基于成巖作用定量表征的成巖儲集相分類及意義
——以鄂爾多斯盆地王窯-杏河-侯市地區(qū)延長組長6油層組特低滲儲層為例

程啟貴（中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710021）

張 磊，鄭海妮，龔福華（油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（長江大學(xué)）長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北荊州434023）

基于成巖作用定量表征的成巖儲集相分類及意義
——以鄂爾多斯盆地王窯-杏河-侯市地區(qū)延長組長6油層組特低滲儲層為例

程啟貴（中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710021）

張 磊，鄭海妮，龔福華（油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（長江大學(xué)）長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北荊州434023）

利用巖心實(shí)驗(yàn)分析資料和測井資料，計(jì)算了鄂爾多斯盆地王窯－杏河－侯市地區(qū)延長組長6油層組儲層的視壓實(shí)率、視膠結(jié)率以及視溶蝕率，對成巖作用強(qiáng)度進(jìn)行了定量表征，引入了成巖系數(shù)和成巖－儲集相，并按照成巖系數(shù)大小，劃分了Ⅰ 、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類成巖－儲集相，其中以Ⅰ類相儲集性能最好，Ⅳ類相最差。成巖－儲集相研究，定量描述了影響特低滲儲層儲集性能的成巖作用和儲集空間的組合方式，同時(shí)也能評價(jià)和預(yù)測儲層的有利區(qū)、成巖圈閉以及儲層產(chǎn)能，對油氣勘探可提供借鑒。

鄂爾多斯盆地；特低滲儲層；成巖作用定量表征；成巖－儲集相

目前，儲集層成巖作用研究多使用“成巖相”的概念，成巖相反映的是成巖環(huán)境中巖石學(xué)特征、地球化學(xué)特征和巖石物理特征的總和［1］，它包括在成巖過程中碎屑組分、填隙物和孔隙結(jié)構(gòu)的一切變化，其研究內(nèi)容主要是某一時(shí)段、某一區(qū)域的地質(zhì)體內(nèi)現(xiàn)今成巖相的類型和分布特征，研究方法和流程通常是以單井成巖相為基礎(chǔ)，結(jié)合地震、測井等資料，定性研究成巖相在縱向和橫向上的分布規(guī)律及控制因素［2］。成巖－儲集相則用于定量描述影響儲集層性質(zhì)的某種或某幾種成巖作用和其特有的儲集空間的組合［3］，反映成巖作用對儲集層儲集性能的綜合效應(yīng)。研究表明，當(dāng)資料足夠充分且使用得當(dāng)時(shí)，成巖－儲集相完全能夠充分反映儲集層受成巖作用之后儲集性能的變化［3～6］。筆者通過對視壓實(shí)率、視膠結(jié)率、微孔率、成巖系數(shù)等指標(biāo)進(jìn)行計(jì)算，采用定量表征方法，對王窯－杏河－侯市地區(qū)延長組長6油層組成巖作用進(jìn)行了研究，并劃分了成巖－儲集相類型，以期為進(jìn)一步油氣勘探和開發(fā)提供依據(jù)。

王窯－杏河－侯市地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，區(qū)域構(gòu)造背景為平緩的西傾單斜，主要含油層系為三疊系延長組長6油層組，油層埋藏深度1000～1350m，油層厚度15～20m。沉積微相主要屬于曲流河三角洲前緣亞相水下分流河道微相。油層平均孔隙度12.78%；平均滲透率小于10×10－3μm2，屬于典型的低孔特低滲儲層。

1 儲層特征

1.1 巖石學(xué)特征

薄片鑒定資料表明，王窯－杏河－侯市地區(qū)長6油層組儲層巖石類型以長石砂巖為主（圖1），次為巖屑質(zhì)長石砂巖。長石含量為45%～60%，平均為51.23%，以鉀長石為主，多呈規(guī)則－不規(guī)則的板柱、板條狀，雙晶紋清晰，可見到高嶺石化現(xiàn)象；石英含量為20%～30%，平均為25.12%，以單晶為主，部分見加大現(xiàn)象；巖屑含量為7%～13%，平均為10.75%，主要為變質(zhì)巖巖屑（高變巖、千枚巖及石英巖巖屑）。巖心觀察發(fā)現(xiàn)云母常集中分布于層理面上，在薄片觀察中大多云母片被壓彎變形充填于粒間孔隙中。長6油層組儲層砂巖礦物成熟度Q/（F＋R）僅0.38，說明儲層砂巖成分成熟度較低。

