李锦，杜向前，李佳樽，路勇，田育红，高辉

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006；3.中国石油煤层气有限责任公司，北京100028；4.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

基于多参数定量评价的低渗透砂岩成岩相划分
——以鄂尔多斯盆地张韩地区长21储层为例

李锦1，杜向前2，李佳樽3，路勇2，田育红2，高辉4

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006；3.中国石油煤层气有限责任公司，北京100028；4.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

为探索定量划分成岩相的方法，以鄂尔多斯盆地张韩地区长21储层为研究对象，依据大量的化验分析资料，从成岩作用强度参数、孔隙发育程度参数的角度出发，建立适用于研究区的成岩相定量划分标准，阐述了不同成岩相的特征差异。结果表明：研究区长21储层岩性为岩屑长石砂岩和少量长石砂岩，压实率中等为主，含少量弱和强压实；胶结率中等含量最高，局部发育弱和强胶结；溶解率中等—强，分布少量弱溶解。基于成岩作用参数和孔隙发育程度参数的定量对比评价，考虑孔隙的组合关系和黏土矿物类型，划分出5种成岩相。不同成岩相特征差异大，弱—中等压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相的孔隙最发育、孔喉配置关系好、物性好、单井产量高，是最有利的成岩相带。

定量划分；成岩相；成岩作用；孔隙结构；低渗透砂岩；鄂尔多斯盆地

成岩作用最终决定储集层性能的优劣［1-2］。成岩相是研究储集体形成机理、空间分布、定量评价与优质储层预测的重要理论依据［3-4］。目前，多数学者集中于对成岩作用特征及其对储集层孔隙发育程度和孔隙度演化的影响方面的研究，对成岩相的命名、划分方案缺乏统一认识，对定量评价较为薄弱［5-10］。鉴于此，笔者以鄂尔多斯盆地张韩地区长21储层为研究对象，基于大量的物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、图像粒度资料和高压汞测试结果，通过实验数据体的系统对比分析，筛选表征成岩作用类型和强度的主要参数，从成岩作用强度参数、孔隙发育程度参数的角度出发，建立适用于研究区的成岩相定量划分标准。在此基础上，阐述不同成岩相的特征差异。

1　储层基本特征

张韩地区位于陕西省定边县境内，大地构造位置处于陕甘宁盆地陕北斜坡中部西段，是延长油区定边油田东扩上产的重要潜力区，长21储层是主力含油层之一，油藏埋深在1 700～2 000 m。前人主要针对研究区和邻区的沉积环境、储层特征做了一些研究［11-12］，认为长21储层发育1套曲流河三角洲平原沉积，沉积微相以分流河道、河道侧翼和分流间洼地为主。

岩石薄片镜下鉴定表明：研究区长21储层岩性以中粒岩屑长石砂岩为主，含少量中—细粒长石砂岩和细—中粒长石砂岩，石英体积分数24.50%～46.00%，平均39.13%；长石体积分数24.00%～58.00%，平均34.65%；岩屑体积分数7.50%～28.00%，平均13.59%，以火成岩、变质岩屑为主，沉积岩屑分布很少。粒径分布于0.2～0.4 mm，磨圆度为次棱角状，分选好，胶结类型包括加大-孔隙、孔隙-薄膜和薄膜-孔隙。填隙物平均体积分数为9.93%，主要为黏土矿物（平均体积分数4.05%）和碳酸盐胶结物（平均体积分数4.16%）。

岩心物性分析表明：长21储层孔隙度最大为22.45%，最小为5.11%，平均14.57%；渗透率分布于0.05×10-3～58.34×10-3μm2，平均为11.81×10-3μm2，属典型的低渗透储层。

2　成岩作用及其特征

2.1压实作用

压实作用是储层孔隙体积减小，孔隙度降低，渗透性变差的主要原因之一［13-14］。研究区长21储层的压实作用主要表现为，颗粒受压后由点接触变为点-线接触、线接触，呈半定向、定向排列（见图1a），云母等软组分受压变形，或呈假杂基充填孔隙（见图1b），分流河道微相压实程度整体要弱于河道侧翼。

