中深层砂砾岩储层控制因素与分类评价方法——以东营凹陷永1块沙四下亚段为例

王淑萍，王铸坤，操应长，王艳忠，杜亮慧，李宇志

1.中国石油大学（华东）石油工业训练中心，山东青岛 266580

2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 266580

3.中国石化胜利油田分公司鲁胜石油开发有限责任公司，山东东营 257077

4.中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营 257094

随着常规油气资源探明程度越来越高，渤海湾盆地总体上进入以隐蔽油气藏为主探目标的成熟勘探阶段[1]，其中砂砾岩扇体油气藏逐渐成为新的油气开发领域。砂砾岩体是指断陷湖盆水上或水下快速堆积的冲积扇、浊积扇、扇三角洲、近岸水下扇等不同沉积成因的、成群分布的似块状地质体[2-3]，多发育在湖盆陡坡带，具有山高坡陡、沟梁相间的沉积古地貌特征。东营凹陷永1 块含油层位为沙四段，经历30 多年的勘探开发，已探明该砂砾岩油藏含油面积6.4 km2，石油地质储量为1 782×104t[4]，显示出该区砂砾岩油藏较大的勘探潜力。但是，对研究区砂砾岩体沉积类型的认识不统一，存在冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇、断槽重力流等诸多观点[3-7]；此外，砂砾岩储层横纵方向变化快、非均质性强、不同扇体期次之间界线不明显的问题制约了油藏外扩勘探步伐。基于此，笔者立足于勘探实践中存在的难题，通过地震解释、大量岩芯观察、分析测试及试油试采数据，采用多因素分析方法，对东营凹陷永1块沙四段砂砾岩储层的储集特征、控制因素展开系统研究，并对储层进行分类评价，旨在为预测研究区优质储层展布提供思路和依据。

1 区域地质概况

图1 东营凹陷永1 块构造位置及岩性剖面Fig.1 Structural location and lithological profile of the Yong1 block, Dongying Sag

永1块位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带东段，北为陈家庄凸起，东靠青坨子凸起，西邻民丰洼陷，为一具背斜形态、脊线NNW 走向、孤立的古隆起（图1）。民丰洼陷发育良好的烃源岩[8]，切割砂砾岩体近东西向、北西西走向的复杂断裂系统与骨架砂体构成有效的油气输导体系[9]，为形成规模砂砾岩油藏提供了得天独厚的条件。研究区沙四段分为沙四上亚段、沙四下亚段，其中沙四上亚段主要沉积半深湖—深湖相泥岩，不发育储层，沙四下亚段发育厚层砂砾岩，是研究的主要层段。在前人研究基础上，通过岩芯观察、沉积环境分析与古地貌恢复，认为永1 块发育近岸水下扇沉积体系，由陈家庄凸起沿古断剥面上的古沟道提供碎屑物源。平面上，内扇主要发育块状砾岩、砾质砂岩的粗碎屑组合，由于不同期次间的泥岩常被冲刷破坏，内扇亚相垂向表现为叠覆冲刷构造；中扇岩石粒度稍细，以含砾砂岩、中粗砂岩为主，在辫状水道正旋回的底部可发育砾质砂岩、细砾岩，与下伏泥质、砂岩突变接触；外扇以发育泥岩沉积为主，泥质/灰质砂岩与粉砂岩常常以薄夹层的形式出现。纵向上，扇体由下往上粒度变细，砂/地比减小，呈现正旋回沉积特征，扇体由南往北退积明显。

