成岩作用对储层物性贡献率研究总结大全

第一篇：成岩作用对储层物性贡献率研究总结大全

代金友，张一伟，熊琦华，王志章，成岩作用对储集层物性贡献比率研究，石油勘探与开发，Vo1，30，No.4 储集层物性是多种成岩作用控制的综合结果，于某一岩心薄片规模的储集层，这种成岩作用组合关系构成一个复杂系统。将这一系统的各种成岩作用分别定量化，并建立它们对储集层物性的控制关系，一方面可以突出各种成岩作用的强弱，进行成岩相的研 究；另一方面可以分析控制储集层物性的因素及其控制程度。本文把影响储集层物性的各种成岩作用综合成4个定量化参数，标定了它们对物性的贡献比率，形成了成岩作用定量化研究的新思路。

不同微相沉积物的颗粒粒度和组成等存在差异，在相同压力下的抗压实能力不同，压实率高，储集层的孔隙损失不一定大，从此角度，仅用压实率表征储集层的物性是不全面的，还需要表示储集层承受压实的能力。

1，1视压实强度

假设沉积时储集层粒间体积均匀，后期变化为压实作用造成，根据砂体的粒度中值及成分成熟度、结构成熟度，考虑成岩作用过程，利用粒间孔隙体积的压缩程度来表示岩心薄片规模的储集层的压实状况，提出与储集层物性相联系的视压实强度(A)概念，即：

其中，细砂岩原始粒间体积一般取40%，压实后粒间体积为实际储集层铸体薄片的粒间孔隙体积、胶结物体积、杂基体积之和。

视压实强度越大，岩心薄片规模的储集层粒间体积越小，孔隙损失越多。这样既考虑了不均匀压实作用，又包含了不同微相沉积物颗粒抗压实能力的信息。

1，2视填隙率

认为压实后岩心薄片规模的岩石粒间总体积中填隙物体积所占的百分比是胶结、溶解和矿物充填、交代等成岩作用的综合效果。结合前人研究，定义视填隙率(B)作为这一综合作用的量化参数：

其中的填隙物体积等于胶结物体积加杂基体积

视填隙率不仅反映胶结作用、矿物充填作用等对孔隙空间保存的影响，以及溶解作用对原生孔隙空间的改造；还反映了在一定的粒间体积中，填隙物体积与粒间孔隙体积的分配比例关系。

1，3视胶结率和杂基充填率

为了标定储集层中的特殊岩性(如钙质砂岩、杂基含量高的砂岩、粉砂岩等)，引用视胶结率(β)概念，定义了杂基充填率(C)这一量化参数：

其中：

视胶结率反映粒间胶结物占粒间体积的比率，杂基充填率代表了充填物杂基体积占粒间体积的比率。

以上4个参数与岩心薄片规模储集层的岩性、孔渗性密切相关，可以通过岩心刻度测井的回归关系，进行研究。

2用成岩机理量化参数表征储集层物性

若把孔隙度(φ)看作成岩作用的综合评价参数，视压实强度和视填隙率的某种线性组合与其关系密切，可表达为：

定义视压实强度对储集层物性的贡献为λ1a，视填隙率对储集层物性的贡献为λ2b，则二者对储集层物性的贡献率可定义为，则二者对储集层物性的贡献率可定义为：

式中F，λ

1、λ2，——回归常数；a—视压实强度对物性的作用，0≤a≤1；b——视填隙率对物性的作用，0≤b≤1；x1—视压实强度对物性形成过程中的贡献率，即压实作用对物性的贡献；x2—视填隙率对物性形成过程中的贡献率，即非压实作用对物性的贡献。

李晓清，郭勤涛，丘东洲，潍北油田储层的成岩作用及成岩相划分，沉积与特提斯地质，第2l卷第4期，2001年l2月

成岩综合系数概念

在对储集特征的研究中，为了对储层的描述和预测，通过对成岩作用综合效应的研究及定量评价，笔者提出了成岩相的概念及相应的研究方法。成岩相(简称DRF)是指影响储集性能的某种或某几种成岩作用综合效应及其分布的储集空间的组合。它是沉积岩在成岩过程中经过一系列的成岩演化后形成的目前面貌。

