0 引言

马岭油田位于鄂尔多斯盆地西南部，构造位置横跨陕北斜坡与天环坳陷，构造平缓，断层不发育^[1-2]，延长组长8油层组为区内主力产层，油层大面积分布。长8油层组沉积期广泛发育浅水三角洲及滨浅湖沉积。受沉积相带展布及成岩作用等因素的影响，储层具有低孔、低渗、非均质性强等特征^[3-5]，尤其是成岩作用对储层的改造决定了储层的储集条件。

多年来，对马岭油田及邻区延长组砂岩储层的孔隙成因、成岩作用和成岩相的研究，已取得了许多共识，如孔隙成因类型受沉积相带展布和成岩作用双重因素控制，沉积条件决定了砂岩的岩石学特征和原生粒间孔的发育程度^[6]；石油侵位作用、黏土膜形成作用和溶蚀作用的发育状况是决定砂岩储层原生孔隙保存和次生孔隙发育程度的主要因素^[7-8]；储层致密化过程中机械压实作用是造成原生孔隙减少的最主要原因，胶结作用为储层致密化的另一重要控制因素，溶蚀作用一定程度上增大了储层的孔隙度^[9-11]；早期方解石和绿泥石的形成增强了储层的抗压实能力，有利于孔隙的保存^[12-13]。由于成岩相是现今储层特征的直接反映，它能够综合表征储层性质，因此，越来越多的学者希望通过成岩相的研究，确定有利成岩储集体，有效指导油气勘探^[14-15]。已有一些学者对延长组砂岩进行了成岩相的定性与定量研究，并对成岩相分布进行了预测^[16-18]。

前人在砂岩储层致密化影响因素分析时往往仅强调各成岩作用对储层孔、渗的影响，较少考虑成岩作用之间的相互联系，而对于各成岩作用的影响程度也未作出明确说明。基于定性成岩相划分的成岩相分布预测对取心资料依赖程度较高，预测结果反映成岩相受控于沉积相程度较高，忽略了同类型砂体内部成岩特征的差异性。笔者在前人研究的基础上，选取马岭油田具有代表性的155口井近3 000块砂岩样品，通过岩心观察、铸体薄片和扫描电镜分析、X射线衍射和高压压汞测试等，对砂岩储层致密化过程中成岩因素的影响进行系统分析，综合沉积、成岩因素进行成岩相划分，建立成岩相测井解释标准，分析砂岩有利成岩相纵、横向展布规律，以期为研究区长8油层组下一步的油气勘探提供地质依据。

1 储层岩石学特征及孔隙特征 1.1 岩石学特征 1.1.1 碎屑成分

马岭油田长8油层组沉积期主要发育辫状河三角洲前缘沉积，沉积微相主要为水下分流河道、河口坝、决口扇、水下分流间湾及前缘席状砂等。通过岩心观察、镜下薄片鉴定及扫描电镜分析对长8油层组储层岩石学特征进行了研究，认为砂体岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩（图 1）。

研究区近600块薄片资料统计表明，砂岩骨架颗粒主要为石英、长石和各类岩屑，其中石英体积分数为26.5%~75.8%，平均为47.56%；长石体积分数为22.3%~45.9%，平均为32.1%；岩屑体积分数为10.1% ~42.5%，平均为22.6%。整体上，长8油层组储层砂岩具有低石英、高长石及岩屑的特征，石英与长石+岩屑之比约等于1。岩屑类型以变质岩和火成岩岩屑为主，沉积岩岩屑含量较低。颗粒分选中等，磨圆以次棱角状为主，粒度为细—中粒，以细粒为主。砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低。

1.1.2 填隙物

研究区长8油层组储层填隙物含量较高，体积分数最高可达15%，填隙物以杂基、黏土矿物、硅质、碳酸盐矿物等为主，其中高岭石、伊利石、绿泥石、铁方解石含量均较高。长8₁小层填隙物平均体积分数为15.22%，长8₂小层填隙物平均体积分数为14.58%。胶结类型主要为孔隙式和薄膜式。

