饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层物性下限及控制因素

操应长，张会娜，葸克来，赵贤正，周 磊，崔周旗，金杰华

1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东 青岛 266580 2.中国石油华北油田公司，河北 任丘 062552



饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层物性下限及控制因素

操应长1，张会娜1，葸克来1，赵贤正2，周 磊1，崔周旗2，金杰华1

1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东 青岛 266580 2.中国石油华北油田公司，河北 任丘 062552

综合运用实测物性、测井解释物性、试油等资料，分别应用分布函数曲线法、测试法、试油法求取饶阳凹陷南部古近系中深层不同深度段的有效储层物性下限，并对物性下限与深度的关系进行了回归拟合。在此基础上，引入孔隙度差值，结合饶阳凹陷南部古近系中深层储层的沉积特征、成岩作用特征及地层压力特征分析，探讨了有效储层发育的控制因素。结果显示：研究区辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝沉积微相有利于有效储层的发育，而席状砂、水下分流间湾砂体有效储层发育较少，储层物性较差；厚度大于3 m的砂体有利于有效储层的发育。研究表明:成岩作用对储层的影响主要表现为压实作用和胶结作用使储层物性降低，而溶蚀作用使储层形成次生孔隙、提高储集物性;地层超压的存在促进有效储层的发育。

中深层；有效储层；物性下限；控制因素；饶阳凹陷

0 前言

饶阳凹陷是渤海湾盆地冀中坳陷中部的一个次级构造单元，北接霸县凹陷，南邻新河凸起，东近献县凸起，西部一直到高阳低凸起，为一个东断西超的继承性发育的单断凹陷，勘探面积约6 300 km2，油气富集程度好、勘探成效高[1-2]。研究区位于饶阳凹陷中南部，东与献县凸起相邻，南部与孙虎构造带相接，西北部与肃宁构造带相连，北邻深泽低凸起。总体上，饶阳凹陷南部地区是呈NE展布的背斜构造带，发育献县、虎北及刘东村三条凹陷边界断层，对南部构造及地层的发育起着关键作用，古近系地层厚度较大，中深层沙二段、沙三段是该区主要的勘探层位。

目前对饶阳凹陷的勘探开发主要是浅层碎屑岩的研究，对中深层储层的储层特征及控制因素缺乏详细的探讨。由于在埋藏过程中经历了复杂的成岩改造过程，中深层碎屑岩储层影响因素较浅层更为复杂，造成储层分布规律复杂[3];对中深层有效储层特征及控制因素等认识不足，使中深层碎屑岩储层的勘探难度大、风险高。因此，确定有效储层物性下限，明确有效储层控制因素，对于指导研究区有效储层预测和勘探生产工作具有十分重要的意义。

有效储层是指能够储集和渗流流体(以烃类或地层水为主)、在现有工艺技术条件下能够采出具有工业价值产液量的储集层。有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性，通常用孔隙度、渗透率某个确定的值来度量[4-7]，一般根据岩心物性分析、试油和测试资料来确定。现有物性下限求取方法主要包括分布函数曲线法、测试法、试油法、束缚水饱和度法、最小有效孔喉半径法、含油产状法、钻井液侵入法、泥质含量法等方法[8-12]，但是受地质条件及数据来源的限制，每种方法均有一定的适用条件和局限性。分布函数曲线法需要大量的测井解释物性和综合解释成果；测试法仅适用于单层试油资料较多，且地层压力、流压、有效厚度、渗透率、原油性质等资料齐全的地区[5]；试油法由于试油工艺、取样的随机性、物性测试误差等原因[5]，使得有效储层与非有效储层的界限不明显；束缚水饱和度法采用的是束缚水饱和度的经验值，可能造成物性好的油层物性下限值偏高，物性差的储层下限值偏低；最小有效孔喉半径法拐点难以确定；含油产状法、钻井液侵入法、泥质含量法受人为因素影响较大[8]。根据饶阳凹陷南部地区已有资料情况，结合不同物性下限求取方法的适用条件，笔者运用分布函数曲线法、测试法和试油法三种方法相互约束，综合求取饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层物性下限；并且在中深层有效储层物性下限计算的基础上，结合研究区储层沉积、成岩作用和地层压力等特征的综合研究，探讨饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层发育的控制因素。

1 饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层物性下限的计算

根据研究区已有资料和数据情况，分别利用分布函数曲线法、测试法和试油法求取饶阳凹陷南部古近系中深层不同深度下的有效储层物性下限，并通过三种方法相互约束，综合确定物性下限随深度的变化关系。

1.1 分布函数曲线法

分布函数曲线法是指运用统计学的原理，在同一坐标系上分别绘制有效储层(油层、含油水层、油水同层、含水油层、水层)与非有效储层(干层)的物性分布频率曲线，两条曲线的交点值即为有效储层物性下限值[13]。利用分布函数曲线法分别求取了饶阳凹陷南部古近系有效储层物性下限值：2 900～3 200、3 400～3 600、3 600～3 800、3 800～4 000、4 000～4 400、4 400～4 800 m深度下的孔隙度下限分别是11.8%、11.0%、11.4%、9.0%、7.8%、8.4%；2 900～3 200、3 200～3 400、3 400～3 600 m深度下的渗透率下限分别是2.81×10-3、2.04×10-3、1.31×10-3μm2(图1)。

