東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層巖相與物性關(guān)系

馬奔奔，操應(yīng)長(zhǎng)，王艷忠，劉惠民，高永進(jìn)

1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266555 2.中國(guó)石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營(yíng) 257015

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東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層巖相與物性關(guān)系

馬奔奔1，操應(yīng)長(zhǎng)1，王艷忠1，劉惠民2，高永進(jìn)2

1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266555 2.中國(guó)石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營(yíng) 257015

依據(jù)巖性、粒度、沉積構(gòu)造等特征，將東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖體劃分為10種巖相類型和13種在一次沉積事件中形成的巖相組合類型，并將其巖相組合類型劃分為3大類6小類。針對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層在任一深度物性范圍變化較大的問(wèn)題，遵循“巖相組合類型--巖相類型--距砂泥接觸面距離”的研究思路，采用逐步分解的方法，建立“巖相組合類型--巖相類型--距砂泥接觸面距離”約束下的物性縱向演化圖，結(jié)果顯示任一深度物性參數(shù)變化范圍相對(duì)較小,各巖相類型儲(chǔ)層孔隙度的變化一般為±2%，滲透率的變化一般在一個(gè)數(shù)量級(jí)以內(nèi)。對(duì)比分析各巖相類型物性圖可知：隨埋深增加，各巖相類型遠(yuǎn)泥巖部位儲(chǔ)層物性整體變差；同一深度，由Ⅰ型巖相類型到Ⅱ型巖相類型物性變好。與遠(yuǎn)泥巖的各巖相組合底部巖相類型相比，扇中比扇根部位各級(jí)別孔隙度和滲透率的深度上限增加了800～1 200 m；與遠(yuǎn)泥巖的各巖相組合中上部巖相類型相比，扇中比扇根部位各級(jí)別孔隙度和滲透率的深度上限增加了1 100～1 650 m。扇中近泥巖部位和扇緣薄層砂因發(fā)生強(qiáng)烈膠結(jié)作用而使物性變差，在3 400 m以下基本為超低孔超低滲儲(chǔ)層。

近岸水下扇；砂礫巖；巖相；物性；儲(chǔ)層沙四上亞段；東營(yíng)凹陷

0 前言

東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)位于東營(yíng)凹陷北帶東段，西與勝坨油田相鄰，東到青坨子凸起，南接民豐洼陷，北至陳家莊凸起，是由陳南鏟式扇形邊界斷層所控制的陡斜坡構(gòu)造帶，具有斷坡陡峭、山高谷深、溝梁相間的古地貌[1-2]，自西向東發(fā)育鹽16和鹽18兩大古沖溝(圖1)。沙四上亞段沉積時(shí)期，受這種古構(gòu)造背景的控制，季節(jié)性洪水?dāng)y帶大量粗碎屑物質(zhì)沿古沖溝入湖，鹽家地區(qū)北部陡坡帶在邊界斷裂面上發(fā)育了多期近岸水下扇砂礫巖體。這類砂礫巖扇體緊鄰烴源巖分布，成藏條件優(yōu)越，勘探潛力大，并已獲得較好的工業(yè)油流，如豐深1井已取得重大突破[4]。但是，由于近岸水下扇砂礫巖體特殊的事件性沉積作用和形成過(guò)程，導(dǎo)致巖相變化快，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，油氣成藏及分布規(guī)律復(fù)雜，增大了進(jìn)一步的勘探難度。

目前，不同學(xué)者對(duì)近岸水下扇儲(chǔ)層的研究主要偏重于勘探意義上的定性描述以及儲(chǔ)層特征的總體評(píng)價(jià)[5-8]，在儲(chǔ)層定量表征方面的工作開(kāi)展較少。對(duì)研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素等方面缺乏系統(tǒng)、深入的研究，導(dǎo)致儲(chǔ)層展布規(guī)律及發(fā)育特征等認(rèn)識(shí)不清，嚴(yán)重制約著該地區(qū)巖性油藏的勘探進(jìn)程。筆者在前人[9-12]對(duì)該地區(qū)儲(chǔ)層特征研究的基礎(chǔ)上，以巖相及巖相組合為研究對(duì)象，探討近岸水下扇砂礫巖不同部位儲(chǔ)層巖相與物性在縱向上的變化規(guī)律，并對(duì)近岸水下扇成巖圈閉扇根封堵油氣的能力進(jìn)行了定量評(píng)價(jià)，為東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段巖性油藏的進(jìn)一步勘探提供有益的指導(dǎo)。

圖1 東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)構(gòu)造位置(據(jù)文獻(xiàn)[3]修改)Fig.1 Structural setting of Yanjia area, Dongying depression(modified after reference[3])

