板橋
—合水地區長63儲層成巖相孔隙結構特征及優質儲層分布

張　茜孫　衛明紅霞王　倩張龍龍

（1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質學系 西安 710069；2.新疆油田公司勘探開發研究院 新疆克拉瑪依 834000；3.中石化勝利油田孤東采油廠地質所 山東東營 257200）

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板橋
—合水地區長63儲層成巖相孔隙結構特征及優質儲層分布

張茜1孫衛1明紅霞1王倩2張龍龍3

（1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質學系 西安 710069；2.新疆油田公司勘探開發研究院 新疆克拉瑪依 834000；3.中石化勝利油田孤東采油廠地質所 山東東營 257200）

摘 要利用鑄體薄片、掃描電鏡、常規壓汞、恒速壓汞及相滲等資料，研究了板橋—合水地區長63儲層成巖相類型及其微觀孔隙結構特征，總結了不同成巖相的測井響應特征，確定了縱向及平面分布規律。結果表明優質成巖相的展布受沉積相、成巖作用與孔隙結構共同控制，尤其是喉道分布才是控制砂巖儲層滲透性的主要因素。水云母膠結—殘余粒間孔相和水云母膠結—長石溶蝕相儲層主要分布于半深湖相重力流復合水道濁流沉積中，細—微細喉道發育，孔喉連通性好，滲流能力最好，油水呈相對均勻的滲流，孔隙內的油氣極易通過喉道被開采出來；綠泥石膠結相、水云母膠結弱溶蝕相儲層位于分支水道邊緣，呈孤島狀分布，孔喉半徑小但分布均勻，滲流能力中等—差；碳酸鹽膠結相、碳酸鹽+水云母膠結相儲層主要發育在分支水道間，孔隙結構發育程度差，喉道細小且孔喉連通性差，富集于孔隙中的油氣難以通過小喉道，采收率低。

關鍵詞板橋—合水地區 優質儲層 成巖相 孔隙結構 測井響應

0 引言

成巖相是砂巖成巖環境及在該環境下形成的成巖產物的綜合，而成巖環境又受沉積環境的控制，即成巖相主要研究的是儲層巖石現階段的次生成巖特征，包括壓實—溶蝕組構、膠結物成分和類型、孔隙形態及分布特征等方面。成巖相組合的研究是建立在沉積相分析的基礎上，同時結合儲層發育特征和物性特征，因此分析不同成巖相展布特征，可以為儲層有利區預測和評價提供可靠地質依據［1-3］。

板橋—合水地區隸屬鄂爾多斯盆地，位于伊陜斜坡西南緣，主力產油層長63層為半深湖相濁流沉積，屬于典型的低孔—特低孔、超低滲儲層［4］。前人已深入研究了板橋—合水地區長63儲層沉積發育特征及成巖作用對儲層物性的影響，但對控制優質儲層展布的成巖相地球物理響應特征及其微觀孔隙結構等方面的研究較為薄弱。本文即是在考慮沉積環境背景及收集測井、試油等資料的基礎上，利用鑄體薄片和掃描電鏡分析結果，結合高壓壓汞、恒速壓汞等實驗分析，對長63儲層不同類型成巖相的孔隙結構特征展開研究，并分析了相應成巖相的測井響應及平面展布，為注水油田的高效開發提供微觀理論和科學依據。

1 儲層巖石學特征

巖芯和鑄體薄片觀察表明，板橋—合水地區長63層以巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之（圖1）。砂巖粒度一般介于0.05～0.25 mm，分選好—中等，顆粒磨圓度差，以次棱角狀為主，巖石結構成熟度、成分成熟度中等或偏低。碎屑成分中石英和長石含量較高（平均含量分別為41％、22.1％），巖屑類型包括變質巖屑、火山巖屑，平均含量分別為2.5％和5.4％，沉積巖屑含量較少，平均為1.6％；其他成分中云母含量較高，最高可達24.6％，平均含量7.5％。填隙物多為自生礦物類膠結物，包括伊利石、綠泥石、碳酸鹽巖及硅質等，平均含量分別為8.1％、0.7％、4％、1.1％。顆粒接觸關系以點—線接觸、線接觸為主，常見孔隙、薄膜—孔隙式膠結，壓實程度中等偏強。

