陈波，尤新才，张银，张顺存，史基安

玛南地区乌尔禾组成岩作用对储层物性的影响

陈波1，2*，尤新才3，张银4，张顺存1，史基安1

1.甘肃省油气资源研究重点实验室·中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃兰州730000；2.中国科学院大学，北京石景山100049；3.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000；4.中国石油新疆油田公司工程技术研究院，新疆克拉玛依834000

利用岩芯观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X衍射分析方法并结合测录井等资料，对准噶尔盆地玛南地区二叠系乌尔禾组储层的岩石学特征、成岩作用及其对储层物性的影响作用进行了研究。结果表明：研究区储集岩以砾岩为主，发育少量砂岩，成分成熟度和结构成熟度均较低。目前研究区储层成已处于中成岩阶段B期，成岩作用复杂，对储层物性影响较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中压实作用对研究区储层的孔隙破坏性最大，是导致储层低孔低渗的根本原因；胶结作用对储层物性影响具有双面性，胶结物的发育一方面减少了储层孔隙度，但亦在一定程度上抵御了压实应力，并为后期溶蚀作用的发生提供了物质基础；研究区储层埋藏较深，经历了较强的压实和胶结作用，储层物性差，而溶蚀作用形成的次生孔隙有效地改善了储层物性，是研究区在低孔低渗背景下形成局部相对优质储层的重要途径。

准噶尔盆地；玛南地区；二叠系；乌尔禾组；成岩作用；储层物性

引言

准噶尔盆地是中国重要的大型含油气盆地之一，盆地西北缘是该盆地中油气最富集、勘探程度最高的地区，该区可划分为西北缘断阶带、中拐凸起、玛湖凹陷西斜坡和昌吉凹陷西斜坡等几个次级构造单元［1-2］。多年的勘探实践表明，玛湖凹陷西斜坡区由于紧邻生烃凹陷，构造位置有利，成藏条件优越，成为油气勘探的有利区带，前期在玛湖凹陷西斜坡区取得了良好的勘探效果。近年来，随着准噶尔盆地石油勘探开发研究的深入，勘探层位由浅层的侏罗系、三叠系逐渐拓展到二叠系，但在准噶尔盆地以往的研究中，目的层多集中在侏罗系，而对于二叠系的研究，且大多集中于不整合与油气成藏、断裂活动及其沉积响应方面的研究［3-4］，前期勘探成果表明玛湖凹陷西斜坡区南坡（简称玛南地区）区域勘探程度和研究程度较低，勘探潜力巨大，是盆地增储上产的重要地区。玛南地区二叠系自下而上分为佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）和上乌尔禾组（P3w），其中乌尔禾组为重要的油气勘探层位，为此，笔者通过钻井岩芯、铸体薄片、扫描电镜、X衍射及测录井资料等，对玛南地区二叠系乌尔禾组储层成岩作用及其对储层物性的影响进行了系统研究，以期为该区域油气的勘探开发及优质储层的预测提供一定的地质理论依据。

1 区域地质概况

准噶尔盆地在晚石炭世-二叠纪，由于哈萨克斯坦板块和准噶尔板块碰撞，形成了西准噶尔盆地边界山脉，其前缘形成了碰撞前陆凹陷，并开始推覆活动，早期在凹陷内沉积了下石炭统二叠系，晚期推覆体进一步活动，并推覆于中二叠统夏子街组、乌尔禾组之上，加速了有机质的成烃过程，为西北缘油气来源奠定了基础，玛湖凹陷内的多套烃源岩为乌尔禾储集层提供了丰富的油源，且乌尔禾组圈闭类型多样，盖层发育稳定，成藏配置较好［5-6］。

乌尔禾组内部储盖组合配置良好、纵向上多层含油、平面上广泛成藏，存在东北、西北两大物源体系（不同母岩类型），西北物源体系可以细分出红山嘴、黄羊泉、夏子街三大物源，东北可以分出玛东、夏盐两大物源，储层的形成条件和物源区具有多样性［4-5］，玛南地区二叠系乌尔禾组处于克百断裂带与中拐凸起之间（图1），储集空间复杂，非均质性较强。

