Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 7: 971 - 981

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.006

Study on diagenetic facies of reservoir of Pinghu Formation in the northern Pingbei area of the Xihu Depression， East China Sea Basin

  • Xin ZHENG ,
  • Guo-feng YIN ,
  • Jian-wei WANG ,
  • Wen-xiu DONG
Expand
  • Institute of Petroleum Exploration & Development，SINOPEC Offshore Oil & Gas Company，Shanghai 200120，China

Received date: 2021-01-26

  Revised date: 2021-04-07

  Online published: 2021-07-22

Supported by

The Major Science and Technology Project of SINOPEC(P17011-3)

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Highlights

The study on diagenetic facies provide the basis for predicting the vertical distribution of reservoir “sweet spots”. Diagenetic facies were studied through casting thin sections， two-dimensional and three-dimensional intersection of reservoir parameters， combined with the production test parameters of Pinghu reservoir in the northern Pingbei area of the Xihu Depression， East China Sea Basin. Results show that the pore spaces in the Pinghu reservoir predominantly belong to micron-scale pore through diagenesis like compaction， cementation， dissolution， etc. Pinghu reservoir has low porosity and medium-low permeability. Pinghu reservoir can be divided into four diagenetic facies， which are dense compaction， carbonate cementation， clay mineral filling and unstable component dissolution facies to analyze the relationship between the four diagenetic facies and open flow capacity parameters. Several logging curves are selected to establish log interpretation model， among which are gamma ray（GR）， density（DEN） and acoustic interval transit times（AC）， etc. It is determined that the unstable component dissolution facies of unstable components is the dominant diagenetic facies. The matching relationship between the diagenetic facies， hydrocarbon character and open flow capacity parameters is good， especially for unstable component dissolution facies.

Cite this article

Xin ZHENG , Guo-feng YIN , Jian-wei WANG , Wen-xiu DONG . Study on diagenetic facies of reservoir of Pinghu Formation in the northern Pingbei area of the Xihu Depression， East China Sea Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(7) : 971 -981 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.006

0 引言

西湖凹陷平北北部地区构造位置位于东海陆架盆地西湖凹陷保俶斜坡带北段，毗邻三潭深凹。西湖凹陷为陆缘裂谷盆地，其经历了古新世—始新世断陷裂谷期、渐新世—中新世坳陷期及上新世至今区域沉降3个主要地质历史阶段和瓯江运动、玉泉运动和龙井运动等多次构造运动，研究区自上到下依次揭示地层为：第四系全—更新统东海群，新近系上新统三潭组、中新统柳浪组、玉泉组、龙井组，古近系渐新统花港组、始新统平湖组。西湖凹陷油气富集，平北北部地区具有较大的油气勘探开发潜力，平北北部地区断层走向主要为北东向、北北东向，近平行分布，将研究区分割成若干个断阶（图1）［1］。随着西湖凹陷平北北部地区油气勘探开发的不断深入，中深层（平湖组储层>3 300 m）储层深度大、物性变化大、微观孔喉结构复杂、动用难度大，亟需对储层成岩作用、成岩相进行分析［2］。
图1 研究区构造位置

Fig.1 Tectonic location of the study area of the Xihu Depression

成岩相是决定储层物性的核心因素之一，物性较好的储层是油气聚集与开发动用的有利空间，评价物性较好的砂岩“甜点”是西湖凹陷天然气高效开发的关键［3-5］。成岩相是沉积物在一定的成岩环境中，经过成岩作用和演化阶段的产物［6-8］。经过压实、溶蚀、胶结等成岩作用后，成岩相特征可由薄片、扫描电镜、阴极发光等分析化验资料观测得到，从而研究成岩相及成岩演化等对储层物性的影响，并根据优势成岩相预测“甜点”，更有效地指导油气勘探开发［9-11］。
本文研究通过对西湖凹陷平北北部地区平湖组储层的岩石成分、矿物成分、孔隙喉道特征、成岩作用、储层物性、成岩相等研究，确定该地区不同深度储层经历的主要成岩作用，通过建立精度较高的测井参数解释模型，识别各类成岩相。

