柴北緣鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造N1～ 砂巖儲(chǔ)層孔隙特征及影響因素

李俊武，代廷勇，杜凌春，李鳳杰，曹占元，屈雪林

（ 1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，四川成都 610059；2.中國(guó)科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅蘭州 730000）

鄂博梁構(gòu)造帶位于柴達(dá)木盆地中北部，包括Ⅰ號(hào)、Ⅱ號(hào)、Ⅲ號(hào)共3 個(gè)構(gòu)造帶呈長(zhǎng)條狀分布，鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶位于柴達(dá)木盆地南緣的鄂博梁-依克雅烏汝構(gòu)造帶之上，鄂博梁-葫蘆山構(gòu)造帶的東段，北鄰依北凹陷及冷湖六、七號(hào)構(gòu)造, 南接一里坪凹陷，東與鴨湖構(gòu)造相鄰，西為葫蘆山及鄂博梁Ⅱ號(hào)構(gòu)造，是柴北緣西段大型地面構(gòu)造之一，圈閉面積約為413.4 km2，是由喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的構(gòu)造圈閉[1-2]。

鄂博梁構(gòu)造帶油氣勘探程度相對(duì)較低, 儲(chǔ)層特征及控制因素不夠明確, 而儲(chǔ)層孔隙特征及其控制因素是尋找有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)和預(yù)測(cè)油氣儲(chǔ)量的基礎(chǔ)。 近幾年在對(duì)鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造油氣勘探中有重大發(fā)現(xiàn)， 特別是新近系油氣顯示較好， 表明該構(gòu)造油氣儲(chǔ)藏較為豐富[1]。 儲(chǔ)層孔隙特征直接影響儲(chǔ)層的油氣儲(chǔ)量，前人在該區(qū)雖然做了相關(guān)工作， 但是都是對(duì)整個(gè)柴北緣眾多構(gòu)造中的一個(gè)單層或者是對(duì)研究區(qū)周邊構(gòu)造進(jìn)行分析研究[3-4]，目前針對(duì)鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造儲(chǔ)層孔隙特征研究較少。為了準(zhǔn)確預(yù)測(cè)該地區(qū)的油氣儲(chǔ)量及勘探前景，為尋找工業(yè)油氣流奠定基礎(chǔ)， 需要對(duì)鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造孔隙特征做詳細(xì)分析。本文利用鑄體薄片、電鏡掃描以及壓汞實(shí)驗(yàn)等各種巖心分析測(cè)試方法， 對(duì)鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶上干柴溝組（ N1）、下油砂山組（ N21）和上油砂山組（ N22） 共3 個(gè)油層組的儲(chǔ)層孔隙特征進(jìn)行縱向?qū)Ρ确治?，討論研究區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)的影響因素，為該區(qū)油氣勘探開發(fā)和油氣儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)提供理論依據(jù)。

1 地層及沉積相特征

柴達(dá)木盆地北緣新近系自下而上劃分為上干柴溝組（ N1）、下油砂山組（ N21）和上油砂山組（ N22）和獅子溝組（ N23）[3]。 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造在古近系路樂(lè)河組至下干柴溝組湖泊范圍擴(kuò)張， 新近系到上干柴溝組時(shí)期湖泊面積擴(kuò)張到最大， 下油砂山組至獅子溝組鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造屬于枯水期，湖盆面積開始縮小。 研究區(qū)新近系沉積相為辮狀河三角洲前緣-濱淺湖沉積， 巖性主要由褐色礫巖、砂巖以及粉砂巖和泥巖組成，粗粒沉積物中見到浪成和波痕交錯(cuò)層理， 以及泥巖中發(fā)育水平層理[5]。

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

研究區(qū)內(nèi)鉆井共3 口， 本次研究共取71 塊樣本，應(yīng)用薄片鑒定及粒度分析手段， 對(duì)研究區(qū)內(nèi)上干柴溝組至上油砂山組共3 個(gè)層分別做巖石學(xué)特征分析（ 見表1）。

