松辽盆地南部大安地区姚一段特低渗砂岩成岩作用与成岩相

2023-01-13何庆斌张继红

成都理工大学学报（自然科学版） 2022年6期

何庆斌, 张继红

(1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163316；2.中国石油吉林油田分公司红岗采油厂，吉林松原 138000)

低渗透砂岩是油藏开发中后期主要的油藏类型，准确预测低渗透砂岩质量变化，在整体低渗背景下明确相对优质储层分布是这类岩性油藏高效开发的关键[1]。而储层物性的形成主要受沉积和成岩作用控制，尤其是碎屑岩沉积后普遍经历强烈的成岩改造[2]，其类型和强度差异是决定储层质量的关键[3]。传统的成岩作用研究通过对成岩作用特征的定性描述来确定储层致密化成因，对不同类型储层分布预测缺乏定量手段。成岩相作为储层性质、类型、质量的成因标志，通过建立成岩作用与物性演化之间的成因联系，确定有效储集体的成因、分布，从而有效地指导油气开发[4-5]。自1984年美国学者L.B.Railback首次提出成岩相的概念以来[6]，国内外学者对成岩相进行了大量的研究，如郑欣等[7]通过铸体薄片和储层参数交汇将西湖凹陷平湖组划分为4种成岩相，发现不同类型成岩相孔隙结构和储层物性差异明显；曹江骏等[8]利用测井和薄片数据将西峰地区长7油层细分为5种成岩相，强调成岩演化形成的特低孔喉是影响渗流的关键；黎盼等[9]也基于测井响应特征将华庆地区长63段储层划分为绿泥石薄膜胶结-粒间孔相、伊利石胶结-溶蚀相等7种成岩相，并恢复了低渗透砂岩孔隙演化；李秋鹏等[10]根据成岩作用对物性的影响将彬长地区长6低渗透砂岩分为强压实、强溶蚀、弱溶蚀、强钙质胶结和微裂缝等5种成岩相，认为长6段优质储层受成岩相控制。这些研究表明成岩相是控制孔隙演化和物性形成的重要因素，通过成岩相研究追溯次生孔隙，可以在大面积低渗背景下预测相对高孔渗的优质储层。成岩相作为低渗透储层研究的重要内容，是优质储层预测和油藏高效开发的重要手段；但不同学者对成岩相的分类和命名缺乏统一的认识，多从定性角度如以成岩矿物、成岩事件或成岩环境等提出各自的命名方案，成岩相的划分也缺少定量指标，极大地限制了成岩相在低渗透砂岩储层研究中的应用[11-12]。本次研究在成岩作用及其对物性影响分析的基础上，结合视压实率、视胶结率和视溶蚀率等成岩强度参数进行成岩相定量划分，明确各成岩相特征、孔隙演化路径及物性差异成因，为松辽盆地南部大安地区特低渗油藏高效开发提供依据。

1 区域地质概况

大安地区位于松辽盆地中央凹陷区南部红岗阶地，紧邻长岭凹陷、古龙凹陷等主要的生油凹陷，是盆地南部低渗、低产、低丰度“三低油气藏”的典型代表[13]。上白垩统自下而上依次为泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组和四方台组，其中姚家组第一段(简称“姚一段”)葡萄花油层是盆地中浅层五大油层之一，也是大安地区主要含油层段(图1)。大安地区姚一段埋深1.8～2.2 km，是一个由两侧长轴背斜夹持的北倾向斜。姚一段储层全区发育，属浅水辫状河三角洲沉积，以三角洲前缘水下分流河道、河口坝和席状砂为主，具有砂体面积大、厚度薄、粒度细的特点。

图1 大安地区姚一段顶面构造及地层综合柱状图Fig.1 Structure of the top surface of the first member of Yaojia Formation and comprehensive stratigraphic column in Da’an area

体面积大、厚度薄、粒度细的特点。

2 特低渗砂岩储层特征

姚一段储层粒度偏细，以粉砂岩(体积分数为43.75%)和泥质粉砂岩(38.62%)为主，含少量细砂岩(15.83%)。颗粒分选性和磨圆度为中等-较好，呈次棱角、次圆状，以点-线接触为主。砂岩为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩(图2)，颗粒中长石、火山岩碎屑的体积分数较高，分别为26%～57%和26%～48%，平均为35.64%和32.72%；石英的体积分数仅为15.24%。胶结物的体积分数约为17.02%，以黏土矿物(8.36%)、方解石(4.36%)、石英加大(2.32%)为主，含少量片钠铝石(1.08%)。孔隙度为2.72%～20.91%，平均为13.07%；渗透率为(0.01～61.71)×10-3μm2，64%的样品渗透率<1.0×10-3μm2，平均为0.94×10-3μm2：属低孔低渗、低孔特低渗砂岩储层。

