惠州凹陷东部珠海组储层碱性成岩作用及孔隙演化

根据铸体薄片、扫描电镜、粒度分析、X衍射等资料，对惠州凹陷东部珠海组储层的岩石学特征、成岩作用和孔隙演化过程进行分析研究。研究认为，惠州凹陷东部珠海组储层的岩石类型以岩屑砂岩、长石质岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和岩屑质长石砂岩为主，结构成熟度与成分成熟度较低。砂岩埋藏过程中经历了明显的碱性成岩作用:石英的溶蚀与交代、碳酸盐矿物胶结、伊利石和绿泥石的沉淀以及钠长石化等。碱性成岩作用对孔隙的影响包括:石英溶蚀形成次生溶孔、碳酸盐胶结物沉淀损失粒间孔隙、黏土矿物沉淀形成晶间微孔。研究区珠海组主要发育粒内溶孔和粒间溶孔，原生孔隙较少。储层现今处于中成岩阶段A期，早期经历了强烈的压实作用，使其孔隙度由原始孔隙度32.1%降低至8.8%。早成岩阶段为碱性成岩环境，石英溶蚀增孔约0.5%；碳酸盐、硫酸盐、伊利石等胶结物沉淀减孔约2.3%。中成岩阶段A期为酸性成岩环境，硅质、高岭石等胶结物沉淀减孔约1.2%；长石、岩屑等溶蚀增孔约4.3%。最终，储层演化至现今孔隙度10.1%。     

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)μm~2,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A_1期溶蚀增孔+胶结减孔、中成岩A_2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。     

准噶尔盆地石南地区中侏罗—下白垩统储层成岩作用研究

通过岩心观察、铸体薄片、X射线衍射和扫描电镜等方法,对准噶尔盆地石南地区中侏罗—下白垩统西山窑组(J_2x)、头屯河组(J_2t)和清水河组(K_1q)储层的成岩作用特征和成岩演化序列进行了研究,并总结了研究区成岩作用对储层孔渗的影响。结果表明:中侏罗—下白垩统储层以细砂岩、中细砂岩、中砂岩为主,成分成熟度较低,结构成熟度中等。储层孔渗相关性较好,喉道以中喉道为主,部分为细喉;整体上属于中孔中低渗储层。储集空间类型主要是原生孔隙,溶蚀形成的次生孔隙所占比重很小。通过对储层成岩作用特征和孔隙类型组合分析可知,石南地区中侏罗—下白垩统储层主要处于早成岩阶段A期—早成岩阶段B期,储集岩的成岩作用序列大致为:绿泥石薄膜和早期的方解石胶结→岩屑和长石的溶解→早期高岭石和硅质胶结→次生石英加大和晚期高岭石→晚期铁方解石和铁白云石;而压实作用则贯穿整个埋藏成岩过程。研究区储层主要经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用;其中导致研究区储层孔隙损失的最主要原因是压实作用,其次为胶结作用,而溶蚀作用对储层孔隙增生的贡献量有限。     

旬邑地区三叠系延长组长8_1储层成岩作用与孔隙演化

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X射线衍射等方法对旬邑地区延长组长81储层成岩作用进行研究,在此基础上分析储层孔隙演化过程,讨论成岩作用差异对储层孔隙演化的影响。结果表明:长81砂岩储层由岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩组成,主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。长81储层原始未胶结砂岩孔隙度为36.01%,压实作用造成孔隙度损失为20.37%,早期胶结引起孔隙度降低8.51%,溶蚀作用使孔隙度增加3.25%,晚期胶结导致孔隙度下降5.54%。砂岩岩性差别对储层孔隙演化影响较小,成岩作用的差异是影响储层孔隙演化的主要因素,直接制约孔隙演化过程和储层质量。     

鄂尔多斯盆地志丹旦八地区延长组长4＋5储层成岩作用研究

志丹旦八地区延长组长4+5储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,其中石英、长石和岩屑平均含量分别为25%、46%和8.4%.储层所经历的成岩作用主要有压实(溶)作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用等.成岩作用类型多,现象也较为复杂.砂岩目前处于晚成岩阶段期的A期,Ro在0.66～0.83,古地温在90～130o C,主要受酸性成岩环境控制.因此,次生溶孔发育.在对砂岩各种组分含量统计的基础上,定量计算表明机械压实作用是造成研究区原生孔隙消亡的最主要原因,其次为胶结作用,而由溶蚀作用增加的孔隙占孔隙度比例较高(48%～70%),对本区孔隙演化起到了决定性的作用.     

