[发明专利]碎屑岩沉积成岩综合相识别方法

说明书

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探技术领域，特别是指一种碎屑岩沉积成岩综合相识别方法。

背景技术

岩相指一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合，是原始沉积作用的物质表现。成岩相是指原始沉积物经历溶蚀、胶结和压实等成岩作用后所呈现的现今状态，是成岩作用类型及成岩作用强度的综合表现。储层物性一方面由储层岩相控制，不同岩相具有不同的颗粒结构、成分、构造等属性，导致其具有不同的物性特征；另一方面受储层成岩相控制，相同岩相不同成岩相的储层，其物性具有较大差异。因此，对碎屑岩优质储层的评价预测需综合考虑岩相和成岩相两方面的因素。

目前，岩相类型的划分主要是依据颗粒粒度、成分、沉积构造和颜色等特征进行划分，划分方法比较成熟。而目前国内外对成岩相的定量划分主要是依据视压实率(视压实率α＝(原始孔隙体积－压实后粒间体积)/原始孔隙体积×100％)、视胶结率(视胶结率β＝胶结物总量/(胶结物总量+粒间孔隙体积)×100％)、和视溶解率(视胶结率γ＝溶蚀面孔率/总面孔率×100％)的大小来确定，并得到了普遍应用。但这种划分方法存在着本身的局限性：(1)计算视压实率、视胶结率和视溶解率公式的分母各不相同，采用此三个参数进行成岩相类型划分往往导致结果和实际情况不符；(2)视压实率、视胶结率和视溶解率与其对储层物性贡献大小没有对应关系。例如某储层样品颗粒压实强烈，粒间孔隙体积很小(5％)而且全部被胶结物充填，那么利用公式计算视胶结率β＝胶结物总量/(胶结物总量+粒间孔隙体积)×100％，可知其视胶结率β为100％，应为强胶结成岩相，而实际样品应为弱胶结成岩相；又如某储层样品只存在溶蚀孔隙并且溶蚀面孔率非常小(1％)，依据视溶解率计算公式：视溶解率＝溶蚀面孔率/总面孔率×100％，计算该储层视溶解率为100％，应为强溶蚀成岩相，而实际样品应为弱溶蚀成岩相。

由于岩心资料较为有限，只能确定某个深度点的岩相或成岩相类型，为了达到连续识别的目的，还需进行测井识别。针对岩相的测井识别主要是针对不同岩相典型的常规测井响应值，利用不同测井曲线的交会图法、BP神经网络法、聚类分析法、Bayes和Fisher判别法、测井曲线重构法等进行岩相的识别。针对成岩相的测井识别一般采用统计学方法和地球物理测井信息结合模式识别算法两种手段进行成岩相识别。具体识别流程为在铸体薄片及扫描电子显微镜试验等手段划分成岩相类型的基础上，基于不同成岩相典型的常规测井响应值，利用不同测井曲线的交会图法、灰色关联法、概率神经网络法等技术方法建立不同成岩相的测井识别标准，从而达到对成岩相进行连续定量识别的目的。

测井曲线连续性好，其主要受储层岩相、成岩相和流体性质等多种因素的影响。例如某砂岩样品，若为钙质胶结，则测井曲线特征表现为低声波时差，低中子，高密度；若为泥质胶结，则为高伽马，低密度；若为油层，则表现为高电阻率等。目前，针对碎屑岩储层的测井识别仅仅是考虑了单一的岩相或者是成岩相的影响，而没有将两者进行综合考虑，并且针对岩相或成岩相的测井识别，仅仅是单一的测井识别方法进行判别，而没有将多种测井识别方法相结合进行综合判别。

只有将储层岩相和成岩相相结合，才能对碎屑岩沉积成岩综合相进行准确识别。根据有限的岩心分析资料来确定碎屑岩的沉积成岩综合相类型，找出对应的不同沉积成岩综合相储层的常规测井响应特征，对不同沉积成岩综合相在贝叶斯判别的基础上再进行交会图识别，建立碎屑岩储层沉积成岩综合相测井识别及评价方法，无疑会对碎屑岩优质储层的评价和预测起到积极作用。

发明内容

本发明的目的在于提供一种碎屑岩沉积成岩综合相识别方法，其可以准确厘定和识别碎屑岩沉积成岩综合相，实现对优质储层的预测和评价。

为了实现上述目的，本发明提供一种碎屑岩沉积成岩综合相识别方法，其包括如下步骤：

第一步：基于岩心的沉积成岩综合相厘定；

第二步：利用测井曲线进行沉积成岩综合相识别。

所述第一步是由以下步骤实现的：

(1)在岩心详细观察描述的基础上，依据碎屑岩的沉积构造和颗粒结构特征识别岩相类型；

(2)从岩心中选择代表性区域钻取样品，磨制岩石铸体薄片，利用偏光显微镜及摄像系统获取铸体薄片镜下图像，依据碎屑岩成岩作用类型以及强度、填隙物特征精细划分成岩相类型；

(3)在碎屑岩岩相类型和碎屑岩成岩相类型识别的基础上，总结其沉积成岩综合相类型。