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Advances in Geosciences地球科学前沿, 2019, 9(4), 289-300Published Online April 2019 in Hans. /journal/aghttps:///10.12677/ag.2019.94032Advantages and Disadvantages Effects ofDiagenesis on Reservoir Physical PropertiesSong Hu1, Xiaoxiao Lu2,Danfeng Zhang3, Jing Cheng41Petroleum Exploration and Production Research Institute, SNOPEC, Beijing2Daqing Branch of China Petroleum Logging Co. LTD., Songyuan Jilin3Greatwall Drilling Company, CNPC, Beijing4International Logging Company of Greatwall Drilling Company, CNPC, BeijingReceived: Apr. 7th, 2019; accepted: Apr. 22nd, 2019; published: Apr. 29th, 2019AbstractCompared with the traditional theory, the diagenesis types cannot be divided into two categories completely. In fact, both the diagenesis itself and its combination have two sides. In this paper, the diagenesis of the W oil field is taken as an example, and the main diagenesis types are summarized by the methods of observing cores, identifing common and casting thin sections, and detecting scanning electron microscope. And the dialectic influence of diagenesis on the physical properties of reservoirs is discussed in the light of the theory of dialectics. The results show that the main di-agenetic types, such as compaction, cementation, dissolution, recrystallization, their own or their combination, have a common duality, complexity and interrelated influence on the physical prop-erties. They are characterized by interdependence and mutual transformation of reservoir im-provement and destruction. In line with the advantages and disadvantages to find the principle of high-quality reservoirs, it is conducive to the ultimate improvement of reservoir physical proper-ties if the compaction, cementation and metasomatism are relatively developed in the early stage of diagenesis as well as the dissolution is more