在长期的油田开发过程中，注水引起外来流体与地层原流体的不配伍，致使储层岩石矿物与流体发生各种物理、化学作用，在一定程度上改变了储层的孔隙度和渗透率，导致储层的渗流能力下降，从而影响了油气藏后期的高效开发和剩余油的挖潜^[1-3]。特别是对于高—特高含水老油田，经过长期注水开发后，储层伤害严重^[4]，储层流体变化较大，储层敏感性机理更为复杂，直接影响了开发效果和剩余油挖潜^[5]。储层敏感性通常用来评价储层孔渗变化及其与影响参数的相关性^[6]，是判别储层伤害程度的重要手段之一，可为油藏合理高效开发提供重要依据^[7-9]。因此，储层敏感性研究仍然是老油田开发中的重要环节，准确分析储层在开发过程中受到的伤害程度，明确敏感性机理及主控因素，有针对性地优化调整开发方案，是老油田高效开发和剩余油挖潜的重要前提^[10-11]。

渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层主要为河流相疏松砂岩，储层物性变化复杂，具有强速敏性和碱敏性，储层伤害较为严重，是造成开发效果不佳的主要因素^[12]。目前关于该区储层伤害机理及主控因素的研究和认识较为缺乏，储层敏感性研究工作亟须进一步加强。以渤海湾盆地沾化凹陷垦西油田馆陶组岩心为例，基于岩石学、矿物学、孔喉特征等研究，进行储层敏感性实验，对储层敏感性特征及其对应的黏土矿物组成、含量和分布规律等进行详细分析，确定储层敏感性机理及其影响因素，以期为指导油藏开发方案调整和优化提供借鉴。

沾化凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷东北部的一个二级构造单元，四周被凸起包围，北邻埕东凸起，东邻垦东凸起，南邻陈家庄凸起，西邻义和庄凸起，中部发育小规模的孤岛凸起，四周各凸起之间发育凹陷，整体呈现"北断南超、北陡南缓"的构造格局，面积约为220 km^2[13-14]。垦西油田处于沾化凹陷南部孤岛凸起西南倾末端(图 1a)，其北以孤北断层为界与渤南洼陷主体相邻，南以三合村洼陷为界与陈家庄凸起毗邻^[15]。垦71断块位于孤岛披覆构造的西翼、垦西断裂带的下降盘，受垦西大断层控制，形成整体构造具有中部高、东西两翼低的大型鼻状构造特点，垦71断块西部低序级断层发育，中部和东部构造简单平缓，馆陶组地层倾角为2.0º~5.0º，东营组地层倾角为3.0º~8.0º。馆陶组主要是由垦西断层的"Y"字形分支断层控制形成的大型断鼻状构造，断层发育，构造复杂(图 1b)。垦西断层的长期持续活动和沉积差异压实作用，是形成垦西断层下降盘一系列逆牵引、断鼻构造的主要因素。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海湾盆地沾化凹陷垦西油田构造位置(a)、新近系馆陶组构造(b)及岩性地层综合柱状图(c) Fig. 1 Tectonic location of Kenxi oilfield(a), structure map of Neogene Guantao Formation(b)and stratigraphic column(c)in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

研究区自下而上钻遇中生界白垩系、古近系的沙河街组和东营组、新近系馆陶组和明化镇组以及第四系的平原组(图 1c)。其中，新近系明化镇组为棕灰、浅棕、棕红色泥岩与灰棕、棕灰、浅灰色粉砂岩、粉细砂岩呈不等厚互层。馆陶组为一套河流相沉积砂体，馆陶组上段主要为曲流河沉积，岩性为巨厚泥岩夹砂岩，砂体较不发育，馆陶组下段主要为辫状河沉积，岩性以厚层块状砂岩夹薄层泥岩为主。古近系东营组自上而下为粗—细—粗—细4套岩性组合层序，细粒以泥岩为主，粗粒以砂岩为主，泥岩上部以灰、灰绿、紫红色为主，下部以灰、深灰、褐灰色为主，第1套砂岩为厚层块状，第2套砂岩为中厚层状—厚层状。垦71断块是垦西油田的主体开发区，位于三合村洼陷内，主要含油层系为馆陶组(Ng)上段的Ng₂₊₃，Ng₄，Ng₅小层和下段Ng₆，Ng₇小层(图 2)。含油面积为4.1 km²，平均有效厚度为19.8 m，地质储量为1 387×10⁴ t，可采储量为563×10⁴ t。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤海湾盆地沾化凹陷过垦71- 41井—垦71-J41井—垦71-64井新近系馆陶组油藏剖面 Fig. 2 Reservoir profile across wells Ken 71-41, Ken 71-J41 and Ken 71-64 in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