1.2 孔隙类型及孔隙结构 1.2.1 孔隙类型

根据铸体薄片和扫描电镜观察，马岭油田长8油层组砂岩储层的孔隙类型主要有残余原生粒间孔、粒间扩溶孔、长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔、黏土矿物晶间孔、微裂隙等，砂岩面孔率普遍小于10%，总体上残余原生粒间孔和次生溶孔之和占面孔率的90%以上，这反映了粒间孔的保存与次生溶孔的形成均直接影响着储层的发育程度。研究区长8油层组储层孔隙组合类型主要为原生孔隙和次生孔隙组成的混生孔隙[图 2（a）~（b）]，如残余粒间孔-次生溶孔型或晶间孔型。

1.2.2 孔隙结构

铸体薄片及扫描电镜观察表明，砂岩孔隙喉道主要为缩颈喉道和片状喉道[图 2（a）~（b）]。长8油层组50余块砂岩样品的高压压汞分析表明：排驱压力为0.143~10.456 MPa，平均为2.115 MPa，属高排驱压力；中值半径为0~0.533 μm，平均为0.015 μm，主要为微细喉道，其次为中细喉道、细喉道和微喉道；均值系数为0.057~13.856，平均为8.545；偏态系数为-1.635~2.483，平均为0.367，为中—粗偏态；分选系数为0.043~5.378，平均为1.497，分选中等—好；最大进汞饱和度为16.42%~ 87.56%，平均为66.23%；退汞效率为0~54.3%，平均为26.56%，退汞效率低；孔喉组合类型主要为小孔-微细喉，其次为微孔-微喉。

1.3 物性特征

据研究区623块样品物性分析资料统计表明，长8油层组砂岩储层孔隙度为3.5%~10.5%，平均为9.3%，渗透率为0.01~0.50 mD，平均为0.42 mD（表 1），属低孔、低渗储层。在整体低渗的背景下，局部存在相对高渗区，如B-240井长8₁小层平均孔隙度为10.91%，平均渗透率为3.46 mD；B-246井长8₂小层平均孔隙度为11.8%，平均渗透率为3.55 mD。长8油层组砂岩储层孔隙度与渗透率具有较好的相关性（图 3），粒间孔与粒内孔为主要的储集空间和渗流空间，个别样品出现低孔、高渗或高孔、低渗现象，这与黏土矿物胶结及成岩作用均关系密切。

2 成岩作用对储层物性的影响

成岩作用对砂岩储层的影响主要表现为对孔隙发育演化的控制作用^[6]，即对原生孔隙的保存和次生孔隙的形成与发育都有影响，并直接影响着砂岩储层的物性及非均质性。储层砂岩铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射观察表明，马岭油田长8油层组砂岩储层成岩作用复杂，成岩现象丰富。基于铸体薄片的观察与粒度分析数据，通过Beard砂岩原始孔隙度计算公式^[19]计算砂岩储层原始孔隙度为35.4%~39.8%，平均为38.2%，进而引入成岩强度系数^[20]计算得：视压实率为9.23%~92.11%，平均为59.36%，视胶结率为7.21%~97.01%，平均为55.23%，视溶蚀率为2.00%~73.41%，平均为25.11%，具有中—强压实、中—强胶结和弱溶蚀的成岩特征。

对各成岩作用导致的孔隙度增减平均值统计表明：成岩作用对孔隙演化的影响总体表现为压实作用使孔隙度减小了22.7%，绿泥石、硅质、黏土矿物等胶结作用使孔隙度减小了8.5%，残余原生孔隙度为6.9%，溶蚀作用使孔隙度增大了2.3%，现今孔隙度为9.2%左右。

2.1 压实作用

沉积物在上覆地层重力及静水压力作用下，发生孔隙水与黏土矿物层间水排出、碎屑颗粒紧密排列而使孔隙体积缩小，孔隙度降低，渗透性变差^[17]，这是砂岩储层低孔、低渗的主要原因。研究区长8油层组机械压实作用普遍较强，颗粒间已达到线接触，部分达到凹凸接触。压实效果与砂岩矿物成分有关，黏土杂基、软质岩屑越富集，抗压实强度越弱，石英、长石及硬质岩屑含量越高，抗压实强度越强。研究区压实作用主要表现为火山岩岩屑、泥岩岩屑、云母等柔性组分塑性变形，并呈假杂基挤入颗粒之间。由于较强的压实作用，导致原生孔隙度减小了22.7%。

