高　辉，樊志强，文开丰，李天太，杨　玲

(1.西安石油大学 石油工程学院，西安　710065； 2.长庆油田分公司 第二采气厂，陕西 榆林　719000)



基于多参数评价的致密砂岩气藏成岩相定量划分
——以鄂尔多斯盆地神木气田山1段储层为例

高辉1，樊志强2，文开丰2，李天太1，杨玲1

(1.西安石油大学 石油工程学院，西安710065； 2.长庆油田分公司 第二采气厂，陕西 榆林719000)

摘要：为探讨致密砂岩气藏成岩相的定量划分方法，以鄂尔多斯盆地神木气田山1段储层为例，综合利用多种测试结果和测井资料对成岩作用类型、成岩作用强度和成岩相进行了分析评价。根据成岩和测井参数建立了成岩相划分标准，阐述了不同成岩相的基本特征。研究区山1段储层发育溶蚀孔、晶间孔和少量粒间孔，压实程度中等为主，局部发育弱和强压实，胶结程度中等为主，含少量弱和强胶结，溶解程度中等—强。依据成岩作用强度、胶结类型和孔隙类型，可划分出5种成岩相，基于自然伽马、深侧向电阻率、声波时差和密度资料建立的测井参数划分标准可对成岩相进行有效识别。成岩相与沉积微相之间存在良好的对应关系，优势沉积微相控制有利成岩相分布。不同成岩相的特征存在明显差异，分布于三角洲平原分流河道微相的中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相和中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相是研究区的有利成岩相带。

关键词：定量划分；成岩相；成岩作用；多参数评价；山1储层；神木气田；鄂尔多斯盆地

Quantitative classification of diagenetic facies in tight sandstone

神木气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，西邻榆林气田，南抵米脂气田，勘探面积约3×104km2(图1)。气田勘探始于20世纪90年代初期，2011年开始规模建产，但目前仍未正式生产开发。

图1　鄂尔多斯盆地神木气田位置

目前，在上古生界二叠系太原组、山西组、石盒子组等不同层系均钻遇含气层，显示出良好的勘探潜力，也证实神木气田上古生界二叠系太原组、山西组具有含气砂体分布稳定、含气性较好，气藏埋深浅，多层段复合含气等有利特征[1]。作为主要含气层之一的山1段储层平均气层厚度6.8 m，发育三角洲平原亚相，沉积微相包括分流河道、河道侧翼和分流间洼地。虽然研究区现已完钻256口井，但多集中于北部，中部和南部仍以探井为主，因此开展神木气田山1段储层成岩相研究对于指导有利区预测和井位部署具有重要的参考价值。国内外学者在成岩相划分方面已经做了大量研究，主要是根据成岩矿物、成岩事件、成岩环境等进行成岩相的划分和命名，直接反映了成岩作用和成岩阶段的特征，一些学者也结合地震、测井资料进行了不同类型成岩相的探索[2-10]。这些研究多是定性的，对于成岩相的多参数定量划分研究较少[11]。本文以大量的铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性、压汞测试为基础，根据不同成岩作用强度参数，考虑孔隙类型和发育程度来确定成岩相类型，结合大量测井资料建立成岩相多参数识别标准，同时参考沉积微相来实现成岩相预测，并最终确定成岩相分布。

图2　鄂尔多斯盆地神木气田山1段储层砂岩分类

1储层基本特征

研究区山1段储层岩性以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主(图2)，石英平均体积分数为60.50%，岩屑平均体积分数为20.17%，岩屑主要是变质岩岩屑和少量的火成岩岩屑、沉积岩屑，其中变质岩岩屑平均体积分数为14.50%，火成岩岩屑为2.00%，沉积岩屑为3.67%。填隙物平均体积分数为18.83%，水云母平均体积分数最高(9.03%)，其次为高岭石(2.2%)、硅质(2.2%)、铁方解石(2.1%)、方解石(1.6%)、绿泥石(1.4%)等。砂岩粒度较粗，粒径以细粒、中—粗粒、粗粒为主，颗粒接触方式主要为点、点—线接触，可见凹凸和缝合线接触，分选中等到差，磨圆度次棱—次圆，胶结类型主要为孔隙式。