渤海湾盆地沾化凹陷垦西油田具有边水活跃、黏度低、渗透性高、油层非均质性强等特点，经过四十余年的高速开采，综合含水率超96.7%，已进入高—特高含水开发阶段^[15-17]。垦71断块油藏驱油效率不高，采油速度低，实际采出程度低(仅30.64%)，综合开发效果一直不理想，但剩余地质储量较大，仍具有很大开发调整和剩余油挖潜的潜力。

岩心样品取自沾化凹陷中部垦西油田垦71-J41井，该井是胜利油区进入特高含水期后密闭取心井段最长的一口井，取心总进尺116.8 m，其中馆陶组进尺100.68 m。垦71-J41井的岩心较松散(图 3a)，采用常规的煮蜡法、用水或煤油作循环液的钻切技术不能满足该密闭取心井岩心的实验设计要求。此次研究采用了液氮浇注法来制备驱替实验所需岩心样品，即原钻井岩心首先用液氮冷冻，在钻、切、磨的同时往岩心上浇注液氮，保持岩心成型的同时，也避免了岩心内原状流体的改变(图 3b，3c)，满足了岩性驱替实验需求。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心样品照片(a)及岩心制作方法(b，c) Fig. 3 Photos of core sample(a)and core making methods(b, c)of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

首先开展了原钻井所获岩心的常规岩矿组成分析(X射线衍射、扫描电镜、薄片)和孔喉特征、压汞毛管力测试分析，然后选取典型样品采用液氮浇注法加工制备成小岩心作为驱替试验样品，最后采用流体驱替实验方法，依据《储层敏感性流动实验评价方法》^[18]进行敏感性分析。驱替实验所用流体均为按地层流体分析结果进行配置的模拟地层水，设定实验温度为25 ℃，围压为10 MPa^[19]。由于研究区经历了长期注水开发，储层水敏性影响已经不明显，因此不再进行水敏性实验，而重点进行酸敏性、碱敏性、盐敏性及水流速敏感性实验，分析储层敏感性机理及影响因素。

沾化凹陷垦西油田馆陶组砂层呈下粗上细、总体向上变细的复合沉积旋回，下部以灰色中—细砂岩、钙质砂岩及粉细砂岩为主，夹有泥岩和粉砂岩；上部以紫红色、灰绿色泥岩和砂质泥岩为主。X射线衍射全岩分析结果显示，研究区馆陶组岩石矿物组成以石英、斜长石、钾长石和岩屑为主，石英质量分数为30%~40%，长石质量分数为30%~35%，岩屑质量分数为15%~35%，为岩屑长石砂岩，还有少量的黏土矿物、白云石及黄铁矿等。颗粒磨圆以次棱角状为主，分选中等—好，分选系数为1.54~1.74，反映馆陶组砂岩具有结构成熟度较低的特点。胶结物以泥质为主，泥质体积分数为8.6%，以孔隙-接触式和接触-孔隙式胶结。