圖1　長63儲層巖石類型及成分圖Fig.1 Rock type and composition diagram of Chang 63reservoir

2 成巖相類型及其孔隙結構特征

2.1 成巖相類型

384塊鑄體薄片鑒定及掃描電鏡等分析測試資料表明板橋—合水地區長63層經歷的成巖作用主要分兩大類：一類為導致儲層致密的破壞性成巖作用（壓實、膠結作用），一類為受孔隙水溶蝕（溶蝕對象主要為長石、巖屑）后增強孔喉連通性的建設性成巖作用。前人對鄂爾多斯盆地中不同區域延長組的成巖相研究，主要是根據黏土礦物、沸石礦物、碳酸鹽礦物、自生石英等的變化劃分各種礦物成巖相［5-6］。本文則依據沉積微相發育特征（通常以砂地比來表征）、主要成巖作用、孔隙組合及其演化、成巖特征及其差異等，結合填隙物含量及面孔率等，將長63儲層的成巖相劃分為以下6種類型（表1）。

表1　長63儲層各成巖相地質及測井響應特征Table 1 Geological and logging response characteristics of different diagenetic facies of oil-bearing sandstone of Chang 63Reservoir

2.1.1 碳酸鹽膠結相

巖石類型以極細—細粒巖屑長石砂巖、巖屑砂巖為主，發育方解石、鐵方解石、鐵白云石等碳酸鹽膠結物，占該成巖相膠結物總量的65％以上（表1）。孔隙類型以雜基微孔為主，殘余粒間孔及溶孔次之，還有極少量的微裂縫（圖2b），面孔率為0.45％。碳酸鹽充填后的殘余粒間孔阻礙了烴類流體的交換（圖2a），粒間孔損失率最高可達50％，這也是造成研究區形成低孔低滲致密儲層的主要原因，孔隙度一般小于6％，滲透率＜0.06×10-3μm2，砂體較薄且連續性差，砂地比＜0.3，是本區最為不利的成巖相帶。

2.1.2 碳酸鹽+水云母膠結相

該相主要分布在分支水道間，發育含泥極細—細粒巖屑長石砂巖，膠結物含量平均值為13.6％，其中碳酸鹽膠結物比例為40.4％，水云母膠結物比例為47.1％。由于早期壓實程度較強，雜基及自生黏土礦物充填原生粒間孔程度高，加之云母、泥質巖屑等柔性碎屑顆粒易受壓實后彎曲、假雜基化，最終造成該成巖相儲集空間以泥質雜基內微孔隙為主，偶見長石溶孔和巖屑溶孔。孔隙度小于7％，滲透率小于0.09 ×10-3μm2，砂層間非均質性強，含油性差。

2.1.3 水云母膠結弱溶蝕相

砂體連片程度差，以極細粒巖屑長石砂巖為主，砂地比小于0.35，儲層物性較差，孔隙度介于7％～8％，滲透率介于（0.09～0.15）×10-3μm2。受堿性地層流體的影響，發育大量呈薄膜狀膠結或充填孔隙的伊利石，且常與高嶺石等黏土礦物伴生（圖2d，e），這不僅縮減了孔隙體積，還將喉道分割成眾多微細喉道，無效孔隙增多。受強烈械壓實和壓溶作用的影響，儲集空間僅發育少量的粒間晶間孔和溶蝕孔，面孔率平均值為1.43％。

2.1.4 綠泥石膠結相

主要為細粒巖屑長石砂巖，顆粒較細，分選好，巖屑含量較高，綠泥石膠結物占全部膠結物的60％ ～95％。早期綠泥石薄膜的存在能有效抑制硅質膠結、碳酸鹽膠結，并增強儲層抗壓實能力，為后期酸性流體改造儲層提供了可能［7］，但后期隨著綠泥石薄膜厚度和膠結物含量的增加，孔隙式充填使有效孔隙和喉道的連通程度變差（圖2 f），剩余粒間孔大量喪失。儲集空間以粒間孔和溶孔為主，其中粒間孔平均含量1.63％，面孔率平均值為2.15％，儲層物性中等，孔隙度介于7％～9％，滲透率介于（0.12～0.18）×10-3μm2。