柴西南地区古—新近系砂岩储层成岩作用及其对储层物性的影响

依据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射等分析,对柴西南地区古近—新近系砂岩储层的岩石学特征、成岩作用进行了研究,结果表明:该区储集砂体成分主要由长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑砂岩组成,主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,成岩演化阶段已达到中成岩B期;机械压实作用及胶结作用是早成岩阶段原生孔隙遭受破坏的主要成岩作用类型,溶蚀作用是中成岩阶段形成次生孔隙的主要成岩作用类型;受成岩作用及成岩演化阶段的控制,深部储层出现孔隙度、渗透率高异常发育带。     

含浊沸石砂岩储层孔隙演化特征及其对储层质量的影响——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长101储层为例

鄂尔多斯盆地延长组储层中具有分布极不规律、成因复杂的浊沸石胶结物,其成岩演化特征对储层孔隙的演化有一定影响。为了解盆地含浊沸石砂岩储层的孔隙演化特征,以鄂尔多斯盆地东南部长10₁储层为研究对象,运用铸体薄片、图像粒度分析、扫描电镜手段、X-衍射、包裹体测温等手段,分析了研究区长10₁储层的岩石矿物特征、成岩作用类型,结合埋藏史、热史、生烃史,明确了各成岩事件的形成序列,定性描述、定量分析了各成岩作用下孔隙度的演化模式,并重点刻画了浊沸石在该储层成岩演化中的角色及作用。研究表明：研究区长10₁储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,属于典型的低孔低渗储层,储集空间以粒间孔和长石溶孔、浊沸石溶孔等次生溶蚀孔为主。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,综合判断储层处于中成岩A期。经孔隙定量演化的计算,长10₁储层压实作用、胶结作用是储层致密化的原因,溶蚀作用可有效改善储层物性。储层中浊沸石的差异性成岩演化对储层物性产生了不同影响：早成岩B期呈嵌晶状充填于粒间孔中的浊沸石降低孔隙度的贡献率达27.1%,中成岩A期后随着大量生烃,浊沸石产生的次生孔隙对于孔隙度的增加贡献率为44.1%,总体看浊沸石对长10₁储层起到了改善储层储集性能作用。     

鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长8_1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81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。     

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8_1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。     

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6油层组储层特征

通过对华庆地区长6段岩心铸体薄片及物性资料分析,研究了其岩石学特征、孔隙类型、微观孔隙结构特征、孔渗特征及成岩作用。认为研究区长6储层发育三角洲前缘及深水浊积扇沉积,三角洲前缘水下分流河道和上扇主沟道是储层分布的主要相带,主要发育细粒岩屑长石砂岩及长石砂岩、长石岩屑砂岩;粒间孔及长石溶孔是主要储集空间。孔喉分布表现为小孔微细喉,非均质性强;孔隙度平均为9.5%,渗透率平均为0.38×10-3μm2,为一套低孔低渗-特低渗储层。研究区砂岩埋藏后经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用。强烈的压实作用、胶结作用是使孔隙大量消失、物性变差的主要原因;而溶蚀作用,特别是长石、岩屑及浊沸石溶孔在很大程度上改善了储层的储集性能。     

库车前陆盆地大北地区砂岩储层致密化与油气充注的关系

库车前陆盆地大北地区盐下致密砂岩储层具有埋藏深度大、低孔和低渗的特征,以产气为主并伴生少量的轻质原油.在对大北地区盐下致密砂岩储层特征、油气成熟度、油气充注史研究基础之上,结合致密砂岩孔隙演化特征综合分析油气充注与储层致密化的时间关系.大北地区盐下致密砂岩储层孔隙空间主要以次生溶蚀孔为主,大部分孔隙空间都被沥青充填,由孔隙和沥青组成的空间网络具有较好的连通性,压实作用为储层致密化重要成因,碳酸盐胶结作用应该主要在库车组沉积之前使孔隙度降低.致密砂岩储层中发育沥青,油气地球化学特征以及流体包裹体分析结果均表明库车前陆盆地大北地区致密砂岩储层存在两期油和一期天然气充注.晚期原油充注发生在距今5~4 Ma,对应库车组沉积早期,天然气充注发生在距今3~2 Ma,对应地层抬升剥蚀时期.库车前陆盆地大北地区盐下砂岩储层在油充注时期埋藏深度较浅,具有较高的孔隙度,而天然气充注时期,砂岩储层已经遭受了强烈的压实作用达到了致密化程度.      

