霸县凹陷西部陡坡带沙三段成岩演化及其对储层物性的影响

利用岩心观察、岩石薄片分析、物性资料及试油资料,结合盆地埋藏演化史,研究霸县凹陷西部陡坡带岔河集—高家堡地区沙河街组三段(沙三段)扇三角洲成岩作用特征及其对储层物性的影响。结果表明:西部陡坡带沙三段储层目前处于中成岩A期,在持续埋藏的背景下,经历碱性—酸性—碱性成岩环境的演变;成岩演化序列为压实作用/早期碳酸盐胶结—长石溶解/石英次生加大/自生高岭石胶结—灰泥杂基重结晶/晚期碳酸盐胶结/硬石膏胶结/石英弱溶解—黄铁矿胶结。不同沉积相带沉积特征不同,控制成岩演化特征的差异,决定物性演化的不同。扇三角洲平原辫状河道泥质砂岩埋藏早期压实作用较强,后期灰泥重结晶使物性急剧降低,现今主要发育干层。扇三角洲前缘水下分流河道远泥岩端储层,由于酸碱两期溶蚀作用使长石、石英和早期碳酸盐胶结物发生一定程度的溶蚀,油气充注进一步抑制晚期碳酸盐胶结作用,现今保留大量的残余原生孔隙和次生孔隙,可作为良好的油气储集层。扇三角洲前缘席状砂和水下分流河道近泥岩端砂岩早期碳酸盐胶结极为发育,在一定程度上抑制压实作用,但整体上中等的压实作用和较强的胶结作用使物性降低较快,早期碳酸盐胶结堵塞孔隙和喉道,导致酸性流体难以产生大范围的溶蚀,晚期碳酸盐、硬石膏胶结使孔隙度进一步降低,现今物性中等。     

涠洲A油田流三段扇三角洲储层成岩作用与孔隙演化

依据大量的岩心、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X 射线衍射等资料,对涠洲A油田流三段扇三角洲储层岩石学特征、成岩作用类型、成岩阶段及孔隙演化特征进行了分析。研究结果表明:流三段地层经历了压实、胶结、交代、溶蚀等多重成岩作用的改造,已达到中成岩阶段A2期。通过地层埋藏史模拟及孔隙演化分析认为,42 Ma年之前,地层以压实作用为主,伴随少量的胶结作用,压实与胶结作用的双重破坏使原生孔隙下降8%左右;42～35 Ma,有机质成熟生烃并释放有机酸导入地层,同时由于不稳定矿物的溶蚀作用导致次生孔隙发育,储层孔隙度增加3.2％左右;35 Ma以后,以胶结、交代作用为主,晚期碳酸盐及石英次生加大,导致次生孔隙遭受破坏。成岩过程中的孔隙演化对流三段储层物性好坏起着重要的控制作用,压实和溶蚀作用分别作为研究区主要破坏性成岩作用和建设性成岩作用,直接影响着孔隙度的发育。      

鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系

通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞和流体包裹体等多种测试分析,系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬油区东南部铁边城区块延长组长8油层组致密砂岩储层的岩石物性、成岩作用和致密化过程及其与油气充注成藏的时序关系。结果表明,研究区长8储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低,储集性能较差,平均孔隙度为7.34%、平均渗透率为0.11×10-3 μm2,属于较为典型的(特)低孔-超低渗致密储层,成岩作用类型以压实、胶结和溶蚀作用为主,成岩演化阶段主体已进入中成岩A期;储层成岩-致密化过程先后经历了早成岩A-B期压实+胶结减孔、中成岩A₁期溶蚀增孔+胶结减孔、中成岩A₂期胶结减孔3个主要阶段。早白垩世末(100 Ma)最大埋深之前的压实和胶结作用是储层致密化的根本原因,造成孔隙度分别降低了21.14%和14.0%,溶蚀增加的孔隙度仅为1.76%;早白垩世中期2个主要幕次(123 Ma和105 Ma)的大规模烃类充注-成藏事件开始发生时,储层孔隙度已在晚期胶结作用影响下降至7.82%,成为典型的(特)低孔-超低渗致密砂岩储层,因而具有“先致密、后成藏”的特征。      