王窯－杏河－侯市地區(qū)長6油層組儲層粒度一般0.125～0.25mm，以細(xì)砂巖為主，次為極細(xì)砂巖，分選中等至較好，反映了巖石結(jié)構(gòu)成熟度較高的特點(diǎn)。顆粒常為次棱狀，膠結(jié)類型以薄膜－孔隙式為主。填隙物（雜基和膠結(jié)物）含量一般小于15%，以膠結(jié)物為主，雜基較少。膠結(jié)物以綠泥石、濁沸石、碳酸鹽等礦物為主。

圖1 杏河－侯市－王窯地區(qū)長6油層組砂巖分類三角圖

1.2 物性及微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層物性特征是決定儲層儲集性能的關(guān)鍵，其直觀的表征為孔隙度和滲透率的大小。王窯－杏河－侯市地區(qū)長6油層組巖心分析孔隙度一般10%～15%，平均孔隙度12.78%；滲透率一般（1～5）×10－3μm2，平均滲透率1.263×10－3μm2。

孔隙類型以原生粒間孔為主，次為濁沸石溶孔。平均孔徑一般30～80μm，平均45.7μm，屬于小孔隙；由于成巖作用強(qiáng)烈，喉道以細(xì)－微細(xì)喉型為主，平均喉道半徑0.20μm，喉道分選系數(shù)大于1，均質(zhì)性較差。成巖作用導(dǎo)致孔隙之間連通性變差，無效孔隙增多。

2 成巖－儲集相分類指標(biāo)

成巖作用對特低滲儲層孔隙度及巖石滲透率產(chǎn)生巨大的影響。研究區(qū)成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用等，其中壓實(shí)作用、膠結(jié)作用是破壞性成巖作用，溶蝕作用則是建設(shè)性的成巖作用，它們的綜合效應(yīng)可用視壓實(shí)率、視膠結(jié)率、視溶蝕率和成巖系數(shù)等定量指標(biāo)來反映［3～6］。

2.1 壓實(shí)作用和視壓實(shí)率

研究區(qū)壓實(shí)作用主要是指機(jī)械壓實(shí)作用，是沉積物在上覆重力及靜水壓力作用下，發(fā)生水分排出、碎屑顆粒緊密排列、沉積物密度加大的過程，對儲層的儲集物性有一定的破壞作用，導(dǎo)致儲層原始孔隙度大幅度降低。

視壓實(shí)率［3］是表征原始沉積物孔隙空間被壓實(shí)的程度，與儲層原始孔隙度、填隙物體積、面孔率及次生孔隙體積密切相關(guān)，一般用下面的公式計(jì)算：

根據(jù)R.Sneider圖版，考慮巖石的沉積環(huán)境、粒級大小及分選性［7］，用巖石學(xué)方法得出的該區(qū)細(xì)砂巖的原始粒間孔隙為35%。

視壓實(shí)率與面孔率一般有較好的相關(guān)關(guān)系，隨視壓實(shí)率的增高，儲層面孔率逐步降低，圖2為研究區(qū)長6油層組儲層視壓實(shí)率與面孔率交匯圖。

根據(jù)視壓實(shí)率的大小可將儲層壓實(shí)強(qiáng)度分為弱壓實(shí)、中等壓實(shí)、較強(qiáng)壓實(shí)、極強(qiáng)壓實(shí)共4級，通過計(jì)算王窯－杏河－侯市地區(qū)28口井56塊薄片視壓實(shí)率，長6油層組儲層的壓實(shí)程度如表1所示。

