演武地區延8 段儲層微觀孔隙結構特征及成因

肖勝東，王震亮，潘星，4，王聯國，朱立文，4，劉一婷

（1.大陸動力學國家重點實驗室（西北大學），陜西 西安 710069；2.西北大學地質學系，陜西 西安 710069；3.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 710065；4.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西 西安 710018；5.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅 慶陽 745000）

侏羅系延安組是鄂爾多斯盆地油氣產量的主要貢獻儲層之一，具有巨大的勘探潛力和開發價值［1-3］。延安組儲層物性較好，但孔滲相關性差，非均質性強，儲層縱向差異成因和分布規律不明，難以有效識別和篩選有利儲層［4-6］，因此，對孔隙結構的深入刻畫及成因探討已成為該套儲層評價研究的主要內容。前人對鄂爾多斯盆地延安組儲層非均質性、儲層品質指數、儲層成巖作用特征及孔隙演化過程等進行了大量研究。嚴敏等［7］、Luo 等［8］、王繼偉等［9］通過對儲層非均質性及成巖作用的詳細刻畫，揭示了成巖作用控制儲層物性演化，是決定儲層性能優劣的重要因素；柳娜等［10］、張玉曄等［11］、張浩等［12］對儲層微觀孔隙結構進行定量表征，明確了儲層微觀孔喉結構控制著可動流體的分布； 李紅等［13］、付晶等［14］、鄒才能等［15］通過對儲層成巖相的研究，指出成巖相是表征儲層性質、類型和優劣的成因性標志，可根據不同成巖相類型的分布預測有利儲集體、“甜點”及成巖圈閉。

鄂爾多斯盆地西南部演武地區在侏羅系延安組的延7、 延8 及延9 段等層位試油成功，均獲得工業油流。延8 段沉積時期湖盆面積最大［1-2］，三角洲平原發育，河道沉積較為穩定，砂體厚度相對較大，最具代表性。針對鄂爾多斯盆地延安組儲層評價的薄弱環節，本文運用巖心精細描述、鑄體薄片、物性測試、掃描電鏡和高壓壓汞等實驗測試方法，對演武地區延8 段儲層的巖石學特征、物性特征和孔隙結構特征進行系統研究，探討了宏觀的沉積作用和微觀的成巖作用對儲層孔隙結構的影響，以期為該區延安組儲層評價和有利區預測提供一定的依據。

1 儲層特征

1.1 區域地質概況

演武地區位于鄂爾多斯盆地天環坳陷的南緣，研究區面積約2 600 km2（見圖1a），地層較平緩，為略微西傾的單斜，傾角不足1°，構造較簡單，以低幅鼻狀構造為主。盆地在早侏羅世延續了晚三疊世的印支運動，形成了西高東低的古地貌格局，晚三疊世末的印支旋回使盆地形成了溝谷縱橫、殘丘廣布的古地貌景觀［16］。演武地區位于甘陜古河西南部，發育早侏羅世大型河流相沉積，其中延8 段沉積期為辮狀河三角洲平原沉積（見圖1）。

圖1 演武地區位置及延8 段地層綜合柱狀圖Fig.1 Location of Yanwu area and comprehensive stratigraphic column of Yan 8 Member

延8 段油層組沉積厚度為35～60 m，巖性以灰白色中粗砂巖夾泥質粉砂紋層為主，沉積構造多為交錯層理和平行層理，偶見植物根莖化石。下部發育黑色泥巖和灰黑色含粉砂泥巖，見植物碎屑，厚約5 m；向上逐漸過渡為粒度較粗的灰白色油浸中粗砂巖和灰色中細砂巖，常見塊狀層理和斜層理，并伴有少量泥質紋層和炭質瀝青條帶，厚約35 m；頂部發育厚約5 m 的煤層（見圖1b）。

1.2 巖石組分特征

根據巖心樣品鑄體薄片鑒定結果及碎屑成分含量可知，研究區延8 段儲層以長石石英砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖（見圖2）。碎屑成分中，石英顆粒體積分數為60%～73%，平均為65.6%；長石體積分數為7%～18%，平均為12.1%；巖屑顆粒體積分數為3%～8%，平均為4.8%，以硅質巖屑為主（見圖3a）。填隙物體積分數為3.5%～10.0%，平均約6.0%，其中雜基主要由絹云母和泥質粉砂組成（見圖3c）；膠結物主要有方解石、白云石、高嶺石、黃鐵礦和石英、長石次生加大等（見圖3b，d—f），方解石最多，體積分數約3.0%。顆粒之間以點-線接觸為主，支撐結構，呈孔隙式膠結，碎屑顆粒磨圓度多為次圓—圓，分選性中等。粒度分析結果顯示：粗砂占11.86%，中砂占54%，細砂占28.3%，極細砂占4.6%，以中細砂為主。

