陳朝兵，朱玉雙，陳新晶，牛小兵，周樹勛，王秀娟，趙愛彬

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710069;2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710200;3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200;4.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710021;5.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油藏評(píng)價(jià)處，陜西西安710021)

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是我國(guó)第二大沉積盆地，主要含油層系為上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組，具有多旋回、多層系、多套生儲(chǔ)蓋組合、多種能源共生等特點(diǎn)。延長(zhǎng)組碎屑巖沉積物為典型內(nèi)陸湖盆演化的產(chǎn)物，其中長(zhǎng)8 沉積期為盆地緩慢沉降的湖侵階段，盆地周邊發(fā)育各類三角洲沉積體系。

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，靠近西緣沖斷帶(圖1)，主力層長(zhǎng)82油層組總厚度40～50 m，自下向上劃分為長(zhǎng)82(2)、長(zhǎng)82(1)兩個(gè)小層，巖性以巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖為主，面孔率平均4.75%，孔隙類型主要為粒間孔、長(zhǎng)石溶孔。

2 沉積相及儲(chǔ)層分布特征

姬塬地區(qū)長(zhǎng)82發(fā)育淺水三角洲，淺水三角洲是一種特殊的三角洲類型，受河流、氣候和湖平面波動(dòng)影響強(qiáng)烈，不存在典型的Gilbert 型三角洲三層結(jié)構(gòu)，但也可劃分為淺水三角洲平原、淺水三角洲前緣、前三角洲3 個(gè)亞相［1］。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造分區(qū)及工區(qū)位置Fig.1 Map showing tectonic units and location of the study area in Ordos Basin

對(duì)于成藏地質(zhì)條件基本清楚的富油氣盆地，要尋找富油氣聚集區(qū)帶，核心是尋找有利儲(chǔ)集相帶［2］。而對(duì)于陸相河湖三角洲沉積體系，有效儲(chǔ)集相帶的分布及發(fā)育程度主要受三角洲分流河道、水下分流河道砂體的控制。

研究區(qū)主體發(fā)育淺水三角洲平原亞相，進(jìn)一步分為分流河道和分流間洼地兩個(gè)微相，其中分流河道以中-細(xì)砂巖為主，發(fā)育板狀、楔狀及沙紋交錯(cuò)層理，砂體呈多期疊置關(guān)系，可見泥礫等沖刷面構(gòu)造，電測(cè)曲線呈微齒化箱狀，厚度一般大于10 m，為研究區(qū)最有利的儲(chǔ)集砂體;分流間洼地以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，可見大量植物化石、蟲孔及煤線(圖2)。淺水三角洲前緣亞相在該區(qū)分布局限(圖3，圖4)，主要分布在研究區(qū)東南部，從長(zhǎng)82(2)至長(zhǎng)82(1)期，湖岸線由堵后灘-張崾峴一線向西北部劉峁塬-堡子灣一線擴(kuò)張。前緣亞相可分為水下分流河道、分流間灣、前緣席狀砂及河口壩等四個(gè)微相。由于淺水三角洲沉積地形平緩，水上—水下分流河道進(jìn)積、退積速度快，侵蝕作用強(qiáng)，前緣席狀砂發(fā)育程度弱、河口壩砂體保存難度較大，僅在個(gè)別井的局部層段出現(xiàn)。

沉積相控制著儲(chǔ)層的分布及發(fā)育程度，分流河道及水下分流河道砂體厚度高值區(qū)是有利儲(chǔ)層發(fā)育部位。長(zhǎng)82(2)期，除洪德以南有小范圍的西部物源砂體外，分流河道呈北西-南東向展布，以發(fā)育鳥足狀分流河道及水下分流河道砂體為主，砂厚高值區(qū)分布在西部的史家灣-麻黃山、東南部的堡子灣-黃米莊科、東北部的白兒莊-小澗子一帶。長(zhǎng)82(1)期河道有所擺動(dòng)，西部、東南部砂厚高值區(qū)與長(zhǎng)82(2)相比，分布面積有所縮減，但東北部砂體發(fā)育程度明顯較長(zhǎng)82(2)增強(qiáng)，砂體分布范圍擴(kuò)大至小澗子以南王盤山附近(圖3，圖4)。

