李錦，杜向前，李佳樽，路勇，田育紅，高輝

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006；3.中國石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京100028；4.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065）

基于多參數(shù)定量評價的低滲透砂巖成巖相劃分
——以鄂爾多斯盆地張韓地區(qū)長21儲層為例

李錦1，杜向前2，李佳樽3，路勇2，田育紅2，高輝4

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006；3.中國石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京100028；4.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065）

為探索定量劃分成巖相的方法，以鄂爾多斯盆地張韓地區(qū)長21儲層為研究對象，依據(jù)大量的化驗(yàn)分析資料，從成巖作用強(qiáng)度參數(shù)、孔隙發(fā)育程度參數(shù)的角度出發(fā)，建立適用于研究區(qū)的成巖相定量劃分標(biāo)準(zhǔn)，闡述了不同成巖相的特征差異。結(jié)果表明：研究區(qū)長21儲層巖性為巖屑長石砂巖和少量長石砂巖，壓實(shí)率中等為主，含少量弱和強(qiáng)壓實(shí)；膠結(jié)率中等含量最高，局部發(fā)育弱和強(qiáng)膠結(jié)；溶解率中等—強(qiáng)，分布少量弱溶解?；诔蓭r作用參數(shù)和孔隙發(fā)育程度參數(shù)的定量對比評價，考慮孔隙的組合關(guān)系和黏土礦物類型，劃分出5種成巖相。不同成巖相特征差異大，弱—中等壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相的孔隙最發(fā)育、孔喉配置關(guān)系好、物性好、單井產(chǎn)量高，是最有利的成巖相帶。

定量劃分；成巖相；成巖作用；孔隙結(jié)構(gòu)；低滲透砂巖；鄂爾多斯盆地

成巖作用最終決定儲集層性能的優(yōu)劣［1-2］。成巖相是研究儲集體形成機(jī)理、空間分布、定量評價與優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測的重要理論依據(jù)［3-4］。目前，多數(shù)學(xué)者集中于對成巖作用特征及其對儲集層孔隙發(fā)育程度和孔隙度演化的影響方面的研究，對成巖相的命名、劃分方案缺乏統(tǒng)一認(rèn)識，對定量評價較為薄弱［5-10］。鑒于此，筆者以鄂爾多斯盆地張韓地區(qū)長21儲層為研究對象，基于大量的物性、鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、圖像粒度資料和高壓汞測試結(jié)果，通過實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)體的系統(tǒng)對比分析，篩選表征成巖作用類型和強(qiáng)度的主要參數(shù)，從成巖作用強(qiáng)度參數(shù)、孔隙發(fā)育程度參數(shù)的角度出發(fā)，建立適用于研究區(qū)的成巖相定量劃分標(biāo)準(zhǔn)。在此基礎(chǔ)上，闡述不同成巖相的特征差異。

1　儲層基本特征

張韓地區(qū)位于陜西省定邊縣境內(nèi)，大地構(gòu)造位置處于陜甘寧盆地陜北斜坡中部西段，是延長油區(qū)定邊油田東擴(kuò)上產(chǎn)的重要潛力區(qū)，長21儲層是主力含油層之一，油藏埋深在1 700～2 000 m。前人主要針對研究區(qū)和鄰區(qū)的沉積環(huán)境、儲層特征做了一些研究［11-12］，認(rèn)為長21儲層發(fā)育1套曲流河三角洲平原沉積，沉積微相以分流河道、河道側(cè)翼和分流間洼地為主。

巖石薄片鏡下鑒定表明：研究區(qū)長21儲層巖性以中粒巖屑長石砂巖為主，含少量中—細(xì)粒長石砂巖和細(xì)—中粒長石砂巖，石英體積分?jǐn)?shù)24.50%～46.00%，平均39.13%；長石體積分?jǐn)?shù)24.00%～58.00%，平均34.65%；巖屑體積分?jǐn)?shù)7.50%～28.00%，平均13.59%，以火成巖、變質(zhì)巖屑為主，沉積巖屑分布很少。粒徑分布于0.2～0.4 mm，磨圓度為次棱角狀，分選好，膠結(jié)類型包括加大-孔隙、孔隙-薄膜和薄膜-孔隙。填隙物平均體積分?jǐn)?shù)為9.93%，主要為黏土礦物（平均體積分?jǐn)?shù)4.05%）和碳酸鹽膠結(jié)物（平均體積分?jǐn)?shù)4.16%）。

