關(guān)鍵詞 致密砂巖；成因類型；致密化過程；阜一段；高郵凹陷

第一作者簡介 于雯泉，男，1977年出生，博士，油氣地質(zhì)學(xué)、沉積學(xué)，E-mail： yuwq.jsyt@sinopec.com

中圖分類號 P618.13 文獻(xiàn)標(biāo)志碼 A

0 引言

致密砂巖儲層與常規(guī)砂巖儲層相比具有特殊的微觀特征[1?3]，其孔隙較小且喉道狹窄而復(fù)雜，成因也較為復(fù)雜。國內(nèi)外諸多學(xué)者按照成因、巖性等因素進(jìn)行了分類研究[4?6]。筆者通過對蘇北盆地高郵凹陷阜寧組一段（E₁f₁）致密砂巖進(jìn)行分析，認(rèn)為致密砂巖儲層成因類型可以歸納為沉積時期粒度較細(xì)而主導(dǎo)的原生成因和成巖時期壓實(shí)、膠結(jié)等作用主導(dǎo)的次生成因兩大類型，又可以進(jìn)一步細(xì)分為四種小類[7]。另外，近年來國內(nèi)外的眾多學(xué)者將目光越來越多地集中到砂巖的致密化過程及其與油氣成藏的耦合關(guān)系上，通過分析砂巖的沉積、成巖特征，結(jié)合埋藏史與成藏期，探討砂巖致密化過程及其與烴類注入的相關(guān)關(guān)系。例如在不少盆地中的研究均提出研究對象多屬于“先致密后成藏”類型，并且該種類型的油氣藏含烴飽和度往往較低[5，8?10]，也有少量油藏是“先成藏后致密”類型[11?12]。這些研究更多的是從致密化與成藏期的關(guān)系來分析的，且多為一種類型的討論，同一地區(qū)往往缺乏兩種類型的量化對比，對兩種類型油藏的儲層差異也缺乏深入的探討。本文以高郵凹陷E₁f₁致密砂巖儲層為研究對象，通過分析其致密化過程中孔隙演化、孔喉結(jié)構(gòu)及油藏特征，探討致密砂巖的致密化過程與成藏差異性。

1 地質(zhì)概況

高郵凹陷E₁f₁是蘇北盆地重要的勘探領(lǐng)域之一，超過半數(shù)的鉆井?dāng)?shù)據(jù)表明該層段在斜坡帶的中內(nèi)坡及南部斷階帶部分地區(qū)為致密砂巖[13]。這些致密砂巖主要分布在高郵凹陷的深凹帶、北斜坡沙花瓦中內(nèi)坡、車邏地區(qū)和南部斷階帶的低臺階地區(qū)，其中在北斜坡中內(nèi)坡到車邏一帶，主要分布在埋深大于2 800 m的范圍內(nèi)（圖1）。E₁f₁沉積時期，高郵凹陷是一個多物源多水系的匯水盆地，分為北部的淺水三角洲和南部的扇三角洲，巖性主要為長石砂巖和長石巖屑砂巖，分選中等—偏差，磨圓中等，多呈次圓狀—次棱角狀，結(jié)構(gòu)成熟度差[14?15]。

2 儲層特征與成因類型

高郵凹陷E₁ f₁的埋深較大，埋藏時間較長，成巖作用十分顯著，尤其是在北斜坡的中內(nèi)坡地區(qū)，現(xiàn)今的埋深一般大于成藏期（三垛組（E₂s）沉積末期）的埋深，壓實(shí)與膠結(jié)作用明顯，碎屑間多見線—凹凸接觸，也存在點(diǎn)—線接觸，粒間主要為方解石、鐵方解石及鐵白云石的膠結(jié)，另外溶蝕孔隙相對較多，但多受到后期的壓實(shí)與膠結(jié)作用的影響，溶蝕孔連通性較差。而在南部斷階帶，現(xiàn)今的埋深較淺，但是壓實(shí)作用依然十分強(qiáng)烈，表明其最大古埋深遠(yuǎn)大于現(xiàn)今埋深[16?18]，碎屑間以點(diǎn)—線接觸為主，黏土含量較高，粒間多見方解石、鐵方解石膠結(jié)，原生孔隙有一定保留，連通性較好，但是總體數(shù)量相對較少。關(guān)于高郵凹陷阜一段的成巖特征可參見文獻(xiàn)[7，13]。

