基于孔隙度演化模拟的低孔低渗砂岩成岩相划分——以鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系为例

陈雨龙，张　冲，聂　昕，石文睿，刘敬强，郭冀宁

（长江大学a.油气资源与勘探技术教育部重点实验室；b.地球物理与石油资源学院，武汉430100）

基于孔隙度演化模拟的低孔低渗砂岩成岩相划分
——以鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系为例

陈雨龙，张冲，聂昕，石文睿，刘敬强，郭冀宁

（长江大学a.油气资源与勘探技术教育部重点实验室；b.地球物理与石油资源学院，武汉430100）

低孔低渗油气藏勘探开发的关键，是预测其储集层物性相对较好的区域，以寻找含油气有利区。在一定的沉积环境下，成岩相是控制储集层物性的核心因素。划分油气富集区的成岩相，应考虑成岩作用对储集层孔隙空间的影响程度。依据岩石组分、面孔率以及岩石物性资料，通过孔隙度演化模拟，在原始孔隙度的基础上模拟出压实、胶结和溶蚀等成岩作用前后的孔隙度变化，采用视压实率、视胶结率和视溶蚀率表征成岩作用对孔隙空间的建设与破坏程度，使得这种作用程度数据化。在此基础上，基于视压实率、视胶结率和视溶蚀率数据，将成岩作用分为强、中和弱3类，综合压实、胶结和溶蚀强度，对成岩相进行定量划分。应用此划分方法，把鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系成岩相划分为强胶结强溶蚀相、强胶结中溶蚀相和中胶结中溶蚀相3种相类，划分结果与岩样薄片分析结果一致。

鄂尔多斯盆地；晋西挠曲带；二叠系；低孔低渗储集层；砂岩；孔隙度演化模拟；成岩相划分

中国陆上油气勘探已进入以岩性、地层等非构造油气藏为重要勘探目标的新阶段[1]，在非构造油气藏中，储集体的品质受沉积相和成岩相的综合影响和控制，其中，沉积相是决定储集层物性的地质基础，而成岩相是决定优质储集层分布的关键[2-3]。在一定区域的沉积背景下，成岩相是决定储集层性能和油气富集的核心要素，通过成岩相的研究有助于储集层的区域评价和预测[1]。

目前国内外关于成岩相划分尚无统一的方案，划分标准主要依据成岩矿物[4-5]、成岩事件[6-7]和成岩环境[8]等地质因素，这些成岩相的划分并没有体现成岩相对储集层品质的控制作用和预测优质储集体的关键。文献［9］将成岩相划分为强胶结挤压致密型成岩相、中等胶结溶解型成岩相和弱胶结成岩相，其中以方沸石和白云石组合胶结为主的储集层物性最好；文献［10］将成岩相划分为强压实相、碳酸盐胶结相、绿泥石薄膜剩余孔隙相、长石溶蚀相、长石溶蚀+绿泥石薄膜相和高岭石胶结相，其中长石溶蚀+绿泥石薄膜相的储集体物性最好，但这些划分方案均没有体现成岩作用影响储集层物性的具体程度。

本文基于孔隙度演化模拟，依据薄片资料计算压实、胶结和溶蚀作用对储集层孔隙度的建设与破坏的程度，采用压实+胶结+溶蚀强度的命名依据，定量进行成岩相的划分，并应用于鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系储集层的成岩相划分，旨在预测低孔低渗储集层的油气有利区。

1　孔隙度演化模拟及成岩相定量划分

沉积物质自进入埋藏成岩环境后，在温度、压力和流体的共同作用下，沉积物之间、沉积物与孔隙水之间将发生一系列的成岩变化[11]，相比于其他岩石，砂岩孔隙结构更易受成岩作用的影响[12-13]。经过压实和胶结作用，使得孔隙变小，喉道变窄[14]，而经过溶蚀作用，又可使得岩石的孔隙变大，喉道变宽[15-16]。成岩相为特定沉积和成岩环境中，在成岩作用下，经历一定成岩演化阶段的产物，成岩相对储集层物性具有很强的控制作用。

首先依据孔隙度演化模拟，使得各成岩作用对孔隙度的作用程度定量化，然后基于成岩作用的强弱程度进行成岩相的划分，旨在预测低孔低渗储集体的有利储集层。

1.1孔隙度演化模拟

20世纪80年代，Houseknecht在分析石英砂岩成岩演化过程中粒间孔隙的变化规律时，开创性地利用薄片资料来定量计算压实和胶结作用后损失的孔隙度[17-18]，自此，孔隙度演化模拟方法成为预测砂岩储集层类型的重要手段之一。此后，国内外诸多学者对孔隙度演化模拟进行了深入研究，取得了多方面的成果。