图1 有效储层与非有效储层物性分布曲线Fig.1 Porosity and permeability distribution curve of effective and non-effective medium-deep reservoirs

1.2 测试法

测试法是在原油性质变化不大，且单层试油资料较多时，建立每米采油指数(I)与孔隙度(Φ)(或渗透率(k))的关系曲线来确定储层物性下限值，平均关系曲线与坐标轴的交点值即为孔隙度(或渗透率)的下限值[4]。利用此方法求取了饶阳凹陷南部地区2 500～2 700、2 600～2 800 m的孔隙度下限为15.0%、14.5%，2 500～2 700、3 100～3 500 m的渗透率下限为4.50×10-3、1.30×10-3μm2(图2)。

图2 每米采油指数与孔隙度、渗透率的关系Fig.2 Relations of specific productivity index with porosity and permeability

图3 有效储层、非有效储层孔隙度与渗透率的关系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of effective and non-effective reservoirs

1.3 试油法

试油法是在现有经济和技术条件下，以单层产液量1 t/d为界，将单层产液量(包括油和水)大于1 t/d的储集层划分为有效储层，单层产液量小于1 t/d的储集层划分为非有效储层[13]，再分别将有效储层的孔隙度、渗透率和非有效储层的孔隙度、渗透率在同一个坐标系里表示出来(图3)。有效储层和非有效储层的孔隙度和渗透率分界处即为有效储层物性下限值[13]。利用试油法求取了饶阳凹陷南部地区古近系2 500～3 000、2 800～3 400 m及3 300～3 500 m深度段的孔隙度下限分别是13.4%、11.4%和12.5%，渗透率下限分别为3.20×10-3、2.30×10-3、1.60×10-3μm2。

1.4 有效储层物性下限与深度的函数关系

通过上述计算和分析可以得到饶阳凹陷南部地区不同埋深下有效储层物性下限值(表1)，通过结果比较发现：在相同或相近埋深范围内，分布函数曲线法、测试法、试油法求取的物性下限值基本一致；说明采用的计算方法是可行的，计算结果可靠。当由不同方法求取的相同深度段的物性下限值不一致时，要综合考虑各方法的适用条件和局限性。分布函数曲线法是一种统计方法，求取物性下限时采用的测井解释物性和综合解释成果(油干层)能呈现出较好的规律性；但是其准确度有待提高。测试法和试油法均是利用试油资料来求取物性下限值，以实测物性为基础、测井解释数据为约束，计算结果具有较高的准确性；但是，这两种方法存在的不足之处是对数据要求苛刻、限制条件较多，加上试油资料不易获取、数据较少，最终导致在求取物性下限时统计规律性不好。因此，综合考虑各方法的优缺点，相同深度下由不同方法求取的物性下限值不一致时，优先选取以测试法和试油法求得的孔隙度、渗透率作为有效储层的物性下限值，更能有效地指导研究区有效储层预测和勘探生产工作。

上述各种求取有效储层物性下限的方法均有一定的局限性和适用范围，为了消除单一方法因数据不足、原始数据误差或计算方法等造成的误差，同时为了获得任意深度下的有效储层物性下限值，对由上述三种方法求取的物性下限与不同深度进行拟合，最终以综合方法求取的孔隙度、渗透率作为有效储层的物性下限值，进而分析研究区中深层有效储层发育的控制因素。通过数据拟合得到孔隙度下限、渗透率下限与深度的函数关系拟合公式(图4)是：

(1)

(2)

其中：Φcutoff为孔隙度下限，%；kcutoff为渗透率下限，μm2；h为埋藏深度，m；R2为相似度。

表1 饶阳凹陷古近系中深层有效储层物性下限

Table 1 Data table of palaeogene medium-deep effective reservoirs in southern Raoyangsag

顶深/m底深/m中值深度/m方法孔隙度/%渗透率/(10-3μm2)250027002600测试法15.04.50260028002700测试法14.5-250030002750试油法13.43.20290032003050分布函数法11.82.81280034003100试油法11.42.30310035003300测试法-1.30320034003300分布函数法-2.04330035003400试油法12.51.60340036003500分布函数法11.01.31360038003700分布函数法11.4-380040003900分布函数法9.0-400044004200分布函数法7.8-440048004600分布函数法8.4-

图4 有效储层物性下限与深度的关系Fig.4 Relationship between petrophysical parameter cutoff and depth of effective reservoirs