1 储层基本特征

1.1　岩石学特征

根据普通薄片、铸体薄片与扫描电镜等分析化验资料，平湖组取心岩性（图2红点）以长石岩屑砂岩为主，岩屑长石砂岩与岩屑砂岩含量较少，石英含量为50%~80%，平均为65%，长石含量为5%~22%，平均为13%，以斜长石为主，岩屑含量为14%~40%，平均为22%，以火成岩岩屑与变质岩岩屑为主，沉积岩岩屑较少（图2）［12］。受沉积环境影响，砂岩泥质含量较高，粒度较细，主要为细砂、粉砂级别，分选性中等—好，磨圆为次棱角状—次圆状，以颗粒支撑为主，接触方式以点—线接触为主，线—凹凸接触次之。填隙物含量较高，除泥质黏土杂基之外，还包括自生石英、方解石、白云石以及高岭石、伊利石等黏土矿物胶结物，胶结类型以接触式为主，接触—压嵌式胶结次之。泥质黏土杂基纤维状、薄膜状，部分已绢云母化。白云石呈粉晶—细晶状，部分为铁质白云石。高岭石呈鳞片状、书页状、蠕虫状充填于孔隙之中，分布不均，局部地方较富集。由此可知，砂岩总体具有结构成熟度和成分成熟度中等—低的特征。
图2 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层砂岩成分三角图

Fig.2 Ternary diagram showing framework-grain composition of Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

1.2　物性及孔喉组合特征

通过铸体薄片及扫描电镜等资料的观察与分析，平湖组储层孔隙类型多样，具有孔隙形状不规则、大小相差悬殊，孔径分布不均匀等特征。面孔率从痕量到15.0%不等，平均面孔率为7.60%。其中，残余原生粒间孔隙（痕量~5.2%，平均为2.69%），形态一般呈三角形、多边形等［图3（a），图3（b）］；长石与岩屑溶蚀形成的溶蚀粒间孔隙（痕量~7.44%，平均为3.80%）为平湖组储层重要的储集空间，形态一般呈不规则状、多边形等，孔隙边缘见明显的溶蚀现象，部分呈溶蚀港湾状，局部孔隙见颗粒的溶蚀残留，部分孔隙充填高岭石［图3（c）］；长石、易溶岩屑、局部少数石英等颗粒内部受溶蚀作用形成粒内溶孔（痕量~0.87%，平均0.69%）［图3（d），图3（e）］；部分长石溶蚀形成铸模孔（痕量~0.65%，平均为0.40%）［图3（f）］；由于颗粒间的接触关系主要为线接触，因此储层喉道为可变断面的收缩部分，主要以片状、弯片状喉道为主［图3（g），图3（h）］，同时扫描电镜下亦可见为黏土矿物充填分割而形成的管束状喉道类型［图3（i）］。平湖组储层平均孔隙直径为61.2 μm，平均喉道半径为5.1 μm，孔喉组合主要以中孔—细喉型为主。因此，平湖组储层孔隙类型多样，溶蚀孔、原生粒间孔、粒内孔与铸模孔等共存，喉道较细，孔喉组合主要为中孔微喉，孔隙间的连通性较差，砂岩储层整体较致密。
图3 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层岩石学特征、储集空间和喉道类型特征

(a)多边形、三角形的残余原生粒间孔及少部分粒间溶孔，A5井，4 019.9 m；(b)不规则多边形的残余原生粒间孔，A5井，4 120.0 m；(c)长石与岩屑颗粒边缘溶蚀形成粒间溶孔，A2井，4 117.5 m；(d)长石颗粒内部溶蚀形成粒内溶孔，A4井，4 010.1 m；(e)石英颗粒内部溶蚀形成粒内溶孔，A3井，4 106.7 m；(f)长石几近完全溶蚀形成铸模孔，A5井，4 022.5 m；(g)片状、弯片状喉道，A3井，4 109.7 m；(h)片状、弯片状喉道，A2井，4 251.0 m；(i)粒间孔喉中分布叠片状高岭石、片状伊利石，分割形成管束状喉道类型，A2井，4 163.3 m