巖心物性分析表明：長21儲層孔隙度最大為22.45%，最小為5.11%，平均14.57%；滲透率分布于0.05×10-3～58.34×10-3μm2，平均為11.81×10-3μm2，屬典型的低滲透儲層。

2　成巖作用及其特征

2.1壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是儲層孔隙體積減小，孔隙度降低，滲透性變差的主要原因之一［13-14］。研究區(qū)長21儲層的壓實(shí)作用主要表現(xiàn)為，顆粒受壓后由點(diǎn)接觸變?yōu)辄c(diǎn)-線接觸、線接觸，呈半定向、定向排列（見圖1a），云母等軟組分受壓變形，或呈假雜基充填孔隙（見圖1b），分流河道微相壓實(shí)程度整體要弱于河道側(cè)翼。

圖1　研究區(qū)典型成巖作用照片

2.2膠結(jié)作用

2.2.1黏土礦物膠結(jié)

根據(jù)X衍射結(jié)果，研究區(qū)長21儲層的黏土礦物包括高嶺石（平均相對體積分?jǐn)?shù)49.76%）、綠泥石（平均相對體積分?jǐn)?shù)16.12%）、伊利石（平均相對體積分?jǐn)?shù)12.93%）和伊蒙間層（平均相對體積分?jǐn)?shù)21.18%）。薄片下觀察發(fā)現(xiàn)，高嶺石充填割裂大孔隙后產(chǎn)生大量的晶間孔（見圖1c），但因?yàn)楦邘X石晶間孔一般很小［15］，流體滲流阻力很大，其結(jié)果往往造成儲層孔隙度減小，滲透性變差，非均質(zhì)性增強(qiáng)。

綠泥石產(chǎn)狀以早期薄膜式為主，掃描電鏡下綠泥石多呈針狀和針葉狀集合體沿顆粒呈環(huán)狀分布，向孔隙中心生長，形成綠泥石薄膜（見圖1d）。薄片下觀察發(fā)現(xiàn)，綠泥石膜發(fā)育部位粒間孔保存較好，這是因?yàn)榫G泥石膜可在一定程度上增強(qiáng)巖石的抗壓實(shí)能力，起到保護(hù)原生粒間孔隙的作用［16-19］。

而少量絲狀、絲縷狀充填孔喉生長的伊利石常常會分割孔隙和喉道［20］，形成黏土礦物束縛孔隙（見圖1e）。其在喉道中分布相對集中時也可完全堵塞喉道，不僅使孔隙空間減小，而且使?jié)B流能力下降。

2.2.2硅質(zhì)膠結(jié)

研究區(qū)長21儲層的硅質(zhì)膠結(jié)以早期石英次生加大和晚期自生石英微晶為主，石英次生加大邊是溶解于地層水中的硅質(zhì)以石英碎屑表面為基底生長而形成的［21］。薄片下可觀察到石英次生加大Ⅱ—Ⅲ級普遍（見圖1f），石英次生加大使孔隙空間進(jìn)一步壓縮，而自生石英微晶則充填孔喉后，喉道更加迂回曲折，流體滲流阻力增大，滲流能力變差。

2.2.3碳酸鹽膠結(jié)

研究區(qū)長21儲層的碳酸鹽膠結(jié)作用普遍存在，有些井點(diǎn)碳酸鹽膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)可達(dá)25%，膠結(jié)物以鐵方解石、方解石為主，可見少量白云石和鐵白云石，具有明顯的多期次形成特征。早成巖后期—中成巖期，隨著Fe2+，Mg2+金屬陽離子結(jié)合到方解石或白云石膠結(jié)物晶格中［15，22］，形成了晶型較好且潔凈的鐵方解石和鐵白云石（見圖1g），碳酸鹽膠結(jié)部分或完全充填孔隙堵塞喉道，使孔隙空間明顯減小，甚至使喉道封閉，儲層致密。