就成因而言，高郵凹陷E₁ f₁致密砂巖儲層的形成主要有兩大類型：原生型和次生型，分別主要受沉積作用與成巖作用的控制。原生型是指由于沉積砂體的粒度或分選而導(dǎo)致砂體本身物性較低，隨著埋藏過程而逐漸致密化的致密砂巖。其受到沉積作用的影響較大，可以再細(xì)分為細(xì)粒型與混雜型。次生型則是指沉積砂體原物性較高，但由于后期的成巖改造而導(dǎo)致致密化的致密砂巖，可以細(xì)分為壓實(shí)型與膠結(jié)型[7]。

原生細(xì)粒型是指由于沉積粒度較細(xì)而導(dǎo)致致密化的致密砂巖。當(dāng)致密砂巖的粒度小于0.05 mm時，其受到原生沉積作用的影響更大。在高郵凹陷南部斷階帶的方巷地區(qū)砂巖粒度較細(xì)，粒間多呈點(diǎn)—線接觸，有一定的方解石膠結(jié)（10%～15%），存在一定的原生粒間孔，也發(fā)育一些粒內(nèi)溶孔和晶間微孔（圖2a）。

原生混雜型是指由于沉積分選較差而導(dǎo)致后期易致密化的致密砂巖，主要是由于泥質(zhì)含量較多，或砂、礫、泥混雜，其多為重力流混雜沉積，泥質(zhì)含量多大于5%。其原始物性相對較差，經(jīng)過壓實(shí)與膠結(jié)作用后更易致密化，多在高郵凹陷南部斷階帶的許莊地區(qū)發(fā)育。粒間多呈點(diǎn)—線接觸，雜基較多，見少量方解石膠結(jié)，儲集空間以殘余原生粒間孔、粒間溶孔和微裂縫為主（圖2b）。

次生膠結(jié)型是指由于膠結(jié)作用強(qiáng)烈而導(dǎo)致致密化的致密砂巖。這類致密砂巖往往壓實(shí)作用一般而膠結(jié)作用十分強(qiáng)烈，多發(fā)育在北斜坡的車邏—沙埝—花莊—瓦莊的中坡帶，往往有多期碳酸鹽膠結(jié)，碳酸鹽含量多大于15%，甚至高達(dá)30%，常見鐵方解石或鐵白云石，粒間多呈點(diǎn)—線接觸，儲集空間以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間微孔為主（圖2c，d）。

次生壓實(shí)型是指由于壓實(shí)作用強(qiáng)烈而導(dǎo)致致密化的致密砂巖。這類致密砂巖往往發(fā)育在沙埝—花莊的內(nèi)坡帶這一埋深較大的區(qū)域，其壓實(shí)作用十分強(qiáng)烈，碳酸鹽含量多小于15%，粒間多呈線—凹凸接觸，儲集空間以粒內(nèi)溶孔和晶間微孔為主，可見礦物顆粒破碎微裂縫（圖2e，f）。

高郵凹陷E₁ f₁致密砂巖儲層孔隙演化過程中由于上覆鹽城組沉積時期發(fā)生構(gòu)造掀斜，導(dǎo)致沉降中心發(fā)生遷移。因此，不同地區(qū)受到的成巖作用不同，整體上表現(xiàn)為晚期膠結(jié)作用強(qiáng)烈，而局部壓實(shí)作用明顯加強(qiáng)。另外，南部斷階帶地區(qū)雖然現(xiàn)今埋深較淺，但是古埋深較大[13，19]，且發(fā)育南部物源的扇三角洲沉積體系。因此，高郵凹陷E₁ f₁致密砂巖儲層在不同地區(qū)分布四種成因類型[7]。

3 儲層致密化過程從高郵凹陷

從E₁f₁埋深來看，致密砂巖分布區(qū)的差距較大，南部斷階帶地區(qū)的埋深比北斜坡內(nèi)坡地區(qū)淺1 000 m以上，這一方面說明兩個地區(qū)的埋藏史存在巨大差異，另一方面則表明兩個地區(qū)儲層的致密化過程存在差異。以資料較為豐富的發(fā)育次生壓實(shí)型儲層的內(nèi)坡地區(qū)和發(fā)育原生細(xì)粒型儲層的方巷地區(qū)為例，分析兩者的差異。