（ 1）上干柴溝組（ N1）：巖石類型主要為泥巖和砂巖，砂巖含量為58 %，泥巖含量為42 %。 儲(chǔ)層砂巖類型為含灰細(xì)粉砂巖、 細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖、 泥質(zhì)細(xì)粉砂巖。 巖石顆粒粒徑分布范圍在0.1 mm～0.25 mm，最大粒徑為0.35 mm。 顆粒分選好，磨圓度多呈次圓狀，顆粒相互接觸方式為線-點(diǎn)接觸， 膠結(jié)類型以壓嵌型-孔隙膠結(jié)為主。

（ 2）下油砂山組（ N21）：巖石類型主要為泥巖、砂巖和碳酸鹽巖，砂巖含量為50 %，泥巖含量為41 %，碳酸鹽巖含量為9 %。儲(chǔ)層砂巖類型為含泥細(xì)粉砂巖、細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖、泥質(zhì)細(xì)粉砂巖、細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖及細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖， 巖石顆粒粒徑分布范圍在0.02 mm～0.25 mm，最大粒徑為0.32 mm。 顆粒分選中-好，磨圓度多呈次棱-棱角狀，顆粒相互接觸方式為點(diǎn)-線接觸，可見漂浮接觸方式，膠結(jié)類型以孔隙-基底型、壓嵌型膠結(jié)為主。

表1 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造N1～儲(chǔ)集層砂巖特征統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Statistics of the sandstone reservoir characteristics of N1～oil reservoir in Eboliang No.Ⅲstructure

表1 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造N1～儲(chǔ)集層砂巖特征統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Statistics of the sandstone reservoir characteristics of N1～oil reservoir in Eboliang No.Ⅲstructure

層位 井名 粒徑/mm 分選性 磨圓度 接觸方式 膠結(jié)類型N22 鄂深1 0.12～0.20 好 次棱 線接觸 壓嵌型N21 鄂深2、鄂深1、鄂7 0.02～0.25 中-好 次棱-棱角 點(diǎn)-線、漂浮接觸 孔隙-基底型、壓嵌型N1 鄂深2、鄂深1 0.1～0.25 好 次圓 線-點(diǎn)接觸 壓嵌-孔隙型

表2 鄂博梁地區(qū)N1～ 儲(chǔ)集層物性統(tǒng)計(jì)表Tab.2 Statistics of porosity and permeability of N1～oil reservoir in Eboliang No.Ⅲstructure

表2 鄂博梁地區(qū)N1～ 儲(chǔ)集層物性統(tǒng)計(jì)表Tab.2 Statistics of porosity and permeability of N1～oil reservoir in Eboliang No.Ⅲstructure

層位 孔隙度區(qū)間/% 孔隙度平均值/% 滲透率區(qū)間/（ 10-3μm2） 滲透率平均值/（ 10-3μm2）N22 7.7～24 15.2 0.05～108.4 10.2 N21 6.2～24.5 14.5 0.05～224.6 5.18 N1 7.2～20.7 11.7 0.05～195.3 2.7

圖1 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造N1～ 儲(chǔ)集層孔滲分布頻率直方圖Fig.1 The frequency distribution of porosity and permeability of N1～ oil reservoir in Eboliang No.Ⅲstructure

3 儲(chǔ)層物性特征

砂巖的孔隙度和滲透率是反映儲(chǔ)層物性的2 個(gè)最基本參數(shù)[6]。 根據(jù)研究區(qū)物性資料分析表明，鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶砂巖儲(chǔ)層孔隙度和滲透率實(shí)測(cè)樣品來(lái)自于研究區(qū)中的鄂7 井、鄂深1 井和鄂深2 井。研究區(qū)儲(chǔ)層為低孔低滲的特點(diǎn)（ 見表2、 圖1）。 研究區(qū)上干柴溝組（ N1）樣品分析得出：孔隙度分布范圍為7.7 %～20.7 %，平均值為11.7 %，主要孔隙度值分布在10 %～20 %，占總量的73%。 滲透率分布范圍為（ 0.05～195.3）×10-3μm2，平均值為2.7×10-3μm2，主要滲透率分布范圍為（ 1～10）×10-3μm2，占總量的65 %；下油砂山組（ N21）孔隙度分布范圍為6.2 %～24.5 %，平均孔隙度值為14.5 %，主要孔隙度值分布在15%～20%，占總量的40%。滲透率分布在（ 0.05～224.64）×10-3μm2，平均值為5.18×10-3μm2，主要滲透率分布范圍為（ 1～10）×10-3μm2，占總量的40 %；上油砂山組（ N22）孔隙度分布范圍為7.7 %～24 %，平均孔隙度值為15.2 %， 主要孔隙度值分布范圍為15 %～20 %，占總量的55 %，并且孔隙度值大于20 %的樣品數(shù)量占總樣品的30 %。 滲透率分布范圍為（ 0.05～108.4）×10-3μm2，平均值為10.2×10-3μm2，主要滲透率分布范圍在（ 1～10）×10-3μm2，占總量的44 %。總結(jié)以上分析：鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶上干柴溝組（ N1）和下油砂山組（ N21）屬于低孔特低滲儲(chǔ)層，上油砂山組（ N22）屬于低孔低滲儲(chǔ)層。 地層從上到下儲(chǔ)層物性逐漸變差。