圖2 延8 段儲層砂巖巖石類型三角分類圖Fig.2 Triangular diagram of rock types of Yan 8 Member reservoir sandstones

圖3 延8 段儲層巖石組分微觀特征Fig.3 Microscopic characteristics of rock composition of Yan 8 Member reservoir

1.3 物性特征

根據研究區Z188，Z193 等16 口井的53 個物性實測數據可知： 延8 段儲層孔隙度介于6.8%～18.7%，平均為13.99%，集中分布在10.0%～18.7%；滲透率為0.184×10-3～989.620×10-3μm2，平均為177.33×10-3μm2，集中分布在10×10-3～500×10-3μm2，占60.38%（見圖4）。物性整體較好，但變化幅度大，說明儲層非均質性強。根據石油天然氣行業油氣儲層評價方法［17］，研究區目的層為低孔中滲透儲層。

圖4 延8 段儲層物性分布Fig.4 Physical property distribution of Yan 8 Member reservoir

2 儲層孔隙類型及特征

根據鑄體薄片和掃描電鏡資料，按孔隙成因將研究區延8 段儲層孔隙類型劃分為原生孔隙、 次生孔隙和復合型孔隙。

原生孔隙以殘余粒間孔為主（見圖5a，b），原生粒間孔很少出現，說明研究區經歷了復雜的成巖作用，原生粒間孔未能有效保存。

圖5 延8 段儲層孔隙類型Fig.5 Pore types of Yan 8 Member reservoir

次生孔隙主要為粒間溶孔，其次是粒內溶孔，局部發育少量膠結物溶孔。粒間溶孔在原生孔隙基礎上，由易溶碎屑顆?；蛟缙谛纬赡z結物的溶蝕而成，多呈港灣狀、長條狀等（見圖5c，d）。粒內溶孔主要為長石、硅質巖屑等碎屑顆粒內部溶蝕（見圖5e，f）。例如，長石主要沿著解理面、雙晶面和破裂縫溶蝕形成粒內溶孔。粒內溶孔容易殘留大量顆粒殘骸和自生礦物，對儲層的孔隙和喉道連通狀況貢獻有限。研究區局部發育方解石膠結物溶孔（見圖5g），能有效改善孔隙和喉道的連通性，對儲層滲流能力有較大貢獻。

研究區局部發育由剩余粒間孔和溶蝕孔組合而成的復合型孔隙（見圖5h），平均孔隙直徑約1.2 mm，孔喉連通性好，極大改善了儲層的儲集空間和滲流能力。

根據巖石薄片圖像分析，研究區殘余粒間孔的產狀多呈三角形或多邊形，部分為長條形或不規則狀，面孔率為3%～8%，平均為4.2%，是主要儲集空間類型之一。溶蝕孔主要包括粒間溶孔和粒內溶孔，并以粒間溶孔為主，其面孔率為2%～12%，平均為5.08%；長石溶孔面孔率為1%～2%，平均為0.82%；巖屑溶孔面孔率1%～5%，平均為1.14%。研究區膠結物溶孔只在局部少量發育，其面孔率為0.1%～0.5%，平均為0.23%。復合孔主要由殘余粒間孔和溶蝕孔組合而成，常以超大溶孔形式存在，孔隙直徑較大，一般在0.85～1.50 mm，其面孔率為1.5%～4.0%，平均為2.52%（見圖6）?？紫秷D像顯示，殘余粒間孔和溶蝕孔相互連通，形成主要的滲流通道。

圖6 延8 段儲層孔隙面孔率分布Fig.6 Distribution of plane porosity of Yan 8 Member reservoir

3 儲層微觀孔隙結構特征

孔隙結構［18-20］是沉積環境和成巖演化綜合作用的結果。目前常用的儲層微觀孔隙結構研究方法主要有掃描電鏡、恒速壓汞和核磁共振等，儲層的孔喉直徑、連通狀況及相互配置關系則可用毛細管壓力曲線形態及其特征參數來表征［18］。筆者應用高壓壓汞實驗方法對延8 段儲層的11 塊代表性砂巖樣品進行了測試分析，其壓汞數據見表1。