根据1 101块样品物性分析，神木气田山1段储层孔隙度分布于4.0%～13.4%，平均为6.7%；渗透率在(0.003～2.04)×10-3μm2，平均为0.31×10-3μm2。103块铸体薄片镜下统计表明，孔隙类型复杂，岩屑溶孔含量最高，平均面孔率为0.8%，占总孔隙体积的43.85%；其次为晶间孔，平均面孔率为0.52%，占总孔隙体积的27.81%；粒间溶孔和杂基溶孔的平均面孔率均为0.18%，占总孔隙体积的9.63%；粒间孔发育最差，平均面孔率为0.17%，占总孔隙体积的9.09%。

2主要成岩作用

2.1压实压溶作用

压实压溶作用是孔隙受压变形，喉道变细的主要原因之一，物性表现为孔隙度减小、渗透性变差[12-13]。对于粒级较小，杂基和岩屑含量较高、分选较差的岩石影响程度更大。薄片镜下观察，研究区山1段储层主要的压实压溶表现形式有，颗粒受压后镶嵌紧密(图3a)，呈半定向、定向排列，接触方式由点变为线、凹凸和缝合线接触(图3b)。

2.2胶结作用

2.2.1黏土矿物胶结

根据X衍射分析，研究区山1段储层的黏土矿物包括伊利石(平均相对含量36.35%)、高岭石(平均相对含量27.18%)、绿泥石(平均相对含量19.33%)和伊/蒙间层(平均相对含量17.14%)。扫描电镜下，伊利石主要呈丝状、丝缕状充填孔喉生长(图3c)，使孔隙空间减小，流体渗流阻力增大[14]。高岭石单体主要呈假六方板状，集合体呈书页状或蠕虫状充填孔喉生长，虽然使较大孔隙割裂成为若干个小孔，但因为高岭石含量较高，提供了大量的高岭石晶间孔(图3d)，成为研究区主要的孔隙类型之一。绿泥石在扫描电镜下主要为叶片状垂直颗粒表面生长，铸体薄片下可见到颗粒表面包裹的绿泥石薄膜(图3e)，薄膜状绿泥石具有一定的抗压实能力，还可以阻止石英次生加大，使先期孔隙得以保存，但也会使本来就细小的孔喉半径减小[15-16]。

2.2.2硅质胶结

研究区山1段储层的硅质胶结主要包括石英次生加大和自生石英微晶(图3f)，石英次生加大Ⅱ、Ⅲ级普遍，一方面，石英次生加大使原生孔隙大部分丧失，储集物性变差；另一方面，硅质的刚性强，对储层的抗压实能力增强，有利于部分粒间孔隙保存[17-19]。

2.2.3碳酸盐胶结

研究区山1段储层的碳酸盐胶结物包括方解石、白云石、铁方解石和铁白云石，主要呈连生式、基底式、孔隙充填式胶结(图3g)。碳酸盐胶结物往往堵塞孔隙和喉道，使储层致密，物性变差[20-21]，且由于其溶解相对较弱，对次生孔隙的形成影响并不显著。

2.3交代作用

研究区山1段储层的交代作用主要是碳酸盐交代岩屑(图3h)，其结果往往造成原岩的成分和结构局部或全部发生变化，对于储层孔隙空间和渗流通道变化影响甚微。

图3　鄂尔多斯盆地神木气田山1段储层典型薄片和扫描电镜

a.双34，2 538.12 m，×50，颗粒受压镶嵌紧密； b.双19，2 690.34 m，颗粒线、凹凸和缝合线接触； c.双57，2 697 m，×326，蚀变状伊利石黏土充填孔喉生长形态； d.双53，2 642.56 m，高岭石充填孔喉，晶间孔发育； e.双16，2 655.57 m，薄膜状绿泥石；f.双20，2 740.5 m，×561，石英加大状紧密胶结； g.双59，2 689.15 m，方解石胶结； h.双33，2 422.45 m，方解石交代岩

屑；i.双15，2 757.04 m，岩屑溶孔

Fig.3Typical thin sections and SEM of samples from the first member of Shanxi Formation in the Shenmu Gas Field, the Ordos Basin

