苏里格地区苏47区块山1段储层特征研究
苏里格气田山1段高分辨率层序地层学分析
４ ３ 《 １ 渗 富 集小 断块 中高 含 水期 层 间挖 潜 ． 卫 Ｏ低
去年同期相 比， 分别减缓了 ３． ３２ ．２ ４２ 、６６ 个百分点， 控制 在年初 预计 指标 ２ 以 内 ； １ ⑥油 田综合 含水８ ． ６ ｏ ， ０ 阶段 含 水上 升 率 ０ ４ ．５了 ， 计划 相 比， 低 了 与 降 ０ ５ 个 百分点 。 ．５ ４ 经济 （ 会 ） 社 效益 分析 ４ １ 实施 油水井工 作 量 １ ． ５井次 ， 增加 有效注 水量 ３ 万 方 ， 施 年 累 增 油 ０ ２ ×１‘， 效 增 油 ０ ２Ｘ 措 ． ６ ０ｔ见 ．
效 气 藏 的 形 机 理 ［］ 石 油 学 报 ，０ ５ ２ Ｊ． ２０ ，６
（）５ ９ ５ ：～ ．
范军侠 ， 士义 ， 苏 里格 气 田下石 袁 等． ［］ 李 宏伟 ， ２ 盒 子组 层序 地 层 学与天 然气 高产 富集 区分布
准 面旋 回层 序 ； 研 究 区主要 发 育 Ａ 型和 ｃ ② １型 中 、
关键 词 ： 高分 辨率层 序地 层 学 ； 苏里 格 气田 ； 准面旋 回 ； 基 地层 对比
中图分类号 ：６ ８１０ ２ Ｐ １ ．３．
１ 概 述
文献标识码 ： Ａ
文章编号 ： ０ － ７８ （Ｏ０Ｏ 一Ｏ ４—０ １ ６ ９１２ １ ）５ １３ ３ ０
苏 里格 气 田（ 图 １位于 鄂 尔 多斯 盆地 西 北侧 见 ） 的苏 里格 庙地 区 ， 目前 中国发 现 的 一个 世 界级 大 是 气 田。 里格 气 田二叠系 气藏属 非均 质性极 强 、 苏 连续 性较差 、 低孔 低渗 、 低丰度 、 低产 、 面积分 布 的河流 大 三角 洲砂岩 岩性 气藏 ， 有效储 层厚 度小 ， 砂体 叠置 模 式 复杂 ， 由沉积 环 境导 致 形成 的 单砂 体 在 层段 上
苏里格地区致密储层岩性测井精细识别方法研究
70随着常规油气勘探开发难度的不断增加，非常规油气资源逐渐得到越来越多的关注[1]。
致密砂岩中赋存的油气资源在非常规资源中占据十分重要的地位[2]。
研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北缘，苏里格气田西区。
储层的品质与砂岩的类型有着十分重要的联系，而研究区目的层位沉积环境复杂，储层非均质性强，岩性识别困难。
因此准确识别岩性对于寻找有利储层，对指导油气勘探开发，以及后续石油化工生产都有着十分重大的意义。
1 主要岩石类型及其测井响应特征1.1 主要岩石类型的确定研究区复杂的沉积环境导致该区域的岩性较为复杂，不同岩石类型的测井响应特征较为相似，这是研究区岩性识别困难的主要原因。
通过野外剖面观察以及取心井段的岩心观察分析可知，研究区盒8段与山1段主要发育砂、泥岩地层，并且局部有煤层发育。
对研究区取心井进行岩心取样分析，其中盒8段205个砂岩样本，山1段122个共327个砂岩样本，使用气测法测量样品的孔隙度和渗透率。
统计分析样品的孔隙度及渗透率规律，如表1所示。
研究区盒8段与山1段砂岩的孔隙度和渗透率均与砂岩的粒度有着较大的相关性。
随着砂岩粒度的不断增大，孔隙度和渗透率也随之增大。
在砂岩的主要矿物成分差别不大的情况下，砂岩粒度是影响测井响应值的主要原因之一[4]。
通过镜下薄片观察鉴定，研究区盒8段与山1段的砂岩成分主要为石英岩屑砂岩，成分差异小，在测井上响应上区分不大。
因此，将砂岩按粒度分为细砂岩、中砂岩与粗砂岩三类。
见表1。
苏里格地区致密储层岩性测井精细识别方法研究马浩星 宋荣彩 李可赛 郭恒玮 成都理工大学 能源学院 四川 成都 610059摘要：苏里格地区致密砂岩储层沉积环境复杂，非均质性强，依靠传统的岩性识别方法难以对储层岩性进行有效区分，影响油气开发生产。