为了定量描述成岩作用对储集性能的综合影响，即成岩作用的综台效应，采用“成岩综合系数(CD)”这一参数，其表达式为：（张一伟，1997，彭仕宓，1998）

其中：视压实率(a)【Houseknecht D W.Assessing the relative importance of compaction processes and cementation to reduction of porosity in sandstones[J].AAPG，】Bulletin，1987，71：633-642.】反映机械压实作用对原始孔隙空间体积的影响程度；用下式表达：

式中40为假定研究区沉积物的原始粒间孔隙度；粒间孔体积为岩石铸体薄片下粒间孔隙度体积与胶结物体积之和。一般当a值大于70％为强压实；a值介于70％～30％为中等压实，而a值小于30％为弱压实。

视胶结率(β)反映胶结作用对原始孔隙空问体积的影响程度

般认为，当β值大于70％时，胶结程度强；β值介于70％～30％为中等胶结；β值小于30％时，胶结程度弱。

他引用这些参数对成岩相进行定量的划分。根据这些参数，以孔隙度为参考，将潍北油田孔一中，孔一下和孔二中亚段储层划分为六种类型的成岩相：DRF1型-DRF6型

成岩相分区图

孙思敏，低渗透储层成岩作用定量表征与成岩储集相——以吉林新立油田泉头组三、四段为例，沉积与特提斯地质，2007.6，27(2)成岩作用类型与定量表征

为了定量或半定量地表示压实作用强度，采用了“视压实率”概念(郑浚茂，庞明，碎屑储集岩的成岩作用研究[M]，武汉：中国地质大学出版社，1989，)，它在一定程度上反映了原始沉积物孔隙空间被压实的程度。

视压实率 =(原始孔隙体积一粒间体积)／原始孔隙体积×100％ 粒间体积 = 粒间孔体积+胶结物含量

根据R，Sneider图版，考虑岩石的沉积环境、粒级大小及分选性，取细砂岩、细一中砂岩的原始孔隙度35％，粉砂岩、极细砂岩的原始孔隙度30％。压实作用强度划分标准如表1。

为定量或半定量表示胶结作用强度，采用“视胶结率”的概念(郑浚茂，庞明，碎屑储集岩的成岩作用研究[M]，武汉：中国地质大学出版社，1989)：

视胶结率 = 胶结物体积／(胶结物体积+粒间孔体积)×100％ 胶结作用强度划分标准如表2：

成岩储集相是影响储层性质的某种或几种成岩作用及特有的储集空间组合，它反映沉积岩的目前面貌，是其成岩过程中所经历的一系列成岩变化的将结果。为定量表征各种成岩作用对储集性能的影响，即成岩作用的综合效应，笔者采用了“成岩系数Cd”[李小青，2001；张一伟，1997]这一参数，表达式为：

成岩系数Cd=面孔率／(视压实率+视胶结率+微孔隙率)×100％

其中，微孔隙率=(物性孔隙度一面孔率)／物性孔隙度×100％ 发现该区成岩系数与孔隙度和渗透率呈良好的正相关关系：其值越大，说明受使物性变好的成岩作用(如溶解作用)影响越大，孔隙度和渗透率也越大；而Cd值越小，则受使物性变差的成岩作用(如压实作用和胶结作用)影响越大，孔、渗也越小。

根据储层视压实率、视胶结率、镜下估算的面孔率和物性孔隙度，计算了储层的成岩系数，并按其大小划分出4种成岩储集相(表3)。

1．A相——强溶蚀次生孔隙成岩储集相

2．B相——中等压实一弱、中胶结混合孔隙成岩储集相 3．C相——强压实一中等胶结残余粒问孔成岩储集相 4．D相——碳酸盐强胶结成岩储集相

金振奎，刘春慧，黄骅坳陷北大港构造带储集层成岩作用定量研究，石油勘探与开发，2008.10，35（5）。

根据不同接触类型颗粒的相对含量，将压实作用强度定量地划分为6级(见表2)，并据此分析了胶结作用的形成时期。

压实作用强度还与颗粒成分、填隙物类型和含量以及是否存在欠压实有关，这种分类没有考虑这些因素的影响。

刘 伟，窦齐丰，黄述旺等，提出视溶蚀率，并引用视压实率、视胶结率等参数，对压实程度、胶结程度及成岩相进行综合的定量划分。

（刘 伟1，窦齐丰2，黄述旺等，成岩作用的定量表征与成岩储集相研究——以科尔沁油田交2断块区九佛堂组(J3jf)下段为例，中国矿业大学学报，2002.9，31（5））

