魏 巍，朱筱敏，談明軒，國殿斌，蘇 惠，趙其磊，蔣飛虎

(1.中國石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249； 2.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249；3.中國石化 中原油田分公司 石油勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001)

查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲相儲層特征及物性影響因素

魏 巍1,2，朱筱敏1,2，談明軒1,2，國殿斌3，蘇 惠3，趙其磊3，蔣飛虎3

(1.中國石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249； 2.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249；3.中國石化 中原油田分公司 石油勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001)

為了闡明查干凹陷下白堊統(tǒng)儲層特征及其對儲層物性影響，應(yīng)用巖心、薄片及儲層分析資料，通過儲層巖石學(xué)特征、沉積作用和成巖作用分析，表明下白堊統(tǒng)扇三角洲砂體由巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖構(gòu)成，具有低成分成熟度、低結(jié)構(gòu)成熟度和高膠結(jié)物含量的“兩低一高”特征，為近源、快速堆積成因。儲層物性整體較致密，屬于特低孔-特低滲透型(孔隙度平均為6.3%，滲透率平均為7.78×10-3μm2)，發(fā)育細(xì)-微喉，儲集空間以殘余原生粒間孔和粒間溶孔為主，主要受控于碎屑粒徑、壓實(shí)程度、碳酸鹽含量及有機(jī)酸來源。有利儲層主要分布于扇三角洲前緣水下分流河道砂(礫)巖中，其次是席狀砂和河口壩沉積的細(xì)砂巖。縱向上，次生孔隙發(fā)育帶發(fā)育在2 100～2 800 m，對應(yīng)有機(jī)質(zhì)成熟階段，釋放大量的有機(jī)酸對砂巖長石顆粒和碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生強(qiáng)烈溶蝕，擴(kuò)大粒間和粒內(nèi)孔隙，有效改善儲層質(zhì)量。因此，優(yōu)勢沉積微相、強(qiáng)溶蝕帶及次生孔隙發(fā)育帶是有利儲層的主控因素。

儲層物性；成巖作用；扇三角洲；下白堊統(tǒng)，查干凹陷

查干凹陷是銀根-額濟(jì)納旗盆地中勘探程度最高和評價較有利的沉積單元。自20世紀(jì)50年代至今，歷經(jīng)稠油到稀油的勘探，越來越多的高產(chǎn)油井表明其具有豐富的資源潛力，亟需勘探突破。但前人主要致力于層序地層、構(gòu)造演化及油氣成藏方面的研究[1-9]，對下白堊統(tǒng)儲層物性特征及其影響因素的研究較少[10]。查干凹陷深層油氣主要聚集在巴音戈壁組和蘇紅圖組扇三角洲砂體中，發(fā)育巖性-構(gòu)造油藏，除受構(gòu)造控制外，巖性和物性是油氣聚集的主控因素。因此，分析儲層特征及物性影響因素是解決油氣勘探的關(guān)鍵問題。本文利用最新勘探成果和地質(zhì)資料，通過巖心、鑄體薄片及普通薄片的分析鑒定，結(jié)合掃描電鏡、儲層物性、壓汞等資料，研究查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲砂體巖石特征及物性特征，分析物性主控因素，為優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測和油氣勘探提供更為可靠的地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