2.4溶解作用

溶解作用是研究区山1段储层孔、渗条件改善的重要途径，在有机酸的作用下，砂岩中的岩屑、杂基、胶结物发生溶解。岩屑颗粒的溶解以形成粒内溶孔和粒内蜂窝状溶孔为主(图3i)，黏土杂基及胶结物溶解则主要形成杂基溶孔和粒间溶孔，溶蚀孔是山1段储层致密背景下存在相对高孔、高渗带的主要原因。

2.5成岩阶段划分

X衍射分析结果统计表明，黏土矿物多呈伊利石+伊/蒙间层+高岭石+绿泥石和伊利石+高岭石+绿泥石的组合形式出现，伊/蒙间层含量介于0～37%，平均为17.14%；石英次生加大Ⅱ、Ⅲ级普遍，可见铁方解石和铁白云石含铁碳酸盐矿物，孔隙类型以次生溶蚀孔为主。35块样品的包裹体均一温度最低在99.8～174.6 ℃，平均为138.96 ℃；Ro值分布于1.0%～2.0%，平均为1.47%。根据碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T5477-2003)，研究区山1段储层目前处于中成岩A期—B期。

3成岩相定量划分参数

本文主要以成岩作用参数和测井参数作为成岩相定量划分的依据，以大量铸体薄片镜下统计分析得到的压实率、胶结率、溶解率和胶结物类型、孔隙类型来定义成岩相类型，对于缺少薄片的井，以不同成岩相的测井识别标准来进行划分。

3.1成岩作用参数

3.1.1压实率(Co)

压实率定量评价了原始孔隙空间被压实的程度，与储层原始孔隙度、填隙物体积、面孔率及次生孔隙体积密切相关，一般用下式计算[9,22-23]：

Co=[(V0-V)/V0]×100%

V0=20.91+22.90/S0

式中：V0为原始孔隙体积；S0为特拉斯克分选系数，其值为粒度累积曲线上25%的粒径与75%的粒径之商的开方[24]；V为压实后粒间体积，包括孔隙体积、胶结物体积和泥质杂基微孔体积，通过薄片统计得到。一般情况，Co≥70%表明压实程度强，30%

根据103块样品的薄片计算，研究区山1段储层的压实率介于20.83%～74.55%，平均为43.08%，主要分布在30%～60%，以中等压实为主，局部发育弱和强压实。

3.1.2胶结率(Ce)

胶结作用对孔隙的影响程度可通过胶结率来定量评价，通过下式进行估算：

Ce=(胶结物体积/(胶结物体积+粒间孔隙体积))×100%

胶结物体积和粒间孔隙体积主要是通过岩石薄片统计得到[9,22-23]。Ce≥70%代表胶结程度强，30%

计算结果表明，研究区山1段储层的胶结率在16.96%～79.16%，平均为51.27%，主要分布在40%～60%，以中等胶结为主，含少量弱和强胶结。

3.1.3溶解率(S)

溶解作用对孔隙发育程度的影响可通过溶解率来定量评价，通过下式进行估算[2,19]：

S=(溶解孔隙体积/总孔隙体积)×100%

其中，溶解孔隙体积包括粒间溶孔体积和粒内溶孔体积，总孔隙体积包括原生孔隙体积、溶解孔隙体积，溶解孔隙体积和总孔隙体积主要是通过镜下薄片估算得到[9,22-23]。一般，S≥60%反映强溶解，25%

研究区山1段储层的溶解率在23.11%～100%，平均为63.10%，主要分布在40%～80%，以中等和强溶解为主。

3.2成岩相类型

根据上述成岩作用参数分布范围，研究区山1段储层以中等压实、中等胶结和中等—强溶解为主，胶结物主要是黏土矿物、硅质和碳酸盐，黏土矿物主要是伊利石、高岭石和绿泥石。根据成岩作用强度、胶结类型、孔隙类型及其组合与发育程度，可划分出5种成岩相，即：(1)中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相；(2)中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相；(3)中等压实硅质胶结相；(4)强压实碳酸盐胶结相；(5)强压实压溶相。

