三角洲平原砂巖差異成巖及其對儲層分類的控制作用
——以鄂爾多斯盆地西南部殷家城地區延安組為例

潘星，王海紅，王震亮，劉一倉，高徐輝，王聯國，肖勝東

1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室，西安 710069

2.西北大學地質學系，西安 710069

3.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，西安 710021

4.長慶油田第十一采油廠，甘肅慶陽 745000

0 引言

鄂爾多斯盆地具有較好的生儲配置關系，多年穩產高產。近年來盆地內部及邊緣地帶的侏羅系勘探取得了重大突破，尤其是演武支河谷地區從上至下均見油氣顯示，發現了一批高產油流井，具有較好的勘探前景。但侏羅系的油藏研究相對較薄弱，多在探討盆地的構造演化[1-2]、古地貌恢復[3-5]、沉積相[6-7]和成藏規律[8-9]，儲層的研究則多集中在常規評價上[10-11]，很少從成因上進行解剖。成巖作用直接影響儲層物性和孔隙結構[12-13]，近年來不同因素控制下的差異成巖逐漸得到重視，操應長等[14]認為車鎮北帶古近系近岸水下扇砂礫巖不同沉積亞相導致差異成巖從而控制儲層物性，王琪等[15]認為臨興地區石盒子組砂巖儲層的粒級是控制差異成巖的主要因素，胡才志等[16]通過對盆地中西部長9儲層的研究發現不同含油級別儲層具有不同的成巖特征，由此可見沉積為控制成巖演化的主要因素，差異成巖作用直接影響儲層的致密化程度及致密化時間，進而影響儲層的含油性，因此差異成巖在儲層研究中尤為重要，對儲層的分類具有明顯的控制作用。

相比于古河主河道連續沉積的高孔滲砂巖，三角洲平原砂巖具有更好的儲蓋配置關系，具有較好的勘探前景。鄂爾多斯盆地天環坳陷西南部殷家城—合道地區延安組延9—延4+5 沉積為辮狀河三角洲平原沉積亞相，分流河道、天然堤沉積微相為主要儲層，分流間洼地沉積微相的泥巖和沼澤相的煤層為良好的蓋層，河道多期擺動形成頻繁的砂、泥、煤互層具較好的儲蓋配置關系，勘探前景良好[17-18]。因此本文以鄂爾多斯盆地天環坳陷西南部殷家城—合道地區延安組為目的層，研究對象為延9—延4+5的辮狀河三角洲平原砂巖，根據成巖相，結合儲層物性、孔隙結構特征等對儲層進行分類，再利用試油成果驗證該分類方法的實用性，為更深入研究儲層成因和分布規律提供有效參考依據。

1 區域地質背景

天環坳陷是鄂爾多斯盆地的一個一級構造單元，是在西緣逆沖推覆帶的負載作用下，地殼發生彈性變形向下彎曲的產物，是西緣逆沖推覆帶和東部伊陜斜坡夾持的一個南北展布的狹長帶狀構造單元[2]，殷家城—合道研究區位于天環坳陷的南緣，北起路坪，南至三岔，西抵殷家城，東達吳城子，整個研究區面積約1 200 km2（圖1a）。盆地在早侏羅世經歷了晚三疊世的印支運動，形成了西高東低的古地貌格局，經過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。在這樣的背景上，發育了早侏羅世大型河流相沉積，殷家城—合道地區位于甘陜古河西南部，延安組延10 期為辮狀河沉積，延9—延4+5期為辮狀河三角洲平原沉積（圖1b，c）[3,5,19]。研究區侏羅紀三角洲平原分流河道不斷擺動，多期疊置，延安組砂巖儲層沉積相帶變化快、儲層非均質性較強，同一砂層系統的開放性存在差異，導致復雜的差異性成巖作用，使優質儲層分布規律的預測成為難點。因此，本文通過差異性成巖作用的研究探討其對儲層分類和分布的控制作用，為油氣勘探提供科學的理論支撐。