利用拟合得到的有效储层物性下限与深度的函数关系，可以得到饶阳凹陷南部古近系中深层任意深度下的物性下限值。为了检验该公式的合理性，依次对饶阳凹陷南部古近系中深层26口井37层试油成果数据进行检验：若试油结果为有效储层，其实测孔隙度和渗透率应均大于计算所得物性下限；当试油结果为非有效储层时，其孔隙度或渗透率低于有效储层物性下限。通过检验，检验结果正确率达81.58%。因此，认为利用以上有效储层物性下限与深度的函数关系式(式(1)、(2))求得的有效储层物性下限是可靠的。

2 中深层有效储层控制因素分析

饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层的发育主要受沉积作用、成岩作用及地层压力等因素控制。孔隙度和渗透率是分析探讨有效储层控制因素的重要参数。但是，有效储层物性下限随深度增加而降低，这就可能导致具有相同物性的储层在浅部为非有效储层，而在深层为有效储层。因此，为了消除埋深对储层物性的影响，在物性下限的基础上，引入孔隙度差值(ΔΦ，指某一深度处储层的孔隙度与孔隙度下限的差值)和渗透率差值(指某一深处储层的渗透率与渗透率下限的差值)，分析饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层控制因素。

2.1 沉积微相对有效储层的影响

不同沉积环境下形成的砂体其碎屑成分、粒度、分选、单层厚度等不同，导致其原始储集条件存在很大差异[14]。饶阳凹陷南部地区主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂及水下分流间湾微相[15]。通过统计不同沉积微相储层的物性特征，水下分流河道、河口坝、席状砂、水下分流间湾四种不同类型的沉积微相有效储层所占比例分别是68%、77%、35%和0。

沉积作用对储层的影响有两方面：1)沉积作用直接决定了储层原始物性；2)间接对后期储层成岩作用改造产生影响[16]。碎屑物质经过稳定水动力的搬运和沉积，沉积物粒度粗、分选磨圆好，杂基含量少，孔隙连通性好，储层物性好。沉积作用对成岩作用的影响主要是沉积物的结构对压实作用的影响，即粒度越粗、分选越好的储层，压实减孔作用越弱。其中：水下分流河道、河口坝储层厚度大，岩性为粒度中等的细砂岩，分选好，杂基体积分数低(表2)，具备形成优质储层的有利沉积条件[17]；席状砂水动力条件最弱，砂层单层厚度薄，砂体为粒度极细的粉砂岩，分选差，杂基体积分数高，储层物性差(表2)，有效储层不发育；水下分流间湾砂体主要是粒度极细的泥岩，砂体厚度薄、储层物性差，不利于有效储层的发育，储层砂体几乎全部为非有效储层。因此，在饶阳凹陷南部地区不同沉积特征的储层中，水下分流河道、河口坝较席状砂、水下分流间湾沉积微相更有利于有效储层的发育，有利的沉积相带为优质储层的形成提供了良好的基础[18]。

2.2 砂体厚度

饶阳凹陷南部地区砂体类型主要是细砂岩和粉砂岩，岩性差异对该地区储层有效性的影响不大。统计研究区沙河街组砂体的单层厚度，其分布特征(图5a)如下：厚度<2 m的占20.03%，2～4 m占29.57%，4～6 m占26.71%，6～8 m占12.24%，8～10 m占1.11%，>10 m占10.33%。辫状河三角洲前缘沉积亚相砂体沉积厚度中等，反映了当时水流稳定、沉积作用活跃的特点。通过统计不同厚度砂体的有效储层所占比例(图5b)可知：0～2、2～4、4～6、6～8、8～10、>10 m砂体的有效储层所占比例依次是52.42%、63.64%、64.67%、71.43%、85.71%、87.50%。砂体的有效性与厚度呈正相关关系，即砂体单层厚度越大，砂体的储层有效性越好，越易发育有效储层。由表2可知，砂体单层沉积厚度与沉积微相有一定的关系，水下分流河道和河口坝沉积微相砂体单层厚度一般大于3 m，席状砂及水下分流间湾沉积微相砂体单层厚度一般在2 m左右。表明砂体厚度越大，沉积水动力条件越强，储层储集物性越好，越易发育有效储层。

表2 不同沉积微相下的岩石组构和物性特征

图5 饶阳凹陷南部地区不同砂体单层厚度分布特征(a)和不同厚度砂体下的有效储层所占比例(b)Fig.5 Percentage(a) and effective rate(b) of sand bodies with different thickness in southern Raoyang sag

2.3 成岩作用对有效储层的控制作用

2.3.1 压实作用

图6 不同沉积微相成分与结构特征及正常压实图版Fig.6 Characteristics of composition and structure of different microfacies and normal compaction chart

