劉 麗， 趙應成， 王友凈， 李佳鴻， 閆林輝， 惠 鋼， 劉 暢

( 中國石油天然氣股份有限公司 勘探開發(fā)研究院，北京 100083 )

?

華慶油田B153井區(qū)長63重力流超低滲儲層特征及成因機制

劉 麗， 趙應成， 王友凈， 李佳鴻， 閆林輝， 惠 鋼， 劉 暢

( 中國石油天然氣股份有限公司 勘探開發(fā)研究院，北京 100083 )

利用巖心、薄片、掃描電鏡、X線衍射等資料，研究華慶B153井區(qū)長63重力流儲層特征、發(fā)育控制因素及成因機制.結果表明：長63儲層為典型的超低滲儲層，巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，儲集空間以殘余原生粒間孔隙為主，溶蝕孔隙次之；儲層物性差，非均質性強，受沉積相、巖石礦物組成和成巖演化的綜合控制，強壓實作用、綠泥石膠結作用、碳酸鹽膠結作用及弱溶蝕作用是導致儲層低孔、低滲的關鍵成巖作用；根據(jù)不同成巖作用對儲層物性影響的強弱程度，將超低滲儲層成因機制劃分為碳酸鹽膠結低滲型、綠泥石膠結—溶蝕低滲型及強壓實改造低滲型3種.應用孔隙度反演回剝方法，重建各成因機制低滲儲層的致密化過程，為研究區(qū)有利儲層預測提供地質依據(jù).

超低滲儲層； 重力流； 成因機制； 致密化過程； 華慶B153井區(qū)

0 引言

超低滲透儲層的定義來自于李道品的低滲透儲層分類方案[1]，特指滲透率為(0.1～1.0)×10-3μm2的儲層.超低滲透儲層物性差、非均質性強，因此在勘探開發(fā)早期未引起足夠的重視.近年來，為滿足油氣生產(chǎn)需求，超低滲透油藏開發(fā)比例逐漸增加，成為我國石油工業(yè)增儲上產(chǎn)的重要資源基礎，故加強超低滲透儲層特征及成因機理研究具有重要意義.對低滲透儲層的特征和控制因素研究較為成熟，認為其物性受沉積過程、成巖演化、構造運動、油氣侵入等因素綜合控制[2-6]，但成因機制研究相對較少.因此，筆者利用巖心、物性、壓汞、薄片、掃描電鏡等資料，研究B153井區(qū)長63超低滲透儲層特征與物性控制因素，探討超低滲透儲層的成因機制，揭示儲層致密化過程.

1 地質概況

鄂爾多斯盆地位于華北地臺西部，總面積為37萬km2，盆地內(nèi)部劃分出伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環(huán)坳陷及西緣逆沖斷裂6個構造單元(見圖1).三疊系延長組沉積期，該盆地經(jīng)歷湖盆湖泊形成、發(fā)展至消亡的全過程，沉積一套湖泊—三角洲—河流沉積序列.按沉積旋回及含油性可將延長組自下而上劃分為10個油層組[7-8].

華慶油田位于伊陜斜坡中南部(見圖1)，總體為一平緩近南北向展布的西傾單斜，地層傾角不足1°.長6油層組形成時期工區(qū)處于湖盆深水區(qū)，發(fā)育重力流沉積[9-10]；物源方向以北偏東為主[11].B153 井區(qū)長63儲層主要發(fā)育砂質碎屑流及少量的濁流沉積，它們是北部吳旗—志丹一線三角洲前緣沉積體向南部湖心方向推進時，在B247-B197-B413-B265井附近的深水坡折帶失穩(wěn)而順坡滑動形成的產(chǎn)物[12].砂質碎屑流以非水道化的沉積舌體為主，舌體的邊緣或前端部位發(fā)育席狀或透鏡狀展布的濁流砂體.單一砂質碎屑流舌體寬為422～737 m，長為737～2 087 m；舌體之間疊置樣式為孤立型、側疊型或堆疊型(見圖2)；砂質碎屑流的疊加樣式及其與濁流的發(fā)育程度受基準面旋回的影響.