图2 大安地区姚一段储层岩石类型及物性分布直方图Fig.2 Reservoir lithology and physical property distribution of the first member of Yaojia Formation in Da’an area

姚一段储层孔径细小、连通性差，最大孔喉半径为0.52～7.18 μm，平均为3.19 μm，中值半径为0.02～1.32 μm，平均为0.65 μm；70%的样品排驱压力>1.50 MPa，平均为3.44 MPa。储集空间以残余粒间孔(53%)、粒内溶孔(29%)为主，面孔率为2.40%～5.21% 和1.51%～3.60%，平均为3.82%和1.91%；含少量粒间溶孔(11%)、晶间微孔(5%)和微裂缝(1%)，面孔率平均为0.81%、0.30%和0.11%。

3 特低渗砂岩成岩作用类型及序列

储层埋藏后，由温度、压力、流体性质等成岩环境变化在储层内引发一系列成岩作用，在破坏原生孔隙的同时形成一定的次生孔隙，是控制物性演化的重要因素[14]。显微镜下观察表明研究区破坏性成岩作用主要有机械压实、碳酸盐胶结、硅质和伊利石胶结等；绿泥石和高岭石环边胶结、长石和岩屑溶蚀对物性保存、改善具有积极作用，是主要的建设性成岩作用。

3.1 机械压实作用

虽然姚一段储层埋深仅有1.8～2.2 km，但碎屑粒度细、岩屑和杂基等塑性组分含量高、储层抗压实能力弱，压实强度中等-较强，视压实率为18%～75%。显微镜下常见石英、长石等刚性颗粒表面挤压破裂，岩屑、黏土杂基等柔性颗粒压扁变形、顺向排列等压实组构(图3-A)，局部见长石、石英镶嵌状接触。

图3 大安地区姚一段特低渗砂岩成岩作用特征Fig.3 Digenesis characteristics of ultra-low permeability sandstone of the first member of Yaojia Formation in Da’an area(A)石英表面挤压破裂,黑云母挤压变形，D32井,深度 1 556 m,(-);(B)毛发状伊利石充填孔隙,D33井,深度 1 600 m,SEM;(C)叶片状绿泥石呈环边状包裹石英,D45-12井,深度 1 715 m,SEM;(D)颗粒表面绿泥石包膜,以线接触为主,D201井,深度 1 685 m,(+);(E)书页状高岭石呈包膜状覆盖石英,D33井,深度 1 569 m,SEM;(F)方解石基底式胶结,石英和长石被方解石交代,D18井,深度 1 494 m,(-);(G)铁方解石孔隙式胶结,H87井,深度 1 713 m,(-);(H)石英次生加大,D27井,深度 1 439 m,(-);(I)长石不规则溶孔内见自生石英呈六方柱状,D28井,深度 1 650 m,SEM;(J)片钠铝石充填长石粒内溶孔,H90井,深度 1 730 m,(-);(K)方解石交代长石,D27井,深度 1 431 m,(-);(L)黏土矿物交代石英、长石,D34井,深度 1 650 m,(+);(M)长石粒内溶孔,D32井,深度 1 555 m,(-);(N)岩屑不规则粒内溶孔,D32井,深度 1 557 m,(-);(O)溶扩缝,D33井,深度 1 589 m,(-)。Q.石英;Ms.黑云母;I.伊利石;Chl.绿泥石;Gao.高岭石;Ca.方解石;Fsp.长石;Fe-Ca.铁方解石;P.片钠铝石; Ms.岩屑

