王 鑫，曾濺輝，賈昆昆，王偉慶，李 博，安 叢，趙 文

［1. 中國石油大學（北京） 地球科學學院，北京 102249；2. 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3. 中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257029； 4. 中國石油 勘探開發(fā)研究院， 北京 100083］

作為一種非常規(guī)油氣資源，低滲透砂巖油氣已成為中國油氣勘探的重要領域，在許多含油氣盆地發(fā)現了大規(guī)模具工業(yè)價值的油田［1-4］。巨大的資源潛力推動學者們在低滲透砂巖儲層的沉積環(huán)境［5-6］、成巖作用［7-8］、孔隙結構［9-10］和儲層評價［11-12］等方面進行深入研究。然而，這些成果僅孤立地探討了低滲透砂巖儲層的儲集空間，忽略了巖石、地層水和原油之間的相互作用及其對低滲透砂巖成儲的重要意義。潤濕現象是指多相流體中固體表面被某一種流體相所覆蓋的優(yōu)先選擇性，普遍存在于低滲透砂巖油氣成藏和開發(fā)的過程中［13-16］。尤其在成巖演化過程中常常伴隨著地層流體性質、巖石礦物種類及含量的變化［17-21］，這些變化對潤濕性的演變具有重要的影響［22-24］，進一步決定了低滲透砂巖油氣微觀流動機理和宏觀運移規(guī)律［16］。此外，目前針對巖石潤濕性的表征手段主要停留在實驗室內常溫常壓條件下的宏觀接觸角測量［13，16］。然而，低滲透砂巖礦物成分、孔隙類型和孔隙流體性質復雜多樣［3，7，10-11，17-18］，孔隙界面與流體之間存在著復雜的潤濕現象［25］。常溫常壓條件下的實驗測試難以準確表征孔隙表面潤濕特性，從而制約了對巖石整體潤濕性的精細解釋［25-26］。本文針對成巖作用控制下低滲透砂巖儲層潤濕性演化機制，以渤海灣盆地東營凹陷古近系沙河街組四段上亞段灘壩砂巖為研究對象，基于大量的基礎地質資料分析和鑄體薄片觀察，明確灘壩砂巖成巖作用特征及演化序列，并對不同成巖階段的主要孔隙類型及成因進行詳細說明。同時，進一步開展高溫高壓固-油-水接觸角實驗和基于核磁共振技術的高溫高壓Amott 法潤濕性實驗，探討成巖作用控制下孔隙的潤濕性和砂巖整體潤濕性之間的內在聯系，最終建立成巖作用控制下儲層潤濕性演化模式，以期對低滲透砂巖油的勘探和開發(fā)提供有效的指導。

1 地質概況

東營凹陷位于渤海灣盆地東南部，是中國油氣資源豐度最大、勘探程度最高的地區(qū)之一［1，27-31］。斷層的活動對地勢形成有一定影響，形成具有“北斷南超、北陡南緩”特征的新生代箕狀斷陷-坳陷湖盆［6，29-32］。構造單元的多樣性和復雜性導致沙河街組四段上亞段發(fā)育多種類型的沉積體系（圖1a）［1，5，33］。凹陷邊緣的北部斷裂帶和南部構造帶緊鄰周緣古隆起或凸起，陸源碎屑供給充足，發(fā)育眾多的近岸水下扇砂礫巖體和三角洲砂體［1，5，12］。凹陷內部的地勢較為平緩，碎屑物質經長距離搬運，在利津洼陷、小營-純化構造帶、博興洼陷、陳官莊-王家崗斷裂帶及周緣卸載沉積，形成大面積的灘壩砂體［1，5］。沉積中心為中央背斜帶和牛莊洼陷，主要發(fā)育湖相沉積［1，32］?；趧倮吞锼占降馁Y料分析表明，利津洼陷、小營-純化構造帶和博興洼陷發(fā)育的灘壩砂體是研究區(qū)主要的低滲透砂巖儲層（圖1b）。儲層孔隙度為1.6 % ～ 33.7 %，平均值為14.1 %，其中孔隙度小于18.0 %的樣品占比76.6 %；滲透率主要分布在0.01×10-3～ 11.00×10-3μm2，樣品占比98.5 %。油藏類型主要為構造巖性和巖性油藏，預測儲量1 713.31×104t。其中，沙河街組四段上亞段灘壩砂體埋深由南向北不斷增加，利津洼陷中部地塹區(qū)和博興洼陷廣青-平南斷裂帶南部埋深大于3 500 m，是典型的深層低滲透油藏。