developed in the later stage of diagenesis.KeywordsDiagenetic Type, Diagenetic Evolution, Physical Property, Materialist Dialectics, Two Sides成岩作用对储层物性的利弊影响分析胡松1，路肖肖2，张丹锋3，成婧41中国石化石油勘探开发研究院，北京2中国石油测井有限公司大庆分公司，吉林松原3中国石油集团长城钻探公司，北京4中国石油长城钻探工程公司国际测井公司，北京胡松 等收稿日期：2019年4月7日；录用日期：2019年4月22日；发布日期：2019年4月29日摘 要与传统理论相比，成岩作用类型并不能截然地分为对储层影响利弊的两大类，事实上，无论是各类成岩作用本身还是它们的组合，对储层物性影响皆具有两面性。
储层的成岩作用范文储层的成岩作用是指岩石在地质历史过程中，由于地壳运动、地热、压力、化学作用等综合因素的影响，发生了一系列的物理、化学、生物作用，使得岩石的物理性质、化学组成和孔隙结构发生了变化，从而形成了适合于油气聚集和储存的储层。
储层的成岩作用主要包括压实作用、渗流作用、溶解作用、胶结作用、封堵作用等。
压实作用是指岩石因地壳运动引起的压力增大，颗粒之间的空隙收缩，改变岩石的孔隙度和渗透率的过程。
在压实作用下，岩石的颗粒接触紧密，孔隙度减小，孔隙隔膜的沉淀和排列发生改变，渗透率降低。
压实作用的程度与应力大小、成岩深度、岩性和颗粒间的胶结程度有关。
一般来说，岩石的压实作用越强，储层的渗透率越低。
渗流作用是指地下水或流体通过岩石孔隙或裂缝的过程。
随着流体的渗流，粒间颗粒随之移动，流体对岩石颗粒产生刮擦磨损，进一步降低渗透率。
渗流作用还带来颗粒溢出，特别是粘土矿物的迁移填充，形成黏土胶结，加剧了储层的封堵作用。
溶解作用是指溶液对岩石矿物的溶解过程。
在地下水中，一些矿物质溶解度较高，如碳酸盐、硫酸盐等，地下水中的这些成分与岩石接触后，会溶解掉一部分，从而使矿物的物理性质和孔隙结构发生变化。
比如，石灰岩地层因溶解作用形成了大量的溶洞，这对于储层的形成和储集具有重要的影响。
胶结作用是指岩石中的物质在高温、高压和地下流体的作用下，凝结成胶结物质，填充和连接了一些孔隙和裂缝。
胶结物质包括黏土矿物、碳酸盐矿物、硅酸盐矿物等，它们可以通过溶解、交换等方式在岩石中形成或长大，从而改变岩石的孔隙结构和渗透率，影响油气的储藏和开采。
封堵作用是指岩石孔隙或细隙的物质填充、堵塞，使岩石变得不透水或者透水性降低。
储层封堵作用的主要因素包括黏土矿物的交换、胶结物质的沉淀、原生矿物的胶结、一些溶解产物的迁移沉积等。
封堵作用使得储层的渗透率下降，从而增加了油气在储层中的停留时间，有利于油气的聚集和储存。
综上所述，储层的成岩作用是多种地质因素综合作用的结果，通过改变岩石的物理性质、化学组成和孔隙结构，形成适合于油气聚集和储存的储层。
致密砂岩成岩作用及其对储层的影响雷卞军;刘斌;李世临;王小蓉;刘华明【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2008(030)006【摘要】针对鄂尔多斯盆地乌审旗地区上古生界山1-盒8段地层为一套富含同沉积火山物质的致密砂岩,其成岩作用与孔隙演化关系密切的实际,在沉积相研究基础上,利用X衍射、扫描电镜和20口井的300余块常规薄片观察分析得出:本区盒8、山1段砂岩储集层主要成岩作用有水化反应、压实作用、碎屑物质的蚀变作用、交代作用、胶结作用、溶蚀作用.其成岩序列为水化反应-压实作用-石英次生加大-(火山物质的碳酸盐化、火山物质和长石的高岭石化、火山物质的硅化作用)-溶蚀作用-高岭石胶结-自生石英胶结-方解石胶结.压实和溶蚀作用分别为主要破坏性成岩作用和建设性成岩作用,二者对砂岩储层孔隙发育影响较大.【总页数】5页(P57-61)【作者】雷卞军;刘斌;李世临;王小蓉;刘华明【作者单位】西南石油大学资源与环境学院,四川,成都,610500;吉林油田勘探开发研究院天然气所,吉林,松原,138000;西南油气田分公司川东气矿,重庆,400000;西南油气田分公司川中油气矿,四川,遂宁,629000;吉林油田长春采油厂,吉林,长春,130000【正文语种】中文【中图分类】TE121.2【相关文献】1.川西拗陷须家河组致密砂岩成岩作用特征及其对储层的影响 [J], 李嵘;吕正祥;叶素娟2.