2.1.5 水云母膠結—長石溶蝕相

以中—細粒巖屑長石砂巖為主，長石含量較高，伊利石膠結物平均含量為7.1％，面孔率平均值為2.64％，孔隙度介于8％～10％，滲透率介于（0.15～0.23）×10-3μm2。受酸性地層水的影響，儲集空間多為長石、巖屑等溶蝕產生的次生孔隙（圖2f）。伊利石膠結物充填于粒間孔隙間，縮減孔喉體積，降低儲層物性；長石溶蝕不僅發生在長石顆粒內部，還會在顆粒間產生溶蝕粒間孔，并與殘余粒間孔溝通使得孔喉體積擴大（圖2g），為擴容性成巖相，可增大儲層儲集和滲流空間，易于油氣連續充注和富集。

圖2　長63儲層鑄體薄片及掃描電鏡照片a.碳酸鹽礦物充填粒間；b.微裂縫；c.伊利石黏土及碳酸鹽膠結；d.綠泥石、伊利石晶間孔；e伊利石黏土呈襯墊狀充填粒間；f.綠泥石膜、長石溶蝕；g.粒表伊利石黏土及殘余粒間孔；h.石英加大、伊利石、綠泥石充填粒間孔。Fig.2 Photos of casting thin sections and scanning electron microscope of Chang 63reservoir

2.1.6 水云母膠結—殘余粒間孔相

儲層物性相對最好，孔隙度＞10％，滲透率＞0.2× 10-3μm2，砂地比大于0.45，砂體連片發育程度高。巖石類型為中粒巖屑長石砂巖，顆粒相對較粗，石英等剛性顆粒及水云母含量較高，巖石抗壓強度強，加之早期發育的綠泥石較為富鐵，且自形程度較低，易形成綠泥石膜保護碎屑顆粒（圖2h），使之不與孔隙水接觸，原生粒間孔發育程度較高。儲集空間主要為壓實后的膠結物型殘余粒間孔，面孔率平均值為3.24％，但受強機械壓實作用的影響，該相分布面積不大。

2.2 不同成巖相的孔隙結構特征

沉積與成巖演化過程中的孔隙類型、孔喉特征等多因素的差異性，導致低滲透儲層地質條件復雜，微觀孔隙結構多樣性明顯，且孔隙度與滲透率相關性較差，即儲層滲流能力并不只受孔隙大小、分布等單一因素的影響［8］，定性評價和定量分析不同成巖相微觀孔隙結構對注水油田的高效開發具有十分重要的指導意義［9］。

2.2.1 孔喉分布特征

水云母膠結—殘余粒間孔相的主流孔隙半徑介于110～190μm（表1），大于150μm的孔隙半徑占總孔隙體積的35％以上，喉道以細喉道為主，偶見中喉道（圖3a，b），平均喉道半徑1.174μm，主流喉道半徑介于0.4～2.15μm之間，其中0.7～2.1μm的喉道半徑對滲透率累積貢獻率達90％以上（圖4a），是主要的滲流通道，最終進汞飽和度高達91.5％。高壓壓汞顯示其進汞門檻壓力較低，平臺范圍較寬且偏向毛管壓力曲線的左下方，大孔喉較多。

水云母膠結—長石溶蝕相中粒間孔比例約為22.7％，長石溶孔+巖屑溶孔則占總面孔率的75.7％（表1），孔隙半徑大且分布較為均勻，大孔隙所占比例增加；喉道半徑平均值為0.89μm，以微細—細喉道為主，其分布呈明顯的雙峰型；主流喉道半徑介于0.3～1.3μm之間，其中大于0.5μm的喉道對滲透率累積貢獻率可達95％以上（圖4b）。毛管壓力曲線表現為相對偏向左下方較寬的平臺方，排驅壓力中等。

綠泥石膠結相粒間孔的孔隙半徑平均值為130.2 μm，110～145μm的孔隙占總孔隙的76％，大孔隙含量減小；喉道呈單峰態分布，以微細喉道為主，還有少量微喉道，其半徑平均值0.67μm；主流喉道半徑介于0.56～1.05μm，其中介于0.17～0.34μm之間的喉道是主要滲流空間，毛管壓力曲線略偏向右上方窄的平臺（圖4c）。

