利用测井交会图法定量表征致密油储层成岩相——以鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层为例

冉　冶　王贵文,2　赖　锦　周正龙　崔玉峰　代全齐　陈　晶　王抒忱

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院　北京　102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室　北京　102249；3.中国石油大学(北京)非常规天然气研究院　北京　102249)



利用测井交会图法定量表征致密油储层成岩相
——以鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层为例

冉冶1王贵文1,2赖锦1周正龙1崔玉峰1代全齐3陈晶1王抒忱1

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院北京102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249；3.中国石油大学(北京)非常规天然气研究院北京102249)

根据岩芯观察并综合利用普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料结合物性分析，对鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层成岩作用、成岩矿物等进行了研究。根据储层成岩作用类型及强度、成岩矿物组合特征等，将研究区成岩相定性划分为不稳定组分溶蚀相、黏土矿物充填相、碳酸盐胶结相以及压实致密相四类。通过常规测井中对成岩相具有较高灵敏的伽马、密度、声波时差、补偿中子孔隙度、电阻率的测井曲线分析，利用密度—伽马交会图法进一步对四类成岩相进行定量划分，并建立研究区成岩相的测井定量识别标准。以华池地区城96井为例，其单井纵向的成岩相测井定量识别划分结果与取样点薄片鉴定结果、试油结论和物性分析等均具有良好的对应，验证了模型的可靠性。成岩相测井定量表征方法的研究，为后期致密油储层综合评价以及有利发育区带预测提供了理论指导和技术支持。

成岩相测井交会图长7油层组致密油储层华池地区

0　引言

随着美国、加拿大、澳大利亚为等国家非常规油气的商业性开发，致密油目前已在全球能源结构中占据重要地位，并将成为全球重要的油气接替资源[1-4]。致密油储层的形成一般经历较复杂的成岩作用，通常压实、胶结等破坏性成岩作用不利于孔隙的保存[5]；而储层中孔渗较好的层段往往与有利于原生孔隙保存和次生孔隙发育的建设性成岩作用有关[6]，同时成岩过程中烃源岩成熟释放的有机酸也可以导致次生孔隙的形成[7]。事实上，在一定构造沉积背景下，除上述成岩作用的影响以外，复杂致密油储层的形成与分布还与成岩矿物、成岩事件、成岩环境、成岩演化序列等有关[8]。成岩相是成岩环境的物质表现并能够反映成岩环境的岩石学特征、地球化学特征和岩石物理特征，它是在特定的沉积和物理化学环境中、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[9-11]。成岩相高度概括了自沉积物形成之后至变质作用发生前的成岩作用、成岩矿物、成岩环境、成岩事件、成岩演化序列等因素，在很大程度上影响着储层物性、控制着有效储层的形成和“甜点”发育，是决定储集层性能和油气富集的核心要素之一[8-9]。因此，对储层尤其是经历了复杂成岩作用过程的致密油储层展开成岩相研究在储层的评价和预测领域具有广阔的应用前景。目前对于储层成岩相的研究主要是根据岩芯样品以及反映样品微观特征的扫描电镜、铸体薄片、阴极发光等资料[6]。但由于岩芯样品资料的有限性以及薄片资料的多解性和不连续性，很难完成研究区单井纵向以及连井横向上的成岩相连续分布的研究。前人对鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层的研究主要集中在沉积相、储层特征、成岩作用、孔隙演化等方面[12-17]，也有学者对成岩相以及其测井识别进行了探讨[18-19]，但对于该区成岩相测井定量表征方面的研究还比较欠缺。故本文以陇东华池地区长7致密油储层为例，在取样点根据岩芯、薄片资料确定成岩相类型的基础上，利用岩芯、薄片资料刻度常规测井来分析不同成岩相的测井响应特征，再通过对成岩相具有较高灵敏度的伽马、密度、电阻率等测井曲线的交会图分析，进一步对四类成岩相进行定量划分，并建立单井纵向上的成岩相定量测井识别模型，以指导后期致密油储层的综合评价以及有利发育区带的预测，并为其他相似油田精细储层成岩相研究提供借鉴。