2.2 绿泥石环边胶结

绿泥石作为填隙物，其单矿物主要以包膜环边的方式发育，晶体形态主要为花瓣状和绒球状[图 2（c）]，铸体薄片下观察自生绿泥石以包膜形式产出[图 2（a）]，垂直颗粒表面呈栉壳状生长，厚度为1~8 μm，平均为4.5 μm，在颗粒接触处绿泥石膜厚度变薄，自生绿泥石环边的发育有利于原生孔隙的保存，绿泥石环边对砂岩储层的影响主要体现在2个方面：①  可以阻止石英的次生加大，并且能在某种程度上减缓压实作用，对孔隙保存具有积极作用^{[18, 21]}；②  当绿泥石包膜厚度大于一定值时，则会严重影响渗透率^[22]。笔者认为，绿泥石包膜作为孔隙衬里必须是形成于早成岩阶段，且具有一定厚度才能对原生粒间孔起保护作用。

铸体薄片观察结果显示，研究区长8油层组砂岩储层绿泥石体积分数一般为0.20%~7.65%，平均为3.52%，孔隙度与绿泥石含量具有较强的线性正相关关系[图 4（a）]，绿泥石含量越高，对孔隙的保存越有利，越有利于次生溶蚀孔的形成。渗透率与绿泥石含量则呈较弱的指数正相关关系[图 4（b）]，渗透率并没有随着绿泥石含量增加而明显增大，且存在渗透率减小的情况，这反映了绿泥石胶结对砂岩储层的渗透率有损害，但渗透率也并未出现急剧下降，甚至与绿泥石含量呈弱的正相关关系。这主要是因为，绿泥石含量增大，导致了砂岩储层渗透率减小，但绿泥石保存了原始孔隙，为溶蚀成岩作用提供了空间，溶蚀孔隙的发育对砂岩储层的形成、渗透率的改善均具有积极作用^[23]。

2.3 硅质胶结与碳酸盐胶结 2.3.1 硅质胶结

硅质胶结可分为次生加大和自生石英等2种形式。研究区自生石英发育程度较高，这与溶蚀作用强烈密切相关。次生加大使得颗粒紧密镶嵌，胶结致密，粒间孔喉大大减少，局部孔喉几乎被完全胶结[图 2（d）]。自生石英主要充填于粒间孔内，呈分散状分布，在充填孔隙的同时，也堵塞喉道，对孔隙度、渗透率均具有破坏作用^[11]。

硅质胶结物体积分数小于5%，统计分析认为，长8油层组砂岩储层的孔隙度与硅质胶结物含量呈线性负相关关系[图 4（c）]，特别是当硅质胶结物体积分数大于3%时，孔隙度小于6%，砂岩储层致密化加剧。

2.3.2 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物是研究区破坏性最强的胶结物类型，体积分数为0.3%~36.5%，平均可达8.55%，远高于其他胶结物含量，以方解石及铁方解石为主，其次为白云石及铁白云石，偶见少量菱铁矿。胶结类型主要为嵌晶、连晶胶结。方解石、铁方解石常呈连晶状胶结孔隙并交代碎屑[图 2（e）]；白云石、铁白云石则多呈嵌晶方式产出。早成岩阶段的连晶状产出的方解石胶结和晚成岩阶段的铁方解石胶结对砂岩储层的破坏作用仅次于压实作用，甚至可导致孔隙完全消失^{[11, 13]}。

孔隙度与碳酸盐胶结物含量呈指数负相关关系[图 4（d）]，随着碳酸盐胶结物含量增大孔隙度减小。当碳酸盐胶结物体积分数大于7%时，孔隙度小于6%，碳酸盐胶结物含量越低，储层物性越好。