水云母膠結弱溶蝕相儲層的晶間孔和溶蝕孔比例占總面孔率的50％～60％，大孔隙含量減小；喉道半徑平均值為0.318μm，以微喉道為主，還有少量微細喉道，雙峰型分布。其中介于0.17～0.34μm之間的喉道是該相的主要滲流空間，大于0.18μm的喉道對滲透率累積貢獻率達95％以上，毛管壓力曲線平臺較窄（圖4d）。

碳酸鹽膠結相以晶間微孔為主，平均孔隙半徑為120.32μm，微喉道發育，主要呈單峰態集中分布，平均喉道半徑0.25μm，主流喉道半徑介于0.16～0.26 μm之間，其中大于0.12μm的對滲透率累積貢獻率可達95％以上。該相門檻壓力最高（圖4e），汞幾乎無法進入，分選差，最終進汞量低，進汞飽和度平均值僅為45％。

圖3　板橋—合水地區長63儲層孔隙結構特征Fig.3 Pore structure characteristics of Chang 63reservoir in Banqiao-Heshui area

圖4　長63儲層毛管壓力曲線特征Fig.4 Capillary pressure curve characteristics of Chang 63reservoir

由圖3a、圖3b還可看出隨著不同成巖相孔隙類型的變化，孔隙半徑大小接近、分布區間基本相似，但不同成巖相儲層的滲透率貢獻能力明顯由分布相對集中的大喉道提供，尤其是當喉道半徑呈雙峰態分布時，由于喉道半徑分布范圍寬廣，對滲透率的貢獻相對較為分散，與滲透率貢獻和峰值相比，進汞飽和度差及峰值總是相對滯后，且進汞量最高時的喉道半徑對應的滲透率貢獻值也不是最大（圖4），由此表明小喉道對滲透率貢獻率較低，較大喉道雖然體積較小，但對滲透率貢獻率大。大喉道所占比例越大，滲流能力差異明顯，說明在不考慮其他因素的條件下，孔隙大小不是影響砂巖儲層滲流能力的主要微觀孔隙結構因素，喉道半徑才是控制砂巖儲層滲透性的主要因素。因此，水云母膠結—殘余粒間孔相儲層的滲流能力最強，其次為水云母膠結—長石溶蝕相儲層，而碳酸鹽膠結相儲層的滲流能力最差。

2.2.2 孔喉半徑比分布特征

低滲儲層孔隙結構非均質性受孔喉半徑比的影響，非均質性較強即孔喉半徑比較大時，表現為小喉道包圍大孔隙，孔隙內流體排出受阻，水驅油時連續相易被破壞而發生卡斷，滲流阻力增強，油氣可流動性降低，可動流體飽和度降低。孔隙結構非均質性越弱，孔喉半徑比越小，較大孔隙易被大吼道所包圍，孔隙內流體排出時，滲流阻力較弱，油氣易通過這些大吼道連續排出，可動流體飽和度高［10］。

水云母膠結—殘余粒間孔相和水云母膠結—長石溶蝕相的細—微細喉道較為發育，前者有效孔喉半徑比最低，平均值為186（表1），分布范圍小且頻率較高（圖3c），后者孔喉半徑比較大，平均值為212，這兩種成巖相的孔隙與喉道差異最小，即單個孔隙由多個大喉道連通，滲透性較好，孔隙內的油氣極易通過喉道被開采出來。

綠泥石膠結相孔喉半徑比較大，其頻率分布近似呈現對稱的正態分布，盡管以微喉道為主，但孔喉半徑分布較均勻、孔喉的連通性好，滲流能力相對也較好。

水云母膠結弱溶蝕相、碳酸鹽膠結相孔喉半徑比最大，平均值分別為518、697，盡管其頻率也呈現近似對稱的正態分布，但由于喉道細小，單個孔隙多由少數小喉道連通，孔、喉連通性較差，富集于孔隙中的油氣難以通過小喉道，采收率低。

2.2.3 孔喉連通性

前人一般是借助排驅壓力、最大進汞飽和度、退汞效率等參數定性表征孔喉連通程度，本文在前人總結的結構滲流系數這一概念基礎上作了適量修改，綜合表征孔隙和喉道的配置關系及其連通性，公式如（1）示：

