歧口凹陷沙三段成岩作用对储层物性贡献率研究

张自力，李 勇，张 威，王 伟，张 晶，肖敦清，蒲秀刚，袁淑琴，刘 刚

(1．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059;2．中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280;3．中国石油大港油田公司采油二厂，天津 300280)

歧口凹陷沙三段成岩作用对储层物性贡献率研究

张自力1，李 勇1，张 威1，王 伟1，张 晶1，肖敦清2，蒲秀刚2，袁淑琴2，刘 刚3

(1．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059;2．中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280;3．中国石油大港油田公司采油二厂，天津 300280)

为定量描述各种成岩作用对储层物性变化的影响，提出成岩综合系数(C)，该系数由压实作用(α)、胶结作用(β)、溶蚀作用(γ)等3个成岩要素贡献率之和构成。通过对研究区大量岩芯薄片分析统计，经多元回归，建立各种成岩作用与孔隙度之间的关系式，得出它们对储层物性的贡献率，认为胶结作用是储层物性的主控因素。

成岩作用;储层物性;贡献率;成岩综合系数;歧口凹陷;河北

0 引言

优质储层控制了油气的空间分布，研究其发育特征及控制因素对油气勘探具有重要的指导意义(代金友等，2003)。优质储层的发育不仅受构造、沉积相等先天因素的控制，同时成岩作用对其也有重要的后天影响。歧口凹陷沙三段是黄骅坳陷重要油气勘探层系，通过大量薄片观察与描述，将各种成岩作用分别定量标定，建立它们与储层物性之间的关系(李晓清等，2001)，从而突出它们对储层质量的影响，明确不同部位储层发育的主控因素和控制程度。

1 成岩参数建立与定量化描述

1．1 原始孔隙度

在假定天然砂层砂岩碎屑颗粒的堆积方式是随机的基础上，M Scherer(1987)推算出潮湿地表环境中砂体粒度分选系数(S0)与原始孔隙度(Ф0)存在着下列以下关系式：

式(1)中，Ф0为工区沉积物的原始粒间孔隙度;S0为特拉斯克分选系数，由累积曲线上25%处的颗粒粒径(R1)和75%处颗粒粒径(R3)之比的平方根求得，即

通过计算，歧口凹陷沙三段碎屑岩储层平均原始孔隙度(Ф0)为38．14%。

1．2 视压实率

随埋藏深度增加和压实强度增大，碎屑岩孔隙度一般呈持续减小的趋势。利用铸体薄片下粒间孔隙体积的减少量来反映视压实强度，结合前人研究从而提出视压实率(α)(于兴河，2002;姜在兴，2003;王允诚，2008)：

视压实率(α)=(Ф0－粒间孔体积)/Ф0×100%(2)式(2)中，粒间孔体积=粒间孔隙体积(铸体体积)+胶结物体积。

1．3 视胶结率

视胶结率(β)反映储层岩石经历压实作用后，岩石粒间孔隙中填隙物体积所占的百分比，是胶结、矿物充填、交代等成岩作用综合控制的结果。统一用胶结物体积代替，视胶结率(β)计算如式(3)所示(于兴河，2002;王允诚，2008)：

视胶结率(β)=胶结物体积/粒间孔体积 ×100% (3)

1．4 溶蚀率

溶蚀率(γ)指经历一系列成岩作用后，岩石粒间孔隙中由溶蚀作用产生的孔隙体积的大小。由于歧口凹陷沙三段储层埋深较大，原始粒间孔隙破坏殆尽，所观察到的孔隙主要为溶蚀成因。溶蚀率(γ)反映溶蚀强度，计算公式如下：

溶蚀率(γ)=溶蚀孔隙/原始孔隙度×100% (4)

2 成岩综合系数与储层物性间关系

为定量描述成岩作用对储集性能的综合影响，即成岩作用综合效应以及在成岩过程中各种成岩作用对储层孔隙空间的影响程度的刻画，采用“成岩综合系数(C)”这一参数，其表达式为：

式 中 λ123分别为机械压实作用 胶结作用、溶蚀作用对原始孔隙空间体积的影响程度的贡献率。

砂岩储层孔隙度(Ф)与机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用存在线性关系，Ф =F+X1α +X2β +X3γ，式中，Ф为歧口凹陷沙三段储层现今孔隙度;α、β、γ分别视压实率、视胶结率、溶蚀率，其中，0≤α、β、γ≤1;F、X1、X2、X3回归常数。通过歧口凹陷沙三段储层物性测定以及薄片观察。在此基础进行多元线性回归，得到以下公式：

据式(6)，可看出现今孔隙度与压实作用、胶结作用成反比，与溶蚀作用成正比，这与实际情况相吻合。

定义视压实强度对储层贡献为X1α;胶结作用对储层贡献为X2β;溶蚀作用对储层贡献为X3γ。推知其贡献率分别为：

式(7)中，可以用 λ1、λ2、λ3之间的比值，反映各成岩作用间的相对发育程度，比值大于1，则表明相对于分母所代表的成岩作用，分子所代表的成岩作用较为发育。比值小于1，其代表的意义则相反;利用λ1、λ2之和与λ3的比值，反映对储层物性起到消极贡献与积极贡献间相互发育的程度;比值大于0.5，表明对储层物性贡献的消极因素(压实作用、胶结作用)占主导地位;比值小于0．5则表明对储层物性贡献的积极因素(溶蚀作用)占主导地位。成岩综合系数(C)为各成岩作用贡献率(λ1、λ2、λ3)之和，数值的大小代表成岩作用对储层的综合改造程度，数值越大，储层越好，表明储层越疏松，溶蚀作用贡献较多。数值越小则表明储层越致密，压实作用与胶结作用的贡献较多。

