成岩相是一定沉积和成岩环境下经历一定成岩演化的产物，是表征储集层性质、类型和优劣的成因性标志，也是储集层有利区筛选和井位部署的重要依据(邹才能等，2008；赖锦等， 2013a，2013b；蒋裕强等，2014)。目前，众多学者在成岩作用和成岩相方面做了大量工作，主要从定性角度对成岩相进行研究，多是基于薄片镜下观察，根据成岩现象、成岩事件和成岩矿物的定性来划分(王琪等，2005；Taylor et al., 2010；高辉等，2013；张创等，2014)。而实际研究中发现，取心井是有限的，缺少薄片资料的井如何进行成岩相划分？对于合理圈定成岩相范围显得尤为重要。鉴于此，为探讨成岩相的定量划分与识别方法，笔者以鄂尔多斯盆地薛岔地区长6超低渗透砂岩储集层为例，依据31口探井的148块铸体薄片、176块扫描电镜分析，结合73块物性、26块X衍射、41块压汞测试结果和116口井的测井数据体，以成岩作用参数定量对比评价，结合黏土矿物、孔隙类型及其发育程度来确定成岩相类型，并建立不同成岩相的测井识别标准，对缺少薄片资料的井进行成岩相识别和划分。

薛岔地区位于陕西省延安市吴起县境内，构造位置在鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，区内构造简单，表现为微向西倾的单斜，平均坡降8～10m/km，在此背景上发育低幅鼻状隆起。研究区面积约126km²，共有探井41口，开发井75口，三叠系延长组长6储集层为主力含油层系之一，发育一套三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道、河口坝、河道侧翼和分流间湾为主要沉积微相(李文厚等，2009)。岩心分析孔隙度为2.99％～15.30%，平均为9.10%；渗透率为0.001×10^-3～3.01×10^-3μm²，平均为0.40×10^-3μm²，属于典型的超低渗透砂岩储集层。

薄片镜下鉴定结果表明，研究区长6储集层岩性以细粒、中-细粒和细-中粒长石砂岩为主(图 1)，石英体积分数为12.00％～31.00%，平均为19.31%；长石体积分数为31.00％～65.50%，平均为52.19%；岩屑体积分数为3.00％～11.50%，平均为6.50%；填隙物体积分数为3.5％～34.00%，平均为15.5%，主要包括黏土矿物(4.4%)、碳酸盐胶结物(8.4%)、硅质(1.6%)和长石质(1.1%)。粒径0.12～0.30mm，磨圆度次棱角，分选好，胶结类型主要为孔隙-薄膜、孔隙和孔隙-加大型。

图 1

图 1 薛岔地区长6砂岩分类 Fig. 1 Classification of Chang6 sandstone in Xuecha area

孔隙类型包括粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔，粒间孔绝对含量介于0.4％～4.9％，平均1.9％，占总孔隙的72.52%。长石溶孔绝对含量为0.1％～1.8％，平均0.56％，占总孔隙的21.37%。岩屑溶孔分布最少，绝对含量为0.1％～0.3％，平均0.16%，占总孔隙的6.11%。

根据1800～1950m深度范围铸体薄片、扫描电镜和X衍射分析，研究区长6储集层主要经历的成岩作用类型及其典型特征表述如下。

压实作用是颗粒被压致密、原生孔隙度降低的主要原因之一，压实作用对储集层物性的影响与沉积物成分结构和性质有关(于波等，2008；刘春雷等，2013)。研究区长6储集层压实作用主要表现为，塑性岩屑或云母受压后弯曲变形(图 2a)，甚至被挤入粒间孔形成假杂基；也可见到颗粒呈半定向、定向排列(图 2b)，接触方式以点-线和线接触状为主。

图 2

图 2 薛岔地区长6储集层铸体薄片和电镜扫描照片 Fig. 2 Casting section and SEM photograph of Chang6 reservoir in Xuecha area 长石溶孔，薛13井，1875.89m (a)云母受压变形,薛18井,189947m;(b)颗粒定向排列,薛39井,189262m;(c)粒表衬里状绿泥石黏土及残余粒间孔隙,绿泥石黏土膜厚 达9μm,薛10井,191158m;(d)粒间孔,发育的绿泥石膜,薛9井,182987m;(e)粒间伊利石黏土及微孔,薛24井,187664m;(f)伊蒙混 层黏土粒间搭桥状产出,薛34井,194880m;(g)硅质加大,薛15井,188781m;(h)自生石英微晶,薛28井,191085m;(i)嵌晶状方解石胶 结物,薛16井,189822m;(j)铁方解石充填孔隙、交代碎屑,薛30井,187404m;(k)发育的长石溶孔,薛33井,186120m;(l)岩屑溶孔、 长石溶孔,薛13井,187589m

