渤海灣渤中25油田沙二段低滲儲(chǔ)層特征

摘 要：渤海是海上異常高溫高壓低滲油藏高效開(kāi)發(fā)的試驗(yàn)區(qū)，沙二段為其主力儲(chǔ)集層，查明該區(qū)的低滲儲(chǔ)層特征及成因?qū)τ吞锔咝ч_(kāi)發(fā)具有重要意義。綜合利用溫壓測(cè)試、巖礦分析、物性分析等資料，對(duì)低滲儲(chǔ)層特征及成因機(jī)制進(jìn)行系統(tǒng)分析。結(jié)果表明：渤海海域X油田沙二段儲(chǔ)層屬中孔低滲儲(chǔ)層，不同沉積作用形成的儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)組分特征各異，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層原始物性存在差異；成巖作用是形成低滲儲(chǔ)層的關(guān)鍵因素，成巖早期壓實(shí)作用、膠結(jié)作用強(qiáng)烈，成巖后期溶蝕增孔作用有限，成巖晚期膠結(jié)作用持續(xù)加劇儲(chǔ)層低滲進(jìn)程，同時(shí)高溫高壓條件下對(duì)壓實(shí)作用抑制較弱，對(duì)溶蝕作用影響有限，膠結(jié)作用增強(qiáng)，以上因素綜合導(dǎo)致沙二段儲(chǔ)層低滲；該成果深化了該區(qū)低滲儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)，為后期勘探開(kāi)發(fā)中有利儲(chǔ)層的優(yōu)選提供了依據(jù)。

關(guān)鍵詞：低滲儲(chǔ)層；異常溫壓；成巖特征；沙河街組；渤中凹陷；渤海海域

中圖分類(lèi)號(hào)：TE 122.2 文獻(xiàn)標(biāo)志碼： A

Characteristics of low permeability reservoir of Sha2

member in Bohai Bozhong 25 Oilfield

XU Pin，HU Yong，ZHOU Jun-liang，ZHAO Jun-shou，GENG Hong-liu

（Bohai Oilfield Research Institute，CNOOC China Limited，Tianjin Branch，Tianjin 300452，China）Abstract：Bohai X oil field is a pilot area of high efficiency development of offshore abnormally high temperature and high pressure low permeability reservoirs.The Sha 2 member is the main reservoir.It is important to find out the characteristics and causes of the low permeability reservoirs in the area.The data of temperature and pressure test，rock-mineral analysis，reservoir physical property analysis were used to analyze the characteristics of temperature and pressure，the feature of low permeability reservoir characteristics of the Sha 2 member in Bohai X oilfield.The results show that the Sha 2 member mainly developed mesopore and low permeability reservoirs，the sedimentary difference，which leads to different primary geophysical properties because of different material composition，grain size and sort，is the primary cause of low permeability.The diagenesis is the vital cause of low permeability.The compaction and cementation in early diagenetic stage，the dissolution in later diagenetic stage and continuous cementation in late diagenesis.Meanwhile，The abnormally high temperature and pressure environment has a lesser effect on compaction and dissolution，but cementation show a better reinforcement effect.The above factors have combined to form the low-permeability reservoirs finally.The results deepen the understanding of the low permeability reservoir，and provide the basis for the selection of favorable reservoirs in the late exploration and development satge.Key words：low permeability reservoir；abnormal temperature and pressure；diagenesis；Shahejie formation；Bozhong depression；Bohai Bay

