不同類型低滲透儲層有效厚度物性下限及其差異性成因

張鳳奇，武富禮，蒙曉靈，高興軍，張 海，李程善，王寶萍

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 2.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；3.延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000； 4.中國石油 長慶油田分公司 勘探部，陜西 西安 710018)

不同類型低滲透儲層有效厚度物性下限及其差異性成因

——以陜北斜坡中部S地區(qū)中生界為例

張鳳奇1，武富禮1，蒙曉靈2，高興軍3，張 海3，李程善4，王寶萍3

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 2.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；3.延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000； 4.中國石油 長慶油田分公司 勘探部，陜西 西安 710018)

運用鑄體薄片鑒定、掃描電鏡、陰極發(fā)光與壓汞等測試分析，綜合多方法相互印證分析了鄂爾多斯盆地S地區(qū)中生界主力含油層系有效厚度物性下限，并結(jié)合物性變化的定量表征探討了各主力油層間有效厚度物性下限的差異性成因。結(jié)果表明，研究區(qū)儲層有效厚度物性下限值隨埋深增大而變小，延9油層組、長2油層組和長6油層組(長4+5油層組)的孔隙度下限分別為15%，14%和8%，滲透率下限分別為4.0×10-3，1.0×10-3和0.15×10-3μm2。沉積作用形成各儲層礦物成分中剛性顆粒含量與粒度大小等差異是其物性差異性形成的基礎(chǔ)影響因素，而成巖作用是其差異性形成的最主要原因。各成巖作用類型的具體影響為：各儲層初始孔隙度相差較小，長2油層組與延9油層組相比，壓實作用和膠結(jié)作用共同作用而減少的孔隙度基本相當(dāng)，差別在于后者的溶蝕改善作用增加的孔隙度稍好于前者；長6油層組(長4+5油層組)與長2油層組相比，壓實作用減少的孔隙度和溶蝕作用增加的孔隙度差別均不大，差別在于前者因膠結(jié)作用減少的孔隙度大于后者，這是兩者物性下限差異的最主要原因。

差異性；有效厚度；物性下限；中生界；鄂爾多斯盆地

S地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜，地層傾角一般小于1°，內(nèi)部構(gòu)造相對簡單，局部具有差異壓實作用形成的低幅度鼻狀隆起[1-2]。目前該區(qū)已發(fā)現(xiàn)油層主要位于上三疊統(tǒng)延長組長6油層組、長4+5油層組、長2油層組和侏羅系延安組延9油層組，縱向上油藏類型表現(xiàn)出規(guī)律性分布，長6油層組、長4+5油層組以巖性油藏為主，長2和延9以構(gòu)造—巖性油藏為主[3-4]。這些主力油層縱向上物性條件也存在較大差異，長6與長4+5基本為低孔—低滲、特低滲儲層，而長2和延9基本為中孔—中低滲儲層，并且這些主力油層間物性差異有的較大，有的較小，規(guī)律性較差。前人針對鄂爾多斯盆地較多區(qū)塊不同層位儲層有效厚度物性下限做過較多研究[5]，以此來確定區(qū)塊內(nèi)主力含油層系產(chǎn)油層的分布及儲量大小，而較少關(guān)注鄂爾多斯盆地中生界不同層系儲層有效厚度物性下限之間的變化及其成因[1,6-7]，目前該方面還缺少系統(tǒng)認(rèn)識。本文旨在通過典型區(qū)塊解剖，利用多種方法來綜合分析鄂爾多斯盆地S地區(qū)中生界主力含油層系儲層有效厚度物性下限，并結(jié)合物性變化的定量表征來探討各主力油層間有效厚度物性下限的差異性成因，以期為認(rèn)識鄂爾多斯盆地中生界石油的分布變化及其油氣勘探提供理論指導(dǎo)。

1 有效厚度物性下限確定

有效厚度是指達(dá)到儲量起算標(biāo)準(zhǔn)的含油氣層系中具有產(chǎn)油氣能力的儲層厚度[5,8]。根據(jù)研究區(qū)資料情況，綜合運用物性、試油試采與壓汞等資料，采用經(jīng)驗

