王淑萍，王鑄坤，操應長，王艷忠，杜亮慧，李宇志

1.中國石油大學（華東）石油工業(yè)訓練中心，山東青島 266580

2.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東青島 266580

3.中國石化勝利油田分公司魯勝石油開發(fā)有限責任公司，山東東營 257077

4.中國石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營 257094

隨著常規(guī)油氣資源探明程度越來越高，渤海灣盆地總體上進入以隱蔽油氣藏為主探目標的成熟勘探階段[1]，其中砂礫巖扇體油氣藏逐漸成為新的油氣開發(fā)領域。砂礫巖體是指斷陷湖盆水上或水下快速堆積的沖積扇、濁積扇、扇三角洲、近岸水下扇等不同沉積成因的、成群分布的似塊狀地質(zhì)體[2-3]，多發(fā)育在湖盆陡坡帶，具有山高坡陡、溝梁相間的沉積古地貌特征。東營凹陷永1 塊含油層位為沙四段，經(jīng)歷30 多年的勘探開發(fā)，已探明該砂礫巖油藏含油面積6.4 km2，石油地質(zhì)儲量為1 782×104t[4]，顯示出該區(qū)砂礫巖油藏較大的勘探潛力。但是，對研究區(qū)砂礫巖體沉積類型的認識不統(tǒng)一，存在沖積扇、扇三角洲、近岸水下扇、斷槽重力流等諸多觀點[3-7]；此外，砂礫巖儲層橫縱方向變化快、非均質(zhì)性強、不同扇體期次之間界線不明顯的問題制約了油藏外擴勘探步伐。基于此，筆者立足于勘探實踐中存在的難題，通過地震解釋、大量巖芯觀察、分析測試及試油試采數(shù)據(jù)，采用多因素分析方法，對東營凹陷永1塊沙四段砂礫巖儲層的儲集特征、控制因素展開系統(tǒng)研究，并對儲層進行分類評價，旨在為預測研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層展布提供思路和依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 東營凹陷永1 塊構造位置及巖性剖面Fig.1 Structural location and lithological profile of the Yong1 block, Dongying Sag

永1塊位于濟陽坳陷東營凹陷北部陡坡帶東段，北為陳家莊凸起，東靠青坨子凸起，西鄰民豐洼陷，為一具背斜形態(tài)、脊線NNW 走向、孤立的古隆起（圖1）。民豐洼陷發(fā)育良好的烴源巖[8]，切割砂礫巖體近東西向、北西西走向的復雜斷裂系統(tǒng)與骨架砂體構成有效的油氣輸導體系[9]，為形成規(guī)模砂礫巖油藏提供了得天獨厚的條件。研究區(qū)沙四段分為沙四上亞段、沙四下亞段，其中沙四上亞段主要沉積半深湖—深湖相泥巖，不發(fā)育儲層，沙四下亞段發(fā)育厚層砂礫巖，是研究的主要層段。在前人研究基礎上，通過巖芯觀察、沉積環(huán)境分析與古地貌恢復，認為永1 塊發(fā)育近岸水下扇沉積體系，由陳家莊凸起沿古斷剝面上的古溝道提供碎屑物源。平面上，內(nèi)扇主要發(fā)育塊狀礫巖、礫質(zhì)砂巖的粗碎屑組合，由于不同期次間的泥巖常被沖刷破壞，內(nèi)扇亞相垂向表現(xiàn)為疊覆沖刷構造；中扇巖石粒度稍細，以含礫砂巖、中粗砂巖為主，在辮狀水道正旋回的底部可發(fā)育礫質(zhì)砂巖、細礫巖，與下伏泥質(zhì)、砂巖突變接觸；外扇以發(fā)育泥巖沉積為主，泥質(zhì)/灰質(zhì)砂巖與粉砂巖常常以薄夾層的形式出現(xiàn)?？v向上，扇體由下往上粒度變細，砂/地比減小，呈現(xiàn)正旋回沉積特征，扇體由南往北退積明顯。

