安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖孔隙發(fā)育特征及其主控因素

代 波，溫懷英，任志遠(yuǎn)，王磊飛，康立恒，楊熙雅，劉成林，臧起彪

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000；2. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249）

1 研究背景

鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長(zhǎng)7 段發(fā)育一套厚度很大且有機(jī)質(zhì)豐度較高的頁(yè)巖和暗色泥巖，即“張家灘頁(yè)巖”，是研究區(qū)的主力烴源巖。由于遠(yuǎn)離湖盆，研究區(qū)內(nèi)仍發(fā)育一定規(guī)模的砂體，為油氣提供儲(chǔ)集空間。安塞油田的開發(fā)時(shí)間已經(jīng)超過(guò)30 年，延長(zhǎng)組長(zhǎng)6、長(zhǎng)2+3 等地層勘探已經(jīng)達(dá)到很高的程度，而長(zhǎng)7 油層組勘探程度較低，為提高安塞油田產(chǎn)能建設(shè)，長(zhǎng)7油層組也逐漸成為該地區(qū)的勘探重點(diǎn)。

前人對(duì)安塞地區(qū)長(zhǎng)7 段油層組進(jìn)行的研究較少，主要研究集中在宏觀方面，如沉積特征和儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，而對(duì)儲(chǔ)層微觀特征研究甚少，特別是對(duì)孔隙發(fā)育特征及其控制因素認(rèn)識(shí)不清[1-5]。該文通過(guò)X 射線衍射、鑄體薄片、掃描電鏡和常規(guī)壓汞等實(shí)驗(yàn)手段，對(duì)安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層的孔隙發(fā)育特征及其主控因素以及孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行系統(tǒng)分析，明確研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙特征，充分認(rèn)識(shí)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集條件，為深入挖掘長(zhǎng)7 致密油氣提供基礎(chǔ)資料支撐[6-8]。

圖1 研究區(qū)地層發(fā)育情況及長(zhǎng)7 沉積相Fig.1 Stratigraphic development of the study area and sedimentary facies of Chang 7

2 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部，行政區(qū)劃隸屬于延安市，研究區(qū)面積大約1 625 km2，如圖1 所示。從沉積背景來(lái)看，研究區(qū)三疊系延長(zhǎng)組的沉積過(guò)程也即是古湖盆由產(chǎn)生、發(fā)展演化、逐漸消亡的地質(zhì)演化過(guò)程，因此研究區(qū)自下而上依次發(fā)育了長(zhǎng)10、長(zhǎng)9、長(zhǎng)8、長(zhǎng)7、長(zhǎng)6、長(zhǎng)5、長(zhǎng)4、長(zhǎng)3、長(zhǎng)2、長(zhǎng)1 十段地層[9]。三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 地層盡管發(fā)育于湖盆擴(kuò)張的時(shí)期，但由于遠(yuǎn)離深湖，研究區(qū)的泥頁(yè)巖規(guī)模并不巨大，區(qū)內(nèi)仍發(fā)育一定規(guī)模的砂體。此外，由于經(jīng)歷了燕山期、喜山期等多期的構(gòu)造活動(dòng)，研究區(qū)還整體上遭受了抬升剝蝕，從而使得長(zhǎng)7 砂巖的埋深規(guī)模均不大（埋藏深度普遍為800～1 600 m）[10-12]。

從25 個(gè)樣品的X 射線衍射結(jié)果來(lái)看，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 砂巖儲(chǔ)層的礦物組成中石英不發(fā)育，長(zhǎng)石和巖屑相對(duì)較發(fā)育。石英占總礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)的22%～51%，平均36.22%；巖屑約占4%～19%，平均8.90%，巖屑組分包括變質(zhì)巖巖屑、火成巖巖屑、沉積巖巖屑，其中變質(zhì)巖巖屑約占總巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的73%，火成巖巖屑約占總巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的21%，沉積巖巖屑約占總巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的6%，該地區(qū)變質(zhì)巖巖屑含量較高；長(zhǎng)石占總礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)的12%～34%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為24.38%，其中鉀長(zhǎng)石約占10%～25%，平均14.78%；斜長(zhǎng)石占13%～28%，平均18.19%。整體而言，巖屑長(zhǎng)石砂巖是安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層的主要巖石類型，長(zhǎng)石砂巖和巖屑砂巖在研究區(qū)發(fā)育相對(duì)較少，如圖2 所示。