图1　研究区典型成岩作用照片

2.2胶结作用

2.2.1黏土矿物胶结

根据X衍射结果，研究区长21储层的黏土矿物包括高岭石（平均相对体积分数49.76%）、绿泥石（平均相对体积分数16.12%）、伊利石（平均相对体积分数12.93%）和伊蒙间层（平均相对体积分数21.18%）。薄片下观察发现，高岭石充填割裂大孔隙后产生大量的晶间孔（见图1c），但因为高岭石晶间孔一般很小［15］，流体渗流阻力很大，其结果往往造成储层孔隙度减小，渗透性变差，非均质性增强。

绿泥石产状以早期薄膜式为主，扫描电镜下绿泥石多呈针状和针叶状集合体沿颗粒呈环状分布，向孔隙中心生长，形成绿泥石薄膜（见图1d）。薄片下观察发现，绿泥石膜发育部位粒间孔保存较好，这是因为绿泥石膜可在一定程度上增强岩石的抗压实能力，起到保护原生粒间孔隙的作用［16-19］。

而少量丝状、丝缕状充填孔喉生长的伊利石常常会分割孔隙和喉道［20］，形成黏土矿物束缚孔隙（见图1e）。其在喉道中分布相对集中时也可完全堵塞喉道，不仅使孔隙空间减小，而且使渗流能力下降。

2.2.2硅质胶结

研究区长21储层的硅质胶结以早期石英次生加大和晚期自生石英微晶为主，石英次生加大边是溶解于地层水中的硅质以石英碎屑表面为基底生长而形成的［21］。薄片下可观察到石英次生加大Ⅱ—Ⅲ级普遍（见图1f），石英次生加大使孔隙空间进一步压缩，而自生石英微晶则充填孔喉后，喉道更加迂回曲折，流体渗流阻力增大，渗流能力变差。

2.2.3碳酸盐胶结

研究区长21储层的碳酸盐胶结作用普遍存在，有些井点碳酸盐胶结物平均体积分数可达25%，胶结物以铁方解石、方解石为主，可见少量白云石和铁白云石，具有明显的多期次形成特征。早成岩后期—中成岩期，随着Fe2+，Mg2+金属阳离子结合到方解石或白云石胶结物晶格中［15，22］，形成了晶型较好且洁净的铁方解石和铁白云石（见图1g），碳酸盐胶结部分或完全充填孔隙堵塞喉道，使孔隙空间明显减小，甚至使喉道封闭，储层致密。

2.3交代作用

长21储层主要的交代作用是胶结物交代碎屑，薄片下观察可见铁方解石交代岩屑（见图1g），高岭石交代薄膜状绿泥石。纯粹的矿物交代虽然对储层物性影响不大［23］，但对储层的潜在敏感性有重要影响［24］。

2.4溶解作用

溶解作用是储层重新“焕发活力”、溶蚀孔隙发育的重要因素［18］。研究区长21储层被溶解的物质主要是长石、岩屑和少量的方解石胶结物。薄片下被溶长石往往具有港湾状或锯齿状边缘及粒间溶孔、粒内溶孔（见图1h），岩屑沿着易溶物的方向溶蚀，常见斑点状或蜂窝状溶孔（见图1i）。溶蚀孔是研究区长21储层最重要的孔隙类型，对于改善储集性能起到了重要作用，也是低孔、低渗背景下存在相对高渗带的主要原因之一。

3　成岩相定量划分参数

3.1成岩作用强度参数

3.1.1压实率

压实率（Co）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［3，24］。根据计算，研究区长21储层压实率最小为19.86%，最大89.35%，平均为54.11%，参考成岩作用强度划分标准［25］，以中等压实（30%～70%）为主，含少量强压实（＞70%）和弱压实（＜30%）（见图2），弱压实和中等压实主要分布在分流河道微相，强压实则主要在河道侧翼微相发育。