致密砂岩储层不同成岩作用对孔隙度定量演化的影响:以鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层为例 [J], 黎盼;孙卫;杜堃;黄何鑫;白云云3.杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层成岩作用对孔隙发育的影响 [J], 邱隆伟; 穆相骥; 李浩; 张军; 乔雨朋; 周士博4.成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述——以苏里格气田苏77区块致密砂岩为例 [J], 宫雪;胡新友;李文厚;沈武显5.成岩作用对深水致密砂岩储层微观非均质性的影响——以鄂尔多斯盆地合水地区长7油层组为例 [J], 曹江骏;陈朝兵;程皇辉;朱玉杰;罗静兰;王茜;马迪娜·马吾提汗因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。
而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。
本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。
致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。
成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。
例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。
因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。
也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。
致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。
因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。
浅析成岩作用对页岩储层的影响【摘要】页岩储层是一种特殊的储层类型，具有低孔隙度和低渗透性的特点。
成岩作用是指岩石在地球内部高温高压环境下发生的物理化学变化。
成岩作用对页岩储层的影响主要表现在孔隙结构、渗透性、孔隙流体储量、岩矿组成和地层稳定性方面。
通过浅析成岩作用在页岩储层中的作用，可以发现其在储层形成与演化过程中扮演的重要角色。
未来，需要进一步研究成岩作用在页岩储层中的具体机制，并应用于页岩储层的勘探与开发中。
成岩作用对页岩储层具有重要的影响，增强了对页岩储层的认识与理解，为页岩气的开发提供了重要的科学依据。
【关键词】页岩储层、成岩作用、孔隙结构、渗透性、孔隙流体储量、岩矿组成、地层稳定性、整体影响、进一步应用、重要性。
1. 引言1.1 页岩储层的特点页岩储层是一种特殊的沉积岩储层，具有以下几个特点：页岩是一种致密、坚硬、不透水的岩石，其孔隙度很低，孔隙结构复杂，孔隙度一般在1-5%之间，孔隙分布不均匀，孔隙相互连接性较差，这使得页岩储层的渗透性非常低。
页岩中富含有机质，是富有机质的岩石类型之一，有机质的丰富度与烃类气体的生成密切相关，是油气勘探的重要对象。
页岩储层具有较强的地层稳定性，由于页岩的致密性和坚硬性，使得其在地层深部有较强的承载能力和抗压强度，这对油气勘探和开发具有重要意义。
页岩储层具有孔隙度低、富含有机质、地层稳定性强等特点，这些特点决定了页岩储层的勘探开发具有一定的技术难度和挑战性。
深入研究页岩储层的特点及其形成机理对于有效开发页岩油气资源具有重要意义。
1.2 成岩作用的定义成岩作用是指岩石在地质历史过程中经历的一系列变质、变质、水力、化学和物理过程的总和。
这些作用在岩石的内部或外部发生，可以改变岩石的物理性质、化学性质和结构，从而影响岩石的孔隙结构、渗透性、岩矿组成和地层稳定性。
成岩作用包括岩石的压实作用、溶解作用、胀大作用、结晶作用等多种过程。
在页岩储层中，各种成岩作用对岩石的影响综合作用，会直接影响页岩储层的储层特性和开发效果。
中国三叠系陆相砂岩中自生绿泥石的形成机制及其与储层孔隙保存的关系一、本文概述本文旨在深入探讨中国三叠系陆相砂岩中自生绿泥石的形成机制，以及其与储层孔隙保存之间的密切关系。