3.1 北斜坡內(nèi)坡地區(qū)（次生壓實(shí)型）

高郵凹陷內(nèi)坡帶E₁f₁現(xiàn)今的埋深相對較大（3 200～4 500 m），主要發(fā)育次生壓實(shí)型儲層（圖2e，f），其儲層經(jīng)歷過復(fù)雜的埋藏過程，致密化過程也較為復(fù)雜。在砂體沉積后，由于處于凹陷的中心部位，阜寧組沉積時期該地區(qū)沉降較快，至戴南組（E₂d）沉積時期，埋深超過2 000 m，溫度超過了80 ℃，此時的儲層由于受到壓實(shí)作用的影響，物性迅速下降，孔隙度減少了約20%。在隨后的戴南組至三垛組二段（E₂s₂）沉積時期，高郵凹陷進(jìn)入了斷陷階段，該地區(qū)的埋深繼續(xù)加大，埋深超過3 500 m，溫度超過了140 ℃，此時除了壓實(shí)作用外，碳酸鹽膠結(jié)作用增強(qiáng)，導(dǎo)致儲層的孔隙度急劇下降到10%以下，砂巖已經(jīng)進(jìn)入早期的致密階段。而在E2s2沉積末期整個蘇北盆地都遭受了一次大規(guī)模的抬升剝蝕，各地區(qū)的剝蝕程度有所不同，高郵凹陷內(nèi)斜坡地區(qū)剝蝕相對較輕，其剝蝕量為500～800 m[20?22]，而由于該地區(qū)處于生烴中心，在該時期（E₂s₂沉積末期）伴隨生烴而出的大量酸性流體對儲層的溶蝕作用十分強(qiáng)烈，孔隙度增加達(dá)到了10%以上，解除了早期致密化，使得E₁f₁砂巖又重新成為良好的儲集體（原來孔隙度約6%的儲層經(jīng)溶蝕作用孔隙度增至16%以上）。進(jìn)入鹽城組（Ny）沉積時期，盆地再次整體坳陷，該地區(qū)埋藏深度增加了1 200～1 400 m，導(dǎo)致現(xiàn)今埋深超過了E₂s₂沉積末期埋深，最高溫度甚至達(dá)到了160 ℃，E₁f₁儲層再次受到壓實(shí)作用與膠結(jié)作用的影響，尤其是壓實(shí)作用十分明顯，成巖減孔率超過11%[13]，導(dǎo)致砂巖再次致密化，例如FSX1井的一些儲層孔隙度僅僅只有2%～5%（圖3）。

3.2 南部斷階帶方巷地區(qū)（原生細(xì)粒型）

高郵凹陷南部斷階帶方巷地區(qū)E₁f₁現(xiàn)今的埋深相對較小（約2 000 m），主要發(fā)育原生細(xì)粒型儲層（圖2b），其儲層經(jīng)歷過的埋藏與致密化過程與內(nèi)坡帶截然不同。該地區(qū)由于處于凹陷的邊緣部位，阜寧組沉積時期沉降相對較慢，至E₂s 沉積早期，埋深僅超過2 000 m，但較細(xì)的粒度導(dǎo)致儲層易受早期壓實(shí)的影響，孔隙度減少了約21%[13]。在隨后至E₂s₂沉積時期，該地區(qū)的埋深超過了3 000 m，溫度超過了120 ℃，此時除了壓實(shí)作用外，碳酸鹽膠結(jié)作用增強(qiáng)，導(dǎo)致儲層的孔隙度急劇下降到10%以下，砂巖進(jìn)入致密階段。在E₂s₂沉積末期，該地區(qū)剝蝕相對較強(qiáng)，其剝蝕量為500～1 500 m[20?22]，但該地區(qū)因?yàn)樘幱跓N源灶邊緣，酸性流體帶來的溶蝕作用弱于內(nèi)坡帶地區(qū)，孔隙度增加量略小（增加5%～8%），部分的致密砂巖得到了一定的改造，物性有所轉(zhuǎn)好（但總體而言仍為致密）。進(jìn)入Ny沉積時期，該地區(qū)埋藏深度僅增加了500～1 000 m，導(dǎo)致現(xiàn)今埋深小于最大古埋深，現(xiàn)金溫度也小于古溫度，僅發(fā)生了一些晚期的膠結(jié)交代作用，儲層物性有一定幅度的降低，但變化不大，仍保持致密狀態(tài)，例如ZG1 井的砂體孔隙度約為9%（圖4）。

4 油氣成藏過程

高郵凹陷北斜坡內(nèi)坡帶與南部斷階帶的方巷地區(qū)所處構(gòu)造部位不同，源儲關(guān)系不同，其構(gòu)造演化過程也不同，導(dǎo)致其油氣成藏的過程也有所差異。

