李橋，王艷忠，操應(yīng)長,2，程鑫

1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島 266580 2.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評(píng)價(jià)與探測(cè)技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266071

東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方法

李橋1，王艷忠1，操應(yīng)長1,2，程鑫1

1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島 266580 2.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評(píng)價(jià)與探測(cè)技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266071

綜合利用巖芯觀察、薄片鑒定、物性測(cè)試等技術(shù)方法，以孔隙度、儲(chǔ)集空間特征、成巖作用特征、孔喉分布特征以及含油性特征等為綜合分類依據(jù)，將東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層劃分成3大類7小類。Ⅰ-1類以中等偏弱壓實(shí)—弱膠結(jié)為特征，原生孔隙相對(duì)發(fā)育；Ⅰ-2類以中等壓實(shí)—較強(qiáng)溶蝕為特征，長石、巖屑溶孔以及晶間孔相對(duì)發(fā)育；Ⅰ-3類以中等膠結(jié)—較強(qiáng)溶蝕為特征，碳酸鹽、長石溶孔相對(duì)發(fā)育；Ⅱ-1類以中等偏強(qiáng)壓實(shí)—中等溶蝕為特征，長石、巖屑溶孔相對(duì)發(fā)育；Ⅱ-2類以中等偏強(qiáng)膠結(jié)—中等溶蝕為特征，碳酸鹽、長石溶孔相對(duì)發(fā)育；Ⅲ類孔隙不發(fā)育，Ⅲ-1類以強(qiáng)壓實(shí)為特征，Ⅲ-2類以強(qiáng)膠結(jié)為特征。從Ⅰ-1類到Ⅲ-2類儲(chǔ)層孔隙含量降低，孔喉結(jié)構(gòu)變差，熒光強(qiáng)度降低，巖芯油氣顯示變?nèi)?。結(jié)合試油試采資料對(duì)不同沉積亞相儲(chǔ)層組合類型進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果表明不同沉積相帶儲(chǔ)層組合對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能存在較大差異，其中扇中儲(chǔ)層組合類型相對(duì)優(yōu)越，儲(chǔ)層組合單層厚度變化大，對(duì)應(yīng)著中等—高單位厚度日產(chǎn)液量；扇根儲(chǔ)層組合類型次之，儲(chǔ)層組合單層厚度較大，對(duì)應(yīng)著較低的單位厚度日產(chǎn)液量；扇緣儲(chǔ)層組合類型最差，儲(chǔ)層組合單層厚度最薄，對(duì)應(yīng)著低單位厚度日產(chǎn)液量。

砂礫巖；儲(chǔ)層分類；儲(chǔ)層特征；儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

0 引言

目前常用的砂礫巖儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方法主要包括多因素綜合定性和定量評(píng)價(jià)這兩類，并逐漸從定性綜合評(píng)價(jià)向定量綜合評(píng)價(jià)發(fā)展，評(píng)價(jià)的參數(shù)逐漸從宏觀物性、含油飽和度等參數(shù)向宏觀參數(shù)與微觀孔喉結(jié)構(gòu)等參數(shù)組合發(fā)展，評(píng)價(jià)的手段從單一地質(zhì)學(xué)方法向數(shù)學(xué)和地質(zhì)等方法綜合分析發(fā)展。無論是定性砂礫巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)還是定量砂礫巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)，都以孔隙度和滲透率或者孔隙度差值和滲透率差值應(yīng)用最為普遍[1-5]。但是，隨著進(jìn)一步的研究發(fā)現(xiàn)，在砂礫巖取樣測(cè)量過程中常常存在以下兩個(gè)問題：1)注水鉆樣過程的高壓環(huán)境會(huì)導(dǎo)致礫石含量高、物性差的巖石沿著礫石邊緣形成貼粒縫或者直接鉆遇大礫石顆粒；2)對(duì)于深層致密砂礫巖儲(chǔ)層，流體在其中的運(yùn)移基本處于非達(dá)西滲流狀態(tài)，表現(xiàn)出一種與尺度相關(guān)的流動(dòng)效應(yīng)，如氣體在致密砂巖中流動(dòng)時(shí)出現(xiàn)明顯的滑脫效應(yīng)[6]。這兩個(gè)問題的存在會(huì)導(dǎo)致得到的砂礫巖儲(chǔ)層的滲透率數(shù)據(jù)偏差較大，而對(duì)孔隙度的影響相對(duì)較小。由于目前儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方案基本都涉及到滲透率數(shù)據(jù)，受控于砂礫巖儲(chǔ)層滲透率數(shù)據(jù)的不準(zhǔn)確性，認(rèn)為目前常用的儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方法在用于深部砂礫巖儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)時(shí)存在較大的缺陷，不能夠準(zhǔn)確的反映深部砂礫巖致密儲(chǔ)層的好壞。此外，受不同研究工區(qū)、地質(zhì)特征及現(xiàn)有資料情況等的影響，不同研究區(qū)的分類評(píng)價(jià)參數(shù)及標(biāo)準(zhǔn)差異很大，并且針對(duì)某些數(shù)學(xué)評(píng)價(jià)方法由于在分類過程中需要不斷調(diào)整參數(shù)選擇、權(quán)重等，工作量巨大[1]，導(dǎo)致目前常用的儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方法及成果推廣性及適用性有限。

