孫國強(qiáng)劉偉明,2王　波徐　麗康　健王海成

（1.甘肅省油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué) 北京 100049；3.中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院 甘肅敦煌 736202）

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柴北緣平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層特征

孫國強(qiáng)1劉偉明1,2王波3徐麗3康健3王海成3

（1.甘肅省油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué) 北京 100049；3.中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院 甘肅敦煌 736202）

摘 要以重點(diǎn)鉆井的巖芯樣品和薄片的觀察為基礎(chǔ)，結(jié)合掃描電鏡、X衍射、儲(chǔ)層物性和壓汞等化驗(yàn)資料的分析，對柴達(dá)木盆地平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層的物性特征及其主控因素進(jìn)行了研究。結(jié)果表明路樂河組砂巖儲(chǔ)層的巖石類型以巖屑砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖為主，顆粒分選和磨圓中等—較差，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度中等—較低；儲(chǔ)層物性表現(xiàn)為以中孔—中滲為主，低孔—低滲為輔的特征，且孔隙度和滲透率相關(guān)性好；原生粒間孔是最主要的孔隙類型，約占70％，其次是粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用分別減少了路樂河組砂巖儲(chǔ)層原始孔隙的31.8％和29.5％，是其物性條件變差的最主要因素。在成巖演化早期階段，碳酸鹽膠結(jié)物增強(qiáng)了儲(chǔ)集巖的抗壓實(shí)能力，有效抵御壓實(shí)作用在成巖階段早期對儲(chǔ)集巖粒間孔隙的破壞；在成巖演化晚期階段，碳酸鹽膠結(jié)物又為溶蝕作用提供了空間和物質(zhì)基礎(chǔ)，形成部分次生溶蝕孔隙，對平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)層的物性又有一定程度的改善。

關(guān)鍵詞儲(chǔ)集巖 物性特征 碳酸鹽膠結(jié)物 路樂河組 平臺(tái)地區(qū)

0 引言

柴達(dá)木盆地是我國西部一個(gè)大型的中—新生代陸相含油氣盆地，盆地面積約12萬平方公里［1］。平臺(tái)地區(qū)位于柴達(dá)木盆地北緣二級構(gòu)造單元（以下簡稱“柴北緣”）賽什騰凹陷的北部，是賽什騰山前帶最主要的有利勘探區(qū)域之一［2］。青海油田公司近幾年在平臺(tái)地區(qū)的油氣勘探中獲得了成功，其中平1井，平3井，平101井等都獲得了工業(yè)油氣流，顯示了該區(qū)域廣闊的油氣勘探前景。前人對柴北緣地區(qū)新生界的儲(chǔ)集砂巖進(jìn)行了研究［3-5］，但是針對路樂河組的研究相對較少。而路樂河組砂巖作為平臺(tái)地區(qū)最主要的儲(chǔ)集巖類型，是制約該區(qū)域下一步油氣勘探的關(guān)鍵因素。因此，本文以路樂河組儲(chǔ)集砂巖的巖芯樣品為主要研究對象，對其巖石學(xué)類型、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)、成巖作用及其物性主控因素等方面進(jìn)行了研究，以期查明平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集砂巖的特征及形成機(jī)制。

圖1　柴北緣山前帶路樂河組沉積相平面分布圖Fig.1 Planar distribution of sedimentary facies about the Lulehe Formation in the northernmargin of the Qaidam Basin

1 地質(zhì)概況

平臺(tái)地區(qū)古近系地層分布廣泛且發(fā)育齊全，自下而上依次為：路樂河組（E1+2）、下干柴溝組下段（）和下干柴溝組上段（）；新近系地層以上干柴溝組（N1）為主，上干柴溝組以上地層在本區(qū)多被抬升剝蝕。路樂河組（E1+2）作為平臺(tái)地區(qū)最主要的目的層段，為一套辮狀河河流相沉積［6］，主要發(fā)育河床滯留、心灘、河漫灘和泛濫平原等沉積微相（圖1）。巖性以雜色礫巖、細(xì)礫巖及粗砂巖夾棕褐色泥質(zhì)粉砂巖和泥巖為主。

