陇东地区延长组层序格架内储层质量差异及其控制因素

付晶^{1, 2}，吴胜和^{1, 2}，李桢^{1, 2}，刘科如^{1, 2}

(1. 中国石油大学 地球科学学院，北京，102249；

2. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249)

摘要：基于岩心分析和测井资料，对鄂尔多斯盆地陇东地区延长组层序格架内沉积微相、砂体叠置规模、砂岩粒径和储层质量特征进行研究，探讨长期基准面旋回内储层质量差异性及其控制因素。研究结果表明：延长组长₈¹—长₆³长期基准面旋回内，A/S值变化控制层序格架内沉积微相分布、同类沉积微相砂体叠置样式及规模和岩石颗粒大小的变化，从而影响储层质量。长₈¹(上升半旋回下部)发育切叠式三角洲分流河道砂体，厚度较大、粒度较粗，在后期的成岩作用过程中经历较弱的压实作用，保存的粒间孔隙为酸性流体运移提供通道，从而在整体低孔低渗的背景下形成以中—小粒间孔和细—微细喉为主，物性较好的相对优质储层。

关键词：沉积微相；砂体叠置规模；粒径；层序地层；储层质量；陇东地区

中图分类号：TE122          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2013)08-3293-09

Differences and controlling factors of reservoir quality within sequence stratigraphic framework of Yanchang Formation in Longdong Area, Ordos Basin

FU Jing^{1, 2}, WU Shenghe^{1, 2}, LI Zhen^{1, 2}, LIU Keru^{1, 2}

(1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;

2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Abstract: Based on the core analysis and logging data, the characteristics of sedimentary microfacies, sand body stacked scales, grain size and reservoir quality were analyzed to understand the reservoir quality differences and its controlling factors in the long-term base level cycles of the Yanchang Formation in Longdong Area, Ordos Basin. The results show that the changes of sedimentary microfacies, sand body stacked patterns, scales and grain size of the similar sedimentary microfacies are controlled by A/S within the sequence stratigraphic framework, thus affecting the reservoir quality. The cut stacked, thick and coarse grain size distributary channel sand bodies of Chang₈¹ at the lower part of the long-term base level rising hemicycle has experienced weaker compaction and saved more intergranular pores. This will provide channels for acidic fluid migration to dissolve. Eventually, it forms relative high quality reservoir with mid-small pore and fine-micro throat in the overall context of the low permeability reservoir.

Key words: sedimentary microfacies; sand body stacked scales; grain size; sequence stratigraphy; reservoir quality; Longdong Area

随着国内外常规油气勘探开发难度的增加，碎屑岩储层勘探逐步由高渗透储层转向低渗透油气藏^[1-2]，在低渗背景下相对优质储层(常被称作“甜点”)的形成与分布规律的研究，对低渗透油气藏的勘探开发具有重要的意义。前人对储层质量的控制因素进行过大量研究，普遍认为相对优质储层的形成主要与沉积作用和成岩作用有关^[3-8]。沉积作用是成岩作用的基础，成岩作用强度是储层沉积作用、成岩环境的综合效应。在整体成岩环境差异较小的情况下，沉积作用是储层成岩作用类型及强度的主控因素，而沉积作用在宏观上又受控于层序地层的影响。因此，近年来层序地层学的发展大大推动了层序地层格架内碳酸盐沉积^[9-10]和近海碎屑岩沉积^[11-14]储层成岩作用及储层质量的研究，认识到成岩作用与层序、体系域之间存在较为复杂的关系，层序格架内储层成岩作用的差异导致储层质量的差异性。但研究多集中于对层序格架内碳酸盐沉积和近海碎屑沉积中不同沉积相储层质量差异性研究，对陆相碎屑岩沉积层序格架内同类沉积微相储层质量差异性及其控制因素的研究较少涉及。因此，本文作者以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组典型的陆相低渗透储层为例，应用层序地层学原理，探讨长期基准面旋回内储层质量差异性及其控制因素，研究层序地层格架内相对优质储层的形成机理及分布规律，为低渗透油气藏的勘探与开发提供重要的理论依据。