東營凹陷鹽家地區(qū)近岸水下扇砂礫巖體緊鄰生油中心分布，并與烴源巖呈指狀接觸，成藏條件優(yōu)越[7-8]，易形成巖性油氣藏或斷層與巖性復(fù)合的油氣藏，蘊(yùn)藏了豐富的油氣資源，已經(jīng)成為中國東部斷陷湖盆主要的油氣勘探開發(fā)對(duì)象[9-10]。近年來，東營凹陷北帶東部近岸水下扇砂礫巖油氣勘探在豐深1井(4 316.6～4 343 m日產(chǎn)油81.7 t，日產(chǎn)氣11.8×104m3)和鹽222井(3 985.8～4 194.6 m日產(chǎn)油17.7 t、日產(chǎn)水6.63 m3)取得重大突破[11]。但是，近岸水下扇砂礫巖體儲(chǔ)層特征受多種因素影響：一方面，近岸水下扇砂礫巖體特殊的事件性沉積，導(dǎo)致沉積單元體分布復(fù)雜，巖相變化快且差異性大，巖石特征復(fù)雜；另一方面，深層近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層成巖作用特征復(fù)雜，儲(chǔ)層經(jīng)歷了多期膠結(jié)作用、多期溶解作用以及多期油氣充注過程，而且扇體不同部位成巖響應(yīng)特征差異性大，導(dǎo)致現(xiàn)今儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)[9-19]。這種受控于原始沉積作用和成巖作用改造的復(fù)雜儲(chǔ)層特征，嚴(yán)重制約了鹽家地區(qū)的進(jìn)一步勘探部署。因此，優(yōu)選儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)參數(shù)，建立一套適合于鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖體儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方案，并依據(jù)新方案加強(qiáng)對(duì)儲(chǔ)層基本特征研究以及對(duì)不同類型儲(chǔ)層及儲(chǔ)層組合進(jìn)行準(zhǔn)確評(píng)價(jià)，對(duì)于鹽家地區(qū)近岸水下扇砂礫巖體儲(chǔ)層的勘探部署及開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 地質(zhì)概況

鹽家地區(qū)位于東營凹陷北帶東段，是由陳南鏟式扇形邊界斷層所控制的近東西走向的陡斜坡構(gòu)造帶，北部為陳家莊凸起，東部為青坨子凸起，西部為勝坨地區(qū)，南鄰民豐洼陷[20-21](圖1)。陳南斷裂在后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和風(fēng)化剝蝕的共同作用下，形成了斷坡陡峭、山高谷深、溝梁相間的古地貌，自西向東依次發(fā)育了鹽16和鹽18兩條古沖溝，成為研究區(qū)大量粗碎屑物質(zhì)的補(bǔ)給通道[8,21-22]。沙四上亞段沉積時(shí)期，東營凹陷處于斷陷期的深陷—擴(kuò)張階段，陳南斷層強(qiáng)烈活動(dòng)，湖盆大幅度沉降。在這種古構(gòu)造背景的控制下，季節(jié)性洪水?dāng)y帶大量粗碎屑物質(zhì)沿古沖溝入湖，在邊界斷裂面上發(fā)育多期近岸水下扇沉積[16]，表現(xiàn)為頂端指向古沖溝、向湖盆中心伸展的楔形體。近岸水下扇砂礫巖扇體沿陡坡快速堆積，平面上呈底平頂凸的沉積“扇背斜”形態(tài)，交叉疊置展布；縱向上多期次正旋回疊合，形成巨厚的砂礫巖體，為油氣的富集成藏提供了良好的場(chǎng)所。近岸水下扇可劃分為扇根、扇中和扇緣3個(gè)亞相。其中扇根亞相主要為主水道微相雜基支撐礫巖沉積，分選差，垂向上遞變不明顯；扇中亞相包括辮狀水道微相和水道間微相，辮狀水道微相主要為顆粒支撐砂礫巖沉積，雜基含量低，常見沖刷面、正粒序?qū)永淼瘸练e構(gòu)造；水道間微相以發(fā)育典型濁積巖為主，粒度較細(xì)；扇緣主要發(fā)育厚層泥巖夾薄層砂巖沉積。

2 儲(chǔ)層分類及特征

2.1 儲(chǔ)層分類方法

分類評(píng)價(jià)參數(shù)的選取是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)研究中的關(guān)鍵性問題，參數(shù)選取的合理與否，直接決定了評(píng)價(jià)結(jié)果的合理性和正確性。因此，立足于已有的資料以及研究的側(cè)重點(diǎn)，選取的參數(shù)必須在數(shù)據(jù)來源準(zhǔn)確的情況下要能充分準(zhǔn)確的表征儲(chǔ)層的特征。東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層埋深介于3 000～4 300 m之間，整體埋深較深。其中孔隙度小于10%的樣品占總數(shù)的75.1%，滲透率小于1×10-4μm2的樣品占樣品總數(shù)的50.3%，表明研究區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層大部分為致密儲(chǔ)層[23]。高壓壓汞技術(shù)能夠測(cè)量的孔喉半徑為1.8 nm～180 μm[24]，因此壓汞數(shù)據(jù)能夠較為真實(shí)反映研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層孔喉特征。由于儲(chǔ)層質(zhì)量受沉積條件和成巖作用共同控制[9]，立足于巖芯觀察、薄片鑒定、熒光鑒定與高壓壓汞測(cè)試等一體化分析測(cè)試資料，本文選取孔隙度、微觀儲(chǔ)集空間特征、孔喉分布特征、含油性特征以及成巖作用特征等參數(shù)，建立宏觀與微觀特征參數(shù)之間的聯(lián)系，通過對(duì)孔隙度區(qū)間細(xì)分并精細(xì)表征每個(gè)孔隙度區(qū)間的上述微觀特征，總結(jié)并合并具有相似特征的孔隙度區(qū)間，再結(jié)合成巖作用特征及主要的儲(chǔ)集空間類型特征對(duì)東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層進(jìn)行綜合分類。