图1 研究区位置图Fig.1 The location of the research area

2 储层岩石学特征

通过对研究区储层10余口钻井岩芯资料的详细观察描述和对200多张岩石薄片、铸体薄片的鉴定分析，综合录井资料和测井资料，分析表明，玛南地区二叠系乌尔禾组岩性主要为砾岩和砂岩，其中砾岩占77.31%。砾岩以灰色、灰绿色的砂砾岩和小砾岩为主，发育少量的砂质不等粒小砾岩、砂质砾岩等，砾岩中以凝灰岩为主的火山岩类岩屑含量较高，石英和长石含量低，成分成熟度较低；砾石磨圆中等，多为次棱角状——次圆状（图2a），分选较差，结构成熟度较低；砂岩主要发育中砂岩和细砂岩，多呈灰色，砂岩类型以岩屑砂岩为主，偶见少量长石质岩屑砂岩；碎屑组分中，石英含量1.00%～36.00%，平均8.24%，长石含量1.00%～34.00%，平均11.24%，岩屑含量43.00%～96.00%，平均80.53%，填隙物中胶结物平均含量较杂基高，以泥质胶结、钙质胶结和方解石胶结为主，硅质胶结较少（图2b）；玛南地区二叠系乌尔禾组储层的岩石学特征反映出研究区碎屑岩储层具有近物源快速沉积的特点。

图2 玛南地区二叠系乌尔禾组岩石学特征Fig.2 The petrologic characteristics of Permian Urho Formation in Manan Region

3 成岩作用类型及特征

碎屑岩储层物性主要受到沉积作用和成岩作用控制，沉积作用控制着储层物性的平面分布，而成岩作用控制着储层物性在纵向上的演化，是决定砂体能否最终成为有效储集体的关键［7-8］。对研究区取芯井岩芯的扫描电镜、铸体薄片分析表明，研究区储层经历了较为复杂的成岩作用，对储层物性影响较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，交代作用及重结晶作用在研究区相对不发育。

3.1 压实作用

压实作用是沉积物固结成岩的主要作用之一，沉积物在埋藏过程中，由于上覆沉积物不断堆积，地层静负荷压力增大，压实应力使疏松沉积物排出粒间水，孔隙体积缩小［9］。压实作用包括机械压实和化学压实（压溶作用），在埋藏较浅或成岩早期阶段，机械压实对储层的影响明显，在埋藏较深或成岩晚期阶段，压溶作用逐渐起主导作用。研究区储层压实作用在镜下常表现如图3所示。

图3 玛南地区二叠系乌尔禾组压实作用特征图Fig.3 The compaction characteristics of Permian Urho Formation in Manan Region

（1）碎屑颗粒在压实作用下发生错位和定向排列，石英、长石和重矿物等部分刚性碎屑颗粒被压裂，表面存在脆性裂纹（图3a）。

（2）储层中的塑性颗粒，如黑云母、泥质岩屑、千枚岩屑等在压实应力下易发生弯曲变形而挤入孔隙喉道中呈假杂基现象。

（3）随压实作用的增强，碎屑颗粒接触方式由点接触逐渐变为线接触，甚至出现凹凸接触（图3b）。

3.2 胶结作用

胶结作用可发生在成岩作用的各个阶段，并且具有现世代性的特点［10］。研究区的胶结类型多样，以碳酸盐胶结、硅质胶结、自生黏土矿物胶结、沸石类胶结等类型为主。

3.2.1 碳酸盐胶结

玛南地区二叠系乌尔禾组碳酸盐胶结物较为常见，主要发育方解石、铁方解石、白云石、铁白云石以及部分菱铁矿和高镁方解石等。菱铁矿和高镁方解石主要为早成岩期产物，呈集合体状、包膜状，部分因重结晶作用而呈粉晶、细晶状［11］；成岩早期形成的碳酸盐胶结物晶形较小，主要为方解石、白云石，多呈斑块状，成岩中后期形成的碳酸盐胶结物晶形较大，常呈星点状、镶嵌状充填于粒间孔隙间，多含铁，以铁方解石、铁白云石为主，铸体薄片下呈暗红色（图4a）。