压实作用导致原生孔隙迅速减少[19]。 饶阳凹陷南部地区中深层储层埋深较大，压实作用相对较强，碎屑颗粒间呈线、凹凸接触，可见云母等塑性颗粒的压实变形。影响砂岩压实作用的内因主要包括碎屑组分、粒度、分选、杂基含量、胶结物含量及地层压力等[20]。通过统计发现，水下分流河道、河口坝、席状砂和水下分流间湾沉积微相下的刚性颗粒体积分数均在90%左右，表明不同相带下的碎屑组分差别不大。从图6a、b可以看出：优势沉积相类型(水下分流河道、河口坝)的杂基、胶结物含量较低，粒度粗，分选好；而不利沉积相类型(席状砂、水下分流间湾)的杂基、胶结物含量高，粒度细，分选较差。饶阳凹陷南部地区的碎屑组分类型和含量差异不大，在分选系数分别为1.0～1.5、1.5～2.0和2.0～2.5区间内、碳酸盐体积分数低于5%、原生孔隙为主及次生孔隙体积分数较少、常压环境下的样品建立正常压实曲线(图6c)。结果表明，随着埋藏深度的增加，碎屑颗粒分选越差，压实减孔作用越明显。因此，颗粒粒度越粗、分选越好、杂基含量越少、原始物性好，抗压实能力越强，有利于原生孔隙的保存，越易发育有效储层。

砂岩原生孔隙度Φ原始=20.91+22.90/So[21-22](So为分选系数)及压实减孔量Φ压实=Φ原始-Φ胶结-Φ现今+Φ溶蚀的定量统计表明，压实作用使储层孔隙度减少量达到26.02%～73.00%，平均减孔率为59.49%。因此，压实作用是储层孔隙减小的重要原因，是储层物性变差的主要因素之一。

2.3.2 胶结作用

观察饶阳凹陷南部地区的铸体薄片可知，胶结作用现象在该地区比较普遍，主要包括碳酸盐胶结、硅质胶结及部分高岭石胶结和少量黄铁矿等胶结作用；胶结作用是降低中深层孔渗性能的主要因素[23-24]。碳酸盐胶结作用明显分为两期。早期碳酸盐胶结作用发生在压实作用初期，碎屑颗粒之间呈现基底式胶结，抑制了压实作用，但同时也大大降低了砂体间的孔隙空间。饶阳凹陷南部地区溶解作用中碳酸盐胶结物溶解现象很少见，因此早期碳酸盐胶结在为晚期溶解作用提供物质基础方面并不十分明显。晚期碳酸盐胶结物充填于各碎屑颗粒之间，堵塞孔隙使储层物性变差，从而降低了储层储集性能。统计饶阳凹陷南部地区胶结物体积分数与储层物性的关系(图7a)可以看出，胶结物体积分数越高，有效储层所占比例越低；说明胶结作用不利于有效储层的发育。

图7 不同胶结物体积分数与有效储层所占比例关系(a)及碳酸盐胶结物面孔率与砂体与泥岩距离的关系(b)Fig.7 Relationships between cement content and percentage of offective reservoir(a) and carbonate cement content and mudstone distance(b)

通过对饶阳凹陷南部地区铸体薄片观察，并定量统计胶结物的面孔率(岩石薄片中胶结物的面积占总面积的比率)得知(图7b):当砂体与泥岩最近距离小于0.49 m时，储层中碳酸盐胶结物面孔率较大，胶结作用强，有效储层所占比例为28.6%；当砂体与泥岩最近距离大于0.49 m时，胶结物面孔率普遍小于7%，有效储层所占比例为61.3%。这说明胶结作用对储层的影响与砂体与泥岩距离有关:在砂泥岩接触界面附近易形成致密胶结层，碳酸盐胶结物体积分数较高(图8)，在以砂、泥岩互层为特征的储层中，受互层泥岩成岩作用的影响，砂岩中胶结物具有明显的差异分布特征，进而控制了储层物性分布[20];由砂体边缘到砂体中心，砂岩中胶结物体积分数逐渐降低，储层孔隙度和渗透率逐渐增大，在距离砂泥岩界面较远时，储层物性趋于稳定。早期碳酸盐致密胶结层的发育，对于具有一定厚度的砂体来说，一方面阻止了远离砂泥岩接触界面碳酸盐胶结物的形成；另一方面也有利于保护地层异常高压，同时一定程度上也能增强岩石本身的抗压能力，使其有利于形成有效储层。

2.3.3 溶解作用

根据饶阳凹陷南部地区铸体薄片观察，研究区的溶解作用普遍发育，主要有长石的溶解作用、少量石英及石英加大边的溶蚀作用、可见碳酸盐胶结物及部分岩屑的溶蚀作用等。定量统计(图9)表明：埋深3 140～3 870 m的储层孔隙类型主要是原生孔隙，储层平均孔隙度为13.46%，溶蚀作用形成的次生孔隙度为1.84%～9.14%，平均为4.15%，增大了浅层储层储集空间，有效改善了浅部储层物性；埋深为3 870～4 590 m的储层储集空间主要以次生溶蚀孔隙为主，储层平均孔隙度为9.80%，溶蚀作用形成的次生孔隙度为3.26%～9.64%，平均为6.90%。通过以上分析可以得出，溶蚀作用对深层储层影响较为明显，其形成的溶蚀孔隙是深层储层的主要储集空间类型，是促使深层有效储层发育的关键因素。