圖1 東營凹陷鹽家地區(qū)構(gòu)造位置(據(jù)文獻(xiàn)[16]修改)Fig.1 Structural setting of Yanjia area, Dongying depression(modified from reference[16])

2.2 儲(chǔ)層分類過程及結(jié)果

研究區(qū)沙四上亞段砂礫巖孔隙度在1.28%～19.2%，平均為7.89%。針對(duì)孔隙度分布進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)孔隙度小于5%的樣品占樣品總數(shù)的20.4%，孔隙度介于5%～10%的樣品占樣品總數(shù)的53.1%，孔隙度大于10%的樣品占樣品總數(shù)的26.5%。根據(jù)孔隙度分布情況選取孔隙度0%、2.5%、5%、6%、7%、8%、9%、10%、12.5%、15%和20%為界限將鹽家地區(qū)近岸水下扇砂礫巖整體劃分為10個(gè)區(qū)間，再結(jié)合巖芯觀察、薄片鑒定、熒光鑒定與壓汞測(cè)試等一體化分析測(cè)試樣品點(diǎn)，總結(jié)每個(gè)區(qū)間內(nèi)巖石的孔隙發(fā)育程度、孔喉大小、孔喉連通性、含油性等特征。在明確10個(gè)孔隙度區(qū)間的上述特征基礎(chǔ)上，分別將具有相似特征的孔隙度區(qū)間進(jìn)行合并分類，并以此作為分類劃分的依據(jù)。最后將10個(gè)孔隙度小區(qū)間合并為具有相似特征的孔隙度大于9%、孔隙度介于5%～9%以及孔隙度小于5%三個(gè)大區(qū)間，三個(gè)大區(qū)間分別對(duì)應(yīng)Ⅰ類儲(chǔ)層(優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層)、Ⅱ類儲(chǔ)層(一般儲(chǔ)層)以及Ⅲ類儲(chǔ)層(非有效儲(chǔ)層)。在三大類儲(chǔ)層劃分的基礎(chǔ)上，結(jié)合主要的成巖作用特征及主要的儲(chǔ)集空間類型將Ⅰ類儲(chǔ)層劃分為原生孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層、壓實(shí)溶蝕—次生孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層和膠結(jié)溶蝕—次生孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，分別對(duì)應(yīng)Ⅰ-1類、Ⅰ-2類和Ⅰ-3類儲(chǔ)層；將Ⅱ類儲(chǔ)層劃分為壓實(shí)溶蝕—次生孔隙型一般儲(chǔ)層和膠結(jié)溶蝕—次生孔隙型一般儲(chǔ)層，分別對(duì)應(yīng)Ⅱ-1類和Ⅱ-2類儲(chǔ)層；將Ⅲ類儲(chǔ)層劃分為強(qiáng)壓實(shí)型和強(qiáng)膠結(jié)型非有效儲(chǔ)層，分別對(duì)應(yīng)Ⅲ-1和Ⅲ-2類儲(chǔ)層(表1，2，3)。

表1 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖體儲(chǔ)層分類

注：次生溶蝕孔隙度是借助鑄體薄片統(tǒng)計(jì)溶蝕孔隙面孔率，再通過顯孔隙度與面孔率函數(shù)關(guān)系求得[25-26]。

表2 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖體壓實(shí)級(jí)別劃分標(biāo)準(zhǔn)(據(jù)文獻(xiàn)[28]修改)

表3 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖體膠結(jié)及溶蝕作用級(jí)別劃分標(biāo)準(zhǔn)

2.3 儲(chǔ)層的基本特征

在3大類7小類儲(chǔ)層劃分的基礎(chǔ)上，從沉積相和成巖作用特征方向入手，結(jié)合儲(chǔ)集空間類型以及孔喉結(jié)構(gòu)特征等總結(jié)了每類儲(chǔ)層的基本特征。

2.3.1 Ⅰ類儲(chǔ)層基本特征

Ⅰ類儲(chǔ)層(優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層)對(duì)應(yīng)孔隙度大于9%的區(qū)間(圖2)，原生孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層即指儲(chǔ)集空間以原生孔隙為主(原生孔隙相對(duì)含量占50%以上)的儲(chǔ)層，而壓實(shí)溶蝕—次生孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層與膠結(jié)溶蝕—次生孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，顧名思義是指儲(chǔ)集空間以次生孔隙為主(次生孔隙相對(duì)含量占50%以上)的儲(chǔ)層。其中Ⅰ-1類儲(chǔ)層主要發(fā)育于扇中亞相，巖性為分選較好、雜基含量低的顆粒支撐砂巖，包括砂巖、含礫砂巖以及礫質(zhì)砂巖等。整體以中等偏弱壓實(shí)—中弱溶蝕—碳酸鹽弱膠結(jié)成巖作用特征為主：壓實(shí)作用中等偏弱，顆粒以點(diǎn)接觸為主，也可見線接觸；溶蝕作用弱，并以長石、巖屑顆粒溶蝕為主，碳酸鹽膠結(jié)物只發(fā)生微弱溶蝕；膠結(jié)作用較弱，石英次生加大較為常見；碳酸鹽膠結(jié)物含量極低，只零星分布在原生粒間或溶擴(kuò)孔中，且以白云石和鐵白云石為主，少量(鐵)方解石。儲(chǔ)集空間較為發(fā)育，平均孔隙度為14.15%，主要為原生孔隙，表現(xiàn)為較規(guī)則的多邊形狀的粒間殘余孔隙或者與次生孔隙結(jié)合的溶擴(kuò)孔，且原生孔隙含量大于視孔隙度的50%，此外還可見溶蝕孔、晶間孔等類型孔隙?？缀戆霃酱螅紫吨g連通性好，儲(chǔ)層整體上孔喉結(jié)構(gòu)較好。熒光薄片下顯示較強(qiáng)熒光特征，巖芯有明顯油氣顯示，為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