致密砂岩储层差异性成岩演化对孔隙度定量演化表征影响:以鄂尔多斯盆地马岭地区长81储层为例

鄂尔多斯盆地马岭地区长8₁储层在沉积、埋藏、成岩等地质作用的综合影响下，形成了典型的低孔-特低孔、特低渗-超低渗致密砂岩储层；该致密砂岩储层的成岩阶段部分进入中成岩阶段B期的早期，大部分属于中成岩阶段A期的中晚期。按照成岩演化特征或地质综合效应建立了适用于马岭地区长8₁致密砂岩储层的孔隙度演化模拟方程，同时分析了各成岩作用之间的独立性和关联性。对4类典型样品的分析表明，样品主要属于压实型成岩改造类型，孔隙度演化模拟结果显示鄂尔多斯盆地马岭油田长8₁致密砂岩储层样品压实损失的孔隙度平均为23.47%，受胶结物含量和流体性质影响，早期胶结损失的孔隙度较中晚期胶结损失的孔隙度低，早期胶结损失的孔隙度为3.21%，中晚期胶结损失的孔隙度为7.79%，溶蚀作用产生的孔隙度为5.53%。这表明差异性的成岩演化过程是导致砂岩孔隙结构、储集性能、物性存在差异的主要原因。      

塔中地区东河砂岩的成岩作用和孔隙演化

塔中地区下石炭统巴楚组东河砂岩储层主要为一套滨海沉积成因的石英砂岩，其平均成分组成石英８３％，长石８％，岩屑９％、以两口井为例，应用阴极发光、扫描电镜、Ｘ射线衍射和图象分析等测试手段，研究了区内东河砂岩的成岩作用，认为影响砂岩储集性能的主要成岩作用是压实、胶结和溶解作用。方解石的胶结和溶解决定了储层具有良好的孔隙性，溶解形成的次生孔隙是砂岩的主要储集空间。恢复的东河砂岩的原始孔隙度为３８％，经历３个阶段孔隙演化后的岩芯薄片计点孔隙度平均为１４％，岩芯物性分析孔隙度平均为１７％。     

东营凹陷胜坨地区沙四上亚段浊积扇致密砂砾岩储层孔隙演化

利用钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、包裹体测温等资料,结合盆地埋藏演化史,研究东营凹陷胜坨地区沙四上亚段浊积扇致密砂砾岩储层成岩作用及孔隙度演化过程。结果表明:研究区沙四上亚段浊积扇致密砂砾岩储层现今孔隙度为8.75%,发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用及两期油气充注;典型成岩—油气充注序列表现为早期绿泥石胶结—早期油气充注—早期溶蚀作用—石英次生加大/自生石英—压实作用—黏土胶结—方解石胶结—白云石胶结—晚期油气充注—石英溶蚀—晚期溶蚀作用—晚期黄铁矿胶结,储层成岩阶段达到中成岩B期;恢复储层原始孔隙度为34.53%,压实作用减孔率达到72%,各期胶结作用持续降低孔隙度,溶蚀作用调整和保存孔隙,浊积扇砂砾岩储层经历早期成藏—致密—边成藏边致密的过程。该研究结果可为东营凹陷致密储层的研究提供参考。     

