一种断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法

摘要

本发明属于砂岩储层古孔隙结构恢复技术领域，公开了一种断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法，包括：选取砂岩样品；进行岩石学特征和储集空间定性分析；进行成岩作用和成岩阶段定量分析；计算原始孔隙度；进行减孔增孔成岩作用定量表征，并确定主要成岩时期；建立古孔隙度演化模型；确定关键成岩事件并挑选相应样品，确定关键成岩事件前后样品孔隙结构表征；进行断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复。本发明通过对成岩作用、成岩演化的精细刻画，通过建立静态的多种成岩作用和不同孔隙结构的对应关系，将多个静态信息进行串联，形成动态过程，进而有效揭示断陷湖盆陡坡致密砂岩储层地史时期主要成岩阶段的古孔隙结构特征。

说明书

技术领域

本发明属于砂岩储层古孔隙结构恢复技术领域，尤其涉及一种断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法。

背景技术

目前：中国致密油储量巨大，但石油对外依存度较高，因此，能否勘探开发出更多的致密油，关乎着中国的经济发展和国家安全。学者对细粒致密砂岩储层开展了广泛而深入的研究，但对断陷湖盆陡坡广泛分布的粗粒致密砂岩储层研究较少，尤其对粗粒砂岩储层致密化过程中孔隙结构演化和恢复的研究比较薄弱。

碎屑岩的孔隙结构包括孔隙和喉道，以及它们的形态、规模和分布。孔隙是指碎屑岩颗粒与颗粒集合体之间的空隙，喉道是指岩石中连通不同类型储集空间的狭窄通道，孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值；显然，这3个衡量致密砂岩储层储集油气能力的参数存在内在联系，但又有着较大不同。目前主流研究只能根据孔隙度数值的变化来恢复碎屑岩不同地史时期的古孔隙度，而无法揭示孔隙大小和喉道粗细等参数变化规律。另一方面，前期研究已经证实，对于致密砂岩储层来说，孔隙度大小并不能完全反映储层品质好坏。现有技术研究发现，致密砂岩储层广泛存在高孔低渗的现象，即孔隙度(孔隙体积之和)很大，但由于孔隙多而小，分散分布，且喉道较窄，彼此连通的程度较低，允许石油和天然气通过的能力较低。该类储层不具备良好的孔隙结构，自然也不能成为良好的油气勘探开发目的层。

因此，现有对于致密砂岩古孔隙度的恢复已经不能很好地满足科研和生产需要：设想在某一地史时期，某一致密砂岩储层具有较高的孔隙度，但由于其孔隙结构较差，依然不能很好地允许石油和天然气通过、进入并保存，恢复古孔隙度的实际意义显得不再重要，恢复古孔隙结构的实际意义则凸显出来。

古孔隙度可以被较好的恢复，前人已经做了很多相关工作，但包含古孔隙和古喉道2个重要参数的古孔隙结构，目前尚未见专家学者进行恢复。其难点在于地史时期已经过去，过去的孔隙大小、喉道粗细等信息难以落实。另一方面，现有技术已经证实，孔喉结构与成岩作用直接而紧密相关，而成岩作用和成岩序列(地史时期成岩作用和成岩相的演化)的研究已经较为成熟。

致密砂岩储层的孔隙度不能完全反映其储集油气的能力，该能力还和孔隙结构(孔隙和喉道，以及它们的形态、规模和分布)密切相关。目前学界可以恢复古孔隙度，来揭示不同时期致密砂岩储层的孔隙度大小，但由于无法有效地恢复古孔隙结构，砂岩储层在地史时期储集油气的可能性依然无从得知。

通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：绝大多数情况下，渗透率和孔隙结构只能通过现今的样品测量得到，无法反推古代的或者地质历史时期的，现有技术目前无法恢复古孔隙结构。

解决以上问题及缺陷的难度为：

①现有技术条件仅能够恢复地质历史时期的古孔隙度(数值)，无法对地质历史时期的渗透率(数值)和孔隙结构(形态)进行反演；

②绝大多数情况下，上下不同地层的孔隙结构由于岩性、形成环境差异存在较大差异，无地质联系，不具有演化参考性。

解决以上问题及缺陷的意义为：基于地质学专业“将今论古”核心思想，通过建立科学完善的样品选择与实验的流程规范，采用规范的多条件约束的现今实验数据去建立致密砂岩孔隙结构演化模型。该模型弥补了目前致密砂岩孔隙结构研究的空白，具有理论意义，也能够为将来同类型科研项目提供模型基础，具有推广性和实用性。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法。