表1 延8 段儲層高壓壓汞參數統計Table 1 Statistics of high pressure mercury injection parameters of Yan 8 Member reservoir

3.1 孔隙結構類型

毛細管壓力曲線實驗采用體積相對較小的巖樣，雖然有一定代表性，但用它代表整個油藏儲層存在一定的局限性。J 函數曲線把油層流體界面張力、 潤濕性、巖石滲透率、孔隙度及毛細管壓力曲線等因素綜合起來表征儲層的多相滲流特征，能很好地開展油層對比和評價［21］。

J 函數定義為

式中：pc為毛細管壓力，Pa；K 為滲透率，10-3μm2；σ 為界面張力，N/cm；θ 為潤濕接觸角，（°）；? 為孔隙度。

從圖7 來看，研究區延8 段儲層主要存在3 種曲線形態，據此將孔隙結構分為3 類（見圖8）。

圖7 延8 段儲層巖樣J 函數值與進汞飽和度曲線交會散點圖Fig.7 Intersectin scatter plot of J function value and mercury saturation curve of Yan 8 Member reservoir

圖8 延8 段儲層高壓壓汞曲線Fig.8 High pressure mercury injection curve of Yan 8 Member reservoir

1）中孔粗喉道型。以Z164-8 樣品為代表，其J 函數值大于100，毛細管壓力曲線為Ⅰ型，壓汞曲線表現為中間平緩段最長且最靠近左下方，說明分選性好，大孔喉發育，為粗歪度； 排驅壓力值非常低，平均為0.024 MPa； 喉道中值半徑平均為17.21 μm；1 MPa 下的進汞飽和度為78.83%，進汞量最高。該類儲層孔隙度平均為15.4%，滲透率平均為496.71×10-3μm2，孔喉連通性最好。

2）中孔中細喉道型。以Z188-5 樣品為代表，其J函數值在10～100，毛細管壓力曲線為Ⅱ型，壓汞曲線表現為中間平緩段較短且變化最大，說明分選性不好，但曲線靠近右下方，為略粗歪度；排驅壓力值較低，平均為0.063 MPa；喉道中值半徑平均為1.04 μm；1 MPa下的進汞飽和度為51.09%，進汞量中等。該類儲層孔隙度平均為13.06%，滲透率平均為48.43×10-3μm2，孔喉連通性一般。

3）小孔細喉道型。以Z188-7 樣品為代表，其J 函數值小于10，毛細管壓力曲線為Ⅲ型，壓汞曲線表現為中間平緩段較長且靠近右上方，說明分選性好，但小孔道發育，為細歪度； 排驅壓力值較高，平均為0.39 MPa； 喉道中值半徑平均為0.98 μm；1 MPa 下的進汞飽和度為34.58%，進汞量較低。該類儲層孔隙度平均為10.9%，滲透率平均為0.65×10-3μm2，孔喉連通性差。

J 函數曲線散點圖分布分散，說明儲層滲透率差別較大，非均質性強。其中Ⅱ型樣品較為集中，說明儲層的孔隙結構主要為中孔中細喉道型。

3.2 孔隙結構特征參數與滲透率的相關性分析

演武地區儲層孔隙結構參數中排驅壓力介于0.022～0.604 MPa，平均為0.165 MPa，排驅壓力較低，表明延8 段儲層滲透性較好； 中值半徑為0.38～21.79 μm，平均為8.43 μm，不同樣品中值半徑相差較大，表明儲層非均質性強；變異系數為0.165～0.520，平均為0.37，一般變異系數越小，孔隙結構越好；半徑均值表示孔喉的平均大小，研究區半徑均值為6.35～10.80，平均為8.50；分選系數可反映孔隙分布集中程度，研究區分選系數為1.79～3.56，分選性中—差，喉道不均一程度高；歪度系數為0.001～2.811，僅4 個樣品歪度系數大于1，說明孔喉總體偏細歪度。綜合各項參數分析結果，儲層非均質性強，儲集性能中等。

孔隙結構特征參數與滲透率的關系（見圖9）體現在：隨著排驅壓力的增大，滲透率迅速降低；隨著中值半徑的增大，滲透率迅速增加，2 個異常樣品由于發育炭質紋層，因而滲透性較差。結果表明，研究區目的層儲層孔喉半徑對滲透率影響很大。