2 儲層特征

通過巖芯觀察、鑄體薄片、掃描電鏡、常規物性、壓汞測試、X 衍射和熒光多種實驗手段綜合分析研究，其中X 衍射在西安地質調查中心實驗測試中心完成，測試儀器為D/max-2500X 衍射儀，物性和壓汞在中國石化江漢油田分公司勘探開發研究院石油地質測試中心完成，其余在西北大學大陸動力學重點實驗室完成，鑄體的分析儀器為ZEIZZ Axio Scope A1偏光顯微鏡，粒度分析儀器為ZEIZZ Axio Scope A1偏光顯微鏡+CLAS-2004彩色圖像分析系統數字化儀器，環境掃描電子顯微鏡型號為FEI Quanta 450FEG。

2.1 巖相特征

巖芯觀察顯示研究區延安組延9—延4+5 主要發育的巖性有：中—粗粒砂巖，見板狀交錯層、槽狀交錯層和沖刷面，為分流河道微相（圖2）；細砂—粉砂巖，泥質含量不穩定，發育水平層理、平行層理及砂紋層理，為天然堤微相；粉砂質泥巖—泥質粉砂巖，發育砂紋層理、平行層理，泥質含量高，為分流間洼地微相；暗色泥巖、煤層，植物葉片發育，為沼澤相。其中見含油顯示的為分流河道中—粗砂巖和天然堤細—粉砂巖，為主力儲層，也是本文的研究對象。

巖性劃分參照《SY/T 5368—2000 巖石薄片鑒定》[20]，顯微鏡鑒定結果顯示分流河道砂巖和天然堤砂巖在巖性上無明顯差別，巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之，少量巖屑石英砂巖和長石石英砂巖（圖2）。碎屑組分上分流河道砂巖剛性碎屑含量相對較高。巖石成分成熟度較好，石英含量平均值為62.6%，長石含量平均值為13.1%，巖屑含量平均值為4.8%。膠結物主要為碳酸鹽和少量石膏。碳酸鹽膠結物含量范圍在0～20%之間，以鐵方解石為主，少量方解石和白云石。石膏極少，含量在0～1%之間，見自生黃鐵礦，含量不超過3%。黏土礦物含量變化范圍較大，在1.9%～45.7%之間，平均值為12%。

2.2 物性特征

延安組延9—延4+5 辮狀河三角洲平原砂巖孔隙度值在0.49%～24.03%之間，數值集中分布在12%～18%，均 值 為13.87%，滲 透 率 值 在(0.1～3 895.48)×10-3μm2之間，集中分布在(5～300)×10-3μm2，均值為185.10×10-3μm2，參照《油氣儲層評價方法SY/T6285—2011》[21]物性整體屬于低孔—中滲儲層（圖3）。

2.3 儲集空間類型

通過對58塊鑄體樣品分析觀察發現延安組三角洲平原砂巖儲層孔隙類型主要為原生粒間孔、殘余粒間孔、粒間溶孔、碎屑顆粒的粒內溶孔及粒模孔等，按成因將孔隙類型整體劃分為原生粒間孔、殘余粒間孔、溶蝕孔和粒間—溶蝕復合孔隙，其中粒間—溶蝕復合孔隙最為發育，含量在44.7%，其次為溶蝕孔，含量為42.1%。殘余粒間孔相對較小，孔隙直徑集中在8～20μm 之間（圖4c），原生粒間孔孔隙直徑在10～50μm之間（圖4a），溶蝕孔孔隙直徑相對較分散，幾微米至幾毫米（圖4d），溶蝕超大孔因溶蝕了顆粒并溝通了顆粒和孔隙喉道，孔徑可達毫米級，如圖4b。

圖1 殷家城—合道地區位置及延安組區域綜合柱狀圖Fig.1 Location and stratigraphic integrated histogram from Yan'an Formation, Yinjiacheng-Hedao area

圖2 研究區延安組三角洲平原砂巖三角分類圖及巖芯照片Fig.2 Classification plot for delta plain sandstones and photographs of cores from study area, Yan'an Formation

圖3 研究區延安組三角洲平原砂巖孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.3 Porosity and permeability histograms for delta plain sandstones from study area, Yan'an Formation

圖4 研究區延安組三角洲平原砂巖孔隙類型Fig.4 Pore types in the delta plain sandstones from study area, Yan'an Formation