2.2 膠結(jié)作用和視膠結(jié)率

研究區(qū)對儲層儲集物性的影響最大的膠結(jié)作用類型主要包括自綠泥石膠結(jié)、濁沸石膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)等。借助電鏡研究發(fā)現(xiàn)，壓實(shí)作用強(qiáng)烈或膠結(jié)物較發(fā)育的致密砂巖中，綠泥石以充填方式堵塞孔喉，面孔率很低。濁沸石呈斑點(diǎn)狀或?qū)訝罘植?，可堵塞孔喉降低儲層的滲透性。碳酸鹽膠結(jié)物主要包括方解石、鐵方解石，含量在0%～27%之間，分布不均，在陰極發(fā)光資料顯示，方解石與鐵方解石兩者含量呈互補(bǔ)關(guān)系。碳酸鹽膠結(jié)物可導(dǎo)致巖石致密、堅(jiān)硬。

視膠結(jié)率［3］是定量描述膠結(jié)作用對儲集層孔隙空間影響和改造程度的參數(shù)，與膠結(jié)物體積和原始孔隙體積有關(guān)：

一般認(rèn)為，當(dāng)視膠結(jié)率＞50%時(shí)，膠結(jié)程度極強(qiáng)；當(dāng)視膠結(jié)率介于30%～50%之間時(shí)，膠結(jié)程度較強(qiáng)；當(dāng)視膠結(jié)率介于10%～30%之間時(shí)，膠結(jié)程度中等；當(dāng)視膠結(jié)率＜10%時(shí)，膠結(jié)程度弱［5］。根據(jù)視膠結(jié)率大小可將研究區(qū)儲層膠結(jié)作用強(qiáng)度劃分為4級（表1）。視膠結(jié)率越大，則面孔率越小，膠結(jié)作用對孔隙的破壞程度就越大。圖3為研究區(qū)長6油層組儲層視膠結(jié)率與面孔率交匯圖。

圖2 視壓實(shí)率與面孔率交匯圖

圖3 視膠結(jié)率與面孔率交匯圖

2.3 溶蝕作用與視溶蝕率

溶蝕作用可形成粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及鑄?？椎却紊紫?，在增大儲層有效空間的同時(shí)，使孔隙間的連通性更好，是改善儲層物性最主要的因素。薄片分析資料表明，研究區(qū)儲層溶蝕作用主要表現(xiàn)為長石和濁沸石膠結(jié)物的溶解。長石和濁沸石由于其穩(wěn)定性較差，因而在酸性水介質(zhì)條件下極易發(fā)生溶解，鏡下可觀察到長石常沿解理縫、雙晶縫溶解，呈蜂窩狀、殘縷狀溶蝕，完全溶解后則形成鑄?？?；濁沸石的溶蝕殘晶呈柱狀分布，次生孔隙發(fā)育。

溶蝕作用可用視溶蝕率［3］表征，其計(jì)算公式為：

溶蝕面孔率與總面孔率的大小由鑄體薄片或圖象分析資料確定。

研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)視溶蝕率大于60%時(shí)，儲層內(nèi)溶蝕孔隙多為較大的粒內(nèi)、粒間溶蝕孔或顆粒鑄?？?，孔隙間連通性好，配位數(shù)多在4以上；當(dāng)視溶蝕率為25%～60%時(shí)，溶蝕孔隙孔徑一般較小，未見鑄?？?，孔隙連通性較差，配位數(shù)在2左右；而當(dāng)視溶蝕率小于25%時(shí)，溶蝕孔隙為微孔且呈零星分布。根據(jù)視溶蝕率大小可將研究區(qū)儲層溶蝕作用強(qiáng)度劃分為極強(qiáng)溶蝕作用、較強(qiáng)溶蝕作用、中等溶蝕作用、弱溶蝕作用4級（表1）。

表1 王窯-杏河-侯市地區(qū)長6油層組儲集層壓實(shí)強(qiáng)度及劃分標(biāo)準(zhǔn)

2.4 成巖系數(shù)