3 成巖作用及成巖相

姬塬地區(qū)長(zhǎng)82淺水三角洲沉積砂體，在沉積后經(jīng)歷了地層溫度、壓力及地下流體物化變化，對(duì)原始砂巖成分、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、物性等造成復(fù)雜的成巖變化，形成具有不同成巖特征的儲(chǔ)層砂體［3］。

3.1 成巖作用

通過(guò)鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射及陰極發(fā)光等實(shí)驗(yàn)手段，分析確定了該區(qū)長(zhǎng)82儲(chǔ)層成巖作用主要包括機(jī)械壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用以及交代作用4 種類型。成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響具有雙重性，其中破壞性成巖作用為壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，建設(shè)性成巖作用為溶解作用。交代作用對(duì)儲(chǔ)層物性影響不大。

3.1.1 壓實(shí)作用破壞原生孔隙

圖2 姬塬地區(qū)耿144 井沉積微相柱狀圖Fig.2 Sedimentary microfacies of Well Geng-144 in Jiyuan region

壓實(shí)作用主要表現(xiàn)為機(jī)械壓實(shí)作用［4］。鏡下觀察為巖屑或礦物如泥巖巖屑、云母等的塑性變形(圖5a)，石英、長(zhǎng)石等剛性顆粒發(fā)生破裂等(圖5b)。顆粒間的接觸關(guān)系隨壓實(shí)作用的增強(qiáng)表現(xiàn)為點(diǎn)—線—凹凸—縫合線接觸的變化。

壓實(shí)作用對(duì)成巖早期原生孔隙影響較大，隨著后期膠結(jié)物的沉淀，碎屑顆粒之間粘合力增強(qiáng)，巖石能夠抵抗上伏地層對(duì)顆粒造成的壓應(yīng)力，從而保存了剩余粒間孔隙［5］。針對(duì)砂巖儲(chǔ)層，沉積物埋藏深度每增加100 m，孔隙度降低0. 75 %;到深部，壓實(shí)作用的減孔率降低，約為0. 55 %［5］。經(jīng)計(jì)算該區(qū)長(zhǎng)82砂巖的壓實(shí)率為18.6%，屬中等壓實(shí)強(qiáng)度，保留了較多的剩余粒間孔隙，這與該區(qū)孔隙類型以粒間孔為主的特征相一致。

3.1.2 膠結(jié)作用進(jìn)一步破壞了孔隙空間

膠結(jié)作用是自生礦物在孔道中沉淀堆積的過(guò)程，是造成原生孔隙喪失的重要原因［4］。根據(jù)鑄體薄片分析結(jié)果，該區(qū)砂巖填隙物平均含量11.91%，其中綠泥石和鐵方解石對(duì)儲(chǔ)層孔滲性能影響最大，含量占填隙物總量的67%，其他膠結(jié)物含量低，對(duì)儲(chǔ)層物性影響不大(表1)。

該區(qū)綠泥石賦存狀態(tài)有早期綠泥石環(huán)邊型和后期孔隙充填型，且以早期綠泥石環(huán)邊型為主，后期孔隙充填型僅在個(gè)別樣品中出現(xiàn)。早期綠泥石環(huán)邊型鏡下表現(xiàn)為綠泥石環(huán)邊發(fā)育部位剩余粒間孔反而保存較好(圖5c)，表明早期綠泥石膜的發(fā)育對(duì)抵抗壓實(shí)作用具有一定積極作用，這是因?yàn)樵缙诰G泥石環(huán)邊占據(jù)原生孔，并將其轉(zhuǎn)化為粘土礦物晶間孔的形式，從空間上抑制了碳酸鹽膠結(jié)及硅質(zhì)膠結(jié)對(duì)孔隙更嚴(yán)重的破壞;后期孔隙充填型綠泥石以淀晶雜基形式存在于孔隙中，當(dāng)環(huán)境中Fe2+和Mg2+等離子充足時(shí)，長(zhǎng)石粘土化析出SiO2及綠蒙混層均可向綠泥石轉(zhuǎn)化［6］，析出的綠泥石在殘余孔隙表面繼續(xù)生長(zhǎng)，使孔隙空間減小，甚至堵塞孔隙(圖5d);伊利石也是該區(qū)常見的粘土礦物，含量1.27%，掃描電鏡下常呈毛發(fā)狀、搭橋狀及卷片狀集合體充填在粒間孔隙中，對(duì)孔隙孔滲性能影響不大(圖5e)。

