从一般意义上来说，成岩相是在成岩与构造等作用下，沉积物经历一定成岩作用和演化阶段的产物，包括岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征［1］。国内外学者对成岩相进行了大量研究，关于成岩相的划分依据和侧重点各有不同［1～10］。仅对碎屑沉积岩成岩相而言，目前国内外对于成岩相划分命名尚无统一的操作规范及相关标准。因此在实际中对于同一地区同一层位，不同研究者所划分之成岩相大相径庭的现象时有发生。而笔者认为，成岩相的研究，目的有三：一是揭示储层现今特征；二是揭示造成储层现今特征的成因；三是预测平面成岩相分布规律，指导优质储层预测。因此以成岩相研究目的为出发点，结合实际工作经验，笔者以鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长61油层储层成岩相划分为例，提出了一套成岩相半定量划分标准和方案，仅供不同研究者参考与讨论。

1 成岩相半定量划分思路及依据

以往成岩相研究，研究者多依据岩石镜下观察和分析数据所反映的总体成岩现象为依据来划分成岩相，如镜下观察硅质胶结发育，就划分为硅质胶结相，溶蚀孔发育，就定为溶蚀相。笔者认为，这样的成岩相划分方法存在一定的弊端。一是成岩相划分没有相对定量依据，缺乏约束标准，不同研究者对于同一地质体的划分结果可能差异很大；二是成岩相划分结果不一定能真正反映储层现今好坏的成因。比如，当硅质胶结作用普遍，将成岩相划分为硅质胶结相，而有可能虽然硅质胶结作用较强烈，但储层的残余粒间孔、溶孔同样很发育，物性较好，因此命名为硅质胶结相就不太合适，给人感觉胶结作用强烈，储层似乎不好，而掩盖了储层物性实际还相对较好的特征，不利于依据成岩相成果来预测优质储层发育区。因此，笔者从成岩相研究的目的及意义出发，结合具体实际，提出了一种成岩相半定量划分方法及标准。其总体的思路是以造成现今储层好坏特征的主要原因 （压实、胶结、溶蚀及原始沉积作用）加以定量化进行成岩相划分命名，建立了一套完整标准和操作规范 （见表1），使得成岩相划分有据可循，划分结果更符合实际，并且不同研究者以此标准划分之结果不会有大的出入。

表1 姬塬地区长6油层组成岩相划分依据表

以鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组成岩相划分为例，具体划分思路及依据如图1所示。首先以面孔率3%为界进行划分。之所以将面孔率3%作为划分界限，主要是通过统计表明，姬塬地区长6油层组储层当面孔率大于3%时，渗透率一般大于0．3mD；而当面孔率小于3%时，渗透率一般小于0．3mD，而0．3mD 基本上是盆地延长组低渗储层好差的一个重要分界点 （图1）。因此，以面孔率3%为界进行成岩相划分。当面孔率大于或等于3%时，说明储层物性较好，不能再以不利的成岩相类型来命名，如硅质胶结相，而应当分析储层好的原因在那里，其主要原因无外乎粒间孔或溶孔发育两种情况，因此应当以主要的孔隙类型命名成岩相。如果是残余粒间孔发育则以残余粒间孔相命名，其中如果绿泥石膜发育保护了残余粒间孔，则命名为绿泥石膜残余粒间孔相；如果长石溶孔发育，体积分数大于1．5%，虽然其总量可能小于残余粒间孔，但为了突出这种建设性成岩作用，则命名为长石溶蚀相 （该区长6油层组溶蚀作用主要是长石溶蚀）。当面孔率小于3%，说明储层物性相对较差，此时要看造成物性差的原因在那里，主要有两种情况：一是如果是填隙物含量高造成，则以最主要的胶结物类型命名，如高岭石胶结相等；二是如果填隙物含量不高，体积分数小于或等于8% （据实际储层特征所定），说明要么是储层原始孔隙就不发育，或者经早期压实后残余粒间孔变小，导致面孔率低，这两种情况其后期成岩作用主要是机械压实作用，因此命名为机械压实相 （表1）。

图1 姬塬地区长6油层组储层面孔率与渗透率关系图

2 姬塬地区长61油层成岩相半定量划分

在依据上述标准进行成岩相划分之前，对姬塬地区长6油层组主力产层长61油层主要的填隙物类型、孔隙类型及面孔率在平面的分布进行了精细刻画，为成岩相精细划分提供了依据。