圖9 延8 段儲層孔隙結構特征參數與滲透率的相關性Fig.9 Correlation between pore structure parameters and permeability of Yan 8 Member reservoir

孔喉大小分布的均一程度常用分選系數［22］表征，分選系數越大，孔喉大小分布越不均勻，儲層非均質性越強。研究區延8 段儲層分選系數多數大于3，孔喉分選性差，滲透性差異也大。5 個滲透率高的樣品溶蝕孔隙發育，喉道中值半徑大，屬于中孔粗喉道，滲透性好。喉道眾數的相對位置用歪度系數反映，歪度系數越小，儲層細喉道越發育。研究區樣品的歪度系數都小于1.5，說明喉道為偏細喉道，滲透率均小于1×10-3μm2；滲透率大于10×10-3μm2的樣品由于發育溶蝕孔隙，從而改善了儲層的滲透性；1 個異常樣品的歪度系數大于1.5，但因發育炭質紋層，使得滲透率較低。

4 儲層微觀孔隙結構控制因素

前人研究［8］表明，儲層物性的非均質性主要受控于原始差異沉積過程和后期差異化的成巖作用； 沉積作用控制砂體宏觀的幾何形態、 側向展布和空間疊置方式；而不同階段的壓實、壓溶、膠結和溶蝕等成巖作用影響儲層物性的定型和改造［23-24］。本文明確了研究區延8 段沉積微相對儲層物性的宏觀控制作用，揭示了不同成巖作用微觀上對儲層孔隙結構的改造，通過劃分成巖相帶將延8 段儲層分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類，利用成巖相帶分類評價延8 段儲層優劣性及分布特征。

4.1 宏觀沉積作用

沉積作用對儲層的控制主要表現在巖石成分、粒度、結構、構造等方面，進而影響儲層物性。依據研究區沉積背景和沉積相標志，并參考前人在該區沉積相方面的研究成果［25-26］可知，延8 段儲層主要發育辮狀河三角洲平原亞相，沉積微相為分流河道、分流間洼地、河道側緣和沼澤微相。分流河道微相巖性主要為中粗砂巖，含油級別為飽含油或油浸，有明顯的正粒序結構（見圖10a），自然電位曲線呈箱形，自然伽馬曲線呈齒狀箱形（見圖1b），孔隙結構類型以中孔粗喉道為主，是研究區最主要的優質儲層。河道側緣微相巖性多為中細砂巖或泥質細砂巖，含油級別為油斑、油跡，孔隙結構類型以中孔中細喉道為主，發育斜層理和交錯層理（見圖10b）。分流間洼地微相在巖性上多表現為灰黑色含粉砂泥巖和灰色泥質細砂巖，孔隙結構類型以小孔細喉道為主，發育泥質紋層、波狀交錯層理等低能水體環境的層理標志（見圖10c），測井曲線特征為微齒形（見圖1b）。沼澤微相巖性以黑色泥巖為主，發育厚約5 m 的煤層（見圖10d），是研究區主要的標志層。

圖10 延8 段儲層沉積微相巖石類型Fig.10 Sedimentary microfacies rock types of Yan 8 Member reservoir

對比不同沉積微相的儲層物性可以看出，物性受沉積微相的宏觀控制明顯，不同沉積微相的砂體碎屑成分、 粒度和分選性都不同，導致原始孔隙發育的差異。分流河道砂體的成分成熟度高，分選性、磨圓度較好，孔隙度平均為15.31%，滲透率平均為329.88×10-3μm2，總體物性好；河道側緣砂體的分選性、磨圓度中等，孔隙度平均為13.39%，滲透率平均為87.44×10-3μm2，物性中等；分流間洼地砂體粒度較細，泥質含量高，孔隙度平均為11.34%，滲透率平均為7.31×10-3μm2，物性最差（見圖11）。

圖11 延8 段儲層沉積微相與儲層物性相關性Fig.11 Correlation between sedimentary microfacies and reservoir physical properties of Yan 8 Member

4.2 微觀成巖作用

4.2.1 成巖作用類型及特征

通過鑄體薄片、陰極發光和掃描電鏡實驗觀察，延8 段儲層成巖作用主要分為4 類——壓實、膠結、溶蝕和交代作用。

1）壓實作用。根據鏡下觀察，延8 段砂巖碎屑顆粒之間的接觸方式以點-線接觸為主，局部出現凹凸、縫合線接觸。塑性碎屑顆粒及云母受到機械壓實發生彎曲變形，呈假雜基狀充填在孔隙中或定向緊密排列。壓實作用較強烈，是原生孔隙喪失的主要原因之一。