1  区域地质概况

鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组是一套以大型内陆坳陷盆地为背景，以河流、三角洲和湖泊相为主的陆源碎屑岩沉积^[15]。延长组自下而上分为长₁₀—长₁共10个油层组，其沉积特征反映了湖盆形成、发展和消亡的演化全过程。长9、长7、长4+5亚期是延长组湖盆演化中的三大湖侵期，尤其是长7亚期，湖侵达到鼎盛期，沉积了盆地中生界最好的烃源岩。陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，横跨庆阳、平凉2市，区域构造上属伊陕斜坡的西南部，并跨越天环坳陷南部，面积约为5×10⁴ km²，占盆地本部面积的25%，内部构造相对简单，其地理位置示意图如图1所示。陇东地区主要由南西和北东2大方向物源所控制，发育浅水沉积，西南部为辫状河三角洲、东北部为曲流河三角洲沉积，中部发育浊积扇，研究区沉积厚度为1 300~1 400 m，岩性主要为细砂岩、中砂岩、粉砂岩与泥岩互层，中夹油页岩(长7油层组)(表1)。

高分辨率层序地层学的研究表明：延长组可划分为5个长期旋回(表1)，从下至上分别为LSCⅠ(长₁₀)、LSCⅡ(长₉²—长₈²)、LSCⅢ(长₈¹—长₆³)、LSCⅣ(长₆²—长₃³)和LSCⅤ(长₃²—长₁)。由于三叠纪末印支运动(一幕)使盆地西南部抬升，陇东地区遭受强烈风化剥蚀，缺失长1和长2地层，部分地区缺失长3及长4+5地层，而大部分井未钻穿长9和长10地层，因此，本文以LSCⅢ(长₈¹—长₆³)为例，研究层序格架内储层质量控制因素及相对优质储层形成机理和分布规律。

根据中期基准面界面在岩心剖面(间歇性暴露面、较大规模的冲刷面和岩相、岩性的突变面)及测井剖面中的识别标志(反映同一沉积体系中相似或相邻相序的进积退积组合的测井相的转换面或突变面)，将延长组LSCⅢ(长₈¹—长₆³)自下而上进一步划分为MSC1(长₈¹)、MSC2(长₇³—长₇²下部)、MSC3(长₇²上部—长₆³)3个中期旋回，如图2所示。

图1  陇东地区地理位置示意图

Fig. 1  Location of Longdong area

2  层序格架内储层质量差异

岩心物性分析、铸体薄片、扫描电镜和压汞等资料表明：延长组储层孔隙度一般为6%~14%，平均值为10.25%；渗透率一般为(0.01~10)×10^-3 μm²，平均值为1.42×10^-3 μm²，属于典型的低孔低渗储层。纵向上以长₇³地层为界，向上部及下部地层储层孔隙度和渗透率均呈增加的趋势。对长₈¹—长₆³长期基准面旋回内MSC1(上升半旋回下部)、MSC2(转换面附近)、MSC3(下降半旋回上部)3个中期旋回的储层宏观物性和微观孔隙结构的分析，发现其储层质量具有明显的差异性。

表1  鄂尔多斯盆地三叠系延长组地层简表^[16]

Table 1  Yanchang Formation of Triassic in Ordos Basin^[16]

2.1  储层宏观物性差异

长₈¹—长₆³长期基准面旋回内砂岩的岩心分析物性资料的统计分析显示，从下至上3个中期旋回内砂岩孔隙度分布区间差别不大，均主要分布于4%~14%(图3)，孔隙度平均值也较接近，分别为8.8%，7.5%和9.1%；然而，三者的渗透率却有显著的差别，从其分布频率直方图上可以看出：长₆³—长₇²上部(下降半旋回上部)和长₇²下部—长₇³(转换面附近)砂岩的渗透率峰值均为(0.01~0.1)×10^-3 μm²，而长₈¹(上升半旋回下部)渗透率峰值为(0.1~1)×10^-3 μm²，3个中期基准面旋回内砂岩渗透率平均值也相差较大，分别为1.11×10^-3，0.15×10^-3和0.31×10^-3 μm²。整体上，MSC1(长₈¹)储层物性最好，其次为MSC2(长₇³—长₇²下部)，MSC3(长₇²上部—长₆³)储层物性最差。