成巖系數(shù)（Cd）［3］是表征成巖作用對儲層儲集性能產(chǎn)生的綜合效應(yīng)的參數(shù)，其計(jì)算公式如下：

研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)成巖系數(shù)與孔隙度和滲透率呈正相關(guān)關(guān)系（圖4、圖5）。Cd一般介于0～1之間，其值越大，則孔隙度和滲透率越大；相反，Cd值越小，孔隙度和滲透率也越小。成巖系數(shù)可綜合反映儲層成巖特征和儲集性能，即成巖－儲集相。

圖4 成巖系數(shù)與孔隙度交匯圖

圖5 成巖系數(shù)與滲透率交匯圖

3 成巖-儲集相分類結(jié)果

筆者計(jì)算了王窯－杏河－侯市地區(qū)28口井56塊薄片視壓實(shí)率、視膠結(jié)率、視溶蝕率和成巖系數(shù)。其中78.58%儲層為中等壓實(shí)；58.93%儲層為中等膠結(jié)，33.93%儲層為較強(qiáng)膠結(jié)；51.86%儲層為較強(qiáng)溶蝕，溶蝕孔隙多為濁沸石和長石溶蝕孔。同時(shí)研究也表明，儲層中次生溶蝕砂體的分布范圍對油藏的規(guī)模和分布有明顯的控制作用。

根據(jù)成巖系數(shù)，建立了適用于鄂爾多斯盆地延長組特低滲儲層的成巖－儲集相劃分標(biāo)準(zhǔn)（表2），并在此基礎(chǔ)上劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4種成巖－儲集相類型（圖6）。研究區(qū)長6油層組儲層以Ⅰ、Ⅱ型為主（占46.80%），其次為Ⅱ型相（22.77%），Ⅳ型相占16.17%，Ⅰ型相僅占14.26%。

表2 王窯-杏河-侯市地區(qū)長6油層組儲層成巖儲集相劃分標(biāo)準(zhǔn)

3.1 Ⅰ型——強(qiáng)溶蝕-弱壓實(shí)-弱膠結(jié)-次生孔隙型成巖-儲集相

此類成巖－儲集相成巖系數(shù)一般大于0.1，儲層物性好。一般位于水下分流河道砂體中－下部較粗部分，砂地比高，砂巖為分選好的細(xì)砂巖、中砂巖，埋深一般較淺（一般不超過1500m），壓實(shí)程度較輕，粒間可見綠泥石薄膜；膠結(jié)程度低，視膠結(jié)率小于10%；碎屑顆粒組分（如長石）和填隙物（如濁沸石）等普遍發(fā)生溶解，視溶蝕率大于50%，次生孔隙為0.75%～4.84%；孔隙和喉道連通性好。這類成巖－儲集相主要分布在研究區(qū)西北、東北和中部地區(qū)，疊置水下分流河道發(fā)育，多為油氣富集區(qū)，產(chǎn)量最高。

3.2 Ⅱ型——中等-弱壓實(shí)-中等膠結(jié)-混合孔隙成巖-儲集相

此類成巖－儲集相成巖系數(shù)0.05～0.1，儲層儲集物性相對較好，主要分布在水下分流河道砂體中部，砂地比較高，但比Ⅰ類成巖－儲集相稍低，巖性主要為細(xì)砂巖和粉－細(xì)砂巖，分選中等，儲層非均質(zhì)性增強(qiáng)。視膠結(jié)率一般小于30%，膠結(jié)強(qiáng)度弱－中等；溶蝕作用中等，視溶蝕率一般大于25%；視壓實(shí)率一般大于25%，儲集空間類型為剩余粒間孔和溶孔。這類成巖－儲集相油氣相對富集，產(chǎn)量較高。

圖6 研究區(qū)長6油層成巖儲集相平面分布圖

3.3 Ⅲ型——強(qiáng)壓實(shí)-中等膠結(jié)-殘余粒間孔成巖-儲集相

此類成巖－儲集相成巖系數(shù)0.03～0.05，儲層儲集性能較差，多位于水下天然堤微相砂體及水下分流河道微相上部砂體，砂地比較低，代表相對較弱的水動力條件下的沉積。巖性為粉－細(xì)砂巖或細(xì)砂巖，雜基含量較高，分選中等－差；由于巖性組合中多見水下溢岸沉積的泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，巖性較細(xì)，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用強(qiáng)度大，視壓實(shí)率一般大于40%，視膠結(jié)率大于30%。無效孔隙增多，溶蝕作用較弱，視溶蝕率一般不足25%，因此該類成巖－儲集相含油性相對較差。

