技术领域
[0001] 本
发明属砂岩储层油气勘探及评价设计技术领域，具体涉及一种砂岩储层成岩地震相的定量表征方法。
背景技术
[0002] 砂岩是一种碎屑
沉积岩，是由碎屑物经过漫长而又复杂的沉积作用、成岩作用形成的
岩石，主要含
硅、
钙、黏土和
氧化
铁，岩石由碎屑和填隙物两部分构成。碎屑除
石英、
长石外还有白
云母、重矿物、岩屑等。填隙物包括胶结物和碎屑杂基两种组分。常见胶结物有硅质和
碳酸盐质胶结；杂基成分主要指与碎屑同时沉积的颗粒更细的黏土或粉砂质物。砂岩储层是可以储集和渗滤
流体的岩层，即储集层，能够储存和渗滤油气的岩层，它必须具有储存空间(孔隙性)和储存空间一定的连通性(渗透性)。控制砂岩储层物性好坏的三大要素:沉积作用、成岩作用和构造作用，对于裂缝不发育的砂岩储层而言，其物性高低主要受沉积作用和成岩作用控制。砂岩储层在沉积之后的埋藏过程中要经历一系列成岩作用，如
压实、胶结、溶解和交代等作用，尤其致密砂岩储层经历了更加复杂的成岩作用，进入中晚期成岩演化阶段，因而砂岩储层物性高低在一定程度上取决于成岩作用类型及强弱的影响，特别是致密砂岩储层。在同一沉积环境内经历了不同成岩作用的砂岩储层，其物性往往存在一定的差异。因此充分显示砂岩储层物性的好坏与其所经历的成岩作用有必然的因果关系，不同的成岩微环境一定程度地决定砂岩储层物性的高低。
[0003] 目前研究成岩作用及成岩微相的基本方法是通过砂岩
岩心样品的显微薄片、扫描电镜等研究颗粒间的
接触关系、
粘土矿物、胶结物、溶蚀作用等显微特征，从而确定压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用、自生矿物沉淀作用等的强弱，最终依据这些特征及指标来确定成岩相类型。成岩相是在一定沉积和成岩环境下经历了一定成岩演化阶段的产物，包括岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝特征及其演化的综合面貌，反映成岩环境的地球化学特征、岩石学特征和岩石物理特征的总和。成岩相是目前储层特征的直接反映，是表征储层类型、性质和优劣的成因性标志之一。
[0004] 依据岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝特征等，砂岩成岩相可划分为粒间孔发育成岩相、致密成岩相等，前者可进一步细分为原生粒间孔隙发育成岩亚相、原生斑状孔隙碳酸盐胶结成岩亚相、原生斑状孔隙粘土胶结成岩亚相等；后者也可分为碳酸盐致密胶结成岩亚相、粘土致密胶结成岩亚相、致密压实成岩亚相等，导致勘探及评价效率较低，成功率更低，因为勘探及评价结果显示就是在同一沉积亚相环境中，由于成岩亚相的差异，砂岩油气的富集程度是有明显差异的，因此为了能够准确地表征砂岩油气在空间上富集程度差异，需要将砂岩岩心成岩相扩展到非取心井，通常而言一个油田约99%
生产井是非取心井，从而就可以更好地预测砂岩储层成岩相的平面分布，这样不仅有利于预测砂岩油气空间分布规律，而且更好地指导油气勘探及评价，提高效率，降低
风险。
发明内容
[0005] 本发明研究发现，目前的研究仅限于对岩心（岩石）样品进行成岩作用和成岩相进行研究，即仅研究取心井砂岩储层的纵向成岩相序列，对于一个油田而言，取心井非常有限，目前的研究方法无法研究非取心井砂岩储层的纵向成岩作用及成岩相，以及砂岩储层成岩相横向（平面）分布及相序，无法有效地预测储层平面非均质性，不利于油气勘探及评价过程的方案设计和操作，因此，本发明的目的在于解决现有的方法存在的有利区
块预测准确度低和勘探开发成功率低，勘探开发成本高的问题，提供一种砂岩储层成岩地震相表征方法。