孔隙度演化模拟是在原始孔隙度的基础上，基于成岩作用的物理、化学模型，主要应用薄片实验分析数据资料，模拟在各类成岩作用（如压实、胶结和溶蚀作用等）前后孔隙度的减少或增加，采用以下4个步骤得到最终孔隙度[19-23]。

（1）原始孔隙度ϕ1的确定

（2）压实作用后孔隙度ϕ2的确定

（3）胶结作用后孔隙度ϕ3的确定

（4）溶蚀作用后孔隙度ϕ4的确定

式中Sd——Trask分选系数，无量纲；

V——胶结物体积分数，%；

ψ1——残余粒间孔面孔率，%；

ψ2——溶孔面孔率，%；

ψT——总面孔率，%；

ϕ——物性实验分析孔隙度，%.

1.2基于孔隙度演化模拟的成岩相定量划分

将碎屑岩压实作用、胶结作用和溶蚀作用对孔隙度的影响程度用视压实率（α）、视胶结率（β）和视溶蚀率（γ）来定量表征：

视压实率α反映机械压实作用对原始孔隙空间体积的影响程度。一般情况下，α大于0.7时属于强压实；α为0.3～0.7时属于中等压实；α小于0.3时属于弱压实[24-25]。

视胶结率β反映胶结作用对压实后孔隙空间体积的影响程度。一般情况下，β大于0.7时属于强胶结；β为0.3～0.7时属于中等胶结；β小于0.3时属于弱胶结[24-25]。

视溶蚀率γ反映溶蚀作用对储集层孔隙空间的改造程度，视溶蚀率越大，储集岩孔隙度越大，孔隙连通性越好。视溶蚀率并没有统一的指标表征强弱程度，每个目的区的溶蚀作用程度不一样，可依据目的区特定情况采用相对值表征强、中、弱程度[24-25]。一般情况下，γ大于0.7时属于强溶蚀；γ为0.3～0.7时属于中等溶蚀；γ小于0.3时属于弱溶蚀。

利用薄片资料，通过孔隙度演化模拟求得视压实率、视胶结率和视溶蚀率，其数值的相对大小表征成岩作用强度，最后以压实强度、胶结强度和溶蚀强度来进行成岩相的划分。成岩作用强度可分为强、中、弱3类，成岩相可分27类（表1），例如强压实中胶结中溶蚀相、中压实弱胶结强溶蚀相。由于弱成岩作用相较于中等和强的成岩作用对孔隙空间的作用要弱一些，并且突出主要成岩作用，考虑弱成岩作用可不参与成岩相命名，故可划分为20类成岩相，例如强压实中胶结中溶蚀相、中压实（弱胶结）强溶蚀相。值得注意的是，此分类方案作为参考，依据各个研究区的成岩作用的特点的差异性，分类方案可以适当改变，也可将其中几种合并。

2　实例应用

2.1研究区区域概况

鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系下部发育陆表海沉积，中部发育三角洲平原沉积，上部为一套辫状河沉积，主要为河漫滩和辫状河道沉积环境，是主要的工业天然气产层。研究区储集层物性较差（图1），孔隙度主要为3%～12%，渗透率主要为0.02～5.00 mD，是典型的低孔低渗储集层。同时由图1可以发现，以孔隙度6%为界线，渗透率与孔隙度呈现2种不同的关系。

表1　基于孔隙度演化模拟的成岩相定量划分方案

图1　研究区二叠系储集层渗透率和孔隙度关系

根据对研究区43块薄片资料的研究分析可知：目标区岩性复杂，以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主（图2），其中主要岩屑成分为变质岩和火成岩；填隙物有2.38%的硅质、3.74%的钙质（白云石、方解石等）、2.36%的铁质（菱铁矿、黄铁矿）、2.16%的黏土和2.44%的杂基（云母等）；孔隙类型多样，残余粒间孔占1.41%、粒间溶孔占0.80%、粒内溶孔占0.40%，晶间孔占0.29%，微孔隙欠发育。颗粒分选中等-差，磨圆度次圆状—次棱角状，颗粒支撑，凹凸或线—凹凸接触。研究区的储集层砂岩成岩作用强烈，主要成岩作用有压实作用、碳酸盐胶结作用、硅质胶结作用、杂基充填作用和溶蚀作用。