1　区域地质特征

1.1地质背景

鄂尔多斯盆地位于中国中北部地区，是中国内陆第二大沉积盆地，面积约32×104km2[20]，是一个沉积稳定、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通叠加盆地[21]。鄂尔多斯盆地同时也是我国重要的含油气盆地和油气生产基地[22]，其油气资源量巨大，具有重要的研究价值和经济价值。华池地区位于甘肃省庆阳市华池县境内，面积约1 000km2，构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南缘，属陇东地区[13](图1)；其构造发育特征符合鄂尔多斯盆地的典型构造特征，总体地层平缓，无明显构造起伏，无明显断层发育，表现西倾单斜背景上局部发育小型鼻状隆起[23-24]。三叠系延长组为鄂尔多斯盆地主要含油气层之一，是在盆地持续坳陷和稳定沉降过程中堆积的河流—湖泊相陆源碎屑岩系，纵向上划分为10个油层组[21,24-26]。在长7油层组沉积时期，湖盆发育达到鼎盛，华池地区位于湖盆中心，其沉积相类型以半深湖—深湖相为主，多为重力流沉积，三角洲发育规模较小且以三角洲前缘亚相为主，岩性致密复杂[27]，该区长71、长72发育的砂质碎屑流、浊流和滑塌成因的砂岩与长73发育的烃源岩源储一体或紧邻，为致密油的形成提供了良好的条件[28-30]。

1.2储层基本特征

通过岩芯观察以及薄片分析，华池地区长7致密油储层岩性主要为岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图2)。岩石薄片镜下鉴定结果表明：石英含量主要分布在23.9%～55.8%，平均37.5%；长石含量8.8%～45.0%，平均20.5%，以钾长石和钠长石为主，其中钾长石含量4.6%～28.7%，平均12.8%；岩屑20%～61%，平均38%，岩屑成分复杂，多以变质岩岩屑和岩浆岩岩屑为主，体积分数为4%～42%，平均29%，沉积岩岩屑较少。颗粒间为点—线、凹凸式接触，支撑方式为颗粒支撑。储层填隙物含量较高，杂基以黏土杂基为主，胶结物包括自生石英，碳酸盐以及伊利石、伊蒙混层和绿泥石等黏土矿物胶结物，胶结类型主要以孔隙式和接触式为主。储层粒度主要为细砂、粉砂级别，磨圆为次棱角状，分选中等。

图2　华池地区长7油层组致密油储层成分三角图Fig.2　Triangular figure of the composition of Chang 7 tight oil reservoir in Huachi area

鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层物性较差，孔隙度为0.5%～18.57%，主要分布在4%～10%，平均7.14%，地面空气渗透率为(0.02～1.82)×10-3μm2，主要集中在(0.05～0.2)×10-3μm2，平均0.13×10-3μm2，具有典型的致密油储层特征。

2　成岩相的定性划分及特征描述

鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层经历的主要成岩作用为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中压实作用主要以机械压实为主，在镜下多表现为：颗粒点—线、线接触，石英等脆性矿物多发生破裂，岩屑、云母等受挤压发生塑性变形，颗粒分选较差，多呈定向排列，压实作用强度中等—强。胶结作用则包括硅质、钙质及黏土矿物胶结，经扫描电镜与铸体薄片分析，主要表现为：次生石英加大以及自生石英，方解石连晶胶结以及铁白云石胶结，伊利石、绿泥石等黏土矿物充填于次生溶蚀孔隙，总体上胶结作用强度中等。溶蚀作用主要发育于长石和岩屑颗粒内部与边缘，在铸体薄片及扫描电镜下表现为：长石溶蚀形成蜂窝状，或者长石近完全溶蚀形成铸模孔。

目前国内外关于成岩相划分尚无统一的方案，根据前人研究成果[33-38]以及研究区目的层段成岩作用类型和强度、成岩矿物及其对储集物性影响的分析，将研究区成岩相划分为不稳定组分溶蚀相、黏土矿物充填相、碳酸盐胶结相以及压实致密相四类成岩相(表1)。