0 引 言

隨著油氣勘探開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)由常規(guī)油氣轉(zhuǎn)向非常規(guī)油氣，低滲透油氣日漸成為油氣勘探開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)研究對(duì)象[1-2]。渤中25油田沙河街組沙二段發(fā)育低滲透儲(chǔ)層，地層具有異常高溫高壓特征，是海上異常高溫高壓低滲油藏高效開(kāi)發(fā)的試驗(yàn)區(qū)，前人結(jié)合巖心、地震及鉆井資料認(rèn)為沙二段發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積[3-4]，根據(jù)儲(chǔ)層試油結(jié)果、微觀孔隙結(jié)構(gòu)等將低滲儲(chǔ)層分為好、中、差3類(lèi)[5]，然而對(duì)儲(chǔ)層特征及其低滲影響因素未作深入探討。近年來(lái)試產(chǎn)井進(jìn)一步揭示沙二段儲(chǔ)層物性在平面及縱向上的差異，也影響了油田開(kāi)發(fā)的效果，因此迫切需要弄清儲(chǔ)層低滲的影響因素并指出相對(duì)有利儲(chǔ)層的發(fā)育位置。普遍認(rèn)為低滲儲(chǔ)層特征由原始沉積條件、后期的成巖改造以及構(gòu)造活動(dòng)共同決定，其中成巖改造往往對(duì)儲(chǔ)層的好壞往往起著決定性作用[6-8]，而成巖環(huán)境則決定了成巖改造的類(lèi)型、程度。就異常高溫高壓成巖環(huán)境下的成巖作用，有學(xué)者認(rèn)為異常高壓有助于減緩壓實(shí)作用[9-10]，高溫有利于有機(jī)酸形成并對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行溶蝕改造[11-12]，而高溫高壓環(huán)境不利于碳酸鹽膠結(jié)物的溶解[12-13]。渤中25油田沙二段地層異常高溫高壓環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層成巖作用的影響前人未作系統(tǒng)研究，而這是決定儲(chǔ)層物性的重要因素。因此，弄清異常溫壓環(huán)境下儲(chǔ)層的成巖特征是認(rèn)清低滲儲(chǔ)層特征及成因的關(guān)鍵，有助于指導(dǎo)有利儲(chǔ)層的優(yōu)選。筆者依據(jù)渤中25油田溫度及壓力測(cè)試、巖心普通及鑄體薄片、常規(guī)物性分析、掃描電鏡等資料，以統(tǒng)計(jì)學(xué)分析為手段，在闡明沙二段地層異常高溫高壓特征及低滲儲(chǔ)層特征的基礎(chǔ)上，深入分析了異常高溫高壓環(huán)境下儲(chǔ)層的成巖特征，探究異常高溫高壓環(huán)境對(duì)沙二段低滲儲(chǔ)層特征的影響，以期在深化該區(qū)低滲儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)的同時(shí)，為后期勘探開(kāi)發(fā)中有利儲(chǔ)層的選取提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況渤中25油田其地理上位于渤海南部海域，構(gòu)造上位于渤海灣盆地渤南低凸起的西端、渤中凹陷與黃河口凹陷的分界處，西鄰埕北凸起（圖1）。整體上為被2條邊界斷層所夾持的背斜構(gòu)造。鉆井揭示，自下而上發(fā)育古近系沙河街組（三段、二段、一段）、東營(yíng)組，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組地層，其中沙河街組三段與二段、東營(yíng)組與館陶組為不整合接觸。沙河街組儲(chǔ)層整體具有低孔低滲的特征，含油層位為沙二段和沙三段，其中沙二段為油田的主力低滲開(kāi)發(fā)層系，埋深在3 200～3 400 m之間，油藏類(lèi)型為構(gòu)造、巖性-構(gòu)造油藏（圖1）。沙二段為喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)-東營(yíng)幕構(gòu)造演化階段、渤海灣盆地進(jìn)入裂后熱沉降階段、沉積的辮狀河三角洲前緣砂泥巖地層[14-15]。沙二段上覆東營(yíng)組底部及下伏沙河街組三段泥巖是該區(qū)的主要烴源巖，在為其提供良好成藏條件的同時(shí)，作為封堵層，油氣的不斷充注使得沙二段油藏壓力較高。測(cè)試資料表明，沙二段地層溫度為120～130 ℃，油藏壓力系數(shù)為1.40～1.57，地層壓力為42.0～45.8 MPa，具有異常高溫高壓的特征。沙二段埋藏深、異常高溫高壓地層環(huán)境等使得其儲(chǔ)層在成巖改造中有著復(fù)雜的物理、化學(xué)成巖反應(yīng)。近年來(lái)沙二段各斷塊內(nèi)開(kāi)發(fā)井揭示了不同斷塊儲(chǔ)層物性及產(chǎn)能方面存在差異，為了更好預(yù)測(cè)有利儲(chǔ)層發(fā)育位置，有必要對(duì)異常高溫高壓環(huán)境下的儲(chǔ)層特征進(jìn)行詳細(xì)研究。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 沉積巖石學(xué)特征

