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中国地质
ＧＥＯＬＯＧＹ ＩＮ ＣＨＩＮＡ
第３４ 卷第 ２期
２００７ 年４月
Ｖｏｌ．３４，Ｎｏ．２
Ａｐｒ．，２００７
马家山—小涧子油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西
部，北至马家山、
南至罗卜塬、
西至沙腰岘、
东至王洼子，面积
约２．２×１０４ｋｍ２。其勘探目的层系主要为上三叠统长 ４＋５ 和
长６油层组，进一步细分为长 ４＋５１、
长４＋５２、
长６１油层段 ３
个小层，埋深 １ ８００～２ ４５０ ｍ。储集体主要是三角洲前缘水下
分流河道及河口坝砂体，砂体总体呈东厚西薄的特点。长６１
沉积时期，湖平面下降，三角洲沉积占主导地位，砂岩厚度最
大。长４＋５２沉积期，湖平面有所上升，三角洲沉积体系向后
退缩，砂体平均厚度最小。长４＋５１沉积期，湖平面又有所下
降，砂体发育较好。
针对鄂尔多斯盆地西缘油气储层沉积相及 成岩作用的
研究已有很多［１－ ８］，但就成岩阶段、
成岩相及其对储层的控制、
储层预测等关键问题，尚未取得统一认识。笔者以马家山—
小涧子地区延长组长 ６１、
长４＋５ 段为目的层，在６０ 余口井岩
心描述的基础上，通过薄片鉴定、
铸体薄片、
扫描电镜、
Ｘ－ 射
线衍射和包裹体分析等方法，对储集层成岩作用、
成岩相及
孔隙演化进行分析和研究，旨在揭示该区砂岩储层的物性演
化规律；结合砂体平面展布，对储层进行综合评价和有利区
带预测，为油气勘探开发提供依据。
１成岩程度的确定
中国石油行业一般将成岩阶段划分为同生期、早成岩
期、
中成岩期、
晚成岩期和表生成岩期。依据古温度、
粘土矿
物组合及序列、
有机质成熟度、
岩石结构及孔隙特征等成岩
阶段划分的标志，对本区长 ４＋５、
长６１储层成岩阶段的划分
进行了详细研究。
１．１ 流体包裹体
流体包裹体测温是确定成岩古温度的最有 效的方法之
一［９］。流体包裹体测温实验在莱卡 ＴＨＭＳＪ６００ 冷热台测温系
统上完成，根据室温下包裹体的成分和相态，将与成岩作用
有关的流体包裹体划分为盐水溶液包裹体、
ＣＯ２包裹体和烃
类包裹体 ３类。
盐水溶液包裹体在本区发育丰富，它的个体通常不大，
一般 ２～４μｍ；形态各异，有椭圆形、
长条形和不规则状等形
状；颜色则以浅色为主，无色或淡黄色；在石英裂隙和加大边
中都有产出。
ＣＯ２包裹体主要呈三相产出，由ＣＯ２气体、
液态 ＣＯ２、
盐
水溶液组成。
这类包裹体数量较少，不足包裹体总量的 ５％，个
体明显大于盐水溶液包裹体，一般大于 ５μｍ；包裹体轮廓以
负晶形为主；主要沿石英边部或颗粒内部发育。
本区发育的液态烃包裹体数量较少，个体较大；透射光
下颜色以淡褐色、
褐色为主，荧光激发下，发黄绿色；主要分
布在石英加大边和微裂隙中。
研究区砂岩中盐水溶液包裹体分布最为广泛，在成岩
马家山—小涧子油田砂岩成岩作用
及其对储层的影响
杨仁超 １樊爱萍 １，２ 韩作振 １柳益群 ２
（１．山东科技大学地质科学与工程系，山东 青岛 ２６６５１０；２．西北大学地质学系，陕西 西安 ７１００６９）
提要：为了揭示鄂尔多斯盆地马家山—小涧子油田砂岩成岩作用对储层的控制作用，综合采用了薄片鉴定、
铸体薄
片、
压汞、
扫描电镜、
Ｘ－ 射线衍射和包裹体分析等多种方法。
研究认为：该区延长组长 ６１、
长４＋５ 段砂岩成岩作用进入
了中成岩阶段的 Ａ期；成岩相的平面分布具有明显的规律性，由水下分流河道砂体及河口砂坝中心向边缘，直至水