鄂尔多斯盆地长８砂岩储层碳酸盐鄂尔多斯盆地长８砂岩储层碳酸盐

为厘清鄂尔多斯盆地长８砂岩储层中碳酸盐胶结物的基本特征及其对储层物性的影响，综合运用铁氰化钾和茜素红混合液染色薄片、阴极发光和碳氧同位素等分析技术，对碳酸盐胶结物的矿物学和地球化学特征进行了研究。结果表明，长８砂岩储层主要发育３期碳酸盐胶结物，第一期（准同生期－成岩早期）碳酸盐胶结物以方解石为主，δ１３ＣＰＤＢ在－３．７‰～－２．４‰之间，δ１８ＯＰＤＢ为－１０‰左右，其成因与碱性湖水中碳酸钙的过饱和相关；第二期（早成岩 Ｂ期－中成岩 Ａ 期）碳酸盐胶结物以铁方解石为主，δ１３ＣＰＤＢ为－１４．８‰～－４．１‰，δ１８ＯＰＤＢ为－２１．０‰～－１３．２‰，其主要受有机质热催化作用形成的有机酸轻碳源的影响；第三期（中成岩 Ｂ期）碳酸盐胶结物主要为铁白云石和铁方解石，δ１３ＣＰＤＢ为－９．５‰～－５．５‰，δ１８ＯＰＤＢ为－２５．７‰～－２２．３‰，其可能受有机碳源和早期碳酸盐胶结物发生溶蚀形成的无机碳源的共同影响。理论计算表明，碳酸盐胶结物导致长８砂岩储层孔隙度降低了约５．０６％，其孔隙度损失率为１２．０５％～１２．９５％。该研究对有利砂岩储层的预测具有重要的借鉴意义。      

鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

致密砂岩油是非常规油气勘探的热点领域。以鄂尔多斯盆地东南部富县地区长7油层组为研究对象,利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X线衍射和稳定同位素等方法,分析致密砂岩的成岩作用,并对孔隙度演化进行半定量恢复。结果表明:长7油层组致密砂岩储层处于中成岩阶段A期,经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层转化、少量微晶石英和石英次生加大等成岩作用。物性演化主要受机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀等成岩作用影响,但不同成岩作用在不同成岩时期所起作用存在差异。砂岩储层大致经历早成岩阶段A期(T_3—J_1末)、早成岩阶段B期(J_1末—K_1早)、中成岩阶段A期快速埋藏(K_1早—K_2早期)和中成岩阶段A期缓慢抬升等4个孔隙演化阶段,孔隙度从35.0%的原始孔隙度一直演化至现今6.6%。该研究结果对鄂尔多斯盆地东南部富县地区油气勘探有指导意义。     

四川安岳地区须二段致密砂岩储层成岩相特征及测井识别

通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析,探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列;基于不同成岩相的测井响应特征,利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准,进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明:安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用;根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响,将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型;结合试气资料,成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育,含气性最好,而当没有裂缝的叠加作用时,不稳定组分溶蚀相含气性较好;成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带,为油气勘探提供地质依据。     

东海盆地西湖凹陷古近系花港组砂岩储层致密化与油气充注关系

东海盆地西湖凹陷致密砂岩气资源丰富,近年来古近系花港组成为勘探热点层位,但储层的致密化及与油气充注关系不明制约着花港组致密砂岩气的有效勘探和经济开发。在花港组储层特征的基础上,划分及厘定储层成岩作用类型与演化序列,恢复并揭示储层致密化过程及与油气充注的匹配关系。研究表明,西湖凹陷花港组储层砂岩主要经历压实、胶结和溶蚀3种成岩作用,压实作用是导致花港组储层孔隙损失和致密化的根本原因;并经历同生阶段、早成岩阶段（A、B期）和中成岩阶段（A、B期）共3阶段5期次的成岩演化过程;在中成岩阶段A₂期时成岩环境开始由酸性向碱性发生转变,并伴随着晚期碳酸盐、硅质等胶结作用发育以及机械压实作用持续增强,储层逐渐趋于致密化;结合与油气主成藏期（7~0 Ma）的耦合关系将研究区花港组储层划分为3种类型:成藏未致密型储层、成藏同步致密型储层、成藏已致密型储层。研究梳理了西湖凹陷花港组储层特征、成岩演化序列、储层致密化及与油气充注的耦合关系,为下一步研究区致密砂岩气的勘探提供理论支持。      