Fig.3 The lithology characteristics, reservoir pore space and throat types of Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

通过物性测试，得出平北北部地区平湖组储层孔渗关系，孔隙度为0.65%~20.8%，平均为13.43%，地面空气渗透率为（0.024~402.11）×10-3 μm2，平均为34.22×10-3 μm2，该区平湖组储层物性整体较差，为低孔中低渗储层（图4）。
图4 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层孔渗关系

Fig.4 Core porosity versus core permeability cross-plots for Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

2 成岩作用与成岩演化

2.1　储层成岩作用类型及强度

2.1.1　压实作用

西湖凹陷平北北部地区平湖组现今埋深3 300~5 000 m，储层总体上经历较强压实作用，镜下可观察到的主要标志有：颗粒之间接触关系较为紧密，以线接触关系为主，有时甚至可呈凹凸接触，云母和塑性岩屑颗粒弯曲变形、断裂，少部分石英颗粒表面见压裂纹，已达到中等—较强压实强度。压实作用使原始粒间孔隙缩小、粒间孔隙空间减少，对储层起破坏作用［图5（a），图5（b），图5（g）］。平湖组储层压实紧密，孔喉直径缩小，物性变差［13］。
图5 平湖组储层镜下微观成岩作用以及成岩矿物组合特征

(a)塑性岩屑变形，石英加大嵌合，原生粒间孔发育，A3井，4 106.3 m；(b)云母弯曲、断裂，A3井，4 106.3 m；(c)石英具次生加大，粒间孔分布菱形铁白云石、毛发状伊利石，A2井，4 098.9 m，能谱分析；(d)孔喉中分布拉丝状伊利石呈搭桥式分布，颗粒表面分布针片状绿泥石，A2井，4 352.0 m，能谱分析；(e)钾长石具溶蚀形成次生孔，A5井，4 191.6 m；(f)石英具次生加大，粒间孔中分布高岭石、伊利石、自生石英，粒表分布伊利石，A5井，4 192.5 m；(g)粒间孔发育，粒间溶蚀作用较强，A2井，4 352.1 m；(h)粒内溶溶与铸模孔发育，A2井，4 123.3 m；(i)粒间孔隙中局部方解石受溶蚀呈残余状，5井，4 132.5 m；(j)白云石与少许方解石呈亮桔色光、桔红色光，硅质不发光或发深蓝色光、深棕色光，黏土矿物中的高岭石靛蓝色光，A2井，4 091.0 m，阴极发光；(k)铁白云石充填粒内、粒间孔隙，A5井，4 329.2 m；(l)高岭石充填粒内、粒间孔隙，A3井，4 106.1 m

Fig.5 Microscopic diagenesis and diagenetic mineral combination features of Pinghu Formation reservoirs

2.1.2　胶结作用

平湖组储层胶结物类型主要为硅质、钙质以及黏土矿物。其中，硅质胶结物的主要表现形式为石英次生加大，主要为生长环边式［图5（a），图5（f）］；钙质包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石，铁白云石对白云石胶结物的交代关系很常见［图5（c），图5（i），图5（k）］；黏土矿物以高岭石最为常见，伊利石次之，绿泥石含量甚微［图5（c），图5（d），图5（j），图5（l）］。胶结作用使粒间孔隙缩小、孔隙空间减少，对储层起破坏作用。
由石英次生加大的包裹体温度来看，硅质胶结物形成时间晚而且期次明显，平湖组石英加大边内盐水包裹体温度集中在110~130 ℃之间，烃类包裹体温度反映2期充注，分别为小于100 ℃和110~130 ℃（图6）。硅质胶结物充填粒间孔，对储层起破坏作用，研究区石英次生加大的硅主要来源是长石的早期溶蚀和黏土层中蒙脱石向伊利石转化产生的SiO2，故石英加大区往往也是次生孔隙发育带。
图6 平湖组储层石英加大边包裹体测温数据