4 儲(chǔ)層孔隙特征

4.1 孔隙類型

通過(guò)對(duì)鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶新近系砂巖孔隙類型的鏡下觀察和統(tǒng)計(jì)，可以看出研究區(qū)的礫巖、砂巖中孔隙類型主要為原生孔隙、 次生粒間孔隙及少量的構(gòu)造微裂縫。

粒間孔主要為原生粒間孔隙， 研究區(qū)內(nèi)鄂7 井和鄂深2 井的下油砂山組、鄂深2 井的上干柴溝組，均發(fā)現(xiàn)大量的粒間孔隙（ 見圖2A、B），鄂7 井下油砂山組原生粒間孔達(dá)到11.8 %，粒間孔聯(lián)通性好，這也是形成下油砂山組儲(chǔ)層的滲透率較高的主要原因； 粒內(nèi)溶孔是研究區(qū)常見的一種次生孔隙， 在鄂深1 井和鄂深2井的下油砂山組較為常見，其主要為長(zhǎng)石、巖屑等顆粒發(fā)生交代、 蝕變或溶蝕后形成的粒內(nèi)溶孔（ 見圖2C、D）；粒間溶孔在研究區(qū)內(nèi)鄂7 井的下油砂山組、鄂深2井的上油砂山組見到的另一種次生孔隙（ 見圖2E、F），主要為長(zhǎng)石顆粒、 粒間方解石膠結(jié)物或高嶺石集合體充填在粒間孔隙被溶蝕后形成的溶蝕孔隙， 其邊緣常不規(guī)則，呈鋸齒狀或港灣狀；晶間孔主要發(fā)育在自形礦物晶間，石英晶體、方解石晶體、高嶺石集合體及片絲狀伊利石充填于粒間孔隙中形成晶間孔隙， 其孔徑較?。?見圖2G），儲(chǔ)集空間非常有限；微裂縫是受構(gòu)造應(yīng)力、 沉積作用和成巖作用等均可形成一些微裂縫或微裂隙（ 見圖2H）， 能夠有效改善儲(chǔ)集空間之間的連通性，對(duì)有油氣運(yùn)移提供通道。

4.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

圖2 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶儲(chǔ)層主要孔隙類型顯微鏡及掃描電鏡顯微照片F(xiàn)ig.2 Main types of pore by microscope and SEM in Eboliang No.Ⅲstructure

孔隙結(jié)構(gòu)能影響儲(chǔ)層的儲(chǔ)集能力和滲透特征，孔隙結(jié)構(gòu)的定義為巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布以及相互關(guān)系。 壓汞曲線法提供的參數(shù)和毛細(xì)管壓力曲線的形態(tài)包含了儲(chǔ)層孔隙與喉道的全部信息[6-8]。對(duì)研究區(qū)鄂深1 井、鄂深2 井和鄂7 井新近系19 塊樣品做壓汞曲線測(cè)試分析。根據(jù)毛細(xì)管壓力測(cè)定的重要參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果（ 見表3），其中反映孔喉大小的參數(shù)：排驅(qū)壓力（ MPa）、中值壓力（ MPa）、中值半徑（ μm）、最大孔喉半徑（ μm）、孔喉半徑平均值（ μm）；控制流體運(yùn)動(dòng)特征和反映孔喉連通性的參數(shù)： 退汞效率（ %）、進(jìn)汞飽和度（ %）[8]。 對(duì)研究區(qū)上干柴溝組（ N1）～上油砂山組（ N22）孔吼特征進(jìn)行分類評(píng)價(jià)。

