鐘思瑛，丁圣

高郵凹陷南斷階沉積成巖對儲(chǔ)層產(chǎn)能控制評價(jià)

鐘思瑛1*，丁圣2

1.中國石化江蘇油田勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州225009
2.中國石化江蘇油田采油二廠，江蘇淮安211600

影響低滲透儲(chǔ)層產(chǎn)能的因素眾多而復(fù)雜，因此，正確分析和評價(jià)這些因素對于低滲透儲(chǔ)層開發(fā)有重要的指導(dǎo)意義。排除工程因素影響，從地質(zhì)因素考慮，重點(diǎn)分析和評價(jià)沉積與成巖作用對產(chǎn)能的影響，并利用恒速壓汞和核磁共振特殊實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對其機(jī)理進(jìn)行剖析。研究表明，高郵凹陷南斷階儲(chǔ)層產(chǎn)能主要受后期成巖作用控制，局部小范圍內(nèi)，成巖環(huán)境相同的受沉積作用控制，究其機(jī)理，南斷階儲(chǔ)層主要受壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕等成巖作用形成不同的微觀孔隙結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致南斷階儲(chǔ)層產(chǎn)能顯著的差異性。

高郵凹陷；沉積微相；成巖相；微觀孔隙結(jié)構(gòu)；產(chǎn)能

引言

對油氣儲(chǔ)層的產(chǎn)能進(jìn)行定性或者定量的評價(jià)一直是油氣勘探與開發(fā)領(lǐng)域的一個(gè)基本任務(wù)。正確評價(jià)儲(chǔ)層產(chǎn)能有助于落實(shí)油氣勘探成果和科學(xué)地指導(dǎo)油氣田合理開發(fā)。對儲(chǔ)層產(chǎn)能估計(jì)過高會(huì)造成儲(chǔ)層開發(fā)失誤和嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失，估計(jì)過低導(dǎo)致石油資源的浪費(fèi)，因此，產(chǎn)能準(zhǔn)確評價(jià)對工程措施和提高油氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益都具有重要的意義［1］。儲(chǔ)層油氣產(chǎn)能的影響因素受生產(chǎn)工藝、開發(fā)政策以及儲(chǔ)層本身性質(zhì)等多種因素控制［2-4］，本文排除生產(chǎn)工藝以及開發(fā)政策等影響因素，研究儲(chǔ)層本身性質(zhì)對產(chǎn)能的影響作用，為儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)提供準(zhǔn)確依據(jù)。

1 工區(qū)概況

高郵凹陷南斷階目前發(fā)現(xiàn)的油藏以E1f1為主，主要是層狀構(gòu)造油藏，構(gòu)造復(fù)雜、單塊含油面積小、儲(chǔ)量規(guī)模小、豐度低、中-中深層埋深的小型油藏；自然產(chǎn)能低，需壓裂投產(chǎn)，但油井壓裂后，有效期短，產(chǎn)量遞減快，且初期產(chǎn)量遞減大，地層能量嚴(yán)重不足。綜合利用巖芯、測井、錄井、地震等資料，結(jié)合古地形、古氣候、古物源等沉積背景情況，通過對沉積構(gòu)造等方面的分析，認(rèn)為南斷階E1f1沉積環(huán)境為湖盆構(gòu)造沉降減弱、物源供應(yīng)增加情況下的扇三角洲沉積，可進(jìn)一步劃分為水下分流河道、水下分流河道側(cè)緣、河口砂壩、前緣席狀砂等沉積微相。河口壩微相是有利的沉積相帶，水下分流河道屬于中等有利相帶，水道側(cè)緣和前緣席狀砂屬于不利相帶。