圖1 B153井區(qū)構造位置

2 儲層基本特征

2.1 巖石學

B153井區(qū)長63儲層砂層組巖石類型主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖(見圖3)，砂巖粒度偏細，粒徑為0.07～0.16 mm，以粉砂和細砂為主；碎屑組分以長石為主，質量分數(shù)為15.0%～56.5%，平均為40.5%，由斜長石、鉀長石及少量微斜長石組成；其次為石英，質量分數(shù)為14.0%～44.0%，平均為25.7%；巖屑質量分數(shù)為6.8%～30.5%，平均為17.8%，由變質巖、火成巖及云母組成，沉積巖巖屑少量.顆粒分選中等—差，磨圓度以棱角—次棱角為主，顆粒之間接觸關系以點—線接觸為主，可見凹凸接觸；支撐類型主要為顆粒支撐，膠結類型為孔隙式膠結，個別為基底式膠結.填隙物由雜基和膠結物組成，質量分數(shù)為4.0%～44.3%，平均為15.0%；雜基主要為網(wǎng)狀黏土，質量分數(shù)最高可達4.0%；膠結物包括綠泥石、伊利石、鐵方解石、鐵白云石及少量的硅質和長石質，伊利石、綠泥石和碳酸鹽礦物質量分數(shù)較高，占填隙物的89.0%；碳酸鹽礦物質量分數(shù)平均為5.5%，占填隙物的40.0%.

圖2 B153井區(qū)長63儲層砂組沉積相平面展布

2.2 孔隙類型

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡等資料，研究區(qū)長63儲層孔隙類型以原生孔隙為主，次生孔隙為輔.原生孔隙主要為殘余粒間孔隙和晶間微孔，殘余粒間孔隙是目的層段最主要的儲集空間，面孔率為0.1%～3.6%，平均為1.0%，形狀多呈三角形、多邊形或不規(guī)則幾何形狀等，邊緣平直圓滑(見圖4(a-b))；晶間微孔主要發(fā)育在伊利石和綠泥石等生黏土礦物中(見圖4(c))，孔徑較小，一般小于5 μm，面孔率不足0.1%.次生孔隙由粒間溶蝕孔(見圖4(a))和粒內(nèi)溶蝕孔(見圖4(d-e))組成，鑄體薄片中見長石、巖屑等酸溶性礦物發(fā)生溶解；溶蝕孔面孔率為0.2%～1.5%，平均為0.4%，是研究區(qū)僅次于殘余粒間孔隙的一種常見孔隙類型；孔隙邊部多呈港灣狀或不規(guī)則形狀，分布極不均勻；孔徑一般為0.10～0.40 mm，平均為0.16 mm.

圖3 B153井區(qū)長63儲層巖石學特征

2.3 物性特征

長63儲層砂層組10口取心井的物性資料分析見圖3.由圖3可知，砂巖最大孔隙度為16.54%，最小孔隙度為1.45%，集中分布在6.00%～12.00%之間，占樣本總數(shù)的77.40%，平均為9.47%(見圖5(a))；滲透率最小為0.002×10-3μm2，最大為1.771×10-3μm2，集中分布在(0.010～0.300)×10-3μm2之間，占樣本總數(shù)的82.80%，平均為0.174×10-3μm2(見圖5(b))；長63儲層物性較差，為典型中低孔超低滲儲層.砂組內(nèi)部各小層物性表現(xiàn)出明顯的非均質性，長6312-1、長6312-2、長6321-1、長6321-2物性較好，長6311-1、長6311-2的次之，長6322-2的最差.此外，研究區(qū)南北部儲層物性也存在明顯差異，北部物性明顯好于南部的(見圖5(c-d)).

圖4 B153井區(qū)長63儲層砂體孔隙類型和成巖作用特征

圖5 B153井區(qū)長63儲層物性特征

3 成巖作用特征

根據(jù)薄片、掃描電鏡、X線衍射、碳氧同位素等資料，研究區(qū)長63儲層經(jīng)歷的主要成巖作用包括機械壓實、膠結和溶蝕作用.

3.1 壓實作用

主要表現(xiàn)為顆粒緊密接觸，接觸關系以點—線接觸為主，少量凹凸接觸(見圖4(e))；泥巖巖屑、千枚巖巖屑、云母等塑性顆粒扭曲變形或以假雜基形式充填孔隙；壓實程度與砂巖的礦物成分相關[13-14]，長63儲層以長石砂巖或長石巖屑砂巖為主，成分成熟度低，塑性顆粒質量分數(shù)較高，抗壓實能力差，容易發(fā)生強壓實作用.壓實作用主要發(fā)生在早成巖時期，它是導致原生粒間孔隙大幅度減少、儲層致密的關鍵成巖作用.