3.3成岩相测井识别标准

(1)中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相的岩性主要为岩屑石英砂岩，粒度较粗，孔隙发育程度高，自然伽马测井曲线表现为箱型、钟型低值(图4a，3i)。根据41口井的样品数据点统计，GR分布范围为45～90 API；深侧向电阻率中—高值，介于70～95 Ω·m；声波时差高值，为220～235 μs/m；低—中等密度特征明显，介于2.40～2.55 g/cm3，粒间孔发育程度高时，密度测井曲线也会出现明显指状低值，密度可小于2.1 g/cm3。

图4　鄂尔多斯盆地神木气田不同成岩相的测井响应特征

(2)受粒度变细和岩屑含量增高的影响，中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相的自然伽马测井值略高于中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相(图4b，3d)，一般介于55～95 API，有时也可达到100 API；深侧向电阻率中—高值，但要略小于中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相，为55～90 Ω·m；声波时差表现为高值，分布于215～225 μs/m，密度值略高于中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相(介于2.45～2.60 g/cm3)。

(3)中等压实硅质胶结相的孔隙发育程度差异大，典型特征是测井值分布范围宽。由于石英含量增加，导致电阻率升高(图4c，3f)，深侧向电阻率主要分布于80～115 Ω·m；自然伽马低值特征明显(40～80 API)，声波时差最小为205 μs/m，最高为220 μs/m；密度中—高值，为2.50～2.70 g/cm3。

(4)受碳酸盐含量增高的影响，强压实碳酸盐胶结相表现为中—高自然伽马、高电阻率、低声波时差、高密度的典型特征。该成岩相在纵向上主要以夹层的形式出现(图4d，3g)，自然伽马介于90～115 API，深侧向电阻率大于100 Ω·m，最高可达120 Ω·m；声波时差一般小于210 μs/m，大于195 μs/m；密度介于2.60～2.75 g/cm3。

(5)强压实压溶相的岩屑、软组分含量高、粒度细，表现为高自然伽马(110～150 API)、低—中等电阻率(40～70 Ω·m)、低声波时差(200～215 μs/m)和中—高密度(2.55～2.65 g/cm3)的特点(图4e，3a)。

4成岩相分布及其特征

基于上述不同成岩相的测井响应特征和成岩作用参数(压实率、胶结率和溶解率)，建立了成岩相多参数定量识别标准(表1)。以砂地比大小来反映沉积微相，并控制成岩相边界，按照这一标准，完成研究区山1段储层成岩相评价(图5)，成岩相分布与沉积微相之间存在良好的对应关系，有利成岩相中的中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相和中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相主要分布于优势沉积微相(分流河道微相)，而强压实碳酸盐胶结相和强压实压溶相则主要分布于河道侧翼微相。

4.1中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相

该成岩相主要分布于分流河道中间、砂体厚度大、砂地比高的区域，颗粒接触方式主要为点和点—线接触，受岩性、粒度、分选、磨圆和胶结物类型及其含量的影响，加之绿泥石薄膜的抗压实能力较强，压实率介于30%～70%，平均为39.85%；胶结率介于30%～70%，平均为44.41%；溶解率大于60%，平均为80.95%。溶蚀孔发育程度最高，其次为粒间孔，平均面孔率2.1%；物性好，平均孔隙度为7.85%，平均渗透率为0.61×10-3μm2；孔喉半径分布范围宽，大孔喉含量高，试气无阻流量大于5.73×104m3/d。

表1　鄂尔多斯盆地神木气田山1段储层成岩相分类参数

注：Ⅰ为中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相；Ⅱ为中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相；Ⅲ为中等压实硅质胶结相；Ⅳ为强压实碳酸盐胶结相；Ⅴ为强压实压溶相。

图5　鄂尔多斯盆地神木气田山1段储层成岩相平面分布

4.2中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相

高岭石含量高为该成岩相的晶间孔发育提供了条件，主要分布于分流河道中间和边部，与中等压实伊利石、绿泥石胶结—粒间孔+溶蚀孔相比较，该成岩相的岩屑含量略高，粒度略细，颗粒接触方式仍主要为点和点—线接触，可见少量凹凸接触。压实程度略高，压实率介于30%～70%，平均为42.13%；胶结率介于30%～70%，平均为48.16%；溶解率大于60%，平均为71.19%。孔隙类型主要是溶蚀孔，其次为晶间孔，平均面孔率1.9%；物性较好，平均孔隙度为7.21%，平均渗透率为0.43×10-3μm2；孔喉半径分布范围较宽，大孔喉含量较高，试气无阻流量大于2.61×104m3/d。