2 儲層特征研究

2.1 巖石學特征

東營凹陷永1 塊沙四下亞段近岸水下扇巖石類型主要有礫巖、礫質(zhì)砂巖、含礫砂巖、砂巖；粉砂巖、泥質(zhì)/灰質(zhì)砂巖、灰色—深灰色泥巖等細粒沉積巖多發(fā)育在中扇前緣和外扇，分布局限。單砂體多為塊狀或正粒序?qū)永?，可見疊瓦狀礫石。礫巖、礫質(zhì)砂巖成分復雜，多為雙模態(tài)或復模態(tài)結構[5]，礫石成分以花崗片麻巖、灰?guī)r為主，雜基成分為粉細砂、泥質(zhì)，磨圓以次棱角—次圓狀為主，可見直立狀礫石，雜基支撐。砂巖以巖屑質(zhì)長石砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖為主（圖2），石英體積分數(shù)為15%～55%，平均為38.7%；長石體積分數(shù)為9%～48%，平均為32.5%，鉀長石含量略高于斜長石；巖屑含量較高、成分復雜，體積分數(shù)為5.0%～66%，平均為26.2%，以變質(zhì)巖巖屑為主，其次為灰?guī)r巖屑；膠結物主要發(fā)育方解石膠結物和石英加大邊，體積分數(shù)為1.0%～29%，局部發(fā)育少量黃鐵礦膠結，雜基主要有黏土和灰泥，體積分數(shù)為2.0%～38%。研究區(qū)砂礫巖總體分選磨圓差，成分成熟度和結構成熟度低。

2.2 儲層儲集特征

2.2.1 儲集物性特征

通過對東營凹陷永1 塊沙四下亞段砂礫巖8 口探井近500 個實測物性資料統(tǒng)計，孔隙度在0～15%的樣品數(shù)占總數(shù)67%，滲透率在（1～50）×10-3μm2的樣品數(shù)占總數(shù)63%，孔—滲相關性較好（圖3）?？紫抖确植荚?.5%～28.8%，平均為12.6%，滲透率分布在（0.019～1 072）×10-3μm2，平均為38.4×10-3μm2，儲層呈現(xiàn)明顯的低孔、低滲特低滲特征。

2.2.2 儲集空間特征

圖2 東營凹陷永1 塊近岸水下扇巖石組分三角圖Fig.2 Rock composition of the nearshore subaqueous fan reservoirs of the Yong1 block, Dongying Sag

通過鑄體薄片鏡下觀察，研究區(qū)砂礫巖儲層儲集空間發(fā)育多種類型，以次生溶孔為主，原生孔隙含量次之，構造裂縫、壓實裂縫含量較少。儲層埋深一般在2 000～3 300 m，壓實作用中等，但由于儲層中塑性顆粒的含量較高，如噴出巖巖屑、灰?guī)r巖屑，壓實過程中塑性顆粒擠壓變形或假雜基化導致原生孔隙大量損失（圖4a）。次生孔隙主要包括長石溶孔和巖屑溶孔，孔隙形狀不規(guī)則，呈港灣狀、鋸齒狀或模糊狀，并常見溶蝕鑄?？?，孔隙邊緣存在薄層的黏土膜（圖4b，c）。靠近構造高部位的永1-5、永1-24井溶蝕現(xiàn)象最明顯，孔隙含量最高，裂縫的存在提高了孔隙的連通性，使酸性流體更容易向儲層中運移而促進溶蝕[10-11]。研究區(qū)砂礫巖受基底隆起的影響，發(fā)育大量構造裂縫，在薄片尺度下裂縫寬度小，但可延伸至整個視域，多切穿顆粒（圖4d），常見碳酸鹽礦物充填（圖4e）。儲層中可見到少量的碳酸鹽沿解理縫發(fā)生溶蝕以及少量石英的堿性溶蝕，但規(guī)模不大，對儲層的孔隙發(fā)育幾乎無影響（圖4f）。