南斷階儲(chǔ)層巖石碎屑組成相似，填隙物主要為黏土和碳酸鹽，砂巖的成分成熟度中等偏低。石英含量變化較大，最低為20.00%，最高為77.00%，平均含量為63.37%，長石平均含量和巖屑相近。顆粒間以線-點(diǎn)接觸為主。砂巖的碎屑顆粒以極細(xì)-細(xì)粒為主，分布少量不等?；蚱渌＜壍纳皫r。磨圓度以次棱-次圓狀為主，分選程度較好。填隙物組分中黏土平均含量為3.98%，膠結(jié)物含量較高，平均為14.74%，其中方解石和白云石含量近似，硅質(zhì)膠結(jié)少見，另外方巷地區(qū)分布有少量高嶺石和硬石膏，許莊地區(qū)分布有少量高嶺石和鐵礦，竹墩地區(qū)偶見片鈉鋁石。綜合多種因素，成巖相劃分為弱壓實(shí)成巖相、溶蝕成巖相、中等膠結(jié)成巖相、強(qiáng)膠結(jié)成巖相等4種成巖相類型［5-11］。

根據(jù)巖芯物性實(shí)測資料分析，如表1所示，方巷地區(qū)儲(chǔ)層為特低孔、低滲儲(chǔ)層；許莊地區(qū)儲(chǔ)層為低-中孔、特低滲-低滲儲(chǔ)層；竹墩地區(qū)儲(chǔ)層為中孔、中滲儲(chǔ)層，物性相對較好。

表1 研究區(qū)目的層段物性參數(shù)表Tab.1 Physical parameters of objective interval in study region

2 沉積微相與產(chǎn)能的關(guān)系

將不同沉積相的平均采油強(qiáng)度做直方圖（圖1），從中可以看出，水下分流河道，在每個(gè)產(chǎn)能區(qū)間都有數(shù)據(jù)點(diǎn)，產(chǎn)能分布廣，由于受后期成巖作用的影響，相同沉積相帶，產(chǎn)能差異仍然很大；河口壩微相只分布在產(chǎn)能大于0.3 t/（m·d）區(qū)域，水道側(cè)緣與前緣席狀砂主要分布在低產(chǎn)能區(qū)域，但是前緣席狀砂可能受建設(shè)性成巖作用影響，也可能有較高產(chǎn)能。

圖1 南斷階不同微相產(chǎn)能分布直方圖Fig.1 Capacity of different facies distribution histogram in south fault terrace

從3個(gè)斷塊產(chǎn)能數(shù)據(jù)表（表2）可以看出，同一小斷塊水下分流河道、河口壩微相的單井產(chǎn)能相近，但是明顯比前緣席狀砂、水道側(cè)緣高，注水井位于水下分流河道比位于水道側(cè)緣微相注水效果明顯好，同一斷塊、局部范圍內(nèi)，后期成巖作用相似，沉積微相對儲(chǔ)層產(chǎn)能也存在較強(qiáng)的控制作用。

表2 不同斷塊不同微相產(chǎn)能數(shù)據(jù)表Tab.2 Different block and different facies capacity tables

前人研究表明，不同微相儲(chǔ)層物性差異較大［12-14］。從圖2可以看出，不同沉積微相孔滲數(shù)據(jù)點(diǎn)存在差異，水下分流河道主要由含礫砂巖、不等粒砂巖、細(xì)砂巖組成，礫石成分中含有大量的深灰色泥礫，巖芯中沖刷現(xiàn)象頻繁，說明受間歇性洪水影響，其孔滲低值部分與水道側(cè)緣、前緣席狀砂重疊，高值部分與河口壩重疊，物性參數(shù)分布范圍廣。水道側(cè)緣主要以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥巖沉積為主，前緣席狀砂主要受波浪搬運(yùn)再沉積作用的控制，是扇三角洲前緣水下分流河道前端形成的河口砂壩受到波浪和岸流的改造后重新分布而形成的，粒度細(xì)，砂層薄，以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥巖互層沉積，水道側(cè)緣和前緣席狀砂物性相對都比較差，孔隙度基本小于15.00%，滲透率小于10.00 mD。河口壩位于分支河道的末端，是河流注入湖泊水體時(shí)，由于湖水的頂托作用或地形的突然改變，河流攜帶的大量載荷快速堆積而成，砂質(zhì)較純，主要由粉砂巖、粉細(xì)砂巖、細(xì)砂巖等組成，物性最好，孔隙度一般大于15.00%，滲透率大于10.00 mD。因此，沉積微相整體上控制著砂體的展布，整體對儲(chǔ)層最終物性大小控制作用不強(qiáng)，在局部小的區(qū)域內(nèi)，對儲(chǔ)層物性又具有一定的控制作用，這是造成沉積微相對產(chǎn)能影響作用弱的原因之一。

