巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究

彭　军，吴慧明，韩浩东，杨素举，张涵冰，刘　露

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；　2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)



巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究

彭军1，吴慧明1，韩浩东1，杨素举2，张涵冰1，刘露1

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

根据沉积学和储层地质学原理和研究方法，利用岩石薄片和扫描电镜等测试分析资料，在储层岩石学和成岩作用特征研究的基础上，开展了巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究。研究认为，东河塘组储层发育6种成岩作用，以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主，成岩阶段为中成岩A-B期。根据视压实率、视胶结率、视溶蚀率及溶蚀量4个参数值和沥青充填情况，将东河塘组储层划分为中等压实中等胶结强溶蚀相(Ⅰ)、中等压实中等胶结中等溶蚀相(Ⅱ)和中等压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅲ)等7种成岩相类型，其中Ⅰ—Ⅲ相为有利成岩相。利用测井资料，采用k最邻近分类算法对研究区17口井进行成岩相测井连续自动识别，得出东河塘组上砂岩段储层成岩相以Ⅵ相为主，有利成岩相主要分布在伽2—玉2—巴5井区和群6—BK8—BT4—KT1井区，下砂岩段储层成岩相以Ⅱ相为主，有利成岩相主要分布在伽2—群6—BK8—巴2—康1井区，比上砂岩段更发育。有利成岩相的研究，可为优质储层预测提供地质依据。

成岩相；成岩作用；致密砂岩；东河塘组；巴楚地区

成岩作用是储集层发育和形成的必经过程，对储层质量和非均质性具有很强的控制作用[1-4]。在埋藏期，随温度、压力、流体等成岩介质条件的变化而呈现出不同的成岩作用类型、成岩强度和成岩组合，而这些条件是改善或破坏储层物性的关键因素[1-5]。成岩作用决定了成岩相的形成过程和最终定型[2]。成岩相是沉积物在特定的成岩环境下经由多种成岩作用和演化的综合产物，它包含岩石颗粒、胶结物、组成结构和孔洞缝特性及其演变的综合面貌，是表征储层性质、类型和好坏的成因性标志[5-7]。对成岩相研究还存在争议，由于各种成岩相对应的形成机理复杂多样，还没有统一的概念和划分方法[2,5]。前人主要依据沉积相、成岩矿物、成岩作用类型、成岩强度、孔隙类型及其对储层物性的影响进行成岩相类型的划分[5-9]。

巴楚地区位于塔里木盆地的西部(图1)，具多期断裂活动，区内构造复杂[10-11]。近年勘探，在巴楚西部的泥盆系东河塘组中见良好的油气显示和工业油气流，说明东河塘组勘探潜力大[11-12]。前人对研究区东河塘组的研究多集中在沉积特征、储层特征及非均质性、孔隙结构等方面，而对东河塘组砂岩成岩作用和成岩相的研究相对薄弱[11-15]。本文主要依据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等测试分析资料，分析了东河塘组储层特征和成岩作用特征，在此基础上重点对成岩相展开研究，依据成岩类型和成岩强度划分成岩相类型，并总结其特征。同时，建立成岩相的测井响应特征，探索利用测井资料来划分成岩相类型的方法，研究成岩相的时空分布并指出有利成岩相的分布

范围，为研究区油气勘探的有利目标预测提供坚实可靠的地质依据。

1　储层基本特征

1.1储层岩石学特征

研究区东河塘组砂岩储层发育3种岩石类型，即岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩，以岩屑石英砂岩为主(图2)。储层碎屑成分以石英为主，平均含量为86%，其次是岩屑，平均含量为9.1%，以千枚岩岩屑和变质石英岩岩屑为主，长石含量最低，平均含量为2.4%，常见钾长石和斜长石，钾长石含量略高于斜长石(表1)，镜下可见云母、电气石、锆石等重矿物，含量较少。总体上，东河塘组储层的成分成熟度较高。填隙物中杂基含量较低，平均为1.3%，且分布不均，以泥质和铁质为主。胶结物含量较高，平均为15.9%，以钙质矿物为主，硅质矿物和粘土矿物次之(表1)。粒度以中-细粒和细粒为主，分选性中等-好。磨圆度以次棱角状为主，次棱角状-次圆状次之。颗粒以点-线接触为主，线接触次之，具颗粒支撑结构。砂岩结构成熟度中等-高。