3 儲層控制因素

3.1 巖相對儲層的控制

圖3 東營凹陷永1 塊近岸水下扇儲集物性特征Fig.3 Reservoir properties of the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

圖4 東營凹陷永1 塊近岸水下扇儲集空間特征Fig.4 Reservoir space in nearshore subaqueous fan reservoirs in the Yong1 block, Dongying Sag

表1 東營凹陷永1塊近岸水下扇不同巖相物性特征Table 1 Reservoir properties of different lithofacies in the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

沉積作用是儲層形成最主要的控制因素，是儲層儲集性能以及決定后續(xù)成巖變化的基礎，不同環(huán)境下形成的儲集砂體在碎屑成分、結構、分選、磨圓、單層厚度等方面均具有顯著差異[11-15]。通過巖芯觀察、鏡下薄片鑒定，總結巖芯結構、構造、相對含量等特征，將東營凹陷永1塊沙四下亞段近岸水下扇儲層總結為雜基支撐礫巖相、礫質(zhì)砂巖相、含礫砂巖相、砂巖相、粉砂巖相、泥質(zhì)粉砂巖相和灰質(zhì)砂巖相等7種類型。分析不同巖相與實測物性的對應關系，認為巖相對儲層宏觀物性控制作用明顯（表1）。近岸水下扇內(nèi)扇主要沉積作用為泥石流和高密度洪水[16-17]，碎屑搬運距離近，巖相以發(fā)育雜基支撐礫巖、礫質(zhì)砂巖為主，物性中等，為中等有利巖相；中扇以洪水沉積為主，搬運距離較遠，經(jīng)過一定分選磨圓，巖相以含礫砂巖、砂巖占優(yōu)勢，原始物性最好，為有利巖相；外扇砂體主要是濁流沉積作用的產(chǎn)物，搬運距離最遠，以粉砂巖、泥質(zhì)/灰質(zhì)砂巖為主，粒度偏細導致原生孔隙保存較差，后期壓實、膠結作用也較強，物性最差，為不利巖相。

3.2 成巖相對儲層的控制

巖相是儲層形成的基礎，決定儲層物性的宏觀分布，成巖相促進儲層的分異，決定了不同巖石相、相同巖石相內(nèi)部的儲集非均質(zhì)性[12,14,18-20]。成巖相是沉積物在特定沉積環(huán)境、物理化學環(huán)境中，在成巖作用、成巖流體及構造作用下，經(jīng)歷一定成巖作用和演化階段的產(chǎn)物[21-24]。儲層原始孔隙度由原始沉積條件決定，分選系數(shù)與原始孔隙度之間存在Φ原始=22.9/So+20.91（So為Trask分選系數(shù)）[24]，利用激光粒度分析法所得的粒度數(shù)據(jù)計算分選系數(shù)，進而得到儲層原始孔隙度，則壓實減少孔隙度Φ壓實=Φ原始-Φ粒間。壓實后粒間孔隙度Φ粒間=Φ剩余+Φ膠結（Φ剩余為剩余粒間孔隙度，Φ膠結為粒間膠結物含量），其中粒間膠結物不包括充填雜基及顆粒早期溶孔的部分。根據(jù)前人研究成果[25]，面孔率與顯孔隙度之間存在函數(shù)關系y=7.9608x0.3675（y為孔隙度，x為面孔 率，相 關系 數(shù)R2=0.9096），因 此，Φ膠結=7.9608x0.367，Φ溶解=7.9608x0.367，Φ剩余=7.9608x0.367（x 為對應的面孔率）。