Ⅰ-2類儲(chǔ)層主要發(fā)育于扇中亞相單相序的頂部，巖性為分選較好、雜基含量低的顆粒支撐砂礫巖，包括砂巖、含礫砂巖與礫質(zhì)砂巖。主要以中等壓實(shí)—較強(qiáng)溶蝕—碳酸鹽弱—中等膠結(jié)成巖作用特征為主：壓實(shí)作用中等，顆粒以線接觸為主，可見少量剛性顆粒破碎以及塑性顆粒變形；溶蝕作用較強(qiáng)，并以長石、巖屑顆粒溶蝕為主，主要沿長石顆粒邊緣及解理縫發(fā)生劇烈溶蝕，碳酸鹽膠結(jié)物只發(fā)生微弱溶蝕，常被溶解為斑狀或殘余狀，此外還可見少量黑云母在較強(qiáng)壓實(shí)作用下變形破碎被溶蝕；膠結(jié)作用較弱時(shí)，石英次生加大與高嶺石較為常見，碳酸鹽膠結(jié)物少，膠結(jié)作用中等偏弱時(shí)，碳酸鹽膠結(jié)物常見，并主要為鐵方解石和鐵白云石，此外還可見少量黃鐵礦發(fā)育。儲(chǔ)集空間較為發(fā)育且類型多樣，平均孔隙度為11.4%，主要為次生溶蝕孔隙，次生溶蝕孔隙含量占總孔隙度的50%以上，此外還可見部分原生孔隙以及高嶺石晶間孔?？缀戆霃酱螅紫吨g連通性較好，儲(chǔ)層整體上孔喉結(jié)構(gòu)較好。熒光薄片下顯示較強(qiáng)熒光特征，巖芯也有明顯油氣顯示，為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

Ⅰ-3類儲(chǔ)層主要發(fā)育于扇中亞相水道間微相與辮狀水道微相單相序遠(yuǎn)泥巖部位，巖性為分選好、雜基含量較低的顆粒支撐砂礫巖，包括砂巖、含礫砂巖、礫質(zhì)砂巖以及顆粒支撐礫巖。主要以中等壓實(shí)—較強(qiáng)溶蝕—碳酸鹽中等膠結(jié)成巖作用特征為主：壓實(shí)作用中等，顆粒以線接觸為主；溶蝕作用較強(qiáng)，但較壓實(shí)溶蝕型次生優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層弱，長石、巖屑溶蝕及碳酸鹽溶蝕均較發(fā)育；膠結(jié)作用中等，主要為碳酸鹽膠結(jié)，其中又以方解石和鐵方解石膠結(jié)為主，此外還可見少量石英次生加大、高嶺石以及黃鐵礦。儲(chǔ)集空間較為發(fā)育但是單一，平均孔隙度為9.74%，主要為次生溶蝕孔隙，且次生溶蝕孔隙含量占總孔隙度的50%以上，此外還發(fā)育少量高嶺石晶間孔等。孔喉半徑中等偏大，但與Ⅰ-2類儲(chǔ)層(壓實(shí)溶蝕—次生孔隙型)相比相對(duì)較小，孔隙之間連通性中等偏好，儲(chǔ)層整體上孔喉結(jié)構(gòu)中等偏好。熒光薄片下顯示較強(qiáng)熒光特征，巖芯上也有明顯油氣顯示，為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

綜上所述，Ⅰ-1類儲(chǔ)層由于壓實(shí)程度低導(dǎo)致原生孔隙能夠較好的保存，儲(chǔ)層特征方面最佳；Ⅰ-2類儲(chǔ)層雖發(fā)生較強(qiáng)溶蝕，但由于晚期鐵方解石鐵白云石中等偏弱膠結(jié)又存在一個(gè)減孔降滲的過程，因此儲(chǔ)層特征上整體差于Ⅰ-1類儲(chǔ)層；Ⅰ-3類儲(chǔ)層也發(fā)生較強(qiáng)溶蝕，但由于存在兩期碳酸鹽膠結(jié)且膠結(jié)作用中等，因此儲(chǔ)層特征方面又略遜于Ⅰ-2類儲(chǔ)層。