2 储层特征研究

2.1 岩石学特征

东营凹陷永1 块沙四下亚段近岸水下扇岩石类型主要有砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、砂岩；粉砂岩、泥质/灰质砂岩、灰色—深灰色泥岩等细粒沉积岩多发育在中扇前缘和外扇，分布局限。单砂体多为块状或正粒序层理，可见叠瓦状砾石。砾岩、砾质砂岩成分复杂，多为双模态或复模态结构[5]，砾石成分以花岗片麻岩、灰岩为主，杂基成分为粉细砂、泥质，磨圆以次棱角—次圆状为主，可见直立状砾石，杂基支撑。砂岩以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主（图2），石英体积分数为15%～55%，平均为38.7%；长石体积分数为9%～48%，平均为32.5%，钾长石含量略高于斜长石；岩屑含量较高、成分复杂，体积分数为5.0%～66%，平均为26.2%，以变质岩岩屑为主，其次为灰岩岩屑；胶结物主要发育方解石胶结物和石英加大边，体积分数为1.0%～29%，局部发育少量黄铁矿胶结，杂基主要有黏土和灰泥，体积分数为2.0%～38%。研究区砂砾岩总体分选磨圆差，成分成熟度和结构成熟度低。

2.2 储层储集特征

2.2.1 储集物性特征

通过对东营凹陷永1 块沙四下亚段砂砾岩8 口探井近500 个实测物性资料统计，孔隙度在0～15%的样品数占总数67%，渗透率在（1～50）×10-3µm2的样品数占总数63%，孔—渗相关性较好（图3）。孔隙度分布在1.5%～28.8%，平均为12.6%，渗透率分布在（0.019～1 072）×10-3µm2，平均为38.4×10-3µm2，储层呈现明显的低孔、低渗特低渗特征。

2.2.2 储集空间特征

图2 东营凹陷永1 块近岸水下扇岩石组分三角图Fig.2 Rock composition of the nearshore subaqueous fan reservoirs of the Yong1 block, Dongying Sag

通过铸体薄片镜下观察，研究区砂砾岩储层储集空间发育多种类型，以次生溶孔为主，原生孔隙含量次之，构造裂缝、压实裂缝含量较少。储层埋深一般在2 000～3 300 m，压实作用中等，但由于储层中塑性颗粒的含量较高，如喷出岩岩屑、灰岩岩屑，压实过程中塑性颗粒挤压变形或假杂基化导致原生孔隙大量损失（图4a）。次生孔隙主要包括长石溶孔和岩屑溶孔，孔隙形状不规则，呈港湾状、锯齿状或模糊状，并常见溶蚀铸模孔，孔隙边缘存在薄层的黏土膜（图4b，c）。靠近构造高部位的永1-5、永1-24井溶蚀现象最明显，孔隙含量最高，裂缝的存在提高了孔隙的连通性，使酸性流体更容易向储层中运移而促进溶蚀[10-11]。研究区砂砾岩受基底隆起的影响，发育大量构造裂缝，在薄片尺度下裂缝宽度小，但可延伸至整个视域，多切穿颗粒（图4d），常见碳酸盐矿物充填（图4e）。储层中可见到少量的碳酸盐沿解理缝发生溶蚀以及少量石英的碱性溶蚀，但规模不大，对储层的孔隙发育几乎无影响（图4f）。

3 储层控制因素

3.1 岩相对储层的控制

图3 东营凹陷永1 块近岸水下扇储集物性特征Fig.3 Reservoir properties of the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

图4 东营凹陷永1 块近岸水下扇储集空间特征Fig.4 Reservoir space in nearshore subaqueous fan reservoirs in the Yong1 block, Dongying Sag

表1 东营凹陷永1块近岸水下扇不同岩相物性特征Table 1 Reservoir properties of different lithofacies in the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

沉积作用是储层形成最主要的控制因素，是储层储集性能以及决定后续成岩变化的基础，不同环境下形成的储集砂体在碎屑成分、结构、分选、磨圆、单层厚度等方面均具有显著差异[11-15]。通过岩芯观察、镜下薄片鉴定，总结岩芯结构、构造、相对含量等特征，将东营凹陷永1块沙四下亚段近岸水下扇储层总结为杂基支撑砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相、砂岩相、粉砂岩相、泥质粉砂岩相和灰质砂岩相等7种类型。分析不同岩相与实测物性的对应关系，认为岩相对储层宏观物性控制作用明显（表1）。近岸水下扇内扇主要沉积作用为泥石流和高密度洪水[16-17]，碎屑搬运距离近，岩相以发育杂基支撑砾岩、砾质砂岩为主，物性中等，为中等有利岩相；中扇以洪水沉积为主，搬运距离较远，经过一定分选磨圆，岩相以含砾砂岩、砂岩占优势，原始物性最好，为有利岩相；外扇砂体主要是浊流沉积作用的产物，搬运距离最远，以粉砂岩、泥质/灰质砂岩为主，粒度偏细导致原生孔隙保存较差，后期压实、胶结作用也较强，物性最差，为不利岩相。