2.2 儲(chǔ)集物性特征儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間包括殘余的原生粒間孔隙（圖2（a））、次生溶蝕孔隙以及混合孔隙（圖2（e）～2（f）），原生粒間孔隙平均占總孔隙體積的2.0%，次生溶蝕孔隙主要為長(zhǎng)石及巖屑顆粒溶蝕形成，平均占總孔隙體積的27.2%，混合孔主要由殘余原生孔隙及溶蝕孔隙混合組成，平均占總孔隙體積的70.8%.這3種孔隙類(lèi)型的發(fā)育特征反映出渤中25油田沙二段儲(chǔ)層物性受后期成巖作用的影響較大。4口取心井547塊樣品的常規(guī)物性分析數(shù)據(jù)表明，渤中25油田沙二段儲(chǔ)層的孔隙度平均值為14.8%，各井之間孔隙度值差異相對(duì)較小，滲透率平均值為19.6×10-3 μm2，各井之間滲透率分布在3.7～42.8×10-3 μm2（表1），孔隙度值相差不大的情況下，滲透率差別較大，表明成巖過(guò)程中易溶礦物溶蝕增加的孔隙空間對(duì)滲透率的改善效果不明顯，膠結(jié)作用在很大程度上影響了儲(chǔ)層的滲透率。整體而言，沙二段儲(chǔ)層表現(xiàn)為強(qiáng)非均性、中孔、低滲的特征。

3 低滲儲(chǔ)層的成因機(jī)制

3.1 沉積作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響沉積作用作為影響碎屑巖儲(chǔ)層物性的先天因素，通過(guò)控制碎屑顆粒類(lèi)型、粒度大小、填隙物成分等結(jié)構(gòu)組分特征，從而導(dǎo)致不同沉積環(huán)境下儲(chǔ)層原始物性有所差異。一般表現(xiàn)為穩(wěn)定水動(dòng)力下，碎屑顆粒經(jīng)過(guò)充分搬運(yùn)和簸選后，沉積物粒度粗、分選、磨圓好，雜基含量少，孔喉半徑大、孔隙連通性好，儲(chǔ)層原始物性好，有利于成巖流體的流動(dòng)；反之，不利于后期成巖流體對(duì)儲(chǔ)層物性的改造[16]。研究區(qū)沙二段為辮狀河三角洲前緣沉積，碎屑顆粒在持續(xù)穩(wěn)定的水動(dòng)力條件下反復(fù)淘洗、分選，儲(chǔ)層物性隨著碎屑顆粒粒度增大、分選變好（圖3）、抗壓實(shí)能力增強(qiáng)、泥質(zhì)含量降低、孔吼連通性增強(qiáng)而有逐漸變好趨勢(shì)[17]。

3.2 成巖相對(duì)儲(chǔ)層物性的影響成巖階段的劃分一般采用有機(jī)質(zhì)熱成熟度分析方法，通常包括3個(gè)定量指標(biāo)：鏡質(zhì)體反射率（Ro）、孢粉顏色及熱變指數(shù)（TAI）、熱解烴峰溫（Tmax）。本次研究主要采用粘土礦物資料以及成巖作用特征來(lái)推斷儲(chǔ)層經(jīng)歷的成巖階段。沙二段埋深3 300～3 400 m，巖性以巖屑長(zhǎng)石和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主。見(jiàn)Ⅲ級(jí)石英次生加大，偶見(jiàn)長(zhǎng)石次生加大。膠結(jié)物以碳酸鹽為主，多為方解石，偶見(jiàn)鐵方解石、鐵白云石，粘土礦物以伊利石為主，伊/蒙混層礦物中蒙皂石的含量20.00%.處于中成巖A2亞期。沙二段儲(chǔ)層早期處于堿性成巖環(huán)境，經(jīng)歷壓實(shí)作用和極強(qiáng)的泥晶、亮晶方解石膠結(jié)作用，大量減孔，后期酸性環(huán)境下經(jīng)歷較弱的長(zhǎng)石及巖屑溶蝕和較強(qiáng)的碳酸鹽溶蝕，孔隙度略微增加，晚期經(jīng)歷鐵白云石膠結(jié)再次減孔，形成低滲儲(chǔ)層。依據(jù)成巖階段、成巖作用類(lèi)型及鏡下成巖礦物的類(lèi)型、形成順序、溶蝕作用的強(qiáng)弱、粘土雜基的類(lèi)型和含量等特征，劃分為4類(lèi)成巖相帶