根据砂岩粒度将主要岩石类型划分为煤、泥岩、细砂岩、中砂岩与粗砂岩，在此基础上选取自然伽马、声波时差、补偿密度和补偿中子作为主要特征参数，建立两步剥离的Fisher判别模型，判别准确度可达85.7%，识别准确度高，满足了研究区有利储层识别的需求。
苏里格气田南区上古生界盒8段、山1段储层储集空间类型研究
苏里格气田南区上古生界盒8段、山1段储层储集空间类型研究白雪见;罗静兰;赵天林;白雪晶;齐恒玄;罗春艳【摘要】苏里格气田是我国目前最大的整装天然气田，目前对其南部地区储层研究尚处薄弱阶段。
根据岩石铸体薄片观察与统计，并结合扫描电镜研究，对苏里格气田南区上古储层盒8段、山1段储层储集空间类型进行了研究。
分析认为，该研究区盒8段、山1段储层主要发育4类孔隙，即原生粒间孔隙、次生溶孔、高岭石晶间微孔隙和微裂隙；研究区储集空间多以各类孔隙的复合形式出现，主要有原生剩余粒间孔+溶孔+晶间微孔、溶孔+晶间微孔+微裂隙型、溶孔+晶间微孔、溶孔、晶间微孔等几种孔隙组合类型，其中原生剩余粒间孔+溶孔+晶间微孔是一种良好的的复合储集空间类型。
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2014(000)011【总页数】3页(P53-55)【关键词】苏里格气田南区;上古储层;储集空间类型【作者】白雪见;罗静兰;赵天林;白雪晶;齐恒玄;罗春艳【作者单位】大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安710069;大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069;大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069;大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069;大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069;大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069【正文语种】中文【中图分类】TE122苏里格气田的勘探始于2000年，当年部署的苏6井在上古生界中二叠统石盒子组8段砂岩试气获得了无阻流量达120×104 m3／d的高产工业气流，由此发现了中国目前最大规模的整装天然气田——苏里格气田［1］。
研究区位于苏里格气田南区，北起定边，南达华池以北，西以天环坳陷与陕北斜坡西界为界，东至靖边－志丹以西，面积约9000km2，其主力勘探开发层位为上古储层，研究层位为上古生界二叠系下石盒子组8段和山西组1段。
苏47-25-68H2钻井液工作汇报
鄂尔多斯盆地苏里格区块苏47-25-68H1水平井现场钻井液技术服务工作汇报项目名称：苏47-25-68H2水平井技术服务承担单位：河北任丘德诚化工有限公司起止日期：2014年10月4日~12月8日2014年12月30日目录一、基本情况、工程简况1.1基本情况1.2工程简况二、井身结构三、钻遇地层、钻井液类型四、分段钻井液技术施工概述4.1一开井段4.2二开井段五、时效分析六、复杂情况七、体会及认识与建议7.1体会及认识7.2建议八、钻井液材料消耗一、基本情况、工程简况1.1基本情况长庆油田苏47-25-68H2井是部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口三维水平井，位于内蒙古自治区鄂托克前旗城川镇克珠日嘎查。