圖2 安塞老區(qū)長(zhǎng)7 油層組砂巖巖石類型三端元圖Fig.2 Three terminal graph of rock type of Chang 7 oil layer group in the old area of Ansai

3 孔隙發(fā)育特征

通過(guò)采用鑄體薄片、掃描電鏡等手段觀察分析，識(shí)別出長(zhǎng)7 儲(chǔ)層內(nèi)發(fā)育原生孔隙及次生孔隙。原生孔隙主要為原生粒間孔隙和原生剩余粒間孔隙；次生孔隙主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔以及微孔隙。

3.1 原生孔隙

原生粒間孔隙是指在沉積物沉積后，經(jīng)過(guò)壓實(shí)作用，在碎屑顆粒之間及顆粒和雜基之間形成的空隙[13]。一般形成于早成巖階段，后期遭受成巖作用改造，部分原生粒間孔保留下來(lái)。原生粒間孔隙的形成與儲(chǔ)層的砂巖組分密切相關(guān)。由于研究區(qū)目的層較深，后期成巖改造作用強(qiáng)，此類孔隙不甚發(fā)育，該類孔隙鏡下特征為邊緣整齊，如圖3a 所示。

原生剩余粒間孔隙指在成巖過(guò)程中，原生粒間孔經(jīng)受壓實(shí)作用或被填隙物充填，孔隙變小，殘余的原生粒間孔，是長(zhǎng)7 儲(chǔ)層儲(chǔ)集油氣的主要儲(chǔ)存空間。通過(guò)電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，填隙物以綠泥石薄膜、自生石英、碳酸鹽膠結(jié)物為主。這類孔隙連通性較差，形態(tài)不規(guī)則且分布不均，孔隙邊緣多呈溶蝕港灣狀和鋸齒狀，如圖3b～圖3d 所示。

圖3 原生孔隙鏡下特征Fig.3 Microscopic features of primary pores

3.2 次生孔隙

安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖主要儲(chǔ)集空間的次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及晶間微孔。粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔是研究區(qū)主要的次生溶蝕孔隙類型，粒間溶孔主要分布于易溶陸源長(zhǎng)石及巖屑顆粒的邊緣，如圖4a 所示。通過(guò)觀察鑄體薄片可以清楚識(shí)別粒內(nèi)孔隙鑄膜孔，如圖4b 所示，鑄模孔隙是指在長(zhǎng)石顆粒溶蝕后殘余形態(tài)形成的孔隙。粒內(nèi)溶孔多發(fā)育于長(zhǎng)石及巖屑顆粒內(nèi)部，如圖4c 和圖4d 所示。

微孔隙主要是非骨架顆粒之間的孔隙，由于孔隙非常細(xì)小，微孔隙在鑄體薄片中較難分辨。微孔隙主要通過(guò)掃描電鏡分析來(lái)確定。研究區(qū)微孔隙主要包括黏土礦物晶間微孔和碳酸鹽膠結(jié)物微孔，如圖4e和圖4f 所示。

圖4 研究區(qū)溶蝕孔Fig.4 Dissolving pores in the study area

4 孔隙結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)集物性特征

對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征的研究主要集中在孔喉分布、孔喉類型以及孔隙與喉道的連通情況等幾個(gè)方面。致密砂巖儲(chǔ)層的由礦物顆粒間形成的儲(chǔ)集空間較大部位稱為孔隙部分，連通大孔隙空間的細(xì)小部位稱為喉道。油氣等流體在致密砂巖儲(chǔ)層中流動(dòng)時(shí)，受孔隙與喉道間的連通性、形狀以及它們的分布等特征控制，致密砂巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集能力和油氣在其中的滲流特征均受孔喉結(jié)構(gòu)特征的影響，因此，研究巖石的孔隙結(jié)構(gòu)，是認(rèn)識(shí)超低滲-非滲儲(chǔ)層滲流規(guī)律的基礎(chǔ)，是解釋目前超低滲-非滲油藏開發(fā)中遇到困難的關(guān)鍵[14-15]。該研究通過(guò)對(duì)研究區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層孔喉分布特征及其對(duì)孔隙流體的控制作用以及儲(chǔ)集層的物性分布來(lái)全面認(rèn)識(shí)研究區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)。