2.1不稳定组分溶蚀相

该类成岩相主要岩性为细砂岩、粉砂岩等，分选相对较好，发育溶蚀孔隙，未被伊蒙混层、方解石等次生矿物充填，镜下多为粒内溶蚀孔，长石部分或完全溶蚀(图3A，B，C)；部分为粒间溶蚀(图3D)。其溶蚀强度与展布主要受岩石组分、附近烃源岩演化伴随的有机酸影响，多发生在长石和岩屑含量相对富集的砂质碎屑流和浊流底部以及与烃源岩直接接触的砂体内部，可以有效改善孔隙的连通性和渗透性。该类成岩相孔隙度8.1%～12.5%，平均9.7%；面孔率一般大于4.0%，最高可达9.5%，平均5.9%，具有较好的物性。不稳定组分溶蚀相在常规测井曲线上主要表现为中低伽马、中声波时差、中低密度和补偿中子孔隙度、中电阻率的特征(图4)。

表1　华池地区长7致密油储层成岩相类型及特征统计结果

图3　不稳定组分溶蚀相典型薄片镜下特征A.长石部分或完全溶蚀成铸模孔，亦可见长石高岭土化，长72，城96井，2 003.87 m；B.长石完全溶蚀，可见自生石英颗粒沿溶孔边缘生长，长72，城96井，2 003.76 m；C.扫描电镜下长石沿解理发生溶蚀且溶解呈蜂窝状，长71，城96井，1 993.28 m；D.粒间溶蚀孔内部可见自生石英，孔隙部分被黏土矿物充填，长72，城96井，2 004.37 m。Fig.3　Typical thin section characteristics of instable components dissolution facies under microscope

图4　不稳定组分溶蚀相常规测井曲线特征Fig.4　Conventional logging curve characteristics of instable components dissolution facies

2.2黏土矿物充填相

岩性主要为粉砂岩、极细粒岩屑砂岩。根据扫描电镜和铸体薄片分析，华池地区的主要黏土矿物为伊利石、伊蒙混层和绿泥石，多分布在粒间并吸附有机质呈黑褐色(图5A，B)。伊利石多充填孔喉生长，丝状伊利石也可存在于网状式的伊蒙混层内部(图5C，D)；绿泥石多以填隙物充填于孔喉内部，使得喉道变细甚至消失，但较少见到绿泥石膜。总体来说，黏土矿物充填于孔隙或附着于颗粒表面，将粒间孔隙分割形成大量的黏土矿物晶间束缚孔隙[31]，堵塞孔喉，降低孔隙连通性，为破坏性成岩相。多发育在陆源杂基含量较高的砂质碎屑流以及浊流砂体内部，颗粒粒度较细，分选中等。孔隙度4.5%～11.4%，平均6.4%；面孔率1.0%～2.5%，平均1.5%，物性相对较差。黏土矿物充填相在常规测井曲线上的特征为中高伽马、中声波时差和密度、中高补偿中子孔隙度和中低电阻率(图6)。

图5　黏土矿物充填相典型薄片镜下特征A.黏土矿物吸附有机质呈黑褐色，溶孔偶见，长71，城96井1 993.42 m；B.粒间充填黑色黏土矿物，长71，城96井1 995.40 m；C.絮状伊蒙混层充填孔隙，溶孔偶见，长72，城96井1 997.69 m；D.片状以及丝缕状伊利石、絮状伊蒙混层充填大部分孔隙，可见自生石英沿孔隙边缘生长，长71，城96井1 994.40 m。Fig.5　Typical thin section characteristics of clay minerals filling facies under microscope

图6　黏土矿物充填相常规测井曲线特征Fig.6　Conventional logging curve characteristics of clay minerals filling facies