1）黑云母機(jī)械壓實(shí)相：鏡下觀察，機(jī)械壓實(shí)作用導(dǎo)致此成巖相內(nèi)砂巖致密，碎屑顆粒呈線狀-凸凹狀接觸，原生孔隙基本消失殆盡。同時(shí)塑性顆粒如黑云母等經(jīng)強(qiáng)烈壓實(shí)變形呈假雜基化充填到孔隙內(nèi)，致使儲(chǔ)層孔隙度變小，物性變差。黑云母機(jī)械壓實(shí)成巖相多發(fā)育于中成巖期，埋深大、分布廣泛；

2）硅質(zhì)加大與充填相：研究區(qū)各井各層段掃描電鏡、鑄體薄片下均有不同程度的石英次生加大現(xiàn)象，石英呈次生加大充填喉道，在一定程度上致使儲(chǔ)層物性較差；3）不穩(wěn)定組分溶蝕相：在偏光顯微鏡和掃描電鏡下，可見(jiàn)大量長(zhǎng)石等碎屑礦物被溶解成蜂窩狀、殘骸狀，形成粒內(nèi)溶孔、超大粒間孔及鑄模孔等。該相帶物性較好；4）碳酸鹽膠結(jié)相：研究區(qū)砂巖儲(chǔ)層在局部區(qū)域發(fā)育有鑲嵌式碳酸鹽致密膠結(jié)物。碳酸鹽膠結(jié)物包括方解石、鐵方解石和鐵白云石3種。在（含鐵）碳酸鹽膠結(jié)成巖相分布范圍內(nèi)，儲(chǔ)層物性較差。上述各成巖相類(lèi)型特征研究表明：不穩(wěn)定組分溶蝕相物性最好，為有利成巖相，溶蝕作用形成的各類(lèi)次生孔隙為低滲儲(chǔ)層主要儲(chǔ)集空間；其余3類(lèi)成巖相，為非有利成巖相，在不同成巖階段不同程度的破壞原生孔隙保存、充填堵塞孔隙吼道，導(dǎo)致儲(chǔ)層致密，物性較差。

3.3 高溫高壓對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

3.3.1 對(duì)儲(chǔ)層壓實(shí)的抑制作用較弱隨著儲(chǔ)層埋深的增加，儲(chǔ)層的壓實(shí)作用往往表現(xiàn)出增強(qiáng)的趨勢(shì)，而發(fā)育異常高壓能降低儲(chǔ)層的壓實(shí)強(qiáng)度[18-19]。渤中25油田沙二段儲(chǔ)層埋深在3 200～3 400 m之間，鏡下可見(jiàn)塑性碎屑顆粒變形和扭曲，碎屑顆粒整體以點(diǎn)-線接觸關(guān)系為主（圖2（a），2（e）～2（f）），原生粒間孔隙僅占總孔隙的2.0%，根據(jù)巖礦分析及物性分析資料得出該區(qū)沙二段由于壓實(shí)作用造成的孔隙度損失平均為17.4%，減孔率達(dá)到了50.0%，整體看壓實(shí)作用相對(duì)較強(qiáng)。渤中25油田沙二段在接受沉積之后發(fā)生了持續(xù)性的埋深，后期構(gòu)造活動(dòng)抬升不利于沙二段欠壓實(shí)成因的異常高壓發(fā)生，而由于有機(jī)質(zhì)成熟生烴導(dǎo)致的異常高壓發(fā)生在漸新世東營(yíng)組沉積末期，該時(shí)期沙二段已埋深至1 300 m左右，已處于穩(wěn)定壓實(shí)階段[20]。因此，沙二段受持續(xù)埋深的影響，晚期形成的異常高壓環(huán)境對(duì)沙二段儲(chǔ)層壓實(shí)的抑制作用較弱。