圖2　平臺(tái)地區(qū)路樂河組碎屑巖成分三角圖Fig.2 Triangle diagram of sandstone components in Pingtai area

圖3　平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集砂巖結(jié)構(gòu)特征a.平1井，1 114.03m，E1+2，中—粗粒長石巖屑砂巖，分選中等，次棱角—次圓狀，點(diǎn)—線接觸為主，（-）×100；b.平5井，1 319.39m，E1+2，中—粗粒長石巖屑砂巖，分選差，次棱角—次圓狀，點(diǎn)接觸為主，孔隙不發(fā)育，（+）×100；c.平3井，1 050.87 m，E1+2，巨—粗粒巖屑砂巖，分選中等，次棱角—次圓狀，原生粒間孔發(fā)育，部分次生溶蝕孔隙，（-）×100；d.平1井，1 114.85 m，E1+2，粗粒巖屑砂巖，顆粒之間以點(diǎn)—線接觸為主，（-）×25；e.平1井，1 114.1 5m，E1+2，粗粒長石巖屑砂巖，分選磨圓較差，粒間孔隙中發(fā)育方解石，（-）×100；f.平1井，1 115.80m，E1+2，粗粒長石巖屑砂巖，沿粒間孔隙邊緣發(fā)生溶蝕作用，溶蝕孔隙發(fā)育，（-）×100；g.平1井，1 115.74 m，E1+2，紅褐色含礫粗砂巖，粒間雜基受壓變形，×2 000；h.平1井，1 114.75 m，E1+2，紅褐色粗砂巖，殘余粒間孔間發(fā)育絲狀伊利石，×200；i.平1井，1 116.23m，E1+2，褐色粗砂巖，粒間自生伊利石及溶蝕現(xiàn)象，×200。Fig.3 Structural features of sandstones reservoirs in the Lulehe Formation in Pingtai area

2 儲(chǔ)集巖特征

2.1 巖石學(xué)特征

通過對平臺(tái)地區(qū)重點(diǎn)鉆井巖芯樣品觀察、薄片鑒定和X衍射等資料的分析，顯示平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集砂巖的主要成分依次為：巖屑、石英和長石。巖屑成分以石英巖、板巖及千枚巖等變質(zhì)巖為主，含少量的花崗巖。總體含量變化大，在15％～73％之間，平均為38.4％；石英的含量較低且變化大，在13％～60％之間，平均為31.9％；長石的含量平均為26.7％。根據(jù)趙澄林等劃分碎屑巖成分三角圖的模板［7］，平臺(tái)地區(qū)儲(chǔ)集砂巖主要為巖屑砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖，其次為巖屑質(zhì)長石砂巖和長石砂巖（圖2）。儲(chǔ)集巖中碎屑顆粒的粒度較粗，以細(xì)礫巖、粗砂巖、中砂巖和細(xì)砂巖為主，結(jié)構(gòu)成熟度中等—較低，成分成熟度也較低。分選以中等—差為主，磨圓以次棱角—次圓狀為主（圖3a）。碎屑顆粒之間主要以點(diǎn)—線式接觸關(guān)系為主（圖3b），膠結(jié)類型主要是以顆粒支撐為主的孔隙型，部分為基底型（圖3c）。據(jù)統(tǒng)計(jì)，填隙物組分約占10.75％，包括6.44％的膠結(jié)物和4.31％的雜基。

2.2 物性特征

柴北緣平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層的物性分析表明，儲(chǔ)層孔隙度為3.82％～26.67％，平均為16.55％。頻率分析顯示（圖4，左圖），孔隙度分布在15％～25％的樣品最多，約占總數(shù)的67.19％，屬于中孔；其次分布在5％～10％的樣品占18.75％，屬于特低孔；孔隙度分布在 10％～15％之間的低孔樣品約占6.25％；孔隙度＞25％的高孔樣品占4.69％；孔隙度＜5％的超低孔樣品占3.13％。總之，平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層中低孔以下樣品累計(jì)占28.13％，中孔樣品占67.19％，樣品總體表現(xiàn)為以中孔為主，低孔—特低孔為輔的特征。