图2　巴楚地区东河塘组储层砂岩类型Fig.2　Sandstone types in the Donghetang reservoirs,Bachu area Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩； Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩

1.2储层物性及孔隙类型

研究区储层孔隙度平均为5.56%，渗透率平均为2.96×10-3μm2，属于特低孔-特(超)低渗致密储层。储层中孔隙主要为残余原生粒间孔和次生溶孔。原生粒间孔是储层的主要储集空间，占储集空间的57%，多为不规则的三角形或多边形(图3e)。次生孔隙比较发育，占储集空间的43%。次生孔隙以粒间溶孔为主，主要由杂基溶蚀和颗粒边缘溶蚀所形成，大小约在2～5 mm，大多呈不规则状、港湾状分布(图3a，b)，其次是粒内溶孔，由不稳定长石及岩屑的粒内不完全溶蚀所形成，直径较小，在0.5～1 mm，大多呈不规则状(图3a，b)。此外，还发育少量铸模孔和微裂缝(图3c，i)。

2　储层成岩作用类型及特征

研究区大量岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜等资料分析表明，东河塘组储层经历了6种成岩作用,即压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、油气充注和破裂作用，以前3种成岩作用为主，成岩阶段为中成岩A-B期。

压实作用对储层原生孔隙破坏较大，整体属于中等压实，表现为碎屑颗粒定向排列，多呈点-线接触(图3i)，或石英、长石等刚性矿物因受压出现裂纹(图3f)，或塑性颗粒(软质岩屑、云母)压实变形。

胶结作用破坏了储层的原生和次生孔隙，发育钙质胶结、硅质胶结、粘土矿物胶结和硬石膏胶结等多种胶结，其中以钙质胶结、硅质胶结和粘土矿物胶结最为普遍。钙质胶结发育两期：早期方解石呈连晶胶结，颗粒 “悬浮”于胶结物中(图3f)，形成于压实较弱的浅埋藏环境；晚期方解石呈斑块状或晶粒状胶结，以铁方解石、铁白云石为主(图3g)，形成时间较晚。硅质胶结以Ⅰ-Ⅱ级的石英次生加大边和分布于孔隙边缘的自生石英颗粒产出为主(图3e)。粘土矿物胶结以伊利石和伊/蒙混层为主，多呈片状或丝缕状，以颗粒包膜或衬垫式充填于粒间(图3k,l)。

溶蚀作用对东河塘组储层的孔隙结构类型、孔隙大小以及储集性能有重要的促进作用，以长石、岩屑、钙质胶结物溶蚀为主，常形成粒间溶孔、粒内溶孔，部分完全被溶蚀形成铸模孔(图3a—c)。

3　成岩相类型划分及其特征

3.1成岩相类型划分

为了定量表征压实作用、胶结作用和溶蚀作用的强度，引入“视压实率、视胶结率和视溶蚀率”3个参数[16-19]。根据式(1)—式(3)计算出视压实率、视胶结率和视溶蚀率，分别将压实作用、胶结作用和溶蚀作用定量划分为强、中、弱3个等级。为了更准确判断成岩强度，又引入了颗粒接触关系、孔隙类型和溶蚀量3个参数来辅助判断压实和溶蚀作用强度(表2)。

(1)

(2)

(3)

表1　巴楚地区东河塘组储层碎屑成分及填隙物成分统计Table 1　Statistics of detrital and interstitial matter component of the Donghetang Formation，Bachu area