四川盆地马路背地区上三叠统须家河组致密砂岩储层成因分析

马路背构造位于四川盆地东北部,该地区须家河组发育致密砂岩储层,却形成了“高产、稳产”的规模气藏。论文充分利用各种岩矿分析化验资料,从岩石学特征、成岩作用、孔隙演化等方面深入探讨了马路背地区须二段（T₃x2）致密砂岩储层的成因。结果表明:马路背地区须家河组以大巴山变质岩为母岩沉积了一套三角洲前缘中粒岩屑砂岩和石英砂岩;无论是石英砂岩还是岩屑砂岩,无论埋深大小,铸体薄片下孔隙均不发育,扫描电镜偶见微孔,物性很差;强烈的埋藏压实作用造成各种孔隙的缩小与消失;早燕山期（199~100 Ma）、中晚燕山期（100~65 Ma）、喜山期（65 Ma以来）等多期构造强挤压进一步造成孔隙减小和消失,构造压实减孔量大约4%;埋藏压实与构造强压实减孔的同时,产生了不同规模断层和裂缝（颗粒裂纹—粒间微裂缝—层间断层）,沟通微孔,形成断层—裂缝—微孔隙组成的断缝储集体。这类储集体主要受构造应力大小控制,构造挤压最强的部位,裂缝最发育;其次受岩性和砂岩厚度控制,中—薄层石英砂岩中最发育。     

塔里木盆地库车坳陷致密砂岩气藏成因类型

为深化对库车坳陷致密砂岩气藏成因类型的认识, 采集致密砂岩储层岩样, 开展了油气充注史和孔隙度演化史研究.通过流体包裹体岩相学和显微测温厘定了油气充注史, 利用沉积-构造-成岩一体化模型恢复了储层孔隙度演化史, 根据两者的先后关系, 划分了致密砂岩气藏的成因类型.结果表明, 依南2侏罗系气藏存在两期油气充注, 第一期是吉迪克期到康村期(23~12 Ma)的油充注, 第二期是库车期到现今(5~0 Ma)的天然气充注, 储层孔隙度在库车期前(12~8 Ma)降低到12%以下, 形成致密砂岩储层.迪那2古近系天然气藏存在两期油气充注, 第一期是康村期到库车期(12~5 Ma)的油充注, 第二期是库车期到现今(5~0 Ma)的天然气充注, 储层孔隙度在西域期(2~0 Ma)降低到12%以下, 形成致密砂岩储层.综合分析认为, 库车坳陷存在两种成因类型的致密砂岩气藏, 依南2侏罗系气藏致密储层形成之后充注天然气, 成因类型为"致密深盆气藏"; 迪那2气藏古近系致密储层形成之前, 天然气已大量充注, 成因类型为"致密常规气藏".这对深化库车坳陷致密砂岩气勘探与开发有重要意义.      