（ 1）上干柴溝組（ N1）：在鄂深2 井的3 031.10 m～3 036.95 m 井段取4 塊樣， 排驅(qū)壓力0.21 MPa～0.39 MPa，其平均值為0.27 MPa， 飽和度中值壓力為0.77 MPa～4.97 MPa， 平均值為1.96 MPa， 最大連通孔喉半徑為3.6 μm～1.87 μm，平均值為2.94 μm，最大進(jìn)汞飽和度為86.2 %～66.7 %，平均值為80.1 %，飽和度中值半徑為0.15 μm～0.95 μm，平均值為0.63 μm，退汞效率為16.9 %～21.6 %，平均值為18.6 %，曲線位于圖的中部偏上，傾斜明顯，平臺(tái)長(zhǎng)度較短，整個(gè)曲線表現(xiàn)的排驅(qū)壓力較高，綜合考慮認(rèn)為上干柴溝組孔喉特征屬于Ⅱ～Ⅲ類細(xì)喉（ 見圖3A）。

圖3 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶N1～ 孔隙結(jié)構(gòu)類型典型毛管壓力曲線圖Fig.3 Characters of capillary pressure curves of N1～ oil reservoir in Eboliang No.Ⅲstructure

5 影響孔隙結(jié)構(gòu)的主要因素

5.1 沉積作用

鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造主要是碎屑巖儲(chǔ)層， 碎屑巖在搬運(yùn)和沉積過(guò)程，對(duì)其結(jié)構(gòu)和成分變化有明顯的作用，而巖石的結(jié)構(gòu)和成分變化控制著儲(chǔ)層砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)[9-11]。

鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造所在的柴北緣地區(qū)自上干柴溝組-上油砂山組總體處于湖退過(guò)程，處于辮狀河三角洲前緣亞相，主要是以水下分流河道為主，上干柴溝組鄂深1 井和鄂深2 井及鄂7 井屬于濱淺湖-三角洲前緣沉積為主；下油砂山組-上油砂山組研究區(qū)全面進(jìn)入三角洲沉積體系， 在下油砂山組鄂深1 井和鄂深2 井沉積相以水下分流河道微相為主， 鄂7 井以分流間灣微相為主；上油砂山組鄂深1、鄂深2 井和鄂7 井均為水下分流河道微相， 在三角洲前緣沉積體系中水下分流河道沉積微相較分流間灣微相儲(chǔ)層物性好。

5.2 成巖作用

通過(guò)普通薄片鑒定、鑄體薄片鑒定、掃描電鏡觀察等方法對(duì)研究區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層砂巖分析， 在成巖作用過(guò)程中影響儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征的因素包括壓實(shí)、 膠結(jié)和溶蝕作用。

表3 研究區(qū)N1～ 砂巖樣品壓汞法測(cè)的孔隙基本參數(shù)統(tǒng)計(jì)Tab.3 Pore structure parameters by mercury porosimetry of the N1～ oil reservoir in study area

表3 研究區(qū)N1～ 砂巖樣品壓汞法測(cè)的孔隙基本參數(shù)統(tǒng)計(jì)Tab.3 Pore structure parameters by mercury porosimetry of the N1～ oil reservoir in study area