圖1 渤海灣盆地東營凹陷西段古近系沙河街組四段上亞段低滲透砂巖油藏地質背景（據勝利油田資料修改）Fig.1 Geological setting of low-permeability sandstone reservoirs in the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation， western Dongying Sag， Bohai Bay Basin （modified after data from the Shengli Oilfield）

2 樣品與方法

2.1 實驗樣品

基于收集到的薄片鑒定、粒度和分選性資料，選取成分和結構類似的砂巖樣品共32 塊進行X 射線衍射（XRD）實驗。隨后，根據伊/蒙（I/S）混層比和鏡下觀察到的成巖作用特征，結合中國石油天然氣行業(yè)標準《碎屑巖成巖階段劃分》（SY/T 5477—2003），挑選出不同成巖階段砂巖樣品共5塊（表1），并分別進行不同成巖階段整體潤濕性表征。同時，收集石英、長石、方解石和白云石4塊單礦物樣本進行表面潤濕性表征。

表1 東營凹陷古近系沙河街組四段上亞段5塊砂巖樣品巖石成分、巖石結構及其成巖階段劃分Table 1 Composition， structures， and diagenetic stages of the five sandstone samples from the upper submemer of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation， Dongying Sag

2.2 潤濕性測試方法

基于東營凹陷沙河街組四段上亞段溫壓演化史［8，17，34］，設定實驗測試中的溫壓條件（表1），以恢復不同成巖階段的砂巖潤濕性。砂巖樣品整體潤濕性采用基于核磁共振技術的高溫高壓Amott 法潤濕性實驗進行表征（圖2a），單礦物表面潤濕性采用高溫高壓固-油-水接觸角實驗進行表征（圖2b）。所有實驗在中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室完成。

圖2 巖石潤濕性測試方法示意圖Fig.2 Schematic diagrams of rock wettability tests

基于核磁共振技術的高溫高壓Amott 法潤濕性實驗所用設備和具體實驗步驟如圖2a 所示。首先，制備樣品并建立束縛水飽和度。根據實驗要求，在鉆井巖心中鉆取直徑為25 mm 的柱塞樣品，并用索氏提取法進行洗油處理［35-36］。洗油后柱塞樣品飽和MnCl2水溶液（礦化度為72 g/L），隨后用25號變壓器油驅替MnCl2水溶液以建立束縛水（圖2a步驟 ①），并測量束縛水狀態(tài)下巖樣中油的核磁共振T2譜曲線（圖2a步驟 ②）。

其次，測量砂巖樣品對水的潤濕指數。在高溫高壓釜中裝滿MnCl2水溶液，巖樣進行48h成巖溫壓環(huán)境下的自吸水排油實驗（圖2a步驟 ③），并測量自吸水排油后巖樣中油的T2譜曲線（圖2a 步驟 ④）。隨后砂巖樣品放入灌滿MnCl2水溶液的離心罐，在離心機中進行水驅替油實驗（時間為4 h，離心力為重力的1 800 倍，圖2a 步驟 ⑤），并測量水驅替油后巖樣中油的T2譜曲線（圖2a 步驟 ⑥）。由式（1）計算砂巖樣品的水潤濕指數［26］：

式中：Ww為水潤濕指數；ΔSo1為束縛水狀態(tài)下與自吸水排油結束后核磁共振T2譜之間的區(qū)域面積；ΔSo2為自吸水排油結束后與水驅替油結束后核磁共振T2譜之間的區(qū)域面積。