統(tǒng)計法、測試法和壓汞參數(shù)法，求取研究區(qū)主力含油層位低滲透儲層有效厚度物性下限。

1.1 經(jīng)驗統(tǒng)計法確定物性下限

經(jīng)驗統(tǒng)計法是確定有效厚度物性下限常用的方法之一[5,9-10]。采用研究區(qū)內(nèi)延9油層組、長2油層組、長4+5油層組和長6油層組工業(yè)油流井油層油層組1135塊巖心樣品的分析數(shù)據(jù)作孔隙度與滲透率分布頻率圖(圖1)。

研究區(qū)侏羅系延9油層的滲透率下限取4.0×10-3μm2，這時累積產(chǎn)油能力丟失0.09%，累積頻率損失6.40%，基于本區(qū)取樣長度基本一致，即厚度損失6.40%(圖1b)。從孔滲關(guān)系圖上看，滲透率下限值取4.0×10-3μm2時，孔隙度為15%(圖2a)。在孔隙度頻率分布圖上看，孔隙度下限取15%，累積儲油能力丟失11.20%，累積頻率損失13.48%(圖1a)。即當(dāng)孔隙度下限取15%，滲透率下限取4.0×10-3μm2時，儲、產(chǎn)油能力、油層厚度損失都較小，可以作為延9油層的有效厚度物性下限。

研究區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長2油層組中長21油層亞組含油較好，該油層的滲透率下限取1.0×10-3μm2，這時累積產(chǎn)油能力丟失0.09%，累積頻率損失5.48%，即厚度損失5.48%(圖1d)。從孔滲關(guān)系圖上看，滲透率下限值取1.0×10-3μm2時，孔隙度為14%(圖2b)。在孔隙度頻率分布圖上看，孔隙度下限取14%，累積儲油能力丟失6.17%，累積頻率損失8.22%(圖1c)。即當(dāng)孔隙度下限取14%，滲透率下限取1.0×10-3μm2時，儲、產(chǎn)油能力、油層厚度損失都較小，可以作為長21油層的有效厚度物性下限。

圖1 經(jīng)驗統(tǒng)計法確定儲層有效厚度物性下限

研究區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長4+5油層組下部長(4+5)2含油較好，而該區(qū)長6油層組上部長61含油較好，由于長(4+5)2和長61油層距離較近且整體物性相差較小，因此兩者物性下限應(yīng)基本一致。該區(qū)長(4+5)2和長61油層的滲透率下限取0.15×10-3μm2，這時累積產(chǎn)油能力丟失0.92%，累積頻率損失8.33%，即厚度損失8.33%(圖1f)。從孔滲關(guān)系圖上看，滲透率下限值取0.15×10-3μm2時，孔隙度為8%(圖2c)。在孔隙度頻率分布圖上看，孔隙度下限取8%，累積儲油能力丟失4.13%，累積頻率損失6.23%(圖1e)。即當(dāng)孔隙度下限取8%，滲透率下限取0.15×10-3μm2時，儲、產(chǎn)油能力、油層厚度損失都較小，可以作為長(4+5)2和長61油層的有效厚度物性下限。

1.2 測試法確定物性下限

測試法是在試油資料分析基礎(chǔ)上，利用每米采油

指數(shù)與孔隙度、滲透率的統(tǒng)計關(guān)系曲線求取物性下限的方法[11]。由于研究區(qū)缺乏壓力資料，因此本次利用每米初周月日產(chǎn)油量來代替每米采油指數(shù)。

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)56口井66個延9油層組的試油(試采)統(tǒng)計(圖3a，b)，當(dāng)每米初周月日產(chǎn)油量趨向于零時，孔隙度、滲透率分別為15.0%、4.0×10-3μm2左右；根據(jù)區(qū)內(nèi)33口井35個長2油層組的試油(試采)統(tǒng)計(圖3c，d)，當(dāng)每米初周月日產(chǎn)油量趨向于零時，孔隙度、滲透率分別為14.0%、1.0×10-3μm2左右；根據(jù)區(qū)內(nèi)75口井75個長4+5油層組和長6油層組的試油(試采)統(tǒng)計(圖3e，f)，當(dāng)每米初周月日產(chǎn)油量趨向于零時，孔隙度、滲透率分別為8.0%、0.15×10-3μm2左右。也就是說，小于對應(yīng)層位的上述物性界限儲層已不具有產(chǎn)油能力。由此可以將孔隙度15.0%與滲透率4.0×10-3μm2作為延9油層組油層的有效厚度物性下限；孔隙度14.0%、滲透率1.0×10-3μm2作為長2油層的有效厚度物性下限；孔隙度8.0%、滲透率0.15×10-3μm2作為長4+5油層組和長6油層組的有效厚度物性下限。

