王 輝，王美霞，白聰萍，何子瓊，白海東，白海燕

(1.西安石油大學(xué) 期刊中心,陜西 西安 710065； 2.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100020；3.延長(zhǎng)油田股份有限公司 南泥灣采油廠，陜西 延安 716000； 4.成都錦城學(xué)院 建筑學(xué)院，四川 成都 611731； 5.延長(zhǎng)油田股份有限公司 定邊采油廠，陜西 榆林 718600)

引 言

陸相沉積特有的地質(zhì)條件通常使得陸源碎屑儲(chǔ)層具有分布規(guī)律復(fù)雜、孔隙度和滲透率在縱、橫向上變化較大、儲(chǔ)層性質(zhì)各向異性強(qiáng)等特點(diǎn)。后期的成巖作用和構(gòu)造活動(dòng)對(duì)儲(chǔ)層的進(jìn)一步改造，促使陸源碎屑巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征更加顯著[1]。目前，我國(guó)大多數(shù)油田已步入開發(fā)階段的中、后期，長(zhǎng)期的注水開發(fā)作業(yè)使得油田含水率較高、剩余油分布高度分散，多數(shù)油田面臨開發(fā)效果差、石油采收率低的現(xiàn)狀，因此，如何改善油田開發(fā)效果、有效提高石油的采收率是目前亟待解決的問題[2-3]。

儲(chǔ)層受到沉積作用、成巖作用及構(gòu)造作用的改造而“四性”(巖性、物性、含油氣性和電性)特征在三維空間發(fā)生改變、分布不均的特性稱之為儲(chǔ)層非均質(zhì)性[4]。這種非均質(zhì)性產(chǎn)生以后，極易影響儲(chǔ)層內(nèi)油、氣、水的運(yùn)移狀態(tài)[5]，會(huì)出現(xiàn)層間干擾、單層突進(jìn)及剩余油在局部地區(qū)富集等阻礙油田高效開發(fā)的難題[6-7]。有學(xué)者按照砂巖的分選程度將儲(chǔ)層的非均質(zhì)性劃分為不同級(jí)別，并且認(rèn)為一級(jí)非均質(zhì)性與盆地尺度有關(guān)，二級(jí)非均質(zhì)性與砂巖成因和沉積條件有關(guān)，而三級(jí)非均質(zhì)性則與同沉積斷層和/或沉積后時(shí)間有關(guān)[8]。此外，在儲(chǔ)層非均質(zhì)性定量表征方面，也有學(xué)者提出了新的評(píng)價(jià)指標(biāo)Q，該指標(biāo)與樣品的比表面積、平均孔徑、總孔隙體積等物理參數(shù)具有良好的相關(guān)性，從而為進(jìn)一步的儲(chǔ)層分級(jí)、分類評(píng)價(jià)提供了新的依據(jù)[9]。

本文通過精細(xì)的巖相學(xué)研究，并結(jié)合毛管壓力曲線和測(cè)井曲線資料等，對(duì)子長(zhǎng)油田子128區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)性進(jìn)行研究，并從沉積環(huán)境、成巖作用等主要方面全面分析儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響因素，以期深化對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)6油層組油、水分布規(guī)律的認(rèn)識(shí)，從而為提高油氣采收率提供理論參考依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地面積較廣(約為25×104km2)，盆地周圍分別被烏蘭格爾凸起、渭北隆起、銀川地塹、六盤山斷陷和呂梁山等所限[10]。子長(zhǎng)油田位于鄂爾多斯盆地中偏東南部，構(gòu)造上位于盆地的陜北斜坡帶內(nèi)[11]。子128井區(qū)是子長(zhǎng)油田的主力產(chǎn)油區(qū)之一，位于陜西省延安市子長(zhǎng)縣安定鎮(zhèn)，區(qū)內(nèi)構(gòu)造單一，主力含油層為長(zhǎng)6油層組，包含4個(gè)油層亞組。其中，長(zhǎng)61地層厚度介于39～52 m，平均44 m，巖石類型以還原環(huán)境下形成的灰綠、綠灰色細(xì)砂巖為主，局部夾暗色泥巖；長(zhǎng)62地層厚度介于24～44 m，平均31 m，巖石類型以淺灰綠色粉-細(xì)砂巖夾暗色泥巖為主；長(zhǎng)63地層厚度整體介于16～36 m，平均25 m，主要發(fā)育灰黑色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖，此外，還發(fā)育部分粉-細(xì)砂巖互層夾薄層凝灰?guī)r；長(zhǎng)64地層厚度整體介于13～31 m，平均19 m，巖石類型與長(zhǎng)63基本相似。