1 砂礫巖體巖相及巖相組合特征

巖相(lithofacies)是指一定沉積環(huán)境中形成的巖石或巖石組合，它是沉積相的主要組成部分[13]。巖相是組成沉積相序的最基本單元，是分析沉積物形成過(guò)程的第一要素[14]。在對(duì)東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)40口井近岸水下扇砂礫巖巖心詳細(xì)觀察描述的基礎(chǔ)上，依據(jù)巖性、粒度、沉積構(gòu)造等特征，將研究區(qū)近岸水下扇砂礫巖體劃分為10種巖相類型。同一種巖相在扇體的不同部位有不同的成因機(jī)制，因此，在10種巖相劃分的基礎(chǔ)上，結(jié)合近岸水下扇沉積成因機(jī)制，總結(jié)歸納了13種在一次沉積事件中形成的巖相組合(或巖相)單元(圖2)。

針對(duì)東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖扇體不同亞相13種典型的巖相組合類型，根據(jù)粒度、分選以及其垂向遞變特征，將近岸水下扇不同亞相的巖相組合類型共劃分為3大類6小類(圖2)。泥石流沉積扇根以大套塊狀雜基支撐礫巖相、顆粒支撐礫巖相為主，巖相組合類型為Ⅰ-1型，整體上粒度粗，分選差，礫石體積分?jǐn)?shù)高，基本無(wú)遞變特征。洪水沉積扇根以發(fā)育疊覆遞變、礫石次棱角狀--次圓狀的礫巖到礫質(zhì)砂巖的巖相組合為主，巖相組合類型為Ⅰ-2型，粒度較粗，分選較差，礫石體積分?jǐn)?shù)整體較高，整體上略有遞變特征。洪水沉積扇中一般發(fā)育疊覆遞變或夾有薄層泥巖的正遞變砂礫巖為主：扇中后部發(fā)育的巖相組合底部為中礫巖相或礫質(zhì)砂巖相，向上過(guò)渡為礫質(zhì)砂巖相或細(xì)礫巖相到含礫砂巖相，頂部為砂巖相，巖相組合類型為Ⅱ-1型，該巖相組合底部粒度較粗，分選較差，礫石體積分?jǐn)?shù)高，頂部粒度變細(xì)，分選變好，礫石含量降低，反映出強(qiáng)水動(dòng)力條件下沉積分異作用明顯，巖相組合間少見(jiàn)泥巖夾層；扇中中部發(fā)育的巖相組合為礫質(zhì)砂巖相到含礫砂巖相再到砂巖相，巖相組合類型為Ⅱ-2型，遞變趨勢(shì)仍比較明顯，水動(dòng)力條件變?nèi)?，可?jiàn)部分泥巖夾層；扇中前部發(fā)育的巖相組合為含礫砂巖相到砂巖相，巖相組合類型為Ⅱ-3型，整體上粒度變細(xì)，分選變好，礫石體積分?jǐn)?shù)降低，遞變趨勢(shì)不明顯，反映出沉積水動(dòng)力條件的持續(xù)減弱，巖相組合間泥質(zhì)夾層增多。扇緣以發(fā)育厚層暗色泥巖夾有薄層砂巖為特征，巖相組合類型為Ⅲ型，整體上粒度細(xì)，分選好，基本無(wú)遞變特征，水動(dòng)力條件弱，物源供給不足，向前逐漸過(guò)渡為湖相泥巖懸浮沉積。

2 砂礫巖儲(chǔ)層巖相與物性表征思路

碎屑巖的物性與巖相的相關(guān)關(guān)系密切，巖相也是后期成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性產(chǎn)生影響的物質(zhì)基礎(chǔ)[15-19]。不同的巖相具有不同的顆粒結(jié)構(gòu)、成分、構(gòu)造等屬性，導(dǎo)致其具有不同的物性特征，即具有不同的孔隙度和滲透率。不同的巖相又發(fā)育于扇體不同部位的巖相組合中。因此，近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層的物性和儲(chǔ)集空間類型及其變化主要受到巖相及巖相組合的控制，不同巖相類型和相同巖相類型而不同巖相組合類型的儲(chǔ)層特征可能產(chǎn)生很大差異。儲(chǔ)層后期的成巖作用，主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶解作用對(duì)儲(chǔ)層的物性影響較大。相同埋深條件下，儲(chǔ)層成巖作用強(qiáng)度的差異性與其距砂泥接觸面距離有關(guān)。

圖2 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇巖相組合分布特征Fig.2 Distribution characteristics of lithofacies assemblages in the near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

圖3 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇扇中成巖作用特征Fig.3 Diagenetic characteristics of the middle fan in the near-shore subaqueous fan in Es4s in Yanjia area