2.4 成巖作用類型與油氣顯示

根據鑄體和掃描電鏡觀察，該區相繼發育兩期堿性和兩期酸性成巖流體。作用較為連續的為壓實作用，從埋藏開始持續至中成巖階段早期，表現為顆粒緊密排列，呈線接觸或凹凸接觸（圖5a）。侏羅系為煤系地層，在早成巖階段因有機質的脫羧基作用使早成巖階段A 期發育酸性成巖環境，但該階段成巖作用直觀顯示的自生礦物不發育，只發育少量的蒙皂石黏土礦物，因此在成巖序列上表現不明顯，而早成巖階段局部的堿性流體發育碳酸鹽礦物，因此從自生礦物發育狀況和相互接觸交代關系來建立成巖流體的演化（圖5），為兩期堿性流體和兩期酸性流體。第Ⅰ期初始堿性流體發育有限，第Ⅱ期堿性流體主要由長石、方解石和黏土礦物溶蝕后產生的Na+、K+等堿性離子和有機酸的消耗演化形成。自生礦物發育明顯的Ⅰ、Ⅱ期酸性流體主要來自有機質演化，殷家城—合道地區延9—延4+5為辮狀河三角洲平原沉積，分流河道、天然堤、分流間洼地、沼澤沉積微相交互出現，巖性上表現為頻繁的砂泥煤互層，富含有機質的泥巖和煤層有機質脫羧基作用為充足的有機酸來源，是研究區溶蝕作用發育的主要因素，縱向上孔隙度大于15%的良好儲層多位于距富含有機質煤層或泥巖2～5 m的分流河道砂中。

圖5 研究區延安組三角洲平原砂巖成巖作用類型顯微照片Fig.5 Micrographs of diagenetic types of delta plain sandstones from study area, Yan'an Formation

Ⅰ期堿性流體主要發育的成巖作用有：菱形晶發育的沿顆粒呈櫛殼狀的白云石膠結（圖5b）、茜素紅和氰化鉀聯合染色后為淡紅色的粒狀方解石膠結（圖5a）、以及同生沉積期的黃鐵礦結核（圖5l），石英顆粒的第一期微量溶蝕；Ⅰ期酸性流體主要發育的成巖作用有：長石溶蝕和高嶺石化（圖5i，k）、粒狀方解石的溶蝕作用（圖5a）、石英的Ⅰ期加大邊；第Ⅱ期堿性流體發育鐵方解石膠結（圖5b）、石英加大邊的溶蝕（圖5d）、長石次生加大邊（圖5c）、長石交代石英（圖5e）、方解石交代石英（圖5f，j）、方解石交代長石（圖5k）、自生伊利石等（圖5h）；Ⅱ期酸性流體環境下雜基、不穩定礦物及鐵方解石溶蝕（圖5e，g），產生大量溶蝕孔隙，如圖5c 發生在長石加大邊后的溶蝕作用。

長石和石英次生加大邊發育，且掃描電鏡下見晶型較好的自生鈉長石和Ⅱ—Ⅲ級自生石英加大邊，發絲狀伊利石發育，綜合判斷成巖階段達中成巖B期。砂巖儲層中黏土礦物伊蒙混層中的蒙皂石含量是可靠的成巖階段判別標志，X衍射測試的伊蒙混層比中的蒙皂石含量大多分布在10%和15%兩個數據點，參照石油天然氣行業標準《碎屑巖成巖階段劃分》[22]對應的成巖階段為中成巖B段，與鑄體觀察判定結果一致。

熒光薄片觀察顯示目的層整體發育三期油氣充注：Ⅰ期為碳質瀝青，呈脈充填在儲層中；第Ⅱ期為橙黃色熒光油氣，充填在顆粒邊緣、早期長石、石英溶蝕孔中；第Ⅲ期為藍白色熒光，切穿碳質瀝青和橙黃色熒光（圖6a），在第二期長石溶蝕孔、晚期方解石解理和粒間孔隙中大量發育，其具體產狀和描述見圖6，根據不同期次熒光顯示及各成巖作用間的相互接觸關系判定成巖作用及油氣充注演化序列。

圖6 研究區延安組三角洲平原砂巖的熒光顯示和期次Fig.6 Fluorescence displays and orders in delta plain sandstone from study area, Yan'an Formation