沾化凹陷垦西油田馆陶组黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、绿泥石及伊蒙混层。扫描电镜观测分析结果(图 4)显示，伊利石主要呈丝片状，充填在粒间孔隙中，易发生迁移；高岭石主要呈假六边形片状，产状主要为充填式，多由长石蚀变而来，结构松散；伊蒙混层多呈片状和丝片状，遇水易膨胀。黏土矿物X射线衍射分析结果显示，伊利石相对质量分数为3.0%~9.0%，平均为5.2%；高岭石相对质量分数为25.0%~45.0%，平均为36.6%；绿泥石相对质量分数为7.0%~11.0%，平均为8.8%；伊蒙混层相对质量分数为39.0%~57.0%，平均为49.4%；伊蒙混层比变化较大，为55%~90%，平均为71%(表 1)。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩样黏土矿物显微结构特征 (a)石英(Q)加大，长石(Fs)溶蚀，粒间充填伊蒙混层(I/S)；(b)粒间充填高岭石(K)及黄铁矿(Pr)；(c)粒间充填黄铁矿(Pr)及伊蒙混层(I/S)，粒表膜状分布伊蒙混层(I/S)；(d)粒间充填高岭石(K)、黄铁矿(Pr)及伊蒙混层(I/S)；(e)长石(Fs)溶蚀形成微孔隙；(f)粒间充填假六边形片状高岭石(K)及片状伊蒙混层(I/S)。 Fig. 4 Microstructure characteristics of clay minerals of reservoir rock samples of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

表 1(Table 1)

表 1 渤海湾盆地沾化凹陷馆新近系陶组黏土矿物组成X射线衍射分析结果 Table 1 X-ray diffraction analysis results of clay mineral composition of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin 样品编号 深度/m 层位 φ(伊蒙混层)/% φ(伊利石)/% φ(高岭石)/% φ(绿泥石)/% 伊蒙混层比/% K71-J41-40 1 441.94 Ng54 57 9 25 9 65 K71-J41-80 1 455.44 Ng58 57 3 33 7 90 K71-J41-125 1 463.36 Ng59 42 5 45 8 70 K71-J41-198 1 485.24 Ng6 52 4 35 9 75 K71-J41-250 1 494.64 Ng6 39 5 45 11 55

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受沉积相的控制，沾化凹陷垦西油田馆陶组同一砂层组，渗透性自上而下有变好的趋势；断块内各小层平面渗透率变化较大，中间厚层河道砂体好于天然堤沉积。取心分析孔渗数据统计结果显示，垦西断块油田馆陶组孔隙度峰值为30.0%~40.0%，平均孔隙度为32.7%(图 5a)；渗透率峰值为1 000.0~7 000.0 mD，平均渗透率为3 388.7 mD(图 5b)。其中馆陶组第四砂层组渗透率为2 335.6 mD；第五砂层组渗透率为3 994.8 mD，第六砂层组渗透率为6 926.7 mD，第七砂层组渗透率为2 878.4 mD，从第四砂层组到第七砂层组物性逐渐变好。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组孔隙度(a)和渗透率(b)统计柱状图 Fig. 5 Histograms of porosity(a)and permeability(b)of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

根据压汞法毛管压力曲线测定结果(表 2)，垦西油田馆陶组储层的排驱压力较小，为0.003 3~0.012 9 MPa，平均为0.007 7 MPa。各样品的孔喉半径最大值为57.104~224.238 μm，平均孔喉半径为9.193~30.243 μm。毛管压力曲线中间平缓段较长，孔隙结构总体孔径较大，孔喉分布较均匀，连通性较好。毛管压力曲线随着样品深度的增加，偏向左下方分布的趋势明显(图 6)，这与孔隙度和渗透率表现出较好的一致性。

表 2(Table 2)