通過(guò)對(duì)鹽家地區(qū)沙四上亞段大量近岸水下扇扇中儲(chǔ)層膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與其距砂泥接觸面距離統(tǒng)計(jì)顯示，扇中距砂泥接觸面距離0.5 m以內(nèi)部位膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)一般大于10%，距砂泥接觸面距離大于0.5 m部位膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)多小于10%(圖3)。產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是,在堿性環(huán)境下，泥巖中蒙脫石向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化脫水和石膏脫水釋放大量的Ca2+、Mg2+、Fe2+等金屬離子進(jìn)入砂體內(nèi)部，形成碳酸鹽膠結(jié)物充填孔隙。金屬離子濃度在砂泥接觸處最大、向砂體內(nèi)部逐漸降低，導(dǎo)致砂體邊緣被致密膠結(jié)、儲(chǔ)層孔隙被嚴(yán)重破壞，油氣難以進(jìn)入、后期酸性流體對(duì)其改造作用也受到抑制；而砂體內(nèi)部碳酸鹽膠結(jié)程度低、油氣充注易于進(jìn)入、抑制后期成巖作用，使得孔隙得以大量保存，最終形成砂泥巖界面處膠結(jié)強(qiáng)烈向砂體內(nèi)部膠結(jié)程度逐漸變?nèi)醯默F(xiàn)象。前人研究[20-23]也表明，砂泥組合中泥巖的成巖演化對(duì)砂泥巖界面附近砂巖的孔隙演化有較大影響，如鐘大康等[20]研究認(rèn)為，深埋藏下(埋深大于2 500 m)，在砂巖夾泥巖的情況下，砂泥巖界面附近膠結(jié)強(qiáng)于內(nèi)部，導(dǎo)致砂泥巖界面附近的物性比砂巖內(nèi)部差；漆濱汶等[22]研究認(rèn)為在砂巖透鏡體與鈣質(zhì)泥巖接觸帶內(nèi)會(huì)形成一個(gè)致密的鈣質(zhì)結(jié)殼，使多數(shù)砂層物性變差。

筆者在對(duì)鹽家地區(qū)鹽22-22、鹽22、鹽斜21等30余口井儲(chǔ)層樣品，深度在2 500～5 000 m的1 000余個(gè)巖心實(shí)測(cè)物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)的基礎(chǔ)上，針對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層在任一深度物性參數(shù)變化范圍較大的問(wèn)題，在對(duì)不同沉積環(huán)境條件下巖相及巖相組合總結(jié)歸納的基礎(chǔ)上，遵循“巖相組合類型--巖相類型--距砂泥接觸面距離”的研究思路，采用逐步分解的方法(首先根據(jù)巖相組合類型進(jìn)行分類，其次依據(jù)不同巖相組合類型控制下的巖相類型進(jìn)一步細(xì)分，最后按照不同巖相類型距砂泥接觸面的距離進(jìn)行劃分)，最終建立“巖相組合類型--巖相類型--距砂泥接觸面距離”約束下的物性縱向演化圖共計(jì)19張，使得任一深度每種“巖相組合類型--巖相類型--距砂泥接觸面距離”約束下的物性參數(shù)變化范圍相對(duì)較小(孔隙度的變化一般在±2%之間，滲透率的變化一般在一個(gè)數(shù)量級(jí)以內(nèi)(圖4、表1))。

3 砂礫巖儲(chǔ)層物性空間展布特征

3.1 各巖相類型(遠(yuǎn)泥巖部位)儲(chǔ)層物性空間展布特征

在明確單期次砂礫巖扇體不同部位巖相組合類型分布的基礎(chǔ)上(圖2)，可知從扇根到扇緣各巖相組合底部的巖相類型依次為Ⅰ型礫巖相--Ⅱ-1型礫巖相--Ⅱ-1型礫質(zhì)砂巖相--Ⅱ-2型礫質(zhì)砂巖相--Ⅱ-3型含礫砂巖相，對(duì)應(yīng)的遠(yuǎn)泥巖部位(距砂泥接觸面距離大于0.5 m)的物性與深度關(guān)系如圖5a、b所示；各巖相組合中上部的巖相類型依次為Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相--Ⅱ-1型礫質(zhì)砂巖相--Ⅱ-1型含礫砂巖相--Ⅱ-2型含礫砂巖相--Ⅱ-1型砂巖相--Ⅱ-2型砂巖相--Ⅱ-3型砂巖相，對(duì)應(yīng)的遠(yuǎn)泥巖部位(距砂泥接觸面距離大于0.5 m)物性與深度關(guān)系圖5c、d所示。