四川盆地川西坳陷须三段砂岩储层致密化过程定量模拟

为了明确川西坳陷须三段砂岩储层致密化过程, 定量恢复致密砂岩储层孔隙度演化, 综合利用常规薄片、铸体薄片、扫描电镜和包裹体等资料, 对须三段成岩作用进行了系统分析, 探讨了成岩作用与孔隙度演化之间的关系。在此基础上, 结合地层埋藏史和热演化史研究, 基于效应模拟原则, 即不对具体成岩作用进行模拟, 而是通过地质参数来模拟各种成岩作用的综合叠加结果, 从而建立须三段砂岩孔隙度演化数学模型, 明确砂岩储层致密化过程。研究结果表明: 须三段主要发育岩屑石英砂岩和岩屑砂岩; 砂岩经历压实、胶结、溶蚀等成岩作用, 其中压实作用和胶结作用是主要的破坏性成岩作用, 且一直存在于砂岩储层演化过程中; 溶蚀作用是主要的建设性成岩作用, 且只出现在特定的60~120℃温度窗口。基于对现今砂岩孔隙度与深度关系的观察, 明确砂岩先后经历了压实、胶结作用和溶蚀作用, 以及溶蚀后的压实、胶结作用。因此, 可将孔隙度演化划分为正常压实与胶结阶段、溶蚀增孔阶段和溶蚀后正常压实与胶结3个阶段。此外, 将孔隙度演化分解为孔隙度减小模型和孔隙度增大模型, 这2种模型在孔隙度演化的3个阶段分别叠加, 可得到模拟孔隙度演化的三段式分段函数模型, 进而实现砂岩储层孔隙度演化过程模拟。通过应用该模型对典型砂岩储层孔隙度演化过程的模拟表明, 川西坳陷须三段因压实作用和早期胶结作用影响, 具有早期致密的特点。      

渤海湾盆地车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇低孔低渗储层成岩序列

根据大量岩芯、薄片、扫描电子显微镜(SEM)和镜质体反射率等储层资料,探讨了渤海湾盆地车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇砂体岩石学特征、储层物性特征、成岩作用类型及其特征、成岩阶段与成岩序列、储层孔隙类型与次生孔隙发育特征,分析了低孔低渗储层中次生孔隙("甜点")的形成条件及控制因素。结果表明:车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇砂体由岩屑质长石砂岩构成,在埋藏过程中,储层经历了压实、胶结、溶解和交代等成岩作用,现今储层埋深2 000~3 800m,储层处于中成岩阶段,总体上形成了低孔低渗储层;溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用;主要在2 300~3 100m深度段的有机酸对长石颗粒的溶蚀以及形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了储层孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量,孔隙度可达25%,渗透率达到50×10-3μm2,为油气富集高产提供了储集空间。总之,溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育带对于预测有利储层是非常重要的。     

Ｄ气田群黄流组一段 ＣＯ２ 对储层质量的影响

综合利用气体组分分析、铸体薄片分析、孔隙定量分析及常规物性分析等手段，对 ＣＯ２－地层水－砂岩的反应机理进行了研究。结果表明:早期 ＣＯ２ 溶于水形成碳酸，使得骨架颗粒及早期胶结物溶解形成大量的孔隙，晚期过量的 Ｈ＋ 消耗使得溶液呈碱性，下伏热流体所携带的 ＨＣＯ－３ 和 ＣＯ２ 水解形成的 ＨＣＯ－３ 与早期地层中的 Ｍｇ２＋ 、Ｆｅ２＋ 化合形成碳酸盐胶结物，以铁白云石为典型代表，在碱性环境下进行沉淀堆积，堵塞孔隙及喉道，综合早期建设性成岩作用及晚期破环性成岩作用，最终降低了储层质量，尤其在 ＣＯ２ 体积分数大于１０％时表现最为明显。      