井口位于苏47-25-67H1井口37m,附近有新修的钻前道路，通讯网络覆盖较好钻探目的：通过水平井开发，提高其单井产量和经济效益开发层位：石盒子组盒8下段该井由陕西胜利高原钻井工程有限公司承钻；渤海钻探定向井公司负责定向技术服务；德诚公司负责钻井液、完井液技术服务。
长庆负责固井技术服务。
1.2工程简况该井于2014年10月4日13：20一开，使用Φ346mm钻头钻至井深828m，下入Φ273mm表套825m。
2014年10月8月23日4：00二开，使用Φ241.3mm钻头钻至造斜井深1930m，11月1日使用Φ215.9mm钻头钻至井深3893m，12月3日下入Φ177.8mm技术套管3839m。
二、井身结构表1、井身结构数据表三、钻遇地层、钻井液类型表2、钻遇地层及钻井液类型表四、分段钻井液技术施工概述4.1一开井段一开井段:0~826m 钻头直径：346Φmm4.1.1施工难点和钻井液工作重点该井表层为黄土层，地层疏松，易垮塌、窜漏，在钻井施工过程中易发生漏失和坍塌等复杂情况。
因此钻井液工作重点是：防漏堵漏、防垮塌。
4.1.2钻井液类型高膨润土含量钻井液体系4.1.3钻井液配方普通坂土钻井液：10%NV-1+4%Na2CO3（土量）+0.4%HV-CMC 4.1.4钻井液技术措施(1)配制高浓度膨润土浆，充分搅拌水化48h后加入CMC胶液，混合均匀用于表层钻井，防止钻表层时发生窜漏，防止污染地表水。
苏里格庙气田评价报告
表4.1 苏里格庙地区石盒子组、山西组主要气层段碎屑及填隙物含量(绝对含量)
%
4.主要储层段物性>4.2 成岩作用
成岩阶段划分： 成岩阶段的划分 依据主要有自生矿物 的特征，粘土矿物组 合及伊/蒙混层的转 化，有机质成熟度指 标，岩石的胶结特征 及孔隙类型和古地温 等。 成岩阶段可再分 为早成岩A期和B期, 晚成岩A、B及C期。
4.主要储层段物性>4.1岩石学特征
山1 和盒8 气层组碎屑岩储层的岩石类型主要 为石英砂岩、岩屑砂岩及岩屑石英砂岩。其中砂 岩的石英含量为72.9 %~ 85.9 % , 岩屑含量为 14.9 % ~ 27.1 % , 长石平均不足1 %（表4.1）。 砂岩的粒级较粗, 以中粒砂岩和粗粒砂岩为 主, 尚有含砾粗砂岩及细砂岩。 填隙物结构类型以胶结物—杂基混合填隙为 主,含量为4. 7%～32. 6%,主要由粘土矿物(水云母、 高岭石、绿泥石等) 、碳酸盐(方解石、白云石、 铁方解石、铁白云石) 、硅质及凝灰质组成。
图4.3 粒间硅质胶结物
4.主要储层段物性>4.2 成岩作用
4.2.2 胶结作用>粘土矿物
（2）粘土矿物胶结作用： 研究区的伊利石、伊/ 蒙混层、高岭石及绿 泥石等自生粘土矿物 成分相当复杂, 它们可 充填于各种孔隙之中, 或呈环带状薄膜包裹 在碎屑颗粒周围, 对砂 岩孔隙度的降低有直 接的影响。
图3.5 网状河湿地发育的炭质泥岩
植物化石 炭质泥岩 水平层理炭 质泥岩
厚层炭质泥岩段
3.沉积环境与沉积相特征>3.3小结
苏里格气田盒8-山1段储层整体为河流 相沉积，总体为潮湿气候环境，上部向较 干旱的气候转化，河流类型多样，既有辫 状河沉积、也有曲流河和网状河沉积。山1 段沉积期，气候潮湿，水动力较弱，河道 的限制性相对较强，为曲流河和网状河沉 积，盒8下段向较干旱气候转化，水动力增 强，同时河道摆动也增强，以发育辫状河 沉积为主。
苏里格大气田成藏地质特征
二、页岩气成藏地质条件分析
1、地层结构和沉积环境
四川盆地内的地层结构复杂，由志留纪到第三纪地层均有发育。其中，志留 纪和二叠纪地层为页岩气的主要储层。这些地层在沉积环境中处于适宜的古地理 和古气候条件，为页岩气的形成提供了有利的环境。
2、气源条件
四川盆地的气源条件十分优越，其中古生物化石和有机质是页岩气形成的主 要来源。在适宜的温度和压力条件下，这些有机质会发生降解和裂解，形成大量 的页岩气。同时，四川盆地的煤系地层也为页岩气的形成提供了丰富的气源。