4.1 北斜坡內(nèi)坡地區(qū)

該地區(qū)由于位于高郵凹陷的中心地帶，處于成熟烴源灶范圍內(nèi)，并且早期埋深較大，進(jìn)入生烴門限較早。因此，在戴南組早期，E₁f₁上覆的烴源巖阜二段（E₁f₂）就已經(jīng)進(jìn)入淺熟階段，有一定量的烴類排出進(jìn)入E₁f₁儲層。在儲層包裹體檢查中發(fā)現(xiàn)該地區(qū)有烴類包裹體的均一溫度介于70 ℃～80 ℃，但是數(shù)量很少，表明雖有早期成藏，但量較小，該時期不是主要成藏期。烴類包裹體的主峰介于100 ℃～120 ℃，甚至在140 ℃也有數(shù)據(jù)（圖5a），表明該地區(qū)的主要成藏期在E2s 沉積時期，尤其是以E2s2沉積末期為主。此時也正是該地區(qū)的儲層初次致密化之后，隨著E₁f₁埋深超過3 000 m，其上覆烴源巖也進(jìn)入大規(guī)模生烴階段，而隨后的大型構(gòu)造抬升運(yùn)動也導(dǎo)致烴類及伴生的酸性不斷排出，對E₁f₁儲層進(jìn)行溶蝕改造，使得其孔隙度增大從而解除致密，油氣進(jìn)入其中聚集成藏。進(jìn)入鹽城組沉積時期后，該地區(qū)持續(xù)沉降，埋深與溫度最終均超過了E₂s₂末期，此時油藏中的烴類流體雖然對儲層有一定的保護(hù)[23]，但是后期的壓實(shí)與深部熱液影響所增強(qiáng)的膠結(jié)作用，卻使得油藏中的儲層再次發(fā)生致密，包裹體證據(jù)也表明這一特點(diǎn)，存在超過160 ℃的鹽水包裹體，指示晚期依然發(fā)生了強(qiáng)烈的成巖作用[24]。同時，還存在高溫致使局部地區(qū)的原油發(fā)生裂解僅剩瀝青殘留的現(xiàn)象。例如FSX1塊油藏中就存在占據(jù)了超過8%儲層體積的瀝青[13，19]，這一情況導(dǎo)致儲層物性更差，再次致密化。從而導(dǎo)致該地區(qū)具有典型的“先成藏后致密”特征（早期致密化被溶蝕作用解除），造成該地區(qū)油藏含油飽和度較高，部分儲層物性較好，但是孔隙的連通性卻較差，產(chǎn)能較低。然而，如果儲層位于成藏期時的酸性流體運(yùn)移至通道附近，喉道就能夠受到較強(qiáng)的酸性溶蝕作用，使初次致密化的儲層物性得到大幅改善。如果成藏，油氣對后期再次壓實(shí)與膠結(jié)的致密化過程具有較強(qiáng)的抵抗能力，從而能夠保有一定的孔喉連通性（例如HX33井的部分儲層存在較好的儲層物性，孔隙度可達(dá)16.5%，具有一定的孔喉連通性，地層壓力系數(shù)也較高，壓裂后達(dá)到工業(yè)產(chǎn)能）。

4.2 南部斷階帶方巷地區(qū)

該地區(qū)由于位于高郵凹陷的南部邊緣地帶，處于成熟烴源灶范圍之外，其油氣來自于北部的深凹，因此其主要接受的是在烴源巖進(jìn)入大規(guī)模排烴運(yùn)聚后的烴類。其烴類包裹體的均一溫度介于90 ℃～120 ℃（圖5b），這時已經(jīng)進(jìn)入E₂s₂末期，此時的儲層已經(jīng)遭受強(qiáng)烈的壓實(shí)與膠結(jié)作用而致密化（表明大規(guī)模方解石膠結(jié)的方解石脈鹽水包裹體均一溫度峰值介于80 ℃～100 ℃）。隨著來自深凹區(qū)烴源巖成熟時排出的酸性流體，對部分物性相對較好的儲層產(chǎn)生了一定的溶蝕作用，導(dǎo)致該地區(qū)的部分儲層發(fā)育少量的次生孔縫，能夠成為油氣儲集體（由于粒度較細(xì)，早期致密化嚴(yán)重，溶蝕改造后的儲層物性依然不高）。油氣聚集成藏后，該地區(qū)由于后期的埋藏深度較小，并未超過E₂s₂末期，僅發(fā)育少量的晚期膠結(jié)作用，儲層物性變化不大，尤其是孔喉連通性得以保存，基本保持了成藏期的特征。該地區(qū)具有典型的“先致密后成藏”特征，造成油藏的油氣飽和度偏低，且物性較差，但是有效孔隙的連通性較好，油藏通過普通壓裂就可以獲得較好的產(chǎn)能，例如F4塊多口開發(fā)井壓裂后產(chǎn)能一直很穩(wěn)定。