我们将首先概述中国三叠系陆相砂岩的地质背景及其重要性，进而分析自生绿泥石在这些砂岩中的生成过程，包括其化学反应、物理条件以及影响因素等。
在此基础上，我们将详细探讨自生绿泥石对储层孔隙保存的影响，包括其对孔隙结构的改变、对孔隙稳定性的提升以及对油气储层的影响等。
我们将总结研究成果，并提出未来研究方向，以期为中国乃至全球的油气勘探和开发提供新的理论支持和实践指导。
二、文献综述在石油地质学领域，中国三叠系陆相砂岩的储层特征及其孔隙保存机制一直是研究的热点。
其中，自生绿泥石作为一种常见的矿物杂质，在砂岩储层中扮演着重要的角色。
国内外学者对此进行了广泛而深入的研究，取得了一系列重要成果。
关于自生绿泥石的形成机制，早期的研究主要关注其成因和形成条件。
随着技术的进步和研究的深入，学者们逐渐认识到自生绿泥石的形成与沉积环境、成岩作用、流体性质等多种因素密切相关。
例如，某些学者指出，在还原性的沉积环境中，铁离子容易被还原为亚铁离子，进而与硅酸盐结合形成绿泥石。
成岩过程中的压实作用、胶结作用以及溶蚀作用等也会对绿泥石的形成和分布产生影响。
在储层孔隙保存方面，自生绿泥石的作用机制同样复杂。
一方面，绿泥石可以作为胶结物填充孔隙，从而降低储层的孔隙度和渗透率。
另一方面，绿泥石也可以形成保护膜，阻止外来流体对砂岩的进一步溶蚀，从而在一定程度上保护储层孔隙。
这种双重作用使得自生绿泥石在储层孔隙保存中扮演着“双刃剑”的角色。
近年来，随着实验技术的进步和微观观测手段的发展，学者们开始从微观尺度上揭示自生绿泥石与储层孔隙保存的关系。
例如，通过扫描电镜（SEM）和透射电镜（TEM）等微观观测手段，可以直接观察到绿泥石在砂岩中的分布特征和其对孔隙的影响。
这些研究不仅深化了我们对自生绿泥石形成机制的认识，也为储层评价和油气勘探提供了新的思路和方法。
浅析成岩作用对页岩储层的影响
成岩作用主要包括压实、胶结、溶解、脱水和转化等过程，对页岩储层的影响是多方面的。
成岩作用可以改善页岩的储层孔隙结构。
在地质历史长时间的作用下，页岩经历了多次的压实作用，使得页岩中原来的颗粒孔隙逐渐变小，甚至被填塞。
与此页岩的有机质在热压下逐渐生成原油和天然气，使得页岩中的有机孔隙逐渐形成。
胶结作用还可以将页岩中的颗粒结合在一起，形成胶结结构，从而增加页岩的强度和抗压能力。
成岩作用对页岩储层的孔隙流动性和渗透性有所影响。
页岩储层中的颗粒孔隙和有机孔隙随着成岩作用的发生逐渐减小，导致储层中孔隙连通性降低，流体的流动性也相应减弱。
胶结作用使得页岩中的孔隙被填充或胶结物堵塞，进一步降低了储层的渗透性。
成岩作用对页岩储层的化学成分和矿物组成产生了影响。
成岩作用中溶解作用和脱水作用会使得页岩中的矿物组分发生变化，例如长石和斜长石等可溶解的矿物会被溶解掉，而石英和石英类矿物等不溶解的矿物则会富集。
部分含水的矿物或者水化合物在脱水作用下会发生化学反应，产生新的矿物相，从而改变了页岩的化学成分和岩石结构。
这些变化在地质勘探和开发过程中对页岩储层的评价和利用具有重要意义。
成岩作用还会对页岩中的含水性和地应力状态产生影响。
成岩作用会导致页岩中的水分含量下降，从而影响页岩的物性和渗透性。
岩石的应力状态也会随着成岩作用的发生发生变化，可能会引起岩石的断裂和变形，进一步影响储层的物性和渗透性。
成岩作用对页岩储层的影响是复杂而多方面的。
在页岩勘探和开发过程中，需要全面考虑成岩作用对储层性质的影响，以更好地评价页岩储层的潜力和开发价值。
关于低渗透砂岩储层形成机理及特点的研究低渗透砂岩储层是指孔隙度低、渗透率小的砂岩储层，由于其储层性质的特殊性，给油气勘探开发带来很大的挑战。
研究低渗透砂岩储层的形成机理及特点，对于有效开发这类油气资源具有重要的意义。
一、低渗透砂岩储层的形成机理低渗透砂岩储层的形成不是单一的原因所导致的，而是和多种因素综合作用的结果。
主要形成机理包括成因作用、构造作用和侵蚀作用。
1. 成因作用在地质历史长河中，低渗透砂岩储层形成的初级因素是原生地层的沉积环境。
砂岩的孔隙空间较小、分布不均匀，主要由于沉积环境、沉积过程和成岩作用等方面的影响。
这些因素都会导致砂岩储层的渗透率较低。
2. 构造作用构造运动对低渗透砂岩储层的形成也起到了重要作用。
构造过程中的褶皱和断裂对储层的物理性质产生了影响，比如压实作用、溶解作用和微裂缝的生成等，都导致了砂岩储层渗透率的降低。