3.2 胶结作用

研究区胶结物类型多、含量高，镜下见黏土矿物、碳酸盐、硅质和片钠铝石、长石加大等多类型、多期次胶结，视胶结率普遍大于30%，平均为34.15%。

3.2.1 黏土矿物胶结

姚一段黏土矿物含量较高，以伊利石(相对含量：40.33%)、绿泥石(38.21%)为主，伊蒙混层和高岭石相对含量为19.58%和10.75%，各黏土矿物成因及对物性的影响存在差异。伊利石主要形成于中成岩A期，钾长石溶蚀形成的Al3+、K+是伊利石形成的物质基础[15]，同时高岭石、伊蒙混层转化也是伊利石的重要来源，随埋深增加伊利石含量明显增大。伊利石集合体呈片丝状、毛发状、蜂巢状以孔隙充填形式产出，占据大量粒间体积(图3-B)，随伊利石含量增加，物性明显下降(图4-A)。伊蒙混层黏土矿物形成于早成岩阶段，呈絮状充填孔隙，将粒间孔分隔成若干小孔，增加孔隙迂回度，破坏储层物性(图4-B)。

绿泥石主要形成于早成岩A期，呈包膜状、环边状覆盖在颗粒表面，厚度为1～3 μm(图3-C)，绿泥石包膜持续生成所增加的机械强度抵消了部分机械压实[16]，样品压实强度较弱(图3-D)，物性也随绿泥石含量增加而改善(图4-C)。通常绿泥石形成于富铁的碱性环境，姚一段高含量的火山岩碎屑在三角洲前缘环境中水解、絮凝形成含铁沉积，与蒙脱石结合转化成绿泥石，是本区绿泥石的重要来源。高岭石呈假六方板状、蠕虫状附着在颗粒表面或充填于粒内溶孔(图3-E)，虽然破坏了一定的孔隙，但高岭石衬垫式胶结阻碍了压实的进行，同时高岭石晶间残余大量晶间微孔，作为流体通道扩大溶蚀范围，有利于物性改善(图4-D)。

图4 大安地区姚一段砂岩黏土矿物、碳酸盐矿物含量与孔隙度的关系Fig.4 The relationship between clay mineral, carbonate and porosity of the first member 8of Yaojia Formation in Da’an area

3.2.2 碳酸盐胶结

研究区碳酸盐胶结物的平均质量分数为4.36%，分为早期方解石和晚期铁方解石、白云石两种类型，是造成物性变差的重要原因(图4-E)。姚一段沉积期，气候干旱、水体浅、盐度高，方解石从地层水中过饱和析出，呈连晶状充填粒间孔隙，碎屑颗粒呈漂浮状松散的分布、被方解石交代成锯齿状(图3-F)，压实作用普遍较弱，表明方解石胶结虽然堵塞了部分原生孔，但也有效地抑制了机械压实；同时作为中成岩A期酸性溶蚀的物质基础，为粒间溶孔的形成提供必要条件。晚期铁方解石呈嵌晶状充填粒间孔(图3-G)，是早期方解石重结晶过程中与富Fe2+流体进行离子交换的产物[17]。不同成因碳酸盐δ13C和δ18O关系表明，早期方解石的δ13C、δ18O相对偏重，形成于低温环境；晚期铁方解石δ13C和δ18O相对偏轻(图5)，δ13C普遍小于-6.00‰，指示铁方解石形成时温度较高，且有大量有机成因CO2混入，可能是烃源岩大规模排烃时形成的还原性酸性流体将地层中Fe3+还原成Fe2+时与方解石结合的产物。

图5 大安地区姚一段碳酸盐胶结物δ13C与δ18O关系Fig.5 Relationship between δ13C and δ18O in carbonate cement in the first member of Yaojia Formation in Da’an area

3.2.3 硅质胶结

硅质胶结以石英Ⅱ级(42%)、Ⅰ级(29%)加大为主(图3-H)，是早成岩B期石英压溶、黏土矿物转化释放的游离态硅质在碎屑表面再生长、连接而成，宽度为2～6 μm，也是破坏储层物性的重要因素(图4-F)。自生石英是长石溶蚀形成的SiO2过饱和沉淀形成的，多见于长石粒内溶孔表面，呈六方柱状垂直孔壁生长(图3-I)，指示其为中成岩A期溶蚀作用的产物。