饶阳凹陷南部古近系中深层储层孔隙度分布特征与成岩阶段有良好的对应关系。利用镜质体反射率(Ro)[24]，划分了饶阳凹陷南部古近系中深层储层的成岩阶段(图10)：埋藏深度大于2 500 m的地层可划分为早成岩B期(2 500～2 870 m)、中成岩A1亚期(2 870～3 585 m)、中成岩A2亚期(3 585～4 680 m)。由图9、图10可知，次生孔隙较发育的埋藏深度为3 380～3 900 m和4 000～4 600 m，分别对应于成岩阶段中成岩A1亚期和中成岩A2亚期。沉积物在埋藏成岩阶段能产生大量有机酸[25]。中成岩A1阶段有机质处于未成熟到成熟的转化阶段，该过程中产生的大量有机酸提供了一种酸性环境，发生了大量的长石溶解、少量的岩屑溶蚀等现象；随着埋深的增加，埋藏深度达到4 000～4 600 m时，地温升高(当地层温度高于120 ℃时)，有机酸脱羧或部分脱羧产生的CO2控制了水溶液的pH值，使之利于溶蚀作用的进行[26-27]。

图9 饶阳凹陷南部地区优质储层分析图Fig.9 Analysis chart of high quality reservoirs in southern Raoyang sag

图10 饶阳凹陷南部中深层Ro分布特征Fig.10 Ro distribution characteristics of medium-deep reservoirs in southern Raoyang sag

2.4 地层压力对储层发育的影响

图11 饶阳凹陷南部地区不同地层压力结构比例特征(a)及孔隙度差值分布频率直方图(b、c、d)Fig.11 Proportion characteristics (a) and porosity difference distribution histogram under different pressure structure (b,c,d) in southern Raoyang sag

地层压力对储层的影响主要体现：异常高压能抑制压实、压溶作用和石英加大，有效地保护早期原生孔隙与后期成岩作用形成的次生孔隙；异常高压通过控制黏土矿物转化、抑制有机质的热演化，使地层水长期处于一种酸性环境，增强溶解作用，改善储层物性；由超压形成的裂缝发育普遍，又能够较好地保存，可以作为良好的储集空间[28]。根据饶阳凹陷南部砂体的实测地层压力和计算压力可知，研究区常压、弱超压和中超压均有发育，基本不发育强超压。统计饶阳凹陷南部地区不同压力结构下的有效储层所占比例可知:常压、弱超压和中超压的有效储层所占比例分别是55.15%、71.36%及77.17%(图11a)，反映了异常超压的存在有利于有效储层的发育；且随着压力结构的增强，孔隙度差值较大的有效储层所占的比例增加(图11b，c，d)，说明超压的存在一定程度上改善了储层的物性，促进了优质储层的形成[29]。通过观察饶阳凹陷南部地区铸体薄片，并定量统计研究区储集空间类型发现，在埋藏深度为3 400～3 900 m的地层中，储层储集空间仍以原生孔隙为主，结合研究区的实测地层压力数据分析，在该深度范围内存在异常超压，认为超压的存在是该深度段储层原生孔隙得以保存的有利因素，改善了储层的储集物性。

为了进一步分析压力对储层物性的影响，选取有利于有效储层发育的水下分流河道和河口坝微相，较有利于有效储层发育的早成岩B期、中成岩A1亚期两个成岩阶段；统计了在相同的沉积微相和成岩阶段、不同压力结构下储层平均孔隙度差值和有效储层所占比例(表3)，可以看出,随着压力结构的增强，储层物性依次变好，有效储层百分含量逐渐增多，说明超压的存在有利于有效储层的发育。

表3 有利沉积相带不同压力结构对储层物性的影响

Table 3 Influence of different pressure structures on properties of reservoirs in favorable sedimentary facies belts

早成岩B期平均孔隙度差值/%有效储层所占比例/%中成岩A1亚期平均孔隙度差值/%有效储层所占比例/%常压1.3264.20.3047.37弱超压6.0584.12.5376.11中超压--6.2397.83

3 结论

1)综合运用实测物性、测井解释物性和试油资料，利用分布函数曲线法、测试法和试油法求取了饶阳凹陷南部古近系中深层不同埋深下有效储层物性下限值，并通过三种方法相互约束，综合确定了物性下限随着深度的变化关系：Φcutoff=-11.801ln(h)+107.274，R2=0.877；kcutoff=134.472 9e-0.001 32h，R2=0.890；并用试油结果对公式的准确性进行了检验。

2)在中深层储层物性下限的基础上，分析探讨了控制有效储层发育的因素，根据研究区的沉积特征和地层发育情况，从沉积作用、成岩作用特征和地层压力三个方面分析了饶阳南部中深层有效储层发育的控制因素；沉积相控制了砂体的分布，对于水动力较强、岩石分选较好、杂基含量相对较少的沉积相带，其物性也较好，原始粒间孔隙发育，反之则差；成岩作用对储层的影响主要表现为压实作用和胶结作用使储层物性降低，而溶蚀作用使储层形成次生孔隙，是改善中深层储层物性的主要因素。地层超压有利于有效储层的发育。

[1] 张大智，纪友亮，韩春元，等.饶阳凹陷沙河街组辫状河三角洲沉积特征及储集性[J].中国地质，2009，36(2):344-353. Zhang Dazhi，Ji Youliang，Han Chunyuan，et al.Sdimentary Characteristics and Reservoirs Properties of the Shanghejie Formation Braided River Delta in Raoyang Sag[J].Geology in China，2009,36(2):344-353.