圖3 姬塬地區(qū)長(zhǎng)82(2)儲(chǔ)層沉積相平面展布Fig.3 Sedimentary facies map of the Chang 82(2)reservoir in Jiyuan region

碳酸鹽分布普遍，以鐵方解石為主，占3.88%，其次為少量方解石，占0.37%。從分布特征來(lái)看，其形成時(shí)間分為兩期。早期方解石多為孔隙式膠結(jié)，形成于淺埋成巖環(huán)境。Surdam 和Crossey 指出，在有機(jī)質(zhì)低成熟-成熟階段(80～120 ℃)，泥巖中干酪根在熱作用下會(huì)脫去含氧官能團(tuán)(梭基及酚等)，形成有機(jī)酸(如草酸、醋酸和酚等)，這些有機(jī)酸易與早期方解石發(fā)生溶解反應(yīng)，形成次生孔隙;晚期形成的方解石多為鐵方解石，且多交代其它碎屑顆粒和充填次生溶蝕孔隙，形成時(shí)間較晚。同時(shí)，溫度在120～160 ℃之間，有機(jī)質(zhì)處于高成熟階段，有機(jī)質(zhì)演化產(chǎn)生的CO2濃度進(jìn)一步提高，此時(shí)CO2濃度的提高使碳酸鹽被溶解的反應(yīng)向相反的方向進(jìn)行［7］，即向碳酸鹽沉淀的方向進(jìn)行:

圖4 姬塬地區(qū)長(zhǎng)82(1)儲(chǔ)層沉積相平面展布Fig.4 Sedimentary facies map of the Chang 82(1)reservoir in Jiyuan region

因此晚期鐵方解石不易溶解，常形成嵌晶式膠結(jié)，堵塞孔隙(圖5f)。通過(guò)統(tǒng)計(jì)鐵方解石與孔隙度關(guān)系，發(fā)現(xiàn)二者具有較好的負(fù)相關(guān)性(圖6)。另外，統(tǒng)計(jì)中也發(fā)現(xiàn)部分樣品鐵方解石含量高，孔隙度也高的現(xiàn)象，通過(guò)分析，這些樣品無(wú)一例外發(fā)育次生長(zhǎng)石溶蝕孔隙，改善了儲(chǔ)層孔滲性能，同時(shí)也證實(shí)了晚期鐵方解石耐腐蝕性強(qiáng)，很難溶蝕形成次生孔隙。

表1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)82儲(chǔ)層填隙物組分(據(jù)鑄體薄片)Table 1 Interstitial material component of the Chang 82reservoir in Jiyuan region

硅質(zhì)膠結(jié)物在該區(qū)也較為常見，含量1.69%，膠結(jié)方式包括次生加大式膠結(jié)及孔隙充填式膠結(jié)兩種(圖5g，h)。另外，砂巖中還可見少量自生高嶺石、濁沸石及長(zhǎng)石質(zhì)(鈉長(zhǎng)石)膠結(jié)物，對(duì)儲(chǔ)層物性影響較小，但其組合的出現(xiàn)對(duì)判定成巖階段具有一定指導(dǎo)意義，根據(jù)中國(guó)石油天然氣行業(yè)碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)［8］，為中成巖階段的產(chǎn)物。