5 討論

根據(jù)形成的主要因素可以將致密砂巖儲層分為原生型與次生型兩大類，原生型受沉積物自身粒度、分選等因素影響較大，次生型受后期成巖作用改造較強(qiáng)。這并不是認(rèn)為原生型不受成巖作用的影響或次生型跟沉積物粒度等無關(guān)，而是指在致密化中何種因素占據(jù)相對主導(dǎo)地位。原生型致密砂巖儲層可再細(xì)分為細(xì)粒型與混雜型。其區(qū)別在于細(xì)粒型是由于沉積物粒度細(xì)（多為粉砂級）導(dǎo)致儲層致密，而混雜型則是由于分選差（砂、礫、泥混雜）導(dǎo)致儲層致密，這表明細(xì)粒型多發(fā)育在前緣席狀砂或?yàn)┥暗认鄮?，而混雜型則易在重力流沉積體中發(fā)育，當(dāng)然后期的成巖作用也會加速加強(qiáng)其致密化過程。值得討論的是，原生型致密砂巖實(shí)際上依然受到后期成巖作用的影響（筆者認(rèn)為幾乎所有的致密砂巖都是在成巖作用的影響之下形成的），正是由于其更多地受沉積作用的控制而造成早期物性較差，后期更易致密化的特點(diǎn)，從而與次生型有所區(qū)別。次生型致密砂巖儲層可再細(xì)分為壓實(shí)型與膠結(jié)型。這兩種成巖過程往往是相伴而生的，只是由于兩者的發(fā)育程度不同而分為兩類。就高郵凹陷E₁f₁致密砂巖儲層而言，壓實(shí)型主要是發(fā)育在埋深大于3 500 m的內(nèi)坡區(qū)，這里的溫度與壓力都很高，碳酸鹽膠結(jié)也較為強(qiáng)烈，但是壓實(shí)作用明顯超過了膠結(jié)作用對儲層的影響，粒間孔隙保留得更少。其他學(xué)者研究認(rèn)為，自生黏土礦物形成的包殼是儲層致密化的一個重要因素（或過程），而高郵凹陷E₁f₁儲層中自生黏土礦物相對較少，埋深較大的地區(qū)還有一定量的綠泥石，但基本沒有形成包殼。因此，本文沒有關(guān)于自生黏土礦物的分類，但其實(shí)自生黏土礦物也可以認(rèn)為是一種膠結(jié)，其他地區(qū)的這種致密砂巖儲層是可以劃分為次生膠結(jié)型。

內(nèi)坡帶的“先成藏后致密型”油藏儲層的滲透性較差，從主流喉道半徑的數(shù)據(jù)就可以明顯看出（表1），且其排驅(qū)壓力也普遍高于方巷—許莊地區(qū)的“先致密后成藏型”油藏儲層，甚至超過了一個數(shù)量級，毛管中值壓力也是如此；兩者的孔隙度相差不大（內(nèi)坡帶埋深較大的FSX1油藏孔隙度較?。紫栋霃骄祷鞠喈?dāng)，但是孔喉體積比卻遠(yuǎn)小于“先致密后成藏型”油藏，這表明“先成藏后致密型”油藏儲層中的喉道遭受了后期致密化過程的破壞，而且其破壞性超過了賦存烴類流體支撐性?！跋戎旅芎蟪刹匦汀庇筒貎悠淇缀硎窃谥旅芑笫艿桨殡S烴類的酸性流體溶蝕而來的，這些晚生的孔隙與喉道雖然數(shù)量不多，但基本未受到致密化破壞，因而具有較好的孔喉連通性能，這從平均配位數(shù)上也可以看出。從進(jìn)汞數(shù)據(jù)也可以看出，“先成藏后致密型”油藏儲層的孔隙進(jìn)汞較差，說明其有效的連通孔隙相對較少。