圖4 砂礫巖儲(chǔ)層巖相與物性關(guān)系研究思路Fig.4 Research thought about the relationship between lithofacies and physical property of sandy conglomerate reservoirs

Table 1 Statistical table of charts of physical property which is restrained by “types of lithofacies assemblages-types of lithofacies-distance from sand-mud boundary”

亞相巖相組合類型巖相類型距砂泥接觸面距離遠(yuǎn)(大于0.5m)距砂泥接觸面距離近(小于0.5m)扇根Ⅰ-1型礫巖相Ⅰ-1型礫巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅰ-2型礫質(zhì)砂巖相Ⅰ-2型礫質(zhì)砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)扇中Ⅱ-1型礫巖相Ⅱ-1型礫巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-1型礫質(zhì)砂巖相Ⅱ-1型礫質(zhì)砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-1型含礫砂巖相Ⅱ-1型含礫砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-1型含礫砂巖相(近泥巖)Ⅱ-1型砂巖相Ⅱ-1型砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-1型砂巖相(近泥巖)Ⅱ-2型礫質(zhì)砂巖相Ⅱ-2型礫質(zhì)砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-2型礫質(zhì)砂巖相(近泥巖)Ⅱ-2型含礫砂巖相Ⅱ-2型含礫砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-2型含礫砂巖相(近泥巖)Ⅱ-2型砂巖相Ⅱ-2型砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-2型砂巖相(近泥巖)Ⅱ-3型含礫砂巖相Ⅱ-3型含礫砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-3型含礫砂巖相(近泥巖)Ⅱ-3型砂巖相Ⅱ-3型砂巖相(遠(yuǎn)泥巖)Ⅱ-3型砂巖相(近泥巖)扇緣Ⅲ型砂巖相Ⅲ型砂巖相(近泥巖)

通過(guò)圖5對(duì)比分析可知，隨埋深增加，各巖相類型物性整體變差，同一深度，由Ⅰ型巖相類型到Ⅱ型巖相類型物性變好。根據(jù)中華人民共和國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[24]，筆者統(tǒng)計(jì)了各巖相組合底部及中上部巖相類型一般低孔、特低孔、超低孔儲(chǔ)層,以及一般低滲、特低滲、超低滲以及非滲儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)的深度上限，如表2所示。對(duì)于各巖相組合底部巖相類型而言:扇根巖相在2 500 m以下均為特低孔特低滲儲(chǔ)層，3 300 m以下均為超低孔超低滲儲(chǔ)層，4 000 m以下為非滲儲(chǔ)層；扇中巖相在2 550 m以下為一般低孔一般低滲儲(chǔ)層，3 300 m以下為特低孔特低滲儲(chǔ)層，4 500m以下為超低孔超低滲儲(chǔ)層，各級(jí)別孔隙度和滲透率深度上限比扇根增加了8 00～1 200 m。對(duì)于各巖相組合中上部巖相類型而言:扇根巖相在2 500 m以下均為特低孔特低滲儲(chǔ)層，3 500 m以下為超低孔超低滲儲(chǔ)層，4 200 m以下為非滲儲(chǔ)層；扇中巖相在3 200 m以下為一般低孔一般低滲儲(chǔ)層，3 600 m以下為特低孔特低滲儲(chǔ)層，4 750 m以下為超低孔超低滲儲(chǔ)層，各級(jí)別孔隙度和滲透率深度上限比扇根巖相增加了1 100～1 650 m。

扇根亞相Ⅰ-1型礫巖和Ⅰ-2型礫質(zhì)砂巖相整體上粒度粗，分選差，雜基含量高，原始物性差，抗壓實(shí)能力差；隨著埋深增大，壓實(shí)作用增強(qiáng)，原生孔隙迅速降低，并且扇根遠(yuǎn)離烴源巖，導(dǎo)致有機(jī)酸很難大量進(jìn)入扇根形成次生孔隙，埋藏到一定深度后，強(qiáng)壓實(shí)作用大大降低孔隙度，并伴隨灰泥雜基重結(jié)晶作用，孔隙大量損失，物性變得極差。扇根Ⅰ-1型礫巖相在2 500 m以下均為特低孔特低滲儲(chǔ)層，3 300 m以下均為超低孔超低滲儲(chǔ)層，4 000 m以下為非滲儲(chǔ)層，扇根Ⅰ-1型礫巖和Ⅰ-2型礫質(zhì)砂巖相沉積組構(gòu)相似，導(dǎo)致其成巖特征和物性演化特征差異性不明顯，Ⅰ-2型礫質(zhì)砂巖相比Ⅰ-1型礫巖相各級(jí)別孔隙度和滲透率深度上限僅增加了100～200 m。