圖2 南斷階不同微相孔滲參數(shù)散點(diǎn)圖Fig.2 Porosity and permeability parameters scatter diagram of different facies in south fault terrace

儲(chǔ)層物性參數(shù)的大小是評價(jià)儲(chǔ)層質(zhì)量高低的重要標(biāo)準(zhǔn)，對產(chǎn)能的影響作用眾所周知［15-20］，將不同微相的物性參數(shù)與產(chǎn)能表征參數(shù)做交會(huì)圖分析，由于水下分流河道微相物性分析樣品較多，選取水下分流河道微相做典型分析，如圖3所示，平均采油強(qiáng)度與孔隙度、滲透率呈正相關(guān)的乘冪函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)都大于0.68。

圖3 平均采油強(qiáng)度與孔、滲交會(huì)圖Fig.3 Average intensity of production and porosity-permeability crossplot

從圖3可以看出，當(dāng)孔隙度大于20.00%時(shí)，隨著孔隙度的增加，平均采油強(qiáng)度增大的幅度迅速增高，但是平均采油強(qiáng)度與孔隙度的交會(huì)數(shù)據(jù)點(diǎn)較分散；當(dāng)滲透率大于50.00 mD以后，隨著滲透率的增加，平均采油強(qiáng)度顯著上升，說明產(chǎn)能與物性呈正相關(guān)，當(dāng)孔隙度小于15.00%、滲透率小于50.00 mD后，產(chǎn)能隨著物性參數(shù)增大而提高的幅度較低，當(dāng)孔隙度大于15.00%，滲透率大于50.00 mD后，產(chǎn)能隨著物性參數(shù)增大而提高幅度較大。

根據(jù)恒速壓汞和核磁共振實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，將不同沉積微相的平均喉道半徑與可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)如表3。

表3 不同沉積微相孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Tab.3 Statistical tables of pore structure parameters in different sedimentary microfacies

從表3可以看出，水下分流河道，平均喉道半徑一般在0.138 0～1.907 0 μm，平均0.440 0 μm，水下分流河道側(cè)緣一般0.038 0～1.102 0 μm，平均為0.320 0 μm，前緣席狀砂一般為0.061 3～0.619 8 μm，平均為0.290 0 μm，分布范圍相近，只有前緣席狀砂最低，而水下分流河道可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)一般為8.38%～49.32%，平均為35.00%；河口壩一般為19.19%～67.36%，平均為43.80%，河道側(cè)緣一般為9.67%～40.15%；平均為35.30%，前緣席狀砂一般為15.47%～43.70%，平均為34.00%，不同微相可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)分布范圍比較廣泛，但是整體平均值差別不大，河口壩微相可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)要略高，這是造成不同沉積微相產(chǎn)能差別不大的根本原因。

3 成巖相與產(chǎn)能的關(guān)系

將不同成巖相的平均采油強(qiáng)度和日產(chǎn)油數(shù)據(jù)進(jìn)行交會(huì)圖分析，如圖4所示，弱壓實(shí)成巖相與溶蝕成巖相平均采油強(qiáng)度相近，分別為0.64 t（/m·d）和0.68 t（/m·d），而日產(chǎn)油分別為5.86 t和9.10 t，其中弱壓實(shí)相未壓裂，中等膠結(jié)成巖相平均采油強(qiáng)度和壓裂后日產(chǎn)油分別為0.15 t和4.00 t，相比前兩種成巖相，顯著降低，強(qiáng)膠結(jié)成巖相平均采油強(qiáng)度和壓裂后日產(chǎn)油分別為0.07 t和2.39 t。整體上，不同成巖相的產(chǎn)能關(guān)系為：溶蝕成巖相弱壓實(shí)成巖相＞中等膠結(jié)成巖相＞強(qiáng)膠結(jié)成巖相。

圖4 不同成巖相平均采油強(qiáng)度與日產(chǎn)油交會(huì)圖Fig.4 Average intensity of production and daily oil production capacity of different diagenetic facies crossplot