3.2 成岩相对储层的控制

岩相是储层形成的基础，决定储层物性的宏观分布，成岩相促进储层的分异，决定了不同岩石相、相同岩石相内部的储集非均质性[12,14,18-20]。成岩相是沉积物在特定沉积环境、物理化学环境中，在成岩作用、成岩流体及构造作用下，经历一定成岩作用和演化阶段的产物[21-24]。储层原始孔隙度由原始沉积条件决定，分选系数与原始孔隙度之间存在Φ原始=22.9/So+20.91（So为Trask分选系数）[24]，利用激光粒度分析法所得的粒度数据计算分选系数，进而得到储层原始孔隙度，则压实减少孔隙度Φ压实=Φ原始-Φ粒间。压实后粒间孔隙度Φ粒间=Φ剩余+Φ胶结（Φ剩余为剩余粒间孔隙度，Φ胶结为粒间胶结物含量），其中粒间胶结物不包括充填杂基及颗粒早期溶孔的部分。根据前人研究成果[25]，面孔率与显孔隙度之间存在函数关系y=7.9608x0.3675（y为孔隙度，x为面孔 率，相 关系 数R2=0.9096），因 此，Φ胶结=7.9608x0.367，Φ溶解=7.9608x0.367，Φ剩余=7.9608x0.367（x 为对应的面孔率）。

通过对成岩作用定量分析，确定了成岩强度划分标准（表2），将研究区沙四下亚段近岸水下扇成岩相总结为溶解主控型、压实主控型、胶结主控型和杂基支撑主控型。溶解主控型包括弱压实中强溶解弱胶结成岩相、中压实强溶解弱胶结成岩相和中压实中溶解弱胶结成岩相3种，优势成岩作用为溶解作用；压实主控型包括强压实弱溶解弱胶结成岩相、中等压实弱溶解弱胶结成岩相2种，优势成岩作用为压实作用；胶结主控型只发育中等压实弱溶解强胶结成岩相，碳酸盐胶结为主；杂基支撑主控型只包括杂基支撑压实成岩相，杂基支撑，压实作用为主。

砂岩、含砾砂岩总体上为有利岩相，但溶解主控型砂岩/含砾砂岩孔隙度平均达到18.4%，渗透率平均83.5×10-3µm2；压实主控型孔隙度平均11.9%，渗透率降低为平均27.5×10-3µm2；胶结主控型孔隙度平均2.0%，渗透率仅达0.2×10-3µm2，可以看出对储层物性的改善效果为溶解主控型>压实主控型>胶结主控型。砾岩、砾质砂岩多发育杂基支撑压实相，孔隙度平均为9.16%，渗透率平均为6.6×10-3µm2；局部发育胶结主控型成岩相，储层物性极差。粉砂岩、泥质砂岩、灰质砂岩主要为压实主控型，孔隙度平均10%，渗透率平均4.8×10-3µm2，储层物性最差。通过分析相同岩相、不同成岩相的储集物性，结合储集空间特征，认为溶解主控型为有利成岩相，压实主控型为中等有利成岩相，胶结主控型、杂基支撑主控型为不利成岩相（表3）。