图3　巴楚地区东河塘组储层各成岩相类型显微特征Fig.3　Diagenesis facies characteristics of reservoirs in the Dohetang Formation in Bachu areaa. 原生粒间孔和粒间溶孔非常发育，另见粒内溶孔和铸模孔，BK8井，埋深4 924.40 m，D3d；b.粒间溶孔非常发育，另见粒内溶孔和铸模孔，KT1井，埋深2 188.65 m，D3d；c.原生粒间孔和粒间溶孔较发育，BK9井，埋深4 959.69 m，D3d；d.颗粒定向排列，呈线接触，见少量粒内、粒间溶孔，BK9H井，埋深4 961.49 m，D3d；e.石英次生加大Ⅰ-Ⅱ级，BT4井，埋深4 885.03 m，D3d；f.方解石呈连晶胶结，或交代碎屑颗粒，石英颗粒破裂，BT4井，埋深4 882.5 m，D3d；g.方解石呈块状胶结，BK8井，埋深4 971.44 m，D3d；h.沥青充填在石英颗粒加大边之外的粒间孔中，玉2井，埋深3 655.17 m，D3d；i.颗粒定向排列，呈点-线接触，构造微裂缝刺穿石英颗粒，BK8井，埋深4 922.65 m，D3d；j.粒表分布自生石英颗粒，BK8井，埋深4 921.27 m，D3d，扫描电镜；k.片状及丝状伊利石，BT5井，埋深2 544.54 m，D3d，扫描电镜；l.丝缕状伊/蒙混层，玉2井，埋　　深3 731.90 m，D3d，扫描电镜表2　压实作用、胶结作用和溶蚀作用的成岩强度划分标准Table 2　Diagenesis intensity standard of compaction,cementation and dissolution

成岩强度压实作用胶结作用溶蚀作用视压实率/%颗粒接触关系视胶结率/%视溶蚀率/%溶蚀量/%孔隙类型强>70线-凹凸接触或线接触>70>60>6粒内、粒间溶孔与铸模孔中等30～70点-线接触或线接触30～7025～603～6直径小的粒内、粒间溶孔弱<30点接触<30<25<3零星分布溶孔

根据成岩作用类型和成岩强度，本文共划分出了7种成岩相类型：中等压实中等胶结强溶蚀相(Ⅰ)、中等压实中等胶结中等溶蚀相(Ⅱ)、中等压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅲ)、强压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅳ)、弱压实强胶结弱溶蚀相(Ⅴ)、中等压实强胶结弱溶蚀相(Ⅵ)以及针对由于沥青部分或完全充填粒间孔而出现低孔-低渗或高孔-低渗的现象，单独划分出沥青充填相(Ⅶ)。

3.2各成岩相类型特征

中等压实中等胶结强溶蚀相(Ⅰ)：以岩屑石英砂岩为主，其次是石英砂岩。粒度为中-细粒，颗粒以点-线或线-点接触为主。视压实率平均为40.81%，压实程度中等。胶结物含量平均为8%，以钙质胶结为主，其次是硅质胶结，视胶结率平均为42.43%，胶结程度中等。压实作用和胶结作用不强，原生孔得以保存较多，具有较好的连通性，为流体的流动提供通道，促进溶蚀作用发生。次生粒间溶孔和粒内溶孔均较发育，局部发育少量铸模孔(图3a，b)，溶蚀量平均为4.41%。该相的孔隙度平均为12.6%，渗透率平均为16.37×10-3μm2，是最有利的成岩相。

中等压实中等胶结中等溶蚀相(Ⅱ)：以岩屑石英砂岩为主。粒度中-细粒或细粒，颗粒多呈点-线或线-点接触。视压实率平均为43.61%，视胶结率平均为50.53%。胶结物含量平均为9.64%，以钙质胶结和硅质胶结为主。压实和胶结程度均中等，但比Ⅰ相的程度强，原生孔隙保存和连通性较好。视溶蚀率平均为46.97%，溶蚀量平均为3.46%，以次生粒间溶孔和粒内溶孔为主(图3c)。该相的孔隙度平均为8.2%，渗透率平均为2.35×10-3μm2，是有利的成岩相。

