0 引言
致密油作为重要的非常规油气资源，在我国主要含油气盆地分布广泛，资源量巨大，已成为石油工业界最主要的勘探目标［1-2］。由储层孔隙致密演化与油气充注耦合过程所决定的储层物性和含油性是致密油成藏的关键因素［3-4］。致密砂岩储层中的填隙物作为沉积环境和成岩作用的重要产物，其类型、含量和分布方式是导致储层孔喉结构和物性非均质的重要影响因素，其中，填隙物参与了储层致密化和油气成藏的全过程，尤其是成岩自生胶结物破坏了储层孔喉系统，从而导致了储层非均质并且影响了油气充注方式和过程［5-6］。目前致密砂岩储层孔隙演化与油气充注成藏耦合关系在定量化和精细化方面的表征技术手段有限，严重限制了相关研究成果的准确性和可信度。前人［7-10］研究表明，储层填隙物类型、含量以及形成期次不仅是造成储层孔隙致密化的直接物质，还保留有丰富的盆地热埋藏和烃类充注信息，是致密砂岩储层致密—成藏过程耦合关系研究重要的纽带和突破口。因此，开展系统的致密砂岩储层微观特征和定量的精细化研究，厘清填隙物类型、含量以及形成期次与储层孔隙演化、油气充注关系，对于致密储层评价、成藏机理以及油气开发等都具有重要的现实意义。
随着鄂尔多斯盆地三叠系延长组石油勘探开发的不断深入，环县地区长82亚段是近年来盆地内石油增储建产的主要现实目标之一。研究区长82亚段储层具有非均质性强的显著特点，长期以来，前人［11-13］通过开展研究区长82亚段储层的物源分析、沉积微相类型分类以及砂体结构划分和成因解释等方面解剖储层非均质性机理，而相对于储层微观特征、填隙物类型及成岩演化和油气充注关系方面尚未开展深入研究和讨论，导致储层在微观致密化过程与油气充注、保存机理尚不明确，这严重制约了对研究区长82亚段致密油成藏机理的认识，从而限制了石油规模储量发现及有效动用。目前亟需深化储层孔隙演化与油气充注定量耦合关系的致密油成藏过程与机理的基础研究。鉴于此，本文以鄂尔多斯盆地环县地区长82亚段致密砂岩储层为研究对象，综合运用微钻取样、薄片鉴定、场发射扫描电镜、激光拉曼光谱仪、电子探针、阴极发光、碳氧同位素及流体包裹体等分析技术方法，对研究区长82亚段致密砂岩储层主要填隙物中的自生伊利石、自生绿泥石、碳酸盐胶结物3种填隙物进行了微区原位测温实验，并结合流体包裹体测温，定性分析了填隙物类型、期次以及充填顺序，刻画了储层孔隙定量演化过程，阐明了长82亚段储层致密化过程，建立了填隙物类型及含量与孔隙演化、油气充注三者之间的定量匹配耦合关系，明确了填隙物对储层微观非均质性、油气充注的影响和控制因素。本文研究系统建立了致密砂岩储层主要填隙物类型的微区测温技术和孔隙演化与油气充注定量耦合关系表征技术，为致密储层致密化与油气充注成藏耦合过程研究提供了可借鉴的研究思路和方法，也为研究区长82亚段致密油资源的精准勘探与高效开发提供关键的基础地质理论依据。
1 地质背景
鄂尔多斯盆地北起阴山、南至秦岭、西至六盘山、东达吕梁山，横跨陕、甘、晋、宁、蒙五省区，总面积约为25×104 km2，是我国第二大沉积盆地，其内蕴藏着丰富的油气资源［14］。盆地划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷及西缘冲断带6个一级构造单元，盆地边缘断裂褶皱较发育，其内部构造相对简单，地层平缓，一般倾角不足1o［15］，环县地区位于鄂尔多斯盆地中南部（图1）。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组（T3 y）是盆地在持续拗陷和稳定沉降过程中沉积的一套河流、三角洲、湖泊相的陆源碎屑岩系［16-17］，厚度为1 000~1 500 m。延长组自下而上分为长10段—长1段，其中长8段位于延长组的中下部，为了油气勘探和开发的需要，长8段又分为长81和长82共2个亚段，长82亚段沉积期湖盆面积达（6.4~7.7）×104 km2，绝大部分区域水深在十几米内，只有东南部的富县地区存在局部较深水区［18-21］。研究区长82亚段厚30~60 m，物源主要来自盆地的西南部和西部物源区，岩性为灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩夹灰绿色、灰色细砂岩及极细砂岩，长82亚段属于浅水湖泊—三角洲沉积，主要发育滨浅湖的水下分流河道和滩坝砂体［22-25］。