图2　研究区二叠系储集层岩石分类

2.2研究区成岩相分类

依据研究区5口井43块铸体薄片资料，通过孔隙度演化模拟，分别求得每块岩样的成岩作用强度，即视压实率、视胶结率和视溶蚀率（表2）。由表2可以发现，视压实率主要为0.5～0.7，为中等压实作用；视胶结率主要为0.65～0.95，为中等-强胶结作用；视溶蚀率主要为0.5～0.8，为中等-强溶蚀作用，成岩作用强烈。

图3为成岩作用强度与孔隙度、渗透率的关系图，由图3可以看出，储集层的物性条件随着胶结作用的增强而变差，而压实作用与溶蚀作用对储集层物性的影响则具有2种趋势，具有与孔隙度和渗透率2种关系一致性，在储集层物性较差时（孔隙度小于6%，渗透率小于0.15 mD），随着压实作用与溶蚀作用的增强，储集层物性变好，但是变化幅度很小，而在储集层物性较好时（孔隙度大于6%，渗透率大于0.15 mD），随着压实作用与溶蚀作用的减弱，储集层物性变好，而且变化幅度很大。由此可以发现，仅仅一种成岩作用的增强与减弱并不能决定储集层物性条件，它是所有成岩作用或某一两种成岩作用为主的综合体现，当孔隙度很小时，孔隙空间主要为次生孔隙，因而建设作用为影响储集层储集性能的主要因素；当孔隙度相对较大时，孔隙空间主要为原生孔隙，或者原生孔隙与次生孔隙并重，因而储集层物性条件受破坏与建设作用的共同作用。

依据压实作用、胶结作用和溶蚀作用对储集层孔隙度的建设与破坏的程度，考虑到视压实率主要为0.5～0.7，表现为中等压实，因此，成岩相命名为中等压实xx胶结xx溶蚀相，为了突出特征，成岩相命名中省略中等压实，故最终将研究区成岩相划分为强胶结强溶蚀相、强胶结中溶蚀相和中胶结中溶蚀相3种类别。

表2　研究区岩样成岩相类别划分

将上述成岩相的划分方案应用于研究区X-4井的8块铸体薄片实验资料，划分出成岩相（表3）。图4为部分实验样品的铸体薄片显微照片，其中图4a石英次生加大明显，高岭石充填部分粒间孔隙，局部铁方解石充填孔隙，孔隙发育，划分为强胶结中溶蚀相；图4b石英碎屑次生加大普遍，铁方解石胶结少量孔隙，孔隙析出型高岭石充填粒间孔隙，孔隙发育，划分为中胶结中溶蚀相；图4c为铁白云石、方解石交代碎屑，部分碎屑黏土化，高岭石等黏土矿物充填孔隙，孔隙较发育，划分为强胶结强溶蚀相；图4d石英碎屑呈锯齿状接触，次生加大普遍，高岭石等黏土矿物充填孔隙，孔隙发育，划分为中胶结中溶蚀相，岩心描述与划分的成岩相具有比较好的匹配性。

图3　研究区储集层物性与视压实率、视胶结率和视溶蚀率的关系

表3　研究区X-4井二叠系储集层成岩相划分结果

2.3研究区成岩相的意义

成岩相是控制储集层物性的核心因素，研究成岩相的主要目标是预测低孔低渗储集层中物性相对较好的区域，寻找含油气的有利区。从图5可以发现，中胶结中溶蚀相的物性条件最好，孔隙度普遍大于10%，渗透率普遍大于1.0 mD；强胶结强溶蚀相次之，孔隙度主要为4%～10%，渗透率普遍大于0.06 mD；强胶结中溶蚀相最差，孔隙度大多数小于5%，渗透率普遍小于0.1 mD.

图4　研究区X-4井二叠系岩心样品成岩相分类特征

产能评价是油气田勘探与开发的一项基本任务，储集能力是产能的先决条件，只有储集层存储了相当的油气，才能有向外提供油气的可能；渗流能力是产能的必要条件，只有储集层具有一定的渗流能力，油气才能向外产出，因此评价孔隙度和渗透率参数的相对高低是产能评价的一个重点。依据鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系低孔低渗天然气储集层的实际生产情况，将储集层产能划分为4个级别：自然生产、压后产气大于10 000 m3/d、压后产气3 000～10 000m3/d和压后无产（无工业气流）。从研究区不同的产能级别储集层的渗透率和孔隙度交会图（图6）可以看出，当孔隙度大于10%，渗透率大于1.0 mD时，储集层表现为自然生产高产；当孔隙度为6%～10%，渗透率为0.1～1.0 mD时，储集层压裂后具有工业气流，压后产气量大于3 000 m3/d；当孔隙度小于6%，渗透率小于0.1 mD时，储集层不具有工业气流，产气微量。