下分流间湾，依次发育溶蚀孔隙相、
绿泥石胶结相、
碳酸盐胶结相及压实杂基相 ４种成岩相类型；储层物性依次变差；
有利的储集相带为水下分流河道砂体和河口砂坝中心的溶蚀孔隙相和绿泥石胶结相。
关键词：鄂尔多斯盆地；延长组；砂岩储层；成岩作用；成岩相
中图分类号：Ｐ５８８．２１ 文献标志码：Ａ文章编号：１０００－ ３６５７（２００７）０２－ ０２８３－ ０６
收稿日期：２００６－ ０９－ １９；改回日期：２００６－ １０－ １９
基金项目：国家重点基础研究发展规划项目（２００３ＣＢ２１４６０３）资助
作者简介：杨仁超，男，１９７６ 年生，博士生，讲师，从事沉积学研究；Ｅ－ ｍａｉｌ：ｒｃ＿ｙａｎｇ＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ。
中 国 地 质 ２００７ 年
表１ Ｘ 射线衍射粘土矿物含量分析
（％）
Ｔａｂｌｅ １ ＸＲＤ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｆ ｃｌａｙ ｍｉｎｅｒａｌｓ
早、
中阶段矿物中均有产出；而烃类包裹体则是中成岩阶段
的产物［９］。研究区与液态烃伴生的盐水溶液包裹体均一温度
分布范围为 ９０～１４０℃，主体为 １１０～１２０℃（图１）。
１．２ 粘土矿物组合
Ｘ射线衍射分析表明 （表１） ， 本区粘土矿物以绿泥石
（８％～４３％，平均 ２６．９％）、
高岭石（１６％～５２％，平均 ３０．５％）为主，
伊／蒙混层（４％～４３％，平均 ２２．８％）次之，伊利石（１２％～２９％，平
均１９．８％）最少。伊／蒙混层比全部在 ２０％以下，说明成岩作用
已达到中期阶段。
１．３ 镜质体反射率与岩石结构
经实验测定，本区延长组长 ６１、
长４＋５ 段有机质镜质体
反射率 Ｒ ｏ 为０．７１％～１．０５％，表明有机质演化处于低成熟－成
熟阶段。岩石类型主要为岩屑长石砂岩、
长石岩屑砂岩和长
石砂岩，少量岩屑石英砂岩，孔隙式胶结，碎屑颗粒接触紧
密，多以线接触为主，可见缝合线状接触。孔隙类型以次生孔
隙为主，原生孔隙保留很少，长石、
岩屑的溶蚀现象较为普遍，
含铁方解石、
铁方解石等较晚的成岩矿物未见溶解。
根据上述研究，按照中国石油天然气行业碎屑岩成岩阶段
划分标准（ＳＹ／ Ｔ５４７７ － ２００３） ， 将马家山—小涧子油田主要储
集层延长组长 ６１、
长４＋５ 段砂岩成岩阶段确定为中成岩 Ａ期。
２成岩作用对储层的影响
沉积物在进入埋藏成岩环境之后，不同的成岩作用类型
及不同的成岩作用强度对储集层的储集性能起着决定性的
作用［１１－ １４］。压实作用对本区砂岩原生孔隙的破坏十分明显；溶
解作用则对砂岩储层物性的改善起着至关重要的作用；而胶
结作用往往具有双重性质。
２．１ 压实作用
机械压实作用主要发生于成岩作用早期，对埋深较浅的
地层作用较明显，可造成砂岩原始孔隙的大量丧失。机械压
实作用在本区主要表现为： （１）长石、
石英等刚性颗粒发生破
裂（图２－ Ａ） ； （ ２）云母、
泥岩等塑性岩屑颗粒发生弯曲、
变形
或被刚性碎屑插入； （３）碎屑颗粒接触更加紧密，由点接触到
线接触，直至凹凸接触。
２．２ 胶结作用
２．２．１ 早成岩期绿泥石或伊／蒙混层胶结
早成岩期本区发育的岩屑长石砂岩和长石 岩屑砂岩随
埋深增加发生水化水解作用，形成自生蒙脱石。
水化水解作用
产生的 Ｋ＋、
Ｎａ＋等离子使孔隙水介质的 ｐＨ 值高于 ７，随着埋
藏深度的增加，地层温度逐渐升高，碎屑岩中的蒙脱石逐渐
