通过对文南油田低品位区块致密砂岩评价的项目研究，取得以下认识：

 (1) 沙三中亚段储层以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，成分成熟度中等；分选中等～好；磨圆度呈次棱角状—次圆状为主，胶结类型以接触~孔隙式胶结占主导。胶结物主要为碳酸盐胶结，其次为粘土胶结。储层总体为特低孔、超低渗储层。其中8砂组局部为中孔，4砂组局部为中孔、中渗。

(2) 根据薄片观察本区的主要孔隙类型有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、裂隙及微孔等，其中以原生粒间孔为主。喉道类型可划分为孔隙缩小型喉道、片状或弯片状喉道和微喉道三类。

(3) 沙三中亚段储层喉道半径主要分布在0.2-0.6微米区间，喉道半径较小。喉道半径与渗透率之间有较好的正相关性，孔隙喉道大小决定着渗透率的好坏。

(4) 文南南部地区沙三中亚段储层处于中成岩A阶段。经历了一系列的成岩作用，压实作用使砂岩储集体孔隙降低；碳酸盐及泥质的两期胶结作用使孔隙度大大降低，而长石等矿物的溶蚀程度较弱，形成的次生孔隙有限，最终导致各目的层段的物性差。

(5) 成岩相研究表明，文南南部地区沙三中亚段致密油层发育溶蚀孔隙成岩相、斑状溶蚀孔隙成岩相、碳酸盐致密胶结成岩相、致密压实成岩相。其中碳酸盐致密胶结成岩相为主，导致储层原生孔隙损失严重。

(6) 对成岩相发育的影响因素的分析表明：长石含量高利于溶蚀孔隙成岩相和斑状溶蚀孔隙成岩相的发育；而岩屑、胶结物、填隙物等含量越高越不利于这两种成岩相的发育。

(7) 通过孔隙演化规律研究：沙三中亚段粉-细砂沉积物在沉积埋藏以后，在早成岩A-B期，经压实后石英次生加大、高岭石沉淀；在早成岩B期白云石胶结交代方解石，长石、岩屑等不稳定颗粒的溶蚀，形成次生孔隙。随着岩石继续埋藏，石英加大继续发育，铁方解石和铁白云石沉淀，孔隙被进一步填塞，致使物性变差。

(8) 沉积微相影响着储层物性，但并非本区的主控因素；成岩作用，尤其是胶结作用是研究区储层物性的主控因素。致密化的主要原因是早期胶结作用形成的胶结物占据大量的孔隙空间，致使粒间孔隙大量消亡，经过溶蚀作用之后的晚期胶结作用发生时机械压实期已经过去，后期形成的赋存于粒间的胶结物基本起不到抗压实的作用，致使孔隙大量减少。

(9) 在储层物性、砂岩厚度、沉积微相及成岩相分析的基础上，建立了储层评价标准，将沙三中亚段储层分为4类，Ⅰ类储层主要呈斑状发育于滩坝、水下分流河道等微相中，Ⅱ类储层主要发育于河口坝、水下分流河道、远砂坝等微相中。总体来说，研究区以Ⅲ 、Ⅳ类储层为主。总结了优质储层控制机理：水下分流河道及滩坝微相中物性好，成岩相多为溶蚀孔隙成岩相及斑状溶蚀孔隙成岩相，为优质储层。