2.3交代作用

長21儲層主要的交代作用是膠結(jié)物交代碎屑，薄片下觀察可見鐵方解石交代巖屑（見圖1g），高嶺石交代薄膜狀綠泥石。純粹的礦物交代雖然對儲層物性影響不大［23］，但對儲層的潛在敏感性有重要影響［24］。

2.4溶解作用

溶解作用是儲層重新“煥發(fā)活力”、溶蝕孔隙發(fā)育的重要因素［18］。研究區(qū)長21儲層被溶解的物質(zhì)主要是長石、巖屑和少量的方解石膠結(jié)物。薄片下被溶長石往往具有港灣狀或鋸齒狀邊緣及粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔（見圖1h），巖屑沿著易溶物的方向溶蝕，常見斑點(diǎn)狀或蜂窩狀溶孔（見圖1i）。溶蝕孔是研究區(qū)長21儲層最重要的孔隙類型，對于改善儲集性能起到了重要作用，也是低孔、低滲背景下存在相對高滲帶的主要原因之一。

3　成巖相定量劃分參數(shù)

3.1成巖作用強(qiáng)度參數(shù)

3.1.1壓實(shí)率

壓實(shí)率（Co）與儲層原始孔隙度、填隙物體積、面孔率及次生孔隙體積密切相關(guān)［3，24］。根據(jù)計(jì)算，研究區(qū)長21儲層壓實(shí)率最小為19.86%，最大89.35%，平均為54.11%，參考成巖作用強(qiáng)度劃分標(biāo)準(zhǔn)［25］，以中等壓實(shí)（30%～70%）為主，含少量強(qiáng)壓實(shí)（＞70%）和弱壓實(shí)（＜30%）（見圖2），弱壓實(shí)和中等壓實(shí)主要分布在分流河道微相，強(qiáng)壓實(shí)則主要在河道側(cè)翼微相發(fā)育。

3.1.2膠結(jié)率

膠結(jié)作用對儲層孔隙的影響程度可通過膠結(jié)率（Ce）來定量評價。經(jīng)計(jì)算，膠結(jié)率分布于12.50%～99.06%，平均為54.35%，以中等膠結(jié)（30%～70%）為主，局部發(fā)育弱膠結(jié)（＜30%）和強(qiáng)膠結(jié)（＞70%）（見圖2），強(qiáng)膠結(jié)主要是碳酸鹽膠結(jié)物體積高引起，中等膠結(jié)與高嶺石發(fā)育有關(guān)。

圖2　成巖作用參數(shù)分布

3.1.3溶解率

溶解作用對儲層孔隙發(fā)育程度的影響可通過溶解率（S）來定量評價。溶解率最小為11.83%，最高可達(dá)100%，平均為55.20%。強(qiáng)溶解（＞60%）分布最高，其次為中等溶解（25%～60%），弱溶解（＜25%）分布少（見圖2），弱溶解主要與較高的碳酸鹽膠結(jié)物充填有關(guān)。

3.2孔隙發(fā)育程度參數(shù)

根據(jù)鑄體薄片鏡下統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長21儲層的孔隙類型包括粒間孔、粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔，孔隙組合類型主要為粒間孔+溶蝕孔和粒間孔+溶蝕孔+晶間孔型。粒間孔絕對體積分?jǐn)?shù)最小為0.10%，最大為10.50%，平均2.99%，主要分布于1.00%～3.00%；溶蝕孔（包括粒間溶孔、長石溶孔和巖屑溶孔）的絕對體積分?jǐn)?shù)0.20%～8.00%，平均為4.35%，其中3.00%～8.00%的體積分?jǐn)?shù)最高，其次為5.00%～7.00%；晶間孔絕對體積分?jǐn)?shù)最小為0，最大為1.80%，平均0.54%，小于0.30%的最高。豐富的孔隙類型在改善儲層性能的同時，也增加了微觀孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性，造成了不同成巖相的孔隙結(jié)構(gòu)特征差異。