3.3 裂缝对储层的控制

构造作用对储层的影响可表现为多个方面：1）地层抬升形成不整合，不整合下地层遭受大气淡水淋滤形成半风化淋滤带，提高储层的储集性能；2）形成断层，断层、砂体、不整合的匹配是地下流体或大气淡水运移通道，为后期储层的溶解提供酸性介质；3）地层隆升、断活动裂可派生一系列裂缝，是隆起内部或顶部、断层附近储集物性变好的重要原因[11,14]。永1块砂砾岩沉积基底为花岗片麻岩，但永古1井钻遇厚度近50 m的辉绿岩，沙三段地层向古隆起层层超覆。结合三维地震及构造样式分析，认为岩浆侵入形成辉绿岩的过程导致基底上拱，形成构造脊线NW走向的古隆起，隆起高部位在永1井附近。研究区主体部位地应力方向约为NE 60°，生产动态中显示沿NE向明显水淹[3]，因此可以判定，在构造隆升背景下，永1块形成的大量裂缝对储层物性有显著影响。

表2 东营凹陷永1块近岸水下扇成岩作用强度划分标准Table 2 Diagenesis intensity classification of the nearshore subaqueous fan of the Yong1 block,Dongying Sag

背斜核部和翼部裂缝发育程度不同，背斜核部裂缝多为高角度、高密度特征，背斜翼部则表现为低密度和低面缝率[26]。经分析古隆起背斜裂缝发育特征、数量、充填特征与距古隆起高部位的距离，发现距离古隆起高部位越近，裂缝越发育，呈高角度或垂直产状，裂缝内多充填沥青或存在油气运移痕迹；距离古隆起高部位越远，裂缝发育数量减少，普遍为碳酸盐充填（图5）。

储层渗透性对裂缝发育有明显的响应。在相近深度、相同岩相（以含砾砂岩为例）的约束下，通过叠加不同井的孔、渗交会图，测量趋势线的斜率，发现斜率与距隆起高部位的距离存在明显的负相关性。此外，距离古隆起高部位越近，物性越好，反之物性越差（表4、图6）。因此，裂缝对储层的改造不仅使储集空间增加，储层的渗流能力也明显提高，这在岩芯大尺度裂缝的含油气性特征上有明显体现。

表3 东营凹陷永1块近岸水下扇不同成岩相物性特征Table 3 Reservoir properties of the different diagenetic facies in the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

图5 东营凹陷永1 块岩芯裂缝特征Fig.5 Characteristics of core fractures of the Yong1 block, Dongying Sag

表4 东营凹陷永1块距古隆起高部位距离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

图6 东营凹陷永1 块裂缝对储层的控制作用Fig.6 Controls of fractures on the nearshore subaqueous fan reservoirs in the Yong1 block, Dongying Sag

4 储层评价方法

4.1 储层分类评价

前已述及，储层控制因素包括岩相、成岩相与裂缝，岩相是优质储层发育的基础，成岩相促进储层物性的分异，裂缝对储层物性尤其渗透率具有明显改善。为了更有效、更方便地对优质储层进行预测，将岩相、成岩相中的中等有利因素、不利因素合并为不利因素，即岩相因素包括有利因素、不利因素，同样，成岩相因素包括有利因素、不利因素，裂缝因素包括靠近（古隆起）高部位和远离（古隆起）高部位（表5）。

综合考虑岩相、成岩相、裂缝对储层的控制作用，将东营凹陷永1块沙四段近岸水下扇储层划分为4 大类，Ⅱ、Ⅲ类储层又可进一步划分为3 个亚类。Ⅰ类储层为溶解主控型、靠近高部位的砂岩、含砾砂岩；Ⅱ1类储层为溶解主控型、远离高部位的砂岩、含砾砂岩；Ⅱ3类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型、靠近高部位的砂岩、含砾砂岩；Ⅲ2类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型、靠近高部位的砾岩、砾质砂岩、粉砂岩、灰质/泥质砂岩；Ⅲ3类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型、远离高部位的砂岩、含砾砂岩；Ⅳ类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型、远离高部位的砾岩、砾质砂岩、粉砂岩、灰质/泥质砂岩。研究区砾岩、砾质砂岩、粉砂岩、灰质/泥质砂岩不发育溶解主控型成岩相，因此Ⅱ2类、Ⅲ1类储层不发育（图7）。