表 2 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层压汞测试孔隙结构特征 Table 2 Pore structure characteristics measured by mercury intrusion of reservoirs of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin 样品编号 深度/m 层位 渗透率/mD 孔隙度/% 排驱压力/MPa 孔喉半径/μm 汞饱和度为50% 最大值 平均值 压力/MPa 孔喉半径/μm 9 1 433.12~1 439.22 Ng53 1 700 36.1 0.012 6 58.466 9.838 0.146 0 5.038 80 1 452.94~1 459.94 Ng58 1 980 39.4 0.012 9 57.104 9.193 0.109 5 6.718 104 1 452.94~1 459.94 Ng58 7 060 37.4 0.003 8 192.037 26.019 0.039 6 18.590 117 1 452.94~1 459.94 Ng58 9 050 38.4 0.003 3 224.238 29.103 0.041 0 17.951 126 1 459.94~1 467.34 Ng59 3 440 37.1 0.008 0 92.399 19.202 0.044 7 16.437 176 1 473.85~1 481.89 Ng62 11 800 37.0 0.003 8 194.063 28.892 0.033 6 21.906 206 1 483.79~1 491.74 Ng63 1 090 34.3 0.011 9 61.651 10.414 0.099 2 7.416 262 1 491.74~1 499.07 Ng64 12 200 37.3 0.004 8 153.549 30.243 0.029 7 24.761 288 1 499.07~1 504.72 Ng65 2 340 35.5 0.012 3 59.700 14.687 0.078 6 9.362 349 1 518.81~1 526.68 Ng66 7 400 43.7 0.003 3 224.238 22.398 0.078 1 9.414

下载CSV 表 2 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层压汞测试孔隙结构特征 Table 2 Pore structure characteristics measured by mercury intrusion of reservoirs of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩石毛管压力曲线 Fig. 6 Capillary pressure curves of reservoirs of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

储层酸敏性主要是由于盐酸或氢氟酸与高铁或高钙矿物反应生成沉淀而堵塞孔喉引起的渗透率降低，同时酸化释放出的黏土颗粒也会流动运移而产生或加剧流速敏感性^{[10, 20]}。此次研究利用12% 盐酸+3% 氢氟酸进行酸敏实验来测定样品的酸敏性，注酸前后采用氯化钾溶液测定渗透率。储层酸敏指数(I_a)的计算公式^[21-22]为

式中：I_a为储层酸敏指数，%；K_f为注酸前岩心样品的渗透率，mD；K_a为注酸后所测的渗透率，mD。

对沾化凹陷垦71断块馆陶组2组样品进行的酸敏性实验分析结果(表 3)显示：第1组馆上段中砂岩样品(126-1)注酸前、后的渗透率分别为1 310.0 mD和1 480.0 mD，酸敏指数为-12.98 %，反映储层具有非酸敏性特征(图 7a)；第2组馆下段细砂岩样品(206-1)注酸前、后的渗透率分别为349.0 mD和75.8 mD，酸敏指数为78.28 %，反映储层具有强酸敏性特征(图 7b)。

表 3(Table 3)

表 3 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心酸敏性实验结果 Table 3 Acid sensitivity test results of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin 样品编号 岩性 深度/m 层位 气测渗透率/mD 孔隙度/% 渗透率/mD 酸敏指数(Ia)/% 酸敏类型 注酸前 注酸后 126-1 棕褐色油浸中砂岩 1 459~1 467 Ng5 9 480 30.2 1 310.0 1 480.0 -12.98 非酸敏 206-1 棕褐色油浸细砂岩 1 483~1 491 Ng6 1 320 31.7 349.0 75.8 78.28 强酸敏

下载CSV 表 3 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心酸敏性实验结果 Table 3 Acid sensitivity test results of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层126-1样品(a)和206-1样品(b)的酸敏性实验曲线 Fig. 7 Acid sensitivity test curves for reservoir samples 126-1(a)and 206-1(b)of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

储层碱敏性主要是由于储层矿物颗粒与碱性溶液发生离子交换形成水敏性矿物或直接生成沉淀而堵塞孔喉^{[20, 22]}。此次研究利用氯化钾(KCl)溶液来进行储层碱敏性测试，并用NaOH溶液改变实验流体的pH值，目的是确定造成储层渗透率变化的碱液浓度，并最终确定储层的敏感临界pH值。储层碱敏指数(Ib)的计算公式^[23]为