3.3成巖相類型

根據(jù)研究區(qū)的成巖作用參數(shù)和孔隙發(fā)育程度參數(shù)，考慮孔隙類型的組合關(guān)系和黏土礦物類型，突出不同成巖相的主要孔隙類型，采用成巖作用強(qiáng)度+膠結(jié)物類型+孔隙類型的復(fù)合命名方式，研究區(qū)長21儲層的成巖相可劃分為弱—中等壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相，中等壓實(shí)綠泥石、高嶺石膠結(jié)-少量粒間孔+溶蝕孔+晶間孔相，中等壓實(shí)綠泥石、伊利石膠結(jié)-溶蝕孔相，中等—強(qiáng)壓實(shí)充填相和中等—強(qiáng)壓實(shí)碳酸鹽膠結(jié)致密相?；谏鲜龇治觯⒘瞬煌蓭r相的劃分標(biāo)準(zhǔn)（見表1）（表1中：Pi為粒間孔，Pc為溶蝕孔，Pic為晶間孔），對于存在參數(shù)疊合區(qū)的Ⅲ，Ⅳ類成巖相，還需參考總面孔率和膠結(jié)物參數(shù)進(jìn)行劃分。

表1　成巖相劃分標(biāo)準(zhǔn)%

4　成巖相分布及其特征差異

在前人成巖相研究方法的基礎(chǔ)上［1-3，15，19］，綜合成巖作用定量參數(shù)劃分標(biāo)準(zhǔn)，以砂地比來反映沉積微相，并控制成巖相邊界，單井點(diǎn)以優(yōu)勢成巖相來確定，以高壓壓汞測試結(jié)果來反映不同成巖相的微觀特征參數(shù)差異，以現(xiàn)場試油、生產(chǎn)數(shù)據(jù)來驗(yàn)證劃分結(jié)果的可靠性，得到研究區(qū)長21儲層的成巖相平面分布圖（見圖3）。

圖3　成巖相平面分布

4.1弱—中等壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相

該成巖相主要分布于分流河道微相中間的厚砂體中，砂地比大于0.5，石英體積分?jǐn)?shù)高、顆粒分選好、粒度粗；膠結(jié)物中綠泥石體積分?jǐn)?shù)高于其他成巖相，薄膜狀綠泥石提高了巖石的抗壓實(shí)能力，也為酸性流體進(jìn)入提供了順暢的通道。故壓實(shí)程度弱—中等，膠結(jié)程度以中等為主，含少量弱膠結(jié)；孔隙類型以粒間孔和溶蝕孔為主，含少量晶間孔，雖然溶蝕孔平均面孔率為5.25%，但因?yàn)榭紫栋l(fā)育程度高、總面孔率大，溶蝕孔所占比例較小，溶解率最大為59.26%，最小為26.92%，表現(xiàn)為中等溶解；儲層物性好，孔隙度最高可達(dá)22.45%，滲透率最高為58.34×10-3μm2；壓汞曲線表現(xiàn)為排驅(qū)壓力低（平均為0.10 MPa）、進(jìn)汞曲線平臺段短（反應(yīng)較差的孔喉分選性，平均分選系數(shù)3.04）的特點(diǎn)，孔喉半徑分布范圍寬（0.02～16.15 μm），大孔喉體積高，2.52～16.15 μm孔喉貢獻(xiàn)了95%的滲流能力（見圖4）；良好的孔喉配置為油氣富集提供了條件，成為研究區(qū)最有利的成巖相，單井日產(chǎn)油量一般大于8.7 t。

圖4　不同成巖相的孔隙結(jié)構(gòu)特征

4.2中等壓實(shí)綠泥石、高嶺石膠結(jié)-少量粒間孔+溶蝕孔+晶間孔相

該成巖相主要分布于分流河道微相中間和分流河道微相邊部，砂地比一般為0.3～0.7，石英體積分?jǐn)?shù)較高，顆粒分選較好，粒度較粗；綠泥石體積分?jǐn)?shù)低于弱壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相，壓實(shí)程度、膠結(jié)程度以中等為主；粒間孔和溶蝕孔發(fā)育程度均差于弱壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相，但因孔隙發(fā)育程度整體變差，故溶蝕孔相對體積分?jǐn)?shù)較高，溶解程度表現(xiàn)為中等—強(qiáng)；此外，受高嶺石體積增高的影響，晶間孔發(fā)育（面孔率最高可達(dá)1.8%）；物性較好，孔隙度分布于11.8%～21.7%，滲透率5.34×10-3～16.32×10-3μm2；壓汞曲線上排驅(qū)壓力較低（平均為0.23 MPa），進(jìn)汞曲線平臺段較短，因?yàn)榱ｉg孔體積分?jǐn)?shù)降低，而溶蝕孔和晶間孔體積分?jǐn)?shù)增加，孔喉差異減小，故孔喉分選系數(shù)（平均分選系數(shù)2.63）要小于弱壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相，但孔喉半徑分布范圍變窄（0.02～6.14 μm），大孔喉體積減小，滲透性主要由0.64～6.14 μm范圍的孔喉來貢獻(xiàn)（見圖4）。單井日產(chǎn)油量一般大于4.2 t，是研究區(qū)主要的次有利成巖相帶之一。