3.1.3 溶蝕作用促使次生孔隙形成

溶蝕作用是一種建設(shè)性的成巖作用，它使原本已喪失儲(chǔ)集能力的儲(chǔ)層重新“煥發(fā)活力”，是次生溶蝕孔隙發(fā)育的重要因素。該區(qū)溶蝕作用很普遍，主要是碎屑長(zhǎng)石的溶蝕，其次為巖屑及少量濁沸石的溶解，部分石英及自生膠結(jié)物也存在溶蝕現(xiàn)象。被溶解的長(zhǎng)石往往具港灣狀、鋸齒狀邊緣，強(qiáng)烈溶解的長(zhǎng)石可呈殘骸狀，甚至鑄模狀(圖5i，j)。關(guān)于溶蝕現(xiàn)象的成因，施密特等認(rèn)為，在成熟A 階段，生油巖中的有機(jī)質(zhì)向烴類轉(zhuǎn)化過(guò)程中會(huì)釋放出大量CO2，使孔隙流體成為酸性，酸性流體又與Al3+形成絡(luò)合物，增加了Al3+的活度，從而促進(jìn)了長(zhǎng)石等鋁硅酸鹽發(fā)生溶解，形成次生孔隙，改造了儲(chǔ)層的孔滲性能［7］。

3.1.4 交代作用對(duì)物性影響甚微

交代作用主要表現(xiàn)在碎屑顆粒、自生石英及長(zhǎng)石等被綠泥石、硅質(zhì)、碳酸鹽等交代(圖5k，l)。交代作用對(duì)儲(chǔ)層孔滲影響不大，這是由于交代作用只是礦物之間的轉(zhuǎn)化，物質(zhì)幾乎未被遷移帶走，交代前后孔隙空間變化不大。

儲(chǔ)層物性是各種成巖作用對(duì)孔隙空間作用的最終表現(xiàn)，成巖作用一方面使早期大量原生孔隙喪失，降低了儲(chǔ)層物性。另一方面，隨著有機(jī)質(zhì)的成熟，又在酸性流體的參與下，將已經(jīng)失去儲(chǔ)集性能的儲(chǔ)層進(jìn)行二次改造，恢復(fù)或進(jìn)一步改善了孔隙空間，即成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響具有雙重性。

通過(guò)對(duì)成巖現(xiàn)象的觀察，認(rèn)為該區(qū)高孔高滲儲(chǔ)層成因主要有三個(gè):一是壓實(shí)作用不是很強(qiáng)，剩余粒間孔得以保存;二是綠泥石環(huán)邊發(fā)育，鐵方解石沉淀少，保留了較多孔隙;三是鐵方解石膠結(jié)含量高，但長(zhǎng)石顆粒強(qiáng)烈溶蝕，形成大量次生粒間孔及粒內(nèi)孔。

3.2 成巖相劃分

目前，針對(duì)儲(chǔ)層成巖作用及成巖相的研究已有很多［9-18］，但就成巖相類型及具體劃分方法等關(guān)鍵問(wèn)題，尚未取得統(tǒng)一認(rèn)識(shí)。本研究針對(duì)所掌握資料的特點(diǎn)，通過(guò)對(duì)目的層400 余塊鑄體薄片進(jìn)行統(tǒng)計(jì)(鑄體薄片分析報(bào)告能較全面的反映儲(chǔ)層巖石類型、結(jié)構(gòu)，孔隙及膠結(jié)物類型、含量)，結(jié)合粘土礦物X-衍射分析、掃描電鏡及陰極發(fā)光等資料展開對(duì)成巖相的研究。

通過(guò)統(tǒng)計(jì)不同含油級(jí)別巖心薄片面孔率變化規(guī)律發(fā)現(xiàn)，含油性好的巖心面孔率集中在2%～5%，含油性差或不含油的巖心面孔率均小于2%，因此在成巖相研究中，將面孔率2%作為該區(qū)成巖相劃分的標(biāo)準(zhǔn)之一，具體研究方法如下。

1)面孔率≥2%的鑄體薄片，由于其保留了較多的孔隙空間，故優(yōu)先統(tǒng)計(jì)其孔隙類型，按孔隙類型初步劃分成巖相，再對(duì)其膠結(jié)物類型、含量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，作為前綴。如綠泥石薄膜剩余粒間孔相，即體現(xiàn)了孔隙空間類型，同時(shí)反映出主要膠結(jié)物類型、形態(tài)。