通過對成巖作用定量分析，確定了成巖強度劃分標準（表2），將研究區(qū)沙四下亞段近岸水下扇成巖相總結為溶解主控型、壓實主控型、膠結主控型和雜基支撐主控型。溶解主控型包括弱壓實中強溶解弱膠結成巖相、中壓實強溶解弱膠結成巖相和中壓實中溶解弱膠結成巖相3種，優(yōu)勢成巖作用為溶解作用；壓實主控型包括強壓實弱溶解弱膠結成巖相、中等壓實弱溶解弱膠結成巖相2種，優(yōu)勢成巖作用為壓實作用；膠結主控型只發(fā)育中等壓實弱溶解強膠結成巖相，碳酸鹽膠結為主；雜基支撐主控型只包括雜基支撐壓實成巖相，雜基支撐，壓實作用為主。

砂巖、含礫砂巖總體上為有利巖相，但溶解主控型砂巖/含礫砂巖孔隙度平均達到18.4%，滲透率平均83.5×10-3μm2；壓實主控型孔隙度平均11.9%，滲透率降低為平均27.5×10-3μm2；膠結主控型孔隙度平均2.0%，滲透率僅達0.2×10-3μm2，可以看出對儲層物性的改善效果為溶解主控型>壓實主控型>膠結主控型。礫巖、礫質(zhì)砂巖多發(fā)育雜基支撐壓實相，孔隙度平均為9.16%，滲透率平均為6.6×10-3μm2；局部發(fā)育膠結主控型成巖相，儲層物性極差。粉砂巖、泥質(zhì)砂巖、灰質(zhì)砂巖主要為壓實主控型，孔隙度平均10%，滲透率平均4.8×10-3μm2，儲層物性最差。通過分析相同巖相、不同成巖相的儲集物性，結合儲集空間特征，認為溶解主控型為有利成巖相，壓實主控型為中等有利成巖相，膠結主控型、雜基支撐主控型為不利成巖相（表3）。

3.3 裂縫對儲層的控制

構造作用對儲層的影響可表現(xiàn)為多個方面：1）地層抬升形成不整合，不整合下地層遭受大氣淡水淋濾形成半風化淋濾帶，提高儲層的儲集性能；2）形成斷層，斷層、砂體、不整合的匹配是地下流體或大氣淡水運移通道，為后期儲層的溶解提供酸性介質(zhì)；3）地層隆升、斷活動裂可派生一系列裂縫，是隆起內(nèi)部或頂部、斷層附近儲集物性變好的重要原因[11,14]。永1塊砂礫巖沉積基底為花崗片麻巖，但永古1井鉆遇厚度近50 m的輝綠巖，沙三段地層向古隆起層層超覆。結合三維地震及構造樣式分析，認為巖漿侵入形成輝綠巖的過程導致基底上拱，形成構造脊線NW走向的古隆起，隆起高部位在永1井附近。研究區(qū)主體部位地應力方向約為NE 60°，生產(chǎn)動態(tài)中顯示沿NE向明顯水淹[3]，因此可以判定，在構造隆升背景下，永1塊形成的大量裂縫對儲層物性有顯著影響。

表2 東營凹陷永1塊近岸水下扇成巖作用強度劃分標準Table 2 Diagenesis intensity classification of the nearshore subaqueous fan of the Yong1 block,Dongying Sag

背斜核部和翼部裂縫發(fā)育程度不同，背斜核部裂縫多為高角度、高密度特征，背斜翼部則表現(xiàn)為低密度和低面縫率[26]。經(jīng)分析古隆起背斜裂縫發(fā)育特征、數(shù)量、充填特征與距古隆起高部位的距離，發(fā)現(xiàn)距離古隆起高部位越近，裂縫越發(fā)育，呈高角度或垂直產(chǎn)狀，裂縫內(nèi)多充填瀝青或存在油氣運移痕跡；距離古隆起高部位越遠，裂縫發(fā)育數(shù)量減少，普遍為碳酸鹽充填（圖5）。