4.1 孔隙結(jié)構(gòu)特征

對(duì)儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征評(píng)價(jià)可以通過(guò)毛管壓力曲線的形態(tài)特征、孔喉分布及分選特征和孔喉的連通性等方面來(lái)實(shí)現(xiàn)。通過(guò)對(duì)不同的參數(shù)，如反應(yīng)儲(chǔ)層儲(chǔ)集能力的相關(guān)參數(shù)（含油級(jí)別、喉道大小參數(shù)等）、反應(yīng)孔隙的分選性參數(shù)（變異系數(shù)、分選系數(shù)和均質(zhì)系數(shù)等）以及孔隙的連通性參數(shù)（退汞率和最大進(jìn)汞飽和度等），來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的綜合分析。

通過(guò)對(duì)安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層巖石進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)來(lái)分析其孔隙結(jié)構(gòu)性質(zhì)，如圖5 所示。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征差異較大。其中反應(yīng)孔隙大小的最大孔隙半徑、孔隙半徑中值和平均孔隙半徑相對(duì)較小，其平均值分別為0.941 μm，0.087 μm 和0.511 μm，說(shuō)明研究區(qū)整體的孔喉大小多在微米級(jí)以下。反應(yīng)孔隙分選系數(shù)的變異系數(shù)相對(duì)較大，其平均值高達(dá)13.58，可以看出安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖孔隙分選性差。反應(yīng)孔隙連通性的最大汞飽和度和退汞率低，其平均值分別為57.182%和40.175%，說(shuō)明研究區(qū)致密儲(chǔ)層的連通性不好。反應(yīng)油氣充注難易程度的排驅(qū)壓力高，其平均值為3.394 MPa，說(shuō)明油氣在充注至致密砂巖儲(chǔ)層過(guò)程中較難，需要克服的阻力大。

與常規(guī)儲(chǔ)層比，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征復(fù)雜多變，且其差異性較強(qiáng)，就典型樣品分析來(lái)看，D201 井區(qū)深度為1 231.4 m 的樣品最大井飽和度為71.375%，D165 井區(qū)埋深為2 109.1 m的樣品的最大井飽和度為4.875%，D201 井區(qū)深度為1 231.4 m 的樣品最大退汞率為40.5%，D165 井區(qū)埋深為2 109.1 m 的樣品的最大退汞率為25.63%。D201 井區(qū)深度為1 231.4 m 的樣品較D165 井區(qū)埋深為2 109.1 m 的樣品的最大井飽和度和最大退汞率小，說(shuō)明前者的連通性較差，后者孔喉的連通性相對(duì)較好。除了研究區(qū)不同井區(qū)(D165 井區(qū)與D201 井區(qū))的孔喉結(jié)構(gòu)特征存在較大差異外，同一井區(qū)（如D203 井）不同埋深的致密儲(chǔ)層的孔喉結(jié)構(gòu)特征也存在較大差異。

圖5 長(zhǎng)7 油層常規(guī)壓汞曲線圖Fig.5 Conventional mercury intrusion curve of Chang 7 oil layer

壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以獲得安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層孔喉分布情況。圖6 所示為長(zhǎng)7 油層儲(chǔ)層孔喉半徑分布圖。結(jié)果顯示，研究區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層的孔喉分布相對(duì)集中，分布在小于l μm 的區(qū)間內(nèi)，主要分布在0.025～0.250 μm，孔喉半徑分布峰位從0.025 ～ 0.250 μm 都有分布，從毛細(xì)管壓力曲線和孔喉分布圖上看，快速進(jìn)汞階段對(duì)應(yīng)孔喉大小為孔喉分布峰位處?？缀矸植挤逦话霃轿挥诩?xì)孔喉，說(shuō)明細(xì)小的孔喉系統(tǒng)是安塞地區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間的主要貢獻(xiàn)者，大孔喉系統(tǒng)對(duì)儲(chǔ)集空間的貢獻(xiàn)較少，少量的大孔喉對(duì)研究區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層中的流體流動(dòng)有較大益處，因此，大孔喉系統(tǒng)對(duì)孔喉中流體的滲流以及后期的開發(fā)起著至關(guān)重要的作用。結(jié)合研究區(qū)鑄體薄片等資料分析發(fā)現(xiàn)，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖的孔隙多為晶間微孔和孤立的粒間孔隙，反映出研究區(qū)的孔喉系統(tǒng)的連通性差，孔喉大小普遍較小，這也與壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果相對(duì)應(yīng)。