3 沙三段储层定量化综合分析

歧口凹陷沙三段储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，储层孔隙度 10% ～25%(平均17.82%)，渗透率普遍小于 50 ×103μm2(平均29.33×103μm2)。储层埋深大于2 000m，主要成岩作用有：机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。根据歧口凹陷沙三段砂岩测试分析等资料，结合成岩参数计算方法，定量化计算出各成岩参数(图1)，砂岩的平均原始孔隙度(Ф)为38．14%，视压实率(α)3．9% ～94．8%，平均 50．9%;视胶结率(β)3.8% ～ 95．4%，平均 57．8%;溶蚀率(γ)65.5% ～2．7%，平均18．1%。其中，压实作用贡献率(λ1) －0．01 ～ －0．27，平均 －0．077，胶结作用贡献率(λ2) －0．02 ～ －1．08，平均 －0．267，溶蚀作用贡献率(λ3)0．43 ～0．01，平均 0．057，成岩综合系数(C) －1．3 ～0．2，平均 －0．284。

成岩综合系数(C)是成岩过程中各种成岩作用对储层物性控制程度的量化结果，其数值大小反应储层优劣程度。C值越小，反映对储层物性起破坏性的成岩作用(压实、胶结)越发育，表明储层性质越差;C值越大，反应对储层物性起建设性的成岩作用(溶蚀)越发育，表明储层性质越好。结合实际生产资料对比可以发现(表1)：成岩综合系数(C)大于－0．2的井段油气显示均较好;相反，C值小于－0．2的井段油气显示则较差，且数值越小，储层性质就越差，而其含油气性也越差。

细究工区内目的层段储层成岩综合系数(C)的主控因素，通过各成岩要素间的比率关系进而反映出压实作用(λ1)、胶结作用(λ2)、溶蚀作用(λ3)的平均贡献率分别为：－0．076、－0．266、0．057，不计负号，以溶蚀贡献率为 1，λ1∶λ2∶λ3为 1．3∶4．7∶1。说明歧口凹陷沙三段储层胶结作用造成的孔隙减少量要远远大于压实作用的减少量。如图2所示，成岩综合系数(C)与视胶结率(β)呈明显线性负相关，与溶蚀率(γ)呈线性正相关关系，但与视压实率(α)关系不明显。尽管溶蚀作用平均贡献率相对较小，但仍对于歧口凹陷沙三段这样埋深大、胶结程度高、原始孔隙被破坏殆尽的储层勘探带来希望。

图1 歧口凹陷沙三段成岩参数频数直方图

图2 歧口凹陷沙三段成岩参数散点图

4 结语

在前人对储层压实作用、胶结作用定量化研究的基础上，通过对歧口凹陷沙三段成岩作用定量化表征，探究各成岩作用对储层物性变化的贡献，建立压实作用、胶结作用、溶蚀作用与孔隙度之间的回归经验公式：Ф=17．668 0－1.727 2α －5.366 7β+4.294 5γ，根据各成岩参数定量化结果，表明歧口凹陷沙三段物性主控因素为胶结作用，但部分地区溶蚀作用相对发育，所以，寻找深部溶蚀发育区成为深部沙三段勘探的方向。

表1 歧口凹陷沙三段典型井段成岩作用数据表

大港油田石油地质志编辑委员会．1991．中国石油地质志：卷四［M］．北京：石油工业出版社．

大港油田科技丛书编委会．1999．第三系石油地质基础［M］．北京：石油工业出版社．

代金友，张一伟，熊琦华，等．2003．成岩作用对储集层物性贡献比率研究［J］．石油勘探与开发，30(4)：54－55．

姜在兴．2003．沉积学［M］．北京：石油工业出版社．

李晓清，郭勤涛，丘东洲．2001．潍北油田储层的成岩作用及成岩相划分［J］．沉积与特提斯地质，21(4)：28 －33．

王允诚．2008．油气储层地质学［M］．北京：地质出版社．

于兴河．2002．碎屑岩系油气储层沉积学［M］．北京：石油工业出版社．

Study on contribution rate on reservoir property at Es3in Qikou Sag

ZHANG Zi-li1，LI Yong1，ZHANG Wei1，WANG Wei1，ZHANG Jing1，XIAO Dun-qing2，PU Xiu-gang2，YUAN Shu-qin2，LIU Gang3

(1．State Key Lab of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China;2．Dagang Oilfield Exploration and Development Institute，PetroChina，Tianjin 300280，China;3．Second Factory of Dagang Oilfield Company，PetroChina，Tianjin 300280，China)

In order to describe the effects of various diagenesis on reservoir properties quantitatively，the authors put forward the diagenetic comprehensive coefficient(C)，this coefficient was consisted of contribution rates of three diagenetic factors：compaction(α)，cementation(β)and dissolution(γ))．Through statistical analysis of a large number of core sections of Es3in Qikou depression，the authors established a relationship type between diagenesis and porosity with multiple regressions，obtaining their contribution rates on reservoir properties．It was concluded that the cementation was the main controlling factor for reservoir properties．

Diagenesis;Reservoir property;Contribution rate;Diagenetic comprehensive coefficient;Qikou Sag;Hebei

P618．130．21

A

1674－3636(2011)04－0354－04

10．3969/j．issn．1674-3636．2011．04．354

2011－09－13;编辑：陆李萍

中国石油大港油田分公司科技项目“歧口凹陷沙三段成岩演化动力机制与储层时空分布研究”;国家自然科学基金项目(40972083、49803013、40372084、40841010)、中国地质调查局应急项目和中石化前瞻性项目资助

张自力(1986—)，男，硕士研究生，研究方向为沉积盆地分析，E-mail：zhangzl727@126．com