2.2  储层微观孔隙结构差异

铸体薄片、扫描电镜及压汞曲线等资料分析表明：长₈¹—长₆³长期基准面旋回内3个中期基准面旋回砂岩孔隙类型、大小以及喉道类型与大小存在较大的差异性。

孔隙类型的差异：根据孔隙的产状，可分为粒间孔、粒内孔、填隙物内孔和裂缝。据近4 000个砂岩铸体薄片的观察与统计，长₈¹—长₆³地层整体上以粒间孔和粒内孔为主，填隙物内孔和微裂隙含量甚少，面孔率低。长₈¹(MSC1)砂岩以粒间孔为主，面孔率相对较高，平均值为2.91%；长₇²上部—长₆³(MSC3)和长₇³—长₇²下部(MSC2)砂岩则以粒内孔为主，面孔率较低；而长₇³—长₇²下部(MSC2)面孔率最低，平均值为1.92%，见图4和表2。

孔隙大小与分布的差异：长₈¹(MSC1)砂岩以中—小孔隙为主，孔隙直径10~100 μm；长₇²上部—长₆³(MSC3)砂岩以小—微孔隙为主，孔隙直径＜50 μm，长₇³—长₇²下部(MSC2)砂岩则以微孔隙为主。微孔隙(孔隙直径＜0.5 μm)主要存在于砂岩颗粒间的黏土矿物内部^[17]，由于普通显微镜下难以鉴别该类孔隙，从而造成定量统计面孔率值小于实测孔隙度值。微孔隙度可通过实测孔隙度值与薄片统计的三维面孔率之差进行估算。估算结果表明：长₇²上部—长₆³(MSC3)砂岩的微孔隙度(平均7.4%)明显高于长₈¹(MSC1)砂岩(平均6.5%)，估计这也是导致其孔隙度较高，而渗透率则较低的原因。

图2  陇东地区L56井长期基准面旋回内砂体叠置样式及沉积微相分布特征

Fig. 2  Sand body stacked patterns and sedimentary microfacies in long-term base level cycle of well L56 in Longdong Area

图3  陇东地区长₈¹—长₆³长期基准面旋回不同阶段储层孔隙度、渗透率分布直方图

Fig. 3  Reservoir porosity and permeability block diagrams of different parts in long-term base level cycle from Chang₈¹ to Chang₆³ in Longdong Area

表2  陇东地区长₈¹—长₆³储层孔隙类型含量统计表

Table 2  Pore types and content statistics from Chang₈¹ to Chang₆³ reservoir                 %

喉道类型的差异：长₈¹—长₆³砂岩整体上的喉道类型以片状、弯片状及管束状喉道为主。其中长₈¹(MSC1)以片状和弯片状为主；长₇³—长₇²下部(MSC2)发育大量的微孔隙，因此以管束状喉道为主；长₇²上部—长₆³(MSC3)则以管束状和弯片状为主。

喉道大小及排驱压力的差异：按照鄂尔多斯盆地延长组喉道大小分级标准^[18]，长₈¹(MSC1)砂岩以细喉道和微细喉道为主，平均最大连通孔喉半径为1.13 μm，平均孔喉半径中值为0.18 μm，平均排驱压力为1.50 MPa；相比之下，长₇³—长₇²下部(MSC2)砂岩以微喉道为主，最大连通孔喉半径平均值为0.33 μm，孔喉半径中值平均值为0.10 μm，排驱压力平均值为2.87 MPa；而长₇²上部—长₆³(MSC3)砂岩则以微喉道、微细喉道为主，各种喉道特征参数介于以上两者之间。显然，长₈¹(MSC1)砂岩喉道相对较粗，而长₇³—长₇²下部(MSC2)喉道最细如图4和表3所示。