圖6 長(zhǎng)7 油層儲(chǔ)層孔喉半徑分布圖Fig.6 Pore throat radius distribution of Chang 7 oil reservoir

4.2 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)研究區(qū)的巖心水平滲透率和有效孔隙度數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 油層組儲(chǔ)層的孔隙度主要分布為4%～12%，平均值為8.37%，其中，0%～5%區(qū)間的比例為13.91%，5%～10%區(qū)間的比例為56.38%，10%～15%區(qū)間比例為29.42%，15%～20%區(qū)間比例為0.29%，如圖7 所示?？諝鉂B透率主要為（0.005～1）×10-3μm2，平均值為0.12×10-3μm2，其中，小于0.1×10-3μm2的比例為75.92%，（0.1～1）×10-3μm2區(qū)間的比例為21.73%，（1～10）×10-3μm2區(qū)間的比例為2.2%，大于10×10-3μm2的比例僅為0.15%，如圖8 所示。整體來(lái)說(shuō)，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 油層主要為低孔-超低孔、超低滲-非滲儲(chǔ)層，物性極差。根據(jù)我國(guó)對(duì)石油天然氣物性的分級(jí)劃分標(biāo)準(zhǔn)（SY/T6285—1997），可以判斷，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 油層儲(chǔ)層屬于低孔-超低孔非滲和超低滲-非滲儲(chǔ)層[16-18]。

圖7 長(zhǎng)7 油層有效孔隙度直方圖Fig.7 Histogram of Chang 7 oil layer effective porosity

圖8 長(zhǎng)7 油層水平滲透率直方圖Fig.8 Histogram of Chang 7 oil layer horizontal permeability

5 孔隙發(fā)育的主控因素

成巖作用對(duì)儲(chǔ)層性能的改變有很重要的作用。本區(qū)儲(chǔ)層經(jīng)歷了壓實(shí)和壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用、溶解作用，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度、滲透率變化極為復(fù)雜。

5.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用的效應(yīng)是使原來(lái)松散的碎屑沉積物（巖）中的水分?jǐn)D出，使得原來(lái)的孔隙度大大降低，顆粒接觸更加緊密，同時(shí)伴隨著體積大大減小。壓實(shí)作用的程度不同，顆粒間的間類型也會(huì)發(fā)生很大的變化，弱壓實(shí)至強(qiáng)壓實(shí)過(guò)程中，顆粒的接觸關(guān)系會(huì)逐漸發(fā)生轉(zhuǎn)變，因此可以通過(guò)礦物顆粒的接觸關(guān)系來(lái)定性判斷壓實(shí)作用的強(qiáng)度[19-20]。

根據(jù)薄片觀察和掃描電鏡等綜合分析發(fā)現(xiàn)，安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖碎屑顆粒接觸類型以線接觸和凹凸接觸為主（如圖9 所示），有少量的點(diǎn)接觸，可見縫合線接觸（如圖9b 所示）并且發(fā)現(xiàn)有個(gè)別塑性顆粒由于壓實(shí)作用發(fā)生變形，這說(shuō)明安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層為經(jīng)歷了中等強(qiáng)度的壓實(shí)作用。機(jī)械壓實(shí)作用是物性大大減小的主要成巖作用之一，其較強(qiáng)的壓實(shí)勢(shì)必會(huì)引起研究區(qū)大量原生孔隙的丟失，從而造成孔隙系統(tǒng)中流體流通難度加大，大大降低儲(chǔ)層的滲透性，最終導(dǎo)致研究區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層的整體物性變差。

圖9 研究區(qū)壓實(shí)作用Fig.9 Compaction in the study area

安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層碎屑顆粒磨圓度中等偏好，分選性差，礦物成分中長(zhǎng)石和泥質(zhì)巖屑相對(duì)較為發(fā)育，占整體成分的比例大，致密砂巖經(jīng)歷了中等偏強(qiáng)的壓實(shí)作用，顆粒間接觸緊密，使原生粒間孔隙的含量大大減少，形成致密層。圖10所示為孔隙度、滲透率隨深度變化圖，安塞地區(qū)孔隙度和滲透率隨埋深逐漸增大（上覆地層壓力逐漸增大），孔隙度和滲透率具有逐漸變小的趨勢(shì)。這說(shuō)明隨著壓實(shí)作用的是研究區(qū)儲(chǔ)層低孔、低滲的主要成巖作用。