從高郵凹陷南斷階E1f11砂組成巖相平面分布（圖5）可以看出，方巷斷塊都屬于中等膠結(jié)成巖相類儲(chǔ)層，徐31塊屬于強(qiáng)膠結(jié)成巖相類儲(chǔ)層；許莊斷塊溶蝕、弱壓實(shí)、中等膠結(jié)或巖相共存，竹墩地區(qū)弱壓實(shí)、溶蝕成巖相共存，而方巷、許莊、竹墩斷塊初期采油強(qiáng)度分別為0.217、0.610、0.630 t（/m·d）；平均累積采油強(qiáng)度分別為0.250、0.600、0.640 t（/m·d），比較3個(gè)地區(qū)的成巖相和產(chǎn)能特征，可以看出，成巖相對南斷階儲(chǔ)層產(chǎn)能的控制作用顯著［13-14，20］。

圖5 高郵凹陷南斷階E1f11成巖相平面分布圖Fig.5 Diagenetic facies plane distribution map of E1f11layer in south fault terrace Gaoyou sag

將不同成巖相的孔、滲數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析如表4所示，弱壓實(shí)成巖相的孔隙度>22.00%，平均28.00%，滲透率0.50～351.80 mD，平均46.20 mD；溶蝕成巖相孔隙度14.80%～22.00%，平均17.00%，滲透率0.10～223.00 mD，平均18.80 mD；中等膠結(jié)成巖相孔隙度為10.00%～14.80%，平均為11.50%，滲透率為0.09～20.00 mD，平均為3.90 mD；強(qiáng)膠結(jié)成巖相孔隙度610.00%，平均孔隙度為7.20%，滲透率一般小于5.00 mD，平均為1.47 mD，從表4可以看出，成巖相對儲(chǔ)層物性控制作用強(qiáng)。不同的成巖相，物性存在明顯的差異，通過不同成巖相的劃分，能夠較好地區(qū)分不同孔隙條件的儲(chǔ)層，參考碎屑巖孔隙分類標(biāo)準(zhǔn)，弱壓實(shí)成巖相屬于高孔優(yōu)類儲(chǔ)層，溶蝕成巖相屬于中孔良好類儲(chǔ)層，中等膠結(jié)成巖相屬于低孔一般類儲(chǔ)層，強(qiáng)膠結(jié)成巖相屬于特低孔差類儲(chǔ)層。

表4 不同成巖相孔滲數(shù)據(jù)表Tab.4 The porosity and permeability data in different diagenetic facies

成巖相對儲(chǔ)層物性控制作用主要表現(xiàn)為兩個(gè)方面。一是受壓實(shí)作用控制，南斷階阜一段由于埋深不同，所經(jīng)歷的壓實(shí)作用強(qiáng)度也有所差別，根據(jù)顆粒接觸關(guān)系以及壓實(shí)率可以將壓實(shí)作用劃分為弱壓實(shí)、中等壓實(shí)以及強(qiáng)壓實(shí)等3類，弱壓實(shí)作用顆粒呈點(diǎn)狀接觸，壓實(shí)率小于10%，中等壓實(shí)作用，顆粒呈點(diǎn)線接觸，壓實(shí)率10%～25%，強(qiáng)壓實(shí)作用顆粒呈線接觸，壓實(shí)率大于25%。對不同壓實(shí)作用類型的深度及聲波時(shí)差數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，隨著埋深的增大，聲波時(shí)差值呈直線下降；二是受膠結(jié)作用控制，特別是受碳酸鹽膠結(jié)作用控制，從圖6碳酸鹽膠結(jié)物含量與儲(chǔ)層物性參數(shù)交會(huì)圖看，隨著碳酸鹽含量增高，孔隙度與滲透率數(shù)值迅速降低。

圖6 碳酸鹽含量與孔、滲交會(huì)圖Fig.6 Carbonate content and porosity and permeability Crossplot