本发明是这样实现的，一种断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法，所述断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法选择横跨多个成岩阶段的断陷湖盆陡坡带砂岩样品，选取不同约束条件下的实际资料，不去反推，而是根据连续的，代表古代演化不同阶段的现今样品，进行科学实验、分步解析，建立连续演化样品模型。包括：

步骤一，选取砂岩样品；并对选取的砂岩样品进行岩石学特征和储集空间定性分析；对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品进行成岩作用和成岩阶段定量分析；选择样品并分组的积极作用在于，按照本方法的规范选择样品，得到的数据才能够准确反映不同环境下致密砂岩古孔隙结构的演化过程。

步骤二，针对选取的样品建立成岩相集合；根据概率累积曲线上原始沉积物颗粒含量75％和25％对应的粒径计算特拉斯克分选系数，根据Beard和Weyl经验公式计算原始孔隙度；建立原始孔隙度，才能够建立后续的孔隙度演化模型。

步骤三，进行减孔增孔成岩作用定量表征，并确定主要成岩时期；建立古孔隙度演化模型；基于致密化过程基础模型确定每组样品的关键成岩事件，并在关键成岩事件前后挑选用于孔隙结构和成岩相对比分析的样品；明确关键成岩事件。地质历史时期很漫长，岩石在几百万年甚至几亿年中一直处于演化状态，不可能完全恢复。但最为关键的1个或者几个成岩事件是可以通过岩石的变化来厘定的。即抓主要矛盾。只有理清关键成岩事件，才能够去剖析其前后致密砂岩的变化。

步骤四，确定关键成岩事件前后样品孔隙结构表征；进行断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复。，将连续的古代的地质(古孔隙结构)信息，通过连续的、有关联的、关键节点的现今的地质信息来表达。

进一步，步骤一中，所述选取砂岩样品包括：

根据已有的孔渗分布曲线、伴生泥岩镜质体反射率及其他参数确定取样深度，基于趋势突变点附近的及镜质体反射率热演化阶段转变时对应的深度附近的样品优先且深度区间尽量大的原则选择10组样品，每组4～5个样品；

所述10组样品具体包括：

2组取自水下分流河道中和砾石伴生的粗粒砂岩样品；2组取自水下分流河道中不和砾石伴生的粗粒砂岩样品；

2组取自河口坝微相中不和砾石伴生的粗粒砂岩样品；

2组杂基含量为6％样品，2组杂基含量为12％样品；

所述来源相同的样品具有相似的岩石类型、矿物成分、杂基含量、沉积微相背景、泥地比特征。

进一步，步骤一中，所述对选取的砂岩样品进行岩石学特征和储集空间定性分析包括：

基于岩心观察、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和X衍射分析及其他技术，计算石英、长石和岩屑等碎屑组分含量，明确粗粒砂岩成分成熟度和结构成熟度，分析填隙物组成；

利用岩心常规分析技术测试样品的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率，建立气测渗透率和液测渗透率对应关系，选用两种渗透率参数；

根据薄片鉴定、扫描电镜分析阐明样品孔隙类型、原生孔隙和次生孔隙含量、面孔率、喉道形态及分布及其他特征，直观地对储集空间特征产生印象。

进一步，步骤一中，所述对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品进行成岩作用和成岩阶段定量分析包括：

对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品开展成岩相描述和表征研究，基于普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和阴极发光及其他方法对粗粒致密砂岩储层成岩作用类型和强度进行分析，通过镜下观察以及成岩作用和孔渗数值关系的分析，划分对致密化有促进作用或抑制作用的成岩类型；

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射和阴极发光实验结果，分析自生矿物与成岩现象的出现顺序、粘土矿物混层比、孔隙类型及其他成岩阶段指标，结合得到的伴生泥岩镜质体反射率，参照石油天然气行业碎屑岩成岩阶段的划分标准对致密储层成岩阶段进行划分，建立成岩演化序列。

进一步，步骤二中，所述建立成岩相集合包括：

根据薄片鉴定结果和储层成岩理想化模型计算视压实率、视胶结率、视溶蚀率、微孔隙率以及成岩综合系数，定量表征成岩强度；结合岩石学特征和储集空间定性分析结果、样品成岩作用和成岩阶段定量分析结果以及成岩强度定量分析结果，确定不同样品组内的单个样品成岩相特征表征。