[0006] 为实现上述目的，本发明设计的砂岩储层成岩地震相表征方法，包括以下步骤：
[0007] （一）、在同一油气勘探开发区块内，依据地质条件和研究目标需求，选取不同沉积微相区块内取心井构成样品采集观察点，各微相内均有取心岩心样品，从这些样品中采集实验分析测试所需砂岩样品；对取心井的岩心进行系统地观察和描述，确定砂岩储层的沉积微相类型及序列；
[0008] （二）、砂岩样品分沉积微相进行粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩类含量的测试，获取砂岩样品的粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩含量数据；
[0009] （三）、将采集的砂岩样品进行显微薄片、扫描电镜、
阴极发光测试，获取砂岩颗粒间的接触关系、粘土矿物、胶结物、溶蚀作用反映成岩作用的粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩显微指标数据；
[0010] （四）、利用
地质学统计方法对获取的砂岩样品反映成岩作用指标数据进行统计处理，并进行聚类，得到各取心井点反映砂岩成岩特征及环境的粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩类的各心井点中各个参数的平均含量，并得到反映砂岩成岩作用类型的压实程度、自生矿物、溶蚀作用、古地温指标的各心井点中各个参数的平均含量，以及得到反映砂岩成岩作用类型和成岩相的显微照片,这些平均含量及照片是成岩作用及成岩相确定的重要依据；
[0011] （五）、根据各取心井点各沉积微相内砂岩样品反映成岩相的各项评价指标，对岩心样品所揭示的砂岩成岩环境进行判别和评价，按地质学中砂岩成岩相命名规则对各岩心样品砂岩成岩作用和成岩相进行系统命名，系统命名的作用是促使砂岩储层成岩作用和成岩相研究达到行业标准规范化要求，系统命名的作用是促使砂岩储层成岩作用和成岩相研究达到行业标准规范化要求；
[0012] （六）、依据前述步骤所取得的矿物及照片，确定各取心井各砂岩样品所揭示的成岩作用和成岩相类型，建立各取心井岩心成岩相纵向序列，编制各取心井岩心成岩相综合柱状图，为后续步骤中的非取心井成岩相纵向序列提供参考标准；
[0013] （七）、依据地震资料地震属性分析得到的地震属性和地震资料地震反演波阻
抗体导出的数据，按取心井的大地座标
位置从属性体和反演组抗体中读取各砂岩储层的地震属性平均值和
地震波组抗平均值，统计分析砂岩岩心各成岩相的地震属性值和波阻抗值大小范围及平均值，建立各类成岩相地震属性图版，建立各类成岩相的地震相属性和波阻抗判别关系式：Y=aX+b，其中Y为成岩相，X为地震资料地震属性分析得到的地震属性值或地震资料地震反演波阻抗值，a、b为Y、X回归分析所得常量；
[0014] （八）、根据步骤七所建立的成岩地震相地震属性和地震反演波阻抗判别关系式，应用成岩地震相处理
软件，对研究区所有非取心井进行成岩地震相识别，建立每口井成岩地震相纵向序列；
[0015] （九）、依据每口井成岩相数据，应用建模软件模拟砂岩储层成岩相三维模型，得到油气勘探开发层系的砂岩储层成岩相类型及平面分布特征，为砂岩储层评价提供反映储层成岩作用的定量指标。
[0016] 进一步地，所述砂岩储层成岩地震相定量表征参数的选择标准为：参数类型区分研究区块砂岩储层成岩相类型和成岩体系，反映成岩地质过程，并符合砂岩储层成岩地质规律和相序分布规律。
[0017] 再进一步地，砂岩储层成岩相分类各成岩矿物参数定量值的大小将各类成岩相明确地区分开，且充分展示各类成岩相砂岩储层的成岩环境特征。