4、钻探技术：针对苏里格大气田的地质特点，采用先进的钻探技术，如水 平井、大位移井等，以实现高效开发和低成本开采。
未来展望
苏里格大气田作为中国最大的整装气田之一，具有巨大的开发潜力。随着科 技的不断进步和新技术的不断应用，未来苏里格大气田的发展前景将更加广阔。
1、油气勘探和开发前景：在继续深化苏里格大气田勘探和开发的基础上， 应加强周边区域的勘探工作，寻找更多可开发的天然气资源。同时，应积极探索 非常规天然气资源，如煤层气、致密气等，以提高天然气资源的整体开发水平。
成藏地质背景
苏里格大气田所处的地质背景包括鄂尔多斯盆地、华北板块、松辽盆地等多 个地质构造单元。盆地内的地层发育完整，自上而下分别为新生代河湖相沉积、 中生代岩浆岩和古生代变质岩。地形地貌以沙漠和戈壁为主，气候干燥，属于典 型的温带大陆性气候。
成藏地质特征
苏里格大气田的成藏地质特征主要表现在以下几个方面：
结论
本次演示对苏里格大气田的成藏地质特征进行了详细分析，包括其所处的地 质背景、成藏地质特征、勘探与开发等方面。通过研究发现，苏里格大气田具有 较好的成藏地质条件和资源量基础，采用合理的开发模式和钻探技术可实现高效 开发和低成本开
致密砂岩分类评价标准研究—以苏里格气田为例
致密砂岩分类评价标准研究—以苏里格气田为例储层特征研究的一个重要目标就是对储层进行分类评价。
储层特征研究的着眼点不同，分类参数的优选及评价指标的制定也会不同。
本文储层分类评价研究关注的重点是储层的物性级别、储集能力、储量可动用性等三个方面，主要是从开发地质的角度对储层进行分类评价。
一、储层评价参数的选择前述已从沉积及成岩、岩石学及物性、孔喉结构、流体特征、渗流规律等方面进行了苏里格气田储层特征的分析。
参考前人对特低渗砂岩储层评价参数的优选结果，紧密结合本文储层评价研究的重点，优选出了适合研究区储层评价的六个关键参数：常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径、排驱压力和拟启动平方压力梯度，以此六个参数作为研究区储层评价的衡量指标。
除上述关键衡量参数外，还选择了其他几个参数作为研究区储层评价的辅助衡量指标，分别为地层渗透率、密度、孔隙类型、岩石类型、最大进汞饱和度、主要喉道半径等。
二、储层分类评价标准1.六元参数单因素分类法在前人对苏里格气田储层的划分的基础上，结合前述开展的储层特征研究，对研究区储层开展了单因素储层评价分类。
首先以常压渗透率作为原始分类评价指标，根据实验数据建立其与其他五个评价参数之间的对应关系，从而确定其他指标的分类评价界限值，分类结果如表3-10所示。
表2-1苏里格气田单因素储层评价分类标准上述分类法主要是基于单因素的单项评价，按照不同的评价参数，储层可能会分属不同的类别，综合考虑各单参数的分类结果，给出最终的储层分类评价结果。
此方法的优点是方便快捷，易于操作，缺点是评价结果带有人的主观因素，致使储层的优劣排序较为模糊。
2.“六元综合分类系数”分类法研究结果表明，常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径等与储层的优劣呈正相关关系，即上述参数值越大，储层质量越好；排驱压力和拟启动压力梯度与储层才优劣呈负相关关系，上述参数值越大，储层质量越差。
为解决上述问题，构建了一个能够综合反映分类参数特点并可以定量对储层进行分类的指标，即“六元综合分类系数”。
苏里格气田苏48区块主力层储集性能研究及评价
１ 储层的岩石学特征
研究 区 １ ４口井 的 ２ ２块铸 体 薄片 资料 分析 表 ５
成 岩作 用条 件 的改 变 ，各 气 层 组 矿 物组 分 的含 量
也不同。 ．
表 １ 苏４ ８区 块 主 力 层 砂 岩 组 分 含 量