圖4　平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集砂巖孔隙度和滲透率分布頻率圖Fig.4 Histogram of porosity and permeability of the Lulehe Formation in the Pingtai area

儲(chǔ)層滲透率為0.05×10-3～558.18×10-3μm2，平均值為87.81×10-3μm2。頻率分析顯示（圖4，右圖），滲透率分布在50×10-3～500×10-3μm2的樣品數(shù)最多，占分析樣品數(shù)的39.06％，屬于中滲；滲透率在10× 10-3～50×10-3μm2的低滲透樣品占20.31％；滲透率＞500×10-3μm2的高滲透樣品僅占1.56％；其余則為滲透率＜10×10-3μm2特低滲和超低滲樣品共占39.07％。這說明平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層總體表現(xiàn)以中滲為主，低滲透和特低滲為輔的特征。以上儲(chǔ)層物性分類是根據(jù)石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 6285—2011）來劃分的。

通過對平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)層樣品孔隙度和滲透率的相關(guān)性分析，顯示孔隙度和滲透率在對數(shù)坐標(biāo)中具有較好的正相關(guān)關(guān)系（圖 5），R2值達(dá)到了0.702 3，并且在孔隙度＞15％的區(qū)域，這種相關(guān)性更為明顯。說明平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集砂巖的孔隙類型主要是以原生粒間孔隙為主，滲透率主要受控于孔隙度發(fā)育的程度［8-9］，滲濾通道主要是與孔隙有關(guān)的粒間孔隙而非粒內(nèi)溶孔或裂縫等其他通道，總體屬于孔隙型儲(chǔ)層［10-11］。

圖5　平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)層孔—滲相關(guān)圖Fig.5 Relationship between pemerbility and porosity of the Lulehe Formation sandstone in the Pingtai area

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)類型

通過對平臺(tái)地區(qū)平1井，平2井和平101井等多口重點(diǎn)探井的巖石鑄體薄片觀察分析表明，路樂河組儲(chǔ)集砂巖的物性條件較好，孔隙發(fā)育，孔隙分布大小均勻且連通性好（圖3a）?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，其次是粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔（圖3c）。儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)是巖石的微觀物理性質(zhì)，指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通關(guān)系等，比常規(guī)儲(chǔ)層物性更能全面深入的反映儲(chǔ)層的產(chǎn)能、滲透能力及儲(chǔ)集性能［12-15］?？紫兜拇嬖谑怯蜌鈨?chǔ)集的前提條件，但是油氣能否運(yùn)移成藏并被有效開采，則需要儲(chǔ)層有一定的滲透能力。根據(jù)儲(chǔ)集巖樣品的毛細(xì)管壓力曲線特征和儲(chǔ)層物性特征，將平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)分為兩類（圖6）。

圖6　平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)層壓汞毛細(xì)管壓力曲線Fig.6 Capillary pressure curves of reservoir in Pingtai area

（1）類孔隙占60％左右，主要以圖中曲線Ⅰ為代表，其孔隙度在15％～25％之間，滲透率＞50×10-3μm2，曲線形態(tài)以粗歪度為主，并且出現(xiàn)一小斜度平臺(tái)，分選好，孔喉大小出現(xiàn)兩個(gè)相對集中段，排驅(qū)壓力一般小于＜0.1 MPa，平均為0.056 MPa，最大連通孔喉半徑值主要集中在9.69～21.62μm之間。

（2）類孔隙占40％左右，以圖中曲線Ⅱ?yàn)榇?，其孔隙度?5％，滲透率＜50×10-3μm2，曲線形態(tài)以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)一傾斜平臺(tái)，平臺(tái)角度中等，分選也相對較好，孔喉大小出現(xiàn)兩個(gè)相對集中段，排驅(qū)壓力較大，一般在 0.1～1 MPa之間，平均為 0.24 MPa，最大連通孔喉半徑值主要集中在1.52～4.60 μm之間，平均為3.61μm。