根據(jù)恒速壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，弱壓實(shí)成巖相平均喉道半徑2.358 μm，主流喉道半徑2.140 μm；溶蝕成巖相平均喉道半徑2.000 μm，主流喉道半徑1.890 μm；中等膠結(jié)成巖相平均喉道半徑0.950 μm，主流喉道半徑0.914 μm；強(qiáng)膠結(jié)成巖相平均喉道半徑0.820 μm，主流喉道半徑0.770 μm；如圖7不同成巖相喉道半徑分布頻率所示，弱壓實(shí)成巖相、溶蝕成巖相喉道半徑頻率分布區(qū)間最寬1.000～4.000 μm，中等膠結(jié)成巖相類頻率分布區(qū)間0.500～1.500 μm，強(qiáng)膠結(jié)成巖相類頻率分布區(qū)間小于1.000 μm。

圖7 不同成巖相喉道半徑分布頻率圖Fig.7 Different diagenetic facies distribution frequency of throat radius

將不同成巖相的巖芯分別測量飽和狀態(tài)、200 psi壓力離心后T2譜，將兩次T2譜曲線對比分析確定T2截止值。弱壓實(shí)成巖相T2截止值為14.12 ms，溶蝕成巖相為11.57 ms，中等膠結(jié)成巖相為8.03 ms，強(qiáng)膠結(jié)成巖相為7.61 ms。根據(jù)確定的T2截止值分析求取可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，弱壓實(shí)成巖相平均可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)為54.0%，溶蝕成巖相可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)為49.9%，中等膠結(jié)成巖相可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)為45.3%，強(qiáng)膠結(jié)成巖相為36.2%，弱壓實(shí)成巖相與溶蝕成巖相可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)最高，比膠結(jié)類成巖相高10.0%，強(qiáng)膠結(jié)成巖相最低。

由于成巖相控制著儲(chǔ)層物性以及微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，最終控制著儲(chǔ)層質(zhì)量，因此，成巖相對南斷階儲(chǔ)層產(chǎn)能影響作用比較顯著。

4 結(jié)論

（1）南斷階儲(chǔ)層沉積微相控制著砂體的展布，在局部的小區(qū)域內(nèi)，受沉積厚度影響，對儲(chǔ)層產(chǎn)能具有一定控制作用。

（2）扇三角洲前緣相沉積特征的儲(chǔ)層主要呈薄層狀與泥巖互層產(chǎn)出，由于砂層薄，受后期成巖作用，使砂巖產(chǎn)生致密化，決定著最終的儲(chǔ)層質(zhì)量，從而控制著儲(chǔ)層產(chǎn)能高低。

（3）對高郵凹陷南斷階低滲-特低滲透儲(chǔ)層，將沉積、成巖相與微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)結(jié)合分析評價(jià)儲(chǔ)層產(chǎn)能具有較好的效果。

［1］許建紅.低滲透油藏產(chǎn)能主要影響因素分析與評價(jià)［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，34（2）：144-149. XU Jianhong．Main influence factor analysis and evaluation of the productivity in low permeability oil reservoirs［J］．JournalofSouthwestPetroleumUniversity（Science&Technology Edition），2012，34（2）：144-149.

［2］李雄炎，李洪奇，周金煜，等.選用產(chǎn)能因子構(gòu)建超低滲透油藏產(chǎn)量關(guān)系［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2011，33（5）：109-112. LI Xiongyan，LI Hongqi，ZHOU Jinyu，et al.Building the relationship between tested and sustained productions of the ultra-low permeability reservoir based on productivity factor［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2011，33（5）：109-112.

［3］楊曉培.泌陽凹陷泌301井區(qū)不同流動(dòng)單元產(chǎn)能分析［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，34（6）：118-123. YANG Xiaopei.The productivity analysis of different flow units in Bi-301Well Block of Biyang Depression［J］. Journal of Southwest Petroleum University（Science& Technology Edition），2012，34（6）：118-123.

［4］陳祖華，鄭永旺.S油藏產(chǎn)能評價(jià)及開發(fā)方式優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，34（2）：111-119. CHEN Zuhua，ZHENG Yongwang.Productivity evaluation and optimization of exploitation methods of S Reservoir［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2012，34（2）：111-118.

［5］郝玉鴻.蘇X井地層產(chǎn)水對產(chǎn)能的影響分析［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，27（6）：97-103. HAO Yuhong.Influence of information water producing on the productivity of Su-X Gas Well［J］.Journal of Xi′anShiyouUniversity（NaturalScienceEdition），2012，27（6）：97-103.