收 稿 日期 ：０ ９ ２ ５ 改 回 日期 ：０ ０ ３ ５ ２０１１ｉ ２ １０ ０ 基金项 目： 长庆油 田公 司勘探开发研究 院科研项 目“ 苏里格气 田苏 ４ ８区块储层地质早期评价 ” ０ ０ ３ ８ ） （０ ８０ ８
作者简介 ： 李成福 （ ９５一） 男 ， ０ １８ ， ２ ７年毕业 于西北大学资源勘查工程 专业 ， ０ 现为西北大学固体地球 物理 专业在读硕 士研究生 ， 主要从事盆地 分析与油气 藏评价方 面的研究 。
３ ２
特 种 油 气 藏
第 １ ７卷
填物 特 隙组 征 觚其
研究 区山西 组 山。 填 隙物 组 分 含 量 总 体 最 段 高 ， 均为 １．７ ， 中杂基 最高达 １％ ， 平 ６２ ％ 其 ８ 胶结 物
喜 惹 夏
少（ ２ 。 表 ）
表２ 苏 ４ ８区块主力层填 隙物组分含量
霎
母和 方解石胶 结物 ， 铁矿 和沥青质 胶结物含 量较 菱
１ ３ 储 层 的结构 特征 ．
岩作用 后现处 于晚成 岩 Ｂ期 Ｊ 。因各 种成 岩作 用
对 砂 岩原 生 孔 隙 的破 坏 ， 生 孔 隙在 主 力 层 较 发 次
明 ， 区主 力层 为下 石 盒子 组 盒 下 段 的辫 状 河 三 该 角洲平 原相 砂岩 ， 上 段 的 曲流河 三 角洲 平 原 砂 盒
岩 和 山 西 组 山 段 的 曲 流 河 三 角 洲 平 原 相 砂
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苏里格地区苏47区块山1段储层特征研究
【摘要】从已有的钻井、测井资料入手，并结合岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等分析结果，对苏里格苏47区块山西组山1段储层特征及影响因素进行了研究。
结果表明，该储层为特低孔、低渗储层，具有砂岩孔喉分选较差，分布不均匀，且以细孔径为主。
储层孔隙类型以溶蚀孔隙和晶间孔较常见，可见残余原生孔隙，微裂缝和铸模孔相对较少。
压实作用及胶结作用是储层物性变差的主要因素，而溶蚀作用改善了储层物性，微裂缝对储层物性影响不大。
【关键词】岩石学特征储集物性山1段山西组成岩作用
鄂尔多斯盆地是一个多旋回沉积型克拉特类含油气盆地，蕴含着丰富的油气资源[1]。
苏里格气田苏47区块位于鄂尔多斯盆地的中西部，西接天环坳陷，构造上属于陕北斜坡西北缘，为宽缓的西倾单斜，地块相对稳定，构造变形小。
笔者主要从储层岩石学特征、孔隙类型和储层物性特征等方面，对苏里格苏47区块山1段碎屑岩储层特征进行了研究，分析了影响储层储集性能的主控因素，为该区天然气的进一步勘探提供可靠的地质依据。
1 储层岩石学特征
通过对钻井、测井等方面的资料进行综合研究，并结合对研究区17口井365m岩心的现场观察以及216块样品送检分析，表明研究区山西组山1段地层
厚度为32.4m～58.5m，平均厚度45.8m，岩性主要以深灰色、黑色、灰色泥岩与灰白色、浅灰色、褐色砂岩互层为主，砂岩厚度0m～26.5m，平均11.61m。
根据研究区的50块铸体薄片系统鉴定资料和其它分析测试资料，得出山1段岩石类型主要为石英砂岩和岩屑质石英砂岩及少量的岩屑砂岩，砂岩磨圆度以次棱角状为主。
图像粒度分析表明，砂岩粒级以粗砂和含砾粗砂为主，含少量中砂和细砂。
2 储层物性
2.1 储层的孔隙类型
研究区山1段砂岩遭受了后期的压实和胶结等破坏性作用，使得原生孔隙大量减少，导致储层物性变差，而后期的粘土薄膜形成作用和溶蚀作用，则增加了砂体的孔渗性改善了储集层的物性[2]。
据铸体薄片和扫描电镜观察分析，研究区储集层的孔隙类型由残余原生粒间孔、粒内溶蚀孔、粒间溶蚀孔、高岭石晶间孔、微裂缝和铸模孔构成，其中溶蚀孔隙和晶间孔较常见，可见残余原生孔隙，微裂缝和铸模孔相对较少。
2. 2 孔隙结构特点