銀根-額濟(jì)納旗盆地(簡稱“銀-額盆地”)位于四大板塊(塔里木、哈薩克斯坦、西伯利亞和華北板塊)結(jié)合部位，是一個勘探程度較低的盆地。查干凹陷位于內(nèi)蒙古烏拉特后旗，銀-額盆地的東北端，北東長60 km，北西寬40 km，勘探面積約2 000 km2(圖1)，是一個斷、坳復(fù)合的中、新生代凹陷，主要發(fā)育下白堊統(tǒng)，自下而上發(fā)育巴音戈壁組一段(巴一段)(K1b)、巴二段(K2b)、蘇紅圖組一段(蘇一段)(K1s)、蘇二段(K2s)和銀根組，與其下的二疊系及其上的上白堊統(tǒng)呈角度不整合[3,11-12]。巴音戈壁組沉積時期，受燕山Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動影響，湖盆進(jìn)入初始斷陷期，主要發(fā)育近岸水下扇和扇三角洲相，凹陷中部為濱淺湖沉積，發(fā)育厚層烴源巖。蘇紅圖組沉積初期，受燕山Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動影響，凹陷內(nèi)斷陷活動更強(qiáng)烈，伴有多期火山噴發(fā)，發(fā)育多套火山巖-濱淺湖-扇三角洲相沉積組合[7,12]。銀根組沉積期，斷層活動減弱，為斷-坳轉(zhuǎn)化期，主要發(fā)育沖積-河流相。銀根組沉積末期，受燕山Ⅳ幕構(gòu)造運(yùn)動的影響，凹陷發(fā)生大幅度的抬升。烏蘭蘇海圖組沉積期，斷陷活動停止，進(jìn)入穩(wěn)定拗陷階段[6,8,13]。以構(gòu)造-沉積為背景，查干凹陷具有“二凹一凸”的特點(diǎn)，發(fā)育西部次凹、毛墩次凸和東部次凹[7]。西部次凹為主要勘探區(qū)，巴音戈壁組和蘇紅圖組扇三角洲砂(礫)巖是本文重點(diǎn)研究層段。

圖1 查干凹陷地理位置及構(gòu)造區(qū)劃

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

9口井218塊樣品的薄片鑒定表明，查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲砂體主要為長石巖屑砂巖，少量巖屑砂巖和巖屑長石砂巖(圖2)。碎屑組分主要為石英(Q)、長石(F)和巖屑(R)，石英平均含量為34.13%。長石平均含量為21.84%，以斜長石為主。巖屑平均含量為44.03%，主要為花崗巖、變質(zhì)巖和少量碳酸鹽巖屑。成分成熟度較低，指數(shù)Q/(F+R)值為0.08～0.85，平均為0.54。

儲層中的巖石粒級寬泛，從礫巖到粉砂巖及泥巖均有分布，整體以粗粒碎屑巖為主。碎屑顆粒呈棱角-次棱角狀，分選差-中等。以顆粒支撐為主，多為點(diǎn)-線、線-點(diǎn)接觸。填隙物包括雜基和膠結(jié)物，雜基以泥質(zhì)為主，平均含量為6.7%，膠結(jié)物以碳酸鹽為主，平均含量為11%，其中方解石(包括含鐵方解石)占膠結(jié)物含量的60%，白云石(包括含鐵白云石)占39.4%，還有少量黃鐵礦。膠結(jié)類型主要為孔隙式膠結(jié)，偶有基底膠結(jié)。整體上，查干凹陷下白堊統(tǒng)碎屑巖為近源堆積，具有低成分成熟度、低結(jié)構(gòu)成熟度和高膠結(jié)物含量的“兩低一高”特征。

圖2 查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲相碎屑巖三角圖

2.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

薄片觀察表明，下白堊統(tǒng)碎屑巖儲集空間類型為原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙主要為殘余原生粒間孔和雜基間微孔，次生孔隙包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間微孔，局部見微裂隙。深層K1b孔隙類型主要為粒間溶孔(圖3a)，占總孔隙的45.9%，其次為殘余原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔，占總孔隙的22.9%、26.4%，雜基間微孔最少，占總孔隙的4.78%。上部K1s砂體儲集空間類型以殘余原生粒間孔(圖3b)和粒間溶孔為主，占總孔隙的28.5%和25.4%，其次為雜基間微孔和粒內(nèi)溶孔(圖3c)，占總孔隙的14.6%和13.8%，晶間微孔和微裂隙最少，所占比例均小于10%。統(tǒng)計表明，下白堊統(tǒng)儲層孔隙類型受埋深影響較大，K1b主要發(fā)育次生孔隙，受成巖作用影響大，同K1b儲層相比，K1s儲層埋藏淺，保留部分原始孔隙特征，原生和次生孔隙均發(fā)育。