儲層滲透性對裂縫發(fā)育有明顯的響應。在相近深度、相同巖相（以含礫砂巖為例）的約束下，通過疊加不同井的孔、滲交會圖，測量趨勢線的斜率，發(fā)現(xiàn)斜率與距隆起高部位的距離存在明顯的負相關性。此外，距離古隆起高部位越近，物性越好，反之物性越差（表4、圖6）。因此，裂縫對儲層的改造不僅使儲集空間增加，儲層的滲流能力也明顯提高，這在巖芯大尺度裂縫的含油氣性特征上有明顯體現(xiàn)。

表3 東營凹陷永1塊近岸水下扇不同成巖相物性特征Table 3 Reservoir properties of the different diagenetic facies in the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

圖5 東營凹陷永1 塊巖芯裂縫特征Fig.5 Characteristics of core fractures of the Yong1 block, Dongying Sag

表4 東營凹陷永1塊距古隆起高部位距離不同的井的物性特征Table 4 Reservoir properties of different wells at greater distances from the high part of the paleo-uplift in the Yong1 block, Dongying Sag

圖6 東營凹陷永1 塊裂縫對儲層的控制作用Fig.6 Controls of fractures on the nearshore subaqueous fan reservoirs in the Yong1 block, Dongying Sag

4 儲層評價方法

4.1 儲層分類評價

前已述及，儲層控制因素包括巖相、成巖相與裂縫，巖相是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎，成巖相促進儲層物性的分異，裂縫對儲層物性尤其滲透率具有明顯改善。為了更有效、更方便地對優(yōu)質(zhì)儲層進行預測，將巖相、成巖相中的中等有利因素、不利因素合并為不利因素，即巖相因素包括有利因素、不利因素，同樣，成巖相因素包括有利因素、不利因素，裂縫因素包括靠近（古隆起）高部位和遠離（古隆起）高部位（表5）。

綜合考慮巖相、成巖相、裂縫對儲層的控制作用，將東營凹陷永1塊沙四段近岸水下扇儲層劃分為4 大類，Ⅱ、Ⅲ類儲層又可進一步劃分為3 個亞類。Ⅰ類儲層為溶解主控型、靠近高部位的砂巖、含礫砂巖；Ⅱ1類儲層為溶解主控型、遠離高部位的砂巖、含礫砂巖；Ⅱ3類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型、靠近高部位的砂巖、含礫砂巖；Ⅲ2類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型、靠近高部位的礫巖、礫質(zhì)砂巖、粉砂巖、灰質(zhì)/泥質(zhì)砂巖；Ⅲ3類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型、遠離高部位的砂巖、含礫砂巖；Ⅳ類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型、遠離高部位的礫巖、礫質(zhì)砂巖、粉砂巖、灰質(zhì)/泥質(zhì)砂巖。研究區(qū)礫巖、礫質(zhì)砂巖、粉砂巖、灰質(zhì)/泥質(zhì)砂巖不發(fā)育溶解主控型成巖相，因此Ⅱ2類、Ⅲ1類儲層不發(fā)育（圖7）。

表5 東營凹陷永1塊沙四下亞段近岸水下扇儲層控制因素Table 5 Controlling factors of reservoirs in the nearshore subaqueous fan in the lower 4th member of Shahejie Formation in the Yong1 block, Dongying Sag

東營凹陷永1 塊沙四段斷層連接了沙四上亞段優(yōu)質(zhì)烴源巖與沙四下亞段砂礫巖儲集體，源—儲條件、斷層—砂體輸導體系有利，沙四上亞段厚層、穩(wěn)定的泥質(zhì)巖可作為蓋層，因此研究區(qū)砂礫巖油氣成藏的關鍵是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育與否。通過試油試采數(shù)據(jù)對不同類型儲層進行評價（表6），結果表明Ⅰ類儲層物性最好，產(chǎn)能最高，為優(yōu)質(zhì)儲層；Ⅱ類儲層物性中等，產(chǎn)能中等，為中等儲層；Ⅲ類儲層物性較差，產(chǎn)能較低，為較差儲層；Ⅳ類儲層物性最差，產(chǎn)能最低，為無效儲層。