3.2 膠結作用

3.2.1 碳酸鹽膠結

碳酸鹽膠結物在B153井區(qū)普遍發(fā)育，種類多樣，可見方解石、鐵方解石和鐵白云石，以鐵方解石和鐵白云石等晚期膠結物為主.碳酸鹽膠結物質量分數(shù)變化較大，為1.0%～38.0%不等，平均為5.5%.碳酸鹽膠結物具有期次性[15-17]，方解石呈連晶基底式膠結，礦物顆?！皯腋　痹诜浇馐?，質量分數(shù)最高可達38.0%(見圖4(f)).其δ13C PDB值為-0.30‰～0.96‰，δ18O PDB值為-21.68‰～-14.98‰，反映無機碳源特征，形成于早成巖期封閉和欠壓實的碳酸鈣過飽和堿性湖泊環(huán)境[15,18]；晚期鐵方解石產(chǎn)狀為連晶狀或粒狀，孔隙式膠結，交代長石、石英及巖屑等；陰極發(fā)光下呈橙紅色，茜素紅染色后呈紫紅色(見圖4(g))；薄片中見鐵方解石充填溶蝕孔隙，并且其碳氧同位素數(shù)據(jù)(δ13C PDB值為-4.34‰～-2.19‰，δ18O PDB值為-22.64‰～-20.78‰)指示有機碳源特征[19]，兩者綜合反映鐵方解石是在有機質脫羧基產(chǎn)生有機酸并溶蝕長石等鋁硅酸鹽后形成的；鐵白云石產(chǎn)狀為半自形—自形粒狀，呈斑塊狀分布于粒間孔隙(見圖4(h))，常與自生石英晶體伴生，鐵氰化鉀/茜素紅混合染色為藍色，鐵白云石的出現(xiàn)指示中成巖A階段晚期.

3.2.2 黏土礦物膠結

X線衍射分析表明，長63儲層黏土礦物以綠泥石、伊利石和伊蒙混層為主，少見高嶺石.綠泥石占黏土礦物質量分數(shù)為35.47%～88.5%，平均為70.28%；伊利石占10.8%～34.07%，平均為20.15%；伊蒙混層占0.2%～20.5%，平均為5.59%，伊蒙混層比小于10%.薄片及掃描電鏡鑒定表明，綠泥石絕對質量分數(shù)為0.5%～15.0%，平均為3.4%，產(chǎn)狀主要為孔隙襯里式(見圖4(i))和孔隙充填式(見圖4(d))，產(chǎn)狀受孔隙水pH值和形成時間影響[20].孔隙襯里綠泥石(薄膜綠泥石)晶體呈針狀或微細竹葉狀，圍繞顆粒并垂直于顆粒表面生長，薄膜厚為2～5 μm，最厚為10 μm，最薄約為1 μm；綠泥石薄膜形成于沉積期—早成巖 A 期的堿性強水動力環(huán)境[21].孔隙充填式綠泥石晶體呈玫瑰花狀或分散葉片狀，它是中成巖時期的產(chǎn)物，常與石英晶體共生(見圖4(i)).此外，在掃描電鏡下，可見絲發(fā)狀或卷曲片狀伊利石充填粒間孔隙(見圖4(c-j))，部分伊利石仍保留高嶺石晶體特征，表明伊利石的形成與高嶺石轉化有關[22].高嶺石是溶蝕作用的產(chǎn)物，因此伊利石的形成時間晚于長石溶蝕發(fā)生時間.

3.2.3 硅質和長石質膠結

研究區(qū)長63儲層硅質作用較弱，以石英次生加大為主，還有少量自形石英晶體，硅質膠結物質量分數(shù)一般為0.2%～3.0%，平均為0.6%.石英次生加大邊形狀完整，沿顆粒四周或長短軸方向發(fā)育(見圖4(k))，與礦物顆粒之間存在明顯的塵埃線；自生石英晶體多呈六方棱柱體，晶形完好(見圖4(l))，與綠泥石和鐵白云石共生充填于各種粒間孔和溶蝕孔隙.硅質膠結所需的SiO2一般由壓溶和長石溶解等作用提供，研究區(qū)壓溶現(xiàn)象不發(fā)育，因此推測它主要來源于長石溶解；硅質膠結物形成時間較晚，一般形成于中成巖A階段，總體上起到堵塞孔隙、降低儲層儲集性能的作用.研究區(qū)長石質少見，質量分數(shù)為0.1%～1.0%，平均為0.1%，由于長石質質量分數(shù)非常低，對儲層物性的影響幾乎可以不考慮.