Fig.6 Fluid inclusion microthermometric data of quartz edge of Pinghu Formation reservoirs

方解石的形成时间早，粒间孔隙基本上全被充填，此期胶结物对岩石孔隙度降低影响最大，一般形成致密无孔砂岩段，无铁方解石在阴极发光下呈亮桔色—桔红色光。铁方解石是该区成岩胶结物中成岩较晚的，为中成岩A期的产物，其直接交代碎屑颗粒或充填在石英次生加大之后。从石英次生加大包裹体来看，其均一温度在120 ℃左右。铁方解石含量低，占胶结物含量的1%~2%。白云石在阴极发光下呈亮桔色光。铁白云石在扫描电镜下呈菱形状，染色片上呈微带绿的蓝色，在阴极发光镜下不发光。
高岭石充填在孔隙空间或喉道中。高岭石的形成均与长石的蚀变有关，在低温条件下，斜长石比钾长石具有更低的吉布斯自由能，斜长石是不稳定的，逐步向高岭石转化。

2.1.3　溶蚀作用

平湖组储层溶蚀作用强烈，大量长石发生溶蚀，形成粒间溶孔［图5（e），图5（h）］。平湖组砂岩储层发生早成岩期的淡水溶蚀，其中，玉泉运动造成的不整合面为淡水溶蚀作用提供了通道［14］。平湖组含多套泥质烃源岩，中新世初期平北北部地区平湖组深部开始大量生烃［15-16］，生烃过程中形成有机酸，该有机酸与地下热液混合的流体率先充注到与泥质烃源岩毗邻的砂体中，致其砂岩储层内不稳定沉积组分黏土杂基、长石、火山岩屑、含云母变质岩屑、千枚岩屑等发生溶蚀，因此形成大量的溶蚀孔隙，从而形成次生孔隙发育带［17-18］。平北北部地区中深层溶蚀作用为淡水溶蚀作用与酸性热液流体溶蚀共同导致的结果，溶蚀作用对储层起建设作用。

2.2　成岩演化序列及孔隙演化史

通过薄片分析、包裹体分析确定成岩阶段，具体划分参照标准（SY/T 5477—2003）。平北北部地区平湖组储层目前已达到中成岩阶段A期，其主要特征是：古温度为90~140 ℃；R O值为0.63%~0.80%，R O平均值为0.72%；泥岩中伊/蒙混层黏土矿物中蒙皂石占比<20%；砂岩中可见铁白云石与铁方解石，以交代、加大或胶结形式出现；多数石英颗粒具次生加大且石英颗粒表面被完整的自形晶面包裹；孔隙以次生孔隙类型为主。综合上述分析，平北北部地区平湖组成岩演化序列为：机械压实→早期碳酸盐胶结 （伴随交代）→溶解作用（包括脱碳酸盐化及岩屑、长石的溶解）→早期溶蚀（淡水溶蚀造成长石蚀变成高岭石）→石英次生加大→晚期碳酸盐胶结→晚期溶蚀作用→自生高岭石充填（图7）。
图7 西湖凹陷平北北部地区储层成岩演化序列

Fig.7 Diagenetic evolution sequence of the reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

3 储层成岩相划分

成岩相为成岩环境的物质表现，是沉积物在特定的物理化学环境中，经过成岩作用的产物，表现为岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征，不同成岩相经历了不同的成岩阶段与成岩演化序列，一定程度上控制了储层孔渗性能［19-21］。
平北北部地区平湖组储层整体处在中成岩A期，经历了中等—较强的压实作用。根据岩心物性参数［具体划分参照标准（DZ/T 0252—2013）］及主要成岩作用将平湖组储层划分为4种成岩相，分别是：致密压实相、黏土矿物充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相，其中前3项为破坏性成岩相，不稳定组分溶蚀相为建设性成岩相（图8，表1）。
图8 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层成岩相与物性参数交会图