圖2 研究區(qū)各主力油層孔隙度與滲透率關(guān)系

圖3 各主力油層物性參數(shù)與每米初周月日產(chǎn)油關(guān)系

1.3 壓汞參數(shù)法確定物性下限

排驅(qū)壓力與中值壓力是毛細(xì)管壓力曲線的主要參數(shù)。排驅(qū)壓力是指非潤濕相流體開始進(jìn)入巖樣的最大孔喉的壓力，反映了儲集層中驅(qū)替水時所需的最小壓力[10]；而中值壓力是指在壓汞實驗過程中進(jìn)汞飽和度達(dá)到50%時所對應(yīng)的毛細(xì)管壓力[5]。由于孔隙度、滲透率的大小與排驅(qū)壓力、中值壓力大小有直接關(guān)系，可以用來確定為有效厚度的物性下限[5]。

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)51塊延9層位巖樣的壓汞資料，當(dāng)滲透率小于4.0×10-3μm2左右，排驅(qū)壓力、中值壓力急速增大(圖4a，b)，說明滲透率小于4.0×10-3μm2，很難成為有效儲層，確定延9層位滲透率下限為4.0×10-3μm。

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)59塊長2油層組巖樣的壓汞資料，當(dāng)滲透率小于1.0×10-3μm2后，排驅(qū)壓力、中值壓力急速增大(圖4c，d)，說明滲透率小于1.0×10-3μm2，很難成為有效儲層，確定長2油層組滲透率下限為1.0×10-3μm2。

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)42塊長4+5油層組和長6油層組巖樣的壓汞資料，當(dāng)滲透率小于0.15×10-3μm2，排驅(qū)壓力、中值壓力急速增大(圖4e，f)，說明滲透率小于0.15×10-3μm2，很難成為有效儲層，確定長4+5油層組和長6油層組層位滲透率下限為0.15×10-3μm2。

2 物性下限的差異性成因

從研究區(qū)延9油層組、長2油層組、長4+5油層

組和長6油層組有效厚度物性下限的分析結(jié)果來看，各層平均埋藏越大其對應(yīng)值越小，并且其與埋深的變化并非為簡單函數(shù)關(guān)系(圖5)。通過分析發(fā)現(xiàn)，沉積作用和成巖作用對各儲層有效厚度物性下限的影響較大。

2.1 沉積作用

沉積作用是決定儲層物性的最基本要素[12]。不同沉積環(huán)境下的沉積物特征會有較大差異，研究區(qū)長6油層組、長4+5油層組與延9油層組均屬三角洲平原亞相沉積，骨架砂體為分流河道中的砂質(zhì)沉積。研究區(qū)長2油層組屬辮狀河沉積，骨架砂體為河床滯留和心灘中的砂質(zhì)沉積。在此沉積差異下，各層砂巖的礦物成分、粒度等特征存在差異，為沉積后的差異性成巖作用提供了基礎(chǔ)[13-14]。

研究區(qū)延9油層組、長2油層組、長4+5油層組和長6油層組儲層砂巖分選性、磨圓度等特征差別不大，分選基本為好，磨圓度主要為次棱角狀，次為次棱角—次圓狀。而研究區(qū)延9、長2、長4+5和長6儲層礦物成分中剛性和塑形成分變化有較好的規(guī)律性，埋深從小到大剛性成分如石英類等含量基本是變小的，塑形成分如云母等含量基本是變大的(表1)，這為沉積后的差異性壓實作用產(chǎn)生奠定了基礎(chǔ)。另外，根據(jù)研究區(qū)75塊樣品的粒度資料，研究區(qū)延9油層組、長2油層組、長4+5油層組和長6油層組儲層砂巖的粒度變化也有較好的規(guī)律性，埋深從小到大中砂含量變化不大，細(xì)砂含量有規(guī)律性變小，極細(xì)砂、粉砂含量均有規(guī)律增大，總體上埋深從小到大粒度粒級是有規(guī)律性