2.3碳酸盐胶结相

岩性主要为细砂岩、粉细砂岩，分选中等。镜下主要表现为方解石、铁白云石等胶结粒间孔隙或交代长石、岩屑，充填孔隙式胶结或嵌晶式胶结，多发育于白云岩碎屑或灰岩碎屑附近(图7A，B，C)，并呈斑点状分布(图7D)，胶结物含量大约10%～25%。地层流体的作用决定了该类成岩相的强度与展布，通常发育在深水砂岩以及与泥岩或烃源岩毗邻的砂体内部[29,39]。研究区碳酸盐胶结相发育层段溶蚀作用较弱，物性也较差：孔隙度4.1%～10.5%，平均5.9%；面孔率1.0%～2.5%，平均1.8%。碳酸盐胶结相在常规测井曲线上呈现中伽马、低声波时差、中高密度、中低补偿中子孔隙度和中高电阻率的特征(图8)。

图7　碳酸盐胶结相典型薄片镜下特征A.铁白云石被染成蓝紫色，沿白云岩碎屑生长，可见长石高岭石化，溶孔含量很低，长71，城96井，1 996.15 m；B.灰岩碎屑被染成褐红色，呈泥微晶结构，其附近方解石胶结物较发育，长71，城96井，1 988.31 m；C.颗粒线性接触，白云岩碎屑表面风化，附近可见铁白云石胶结物，亦可见菱铁矿与泥质混生，长72，城96井，2 006.78 m；D.方解石和白云石呈亮橙色，铁方解石呈暗红色，长石呈蓝色，石英呈土黄色，碳酸盐胶结物多呈斑点状分布，阴极发光，长71，城96井，1 992.90 m。Fig.7　Typical thin section characteristics of carbonate cementation facies under microscope

图8　碳酸盐胶结相常规测井曲线特征Fig.8　Conventional logging curve characteristics of carbonate cementation facies

2.4压实致密相

该类成岩相岩性主要为泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，分选差。镜下主要表现为颗粒粒度较细，且颗粒间主要为线接触；云母、板岩、千枚岩等塑性矿物和岩屑含量较高，石英颗粒含量相对较低，且多发生破裂和定向排列；胶结物含量少，黏土杂基含量较高(图9)。多发育于浊流顶部或深湖—半深湖。孔隙度一般小于7.6%，平均3.1%；面孔率小于2.0%，平均1.1%。压实致密相在常规测井曲线上具有中等到高的伽马值、中高声波时差、高密度和中子孔隙度以及中低电阻率的特征(图10)。

3　利用测井交会图定量划分成岩相

由于取样点的间断性且获得的岩芯薄片资料的有限性，不能够连续的反映储层成岩相[40]；而测井资料能够连续的获取包括密度、电阻率、泥质含量、元素或矿物组分等地层物理信息，因此可以根据有限的薄片等资料来确定取样点的成岩相类型，找出不同成岩相对应的测井曲线响应特征[6]，再通过测井交会图建立定量划分不同成岩相的识别标准，从而能够实现对成岩相单井纵向上的定量表征。

图9　压实致密相典型薄片镜下特征A.分选差，颗粒大小不均，具定向性，白云岩碎屑多呈单晶粒状，石英颗粒表面可见压裂纹，云母等塑性矿物多发生弯曲变形，无可视孔隙，粒间由黏土杂基填隙，长71，城96井，1 986.27 m；B.颗粒粒度细，脆性矿物石英等多发生破裂，长71，城96井，1 988.31 m；C.显微变形层理，颗粒定向排列，长72，城96井，2 007.43 m；D.黏土质细粉砂岩，絮状微细纹层，石英颗粒斑块状分布并定向排列，可见微裂缝，长71，城96井，1 992.29 m。Fig.9　Typical thin section characteristics of tight compaction facies under microscope