3.2.4 片钠铝石胶结

片钠铝石含量较低，其质量分数仅为1.08%，呈放射状、毛发状充填、堵塞粒间孔，造成一定的物性变差。片钠铝石通常形成于富Na+、Al3+的偏碱性流体和高CO2分压的环境中[18]，镜下见片钠铝石充填长石粒内溶孔(图3-J)；与片钠铝石平衡的CO2的δ13C为-8.71‰～-6.92‰，表明片钠铝石形成时有深部无机CO2混入。研究区出现片钠铝石的钻井多邻近西侧大安逆断层，进一步证实片钠铝石形成时间晚，是深部岩浆活动的产物。

3.2.5 自生长石胶结

姚一段长石加大的含量较低，以长石次生加大边或细小的自形晶充填形式产出，形成于中成岩A期具较高温度、压力的富SiO2、Al2O3、Na+、K+的弱碱性环境中，对物性影响较小。

3.3 交代作用

交代作用有方解石交代长石、岩屑，沿颗粒边缘交代呈不规则状(图3-K)；伊利石交代碎屑石英、长石(图3-L)；白云石沿颗粒边缘向中心交代方解石、铁方解石等3种类型。

3.4 溶蚀作用

姚一段储层溶蚀作用以中成岩A期长石、不稳定岩屑粒内溶蚀为主，溶蚀孔的面孔率为1.51%～5.22%，平均为2.71%；溶蚀强度中等，视溶蚀率为5%～52%，平均为26.62%。显微镜下见长石溶蚀成蜂窝状、包壳状或长条状孔隙，部分溶蚀成残骸状铸模孔(图3-M)，不稳定岩屑溶蚀成蜂窝状、不规则状粒内溶孔(图3-N)。同时见少量方解石胶结物窗格状粒间溶蚀，局部酸性流体沿微裂缝溶蚀形成锯齿状溶扩缝(图3-O)。

3.5 成岩阶段与序列

姚一段储层的镜质体反射率(Ro)为0.57%～1.33%，平均为0.84%；S(质量分数)为15%～25%，平均为21.32%：表明有机质演化达到成熟，处于中成岩A期。储层经历了早成岩A期压实成岩、早成岩B期胶结成岩、中成岩A期溶蚀成岩和胶结交代成岩4个阶段，随着埋深、水介质环境变化，不同类型自生矿物依次沉淀，形成规律性的成岩矿物组合。归纳本区特低渗砂岩成岩序列为：机械压实→绿泥石、高岭石包膜→石英加大→方解石胶结→油气侵位→长石、岩屑溶蚀→自生石英→长石加大→铁方解石、白云石胶结→片钠铝石胶结(图6)。

图6 大安地区姚一段特低渗砂岩成岩序列Fig.6 Diagenetic sequence of ultra-low permeability sandstone in the first member of Yaojia Formation in Da’an area

4 特低渗砂岩成岩相类型及特征

4.1 致密砂砾岩储层成岩相类型

成岩相是特定成岩环境中碎屑岩经受各种有机、无机反应形成的具有一定共生矿物组合和成岩组构特征、反映成岩演变结果的岩石单元[19]。虽然成岩相已广泛应用于低渗透砂岩储层预测，但不同学者对成岩相的划分仍主要以成岩作用类型、特征的定性描述为主，缺少定量指标。姚一段特低渗砂岩形成时受压实、胶结和溶蚀作用影响。其中压实和胶结作用破坏原生孔隙，是形成低渗、特低渗砂岩的主要原因；而溶蚀作用形成的次生孔隙是物性改善的关键。视压实率、视胶结率、视溶蚀率作为成岩作用强度的定量表征[20]，本次研究以30%和50%为界，将各类成岩作用分为偏弱、中等和较强等3种类型，并通过视压实率和视胶结率、视溶蚀率关系，将姚一段特低渗砂岩储层划分为5种成岩相，以控制物性形成、演化的两种最主要成岩作用将其命名为强压实弱胶结相、弱压实强胶结相、中压实中胶结相、弱压实中溶蚀相和弱胶结中溶蚀相(图7)，各成岩相主要的成岩作用类型、强度差异是造成其物性、孔隙组合差异的主要原因。

图7 大安地区姚一段成岩相划分Fig.7 Division of diagenetic facies for the first member of Yaojia Formation in Da’an area