图4 玛南地区二叠系乌尔禾组胶结作用特征图Fig.4 The cementation characteristics of Permian Urho Formation in Manan Region

3.2.2 硅质胶结

研究区储层中硅质胶结物主要以石英次生加大和自生石英晶体的形式生长于孔隙壁和粒间孔隙内。以往的研究中，通常认为硅质胶结物SiO2来源于压溶作用或者长石的溶解和黏土矿物的相互转化［12-13］，在研究区储层岩芯薄片中，只在局部观察到压溶现象，而在扫描电镜下常见石英次生加大或自生石英与长石溶蚀现象共生（图4b），因此，研究区储层中SiO2主要源自长石在酸性介质条件下的高岭石化。

3.2.3 黏土矿物胶结

X衍射分析表明，研究区储层黏土矿物普遍发育，常见的黏土矿物有绿泥石、高岭石、伊蒙混层和伊利石胶结物等（表1）。成岩早期形成的绿泥石多呈微细叶状垂直于碎屑颗粒表面生长，形成衬边胶结，成岩中后期绿泥石多呈纤维状充填于粒间孔隙中；在酸性介质环境下，研究区砂砾岩储层中的长石颗粒和易溶岩屑发生溶蚀作用形成高岭石，扫描电镜下，高岭石多呈蠕虫状或书页状集合体充填于粒间孔隙和溶蚀孔隙中，并常和自生石英相伴生（图4c、图4d）；高岭石在富含Ca2+的环境下向蒙脱石转化，形成伊/蒙混层，伊/蒙混层是蒙脱石向伊利石转化的中间产物，在富含K+的环境下，转变为伊利石，随着埋藏深度和地温增大，伊利石含量变高。

表1 二叠系乌尔禾组储层黏土矿物X衍射分析Tab.1 The X-ray diffraction analysis of authigenic clay mineral in Permian Urho Formation

3.2.4 沸石类胶结

沸石类胶结物的形成与分布和火山物质有着密切的关系［14］，研究区碎屑岩物源搬运距离较近，储层中凝灰质等火山碎屑含量较高，在埋藏成岩过程中，在孔隙流体作用下火山物质的溶解提供了沸石类胶结物形成的物质基础。在西北缘二叠系储层中，沸石类矿物以胶结物和裂隙充填物的形式产出，普遍见于粒间孔隙和粒内孔隙中［15］，玛南地区二叠系乌尔禾组沸石类胶结物类型有浊沸石、方沸石、片沸石等，常呈纤维状、片状形式沿着碎屑颗粒边缘生长或以晶粒状、马牙状形式充填于孔隙空间中（图4d）。

3.3 溶蚀作用

当储层中存在一定量的可溶蚀组分，在具有合适的流体介质环境以及一定的流体运移通道的条件下，碎屑岩中的碎屑颗粒、胶结物及可溶杂基都可发生溶蚀作用而产生次生孔隙。在成岩作用中后期，有机质达到成熟过成熟阶段，地层中有机质在较高的温压条件下产生大量的有机酸和CO2，地层流体pH值降低，孔隙流体介质呈酸性，在酸性流体介质下，长石、岩屑等不稳定颗粒以及胶结物和易溶杂基发生溶蚀作用。玛南地区二叠系乌尔禾组储层溶蚀对象主要为长石、岩屑、黏土矿物和碳酸盐胶结物，长石颗粒多沿解理缝溶蚀，形成斑点状、港湾状的粒内溶孔，溶蚀强烈时在扫描电镜下可见长石被溶蚀成蜂窝状（图5a）；岩屑颗粒边缘发生溶蚀时常形成不规则状的粒间扩大孔（图5b），碎屑颗粒局部发生溶蚀时则易形成长条状、斑点状的粒内溶孔，颗粒发生强烈溶蚀时碎屑颗粒整体被溶蚀从而形成铸模孔；碳酸盐、黏土矿物和沸石类等胶结物在溶蚀作用下多形成填隙物溶孔及晶间孔。