2.3 物性特征

13口井332塊樣品的巖心物性數(shù)據(jù)表明，研究區(qū)下白堊統(tǒng)扇三角洲砂體孔隙度為0.9%～26.2%，平均為6.3%，滲透率為(0.015～142)×10-3μm2，平均為7.78×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲型儲層(圖4)。儲層物性受埋深影響較大，K1b和K1s平均孔隙度分別為6.20%和10.08%，平均滲透率分別為1.132×10-3μm2和1.124×10-3μm2。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，下白堊統(tǒng)儲層孔隙度和滲透率相關(guān)性(R)較好，呈指數(shù)關(guān)系(圖5)，R2=0.65，表明儲層的滲濾通道主要受控于孔隙，屬于孔隙型儲層。

3 儲層主控因素

查干凹陷下白堊統(tǒng)儲層物性主要受沉積、成巖和構(gòu)造作用影響。沉積作用不僅控制著砂巖的成分、結(jié)構(gòu)，還決定儲層原始孔隙度[14-17]，成巖作用決定儲層的最終物性[18-23]，而構(gòu)造作用控制了形成砂巖儲層的原始沉積環(huán)境和沉積體系。本文從以上三方面討論其對儲層物性的影響。

圖3 查干凹陷下白堊統(tǒng)儲層微觀特征

3.1 沉積作用

沉積環(huán)境是影響儲層儲集性能的地質(zhì)基礎(chǔ)，決定了儲層的巖石組分、含量和砂體展布等，影響儲層的原始孔隙度與滲透率。本文主要討論沉積結(jié)構(gòu)和沉積相對儲層物性的影響。

3.1.1 沉積結(jié)構(gòu)

2.2 測定指標(biāo)與方法 土壤濕度采用烘干法測定；土壤采用電位法測定；有機(jī)質(zhì)采用重鉻酸鉀稀釋熱法測定；堿解氮采用堿解擴(kuò)散法測定；速效磷采用0.5 mol/L NaHCO3浸提-鉬銻抗比色法測定；速效鉀采用NH4Ac浸提-火焰光度計法測定[20]。

查干凹陷下白堊統(tǒng)為近源沉積，橫向上，粒度變化明顯，控制著儲層孔、滲分布，對儲層孔隙度的影響更顯著(圖6)。17口井981塊樣品分析結(jié)果表明，物性較好的儲層巖石類型是細(xì)砂巖，分選中-好、碳酸鹽膠結(jié)物含量低，平均為6.79%，孔隙度變化在2.9%～33.6%，平均為13.6%，滲透率為(0.016～525.230)×10-3μm2，平均為12.930×10-3μm2；而分選差、碳酸鹽膠結(jié)不均勻的含礫不等粒砂巖和砂礫巖(碳酸鹽含量為0.5%～28%，平均為10%)，孔、滲變化較大，孔隙度為1.1%～36.8%，滲透率為(0.013～1 178.670)×10-3μm2，非均質(zhì)性強(qiáng)，屬于相對不利的儲層；儲層物性較差的是膠結(jié)強(qiáng)的粉砂巖(碳酸鹽含量平均為17.5%)和分選性差的含礫粗砂巖，平均孔隙度分別為5.4%和5.8%，平均滲透率分別為0.379×10-3μm2和1.540×10-3μm2。分析認(rèn)為：①對于粒度適中、分選性較好、膠結(jié)弱的巖石顆粒，孔、滲較好;②粒度較粗的碎屑格架也具有較好的物性，一方面由于粗粒巖石形成于水動力條件比較強(qiáng)的環(huán)境，泥質(zhì)充填少，巖石具有較高的原始孔隙空間，另一方面原生孔隙度高的粗粒巖可形成大量早期碳酸鹽膠結(jié)物，為晚期有機(jī)酸溶蝕提供物質(zhì)基礎(chǔ)，形成大量溶孔。因此粒徑是影響研究區(qū)儲層儲集性能的重要因素之一。