4.3中等壓實(shí)綠泥石、伊利石膠結(jié)-溶蝕孔相

該成巖相主要分布于分流河道微相中間部位和分流河道微相邊部，壓實(shí)程度中等，膠結(jié)程度中等。與中等壓實(shí)綠泥石、高嶺石膠結(jié)-少量粒間孔+溶蝕孔+晶間孔相不同，該成巖相的長石體積分?jǐn)?shù)高，為溶蝕孔發(fā)育提供了物質(zhì)基礎(chǔ)，但綠泥石和高嶺石體積分?jǐn)?shù)降低，粒間孔和晶間孔發(fā)育程度變差，溶蝕孔是最主要的孔隙類型，占總孔隙體積的72.51%，溶解率大于60.%，表現(xiàn)為強(qiáng)溶解。物性略差，孔隙度介于11.00%～17.50%，滲透率最小為1.67×10-3μm2，最大為8.69×10-3μm2；進(jìn)汞曲線的排驅(qū)壓力較高（平均為0.72 MPa），平臺段較長，反映孔喉差異較小，孔喉分選較好（平均分選系數(shù)2.32）；根據(jù)統(tǒng)計(jì)，孔喉半徑分布為0.02～1.63 μm，滲透性主要由0.25～1.63 μm的孔喉來貢獻(xiàn)（見圖4），單井日產(chǎn)油大于2.8 t。

4.4中等—強(qiáng)壓實(shí)充填相

該成巖相主要分布于河道側(cè)翼微相，個別井點(diǎn)分布于分流河道邊部。受沉積時水動力條件弱的影響，巖屑體積高、顆粒細(xì)、分選差、軟組分體積高，抗壓實(shí)能力弱，壓實(shí)程度中等—強(qiáng)，膠結(jié)程度中等—強(qiáng)?？紫墩w發(fā)育程度差，仍以溶蝕孔為主，其次為粒間孔和少量晶間孔，因溶蝕孔所占比例較高，故溶解率一般大于25%，溶解程度以中等為主，分流河道邊部發(fā)育少量強(qiáng)溶解。儲層物性較差，孔隙度最小為6.40%，最大為15.20%，滲透率差異大，為0.09×10-3～4.91×10-3μm2；排驅(qū)壓力高（平均為1.16 MPa），進(jìn)汞曲線平臺段較長，反映較好的孔喉分選（平均分選系數(shù)2.20）；孔喉半徑分布范圍窄（0.02～1.02 μm），小孔喉含量高，0.16～1.02 μm的孔喉貢獻(xiàn)了95%以上的滲透性（見圖4），單井日產(chǎn)油小于1.0 t，可作為潛力開發(fā)區(qū)。

4.5中等—強(qiáng)壓實(shí)碳酸鹽膠結(jié)致密相

該成巖相主要分布于分流河道微相邊部和河道側(cè)翼微相，受粒度變細(xì)、分選變差、軟組分體積增高影響，壓實(shí)程度增強(qiáng)；碳酸鹽膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)明顯增高，膠結(jié)程度強(qiáng)，孔隙整體發(fā)育程度很差，主要為少量粒間孔、溶蝕孔和晶間孔，表現(xiàn)為中等—強(qiáng)壓實(shí)、強(qiáng)膠結(jié)和弱溶蝕的特點(diǎn)?？v向上，可在部分井中見到碳酸鹽夾層，測井解釋一般為致密層；該成巖相物性很差，孔隙度最小為5.11%，最高僅為7.63%，滲透率分布于0.05×10-3～0.22×10-3μm2，基本無產(chǎn)能。