4.3中等压实硅质胶结相

虽然该成岩相主要分布于砂体厚度较薄的分流河道边部，但石英次生加大增强了砂岩的抗压实能力，使得少量粒间孔得以保存，也为后期的有机酸进入提供了通道，发育一定量的溶蚀孔，加之伊利石、伊蒙间层、高岭石等黏土矿物充填，发育少量晶间孔。颗粒接触方式为点—线接触、凹凸接触，可见缝合线接触。压实率介于30%～70%，平均为49.13%；胶结率介于30%～70%，平均为63.31%；溶解率介于25%～60%，平均为42.17%；孔隙类型丰富，孔隙发育程度差异大，平均面孔率为1.1%；物性较差，平均孔隙度为6.05%，平均渗透率为0.16×10-3μm2；孔喉半径分布范围较窄，小孔喉含量较高，试气无阻流量大于1.06×104m3/d。

4.4强压实碳酸盐胶结相

平面上，该成岩相主要分布于分流河道侧翼，纵向上，多数井中以碳酸盐致密夹层形式存在。压实率大于70%，平均为71.21%，胶结率大于70%，平均为74.33%，溶解率小于25%，平均为7.31%。因为早期粒间孔被方解石充填，而后期溶蚀孔又被含铁碳酸盐充填，致使孔隙发育很差，以微孔为主，可见少量溶蚀孔，平均面孔率仅为0.4%；物性很差，平均孔隙度仅为4.3%，平均渗透率为0.005×10-3μm2；孔喉半径分布范围窄，小孔喉含量高。

4.5强压实压溶相

在分流河道侧翼微相广泛发育该成岩相，因为压实过程中大量的软组分变形使原生孔隙大量减少，随着埋深的增加和温度的升高，水云母可进一步向绢云母转化，局部发生塑性流动，使物性变差[20]。颗粒以线接触为主、可见凹凸和缝合线接触，压实率大于70%，平均为72.04%；胶结率大于70%，平均为72.74%，溶解率介于25%～60%，平均为37.25%；孔隙发育程度较差，主要是溶蚀孔和少量晶间孔、粒间孔，平均面孔率为0.8%；平均孔隙度为5.11%，平均渗透率为0.09×10-3μm2；孔喉半径分布范围窄，小孔喉含量高，试气无阻流量一般小于0.5×104m3/d。

5结论

(1)研究区山1段储层岩性为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，粒径以细粒、中—粗粒、粗粒为主，分选中等到差，磨圆度次棱—次圆；岩屑溶孔含量最高，其次为晶间孔、粒间溶孔和杂基溶孔，粒间孔发育最差。

(2)研究区山1段储层经历了压实压溶作用，黏土矿物胶结、硅质胶结和碳酸盐胶结作用、交代作用和溶解作用，以中等压实、中等胶结和中等—强溶解为主，根据多项指标，目前处于中成岩A期—B期。

(3)依据成岩作用强度、胶结类型、孔隙类型及其组合与发育程度，研究区山1段储层可划分出中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相、中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相、中等压实硅质胶结相、强压实碳酸盐胶结相和强压实压溶相，不同成岩相的测井响应特征存在明显差异。

(4)分布于三角洲平原分流河道微相的中等压实伊利石、绿泥石胶结—溶蚀孔+粒间孔相和中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相具有物性好、孔隙发育程度高、孔喉分布范围宽、大孔喉含量高和试气无阻流量高的特点，成为山1段储层的有利成岩相。

参考文献:

[1]蒙晓灵,张宏波,冯强汉,等.鄂尔多斯盆地神木气田二叠系太原组天然气成藏条件[J].石油与天然气地质,2013,34(1):37-41.

Meng Xiaoling,Zhang Hongbo,Feng Qianghan,et al.Gas accumulation conditions of the Permian Taiyuan Formation in Shenmu gas field,Ordos Basin[J].Oil & gas Geology,2013,34(1):37-41.