中等压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅲ)：以岩屑石英砂岩为主，石英砂岩次之。粒度为细-极细粒或中-细粒，颗粒以点-线或线-点接触为主。视压实率平均为49.91%，视胶结率平均为59.43%，视溶蚀率平均为38.87%，溶蚀量平均为1.73%。压实作用和胶结作用强度中等，比Ⅰ相、Ⅱ相的程度强，保留部分原生孔，而溶蚀作用相对较弱。胶结物含量平均为9.64%，以钙质和粘土矿物胶结物为主，硅质胶结物次之。粘土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主，充填粒间或附着颗粒表面，降低了孔隙度和连通性，不利于溶蚀作用(图3d)。该相孔隙度平均为6.03%，渗透率平均为0.25×10-3μm2，是较有利的成岩相。

强压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅳ)：以石英砂岩为主。分选较好，粒度为细-中粒，颗粒呈线接触。视压实率平均为72.27%，压实作用强，储层原生粒间孔隙保存较少。视胶结率平均为64.29%，胶结物含量平均为7.04%，以硅质胶结物为主，使孔隙进一步堵塞(图3e)，导致溶蚀作用较弱。视溶蚀率平均为37.05%，溶蚀量平均为1.13%。强烈的压实作用和硅质胶结作用是储层致密的主要原因。该相的孔隙度平均为4.5%，渗透率平均为0.76×10-3μm2，是不利储层发育的成岩相。

弱压实强胶结弱溶蚀相(Ⅴ)：以岩屑砂岩为主。分选中等，粒度为细粒，颗粒呈点-线接触。视压实率平均为23.94%，压实作用程度较弱。而胶结作用强，胶结物含量平均为25.9%，主要发育钙质胶结，含量最高为43%，平均为22.3%。方解石呈连晶胶结，使颗粒呈“悬浮”状(图3f)，有较强的抗压能力，交代部分碎屑颗粒，导致溶蚀作用较弱，储层原生孔隙和次生孔隙均不发育，是储层致密的主要原因。该相的孔隙度平均为3.2%，渗透率平均为0.2×10-3μm2，是不利储层发育的成岩相。

中等压实强胶结弱溶蚀相(Ⅵ)：以岩屑石英砂岩为主，其次是石英砂岩。分选中等-好，粒度中-细粒，颗粒呈点-线接触。视压实率平均为44.17%，压实作用中等。视胶结率平均为87.58%，胶结物平均含量15.14%，以碳酸盐胶结物为主。方解石呈块状胶结，其次是硅质和粘土矿物胶结，堵塞孔隙，使储层致密，流体流动不畅通。溶蚀量平均为0.79%，视溶蚀率平均为40.36%，溶蚀作用弱(图3g)。该相的孔隙度平均为3.99%，渗透率平均为0.09×10-3μm2，也是不利储层发育的成岩相。

沥青充填相(Ⅶ)：镜下观察发现沥青完全或部分充填粒间孔和粒内溶孔。当沥青完全充填孔隙时，储层孔隙度和渗透率均很低(图3h)，当沥青部分充填孔隙时，由于沥青附着在颗粒边缘，导致储层的孔隙度高，而渗透率极低(图3i)。该相的有机质含量较高，平均为11.45%，主要发育在岩屑石英砂岩中，压实和胶结程度弱-中等，孔隙度平均为4.86%，渗透率平均为0.18×10-3μm2。

上述各成岩相类型特征研究表明：Ⅰ相物性最好，是最有利的成岩相；Ⅱ相物性较好，是有利的成岩相；Ⅲ相物性中等，是较有利的成岩相；Ⅳ—Ⅵ相物性较差，是非有利成岩相(表3;图4)。