然后，測量砂巖樣品對油的潤濕指數。在高溫高壓釜中裝滿25 號變壓器油，巖樣進行48 h 成巖溫壓環(huán)境下的自吸油排水實驗（圖2a步驟 ⑦），并測量自吸油排水后巖樣中油的T2譜曲線（圖2a 步驟 ⑧）。隨后砂巖樣品放入灌滿25號變壓器油的離心罐，在離心機中進行油驅替水實驗（時間為4 h，離心力為重力的1 800倍，圖2a 步驟 ⑨），并測量油驅替水后巖樣中油的T2譜曲線（圖2a 步驟 ⑩）。由式（2）計算砂巖樣品的油潤濕指數［26］：

式中：Wo為油潤濕指數；ΔSo3為水驅替油結束后與自吸油排水結束后核磁共振T2譜之間的區(qū)域面積；ΔSo4為自吸油排水結束后與油驅替水結束后核磁共振T2譜之間的區(qū)域面積。

最后，計算砂巖樣品的綜合潤濕指數［26］：

式中：Iw-o為綜合潤濕指數。

高溫高壓固-油-水接觸角實驗所用樣品和設備如圖2b 所示。洗油處理后的樣品磨制成15 mm×15 mm×2 mm 的薄片，并用粒徑0.25 μm 的氧化鋁粉末進行拋光，以排除表面粗糙度對潤濕性測量結果的影響。拋光完成之后，用超聲波進行巖心清洗。隨后將樣品放置在100 ℃的溫度下烘干72 h 以上。將樣品取出放置在測量室內，調節(jié)測量的溫度和壓力，并在飽和鹽水的樣品下表面滴一滴直徑10 μL 的油滴，將其靜置3 h 后記錄潤濕角的大小，以表征單礦物樣品和砂巖樣品的表面潤濕性。

3 儲層成巖作用與孔隙發(fā)育特征

3.1 成巖作用特征

基于東營凹陷沙河街組四段上亞段灘壩砂的薄片觀察，儲層經歷的成巖作用主要包括壓實作用、膠結作用、溶蝕作用和交代作用（圖3）。東營凹陷沙河街組四段上亞段灘壩砂埋藏深度范圍跨度較大，為1 400～4 400 m（圖1b）。不同深度的顆粒重排關系、顆粒間接觸關系和塑性礦物的變形存在明顯差異。隨著埋深的增加，顆粒之間接觸關系表現為由點接觸（圖3a）到線接觸（圖3a，b），再到凹凸接觸（圖3b，c），最后出現縫合接觸（圖3c）的過程。同時，在深埋且雜基含量較高的條件下發(fā)育碎屑顆粒長軸近于平行定向排列，塑性礦物發(fā)生彎曲變形（圖3d）。膠結作用是灘壩砂巖儲層中最為重要的成巖作用類型，主要觀察到硅質膠結和碳酸鹽膠結。硅質膠結主要以石英加大的形式出現，加大邊較小，膠結強度較弱（圖3e—h）。碳酸鹽膠結在灘壩砂體中極為發(fā)育（圖3f—h），常呈嵌晶膠結和孔隙充填膠結發(fā)育，晶體直徑大小20 ～ 200 μm，主要包括方解石膠結、白云石膠結、鐵方解石膠結和鐵白云石膠結。方解石和白云石膠結物可作為含鐵碳酸鹽核心的形式存在，反映鐵、鎂離子的聚集結晶形成鐵方解石和鐵白云石的過程（圖3g，h）。此外，鐵方解石和鐵白云石常常沿邊緣對石英顆粒進行交代（圖3f—h），表明含鐵碳酸鹽礦物的生成晚于方解石膠結、白云石膠結和石英膠結。溶蝕作用主要包括碎屑顆粒的溶蝕和膠結物的溶蝕兩種類型（圖3i—l）。碎屑顆粒以長石沿解理溶蝕為主（圖3i），其次為石英沿顆粒邊緣溶蝕。膠結物主要以碳酸鹽溶蝕為主（圖3j），常形成港灣狀邊緣（圖3k），而石英加大邊的溶蝕作用較弱，常具有溶蝕后邊緣凹凸不同的特征（圖3k，l）。此外，酸性礦物溶蝕現象和堿性礦物溶蝕現象常常同時出現，表明成巖過程中存在多期不同性質的流體對砂巖儲層進行改造。