扇中遠(yuǎn)泥巖部位各巖相組合中上部的巖相類型，整體上雜基含量較低、顆粒支撐、分選中等、厚度中等，原始物性較好，抗壓實(shí)能力增強(qiáng)；隨著埋深增大，壓實(shí)作用增強(qiáng)，原始孔隙度降低，但是有機(jī)酸能夠有效地進(jìn)入扇中砂礫巖儲(chǔ)層中形成大量次生孔隙，有效地彌補(bǔ)了因壓實(shí)作用、膠結(jié)作用減少的原生孔隙，并且由于油氣充注對(duì)膠結(jié)作用的抑制，致使中深層發(fā)育大量原生孔隙和次生孔隙，儲(chǔ)層物性較好[25]。由扇中后部向前部各巖相類型粒度變細(xì)，分選變好，雜基含量降低，原始物性變好，后期次生孔隙更為發(fā)育，因此物性逐漸變好。與扇中遠(yuǎn)泥巖中上部巖相類型相比，扇中遠(yuǎn)泥巖底部巖相類型粒度相對(duì)較粗，礫石含量高，分選相對(duì)較差，雜基含量高，原始物性相對(duì)較差，導(dǎo)致后期酸性流體儲(chǔ)層進(jìn)入受阻，次生孔隙相對(duì)不發(fā)育。因此，扇中遠(yuǎn)泥巖各巖相組合底部巖相類型在2 550 m以下為一般低孔一般低滲儲(chǔ)層，3 300 m以下為特低孔特低滲儲(chǔ)層，4 500 m以下為超低孔超低滲儲(chǔ)層。與扇中遠(yuǎn)泥巖各巖相組合底部巖相類型相比，扇中遠(yuǎn)泥巖各巖相組合中上部巖相類型的各級(jí)別孔隙度深度上限增加了250～650 m，各級(jí)別滲透率深度上限增加了600～750 m。

3.2 各巖相類型(近泥巖部位)儲(chǔ)層物性空間展布特征

通過(guò)統(tǒng)計(jì)扇體不同部位巖相類型近泥巖部位(距砂泥接觸面距離小于0.5 m)物性與深度關(guān)系圖(圖6)，可以得出相同巖相類型近泥巖部位的儲(chǔ)層由于膠結(jié)作用較強(qiáng)物性比遠(yuǎn)泥巖部位的儲(chǔ)層要差，孔隙度一般都低于10%，滲透率一般都低于10×10-3μm2，屬特低孔特低滲儲(chǔ)層。近泥巖儲(chǔ)層由于膠結(jié)物的存在壓實(shí)效應(yīng)沒(méi)有遠(yuǎn)泥巖部位儲(chǔ)層明顯。整體上，近泥巖各巖相類型3 400 m以下基本全為超低孔儲(chǔ)層，2 900 m以下基本全為超低滲儲(chǔ)層。扇中近泥巖部位和扇緣薄層砂因發(fā)生強(qiáng)烈膠結(jié)作用而使物性變差，在砂體近泥巖部位形成致密膠結(jié)殼。

綜上分析，在明確近岸水下扇不同部位巖相及巖相組合的分布模式以及各巖相組合的巖相類型與深度的物性關(guān)系的基礎(chǔ)上，可以對(duì)近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層的物性空間展布進(jìn)行定量預(yù)測(cè)。

4 近岸水下扇成巖圈閉封堵能力定量評(píng)價(jià)