进一步，步骤三中，所述进行减孔增孔成岩作用定量表征包括：

利用普通薄片和铸体薄片鉴定技术、物性测试技术，获得样品总面孔率、粒间孔面孔率、胶结物及杂基微孔面孔率、现今胶结物体积分数和孔隙度及其他参数，根据Hubbert经验公式计算压实因子和压实作用减孔量，绘制压实减孔曲线。

进一步，所述确定主要成岩时期包括：

利用电子探针、微区碳氧同位素及其他测试手段对主要溶蚀矿物和主要自生矿物精细解剖，根据碳氧同位素测定结果分析胶结物元素来源及溶蚀作用类型，根据电子探针测定结果分析溶蚀产物去向，确定参与水岩作用的化学组分和反应类型，明确硅质和钙质胶结物形成机制；

对胶结物中的包裹体进行测温，明确碳酸盐岩胶结物和硅质胶结物形成时的古地温，据此划分胶结物形成期次，结合埋藏史明确胶结作用形成时间，根据水岩作用类型判断与胶结作用相关的溶蚀作用发生时间；根据激光拉曼成分分析结果，判断有机质成熟、烃类充注和成岩作用的关系；根据粘土矿物X衍射测试结果和水岩作用类型研究结果，明确粘土矿物胶结发生时间。

进一步，步骤三中，所述建立古孔隙度演化模型包括：

将水岩作用研究与定量成岩分析结果有机结合，对压实减孔曲线的关键节点进行校正，形成砂岩储层致密化曲线，建立致密化过程模型。

进一步，步骤四中，所述确定关键成岩事件前后样品孔隙结构表征包括：

在对储集空间定性描述的基础上，利用恒速压汞、核磁共振和纳米CT扫描技术定量表征孔隙和喉道的尺寸，根据测量结果进行合理分类；基于样品孔隙大小和喉道宽窄测量数据，通过绘制孔喉尺寸分布直方图并计算高压压汞分选系数、峰态、均值系数、歪度及其他参数，结合镜下观察，明确不同样品内不同尺寸和类型的孔隙和喉道的分布特征；

利用恒速压汞技术测定样品的孔喉比，并联合核磁共振技术对测定数值适当校正；利用铸体薄片鉴定和CT扫描技术对样品的配位数进行确定，结合其它定性分析，明确样品孔隙和喉道的配置关系及连通性。

进一步，步骤四中，所述进行断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复

以每个样品组为单位，基于各样品成岩相—孔隙结构耦合关系和不同孔隙结构对应的孔隙度大小，在成岩相和孔隙度双重限定下完善粗粒砂岩致密化过程基础模型，明确在不同沉积微相、是否与砾石伴生以及不同杂基含量等地质条件影响下伴随粗粒砂岩储层致密化的古孔隙结构演化特征。

结合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：本发明通过对不同地史时期致密砂岩经历的成岩演化阶段和其间发生的主要成岩作用研究，建立成岩作用及成岩序列和孔隙结构之间的对应关系，以成岩作用和成岩序列为桥梁和纽带，反推地史时期古孔隙结构的演化，恢复古孔隙结构在致密砂岩不同致密期的特征，从一个方面来论证致密砂岩存储油气的可能性。

本发明是致密砂岩储层致密化研究的一次创新，可以更清晰地明确在过去的地史时期中，不同的致密砂岩储层能否得到石油和天然气的有效充注，这为致密砂岩储层“甜点”预测，以及从“甜点”中开采出更多的致密油气提供了重要的技术支持。

本发明通过对成岩作用、成岩演化的精细刻画，通过建立静态的多种成岩作用和不同孔隙结构的对应关系，将多个静态信息进行串联，形成动态过程，进而有效揭示断陷湖盆陡坡致密砂岩储层地史时期主要成岩阶段的古孔隙结构特征。本发明选择横跨多个成岩阶段的断陷湖盆陡坡带砂岩样品，选取不同约束条件下的实际资料，不去反推，而是根据连续的，代表古代演化不同阶段的现今样品，进行科学实验、分步解析，建立连续演化样品模型。其他研究者可以依靠本发明的方法建立的模型，去推测他们研究的古孔隙结构演化过程。