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6油層組主要發(fā)育長(zhǎng)石砂巖，巖屑長(zhǎng)石砂巖次之(圖1)，長(zhǎng)石平均體積分?jǐn)?shù)高達(dá)59.4%，石英體積分?jǐn)?shù)僅次于長(zhǎng)石，平均25.2%，巖屑體積分?jǐn)?shù)最小，平均僅為15.4%。巖屑中云母平均體積分?jǐn)?shù)最高(7.4%)，變質(zhì)巖屑次之(平均體積分?jǐn)?shù)為3.8%)，而巖漿巖屑和沉積巖巖屑相對(duì)較少，平均體積分?jǐn)?shù)分別為2.0%和2.2%(圖2)。砂巖顆粒粒度整體相對(duì)較細(xì)，多以細(xì)砂為主，而中砂和粉砂較少出現(xiàn)。總體來看，砂巖的成分成熟度為中等—低。長(zhǎng)6油層組砂巖顆粒分選整體好， 但各小層顆粒磨圓程度略有差異，其中長(zhǎng)61油層亞組以次棱-次圓狀為主，個(gè)別為棱角狀，長(zhǎng)62和長(zhǎng)63油層亞組整體以次棱角狀為主，總體來看，砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度為中等—好。

圖1 子長(zhǎng)油田子128井區(qū)長(zhǎng)6砂巖分類

圖2 研究區(qū)砂巖組成類型及其分布

3 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)研究區(qū)5口井223個(gè)巖心實(shí)測(cè)資料統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層孔隙度介于2.3%～14.0%，平均8.8%，滲透率介于(0.05～5.7)×10-3μm2，平均0.67×10-3μm2(表1)，整體呈低—特低孔、低—特低滲的特點(diǎn)。

表1 子128井區(qū)儲(chǔ)層樣品實(shí)測(cè)平均孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)

4 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層中既發(fā)育原生粒間孔隙，也發(fā)育大量次生溶蝕孔隙。鑄體薄片下可以觀察到，雖然壓實(shí)作用較為強(qiáng)烈，導(dǎo)致部分顆粒之間呈現(xiàn)線接觸，但仍可見到部分顆粒之間的殘留孔隙較為發(fā)育(圖3(a))，此類孔隙基本沒有被基質(zhì)所充填。掃描電鏡下還可見到長(zhǎng)石經(jīng)強(qiáng)烈的溶蝕作用而形成的大量長(zhǎng)石溶蝕孔隙(圖3(b))，此外，鑄體薄片下還可見到部分顆粒內(nèi)部的溶蝕孔隙(圖3(c))以及發(fā)育在極細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖中的巖屑溶孔(圖3(d))。

圖3 研究區(qū)孔隙類型

統(tǒng)計(jì)分析研究區(qū)部分樣品的毛管壓力參數(shù)特征，將長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為3種類型，分別是低門檻壓力-中細(xì)喉型(LTP-MFT)、中門檻壓力-微細(xì)喉型(MTP-MFT)和高門檻壓力-微喉型(HTP-MT)。其中，具有LTP-MFT型孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層物性較好(孔隙度>12%，滲透率>10×10-3μm2)，門檻壓力一般小于0.1 MPa，中值喉道半徑大于1 μm，此類孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)育在長(zhǎng)62油層亞組；具有MTP-MFT型孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層物性較好(孔隙度整體介于10%～12%，滲透率主要介于(1～10)×10-3μm2)，門檻壓力一般在0.1～0.5 MPa，中值喉道半徑在0.2～1 μm，此類孔隙結(jié)構(gòu)在長(zhǎng)62、63和長(zhǎng)64油層亞組均有發(fā)育；具有HTP-MT型孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層物性較好(孔隙度<12%，滲透率<1×10-3μm2)，門檻壓力一般大于0.5 MPa，中值喉道半徑小于0.2 μm，此類孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)育在長(zhǎng)62和長(zhǎng)63油層亞組(表2)?？傮w而言，不同小層在孔隙結(jié)構(gòu)和物性方面表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

表2 子128井區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層毛管壓力參數(shù)

5 儲(chǔ)層非均質(zhì)特征

儲(chǔ)層非均質(zhì)性多是由于沉積環(huán)境和成巖作用對(duì)儲(chǔ)層影響造成的，這種影響會(huì)使儲(chǔ)層內(nèi)部空間結(jié)構(gòu)和屬性參數(shù)發(fā)生不均勻變化，這種不均勻變化會(huì)直接阻礙油氣采收率的提高，影響油田的有效開發(fā)。儲(chǔ)層非均質(zhì)性有多種劃分方案，常用的是裘亦楠等[12]提出的分類方案，本文依據(jù)該方案主要從層內(nèi)、層間及平面3個(gè)方面深入探討子128井區(qū)長(zhǎng)6油層組的儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征。