脱去层间水，晶格重新排列，形成自生伊利石／蒙脱石混层［１５］
图１流体包裹体均一温度分布直方图
Ｆｉｇ．１ Ｈｏｍｏｇｅｎｉｚａｔｉｏｎ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｆｌｕｉｄ ｉｎｃｌｕｓｉｏｎｓ
２８４
第３４ 卷 第 ２期 杨仁超等：马家山—小涧子油田砂岩成岩作用及其对储层的影响
图２研究区储集砂岩成岩作用
Ａ—元７４ 井斜长石双晶断裂，正交偏光， ２２００．１ｍ；Ｂ—元２２８ 井伊／蒙混层，扫描电镜，１８２４．５ｍ；Ｃ—元６９ 井绿泥石薄膜与自生石英，扫
描电镜，２１９７．５ｍ；Ｄ—元６９ 井方解石，阴极光， ２１９９．３ｍ；Ｅ—耿１１５ 井石英加大边、
次生盐水包裹体，单偏光，２２２５．１ｍ；Ｆ—元１２２ 井自生高
岭石，扫描电镜， ２１９７．５ｍ；Ｇ—元７４ 井长石被方解石交代，正交偏光， ２２１５．２ｍ；Ｈ—元２９ 井高角度裂缝及油斑含油，２１７９．２￣２１７９．４ｍ
Ｆｉｇ．２ Ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ｏｆ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ａｒｅａ
Ａ－ Ｔｗｉｎ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｏｆ ｐｌａｇｉｏｃｌａｓｅ， ｃｒｏｓｓｅｄ ｐｏｌａｒｉｚｅｄ ｌｉｇｈｔ， ２２００．１ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ７４；Ｂ－ Ｉｌｌｉｔｅ／ｓｍｅｃｔｉｔｅ， ＳＥＭ， １８２４．５ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ ２２８；Ｃ－ Ｃｈｌｏｒｉｔｅ
ｆｉｌｍ ａｎｄ ａｕｔｈｉｇｅｎｉｃ ｑｕａｒｔｚ， ＳＥＭ， ２１９７．５ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ ６９；Ｄ－ Ｃａｌｃｉｔｅ， ＣＬ， ２１９９．３ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ ６９；Ｅ－ Ｑ ｕａｒｔｚ ｏｖｅｒｇｒｏｗｔｈｓ ａｎｄ ｓｅｃｏｎｄａｒｙ ｓａｌｉｎｅ
ｉｎｃｌｕｓｉｏｎｓ， ｐｌａｎｅ ｐｏｌａｒｉｚｅｄ ｌｉｇｈｔ， ２２２５．１ ｍ， ｗｅｌｌ Ｇｅｎｇ １１５；Ｆ－ Ａｕｔｈｉｇｅｎｉｃ ｋａｏｌｉｎｉｔｅ， ＳＥＭ， ２１９７．５ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ １２２；Ｇ－ Ｒ ｅｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｏｆ ｆｅｌｄｓｐａｒ
ｂｙ ｃａｌｃｉｔｅ， ｃｒｏｓｓｅｄ ｐｏｌａｒｉｚｅｄ ｌｉｇｈｔ， ２２１５．２ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ７４；Ｈ－ Ｈｉｇｈ－ ａｎｇｌｅ ｆｉｓｓｕｒｅｓａｎｄ ｏｉｌ ｓｔａｉｎｓ， ２１７９．２－ ２１７９．４ ｍ， ｗｅｌｌ Ｙｕａｎ２９
（图２－ Ｂ） ， 反应式如下：
４．５Ｋ＋＋８Ａｌ３＋＋ＫＮａＣａ２Ｍｇ４Ｆｅ４Ａｌ１４Ｓｉ３８Ｏ１００
（ＯＨ）２０
・
Ｈ２Ｏ（蒙脱石）→
Ｋ５．５Ｍｇ２Ｆｅ１．５Ａｌ２２Ｓｉ３５Ｏ１００（ＯＨ）２０（伊利石）