本发明的方法和技术基于地质学专业“将今论古”核心思想，通过建立科学完善的样品选择与实验的流程规范，采用规范的多条件约束的现今实验数据去建立致密砂岩孔隙结构演化模型。该模型弥补了目前致密砂岩孔隙结构研究的空白，具有理论意义，也能够为将来同类型科研项目提供模型基础，具有推广性和实用性。基于本发明技术的思路延伸，对国家致密油气研究和勘探开发实践均起到了重要支持作用。

附图说明

图1是本发明实施例提供的断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法流程图。

图2是本发明实施例提供的对选取的砂岩样品进行岩石学特征和储集空间定性分析的方法流程图。

图3是本发明实施例提供的对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品进行成岩作用和成岩阶段定量分析的方法流程图。

图4是本发明实施例提供的建立成岩相集合的方法流程图。

图5是本发明实施例提供的确定主要成岩时期的方法流程图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法，下面结合附图对本发明作详细的描述。

如图1所示，本发明实施例提供的断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复方法包括：

S101，选取砂岩样品；并对选取的砂岩样品进行岩石学特征和储集空间定性分析；对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品进行成岩作用和成岩阶段定量分析；

S102，针对选取的样品建立成岩相集合；根据概率累积曲线上原始沉积物颗粒含量75％和25％对应的粒径计算特拉斯克分选系数，根据Beard和Weyl经验公式计算原始孔隙度；

S103，进行减孔增孔成岩作用定量表征，并确定主要成岩时期；建立古孔隙度演化模型；基于致密化过程基础模型确定每组样品的关键成岩事件，并在关键成岩事件前后挑选用于孔隙结构和成岩相对比分析的样品；

S104，确定关键成岩事件前后样品孔隙结构表征；进行断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复。

本发明实施例提供的选取砂岩样品包括：

根据已有的孔渗分布曲线、伴生泥岩镜质体反射率及其他参数确定取样深度，基于趋势突变点附近的及镜质体反射率热演化阶段转变时对应的深度附近的样品优先且深度区间尽量大的原则选择10组样品，每组4～5个样品。

本发明实施例提供的10组样品具体包括：

2组取自水下分流河道中和砾石伴生的粗粒砂岩样品；2组取自水下分流河道中不和砾石伴生的粗粒砂岩样品；

2组取自河口坝微相中不和砾石伴生的粗粒砂岩样品；

2组杂基含量为6％样品，2组杂基含量为12％样品；

所述来源相同的样品具有相似的岩石类型、矿物成分、杂基含量、沉积微相背景、泥地比特征。

如图2所示，本发明实施例提供的对选取的砂岩样品进行岩石学特征和储集空间定性分析包括：

S201，基于岩心观察、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和X衍射分析及其他技术，计算石英、长石和岩屑等碎屑组分含量，明确粗粒砂岩成分成熟度和结构成熟度，分析填隙物组成；

S202，利用岩心常规分析技术测试样品的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率，建立气测渗透率和液测渗透率对应关系，选用两种渗透率参数；

S203，根据薄片鉴定、扫描电镜分析阐明样品孔隙类型、原生孔隙和次生孔隙含量、面孔率、喉道形态及分布及其他特征，直观地对储集空间特征产生印象。

如图3所示，本发明实施例提供的对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品进行成岩作用和成岩阶段定量分析包括：

S301，对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品开展成岩相描述和表征研究，基于普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和阴极发光及其他方法对粗粒致密砂岩储层成岩作用类型和强度进行分析，通过镜下观察以及成岩作用和孔渗数值关系的分析，划分对致密化有促进作用或抑制作用的成岩类型；

S302，根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射和阴极发光实验结果，分析自生矿物与成岩现象的出现顺序、粘土矿物混层比、孔隙类型及其他成岩阶段指标，结合得到的伴生泥岩镜质体反射率，参照石油天然气行业碎屑岩成岩阶段的划分标准对致密储层成岩阶段进行划分，建立成岩演化序列。

如图4所示，本发明实施例提供的建立成岩相集合包括：

S401，根据薄片鉴定结果和储层成岩理想化模型计算视压实率、视胶结率、视溶蚀率、微孔隙率以及成岩综合系数，定量表征成岩强度；

S402，结合岩石学特征和储集空间定性分析结果、样品成岩作用和成岩阶段定量分析结果以及成岩强度定量分析结果，确定不同样品组内的单个样品成岩相特征表征。

本发明实施例提供的进行减孔增孔成岩作用定量表征包括：

利用普通薄片和铸体薄片鉴定技术、物性测试技术，获得样品总面孔率、粒间孔面孔率、胶结物及杂基微孔面孔率、现今胶结物体积分数和孔隙度及其他参数，根据Hubbert经验公式计算压实因子和压实作用减孔量，绘制压实减孔曲线。