5　結(jié)論

1）研究區(qū)長21儲層巖性以中粒巖屑長石砂巖、中—細(xì)粒長石砂巖和細(xì)—中粒長石砂巖為主，磨圓度為次棱角狀，分選好。以中等壓實(shí)為主，含少量強(qiáng)壓實(shí)和弱壓實(shí)；膠結(jié)率中等含量最高，局部發(fā)育弱膠結(jié)和強(qiáng)膠結(jié)；溶解率中等—強(qiáng)，分布少量弱溶解，強(qiáng)膠結(jié)和弱溶解均與碳酸鹽體積分?jǐn)?shù)高有關(guān)；溶蝕孔發(fā)育程度最高，其次為粒間孔，孔隙組合類型為粒間孔+溶蝕孔和粒間孔+溶蝕孔+晶間孔。

2）研究區(qū)長21儲層可劃分出5種成巖相，成巖相與沉積微相之間存在良好的對應(yīng)關(guān)系，分布于分流河道微相中間厚砂體部位的弱—中等壓實(shí)綠泥石膠結(jié)-粒間孔+溶蝕孔相，具有孔隙發(fā)育程度高，儲層物性好，排驅(qū)壓力低、孔喉半徑分布范圍寬、大孔喉含量高、單井產(chǎn)量高的特點(diǎn)，成為研究區(qū)最有利的成巖相帶。中等壓實(shí)綠泥石、高嶺石膠結(jié)-少量粒間孔+溶蝕孔+晶間孔相和中等壓實(shí)綠泥石、伊利石膠結(jié)-溶蝕孔相次之。

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（編輯趙旭亞）

Diagenetic facies classification of low permeability sandstone based on multi-parameter quantitative evaluation:taking Chang 21reservoir of Ordos Basin as an example

LI Jin1，DU Xiangqian2，LI Jiazun3，LU Yong2，TIAN Yuhong2，GAO Hui4
（1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，China；2.No.3 Oil Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Yinchuan 750006，China；3.Coalbed Methane Co.Ltd.，PetroChina，Beijing 100028，China；4.School of Petroleum Engineering，Xi′an Shiyou University，Xi′an 710065，China）

In order to explore the quantitative classification method of diagenetic facies，based on a large numberof test data，diagenesis intensity parameters，and pore development degree perspectives，quantitative classification standard suitable for the studied area is established.Taking the Chang 21reservoir of Ordos Basin as an example，the characteristics differences of diagenetic facies have been elaborated.The results show that lithology is lithic arkose and small amounts of feldspar sandstone in Chang 21reservoir with the main medium compaction，few weak compaction and strong compaction；main medium cementation，and few weak or strong cementation；medium to strong dissolution，and few weak dissolution.Five kinds of diagenetic facies are classified considering the combination relations of pore and clay mineral type on the basis of quantitative comparative evaluation of diagenesis and pore development degree parameters.There are large differences of characteristics in different diagenetic facies. Weak to medium compaction chlorite cementation，intergranular pore+dissolved pore facies is the most favorable diagenetic facies because of the developed pore，good relationship between pore and throat，good physical property，and high well production.

quantitative classification；diagenetic facies；diagenesis；pore structure；low permeability sandstone；Ordos Basin

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“特低滲透雙重介質(zhì)砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征”（41102081）；陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程“致密砂巖油藏水驅(qū)后生產(chǎn)動態(tài)特征研究”（2014KTZB03-02-01）

TE122.1+15

A

10.6056/dkyqt201605003

2016-02-01；改回日期：2016-06-10。

李錦，女，1986年生，助理工程師，碩士，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究。E-mail：lijin911@petrochina.com.cn。

引用格式：李錦，杜向前，李佳樽，等.基于多參數(shù)定量評價的低滲透砂巖成巖相劃分：以鄂爾多斯盆地張韓地區(qū)長21儲層為例［J］.斷塊油氣田，2016，23（5）：554-559.

LI Jin，DU Xiangqian，LI Jiazun，et al.Diagenetic facies classification of low permeability sandstone based on multi-parameter quantitative evaluation：taking Chang 21reservoir of Ordos Basin as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：554-559.