文昌B凹陷古近系低渗储层物性影响因素定量评价与应用

珠江口盆地文昌 B凹陷的油气勘探已经进入古近系中深层领域,低渗储层是制约该领域油气勘探的关键.该区低渗储层物性影响因素的研究处于定性阶段,主控因素不明确是导致“甜点”储层难以预测的关键.针对这种现状和难点,在系统分析沉积、成岩和构造作用对储层物性影响的基础上,利用岩心实验分析和钻井统计数据,运用多元回归方法对储层物性影响因素进行了定量评价,确定了储层物性主控因素及权重,从而综合预测出有利储层的分布区.结果表明:珠海组储层物性主控因素为胶结和压实作用,恩平组储层物性主控因素为沉积作用,文昌组储层物性主控因素为沉积和压实作用.根据上述研究结果,在地质模式的指导下精准预测了重点层段恩平组的优质储层展布,并指出 D９Ｇ９构造和 D９Ｇ１０构造发育“甜点”储层,具有较大的勘探潜力.该项研究成果对文昌 B凹陷乃至整个珠江口盆地西部低渗储层领域的油气勘探具有重要指导意义.      

莺歌海盆地东方 Ａ－１和 Ａ－２气田黄流组储层差异性分析

东方 Ａ－１和 Ａ－２气田为莺歌海盆地东方区两相邻的高温高压气藏，其储层物性差异较大。在前人研究的基础上，利用薄片、粒度、温压等资料分析了其沉积、成岩作用的差异，剖析了导致储层物性差异的 主 控 制 因 素。研 究 结 果 表 明:沉 积 物 粒 级 大小、粒度分选对储层物性存在一定影响，但关键是成岩过程中高温及热流体差异；热流体促进了长石溶蚀，形成大量的次生孔隙，同时加快了胶结物及自生黏土矿物形成，降低了储层的孔隙度；沉积成岩的综合作用导致了东方 Ａ 区储层物性差异性。      

鄂尔多斯盆地志丹地区长２储层成岩作用及其对孔隙度演化的影响

通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、电子探针、X 射线衍射分析、核磁共振实验、流体包裹体、真实砂岩微观模型驱替等分析资料,对志丹地区长２储层砂岩成岩作用、成岩演化阶段及孔隙度演化与驱替效率之间的关系进行了研究.果表明,砂岩经历了压实作用、压溶作用、胶结作用和溶蚀作用的改造,研究区长２油层组现今处于中成岩 A 期;应用 Beard砂岩原始孔隙度恢复公式,计算出长２储层未固结砂岩的原始孔隙度平均３９．０９％;压实、压溶作用对储层物性影响最大,可以使原始孔隙度减少１５．４１％,减孔率为３９．４２％;胶结作用会进一步减少原始孔隙度,使孔隙度损失１２．７２％,减孔率为３２．４６％,而绿泥石薄膜的普遍发育则对于原生孔隙具有一定的保护作用;此外,长石和岩屑的溶蚀作用也对储层物性起到明显的改善作用,并且溶蚀作用产生的高岭石充填在孔隙中形成的晶间孔也可以成为储集空间,使孔隙度增加４．２％,增孔率为１０．７６％;各种成岩作用造成孔隙度变化对于储层的驱替效率影响不同,其中压实作用的增强对降低驱替效率影响最大,而强烈的溶蚀作用会使储层的驱替效率增加,以方解石胶结为主的胶结作用会降低储层驱替效率,而以绿泥石膜胶结为主的胶结作用对储层驱替效率影响相对较小.      

鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长81储层成岩作用与孔隙定量化研究

根据大量岩石铸体薄片观察、扫描电镜、X衍射以及常规物性等分析资料,详细研究了鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长8₁段储层成岩作用及其对孔隙演化的控制作用。研究区储集砂体主要由岩屑长石砂岩组成,含长石砂岩、长石岩屑砂岩;储层以发育粒间孔和粒内溶孔为主;经历了复杂的成岩作用,主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用以及破裂作用等;现今成岩阶段处于中成岩A期-B期的早期。成岩序列为压实作用→石英的次生加大、铁质、方解石、绿泥石薄膜式胶结等→长石和岩屑溶蚀→高岭石以及晚期孔隙充填式绿泥石、伊利石、含铁碳酸盐。对不同成岩作用在储集砂岩的孔隙生成和损失方面的定量评价研究表明,压实作用使孔隙度减小最多,平均为22.70%,早期胶结损失的平均孔隙度为6.07%,长石及岩屑颗粒的溶蚀作用增加的平均孔隙度为1.035%;晚期胶结损失的平均孔隙度为9.18%。正是上述多种成岩作用的改造,最终形成了研究区现今储层独特的孔隙特征,该研究对油气勘探具有更强的实用性与指导性。      