4　成岩相测井自动识别

4.1成岩相测井响应特征

由于取心资料有限，根据岩石薄片所划分的成岩相在垂向上分布不连续，因此需要利用垂向上连续性好的测井资料来开展成岩相研究。不同成岩相在岩石结构、成分和物性上的差异，表现在地层波速、密度、放射性及电阻率等物理性质的变化上，导致了它们在测井曲线上具有不同的响应特征[20]。本文选取了对成岩相较敏感的中子(CNL)、密度(DEN)、声波时差(AC)、自然伽马(GR)和深、浅侧向电阻率(RD，RS)6条常规测井曲线[8,21]，依据岩石薄片划分的成岩相类型，在取心段建立各成岩相的测井响应特征。首先，利用声波时差分别与浅侧向电阻率、中子和自然伽马曲线交会区分中等压实中等胶结强溶蚀相、中等压实中等胶结中等溶蚀相、中等压实强胶结弱溶蚀相和强压实中等胶结弱溶蚀相(图5a—c)。其次，利用声波时差与密度曲线交会区分中等压实中等胶结中等溶蚀相和中等压实中等胶结弱溶蚀相(图5d)。最后，利用自然伽马与深侧向电阻率曲线区分中等压实中等胶结中等溶蚀相、弱压实强胶结弱溶蚀相和沥青充填相(图5e)。由此，建立各成岩相的测井曲线特征(表4)。

表3　巴楚地区东河塘组储层各成岩相类型岩性、成岩强度和物性参数统计Table 3　Statistics of lithology,properties,and diagenetic intensity of various diagenetic facies in Donghetang reservoirs,Bachu area

图4　巴楚地区东河塘组储层不同成岩相类型 孔隙度-渗透率关系Fig.4　Crossplot of porosity and permeability for various diagenetic facies of reservoirs in the Donghetang Formation,Bachu area

虽然各类成岩相的测井响应值存在一定差异，但部分测井值之间还是会存在重叠及交叉现象。蜘蛛图是以能够反映相特征的各测井参数值作为辐射轴，以不同成岩相之间的差别为依据，从而以图形区分不同成岩相[7]。根据图5f可以定性区分出各成岩相：Ⅰ—Ⅲ相在AC曲线上表现出高值，在RD，RS，DEN和CNL曲线上表现出低值，反映了其物性相对较好；Ⅳ—Ⅶ相表现相反。

4.2成岩相测井自动识别

在总结各成岩相测井曲线响应特征的基础上，采用k最邻近分类(k-nearest neighbor classification)算法[22-24]，将岩石薄片划分的各类成岩相对应的测井参数值作为训练样本，对研究区东河塘组储层成岩相进行纵向连续自动识别。该算法的思想是：计算待划分样本与已知成岩相样本的距离或相似度，找到距离或相似度与待划分样本最近的k个邻居；然后,根据这些邻居所属的成岩相类型来判断待划分样本的类别。如果待划分样本的k个邻居大都属于同一个成岩相类型，那么待划分样本也属于这个成岩相类型；否则,对每个候选类别进行评分，按照某种规则来确定待划分样本的类别[23]。k最邻近分类算法适用于类域较差或重叠较多的待分类样本集。巴楚地区东河塘组储层各类成岩相的测井参数之间存在明显的交叉重叠(图5a—e)，该算法正适用于该类决策分类。具体算法流程为[24]：

图5　巴楚地区东河塘组储层各成岩相测井参数交会图Fig.5　Logging responses of diagenetic facies of the Donghetang Formation，Bachu areaa. AC-RS交会图；b. AC-GR交会图；c. AC-CNL交会图；d. AC-DEN交会图；e. GR-RD交会图；f.各成岩相测井参数蜘蛛图 (AC，DEN，CNL，GR，RD，RS分别代表声波时差、密度、中子、自然伽马和深、浅侧向电阻率测井值。)表4　巴楚地区东河塘组储层各成岩相测井响应特征Table 4　Logging responses of diagenetic facies of the Donghetang Formation，Bachu area

成岩相AC/(μs·m-1)DEN/(g·cm-3)CNL/%GR/APIRD/(Ω·m)RS/(Ω·m)Ⅰ:中等压实中等胶结强溶蚀相>672.13～2.607.38～16.0160～806～164～12Ⅱ:中等压实中等胶结中等溶蚀相>652.39～2.604.55～16.2640～1105～254～13Ⅲ:中等压实中等胶结弱溶蚀相>652.52～2.784.14～12.4745～957～236～25Ⅳ:强压实中等胶结弱溶蚀相<652.08～2.644.61～11.5925～90>14<15Ⅴ:弱压实强胶结弱溶蚀相61～702.17～2.723.39～10.9940～10015～257～26Ⅵ:中等压实强胶结弱溶蚀相61～702.04～2.853.38～12.9645～105>99～27Ⅶ:沥青充填相61～702.45～2.854.01～11.0556～1006～237～22