＋Ｎａ＋＋２Ｃａ２＋＋２．５Ｆｅ３＋＋２Ｍｇ２＋＋３Ｓｉ４＋＋１０Ｈ２Ｏ
泥质沉积物在压实成岩过程中释放出 Ｓｉ２＋ 、
Ａｌ３ ＋ 、
Ｎａ＋、
Ｍｇ２＋、
Ｃａ２＋、
Ｆｅ２＋ 等各种离子，这些物质随压实水一起进入砂岩
孔隙系统中，与蒙脱石发生反应，形成绿泥石［１６］，反应式如下：
蒙脱石＋Ｆｅ２＋＋Ｍｇ２＋→绿泥石＋Ｋ＋＋ＳｉＯ２
储层中发育的绿泥石（图２－ Ｃ）和伊／蒙混层薄膜，一方
面充填原生孔隙，使孔隙度降低；另一方面绿泥石薄膜的形
成阻碍了孔隙水与颗粒的进一步反应，并限制了石英次生加
大的发育，有利于原生孔隙的保存［１７，１８］。
２．２．２ 早成岩 Ｂ期方解石
早期方解石呈微晶状，填充孔隙（图２－ Ｄ） ， 降低了岩石
的孔隙度和渗透率。
２．２．３ 中成岩 Ａ期硅质胶结和高岭石的形成
研究区砂岩中硅质胶结物主要为石英加大边（图２－ Ｅ） ，
其次为充填粒间孔隙的自生石英小颗粒（图２－ Ｃ）。
硅质胶结
交代早先形成的绿泥石和方解石，表明孔隙流体性质由碱性
转化为酸性。石英加大边中烃类包裹体的存在，证实加大边
的形成与油气运移密切相关。硅质胶结一方面堵塞孔喉并使
粒间孔隙减小；另一方面增加颗粒的抗压实程度和支撑能
力，又有利于粒间孔隙的保存。
高岭石是砂岩中常见的自生粘土矿物，多充填溶蚀粒间
孔隙，与自生石英伴生，扫描电镜下观察呈蠕虫状或书页状
集合体（图２－ Ｆ）。高岭石书页状晶形保留了良好的晶间孔，
是重要的储集空间组成部分。
２．２．４ 中成岩 Ａ期末碳酸盐胶结
晚期方解石胶结比较常见，与早期方解石有明显不同的
是晚期方解石在成分上含 Ｆｅ２＋ ，为含铁方解石和铁方解石。
铁
方解石往往交代长石、
岩屑等碎屑颗粒（图２－ Ｇ） ， 并堵塞溶
蚀粒间孔隙和剩余原生孔隙，极大地降低了储层的孔隙度。
２．３ 溶蚀作用
中成岩 Ａ期，随着埋深和古地温的不断加大，有机质成
熟，排出大量有机酸和 ＣＯ２，这些物质运移进入碎屑岩后导
致孔隙水介质转化为酸性。
在酸性介质条件下，长石碎屑发生
溶解，形成大量自生高岭石：
２ＫＡｌＳｉ３Ｏ８＋２Ｈ＋＋Ｈ２Ｏ→Ａｌ２Ｓｉ２Ｏ５（ＯＨ）４＋４ＳｉＯ２＋２Ｋ＋
ＣａＡｌ２Ｓｉ２Ｏ８＋２Ｈ＋＋Ｈ２Ｏ→Ａｌ２Ｓｉ２Ｏ５（ＯＨ）４＋Ｃａ２＋
另一方面，早成岩 Ｂ期形成的方解石遭受不同程度的溶
解，其反应机理如下：
ＣａＣＯ３＋Ｈ＋→Ｃａ２＋＋ＨＣＯ－
３， ＨＣＯ－
３→Ｈ＋＋ＣＯ２－
３
方解石分解产生的 ＣＯ２－
３及孔隙流体中不断富集的 Ｃａ ２＋、
Ｆｅ２＋，为晚期铁方解石的形成奠定了物质基础 ［１９］。中成岩 Ａ
期，长石和早期方解石大量溶蚀，形成粒内溶蚀孔隙和溶蚀
粒间孔隙，极大地改善了储层物性。
２．４ 破裂作用
构造运动可以使岩石发生破裂，形成裂缝［２０］。
研究区裂缝
以斜交缝和近垂直的高角度缝为主，裂缝面多平直，为构造
应力形成的剪切缝。古地磁分析表明，裂缝的走向以 ＮＥＥ 为
主，ＮＷ 向少量。裂缝与燕山期和喜马拉雅期构造应力场有
关，并受 ＮＷ 向盆地基底断裂影响［２］。统计结果表明，本区
４７％的裂缝为钙质或泥质半充填，４８％未充填，仅有 ５％的裂缝
２８５
中 国 地 质 ２００７ 年
图３砂岩成岩相与储层评价平面图
Ｆｉｇ．３ Ｐｌａｎ ｏｆ ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ ｆａｃｉｅｓｏｆ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ａｎｄ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｓ
被自生矿物完全充填；９５％的裂缝是有效裂缝，近４０％的裂缝
见油迹或油斑（图２－ Ｈ）。
裂缝的发育进一步改善了储层的物
性，从而更有利于油气的运移、
储集。
３成岩相与孔隙发育的关系
根据上述成岩现象和成岩阶段的研究，以起主导作用的
成岩作用为依据，将本区划分为溶蚀孔隙相、
绿泥石胶结相、
碳酸盐胶结相及压实杂基相等 ４种主要成岩相。以上 ４种成
岩相是根据占主导地位的成岩现象来划分的，其间必然存在
重叠与交叉，即：碳酸盐胶结相中也有粘土矿物胶结的成分；
溶蚀孔隙相中，随着长石的溶蚀，必然产生大量的高岭石胶
结；绿泥石胶结相中，则常含有较多的高岭石、
伊／蒙混层等
胶结物。
３．１ 溶蚀孔隙相
溶蚀孔隙相中，溶蚀作用对储层的改善起主导作用。该
成岩相分布在水下分流河道、
河口坝砂体的中轴部，这些部
位发育的砂岩原始孔渗条件相对较好，有利于有机质热演化
过程中由于脱羧基作用产生的酸性流体优先进入，溶蚀长石
和早期方解石，增加孔隙度。这些储层的孔隙度为 ８％～１３％，
渗透率为（０．１～２．６）×１０－ ３μｍ２，排驱压力为（０．２５～３）×１０５Ｐａ，大
部分属ⅡＡ类储层，少数属ⅠＢ、
ⅡＢ类储层（图３）。
３．２ 绿泥石胶结相
绿泥石胶结相中胶结物以绿泥石为主，常含有较多的高
岭石、
伊／蒙混层等自生矿物。绿泥石胶结物有两种，一种是
绿泥石薄膜，如前所述，绿泥石薄膜的形成阻碍了早期石英
次生加大的形成，有利于原生孔隙的保存；另一种为充填孔
隙的叶片状绿泥石，使孔隙度降低。绿泥石胶结相常沿溶蚀
孔隙相边部分布，溶蚀作用相对不发育，储层物性较溶蚀孔
隙相差。孔隙度为 ５％～９％，渗透率为（０．０５～１）×１０－ ３μｍ２，排驱
压力为（７～１）×１０５Ｐａ，属于ⅡＢ、
ⅢＡ储层。
３．３ 碳酸盐胶结相
属于碳酸盐胶结相的砂岩，碳酸盐胶结物含量占岩石总
体积的 １０％～２５％，最高可达 ３０％。呈孔隙充填式胶结或嵌晶
式胶结，胶结物主要为方解石、
含铁方解石和铁方解石，代表
成岩早期胶结而晚期未发生明显溶蚀的储层类型，其孔渗性
较差。该成岩相常出现在水下分流河道、
河口砂坝的边部，常
围绕绿泥石胶结相和溶蚀孔隙相分布，形成一个围绕优质储
层的“
钙壳”。其可能的成因为：在压实成岩过程中，泥岩中排
出大量富含 Ｃａ２＋、
Ｆｅ２＋、
ＣＯ２－
３的孔隙水，进入邻近的砂岩并在
砂体边部优先沉淀，形成钙质胶结层，储层孔隙度大为降低；
且造成后期的成岩流体很难在其间流动，因此溶蚀作用很少
发生；加之水下分流河道砂体及河口砂坝的边部的砂岩一般
粒度细、
杂基高，使得最终的物性较差。孔隙度一般为 ２％～
７％，渗透率为（０．０３～０．１）×１０－ ３μｍ２，排驱压力为（１１～４）×１０５Ｐａ，
属ⅢＢ、
ⅢＡ类储层。
３．４ 压实杂基相
压实杂基相多对应于水下分流间湾沉积微相，主要在本
区南部发育。由于此处水动力条件较弱，原始沉积物粒度细
小，砂层很薄，且泥质杂基含量高，砂体原始孔隙度低。从而
进一步抑制了成岩过程中地下流体的流动，不利于薄层砂岩
的改造。该成岩相中砂岩的孔隙度一般＜３％，渗透率为（０
～０．０３）×１０－ ３μｍ２，排驱压力大于 １０×１０５Ｐａ，属于致密储层。
２８６
第３４ 卷 第 ２期
４结 论
马家山—小涧子油田主要储层延长组长 ６１、
长４＋５ 段成
岩作用进入了中成岩阶段 Ａ期。
压实作用使砂岩储集空间变
小、
孔渗性变差，溶蚀作用和破裂作用大大地改善了储层的