2.3.2 Ⅱ類儲(chǔ)層基本特征

圖2 Ⅰ類儲(chǔ)層基本特征Fig.2 The basic characteristics of Ⅰ-type reservoir

圖3 Ⅱ類儲(chǔ)層基本特征Fig.3 The basic characteristics of Ⅱ-type reservoir

Ⅱ類儲(chǔ)層(一般儲(chǔ)層)對(duì)應(yīng)孔隙度介于5%～9%(圖3)。針對(duì)發(fā)育的相帶位置，Ⅱ-1類儲(chǔ)層與Ⅰ-2類儲(chǔ)層之間細(xì)微的差別在于Ⅱ-1類儲(chǔ)層除了在扇中亞相單相序頂部發(fā)育，也能在扇根亞相單相序頂部發(fā)育，并且同時(shí)發(fā)育于扇中亞相時(shí)Ⅱ-1類儲(chǔ)層發(fā)育的位置更靠近扇根；針對(duì)成巖作用特征方面，Ⅱ-1類儲(chǔ)層溶蝕作用發(fā)育程度普遍低于Ⅰ-2類儲(chǔ)層，以中等溶蝕作用為主，壓實(shí)作用也略強(qiáng)與Ⅰ-2類儲(chǔ)層。Ⅱ-1類儲(chǔ)層平均孔隙度為7.80%，以發(fā)育次生孔隙為主，孔喉半徑中等，孔隙之間連通性中等偏差，儲(chǔ)層整體上孔喉結(jié)構(gòu)中等，熒光薄片下顯示中等強(qiáng)度熒光特征，巖芯也有油氣顯示，為一般儲(chǔ)層。Ⅱ-2類儲(chǔ)層和Ⅰ-3類儲(chǔ)層發(fā)育相帶與成巖作用特征也基本相似，細(xì)微差別在于Ⅱ-2類儲(chǔ)層發(fā)育相帶更靠近扇緣，溶蝕作用發(fā)育程度上低于Ⅰ-3類儲(chǔ)層，以中等溶蝕作用為主，且膠結(jié)作用稍強(qiáng)于Ⅰ-3類儲(chǔ)層。Ⅱ-2類儲(chǔ)層平均孔隙度為6.14%，儲(chǔ)集空間較為發(fā)育但是單一，主要為次生溶蝕孔隙，且次生溶蝕孔隙含量占鏡下孔隙的90%以上?？缀戆霃街械龋紫吨g連通性中等偏差，儲(chǔ)層整體上孔喉結(jié)構(gòu)中等。熒光薄片下顯示中等強(qiáng)度—暗熒光特征，巖芯也有油氣顯示，為一般儲(chǔ)層。與Ⅰ-2類儲(chǔ)層和Ⅰ-3類儲(chǔ)層關(guān)系相對(duì)應(yīng)，Ⅱ-1類儲(chǔ)層整體上孔喉結(jié)構(gòu)特征較Ⅱ-2類儲(chǔ)層的更好。

2.3.3 Ⅲ類儲(chǔ)層基本特征

Ⅲ類儲(chǔ)層(非有效儲(chǔ)層)對(duì)應(yīng)孔隙度小于5%區(qū)間(圖4)。Ⅲ-1類儲(chǔ)層根據(jù)其發(fā)育相帶的不同可分為扇根亞相和扇中亞相兩類。發(fā)育于扇根亞相的強(qiáng)壓實(shí)型儲(chǔ)層，巖性可分為雜基支撐砂礫巖和顆粒支撐砂礫巖：分選差灰泥雜基含量高的雜基支撐礫巖，表現(xiàn)為整套強(qiáng)壓實(shí)型儲(chǔ)層；分選較好、雜基含量少的顆粒支撐砂礫巖，包括礫質(zhì)砂巖及顆粒支撐礫巖，表現(xiàn)為相序底部發(fā)育強(qiáng)壓實(shí)型儲(chǔ)層。發(fā)育于扇中亞相的強(qiáng)壓實(shí)型儲(chǔ)層主要形成于單相序底部，巖性為礫巖或礫質(zhì)砂巖。兩類強(qiáng)壓實(shí)型儲(chǔ)層都以強(qiáng)壓實(shí)—弱溶蝕—碳酸鹽弱膠結(jié)成巖作用為特征：壓實(shí)作用強(qiáng)，顆粒之間接觸緊密，以線接觸—凹凸接觸為主，可見大量剛性顆粒破碎以及塑性顆粒壓實(shí)變形；溶蝕作用極弱，僅可見極少量長石、巖屑顆粒發(fā)生微弱溶蝕；膠結(jié)作用較弱，可見少量碳酸鹽膠結(jié)與灰泥雜基重結(jié)晶。這兩類強(qiáng)壓實(shí)型儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間基本不發(fā)育，鏡下不見孔隙，孔隙之間幾乎不連通，孔隙度均小于5%，平均值為4.12%。熒光薄片下顯示暗熒光—不發(fā)熒光特征，巖芯沒有油氣顯示。

Ⅲ-2類儲(chǔ)層根據(jù)其發(fā)育的相帶及在相序中位置的差異性可分為扇中厚層砂體頂?shù)捉鄮r部位強(qiáng)膠結(jié)型儲(chǔ)層、扇中厚層砂體中部強(qiáng)膠結(jié)型儲(chǔ)層以及扇緣薄層砂部位強(qiáng)膠結(jié)型儲(chǔ)層。扇中厚層砂體頂?shù)捉鄮r部位強(qiáng)膠結(jié)型儲(chǔ)層特征包括：砂體疊加樣式為單期或多期正粒序砂礫巖體垂向疊加，頂?shù)子休^厚層的泥巖，這類儲(chǔ)層主要發(fā)育在整個(gè)砂礫巖體疊加組合頂?shù)卓拷鄮r部位，成巖作用以強(qiáng)膠結(jié)為特征，并主要為方解石和白云石強(qiáng)膠結(jié)，每套砂礫巖體疊加組合遠(yuǎn)泥巖部位膠結(jié)作用弱，溶蝕作用中等發(fā)育。扇中厚層砂體中部強(qiáng)膠結(jié)型儲(chǔ)層基本特征包括：砂體疊加樣式為多期正粒序砂礫巖體垂向疊加，該類儲(chǔ)層主要發(fā)育在相序中部，成巖作用以強(qiáng)膠結(jié)為特征，并主要為晚期鐵方解石或鐵白云石強(qiáng)膠結(jié)，每個(gè)相序兩端膠結(jié)作用弱，溶蝕作用中等發(fā)育。扇緣薄層砂部位強(qiáng)膠結(jié)型儲(chǔ)層：砂體疊加樣式為厚層泥巖夾中薄層砂礫巖或泥巖與砂礫巖互層狀，整段成巖作用以強(qiáng)膠結(jié)為特征，并以方解石膠結(jié)為主。Ⅲ-2類儲(chǔ)層鏡下孔隙不發(fā)育，顆粒之間基本上全被碳酸鹽充填，孔隙度小于5%，平均值為3.04%。熒光薄片下顯示暗熒光—不發(fā)熒光特征，巖芯沒有油氣顯示。