3.3 溶蝕作用

研究區(qū)長63儲層溶蝕強度較弱，溶蝕孔面孔率為0.2%～1.5%，平均為0.4%；以長石溶解為主，常沿長石顆粒邊部或解理方向溶蝕(見圖4(d-e))，形成條帶狀、網(wǎng)格狀溶孔(見圖4(d))或長石邊界呈港灣狀(見圖4(a))，在長石等顆粒溶蝕徹底的情況下可形成鑄?？祝淮送?，薄片中還可見巖屑、云母及雜基溶解，巖屑溶蝕后形成蜂窩狀粒內(nèi)溶孔，云母多沿解理方向溶蝕形成條帶狀溶孔(見圖4(k)).流體包裹體分析表明，長石顆粒中溶蝕成因、孤立的含烴鹽水包裹體均一化溫度為95～115 ℃，驗證溶蝕作用形成時間較晚，多發(fā)生在中成巖A期，有機酸大量涌入砂巖并對其中各礦物組分進行選擇性溶蝕.

參照中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5477-2003《碎屑巖成巖階段劃分規(guī)范》，根據(jù)自生礦物的組合穿插特征、溶蝕充填序列及鏡質體反射率(平均為0.74%)、黏土礦物X線衍射(伊蒙混層比<10%)等數(shù)據(jù)，確定長63儲層的成巖階段為中成巖A階段晚期，成巖演化序列為：機械壓實—孔隙襯里綠泥石/方解石沉淀—孔隙充填綠泥石—長石顆粒溶解—硅質膠結/長石次生加大—伊利石—鐵方解石—鐵白云石.

4 儲層成因

4.1 物性控制

4.1.1 沉積作用

沉積環(huán)境是決定儲層物性的關鍵因素，不同沉積環(huán)境水動力條件不同，砂體規(guī)模、幾何形態(tài)、疊置關系及砂巖孔滲性不同.B153井區(qū)主要發(fā)育砂質碎屑流厚層疊置砂體和薄層濁流砂體，前者以細砂為主，泥質質量分數(shù)低(研究區(qū)北部的為1.0%，南部的為2.9%)，儲層物性相對較高，平均孔隙度為9.53%，平均滲透率為0.112×10-3μm2；后者粒度較細，以極細砂和粉砂為主，泥質質量分數(shù)相對較高，砂體物性差，平均孔隙度為7.73%，平均滲透率為0.064×10-3μm2.因此，砂質碎屑流砂體物性明顯高于濁流砂體物性.

另外，巖石礦物組分和結構特征對儲層物性也有一定影響，通過石英、長石質量分數(shù)之和、塑性巖屑(云母、板巖、千枚巖、片巖、火山噴出巖等)質量分數(shù),以及礦物顆粒分選性與儲層孔隙度的相關性分析可知：孔隙度和滲透率與長石和石英質量分數(shù)呈正相關關系(見圖6)，與塑性礦物質量分數(shù)幾乎無相關性；石英和長石的質量分數(shù)越高，分選越好，儲層的孔隙度和滲透率越高，反之，亦然.這說明巖石的成分成熟度越高，抗壓實能力越強，孔隙越容易保存.

圖6 B159井區(qū)長63儲層巖石礦物組分與物性關系

4.1.2 成巖作用

成巖作用對儲層孔隙類型、數(shù)量、孔喉結構及孔滲大小等有重要的影響[23]，它對儲層物性具有綜合改造作用.研究區(qū)強壓實、碳酸鹽膠結、綠泥石膠結及弱溶蝕是導致儲層低孔、低滲的關鍵成巖作用.

長63儲層自沉積后經(jīng)歷持續(xù)的埋藏，至早白堊世晚期埋深達到最大，約為2 600 m.持續(xù)性的埋藏作用使長63儲層砂巖不斷被壓實，原生粒間孔迅速減少；應用Beard D C等的原始孔隙度計算公式[24]求得長63儲層砂巖初始孔隙度平均為38.5%，然后采用孔隙度演化定量模擬方法[25]確定壓實作用減孔量為0.5%～30.6%，平均為20.9%.