图5 玛南地区二叠系乌尔禾组溶蚀作用特征图Fig.5 The dissolution characteristic of Permian Urho Formation in Manan Region

4 成岩阶段序列划分及孔隙演化

根据有机质成熟度、储层颗粒接触特征、自生黏土矿物组合特征、孔隙组合类型等成岩作用特征参数，对玛南地区二叠系乌尔禾组碎屑岩的成岩演化阶段序列进行了划分：研究区镜质体反射率Ro值在1.7%～2.0%，有机质演化处于高成熟阶段；研究区储层埋藏较深，普遍埋藏于3 800 m以下，碎屑颗粒以线接触为主，部分颗粒呈凹凸状接触；自生黏土矿物中出现少量铁方解石、铁白云石等中晚期碳酸盐胶结物，高岭石、伊利石和沸石类胶结物等自生黏土也较常见；研究区储层孔隙类型多样，以次生孔隙为主，其原因为在强压实作用下，原生孔隙基本消失殆尽，成熟-过成熟阶段的有机质在高温压条件下发生脱羧作用，使储层流体介质pH值降低呈酸性，长石颗粒、自生黏土矿物及储层中的火山岩岩屑易发生溶蚀作用而产生次生孔隙，主要包括粒内溶孔和粒间溶孔，同时研究区储层中发育少量的微裂缝和晶间微孔；综合上述成岩作用特征，确定研究区储层主要处于中成岩阶段B期（图6）。

通过薄片观察和扫描电镜下各类成岩现象的分析，结合成岩作用特征及自生黏土矿物成因，厘定了研究区储层成岩作用序列：压实作用−→早期绿泥石膜形成−→早期泥晶方解石胶结物沉淀−→石英次生加大−→烃类充注−→长石颗粒溶蚀−→自生高岭石形成−→方解石及沸石类胶结物溶蚀−→晚期铁方解石、铁白云石充填；研究区储层随着埋藏的加深和成岩作用的加剧，孔隙空间大致经历了原生孔隙发育−→原生孔隙迅速减少−→混合孔隙发育−→次生孔隙发育−→次生孔隙减少的过程；综上，建立了研究区的成岩阶段序列及孔隙演化模式图（图6）。

图6 玛南地区二叠系乌尔禾组储层成岩序列及孔隙演化图Fig.6 Diagenetic sequences and porosity evolution of Permian Urho Formation in Manan region

5 成岩作用对储层物性的影响

碎屑岩储层物性主要受到沉积作用、成岩作用和构造作用的控制，成岩作用直接控制孔隙演化，是决定砂体能否最终成为有效储集体的关键［16-17］。成岩作用是玛南地区二叠系乌尔禾组形成中低渗储层的主要成因，压实作用、胶结作用和溶蚀作用对储层物性的影响作用不尽相同。

5.1 压实作用对储层物性的影响

碎屑沉积物的粒间孔隙在压实应力的作用下迅速降低，储层物性变差。随着埋藏深度的增加，压实作用加强，在成岩早期或埋藏较浅的阶段以机械压实为主，前人研究［18］认为，机械压实作用影响的最大埋藏深度为2 500 m左右，随着埋藏深度的增加和成岩作用的加剧，机械压实作用对储层影响逐渐减弱，压溶作用对储层物性的影响增强。