2）膠結作用。研究區延8 段儲層中主要發育硅質膠結、碳酸鹽膠結和黏土礦物膠結3 種類型。

硅質膠結物常以石英顆粒的次生加大和粒間自生石英出現，硅質膠結物的體積分數雖然不多 （約為1%），對孔隙體積的影響也較小，但它縮小了喉道，嚴重影響了儲層的滲透性。研究區發育石英次生加大，掃描電鏡下，自生石英呈六方雙錐狀晶體充填于粒間孔隙中（見圖12a），結晶程度好于沿石英顆粒邊緣的次生加大邊。從產出狀態看，充填于顆粒間的自生石英形成時期晚于石英加大邊。

圖12 延8 段儲層成巖作用照片Fig.12 Diagenesis photos of Yan 8 Member reservoir

碳酸鹽膠結物平均體積分數約為5%，成分主要為方解石、鐵方解石和少量白云石；碳酸鹽膠結物多具晶粒結構，以嵌晶式和櫛殼狀（見圖12b）充填于原生孔隙和次生孔隙之間。根據膠結物的結構可以將碳酸鹽膠結分為2 期： 成巖早期主要為櫛殼狀白云石和微晶狀方解石膠結（見圖12d）；晚期含鐵碳酸鹽膠結（見圖12c），發育長石加大邊和自生鈉長石（見圖12e，f）。

自生黏土礦物以伊利石（體積分數1.0%～3.0%）、高嶺石（0.5%～1.0%）和伊/蒙混層（0.1%～0.5%）為主。伊利石的相對含量最高，掃描電鏡下多呈葉片狀或毛發狀充填于孔隙或附著于顆粒表面（見圖12g），伊利石通常形成于晚成巖階段。高嶺石含量僅次于伊利石，掃描電鏡下呈蠕蟲狀或書頁狀充填于孔隙空間。高嶺石是長石溶蝕產生的重要礦物，研究區長石的溶蝕作用非常強烈，但鏡下觀察到的高嶺石并不多，而掃描電鏡下看到高嶺石晶體多與毛發狀的伊利石共生，說明早期長石溶蝕形成的高嶺石已經向伊利石發生了轉化（見圖12h）。

3）溶蝕作用。溶蝕作用主要發生在長石、巖屑、石英和碳酸鹽膠結物之中，其中以長石和碳酸鹽膠結物的溶蝕最為普遍（見圖5e，g），同時產生了大量次生孔隙，極大地改善了儲層物性。根據鏡下觀察，研究區溶蝕作用分為3 個階段：早成巖階段以酸性流體為主，長石和巖屑、雜基等發生溶蝕，形成粒間溶孔和長石、巖屑粒內溶孔；中成巖階段A 期堿性環境下，石英的邊緣溶蝕呈港灣狀（見圖5d）；中成巖階段B 期酸性成巖環境下，碳酸鹽膠結物被溶蝕以及長石繼續溶蝕，部分長石完全被溶蝕形成鑄?？?。

4）交代作用。演武地區主要的交代現象有長石交代石英、方解石交代石英或巖屑，交代石英的鈉長石見較好的雙晶。

4.2.2 成巖相特征與儲層分類評價

成巖相是表征儲層性質、 類型和優劣的成因性標志［14-16］，可據此研究儲集體形成機理、空間分布與定量評價。根據研究區成巖作用特征及其對儲層物性的影響，劃分出4 種成巖相帶：

1）壓實膠結相。壓實膠結相是早期機械壓實和早期微晶方解石及櫛殼狀白云石膠結共同作用的結果，儲集空間以剩余粒間孔為主。壓實作用使塑性組分假雜基化擠占孔隙空間，降低了原生孔隙度；微晶方解石和櫛殼狀白云石膠結使孔隙喉道減小，降低了儲層的滲透性。統計表明，目的層壓實膠結相砂巖孔隙結構類型主要為小孔細喉道型，孔隙度一般小于14%，滲透率小于1×10-3μm2（見圖13），儲層物性較差。

圖13 延8 段儲層不同成巖相與物性的相關性Fig.13 Correlation between different diagenetic facies and physical properties of Yan 8 Member reservoir