3 差異成巖演化

根據56 個鑄體薄片觀察，成巖作用顯示出明顯的差異性，主體分為四類：Ⅰ類溶蝕超大孔發育，孔隙連通性好（圖7a），顯微鏡下觀測孔隙度可達20%；Ⅱ類成巖演化較為均一，未見明顯的建設性或破壞性成巖作用，溶蝕孔呈散點狀分散在粒內或粒間（圖7b），孔隙度在8%～15%之間；Ⅲ類壓實作用明顯，云母彎曲變形，為主要減孔因素（圖7c），孔隙度在3%～8%之間；Ⅳ類壓實作用和方解石膠結為聯合減孔因素（圖7d），巖石基本致密，孔隙度基本<5%。

3.1 Ⅰ類成巖相與孔隙演化

Ⅰ類成巖儲層原始孔隙度均值為58.8%（據Beard 經驗公式計算[23]），碎屑顆粒粒度較大，主粒徑在0.5～1.1 mm 之間，分選較好，剛性巖屑含量較高。對物性貢獻較大的成巖作用為兩期酸性流體作用下雜基、長石、巖屑以及方解石的溶蝕，提升儲集空間和孔喉連通性。具體成巖序列見圖8，孔隙演化模式如圖9。發育該類成巖的儲層石英和剛性巖屑含量較高，抗壓實能力較強，因此壓實作用較弱，顆粒接觸類型為點接觸—線接觸。早成巖B期的早期階段和中成巖A期的早期階段相繼發生Ⅰ期瀝青充注和Ⅱ期橙黃色油氣充注。早成巖B 期晚期至中成巖A期都發育酸性流體，因原始孔隙大、連通性好，酸性流體更易進入儲層發生溶蝕作用，且雜基、長石和方解石溶蝕形成的富硅質和富鈣質流體及時排出，未發生二次沉淀堵塞孔隙，形成大量溶蝕孔，為油氣充注提供孔隙空間。中成巖階段B期堿性環境下極少量鐵方解石和石膏沉淀，長石次生加大和石英的溶蝕作用較弱，對孔隙度的影響很小，直到孔隙流體演化呈酸性后，繼續溶蝕方解石膠結物和孔隙雜基，使顆粒較為潔凈，孔隙度演化至現今實測孔隙度16%，平均孔隙直徑在300～600μm之間，孔隙類型見粒模孔、粒內溶蝕孔和溶蝕超大孔，形成現今的孔隙結構面貌，中成巖末期的第Ⅲ期藍白色熒光油氣充注，使儲層飽含油。

3.2 Ⅱ類成巖相與孔隙演化

Ⅱ類成巖儲層原始孔隙度為50.2%，顆粒主粒徑在0.1～0.3 mm之間。主要減孔因素為壓實作用和塑性云母堵塞孔隙，長石和雜基云母化嚴重，壓實作用中等，發育兩期石英次生加大和一期方解石膠結作用。成巖序列見圖8：早成巖階段壓實作用使云母、塑性巖屑變形堵塞孔隙，孔隙度降低。早成巖階段B期儲層發生Ⅰ期瀝青充注。中成巖階段A期酸性環境長石溶蝕，Ⅱ期橙黃色熒光油氣充注。中成巖A期堿性環境發育少量鐵方解石和分散在孔隙間的鈉長石小晶體，孔隙度降低，中成巖B期酸性環境下粒間雜基部分溶蝕，長石粒內溶蝕孔較為發育，形成規模的散點狀溶蝕孔隙，至此孔隙度演化為現今實測孔隙度均值14.8%，孔隙演化模型見圖9，本成巖階段末發生第Ⅲ期藍白色熒光油氣充注。該類成巖溶蝕孔隙多為粒內溶孔和雜基中的分散狀溶蝕孔隙，為與Ⅰ類成巖的主要區別，孔隙度相當，但孔隙連通性較差。

圖7 研究區延安組三角洲平原砂巖的四類差異成巖顯微照片Fig.7 Micrographs of four types of diagenesis in delta plain sandstone from study area, Yan'an Formation