膠結作用通過堵塞粒間孔隙或溶蝕孔隙降低儲層的孔滲性.長63儲層砂巖中膠結作用減少的孔隙質量分數(shù)為3.7%～38.0%，平均為14.8%.孔隙度與各膠結物質量分數(shù)之間存在明顯的相關關系，孔隙度與碳酸鹽膠結物呈負相關關系，隨碳酸鹽質量分數(shù)的增加，孔隙度降低，當碳酸鹽質量分數(shù)大于10%時，儲層孔隙度快速下降，一般小于8%(見圖7(a))；伊利石與孔隙度呈近似負相關關系，隨伊利石質量分數(shù)增加，孔隙度降低，但是下降幅度較低(見圖7(b))；自生綠泥石對物性影響復雜，既通過增強巖石抗壓能力、阻礙膠結物的形成保存粒間孔隙，同時又通過堵塞孔隙及吼道降低儲層的孔滲性[26-27].薄片鑒定結果表明，研究區(qū)綠泥石薄膜質量分數(shù)與碳酸鹽膠結物、硅質質量分數(shù)呈負相關關系(見圖7(c-d))，在一定程度上抑制后期膠結物的形成；綠泥石與現(xiàn)今孔隙度呈負相關關系(見圖7(e))，表明綠泥石對孔隙的堵塞作用遠遠大于對膠結物形成的阻礙作用；硅質質量分數(shù)較低，對儲層物性基本無影響(見圖7(f)).因此，壓實作用、碳酸鹽膠結(尤指鐵方解石膠結)及黏土礦物膠結是導致儲層孔隙度、滲透率變差的關鍵成巖作用.

此外，溶蝕作用對儲層儲集性能起到一定的改善作用，研究區(qū)顆粒溶蝕作用形成的次生孔隙有限，孔隙類型多以殘余粒間孔—晶間微孔為主，所以研究區(qū)溶蝕作用對儲層物性的改善作用不大.

圖7 B159井區(qū)長63儲層膠結物間與砂巖孔隙度關系

4.2 致密化過程

超低滲透儲層是原始沉積和后期成巖演化共同作用的結果.由于砂體的形成條件、礦物組分及結構特征等不同，成巖礦物類型、質量分數(shù)及孔隙演化規(guī)律不同，最終導致砂體的致密化過程不同.根據(jù)成巖礦物類型及其對儲層物性影響的強弱程度，將超低滲透儲層成因機制歸結為碳酸鹽膠結型、綠泥石膠結—溶蝕型及強壓實改造型3種；假設黏土礦物晶間微孔不發(fā)育、面孔率等于孔隙度的前提下，采用孔隙度反演回剝方法，恢復各成因機制下低滲儲層的致密化過程(見圖8).

4.2.1 碳酸鹽膠結型

巖石類型以鈣質長石細砂巖和鈣質巖屑長石細砂巖為主，儲層物性差，平均孔隙度為7.9%，平均滲透率為0.04×10-3μm2.早期方解石、晚期鐵方解石及鐵白云石膠結是導致儲層致密的關鍵成巖作用.其致密化過程分為2部分：小部分是方解石在早成巖A期直接從堿性孔隙水中沉淀，呈基底式膠結堵塞大部分原生粒間孔隙，從而使儲層物性大幅下降并形成鈣質夾層；大部分是砂體在早成巖時期首先經(jīng)歷壓實作用的改造，儲層孔隙度下降至20.4%；之后，發(fā)生溶蝕作用改善儲層物性，砂巖孔隙度升至24.2%；再后，大量的含鐵碳酸鹽及少量的伊利石沉淀，使儲層孔隙度降至7.9%.

4.2.2 綠泥石膠結—溶蝕型

巖石類型包括長石細砂巖和巖屑長石細砂巖，顆粒組分以長石和石英為主，質量分數(shù)平均為47.3%和30.6%；塑性顆粒(包括塑性巖屑和云母)質量分數(shù)低，僅為16.5%.成巖作用以早期的壓實作用、綠泥石膠結作用及晚期的溶蝕作用為主.砂巖首先經(jīng)過壓實作用的改造，由于砂體成分成熟度相對較高，抗壓實能力較強，壓實作用損失的孔隙度僅為14.5%，砂巖孔隙度為24.0%；之后，孔隙襯里綠泥石大量析出，堵塞粒間孔隙而使砂巖孔隙度降至13.00%；中成巖A期，有機酸進入儲層，硅鋁酸鹽礦物發(fā)生選擇性弱溶蝕，形成少量次生孔隙，孔隙度增至15.60%；長石的溶蝕作用為之后的石英次生加大、鐵方解石，以及伊利石沉淀提供物質來源，在一定溫度壓力條件下，膠結物形成并充填溶蝕孔隙或粒間孔隙，使砂巖孔隙度降至11.10%.