图4  陇东地区长₈¹—长₆³不同中期基准面旋回储层典型显微特征及压汞曲线特征

Fig. 4  Typical pore and throat characteristics of different medium-term base level cycles from Chang₈¹ to Chang₆³ in Longdong Area

表3  陇东地区长₈¹—长₆³储层毛管压力测定喉道特征参数统计表

Table 3  Pore throat parameters statistics of capillary pressure measurement from Chang₈¹ to Chang₆³ sandstone in

Longdong Area

3  层序格架内储层质量的控制因素分析

综合分析认为，长期基准面旋回内A/S值(基准面引起可容纳空间(A)与沉积物供给量(S)的相对变化)有规律变化，控制了层序格架内沉积微相分布、同类沉积微相砂体叠置规模及岩石颗粒大小的差异，从而影响层序格架内储层质量的差异性。

3.1  层序格架内沉积微相差异及对储层质量控制

陇东地区延长组长₈¹—长₆³长期基准面旋回内随着湖盆水体变化，沉积相类型也发生变化，如图2所示。长₈¹(上升半旋回下部)沉积时期湖盆水体浅，陇东地区主要发育三角洲分流河道和水下分流河道沉积；长₇³—长₇²下部(转换面附近)沉积时期(湖侵阶段)，湖平面上升导致湖盆水体加深，三角洲分布范围有限，主要发育半深湖沉积，局部见浊积扇沉积；长₇²上部—长₆³(下降半旋回上部)沉积时期，随着湖盆水体下降，三角洲沉积逐渐向湖盆方向推进，沉积以三角洲分流河道和水下分流河道为主。

表4所示为陇东地区长₈¹—长₆³不同微相砂岩的岩心物性分析资料，从表4可以看出：整体上，三角洲沉积砂岩物性好于浊积岩。而三角洲砂体中，分流河道砂体厚度较大，粒度较粗，物性最好；其次为水下分流河道砂体；河口坝砂岩物性则好于溢岸砂和席状砂沉积的物性。主要是由于沉积微相(沉积相)形成时的水动力条件及沉积方式等决定着储层岩性、颗粒结构和杂基含量等特征，这些特征对埋藏成岩作用改造的过程及程度等产生深远的影响，所以不同类型沉积微相的砂体具有不同的物性特征。

因此，整体上以三角洲分流河道和水下分流河道沉积为主的长₈¹(上升半旋回下部)和长₇²上部—长₆³(下降半旋回上部)砂岩物性好于长₇³—长₇²下部(转换面附近)砂岩的物性。

3.2  层序格架内同类微相砂体不同叠置规模对储层质量控制

虽然分流河道物性整体上最好，但其物性分布范围仍较广。进一步研究表明：同类沉积微相不同砂体叠置样式及规模对储层质量具有明显的控制作用。

通过对鄂尔多斯盆地延长组野外露头的精细描述与测量，结合地下密井网区资料的研究表明：在长期基准面旋回内，随着A/S的变化，分流河道砂体的垂向叠置样式及规模呈有规律的变化。当长期基准面上升半旋回早期(长₈¹沉积期)时，A/S值低，多发育垂向上相互叠置、彼此切割的切叠式分流河道砂体，复合砂体厚度大，砂体内部泥质沉积不稳定，厚度小于0.5 m；而当长期基准面上升半旋回到下降半旋回转换面(长₇³—长₇²下部)沉积期时，A/S高，分流河道砂体不发育或形成被分流河道间泥岩包围的、厚度较薄的孤立式分流河道砂体；长期基准面下降半旋回晚期(长₇²上部—长₆³沉积期)，随着A/S降低，逐渐变化为垂向上叠加的、砂体之间发育稳定泥质沉积的(泥质沉积厚度大于0.5 m)叠加式分流河道砂体，分流河道砂体较厚(图2)。