3 各沉積亞相儲(chǔ)層組合類型特征

近岸水下扇是在控盆斷層幕式活動(dòng)和氣候因素的控制下由多種沉積作用形成的有序組合體，縱向上完整的正旋回自下而上為泥石流沉積、陣發(fā)性洪水沉積、間歇期山區(qū)河流和湖相懸浮沉積，在扇體不同位置由于后期扇體在沉積過程中對(duì)前期扇體不同程度的侵蝕，可能導(dǎo)致缺失某種沉積作用的沉積物[13,29]。近岸水下扇不同亞相(微相)沉積作用和空間分布的差異性導(dǎo)致不同相帶在深埋藏過程中產(chǎn)生了不同的成巖響應(yīng)[8,11-12]，而這種成巖作用的差異性反過來控制扇體不同亞相(微相)的儲(chǔ)層發(fā)育的類型及位置差異性，并且導(dǎo)致在不同相帶砂礫巖體疊加組合以及相同相帶不同砂礫巖體疊加組合中發(fā)育的儲(chǔ)層的組合類型存在差異。因此，本文通過對(duì)研究區(qū)鹽22-22、鹽222、鹽227等井段進(jìn)行不同類型儲(chǔ)層的劃分，從沉積相和成巖作用角度總結(jié)了不同沉積相帶以及不同砂礫巖體組合位置儲(chǔ)層及其組合的發(fā)育特征。

近岸水下扇扇根泥石流沉積形成的厚層塊狀或疊覆遞變雜基支撐礫巖部位主要發(fā)育整套的Ⅲ-1類儲(chǔ)層(強(qiáng)壓實(shí)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層(N)，垂向上儲(chǔ)層組合類型為N；扇根洪水沉積形成的厚層疊覆遞變顆粒支撐砂礫巖體相序底部常發(fā)育Ⅲ-1類儲(chǔ)層(強(qiáng)壓實(shí)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層(N)，頂部發(fā)育Ⅱ-1類儲(chǔ)層(壓實(shí)溶蝕—次生孔隙型)，對(duì)應(yīng)一般儲(chǔ)層(G)，垂向上儲(chǔ)層組合類型為N-G-N-G。近岸水下扇扇中洪水沉積形成的厚層疊覆遞變顆粒支撐砂礫巖體相序底部常發(fā)育Ⅲ-1類儲(chǔ)層(強(qiáng)壓實(shí)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層(N)，頂部發(fā)育Ⅱ-1類或Ⅰ-2類儲(chǔ)層(壓實(shí)溶蝕—次生孔隙型)，對(duì)應(yīng)一般儲(chǔ)層(G)或優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層(H)，垂向上儲(chǔ)層組合類型為N-G/H-N-G/H，但多以N-G-N-G組合類型為主；扇中洪水沉積形成的中厚層正遞變砂礫巖體連續(xù)疊加組合近泥巖部位常發(fā)育Ⅲ-2類儲(chǔ)層(強(qiáng)膠結(jié)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層(N)，遠(yuǎn)泥巖部位常發(fā)育Ⅱ-2類儲(chǔ)層與Ⅰ-3類儲(chǔ)層(膠結(jié)溶蝕—次生孔隙型)，對(duì)應(yīng)一般儲(chǔ)層(G)或優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層(H)，垂向上儲(chǔ)層組合類型為N-G-H/G-G-N；扇中洪水沉積形成的中厚層正遞變砂礫巖體連續(xù)疊加組合中部遠(yuǎn)泥巖部位以及近泥巖部位發(fā)育Ⅲ-2類儲(chǔ)層(強(qiáng)膠結(jié)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層(N)，組合中兩個(gè)強(qiáng)膠結(jié)型隔夾層中間所夾部位常發(fā)育Ⅱ-2類儲(chǔ)層(膠結(jié)溶蝕—次生孔隙型)，對(duì)應(yīng)一般儲(chǔ)層(G)，垂向上儲(chǔ)層組合類型為N-G-N-G-N；扇中洪水沉積形成的中厚層正遞變砂礫巖體連續(xù)疊加組合還常常發(fā)育整套的Ⅰ-1類儲(chǔ)層(原生孔隙型)，對(duì)應(yīng)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層(H)，垂向上儲(chǔ)層組合類型為H。扇緣洪水沉積形成的中薄層略顯遞變的砂礫巖體常夾于中厚層暗色泥巖中或與泥巖互層，主要發(fā)育整套的Ⅲ-2類儲(chǔ)層(強(qiáng)膠結(jié)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層，垂向上儲(chǔ)層組合類型為N(圖5)。