圖4 查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲相儲層孔隙度和滲透率分布頻率直方圖

圖5 查干凹陷下白堊統(tǒng)扇三角洲相儲層孔隙度和滲透率關(guān)系

圖6 查干凹陷下白堊統(tǒng)砂巖粒徑與孔隙度和滲透率的相關(guān)性

3.1.2 沉積相

影響儲層物性的地質(zhì)因素中，沉積相對儲層的物性及時空展布規(guī)律具有明顯的控制作用。在同一沉積相帶中，由于水動力條件的變化，沉積物成分不同，孔、滲有差異。查干凹陷巴音戈壁組和蘇紅圖組沉積時期處于暖溫氣候、較深水湖泊環(huán)境，物源主要來自湖盆四周的凸起，邊緣發(fā)育扇三角洲砂礫巖體，具有近源、快速堆積的特點(diǎn)。研究區(qū)井位主要分布在扇三角洲前緣，其沉積微相進(jìn)一步分為水下分流河道、席狀砂、河口壩及分流河道間。統(tǒng)計表明，沉積相對儲層物性的分布具有明顯的控制作用(圖5)。優(yōu)勢沉積微相為扇三角洲前緣水下分流河道，形成于水動力強(qiáng)的沉積環(huán)境，以粗粒碎屑巖為主，孔、滲較高，分別為3.14%～26.20%和(0.009～879)×10-3μm2，平均孔、滲分別為14.73%和9.480×10-3μm2，是最有利的油氣儲集砂體；其次為扇三角洲前緣席狀砂和河口壩砂體，主要發(fā)育細(xì)砂巖和粉砂巖，平均孔隙度分別為10.57%和7.07%，平均滲透率分別為5.06×10-3μm2和0.83×10-3μm2，屬于較有利的油氣儲集砂體；而分流河道間的砂體，形成于水動力弱的沉積環(huán)境，發(fā)育粉砂巖，物性最差，平均孔隙度為6.22%，平均滲透率為0.48×10-3μm2，屬于不利儲層。由此可見，沉積微相對儲層物性有明顯的控制作用。

3.2 成巖作用

通過普通薄片和鑄體薄片觀察，結(jié)合掃描電鏡和陰極發(fā)光研究，表明查干凹陷下白堊統(tǒng)碎屑巖顆粒和儲集空間受到了強(qiáng)烈的成巖作用改造，主要經(jīng)歷了壓實(shí)、膠結(jié)及溶蝕作用。其中，壓實(shí)和膠結(jié)是破壞性成巖作用，降低儲層物性，而溶蝕作用有效的改善儲層物性及儲集性能。

3.2.1 壓實(shí)減孔

薄片資料顯示研究區(qū)下白堊統(tǒng)遭受較強(qiáng)壓實(shí)作用，隨著埋深增加，地層壓力增大，砂礫巖中塑性顆粒如云母，發(fā)生彎曲變形，碎屑顆粒的接觸關(guān)系由點(diǎn)接觸變?yōu)榫€接觸。當(dāng)碳酸鈣膠結(jié)物大量出現(xiàn)時，壓實(shí)作用受抑制，對儲層物性的影響將逐漸減弱(圖3d)。相反，碳酸鈣膠結(jié)弱的巖石，受機(jī)械壓實(shí)影響明顯，顆粒之間以線-凹凸接觸為主(圖3e)。

3.2.2 膠結(jié)作用堵塞孔隙

膠結(jié)作用是查干凹陷下白堊統(tǒng)碎屑巖儲層中最具有影響力，嚴(yán)重破壞儲層物性的一種成巖作用。研究區(qū)常見碳酸鹽膠結(jié)物，其次是長英質(zhì)和自生粘土礦物。