由于近岸水下扇不同部位沉積作用和空間分布差異性， 導(dǎo)致其不同亞相(微相)在埋藏過(guò)程中具有不同成巖響應(yīng)和物性演化， 進(jìn)而控制了不同部位砂礫巖輸導(dǎo)或封堵能力的差異性[4,26]。近岸水下扇扇根粒度粗，分選差，雜基含量高，成巖作用以壓實(shí)作用和灰泥雜基重結(jié)晶作用為主，溶解作用微弱，物性持續(xù)降低，中深層灰泥雜基的重結(jié)晶作用使扇根礫巖物性快速降低而成為封堵層。扇中遠(yuǎn)泥巖部位的儲(chǔ)層，整體上雜基體積分?jǐn)?shù)較低, 顆粒支撐、分選中等，原始物性較好，抗壓實(shí)能力強(qiáng)，由于酸性溶解對(duì)儲(chǔ)層的改造以及油氣充注對(duì)膠結(jié)作用的抑制，中深層發(fā)育大量原生孔隙和次生孔隙，儲(chǔ)層物性較好，可作為良好的油氣儲(chǔ)集層。扇中靠近泥巖層部位及扇緣部位因發(fā)生強(qiáng)烈膠結(jié)作用，在砂體近泥巖部位形成致密膠結(jié)殼，可做為較好的蓋層。整體上，近岸水下扇砂礫巖體形成了扇根部位的垂向或側(cè)向封堵、扇中靠近泥巖層邊部碳酸鹽致密膠結(jié)殼或多期扇體間湖相泥巖作為蓋層、扇中遠(yuǎn)離泥巖層的砂礫巖作為儲(chǔ)集層的成巖圈閉。試油資料統(tǒng)計(jì)表明，東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段埋深3 200 m以下的近岸水下扇油層發(fā)育、水層較少，而3 200 m以上的扇體，隨埋藏深度變淺，油層逐漸減少、水層逐漸增多。隋風(fēng)貴等[4]認(rèn)為，淺層(埋深3 200 m以上)近岸水下扇扇根側(cè)向封堵能力差，在缺少構(gòu)造圈閉條件的情況下，即使有效儲(chǔ)層發(fā)育也難以成藏(或形成規(guī)模較小的巖性油氣藏)；而深層近岸水下扇扇根封堵能力強(qiáng)，即使缺少構(gòu)造圈閉條件，也能夠依靠扇根的側(cè)向封堵形成巖性油氣藏。但是對(duì)于近岸水下扇扇根封堵的機(jī)理并沒(méi)有給出明確的解釋，對(duì)于扇根封堵能力也未給予定量評(píng)價(jià)。

a.各巖相組合底部巖相類型孔隙度與深度關(guān)系；b.各巖相組合底部巖相類型滲透率與深度關(guān)系； c.各巖相組合中上部巖相類型孔隙度與深度關(guān)系； d.各巖相組合中上部巖相類型滲透率與深度關(guān)系。圖5 各巖相類型(距泥巖遠(yuǎn))深度與物性關(guān)系Fig.5 Relationship between physical property of different lithofacies (far from mudstone) and depth

Table 2 Corresponding depth-upper-limit of different grades of porosity and permeability of the lithofacies types at the bottom & the middle-upper part of lithofacies assemblages

巖相類型一般低孔儲(chǔ)層深度上限/m特低孔儲(chǔ)層深度上限/m超低孔儲(chǔ)層深度上限/m一般低滲儲(chǔ)層深度上限/m特低滲儲(chǔ)層深度上限/m超低滲儲(chǔ)層深度上限/m非滲儲(chǔ)層深度上限/m扇根巖相組合中上部<250025003500<2500<250028504200扇根巖相組合底部<2500<25003300<2500<250027504000扇中各巖相組合中上部320036004750310034004500>5000扇中各巖相組合底部255033004500<250028503900>5000

a.各巖相組合中上部巖相類型孔隙度與深度關(guān)系； b.各巖相組合中上部巖相類型滲透率與深度關(guān)系。圖6 各巖相組合類型(距泥巖近)深度與物性關(guān)系Fig.6 Relationship between physical property of different lithofacies (near from mudstone) and depth

根據(jù)蓋層物性封閉油氣理論[27]，油氣要突破成巖致密層必須克服成巖致密層與儲(chǔ)層之間最小突破壓力差，成巖致密層物性絕對(duì)值大小以及成巖致密層與儲(chǔ)層間物性級(jí)差大小控制了二者間突破壓力差大小，進(jìn)而控制了成巖致密層封堵油氣的能力。由于泥巖與扇中砂礫巖儲(chǔ)層之間突破壓力差非常大，因此扇根巖相的絕對(duì)物性以及扇根與扇中巖相對(duì)接而形成的物性級(jí)差決定了成巖圈閉封堵油氣的能力。王艷忠等*王艷忠,操應(yīng)長(zhǎng),馬奔奔.東營(yíng)陡坡扇體孔隙結(jié)構(gòu)演化及滲透性評(píng)價(jià).青島:中國(guó)石油大學(xué)(華東),2011.研究認(rèn)為，決定鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層扇根封堵油氣能力的是扇根Ⅰ型礫巖相或Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1含礫砂巖相(遠(yuǎn)泥巖部位)之間形成的物性級(jí)差，并通過(guò)對(duì)實(shí)際地層條件下全直徑巖心油驅(qū)水突破壓力測(cè)試建立了鹽家地區(qū)實(shí)測(cè)物性與油藏條件下油驅(qū)水突破壓力關(guān)系式(注：Pdow=2σowcosθow/Rd；Rd=0.096 6(K/φ)1/2-0.004 5，R2=0.84；其中:Pdow為油藏條件下油驅(qū)水突破壓力，MPa；σow為油藏條件下油水界面張力，mN/m；θow為油藏條件下油水兩相潤(rùn)濕接觸角，(°)；Rd為油藏條件下油驅(qū)水突破半徑，μm；K與φ分別指樣品滲透率和孔隙度，單位分別是10-3μm2和%)。根據(jù)所建立的不同巖相物性與深度關(guān)系(圖5,6)，可知不同深度扇根Ⅰ型礫巖相、Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1型含礫砂巖相的孔隙度和滲透率，并根據(jù)鹽家地區(qū)實(shí)測(cè)物性與實(shí)際地層條件下油驅(qū)水突破壓力關(guān)系式計(jì)算了不同深度實(shí)際地層條件下油驅(qū)水突破壓力，如表3所示。