(a)云母受压变形，薛18井，1899.47m；(b)颗粒定向排列，薛39井，1892.62m；(c)粒表衬里状绿泥石黏土及残余粒间孔隙，绿泥石黏土膜厚达9μm，薛10井，1911.58m；(d)粒间孔，发育的绿泥石膜，薛9井，1829.87m；(e)粒间伊利石黏土及微孔，薛24井，1876.64m；(f)伊蒙混层黏土粒间搭桥状产出，薛34井，1948.80m；(g)硅质加大，薛15井，1887.81m；(h)自生石英微晶，薛28井，1910.85m；(i)嵌晶状方解石胶结物，薛16井，1898.22m；(j)铁方解石充填孔隙、交代碎屑，薛30井，1874.04m；(k)发育的长石溶孔，薛33井，1861.20m；(l)岩屑溶孔、

2.2 胶结作用

根据X衍射测试结果，研究区长6储集层黏土矿物中的绿泥石相对含量最高，平均48.84%；伊利石次之，平均38.42%，伊/蒙间层最少，平均16.35%，未发现高岭石。绿泥石主要以颗粒包膜、孔隙衬里和孔隙充填方式出现，颗粒包膜和孔隙衬里式均包裹碎屑颗粒，形成薄膜(张霞等，2011；胡作维等，2012)。扫描电镜下，自生绿泥石多呈微细叶片状集合体垂直碎屑颗粒表面生长，以孔隙内衬或薄膜包裹整个颗粒(图 2c)，此类绿泥石是早成岩阶段产物；研究区长6储集层的绿泥石薄膜厚度一般5～20μm，富Fe²⁺绿泥石具有从原油中吸附活性物质的能力，表面常吸附大量的沥青质(图 2d)，其结果使绿泥石膜厚度增加，孔喉体积与连通性降低(刘金库等，2009；张霞等，2011)。此外，还可见少量绒球状绿泥石充填残余粒间孔，该类绿泥石形成于晚期溶蚀作用之后。研究区长6储集层伊利石多为叶片状或毛发状充填于孔隙空间(图 2e)。伊利石胶结连晶程度较差，抗压实能力较弱，在颗粒表面的分布相对散乱，虽然对孔隙具有一定的保护作用，但因其常常分割孔喉，造成孔隙大量损失，喉道破坏严重，微孔含量增加(陈鑫等，2009；孟万斌等，2011)。研究区长6储集层伊蒙间层多以蜂窝状或卷片状附着于颗粒表面充填孔隙或搭桥生长(图 2f)，堵塞孔喉而降低孔隙空间和流体渗流能力。

硅质胶结一般形成于酸性环境中，当孔隙水中的硅离子浓度超过饱和值，则发生硅质沉淀(刘小洪等，2008；钟大康等，2012)。研究区长6储集层的硅质胶结包括石英次生加大和自生石英晶体，石英次生加大通常发生在绿泥石胶结作用薄弱的区域，加大后的颗粒多呈线接触或凹凸接触(图 2g)。电镜下可发现少量石英晶体呈六方双锥状晶体充填于粒间孔隙中(图 2h)，硅质胶结直接导致颗粒分选变差，形状不规则，间接影响了储集层物性(French et al., 2012)。

研究区长6储集层碳酸盐胶普遍，且为多期胶结，148份薄片中仅1块未发现碳酸盐胶结物，早期方解石常呈嵌晶状充填孔隙(图 2i)。成岩作用中、晚期，碎屑岩中大量赋存的火山岩岩屑、变质岩岩屑等暗色矿物在转化成黏土矿物的过程中，析出Fe²⁺、Mg²⁺，这些金属阳离子进入孔隙介质，结合到早期形成的方解石或白云石胶结物晶格中，形成含铁碳酸盐胶结物(刘媛等，2010；王果寿等，2012；李莹和马明永，2013)，局部充填孔隙或呈斑块状、大片连晶出现(图 2j)，使孔隙丧失殆尽(张晓丽等，2013)，由于其溶解弱，对次生孔隙的形成贡献微弱。