3.1测井曲线交会图分析及定量识别标准

选取城96井共83个样品数，利用对成岩相敏感度较高的常规测井曲线如自然伽马、密度、声波时差、补偿中子以及电阻率等建立交会图，能够清晰直观地识别成岩相的分界和所分布的区域(图11)。虽然各类成岩相的分布有重叠，但以密度—自然伽马交会图为例，能够较好的将四类成岩相进行区分。密度测井能够反映储层的总孔隙度，伽马测井则能反映泥质含量。一般不稳定组分溶蚀相由于砂体相对较纯净且长石、岩屑多发生溶蚀作用，因此孔隙度高、泥质含量小；黏土矿物充填相由于高GR的伊利石、伊蒙混层等充填于粒间孔隙，使得储层密度和自然伽马均相对增大；碳酸盐胶结相由于成岩作用早期方解石和晚期含铁碳酸盐等的胶结作用，岩石变得十分致密，具有较高的密度；压实致密相主要发育在塑性岩屑或云母以及原生杂基含量较高的层段，其岩性包括泥岩、泥质含量高的致密粉砂岩等，因此整体具有高GR的特征。

与此同时，根据对成岩相不同测井曲线响应特征值的统计与分析，建立成岩相定量测井识别标准，如表2。

3.2测井定量识别方法及程序

前已述及，密度—自然伽马交会图从直观上能够较好的对四类成岩相进行识别，因此利用方程对交会图中的不同成岩相进行区域划分，建立识别图版，如图12。

图11　华池地区成岩相常规测井曲线交会图Fig.11　Conventional logging crossplots for diagenetic facies in Huachi area

成岩相类型范围与均值AC/μs·m-1CNL/%DEN/g·cm-3GR/APIRT/Ω·m不稳定组分溶蚀相范围218～23510～202.503～2.58582～11040～60均值228152.5479355黏土矿物充填相范围215～23012～252.558～2.62393～11829～52均值219192.56410641碳酸盐胶结相范围210～2309～152.589～2.69283～10548～75均值218122.6219761压实致密相范围215～24312～402.533～2.699100～37038～79均值220252.56415352

图12　成岩相测井识别图版Fig.12　Diagenetic facies logging identification graph

利用Fortran软件编写成岩相定量划分程序的设计思路如下：

图13　程序流程图Fig.13　Program flow chart

3.3单井成岩相应用效果分析

为了验证上述定量识别方法的准确性，对城96井的实际测井资料进行处理，实现了单井纵向上的成岩相定量划分。划分结果如图14所示，其表明长7致密油储层纵向上非均质性较强，不同层段可发育不同类型的成岩相。根据密度—伽马交会图得到的划分结果与图14中其他三条测井曲线(补偿中子孔隙度、声波时差和电阻率曲线)的形态变化能够较一致的反映不同成岩相类型，这也进一步说明了利用密度—伽马交会图定量表征成岩相的可行性。成岩相与储层的物性也具有良好的匹配性：不稳定组分溶蚀相对应的孔渗值较高，其次为黏土矿物充填相和碳酸盐胶结相，压实致密相具有低的孔渗值。成岩相与由伽马测井计算得到的岩性剖面也明显的对应关系：不稳定组分溶蚀相对应的砂质含量较高，而压实致密相则对应较高的泥质含量且易于被压实，黏土矿物充填相由于伊利石、伊蒙混层等充填孔隙使其泥质含量相对中等偏高，碳酸盐胶结相则具有明显的低泥质含量。同时，结合取样点的薄片鉴定，相应深度段(如图14中的四处取样点)的薄片鉴定的成岩相类型与利用测井交会图划分的成岩相具有一致性。另外，成岩相划分结果与油气解释结论匹配关系良好，即油层或差油层中主要为不稳定组分溶蚀相，而干层中致密砂岩相所占的比例相对增多、单层厚度也相对增大。

4　结论

(1) 根据岩石薄片鉴定，可将鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层成岩相划分为四类，分别为不稳定组分溶蚀相、黏土矿物充填相、碳酸盐胶结相和压实致密相。

(2) 采用密度—伽马测井交会图对成岩相进行划分并利用软件处理划分程序，能够较准确地实现对四类成岩相的定量识别。

(3) 利用本文提出的测井交会图定量表征成岩相的方法，对研究区城96井进行了分析处理，单井划分结果与岩石薄片镜下鉴定结果、实测物性以及试油结论等相一致，验证了方法的可靠性。