Fig.8 Cross plot of diagenetic facies and physical parameters of Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

表1 成岩相物性参数

Table 1 Physical parameters of diagenetic facies

成岩相类型 交会特征—划分依据 物性特征
致密压实相 5%<Φ<13%；0.03×10-3 μm2<K<8×10-3 μm2 特低孔—低孔，特低渗—低渗
碳酸盐岩胶结相 5%<Φ<12%；1×10-3 μm2<K<10×10-3 μm2 特低孔—低孔，特低渗—低渗
黏土矿物充填相 12%<Φ<15%；1×10-3 μm2<K<13×10-3 μm2 低孔，特低渗—低渗
不稳定组分溶蚀相 10%<Φ<17%；13×10-3 μm2<K<310×10-3 μm2 低孔—中孔，低渗—中渗

3.1　致密压实相

平北北部地区平湖组主要发育受潮汐影响的三角洲相与潮坪相沉积，包括受潮汐影响的河道砂、河道间泥、潮道砂与潮坪泥［22-23］。潮坪相沉积砂泥混杂，塑性组分较高，沉积物抗压实能力弱，沉降与埋藏过程中压实作用强［24］。平湖组储层经过区域沉降，形成致密压实相，为破坏性成岩相，镜下大部分视域孔隙不发育，局部最大面孔率仅为1%，颗粒以线接触、凹凸接触为主，致密压实相储层物性差（渗透率：0.03×10-3 μm2<K<8×10-3 μm2）［图9（a）］。
图9 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层成岩相典型薄片特征

（a）致密压实相，大部分视域孔隙极不发育，A5井，4 141.0 m；（b）碳酸盐胶结相，白云石再晶充填孔隙，A5井，4 135.0 m；；（c）黏土矿物充填相，高岭石充填孔隙，A5井，4 304.0 m；（d）不稳定组分溶蚀相，粒内孔、粒间孔、铸模孔、微孔发育，A4井，4 052.7 m

Fig.9 Typical microscopic features of various diagenetic facies of Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

3.2　碳酸盐胶结相

成岩演化过程中，碳酸盐岩屑在有机酸的作用下，释放出大量的碳酸根离子，在还原环境中形成铁方解石、铁白云石胶结物［24］。碳酸盐胶结物充填粒间孔，形成碳酸盐胶结相，为破坏性成岩相，早期碳酸盐胶结主要指的是早成岩期形成的方解石胶结物，而铁白云石胶结物属于中成岩期以后的成岩阶段形成的，为晚期碳酸盐胶结，导致渗透率普遍小于10×10-3 μm2［图9（a）］。

3.3　黏土矿物充填相

平北北部地区平湖组储层中黏土矿物主要为高岭石与伊利石，储层中的黏土矿物多充填于孔隙、喉道之中，部分黏土矿物覆盖于颗粒表面［图9（c）］。黏土矿物对储层物性有重要的影响，书页状高岭石与片状、丝缕状伊利石充填于孔隙中，导致孔隙细且喉道连通性差，从而降低储层的孔渗性［25］。黏土矿物充填相为破坏性成岩相，使储层储集空间减小，同时使储层物性变差，渗透率普遍低于13×10-3 μm2。

3.4　不稳定组分溶蚀相

平北北部地区平湖组储层经过较强的压实作用，储层中的岩屑、长石与碳酸盐胶结物等不稳定组分易受含酸性组分的液体的溶蚀［图9（d）］。不稳定组分溶蚀相为建设性成岩相，形成的次生溶蚀孔隙、喉道可提高储层物性，渗透率普遍高于13×10-3 μm2，且平均渗透率高于30×10-3 μm2。