[0018] 进一步地，砂岩储层成岩相分类地震属性和地震波阻抗参数定量值的大小将各类成岩相明确地区分开，建立非取心井砂岩储层符合成岩规律的纵向成岩系列。
[0019] 更进一步地，砂岩储层成岩相分类及空间分布结果反映各类砂岩储层油气富集主控影响因素的差异。
[0020] 本发明提供的砂岩储层成岩地震相定量表征的方法，利用反映砂岩储层成岩特征及环境的典型岩电参数的定量指标，准确评价非取心井砂岩储层的成岩相纵向相序，以及目的层储层成岩相平面分布及规律，给砂岩油气勘探开发提供更多有效的技术信息，优选出砂岩油气勘探开发的有利区块，提高了有利区块的预测准确度，提高了勘探开发的成功率，降低了勘探开发成本。
[0021] 本发明与现有的技术相比具有如下有益效果：
[0022] 1）创新了砂岩储层成岩相研究评价方法，利用反映成岩特征及环境的典型地震属性和地震反演波阻抗参数的定量指标，准确了解同一微相内砂岩储层成岩相的平面基本特征及某层系砂岩储层成岩相平面分布特征及规律，给砂岩油气勘探开发提供更多有效的技术信息；
[0023] 2）勘探开发的评价效率高，利用砂岩储层成岩相分类评价方法对目标区内砂岩储层进行成岩相研究，查明各层系砂岩成岩相的分布范围，查明各类砂岩储层物性的基本特征，在此
基础上应用油气储层评价方法对各层系砂岩储层进行评价，提高了勘探开发评价效率，加快砂岩油气勘探开发的进度；
[0024] 3）提高勘探开发的成功率，降低了成本，本发明将砂岩油气勘探开发中经常使用的大量
测井地震属性和地震反演波阻抗资料利用起来，建立砂岩储层成岩相的地震属性和地震反演波阻抗评价指标，利用各指标绝对平均值的大小来区分砂岩储层同一沉积微相内不同成岩相，优选出砂岩储层油气勘探开发的有利区块，提高了有利区块的预测准确度，提高了勘探开发的成功率，降低了勘探开发成本。
附图说明
[0025] 图1为本发明取心井岩心成岩相纵向系列及综合柱状图；
[0026] 图2是本发明
实施例提供的砂岩储层成岩地震相定量表征的方法
流程图。
具体实施方式
[0027] 为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
[0028] 下面结合附图及具体实施例对本发明的应用原理作进一步描述。
[0029] 如图2所示，本发明实施例的砂岩储层成岩地震相定量表征的方法包括以下步骤：
[0030] S101：同一砂岩油气勘探开发区，依据地质条件和研究目标需求，选取不同沉积微相区块内取心井构成样品采集观察点，采集实验分析测试所需砂岩样品；
[0031] S102：将供试的岩心砂岩样品按照实验分析测试设计要求送往实验室，分别进行粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩类等成岩矿物含量的测试分析，系统获取这些指标；
[0032] S103：通过显微薄片、扫描电镜、阴极发光等测试，获取砂岩颗粒间的接触关系、粘土矿物、胶结物、溶蚀作用等反映成岩作用的显微相关指标数据；
[0033] S104：依据样品分析测试的一系列结果，并对结果进行处理分析，得到反映砂岩成岩特征及环境的指标等资料，从而筛选出表征砂岩成岩环境典型参数定量指标和成岩相的典型地震属性和地震反演波阻抗指标；
[0034] S105：应用定量指标，对砂岩成岩环境和成岩相进行判别和评价，从而得到砂岩储层成岩相类型及平面分布特征。
[0035] 步骤一，在同一油气勘探开发区块内，依据地质条件和研究目标需求，选取不同沉积微相区块内取心井构成样品采集观察点，如某研究区某砂岩储层其沉积微相发育有