2.4 烃类侵位与长石、岩屑溶蚀作用

对储层段砂岩薄片观察发现，研究区部分井长8油层组发育沥青，表明砂岩中存在烃类侵位现象。烃类侵位对砂岩储层的影响有2个方面：①  抑制某些成岩作用的发生。富含有机酸的有机流体进入孔隙系统，使水-岩两相系统改变为水-油-岩三相系统，岩石地球化学环境及地层水的湿润性均发生了变化，抑制了无机成岩环境中的石英加大及自生伊利石等的形成，机械成岩作用以及化学成岩作用显著减弱。②  促进了某些成岩作用的发生。长石与岩屑等易溶组分在酸性流体环境中易发生溶蚀，形成次生孔隙^[23]。

研究区砂岩中岩屑与长石等易溶组分的溶蚀作用主要发生在早成岩阶段B期至中成岩阶段A期，该时期有机质在热演化过程中释放出有机酸，孔隙的流体环境变为酸性，溶蚀作用形成了次生溶孔，包括粒内溶孔和粒间溶孔[图 2（b）与图 2（f）]，有效改善了砂岩储层的储集性能。溶蚀作用的发生受益于研究区早期孔隙保存较好和早期碳酸盐胶结物含量较低，砂岩的易溶组分与酸性流体接触具有较好的天然空间条件。研究发现，粒间孔相对发育的储集砂岩中，溶蚀孔也相对发育。作为主要的溶蚀矿物，长石溶蚀后呈筛状、残缕状、蜂窝状，形成溶蚀孔（粒内溶孔、铸膜孔）[图 2（b）与图 2（f）]。据统计，研究区砂岩溶蚀增孔量为0.5%~8.0%，平均为2.3%，占总面孔率的61.4%，次生溶孔是主要的储集空间类型。

因此，烃类侵位不仅抑制了压实作用与自生矿物胶结作用，也促进了溶蚀作用的发生^[24-25]，在研究区区域低渗透背景下形成了局部相对高渗透性砂体，对储层物性的改善具有重要意义。

2.5 高岭石、伊利石、伊/蒙混层胶结 2.5.1 高岭石胶结

高岭石作为研究储层砂岩成岩作用的主要黏土矿物之一，常出现在孔隙喉道中，是长石溶蚀和次生孔隙发育的指示矿物。Hayes等^[26]研究表明，砂岩中自生高岭石的形成主要与长石等铝硅酸盐的溶蚀作用有关；溶蚀作用与酸性流体活动有关。酸性流体主要有2种来源：富CO₂大气降水渗入和烃源岩热演化有关的气流体^[27-28]。当砂岩储层内部流体活动强度大、渗流速度较高时，高岭石会被流体携带迁移至别处，储层物性改善效果好，反之高岭石原地沉淀，储层物性变差。

长8油层组砂岩储层高岭石晶体呈分散状或者碎屑状，部分呈书页状、蠕虫状[图 2（g）]，主要来源于长石的蚀变及自生充填，可指示长石的溶蚀程度，因此高岭石含量高的砂岩，除了黏土矿物晶间孔发育外，溶蚀孔也发育，孔隙度也相应较高。统计分析发现，孔隙度与高岭石含量呈线性正相关关系[图 4（e）]，渗透率与高岭石含量呈指数正相关[图 4（f）]，这反映随着长石溶蚀作用的增强，孔隙度、渗透率均得到了一定程度的改善，也导致了高岭石含量增加。但统计中也存在一些高岭石含量高、孔隙度与渗透率均低的数据点，表明了高岭石的发育也会对储层物性造成一定的破坏，堵塞孔隙与喉道。

2.5.2 伊利石、伊/蒙混层黏土胶结

Worden等^[29]研究指出，伊利石是长石溶蚀后K⁺浓度高、地层水为碱性条件的产物。此外，长石溶蚀形成高岭石时释放出来的K⁺也可以促使伊利石生成。

随着埋藏深度的增加，地层温度升高、地层压力增大，蒙脱石会向伊利石转化，较高的伊利石含量表明了较强的压实作用。薄膜状的伊利石贴附在孔隙表面减小了孔隙半径，发丝状的伊利石增大了岩石比表面积，使储层有效孔隙半径减小。孔隙半径的减小将直接导致渗透率的大幅度降低^[30]。