层序格架内分流河道砂体垂向叠置样式的变化表现为砂体厚度的差异。长期基准面长₇³—长₇²下部(MSC2)以厚度薄的浊积砂体、席状砂和河口坝为主，分流河道砂体较少发育，因此重点讨论长₈¹(MSC1)和长₇²上部—长₆³(MSC3)分流河道砂体厚度分布及其对储层物性控制作用。长₈¹(MSC1)发育切叠式的分流河道砂体，垂向上复合砂体厚度大，厚度大于10 m的分流河道砂体占41%，平均厚度为8.6 m；长₇²上部—长₆³(MSC3)发育叠加式分流河道砂体，分流河道砂体厚度分布呈明显的双峰态，峰值分别为2~4 m和8~10 m，平均厚度为6.8 m，较长₈¹(MSC1)薄(图5)。

图6所示为分流河道砂体厚度与孔隙度和渗透率的关系图。从图6可以看出：随着砂体厚度的增大，砂岩的孔隙度、渗透率均呈增加的趋势。因此，同类沉积微相中，砂体厚度对储层物性具有很好的控制作用。叠置砂体厚度越大，说明沉积时水动力越强，后期的分流河道砂体对下覆沉积物强烈冲刷，前期河道顶部泥岩和过渡性沉积物全部冲刷掉，甚至把河道上部的细粒沉积也冲刷掉，使得多期河道砂体在垂向上叠置而形成厚度较大、粒度较粗的分流河道砂体。厚度越大的砂体，其抗压实性越强，能保存较多的原始粒间孔，并为后期的酸性流体的运移提供通道，因而形成物性较好的储层。长₈¹—长₆³长期基准面旋回内长₈¹(上升半旋回下部)由于发育厚度较大的切叠型的分流河道砂体，因此，整体物性较好。

表4  陇东地区长₈¹—长₆³各类储集岩孔隙度和渗透率分布统计表

Table 4  Statistics of porosity and permeability from the Chang₈¹ to Chang₆³ sandstone in Longdong Area

图5  陇东地区长₈¹(MSC1)与长₇²上部—长₆³(MSC3)分流河道砂体厚度分布直方图

Fig. 5  Distributary channel sand body thickness block diagram of different medium-term base level cycles of MSC1 and MSC3 in Longdong Area

3.3  层序格架内同类微相中砂岩碎屑颗粒直径对储层质量控制

进一步的研究发现，三角洲分流河道沉积微相中，在砂体厚度分布范围一定的基础上，岩石颗粒直径对储层质量具有明显的控制作用。

图6  陇东地区长₈¹—长₆³分流河道砂体厚度与孔隙度、渗透率关系图

Fig. 6  Relationship between distributary channel sand body thickness and porosity/permeability from Chang₈¹ to Chang₆³ in Longdong Area

图7所示为陇东地区长₈¹—长₆³长期基准面旋回内分流河道较为发育的长₈¹(上升半旋回下部)和长₇²上部—长₆³(下降半旋回上部)分流河道砂岩颗粒大小统计分析。从图7可以看出：长₈¹分流河道砂岩粒度粗，颗粒直径以0.2~0.3 mm为主，平均粒径为0.26 mm；长₇²上部—长₆³分流河道砂岩粒度较细，颗粒直径以0.1~0.2 mm为主，平均粒径为0.21 mm。

图8所示为陇东地区长₈¹—长₆³长期基准面旋回内分流河道厚砂体(砂体厚度≥5 m)和较薄砂体(砂体厚度＜5 m)砂岩颗粒直径与孔隙度和渗透率的关系分析。从图8可以看出：在同类沉积微相中，在砂体厚度相当的情况下，岩石粒度与孔隙度和渗透率存在明显的正相关性，砂岩粒度越粗，储层物性越好。不同粒径导致岩石原始储层质量不同，粒度越粗，储层的原始孔、渗性越好；在后期的成岩过程中，粗粒级储集层抗压性较强，所经历的压实作用较弱，压实率较低，保存了较多的粒间孔隙，继而有利于后期的溶蚀作用的发生，因此，同类沉积微相中，砂体厚度相当的情况下，细粒级储集层比粗粒级储集层的孔隙度、渗透率低。研究区长期基准面旋回内长₇²上部—长₆³(下降半旋回上部)砂体厚度相当的分流河道砂岩粒度较细是导致其储层质量较长₈¹(上升半旋回下部)砂岩差的重要原因。