3.3 Ⅲ類成巖相與孔隙演化

圖9 四類成巖相孔隙演化模型Fig.9 Pore evolution model of the four types of diagenetic facies

Ⅲ類成巖儲層原始孔隙度為46.8%，顆粒主粒徑在0.1～0.2 mm之間。壓實作用為主要減孔因素，發育一期石英加大和方解石膠結。該類儲層無明顯的建設性成巖作用，隨著埋藏和成巖作用的加深，孔隙度逐漸減小。鏡下觀察顯示壓實作用、長石黏土化為儲層主要減孔因素，成巖序列見圖10：壓實作用較強烈，一直持續到中成巖階段，顆粒線接觸—凹凸接觸，云母塑性變形嚴重填充在孔隙中，孔隙度大量減小，發育微量成巖縫。早成巖階段弱酸性環境下長石大量高嶺石化進一步堵塞孔隙，早成巖階段末期Ⅰ期瀝青沿成巖縫充注。中成巖A期酸性環境下少量長石巖屑溶蝕，對儲層改造作用較弱，溶蝕增孔不明顯，儲層發生Ⅱ期橙黃色熒光油氣充注。中成巖階段B 期堿性環境下發育少量方解石、自生鈉長石減小孔隙，該沉積期末的Ⅱ期酸性環境發生的石英次生加大和發絲狀伊利石進一步減小孔隙，演化為現今實測孔隙度均值7%，較發育的破壞性成巖作用使巖石在中成巖階段B 期末孔喉連通性差，因此未見第Ⅲ期油氣充注。

3.4 Ⅳ類成巖相與孔隙演化

Ⅳ類成巖儲層原始孔隙度為54%，顆粒主粒徑在0.1～0.2 mm之間。壓實作用和方解石膠結共同作用，為主要減孔因素，鏡下觀察方解石含量高達15%。該類儲層發育較為局限，不同于本地區其他儲層，其初始成巖流體為堿性流體，成巖序列見圖10。經強烈的壓實作用后形成的細孔喉導致孔隙流體中的各種Ca2+、Si4+、Al3+金屬陽離子和，陰離子難以及時排出，出現半滲透膜效應，引起強烈的碳酸鹽和黏土礦物膠結[8]。早成巖階段A 期弱堿性環境下發育方解石，壓實作用強烈，塑性巖屑變形，孔隙度急劇減小，微量的石英溶蝕作用對孔隙影響甚微。中成巖A期酸性環境長石溶蝕形成晶型較好的蠕蟲狀自生高嶺石，壓實作用繼續減小孔隙，發育少量自生石英，早期粒狀方解石少量溶蝕，長石的高嶺石化不斷消耗H+，使成巖流體向堿性環境演化，進入中成巖B期，此時未及時排出的含Ca2+流體在深埋藏環境下形成亮晶方解石，孔隙度進一步減小，孔隙度接近現今實測孔隙度均值3.8%。因該類儲層在成巖作用早期大量方解石膠結和壓實作用的影響下基本致密，因此無油氣充注，為無效儲層。各類成巖孔隙演化模型如圖9。

圖10 Ⅲ類和Ⅳ類成巖相成巖序列與孔隙演化Fig.10 Diagenetic sequence and pore evolution of type Ⅲand type Ⅳdiagenetic facies

圖11 研究區延安組三角洲平原砂巖三類儲層的物性（a）及毛管壓力曲線（b）Fig.11 Three types of porosity-permeability（a）and capillary pressure curves（b）in the delta plain sandstones from the study area, Yan'an Formation

4 儲層類型及空間展布

四類差異明顯的成巖相具有不同的粒度特征和孔隙特征，鏡下孔隙度也有明顯的差別，不同成巖演化類型的沉積相、巖性、物性和孔喉特征具有較好的分段對應性，儲層物性散點圖和壓汞曲線表現出明顯的三類（圖11），孔滲散點圖中孔隙度和滲透率相關性較好，數據能夠代表基質孔隙度和滲透率特征。結合沉積特征對儲層進行綜合分類，將儲層分為三類，相關分類參數見表1。