圖4 Ⅲ類儲(chǔ)層基本特征Fig.4 The basic characteristics of Ⅲ-type reservoir

4 儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

在儲(chǔ)層劃分基礎(chǔ)上，以50 m長度段為單元，通過對(duì)工區(qū)鹽22—斜47井、鹽22—斜1井、鹽22—斜46井以及鹽22—斜8井等多口井不同深度的不同儲(chǔ)層組合類型的單層厚度以及累計(jì)厚度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，并結(jié)合不同儲(chǔ)層組合類型對(duì)應(yīng)的試油試采數(shù)據(jù)得到不同單層厚度下的不同儲(chǔ)層組合類型與產(chǎn)能隨深度變化的大致定量關(guān)系如圖6，再將圖6中相同單層厚度的儲(chǔ)層組合類型產(chǎn)能與深度變化曲線組合到一起，得到相同單層厚度的儲(chǔ)層組合類型產(chǎn)能與深度變化的大致定量關(guān)系如圖7，并以此為依據(jù)來對(duì)儲(chǔ)層及儲(chǔ)層組合進(jìn)行評(píng)價(jià)。其中扇根儲(chǔ)層組合樣式N(強(qiáng)壓實(shí))與扇根儲(chǔ)層組合類型N-G-N-G以非有效儲(chǔ)層為主，儲(chǔ)層組合單層厚度主要為5～10 m或10～15 m，對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量在研究層段內(nèi)不超過0.8 t/d，并且單層厚度越大，相同深度的儲(chǔ)層組合對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量越高，同一單層厚度的儲(chǔ)層組合產(chǎn)能呈現(xiàn)出隨深度低幅穩(wěn)步降低趨勢(shì)(圖6a)；扇中儲(chǔ)層組合類型N-G-H/G-G-N、N-G-N-G-N以一般儲(chǔ)層為主，臨近扇根儲(chǔ)層組合單層厚度大，向扇緣方向單層厚度逐漸減小，但同一單層厚度范圍的儲(chǔ)層組合對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量都呈現(xiàn)出中幅隨深度由快速減小到緩慢減小的趨勢(shì)(圖6b)；扇中儲(chǔ)層組合類型H為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，儲(chǔ)層組合單層厚度變化較大，并向扇緣方向逐漸減小，對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量也逐漸降低，且同一單層厚度范圍的儲(chǔ)層組合隨深度加深其單位厚度日產(chǎn)液量呈現(xiàn)高幅穩(wěn)步下降的趨勢(shì)(圖6c)；扇緣儲(chǔ)層組合類型N(強(qiáng)膠結(jié))為非有效儲(chǔ)層，單層厚度主要為0～5 m，對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量在研究層段內(nèi)不超過0.4 t/d，且隨深度呈現(xiàn)出超低幅穩(wěn)步減小的趨勢(shì)(圖6d)。在相同單層厚度不同儲(chǔ)層組合類型情況下，以優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層為主的儲(chǔ)層組合類型(圖6中類型5)單位厚度日產(chǎn)液量明顯高于以一般儲(chǔ)層為主的儲(chǔ)層組合類型(圖6中類型3與類型4)的單位厚度日產(chǎn)液量，以一般儲(chǔ)層為主的儲(chǔ)層組合類型單位厚度日產(chǎn)液量又明顯高于以非有效儲(chǔ)層為主的儲(chǔ)層組合類型(圖6中類型1、類型2與類型6)的單位厚度日產(chǎn)液量(圖7)。油田實(shí)際開發(fā)過程中，應(yīng)優(yōu)先挑選具有經(jīng)濟(jì)可開采價(jià)值或經(jīng)濟(jì)價(jià)值高的層段，綜上所述，即在實(shí)際勘探開發(fā)過程中，應(yīng)優(yōu)先挑選以優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層為主的儲(chǔ)層組合類型層段；在相同累計(jì)厚度但不同單層厚度的相同儲(chǔ)層組合類型情況下，應(yīng)優(yōu)先挑選儲(chǔ)層組合單層厚度大的層段；在相同單層厚度相同儲(chǔ)層組合類型情況下，應(yīng)優(yōu)先挑選儲(chǔ)層組合累計(jì)厚度大的層段，即在圖8所示井位中，優(yōu)選的先后順序依次為B井—C井—A井。

圖5 扇體不同沉積亞相發(fā)育的儲(chǔ)層組合類型特征Fig.5 The characteristics of reservoir combination in different sedimentary subfacies of near-shore subaqueous

圖6 不同單層厚度儲(chǔ)層組合對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量與深度關(guān)系圖Fig.6 The relationship between daily fluid production per meter of different unit thickness reservoir combination with depth

圖7 相同單層厚度儲(chǔ)層組合對(duì)應(yīng)的單位厚度日產(chǎn)液量與深度關(guān)系圖Fig.7 The relationship between daily fluid production per meter of the same unit thickness reservoir combination with depth

圖8 優(yōu)選開發(fā)井位示意圖Fig.8 Schematic diagram of the optimized development location