图7  陇东地区长₈¹—长₆³长期基准面旋回内不同中期旋回分流河道砂岩粒径频率直方图

Fig. 7  Distributary channel reservoir grain size block diagram of different medium-term base level cycles from Chang₈¹ to Chang₆³ in Longdong area

图8  陇东地区长₈¹—长₆³不同厚度分流河道砂岩粒径与孔隙度、渗透率关系图

Fig. 8  Relationship between grain diameter and porosity/permeability of distributary channel sandstones from Chang₈¹ to Chang₆³ in Longdong Area

4  结论

(1) 陇东地区延长组长₈¹—长₆³长期基准面旋回内，长₈¹(上升半旋回下部)砂岩以中—小粒间孔、细—微细喉为主，面孔率较高，储集物性较好；而长₇³—长₇²下部(转换面附近)砂岩以微孔和少量的细—微粒内孔、微喉道为主，面孔率最低，储层物性差；长₇²上部—长₆³(下降半旋回上部)砂岩以小—细粒内孔、微细—微喉为主，面孔率较低，储集物性较差。

(2) 陇东地区延长组长₈¹—长₆³长期基准面旋回内，A/S变化控制层序格架内沉积微相分布、同类沉积微相砂体叠置规模及岩石颗粒大小的变化，从而影响储层质量。长₈¹(上升半旋回下部)发育切叠式、厚度较大、粒度较粗的分流河道砂体，经历了较弱的压实作用，保存了较多的粒间孔，有利于后期溶蚀作用的进行，从而形成相对优质储层。

参考文献：

[1] 蒋凌志, 顾家裕, 郭彬程. 中国含油气盆地碎屑岩低渗透储层的特征及形成机理[J]. 沉积学报, 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.

[2] 赵艳, 吴胜和, 徐樟有, 等. 川西新场气田上三叠统须家河组二段致密砂岩优质储层控制因素[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版, 2010, 34(4): 1-6.

ZHAO Yan, WU Shenghe, XU Zhangyou, et al. Control factors of compacted high-quality sandstone reservoirs of member 2 of Xujiahe formation, upper Triassic in Xinchang gas field of Western Sichuan depression[J]. Journal of China University of Petroleum: Natural Science, 2010, 34(4): 1-6.

[3] 朱国华. 陕甘宁盆地西南部上三盛系延长统低渗透砂体和次生孔隙砂体的形成[J]. 沉积学报, 1985, 3(2): 1-17.

ZHU Guohua. Formation of low permeability sand bodies and secondary pore sand bodies in the upper Triassic Yanchang series of south-west Shan-gan-ning Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1985, 3(2): 1-17.

[4] Nils Einar Aase, Per Arne Bjφrkum, Paul H, et al. The effect of grain-coating microquartz on preservation of reservoir porosity [J]. AAPG Bulletin, 1996, 80(10): 1654-1673.

[5] Salem A M, Mo R S, Luiz F, et al. Diagenesis and reservoir quality evolution of fluvial sandstones during progressive burial and up lift: Evidence from the upper Jurassic boipeda member, Reconcavo basin, Northeastern Brazil[J]. AAPG Bulletin, 2002, 84(7): 1015-1040.

[6] 朱筱敏, 钟大康, 赵澄林, 等. 塔里木盆地台盆区古生界优质碎屑岩储层形成机理及预测[J]. 科学通报, 2002, 47(增刊): 30-35.

ZHU Xiaomin, ZHONG Dakang, ZHAO Chenglin, et al. Formation mechanism and forecasting of high quality clastic reservoir of Paleozoic formation in Taipen area, Tarim Basin[J]. Chinese Science Bulletin, 2002, 47(Sup): 30-35.

[7] 钟大康, 朱筱敏, 王红军. 中国深层优质碎屑岩储层特征与形成机理分析[J]. 中国科学D辑: 地球科学, 2008, 38(增刊Ⅰ): 11-18.