4 成岩相测井响应特征

不同的碎屑成分、成岩矿物、填隙物成分、成岩作用、成岩序列等特征在测井曲线上常表现出与成岩相的对应关系，根据常规测井资料，能够指示储层成岩相差异的地质信息，借以划分储层的成岩相类型［26］。
本文研究首先根据薄片鉴定、扫描电镜、地面孔渗实验等资料确定岩心、壁心的成岩相类型，统计平北北部地区5口探井4种成岩相的测井数据与分析测试数据，绘制4种成岩相测井参数交会图，利用其中的GR（自然伽马）、AC（声波时差）、DEN（密度）与RT（电阻率）测井曲线划分成岩相，分析不同成岩相测井分类标准与优势成岩相。
在岩心归位和测井曲线标准化的基础上，选取取心井样本，通过岩心刻度测井精细归纳与统计分析4种不同成岩相的不同测井响应特征值，建立成岩相测井参数交会图（图10）。
图10 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层4种成测井参数交会图

Fig.10 Logging parameters crossplots of four diagenetic facies in Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

利用GR、AC与DEN测井曲线能够较好地区分不同类型成岩相，RT曲线区分度较低。统计归纳成岩相测井参数如下（图10）：
致密压实相：测井参数表现为中等GR（44.2~71.6 API）、较低—中等AC（61.7~76.0 μm/s）、较高DEN（2.43~2.63 g/cm3）、较低RT（6.4~25.9 Ω·m）。
碳酸盐胶结相：测井参数表现为较高GR（56.5~67.0 API）、中等AC（63.9~74.0 μm/s）、中等DEN（2.41~2.52 g/cm3），RT分布范围较大。
黏土矿物充填相：测井参数表现为较高GR（53.9~81.9 API）、中等AC（69.2~75.4 μm/s）、中等DEN（2.39~2.46 g/cm3）、较低RT（10.7~42.2 Ω·m）。
不稳定组分溶蚀相：测井参数表现为较低GR（30.0~68.4 API）、较高AC（69.4~78.2 μm /s）、较低DEN（2.36~2.45 g/cm3），RT分布范围较大。该相测井响应特征相比另3种成岩相具有较好的区分度。

5 单井成岩相分析

5.1　单井成岩相识别

通过分析4种成岩相的测井响应特征，根据不同成岩相识别标准，建立单井成岩相。本文研究以A2、A5井为例，该3口井纵向上成岩相识别、划分结果与岩心及壁心薄片、扫描电镜、阴极发光、物性分析化验与含油气性匹配关系良好，其中，致密压实相多发育于干层；碳酸盐胶结相多发育于一期砂体与另一期砂体交界处；黏土矿物充填相多发育于砂岩与泥岩交界处；不稳定组分溶蚀相多发育于砂岩顶部及底部，对应气层或水层（图11）。
图11 A2与A5井平湖组储层单井成岩相分析

Fig.11 The vertical division of diagenetic facies of Pinghu Formation reservoirs in Wells A2 and A5

5.2　成岩相与储层物性、含油气性关系

经过研究区单井成岩相识别，已划分4种成岩相的储层物性参数交会均呈现一定的重叠，不同成岩相的孔隙度与渗透率参数之间没有截然的边界，整体上，破坏性成岩相物性相对较差，建设性成岩相物性较好，成岩相特征如下：
致密压实相：井上储层段物性最差。该成岩相岩性先天条件较差，沉积物粒度较细且塑性颗粒含量较高，沉积物抗压实能力较差，经过深层压实导致储层较致密，该相发育储层段孔喉的保存与产生难度较大，同时不利于油气的充注。
碳酸盐胶结相：井上储层段物性较差。前期碳酸盐胶结物堵塞原生孔隙，后期铁方解石与铁白云石胶结物堵塞次生孔隙，该相整体上不利于储层孔喉的保存与油气的充注。
黏土矿物充填相：井上储层段物性较差。研究区储层尤以高岭石与伊利石充填、分隔、堵塞孔喉为主，该相对油气充注的不利影响相对较小。
不稳定组分溶蚀相：井上储层段物性较好，为低孔中渗储层。该相对储层物性改善主要体现在有机酸与后期溶蚀作用改造储层孔喉条件，增加储层连通性且有利于油气充注（图12）。
图12 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层不同成岩相与储层参数关系