圖3 東營凹陷古近系沙河街組四段上亞段灘壩砂巖典型成巖作用及其鏡下特征Fig.3 Typical diagenesis and microscopic characteristics of beach bar sandstones in the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation， Dongying Sag

3.2 成巖演化序列

基于礦物之間的交代切割關系、自生礦物生長次序、黏土礦物組合和古溫度等標志，參照前人的研究成果［8，17-19，34］，對東營凹陷沙河街組四段上亞段灘壩砂成巖階段和演化序列進行了詳細的劃分（圖4）。

圖4 東營凹陷古近系沙河街組四段上亞段灘壩砂巖沉積埋藏史（據勝利油田資料修改）和成巖演化序列Fig.4 Sedimentary burial history （modified after data from the Shengli Oilfield） and diagenetic evolutionary sequence of beach bar sandstones in the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation， Dongying Sag

東營凹陷沙河街組四段上亞段灘壩砂體埋藏作用開始，壓實作用隨即發(fā)生。早期成巖階段壓實作用較為強烈，隨著埋深的不斷增加，巖-水相互作用逐漸主導了砂巖的成巖演化過程［8，34］。早成巖A 期主要發(fā)生早期堿性礦物的沉淀。該階段由于沉積時期為咸水沉積環(huán)境［37］，原始孔隙水堿性陽離子濃度較高，隨后孔隙水逐漸濃縮，發(fā)生較強的方解石和白云石膠結。早成巖B期主要發(fā)生早期堿性礦物的溶解和早期酸性礦物的沉淀。該階段隨著地層埋深的增加，地層溫度達到66.7 ℃［8，34］，處于有利于烴源巖生成有機酸的溫度范圍［38］。該階段有機酸注入砂巖儲層，地層流體pH值分布在5.37 ～ 5.88 范圍內，成巖環(huán)境為酸性環(huán)境［17］。主要發(fā)生早成巖A期膠結的方解石和白云石的溶蝕和長石顆粒溶解轉化為高嶺石和石英，并伴隨著酸性條件下蒙脫石的伊利石化。中成巖A1期主要發(fā)生早期酸性礦物的溶解和晚期堿性礦物的沉淀。該階段地層出現短期的抬升，地層溫度降低，烴源巖生烴作用停止，無法為砂巖儲層持續(xù)供應有機酸。同時，砂體本身與鄰近的泥巖發(fā)生離子交互作用［39］，泥巖中的Ca2+，Mg2+，Fe2+和H離子不斷地向砂巖中擴散，形成強堿性成巖環(huán)境。主要發(fā)生鐵白云石和鐵方解石的膠結、蒙脫石的綠泥石化，并伴隨方解石和白云石的膠結，以及石英的溶蝕。中成巖A2期主要發(fā)生晚期堿性礦物的溶解和晚期酸性礦物的沉淀。隨著地層的再次沉降，地層溫度達到112 ℃［8，34］。烴源巖再次生烴，為儲層帶來大量的有機酸。前期酸性環(huán)境由有機酸控制，地層流體pH 值分布在5.64 ～ 6.08范圍內［17］，主要發(fā)生長石的溶蝕生成石英和高嶺石，蒙脫石的伊利石化和碳酸鹽礦物的溶蝕。當地層溫度達到120 ℃，有機質脫羧分解［38］，酸性環(huán)境主要由碳酸控制。長石的溶蝕生成石英和高嶺石，蒙脫石的伊利石化和碳酸鹽礦物的溶蝕均減弱，同時高嶺石開始變得不穩(wěn)定，發(fā)生高嶺石的伊利石化［39］。中成巖B 期，砂體成巖環(huán)境變?yōu)閴A性封閉環(huán)境，水-巖相互作用極弱，主要發(fā)生鐵質膠結，形成黃鐵礦。