4.2 强压实弱胶结成岩相

强压实弱胶结成岩相分布在三角洲前缘分流间湾沉积中，以泥质粉砂岩为主，粒度细、泥质含量高、抗压实能力弱，视压实率普遍超过50%，为50.28%～73.71%，平均为61.94%；视胶结率为11.25%～38.85%，平均为22.33%；视溶蚀率仅有15%，物性最差(图8)。通过薄片统计不同成因孔隙和胶结物面孔率，在初始孔隙度恢复的基础上，定量计算沉积后初始孔隙度(q1)、压实后剩余粒间孔隙度(q2)、胶结后剩余孔隙度(q3)、溶蚀后残留孔隙度(q4)表明，强压实弱胶结成岩相初始孔隙度(q1)为30.78%～32.55%，在压实作用下黏土杂基挤压变形、占据粒间体积，造成16.03%～17.98%的孔隙度损失；压实后剩余粒间孔隙度(q2)为12.80%～16.50%，压实作用是造成物性变差的主要原因；胶结成岩阶段石英和方解石胶结后剩余孔隙度(q3)为7.32%～8.96%，酸性溶蚀成岩阶段有机酸难以大规模进入，次生溶孔规模有限；计算次生溶蚀后孔隙度(q4)为8.10%～9.50%，现今孔隙度为6.50%～9.11%，平均为7.64%，渗透率普遍小于0.1×10-3μm2，为特低孔超低渗储层。强压实弱胶结成岩相储集空间以黏土矿物晶间孔为主，见少量残余粒间孔、粒间溶孔；孔喉细小、连通性差，孔喉半径为0.41～1.23 μm，平均为0.68 μm；排驱压力为3～11 MPa，平均为4.63 MPa，最大进汞饱和度仅37.17%。

图8 姚一段各成岩相孔隙度与渗透率关系Fig.8 Relationship between porosity and permeability among different diagenesis facies in the first member of Yaojia Formation in Da’an area

4.3 弱压实强胶结成岩相

弱压实强胶结成岩相主要分布在水下分流河道侧缘沉积中，以泥质粉砂岩、粉砂岩为主(图9)，成岩作用以方解石、铁方解石胶结、交代和方解石胶结物溶蚀为主。由于方解石基底式胶结，视胶结率最高，平均为61.03%。初始孔隙度(q1)为30.31%～32.53%，姚一段沉积时气候干旱，地层水中高浓度的Ca2+随分流间湾泥岩的压实水流向外排出，首先进入邻近的分流河道侧缘形成方解石沉淀，抑制了压实作用，导致该成岩相压实强度普遍较低，视压实率仅为13.07%～30.14%，由压实作用造成的孔隙度损失8.58%～10.42%；压实后剩余粒间孔隙度(q2)为20.76%～22.0%；由于储层中方解石、伊利石含量较高，胶结后剩余孔隙度(q3)为9.01%～9.76%；随着有机质成熟、有机酸溶蚀早期方解石胶结物形成0.53%～0.79%的粒间溶孔，视溶蚀率为10.43%～23.29%，次生溶蚀后孔隙度(q4)增至9.32%～10.61%；现今孔隙度和渗透率分别为8.52%～12.91%和(0.16～0.95)×10-3μm2，平均为10.21%和0.35×10-3μm2，为特低孔超低渗储层。弱压实强胶结成岩相以晶间微孔、粒间溶孔为主；孔喉半径为0.71～1.92 μm，平均为1.41 μm；中值半径为0.09～0.49 μm，平均为0.26 μm；排驱压力较高，为2.67～6.83 MPa，平均为3.48 MPa；最大进汞饱和度为49.09%～76.17%，平均为51.23%。

图9 大安地区姚一段P5小层成岩相分布Fig.9 Diagenetic facies of P5 layer in the first member of Yaojia Formation in Da’an area

4.4 中压实中胶结成岩相

中压实中胶结成岩相分布在水下分流河道侧缘粉砂岩中，该成岩相视压实率和视胶结率中等，分别为31.71%～49.86%和30.85%～45.86%；视溶蚀率普遍小于30%，平均仅有20.05%。相对于强压实弱胶结成岩相，中压实中胶结成岩相沉积时水动力强，石英含量高、黏土矿物减少、分选性变好，初始孔隙度(q1)也较高，为32.36%～34.79%；机械压实作用造成12.22%～14.52%的孔隙度损失，压实后剩余粒间孔隙度(q2)为20.05%～21.01%；胶结成岩阶段石英次生加大、黏土矿物胶结后丧失9.27%～9.43%的残余粒间孔隙度，仅余10.78%～11.57%的剩余孔隙度(q3)，次生溶蚀后孔隙度变为11.89%～12.71%(图10)。现今孔隙度为10.92%～14.91%，平均为12.91%；渗透率为(1.07～2.12)×10-3μm2，平均为0.96×10-3μm2：为低孔特低渗、特低孔特低渗储层。中压实中胶结成岩相储集空间为岩屑粒间溶孔和少量残余粒间孔；孔隙半径为1.81～4.31 μm，平均为2.81 μm；中值半径为0.38～0.55 μm，平均为0.47 μm；排驱压力为1.67～3.18 MPa，平均为2.67 MPa；最大进汞饱和度为51.89%～78.3%，平均为65.92%。