3. 侵蚀作用侵蚀作用是指外界环境对砂岩储层造成的侵蚀作用，如风化剥蚀、水力侵蚀等。
这些作用会让砂岩储层的孔隙空间变得更小，渗透性更差。
以上三种形成机理是导致低渗透砂岩储层形成的主要因素，其中各种因素相互作用，使得该类型储层的特点更加突出。
1. 孔隙度低低渗透砂岩储层的孔隙度一般都比较低，这是由其成因作用所决定的。
这种特点导致了砂岩储层的储集能力较差，储层的含油、含气能力也相应下降。
2. 渗透率小由于形成机理的作用，低渗透砂岩储层的渗透率一般都比较小，使得油气难以流动。
这也是导致开发难度大的一个主要原因。
3. 孔隙结构复杂低渗透砂岩储层的孔隙结构一般都比较复杂，包括孔隙形态多样、孔隙连接性差等特点。
这使得储层中的油气难以聚集和流动。
4. 酸性侵蚀影响在地质历史中，低渗透砂岩储层可能会受到酸性侵蚀的影响，形成微裂缝和酸侵蚀洞渠等。
这些作用也会对储层的渗透性和储集能力产生一定的影响。
低渗透砂岩储层的特点主要包括孔隙度低、渗透率小、孔隙结构复杂和酸性侵蚀影响等。
这些特点使得该类型储层的开发难度较大，需要针对其特点采取相应的勘探开发技术。
浅析成岩作用对页岩储层的影响页岩储层经历了多次复杂的成岩作用过程。
其中，最主要的几种成岩作用包括压实、生烃、排水、脱盐和压溶等作用。
首先是压实作用，由于岩石在深层地质环境中受到了巨大的内部应力，使得其体积减小并增强了岩石的稳定性，但同时也导致了孔隙度下降和孔隙空间的变形。
因此，对于页岩储层来说，压实作用对孔隙度和渗透性的影响是显著的。
目前，研究表明，压实作用是造成页岩储层孔隙度和渗透性下降的主要因素。
其次是生烃作用，页岩储层富含有机质，因此在地质历史长期作用过程中，会发生大量的有机质转化作用，最终形成了大量的油气资源。
这些生成的油气为页岩储层低渗透性提供了新的渗透路径，从而增加了储层的渗透性，同时也使得页岩储层具有可采性。
其次是排水作用，随着地层的压实，页岩储层中的水分会被逐渐挤出，从而减小了孔隙度，但对于页岩储层来说，这种排水作用的影响较小。
再次是脱盐作用，由于岩石物质中含有大量的盐类物质，因此在深部的高温高压作用下，盐类物质会逐渐溶解并向周围岩石物质中移动。
这种脱盐作用会降低页岩储层孔隙度和渗透性，同时也会增强岩石的稳定性。
最后是压溶作用，指的是地层中存在的两种或多种矿物质在高温高压条件下相互溶解、交换成分的作用。
这种作用对页岩储层的渗透性、孔隙度等物性参数的影响有限。
总之，成岩作用对页岩储层产生了重要的影响。
压实作用是对页岩储层孔隙度和渗透性影响最大的主要因素，而生烃作用则为其提供了新的渗透路径和可采性。
因此，在勘探开发过程中，必须全面理解和掌握成岩作用的影响特征，有针对性地进行油气勘探开发工作，以期获得更好的成果。
砂岩成岩作用【成岩作用对储层物性奉献率研究总结】代金友，张一伟，熊琦华，王志章，成岩作用对储集层物性奉献比率研究，石油勘探与开发，Vo1，30，No.4储集层物性是多种成岩作用控制的综合结果，于某一岩心薄片规模的储集层，这种成岩作用组合关系构成一个复杂系统。
将这一系统的各种成岩作用分别定量化，并建立它们对储集层物性的控制关系，一方面可以突出各种成岩作用的强弱，进展成岩相的研究；另一方面可以分析^p 控制储集层物性的因素及其控制程度。
本文把影响储集层物性的各种成岩作用综合成4个定量化参数，标定了它们对物性的奉献比率，形成了成岩作用定量化研究的新思路。
不同微相沉积物的颗粒粒度和组成等存在差异，在一样压力下的抗压实才能不同，压实率高，储集层的孔隙损失不一定大，从此角度，仅用压实率表征储集层的物性是不全面的，还需要表示储集层承受压实的才能。
1，1视压实强度假设沉积时储集层粒间体积均匀，后期变化为压实作用造成，根据砂体的粒度中值及成分成熟度、构造成熟度，考虑成岩作用过程，利用粒间孔隙体积的压缩程度来表示岩心薄片规模的储集层的压实状况，提出与储集层物性相联络的视压实强度(A)概念，即：其中，细砂岩原始粒间体积一般取40%，压实后粒间体积为实际储集层铸体薄片的粒间孔隙体积、胶结物体积、杂基体积之和。
视压实强度越大，岩心薄片规模的储集层粒间体积越小，孔隙损失越多。
这样既考虑了不均匀压实作用，又包含了不同微相沉积物颗粒抗压实才能的信息。
1，2视填隙率认为压实后岩心薄片规模的岩石粒间总体积中填隙物体积所占的百分比是胶结、溶解和矿物充填、交代等成岩作用的综合效果。