5.2 膠結(jié)作用

安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層的膠結(jié)類型多樣，膠結(jié)作用使得安塞地區(qū)長(zhǎng)致密砂巖儲(chǔ)層的孔隙和喉道進(jìn)一步減小，孔隙度和滲透率進(jìn)一步降低[21-22]。碳酸鹽膠結(jié)作用在安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層中普遍存在，碳酸鹽膠結(jié)物含量差異性明顯，其中以礦物顆粒間的膠結(jié)物以及交代物是碳酸鹽膠結(jié)物主要存在形式（如圖11a 和圖11b 所示），亦可見次生孔隙內(nèi)填充的形式出現(xiàn)。其產(chǎn)出形狀也具多樣性，其中常見的微晶狀、晶粒狀是主要的產(chǎn)出形式。在成分上，碳酸鹽膠結(jié)物以富含含鐵方解石為特征，鑲嵌于碎屑礦物顆粒間或顆粒內(nèi)，致使研究區(qū)致密儲(chǔ)層的孔隙很多遭到堵塞，是安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層的孔滲減小的主要原因之一。根據(jù)研究區(qū)碳酸含量的統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，其成分越高，儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率越小，物性越差。

圖10 孔隙度和滲透率隨深度變化圖Fig.10 Relationship between porosity and permeability

圖11 研究區(qū)膠結(jié)作用Fig.11 Cementation in the study area

黏土礦物膠結(jié)是主要膠結(jié)類型之一，其膠結(jié)物主要為伊蒙混層和伊利石，其次為高嶺石膠結(jié)物和綠泥石膠結(jié)物（如圖11c 和圖11d 所示）。伊利石多呈發(fā)絲狀充填于碎屑礦物粒間或碎屑礦物顆粒表面。伊/蒙混層多呈卷葉狀和片狀產(chǎn)出，綠泥石多呈片狀產(chǎn)出，附著于礦物顆粒表面和礦物顆粒間。粒間和粒表發(fā)育的黏土礦物大大減小了原生孔隙的孔徑和喉道大小，使得儲(chǔ)層中孔隙流體的流通受到極大的阻礙，降低了儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率。通過(guò)對(duì)研究區(qū)黏土礦物含量統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，隨著黏土礦物含量的逐漸增加，研究區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率逐漸減小，物性逐漸變差。安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖儲(chǔ)層硅質(zhì)膠結(jié)物自生石英和次生石英加大為主（如圖11e 和圖11f 所示），其存在形式多發(fā)育在礦物顆粒間，晶型發(fā)育較好，次生石英則是沿著自生石英顆粒邊緣向孔隙中生長(zhǎng)，呈現(xiàn)為次生加大邊的形式，常見該類膠結(jié)物充填于剩余粒間孔內(nèi)。硅質(zhì)膠結(jié)物的發(fā)育使得前期的孔隙減小，剩余粒間孔隙逐漸消失或減少，造成很多孔隙連通性進(jìn)一步變差或不連通，因此該類膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層的物性造成了一定的破壞。

6 結(jié)論

1）安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖原生孔隙和次生孔隙皆有發(fā)育，前者主要為原生粒間孔隙和原生剩余粒間孔隙；后者是主要的孔隙類型，主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔以及微孔隙。

2） 安塞地區(qū)長(zhǎng)7 致密砂巖主要為低孔-超低孔、超低滲-非滲儲(chǔ)層，物性極差。儲(chǔ)層孔喉半徑主要分布區(qū)間為0.025～0.250 μm，分選偏差，孔喉峰位半徑主要為細(xì)孔喉，儲(chǔ)層主要的儲(chǔ)集空間主要由較小孔喉貢獻(xiàn)，孤立孔隙發(fā)育，連通性較差。

3）壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是長(zhǎng)7 致密砂巖孔隙發(fā)育的主控因素。前者是造成孔隙度大量喪失、儲(chǔ)層低孔、低滲的首要原因，后者進(jìn)一步堵塞孔隙和喉道，降低了儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率。