图10 大安油田姚一段特低渗砂岩孔隙演化路径分析Fig.10 Analysis of porosity evolution path of ultra-low permeability reservoir in the first member of Yaojia Formation in Da’an area

4.5 弱压实中溶蚀成岩相

弱压实中溶蚀成岩相以水下分流河道和河口坝粉砂岩、粉细砂岩沉积为主，该成岩相形成时水动力较强、黏土杂基含量不高，绿泥石、高岭石和伊利石等自生黏土晶型良好，围绕颗粒呈包膜状、环边状排列，有效地减缓了上覆地层压力，视压实率较低，为15.43%～28.86%。由于黏土颗粒环边状胶结占据颗粒表面，抑制了石英加大生长，视胶结率较低，平均为36.45%；视溶蚀率较高，为41.32%。初始孔隙度为32.08%～33.42%，由于黏土环边胶结在一定程度上抑制了压实作用，仅造成11.08%～12.22%的孔隙度损失，压实后剩余粒间孔隙度(q2)为21.01%～21.71%；黏土矿物胶结损失5.22%～8.51%的原生孔隙度，胶结后剩余孔隙度(q3)为11.33%～11.89%；不稳定岩屑和黏土矿物溶蚀形成0.79%～1.47%的粒内溶孔，溶蚀后孔隙度(q4)为12.38%～12.78%。现今孔隙度为12.12%～15.61%，平均为15.13%；渗透率为(1.91～9.85)×10-3μm2，平均为2.76×10-3μm2：为低孔低渗、低孔特低渗储层。储集空间以残余粒间孔、粒间溶孔为主；孔隙结构较好，最大孔喉半径为2.81～6.18 μm，平均为4.31 μm；中值半径为0.52～1.28 μm，平均为0.85 μm；排驱压力为1.04～2.76 MPa，平均为1.58 MPa；最大进汞饱和度为58.51%～86.17%，平均为76.41%(图11)。

图11 大安地区姚一段特低渗砂岩成岩相特征Fig.11 Digenetic facies characteristics of ultra-low permeability sandstone in the first member of Yaojia Formation in Da’an area

4.6 弱胶结中溶蚀成岩相

弱胶结中溶蚀成岩相主要分布在主河道的粉细砂岩、细砂岩中，其成岩作用主要为长石粒内溶蚀和自生石英胶结，视溶蚀率高、视胶结率较低，分别为29.86%～58.14%和9.85%～28.43%，平均为39.04% 和18.51%；视压实强度中等，为41.81%。弱胶结中溶蚀成岩相沉积时水动力最强，粒度粗、杂基少、长石含量高，初始孔隙度为33.90%～35.27%。由于黏土环边胶结不发育，压实作用造成13.24%～13.52%的孔隙度损失，压实后剩余粒间孔隙度(q2)为19.31%～20.71%；胶结成岩阶段后剩余孔隙度(q3)仅有12.97%～13.34%；长石大规模溶蚀形成0.98%～2.35%的粒内溶孔，溶蚀后孔隙度(q4)为14.32%～15.32%。现今孔隙度为14.60%～19.71%，平均为17.13%；渗透率为(2.63～14.7)×10-3μm2，平均为5.67×10-3μm2：为中孔低渗、中孔特低渗储层。储集空间以长石粒内溶孔、残余粒间孔为主；孔隙结构最好，最大孔喉半径为2.74～7.48 μm，平均为4.74 μm；中值半径为0.92～1.32 μm，平均为1.17 μm；排驱压力为0.85～1.58 MPa，平均为0.98 MPa；最大进汞饱和度分布为66.84%～96.53%，平均为80.90%。