研究区长6储集层最常见的交代现象包括碳酸盐胶结物交代碎屑颗粒(图 2j)，绿泥石、伊利石交代长石颗粒，其结果往往造成原岩的成分和结构局部或全部发生变化，甚至改变原岩的岩石类型，对储集层孔隙影响甚微(张创等，2014)。

研究区长6储集层溶解作用以长石的溶蚀最为常见(图 2k)，其次为少量岩屑溶蚀(图 2l)，长石溶蚀主要沿解理缝或边缘进行，岩屑溶蚀多从裂缝或易溶物开始，两种溶蚀孔的相对含量达到28.06%，与粒间孔一起成为石油的主要赋存空间。

笔者依据薛2、薛10、薛20、薛39等31口井148块铸体薄片统计、计算得到的成岩作用参数，参考胶结物和孔隙类型来确定成岩相类型，并建立不同成岩相的测井响应判别标准，对缺少薄片资料的井进行成岩相类型识别。

压实率(C_o)可定量评价原始孔隙空间被压实程度，与储集层原始孔隙度、填隙物体积、面孔率及次生孔隙体积密切相关，一般用下式计算(赖锦等，2013a；楚美娟等，2013；赖锦等，2015)：

V₀=20.91+22.90/S₀

C₀=(V₀-V)/V₀×100%

根据148块铸体薄片，按照上式计算，研究区长6储集层的压实率为24.91％～87.04%，平均62.82%，以中等-强压实为主(图 3)。

图 3

图 3 薛岔地区长6储集层成岩作用强度参数分布 Fig. 3 Distribution of diagenesis intensity parameters of Chang 6 reservoir in Xuecha area

胶结率(C_e)可定量评价胶结作用对储集层孔隙的影响程度，通过下式进行估算。胶结物体积和粒间孔隙体积通过岩石薄片统计得到(赖锦等，2013a；楚美娟等，2013；赖锦等，2015)。

C_e=(胶结物体积/(胶结物体积+粒间孔隙体积))×100%

基于148块铸体薄片，利用上式计算，研究区长6储集层胶结率最小9.08%，最大86.55%，平均31.95%，以弱-中等胶结为主(图 3)，局部发育强胶结，强胶结主要是碳酸盐胶结物引起。

溶解作用对储集层孔隙发育程度的影响可通过溶解率(S)来定量评价，依据下式进行估算。溶解孔隙体积包括粒间溶孔体积和粒内溶孔体积，总孔隙体积包括原生孔隙体积、溶解孔隙体积，主要通过镜下薄片估算得到(赖锦等，2013a；楚美娟等，2013；赖锦等，2015)。S>60%为强溶解，25%<S<60%为中等溶解，S<25%为弱溶解(楚美娟等，2013)。

S=(溶解孔隙体积/总孔隙体积)×100%

对148块铸体薄片按照上式计算得到研究区长6储集层的溶解率最小为8.70%，最高可达100%，平均为30.26%(图 3)，以弱-中等溶解为主，局部发育强溶解。

根据上述成岩作用强度参数可知，研究区长6储集层以中等-强压实、弱-中等胶结和弱-中等溶解为主，胶结物主要是绿泥石、伊利石、硅质和碳酸盐，孔隙类型主要包括粒间孔和溶蚀孔。依据成岩作用强度、胶结类型、孔隙类型及其发育程度，可划分出5种成岩相类型，即中等压实绿泥石胶结-粒间孔相、中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相、中等压实硅质胶结相、中等-强压实碳酸盐胶结相和强压实充填相。

测井技术获取的地层信息主要是各种宏观物理性质的综合反映，具有连续记录钻遇地层各种岩石物理信息的特点。自然伽马和自然电位可以反映岩性与沉积环境变化，而密度、声波时差和中子孔隙度测井则是储集层物性差异的直观显示，电阻率测井可以间接反映孔隙结构(石玉江等，2011；赖锦等，2015)。不同成岩相由于沉积时的组分和结构差异，影响着成岩作用强度，最终体现在物性和孔隙结构的变化上。因此，可以利用有限的岩心分析和常规测井资料建立不同成岩相的测井识别标准。研究区长6储集层缺少密度和中子测井，主要以自然伽马、声波时差和电阻率作为识别依据，并参考自然电位。根据31口探井的148块铸体薄片和176块扫描电镜鉴定结果，结合对应深度的测井数据，总结出了不同成岩相的测井响应特征。