退汞效率/%鄂深2 4-12 N1 3 031.10～3 036.95 0.39 1.87 84.81 1.21 0.61 18.00鄂深2 4-8 N1 3 031.10～3 036.95 0.21 3.55 66.66 4.97 0.15 21.57鄂深2 4-4 N1 3 031.10～3 036.95 0.24 3.42 82.58 0.90 0.82 17.72鄂深2 4-2 N1 3 031.10～3 036.95 0.26 2.80 86.17 0.77 0.95 16.93鄂7 2-15 N21 1 441.87～1 449.46 0.83 0.89 77.60 13.80 0.05 33.23鄂7 2-17 N21 1 441.87～1 449.46 0.21 3.55 64.40 4.14 0.18 24.96鄂7 2-21 N21 1 441.87～1 449.46 0.14 5.30 67.60 2.20 0.33 22.00鄂7 2-29 N21 1 441.87～1 449.46 0.12 6.27 68.60 1.66 0.44 19.40鄂7 2-33 N21 1 441.87～1 449.46 0.09 8.20 76.10 0.23 3.32 14.80鄂7 1-14 N21 968.19～977.69 0.41 1.77 81.50 2.82 0.26 28.33鄂深2 1-16 N21 1 003.2～1 009.8 0.27 2.66 76.60 14.34 0.05 34.78鄂深2 1-19 N21 1 003.2～1 009.8 0.30 2.42 83.76 1.31 0.56 22.09鄂深2 1-22 N21 1 003.2～1 009.8 0.17 4.26 80.00 0.59 1.25 19.58鄂深1 3-5 N21 3 989.30～3 997.60 0.22 3.33 92.10 0.90 0.82 19.56鄂深1 3-4 N21 3 989.30～3 997.60 0.25 2.88 78.61 1.82 0.40 18.17鄂深1 3-3 N21 3 989.30～3 997.60 0.27 2.66 89.90 0.97 0.76 18.66鄂深1 6-9 N22 1 995.42～2 023.32 0.21 3.50 91.50 0.67 1.10 25.00鄂深1 6-7 N22 1 995.42～2 023.32 0.12 6.13 90.50 0.52 1.41 27.50鄂深1 6-3 N22 1 995.42～2 023.32 0.15 4.90 90.50 0.60 1.23 23.00井名 樣品號(hào) 層位 取樣井段/m排驅(qū)壓力/MPa最大連通孔喉半徑/μm最大進(jìn)汞飽和度/%中值壓力/MPa中值半徑/μm

5.2.1 壓實(shí)作用 壓實(shí)作用是阻礙儲(chǔ)層孔隙發(fā)育的主要因素，其與地層的埋藏深度有直接關(guān)系[11]。 根據(jù)對(duì)研究區(qū)目的層薄片鑒定， 統(tǒng)計(jì)上干柴溝組至下油砂山組各層壓實(shí)作用程度（ 見圖4），鄂博梁Ⅲ號(hào)地區(qū)N1具有較高的壓實(shí)程度，N21相對(duì)較弱以中等程度壓實(shí)作用為主，N22壓實(shí)程度最低，普遍為中-弱壓實(shí)，對(duì)比儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)（ 見表2），壓實(shí)作用隨深度增加而增大，儲(chǔ)層物性隨之變差。

圖4 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶N1～ 儲(chǔ)層壓實(shí)作用分布直方圖Fig.4 The frequency distribution of compaction of N1～ oil reservoir in Eboliang area

5.2.2 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙的影響具雙重性，既對(duì)孔隙有破壞作用，也有保護(hù)作用[12-13]。研究區(qū)目的層膠結(jié)作用主要類型為硅質(zhì)膠結(jié)、 碳酸鹽膠結(jié)和粘土礦物膠結(jié)。

鄂博梁Ⅲ號(hào)地區(qū)的硅質(zhì)膠結(jié)作用主要為石英顆粒次生加大（ 見圖5A）。石英的次生加大充填顆粒之間的孔隙造成儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)改變；碳酸鹽膠結(jié)物是鈣質(zhì)、鐵方解石和方解石（ 見圖5B、C、D）。在早成巖晚期和晚成巖期，在沉積物已遭受明顯或強(qiáng)烈壓實(shí)之后，膠結(jié)物形成后，晶粒較大、含鐵較高，附著在顆粒表面或充填于顆粒之間，堵塞孔隙，因此對(duì)儲(chǔ)層的孔隙發(fā)育有破壞作用[10]。 當(dāng)膠結(jié)作用發(fā)育在成巖早期時(shí)，碳酸鹽膠結(jié)物充填于顆粒之間，巖石的抗壓實(shí)能力增強(qiáng)，后期的壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)集層影響會(huì)減弱， 巖石顆粒之間能夠保存較大的體積。進(jìn)入晚成巖階段時(shí)期，巖石中有機(jī)質(zhì)生成有酸性流體，能夠溶蝕碳酸鹽膠結(jié)物，從而形成次生孔隙為油氣聚集提供儲(chǔ)集空間。