3.4 Ⅳ型——強(qiáng)壓實(shí)-強(qiáng)膠結(jié)-微孔成巖-儲集相

此類成巖－儲集相成巖系數(shù)≤0.03，多為非儲層，具體可分為兩類，一類是位于水下分流河道砂體底部的鈣質(zhì)中－粗砂巖，即正旋回底部最粗部分，常與下覆泥巖突變接觸；二是厚層泥巖中的薄砂層，多為鈣質(zhì)粉－細(xì)砂巖。這兩類砂巖鈣質(zhì)富集源于泥巖壓實(shí)排水作用，鈣質(zhì)產(chǎn)狀多為層狀，巖性致密，灰白色，鈣質(zhì)層一般厚約0.1～0.5m，溶蝕作用弱，面孔率低，平均面孔率僅2%～3%。視壓實(shí)率一般大于70%，視膠結(jié)率大于50%，視溶蝕率小于10%，因此這類成巖－儲集相物性差，很少含油。

4 成巖-儲集相研究在油氣勘探中的意義

4.1 評價(jià)和預(yù)測低孔特低滲砂體中有利區(qū)

如圖6，成巖－儲集相平面展布圖與該區(qū)的沉積微相平面圖、儲層孔隙度、滲透率平面圖有良好的對應(yīng)關(guān)系，能較準(zhǔn)確指示優(yōu)質(zhì)儲層分布，因此可以利用成巖－儲集相進(jìn)行儲層綜合評價(jià)，預(yù)測有利區(qū)。

筆者對鄰區(qū)西河口含油氣區(qū)塊進(jìn)行成巖－儲集相研究，發(fā)現(xiàn)其東北部儲層儲集性能較好，主要微相為水下分流河道，孔隙度一般高于12%，儲集空間類型以剩余粒間孔為主，溶孔較發(fā)育，其視壓實(shí)率大于25%，但視膠結(jié)率小于30%，視溶蝕率大于25%，成巖系數(shù)一般為0.065～0.72，主要為Ⅱ型成巖－儲集相，屬于中等壓實(shí)－弱、中等膠結(jié)－混合孔隙成巖－儲集相。

4.2 評價(jià)和預(yù)測成巖圈閉

儲層巖性或者物性在橫向上發(fā)生較大的變化，在上傾方向被致密砂巖封堵可形成成巖圈閉。研究區(qū)發(fā)育水下分流河道砂體，濁沸石、綠泥石等膠結(jié)物常常堵塞孔隙和喉道，形成致密砂巖，在上傾方向或側(cè)向上對油氣運(yùn)移造成封堵，對油氣聚集有利；而濁沸石膠結(jié)物和長石顆粒在成巖作用中期常發(fā)生溶蝕形成次生孔隙，物性變好，往往成為富油區(qū)。因此壓實(shí)作用、膠結(jié)作用以及溶蝕作用的相互作用，形成成巖遮擋和油氣富集區(qū)，對油氣成藏有很重大的意義。

圖6顯示研究區(qū)上傾的北、東北部為Ⅳ型成巖－儲集相區(qū)，指示了成巖遮擋層的位置；下傾方向多為Ⅰ、Ⅱ型成巖－儲集相區(qū)，發(fā)育了較好的儲層，分布面積約690km2（圖6），孔隙度14%～16%，滲透率（1～5）×10－3μm2，最高達(dá)26.3×10－3μm2，勘探開發(fā)潛力巨大。