5.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在單砂體內(nèi)部?jī)?chǔ)層性質(zhì)在剖面上的變化，主要取決于砂體粒度的大小和沉積構(gòu)造類型的變化[12]，本文主要從砂巖粒度的縱向韻律特征以及層內(nèi)滲透率的變化特征進(jìn)行研究。

5.1.1 粒度韻律特征

通過對(duì)子128井區(qū)長(zhǎng)6油層組的測(cè)井資料詳細(xì)解釋，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)砂體的粒度變化有正韻律(PR)、正韻律疊加(PRS)和復(fù)合韻律(CR)3種韻律特征。其中，長(zhǎng)61小層以PR為主(圖4(a))，孔隙度和滲透率自砂體底部向頂部逐漸減小，儲(chǔ)層非均質(zhì)性整體弱；長(zhǎng)62小層以PRS為主(圖4(b))，粒度由多個(gè)PR疊加而成，儲(chǔ)層非均質(zhì)性同樣較弱；長(zhǎng)63和長(zhǎng)64小層以PRS和CR為主，其中巖石成分和結(jié)構(gòu)是影響CR形成的主要因素。在CR中，儲(chǔ)層物性自砂體底部向頂部呈現(xiàn)出由小變大、再由大變小的趨勢(shì)。最底部一般發(fā)育鈣質(zhì)砂巖，中部發(fā)育中細(xì)砂巖，頂部發(fā)育細(xì)砂巖或粉砂巖，孔隙度和滲透率變小(圖4(c))，儲(chǔ)層非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)。因此，從砂巖粒度韻律角度來看，由于長(zhǎng)63和長(zhǎng)64油層亞組CR較為發(fā)育，其層內(nèi)非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)，而長(zhǎng)61和長(zhǎng)62油層亞組以PR或PRS為主，層內(nèi)非均質(zhì)性相對(duì)較弱。

圖4 研究區(qū)層內(nèi)韻律特征

5.1.2 層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性

變異系數(shù)(Vk)、突進(jìn)系數(shù)(Tk)和級(jí)差(Jk)是3個(gè)最常用的表征滲透率非均質(zhì)性的參數(shù)。長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63油層亞組Vk分別為0.52、0.70、0.88，而長(zhǎng)64油層亞組Vk為1.06，總體呈現(xiàn)自上而下Vk逐漸增大的趨勢(shì)。長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63油層亞組Tk分別為3.05、3.28、5.52，而長(zhǎng)64油層組Tk為5.98?？梢钥闯觯?個(gè)油層亞組的突進(jìn)系數(shù)也是自上部地層至下部地層逐漸升高。長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63油層亞組級(jí)差(Jk)分別為20、38、56，而長(zhǎng)64級(jí)差(Jk)為67，4個(gè)油層亞組的Jk也表現(xiàn)出與Vk和Tk相似的變化規(guī)律。對(duì)比滲透率非均質(zhì)性參數(shù)(PHP)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(表3)，子128井區(qū)長(zhǎng)61和長(zhǎng)62油層亞組的變異系數(shù)為中等，突進(jìn)系數(shù)高，級(jí)差中等，表明其層內(nèi)整體為中等非均質(zhì)性，而長(zhǎng)63和長(zhǎng)64油層亞組的變異系數(shù)和突進(jìn)系數(shù)均高，級(jí)差也最大，因此，其層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)。

表3 滲透率非均質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)及標(biāo)準(zhǔn)

5.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指砂體縱向之間的物性差異，以及作為隔夾層的泥巖在剖面上的發(fā)育和分布的情況[11]，層間非均質(zhì)性研究是油藏后期注水開發(fā)方案制定的基礎(chǔ)。子128井區(qū)長(zhǎng)6各小層內(nèi)部發(fā)育的夾層數(shù)量較多，就3293-6井—子177-7井連井剖面來看，長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63小層內(nèi)部發(fā)育5個(gè)夾層，長(zhǎng)64小層內(nèi)部發(fā)育3個(gè)夾層，夾層厚度從1 m到8 m不等，巖性多為泥巖，延伸距離可達(dá)多個(gè)井距(圖5)。層間隔層厚度變化穩(wěn)定，長(zhǎng)61與長(zhǎng)62、長(zhǎng)62與長(zhǎng)63、長(zhǎng)63與長(zhǎng)64隔層厚度分別為4 m、6 m和6 m，且長(zhǎng)63與長(zhǎng)64隔層連續(xù)性好、延伸較遠(yuǎn)，有效地阻隔了油水的上下滲流。長(zhǎng)61和長(zhǎng)62砂體發(fā)育較連續(xù)、連通性較好，有利于油氣的儲(chǔ)集和運(yùn)移(圖5)?？傮w而言，研究區(qū)層間非均質(zhì)性從長(zhǎng)61到長(zhǎng)64有逐漸增強(qiáng)的趨勢(shì)。