注：AC，DEN，CNL，GR，RD，RS分别代表声波时差、密度、中子、自然伽马和深、浅侧向电阻率测井值。

1) 根据已知成岩相分类及其对应的测井响应值，生成训练样本集。

2) 求解待判别点与训练样本集中每个测井响应值样本的相似度，求解公式为：

(4)

式中：S(di,dj)为相似度；di为未知样本的测井响应值组成的向量；dj为第j个训练样本的测井响应特征向量；M为特征向量的维数；Si k，Sj k分别为对应向量的第k维。

3)计算待分类点在已知分类样本集中每类的权重，计算公式为：

(5)

式中：p(di,Cj)为权重；Cj为类别，若di属于类Cj，那么函数值为1，否则为0；D为样本集；y(dj,Cj)为类别属性函数。

4)根据计算的权重，将未知样本划分为权重最大的已知成岩相类别。

根据上述方法，对巴楚地区17口井的东河塘组储层开展了成岩相的测井自动识别，以BK8井为例，结果如图6所示。

5　成岩相分布特征

5.1成岩相纵向分布特征

统计研究区各井成岩相的测井自动识别结果，可知研究区东河塘组上砂岩段储层主要发育中等压实强胶结弱溶蚀相(Ⅵ相)，其次是弱压实强胶结弱溶蚀相(Ⅴ相)和强压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅳ相)。下砂岩段储层以中等压实中等胶结中等溶蚀相(Ⅱ相)为主，其次是中等压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅲ相)和中等压实强胶结弱溶蚀相(Ⅵ相)。分析表明：有利成岩相(Ⅰ—Ⅲ相)主要发育在下砂岩段，对应的储层物性、油气显示、试油和测井解释结论结果都较好，说明储层的储集空间发育和物性明显受成岩相控制。以BK8井为例，在下砂岩段埋深4 950.5～4 954.5，4 956.0～4 960.5及4 991.5～4 999.5 m段(图6b)，发育Ⅰ—Ⅲ相，对应的孔隙度为13.62%，渗透率为32.48×10-3μm2，试油结论为油层，油气显示为油浸、油斑，具有良好的匹配关系。

5.2成岩相平面分布特征

在纵向成岩相类型划分的基础上，统计各井的优势成岩相类型，以研究区东河塘组的沉积相、孔隙度的平面分布为控制，得出了东河塘组储层成岩相在平面上的展布规律(图7)。研究结果表明：

1) 上砂岩段储层成岩相平面上主要发育Ⅳ相和Ⅵ相。有利成岩相分布在研究区的西北地区，玉2-巴3井区和BT6—康探1井区分布Ⅰ相，群6—BK8井区和伽1—伽2—巴5井区分布Ⅱ相，BT7—BT4井区分布Ⅲ相(图7a)。

2) 下砂岩段砂体因剥蚀而仅分布在研究区西部，成岩相平面上主要发育Ⅱ相和Ⅲ相。有利成岩相发育更广泛，玉1—玉2—巴3井区分布Ⅰ相，伽1—群6—BK8—BT7—巴2—康探1井区分布Ⅱ相，BT6井区分布Ⅲ相(图7b)。

3) 对比上、下砂岩段储层成岩相平面分布图，发现下砂岩段储层有利成岩相更加发育。

上述研究表明，有利成岩相的分布区就是油气产层、优质储层发育区，也是滚动勘探有利储层预测的目标区。因此，通过对有利成岩相的时空分布研究，可为研究区优质储层预测提供坚实可靠的地质依据。

6　结论

1) 根据不同成岩类型、成岩强度组合及沥青充填情况，将巴楚区东河塘组储层划分为7种成岩相类型：中等压实中等胶结强溶蚀相(Ⅰ)、中等压实中等胶结中等溶蚀相(Ⅱ)、中等压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅲ)、强压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅳ)、弱压实强胶结弱溶蚀相(Ⅴ)、中等压实强胶结弱溶蚀相(Ⅵ)和沥青充填相(Ⅶ)。Ⅰ—Ⅲ相物性好，为有利成岩相，Ⅳ—Ⅵ相物性较差，为不利成岩相。