[2]邹才能,陶士振,周慧,等.成岩相的形成、分类与定量评价方法[J].石油勘探与开发,2008,35(5):526-540.

Zou Caineng,Tao Shizhen,Zhou Hui,et al.Genesis,classification and evaluation method of diagenetic facies[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(5):526-540.

[3]张金亮,张鹏辉,谢俊,等.碎屑岩储集层成岩作用研究进展与展望[J].地球科学进展,2013,28(9):957-967.

Zhang Jinliang,Zhang Penghui,Xie Jun,et al.Diagenesis of clastic reservoirs:advances and prospects[J].Advances in Earth Science,2013,28(9):957-967.

[4]张海涛,时卓,石玉江,等.低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法：以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例[J].石油与天然气地质,2012,33(2):256-264.

Zhang Haitao,Shi Zhuo,Shi Yujiang,et al.Diagenetic facies types and logging identification methods for low-permeability tight sandstone reservoirs:a case study on the 8thmember of Xiashihezi Formation in Sulige gas field,Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2012,33(2):256-264.

[5]柴毓,王贵文,赖锦.四川安岳地区须二段致密砂岩储层成岩相特征及测井识别[J].地球科学与环境学报,2014,36(3):38-51.

Chai Yu,Wang Guiwen,Lai Jin.Diagenetic facies characteristics and logging recognition of tight sandstone reservoir in Xu-2 Section of Anyue Area, Sichuan[J].Journal of Earth Sciences and Environment,2014,36(3):38-51.

[6]师调调,孙卫,张创,等.鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6储层成岩相及微观孔隙结构[J].现代地质,2012,26(4):769-777.

Shi Tiaotiao,Sun Wei,Zhang Chuang,et al.Diagenetic facies and micro-pore structure of Chang 6 reservoir in Yanchang Formation,Huaqing area,Ordos Basin[J].Geoscience,2012,26(4):769-777.

[7]宫雪,沈武显,李文厚,等.苏里格气田苏77区块特低渗储层成岩相识别及分布规律研究[J].石油实验地质,2014,36(3):291-298.

Gong Xue,Shen Wuxian,Li Wenhou,et al.Diagenetic facies identification and distribution study of ultra-low permeability reservoir in Su77 block of Sulige Gas Field[J].Petroleum Geology & Experiment,2014,36(3):291-298.

[8]石玉江,肖亮,毛志强,等.低渗透砂岩储层成岩相测井识别方法及其地质意义：以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段储层为例[J].石油学报,2011,32(5):820-828.

Shi Yujiang,Xiao Liang,Mao Zhiqiang,et al.An identification method for diagenetic facies with well logs and its geological significance in low-permeability sandstones:a case study on Chang 8 reservoirs in the Jiyuan region,Ordos Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2011,32(5):820-828.

[9]赖锦,王贵文,王书南,等.碎屑岩储层成岩相研究现状及进展[J].地球科学进展,2013,28(1):39-50.

Lai Jin,Wang Guiwen,Wang Shu’nan,et al.Research status and advances in the diagenetic facies of clastic reservoirs[J].Advances in Earth Science,2013,28(1):39-50.

[10]马海勇,周立发,张小刚,等.鄂尔多斯盆地姬塬地区长8储层成岩作用与有利成岩相研究[J].石油实验地质,2013,35(4):378-383.

Ma Haiyong,Zhou Lifa,Zhang Xiaogang,et al.Diagenesis and favorable diagenetic facies of Chang8 reservoir in Jiyuan area of Ordos Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2013,35(4):378-383.

[11]付晶,吴胜和,付金华,等.鄂尔多斯盆地陇东地区延长组储层定量成岩相研究[J].地学前缘,2013,20(2):86-97.

Fu Jing,Wu Shenghe,Fu Jinhua,et al.Research on quantitative diagenetic facies of the Yanchang formation in Longdongarea,Ordos basin[J].Earth Science Frontiers,2013,20(2):86-97.

[12]何周,史基安,唐勇,等.准噶尔盆地西北缘二叠系碎屑岩储层成岩相与成岩演化研究[J].沉积学报,2011,29(6):1069-1078.