物性，胶结作用往往具有双重性质。本区发育溶蚀孔隙相、
绿
泥石胶结相、
碳酸盐胶结相及压实杂基相 ４种类型，不同的
成岩相，油气储层性质不同。溶蚀孔隙相物性最好，大部分属
ⅡＡ类储层，少数属ⅠＢ、
ⅡＢ类储层；绿泥石胶结相物性次
之，属于ⅡＢ、
ⅢＡ储层；碳酸盐胶结相物性较差，属ⅢＢ、
ⅢＡ
类储层；压实杂基相属于致密储层。成岩相的平面分布具有
明显的规律性，由水下分流河道砂体和河口砂坝中心向边
缘，直至水下分流间湾，溶蚀孔隙相、
绿泥石胶结相、
碳酸盐
胶结相及压实杂基相依次分布，储层物性由好变差，有利的
储集相带为水下分流河道砂体和河口砂坝中心的溶蚀孔隙
相和绿泥石胶结相。
参考文献（Ｒｅｆｅｒｅｎｃｅｓ）：
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Ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｏｎ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ａｎｄ Ｏｉｌ－ ｐｏｏｌ Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓａｔｉｏｎ［Ｊ］．
Ａｃｔａ Ｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｉｃａ Ｓｉｎｉｃａ， ２００４， ２２（２）：１９３－ １９７（ｉｎ Ｃｈｉｎｅｓｅ ｗｉｔｈ
Ｅｎｇｌｉｓｈ ａｂｓｔｒａｃｔ）．
［４］ 王峰，王多云，郑希民，等．陕甘宁盆地姬塬地区延长组三角洲
前缘微相组合及特征［Ｊ］． 沉积学报， ２００５， ２３（２）：２１８－ ２２４．
Ｗａｎｇ Ｆｅｎｇ， Ｗａｎｇ Ｄｕｏｙｕｎ， Ｚｈｅｎｇ Ｘｉｍｉｎ， ｅｔ ａｌ． Ｔｈｅ Ｍｉｃｒｏｆａｃｉｅｓ
Ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ Ｄｅｌｔａ Ｆｒｏｎｔ ｉｎ Ｙａｎｃｈａｎｇ
Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ （Ｔｒｉａｓｓｉｃ） ｏｆ Ｊｉｙｕａｎ Ａｒｅａ Ｓｈａａｎｘｉ－ Ｇａｎｓｕ－ Ｎｉｎｇｘｉａ Ｂａｓｉｎ
［Ｊ］． Ａｃｔａ Ｓｅｄｉｍｅｎｔｏ － ｌｏｇｉｃａ Ｓｉｎｉｃａ， ２００５， ２３ （２）：２１８ － ２２４ （ｉｎ
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Ｘｕ Ｊｉａｎｚｈａｎｇ， Ｚｈａｎｇ Ｓｈｉｑｉ， Ｊｉ Ｙｏｕｌｉａｎｇ， ｅｔ ａｌ． Ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ
ｏｆ ｃｌａｓｔｉｃ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｉｎ ｔｈｅ ｕｐｐｅｒ ａｎｄ ｍｉｄｄｌｅ Ｊｕｒａｓｓｉｃ ｉｎ Ｑｉａｎｇｔａｎｇ
ｂａｓｉｎ ｏｆ ｎｏｒｔｈｅｒｎ Ｘｉｚａｎｇ ａｒｅａ ［Ｊ］． Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ ｔｈｅ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ
Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ， ２００１， ２５（１）：４－ ９（ｉｎ Ｃｈｉｎｅｓｅ ｗｉｔｈ Ｅｎｇｌｉｓｈ ａｂｓｔｒａｃｔ）．
Ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ｏｆ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｉｎ ｔｈｅ Ｍａｊｉａｓｈａｎ－ Ｘｉａｏｊｉａｎｚｉ ｏｉｌｆｉｅｌｄ，
Ｏｒｄｏｓ ｂａｓｉｎ ａｎｄ ｉｔｓ ｅｆｆｅｃｔ ｏｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ
ＹＡＮＧ Ｒｅｎ－ ｃｈａｏ１， ＦＡＮ Ａｉ－ ｐｉｎｇ１，２， ＨＡＮ Ｚｕｏ－ ｚｈｅｎ１， ＬＩＵ Ｙｉ－ ｑｕｎ２
（１． Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ ｏｆＥａｒｔｈ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ， Ｓｈａｎｄｏｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｑｉｎｇｄａｏ ２６６５１０， Ｓｈａｎｄｏｎｇ， Ｃｈｉｎａ；
２． Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ ｏｆ Ｇｅｏｌｏｇｙ， Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ， Ｘｉ＇ａｎ ７１００６９， Ｓｈａａｎｘｉ， Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ｍｅｔｈｏｄｓ， ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ｔｈｉｎ ｓｅｃｔｉｏｎ ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎ， ｃａｓｔ ｔｈｉｎ ｓｅｃｔｉｏｎ ｅｘａｍｉｎａｔｉｏｎ， ｍｅｒｃｕｒｙ
ｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎ， ｓｃａｎｎｉｎｇ ｅｌｅｃｔｒｏｎ ｍｉｃｒｏｓｃｏｐｙ （ＳＥＭ）， Ｘ－ ｒａｙ ｄｉｆｆｒａｃｔｉｏｎ （ＸＲ Ｄ） ａｎｄ ｆｌｕｉｄ ｉｎｃｌｕｓｉｏｎ ａｎａｌｙｓｉｓ， ｗｅｒｅ
ｕｓｅｄ ｔｏ ｒｅｖｅａｌ ｔｈｅ ｃｏｎｔｒｏｌｓ ｏｆ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ｉｎ ｔｈｅ Ｍａｊｉａｓｈａｎ － Ｘｉａｏｊｉａｎｚｉ ｏｉｌｆｉｅｌｄ ｏｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ． Ｓｔｕｄｙ
ｉｎｄｉｃａｔｅｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ ｏｆ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｏｆ ｔｈｅ Ｃｈａｎｇ ６１ａｎｄ Ｃｈａｎｇ ４＋５ ｍｅｍｂｅｒｓ ｉｎ ｔｈｅ Ｙａｎｃｈａｎｇ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ
ｈａｓ ｒｅａｃｈｅｄ ｓｔａｇｅ Ａ ｏｆ ｔｈｅ ｍｉｄｄｌｅ ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ ｐｈａｓｅ． Ｔｈｅ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ ｆａｃｉｅｓ ｅｘｈｉｂｉｔｓ ａ ｄｉｓｔｉｎｃｔｉｖｅ
ｒｅｇｕｌａｒｉｔｙ： ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ ｐｏｒｅ ｆａｃｉｅｓ， ｃｈｌｏｒｉｔｅ ｃｅｍｅｎｔ ｆａｃｉｅｓ， ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｃｅｍｅｎｔ ｆａｃｉｅｓ ａｎｄ ｃｏｍｐａｃｔ ｍａｔｒｉｘ ｆａｃｉｅｓ ｏｃｃｕｒ
ｉｎ ｓｕｃｃｅｓｓｉｏｎ ｆｒｏｍ ｔｈｅ ｓａｎｄ ｂｏｄｉｅｓ ｏｆ ｓｕｂａｑｕｅｏｕｓ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙ ｃｈａｎｎｅｌｓ ａｎｄ ｃｅｎｔｅｒ ｏｆ ｒｉｖｅｒ ｍｏｕｔｈ ｓａｎｄｂａｒｓ ｔｏ
ｍａｒｇｉｎｓ ａｎｄ ｄｏｗｎ ｔｏ ｔｈｅ ｓｕｂａｑｕｅｏｕｓ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｖｅ ｂａｙ． Ｔｈｅ ｐｈｙｓｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｂｅｃｏｍｅ ｐｏｏｒ
ｓｕｃｃｅｓｓｉｖｅｌｙ． Ｔｈｅ ｆａｖｏｒａｂｌｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｒｅ ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ ｐｏｒｅ ｆａｃｉｅｓ ａｎｄ ｃｈｌｏｒｉｔｅ ｃｅｍｅｎｔ ｆａｃｉｅｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓａｎｄ ｂｏｄｉｅｓ ｏｆ
ｓｕｂａｑｕｅｏｕｓ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙ ｃｈａｎｎｅｌｓ ａｎｄ ｃｅｎｔｅｒ ｏｆ ｒｉｖｅｒ ｍｏｕｔｈ ｓａｎｄｂａｒｓ．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｏｒｄｏｓ ｂａｓｉｎ；Ｙａｎｃｈａｎｇ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ；ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ；ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ ｆａｃｉｅｓ
Ａｂｏｕｔ ｔｈｅ ｆｉｒｓｔ ａｕｔｈｏｒ ：ＹＡＮＧ Ｒｅｎ － ｃｈａｏ， ｍａｌｅ， ｂｏｒｎ ｉｎ １９７６， Ｐｈ．Ｄ ｃａｎｄｉｄａｔｅ ａｎｄ ｌｅｃｔｕｒｅｒ， ｓｐｅｃｉａｌｉｚｅｓ ｉｎ
ｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｙ；Ｅ－ ｍａｉｌ：ｒｃ＿ｙａｎｇ＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ．
２８８