［6］高輝，孫衛(wèi).鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長8儲(chǔ)層成巖作用與有利成巖相帶［J］.吉林大學(xué)學(xué)報(bào)（地球科學(xué)版），2010，40（3）：542-548. GAO Hui，SUN Wei.Diagenesis and favorable diagenetic faciesofChang8reservoirinHeshuiarea，OrdosBasin［J］. Journal of Jilin University（Earth Science Edition），2010，40（3）：542-548.

［7］張響響，鄒才能，朱如凱，等.川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組儲(chǔ)層成巖相［J］.石油學(xué)報(bào)，2011，32（2）：257-264. ZHANG Xiangxiang，ZOU Caineng，ZHU Rukai，et al. Reservoir diagenetic facies of the upper Triassic Xujiahe Formation in the central Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2011，32（2）：257-264.

［8］張響響，鄒才能，陶士振，等.四川盆地廣安地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組四段低孔滲砂巖成巖相類型劃分及半定量評價(jià)［J］.沉積學(xué)報(bào)，2010，28（1）：50-57. ZHANG Xiangxiang，ZOU Caineng，TAO Shizhen，et al.Diagenetic facie types and semiquantitative evaluation of low porosity and permeability Sandstones of thefourth member Xujiahe Formation Guangan area Sichuan Basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2010，28（1）：50-57.

［9］鄒才能，陶士振，周慧，等.成巖相的形成、分類與定量評價(jià)方法［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35（5）：526-540. ZOU Caineng，TAO Shizhen，ZHOU Hui，et al.Genesis classification and evaluation method of diagenetic facies［J］.Petroleum Exploration and Development，2008，35（5）：526-540.

［10］李海燕，彭仕宓.蘇里格氣田低滲透儲(chǔ)層成巖相儲(chǔ)集相特征［J］.石油學(xué)報(bào)，2007，28（3）：100-104. LI Haiyan，PENG Shimi.Characteristics of diagenetic reservoir facies of low-permeability reservoir in Sulige Gas Field［J］.Acta Petrolei Sinica，2007，28（3）：100-104.

［11］石玉江，肖亮，毛志強(qiáng)，等.低滲透砂巖儲(chǔ)層成巖相測井識別方法及其地質(zhì)意義以鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長8段儲(chǔ)層為例［J］.石油學(xué)報(bào)，2011，32（5）：820-829. SHI Yujiang，XIAO Liang，MAO Zhiqiang，et al.An identification method for diagenetic facies with well logs and its geological significance in low-permeability sandstones：A case study on Chang 8 reservoirs in the Jiyuan Region，Ordos Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2011，32（5）：820-829.

［12］趙澄林，朱筱敏.沉積巖石學(xué)［M］.第3版.北京：石油工業(yè)出版社，2001：101-134.

［13］丁圣，鐘思瑛，高國強(qiáng)，等.測井地質(zhì)結(jié)合定量評價(jià)低滲透儲(chǔ)層成巖相［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，34（4）：83-88. DING Sheng，ZHONG Siying，GAO Guoqiang，et al. Quantitative evaluation of low permeability reservoir diagenetic facies by combining logging and geology［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2012，34（4）：83–87.

［14］代金友，張一偉，熊琦華，等.成巖作用對儲(chǔ)集層物性貢獻(xiàn)比率研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2003，30（4）：54-57. DAIJinyou，ZHANGYiwei，XIONGQihua，etal.Effects of diagenesis on reservoir property and auality，A case studyoftheCainanOilfieldineastofZhunGa′erBasin［J］．Petroleum Exploration and Development，2003，30（4）：54-57.

［15］胡海濤，吳曉明，龍慧，等.環(huán)江油田長6儲(chǔ)層特征與測井產(chǎn)能評價(jià)［J］.測井技術(shù)，2012，36（6）：647-652. HU Haitao，WU Xiaoming，LONG Hui，et al.Reservoir features and logging productivity evaluation of Chang6 Reseroir in Huanjiang Oilfield［J］.Well Logging Technology，2012，36（6）：647-652.