根据山1段砂岩的毛管压力测定参数统计结果，砂岩的孔、喉具有如下特征：大部分砂岩的门槛压力较低，在0.38mpa～7.76mpa
之间，平均1.48mpa，中值压力范围变化较大在0.96mpa～23.48mpa 之间，平均6.65mpa，反映孔喉分布的不均匀。
中值喉道半径分布范围在0.03μm～0.77μm之间，平均0.21μm，最大孔喉半径主要分布0.09μm～1.93μm之间。
最大孔喉半径和中值喉道半径主要偏向于孔喉半径小的一侧，反映研究区吼道半径普遍较小。
喉道分选系数在0.03～1.85，平均1.01，歪度在-0.25～3.13，平均1.56，均值在0.02～12.63，平均7.88，表明大部分砂岩孔喉分选较差，孔喉分布不均匀，且以细孔径为主。
孔隙结构特征表明，其储层具有低孔、低渗的特点。
2. 3 孔隙度和渗透率特征
为了对二叠系储层特征有更深入的了解，因此对各层段的实测物性做了相关性分析，分析表明孔隙度、渗透率关系在半对数坐标均中呈正相关关系，相关性较好，相关系数在0.39～0.70范围内，
总体上各层段砂岩储层孔隙之间的连通性较好，孔隙度的大小与渗透率的大小呈指数增长，渗透率的变化受孔隙发育的控制，孔隙度越好，渗透率越好，显示出孔隙型储层的特征。
山1段砂岩孔隙度主要分布在4.0%～7.0%，最高可达10.15%，渗透率主要分布在（0.1～0.4）×10-3μm2，最高可达1.08×10-3μm2。
总体来说，山1的储集物性具有特低孔特低渗的特点。
3 储层的影响因素
3.1 沉积微相对储层的影响
一般地碎屑岩储层物性的好坏很大程度上受沉积微相的控制，不同的沉积微相其物性存在很大的差异。
物性参数统计结果表明研究区沉积微相与物性有较密切的关系。
研究区山l段为曲流河三角洲平原沉积亚相，其分支河道的砂体粒度较细，孔隙度多大于5%，渗透率大于0.2×10-3μm2。
在河水溢出后携带细粒砂体沉积形成的沼泽、支流间湾，其厚度较小，粒度细，物性相对较差。
3.2 成岩作用对储层的影响
苏47区块山l段砂岩的成岩作用类型非常复杂，在埋藏成岩过程中各种成岩作用对砂岩的原生孔隙或保存或破坏以及次生孔隙
的发育都有一定的影响，尤其次生孔隙在山l段储层中较发育，是
砂岩主要的储集空间之一，它的发育状况直接影响了储集砂岩的孔渗条件[3]。
因此，研究砂岩的成岩作用对该区储层评价和预测具有重要意义。
3.2.1？压实作用
压实作用是造成本区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。
受压实作用的影响，研究区山1段粗粒砂岩孔隙度平均减小22%，而细粒砂岩平均减小28%。
3.2.2？胶结作用
胶结作用也是导致研究区山1段储层物性变差的最主要原因，它形成的胶结物堵塞了孔隙，从而大大的降低了储层物性。
3.2.3？溶蚀作用
储集层的溶蚀作用形成了各种类9型的次生孔隙。
根据显微镜及扫描电镜分析，发现研究区山1段溶蚀作用主要发生在长石颗粒表面及内部，其次为岩屑发生溶蚀。
长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶解形成溶蚀粒内孔；长石及岩屑等颗粒先为碳酸盐矿物交代，后来交代物发生溶解而使颗粒间接被溶，常形成溶蚀粒内孔及溶蚀粒间
孔[4]。
由于研究区处于中成岩b期阶段，有机酸对易溶组分的溶蚀使研究区砂岩孔隙度增加3.5%左右。
因此，成岩作用对储层孔隙演化的影响是有两面性：机械压实作用、胶结作用、化学压溶作用等降低砂体孔渗性：溶蚀作用等增加砂体孔渗性[5]。
4 结论
山1期沉积相类型为曲流河三角洲平原沉积，砂体自北向南展布，呈条带状分布。
层岩石类型主要以粗粒、含砾粗粒石英砂岩和岩屑质石英砂岩为主，山1的储集物性具有特低孔特低渗的特点，山1储层的储集物性主要受沉积作用和成岩作用影响。