长8油层组砂岩储层伊利石主要呈片状、丝缕状胶结[图 2（h）]，伊/蒙混层多以孔隙衬垫和充填的形式出现。伊利石体积分数小于3.5% [图 4（g）]，但对储层渗透率的影响却十分强烈，渗透率与伊利石胶结物含量呈较强的指数负相关关系[图 4（h）]，当伊利石体积分数大于1%时，渗透率小于0.1 mD，为超低渗储层。

2.6 构造破裂作用

研究区岩心上可见到张裂缝、剪切缝等构造裂缝。在定向岩心薄片中微裂缝出现频率占61%，呈X型、雁列型或单一裂缝形式出现。以张性为主的裂缝与以剪切性为主的裂缝发育比率为6:1。张性为主的裂缝相当一部分被泥质、炭质或方解石充填，因此，有效裂缝发育程度低。裂缝、微裂缝的存在改善了储层物性，为油气提供了运移通道。

3 成岩相划分

成岩相是成岩环境、岩石学特征、地球化学特征和岩石物理特征的集中体现^[21]。根据岩石铸体薄片观察结果，综合矿物组成、结构组分、成岩现象、孔隙演化、沉积微相特征，将马岭油田长8油层组砂岩储层划分为6种成岩相（图 5），即压实相、绿泥石-自生石英胶结相、绿泥石-硅质-钙质胶结相、溶蚀相、溶蚀-方解石胶结相、方解石连晶胶结相。

3.1 压实相

主要发育于颗粒分选差的粉砂岩、细砂岩中，砂岩组分复杂，岩屑类型丰富。压实作用强（压实率大于85%），在不同的砂岩中成岩现象具有较大差异，富硬质岩屑砂岩中常见长石、岩屑颗粒受强烈压实作用而破碎，而富软质岩屑、杂基的砂岩中常见云母、千枚岩岩屑、板岩岩屑等呈塑性变形充填。胶结作用发育程度极低，偶见菱铁矿胶结、交代现象。受强烈压实作用影响，该岩相砂岩中孔隙发育程度低，储层致密。压实相发育受沉积环境影响较大，发育于低能流体环境中。研究区该岩相主要发育于水下分流河道间湾微相中，由于水动力较弱，砂岩组分中软质岩屑、泥质、杂基较易富集，这也导致了砂岩原始组分抵御压实作用的能力有限，在早期压实作用后储层已近于致密，孔隙度低，喉道细，渗透率低，很难为后期流体渗流、离子交换提供有效通道和空间，直接造成了溶蚀、胶结作用发育程度极低[图 5（a）]。

3.2 绿泥石-自生石英胶结相

绿泥石环边胶结发育，体积分数大于1%，呈栉壳状生长于石英及长石颗粒边缘，砂岩中孔隙以粒间孔为主，伴生粒间扩溶孔及长石、岩屑溶孔，孔隙中发育自生微晶石英胶结，硅质体积分数一般小于2%，为薄膜-孔隙式胶结。绿泥石的发育具有双重意义：一方面由于附着于颗粒表面，硅质胶结失去了矿物生长晶核，因此绿泥石的存在抑制了石英加大边的形成；另一方面由于绿泥石的发育，原生孔隙得以较好地保存。姚泾利等^[32]认为绿泥石发育于强水动力环境，原生孔隙的保存主要受沉积环境影响，与绿泥石关系不大。绿泥石的存在是高孔储层发育的有利指标，可以作为成岩相划分的一个重要依据。该岩相孔隙度较高，大于8.5%，但由于绿泥石堵塞喉道，砂岩渗透率相对较低，小于0.5 mD。该岩相主要发育于水下分流河道、河口坝微相中，为研究区最有利成岩相[图 5（b）]。

3.3 绿泥石-硅质-钙质胶结相

绿泥石环边胶结发育，呈栉壳状生长于石英、长石颗粒边缘，发育残余原生粒间孔及伴生的粒间扩溶孔，长石、岩屑溶孔，孔隙中发育自生微晶石英胶结，硅质体积分数小于1%，局部晚期铁方解石胶结强烈，孔隙堵塞严重。砂岩为薄膜-嵌晶式胶结。相对于绿泥石-自生石英胶结相，该岩相发育强烈的钙质胶结，对原生及次生孔隙的胶结促使储层致密化。该岩相砂岩平均孔隙度为3.14%，平均渗透率为0.34 mD，同样发育于水下分流河道、河口坝微相中，砂岩储集性能较差[图 5（c）]。