式中：ε為結構滲流系數，μm2；R50為中值孔喉半徑，μm；K為氣測滲透率，×10-3μm2；We為退汞效率，％。

可以看出結構滲流系數與中值孔喉半徑和滲透率的方根成正比、與退汞效率的方根成反比，即中值孔喉半徑越大、巖石的滲透率越大、退汞效率越低，則結構滲流系數越大，孔喉連通性越好，儲層巖石的孔隙結構越有利于流體的流動。

前述可知水云母膠結—殘余粒間孔相的有效喉道半徑最大、孔喉半徑比最低、孔喉分選性較好、排驅壓力較低、進汞量曲線呈單峰狀（圖4a），因而結構滲流系數最大（平均值0.16μm2），儲層的儲集能力和滲流能力較好。水云母膠結—長石溶蝕相的孔喉分選相對較差，進汞量曲線呈雙峰狀、單峰狀或峰態不明顯（圖4b），大孔喉的發育程度較水云母膠結—殘余粒間孔相的少，孔喉連通性一般，結構滲流系數明顯減小（平均值0.06μm2）。綠泥石膠結相、水云母膠結弱溶蝕相和碳酸鹽膠結相的結構滲流系數分別為0.02μm2、0.01μm2、0.005μm2，孔喉半徑小且分布范圍寬，進汞量曲線雙峰狀明顯，且峰值相當（圖4c，d，e），從最小孔喉半徑到最大孔喉半徑的進汞量較前2類成巖相均勻，孔隙結構發育程度差，滲流能力也相對最差。

2.3 孔隙結構對儲層滲流特征的影響

低滲透儲層物性差異受微觀孔隙結構的影響，較大喉道控制儲層滲流能力，孔隙結構越好，滲孔比越大，儲層越有利于流體流動。孔隙結構非均質性較強的儲層巖石，油水相互干擾程度強，束縛水飽和度高，油水共滲區范圍窄，等滲點處油水相對滲透率、含水飽和度均較低，弱親水明顯，從優勢成巖相→劣勢成巖相，共滲區范圍逐漸變窄且差別較大（表2）。受流體流動壓差的影響，優先占據孔隙的流體（水）含量升高，水相滲透率逐漸增大，而依靠后期被擠進去的非潤濕性流體（油）的滲流通道減少，含油飽和度降低。低滲儲層復雜的孔隙結構易造成油水兩相共流時，油連續性被卡斷而出現液阻效應［11］。小喉道連通的孔隙空間（如以晶間微孔為主的水云母膠結弱溶蝕相儲層）油氣充注困難，束縛水飽和度高，而排驅壓力低、連通性好的大孔喉空間（如水云母膠結—殘余粒間孔相）是油氣充注的有利區。

表2　長63儲層不同成巖相滲流特征參數表Table 2 Parameters of seepage property of d ifferent diagenetic facies in Chang 63reservoir

3 成巖相測井響應及優質儲層展布特征

通過分析各類成巖相的縱橫向展布規律，不僅可以對成巖相展開評價，還可最終確定優質儲層的展布情況［2］。研究成巖相帶的分布首先是以取芯井的單井成巖相解釋成果為基礎，分析相應成巖相的測井響應特征，建立測井解釋模板，結合沉積相、孔隙演化程度及砂體展布規律，最終繪制成巖相平面分布圖［12-13］。

3.1 測井響應特征

本文以儲層孔隙度、滲透率測井解釋為基礎，結合取芯井的巖芯分析、鑄體薄片鑒定、掃描電鏡測試等結果，將自然伽馬（GR）、聲波時差（AC）、電阻率（RT）、密度（DEN）等測井曲線與之相對應，建立出了不同成巖相的測井響應模版（表1）。

受鈣質膠結的影響，碳酸鹽膠結相孔隙度極低，測井響應表現為“二低二高”（圖5），即低 GR、低AC、高RT、高DEN，聲波時差小于220μs/m，自然伽馬介于65～95 API，密度一般大于2.6 g/cm3。若儲層為油層時，受孔隙流體性質的影響，該相儲層的高電阻率特征不明顯。