3 儲(chǔ)集巖成巖作用特征

通過分析平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集巖中成巖礦物的分布特征，相互關(guān)系以及碎屑顆粒之間的接觸關(guān)系等，認(rèn)為在路樂河組砂巖儲(chǔ)層中，對物性條件影響較大的有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。根據(jù)成巖作用對儲(chǔ)集巖內(nèi)孔隙的改善和破壞情況，將成巖作用分為建設(shè)性成巖作用和破壞性成巖作用。破壞性成巖作用主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和自生礦物的形成等；建設(shè)性成巖作用主要有溶蝕作用和溶解作用［16-18］。一般情況下，砂巖儲(chǔ)層在埋藏成巖演化的過程中會(huì)遭受強(qiáng)烈的機(jī)械壓實(shí)作用，主要表現(xiàn)為碎屑顆粒的變形、重排以及產(chǎn)生裂縫等，其作用的強(qiáng)度主要取決于碎屑巖的原始成分和埋藏過程［8］。膠結(jié)作用對儲(chǔ)層物性條件的影響主要表現(xiàn)在膠結(jié)物的成分和膠結(jié)方式上。平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集巖主要以碳酸鹽（方解石和少量的白云石）膠結(jié)為主，其中方解石含量高，分布廣，對儲(chǔ)層物性影響最為明顯。自生的黏土礦物也較為發(fā)育，主要充填于孔隙和喉道，后期成巖作用也很難對其改造，對儲(chǔ)層的滲透率有一定影響。

3.1 壓實(shí)作用

前人研究表明［19］，壓實(shí)作用在碎屑巖成巖階段的早期，能大幅度減少原生孔隙，是碎屑巖儲(chǔ)層致密化的主要因素之一。如果膠結(jié)物在儲(chǔ)集巖成巖階段早期不發(fā)育的情況下，壓實(shí)作用可使原始粒間孔隙降低26％。平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖在成巖過程中經(jīng)歷了一定程度的壓實(shí)作用，主要表現(xiàn)為儲(chǔ)集巖中顆粒間接觸較為緊密，部分顆粒之間以點(diǎn)—線接觸為主（圖3d），顆粒間雜基受擠壓變形等特征（圖3g）。

3.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用也是碎屑巖儲(chǔ)層致密化的主要因素之一［20］。平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集巖的膠結(jié)物主要有泥質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)和自生黏土礦物等。碳酸鹽膠結(jié)物以方解石為主，主要充填于碎屑顆粒周圍及顆粒之間的孔隙內(nèi)（圖3e）。前人的研究表明［21-22］，這類方解石膠結(jié)物主要是在成巖階段早期，從富含鈣離子的孔隙水中沉淀而形成的。由于其形成時(shí)間較早，加強(qiáng)了碎屑顆粒之間的固結(jié)程度，從而有效的抵御了壓實(shí)作用對碎屑巖原生孔隙的破壞。且由于其形成較早，結(jié)晶程度低，在成巖階段的中晚期容易發(fā)生溶解作用，有利于形成次生的溶蝕孔隙，對儲(chǔ)層的物性條件會(huì)有一定程度的改善。自生黏土礦物主要包括伊利石、蒙脫石、綠泥石及伊/蒙混層等（圖3h），含量變化較大，在5.9％～45.0％之間，平均含量達(dá)到了21.0％（表1、圖3），對儲(chǔ)層的物性條件也有一定的影響。