2 储层基本特征
2.1 储层岩石学特征
依据研究区15口井，156个薄片数据分析，长82亚段致密砂岩以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及长石砂岩为主，碎屑成分上长石和岩屑含量较高，石英含量较低（图2）。矿物含量变化较大，其中石英体积含量为13%~47.5%，平均含量为29.6%，长石体积含量为7%~52.5%，平均含量为29.3%；岩屑以变质岩岩屑为主，其平均含量为11.2%，火山岩岩屑含量次之，平均含量为8.9%，沉积岩岩屑含量最低为0.3%。致密砂岩碎屑颗粒粒径以中—细为主，分选中等—好，总体成分成熟度较低，结构成熟度中等。
2.2 储层填隙物类型及含量
通过薄片鉴定、扫描电镜观察表明，研究区长82亚段致密砂岩储层主要发育硅质、碳酸盐胶结物以及自生黏土矿物3种胶结物类型，其中自生黏土矿物以自生伊利石和绿泥石为主［图3（a）—图3（e）］，平均含量分别为2.45%和3.14%，高岭石含量较低，平均含量为0.69%［图3（f）］；碳酸盐胶结物中铁方解石占比最高，平均达4.75%，方解石次之（平均含量为0.24%），铁方解石、白云石和菱铁矿含量较低［图3（a），图3（c）］。硅质以次生加大边和充填孔隙自形石英为主要产出形式，对储层物性的影响主要为破坏作用；碳酸盐胶结物主要为铁方解石和铁白云石，以粒间孔和溶孔充填物及交代物形式赋存，以中晚期胶结为主，对储层物性既有建设作用也有破坏作用，但以减孔为主；绿泥石以孔隙衬里和充填孔隙形式赋存，并以颗粒包膜状为主；伊利石以覆盖颗粒表面的绒毛状和充填孔隙的网状集合体形式存在，会破坏孔隙空间储集性能和渗流能力；高岭石总体含量较低，以附着于长石颗粒表面或充填长石溶孔和粒间孔的形式赋存，对储层物性的破坏作用有限。
2.3 储层孔隙类型及大小
研究区长82亚段砂岩长期受压实作用和胶结物充填的影响，使得储层残余粒间孔整体不发育并且导致了储层致密［26］。研究区长82亚段主要发育残余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔和晶间孔，局部可见微裂缝发育（图4）。残余粒间孔和长石溶孔是储层砂岩最主要的孔隙类型，在长82亚段中所占比例分别为1.26%和0.35%，晶间孔和微裂缝占比分别为0.11%和0.03%。残余粒间孔是经强烈成岩作用改造（包括压实作用、胶结作用等）后仍保留下来的少量原生粒间孔，其形态主要为三角形和多边形，呈孤立状分布，连通性较差。长石溶孔是在中晚成岩阶段由于溶蚀作用形成的次生孔隙，一般沿着长石解理缝进行溶蚀，溶蚀后颗粒边缘一般呈港湾状或不规则状，溶蚀孔大小不一，分布不均且形态各异，多见蜂窝状、带状。长石溶孔和岩屑溶孔的发育反映出溶蚀作用对长8段储层孔隙建设性的贡献较大，也是研究区长82亚段孔隙的主要类型。
3 实验方法与结果