查干凹陷下白堊統(tǒng)碳酸鹽膠結(jié)物主要是方解石、白云石、含鐵方解石和含鐵白云石。含量主要為2%～20%，部分高達(dá)35%。早期碳酸鹽膠結(jié)物處于900～1 600 m，以方解石為主，平均含量為11%左右，形成于干旱環(huán)境，地層孔隙水中的飽和碳酸鈣沉淀，充填孔隙(圖3f)。然而，早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物對孔隙有保護(hù)作用，一方面支撐顆粒，減緩壓實(shí)作用對儲層粒間孔隙的破壞(圖3g)。另一方面，為后期有機(jī)酸溶蝕提供可溶物質(zhì)(圖3h)。成巖中晚期形成的碳酸鹽膠結(jié)物處于3 100～3 500 m，以含鐵碳酸鹽為主，平均含量為13%，表現(xiàn)為交代早期碳酸鹽、長石和巖屑等不穩(wěn)定組分，或以自形晶結(jié)構(gòu)填充粒間、粒內(nèi)孔，降低儲層物性，使巖石更致密(圖3i)。硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英加大邊的形式出現(xiàn)。隨著埋深增加，粘土礦物之間的轉(zhuǎn)化以及硅酸鹽礦物溶蝕，釋放過量的SiO2進(jìn)入孔隙流體中，形成石英次生加大邊或自形石英晶體(圖3j)，降低儲層物性。但由于早期碳酸鹽膠結(jié)嚴(yán)重，研究區(qū)石英次生加大邊級別較低，對儲層物性影響較小。

粘土礦物的轉(zhuǎn)化是導(dǎo)致儲層物性下降的另一個主要因素。研究區(qū)常見的粘土礦物有高嶺石、綠泥石、伊利石和伊/蒙混層，多充填于粒間孔隙中。其中，伊利石最為發(fā)育，常呈不規(guī)則的細(xì)小晶片出現(xiàn)，其集合體呈片絲狀或片狀分布于孔隙中(圖3k)。從1 000 m到3 000 m，隨埋深和溫度增加，高嶺石和蒙皂石發(fā)生伊利石化，伊利石相對含量逐漸增加，由25%增到65%(圖7)。因此，伊利石含量增高也是導(dǎo)致儲層物性降低的主控因素[24]。

3.2.3 溶蝕作用改善儲層物性

查干凹陷下白堊統(tǒng)儲層的溶蝕作用很普遍，主要表現(xiàn)為長石、巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物的部分溶蝕甚至全部溶蝕，形成次生孔隙，改善儲層物性[25-30]。長石溶蝕主要形成粒內(nèi)溶孔或鑄模孔[28-34](圖3l)，碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕形成粒間溶孔(圖3h)，這些溶孔有效的改善孔隙連通性，提高儲層物性。統(tǒng)計表明，次生孔隙主要為碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕導(dǎo)致，長石、巖屑溶孔僅占總孔隙的5.9%，對儲層物性影響較小。次生孔隙發(fā)育帶主要發(fā)育在2 100～2 800 m，對應(yīng)有機(jī)質(zhì)成熟階段(0.5%

圖7 查干凹陷粘土礦物相對含量與深度關(guān)系

3.3 構(gòu)造作用

查干凹陷下白堊統(tǒng)埋藏過程中，受燕山Ⅲ，Ⅳ，Ⅴ幕構(gòu)造運(yùn)動影響，發(fā)生不同程度的抬升剝蝕。其中，銀根組沉積末期，受燕山Ⅳ幕構(gòu)造運(yùn)動的影響，凹陷抬升幅度最大，蘇紅圖組被抬升到淺層，局部發(fā)生剝蝕，剝蝕量為600～1 100 m[9]。整體上，構(gòu)造應(yīng)力作用對碎屑巖儲層物性的影響，一方面，處于盆地邊緣，埋藏較淺的蘇紅圖組，遭受大氣水淋濾，發(fā)生溶蝕；另一方面，由于構(gòu)造活動，連通到地表的毛西斷層開啟，大氣水沿斷層進(jìn)入深層，溶蝕碳酸鹽，形成次生孔隙。由物性剖面圖可見，從盆地邊緣向中心過渡，K1b孔隙度逐漸變差，毛西斷層附近的祥6-1井儲層孔隙度最高(圖9)，反映構(gòu)造活動對孔隙度有一定的控制作用。

4 結(jié)論

1) 查干凹陷下白堊統(tǒng)主要發(fā)育扇三角洲砂體，以巖屑長石砂(礫)巖和長石巖屑砂(礫)巖為主，具有低成分成熟度、低結(jié)構(gòu)成熟度和高膠結(jié)物含量的“兩低一高”特征。儲層物性整體較致密，屬于特低孔、特低滲型。