表5 东营凹陷永1块沙四下亚段近岸水下扇储层控制因素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

东营凹陷永1 块沙四段断层连接了沙四上亚段优质烃源岩与沙四下亚段砂砾岩储集体，源—储条件、断层—砂体输导体系有利，沙四上亚段厚层、稳定的泥质岩可作为盖层，因此研究区砂砾岩油气成藏的关键是优质储层发育与否。通过试油试采数据对不同类型储层进行评价（表6），结果表明Ⅰ类储层物性最好，产能最高，为优质储层；Ⅱ类储层物性中等，产能中等，为中等储层；Ⅲ类储层物性较差，产能较低，为较差储层；Ⅳ类储层物性最差，产能最低，为无效储层。

图7 东营凹陷永1 块近岸水下扇储层综合评价图Fig.7 Evaluation diagram for reservoirs in the nearshore subaqueous fan in theYong1 block, Dongying Sag

表6 东营凹陷永1块近岸水下扇储层试油资料检验Table 6 Test results for reservoir types of the nearshore subaqueous fan in the Yong1 block, Dongying Sag

4.2 储层展布模式

在储层分类的基础上，结合近岸水下扇地震特征（图8a，b）、沉积特征，建立了东营凹陷永1块近岸水下扇储层展布模式。平行古隆起脊线方向，自北向南发育内扇、中扇和外扇，距离古隆起高部位近的中扇砂体为Ⅰ类、Ⅱ3类储层发育区，距离古隆起高部位远的中扇砂体为Ⅱ1类、Ⅲ3类储层发育区；距离古隆起高部位近的内扇砂体为Ⅲ2类储层发育区，距离古隆起高部位远的内扇砂体为Ⅳ类储层发育区；距离古隆起高部位远的外扇砂体只发育Ⅳ类储层（图8c，e）。垂直古隆起脊线方向，距离古隆起高部位近的中扇砂体为Ⅰ类、Ⅱ3类储层发育区，距离古隆起较远的扇中砂体为Ⅱ1类、Ⅲ3类储层发育区；距离古隆起高部位近的外扇砂体为Ⅲ2类储层发育区，距离古隆起较远的内扇砂体为Ⅳ类储层发育区（图8d，f）。

5 结论

东营凹陷永1 块沙四下亚段砂砾岩储层质量由岩相、成岩相、裂缝等3 个因素综合控制。有利岩相为砂岩、含砾砂岩，中等有利岩相为砾岩、砾质砂岩，不利岩相为粉砂岩、泥质/灰质砂岩；有利成岩相为溶蚀主控型，中等有利成岩相为压实主控型，不利成岩相为胶结主控型和杂基支撑主控型；距古隆起高部位越近，裂缝对储层改善越明显。储层划分为4大类6小类。Ⅰ类储层为溶解主控型成岩相—砂岩/含砾砂岩—裂缝组合；Ⅱ1类储层为溶解主控型成岩相—砂岩、含砾砂岩—无裂缝组合；Ⅱ3类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型成岩相—砂岩、含砾砂岩—裂缝组合；Ⅲ2类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型—砾岩、砾质砂岩、粉砂岩、灰质/泥质砂岩—裂缝组合；Ⅲ3类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型—砂岩、含砾砂岩—无裂缝组合；Ⅳ类储层为压实主控型/胶结主控型/杂基支撑主控型—砾岩、砾质砂岩、粉砂岩、灰质/泥质砂岩—无裂缝组合。

图8 东营凹陷永1 块近岸水下扇储层展布模式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为Ⅰ类、Ⅱ3类储层发育区，远离古隆起高部位为Ⅱ1类、Ⅲ3类储层发育区；内扇靠近古隆起高部位为Ⅲ2类储层发育区，远离古隆起高部位为Ⅳ类储层发育区；外扇靠近古隆起高部位为Ⅲ2类储层发育区，远离古隆起高部位为Ⅳ类储层发育区。