如图5所示，本发明实施例提供的确定主要成岩时期包括：

S501，利用电子探针、微区碳氧同位素及其他测试手段对主要溶蚀矿物和主要自生矿物精细解剖，根据碳氧同位素测定结果分析胶结物元素来源及溶蚀作用类型，根据电子探针测定结果分析溶蚀产物去向，确定参与水岩作用的化学组分和反应类型，明确硅质和钙质胶结物形成机制；

S502，对胶结物中的包裹体进行测温，明确碳酸盐岩胶结物和硅质胶结物形成时的古地温，据此划分胶结物形成期次，结合埋藏史明确胶结作用形成时间，根据水岩作用类型判断与胶结作用相关的溶蚀作用发生时间；根据激光拉曼成分分析结果，判断有机质成熟、烃类充注和成岩作用的关系；根据粘土矿物X衍射测试结果和水岩作用类型研究结果，明确粘土矿物胶结发生时间。

本发明实施例提供的建立古孔隙度演化模型包括：

将水岩作用研究与定量成岩分析结果有机结合，对压实减孔曲线的关键节点进行校正，形成砂岩储层致密化曲线，建立致密化过程模型。

本发明实施例提供的确定关键成岩事件前后样品孔隙结构表征包括：

在对储集空间定性描述的基础上，利用恒速压汞、核磁共振和纳米CT扫描技术定量表征孔隙和喉道的尺寸，根据测量结果进行合理分类；基于样品孔隙大小和喉道宽窄测量数据，通过绘制孔喉尺寸分布直方图并计算高压压汞分选系数、峰态、均值系数、歪度及其他参数，结合镜下观察，明确不同样品内不同尺寸和类型的孔隙和喉道的分布特征；

利用恒速压汞技术测定样品的孔喉比，并联合核磁共振技术对测定数值适当校正；利用铸体薄片鉴定和CT扫描技术对样品的配位数进行确定，结合其它定性分析，明确样品孔隙和喉道的配置关系及连通性。

本发明实施例提供的进行断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复

以每个样品组为单位，基于各样品成岩相—孔隙结构耦合关系和不同孔隙结构对应的孔隙度大小，在成岩相和孔隙度双重限定下完善粗粒砂岩致密化过程基础模型，明确在不同沉积微相、是否与砾石伴生以及不同杂基含量等地质条件影响下伴随粗粒砂岩储层致密化的古孔隙结构演化特征。

下面结合具体实施例对本发明的技术方案作进一步说明。

实施例1：

具体技术方案

(1)砂岩样品选取流程与规范：①基于沉积微相类型差异、砾石影响、杂基影响及样品组实验重复性考虑，首先选择10组样品，每组4～5个样。10组样品由3部分组成，第一部分包含4组样品，其中2组取自水下分流河道中和砾石伴生的粗粒砂岩，2组取自水下分流河道中不和砾石伴生的粗粒砂岩；第二部分包含2组样品，取自河口坝微相中不和砾石伴生的粗粒砂岩；第三部分包含4组样品，其中2组样品杂基含量约等于6％，2组样品杂基含量约等于12％(前期研究表明杂基平均值约为9％)。在各自组内，要求样品具有相似的岩石类型、矿物成分、杂基含量、沉积微相背景、泥地比特征等，确保沉积基础、成岩体系封闭程度以及其它地质特征相近；取样深度根据已有的孔渗分布曲线、伴生泥岩镜质体反射率等参数确定，优先选择趋势突变点附近的及镜质体反射率热演化阶段转变时对应的深度附近的样品，深度区间尽量大。

(2)岩石学特征和储集空间定性分析：基于岩心观察、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和X衍射分析等技术，计算石英、长石和岩屑等碎屑组分含量，明确粗粒砂岩成分成熟度和结构成熟度，分析填隙物组成；利用岩心常规分析技术测试样品的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率，建立气测渗透率和液测渗透率对应关系，酌情选用两种渗透率参数；根据薄片鉴定、扫描电镜分析阐明样品孔隙类型、原生孔隙和次生孔隙含量、面孔率、喉道形态及分布等特征，直观(但精度有限)地对储集空间特征产生印象。