圖8 B153井區(qū)超低滲透儲層形成過程

4.2.3 強壓實改造型

巖石類型以巖屑長石細砂巖或長石巖屑砂巖為主，塑性顆粒質量分數(shù)相對較高(質量分數(shù)為20.1%)，抗壓能力弱，在早成巖時期強烈的壓實作用使其原生孔隙度減少26.10%，儲層孔滲性迅速變差，阻礙成巖流體的進入，影響膠結作用的進行.因此，該類砂巖中膠結物質量分數(shù)平均為6.4%，主要包括伊利石(3.0%)、綠泥石(1.5%)、含鐵碳酸鹽(1.6%)及極少量的硅質膠結物(0.6%).早期壓實作用是導致砂巖孔隙度降低的重要因素，壓實作用后綠泥石膠結使孔隙度降至10.80%，中成巖A期的溶蝕作用使孔隙度增加4.20%，但中成巖A晚期形成的硅質、鐵方解石、鐵白云石等又堵塞部分殘余原生粒間孔隙和溶蝕孔隙，最終使砂巖孔隙度降至10.90%.

5 結論

(1)華慶油田B153井區(qū)長63儲層砂體主要為砂質碎屑流沉積，巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主；孔隙類型以原生孔隙為主，次生溶蝕孔隙次之；儲層物性較差，平均孔隙度為9.47%，平均滲透率為0.174×10-3μm2，為典型的中低孔超低滲儲層；儲層非均質性較強.

(2)儲層主要發(fā)育壓實作用、膠結作用及溶蝕作用等成巖類型，成巖演化序列為壓實—孔隙襯里綠泥石/方解石—長石、巖屑溶解—伊利石/硅質—鐵方解石—鐵白云石.

(3)超低滲透儲層是原始沉積和后期成巖共同作用的結果，儲層物性受控于沉積條件，但受成巖作用強壓實的改造，碳酸鹽膠結、孔隙襯里綠泥石膠結及弱溶蝕是導致儲層致密的關鍵成巖作用.

(4)超低滲透儲層成因機制可劃分為碳酸鹽膠結低滲型、綠泥石膠結—溶蝕低滲型及強壓實改造低滲型3種，各成因機制低滲儲層的致密化過程不同.

[1] 李道品.低滲透砂巖油田開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997. Li Daopin. The development of the low permeability sandstone oilfield [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1997.

[2] 蔣凌志,顧家裕,郭彬程.中國含油氣盆地碎屑巖低滲透儲層的特征及形成機理[J].沉積學報,2004,22(1):13-18. Jiang Lingzhi, Gu Jiayu, Guo Bincheng. Characteristics and mechanism of low permeability clastic reservoir in Chinese petroliferous basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2004,22(1):13-18.

[3] 鐘大康,朱筱敏,張枝煥,等.東營凹陷古近系砂巖儲集層物性控制因素評價[J].石油勘探與開發(fā),2003,30(3):95-98. Zhong Dakang, Zhu Xiaomin, Zhang Zhihuan, et al. Controlling factors of sandstone reservoir of the Paleogene in Dongying sag [J]. Petroleum Exploration and Development, 2003,30(3):95-98.

[4] 鐘大康,朱筱敏,周新源,等.塔里木盆地中部泥盆系東河砂巖成巖作用與儲集性能控制因素[J].古地理學報,2003,5(3):378-390. Zhong Dakang, Zhu Xiaomin, Zhou Xinyuan, et al. Diagenesisand controlling factors of reservoir quality of Devonian Donghe sandstone [J]. Journal of Palaeogeography, 2003,5(3):378-390.