He Zhou,Shi Ji’an,Tang Yong,et al.Characteristics of diagenesis and diagenetic facies of Permian clastic reservoir in northwest margin of Junggar basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2011,29(6):1069-1078.

[13]牛海青,陈世悦,张鹏,等.准噶尔盆地乌夏地区二叠系碎屑岩储层成岩作用与孔隙演化[J].中南大学学报:自然科学版,2010,41(2):749-758.

Niu Haiqing,Chen Shiyue,Zhang Peng,et al.Agenesis and porosity evolution of Permian reservoir in Wu-Xia area,Junggar Basin[J].Journal of Central South University:Science and Technology,2010,41(2):749-758.

[14]孟万斌,吕正祥,冯明石,等.致密砂岩自生伊利石的成因及其对相对优质储层发育的影响：以川西地区须四段储层为例[J].石油学报,2011,32(5):783-790.

Meng Wanbin,Lü Zhengxiang,Feng Mingshi,et al.The origin of authigenic illite in tight sandstones and its effect on the formation of relatively high-quality reservoirs:a case study on sandstones in the 4th member of Xujiahe Formation,western Sichuan Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2011,32(5):783-790.

[15]张霞,林春明,陈召佑.鄂尔多斯盆地镇泾区块上三叠统延长组砂岩中绿泥石矿物特征[J].地质学报,2011,85(10):1659-1671.

Zhang Xia,Lin Chunming,Chen Zhaoyou.Characteristics of chlorite minerals from Upper Triassic Yanchang Formation in the Zhenjing area,Ordos basin[J].Acta Geologica Sinica,2011,85(10):1659-1671.

[16]刘金库,彭军,刘建军,等.绿泥石环边胶结物对致密砂岩孔隙的保存机制：以川中—川南过渡带包界地区须家河组储层为例[J].石油与天然气地质,2009,30(1):53-58.

Liu Jinku,Peng Jun,Liu Jianjun,et al.Pore-preserving mechanism of chlorite rims in tight sandstone:an example from the T3x Formation of Baojie area in the transitional zone from the central to southern Sichuan basin[J].Oil & Gas Geology,2009,30(1):53-58.

[17]谭晨曦,李文厚,张慧元,等.河流相致密砂岩储层成岩作用及其对储层的影响：以大牛地气田下石盒子组砂岩储层为例[J].矿物学报,2011,31(2):211-220.

Tan Chenxi,Li Wenhou,Zhang Huiyuan,et al.Diagenesis and its influence on reservoir quality of fluvial dense sandstone:a case study on the Xiashihezi Formation in Daniudi gas field,Ordos Basin,China[J].Acta Mineralogica Sinica,2011,31(2):211-220.

[18]徐深谋,林春明,王鑫峰,等.鄂尔多斯盆地大牛地气田下石盒子组盒2-3段储层成岩作用及其对储层物性的影响[J].现代地质,2011,25(5):909-916.

Xu Shenmou,Lin Chunming,Wang Xinfeng,et al.Diagenesis and its effect on reservoir of member 2-3 of the lower Shihezi Formation in Daniudi gas field,Ordos basin[J].Geoscience,2011,25(5):909-916.

[19]高辉,李天太,徐自强,等.特低渗透致密砂岩气藏的成岩相及其差异性研究：以苏里格气田苏东41-33区盒8段储层为例[J].兰州大学学报:自然科学版,2012,48(5):15-22.

Gao Hui,Li Tiantai,Xu Ziqiang,et al.Diagenetic facies and their differences of extra low permeable and tight sandstone gas reservoirs:taking the He 8 reservoir of Sudong 41-33 area in Sulige gas field as an example[J].Journal of Lanzhou University:Natural Sciences,2012,48(5):15-22.

[20]高辉,李天太,解永刚,等.三角洲前缘亚相致密砂岩储层的成岩作用与有利成岩相带:以鄂尔多斯盆地子洲气田山23段砂岩为例[J].现代地质,2013,27(2):373-381,388.

Gao Hui,Li Tiantai,Xie Yonggang,et al.Diagenesis and favorable diagenetic facies of tight sandstone reservoir in delta front subfacies:a case study on the Shan23sandstone of Zizhou gas field in Ordos Basin[J].Geoscience,2013,27(2):373-381,388.