隨埋深增加，扇根Ⅰ型礫巖相、Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1型含礫砂巖相的孔隙度和滲透率均降低，但扇根Ⅰ型礫巖相和Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1型含礫砂巖相的物性存在明顯差異，導(dǎo)致隨埋深增加，扇根Ⅰ型礫巖相和Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1型含礫砂巖相的油驅(qū)水突破壓力差增大(表3)。由此計(jì)算了扇根Ⅰ型礫巖相和Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1型含礫砂巖相之間突破壓力差所能封閉的最大含油柱高度，同時(shí)與鹽家地區(qū)沙四上亞段實(shí)際油藏高度進(jìn)行了對(duì)比分析(圖7)。可知，埋深小于2 200 m的淺層扇根基本不具備封堵油氣能力；埋深在2 200～3 200 m范圍內(nèi)，扇根封堵油氣能力逐漸增強(qiáng)，封堵最大含油柱高度為10～150 m，為油氣封堵過(guò)渡帶；埋深大于3 200 m，扇根封堵油氣能力已基本達(dá)到最大，封堵最大含油柱高度大于150 m，為油氣強(qiáng)封堵帶。

表3 扇根Ⅰ型礫巖相、Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1型含礫砂巖相物性與油驅(qū)水突破壓力統(tǒng)計(jì)

Table 3 Statistical table about physical property and displacement pressure of conglomerate type Ⅰand conglomerate-sandstones type Ⅰ in inner fan and pebbled sandstone type Ⅱ-1 in middle fan

深度/mⅠ-1型礫巖相φ/%Ⅰ-1型礫巖相K/(10-3μm2)I-1型礫巖相Pdow/MPaⅠ-2型礫質(zhì)砂巖相φ/%Ⅰ-2型礫質(zhì)砂巖相K/(10-3μm2)I-2型礫質(zhì)砂巖相Pdow/MPaⅡ-1型含礫砂巖相φ/%Ⅱ-1型含礫砂巖相K/(10-3μm2)Ⅱ-1型含礫砂巖相Pdow/MPaⅠ型礫巖相與Ⅱ-1型含礫砂巖相ΔPdow/MPaⅠ型礫質(zhì)砂巖相與Ⅱ-1型含礫砂巖相ΔPdow/MPa25008.81.400.4559.302.000.44312.98.80.3690.090.0730006.00.651.0387.201.101.0110.02.90.7810.260.2332005.20.461.3386.300.891.309.32.00.9890.350.3135004.30.301.7285.050.581.6748.11.41.2590.470.4240003.00.142.0943.800.222.0255.20.61.5520.540.47

油藏高度數(shù)據(jù)來(lái)自山東東營(yíng)勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院2011年成果。圖7 鹽家地區(qū)沙四上亞段扇根與扇中巖相之間所能封閉的最大含油柱高度與油藏統(tǒng)計(jì)高度對(duì)比Fig.7 Comparison between the maximum height of oil column sealed by the lithofacies combination of the inner fan and middle fan and statistical height of hydrocarbon reservoirs in Es4s in the Yanjia area

5 結(jié)論

1)依據(jù)巖性、粒度、沉積構(gòu)造等特征，將東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖體劃分為10種巖相類型和13種在一次沉積事件中形成的巖相組合類型，并將其巖相組合類型劃分為3大類6小類。

2)針對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層在任一深度物性參數(shù)范圍較大的問(wèn)題，遵循“巖相組合類型--巖相類型--距砂泥接觸面距離”的研究思路，建立“巖相組合--巖相--距砂泥接觸面距離”約束下的物性縱向分布圖，使得任一深度孔隙度的變化一般在±2%之間，滲透率的變化一般在一個(gè)數(shù)量級(jí)以內(nèi)。對(duì)比分析可知，與遠(yuǎn)泥巖的各巖相組合底部巖相類型相比，各級(jí)別孔隙度和滲透率深度上限扇中比扇根增加了800～1 200 m；與遠(yuǎn)泥巖的各巖相組合中上部巖相類型相比，各級(jí)別孔隙度和滲透率深度上限扇中比扇根增加了1 100～1 650 m。扇中近泥巖部位和扇緣薄層砂因發(fā)生強(qiáng)烈膠結(jié)作用而使物性變差，在3 400 m以下基本為超低孔超低滲儲(chǔ)層。