中等压实绿泥石胶结-粒间孔相的颗粒分选好、粒度较粗、胶结物含量低，绿泥石主要呈薄膜状产出，提高了岩石的抗压实能力，原生粒间孔发育，储集层物性好，故该成岩相的典型特征为(图 4)，自然电位常呈箱型、漏斗型负异常，高声波时差(225～245μs/m)，自然伽马低-中等(70～95API)，电阻率中等-高(25～40Ω·m)。

图 4

图 4 中等压实绿泥石胶结-粒间孔相(薛12，1810.23m) Fig. 4 Moderate compaction， chlorite cementation-intergranular pore facies(Xue12， 1810.23m)

中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相的孔隙类型主要是长石溶孔和岩屑溶孔，伊利石、长石和岩屑含量增高，粒度较中等压实绿泥石胶结-粒间孔相细。自然电位常呈齿状负异常，自然伽马变化幅度较大，最小为80API，最高可达115API，声波时差分布于210～235 μs/m，电阻率较中等压实绿泥石胶结-粒间孔相低，为20～35 Ω·m(图 5)。

图 5

图 5 中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相(薛35，1885.06m) Fig. 5 Moderate compaction， illite cementation-dissolution pore facies(Xue35， 1885.06m)

中等压实硅质胶结相的石英含量增加，电阻率要高于中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相(20～50 Ω·m)；孔隙发育程度差，主要为粒间孔和少量溶蚀孔，声波时差为200～225 μs/m；因粒度变细，加之软组分含量增加，故自然伽马要略高于中等压实绿泥石胶结-粒间孔相，最小为80API，最高为105API(图 6)。

图 6

图 6 中等压实硅质胶结相(薛19，1806.71m) Fig. 6 Medium compaction， siliceous cementation facies(Xue19， 1806.71m)

中等-强压实碳酸盐胶结相的孔隙发育程度很差，结合自然电位和自然伽马曲线可知，纵向上常以河道侧翼中的夹层存在，钙质胶结物对测井响应的贡献大，以低声波时差(190～210 μs/m)、高电阻率(50～80 Ω·m)和较高的自然伽马(75～110API)为特征(图 7)。

图 7

图 7 中等-强压实碳酸盐胶结相(薛14，1903.50m) Fig. 7 Medium-high compaction， carbonate cementation facies(Xue14， 1903.50m)

强压实充填成岩相受泥岩、软组分含量增加、粒度变细的影响，自然电位异常幅度小，多为指状、齿状，泥质含量高时异常幅度不明显，甚至接近于泥岩基线，自然伽马值高(95～125API)，电阻率低(15～20 Ω·m)，孔隙发育较差，声波时差较低(205～220 μs/m)(图 8)。

图 8

图 8 强压实充填相(薛39，1869.62m) Fig. 8 Strong compaction and filling facies(Xue39， 1869.62m)

基于上述成岩作用强度和测井参数，笔者建立了适用于研究区的成岩相划分标准(表 1)， 对缺少薄片资料的井，利用测井参数进行识别。以砂地比来反应沉积环境，控制成岩相边界，并参考砂体厚度进行预测和完善，单井点以优势成岩相来命名，绘制了研究区长6储集层的成岩相平面分布图(图 9)，从图中可知，成岩相与沉积微相之间表现出了良好的对应关系，中等压实绿泥石胶结-粒间孔相、中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相主要分布水下分流河道和河口坝微相，中等压实硅质胶结相主要分布于水下分流河道边部，而中等-强压实碳酸盐胶结相和强压实充填相则与水下分流河道边部和河道侧翼相对应。受沉积时水动力强弱影响，各成岩相的组构差异很大，成岩作用强度不同，进而表现出不同的宏观和微观特征。