根据研究区填隙物类型及特征可知，硅质胶结、碳酸盐胶结物、自生黏土矿物中的绿泥石和伊利石在长82亚段致密储层填隙物中占比较高，填隙物含量对储层的致密程度和非均质性影响较大。为了确定不同期次填隙物的准确含量，本文研究在流体包裹体微区测温基础上，利用激光拉曼光谱、电子探针及经过微钻取样的碳氧同位素分析分别获取了伊利石、绿泥石以及碳酸盐胶结物的微区温度信息，确定绿泥石、碳酸盐矿物以及伊利石的形成温度，依据温度分布范围，划分了不同填隙物的期次。在此基础上，依据不同填隙物形成温度频率占比和填隙物总含量折算出不同期次填隙物的具体含量，进而确定出不同类型填隙物在不同期次的具体含量，以及对储层不同成岩演化阶段孔隙的减孔量。
3.1 碳酸盐胶结物碳氧同位素分析
通常情况下将碳酸盐胶结物含量相对较高的样品直接粉碎上机测定碳氧同位素值，这样的实验流程会导致同位素实验结果受到岩石骨架颗粒和不同期次碳酸盐胶结的混杂干扰，而无法准确反映某一期次碳酸盐胶结的真实同位素值。在本文研究中，首先通过光学显微镜和阴极发光显微镜观察不同期次碳酸盐胶结物的特征和含量，确定相同期次的碳酸盐胶结物，然后利用微钻技术手段，钻取到不同期次碳酸盐胶结物的粉末样品并收集至1.5 mL的试剂瓶中，最后将获取的样品利用Thermo-Fisher Delta V-Gasbench同位素质谱仪测定碳酸盐胶结物粉末样品的碳氧同位素值，其分析精度小于0.5‰。碳酸盐胶结物形成温度（T）依据SHACKLETON［27］提出的碳酸盐矿物沉淀温度的估计模型计算，公式如下：
本文研究将成岩流体氧同位素定为-7‰。所有样品的碳同位素值介于-9.26‰~-2.91‰之间，氧同位素值介于-25.21‰~-14.84‰之间，依据测出的碳氧同位素值，计算出碳酸盐胶结物的形成温度，碳酸盐胶结碳氧同位素值和沉淀温度换算结果显示，同位素值变化较大，说明不同样品的主力碳酸盐胶结存在时间和来源上的差异。碳酸盐胶结物计算沉淀温度介于82.91~134 ℃之间，平均为99.11 ℃，从形成温度来判断，研究区长82亚段碳酸盐胶结物的主力沉淀期形成于中成岩A期，频率分布主要集中于80~110 ℃区间，并在90~100 ℃存在一个小高峰。
3.2 绿泥石电子探针微区分析
通过薄片鉴定选取了自生绿泥石含量相对较高的样品，首先磨制为0.08 mm厚的抛光电子探针片，然后进行电子探针微区连续分析，最后确定绿泥石中AlⅣ和Fe2+的含量。研究表明，绿泥石的晶体结构和化学组成可以记录其形成过程中的物理和化学变化，因此，以绿泥石的化学组成作为切入点，分析绿泥石的形成温度。BATTAGLIA［28］根据X射线衍射数据讨论了绿泥石面网间距（d 001）和形成温度之间的相关性，建立了经验方程并提出了如下相关系数达0.95的线性方程：
根据式（2） 和式（3） 就可以计算出绿泥石的形成温度。
自生绿泥石化学成分主要为SiO2、Al2O3、FeO和MgO，Fe/（Fe+Mg）值介于0.52~0.93之间，平均为0.68，该值可以指示绿泥石成分来源。从最终的计算形成温度来看，研究区长82亚段致密砂岩中的自生绿泥石形成温度介于52~179 ℃之间，平均为118.07 ℃，绿泥石形成阶段覆盖早成岩A—中成岩B期，形成温度分布较广，形成温度频率分布图上更能体现出这种特征，自生绿泥石的形成温度在70~180 ℃的区间均有分布，主要集中在100~140 ℃范围，并在70~100 ℃和110~140 ℃存在2个小高峰，总体具有连续生长的特征。
3.3 伊利石激光拉曼光谱微区分析
通过薄片鉴定选取伊利石含量相对较高的样品，首先将样品分别制备成0.08 mm厚的双面抛光薄片，并在光学显微镜下对伊利石的赋存位置进行画小圈标注；然后利用LabRAM HR800型激光拉曼光谱仪对样品进行测试，获得即P1、P2和P3峰的位置波长以及峰面积。前人利用激光拉曼光谱显微分析研究了经过低温加热后的伊利石的拉曼光谱特征，发现在经历从50 ℃到200 ℃的加热后，在3 600~3 700 cm-1波长范围内始终存在3个特征拉曼峰，即P1、P2和P3峰，随着温度的升高，P1峰的峰位置基本不变，峰面积逐渐增大；P3峰的峰位置向低波数段移动，峰面积则增大；此外P3峰和P1峰的峰面积之比也逐渐增大。这些特征表明伊利石的形成温度由其内部的晶体结构所记录，并会显示于拉曼光谱之上，据此，王强［32］通过对拉曼光谱参数和环境温度进行拟合，得到如下伊利石形成温度的计算公式：