3.3 不同成巖階段孔隙類型及發(fā)育特征

東營凹陷沙四上純下灘壩砂巖孔隙類型主要為原生孔隙、次生孔隙和裂縫（圖5）。原生孔隙指的是巖石礦物顆粒與顆粒之間，經過壓實作用后，顆粒之間殘留的儲集空間［18］，主要為壓實殘余孔。壓實殘余孔形態(tài)多為三角形或多邊形，也存在如長條形等其他不規(guī)則形態(tài)，孔隙分布非均質性較強，且連通性較差，主要發(fā)育在早成巖A期。次生孔隙主要是由于酸性或堿性流體溶蝕礦物而形成的儲集空間［18］。次生孔隙進一步又可以分為長石溶蝕粒內孔、碳酸鹽溶蝕粒間孔和石英邊緣溶蝕孔。烴源巖在生烴過程中產生大量的有機酸為長石和碳酸鹽礦物的溶蝕作用提供了物質條件［38］，形成長石溶蝕粒內孔和碳酸鹽溶蝕粒間孔。碳酸鹽溶蝕粒間孔形態(tài)多樣，受限于顆粒間的空間幾何形態(tài)，孔徑范圍為5 ～ 95 μm，孔隙較大，連通性較好；而長石溶蝕粒內孔常常沿節(jié)理發(fā)育，形態(tài)多為長條狀或蜂窩狀，孔徑范圍為1 ～ 10 μm，孔隙相對較小，連通性較差。長石溶蝕粒內孔和碳酸鹽溶蝕粒間孔主要發(fā)育在早成巖B期和中成巖A2期的酸性環(huán)境中。石英顆粒的溶蝕常常發(fā)生在堿性成巖環(huán)境中，其主要機理是地層流體對石英的水解作用［40］，導致石英邊緣溶蝕孔的形成。石英邊緣溶蝕孔的形態(tài)較為復雜，孔隙表面凹凸不平，且孔徑極小，連通性較差，主要發(fā)育在中成巖A1期的堿性環(huán)境中。中成巖B 期灘壩砂埋藏較深，成巖環(huán)境為堿性封閉環(huán)境，成巖作用緩慢，儲集空間以裂縫為主。

圖5 東營凹陷古近系沙河街組四段上亞段灘壩砂巖不同成巖階段孔隙類型及鏡下特征Fig. 5 Pore types and microscopic characteristics of beach bar sandstones in the upper submember of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation in the Dongying Sag in different diagenetic stages

4 儲層潤濕性發(fā)育特征及演化

4.1 成巖作用控制下不同類型孔隙潤濕性

從界面化學的角度分析，礦物的晶體結構與流體之間的微觀力學性質對其表面的潤濕性起到了關鍵的作用［41-42］。石英是由4 個Si—O 鍵組成的四面體共價化合物［43-44］，表面Si 原子具有正電性，常結合水中的OH-離子生成Si—O—H 結構，而表面氧原子具有負電性，能夠結合水中的H+生成Si—O—H 結構。因此，石英表面常與地層水結合形成親水的羥基基團，導致石英呈現出親水的潤濕屬性［43，45］。此外，長石的基本結構單元為Si—O 或Al—O 四面體，同樣具有與水結合形成親水基團的特性，屬于親水礦物［45-47］。隨著成巖作用的演化，地層溫度不斷升高，水能夠電離出更多的H+和OH-離子。由于成巖體系中H+和OH-離子的物質的量濃度增加，礦物表面能夠形成更多親水的羥基基團，表現出越來越強的親水性（圖6a，b）。方解石和白云石為離子化合物，其晶體表面半徑較小的陽離子水化作用較強。陰離子在晶體表面大量富集，顯示負電性［48-49］。原油分子的極性受含氮、氧等極性官能團所控制［50］。極性官能團中氮原子和氧原子作為電子受體與晶體表面能夠提供孤電子對的陰離子結合［49，51］，導致方解石和白云石呈現出親油的潤濕屬性。在成巖演化的過程中，水化作用隨著地層溫度的升高不斷增強，晶體表面陰離子更加富集，最終導致晶體表面與原油中極性物質之間形成較強的相互作用力，表現出越來越強的親油性（圖6c，d）?？紫侗砻娴臐櫇裉匦猿３Ｓ蓸嫵煽紫兜牡V物組分表面性質所決定［25］。因此，隨著成巖演化的進行，壓實殘余孔、石英邊緣溶蝕孔和長石溶蝕粒內孔的親水性不斷增強，而碳酸鹽溶蝕粒間孔的表面與原油接觸后整體表現為趨向親油的潤濕特性，方解石溶蝕粒間孔由中性變?yōu)橛H油性，白云石溶蝕粒間孔由親水性變?yōu)橹行浴?/p>