3.3.2 對(duì)儲(chǔ)層溶蝕改造的促進(jìn)程度有限溶蝕作用往往導(dǎo)致儲(chǔ)層發(fā)育次生孔隙，對(duì)儲(chǔ)層物性改善起到較大作用。渤中25油田沙二段儲(chǔ)層中的溶蝕現(xiàn)象主要為長(zhǎng)石及巖屑的溶蝕，發(fā)育粒間溶孔及粒內(nèi)溶孔、鑄膜孔（圖2（e）～2（f）），但統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，由于溶蝕引起的孔隙度增加平均僅為5.0%，且以長(zhǎng)石顆粒的溶蝕為主。一方面較高的溫度條件下，有助于沙二段上下烴源巖快速生烴，釋放大量有機(jī)酸對(duì)儲(chǔ)層發(fā)生溶蝕改造，并且較高的溫度和壓力條件下，有機(jī)酸更易溶解長(zhǎng)石，而碳酸鹽的溶解度則較低[21-22]，因此隨著深度增加，沙二段地層溫度和壓力增加導(dǎo)致碳酸鹽膠結(jié)物含量有升高的趨勢(shì)（圖2，圖4）；另一方面異常高壓環(huán)境往往為較為封閉的系統(tǒng)環(huán)境，不利于系統(tǒng)內(nèi)流體及物質(zhì)的交換，導(dǎo)致有機(jī)酸溶蝕改造的規(guī)模有限。因此，在異常高溫高壓環(huán)境下，沙二段儲(chǔ)層雖發(fā)生溶蝕改造，但整體的溶蝕改造程度有限。

3.3.3 增強(qiáng)了膠結(jié)作用的強(qiáng)度膠結(jié)作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差的重要成巖作用。研究區(qū)沙二段儲(chǔ)層中膠結(jié)物主要為碳酸鹽，其次為粘土礦物，硅質(zhì)較少。根據(jù)巖礦分析及物性分析資料得出該區(qū)沙二段由于膠結(jié)作用造成的孔隙度損失平均為5.9%，減孔率達(dá)到了16.8%，說(shuō)明膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響僅次于壓實(shí)作用。從埋深上看，隨著埋深的增加，沙二段儲(chǔ)層碳酸鹽膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)呈增高的趨勢(shì)（圖4（a））；

粘土礦物中蒙脫石、高嶺石及綠泥石均隨著深度增加含量降低，沙二段儲(chǔ)層中蒙脫石已基本不發(fā)育，高嶺石平均含量為11.3%，綠泥石平均含量為5.2%，伊利石含量則表現(xiàn)為增加的趨勢(shì)，平均含量為54.0%，最高可達(dá)64.5%（圖5）。這主要是因?yàn)椋惓８邷馗邏簵l件下，隨著埋深的增加，溫度及壓力增加，一方面在促使粘土礦物中蒙脫石完全向伊利石轉(zhuǎn)化的同時(shí)，高嶺石、綠泥石轉(zhuǎn)化使得伊利石含量增加；另一方面，粘土礦物轉(zhuǎn)化以及長(zhǎng)石等鋁硅酸鹽礦物溶解為碳酸鹽膠結(jié)物的形成提供了大量的Ca2+，Mg2+，F(xiàn)e2+，CO2-3等離子[25]，溫度和壓力超過(guò)某一臨界值時(shí)，碳酸鹽礦物溶解反應(yīng)停止，并向生成方向轉(zhuǎn)變，不僅促進(jìn)了晚期碳酸鹽膠結(jié)物的形成，也使得有機(jī)酸對(duì)碳酸鹽礦物出現(xiàn)難或不溶的現(xiàn)象[26]，導(dǎo)致沙二段由淺至深碳酸鹽膠結(jié)物含量升高。因此，受異常高溫高壓環(huán)境影響，晚期碳酸鹽膠結(jié)物及伊利石含量較高，兩者附著在顆粒表面并充填碎屑顆粒之間，增強(qiáng)了沙二段儲(chǔ)層膠結(jié)作用的強(qiáng)度。