3.1.2胶结率

胶结作用对储层孔隙的影响程度可通过胶结率（Ce）来定量评价。经计算，胶结率分布于12.50%～99.06%，平均为54.35%，以中等胶结（30%～70%）为主，局部发育弱胶结（＜30%）和强胶结（＞70%）（见图2），强胶结主要是碳酸盐胶结物体积高引起，中等胶结与高岭石发育有关。

图2　成岩作用参数分布

3.1.3溶解率

溶解作用对储层孔隙发育程度的影响可通过溶解率（S）来定量评价。溶解率最小为11.83%，最高可达100%，平均为55.20%。强溶解（＞60%）分布最高，其次为中等溶解（25%～60%），弱溶解（＜25%）分布少（见图2），弱溶解主要与较高的碳酸盐胶结物充填有关。

3.2孔隙发育程度参数

根据铸体薄片镜下统计，研究区长21储层的孔隙类型包括粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔和晶间孔，孔隙组合类型主要为粒间孔+溶蚀孔和粒间孔+溶蚀孔+晶间孔型。粒间孔绝对体积分数最小为0.10%，最大为10.50%，平均2.99%，主要分布于1.00%～3.00%；溶蚀孔（包括粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔）的绝对体积分数0.20%～8.00%，平均为4.35%，其中3.00%～8.00%的体积分数最高，其次为5.00%～7.00%；晶间孔绝对体积分数最小为0，最大为1.80%，平均0.54%，小于0.30%的最高。丰富的孔隙类型在改善储层性能的同时，也增加了微观孔隙结构非均质性，造成了不同成岩相的孔隙结构特征差异。

3.3成岩相类型

根据研究区的成岩作用参数和孔隙发育程度参数，考虑孔隙类型的组合关系和黏土矿物类型，突出不同成岩相的主要孔隙类型，采用成岩作用强度+胶结物类型+孔隙类型的复合命名方式，研究区长21储层的成岩相可划分为弱—中等压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相，中等压实绿泥石、高岭石胶结-少量粒间孔+溶蚀孔+晶间孔相，中等压实绿泥石、伊利石胶结-溶蚀孔相，中等—强压实充填相和中等—强压实碳酸盐胶结致密相。基于上述分析，建立了不同成岩相的划分标准（见表1）（表1中：Pi为粒间孔，Pc为溶蚀孔，Pic为晶间孔），对于存在参数叠合区的Ⅲ，Ⅳ类成岩相，还需参考总面孔率和胶结物参数进行划分。

表1　成岩相划分标准%

4　成岩相分布及其特征差异

在前人成岩相研究方法的基础上［1-3，15，19］，综合成岩作用定量参数划分标准，以砂地比来反映沉积微相，并控制成岩相边界，单井点以优势成岩相来确定，以高压压汞测试结果来反映不同成岩相的微观特征参数差异，以现场试油、生产数据来验证划分结果的可靠性，得到研究区长21储层的成岩相平面分布图（见图3）。

图3　成岩相平面分布

4.1弱—中等压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相

该成岩相主要分布于分流河道微相中间的厚砂体中，砂地比大于0.5，石英体积分数高、颗粒分选好、粒度粗；胶结物中绿泥石体积分数高于其他成岩相，薄膜状绿泥石提高了岩石的抗压实能力，也为酸性流体进入提供了顺畅的通道。故压实程度弱—中等，胶结程度以中等为主，含少量弱胶结；孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主，含少量晶间孔，虽然溶蚀孔平均面孔率为5.25%，但因为孔隙发育程度高、总面孔率大，溶蚀孔所占比例较小，溶解率最大为59.26%，最小为26.92%，表现为中等溶解；储层物性好，孔隙度最高可达22.45%，渗透率最高为58.34×10-3μm2；压汞曲线表现为排驱压力低（平均为0.10 MPa）、进汞曲线平台段短（反应较差的孔喉分选性，平均分选系数3.04）的特点，孔喉半径分布范围宽（0.02～16.15 μm），大孔喉体积高，2.52～16.15 μm孔喉贡献了95%的渗流能力（见图4）；良好的孔喉配置为油气富集提供了条件，成为研究区最有利的成岩相，单井日产油量一般大于8.7 t。