[2] 纪友亮，杜金虎，赵贤正，等.饶阳凹陷古近系层序发育的控制因素分析[J].沉积学报，2007，25(2)：161-167. Ji Youliang，Du Jinhu，Zhao Xianzheng，et al.Sequence Stratigraphy Models and Controlling Factors of Eogene in Raoyang Depression[J].Acta Sedimentologica Sinica，2007,25(2)：161-167.

[3] 徐志强，熊明.饶阳凹陷下第三系碎屑岩储集条件分析[J].沉积学报，1996，14(2)：95-101. Xu Zhiqiang，Xiong Ming.Eogene Sandstone Reservoirs Condition Analysis，Raoyang Sag，Jizhong Depression[J].Acta Sedimentologica Sinica，1996，14(2)：95-101.

[4] 王艳忠，操应长，宋国奇，等.试油资料在渤南洼陷深部碎屑岩有效储层评价中的应用[J].石油学报，2008,29(5)：701-710. Wang Yanzhong，Cao Yingchang，Song Guoqi，et al.Application of Production Test Data to Evaluation of the Effective Reservoirs in Deep Clastic of Bonan Sag[J].Acta Petrolei Sinica，2008,29(5)：701-710.

[5] 邵长新，王艳忠，操应长.确定有效储层物性下限的两种新方法及应用:以东营凹陷古近系深部碎屑岩储层为例[J].石油天然气学报:江汉石油学院学报，2008，30(2)：414-416. Shao Changxin，Wang Yanzhong，Cao Yingchang. Two New Methods Used to Determine the Low Limit of Effective Reservoirs Physical Properties and Their Application:A Case Study on Deep Clastic Reservoirs of Palaeogene in Dongying Depression[J].Journal of Oil and Gas Technology:Journal of Jianghan Petroleum Institute，2008,30(2)：414-416.

[6] 王艳忠，操应长，葸克来.次生孔隙发育带的概念及石油地质意义新认识[J].吉林大学学报：地球科学版，2013,43(3)：659-668. Wang Yanzhong，Cao Yingchang，Xi Kelai.New View on the Concept of Secondary Pore Developing Zone and Its Significance of Petroleum Geology[J].Journal of Jilin University：Earth Science Edition，2013,43(3)：659-668.

[7] 李文浩，张枝焕，昝灵，等.渤南洼陷北部陡坡带沙河街组砂砾岩有效储层物性下限及其主控因素[J].石油与天然气地质，2012,33(5)：766-777. Li Wenhao，Zhang Zhihuan，Zan Ling，et al. Lower Limits of Physical Properties and Their Controlling Factors of Effective Coarse-Grained Clastic Reservoirs in the Shahejie Formation on Northern Steep Slope of Bonansubsag，the Bohai Bay Basin[J].Oil and Gas Geology，2012,33(5)：766-777.

[8] 郭睿.储集层物性下限值确定方法及其补充[J].石油勘探与开发，2004,31(5)：140-144. Guo Rui.Supplement to Determining Method of Cutoff Value of Net Pay[J].Exploration and Development，2004,31(5)：140-144.

[9] 杨通佑，范尚炯，陈元千，等.石油及天然气储量计算方法[M].北京：石油工业出版社，1990:31-32. Yang Tongyou，Fan Shangjiong，Chen Yuanqian，et al.The Methods of Oil & Gas Reserve Calculation[M].Beijing:Petroleum Industry Press，1990:31-32.

[10] 裘怿楠，陈子琪.油藏描述[M].北京：石油工业出版社，1996. Qiu Yinan，Chen Ziqi.Reservoirs Description[M].Beijing:Petroleum Industry Press，1996.

[11] 马松华，田景春，林小兵.有效储层物性下限的确定方法及应用[J].内蒙古石油化工，2009,20(9):125-127. Ma Songhua，Tian Jingchun，Lin Xiaobing. Method on Determing the Physical Property Cut-off of Effective Reservoirs and Their Application[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2009,20(9):125-127.

[12] 王玲，孙岩，魏国齐.确定储集层物性参数下限的一种新方法及其应用：以鄂尔多斯盆地中部气田为例[J].沉积学，1999,17(3)：454-457. Wang Ling，Sun Yan，Wei Guoqi. A New Method Used to Determine the Lower Limit of the Petrophysical Parameters for Reservoirs and Its Application: A Case Study on Zhongbu Gas Field in Ordos Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica ,1999,17(3)：454-457.