玛南地区二叠系乌尔禾组平均埋深在3 500 m左右，压实作用对储层孔隙的破坏明显，碎屑颗粒接触方式以线接触为主，部分出现凹凸接触（图3b），压实程度较强；研究区储层中含有较多的火山岩类岩屑和泥质杂基，成分成熟度和结构成熟度均较低，火山岩岩屑在压实应力下易发生弯曲变形而挤入孔喉中，占据了粒间孔隙使原生孔隙体积迅速减小，泥质杂基在一定程度上抑制了碳酸盐类等早期胶结物的发育，导致在成岩作用早期，由于沉积物缺少了作为支撑骨架的碳酸盐类等早期胶结物的支撑，使得压实作用更易破坏沉积物中的原生孔隙，造成原生孔隙度下降［19］；此外，由于泥质杂基的润滑作用，碎屑沉积物易被迅速压实，加大了压实作用对储层物性的破坏力，此时砂砾岩储层的孔隙度一般小于10%，渗透率小于1 mD。通过对二叠系乌尔禾组砂砾岩储层的显微观察和砂砾岩储层物性数据分析，并结合Houseknecht D W在1987年［20］提出的压实作用、胶结作用与粒间孔隙体积损失的关系图，可定量评价研究区储层原生粒间孔隙体积在压实作用下的损失量，结果表明，压实作用造成研究区砂砾岩储层的孔隙度损失量可达2.0%～34.0%，平均27.6%，为储层原始孔隙损失的主要因素（图7）。

图7 乌尔禾组压实及胶结作用对粒间孔隙损失关系图Fig.7 Plot of intergranular volume versus compaction and cement for Urho Formation in Manan Region

5.2 胶结作用对储层物性的影响

胶结作用是沉积物转变成沉积岩的重要作用，也是使储层孔隙度和渗透率降低的主要原因之一［21］。胶结物在成岩过程中对储层物性的影响具有双面性，首先，胶结物充填于部分粒间孔隙中，减少了储层孔隙度，对储层物性起到了破坏作用，但是在成岩作用早期的胶结物（如碳酸盐胶结物和部分自生黏土矿物）可以对碎屑颗粒起到支撑作用，抵御了部分压实作用对储层孔隙的破坏，成岩中后期，在一定的孔隙流体环境下，胶结物作为可溶组分，为后期溶蚀作用的发生提供了物质基础。

玛南地区二叠系乌尔禾组储层胶结物类型有碳酸盐胶结、硅质胶结、沸石类胶结、自生黏土矿物胶结等。碳酸盐类胶结物在研究区储层中普遍发育，可形成于成岩作用的各个时期，成岩早期形成的碳酸盐胶结物晶形较小，对储层孔隙空间的影响较小且可作为骨架颗粒减少了压实作用对储层物性的破坏，对储层的保护存在一定的积极意义，而研究区储层目前已处于中成岩B期，以发育晶形较大的碳酸盐胶结物为主，对孔隙空间的占据明显，破坏了储层物性；研究区硅质胶结物多以石英次生加大的形式产出，沸石类胶结物常呈纤晶粒状、马牙状充填形式产出，两类胶结物以不同的产出形式充填于孔隙和喉道中，将原本连通的孔喉分割成孤立的孔喉系统，喉道多变成弯片状和缩颈状，改变了储层的孔隙结构，降低了储层的孔隙度和渗透率。