表 1

表 1 薛岔地区长6储集层成岩相划分标准及特征 Table 1 Classification standard and characteristics of diagenetic facies of Chang 6 reservoir in Xuecha area 成岩相类型 成岩作用参数 测井参数 测井响应特征 主要地质特征 C o C e S GR／API AC/(μs/m) RT／(Ω·m) A <70 <30 >25 70～95 225～245 25～40 自然电位箱型、漏斗型负异常，低-中等自然伽马，高声波时差，中等-高电阻率 细-中粒长石砂岩，分选好，岩屑含量低，绿泥石胶结物为主，孔隙发育，粒间孔为主，物性好 B <70 <30 >60 80～115 210～235 20～35 自然电位齿状负异常，中等自然伽马，中等-高声波时差，中等电阻率 中-细粒长石砂岩，分选较好，长石、岩屑含量较高，伊利石胶结物为主，孔隙较为发育，溶蚀孔为主，物性较好 C <70 >30 <25 80～105 200～225 20～50 自然电位漏斗、钟型负异常，中等自然伽马，中等声波时差，中等-高电阻率 中-细和细粒长石砂岩，分选较差，硅质胶结物为主，孔隙发育程度较差，粒间孔为主，物性较差 D >50 >40 <25 75～110 190～210 50～80 自然电位负异常幅度小，中等自然伽马，低声波时差，高电阻率 细粒长石砂岩，分选差，碳酸盐胶结物为主，孔隙发育程度很差，主要是微孔，物性差 E >70 >40 <25 95～125 205～220 15～20 自然电位负异常幅度低，有时接近泥岩基线，高自然伽马，低-中等声波时差，低电阻率 细粒长石砂岩，分选较差，软组分含量较高，孔隙发育程度差，主要为少量粒间孔、溶蚀孔和微孔，物性较差 注： A-中等压实绿泥石胶结-粒间孔相；B-中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相；C-中等压实硅质胶结相；D-中等-强压实碳酸盐胶结相；E-强压实充填相。

表 1 薛岔地区长6储集层成岩相划分标准及特征 Table 1 Classification standard and characteristics of diagenetic facies of Chang 6 reservoir in Xuecha area

图 9

图 9 薛岔地区长6储集层沉积微相与成岩相分布 Fig. 9 Distribution of sedimentary microfacies and diagenetic facies of Chang 6 reservoir in the Xuecha area (a)沉积微相平面图；(b)成岩相平面图

该成岩相岩性主要为细-中粒长石砂岩，分选好，岩屑含量低，胶结物以绿泥石膜为主，可见少量伊利石、硅质和铁方解石。薄膜状绿泥石可以提高岩石抗压实能力，抑制压溶作用，还可以阻碍碎屑颗粒与孔隙水接触，减少石英次生加大与其他胶结物的沉淀，因而表现为中等压实(平均压实率60.21%)，弱胶结(平均胶结率23.54%)。孔隙发育程度高，面孔率大于2.9%，以粒间孔为主，溶蚀孔所含比例小，平均溶解率28.35%；物性最好，平均孔隙度11.44%，平均渗透率0.91×10^-3 μm²。微观上，压汞曲线上的典型特征是，排驱压力低(平均0.43MPa)、进汞曲线平行段较短，反应较差的孔喉分选(平均分选系数2.39)，孔喉分布范围宽(0.01～10.25μm)，大孔喉含量高(图 10)。作为研究区最有利的成岩相，发育的粒间孔和低排驱压力为石油富集提供了有利条件，构成了优质储集层分布的主体，平均日产油量大于2.73t。

图 10

图 10 不同成岩相的典型毛细管曲线和孔喉分布 Fig. 10 The typical capillary curve and pore throat distribution of different diagenetic facies

该成岩相主要分布于绿泥石膜不发育的区域，岩性为中-细粒长石砂岩，分选较好，长石、岩屑含量较高，填隙物含量低，胶结物主要为伊利石，可见少量硅质、铁方解石和铁白云石。压实程度中等(平均压实率65.04%)，胶结程度弱(平均胶结率27.10%)，溶解程度强(平均溶解率为67.31%)。孔隙类型主要是长石溶孔和岩屑溶孔，粒间孔发育程度差，面孔率大于1.8%；物性较好，平均孔隙度10.16%，平均渗透率0.37×10^-3 μm²。压汞曲线表现出较低的排驱压力(平均0.67MPa)，进汞曲线平缓，孔喉分选较好(平均分选系数2.07)，孔喉半径为0.01～4.09μm(图 10)。该成岩相仅次于中等压实绿泥石胶结-粒间孔相，石油富集程度较高，平均日产油量大于1.50 t。

