为探究差异化成岩作用对致密砂岩储层含油性的影响,以庆城地区长8特低孔、超低渗透储层为例,基于337个样品的铸体薄片统计数据和10个样品的扫描电镜及高压压汞数据,计算了不同类型储层的孔隙度演化特征,分析了差异化成岩作用对储层含油性的影响。研究结果显示:庆城地区长8致密砂岩储层岩性主要为岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩,发育溶孔和残余粒间孔。根据脆性矿物含量、软颗粒含量、孔隙度、钙质胶结物含量4个变量,可将长8储层划分为高孔砂岩(Ⅰ类储层)、较钙质胶结砂岩(Ⅱ类储层)以及富软颗粒砂岩(Ⅲ类储层)3种类型。Ⅰ类储层多为水下分流河道砂体,成岩早期压实作用最强,平均压实减孔率为60.0%,但后期溶蚀作用较强,平均溶蚀增孔率为11.8%,胶结作用较弱,平均胶结减孔率为27.0%,平均剩余孔隙度为9.5%;Ⅱ类储层仍多为水下分流河道砂体,其河口砂坝砂体较Ⅰ类储层稍发育,早期钙质胶结作用强,压实作用相对较弱,平均压实减孔率为56.8%,平均胶结减孔率为34.1%,平均溶蚀增孔率为11.5%,平均剩余孔隙度为7.9%;Ⅲ类储层更易发育在水下分流河道侧缘砂体中,早期压实作用不强,平均压实减孔率为49.3%,但后期溶蚀作用较弱,平均溶蚀增孔率为10.5%,晚期胶结作用强,平均胶结减孔率为43.2%,最终孔隙度最低,平均值为6.9%。Ⅰ类、Ⅱ类储层孔喉半径集中分布于0.1~1μm,孔喉连通性好,孔喉非均质性弱,含油性也较好;Ⅲ类储层孔喉分布不集中,连通性差,孔喉非均质性强,含油性较差。早白垩世晚期油气大规模运聚成藏,此时3类储层均未致密化。中成岩A期阶段,随着储层进一步致密化,3类储层物性以及孔喉结构的差异性增强,并影响了后期油气调整分布。长8₂储层含油性较长8₁储层差的原因在于前者的Ⅱ类储层更发育,较强的碳酸盐胶结作用使孔喉的连通性变差,不利于油气的充注。