圖4 各主力油層的壓汞參數(shù)與滲透率的關(guān)系

圖5 有效厚度物性下限隨埋深的變化關(guān)系

圖6 研究區(qū)延9、長2、長4+5和長6儲層不同粒級分布

減小的，這也為沉積后的差異性成巖作用產(chǎn)生奠定了基礎(chǔ)。

2.2 成巖作用

根據(jù)對研究區(qū)大量砂巖樣品的鑄體薄片、掃描電鏡、X-射線衍射等分析，認(rèn)為研究區(qū)中生界儲層中的成巖作用主要包括以下類型：壓實壓溶作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用(圖7)。本次在成巖演化的基礎(chǔ)上，量化分析了成巖作用對現(xiàn)今延9油層組、長2油層組、長4+5油層組和長6油層組儲層物性的影響作用。

研究區(qū)儲層壓實、壓溶作用較為強(qiáng)烈，但不同層位強(qiáng)度不等，碎屑顆粒發(fā)生重新排列，多呈線接觸，少數(shù)凹凸?fàn)罱佑|及縫合線接觸，云母、泥質(zhì)雜基等塑性物質(zhì)受到強(qiáng)烈壓實擠壓進(jìn)入孔隙當(dāng)中(圖7a—c)。

在壓實與壓溶的作用下，中生界不同層位孔隙度降低程度不同，這里通過計算壓實損失孔隙度[15]來定量表征壓實作用對儲層物性的破壞。

表1 研究區(qū)延9、長2、長4+5和長6油層組儲層礦物成分含量

壓實損失孔隙度=Φ0-Φ1

(1)

式中：Φ0為未固結(jié)砂巖初始孔隙度，%；Φ1為壓實后剩余粒間孔隙度，%。

這里，未固結(jié)砂巖初始孔隙度(Φ0)可表示為[16]

Φ0=20.91+22.9/S0

(2)

圖7 研究區(qū)各主力油層壓實、膠結(jié)、溶蝕成巖作用特征

式中:S0為砂巖的分選系數(shù)，S0=(P25/P75)1/2，P25，P75分別代表累計曲線上顆粒體積分?jǐn)?shù)為25%和75%處所對應(yīng)的顆粒直徑。

利用75塊巖心的粒度資料計算得到儲層的原始孔隙度值，長4+5油層組與長6油層組為34.1%～35.9%，平均值為35.3%；長2油層組為34.6%～36.6%，平均值為35.5%；延9油層組為34.1%～36.9%，平均值為35.3%。

Φ1=(粒間孔面孔率+膠結(jié)物溶孔面孔率)/

總面孔率×物性分析孔隙度+膠結(jié)物含量

(3)

式中：膠結(jié)物含量為樣品巖礦分析的膠結(jié)物百分含量，%；物性分析孔隙度為樣品進(jìn)行物性分析所得到的孔隙度，%。

通過計算，長4+5油層組與長6油層組儲層壓實損失孔隙度為9.5%～18.1%，平均為14.1%。長2油層組儲層壓實損失孔隙度為8.1%～17.4%，平均為13.9%。延9油層組儲層壓實損失孔隙度為2.4%～11.9%，平均為8.5%。

膠結(jié)物的形成占據(jù)了孔隙空間，將使砂巖儲集層物性變差。研究區(qū)中生界儲層常見膠結(jié)物主要有粘土礦物、碳酸鹽巖、硅質(zhì)、濁沸石等(圖7d—f)。

這里用膠結(jié)損失孔隙度[15]來定量表征膠結(jié)作用對儲層物性的影響。

膠結(jié)損失孔隙度=Φ1-Φ2

(4)

式中：Φ2為砂巖壓實、膠結(jié)后的剩余粒間孔隙度，%，即為物性分析孔隙度中粒間孔隙所具有的孔隙度。

Φ2=(粒間孔面孔率/總面孔率)×

物性分析孔隙度

(5)