2) 利用适用于类别交叉重叠情况下的k最邻近分类算法进行成岩相测井自动识别，能够获取可靠的结果。测井自动识别巴楚地区东河塘组储层各类成岩相，与对应的储层物性、油气显示、试油和测井解释结论都具有良好的匹配关系，验证了结果的可靠性。

3) 纵向上，巴楚地区东河塘组上砂岩段储层以Ⅵ相为主，下砂岩段储层以Ⅱ相为主。平面上，上砂岩段储层在玉2—巴3井区和BT6—康探1井区分布Ⅰ相，群6—BK8井区和伽1—伽2—巴5井区分布Ⅱ相，BT7—BT4井区分布Ⅲ相。下砂岩段储层在玉1—玉2—巴3井区分布Ⅰ相，伽1—群6—BK8—BT7—巴2—康探1井区分布Ⅱ相，BT6井区分布Ⅲ相。其中,下砂岩段储层的有利成岩相更加发育。

图7　巴楚地区东河塘组储层成岩相平面展布Fig.7　Diagenetic facies plane distribution of the Donghetang Formation in Bachu areaa.上砂岩段储层成岩相平面展布;b.下砂岩段储层成岩相平面展布

4) 有利成岩相的分布区就是有利储层预测的目标区。通过对有利成岩相的时空分布研究，可为优质储层预测提供地质依据。

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(编辑李军)

Study on diagenetic facies of the Donghetang tight sandstone reservoirs in Bachu area

Peng Jun1，Wu Huiming1，Han Haodong1，Yang Suju2，Zhang Hanbing1，Liu Lu1

(1.SchoolofGeosciencesandTechnology，SouthwestPetroleumUniversity，Chengdu，Sichuan610500，China;2.ExplorationandProductionResearchInstituteofNorthwestOilfieldBranchCompany,SINOPEC,Urumqi,Xinjiang830011,China)

Sedimentological principles and investigation approaches were combined with thin sections,scanning electron microscope data on the study of tight sandstone reservoir diagenetic facies in Donghetang formation,Bachu area.The result dictates that reservoirs of the formation were shaped by 6 diagenesis effects but only three of which,namely compaction,cementation and dissolution,had played most part.The Formation was determined to be in an A-B stage of middle diagenesis phase.Based on four parameters (apparent compaction rate,apparent cementation rate,apparent dissolution rate,amount of dissolution) and asphalt-filling of the formation,we recognized seven kinds of diagenetic facies in the formation contains,including medium compaction and cementation with strong dissolution facies (Ⅰ),medium compaction and cementation with medium dissolution facies (Ⅱ),medium compaction and cementation with weak dissolution facies (Ⅲ) and etc.,among which,type I to Ⅲ are considered facies with exploration potentials.Relevant log data and thek-nearest neighbor classification method were also used to differentiate continuously and automatically the diagenetic facies of layers penetrated by 17 wells in the research area.The result shows that the upper Formation is dominated by type Ⅵ facies,with the most favorable facies occurring in Ga2-Yu2-Ba5 and Qun6-Bakai8-Batan4-Kangtan1 wellblocks,and the lower part is more developed than the upper one and dominated by type Ⅱ facies,with the most favorable facies occurring in Ga2-Qun6-Bakai8-Ba2-Kang1 wellblock.The study may serve as a geological basis for high-quality reservoir prediction.

diagenetic facies,diagenesis,tight sandstone,Donghetang Formation,Bachu area

2015-10-20;

2016-03-08。

彭军(1968—)，男，博士、教授、博士生导师，沉积学、储层地质学及层序地层学。E-mail:pengjun@swpu.edu.cn。

简介：吴慧明(1991—)，男，硕士研究生，储层地质学。E-mail：whm3986@163.com。

国家科技重大专项(2011ZX05002-003)。

0253-9985(2016)02-0245-11

10.11743/ogg20160213

TE122.2

A