Fig.12 Crossplot of reservoir parameters of various diagenetic facies of Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

成岩相在沉积作用后主导储层物性外，在一定程度上决定了储层的含油气性。整体上，不稳定组分溶蚀相具有较高的含气饱和度，一定程度控制了“甜点”的分布。由于少部分黏土矿物（如：绿泥石）具有亲油气性，黏土矿物充填相也具有中等—较高的含气饱和度。
针对海上井资料与岩心、壁心资料少的特点，利用单井成岩相识别与划分，筛选出物性较好的优势成岩相——不稳定组分溶蚀相，以优势成岩相边界同时限制GR（<40.0 API）、DEN（<2.4 g/cm3）与AC（<75.0 μm/s）值域范围，建立优势相测井参数解释模型。通过测井参数三维交会，预测优势成岩相分布（图13）。
图13 优势成岩相三维交会图

Fig.13 Logging parameters 3D crossplots of dominant diagenetic facies

5.3　成岩相与测试参数的关系

通过筛选4种成岩相发育试井段，对西湖凹陷平北地区平湖组储层产能分析，选取每米无阻流量测试参数代表测试产能，发现以致密压实相为主的储层每米无阻流量约为0.1×104 m3/d，测试产能差；以碳酸盐溶蚀相为主的储层每米无阻流量约为18.2×104 m3/d，测试产能较差；以黏土矿物充填相为主的储层每米无阻流量为（0~20.2）×104 m3/d，测试产能较差；以不稳定组分溶蚀相为主的储层每米无阻流量较高（42.8~46.8）×104 m3/d，测试产能较好（图14）。不稳定组分溶蚀相具有较高的物性与较高的含气性能，同时该相测井响应特征具有较好的区分度（GR较低、AC较高、DEN较低）与较高的每米无阻流量。
图14 西湖凹陷平北北部地区平湖组储层成岩相储层无阻流量与储层参数关系

Fig.14 Crossplot of open-flow potential and reservoir parameters of various diagenetic facies of Pinghu Formation reservoirs in the north of Pingbei area of the Xihu Depression

6 结论

（1）西湖凹陷平北北部地区平湖组储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用以及溶蚀等建设性成岩作用，现今正处于中成岩阶段A期。平湖组储层主要为低孔中低渗储层，储层孔喉属于微米级孔喉，平均孔隙半径为30.6 μm，平均喉道半径为5.1 μm，平均面孔率为7.60%，平均孔喉比为4.74。
（2）根据微观孔喉结构特征与成岩作用类型及其对储层物性的影响，将储层划分为致密压实相、碳酸盐胶结相、黏土矿物充填相和不稳定组分溶蚀相4种成岩相类型。
（3）统计分析4种成岩相测井响应特征，不稳定组分溶蚀相对比其余3种成岩相表现出较好的区分度，即较低GR（30.0~68.4 API）、较高AC（69.4~78.2 μm/s）、较低DEN（2.36~2.45 g/cm3）的特征。成岩相与物性参数、含气性参数及无阻流量匹配关系较好，不稳定组分溶蚀相发育层段对应储层物性最好、含气性能较高且无阻流量较高，其余3种成岩相较差。确定不稳定组分溶蚀相为优势成岩相。
（4）通过测井参数三维交会，同时限制GR（<40.0 API）、DEN（<2.4 g/cm3）与AC（<75.0 μm /s）值域范围，以优势相（不稳定组分溶蚀相为主）预测“甜点”分布。

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