受伊利石等成巖自生礦物多呈孔隙充填式及襯墊式產出的影響，水云母膠結—弱溶蝕相儲層的自然伽馬值較高，密度測井值低，中子測井孔隙度低，中子—密度孔隙度差異大。

綠泥石膠結相儲層在常規測井曲線上的響應特征表現為“三高一大”，即受粉砂質泥巖、泥質粉砂巖等巖性的影響，該相儲層表現為中—高自然伽馬，值為80～122 API，聲波時差值為217～242μs/m，密度測井值為2.0～2.4 g/cm3，中子—密度孔隙度差異較大。

水云母膠結—長石溶蝕相儲層的伊利石等黏土礦物呈孔隙充填式產出，受長石等不穩定組分溶蝕的影響，中子孔隙度低于9.3％，中子—密度孔隙度差異較小，自然伽馬值為85～104 API，聲波時差值為207 ～230μs/m，密度測井值為1.71～2.4 g/cm3，電阻率130～160Ω·m左右。

圖5　板橋—合水地區長63儲層單井成巖相分析Fig.5 Diagenetic facies analysis of Single well of Chang 63reservoir in Banqiao-Heshui area

水云母膠結—殘余粒間孔相主要發育重力流復合水道濁流沉積砂，由于儲層物性好，殘余粒間孔發育，儲層密度也較低，測井響應特征表現為“三低一高”，即低GR、低AC、低DEN、高RT，且中子—密度孔隙度差異小。

整體上長63層水云母膠結—長石溶蝕相和水云母膠結—殘余粒間孔相發育程度較高，受酸性地層水的影響較強，表現為較好的有利成巖相帶分布，因此長63層是研究區較為有利的勘探層段。

3.2 成巖相展布特征及優質儲層預測

儲層儲集性能既受沉積環境的影響，也與成巖作用密切相關［14］。本文儲層成巖相的劃分和研究綜合考慮了沉積環境對儲層物性及成巖作用的影響，因此運用成巖相可有效分析和預測有效儲層。依據成巖相測井響應特征，識別出研究區400多口井的成巖相類型，以沉積相和砂體的平面展布為底圖，編制出成巖相平面分布圖（圖6），并與實際生產動態吻合性良好（圖7），進一步說明了成巖相分類方案的合理性。

平面上長63儲層水云母膠結—長石溶蝕相和碳酸鹽+水云母膠結相發育程度最高，其中物性較好的水云母膠結—長石溶蝕相儲層主要發育在砂體厚度較大、粒度相對較粗的半深湖相重力流復合水道濁流沉積中，為有利的成巖相帶，主要集中在研究區的西南部、西北部和中部地區，反映到生產上表現為注入水線沿比例較大的細孔喉及中孔喉均勻推進，水驅波及面積較大，平均日產油量較高，低含水期穩產周期長，是油田開發的主力產層。碳酸鹽+水云母膠結相發育在砂體厚度小于5 m、粒度較細的分支水道間，儲層物性差，多分布在中部和東北部地區，并和水云母膠結—長石溶蝕相呈相間分布。水云母膠結—殘余粒間孔相主要發育在半深湖相濁流沉積多期疊置分支水道的厚砂層中，在赤城鄉一帶小面積分布，屬優質儲層之一，其油水呈相對均勻的滲流，單井產能初期最高，但含水率上升快，穩產時間相對較短，開采難度最低。綠泥石膠結相位于半深湖相濁流沉積的分支水道邊緣相帶，儲層物性中等，但分布較局限，僅在在馬連崾峴一帶零星發育，盡管水驅油波及面積均勻，但由于該相小孔喉所占比例較大，注入水驅出這些小孔喉內的油較為困難，儲層整體滲流效率差，見水后油水同產，產水量較大，最終驅油效果和采收率低。水云母膠結弱溶蝕相多呈孤島狀分布，儲層物性差，單井產能最低，且產能降低速度較快，一旦見水，快速水淹，幾乎沒有穩產時間。碳酸鹽膠結相儲層物性最差，僅在東部零星發育。

圖6　長63儲層成巖相平面分布圖Fig.6 Diagenetic facies of Chang 63reservoir

圖7　不同成巖相典型單井生產曲線Fig.7 Production curves of typical single wells of different diagenetic facies