4.1 儲層分類

Ⅰ類儲層成巖相為Ⅰ類，主要為分流河道沉積微相的中粗粒長石石英砂巖、巖屑石英砂巖，部分巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，物性為中低孔—中高滲，排驅壓力在0.02～0.1 MPa 之間，中值半徑在16～21.7μm 之間，大孔喉半徑貢獻較多，該類儲層部分高滲樣品可能存在裂縫，但顯微觀察顯示超大溶孔發育，孔吼連通性好，其基質滲透率也很高，與其他兩類儲層相區分；Ⅱ類儲層成巖相為Ⅱ類，主要為分流河道沉積微相的中—細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，物性為中孔中低滲，排驅壓力與Ⅰ類儲層無明顯差異，在0.03～0.41 MPa 之間、中值半徑在0.8～7.2μm 之間，主要為中小孔喉半徑，峰值較弱，孔隙較分散，呈現微弱的雙峰式特征；Ⅲ類儲層成巖相為Ⅲ、Ⅳ類，主要為天然堤含泥細—粉砂巖，物性為低孔特低滲儲層，排驅壓力相對較高，在0.4～0.9 MPa之間，相對發育小孔喉，中值半徑在1.3～0.4μm 之間，孔喉較為集中。以上物性和孔喉劃分標準參照《油氣儲層評價方法SY/T 6285—2011》[21]。

表1 延安組三角洲平原砂巖儲層的分類參數表Table 1 Classification parameters of delta plain reservoir rocks in Yan'an Formation

4.2 三類儲層的空間展布及意義

儲層類型的分布主要受沉積微相和差異成巖演化共同控制。儲層分類在空間上的分布特征如圖12 所示，縱向上Ⅰ類儲層主要集中在延6、延7、延8 層位，Ⅱ類儲層在延7 層分布最多，Ⅲ類儲層主要分布在延6 和延9 兩個層位。平面上Ⅰ類儲層主要分布在研究區西南部的分流河道中，該區域多見工業油流井，主要受差異性成巖作用控制（圖12）。Ⅱ類儲層分布在建設性溶蝕作用不發育的分流河道砂巖中，在河道中廣泛發育，多為低產油流井。Ⅲ類儲層主要分布在河道邊緣的天然堤沉積微相和研究區東南部和北部部分分流河道中，因河道擺動，分流間洼地中也有少量薄層泥質砂巖，也劃為Ⅲ類儲層，但不具參考價值，因此不在文中討論，該類儲層多為水層或干層。西南部Ⅰ類儲層發育的可能原因為該期研究區沉積物源主要來自西南部高地，因此西南地區粒度大，不穩定組分多，因此在后期的成巖過程中更易溶蝕而發育溶蝕超大孔形成中孔中高滲儲層，東部和北部儲層粒度較細，原始孔隙度較低且穩定成分多，后期建設性成巖改造弱而形成低孔低滲儲層。

本研究厘清了以差異成巖作用為主要控制因素的儲層分類及3 類儲層在空間上的展布規律，為甜點預測提供理論依據。研究區北部勘探較薄弱，下一步可加大研究區北部地區成巖研究的密度，根據本文研究思路預測有利勘探區。

圖12 三類儲層的空間分布規律Fig.12 Spatial distribution of three types of reservoir rocks

5 結論

（1）受原始沉積的碎屑組分、粒度等的影響，成巖作用表現出明顯的差異性，分流河道的中—粗粒砂巖發育Ⅰ類成巖相，分流河道中—細粒砂巖發育Ⅱ類成巖相，天然堤的含泥細—粉砂巖發育Ⅲ、Ⅳ類成巖相。

（2）綜合成巖類型、巖性、物性及孔隙結構將儲層分為三類，Ⅰ類儲層粒度較大，原始孔隙度和剛性碎屑含量較高，溶蝕作用發育，發育Ⅰ類成巖相，為大孔喉中孔中高滲儲層；Ⅱ類儲層發育Ⅱ類成巖相，為小中孔喉、中孔中低滲儲層；Ⅲ類儲層粒度小，塑性碎屑含量高，壓實和膠結作用較強，發育Ⅲ、Ⅳ類成巖相，為特小孔喉、低孔特低滲/致密儲層，早期儲層的致密化使其缺乏油氣顯示或僅見Ⅰ、Ⅱ期油氣充注。

（3）Ⅰ類儲層主要分布在研究區西南部分流河道中，多見工業油流井；Ⅱ類儲層在分流河道的其余部位，多為低產油流井；Ⅲ類儲層主要分布在天然堤和分流間洼中，在研究區東部和北部部分河道中也有零星分布，多為干井和產水井，試油產量與儲層類型具有較好的對應關系，證明了本研究的理論價值和實用意義。