通過計算，長4+5油層組、長6油層組儲層膠結(jié)損失孔隙度為9.0%～19.0%，平均為14.6%。長2油層組儲層膠結(jié)損失孔隙度為8.2%～15.1%，平均為9.7%。延9油層組儲層膠結(jié)損失孔隙度為10.1%～20.2%，平均為15.1%。

溶蝕作用增加了孔隙空間，改善儲層物性。研究區(qū)中生界儲層常見的為長石、巖屑的溶蝕和濁沸石、綠泥石薄膜等膠結(jié)物的溶蝕作用(圖7g—i)。

把溶蝕孔隙度(Φ3)[15]定義為總儲集空間中溶蝕孔所占據(jù)的那部分儲集空間。

Φ3=(溶蝕孔面孔率/總面孔率)×

物性分析孔隙度

(6)

通過統(tǒng)計長4+5油層組、長6油層組的溶蝕孔隙度為2.0%～8.9%，平均5.1%。長2油層組的溶蝕孔隙度為2.5%～7.6%，平均5.7%。延9油層組的溶蝕孔隙度為3.7%～9.1%，平均6.5%。

2.3 成因

研究區(qū)中生界儲層中初始孔隙度相差較小，基本在34%～37%，平均值基本在35.3%左右。但現(xiàn)今各層孔隙度卻相差較大。由于各層沉積環(huán)境不同，各儲層的剛塑性成分、粒度大小等存在較大差異，使得后期各主要成巖類型的強(qiáng)度不同，通過上述成巖作用對孔隙度影響的定量估算發(fā)現(xiàn)，各成巖作用在對各儲層孔隙度變化的影響程度差別較大。壓實作用對埋深較大的長2、長6(長4+5)儲層的孔隙度影響最大，壓實損失孔隙度平均值分別為13.9%與14.1%，影響最小的為埋深較小的延9儲層，壓實損失孔隙度平均為8.5%。在壓實作用的基礎(chǔ)上，膠結(jié)作用對砂巖儲層孔隙度的減小起到不同程度的強(qiáng)化作用，對延9、長6(長4+5)儲層的影響最大，儲層膠結(jié)損失孔隙度平均分別為15.1%、14.6%，影響較小的為長2儲層，其膠結(jié)損失孔隙度平均為9.7%。溶蝕作用一定程度上改善了砂巖儲層的孔隙空間，對各自的改善程度相差不大，延9油層組、長2油層組、長6油層組(長4+5油層組)的溶蝕孔隙度平均分別為6.5%、5.7%、5.1%。

通過研究區(qū)沉積與成巖作用對各層儲層物性影響的更進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，長6油層組(長4+5油層組)、長2油層組和延9油層組儲層中礦物成分中剛性顆粒石英等含量依次增大(表1)，粒度也逐漸變大(圖6)，使得各層抗壓實強(qiáng)度依次增強(qiáng)，加之埋深依次減小，使得后期的壓實作用對延9油層組、長2油層組、長6油層組(長4+5油層組)儲層物性的影響依次增強(qiáng)，但壓實作用到一定程度對儲層影響較小，長2和長6(長4+5)的壓實損失孔隙度相差較小，長2和長6(長4+5)顆?；蛩苄晕镔|(zhì)定向性排列均較好并且顆粒均多為線或鑲嵌接觸關(guān)系(圖7)等即為較好的佐證。由于長2儲層的膠結(jié)作用損失孔隙度較延9儲層小了很多，一定程度上彌補(bǔ)了長2儲層因壓實作用而導(dǎo)致的孔隙度減??；加之長2和延9儲層的壓實和膠結(jié)共同作用而減少的孔隙度基本相當(dāng)，延9油層組的溶蝕改善作用稍好于長2油層組，因此兩者儲層現(xiàn)今孔隙度相差不大，前者略大于后者，這也是延9儲層較長2儲層有效厚度物性下限稍高但相差不大的主要原因。隨著埋藏深度進(jìn)一步增大，壓實作用損失孔隙度因長6(長4+5)與長2基本變化不大，而膠結(jié)作用損失孔隙度的增大，一定程度上加速了長6(長4+5)物性的降低，加之溶蝕對各儲層的改善作用都較為有限，相差不大，使得長6(長4+5)儲層物性較長2儲層物性迅速降低，這也是前者現(xiàn)今儲層有效厚度物性下限迅速降低而明顯小于后者的主要原因?？梢?，研究區(qū)中生界儲層物性受沉積、成巖作用的共同影響，沉積作用為基礎(chǔ)影響因素，它決定了后期成巖作用類型的強(qiáng)度，而成巖作用為形成現(xiàn)今儲層物性差別的最主要原因。