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QuantitativeCharacterizationofDiageneticFaciesofTightSandstoneOilReservoirbyUsingLoggingCrossplot:AcasestudyonChang7tightsandstoneoilreservoirinHuachiarea,OrdosBasin

RANYe1WANGGuiWen1,2LAIJin1ZHOUZhengLong1CUIYuFeng1DAIQuanQi3CHENJing1WANGShuChen1

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.UnconventionalNaturalGasInstitutes,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

HuachiareaislocatedinthesouthwestofShanbeislopeofOrdosBasininChina,withaflatstrataandsimplestructure.YanchangFormationoftheUpperTriassicisterrigenousclasticrockseriesoffluvialfaciesandlacustrinefacies,formedintheprocessofcontinuousdepressionandstablesettlementinOrdosBasin,andverticallydividedinto10oillayers.DuringthedepositionofChang7member,thebasinwasinthemaximumlakefloodingperiod,developingsandydebrisflowandturbiditefansinthecenterandontheslope.Havingexperiencedlongdiageneticevolution,Chang7memberformedcurrentreservoircharacteristics.Diageneticfaciesisthematerialreflectionofdiageneticenvironment,andthecombinationofdiagenesisanddiageneticminerals,anditisalsotheproductionofdiagenesisandevolutionstagesinspecificsedimentary,physicalandchemicalenvironment.Diageneticfaciesincludesthecharacteristicsofrockparticles,cement,fabricandcracks-holes,whichhighlygeneralizesdiagenesis,diageneticminerals,diageneticenvironment,diageneticevents,anddiageneticevolutionarysequenceduringtheperiodbetweentheformationofsedimentandtheoccurrenceofmetamorphism.Theresearchoncoresofdiageneticfaciesarediagenesisanddiageneticminerals.What’smore,diageneticfaciesplaysanimportantroleintheformationofeffectivereservoir,thereforetostudydiageneticfaciesoftightsandstoneoilreservoirhasabroadapplicationprospects.Inthispaper,diagenesisanddiageneticmineralsofChang7tightsandstoneoilreservoirinHuachiareaofOrdosBasinarestudiedbyusingcoreobservation,thinsectionexamination,scanningelectionmicroscopedata,cathodeluminescenceandphysicalpropertyanalysis.Accordingtothetypesandintensityofdiagenesisandthecombinationfeatureofdiageneticminerals,diageneticfaciesinthestudyareaisqualitativelydividedintofourtypes,includinginstablecomponentsdissolutionfacies,claymineralsfillingfacies,andcarbonatecementationfaciesandtightcompactionfacies.Thenbasedontheanalysisofconventionalloggingcurves,suchasgammalog,densitylog,acoustictransittimelog,compensatedneutronlogandresistivitylog,whicharesensitivetodiageneticfacies,crossplotsaremadetofurtherquantitativelyclassifythefourdiageneticfaciesandestablishloggingcognitionmodelofdiageneticfacies.TakeWellCheng96inHuachiarea,forexample,thequantitativerecognitionandclassificationofdiageneticfaciescoincidewellwiththinsectionofsamplingpoint,formationtestingandphysicalpropertyanalysisinsinglewellonthelongitude,whichverifiesthereliabilityofthemodel.Thestudyofquantitativeloggingcharacterizationmethodofdiageneticfaciescanprovidetheoreticalguidanceandtechnicalsupportforcomprehensiveassessmentoftightsandstoneoilandforpredictionoffavorablezonesinoil-gasreservoirdevelopment.

diageneticfacies;loggingcrossplot;Chang7oillayer;tightsandstoneoilreservoir;Huachiarea

2015-07-13； 收修改稿日期： 2015-08-20

国家科技重大专项(2011ZX05020-008)；国家自然科学基金(41472115)[Foundation:ChinaNationalScienceandTechnologyMajorProject,No. 2011ZX05020-008;NationalNaturalScienceFoundationofChina,No.41472115]

冉冶女1991年出生硕士研究生储层沉积学和测井地质学E-mail：ranye19910102@sina.com

王贵文男教授E-mail：wanggw@cup.edu.cn

P618.13A