[13] 王艳忠，操应长.车镇凹陷古近系深层碎屑岩有效储层物性下限及控制因素[J].沉积学报，2010,28(4)：752-761. Wang Yanzhong，Cao Yingchang. Lower Property Limit and Controls on Deep Effective Clastic Reservoirs of Paleogene in Chezhen Depression[J].Acta Sedimentologica Sinica，2010,28(4):752-761.

[14] 王艳忠，操应长，陈世悦，等.济阳凹陷中生界碎屑岩储层特征及其控制作用[J].中国石油大学学报：自然科学版，2007，31(5)：7-11. Wang Yanzhong，Cao Yingchang，Chen Shiyue，et al.Clastic Reservoirs Characteristic and Its Control of Mesozoic in Jiyang Depression[J].Journal of China of Petroleum，2007,31(5)：7-11.

[15] 张文朝，杨德相，陈彦均，等.冀中坳陷古近系沉积构造特征与油气分布规律[J].地质学报，2008,82(8)：1103-1112. Zhang Wenzhao，Yang Dexiang，Chen Yanjun，et al.Sedimentary Structual Characteristics and Hydrocarbon Distributed Rules of Jizhong Depression[J].Acta Geology Sinica，2008,82(8)：1103-1112.

[16] 周磊，操应长，葸克来，等.廊固凹陷河西务构造带沙四段低渗储层特征及其成因机制[J].中国石油大学学报：自然科学版，2013,37(3)：8-16. Zhou Lei，Cao Yingchang，Xi Kelai,et al.Characteristics and Genetic Mechanism of Low-Permeability Reservoirs of the 4th Member of Shahejie Formation in Hexiwu Structural Zone of Langgu Sag[J].Journal of China of Petroleum：Edition of Natural Science，2013，37(3):8-16.

[17] 应凤祥，王衍琦，王克玉，等.中国油气储层研究图集:卷一:碎屑岩[M].北京：石油工业出版社，1994. Ying Fengxiang，Wang Yanqi，Wang Keyu，et al. China Petroleum Reservoir Study Atlas:Vol 1:Clastic Rocks[M].Beijing：Pertroleum Industry Press，1994.

[18] 赵延江，王艳忠，操应长，等.济阳坳陷中生界碎屑岩储层储集空间特征及控制因素[J].西安石油大学学报：自然科学版，2008,23(1)：12-16. Zhao Yanjiang，Wang Yanzhong，Cao Yingchang，et al.Characteristics and Control Factors of the Reservoirs Space of the Mesozoic Clastic Reservoirs in Jiyang Depression[J].Journal of Xi’an Shiyou University：Natural Science Edition，2008,23(1):12-16.

[19] 盘昌林，刘树根，马永生，等.川东北家河组储层特征及主控因素[J].西南石油大学学报：自然科学版，2011，33(3)：27-34. Pan Changlin，Liu Shugen，Ma Yongsheng，et al.Reservoirs Characteristics and Main Controlling Factors of the Xujiahe Formation in Northeastern Sichuan Basin[J].Journal of Southwest Petroleum University：Science & Technology Edition，2011,33(3)：27-34.

[20] 王健，操应长，高永进，等.东营凹陷古近系红层储层成岩作用特征及形成机制[J].石油学报，2013,34(2)：283-292. Wang Jian，Cao Yingchang，Gao Yongjin，et al.Diagenetic Characteristics and Formation Mechanism of Paleogene Red-Bed Reservoirs in Dongying Sag[J].Acta Petroleum Sinica，2013,34(2)：283-292.

[21] Beard D C,Weyl P K.Influence of Texture on Poro-sity and Permeability of Unconsolidated Sand[J]. AAPG Bulletin, 1973, 57(2): 349-369.

[22] 操应长，葸克来，王艳忠，等.冀中坳陷廊固凹陷河西务构造带古近系沙河街组四段储集层孔隙度演化定量研究[J].古地理学报，2013,15(5)：593-604. Cao Yingchang，Xi Kelai，Wang Yanzhong，et al.Quantitative Research on Porosity Evolution of Reservoirs in the Member 4th of Palegene Shahejie Formation in Hexiwu Structural Zone of Langgu Sag，Jizhong Depression[J].Journal of Palaeogeography，2013,15(5)：593-604.

[23] 袁静.东营凹陷下第三系深层成岩作用及次生孔隙发育特征[J].煤田地质与勘探，2003，31(3)：20-22. Yuan Jing.Diagenesis and Secondary Pore Development in Paleogene Deep Formation in Dongying Sag[J].Coal Geology & Exploration，2003，31(3):20-22.