(3)成岩作用和成岩阶段定量分析：对每组样品内部现今具有不同成岩特征的每个样品开展成岩相描述和表征研究，基于普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和阴极发光等实验技术对粗粒致密砂岩储层成岩作用类型和强度进行分析，通过镜下观察以及成岩作用和孔渗数值关系的分析，划分对致密化有促进作用或抑制作用的成岩类型。根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射和阴极发光实验结果，分析自生矿物与成岩现象的出现顺序、粘土矿物混层比、孔隙类型等成岩阶段指标，结合前期研究获得的伴生泥岩镜质体反射率，参照石油天然气行业碎屑岩成岩阶段的划分标准(SY/T5477-2003)对致密储层成岩阶段进行划分，建立成岩演化序列。

(4)成岩相集合建立：根据薄片鉴定结果和储层成岩理想化模型计算视压实率、视胶结率、视溶蚀率、微孔隙率以及成岩综合系数等，用以定量表征成岩强度；综合上述定性和定量的分析结果，完成不同样品组内的单个样品成岩相特征表征。对应10组样品建立10套成岩相集合，每个集合内部不同样品的成岩相虽然不同，但成因相关，处于同一个成岩演化序列上的不同阶段。

(5)原始孔隙度计算：根据概率累积曲线上原始沉积物颗粒含量75％和25％对应的粒径计算特拉斯克分选系数，根据Beard和Weyl经验公式计算原始孔隙度。

(6)减孔增孔成岩作用定量表征：利用普通薄片和铸体薄片鉴定技术、物性测试技术，获得样品总面孔率、粒间孔面孔率、胶结物及杂基微孔面孔率、现今胶结物体积分数和孔隙度等参数，根据Hubbert经验公式计算压实因子和压实作用减孔量，绘制压实减孔曲线。

(7)主要成岩时期确定：利用电子探针、微区碳氧同位素等测试技术对主要溶蚀矿物和主要自生矿物精细解剖，根据碳氧同位素测定结果分析胶结物元素来源及溶蚀作用类型，根据电子探针测定结果分析溶蚀产物去向，进而探明参与水岩作用的化学组分和反应类型，揭示硅质和钙质胶结物形成机制。对胶结物中的包裹体进行测温，明确碳酸盐岩胶结物和硅质胶结物形成时的古地温，据此划分胶结物形成期次，结合埋藏史研究(已经完成)明确胶结作用形成时间，根据水岩作用类型研究推断与胶结作用相关的溶蚀作用发生时间；根据激光拉曼成分分析结果，判断有机质成熟、烃类充注和成岩作用的关系；根据粘土矿物X衍射测试结果和水岩作用类型研究认识，明确粘土矿物胶结发生时间。

(8)古孔隙度演化模型建立：将水岩作用研究与定量成岩分析结果有机结合，对压实减孔曲线的关键节点进行校正，形成砂岩储层致密化曲线，建立致密化过程模型。

(9)关键成岩事件分析及关键成岩事件前后样品挑选：基于致密化过程基础模型确定每组样品的关键成岩事件，在关键成岩事件前后挑选用于孔隙结构和成岩相对比分析的样品。

(10)关键成岩事件前后样品孔隙结构表征：在对储集空间定性描述的基础上，利用恒速压汞、核磁共振和纳米CT扫描技术定量表征孔隙和喉道的尺寸，考虑到样品的地质特性、恒速压汞和核磁共振的技术特点，采取多技术联合的方法开展研究，并根据测量结果进行合理分类。在对样品孔隙大小和喉道宽窄测量的基础上，通过绘制孔喉尺寸分布直方图并计算高压压汞分选系数(Sp)、峰态(Kp)、均值系数(α)、歪度(Skp)等参数，结合镜下观察，对不同样品内不同尺寸和类型的孔隙和喉道的分布特征进行阐述。主要利用恒速压汞技术测定样品的孔喉比，并联合核磁共振技术对测定数值适当校正；利用铸体薄片鉴定和CT扫描技术对样品的配位数进行研究，结合其它定性分析，揭示样品孔隙和喉道的配置关系及连通性。

(11)断陷湖盆陡坡致密砂岩储层古孔隙结构恢复：以每个样品组为单位，基于各样品成岩相—孔隙结构耦合关系和不同孔隙结构对应的孔隙度大小，在成岩相和孔隙度双重限定下完善粗粒砂岩致密化过程基础模型，明确在不同沉积微相、是否与砾石伴生以及不同杂基含量等地质条件影响下伴随粗粒砂岩储层致密化的“古孔隙结构”演化特征。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。