(1)原始孔隙度的确定

恢复砂岩原始孔隙度是定量评价不同类型成岩作用对原生孔隙改造(破坏或改善)的基本前提。不同分选状况下的未固结砂岩的初始孔隙度(Beard and Wey，l 1973)Φ原= 20.91+22.90/So，式中Φ原为原始孔隙度；So为Trask分选系数[Trask=(Q1/Q3)1/2，Q1和Q3相当于粒度累积曲线25%和75%处的粒径大小]。

(2)压实损失的孔隙度和损失率 压实损失的孔隙度：

Φ压损=Φ原 — 粒间孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度；压实孔隙度的损失率 = Φ压损/Φ原。

(3)胶结损失的孔隙度和损失率

胶结损失的孔隙度 Φ胶损≈胶结物的含量；胶结孔隙度的损失率=Φ胶损/Φ原(4)溶蚀增加的孔隙度

由于溶蚀作用发生在多个时期，且受其他成岩作用的影响，因此各个时期溶蚀增加的孔隙度很难定量统计，能定量统计的次生孔隙度都是经过多种成岩作用后剩余的次生孔隙，即现今最终保留的次生孔隙。溶蚀增加的孔隙度：Φ溶=溶蚀孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度。

压实作用依然是对孔隙破坏最大的成岩作用。

（王华，郭建华，塔中地区石炭系碎屑岩储层成岩作用对孔隙演化控制的定量研究，岩石矿物相杂志，2009.5.28（3）.）

初始孔隙度的恢复

恢复初始孔隙度是定量评价不同类型成岩作用对原生孔隙消亡和次生孔隙产生影响的基本前提,通常采用比尔德[9]提出的原始孔隙度计算式:ΦP=20.91+22.9/So。其中ΦP为原始孔隙度,So为分选系数。具体方法为:将粒度分析得到的分选系数和粒度中值投在Sneider图版上,再由图版读出初始孔隙度。将海拉尔盆地贝尔凹陷区的379个粒度分析数据投在Sneider图版上,读得的初始孔隙度为30.2%~35.6%,平均值为33.5%(图4)。

李少华, 陈新民, 龙玉梅 等.坪北油田储层成岩作用与孔隙演化，沉积与特提斯地质，2002.9，22（3）.孔隙度的变化

1.压实作用损失的孔隙度

由机械压实作用和化学压溶作用所消除的原始孔隙度 =原始孔隙度491.面孔率与孔隙度的关系 1）面孔率等于孔隙度，关于薄片孔隙度与压汞孔隙度的关系前人曾做过讨论，可用薄片面孔率近似等同岩石孔隙度。目前大多数学者都是这么处理的。

McCreesh C A, Ehrlich R, Crabtree S J.Petrography and reservoir physics II : relating thin section porosity to capillary pressure, the association between pore types and throat size[ J ].AAPG Bulletin, 1991,75(10): 1563-1578

2）面孔率与孔隙度建立函数模拟关系。（如安明泉等，岩心孔、洞图像分析及相关参数计算，油气地质与采收率，2003）

应用线性回归分析方法，,与试验室常规物性测试资料相结合 ,分析孔、洞的面孔率与孔隙度的相关性 ,建立两者的统计学关系。3）面孔率与孔隙度校正，（王恕一，砂岩储层次生孔隙定量统计的新方法，石油实验地质，1997；王 华、郭建华，塔中地区石炭系碎屑岩储层成岩作用对孔隙演化控制的定量研究2009）

4）根据岩石实测孔隙度 ,把面孔率校正为孔隙度值 ,可准确统计的次生孔隙度和复合孔孔隙度，分别为：

压实作用对孔隙度的贡献量：（张新涛等，海拉尔盆地贝尔凹陷铜钵庙组成岩作用及其对孔隙演化的影响，2008，吉林大学学报）

1.压实作用损失的孔隙度 = 原始孔隙度 — 压实后粒间剩余孔隙度（张新涛等，2008）2.由机械压实作用和化学压溶作用所消除的原始孔隙度 = 原始孔隙度642.