水下分流河道、河口坝、席状砂等，各微相内均有取心岩心样品，从这些样品中采集实验分析测试所需砂岩样品；对取心井的岩心进行系统地观察和描述，确定砂岩储层的沉积微相类型及序列；
[0036] 步骤二，利用地球化学、X衍射等实验设备，将采集的砂岩样品分沉积微相进行粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩类含量的测试，获取砂岩样品的粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩等指标数据；
[0037] 步骤三，将采集的砂岩样品进行显微薄片、扫描电镜、阴极发光测试，获取砂岩颗粒间的接触关系、粘土矿物、胶结物、溶蚀作用等反映成岩作用的粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩显微指标数据；
[0038] 步骤四，对获取的砂岩样品的反映成岩作用的上述指标数据利用地质学统计方法进行统计处理，并进行聚类，从而得到各取心井点反映砂岩成岩特征及环境的粘土矿物、石英、长石、碳酸盐岩类的平均含量；得到反映砂岩成岩作用类型的压实程度、自生矿物、溶蚀作用、古地温指标的平均含量；得到反映砂岩成岩作用类型和成岩相的显微照片；
[0039] 步骤五，根据各取心井点各沉积微相内砂岩样品反映成岩相的各项评价指标的多少，对岩心样品所揭示的砂岩成岩环境进行判别和评价，按常规的地质学中砂岩成岩相命名规则对各岩心样品砂岩成岩作用和成岩相进行系统命名；
[0040] 步骤六，依据前述步骤所取得的各类指标，确定各取心井各砂岩样品所揭示的成岩作用和成岩相类型，建立各取心井岩心成岩相纵向系列，编制各取心井岩心成岩相综合柱状图，如图1所示。
[0041] 步骤七，依据地震属性和地震反演波阻抗体导出的数据，按取心井的大地座标位置从属性体和反演组抗体中读取各砂岩储层的地震属性平均值和地震波组抗平均值，统计分析砂岩岩心各成岩相的地震属性值和波阻抗值大小范围及平均值，建立各类成岩相地震属性图版，如图1所示，建立各类成岩相的地震相属性和波阻抗判别关系式：Y=aX+b，其中Y为成岩相，X为属性值或波阻抗值，a、b为回归分析所得常量；
[0042] 步骤八，根据步骤七所建立的成岩地震相地震属性和地震反演波阻抗判别关系式，应用成岩地震相处理软件，对研究区所有非取心井进行成岩地震相识别，建立每口井成岩地震相纵向系列；
[0043] 步骤九，依据每口井成岩相数据，应用建模软件模拟砂岩储层成岩相三维模型，得到油气勘探开发层系的砂岩储层成岩相类型及平面分布特征，为砂岩储层评价提供定量指标。
[0044] 上述的砂岩储层成岩地震相定量表征参数的选择标准为：参数类型区分研究区块砂岩储层成岩相类型和成岩体系，反映成岩地质过程，并符合砂岩储层成岩地质规律和相序分布规律。砂岩储层成岩相分类各成岩矿物参数定量值的大小将各类成岩相明确地区分开，且充分展示各类成岩相砂岩储层的成岩环境特征。砂岩储层成岩相分类地震属性和地震波阻抗参数定量值的大小将各类成岩相明确地区分开，建立非取心井砂岩储层符合成岩规律的纵向成岩系列。砂岩储层成岩相分类及空间分布结果反映各类砂岩储层油气富集主控影响因素的差异。
[0045] 本发明为砂岩油气勘探开发评价及选区提供了研究区块内砂岩储层成岩相发育特征及油气富集程度相关的坚实的基础信息，缩小勘探开发范围，瞄准勘探开发目标，因而不同程度地提高了目标靶区预测准确度，避免因仅了解取心井点砂岩储层成岩相而不知晓其成岩相平面分布不能提供准确资料而导致的油气钻探失败的风险，因为不同成岩相砂岩储层富油气程度存在较大差异，所以大大提高了砂岩油气勘探开发钻探成功的保证率，从而加快了砂岩油气勘探开发的进度，大大地降低了勘探开发成本。