2)面孔率＜2%的鑄體薄片，由于其孔隙空間已被膠結(jié)物充填殆盡，殘余孔隙無(wú)法形成可流動(dòng)空間，故優(yōu)先以膠結(jié)物含量高低進(jìn)行命名。如伊利石、綠泥石強(qiáng)膠結(jié)相，強(qiáng)調(diào)了膠結(jié)物膠結(jié)強(qiáng)度和膠結(jié)物類型、含量多寡。

3)對(duì)每口井的薄片數(shù)據(jù)分小層進(jìn)行上述統(tǒng)計(jì)，若單井縱向上存在多個(gè)薄片數(shù)據(jù)點(diǎn)，則取其主要成巖相類型統(tǒng)計(jì)，并參考其粘土礦物X-衍射、陰極發(fā)光等數(shù)據(jù)對(duì)統(tǒng)計(jì)結(jié)果進(jìn)行校正，最終將成巖相類別點(diǎn)到砂體厚度平面圖中，在儲(chǔ)層砂體邊界范圍內(nèi)進(jìn)行成巖相的平面預(yù)測(cè)。

在上述成巖相研究方法的指導(dǎo)下，將長(zhǎng)82儲(chǔ)層的成巖相劃分為5 種:①泥質(zhì)雜基壓實(shí)相;②碳酸鹽膠結(jié)相;③伊利石、綠泥石強(qiáng)膠結(jié)相;④綠泥石膠結(jié)剩余粒間孔相;⑤長(zhǎng)石溶蝕+ 剩余粒間孔相。在此基礎(chǔ)上對(duì)長(zhǎng)82儲(chǔ)層平面成巖相分布進(jìn)行了預(yù)測(cè)(圖7，圖8)。

圖5 姬塬地區(qū)長(zhǎng)82 儲(chǔ)層巖石顯微照片F(xiàn)ig.5 Micrograph of the Chang 82reservoir in Jiyuan region

圖6 鐵方解石含量與孔隙度變化關(guān)系Fig.6 Ferrocalcite content vs.porosity

圖7 姬塬地區(qū)長(zhǎng)82(2)儲(chǔ)層成巖相平面展布Fig.7 Diagenetic facies map of the Chang 82(2)reservoir in Jiyuan region

圖8 姬塬地區(qū)長(zhǎng)82(1)儲(chǔ)層成巖相平面展布Fig.8 Diagenetic facies map of the Chang 82(1)reservoir in Jiyuan region

4 沉積成巖相與油氣分布關(guān)系

在具備有效烴源巖和有利構(gòu)造背景的前提下，油氣藏都處于有利相帶中，是若干有利“相”交匯作用的產(chǎn)物，因此油氣分布具有“相控”的特征［2］。在分流河道及水下分流河道有利砂體內(nèi)預(yù)測(cè)了成巖相平面圖，對(duì)處于不同成巖相帶的儲(chǔ)層進(jìn)行薄片、物性、壓汞等數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，并加入試油結(jié)果，分析了沉積成巖相對(duì)于儲(chǔ)層油氣分布的影響。結(jié)果表明，該區(qū)油氣分布受沉積成巖相雙重控制，其中沉積相控制了儲(chǔ)層的分布及發(fā)育程度，成巖相改造了儲(chǔ)層物性，控制了高孔高滲帶的分布，其中長(zhǎng)石溶蝕+剩余粒間孔相及綠泥石膠結(jié)剩余粒間孔相是該區(qū)最為有利的成巖相帶。

研究區(qū)長(zhǎng)石溶蝕+剩余粒間孔相主要發(fā)育在規(guī)模較大的分流河道、水下分流河道中央或側(cè)翼部位，砂體粒度相對(duì)較粗，長(zhǎng)石等易溶組分含量高，泥質(zhì)雜基含量低，膠結(jié)物含量為8.4%，保留了大量粒間孔隙，孔隙度在9%～13%，滲透率在(0.3～2.1)×10-3μm2，排驅(qū)壓力0.42 MPa;喉道中值半徑0.3 μm，分選系數(shù)1.6，分選中等。試油效果好，平均日產(chǎn)油17.01 t，日產(chǎn)水9.48 t，日產(chǎn)液26.49 t。