5 結(jié)論

(1) 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖共劃分出3大類7小類儲(chǔ)層，其中Ⅰ-1類儲(chǔ)層以中等偏弱壓實(shí)—弱膠結(jié)為特征，發(fā)育原生孔隙為主，儲(chǔ)集性能最優(yōu)；Ⅰ-2類、Ⅰ-3類、Ⅱ-1、Ⅱ-2類儲(chǔ)層分別以中等壓實(shí)—較強(qiáng)溶蝕、中等膠結(jié)—較強(qiáng)溶蝕、中等偏強(qiáng)壓實(shí)—中等溶蝕以及中等偏強(qiáng)膠結(jié)—中等溶蝕為特征，發(fā)育次生溶蝕孔隙為主，儲(chǔ)集性能依次降低；Ⅲ-1類以及Ⅲ-2類儲(chǔ)層以強(qiáng)壓實(shí)或強(qiáng)膠結(jié)為特征，鏡下不可見孔隙，儲(chǔ)集性能最差。

(2) 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇不同相帶砂礫巖體疊加組合樣式中發(fā)育的儲(chǔ)層的組合樣式存在差異，在同一相帶不同砂礫巖體疊加組合樣式中儲(chǔ)層的組合樣式也存在較大的差異。扇根泥石流沉積、扇中單相序近泥巖部位和單相序底部以及扇緣多發(fā)育Ⅲ-1類儲(chǔ)層(強(qiáng)壓實(shí)型)或Ⅲ-2類儲(chǔ)層(強(qiáng)膠結(jié)型)，對(duì)應(yīng)非有效儲(chǔ)層；扇中單相序遠(yuǎn)泥巖部位、扇中與扇根洪水沉積相序頂部常發(fā)育Ⅰ類儲(chǔ)層或Ⅱ類儲(chǔ)層，對(duì)應(yīng)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層或一般儲(chǔ)層。

(3) 研究區(qū)不同單層厚度的不同儲(chǔ)層組合類型對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能隨深度變化曲線存在差異，總體上扇中儲(chǔ)層組合類型相對(duì)優(yōu)越，儲(chǔ)層組合單層厚度變化大，對(duì)應(yīng)著中等—高單位厚度日產(chǎn)液量；扇根儲(chǔ)層組合類型次之，儲(chǔ)層組合單層厚度較大，對(duì)應(yīng)著較低的單位厚度日產(chǎn)液量；扇緣儲(chǔ)層組合類型最差，儲(chǔ)層組合單層厚度最薄，對(duì)應(yīng)著低單位厚度日產(chǎn)液量。

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Classified Evaluation of Sand-Conglomerate Reservoir of the Upper Section of the Fourth Member of Shahejie Formation in Yanjia Area, Dongying Depression

LI Qiao1, WANG YanZhong1, CAO YingChang1,2, CHENG Xin1

1. School of Geosciences, China University of Petroleum(East China), Qingdao, Shandong 266580, China 2. Laboratory for Marine Mineral Resources, Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology, Qingdao, Shandong 266071, China

Based on the core observation, thin-section identification, physical property test and other technical methods, with porosity, reservoir space characteristics, diagenesis characteristics, reservoir pore throat size distribution characteristics and lubricity characteristics for comprehensive classification basis, the sand-conglomerate reservoir in the near-shore subaqueous fan of the fourth member of Shahejie Formation (Es4) in Yanjia area Dongying depression have been divided into three categories and seven small classes. Ⅰ-1 type reservoir is characterized by medium-weak compaction and weak cementation , with primary pores relative development; Ⅰ-2 type reservoir is characterized by medium compaction and strong dissolution, feldspar and debris dissolution pores and intragranular pores are relatively growing; Ⅰ-3 type reservoir is characterized by medium cementation and strong dissolution, with dissolved pores of carbonate and feldspar relative development; Ⅱ-1 type is characterized by medium-strong compaction and medium dissolution, feldspar and lithic dissolved pores are relatively developing; Ⅱ-2 type is characterized by medium-strong cementation and medium dissolution, with carbonate and feldspar dissolved pores relative development; pores do not develop in Ⅲ type reservoir, Ⅲ-1 type reservoir is characterized by strong compaction and Ⅲ-2 type reservoir is characterized by strong cementation. FromⅠ-1 type reservoir to Ⅲ-2 type reservoir, porosity reduces, pore throat structure becomes worse, the fluorescence intensity becomes low, and oil and gas shows in core become weaker. Combined testing and production test data, reservoir combinations in different sedimentary subfacies have been evaluated. The results show that reservoir combination type in different sedimentary facies and its productivity have big differences. Reservoir combination in the middle fan is relatively superior and single-layer thickness of reservoir combination is various, corresponding to the medium-high daily liquid production per unit thickness. Reservoir combination in root fan comes the second and have a larger single-layer, corresponding to the relative lower daily liquid production per unit thickness. Reservoir combination in fan edge is the worst and single-layer thickness of reservoir combination is very thin, corresponding to the lower daily liquid production per unit thickness.

sand-conglomerate; reservoir classification; reservoir characteristics; reservoir evaluation

1000-0550(2017)04-0812-12

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.04.015

2016-10-22； 收修改稿日期： 2016-12-14

國家自然科學(xué)基金石油化工聯(lián)合基金重點(diǎn)項(xiàng)目(U1262203)；國家科技重大專項(xiàng)(2016ZX05006-003)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)經(jīng)費(fèi)專項(xiàng)(15CX08001A)[Foundation：Key United Foundation of National Natural Science of China and Petrochemical Industry，No.U1262203；National Science and Technology Special Grant；No. 2016ZX05006-003；Fundamental Research Funds for the Central Universities，No. 15CX08001A]

李橋，男，1994年出生，碩士研究生，沉積學(xué)及油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)，E-mail: 1105495278@qq.com

王艷忠，男，副教授，E-mail: wangyanzhong1980@163.com

P618.13

A