3 結(jié)論

1) 研究區(qū)中生界各主力油層儲層類型縱向上存在較大差異，埋深較淺或中等的延9油層組、長2油層組基本為中孔—中低滲儲層，而埋深較大的長4+5油層組、長6油層組基本為低孔—低滲、特低滲儲層。各主力油層儲層物性下限隨埋深增加逐漸降低，延9油層組、長2油層組和長6油層組(長4+5油層組)孔隙度下限分別為15%,14%和8%，滲透率下限分別為4×10-3,1×10-3和0.15×10-3μm2。

2) 研究區(qū)中生界儲層物性受沉積、成巖作用的共同影響，沉積作用為基礎(chǔ)影響因素，主要表現(xiàn)在隨埋深變小儲層中礦物成分中剛性顆粒石英等含量依次增大，粒度也逐漸變大，這些決定了后期主要成巖作用類型的強(qiáng)度。

3) 成巖作用為形成研究區(qū)現(xiàn)今儲層有效厚度物性下限差異的最主要原因。研究區(qū)中生界儲層中初始孔隙度相差較小，對于侏羅系延安組延9油層組和延長組長2油層組，壓實和膠結(jié)共同作用減少的孔隙度基本相當(dāng)，差別在于前者的溶蝕改善作用稍好于后者，使得兩者儲層有效厚度物性下限前者稍好于后者；對于延長組長2和長6(長4+5)，壓實作用減少孔隙度、溶蝕增加孔隙度相差均較小，而后者膠結(jié)作用減少的孔隙度大于前者，該作用為導(dǎo)致兩者有效厚度物性下限差別較大的最主要原因。

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(編輯 董 立)

Porosity and permeability cutoffs for calculating effective thickness of different types of low-permeability reservoirs and causes of their differences:a case study of the Mesozoic in S region of central Shaanbei slope

Zhang Fengqi1,Wu Fuli1,Meng Xiaoling2,Gao Xingjun3,Zhang Hai3,Li Chengshan4,Wang Baoping3

(1.SchoolofEarthSciencesandEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;2.Exploration&DevelopmentResearchInstitute,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China;3.YanchangPetroleumCoporation，Yan’an,Shaanxi716000,China;4.DepartmentofExploration,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China)

Analytic means including thin section examination,SEM,cathode luminescence,mercury penetration and so on,were applied to determine the cutoffs of porosity and permeability for calculating the effective thickness of the major Mesozoic oil-bearing formations in S region of Ordos Basin.The reasons for the varying cutoffs were also discussed based on quantitative characterization of physical property changes of the formations.The results show that the cutoffs(porosity and permeability)decline with the increase of burial depth.Samples from Yan 9,Chang 2,Chang 4+5 and Chang 6 formations,have porosity cutoffs of 15%,14%,8% respectively,and permeability cutoffs of 4×10-3,1×10-3,0.15×10-3μm2respectively.The differences in content and grain size of rigid particles in mineral composition of each reservoir caused mainly by sedimentation processes are regarded as the basic factor for the difference of cutoffs,while diagenesis is the major factor.The processes,including compaction,cementation and corrosion,dented the formations in different ways.All the formations had the similar porosity at first.But later on it turned out that Yan 9 had a higher porosity than that of Chang 2 because of their different response to corrosion and Chang 4+5 had lower porosity than that of Chang 2 because of their different behavior under cementation.

difference，effective thickness，porosity and permeability cutoff，Mesozoic，Ordos Basin

2014-06-23;

2015-05-17。

張鳳奇(1981—)，男，博士、副教授，油氣成藏地質(zhì)學(xué)。E-mail:zhangfengqi68@126.com。

陜西省教育廳科研計劃項目(2013JK0846)；博士啟動基金項目(YS29031610)。

0253-9985(2015)04-0555-08

10.11743/ogg20150404

TE122.2

A