研究区长82亚段致密砂岩储层中的伊利石形成温度介于85.85~162.08 ℃之间，平均为122.9 ℃，伊利石形成阶段属于早成岩B—中成岩B期，从温度频率分布图来看，80~170 ℃范围内均有分布，说明储层内伊利石具有连续生长的特征，伊利石形成温度主要集中于110~140 ℃之间。
3.4 流体包裹体测温
本文研究采用配备了Linkam THMSG 600型冷热台的偏光显微镜，对流体包裹体样品开展了流体包裹体分析和微区温度测量，样品被磨制成0.08 mm厚的双面抛光薄片（图5）。控制相变的加热/冷却温度范围为-180~500 ℃，测量均一温度的升温速率为5 ℃/min，测量精度为1 ℃。研究区长82亚段储层中流体包裹体的温度介于89.2~134.0 ℃之间，平均为99.11 ℃，从温度频率分布图来看，主要温度分布在80~120 ℃之间，说明油气主要充注期为80~120 ℃。
3.5 填隙物充填顺序定量表征
根据大量薄片观察得出的自生矿物之间的切割交代和溶解充填关系，沥青质产状及与自生矿物之间的接触关系，对研究区长8段储层成岩过程进行了定性分析，结合自生矿物的微区形成温度数据，并对填隙物充填顺序进行了定量期次划分。研究区长82段储层成岩演化序列为早中期绿泥石黏土膜—早期方解石胶结—早期石英次生加大—早期伊利石黏土膜—长石、岩屑溶蚀—高岭石+中晚期自生石英胶结—中晚期伊利石胶结—中晚期（含）铁方解石+晚期绿泥石［图6（a）—图6（f）］。从长82亚段储层的定量成岩演化序列中可以看出填隙物大多具有多期次发育特征，即不同填隙物类型之间在成岩过程中的形成先后顺序是交替变化的，这一点从填隙物的形成温度综合分布图（图7）上也得以体现，绿泥石的形成温度分布最宽，代表其形成基本贯穿于整个成岩过程；硅质、伊利石以及碳酸盐胶结具有明显的多期次发育特征。而将镜下自生矿物接触关系与微区测温结果结合起来就可以得到由形成温度所约束的精细化定量填隙物充填顺序，具体为：Ⅰ期绿泥石环边（52~94 ℃）→Ⅰ期碳酸盐胶结→Ⅰ期自生石英→高岭石+Ⅱ期自生石英→Ⅰ期伊利石（96~116 ℃）→Ⅱ期绿泥石（106~138 ℃）+Ⅱ期伊利石（121~139 ℃）+Ⅱ期碳酸盐胶结（97~114 ℃）→Ⅲ期自生石英→Ⅲ期伊利石（143~162 ℃）→Ⅲ期碳酸盐胶结→Ⅲ期绿泥石（134~179 ℃）。
图6 研究区长82储层主要成岩矿物充填关系特征（a）铁方解石晚于自生石英晚于绿泥石；（b）绿泥石膜和自生石英的多期性；（c）铁方解石充填长石溶蚀孔；（d）绿泥石早于溶蚀，自生石英晚于溶蚀；（e）伊利石膜晚于早期绿泥石膜但早于绿泥石填隙；（f）方解石晚于早期绿泥石膜，被晚期绿泥石交代 Fig.6 Characteristics of filling relationships of major diagenetic minerals in the Chang 82 reservoir of the study area |
4 孔隙演化与油气充注的定量耦合关系
4.1 填隙物含量与孔隙度相关系分析