2）強溶蝕相。強溶蝕相是長石、巖屑等易溶組分和早期形成的碳酸鹽膠結物發生強烈溶蝕，形成粒間、粒內溶孔，部分長石、巖屑全部溶蝕形成較大鑄?？缀统笕芸?。強烈溶蝕作用使孔隙連通性變好，改善了儲層物性。強溶蝕相砂巖孔隙結構類型為中孔粗喉道型，孔隙度大于14%，滲透率超過100×10-3μm2，是研究區內最好的儲集相帶。

3）含鐵碳酸鹽膠結相。含鐵碳酸鹽膠結相主要是鐵方解石和鐵白云石等碳酸鹽膠結，同時發育長石加大邊。含鐵碳酸鹽膠結物在顆粒間以孔隙式膠結為主，膠結物充填孔隙，堵塞喉道，使砂巖物性變差。該相帶砂巖孔隙結構為小孔細喉道型，孔隙度為6.8%～12.0%，滲透率介于4.08×10-3～51.80×10-3μm2。

4）自生石英-長石弱溶解相。自生石英-長石弱溶解相是成巖作用晚期自生石英、 長石加大邊和鐵方解石溶蝕，但溶蝕作用不強，對儲層物性的改善貢獻不大。該相帶儲層常見自生石英、長石晶體向孔隙空間生長，堵塞孔隙，使孔隙度降低，但對喉道影響不大。此相帶砂巖孔隙結構類型為中孔中細喉道，孔隙度介于13.4%～16.9%，滲透率為19.6×10-3～96.8×10-3μm2，屬于研究區內較好的儲集相帶。

根據成巖相帶，結合儲層孔隙度、滲透率、砂體厚度、儲存系數、孔隙類型、粒度、沉積微相、含油級別等參數，將儲層分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類，分類評價延8 段儲層優劣及分布特征。Ⅰ類儲層主要為強溶蝕相儲層，沉積微相主要為分流河道，物性最好，在研究區中部呈條帶狀連續分布，是研究區內最好的優質儲層；Ⅱ類儲層在研究區分布最廣泛，主要為含鐵碳酸鹽膠結相和自生石英-長石弱溶解相儲層，沉積微相為河道側緣和少部分分流河道，物性較好，是研究區內主要的儲層；Ⅲ類儲層在研究區分布最少，沿北東走向呈條帶狀分布，為壓實膠結相儲層，沉積微相為河道側緣和分流間洼地，物性較差，是研究區內較差的儲層。

5 結論

1）鄂爾多斯盆地演武地區延8 段儲層主要巖石類型為長石石英砂巖，孔隙類型主要為殘余粒間孔和粒間溶孔，孔隙結構類型以中孔中細喉道為主；孔隙度平均為13.99%；滲透率為0.184×10-3～989.620×10-3μm2，平均為177.33×10-3μm2，屬于低孔-中滲透儲層。

2）研究區延8 段砂巖的孔隙結構平面上受沉積微相的展布規律控制。分流河道微相為中粗砂巖，孔隙結構類型以中—粗孔喉為主，含油性好，物性最好；分流間洼地和河道側緣微相以中細砂巖為主，孔隙結構類型為小孔細喉道，物性相對較差。垂向上儲層致密化的主要原因是早期壓實作用和膠結作用，砂巖絕大多數孔隙和喉道被假雜基化的塑性顆粒和碳酸鹽膠結物充填，使得孔隙度大幅度降低，物性變差。長石、巖屑及粒間膠結物的溶蝕作用形成大量的次生孔隙，使得儲層孔隙連通性變好，是儲層物性得到改善的關鍵因素。

3）綜合儲層孔隙度、滲透率、砂體厚度、儲存系數、孔隙結構類型、沉積微相、含油級別和成巖相帶等參數將延8 段儲層劃分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類。Ⅰ類儲層主要為強溶蝕相，在研究區中部沿分流河道呈條帶狀連續分布，物性最好，是研究區內最好的儲層；Ⅱ類儲層在研究區分布最廣泛，主要為含鐵碳酸鹽膠結相和自生石英-長石弱溶解相，沉積微相為河道側緣和分流河道，物性較好，是研究區內主要的儲層；Ⅲ類儲層在研究區分布最少，為壓實膠結相儲層，沉積微相為河道側緣和分流間洼地，是研究區內較差的儲層。