圖5 子長(zhǎng)油田子128井區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層沉積微相剖面

5.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性主要反映儲(chǔ)集層物性等參數(shù)在平面上的變化特征。研究區(qū)有利的儲(chǔ)集沉積相帶為三角洲沉積體系的河道砂壩微相、三角洲平原分流河道微相。河道砂體形態(tài)多呈條帶狀，展布方向主要為北東—南西向。依據(jù)趙靖舟等[13]提出的儲(chǔ)層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，將研究區(qū)儲(chǔ)層劃分為低滲透層(Ⅰ類)、特低滲透層(Ⅱ類)和超低滲透層(Ⅲ類)3大類(表4)。

表4 研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層分類

儲(chǔ)層孔喉組合類型主要包括以下4種：中孔粗喉型(MP-CT)、中孔中細(xì)喉型(MP-MFT)、小孔中細(xì)喉型(LP-MFT)和小孔細(xì)喉型(LP-FT)。其中，Ⅰb類儲(chǔ)層物性好，孔喉組合以MP-CT型為主，砂體連通性最好，是研究區(qū)最好的一類儲(chǔ)層；Ⅱa類儲(chǔ)層物性好，孔隙分布均勻且連通性較好，孔喉組合類型以MP-MFT型為主，是研究區(qū)較好的一類儲(chǔ)層；Ⅱb類儲(chǔ)層物性較好，孔喉組合以LP-MFT型為主，連通性相對(duì)較好；Ⅲa類儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，砂體連通性也較差，孔喉組合以LP-FT型為主。

不同沉積微相中發(fā)育的儲(chǔ)層類別具有明顯差異。研究區(qū)長(zhǎng)61油層亞組主河道砂體中一般發(fā)育Ⅱa類和Ⅱb類儲(chǔ)層，局部小規(guī)模發(fā)育Ⅰb類儲(chǔ)層(圖6(a))；長(zhǎng)62和長(zhǎng)63油層亞組均主要發(fā)育Ⅱb、Ⅱa和Ⅲa這3類儲(chǔ)層(圖6(b)、圖6(c))，河道砂體中Ⅱb類儲(chǔ)層發(fā)育，主河道主要發(fā)育Ⅱa類儲(chǔ)層，河道間或河道側(cè)翼以Ⅲa類儲(chǔ)層為主； 長(zhǎng)64油層亞組主要發(fā)育Ⅱb和Ⅲa類儲(chǔ)層，局部井區(qū)發(fā)育Ⅱa類儲(chǔ)層(圖6(d))，主河道砂體中多發(fā)育Ⅱb類儲(chǔ)層，河道間或河道側(cè)翼以Ⅲa類儲(chǔ)層為主，主河道的局部井區(qū)發(fā)育Ⅱa類儲(chǔ)層。

圖6 子128井區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層展布與分類

從儲(chǔ)層展布和分類評(píng)價(jià)圖來看，研究區(qū)長(zhǎng)6油層亞組多發(fā)育Ⅱa、Ⅱb和Ⅲa類儲(chǔ)層，但不同層位同一類儲(chǔ)層的分布形態(tài)仍有差異。例如，同樣是Ⅱa類儲(chǔ)層，在長(zhǎng)61和長(zhǎng)62油層亞組多呈為孤立狀發(fā)育，而在長(zhǎng)63和長(zhǎng)64油層亞組局部區(qū)域則呈連片型發(fā)育?？傮w而言，由上部至下部地層，平面非均質(zhì)性逐漸減弱，即由長(zhǎng)61到長(zhǎng)64油層亞組，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性逐漸減弱。