结合前人研究，定义视填隙率(B)作为这一综合作用的量化参数：其中的填隙物体积等于胶结物体积加杂基体积视填隙率不仅反映胶结作用、矿物充填作用等对孔隙空间保存的影响，以及溶解作用对原生孔隙空间的改造；还反映了在一定的粒间体积中，填隙物体积与粒间孔隙体积的分配比例关系。
1，3视胶结率和杂基充填率为了标定储集层中的特殊岩性(如钙质砂岩、杂基含量高的砂岩、粉砂岩等) ，引用视胶结率(β) 概念，定义了杂基充填率(C)这一量化参数：其中：视胶结率反映粒间胶结物占粒间体积的比率，杂基充填率代表了充填物杂基体积占粒间体积的比率。
以上4个参数与岩心薄片规模储集层的岩性、孔渗性亲密相关，可以通过岩心刻度测井的回归关系，进展研究。
2用成岩机理量化参数表征储集层物性假设把孔隙度(φ) 看作成岩作用的综合评价参数，视压实强度和视填隙率的某种线性组合与其关系亲密，可表达为：定义视压实强度对储集层物性的奉献为λ1a ，视填隙率对储集层物性的奉献为λ2b ，那么二者对储集层物性的奉献率可定义为，那么二者对储集层物性的奉献率可定义为：式中F ，λ1、λ2，——回归常数；a —视压实强度对物性的作用，0≤a ≤1；b ——视填隙率对物性的作用，0≤b ≤1；x 1—视压实强度对物性形成过程中的奉献率，即压实作用对物性的奉献；x 2—视填隙率对物性形成过程中的奉献率，即非压实作用对物性的奉献。
李晓清，郭勤涛，丘东洲，潍北油田储层的成岩作用及成岩相划分，沉积与特提斯地质，第2l 卷第4期，2022年l2月成岩综合系数概念在对储集特征的研究中，为了对储层的描绘和预测，通过对成岩作用综合效应的研究及定量评价，笔者提出了成岩相的概念及相应的研究方法。
成岩相(简称DRF) 是指影响储集性能的某种或某几种成岩作用综合效应及其分布的储集空间的组合。
它是沉积岩在成岩过程中经过一系列的成岩演化后形成的目前相貌。
为了定量描绘成岩作用对储集性能的综合影响，即成岩作用的综台效应，采用“成岩综合系数(CD ) ”这一参数，其表达式为：〔张一伟，1997，彭仕宓，1998〕其中：视压实率(a)【Houseknecht D W.Assessing the relative importance of paction processes and cementation to reduction of porosity insandstones[J].AAPG，】Bulletin ，1987，71：633-642. 】反映机械压实作用对原始孔隙空间体积的影响程度；用下式表达：式中40为假定研究区沉积物的原始粒间孔隙度；粒间孔体积为岩石铸体薄片下粒间孔隙度体积与胶结物体积之和。
一般当a 值大于70％为强压实；a 值介于70％～30％为中等压实，而a 值小于30％为弱压实。
视胶结率(β) 反映胶结作用对原始孔隙空问体积的影响程度般认为，当β值大于70％时，胶结程度强；β值介于70％～30％为中等胶结；β值小于30％时，胶结程度弱。
他引用这些参数对成岩相进展定量的划分。
根据这些参数，以孔隙度为参考，将潍北油田孔一中，孔一下和孔二中亚段储层划分为六种类型的成岩相：DRF1型-DRF6型成岩相分区图孙思敏，低浸透储层成岩作用定量表征与成岩储集相——以吉林新立油田泉头组三、四段为例，沉积与特提斯地质，2022.6，27(2)成岩作用类型与定量表征为了定量或半定量地表示压实作用强度，采用了“视压实率”概念(郑浚茂，庞明，碎屑储集岩的成岩作用研究[M]，武汉：中国地质大学出版社，1989，) ，它在一定程度上反映了原始沉积物孔隙空间被压实的程度。
视压实率 = (原始孔隙体积一粒间体积) ／原始孔隙体积×100％粒间体积 = 粒间孔体积+胶结物含量根据R ，Sneider 图版，考虑岩石的沉积环境、粒级大小及分选性，取细砂岩、细一中砂岩的原始孔隙度35％，粉砂岩、极细砂岩的原始孔隙度30％。
压实作用强度划分标准如表1。
为定量或半定量表示胶结作用强度，采用“视胶结率”的概念(郑浚茂，庞明，碎屑储集岩的成岩作用研究[M]，武汉：中国地质大学出版社，1989) ：视胶结率 = 胶结物体积／(胶结物体积+粒间孔体积)×100％胶结作用强度划分标准如表2：成岩储集相是影响储层性质的某种或几种成岩作用及特有的储集空间组合，它反映沉积岩的目前相貌，是其成岩过程中所经历的一系列成岩变化的将结果。