圖6 不同成巖階段單礦物在油-水系統中的接觸角Fig. 6 Contact angles of individual minerals in the oil-water system at different diagenetic stages

4.2 不同成巖階段砂巖潤濕性

Amott 法是基于自發(fā)滲吸油或水的能力來描述巖石整體潤濕性的表征方法［26］。實驗過程中使用MnCl2水溶液屏蔽水的核磁共振信號。因此獲取的T2譜曲線僅代表油相信號。早成巖A期的砂巖樣品主要發(fā)育以石英和長石礦物為表面的壓實殘余孔，面孔率為3.6 %。該階段地層溫壓條件下，石英和長石礦物表現為親水的潤濕特性（圖6a， b）。因此，砂巖樣品自吸水排油能力極強，表現為強親水性（圖7a）。早成巖B期的砂巖樣品主要發(fā)育以方解石和長石礦物為表面的溶蝕孔隙，其中方解石溶蝕粒間孔面孔率為2.1 %，長石溶蝕粒內孔面孔率為0.9 %。該階段地層溫壓條件下，方解石礦物表現為油濕的潤濕特性（圖6c）。因此，砂巖樣品自吸水排油能力減弱，自吸油排水能力增強，表現為弱親水性（圖7b）。中成巖A1期的砂巖樣品主要發(fā)育以石英礦物為表面的溶蝕孔隙，面孔率為0.6 %。該階段地層溫壓條件下，石英礦物親水性增強（圖6a），導致砂巖樣品自吸水排油能力增強，自吸油排水能力減弱，表現為親水性（圖7c）。中成巖A2期的砂巖樣品主要發(fā)育以含鐵碳酸鹽和長石礦物為表面的溶蝕孔隙，其中碳酸鹽溶蝕粒間孔面孔率為1.5 %，長石溶蝕粒內孔面孔率為0.7 %。該階段地層溫壓條件下，碳酸鹽礦物親油性增強（圖6c，d），導致砂巖樣品自吸油排水能力增強，自吸水排油能力減弱，表現為中性（圖7d）。中成巖B期的砂巖樣品主要發(fā)育以石英和長石礦物為表面的裂縫。該階段地層溫壓條件下，石英和長石礦物表現為極強的親水性（圖6a，b），且裂縫連通性較好，導致砂巖樣品自吸水排油能力增強，自吸油排水能力減弱，表現為親水性（圖7e）。

圖7 東營凹陷古近系沙河街組四段上亞段基于核磁共振技術的高溫高壓Amott法潤濕性實驗中的T2譜Fig. 7 T2 spectra derived from high-temperature and high-pressure Amott wettability tests using NMR equipment for samples from the upper submemer of the 4th member of the Paleogene Shahejie Formation， Dongying Sag

