸盐胶结程度等因素有关.一般来说,杂基和 假杂基含量较高,砂岩的渗透能力较低,不利于石英次生加大的产生, 仅见局部单晶自生石英填于粒间. 因此,发生石英次生加大时期在中等埋藏深度,后期深埋藏阶段的强压实和碱性溶蚀抑制了石英次生加大的发育.( 3) 黏土胶结作用. 黏土矿物是砂岩中又一重要胶结物,几乎所有砂岩中都含有一定量的黏土填隙物[ 9].黏土矿物主要有2种分布形式:充填于孔隙之中(图5( d) ) 和黏土裙边.储层自生黏土矿物有 2 种形成方式: 自生沉淀和交代蚀变.研究区 2 种形式均存在. 根据 X 衍射及扫描电镜资料分析认为, 盒二段储层黏土矿物主要为绿泥石(平均39. 46% )、 伊利石(平均29. 31%)、高岭石(平均 14. 31%) 及伊蒙间混层矿物( 平均16. 92%) . ( 1)绿泥石: 是本区盒二段的主要黏土矿物类型,主要有2 种产状,一种呈绿泥石黏土环边包裹颗粒,形成时间较早;另外一种为纤状,长于溶孔中, 形成时间较晚.绿泥石的存在将影响储层喉道的性质,造成渗透率降低,但是具有包壳产状的绿泥石可在一定程度上抑制石英次生加大的形成, 因而对原始孔隙度有一定的保存作用( 2)伊利石:是本区次要黏土矿物类型. 伊利石含量高,说明黏土矿物演化程度高, 成岩作用强.其形态上可分为叶片状和毛发状2 类.( 3)高岭石:以孔隙充填式胶结为主,集中存在.常与长石颗粒溶解伴生, 充填次生孔隙.高岭石的形态为典型的书页状, 晶形极好,并且堆积松散。 1.2.3. 3. 3 溶蚀作用 溶蚀是岩石组分的不一致溶解所形成的新矿物,其化学组成与被溶矿物相近,如长石高岭土化.按溶蚀介质化学性质可将溶蚀分为酸性溶蚀和碱性溶蚀2 大类. 其中酸性溶蚀主要对象为碳酸盐胶结物、 长石等, 而碱性溶蚀对象为石英颗粒(包括次生加大边)、 硅质岩屑和隐微晶硅质杂基等。溶蚀作用是盒二段砂岩次生孔隙产生的主导因素.按被溶蚀的对象可将溶蚀分为骨架颗粒( 石英、长石、 岩屑)粒间溶蚀、 粒内溶蚀和颗粒全部溶蚀(铸模孔)、 胶结物(方解石、 Fe- 方解石及自生黏土) 晶内和晶间溶蚀、 以及泥质和隐微晶硅质杂基溶蚀 4种类型. 盒二段储层的长石类型以钾长石为主, 平均含量为7. 8%.据前人的研究认为,钾长石被溶蚀时形成的次生孔隙度可高达11. 91%,因此可以有效改善储层的储集性能. 1.2.3. 3. 4 交代作用 交代为矿物被溶解,同时被孔隙沉淀出来的矿物所置换, 新形成的矿物与被溶物没有相同的化学组分, 如方解石交代石英. 盒二段可见以下交代作用:( 1) 黏土矿物交代石英, 形成于成岩作用晚期的碱性成岩环境中, 常见自生黏土矿物交代石英次生加大边.( 2) 方解石交代自生黏土,形成于成岩中晚期的碱性成岩环境中.( 3) Fe方解石交代隐微晶硅质杂基和岩屑, 形成于成岩晚期的碱性成岩环境中. 1.2.4 致密储层的应力敏感性 王学武（2010）对致密储层做了应力敏感性试验，他采用GMS．300高压孔渗仪(图1)，对大庆外围22块低渗透岩心(图2)进行测试。为了真实地反映储层应力敏感性，以原始储层有效应力为标准，有效应力变化上下浮动12 MPa来评价储层渗透率应力敏感程度。根据大庆外围所取岩心的深度，考虑致密储层压力系数，可以算出原始储层有效应力约为20 MPa。通过对22块岩心的测试结果，发现渗透率变化规律与岩心的初始渗透率存在一定关系。从图3和表1试验结果可以看出，增加有效应力至32]VIPa，渗透率损失率与渗透率初值具有乘幂递减关系，渗透率初始值越小，受压后的最终渗透率损失越大，即渗透率对应力越敏