图4　不同成岩相的孔隙结构特征

4.2中等压实绿泥石、高岭石胶结-少量粒间孔+溶蚀孔+晶间孔相

该成岩相主要分布于分流河道微相中间和分流河道微相边部，砂地比一般为0.3～0.7，石英体积分数较高，颗粒分选较好，粒度较粗；绿泥石体积分数低于弱压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相，压实程度、胶结程度以中等为主；粒间孔和溶蚀孔发育程度均差于弱压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相，但因孔隙发育程度整体变差，故溶蚀孔相对体积分数较高，溶解程度表现为中等—强；此外，受高岭石体积增高的影响，晶间孔发育（面孔率最高可达1.8%）；物性较好，孔隙度分布于11.8%～21.7%，渗透率5.34×10-3～16.32×10-3μm2；压汞曲线上排驱压力较低（平均为0.23 MPa），进汞曲线平台段较短，因为粒间孔体积分数降低，而溶蚀孔和晶间孔体积分数增加，孔喉差异减小，故孔喉分选系数（平均分选系数2.63）要小于弱压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相，但孔喉半径分布范围变窄（0.02～6.14 μm），大孔喉体积减小，渗透性主要由0.64～6.14 μm范围的孔喉来贡献（见图4）。单井日产油量一般大于4.2 t，是研究区主要的次有利成岩相带之一。

4.3中等压实绿泥石、伊利石胶结-溶蚀孔相

该成岩相主要分布于分流河道微相中间部位和分流河道微相边部，压实程度中等，胶结程度中等。与中等压实绿泥石、高岭石胶结-少量粒间孔+溶蚀孔+晶间孔相不同，该成岩相的长石体积分数高，为溶蚀孔发育提供了物质基础，但绿泥石和高岭石体积分数降低，粒间孔和晶间孔发育程度变差，溶蚀孔是最主要的孔隙类型，占总孔隙体积的72.51%，溶解率大于60.%，表现为强溶解。物性略差，孔隙度介于11.00%～17.50%，渗透率最小为1.67×10-3μm2，最大为8.69×10-3μm2；进汞曲线的排驱压力较高（平均为0.72 MPa），平台段较长，反映孔喉差异较小，孔喉分选较好（平均分选系数2.32）；根据统计，孔喉半径分布为0.02～1.63 μm，渗透性主要由0.25～1.63 μm的孔喉来贡献（见图4），单井日产油大于2.8 t。

4.4中等—强压实充填相

该成岩相主要分布于河道侧翼微相，个别井点分布于分流河道边部。受沉积时水动力条件弱的影响，岩屑体积高、颗粒细、分选差、软组分体积高，抗压实能力弱，压实程度中等—强，胶结程度中等—强。孔隙整体发育程度差，仍以溶蚀孔为主，其次为粒间孔和少量晶间孔，因溶蚀孔所占比例较高，故溶解率一般大于25%，溶解程度以中等为主，分流河道边部发育少量强溶解。储层物性较差，孔隙度最小为6.40%，最大为15.20%，渗透率差异大，为0.09×10-3～4.91×10-3μm2；排驱压力高（平均为1.16 MPa），进汞曲线平台段较长，反映较好的孔喉分选（平均分选系数2.20）；孔喉半径分布范围窄（0.02～1.02 μm），小孔喉含量高，0.16～1.02 μm的孔喉贡献了95%以上的渗透性（见图4），单井日产油小于1.0 t，可作为潜力开发区。