4 結論

（1）板橋—合水地區長63儲層砂巖主要類型為巖屑長石砂巖，巖石結構成熟度中等或偏低，成分成熟度低。依據沉積微相發育特征、主要成巖作用、孔隙組合及其演化、成巖作用特征及其差異等，結合填隙物含量及面孔率等，劃分出6種成巖相：碳酸鹽膠結相、碳酸鹽+水云母膠結相、水云母膠結弱溶蝕相、綠泥石膠結相、水云母膠結—長石溶孔相、水云母膠結—殘余粒間孔相，孔隙結構依次變好。

（2）建立了不同類型成巖相的測井響應特征，且成巖相劃分方案與儲層產油能力吻合性良好，優質儲層展布受沉積相和成巖相雙重控制。垂向上，長63層底部水云母膠結弱溶蝕相發育，中上部發育分支水道沉積的水云母膠結—長石溶蝕相和水云母膠結—殘余粒間孔相。平面上，長63層水云母膠結—長石溶蝕相和水云母膠結—殘余粒間孔相發育程度較高，受酸性地層水的影響強，為有利成巖相帶分布區，是油田開發的主力產層；碳酸鹽膠結相、碳酸鹽+水云母膠結相孔隙結構發育程度差，富集于孔隙中的油氣難以通過小喉道，采收率低。

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M icro-pore Structure of Diagenetic Facies of Chang 63Reservoir and Distribution of High Quality Reservoir in Banqiao-Heshui Area

ZHANG Qian1SUNWei1MING HongXia1WANG Qian2ZHANG LongLong3
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics of M inistry of Education/Department of Geology，Northwest University，Xi＇an 710069，China；2.Exp loration and Development Research Institute of Xinjiang Oil Field Co，Karamay，Xinjiang 834000，China；3.The Gudong Oil Field Production of M ichael Essien of SINOPEC，Dongying，Shandong 257200，China）

Abstract：Types of diagenetic facies andmicro-pore structure characteristicsofsandstone components of Chang63reservoir in Banqiao-Heshuiarea are systematically studied according to thin section，scanning electron microscope，mercury injection，constant-rate mercury penetration and relative permeability data.Logging response stencil is also established.Moreover，diagenetic facies parallel and planar distribution have been studied.The results show that relationship between quality of diagenetic facies controlled by sedimentary facies，diagenesis and pore structure，especially throat distribution，which is themajor factor controlling the reservoir permeability.Reservoirs belonging to hydromica cementation-residual intergranular pore facies and hydromica cementation-feldspar dissolution facies，in which fine ormicro-fine throat develops，pore connectivity is good，show the best flow ability and a relatively uniform oil-water percolation.These facies located in flow composite channel turbidite deposition in semideep lake facies of gravity and oil within pores is easily mined through the throat.Pore throat radius of chlorite cementation facies and hydromica weak ementation dissolution facies is small but uniform distribution，besides this kind of reservoir distributed in the branching channelmargin and seepage permeability ismiddle to poor.Carbonate cementation facies and carbonate+ hydromica cementation facieswith the worst pore structuremainly developed in the branch between the canal.Due to fine throat and poor pore connectivity，oil enrichment in pore is difficult to pass through fine throat，and recovery ratio of these two kinds of diagenetic facies is very low.

Key words：Banqiao-Heshui area；high quality reservoir；diagenetic facies；pore structure；log response

第一作者簡介張 茜 女 1990年出生 博士 油氣田地質與開發 E-mail：zhangxicchina@sina.cn

通訊作者孫 衛 男 教授 E-mail：sunwei5393909@vip.sohu.com

中圖分類號TE122

文獻標識碼A

文章編號：1000-0550（2016）02-0336-10

doi：10.14027/j.cnki.cjxb.2016.02.012

收稿日期：2014-10-27；收修改稿日期：2015-02-06

基金項目：國家科技重大專項（2011ZX05044）；陜西省科技統籌創新工程項目（2011KTZB01-04-01）［Foundation：National Science and Technology Major Project，No.2011ZX05044；Science and Technology Innovation Project Plan of Shaanxi Province，No.2011KTZB01-04-01］