2．1 主要填隙物、孔隙类型及面孔率平面分布

2．1．1 主要填隙物平面分布

姬塬地区长61油层储层填隙物主要为绿泥石、高岭石、水云母和铁方解石。

绿泥石在姬塬地区长61油层平面上普遍发育，并且东北体系绿泥石含量明显高于西北体系（图2）。前人研究，绿泥石代表高能环境下产物，需要有一定量的粒间孔发育，孔隙流通性要好。另外绿泥石的形成需要富铁的环境，因此绿泥石多发育于三角洲前缘水下分流河道沉积，整个盆地延长组这一特征较为明显［11］。

高岭石呈现出西部地区含量明显高于东部地区的特征 （图3）。储层中的高岭石多为长石溶蚀的次生产物，西部地区高岭石发育与西部地区长石溶蚀作用强有关。

图2 姬塬地区长61油层绿泥石体积分数等值线分布图

图3 姬塬地区长61油层高岭石体积分数等值线图

水云母主要发育于姬塬地区南部 （见图4），主要为三角洲前缘至半深湖－深湖亚相沉积，并呈现由北向南随水体加深含量增加的特征。

铁方解石主要发育于研究区中部三角洲前缘水下分流河道砂体侧翼，并且在局部地区含量较高 （见图5），是局部储层物性差的主要原因。

2．1．2 主要孔隙类型及平面分布

姬塬地区长61油层储层孔隙类型主要以残余粒间孔为主，溶孔次之，溶孔主要为长石溶孔。

残余粒间孔在平面上普遍发育，并主要发育于研究区中部三角洲前缘亚相地带，且呈现出东北高于西北特征 （见图6）。

长石溶孔也主要发育于姬塬地区中部三角洲前缘亚相储层中，总体呈现出西北体系长石溶孔高于东北体系的特征 （见图7）。

面孔率高值区主要发育于姬塬地区中部三角洲前缘亚相带层中，总体呈现出东北体系面孔率高于西北体系的特征 （见图8）。

2．2 姬塬地区长61油层储层成岩相划分及平面展布

依据所建立姬塬地区长6油层组成岩相半定量划分标准，根据大量薄片鉴定所测的孔隙类型、填隙物及面孔率数据，结合主要填隙物、孔隙类型和面孔率的平面分布，对姬塬地区长61油层储层进行成岩相半定量划分及平面展布刻画，共划分出6种成岩相 （见图9）。其中绿泥石膜残余粒间孔相和长石溶蚀相为最有利的成岩相，残余粒间孔相次之，高岭石胶结相、铁方解石胶结相和水云母胶结相为不利的成岩相类型。这6种成岩相在平面分布上具明显规律性。在残余粒间孔相发育在分流河道和水下分流河道主带的背景上，绿泥石膜残余粒间孔相主要发育于东部白泥井－吴起一带砂体主带，而长石溶蚀相主要发育于西部红井子－罗庞塬一带砂体主带，水云母胶结相主要发育于南部，高岭石胶结相主要发育与西部，铁方解石胶结相主要发育在姬塬－王洼子－吴起一线以北地区砂带侧翼及局部主砂带 （见图9）。正是由于平面上成岩相类型存在较大差异，导致了储层物性的平面非均质性，总体上表现为绿泥石膜残余粒间孔相和长石溶蚀相两种有利成岩相控制了相对优质储层的分布，因此依据所建立成岩相半定量划分标准所刻画的成岩相分布，基本揭示了平面物性的成因及发育规律，同时为相对优质储层预测提供了依据。

图4 姬塬地区长61油层水云母体积分数等值线图

图5 姬塬地区长61油层铁方解石体积分数等值线图

图7 姬塬地区长61油层长石溶孔分布图

图8 姬塬地区长61油层面孔率分布图

图9 姬塬地区长61油层成岩相分布图

3 认识与讨论

1）从成岩相研究的目的及意义出发，结合具体实际，以姬塬地区长6油层组为例，提出了一种成岩相半定量划分方法及标准。据此原则和标准对姬塬长61油层成岩相进行了划分并刻画了平面展布，为储层成因分析及优质储层预测提供了重要依据。

2）成岩相是储层成岩作用及演化的最终产物，而储层的成岩作用是一个非常复杂的地质过程。因此真实客观的成岩相研究与划分是非常难的。以姬塬地区长6油层组储层特征和实际工作需求为基础，提出的成岩相划分方法，实现了使成岩相划分有据可循，有标准可依，使不同研究者依据此标准划分的结果比较一致，其划分结果也能基本反映储层好坏的成因，为优质储层预测提供依据。

3）虽然不同地区、层位储层特征不同，但笔者认为该方法的基本思路及原则对于其他地区、层位的陆相碎屑岩储层成岩相划分研究具有较好的借鉴意义，实际应用中可据不同的储层特征调整相应具体标准，如面孔率的分界值，而实现成岩相相对定量划分。

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