川东南丁山地区石牛栏组成脉流体来源与油气成藏

四川盆地东南部志留系油气成藏过程研究缺少成藏和破坏阶段的直接证据,丁山地区志留系石牛栏组储层内沥青和方解石脉体记录了储层内流体演化的信息,对研究油气藏油气成藏演化过程有重要的指示作用。运用显微岩相学、阴极发光、微区原位元素和流体包裹体分析方法,确定了古流体来源和活动时间,并恢复了甲烷包裹体古压力,结合烃源岩生烃演化史和地质特征揭示了石牛栏组油气成藏演化过程和主控因素。研究结果表明丁山地区石牛栏组储层内发育两期方解石脉体,原油充注发生在两期方解石脉形成之前。第一期方解石脉形成于距今约127 Ma,阴极发光颜色为褐红色,方解石脉形成于偏还原环境,成脉流体来源于同层位成岩流体。第二期方解石脉形成于距今约83 Ma,阴极发光颜色为褐黄色,方解石脉形成于偏氧化环境。龙马溪组烃源岩大量生油阶段在距今190~150 Ma之间,生成的石油充注到石牛栏组储层中并在距今约135 Ma裂解成气藏。甲烷包裹体捕获压力为51.77~57.46 MPa,储层压力系数为1.26~1.40。石牛栏组古气藏在燕山期以来,由于构造运动导致地层抬升剥蚀和断裂发育,促使天然气泄漏。      

东濮凹陷杜寨地区深层砂岩储层致密化与油气充注关系

为分析东濮凹陷杜寨地区沙三中—下亚段致密砂岩储层演化与油气充注过程的耦合关系,综合运用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、荧光显微及流体包裹体等测试方法,明确杜寨地区沙三中—下亚段储层特征、成岩作用、成岩演化序列、储层孔隙度演化史和油气充注史等。结果表明:杜寨地区沙三中—下亚段处于中成岩B期至晚成岩阶段,在经历三期钙质胶结、三期溶蚀、持续压实的复杂成岩过程后,在斜坡带发育低孔低渗砂岩储层,在洼陷带发育特低孔特低渗致密砂岩储层。东营组沉积末期,储层尚未致密化,低熟—成熟有机质在斜坡带聚集形成常规型油气藏,在洼陷带附近形成"边致密边成藏"型致密砂岩油气藏。明化镇组沉积末期至今,储层致密,除少量油气向上运移、在斜坡带形成"边致密边成藏"型油气藏外,仍有大量晚期生成的天然气在洼陷带附近聚集,形成典型的"先致密后成藏"型致密砂岩气藏。     

苏里格气田东南部盒8段储层成岩作用研究及其孔隙演化模式定量分析

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X线衍射、粒度分析及物性等资料,分析了苏东南地区主要的成岩作用类型及其对储层物性的影响。定量分析了各类成岩作用对储层孔隙的贡献率,结果发现胶结物晶间孔对该区储层孔隙贡献程度不可忽视,晶间孔对储集空间的贡献率平均为36.31%。随后对孔隙模式演化进行了定量分析,采用对不分选状况下未固结砂实测的初始孔隙度关系式恢复砂岩原始孔隙度,通过压实后粒间剩余孔隙度的恢复、压实后损失孔隙度的恢复、胶结作用引起的砂岩孔隙度降低和溶蚀作用引起孔隙度的增加幅度计算公式,实现了各成岩阶段孔隙度的定量分析。定量计算结果与实验室室内物性测试分析结果基本吻合,误差为2.5%,检验了研究方法的合理性,表明研究结果具有一定的可靠性。