圖7 東營凹陷永1 塊近岸水下扇儲層綜合評價圖Fig.7 Evaluation diagram for reservoirs in the nearshore subaqueous fan in theYong1 block, Dongying Sag

表6 東營凹陷永1塊近岸水下扇儲層試油資料檢驗Table 6 Test results for reservoir types of the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

4.2 儲層展布模式

在儲層分類的基礎上，結合近岸水下扇地震特征（圖8a，b）、沉積特征，建立了東營凹陷永1塊近岸水下扇儲層展布模式。平行古隆起脊線方向，自北向南發(fā)育內(nèi)扇、中扇和外扇，距離古隆起高部位近的中扇砂體為Ⅰ類、Ⅱ3類儲層發(fā)育區(qū)，距離古隆起高部位遠的中扇砂體為Ⅱ1類、Ⅲ3類儲層發(fā)育區(qū)；距離古隆起高部位近的內(nèi)扇砂體為Ⅲ2類儲層發(fā)育區(qū)，距離古隆起高部位遠的內(nèi)扇砂體為Ⅳ類儲層發(fā)育區(qū)；距離古隆起高部位遠的外扇砂體只發(fā)育Ⅳ類儲層（圖8c，e）。垂直古隆起脊線方向，距離古隆起高部位近的中扇砂體為Ⅰ類、Ⅱ3類儲層發(fā)育區(qū)，距離古隆起較遠的扇中砂體為Ⅱ1類、Ⅲ3類儲層發(fā)育區(qū)；距離古隆起高部位近的外扇砂體為Ⅲ2類儲層發(fā)育區(qū)，距離古隆起較遠的內(nèi)扇砂體為Ⅳ類儲層發(fā)育區(qū)（圖8d，f）。

5 結論

東營凹陷永1 塊沙四下亞段砂礫巖儲層質(zhì)量由巖相、成巖相、裂縫等3 個因素綜合控制。有利巖相為砂巖、含礫砂巖，中等有利巖相為礫巖、礫質(zhì)砂巖，不利巖相為粉砂巖、泥質(zhì)/灰質(zhì)砂巖；有利成巖相為溶蝕主控型，中等有利成巖相為壓實主控型，不利成巖相為膠結主控型和雜基支撐主控型；距古隆起高部位越近，裂縫對儲層改善越明顯。儲層劃分為4大類6小類。Ⅰ類儲層為溶解主控型成巖相—砂巖/含礫砂巖—裂縫組合；Ⅱ1類儲層為溶解主控型成巖相—砂巖、含礫砂巖—無裂縫組合；Ⅱ3類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型成巖相—砂巖、含礫砂巖—裂縫組合；Ⅲ2類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型—礫巖、礫質(zhì)砂巖、粉砂巖、灰質(zhì)/泥質(zhì)砂巖—裂縫組合；Ⅲ3類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型—砂巖、含礫砂巖—無裂縫組合；Ⅳ類儲層為壓實主控型/膠結主控型/雜基支撐主控型—礫巖、礫質(zhì)砂巖、粉砂巖、灰質(zhì)/泥質(zhì)砂巖—無裂縫組合。

圖8 東營凹陷永1 塊近岸水下扇儲層展布模式Fig.8 Distribution model of the nearshore subaqueous fan reservoirs in the Yong1 block, Dongying Sag

中扇靠近古隆起高部位為Ⅰ類、Ⅱ3類儲層發(fā)育區(qū)，遠離古隆起高部位為Ⅱ1類、Ⅲ3類儲層發(fā)育區(qū)；內(nèi)扇靠近古隆起高部位為Ⅲ2類儲層發(fā)育區(qū)，遠離古隆起高部位為Ⅳ類儲層發(fā)育區(qū)；外扇靠近古隆起高部位為Ⅲ2類儲層發(fā)育區(qū)，遠離古隆起高部位為Ⅳ類儲層發(fā)育區(qū)。