3.3 溶蝕作用

在溶蝕作用發(fā)生的過程中，碎屑巖儲(chǔ)層內(nèi)的碎屑顆粒、膠結(jié)物和雜基等各種組分都有可能被溶解形成次生的溶蝕孔隙［20，23-24］。次生的溶蝕孔隙是砂巖儲(chǔ)層致密化后物性條件改善的重要原因［25-26］。通過分析平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層中的溶蝕作用發(fā)現(xiàn)，包括碳酸鹽膠結(jié)物、長石顆粒、巖屑和雜基在內(nèi)的各種組分都發(fā)生了不同程度的溶解作用，并形成了粒間溶蝕孔隙及粒內(nèi)溶蝕孔隙等多種類型的次生溶蝕孔隙（圖3f，i），有效的改善了儲(chǔ)集巖物性條件。

圖7　平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層中成巖作用與孔隙度關(guān)系Fig.7 Reservoir diagenesis and porosity evolution of Lulehe Formation sandstones in Pingtai area

表1　平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層X衍射分析數(shù)據(jù)表Table 1 The X-ray diffraction analysis of Lulehe Formation in Pingtai area

4 儲(chǔ)層物性條件影響因素分析

壓實(shí)作用對儲(chǔ)層物性的影響除了與埋藏深度有關(guān)外，還與儲(chǔ)集巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度密切相關(guān)［27］。平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集巖的成分成熟度較低，巖屑含量高，且成分主要為板巖及千枚巖等軟變質(zhì)巖類碎屑。Pittman et al.［28］認(rèn)為，在相同粒度條件下，砂巖中塑性巖屑的含量越高就越容易被壓實(shí)。結(jié)構(gòu)成熟度低及分選和磨圓差，也同樣不利于抵抗壓實(shí)作用［27［［29］的研究表明，碎屑巖中泥質(zhì)雜基在壓實(shí)過程中可起到潤滑劑的作用，促進(jìn)壓實(shí)作用的進(jìn)行。而研究區(qū)儲(chǔ)集巖中泥質(zhì)雜基的含量也較高，最高可達(dá)20％。通過壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對儲(chǔ)集巖中孔隙度影響的定量分析（圖7），以及孔隙度在成巖過程中的演化過程分析（圖8），表明平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集砂巖中，壓實(shí)作用減少了31.8％的原始孔隙，膠結(jié)作用也減少了29.5％的原始孔隙，說明膠結(jié)作用和壓實(shí)作用對原始孔隙都有一定程度的破壞，且作用強(qiáng)度基本相同。根據(jù)巖芯樣品實(shí)測的孔隙度與深度的關(guān)系（圖9），在成巖階段早期由于壓實(shí)作用的不斷加強(qiáng)和碳酸鹽膠結(jié)物的充填，孔隙度逐漸減??；埋藏深度超過1 400m以后，孔隙度又開始增大，并出現(xiàn)一個(gè)峰值，這主要是由于流體的溶解作用，次生溶蝕孔隙開始發(fā)育，使儲(chǔ)層的物性條件又有所改善。

5 結(jié)論

（1）平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層主要以巖屑砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖為主，孔隙度在3.82％～26.66％之間，平均值為16.55％?？傮w表現(xiàn)以中孔儲(chǔ)層為主，低孔—特低孔儲(chǔ)層為輔的特征；滲透率在0.05×10-3～558.18×10-3μm2之間，平均值為87.81×10-3μm2。總體表現(xiàn)以中滲儲(chǔ)層為主，低滲透和特低滲儲(chǔ)層為輔的特征。儲(chǔ)集砂巖的滲透率主要受控于孔隙度發(fā)育的程度，滲濾通道以粒間孔隙為主，屬于孔隙型儲(chǔ)層。

圖8　平臺(tái)地區(qū)路樂河組砂巖儲(chǔ)層的孔隙演化過程Fig.8 Pore evolutionary process of Lulehe Formation sandstones in Pingtai area

圖9　平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)層實(shí)測孔隙度與深度關(guān)系Fig.9 The relation of depth with porosity of reservoir in Pingtai area