［16］林文姬，湯達(dá)禎，徐鳳銀，等.蘇里格氣田盒8段成巖相類型及其測井標(biāo)志［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2010，32（4）：271-274. LIN Wenji，TANG Dazhen，XU Fengyin，et al.Diagenesis facies type of H8reservoir in Sulige Gas Field and its logging identification marker［J］.Journal of Oil and Gas Technology，2010，32（4）：271-274.

［17］薛冰，張金川，唐玄，等.黔西北龍馬溪組頁巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)氣特征［J］.石油學(xué)報(bào)，2015，36（2）：138-149，173. XUE Bing，ZHANG Jinchuan，TANG Xuan，et al.Characteristics of microscopic pore and gas accumulation on shale in Longmaxi Formation，northwest Guizhou［J］.Acta Petrolei Sinica，2015，36（2）：138-149，173.

［18］段威，陳金定，羅程飛，等.鶯歌海盆地東方區(qū)塊地層超壓對成巖作用的影響［J］.石油學(xué)報(bào)，2013，34（6）：1049-1059. DUANWei，CHENJinding，LUOChengfei，etal.Effects of formation overpressure on diagensis in the Dongfang Block of Yinggehai Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2013，34（6）：1049-1059.

［19］劉忠寶，吳仕強(qiáng)，劉士林，等.塔里木盆地玉北地區(qū)奧陶系儲(chǔ)層類型及主控因素［J］.石油學(xué)報(bào)，2013，34（4）：638-646. LIU Zhongbao，WU Shiqiang，LIU Shilin，et al.Types and main controlling factors of Ordovician reservoirs in Yubei area，Tarim Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2013，34（4）：638-646.

［20］劉景環(huán)，王瑞麗，尤麗，等.潿西南凹陷流沙港組成巖相與有效儲(chǔ)層研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，34（6）：175-185. LIU Jinghuan，WANG Ruili，YOU Li，et al.Study on the diageneticfaciesandeffectiveclasticreservoirsinLiushagang Formation of Weixinan Sag［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2012，34（6）：175-185.

編輯：杜增利

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Control of Sedimentary Diagenesis on Reservoir Production Capacity Evaluation in South Fault Terrace of Gaoyou Sag

ZHONG Siying1*，DING Sheng2
1.Exploration and Development Research Institute，Jiangsu Oilfield，SINOPEC，YangZhou，Jiangsu 225009，China
2 Second Production Plant，Jiangsu Oilfield，SINOPEC，Huai′an，Jiangsu 211600，China

Factors affecting low permeability reservoir productivity are numerous and complex，so the correct analysis and evaluation of these factors，for low permeability reservoir development have important significance.This article excludes engineering factors，from geological considerations，focuses on the analysis and evaluation of sedimentary and diagenetic effects on productivity，and analysis of its mechanism taking advantage of special data such as constant-pressure mercury and NMR.Research indicates that：the storage layer production capacity are mainly controlled by later diagenesis in Sag Gaoyou South broken bands，and controlled by sedimentation in local small scale and the same diagenetic environments，to study its mechanism，reservoir is mainly affected by diagenesis such as compaction，cementation，corrosion in South fault terrace of Gaoyou Sag，to form a variety of micro-pore structure，led to significant differences of reservoir production capacity in South fault terrace of Gaoyou Sag，so diagenetic facies studies for evaluation of low permeability reservoir productivity forecast is significant.

Gaoyou Sag；sedimentary microfacies；diagenetic facies；microscopic pore structure；productivity

鐘思瑛，1963年生，女，漢族，湖北沙市人，教授級高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。E-mail：zhongsy.jsyt@sinopec.com

丁圣，1978年生，男，漢族，安徽潛山人，博士，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。E-mail：ds3108@126.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.05.01

1674-5086（2016）01-0030-07

TE132

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160104.1646.008.html

鐘思瑛，丁圣．高郵凹陷南斷階沉積成巖對儲(chǔ)層產(chǎn)能控制評價(jià)［J］．西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2016，38（1）：30-36．

ZHONG Siying，DING Sheng．Control of Sedimentary Diagenesis on Reservoir Production Capacity Evaluation in South Fault Terrace of Gaoyou Sag［J］．Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2016，38（1）：30-36．*

2013-11-05網(wǎng)絡(luò)出版時(shí)間：2016-01-04

鐘思瑛，E-mail：zhongsy.jsyt@sinopec.com