不同黏土矿物对储层物性影响作用相去甚远，通过研究分析黏土矿物含量与孔隙度之间的关系，表明绿泥石和高岭石含量和孔隙度大小成正相关性，而伊/蒙混层与伊利石含量和孔隙度大小呈明显的负相关性（图8）。绿泥石胶结物主要形成于早成岩时期［22］，早期绿泥石常沿粒间孔隙表面衬边胶结，抵御了压实作用对原生孔隙的破坏，另一方面，绿泥石薄膜的存在有效地抑制了自生石英的形成和次生石英加大，从而利于原生粒间孔隙的保存；高岭石形成于酸性介质环境下，前人研究认为［23-24］，高岭石通常是长石溶解和次生孔隙发育的指示矿物，因而高岭石含量越高储层物性一般越好；伊/蒙混层是蒙脱石向伊利石转化的中间产物，大多呈片状和纤维状，其大量发育可以堵塞孔隙喉道，降低储层的孔隙度和渗透率，随着地层压力的增大和温度的升高，地层中K+含量逐渐增加，伊/蒙混层会转变为伊利石，伊利石较其他自身黏土矿物在孔隙空间生长过程中延伸距离远，常呈针丝状和毛发状大量的充填于细小孔喉中，严重地破坏了储层物性。玛南地区二叠系乌尔禾组储层中的碳酸盐胶结物、硅质胶结物、伊/蒙混层及伊利石胶结物是造成储层物性变差的主要胶结物，胶结作用造成原生孔隙的损失达1.0%～30.0%，平均12.6%（图8），总体上，研究区胶结物对储层孔隙的破坏程度较压实作用小。

图8 黏土矿物含量与孔隙度关系图Fig.8 Relationship between clay content and porosity of Urho Formation in Manan Region

5.3 溶蚀作用对储层物性的影响

在一定的孔隙流体介质条件下，储层中的碎屑颗粒、胶结物、易溶杂基都可发生不同程度的溶蚀作用，溶蚀作用是形成次生孔隙，改善储层物性的主要因素，尤其是对埋藏较深，压实、胶结作用强烈的低孔低渗储层，是其在低孔低渗背景下形成局部相对优质储层的重要途径。

玛南地区二叠系乌尔禾组储层成分成熟度和结构成熟度低，长石、岩屑含量较高，分选差，常见杂基和胶结物，长石、岩屑及杂基等可溶物质的普遍发育为后期溶蚀作用提供了物质基础；研究区储层已经进入中成岩阶段B期，镜质体反射率Ro值在2.0%左右，有机质演化处于高成熟阶段，高温高压下有机质向烃类转化过程中易发生脱羧作用，从而产生大量的有机酸，使地层孔隙流体介质呈酸性；在酸性流体介质条件下，储层中的长石等碎屑颗粒、火山岩岩屑、杂基、碳酸盐胶结物及沸石类胶结物等可溶组分发生溶蚀作用，形成了大量的粒间溶孔和粒内溶孔，改善了储层物性；研究区储层埋藏较深，经历了较强的压实和胶结作用，通过对研究区储层135个样品的实测物性资料统计分析，表明乌尔禾组储层孔隙度主要分布于2%～14%，渗透率主要集中于0.007～45.000 mD，属于低孔低渗储层，研究区储层在经历了复杂的成岩作用后原生孔隙基本消失殆尽，储层物性差，孔隙度随着埋藏深度的增加呈明显的减少趋势，但在埋深4 200 m下乌尔禾组（P2w）处存在一个明显的溶蚀次生孔隙发育带（图9），显然其孔隙度值明显高于正常压实和胶结作用值，溶蚀作用改善了储层的物性，对优质储层的形成具有积极作用。

图9 玛南地区乌尔禾组孔隙度与深度关系图Fig.9 Relationship between porosity and depth of Urho Formation in Manan Region

6 结论

（1）准噶尔盆地玛南地区二叠系乌尔禾组储层岩性以灰色及灰绿色的砾岩为主，其次发育少量砂岩，储层中石英和长石含量低，岩屑含量高，成分成熟度较低；碎屑岩颗粒磨圆中等，填隙物中胶结物含量较高，分选较差，储层结构成熟低较低，反映了研究区碎屑岩储层具有近物源快速沉积的特点。

（2）研究区储层经历了较为复杂的成岩作用，对储层物性影响较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，根据有机质成熟度、自生黏土矿物组合特征、孔隙组合类型等成岩作用特征参数，确定研究区储层主要处于中成岩阶段B期，并结合成岩作用现象分析、自生黏土矿物成岩特征及孔隙类型变化情况，厘定了储层成岩作用阶段序列及孔隙演化模式。