硅质胶结相主要分布于水下分流河道微相边部，个别井点分布于河口坝微相，岩性为中-细和细粒长石砂岩，分选较差，胶结物以硅质为主，偶见伊利石、铁方解石。石英次生加大和自生石英晶体增加了岩石的抗压实能力，但使喉道更加迂回曲折，酸性流体流动受阻，故表现为压实程度中等(平均压实率64.72%)，胶结程度中等(平均胶结率为38.11%)，溶解程度弱(平均溶解率为21.24%)，粒间孔为主，面孔率大于1.5%；物性较差，平均孔隙度8.98%，平均渗透率0.25×10^-3 μm²。排驱压力较高(平均0.86MPa)，进汞曲线平行段短，孔喉分选差(平均分选系数2.13)，孔喉半径分布范围窄(0.01～2.61μm)(图 10)。与中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相相比，因为孔隙发育程度略差，加之排驱压力略高，石油富集程度略差，平均日产油量较低(大于1.12t)。

在研究区的水下分流河道边部和河道侧翼微相，发育中等-强压实碳酸盐胶结相，是研究区最差的成岩相，岩性主要为细粒长石砂岩，分选差，碳酸盐胶结物含量高。虽然软性组分和岩屑含量增加，但由于早期碳酸盐胶结物具有一定的抗压实能力，故以中等-强压实为主，平均压实率68.16%，平均胶结率53.65%。碳酸盐胶结物常以充填粒间孔或者交代碎屑颗粒的形式存在，造成大量孔隙和喉道封闭，溶蚀作用期间，因为缺少渗流通道，酸性流体很难进入，溶蚀孔不发育，平均溶解率10.31%，仅发育少量微孔，面孔率小于0.6%。物性很差，平均孔隙度5.46%，平均渗透率0.015×10^-3 μm²。压汞曲线表现为高排驱压力(平均1.93MPa)，因为孔隙喉道整体细小，孔喉分选好(平均分选系数1.87)，孔喉半径分布范围窄(0.01～0.16μm)(图 10)。该成岩相孔隙发育程度很差且排驱压力高，石油难以进入孔隙，测井解释多为致密层。

该成岩相岩性为细粒长石砂岩，分选较差，主要分布在河道侧翼微相，云母、喷发岩屑、片岩、千枚岩、板岩及沉积岩屑等软组分含量较高，在压实过程中发生强烈变形，原生粒间孔隙受压减小或封闭、喉道歪曲或消失。压实程度高(平均压实率77.13%)，胶结程度中等(平均胶结率47.12%)，溶解程度弱(平均溶解率18.39%)。孔隙发育程度差，主要是少量粒间孔、溶蚀孔和微孔、面孔率小于1.0％；物性较差，平均孔隙度6.32%，平均渗透率0.087×10^-3 μm²。压汞曲线上排驱压力较高(平均1.44MPa)，进汞曲线平行段明显，因孔隙与喉道整体细小，孔喉差异小(平均孔喉分选系数1.93)，孔喉半径分布范围窄(0.01～0.40μm)，小喉道含量高(图 10)。该成岩相中部分孔隙发育稍好的区域也可成为石油富集区，测井解释为油水同层或含油水层，平均日产油量一般小于0.8t。

(1)研究区长6储集层经历了压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用，压实程度中等-强，胶结程度弱-中等，局部发育强胶结，溶解程度弱-中等，含部分强溶解。

(2)根据成岩作用强度、胶结类型、孔隙类型及其发育程度，可划分出中等压实绿泥石胶结-粒间孔相、中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相、中等压实硅质胶结相、中等-强压实碳酸盐胶结相和强压实充填相。利用自然伽马、声波时差和电阻率曲线可对成岩相进行有效识别。

(3)成岩相与沉积微相之间表现出了良好的对应关系，分布于水下分流河道砂体的中等压实绿泥石胶结-粒间孔相，孔隙发育程度高，物性好，排驱压力低、大孔喉含量高，是研究区最有利的成岩相，而中等压实伊利石胶结-溶蚀孔相和中等压实硅质胶结相次之。