4.5中等—强压实碳酸盐胶结致密相

该成岩相主要分布于分流河道微相边部和河道侧翼微相，受粒度变细、分选变差、软组分体积增高影响，压实程度增强；碳酸盐胶结物体积分数明显增高，胶结程度强，孔隙整体发育程度很差，主要为少量粒间孔、溶蚀孔和晶间孔，表现为中等—强压实、强胶结和弱溶蚀的特点。纵向上，可在部分井中见到碳酸盐夹层，测井解释一般为致密层；该成岩相物性很差，孔隙度最小为5.11%，最高仅为7.63%，渗透率分布于0.05×10-3～0.22×10-3μm2，基本无产能。

5　结论

1）研究区长21储层岩性以中粒岩屑长石砂岩、中—细粒长石砂岩和细—中粒长石砂岩为主，磨圆度为次棱角状，分选好。以中等压实为主，含少量强压实和弱压实；胶结率中等含量最高，局部发育弱胶结和强胶结；溶解率中等—强，分布少量弱溶解，强胶结和弱溶解均与碳酸盐体积分数高有关；溶蚀孔发育程度最高，其次为粒间孔，孔隙组合类型为粒间孔+溶蚀孔和粒间孔+溶蚀孔+晶间孔。

2）研究区长21储层可划分出5种成岩相，成岩相与沉积微相之间存在良好的对应关系，分布于分流河道微相中间厚砂体部位的弱—中等压实绿泥石胶结-粒间孔+溶蚀孔相，具有孔隙发育程度高，储层物性好，排驱压力低、孔喉半径分布范围宽、大孔喉含量高、单井产量高的特点，成为研究区最有利的成岩相带。中等压实绿泥石、高岭石胶结-少量粒间孔+溶蚀孔+晶间孔相和中等压实绿泥石、伊利石胶结-溶蚀孔相次之。

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（编辑赵旭亚）

Diagenetic facies classification of low permeability sandstone based on multi-parameter quantitative evaluation:taking Chang 21reservoir of Ordos Basin as an example

LI Jin1，DU Xiangqian2，LI Jiazun3，LU Yong2，TIAN Yuhong2，GAO Hui4
（1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，China；2.No.3 Oil Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Yinchuan 750006，China；3.Coalbed Methane Co.Ltd.，PetroChina，Beijing 100028，China；4.School of Petroleum Engineering，Xi′an Shiyou University，Xi′an 710065，China）

In order to explore the quantitative classification method of diagenetic facies，based on a large numberof test data，diagenesis intensity parameters，and pore development degree perspectives，quantitative classification standard suitable for the studied area is established.Taking the Chang 21reservoir of Ordos Basin as an example，the characteristics differences of diagenetic facies have been elaborated.The results show that lithology is lithic arkose and small amounts of feldspar sandstone in Chang 21reservoir with the main medium compaction，few weak compaction and strong compaction；main medium cementation，and few weak or strong cementation；medium to strong dissolution，and few weak dissolution.Five kinds of diagenetic facies are classified considering the combination relations of pore and clay mineral type on the basis of quantitative comparative evaluation of diagenesis and pore development degree parameters.There are large differences of characteristics in different diagenetic facies. Weak to medium compaction chlorite cementation，intergranular pore+dissolved pore facies is the most favorable diagenetic facies because of the developed pore，good relationship between pore and throat，good physical property，and high well production.

quantitative classification；diagenetic facies；diagenesis；pore structure；low permeability sandstone；Ordos Basin

国家自然科学基金项目“特低渗透双重介质砂岩微观孔隙结构的定量表征”（41102081）；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）

TE122.1+15

A

10.6056/dkyqt201605003

2016-02-01；改回日期：2016-06-10。

李锦，女，1986年生，助理工程师，硕士，主要从事油气田开发方面的研究。E-mail：lijin911@petrochina.com.cn。

引用格式：李锦，杜向前，李佳樽，等.基于多参数定量评价的低渗透砂岩成岩相划分：以鄂尔多斯盆地张韩地区长21储层为例［J］.断块油气田，2016，23（5）：554-559.

LI Jin，DU Xiangqian，LI Jiazun，et al.Diagenetic facies classification of low permeability sandstone based on multi-parameter quantitative evaluation：taking Chang 21reservoir of Ordos Basin as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：554-559.