式中：I_b为储层碱敏指数，%；K_n为不同pH值的碱液对应的渗透率，mD；K_i为初始pH值碱液测定的渗透率，mD。

对沾化凹陷垦71断块馆陶组上段棕褐色油浸中砂岩(126-3)和下段细砂岩(206-3)2组样品进行的碱敏性实验分析结果(表 4)显示，在实验pH值为7.0~13.0时，碱敏指数为5.84%~7.89%，渗透率损害率为0~7.89%，表现为无碱敏、弱碱敏特征；临界pH值为8.5~10.0，平均为9.0。

表 4(Table 4)

表 4 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心碱敏性实验结果 Table 4 Alkali sensitivity test results of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin 样品编号 深度/m 层位 气测渗透率/mD 孔隙度/% pH值 渗透率/mD 伤害率/% 渗透率比值/% 碱敏指数(Ib)/% 碱敏类型 7.0 1 630 0 100.0 8.5 1 660 1.81 102.0 126-3 1 459~1 467 Ng5 7 500 30.6 10.0 1 540 5.84 94.5 5.84 弱碱敏 11.5 1 540 5.84 94.5 13.0 1 540 5.84 94.5 7.0 342 0 100.0 8.5 327 4.59 95.6 206-3 1 483~1 491 Ng6 1 430 29.8 10.0 327 4.59 95.6 7.89 弱碱敏 11.5 317 7.89 92.7 13.0 318 7.55 93.0

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储层的盐敏性主要是黏土矿物易与外来盐水中的离子发生反应，从而使得黏土矿物本身的层状结构发生改变，造成渗透率的降低^{[21, 24]}。不同盐度的流体经过黏土矿物含量较高的储层时，盐度会不断降低，当盐度减小至某值时，随着盐度的继续下降，渗透率变化幅度加大，此时的盐度则为临界盐度^{[22, 25]}。此次研究采用矿化度为1 8761 mg/L的盐水模拟地层水，通过不同矿化度盐水和蒸馏水进行储层盐敏性测试，并最终确定储层的临界盐度。储层盐敏指数(D_s)的计算公式^[23]为

式中：D_s为储层盐敏指数，%；K_s2为临界矿化度之前的渗透率平均值，mD；K_s为蒸馏水测定的岩样渗透率^[21]，mD。

对沾化凹陷垦71断块馆陶组上段和下段2组砂岩样品进行的盐敏性实验分析结果(表 5)显示，第1组棕褐色油浸中砂岩(126-2)测试前、后的渗透率分别为311 mD和371 mD，盐敏指数为16.17%，反映为弱盐敏特征；第2组棕褐色油浸细砂岩(206-2) 测试前、后的渗透率分别为257 mD和309 mD，盐敏指数为16.83%，同样为弱盐敏特征。由此可见，研究区储层临界盐度不高于4 690 mg/L。

表 5(Table 5)

表 5 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心盐敏实验结果 Table 5 Salt sensitivity test results of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin 样品编号 深度/m 层位 气测渗透率/mD 孔隙度/% 渗透率/mD 盐敏指数(Ds)/% 盐敏程度 临界盐度/(mg·L-1) 盐水 蒸馏水 126-2 1 459~1 467 Ng5 4 880 29.2 371 311 16.17 弱盐敏 4 690 206-2 1 483~1 491 Ng6 1 320 30.0 309 257 16.83 弱盐敏 4 690

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储层的速敏性是由于流体流动速率的变化引起地层内矿物或微颗粒的迁移，并在细小的孔隙喉道处形成"桥堵"，堵塞孔隙和喉道，导致储层渗透性下降的现象^{[22, 24]}。速敏性评价的目的是确定储层的临界流速。此次研究利用盐水模拟地层水，对研究区馆陶组砂组样品进行速敏性实验，并最终确定储层的临界流速。储层速敏指数(D_k)计算公式^[23]为