3.4 低滲背景下的有利儲(chǔ)層預(yù)測(cè)微裂縫的形成對(duì)低滲儲(chǔ)層的滲流能力有極大的改善作用。研究區(qū)沙二段儲(chǔ)層宏觀裂縫基本不發(fā)育，但發(fā)育碎屑顆粒破裂形成的微裂縫，主要表現(xiàn)為長(zhǎng)石、巖屑等顆粒內(nèi)部破裂（圖2（e）～2（f）），且即使在膠結(jié)作用較強(qiáng)的儲(chǔ)層中也可局部見(jiàn)碎屑顆粒破裂形成的微裂縫（圖2（g）），微裂縫在顆粒邊部碎裂作用較大，由外向內(nèi)碎裂作用變?nèi)酢Ｑ厮樾碱w粒破裂形成的微裂縫常發(fā)育溶蝕現(xiàn)象，表現(xiàn)為膠結(jié)作用強(qiáng)的儲(chǔ)層，沿微裂縫的溶蝕改造程度較弱（圖2（h）），而膠結(jié)作用相對(duì)較弱的儲(chǔ)層，沿微裂縫的溶蝕改造程度較強(qiáng)（圖2（i）），整體表現(xiàn)為溶蝕改造的程度沿微裂縫由外向內(nèi)變?nèi)醯奶卣鳌］^高的溫度和壓力場(chǎng)條件下，儲(chǔ)層的有效應(yīng)力場(chǎng)發(fā)生改變，可以導(dǎo)致碎屑顆粒破裂形成微裂縫或晶粒滑動(dòng)等[23-24]，沙二段地層溫壓條件較高，因此長(zhǎng)石、巖屑等顆粒易發(fā)生破裂形成微裂縫。統(tǒng)計(jì)表明，微裂縫增加的面孔率多在2%以內(nèi)，但其在成巖時(shí)期為溶蝕改造提供了有利通道，使得溶蝕改造作用增強(qiáng)（圖2（e）～2（f），2（i）），也對(duì)儲(chǔ)層的滲透率有很大貢獻(xiàn)。

4 結(jié) 論

1）沉積作用差異導(dǎo)致儲(chǔ)層原始物性存在區(qū)別，儲(chǔ)層物性隨著碎屑顆粒粒度增大、分選變好呈現(xiàn)逐漸變好趨勢(shì)，且影響儲(chǔ)層孔吼連通性及成巖流體流動(dòng)能力，進(jìn)而影響成巖演化，導(dǎo)致儲(chǔ)層物性存在差異；

2）渤中25油田沙二段儲(chǔ)層成巖早期壓實(shí)作用和極強(qiáng)的鈣質(zhì)膠結(jié)作用是儲(chǔ)層孔隙明顯減少的關(guān)鍵因素，后期酸性成巖環(huán)境下的長(zhǎng)石、巖屑、鈣質(zhì)膠結(jié)物溶蝕增孔作用有限，晚期膠結(jié)作用進(jìn)一步加劇儲(chǔ)層低滲進(jìn)程，導(dǎo)致形成低滲儲(chǔ)層。依據(jù)劃分4類(lèi)成巖相特征分析，不穩(wěn)定組分溶蝕相物性最好，為有利成巖相，黑云母機(jī)械壓實(shí)相、硅質(zhì)加大與充填相、碳酸鹽膠3類(lèi)成巖相，為非有利成巖相，物性較差；

3）渤中25油田沙二段在異常高溫高壓環(huán)境下，儲(chǔ)層孔隙空間主要發(fā)育殘余原生粒間孔及溶蝕孔組成的混合孔，異常高溫高壓對(duì)壓實(shí)作用的抑制較弱、不利于碳酸鹽膠結(jié)物的大規(guī)模溶蝕、增強(qiáng)了碳酸鹽及伊利石的膠結(jié)作用，以上因素綜合導(dǎo)致沙二段儲(chǔ)層低滲；

4）渤中25油田沙二段儲(chǔ)層發(fā)育碎屑顆粒破裂形成的微裂縫，具有溶蝕改造的程度沿微裂縫由外向內(nèi)變?nèi)醯奶卣鳎邷馗邏簵l件下微裂縫為成巖流體流動(dòng)提供有利通道，增強(qiáng)溶蝕作用，儲(chǔ)層物性條件相對(duì)較好，因此微裂縫發(fā)育層段是該油田后期勘探開(kāi)發(fā)的有利儲(chǔ)層發(fā)育層段。

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