[24] 张云峰，王国强，付宝利，等.长岭断陷深层碎屑岩储层成岩作用及异常高孔带成因[J].吉林大学学报：地球科学版，2011,41(2)：372-376. Zhang Yunfeng，Wang Guoqiang，Fu Baoli，et al.The Diagenesis and the Origin of Abnormal High Porosity Zone in the Deep Clastic Reservoir in Changling Fault Depression[J].Journal of Jilin Univerisy：Earth Science Edition，2011,41(2)：372-376.

[25] 穆曙光，张以明.成岩作用及阶段对碎屑岩储层孔隙演化的控制[J].西南石油学院学报，1994,16(3)：22-27. Mu Shuguang，Zhang Yiming. Reservoirs Pores Evolution Under the Control of Diagenesis and Stage[J].Journal of Southwestern Petroleum Institute，1994,16(3)：22-27.

[26] 朱筱敏，米立军，钟大康，等.济阳坳陷古近系成岩作用及其对储层质量的影响[J].古地理学报，2006，8(3)：295-305. Zhu Xiaomin，Mi Lijun，Zhong Dakang，et al. Paleogene Diagenesis and Its Control on Reservoir Quality in Jiyang Depression[J].Journal of Palaeogeography，2006，8(3)：295-305.

[27] 钟玉梅.川西坳陷中段须家河组须四段砂岩储集特征[J].石油天然气学报，2008，20(6)：218-220. Zhong Yumei.Reservoirs Characteristics of the 4th Sandstone of Xujiahe Formation in Chuanxi Depression[J].

[28] 陈纯芳，赵澄林，李会军.板桥和歧北凹陷沙河街组深层碎屑岩储层物性特征及其影响因素[J].石油大学学报:自然科学版，2002,26(1)：4-7. Chen Chunfang，Zhao Chenglin，Li Huijun. Physical Properties of Reservoirs and Influencing Factors of Deep Burial Clastic Rocks in Banqiao-Qibei Sag[J].Journal of the University of Petroleum,China，2002，26(1)：4-7.

[29] 操应长，徐涛玉，王艳忠，等.东营凹陷古近系储层超压成因及其成藏意义[J].西南石油大学学报:自然科学版，2009，31(3)：34-38. Cao Yingchang，Xu Taoyu，Wang Yanzhong，et al.The Origin of Reservoir Overpressure and Its Implication in Hydrocarbon Accumulation in the Paleogene of Dongying Depression[J].Journal of Southwest Petroleum University:Science & Technology Edition，2009,31(3)：34-38.

Petrophysical Parameter Cutoff and Controlling Factors of Medium-Deep Effective Reservoirs of Palaeogene in Southern Raoyang Sag

Cao Yingchang1,Zhang Huina1,Xi Kelai1,Zhao Xianzheng2,Zhou Lei1,Cui Zhouqi2,Jin Jiehua1

1.SchoolofGeoscience，ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,Shandong,China2.NorthChinaOilfieldCompanyLimited,CNPC,Renqiu062552,Hebei,China

Based on measured properties, such as physical properties of log interpretation and oil production tests, the petrophysical parameter cutoff and depth of medium-deep effective reservoirs of Paleogene in the southern Raoyang sag are determined by distribution function curve method, test method, oil production test method, and the fitting formula of petrophysical parameters. Further, the porosity difference is introduced combining with the analysis on the characteristics of sediments, diagenesis, and reservoir pressure of the medium-deep reservoirs in southern Raoyang sag; and the controlling factors of effective reservoirs are discussed. The results show that the subaqueous distributary channel and estuary bar of fan delta front subfacies are suitable for the growth of effective reservoirs; while the properties of delta-front sheet sand and inter distributary bays are weak, where less effective reservoirs are developed. When the thickness of sand is greater than 3 meters, the sand could be developed into an effective reservoir. Compaction and cementation are the main factors to decrease porosity and permeability of reservoirs; while dissolution increases the secondary pores, and in turn, makes the physical property of reservoir better. The existence of overpressure promotes the development of effective reservoirs.

medium-deep reservoirs; effective reservoirs; petrophysical parameter cutoff; controlling factors; Raoyang sag

10.13278/j.cnki.jjuese.201506101.

2015-01-03

国家科技重大专项(2011ZX05009-003)；国家自然科学基金石油化工联合基金重点项目(U1262203)；中央高校基本科研业务费专项资金项目(14CX06013A)

操应长(1969--)，男，教授，博士生导师，主要从事沉积学、层序地层学和油气储层地质学方面的教学与科研工作，E-mail:cyc8391680@163.com。

10.13278/j.cnki.jjuese.201506101

P618.13

A

操应长，张会娜，葸克来，等.饶阳凹陷南部古近系中深层有效储层物性下限及控制因素.吉林大学学报:地球科学版,2015,45(6):1567-1579.

Cao Yingchang, Zhang Huina,Xi Kelai,et al. Petrophysical Parameter Cutoff and Controlling Factors of Medium-Deep Effective Reservoirs of Palaeogene in Southern Raoyang Sag.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(6):1567-1579.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201506101.