ZHONG Dakang, ZHU Xiaomin, WANG Hongjun. High quality clastic reservoir characteristics and formation mechanism analysis of deep strata in China[M]. Science in China Series D：Earth Science, 2008, 38(Sup Ⅰ): 11-18.

[8] 牛海青, 陈世悦, 张鹏, 等. 准噶尔盆地乌夏地区二叠系碎屑岩储层成岩作用与孔隙演化[J]. 中南大学学报: 自然科学版, 2010, 41(2): 749-758.

NIU Haiqing, CHEN Shiyue, ZHANG Peng, et al. Diagenesis and porosity evolution of Permian reservoir in Wu-Xia Area, Junggar Basin[J]. Journal of Central South University：Science and Technology, 2010, 41(2): 749-758.

[9] Stemmerik l, Larssen G B. Diagenesis and porosity evolution of Lower Permian palaeoaplysinid buildups on Bjornoya: An example of high frequence sea level fluctuations controlling diagenesis in a transgressive sequence[C]//Horbury A D, Robinson G. Diagenesis and Basin Development. AAPG Studies in Geology, 1993, 36: 199-212.

[10] Moore C H. Carbonate reservoirs porosity evolution and diagenesis in a sequence stratigraphic framework[M]. Amsterdam: Elsevier, 2001: 245-290.

[11] 孙永传, 李蕙生. 层序地层学在成岩作用研究中的应用[J]. 地学前缘, 1995, 2(3/4): 154.

SUN Yongchuan, LI Hui-sheng. Application of sequence stratigraphy to the study of diagenesis[J]. Earth Science Frontiers (China University of Geosciences, Beijing), 1995, 2(3/4): 154.

[12] 陆永潮, 向才富, 陈平, 等. 层序地层学在碎屑岩成岩作用研究中的应用——以YA1321气田下第三系为例[J]. 石油实验地质, 1999, 21(2): 100-113.

LU Yongchao, XIANG Caifu, CHEN Pin, et al. Application of sequence stratigraphy to the study of diagenesis of siliciclastic rock: Take the Lower Tertiary of Ya1321 gas fiddle as an example[J]. Experimental Petroleum Geology, 1999, 21(2): 100-113.

[13] Salem A M, Ketzer J M, Morad S, et al. Dianenesis and reservoir-quality evolution of incised-valley sandstones: Evidence from the Abu Madi gas reservoir(upper Miocene), the Nile delta basin，Egypt[J]. Journal of Sedimentary Research, 2005, 75: 572-584.

[14] Morad S, Ramadan K A, Ketzer J M, et al. The impact of diagenesis on the heterogeneity of sandstone reservoirs: A review of the role of depositional facies and sequence stratigraphy[J]. AAPG Bulletin, 2010, 94(8): 1267-1309.

[15] 何自新. 鄂尔多斯盆地演化与油气[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003: 95-105.

HE Zixin. Ordos Basin evolution and hydrocarbon[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2003: 95-105.

[16] 付金华, 郭正权, 邓秀芹. 鄂尔多斯盆地西南地区上三叠统延长组沉积相及石油地质意义[J]. 古地理学报, 2005, 7(1): 34-44.

FU Jinhua, GUO Zhengquan, DENG Xiuqin. Sedimentary facies of the Yanchang Formation of Upper Triassic and petroleum geological implication in southwestern Ordos Basin[J]. Journal of Palaeogeography, 2005, 7(1): 34-44.

[17] Andrew H, Paulh N. Clay microporosity in reservoir sandstones：an application of quantitative electron microscopy in petrophysical evaluation[J]. AAPG Bulletin, 1995, 79(4): 563-573.

[18] 王道富. 鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M]. 北京: 石油工业出版社, 2007: 32-40.

WANG Daofu. Development of ultra-low permeability oil field in the Ordos Basin[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007: 32-40.

(编辑  何运斌)

收稿日期：2012-12-16；修回日期：2013-02-27

基金项目：国家科技重大专项项目(2011ZX05009-003)

通信作者：吴胜和(1963-)，男，江西抚州人，博士，教授，从事油气田开发地质研究；电话：010-89733324；E-mail：reser@cup.edu.cn