4.3 評價(jià)和預(yù)測低孔特低滲儲層產(chǎn)能

研究表明，特低滲儲層產(chǎn)能受沉積、成巖、油藏、流體等因素的綜合控制，產(chǎn)能控制參數(shù)可用測井、測試、實(shí)驗(yàn)分析資料表征，其中壓實(shí)率、膠結(jié)率、溶蝕率、成巖系數(shù)等參數(shù)也是產(chǎn)能評價(jià)和預(yù)測的重要參數(shù)，與產(chǎn)能有較好的關(guān)聯(lián)度。王窯地區(qū)的Ⅰ、Ⅱ型成巖－儲集相區(qū)按上述方法進(jìn)行日產(chǎn)油量評價(jià)，平均值為2.65t，與該區(qū)實(shí)際單井平均日產(chǎn)油量2.5t相差不大；筆者對西河口區(qū)塊東北部Ⅱ類成巖－儲集相區(qū)進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測，單井日產(chǎn)油量平均為1.27t，為油田開發(fā)部署提供了依據(jù)。

5 結(jié) 論

1）王窯－杏河－侯市地區(qū)三疊系延長組長6油層組儲層屬于特低滲儲層，根據(jù)成巖作用參數(shù)計(jì)算，劃分了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ型成巖－儲集相，其中Ⅰ型儲層性能相對最好，Ⅳ型儲層性能最差。

2）研究區(qū)Ⅰ、Ⅱ型成巖－儲集相總面積約690km2，儲層較發(fā)育，為富油區(qū)，勘探開發(fā)潛力巨大。

3）位于上傾方向的北、東北部為Ⅳ型成巖－儲集相區(qū)，為成巖圈閉的遮擋層發(fā)育區(qū)，這種由砂巖相變形成的遮擋作用是油氣聚集的關(guān)鍵，為大規(guī)模油氣田的形成創(chuàng)造了條件。

4）利用成巖作用定量表征方法對鄰區(qū)西河口含油氣區(qū)塊進(jìn)行成巖－儲集相研究，發(fā)現(xiàn)其東北部儲層儲集性能較好，為Ⅱ型成巖－儲集相區(qū)，預(yù)測單井平均產(chǎn)能1.27t。

5）成巖－儲集相分類能反映特低滲儲層的儲集性能，研究成果可為其他地區(qū)特低滲儲層的研究提供借鑒。

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Classification and Significance of Diagenesis－reservoir Facies Based on the Quantitative Characterization of Diagenesis——By Taking Chang－6Extra－low Permeability Reservoirs of Yanchang Formation of Triassic System in Wangyao－Xinghe－Houshi Area of Ordos Basin for Example

CHENG Qi－gui（Institute of Petroleum Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，CNPC，Xi'an710021，Shaanxi，China）
ZHANG Lei，ZHENG Hai－ni，GONG Fu－h(huán)ua（Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources（Yangtze University），Ministry of Education，Jingzhou434023，Hubei，China）

Based on the core experimental analysis data and logging data from the Chang－6extra－low permeability reservoirs of Yanchang Formation of Triassic system in Wangyao－Xinghe－Houshi Area of Ordos Basin，the quantitative characterization of diagenesis and diagenetic reservoir facies were studied by calculating the apparent compaction rate，cementation rate，dissolution rate and diagenetic coefficient.Based on these parameters，the reservoir was divided into four types，such as TypeⅠ，Ⅱ，ⅢandⅣ，of which type was the best ofⅠ reservoir property，while the TypeⅣ was the worst one.By studying the diagenesis and diagenetic reservoir facies，the combination mode of diagenesis and reservoir space influencing the property of extra low permeability reservoirs is quantitatively described and at the same time，the favorable reservoirs，the diagenetic traps and reservoir productivity can be evaluated and predicted.It provides a guidance for oilfield exploration and development in extra low permeability reservoirs.

Ordos Basin；extra－low permeability reservoir；quantitative characterization of diagenesis；diagenetic reservoir facies

TE122.2

A

1000－9752（2010）05－0060－06

2010－02－15

國家科技重大專項(xiàng)（2008ZX05029－001）。

程啟貴（1964－），男，1984年江漢石油學(xué)院畢業(yè)，博士，教授級高級工程師，現(xiàn)主要從事油氣儲層、油氣藏開發(fā)研究工作。

［編輯］ 宋換新