[5] 周勇,紀友亮,張善文,等.膠萊盆地萊陽凹陷萊陽組低滲透砂巖儲層特征及物性控制因素[J].石油學報,2011,32(4):611-620. Zhou Yong, Ji Youliang, Zhang Shanwen, et al. Characteristics and controlling factors on physical properties of low-permeability sandstones of the Laiyang formation in the Laiyang sag, Jiaolai basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2011,32(4):611-620.

[6] 葸克來,操應長,蔡來星,等.松遼盆地梨樹斷陷營城組低滲透儲層成因機制[J].現(xiàn)代地質,2013,27(1):208-216. Xi Kelai, Cao Yingchang, Cai Laixing, et al. Genetic mechanism of low-permeability reservoir of Yingcheng formation in Lishu fault depression, Songliao basin [J]. Geoscience, 2013,27(1):208-216.

[7] 楊俊杰.鄂爾多斯盆地構造演化與油氣分布規(guī)律[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002. Yang Junjie. Tectonic evolution and oil-gas reservoirs distribution in Ordos basin [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2002.

[8] 翟光明.中國石油志(第12卷) [M] .北京:石油工業(yè)出版社,1996. Zhai Guangming. China petroleum geology: Volume 12 [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1996.

[9] Zou C N, Wang L, Li Y, et al. Deep-lacustrine transformation of sandy debrites into turbidites, upper Triassic, central China [J]. Sedimentary Geology, 2012,265-266(6):143-155.

[10] 鄭榮才,文華國,韓永林,等.鄂爾多斯盆地白豹地區(qū)長6油層段湖底滑塌濁積扇沉積特征及其研究意義[J].成都理工大學學報:自然科學版,2006,33(6):566-575. Zheng Rongcai, Wen Huaguo, Han Yonglin, et al. Discovery and significance of sublacustrine slump turbidite fans in Chang 6 oil-bearing formation of Baibao region Ordos basin [J]. Journal of Chengdu University of Technology: Science & Technology Edition, 2006,33(6):566-575.

[11] 劉化清,袁劍英,李相博,等.鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化及其成因分析[J].巖性油氣藏,2007,19(1):52-56. Liu Huaqing, Yuan Jianying, Li Xiangbo, et al. Lake basin evolution of Ordos basin during middle-late Triassic and its origin analysis [J]. Lithologic Reservoirs, 2007,19(1):52-56.

[12] 龍禮文,廖建波,李智勇,等.鄂爾多斯盆地湖盆中心厚層砂體特征及成因——以華慶地區(qū)長6油層組為例[J].石油天然氣學報,2012,34(9):23-28. Long Liwen, Liao Jianbo, Li Zhiyong, et al. Characteristics and genesis of thick sandbody in the center of lake basin in Ordos basin-by taking the 6th member of Yanchang formation in Huaqing area for example [J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2012,34(9):23-28.

[13] 李文厚,魏紅紅,馬振芳,等.蘇里格廟氣田碎屑巖儲集層特征與天然氣富集規(guī)律[J].石油與天然氣地質,2002,23(4):387-391. Li Wenhou, Wei Honghong, Ma Zhenfang, et al. Characteristics of detrital reservoirs and regularity of gas concentration in Suligemiao gas field [J]. Oil & Gas Geology, 2002,23(4):387-391.

[14] 壽建峰,張惠良,斯春松,等.砂巖動力成巖作用[M].北京:石油工業(yè)出版社,2005. Shou Jianfeng, Zhang Huiliang, Si Chunsong, et al. Sandstone dynamic diagenesis [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2005.

[15] 文華國,鄭榮才,陳洪德,等.鄂爾多斯盆地白豹—華池地區(qū)長6砂巖儲層特征[J].石油學報,2007,28(4):46-51. Wen Huaguo, Zheng Rongcai, Chen Hongde, et al. Characteristics of Chang 6 sandstone reservoir in Baibao-Huachi region of Ordos basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007,28(4):46-51.

[16] 劉昊偉,鄭興遠,陳全紅,等.華慶地區(qū)長6深水沉積低滲透砂巖儲層特征[J].西南石油大學學報:自然科學版,2010,32(1):21-26. Liu Haowei, Zheng Xingyuan, Chen Quanhong, et al. Analysis on characteristics of deep-waters sedimentary tight sandstone reservoir of Chang 6 in Huaqing area [J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2010,32(1):21-26.