同時這兩種演化過程也導(dǎo)致了油藏含油性的差別，“先成藏后致密型”油藏由于成藏期在最終致密化之前，儲層物性較好，烴類充滿程度高，后期致密化后，烴類依然在孔隙中得到保存，因此其含油飽和度較高，但是由于孔喉的連通性較差，流體的可動性較低。例如HSX1井4 280.3 m處E₁f₁儲層物性雖然較好（Φ=15.28%，K=1.15×10^-3μm），但是可動流體僅有37.15%[7]，而且其排驅(qū)壓力也較高，產(chǎn)液能力相對較差；而南部斷階帶中的“先致密后成藏型”油藏，由于在成藏期前儲層物性就較差，且油氣充注能力弱于內(nèi)坡帶，其整體上的含油飽和度相對較低，但是由于受后期成巖作用影響相對較弱，孔喉的連通性較好，其中蘊(yùn)含的流體可動性也較好，例如方巷地區(qū)的F4井E₁f₁油藏其2 050 m儲層物性雖然較差，但是可動流體達(dá)63.74%，且其排驅(qū)壓力較低，表明其在經(jīng)過改造后具有較好的產(chǎn)液能力。

蘇北盆地高郵凹陷內(nèi)坡帶與南部斷階帶E₁f₁，由于埋藏演化史與所處構(gòu)造單元的不同而導(dǎo)致其儲層致密化與成藏過程存在差異性，其中內(nèi)坡帶為先成藏后致密型油藏，南部斷階帶為先致密后成藏型油藏。內(nèi)坡帶的先成藏后致密型油藏主要受到后期再次深埋的影響而導(dǎo)致成藏后再次致密化（其早期的致密化在受到強(qiáng)烈溶蝕后基本解除，這與鄂爾多斯南部延長組長8油層組的“先成藏后致密”過程有明顯區(qū)別[12，25]），從而造成油藏儲層雖然保有一定的孔隙，但是喉道較細(xì)且連通性較差，儲層的排替壓力較高，產(chǎn)液能力弱。不過由于其在成藏期時位于生烴中心，油氣的注入動力十足，形成的次生孔隙較多，油氣充注相對飽滿，雖然后期的致密化導(dǎo)致很多含油孔隙的連通性不佳，但是較高的含油飽和度與較多的非連通孔隙都表明這類油藏賦存著大量的原油。雖然可動性不佳，但是儲層改造工程技術(shù)有所提升后就能夠獲得較高的總產(chǎn)量。南部斷階帶的先致密后成藏型油藏要接受北部烴源灶的外來油氣，其在致密化后儲層受到的溶蝕作用相對較弱（其儲層本身由于粒度較細(xì)或泥質(zhì)含量較高而物性較差），形成的次生孔喉不如內(nèi)坡帶儲層（并未完全解除儲層的致密化特點(diǎn)），但是其后期由于再次埋藏較淺，成巖減孔作用相對較弱，并沒有對已經(jīng)成藏的儲層造成實(shí)質(zhì)性損傷，所以其基本保留了成藏期時的儲層物性，儲層的孔喉連通性較好，烴類流體的可動性較佳，壓裂后往往可以獲得穩(wěn)定的持續(xù)產(chǎn)能。兩種致密化與成藏過程類型的致密砂巖油藏表現(xiàn)出了截然相反的儲層物性與油藏屬性的差異，這是由于其埋藏過程與成藏條件而導(dǎo)致的，進(jìn)而影響到其產(chǎn)液能力與對儲層改造工藝要求上的差異，這在后期產(chǎn)能建設(shè)上是需要注意的。

6 結(jié)論

（1） 蘇北盆地高郵凹陷阜一段致密砂巖儲層從形成的主要因素上可分為原生型與次生型兩大類四小類，并存在先成藏后致密與先致密后成藏兩種致密化過程。

（2） 高郵凹陷北斜坡內(nèi)坡帶為先成藏后致密型油藏，在儲層類型上主要發(fā)育次生型，其喉道遭受了后期致密化過程的破壞，且破壞性超過了賦存烴類流體支撐性。然而其油氣充注相對飽滿，較高的含油飽和度與較多的非連通孔隙都表明這類油藏賦存著大量的原油，儲層改造工程技術(shù)有所提升后就能夠獲得較高的總產(chǎn)量。

（3） 高郵凹陷南部斷裂帶為先致密后成藏型油藏，主要發(fā)育原生型儲層，油藏的含油飽和度相對不高，但后期成巖減孔作用相對較弱，基本保留了成藏期時的儲層物性，烴類流體的可動性較佳，壓裂后往往可以獲得穩(wěn)定的持續(xù)產(chǎn)能。