圖8 查干凹陷下白堊統(tǒng)碳酸鹽溶蝕作用對儲層物性的影響

圖9 查干凹陷巴音戈壁組孔隙度剖面

2) 下白堊統(tǒng)蘇紅圖組砂體儲集空間類型以殘余原生粒間孔和粒間溶孔為主，孔隙的形成與保存主要受控于碎屑組分、粒徑及沉積微相，水動力越強(qiáng)，碎屑顆粒越粗，原生孔隙越發(fā)育。深部巴音戈壁組受較強(qiáng)壓實(shí)和膠結(jié)作用，主要發(fā)育微喉儲層，滲透性較差，主要儲集空間類型為次生溶蝕孔，溶孔主要由碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕導(dǎo)致，發(fā)育程度受控于碎屑粒徑、碳酸鹽含量及有機(jī)酸的來源，也與距斷層的遠(yuǎn)近有關(guān)。

3) 查干凹陷下白堊統(tǒng)為近源、快速堆積，粒徑、沉積微相控制著儲層原始孔、滲分布，后期成巖作用對儲層進(jìn)行了不同程度的破壞和改善。粗粒沉積的扇三角洲前緣水下分流河道砂體的物性最好，是最有利的油氣儲集砂體，其次是席狀砂和河口壩沉積的細(xì)砂巖為較有利儲集體。壓實(shí)和碳酸鹽膠結(jié)對儲層起破壞性作用，而后期有機(jī)酸溶蝕碳酸鹽和長石，形成次生孔隙發(fā)育帶，對應(yīng)2 100～2 800 m，構(gòu)成深部有效儲集空間。此外，構(gòu)造作用促進(jìn)盆地邊緣儲層的碳酸鹽溶蝕，有效改善儲層物性。

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(編輯 張亞雄)

Reservoir characteristics and influences on poroperm characteristics of the Lower Cretaceous fan-delta facies in Chagan Depression

Wei Wei1,2,Zhu Xiaomin1,2,Tan Mingxuan1,2,Guo Dianbin1,3,Su Hui3,Zhao Qilei3,Jiang Feihu3

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,ZhongyuanOilfieldCompany,SINOPEC,Puyang,Henan457001,China)

In order to reveal the reservoir characteristics and their influences on poroperm characteristics of the Lower Cretaceous in Chagan Depression,core,thin-section,and reservoir analysis data were utilized to research the petrological characteristics,sedimentation and diagenesis of the reservoirs.The results show that the sandbodies of fan-delta facies in the Lower Cretaceous consist of lithicarkose and feldspathic litharenite with low compositional maturity,low maturity structure and high cement content,which are originated from proximal and rapid accumulation.The reservoir is relatively tight as a whole and is of ultra-low porosity and permeability reservoir type(with average porosity of 6.3% and permeability of 7.78×10-3μm2).Thin-tiny throats are well developed and the reservoir spaces are dominated by residual primary and dissolved intergranular pores,and their development are controlled by particle size,compaction,cementation,content of carbonate and the origin of organic acid.The favorable reservoir is mainly distributed in the sandstones(conglomerates)of the subaqueous distributary channel of fan delta front,followed by fine sandstones in sand sheet and mouth bar.Vertically,the secondary porosity zone is mainly developed in the depth interval of 2 100-2 800 m,which corresponds to the maturity stage of organic matters.The mature organic matter released large amount of organic acid which strongly dissolved the feldspar particles and carbonate cement,enlarged intergranular and intragranular pores and effectively enhanced reservoir quality.Obviously,favorable sedimentary microfacies,strong dissolution zone and secondary porosity zone are the main factors controlling favorable reservoir distribution.

reservoir property,diagenesis,fan delta,Lower Cretaceous，Chagan Depression

2014-04-10;

2015-05-06。

魏巍(1988—)，女，博士研究生，沉積學(xué)與儲層地質(zhì)學(xué)。E-mail：hunqiu8854@gmail.com。

國家油氣重大專項(xiàng)(2011ZX05001-002,2011ZX05009-002)。

0253-9985(2015)03-0447-09

10.11743/ogg20150313

TE122.2

A