3.4 溶蚀相

溶蚀作用发育，长石及易溶岩屑含量高，其中钾长石的溶蚀最常见。原生孔隙度小于2%，这为溶蚀流体的运移提供了通道和空间。次生溶蚀作用主要发育于颗粒边缘与颗粒内部，常见的溶蚀产物为粒间扩溶孔、粒内溶孔，溶蚀作用强烈的样品还可见铸模孔。除上述特征外，个别发育于该溶蚀相的样品在原生孔、次生溶孔中还可见较弱的自生硅质胶结。长石的溶蚀产物中富含SiO₂，在过饱和状态下析出，形成微晶硅质胶结。因此，硅质胶结的形成一方面是由于长石溶蚀提供了物质基础，另一方面是由于该岩相砂岩孔隙连通性较差，为硅质胶结的形成提供了相对封闭而稳定的成岩空间。此外，部分样品中还可见长石高岭石化的高岭石晶间孔。因此，长石的发育对不同类型次生孔隙的形成具有重要意义。该岩相砂岩的平均孔隙度为6.89%，平均渗透率为0.84 mD，多发育于水下分流河道微相，为研究区第二有利成岩相[图 5（d）]。

3.5 溶蚀-方解石胶结相

与溶蚀相不同的是，该岩相孔隙中自生硅质胶结发育程度极低，但晚期铁方解石胶结作用较强，主要原因是该岩相砂岩孔隙连通性相对较好，长石溶蚀后孔隙流体能够在地层空间内自由流动，没有相对稳定的析出环境，而晚期铁方解石的形成也表明了孔隙流体的运移及离子的交换可以进行，铁方解石胶结的发育将溶蚀作用对储层的改善效果大大削弱。该岩相砂岩平均孔隙度为3.52%，平均渗透率为0.56 mD，岩石储渗性能较差[图 5（e）]。

3.6 方解石连晶胶结相

发育于硬质岩屑含量较高的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩中，早期方解石和晚期铁方解石的胶结作用强烈，方解石胶结物体积分数大于16.5%，并伴有长石高岭石化和方解石交代长石、石英与岩屑。溶蚀强度低，早期方解石、晚期铁方解石的基底式连晶胶结导致储层近乎完全致密，显微镜下难以发现孔隙的存在。该岩相主要发育于水下分流河道微相中，河口坝微相中零星可见，砂岩平均孔隙度为1.41%，平均渗透率为0.095 mD，为研究区物性最差的成岩相[图 5（f）]。

综合分析认为：研究区绿泥石-自生石英胶结相、溶蚀相为主要储层发育成岩相（表 2），前者原生粒间孔被较好地保存了下来，并伴生后期不同强度的溶蚀作用，后者虽然原始孔隙欠发育，但储层孔隙结构连通性较好，为流体的运移提供了通道，溶蚀孔隙的形成改善了储层的储渗性能。同时，这2种岩相虽然都发育自生微晶石英胶结，但含量较低，对储层孔隙度的影响较小。相反，其他几种成岩相是储层致密化的典型体现。值得注意的是，绿泥石胶结-硅质-钙质胶结相、溶蚀-方解石胶结相、方解石连晶胶结相均由于钙质胶结物的发育而导致砂岩孔隙遭受强烈破坏，储层低孔、低渗，甚至成为非储层。这也表明钙质胶结是除压实作用外对储层致密化影响最大的因素。

4 成岩相展布特征

在成岩相类型划分的基础上，对成岩相的剖面、平面展布规律进行研究。将基于取心样品成岩相划分的成岩相进行测井曲线标定，由于各成岩相的矿物组成、砂体结构特征、物性、成岩作用特征等存在差别，因此不同成岩相具有不同的测井响应^{[16, 31]}。根据测井响应及典型特征建立解释标准，进而开展单井成岩相解释。