填隙物含量对储层物性具有重要影响，颗粒细小的碎屑物质及化学沉淀物质一方面充填孔隙；另一方面会堵塞、充填喉道，甚至微细裂缝，而部分黏土矿物如自生绿泥石膜的存在则可能增强颗粒抗压实能力从而对物性具有建设性作用，因此，黏土矿物对储层孔隙具有建设和破坏的双重作用。长82亚段储层孔渗水平随着绿泥石含量增加呈现先增后减的趋势［图8（a），图8（b）］，当绿泥石以杂基填隙的形式充填于孔隙空间时，对储层的物性会起到破坏性作用，这是因为绿泥石中富含的铁和镁离子对过氧化氢和酸溶液极其敏感，当孔隙中有酸性流体注入时会产生大量的沉淀并堵塞孔喉，降低储层的孔隙度。而当绿泥石以薄膜状附着于孔隙表面时，对储层具有一定的建设性作用，这是因为其在成岩阶段早期就占据了矿物颗粒表面的空间，致使其他晶体较大的胶结物失去依附的基础而无法继续生长，避免了孔隙与喉道被进一步充填，同时随着埋藏深度的不断增加，机械压实作用不断增强，导致原本应该不断受到挤压的储层孔隙空间在绿泥石薄膜附着后更好地受到保护，能够较少受到机械压实作用的破坏。因此，绿泥石在一定程度上对储层具有建设作用。碳酸盐胶结物体积分数与储层孔渗参数之间具有较好的负相关性［图8（c），图8（d）］。当碳酸盐胶结物含量在10%以上时，孔隙度会降至6.0%，此时储层孔隙基本完全被堵塞，孔喉完全被填充而变成差储层。伊利石含量与储层孔隙度大小呈负相关［图8（e），图8（f）］，自生伊利石在储层中呈丝缕状围绕碎屑颗粒生长，将原本较大的孔喉分割成大量的微细孔喉，同时伊利石的充填会导致孔隙喉道中的弯曲程度变高，导致砂岩的大孔隙变成微小孔隙，粗喉道变成细小喉道，降低了储层的孔隙含量。硅质主要以石英次生加大边向孔隙空间生长，或是以自生石英胶结充填于粒间孔、长石与岩屑溶蚀孔中硅质胶结中以充填孔隙形式赋存的自生石英晶体含量偏多，它对孔隙空间的挤占相对更多，对喉道的连通性也有较大影响，硅质含量与孔隙度呈负相关［图8（g），图8（h）］。因此，碳酸盐、伊利石、硅质胶结物填充孔隙，对储层具有破坏作用。
4.2 储层孔隙演化过程定量分析
在明确填隙物的充填顺序、形成机理及对储层物性的影响后，为了进一步厘清在储层致密化过程和油气充注过程中填隙物的动态影响，确定成岩演化过程中关键节点储层致密化和油气充注特征的匹配关系，最终明确填隙物充填序列与储层致密、成藏史的动态定量耦合关系。在薄片镜下定量统计样品胶结物含量、粒间孔面孔率、溶蚀孔面孔率、胶结物溶蚀孔面孔率及总面孔率，结合样品现今实测孔隙度和分选系数，就可以利用回剥法对储层在各成岩作用阶段的古孔隙度进行恢复［33］。首先要对长82亚段致密砂岩埋藏初期的原始孔隙度（Φ 0）进行恢复，然后依此计算出孔隙的原始孔隙、压实减孔量、胶结物减孔量以及溶蚀增孔量，最终计算出不同阶段和不同类型填隙物的孔隙减孔量大小。依据此方法计算结果表明，研究区长82亚段储层在成岩演化过程中，压实作用是主要的减孔因素，其减孔20.1%，胶结物中碳酸盐减孔5.0%，硅质减孔1.7%，绿泥石减孔3.1%，高岭石减孔0.7%，伊利石减孔2.4%。
研究区长82亚段致密砂岩储层的油气充注期次主要为2期：第一期60~80 ℃；第二期80~120 ℃，其中第二期为主力油气充注期。因此将储层发展阶段划分为：油气充注前（<60 ℃）；第一期油气充注过程内（60~80 ℃）；主力油气充注过程内（80~120 ℃）；油气充注后（>120 ℃）。相应地，根据填隙物微区测温结果和镜下统计不同阶段填隙物含量将填隙物的减孔量按上述4个阶段进行细分。对于硅质胶结，通过镜下观察石英胶结的主体为中晚期的石英次生加大边和孔隙充填自形石英晶体，早期次生加大边和晚期的孔隙充填自形，故分析结果也具有一定统计学意义。综上，认为硅质胶结在4个温度阶段内的减孔含量为0.0%、0.1%、1.3%、0.2%。碳酸盐胶结以中晚期铁方解石和铁白云石为主体，早期泥晶方解石含量较低，本文实验仅涉及中晚期碳酸盐胶结的微区测温，综合镜下观察与测温结果，认为碳酸盐胶结4个温度阶段内的减孔含量为0.0%、0.2%、3.3%、1.4%。