式中：D_k为储层速敏指数，%；K_i为实验中最小流速下的岩样渗透率，即初始渗透率，mD；K_n为实验中不同流速时的岩样渗透率，mD。

样品来自研究区馆陶组第四砂层组7小层(Ng₄⁷)的砂岩，取样深度为1 390.0~1 399.5 m，初始渗透率为31.5 mD，孔隙度为30.49 %。实验流体采用矿化度为15 000 mg/L的模拟地层水作为流动介质，测定每个速度段的渗透率。实验结果(表 6)表明，馆陶组储层在单相盐水中的渗透率随着流速的增加呈下降趋势；测试前、后岩样的渗透率分别为31.5 mD和13.6 mD，速敏损害程度为56.8%，表现为中等偏弱速敏特征，临界流速为6.01 m/d(图 8)。

表 6(Table 6)

表 6 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心模拟地层水速敏性实验结果 Table 6 Velocity sensitivity test results of simulated formation water of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin 流量/(mL·min-1) 流速/(m·d-1) 液体渗透率/mD 渗透率比值/% 速敏指数(Dk)/% 0.5 1.50 31.5 100.0 0 1.0 3.01 28.0 88.9 11.1 2.0 6.01 28.2 89.5 10.5 3.0 9.02 16.8 53.3 46.7 4.0 12.02 12.9 41.0 59.0 5.0 15.03 14.4 45.7 54.3 6.0 18.03 13.6 43.2 56.8

下载CSV 表 6 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心模拟地层水速敏性实验结果 Table 6 Velocity sensitivity test results of simulated formation water of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩心速敏感性实验曲线 Fig. 8 Velocity sensitivity test curve of reservoir cores of Neogene Guantao Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

上述敏感性实验结果表明，渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层具有一致的碱敏性、盐敏性和速敏性特征，但酸敏性特征却不一致。其中储层的碱敏性和盐敏性均较弱，速敏性中等偏弱，馆上段为非酸敏性特征，而馆下段为强酸敏性特征，因此表现为上、下段储层的酸敏感性具有差异性。

总体上，研究区馆陶组砂体为一套河流相沉积，但馆上段和馆下段的沉积亚相并不相同，馆上段为曲流河相沉积，而馆下段为辫状河道沉积^[26-27]。馆上段曲流河相沉积受河床侧向迁移和沉积物侧向加积的影响，在点坝内部会出现多个泥质侧积层，具有点坝或边滩向上变细的沉积特征。通过岩心观察发现，馆上段小层呈明显的正韵律沉积，其厚度约为7.6 m，含多套粉砂质泥岩夹层^[15]；岩性主要为中粗粒岩屑长石砂岩，岩屑以石英和片岩岩屑为主，少量喷出岩屑及泥岩岩屑，含微量的白云石(质量分数为0.5%~2.0%)、黄铁矿和菱铁矿，粒间孔连通较好。馆下段辫状河道沉积时可容纳空间小，以相互叠置的厚层灰白色砂砾岩沉积为主，以砂砾岩、含砾砂岩加粉砂岩、粉砂质泥岩为特征，夹少量薄层浅灰色泥质粉砂岩及灰色、暗红色泥岩，砂砾岩单层厚度为40~50 m。与馆上段相比，辫状河道砂砾岩单层厚度和叠置厚度明显减小，一般为3~10 m，泥质夹层增多、增厚，厚度为3~5 m。岩性主要为含砾不等粒长石岩屑砂岩，岩屑主要为石英岩、结晶岩、喷出岩屑等，铁白云石(质量分数为0.5%~6.0%)、黄铁矿(质量分数大于0.5%)等含量较馆上段增高，孔隙连通性好。因此可以看出，馆上段和馆下段岩性的差异主要还是与沉积亚相的不同有关，曲流河与辫状河道沉积亚相的不同导致了砂体的黏土矿物、白云石、菱铁矿等矿物含量上的差异，从而也影响了馆上段与馆下段储层敏感性的差异现象。