綠泥石膠結(jié)剩余粒間孔相主要發(fā)育在規(guī)模較小或厚度相對(duì)較薄的分流河道中央或側(cè)翼部位，泥質(zhì)雜基含量相對(duì)增加，為后期綠泥石等膠結(jié)物的形成提供了物質(zhì)來(lái)源，膠結(jié)物含量9.02%，孔隙空間有所減少，但仍然保存了相當(dāng)數(shù)量的剩余粒間孔，孔隙度在7%～12%，滲透率在(0.1～1.8)× 10-3μm2，排驅(qū)壓力0.62 MPa，喉道中值半徑0.21 μm;分選系數(shù)1.9，分選中等。試油后平均日產(chǎn)油13.55 t，日產(chǎn)水3.87 t，日產(chǎn)液17.42 t，較長(zhǎng)石溶蝕+ 剩余粒間孔相試油效果稍差。

伊利石、綠泥石強(qiáng)膠結(jié)相主要分布在砂體沉積較薄的河道側(cè)翼及河道邊緣，水體淺且流速慢，沉積物粒度相對(duì)較細(xì)，泥質(zhì)雜基含量高，壓實(shí)作用及膠結(jié)作用使大量原生粒間孔隙喪失，膠結(jié)物含量達(dá)13.5%，儲(chǔ)集性能差，孔隙度在4%～7%，滲透率在(0.02～0.14)×10-3μm2，排驅(qū)壓力1.56 MPa，喉道中值半徑0.12 μm;分選系數(shù)2.4，分選較差。試油后多為干層或水層，平均日產(chǎn)液僅為1.85 t。

碳酸鹽膠結(jié)相主要分布在碎屑巖分選較好，粘土礦物含量較低的分流河道、水下分流河道砂體頂?shù)撞课唬w分布不均，僅在局部出現(xiàn);泥質(zhì)雜基壓實(shí)相突出特點(diǎn)為泥質(zhì)雜基含量高，平均含量大于12%，發(fā)育在分流間洼地、分流間灣及分流河道邊緣相帶，呈砂泥交互狀產(chǎn)出。二者物性均很差，不能作為有效儲(chǔ)層，但可以作為砂體上傾方向有效遮擋層，對(duì)油氣聚集起到一定積極作用。

5 結(jié)論

1)姬塬地區(qū)長(zhǎng)82儲(chǔ)層淺水三角洲沉積體系，發(fā)育三角洲平原、三角洲前緣兩個(gè)亞相，前緣亞相分布局限，從長(zhǎng)82(2)—長(zhǎng)82(1)，湖岸線由東南部向西北部發(fā)生小范圍遷移。分流河道及水下分流河道砂體厚度高值區(qū)是有利儲(chǔ)層發(fā)育部位。

2)成巖作用對(duì)該區(qū)儲(chǔ)層物性的影響具有雙重性，其中破壞性的成巖作用類型主要為壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，建設(shè)性的成巖作用主要為溶蝕作用。壓實(shí)作用主要對(duì)成巖早期原生孔隙造成破壞，普遍發(fā)育的綠泥石膜對(duì)抵抗壓實(shí)作用具有積極意義;早期方解石易與有機(jī)酸發(fā)生溶解反應(yīng)，形成次生孔隙，而晚期鐵方解石的沉淀成為儲(chǔ)層物性降低的主要原因;之后，大量長(zhǎng)石溶蝕產(chǎn)生次生孔隙，又為儲(chǔ)層重新“開辟”了新的儲(chǔ)集空間。

3)該區(qū)油氣分布具有“相控”的特征，其中沉積相控制了儲(chǔ)層的分布及發(fā)育程度，成巖相改造了儲(chǔ)層物性，最為有利的成巖相帶為綠泥石膠結(jié)剩余粒間孔相和長(zhǎng)石溶蝕+剩余粒間孔相，其物性明顯優(yōu)于其他成巖相儲(chǔ)層，是油氣儲(chǔ)集的主要場(chǎng)所。

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