通過(guò)掃描電子顯微鏡觀察， 也可見到大量粘土礦物膠結(jié)物，主要包括綠泥石和伊利石。葉片狀綠泥石集合體及粒狀方解石晶體附著于碎屑顆粒表面（ 見圖5E），充填顆粒之間的孔隙，對(duì)孔隙發(fā)育有阻礙作用。伊利石在儲(chǔ)層砂巖膠結(jié)物中常呈片狀、蜂窩狀、絲縷狀等形態(tài)出現(xiàn)（ 見圖5F），通常呈顆粒薄膜或孔隙襯邊形式出現(xiàn)，有時(shí)呈網(wǎng)狀分布于孔隙中，堵塞孔隙，破壞孔隙發(fā)育。

5.3 溶蝕作用

儲(chǔ)層砂巖中的任何碎屑顆粒、雜基、膠結(jié)物和交代礦物，包括最穩(wěn)定的石英和硅質(zhì)膠結(jié)物，在一定的成巖環(huán)境中都能不同程度的發(fā)生溶解作用[9]。影響研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的溶蝕作用包括碎屑顆粒和膠結(jié)物兩種溶蝕作用

圖5 鄂博梁Ⅲ號(hào)構(gòu)造帶儲(chǔ)層砂巖主要成巖作用及溶蝕作用顯微鏡及掃描電鏡掃描照片F(xiàn)ig.5 Main types of Diagenesis and dissolution by microscope and SEM in Eboliang No.Ⅲstructure

5.3.1 碎屑顆粒的溶蝕作用 砂巖中碎屑顆粒的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度相對(duì)較低， 碎屑顆粒組分中有火山巖、變質(zhì)巖和長(zhǎng)石等易溶顆粒，這些顆粒在條件適宜的時(shí)候很容易發(fā)生溶解、溶蝕或蝕變，最常見的有長(zhǎng)石顆粒、火山巖巖屑的溶蝕或蝕變，能夠形成各種溶蝕孔隙。鄂博梁地區(qū)部分儲(chǔ)集砂巖的溶蝕孔隙較發(fā)育，常成為重要的孔隙類型（ 見圖5G）。

5.3.2 膠結(jié)物的溶蝕作用 砂巖中含有比較豐富的早期方解石膠結(jié)物，該類膠結(jié)物分布廣泛、結(jié)晶程度低，當(dāng)孔隙水性質(zhì)發(fā)生變化時(shí)非常容易發(fā)生溶蝕或溶解，造成砂巖儲(chǔ)集性能有所改善（ 見圖5H）。

6 結(jié)論

（ 1）研究區(qū)儲(chǔ)層空間類型主要以原生粒間孔隙為主，其次為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、晶間孔和微裂縫等，儲(chǔ)層物性自上油砂山組至上干柴溝組儲(chǔ)層物性呈現(xiàn)出自下而上變好的特征。

（ 2）應(yīng)用壓汞曲線測(cè)試分析對(duì)研究區(qū)上干柴溝組～上油砂山組孔吼特征進(jìn)行分類評(píng)價(jià)結(jié)果為上干柴溝組儲(chǔ)層孔喉特征屬于Ⅱ～Ⅲ類細(xì)喉；下油砂山組儲(chǔ)層孔喉特征屬于Ⅱ類細(xì)喉； 上油砂山組儲(chǔ)層孔喉特征屬于Ⅰ類較細(xì)喉。

（ 3）影響儲(chǔ)層孔喉發(fā)育的因素有沉積作用、成巖作用和溶蝕作用。 沉積作用中以三角洲前緣水下分流河道最有利儲(chǔ)層孔喉發(fā)育；成巖作用中壓實(shí)作用、碳酸鹽膠結(jié)作用和粘土礦物是破壞孔喉發(fā)育的主要因素；溶蝕作用是次生孔隙形成的主要因素。

（ 4）根據(jù)儲(chǔ)層物性及孔隙喉道特征預(yù)測(cè)研究區(qū)有利勘探層位， 研究區(qū)的下油砂山組和上油砂山組均為Ⅱ類較有利區(qū)帶而上干柴溝組則為Ⅲ類中等有利區(qū)帶。

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