4.3 成巖作用控制下儲層潤濕性演化模式

基于東營凹陷沙河街組四段上亞段灘壩砂不同成巖階段主要孔隙演化次序，結合不同類型孔隙在不同成巖階段的潤濕特性，總結出成巖作用控制下低滲透砂巖儲層的潤濕性演化模式（圖8）。早成巖A 期成巖作用以壓實作用為主，主要發(fā)育壓實殘余孔。孔隙表面主要由石英和長石顆粒構成。該成巖環(huán)境下，石英和長石顆粒表面為親水的潤濕特性，導致砂巖儲層整體也表現出強親水性。早成巖B 期儲層內部注入大量外來酸性流體，長石、方解石和白云石發(fā)生強烈的溶蝕作用，發(fā)育大量碳酸鹽溶蝕粒間孔和長石溶蝕粒內孔。該階段石英和長石的潤濕性與早期成巖A階段相似，而碳酸鹽礦物的潤濕角大幅度增加，方解石由中性潤濕變?yōu)橛蜐櫇?。砂巖儲層水潤濕指數略有減小，而油潤濕指數大幅度增加，整體表現為弱親水性。中成巖A1期地層抬升，烴源巖的供酸停止，且粘土礦物轉化導致砂巖中成巖流體由酸性變?yōu)閴A性。石英在堿性環(huán)境下發(fā)生溶蝕，發(fā)育石英邊緣溶蝕孔，而早成巖B 期發(fā)育的碳酸鹽溶蝕粒間孔被晚期碳酸鹽膠結。因此，盡管該階段碳酸鹽礦物表面潤濕角依然大幅度增加，但碳酸鹽溶蝕粒間孔的損失導致砂巖儲層潤濕性主要由石英顆粒表面潤濕性所控制。水濕指數略有增加，油濕指數大幅度降低，整體表現為親水性。中成巖A2期地層再次埋深，溫度增加，有機酸大量充注進入砂巖儲層中。成巖環(huán)境由堿性環(huán)境變?yōu)樗嵝原h(huán)境，長石和含鐵碳酸鹽溶蝕作用強烈，發(fā)育大量碳酸鹽溶蝕粒間孔和長石溶蝕粒內孔。砂巖儲層潤濕性再次由碳酸鹽礦物表面潤濕性所控制，水濕指數大幅度減小，油濕指數增大，整體表現為中性潤濕。中成巖B 期砂巖儲層演變?yōu)榉忾]的堿性環(huán)境，成巖作用較弱。儲層的儲集空間以內部的微裂縫為主，其邊緣主要由石英和長石等剛性顆粒構成。該階段石英和長石顆粒表面潤濕角減小，導致砂巖儲層整體表現為親水性。

因此，不同成巖階段孔隙類型、發(fā)育程度和表面潤濕特性共同決定了原油在砂巖儲層中的自發(fā)滲吸行為，從而導致成巖作用對低滲透砂巖儲層整體潤濕性具有明顯的控制作用。然而，在沒有原油注入的情況下，砂巖潤濕性主要表現為水潤濕的特性。成巖作用并不能夠對砂巖進行改性，即由親水性變?yōu)橛H油性。

5 結論

1） 東營凹陷沙河街組四段上亞段低滲透砂巖儲層成巖現象復雜多樣，主要包括壓實作用、石英次生加大、碳酸鹽礦物膠結、長石顆粒內溶蝕、石英顆粒邊緣溶蝕和碳酸鹽礦物溶蝕。

2） 不同成巖階段低滲透砂巖儲層主要發(fā)育的孔隙類型存在差異。由早成巖A 期至中成巖B 期，低滲透砂巖儲層發(fā)育的主要孔隙類型依次為壓實殘余孔、長石溶蝕粒內孔和碳酸鹽溶蝕粒間孔、石英邊緣溶蝕孔、長石溶蝕粒內孔和碳酸鹽溶蝕粒間孔、裂縫。

3） 不同類型孔隙表面的潤濕特性由構成孔隙的礦物表面性質所決定。低滲透砂巖儲層成巖演化的過程中，壓實殘余孔、石英邊緣溶蝕孔和長石溶蝕粒內孔的親水性不斷增強，而碳酸鹽粒間溶蝕孔趨向親油的潤濕特性，方解石溶蝕粒間孔由中性變?yōu)橛H油性，白云石溶蝕粒間孔由親水性變?yōu)橹行浴?/p>

4） 成巖作用對低滲透砂巖儲層整體潤濕性具有明顯的控制作用。在成巖過程中低滲透砂巖潤濕性主要表現為水潤濕的特性，由早成巖A 期至中成巖B 期，依次為強親水性、弱親水性、親水性、中性、親水性。