（3）不同成岩作用对储层物性影响作用不同，压实作用对研究区储层的孔隙破坏性最大且这种破坏作用是不可逆的；胶结作用对储层物性影响具有双面性，胶结物的发育占据了砂砾岩的粒间孔隙空间，减少了储层孔隙度，但亦在一定程度上抵御了压实应力，在成岩中后期，胶结物作为可溶组分，为后期溶蚀作用的发生提供了物质基础；研究区储层埋藏较深，经历了较强的压实和胶结作用，储层物性差，而溶蚀作用形成的次生孔隙改善了储层物性，是研究区在低孔低渗背景下形成局部相对优质储层的重要途径。

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史基安，1958年生，男，汉族，上海人，研究员，博士生导师，主要从事沉积学、油气地质学等方面的研究。E-mail：jashi@lzb.ac.cn

编辑：张云云

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Effects of Diagenesis and Reservoir of the Urho Formation in Manan Region

CHEN Bo1，2*，YOU Xincai3，ZHANG Yin4，ZHANG Shuncun1，SHI Jian1

1.Provincial Key Laboratory of Petroleum Resources，Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou，Gansu 730000，China；2.University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China；3.Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；4.Engineering Technology Research Institute of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China

Usingcoreobservation，castingthinsectionsidentification，scanningelectronmicroscopy（SEM），X-raydiffraction analysis method with logging and mud logging data，the characteristics of reservoir sandstone，diagenesis and its influence on reservoir physical property of the Permian Urho Formation in Manan region，Junggar Basin were studied.The results show that the reservoir rock types in the study area are mainly conglomerate，and a small amount of sandstone；reservoir compositional maturity and textural maturity are low.At present，the reservoir in the study area is mainly at the middle diagenetic stage B period，and reservoir experienced complicated diagenesis；the main diagenesis that has a greater influence on the reservoir property includes compaction，cementation and dissolution；the compaction effect of the reservoirs in the study area is the most devastating，being root of low porosity and low permeability reservoirs；cementation has two-sided influence on reservoir on the one hand.On the other hand，cement reduces the reservoir porosity，but also resists the compaction stress to a certain extent，and provides the material foundation for the later dissolution.The reservoir in the study area is deeply buried，and has experienced strong compaction and cementation.Therefore，reservoir property is poor，but is improved by the dissolution of secondary pore，which is an important approach to relatively high quality reservoirs in the study area under the background of low porosity and low permeability.

Junggar Basin；Manan region；Permian；Urho Formation；diagenesis；reservoir property

陈波，1985年生，男，汉族，浙江衢州人，博士研究生，主要从事油气储层地质学及油气藏开发研究。E-mail：cbo-11@163.com

尤新才，1982年生，男，汉族，江苏泰兴人，工程师，主要从事石油地质勘探研究。E-mail：youxc@petrochina.com.cn

张银，1987年生，女，汉族，陕西咸阳人，硕士，主要从事油田地面工程方案的编制与研究工作。E-mail：zyin66@petrochina.com.cn

张顺存，1973年生，男，汉族，甘肃定西人，副研究员，主要从事油气储层沉积学研究。E-mail：zhangshuncun@126.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.05.29.03

1674-5086（2016）01-0010-11

TE122

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20150921.0810.026.html

陈波，尤新才，张银，等．玛南地区乌尔禾组成岩作用对储层物性的影响［J］．西南石油大学学报（自然科学版），2016，38（1）：10-20．

CHEN Bo，YOU Xincai，ZHANG Yin，et al．Effects of Diagenesis and Reservoir of the Urho Formation in Manan Region［J］．Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2016，38（1）：10-20．

2014-05-29网络出版时间：2015-09-21

陈波，E-mail：cbo-11@163.com

国家重点基础研究发展计划（973计划）（2011CB201104）；国家科技重大专项（2011ZX05000-01-06）；甘肃省重点实验室专项（1309-RTSA041）。