纵向上，长8油层组可划分为长8₁、长8₂共2个小层（图 6）。对比显示，绿泥石-自生石英胶结相与溶蚀相这2类优势成岩相发育程度，长8₁小层高于长8₂小层。在这2个小层上部与中部的厚层砂体中，这2类优势成岩相发育程度较高，井间连续性较强，局部地区（L-261—L-229井区）在2个小层底部优势相也有较好的发育。这些优势成岩相发育的层段具有良好的油气钻井显示。压实相、溶蚀-方解石胶结相、方解石连晶胶结相均主要发育于长8₁与长8₂小层的中下部，长8₂小层储层发育程度相对较高。因此，成岩作用对长8₂小层储层致密化的改造更为强烈。

平面上，有利成岩相展布与砂体发育具有良好的匹配关系，但不完全受控于砂体展布，其中长8₁小层在研究区西北部和东南部有2个优势砂体发育区，且西北部砂体规模较大。这2个区域溶蚀相多发育于砂体厚度大于10 m的水下分流河道中部，相对较薄的、成分与结构成熟度均较高的水下分流河道砂体也有发育，呈条带状分布。绿泥石-自生石英胶结相则多发育于砂体厚度大于15 m的水下分流河道及河口坝砂体中，呈透镜状分布，展布规模受砂体范围影响（ 图 7）。长8₂小层砂体规模较长8₁小层明显减小，无明显的优势砂体发育区，水下分流河道砂体在研究区呈条带状展布，溶蚀相呈条带状发育于砂体厚度大于10 m的水下分流河道砂体中部，主要分布于研究区中部及东部。绿泥石-自生石英胶结相仅发育于研究区中部，在东南部较小的范围内呈透镜状、窄条带状分布于砂体厚度大于15 m的水下分流河道中部（图 8）。相对于长8₁小层，有利成岩相展布区明显减小。上述有利成岩相展布区的钻井油气显示、试油效果均良好，油层钻遇率高。因此，基于成岩相的有利区预测对长8油层组油气勘探具有较强的指导意义。

5 结论

（1）马岭油田长8油层组储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低。填隙物含量较高，为孔隙式、薄膜式胶结。孔隙主要为原生孔隙和次生孔隙，物性特征为低孔、低渗。

（2）马岭油田长8油层组储层砂岩成岩作用复杂，经历了中—强压实、中—强胶结、弱溶蚀的成岩演化。各成岩作用对储层的孔隙演化具有不同意义：绿泥石环边胶结有效地保护了储层原生孔隙；烃类侵位与长石、岩屑溶蚀对储层储集性能改善具有重要意义；高岭石的发育指示了长石溶蚀与次生孔隙的形成，但如果因流体活动弱而形成原地沉淀则会对储层物性造成破坏；压实作用是研究区储层普遍低孔、低渗的主要原因；硅质胶结、碳酸盐胶结加剧了储层致密化程度；伊利石的存在直接造成了渗透率的大幅度降低。

（3）马岭油田长8油层组砂岩可划分为压实相、绿泥石-自生石英胶结相、绿泥石-硅质-钙质胶结相、溶蚀相、溶蚀-方解石胶结相、方解石连晶胶结相等6种成岩相，其中绿泥石-自生石英胶结相、溶蚀相均为主要储层发育成岩相。

（4）马岭油田长8油层组有利成岩相在纵向上和平面上的展布差异性强。纵向上绿泥石-自生石英胶结相与溶蚀相这2类优势成岩相发育程度，长8₁小层高于长8₂小层。且在这2个小层的上部与中部厚层砂体中优势成岩相发育程度较高，井间连续性较强；平面上有利成岩相展布与水下分流河道砂体发育具有良好的匹配关系，但不完全受控于砂体展布。绿泥石-自生石英胶结相多发育于砂体厚度大于15 m的水下分流河道及河口坝砂体中，呈透镜状、窄条状分布，溶蚀相则呈条带状发育于砂体厚度大于10 m的水下分流河道砂体中部。长8₁小层有利成岩相发育区规模远大于长8₂小层。