图5　鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系不同成岩相储集层渗透率与孔隙度交会图

结合图5与图6可以发现，中胶结中溶蚀相的储集层产能最好，无需压裂改造，自然生产已有很好的产量；强胶结强溶蚀相的储集层次之，经过压裂改造后可以获得工业气流；而强胶结中溶蚀相的储集层最差，就算经过压裂改造后仍无工业气流。成岩相控制低孔低渗储集层的孔、渗条件，孔、渗条件影响低孔低渗储集层的产能，在低孔低渗储集层孔隙度与渗透率参数计算不准确的情况下，可以通过评价成岩相以达到预测储集层产能的目的，同时，成岩相的评价还可以指导低孔低渗储集层的生产方式，节省生产成本。

图6　鄂尔多斯盆地晋西挠曲带石盒子组不同产能级别储集层渗透率与孔隙度交会图

3　结论

（1）依据岩石组分以及面孔率等实验数据，通过孔隙度演化模拟求得表征成岩作用对孔隙空间影响的参数，即视压实率、视胶结率和视溶蚀率，再利用其数值的相对大小表征成岩作用强弱程度，最后以压实强度、胶结强度和溶蚀强度来进行成岩相的划分，进而预测低孔低渗储集层中物性相对较好的区域，以寻找含油气有利区。

（2）鄂尔多斯盆地晋西挠曲带二叠系为典型的低孔低渗储集层，成岩作用强烈，表现为中等压实作用，中等-强胶结作用与中等-强溶蚀作用，依据成岩作用强度，将研究区成岩相划分为强胶结强溶蚀相、强胶结中溶蚀相和中胶结中溶蚀相3种类别，结果与薄片描述基本一致；依据成岩相可以预测低孔低渗储集层的产能分级情况。

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（编辑顾新元）

Diagenetic Facies Classification of Low⁃Porosity and Low⁃Permeability Sandstones Based on Porosity Evolution Simulation:A Case Study from Permian Strata in Jinxi Flexure Belt, Ordos Basin

CHEN Yulong,ZHANG Chong,NIE Xin,SHI Wenrui,LIU Jingqiang,GUO Jining
(Yangtze University a.MOE Key Laboratory of Petroleum Resources and Exploration Technologies, b.School of Geophysics and Oil Resources,Wuhan,Hubei 430100,China)

The key to exploration of low⁃porosity and low⁃permeability reservoirs is to predict the reservoirs with relative good physical properties to find favorable petroliferous areas.In a certain sedimentary environment,diagenetic facies is the core factor controlling the physical properties of reservoirs.The diagenetic facies which can be used to classify petroliferous areas should consider the influence of dia⁃genesis on pore spaces of reservoirs.Based on rock components,surface porosity and petrophysical properties and through porosity evolu⁃tion simulation,porosity variations before and after diagenesis such as compaction,cementation and corrosion are simulated on the basis of primary porosity.Apparent compaction rate,apparent cementation rate and apparent corrosion rate are used to represent the construction and destroy degrees of pore spaces caused by diagenesis and the degrees could be digitalized.Based on the data of apparent compaction rate,apparent cementation rate and apparent corrosion rate,diagenesis can be divided into 3 types,namely strong,moderate and weak dia⁃genesis.Based on the intensities of compaction,cementation and corrosion,diagenetic facies can be classified quantitatively.With this method,the Permian diagenetic facies in Jinxi flexure belt of Ordos basin are classified as strong cementation and strong corrosion facies, strong cementation and moderate corrosion facies and moderate cementation and moderate corrosion facies,which is in accordance with the results from thin section analysis.

Ordos basin;Jinxi flexure belt;Permian;low⁃porosity and low⁃permeability reservoir;sandstone;porosity evolution simulation; diagenetic facies classification

TE122.21

A

1001-3873（2016）06-0687-07

10.7657/XJPG20160610

2016-06-19

2016-09-08

国家自然科学基金（41404084）；湖北省自然科学基金（2013CFB396）

陈雨龙（1990-），男，湖北襄阳人，硕士研究生，地球探测与信息技术，（Tel）18062796226（E-mail）cyllogging@163.com