为定量表征各种成岩作用对储集性能的影响，即成岩作用的综合效应，笔者采用了“成岩系数C d ”[李小青，2022；张一伟，1997]这一参数，表达式为：成岩系数C d =面孔率／(视压实率+视胶结率+微孔隙率) ×100％其中，微孔隙率=(物性孔隙度一面孔率) ／物性孔隙度×100％发现该区成岩系数与孔隙度和浸透率呈良好的正相关关系：其值越大，说明受使物性变好的成岩作用(如溶解作用) 影响越大，孔隙度和浸透率也越大；而C d 值越小，那么受使物性变差的成岩作用(如压实作用和胶结作用) 影响越大，孔、渗也越小。
根据储层视压实率、视胶结率、镜下估算的面孔率和物性孔隙度，计算了储层的成岩系数，并按其大小划分出4种成岩储集相(表3) 。
1．A 相——强溶蚀次生孔隙成岩储集相2．B 相——中等压实一弱、中胶结混合孔隙成岩储集相3．C 相——强压实一中等胶结剩余粒问孔成岩储集相4．D 相——碳酸盐强胶结成岩储集相金振奎，刘春慧，黄骅坳陷北大港构造带储集层成岩作用定量研究，石油勘探与开发，2022.10，35〔5〕。
根据不同接触类型颗粒的相对含量，将压实作用强度定量地划分为6级(见表2) ，并据此分析^p 了胶结作用的形成时期。
压实作用强度还与颗粒成分、填隙物类型和含量以及是否存在欠压实有关，这种分类没有考虑这些因素的影响。
刘伟，窦齐丰，黄述旺等，提出视溶蚀率，并引用视压实率、视胶结率等参数，对压实程度、胶结程度及成岩相进展综合的定量划分。
〔刘伟1，窦齐丰2，黄述旺等，成岩作用的定量表征与成岩储集相研究——以科尔沁油田交2断块区九佛堂组(J3jf ) 下段为例，中国矿业大学学报，2022.9，31〔5〕〕(1)原始孔隙度确实定恢复砂岩原始孔隙度是定量评价不同类型成岩作用对原生孔隙改造(破坏或改善) 的根本前提。
不同分选状况下的未固结砂岩的初始孔隙度(Beard and Wey，l 1973)Φ原= 20.91+22. 90/So ，式中Φ原为原始孔隙度；S o 为Trask 分选系数[Trask=(Q1/Q3) 1/2，Q 1和Q 3相当于粒度累积曲线25%和75%处的粒径大小]。
(2)压实损失的孔隙度和损失率压实损失的孔隙度：Φ压损=Φ原—粒间孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度；压实孔隙度的损失率= Φ压损/Φ原。
(3)胶结损失的孔隙度和损失率胶结损失的孔隙度Φ胶损≈胶结物的含量；胶结孔隙度的损失率=Φ胶损/Φ原(4)溶蚀增加的孔隙度由于溶蚀作用发生在多个时期，且受其他成岩作用的影响，因此各个时期溶蚀增加的孔隙度很难定量统计，能定量统计的次生孔隙度都是经过多种成岩作用后剩余的次生孔隙，即现今最终保存的次生孔隙。
溶蚀增加的孔隙度：Φ溶=溶蚀孔面孔率/总面孔率×实测孔隙度。
压实作用仍然是对孔隙破坏最大的成岩作用。
〔王华，郭建华，塔中地区石炭系碎屑岩储层成岩作用对孔隙演化控制的定量研究，岩石矿物相杂志，2022.5.28〔3〕. 〕初始孔隙度的恢复恢复初始孔隙度是定量评价不同类型成岩作用对原生孔隙消亡和次生孔隙产生影响的根本前提, 通常采用比尔德[9]提出的原始孔隙度计算式:ΦP =20.91+22.9/So 。
其中ΦP 为原始孔隙度,S o 为分选系数。
详细方法为:将粒度分析^p 得到的分选系数和粒度中值投在Sneider 图版上, 再由图版读出初始孔隙度。
将海拉尔盆地贝尔凹陷区的379个粒度分析^p 数据投在Sneider 图版上, 读得的初始孔隙度为30.2%~35.6%,平均值为33.5%(图4) 。
李少华, 陈新民, 龙玉梅等. 坪北油田储层成岩作用与孔隙演化，沉积与特提斯地质，2022.9，22〔3〕.孔隙度的变化1. 压实作用损失的孔隙度由机械压实作用和化学压溶作用所消除的原始孔隙度 =原始孔隙度 - 粒间体积2. 胶结作用损失的孔隙度是指在各个成岩期因胶结作用所消除的原始孔隙度3. 溶蚀作用增加的孔隙度孔隙增生量可以认为是铸体薄片资料中次生孔隙面孔率孔隙度定量演化形式利用 Scherer [10 ]公式计算了纯压实控制下的孔隙演化[ 10 ] Scherer. Parameters influencing porosity in sandstones : A model for sandstoneporosity prediction [J] . A A PGBulletin ,1987 ,71 (5) :485 - 491.面孔率与孔隙度的关系1〕面孔率等于孔隙度，关于薄片孔隙度与压汞孔隙度的关系前人曾做过讨论，可用薄片面孔率近似等同岩石孔隙度。