储层速敏性主要与黏土矿物类型及孔喉分布有关，引起速敏性的黏土矿物主要为高岭石和伊利石。研究区馆陶组储层黏土矿物中伊利石相对质量分数为3.0%~9.0%，平均为5.2%；高岭石相对质量分数为25.0%~45.0%，平均为36.6%。高岭石和伊利石的相对含量都不高，高岭石粒径较小，小于孔喉直径，微粒被流体冲出形成"出砂"，因此一般粒径较小的高岭石不会堵塞孔喉；伊利石主要呈片丝状，呈伊蒙混层产出，流速的改变会使伊利石矿物颗粒脱落，当孔喉较小时，在喉道处堆积造成"堵桥"的影响，是主要的速敏因素。毛管压力曲线表明，研究区馆陶组储层孔隙结构总体孔径较大、孔喉分布较均匀，所以伊利石矿物引起速敏损害的能力并不大，注入流体导致的储层速敏性损害程度较低，这与目标区块储层具有中等偏弱的速敏损害评价结果吻合。因此，研究区馆陶组储层黏土矿物引起伤害的能力较弱。由于馆陶组储层砂岩固结程度低，结构疏松，孔隙度变化范围较大(14%~44%)，平均孔喉半径变化范围也较大(9.1~30.2 μm)，因此，颗粒很容易被流体流动冲刷下来，当部分颗粒遇到较小的喉道时，容易形成"堵桥"，从而引起一定的速敏伤害。

储层酸敏性主要是碳酸盐胶结物受盐酸作用后发生溶解，产生新矿物再沉淀或微粒运移堵塞孔隙和喉道，其中铁方解石、铁白云石、菱铁矿与HCl反应产生Fe(OH)₃沉淀或形成非晶质SO2凝胶体堵塞孔隙，或酸蚀释放微粒，微粒运移而堵塞孔隙喉道^[28]；此外黏土矿物绿泥石与盐酸相遇亦会发生溶解形成氢氧化铁胶体沉淀而堵塞喉道，从而产生酸敏效应^[7]。根据岩心、薄片和X射线衍射分析，研究区馆陶组上段储层中的铁白云石、菱铁矿、绿泥石等酸敏性矿物含量很低，因此酸敏特征不明显，而馆陶组下段为辫状河砂岩，以中砂岩为主，储层中铁白云石质量分数达6%，铁白云石微晶结构发育，而绿泥石含量也相对偏高(质量分数为11%)。因此馆陶组下段砂岩显示强酸敏特征，主要原因为岩石中含有较多铁白云石和绿泥石。

(1) 渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层具有高孔高渗特征，孔喉分布较均匀，连通性好。馆上段为曲流河相细粒砂岩，矿物以石英和长石为主，黏土矿物主要为伊利石、高岭石、绿泥石和伊蒙混层，绿蒙混层几乎不发育；馆下段为辫状河流相岩屑长石砂岩，以中粒为主，铁白云石微晶结构常见。馆上段和馆下段储层的碱敏、盐敏、速敏特征基本一致，但在酸敏特征上表现出较为明显的差异性。

(2) 研究区馆陶组河流相细—中粒砂岩储层胶结疏松，整体碱敏、盐敏性均较弱，速敏性中等偏弱，临界流速为6.01 m/d。因此考虑到速敏性影响，在地层条件下应控制注采流速，注入量和注入速率不宜太高，防止颗粒阻塞而降低渗透率和影响开发效果。

(3) 研究区馆下段辫状河砂岩比馆上段的成岩性较好，铁白云石、绿泥石含量相对较高，表现出较强的酸敏性特征。酸敏性程度与绿泥石和铁白云石矿物含量呈正相关，也与较差的孔隙结构具有相关性。因此考虑到酸敏性影响，注入流体应尽量不采用酸性注入体。

(4) 储层速敏和酸敏是高含水油田开发后期储层物性变化的主要影响因素，在进行方案调整时应注意合理注采流速和酸液配方优化。