自生绿泥石虽然形成温度范围较宽，但以中期绿泥石包膜的继续生长为主，即使早期颗粒环边发育较多，但厚度较薄，对孔隙的减少极为有限，孔隙中的绿泥石填隙形成较晚，含量也偏低，绿泥石电子探针微区测温的选点偏重于颗粒包膜的中部向外和孔隙中的填隙绿泥石，颗粒环边的根部测温点相对较少，综合以上分析，认为绿泥石在4个温度阶段的减孔含量为0.3%、0.1%、1.3%、1.5%。研究区自生伊利石同样以中晚期为主，主要由蒙脱石转化而来，微区测温实验选点具有随机性，故结果可作为不同阶段含量比例的参考，具体4个温度阶段的减孔含量为0.0%、0.8%、1.1%、1.4%。本文未给出高岭石的形成温度定量数据，但根据镜下特征可以大致判断形成温度介于60~80 ℃和80~120 ℃共2个区间，且主要形成于第一阶段，因此高岭石在4个阶段的减孔含量为0.0%、0.3%、0.4%、0.0%。研究区溶蚀作用具体可细分为长石溶蚀、岩屑溶蚀和胶结物溶蚀，其中早期溶蚀作用主要为少量岩屑溶蚀，在有机酸注入后长石和岩屑颗粒发生大量溶蚀，而胶结物溶蚀则发生于晚期成岩阶段，在局部的酸性成岩环境中以碳酸盐胶结物溶蚀为主，综上所述，认为溶蚀作用中长石溶蚀在4个温度阶段的孔隙增孔量为0.0%、0.8%、1.2%、0.0%。
从填隙物减孔与溶蚀作用增孔量分布图上可以看出，填隙物充填减孔主要集中在80~120 ℃之间，碳酸盐胶结减孔量最高，硅质胶结、自生绿泥石以及自生伊利石次之，高岭石减孔量较少，溶蚀作用贡献的孔隙度主要发育在60~80 ℃和80~120 ℃之间。通过计算得出了不同油气充注阶段所对应的古孔隙度，研究区长82亚段致密砂岩储层在60 ℃时的临界古孔隙度值为21.31%，在80 ℃时的古孔隙度为18.06%，而在主力油气充注结束时120 ℃的古孔隙度为11.84%，最终孔隙度为7.33%（图9）。可以看出，储层在第一期油气充注和主力充注期之前的储集性能较好，孔隙度在18%以上，具备形成油藏的条件，在主力油气充注期结束时储层孔隙已经减至10.21%，基本已经进入致密级别，虽然在120 ℃之后仍有部分晚期填隙物形成，反映储层成岩环境还未完全封闭，但储层此时的储集性能已经较差，因此120 ℃之后尽管仍有烃类断续注入孔隙空间，但最终这部分烃类占储层中保存的总油气量的比例非常低。因此，若从储层整个成岩与油气充注过程来看，研究区长82亚段致密砂岩储层在油气主要充注期储层减孔量最大，属于“边致密边成藏”型致密油储层。
5 结论
（1）鄂尔多斯盆地环县地区长82储层中填隙物主要为碳酸盐胶结物、绿泥石、伊利石、硅质及高岭石5种填隙物，储层填隙物充填顺序为：Ⅰ期绿泥石环边（52~94 ℃）→Ⅰ期碳酸盐胶结（62~86 ℃）→Ⅰ期自生石英（54~91 ℃）→高岭石+Ⅱ期自生石英（90~115 ℃）→Ⅰ期伊利石（96~116 ℃）→Ⅱ期绿泥石（106~138 ℃）+Ⅱ期伊利石（121~139 ℃）+Ⅱ期碳酸盐胶结（97~114 ℃）→Ⅲ期自生石英（131~140 ℃）→Ⅲ期伊利石（143~162 ℃）→Ⅲ期碳酸盐胸胶结（117~122 ℃）→Ⅲ期绿泥石（134~179 ℃）。
（2）储层在成岩演化过程中，压实减孔20.1%，胶结物中碳酸盐矿物减孔5.0%、石英减孔1.7%、绿泥石减孔3.1%、高岭石减孔0.7%、伊利石减孔2.4%，其中第一期（60~80 ℃）油气充注量占比为3.6%、储层孔隙度为22.31%；第二期（80~120 ℃）主力油气充注量占比为96.4%、储层孔隙度为18.06%，油气充注结束后孔隙为11.8%，最终孔隙为7.33%。
（3）研究区长82亚段储层在第一期油气充注和主力充注期之前的储集性能较好，孔隙度在18%以上，具备形成优质储层的条件，在主力油气充注期结束时储层孔隙已经减至10.21%，从储层整个成岩与油气充注过程显示，属于“边致密边成藏”。
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