中国致密砂岩储层流体可动性及其影响因素

致密砂岩储层流体可动性对油气开发、预测和评价具有重要意义。查阅国内近十年相关成果，对致密储层流体可动性的相关参数、测试方法、分布特征及其影响因素进行了分析。发现致密砂岩储层的弛豫时间T₂谱截止值为0.540~41.600 ms，可动流体孔隙度为0.12%~14.35%，可动流体饱和度为2.16%~90.30%，Ⅲ—Ⅳ类储层是致密砂岩储层的主要类型，致密储层可动流体的孔喉半径下限为0.013~0.110 μm，高压压汞、核磁共振、恒速压汞识别的孔喉半径下限分别为0.037 5、0.070 0~0.200 0、0.120 0 μm，水膜厚度为0.05~1.00 μm。统计分析显示，核磁共振、恒速压汞测得致密储层可动流体饱和度偏低；水膜厚度是影响致密砂岩储层流体渗流的主要因素；低煤阶煤层可动流体饱和度最高，致密砂岩储层次之，页岩储层最低；致密砂岩储层约是页岩储层、低煤阶煤层可动流体孔隙度的10倍；砂岩储层可动流体赋存于孔隙和喉道中，受孔隙和喉道共同控制；致密砂岩具有喉道分布集中，有效孔隙发育差，孔隙大部分为喉道半径小于1.000 μm的微细孔；喉道半径越集中、孔喉半径比越小、有效喉道半径越大，越有利于储层流体的渗流；砂岩渗透率（<2×10^-3 μm²）越低，可动流体参数衰减越快；渗透率（>2×10^-3 μm²）越高，可动流体参数升高越缓慢；喉道半径是控制致密砂岩储层流体可动性的主要因素。     

湘中坳陷晚古生界储层成岩演化与天然气成藏

湘中坳陷是晚古生代南华陆表海盆在湘中的一个负向构造单元, 先天成油气地质条件优厚, 目前发生气喷井18口, 岩心检测储层物性整体表现为低孔低渗, 属于物性较差的致密储层。本文通过铸体薄片、电镜扫描、粒度图像、粒度孔隙等资料开展成岩组构镜下详细观察及孔隙演化特征分析。结果表明: 该区储层类型主要是孔隙型、裂缝型和孔隙-裂隙型, 其中次生溶蚀孔和后期构造产生的破裂缝为主要储集空间。下石炭统致密储层在距今约290 Ma时形成, 成岩作用对储层孔隙影响较大, 压实作用是使碎屑岩孔隙变差的主要控制因素, 压溶作用、溶蚀作用、破裂作用对储层物性有所改善, 后期的胶结作用使储层致密性加强。结合流体包裹体测温资料及区域地质背景与地层埋藏史、油气充注期, 指出该区天然气藏为先致密后成藏的天然气成藏模式, 深盆气为勘探主要潜力目标。     

Characteristics of Tight Sandstone Reservoirs and Controls of Reservoir Quality: A Case Study of He 8 Sandstones in the Linxing Area,Eastern Ordos Basin,China

Determining the process of densification and tectonic evolution of tight sandstone can help to understand the distribution of reservoirs and find relatively high-permeability areas. Based on integrated approaches of thin section,scanning electron microscopy(SEM), cathode luminescence(CL), nuclear magnetic resonance(NMR), X-ray diffraction(XRD), N_2 porosity and permeability, micro-resistivity imaging log(MIL) and three-dimensional seismic data analysis, this work discussed the reservoir characteristics of the member 8 of the Permian Xiashihezi Formation(He 8 sandstones) in the Linxing area of eastern Ordos Basin, determined the factors affecting reservoir quality, and revealed the formation mechanism of relatively high-permeability areas. The results show that the He 8 sandstones in the Linxing area are mainly composed of feldspathic litharenites, and are typical tight sandstones(with porosity 10% and permeability 1 mD accounting for 80.3% of the total samples). Rapid burial is the main reason for reservoir densification, which resulted in61% loss of the primary porosity. In this process, quartz protected the original porosity by resisting compaction. The cementation(including carbonate, clay mineral and siliceous cementation) further densified the sandstone reservoirs,reducing the primary porosity with an average value of 28%. The calcite formed in the eodiagenesis occupied intergranular pores and affected the formation of the secondary pores by preventing the later fluid intrusion, and the Fe-calcite formed in the mesodiagenetic stage densified the sandstones further by filling the residual intergranular pores. The clay minerals show negative effects on reservoir quality, however, the chlorite coatings protected the original porosity by preventing the overgrowth of quartz. The dissolution of feldspars provides extensive intergranular pores which constitute the main pore type, and improves the reservoir quality. The tectonic movements play an important role in improving the reservoir quality.The current tectonic traces of the study area are mainly controlled by the Himalayan movement, and the high-permeability reservoirs are mainly distributed in the anticline areas. Additionally, the improvement degree(by tectonic movements) of reservoir quality is partly controlled by the original composition of the sandstones. Thus, the selection of potential tight gas well locations in the study area should be focused on the anticline areas with relatively good original reservoir quality. And the phenomena can be referenced for other fluvial tight sandstone basins worldwide.     