（2）孔隙類型以原生粒間孔為主，少量發(fā)育粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔；孔隙結(jié)構(gòu)主要分為兩種類型：Ⅰ類是孔隙度在15％～25％之間，滲透率大于50×10-3μm2，排驅(qū)壓力一般小于＜0.1 MPa，平均為 0.056 MPa，最大連通孔喉半徑值主要集中在9.69～21.62 μm之間；Ⅱ類是孔隙度＜15％，滲透率＜50×10-3μm2，排驅(qū)壓力一般在0.1～1 MPa之間，平均為0.24 MPa，最大連通孔喉半徑值主要集中在1.52～4.60μm之間，平均3.61μm。

（3）平臺(tái)地區(qū)路樂河組儲(chǔ)集巖經(jīng)歷了一定程度的壓實(shí)作用，碎屑顆粒之間接觸較為緊密，部分顆粒之間以點(diǎn)—線接觸為主，粒間雜基受擠壓變形；自生礦物主要以碳酸鹽膠結(jié)物和黏土礦物為主，主要包括方解石、白云石、伊利石、蒙脫石、綠泥石及伊/蒙混層等。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用分別減少了原始孔隙的31.8％和29.5％，對儲(chǔ)層物性有較大影響；在埋藏大于1 400 m的深度，由于溶蝕作用形成的次生孔隙開始發(fā)育，儲(chǔ)層物性條件有所改善。

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Reservoir Characteristics of the Lulehe Formation in the Pingtai Area of northern Qaidam Basin

SUN GuoQiang1LIUWeiMing1，2WANG Bo3XU Li3KANG Jian3WANG HaiCheng3
（1.Key Laboratory of Petroleum Resources，Gansu Province/Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China；2.University of Chinese Academ y of Sciences，Beijing 100049，China；3.Exp loratory Development Institute of Qinghai Petroleum Adm inistration，Dunhuang，Gansu 736202，China）

Abstract：Based on the observation of drilling core samples and thin sections，the physical property and influencing factors of sandstone reservoir of Lulehe Formation in the Pingtai region of Qaidam Basin were studied.Scanning electron microscopy，X-ray diffraction，reservoir properties and mercury injection and other information were mainly applied on this study.The result shows that the sandstone reservoirs of Lulehe Formation aremainly composed of lithic sandstone and feldspar lithic sandstone，withmedium or low compositionalmaturity and texturalmaturity.Particle sorting and rounding are medium and poor.The performance of reservoir properties includes two major types：medium pore and permeability，low pore and permeability.Meanwhile，the correlation of the porosity and permeability is good. Pore type is primary intragranular pore，followed by a small amount of intergranular and intragranular dissolved pore. The original porosity of the reservoir were reduced by 31.8％and 29.5％，respectively，by compaction and cementation，which was themain factor for porosity-losing processes.Meanwhile carbonate cements has enhanced the ability of the resistance to compaction of reservoir rock.Therefore，it can effectively prevent compaction damage to the intergranular pore of reservoir rocks in the early diagenetic stage.Moreover，itprovides space andmaterial basis for the corrosion and dissolution of acidic fluid，which is beneficial to the formation of secondary corrosion pores and the improvements of reservoir properties.

Key words：reservoir characteristics；carbonate cements；Lulehe Formation；Pingtaiarea

第一作者簡介孫國強(qiáng) 男 1977年出生 博士 副研究員 石油地質(zhì)及沉積構(gòu)造 E-mail：sguoqiang@lzb.ac.cn中圖分類號 P618.13

文獻(xiàn)標(biāo)識碼A

文章編號：1000-0550（2016）02-0356-08

doi：10.14027/j.cnki.cjxb.2016.02.014

收稿日期：2015-01-04；收修改稿日期：2015-04-15

基金項(xiàng)目：中國科學(xué)院“西部之光”人才培養(yǎng)計(jì)劃、甘肅省科技計(jì)劃（自然科學(xué)基金）（1308RJZA310）；甘肅省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室專項(xiàng)（1309RTSA041）［Foundation：West Light Talent Development Program of Chinese Academy of Sciences，Science and Technology Plan of Gansu Provincial （Natural Science Fund），No.1308RJZA310；Key Laboratory Fund of Gansu Provincial，No.1309RTSA041］