[21]季汉成,翁庆萍,杨潇.鄂尔多斯盆地安塞—神木地区山西组成岩与沉积相耦合关系[J].石油勘探与开发,2009,36(6):709-717.

Ji Hancheng,Weng Qingping,Yang Xiao.Coupling of diagenesis and sedimentary facies of Shanxi Formation in An'sai-Shenmu,Ordos basin[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(6):709-717.

[22]楚美娟,郭正权,齐亚林,等.鄂尔多斯盆地延长组长8储层定量化成岩作用及成岩相分析[J].天然气地球科学,2013,24(3):477-484.

Chu Meijuan,Guo Zhengquan,Qi Yalin,et al.Quantitative diagenesis and diagenetic facies analysis on Chang 8 reservoir of Yanchang Formation in Ordos basin[J].Natural Gas Geoscience,2013,24(3):477-484.

[23]王秀平,牟传龙.苏里格气田东二区盒8段储层成岩作用与成岩相研究[J].天然气地球科学,2013,24(4):678-689.

Wang Xiuping,Mou Chuanlong.Diagenesis and diagenetic facies of reservoir in He8 section of Shihezi Formation in east Ⅱ part of Sulige gas field[J].Natural Gas Geoscience,2013,24(4):678-689.

[24]张创,孙卫,高辉,等.基于铸体薄片资料的砂岩储层孔隙度演化定量计算方法：以鄂尔多斯盆地环江地区长8储层为例[J].沉积学报,2014,32(2):365-375.

Zhang Chuang,Sun Wei,Gao Hui,et al.Quantitative calculation of sandstone porosity evolution based on thin section data:a case study from Chang 8 reservoir of Huanjiang area,Ordos basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2014,32(2):365-375.

(编辑黄娟)

gas reservoirs based on multi-parameter evaluation:

A case study of the first member of Shanxi Formation in the Shenmu Gas Field,Ordos Basin

Gao Hui1, Fan Zhiqiang2, Wen Kaifeng2, Li Tiantai1, Yang Ling1

(1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;

2.No.2GasProductionPlantofChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Yulin,Shaanxi719000,China)

Abstract:Diagenesis types, intensity and facies were evaluated using a variety of laboratoryresults and logging data in order to explore the quantitative classification method of diagenetic facies in tight sandstone gas reservoirs. Diagenetic facies classification standardswere established based on diagenesis and logging parameters. The basic characteristics of different diagenetic facies were elaborated taking the first member of Shanxi Formation in the Shenmu Gas Field in the Ordos Basin as an example.Dissolved pores, intercrystalline pores and small amounts of intergranular pores developed in the first member of Shanxi Formation in the study area. The formation is characterizedby medium compaction (locally weak or strong compaction), medium cementation (locally weak or strong cementation), and medium to strong dissolution. Five diagenetic facies weredefinedaccording to diagenesis intensity, cementation and pore types.Furthermore, diagenetic facies could be effectively recognized based on natural gamma ray logging, deep lateral resistivity logging, density logging and acoustic logging.The distribution of favorable diagenetic facies was controlled by advantageous sedimentary microfacies. Obvious differences appear among different diagenetic facies. Moderate compaction illite, dissolution pore + intergranular pore facies with eitherchloriteor kaolinite cementation, distributed in distributary channel microfacies of delta plains are favorable diagenetic facies in the study area.

Key words:quantitative classification; diagenetic facies; diagenesis; multi-parameter evaluation; first member of Shanxi Formation; Shenmu Gas Field; Ordos Basin

基金项目:国家自然科学基金“特低渗透双重介质砂岩微观孔隙结构的定量表征”(41102081)和陕西省科技统筹创新工程“致密砂岩油藏水驱后生产动态特征研究”(2014KTZB03-02-01)项目资助。

作者简介：高辉(1979—)，男，副教授，从事油气田地质与开发、测井储层评价。E-mail: ghtopsun1@163.com。

收稿日期：2014-11-13；

修订日期：2015-09-23。

中图分类号：TE132.2

文献标志码：A

文章编号：1001-6112(2015)06-0781-08doi：10.11781/sysydz201506781