鄂尔多斯盆地北部二叠系下石盒子组致密砂岩成岩作用及孔隙成因

鄂尔多斯盆地上古生界分布有大面积致密砂岩储层.鄂北地区杭锦旗探区和大牛地气田储层的埋藏—成岩作用具较大差异性.两者的对比性研究有助于深刻理解致密砂岩的成储过程.运用铸体薄片和扫描电镜观察等储层测试方法明确了两者储层成岩作用和孔隙发育特征.研究表明:埋深差异、断裂作用和后期抬升作用导致两者储层的成岩阶段分别为中成岩A1期...     

松辽盆地南部深层致密砂岩气储层形成机制及成藏主控因素

为了加快松辽盆地南部（简称松南）深层致密砂岩气勘探开发进程,开展致密砂岩储层形成机制及成藏主控因素研究。通过对松南深层致密砂岩的分析,根据致密砂岩岩性组合特征将已发现的深层致密气类型划分为稳定厚层砂型、砂泥互层型、泥包砂型3种类型,储层物性普遍差,孔隙度多小于6%,渗透率主体<0.10×10^-3 μm²,属于特低孔、特低渗储层。通过对松南典型致密储层矿物成分与微观特征的分析发现,致密砂岩有效储层形成主要受3个方面因素控制：一是早成岩期发育绿泥石包壳,有效抑制成岩中后期粒间钙质胶结、硅质胶结的发生,保护原生残余粒间孔隙;二是富火山岩岩屑溶蚀形成次生孔隙;三是生烃增压产生大量微裂缝,改善储层渗流特征。在此基础上总结出松南致密砂岩气成藏控制因素,即充足气源提供物质基础、斜坡古沟谷与断裂控砂、次生溶蚀与微裂缝控储、断裂活动与稳定盖层控富。     

塔里木盆地古生界砂岩热成熟度与有效储层的预测

根据砂岩热成熟的概念，认为塔里木盆地古生界砂岩的孔隙度主要受控于与地热场、埋藏时间和盆地沉降有关的砂岩热成熟度。用热成熟度比用深度可更合理地解释砂岩孔隙度的发育特征及其成因。ＴＴＩ值可综合反映热成熟程度，ＴＴＩ值越大，砂岩的热成熟度越高，成岩强度越大，被保存的孔隙度越小。若已知盆地的地温梯度，可计算出预测储层的ＴＴＩ值，并可用本文提出的砂岩热成熟度－－孔隙度和热成熟度－－深度的两个定量关系预测砂岩     

北黄海盆地下白垩统致密砂岩储层特征及成因

北黄海盆地是我国近海勘探及研究程度均较低的中新生代叠合断陷盆地,下白垩统砂岩储层是主要的勘探目的层段,储层致密是制约该区油气勘探的“瓶颈”之一.通过岩心观察、薄片分析、扫描电镜观测、压汞分析、物性统计等研究,对北黄海盆地东部坳陷下白垩统的储层特征进行了研究,从沉积、成岩、埋藏史等方面对其致密化成因进行了探讨.结果表明,下白垩统储层以扇三角洲沉积为主,物性总体较差,属于特低孔特低渗的致密砂岩储层,储集空间主要有粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝等次生孔隙,属孔隙—裂缝双孔介质储层,孔隙结构复杂.该储层特征主要受沉积相带、成岩作用及埋藏史等因素控制,储层砂体以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,成分及结构成熟度中等,原始储层物性差,高含量的塑性岩屑不利于原生孔隙的保存,沉积物粒度决定微裂缝的发育程度.成岩作用起主导作用,受早期深埋—中期抬升剥蚀—晚期再次深埋的这一特定埋藏过程影响,早期强烈压实,后期石英自生加大、方解石胶结、自生矿物晶出等胶结作用导致储层整体致密.长石的溶蚀和粘土化促进了次生孔隙的形成,但烃类充注时间晚、酸性流体活动弱,溶蚀作用受到抑制.后期构造作用产生的微裂隙则是改善储层物性的另一重要作用.