3)決定鹽家地區(qū)砂礫巖體扇根封堵油氣能力的是扇根Ⅰ型礫巖相或Ⅰ型礫質(zhì)砂巖相與扇中Ⅱ-1含礫砂巖相這兩種巖相之間形成的物性級(jí)差，隨埋藏深度的增加，扇根巖相物性的降低以及扇根與扇中巖相突破壓力差的增大導(dǎo)致扇根封堵油氣的能力逐漸增強(qiáng)，可作為油氣封堵層。埋深小于2 200 m的淺層扇根基本不具備封堵油氣能力；埋深在2 200～3 200 m范圍內(nèi)，扇根封堵油氣能力逐漸增強(qiáng)，封堵最大含油柱高度為10～150 m，為油氣封堵過(guò)渡帶；埋深大于3 200 m，扇根封堵油氣能力已基本達(dá)到最大，封堵最大含油柱高度大于150 m，為油氣強(qiáng)封堵帶。

4)對(duì)于近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層巖相與物性關(guān)系的探討，可以對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層物性的空間展布進(jìn)行量化預(yù)測(cè)，為斷陷湖盆陡坡帶近岸水下扇成巖圈閉的成因機(jī)制分析以及成巖圈閉扇根封堵油氣能力的定量評(píng)價(jià)提供一定的理論基礎(chǔ)。

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Relationship Between Lithofacies and Physical Properties of Sandy Conglomerate Reservoirs of Es4sin Yanjia Area，Dongying Depression

Ma Benben1，Cao Yingchang1，Wang Yanzhong1，Liu Huimin2，Gao Yongjin2

1.SchoolofGeosciences，ChinaUniversityofPetroleum，Qingdao266555，Shandong,China2.GeologicalScientficResearchInstituteofShengliOilFieldCompany，SINOPEC，Dongying257015，Shandong,China

According to the characteristics of lithology, particle size as well as sedimentary structure, the sandy conglomerate bodies are divided into 10 types of lithofacies as well as 13 types of lithofacies assemblages; each of which is of the same event deposits of Es4sin Yanjia Dongying depression. The types of lithofacies assemblages are further divided into three categories and six subcategories. The scientific issue is that the range of the physical parameters of the sandy conglomerate reservoirs are relatively large at an arbitrary depth. Following the thought of “types of lithofacies assemblages-types of lithofacies-distance from sand-mud boundary”, and decomposing the lithofacies step by step, we achieved the charts of longitudinal physical property evolution which are restrained within each group of the lithoface division. Within each group of the lithofacies, the range of physical parameters of the lithoface is relatively small at an arbitrary depth: the range of porosity is ±2%; while the range of permeability is in one order of magnitude. When the lithofacies are far away from the mudstone, their physical property becomes weak with the increase of the burial depth. The physical property of type Ⅱ lithofacies is better than those of type Ⅰ lithofacies at the same depth. Compared to the lithoface types, which are at the bottom of lithoface assemblages far away from mud, the corresponding depth-upper-limit of different grades of porosity and permeability of the lithofacies types of the middle fan is 800-1 200 m deeper than that of the inner fan. Compared to lithofacies types which are at the middle-upper part of lithofacies assemblages far away from mud, the corresponding depth-upper-limit of different grades of porosity and permeability of the lithofacies types of the middle fan is 1 100-1 650 m deeper than that of the inner fan. The sandstones near mudstones in middle fan and thin sandstones in outer fan both have weak physical properties because of their intensive cementation. They are ultra-low porosity and ultra-low permeability reservoirs under the depth of 3 400 m.

nearshore subaqueous fan; sandy conglomerate; lithofacies; physical properties; reservoirs Es4s; Dongying depression

10.13278/j.cnki.jjuese.201502113.

2014-05-06

國(guó)家油氣重大專項(xiàng)項(xiàng)目(2011ZX05006-003); 國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41102058); 中國(guó)石油大學(xué)(華東)優(yōu)秀博士學(xué)位論文培育計(jì)劃項(xiàng)目(LW140101A)

馬奔奔(1988--)，男，博士研究生，主要從事儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)方面的學(xué)習(xí)和研究工作，E-mail:mabenbenupc@163.com。

10.13278/j.cnki.jjuese.201502113

P618.13

A

馬奔奔，操應(yīng)長(zhǎng)，王艷忠，等.東營(yíng)凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層巖相與物性關(guān)系.吉林大學(xué)學(xué)報(bào):地球科學(xué)版,2015,45(2):495-506.

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