[17] 周曉峰,張敏,呂志凱,等.華慶油田長6儲層砂巖成巖過程中的孔隙度演化[J].石油天然氣學報,2010,32(4):12-17. Zhou Xiaofeng, Zhang Min, Lv Zhikai, et al. Porosity evolution during diagenesis of Chang 6 sandstone reservoir in Huaqing oilfield [J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2010,32(4):12-17.

[18] 鄭榮才,柳梅青.鄂爾多斯盆地長6油層組古鹽度研究[J] .石油與天然氣地質,1999,20(1):20-25. Zheng Rongcai, Liu Meiqing. Study on palaeosalinity of Chang 6 oil reservoir set in Ordos basin [J]. Oil and Gas Geology, 1999,20(1):20-25.

[19] 張瑩瑩,黃思靜.華慶地區(qū)長6油層組方解石膠結物特征[J].巖性油氣藏,2012,24(2):48-52. Zhang Yingying, Huang Sijing. Characteristics of calcite cements of Chang 6 oil reservoir set in Huaqing area [J]. Lithlogic Reservoirs, 2012,24(2):48-52.

[20] 田建鋒,陳振林,凡元芳,等.砂巖中自生綠泥石的產(chǎn)狀、形成機制及其分布規(guī)律[J].礦物巖石地球化學通報,2008,27(2):200-205. Tian Jianfeng, Chen Zhenlin, Fan Yuanfang, et al. The occurrence, growth mechanism and distribution of authigenic chlorite in sandstone [J]. Bulletin of Mineralogy, Petrology and Geochemistry, 2008,27(2):200-205.

[21] 姚涇利,王琪,張瑞,等.鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)延長組長6砂巖綠泥石膜的形成機理及其環(huán)境指示意義[J].沉積學報,2011,29(1):72-79. Yao Jingli, Wang Qi, Zhang Rui, et al. Forming mechanism and their environment implications of Chlorite-coatings in Chang 6 sandstone(upper Triassic) of Huaqing area, Ordos basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2011,29(1):72-79.

[22] 黃思靜,孫偉,黃培培,等.鄂爾多斯盆地東部太原組碎屑巖中自生伊利石形成機制及其對儲層形成的影響[J].礦物巖石,2009,29(4):25-32. Huang Sijing, Sun Wei, Huang Peipei, et al. The origin of authigenicillite and its effects on reservoir quality: A case study from Taiyuan sandstone, eastern Ordos basin [J]. J. Mineral Petrol, 2009,29(4):25-32.

[23] 鄭浚茂,龐明.碎屑儲集巖的成巖作用研究[M].武漢:中國地質大學出版社,1989:15-85. Zheng Junmao, Pang Ming. Study on clastic diagenesis [M]. Wuhan: China University of Geosciences Press, 1989:15-85.

[24] Beard D C, Weyl P K. Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand [J]. AAPG Bulletin, 1973,57(2):349-369.

[25] 王瑞飛,陳明強.儲層沉積—成巖過程中孔隙度參數(shù)演化的定量分析——以鄂爾多斯盆地沿25區(qū)塊、莊40區(qū)塊為例[J].地質學報,2007,81(10):1432-1438. Wang Ruifei, Chen Mingqiang. Quantitative analysis of porosity evolutionduring the reservoir sedimentation-Diagenesis: Taking the Yan 25 and Zhuang 40 areas in the Ordos basin as examples [J]. Acta Geologica Sinica, 2007,81(10):1432-1438.

[26] 黃思靜,謝連文,張萌,等.中國三疊系陸相砂巖中自生綠泥石的形成機制及其與儲層孔隙保存的關系[J].成都理工大學學報:自然科學版,2004,31(3):273-281. Huang Sijing, Xie Lianwen, Zhang Meng, et al. Formation mechanism of authigenic chlorite and relation to preservation of porosity in nonmarine Triassic reservoir sandstones, Ordos basin and Sichuan basin, China [J]. Journal of Chengdu University of Technology: Science & Technology Edition, 2004,31(3):273-281.

[27] Ehrenberg S N. Preservation of anomalously high porosity in deeply buried sandstones by grain-coating chlorite: Examples from the Norwegian Continental shelf [J]. AAPG Bulletin, 1993,77(7):1260-1286.

2015-08-31；編輯：關開澄

中國石油重大科技專項(2011B-1205)

劉 麗(1985-)，女，博士研究生，主要從事儲層地質方面的研究.

TE112.23

A

2095-4107(2015)06-0066-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.008