6 非均質(zhì)性的影響因素

6.1 沉積相和沉積環(huán)境

沉積相往往對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性具有根本性影響[14-15]，沉積砂體厚度、寬度的變化以及疊置樣式的不同都可以造成儲(chǔ)層縱向和橫向的非均質(zhì)性[16-17]。研究區(qū)整個(gè)長(zhǎng)6油層組為三角洲平原沉積。長(zhǎng)61油層亞組發(fā)育1條北東—南西(NE-SW)向延伸的分流河道，在3317井—子129井區(qū)、3220井—3218井區(qū)和子173-4井區(qū)發(fā)育一些小規(guī)模的河道間沉積分割河道(圖7(a))。長(zhǎng)62儲(chǔ)層發(fā)育2條NE-SW向延伸的分流河道，西邊一支河道的發(fā)育規(guī)模相對(duì)較大，寬度約6 km，在3317井—子129井區(qū)被河道間所分割，再往南又匯合為一條河道。東邊一支河道寬度約為2 km，其規(guī)模比西邊河道略小(圖7(b))。長(zhǎng)63從西到東發(fā)育2支分流河道，西邊一支規(guī)模較大，寬度達(dá)7 km，在3317井—3313井區(qū)被河道間所分割，再往南又匯合為一條河道。東邊的一支河道規(guī)模較小(圖7(c))。長(zhǎng)64油層亞組水下分流河道數(shù)量增多， 由西至東共發(fā)育有3支規(guī)模較大的水下分流河道，分別為3409井—3427井—3429井一線、3314井—3312井一線和3265井—子18井一線，河道寬度為1～3 km，3條由北東向南西延伸的分支河道在子128井區(qū)的南部匯合成一條河道，最寬處可達(dá)8 km(圖7(d))?？傮w來看，長(zhǎng)64油層亞組多期水下分流河道的疊加寬度最大、厚砂體連通性好、儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性弱，而長(zhǎng)61、長(zhǎng)62小層單期河道寬度變化范圍小，層內(nèi)非均質(zhì)性較弱。

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層沉積相展布

6.2 成巖作用

成巖作用對(duì)大多數(shù)碎屑巖儲(chǔ)層的非均質(zhì)性具有決定意義[14,18]。研究區(qū)長(zhǎng)6砂巖普遍見到Ⅰ級(jí)和Ⅱ級(jí)石英次生加大，根據(jù)碎屑巖成巖演化階段判斷標(biāo)準(zhǔn)認(rèn)為其處于晚成巖A期階段。壓實(shí)作用可以擠壓儲(chǔ)層，使儲(chǔ)層孔隙中先存的水分排出，并使碎屑顆粒發(fā)生重新排列，云母和其他組分不同程度地進(jìn)入孔隙而降低儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率(圖8(a))，使得儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng)。長(zhǎng)石顆粒表面及內(nèi)部的溶蝕不僅未破壞存在的原生粒間孔，而且增加了次生溶蝕孔的數(shù)量(圖8(b))，對(duì)儲(chǔ)集層物性起到很好的改善作用。在早成巖A期，綠泥石薄膜的存在保護(hù)了原生孔隙，使得剩余粒間孔較為發(fā)育(圖8(c))，為后期產(chǎn)生次生孔隙提供了有效通道。方解石膠結(jié)物是導(dǎo)致鄂爾多斯盆地含油致密砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性的重要因素[19-20]。研究區(qū)方解石膠結(jié)物分布極不均勻，膠結(jié)方式以孔隙式膠結(jié)為主，部分以長(zhǎng)石和巖屑的交代產(chǎn)物的形式存在(圖8(d))，因此，方解石膠結(jié)作用也是本區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層非均質(zhì)性變強(qiáng)的一個(gè)主要原因。

圖8 研究區(qū)巖石鏡下掃描照片

7 結(jié) 論

(1)子128井區(qū)長(zhǎng)6油層組為長(zhǎng)石砂巖和少量巖屑長(zhǎng)石砂巖發(fā)育的特低—低孔、特低—低滲儲(chǔ)層。研究區(qū)長(zhǎng)6油層組的層內(nèi)和層間非均質(zhì)性自上部地層(長(zhǎng)61和長(zhǎng)62油層亞組)至下部地層(長(zhǎng)63和長(zhǎng)64油層亞組)逐漸增強(qiáng)，而平面非均質(zhì)性則逐漸減弱。

(2)沉積微相和成巖作用是控制研究區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的主要因素。層內(nèi)非均質(zhì)性主要受控于單期河道寬度的變化范圍，兩者之間呈正相關(guān)關(guān)系；平面非均質(zhì)性主要受多期河道疊加寬度和砂體連通性的影響，三者之間也呈正相關(guān)關(guān)系。壓實(shí)作用和碳酸鹽礦物膠結(jié)作用強(qiáng)度與儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)弱呈正相關(guān)，綠泥石薄膜和長(zhǎng)石、巖屑溶蝕作用強(qiáng)度與儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)弱也呈正相關(guān)。