伊拉克哈法亞油田白堊系Nahr Umr組砂巖儲層物性控制因素

呂 洲,王玉普,王友凈,代寒松,朱光亞,穆朗楓

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083；2.中國工程院,北京 100088；3.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院,甘肅 蘭州 730020；4.北京大學 地球與空間科學學院,北京 100871；5.中國地質(zhì)科學院,北京 100037)

0 引 言

目前，國內(nèi)外學者針對伊拉克白堊系儲層的研究主要集中在其分類、成因、成巖作用、儲層質(zhì)量、物性特征、孔隙結構及對油藏開發(fā)特征的影響等方面[1-12]。其中，國內(nèi)學者的研究對象主要集中在伊拉克典型油田，如魯邁拉、哈法亞和艾哈代布，研究內(nèi)容集中在孔隙型碳酸鹽巖儲層，而關于伊拉克砂巖儲層的研究較為缺乏[13-17]。Nahr Umr組作為伊拉克主要的砂巖儲層發(fā)育段[18-22]，國外學者對該儲層的探究起始于1949年[23]，Nahr Umr 組沉積于白堊系阿爾比階，發(fā)育碎屑巖沉積，以中細粒砂巖和泥頁巖為主[24-25]。Nahr Umr 組沉積厚度隨構造位置而變化，主要為100～200 m[26]。Nahr Umr組沉積環(huán)境屬于典型的海陸過渡環(huán)境，同時發(fā)育潮控三角洲和淺海濱岸相砂巖沉積，儲層物性為中孔中高滲[27-28]。但目前研究顯示，Nahr Umr組不同類型的儲層孔滲差異明顯，呈現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性[29]，孔滲關系并非遵從單一的線性關系，這就對非取芯井的滲透率表征提出了挑戰(zhàn)，造成了儲層物性預測的不確定性，加劇了后續(xù)加密井部署的困難。為解決上述問題，須明確Nahr Umr組砂巖儲層物性的控制因素，引入控制儲層孔滲關系的儲層參數(shù)精細表征儲層物性特征，降低儲層質(zhì)量表征的不確定性。本文以伊拉克哈法亞油田取芯井巖芯及相關儲層參數(shù)實驗數(shù)據(jù)為基礎，從沉積微相、巖石學特征、黏土礦物含量、成巖作用、微觀孔隙結構特征等方面對伊拉克哈法亞油田白堊系Nahr Umr 組潮控三角洲相砂巖儲層物性的控制因素開展研究，以期為該儲層的非均質(zhì)性表征和三維地質(zhì)建模提供可靠的地質(zhì)依據(jù)，進一步指導后續(xù)的開發(fā)方案調(diào)整。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

哈法亞油田位于伊拉克東南部米桑省內(nèi)，距伊拉克首都巴格達400 km，是以生物碎屑灰?guī)r為主力產(chǎn)層的巨型油田。其構造上位于美索不達米亞盆地南部的前淵帶內(nèi)，整體呈NW—SE向?qū)捑忛L軸背斜，形成于新近紀扎格羅斯造山運動?；子汕昂湎到Y晶變質(zhì)巖、下寒武統(tǒng)變質(zhì)巖及火山碎屑巖構成。自寒武紀以來，伊拉克東南部長期處于古岡瓦納大陸的北緣，主要發(fā)育地臺型沉積；白堊紀構造活動總體較弱，主要發(fā)育淺海陸架碳酸鹽巖，尤其是大規(guī)模的生物碎屑灰?guī)r[22]; 縱向上發(fā)育 7 套含油層系，主要產(chǎn)油層為白堊系 Mishrif 組灰?guī)r儲層，其次為新近系 Jeribe組、古近系Upper Kirkuk 組和白堊系 Nahr Umr 組砂巖儲層(圖1)。其中，Jeribe組和Upper Kirkuk組為一套開發(fā)層系，簡稱JK層系。Mishrif組、JK層系和Nahr Umr組3套產(chǎn)油層產(chǎn)量之和超過油田總產(chǎn)量的 90%。

Nahr Umr 組沉積期的古地貌為西高東低的寬緩斜坡，物源來自研究區(qū)西側剝蝕區(qū)，由西向東砂巖逐步變細并過渡為碳酸鹽巖，其整體厚度在250 m左右，其中砂巖段(Nahr Umr組B段)厚度為40～70 m。哈法亞油田Nahr Umr組早期沉積的Nahr Umr組B段屬于潮控三角洲相細粒碎屑巖沉積(圖1)，晚期沉積的Nahr Umr組A段整體水進，碎屑供給降低，區(qū)內(nèi)發(fā)育淺海碳酸鹽巖臺地灰?guī)r[23]。目前，研究區(qū)內(nèi)鉆遇Nahr Umr組地層共 46 口井，其中 在A1 井對Nahr Umr組B段砂巖連續(xù)取芯，并完成儲層物性、壓汞實驗、鑄體薄片鏡下觀察、粒度分析、X-射線衍射分析等儲層巖芯室內(nèi)實驗。

圖件引自文獻[24],有所修改

圖2 哈法亞油田地層綜合柱狀圖

2 沉積環(huán)境與儲層巖相劃分

根據(jù)區(qū)域沉積背景研究，確定了伊拉克哈法亞油田白堊系Nahr Umr 組潮控三角洲相和淺海濱岸相碎屑巖的復合沉積環(huán)境[30](圖2)；利用系統(tǒng)取芯井巖芯分析巖石組分、結構、構造和垂向演化序列，并確認其測井相標志。研究區(qū)共識別了13種巖相類型，劃分出6種沉積微相，在此基礎上結合巖芯含油產(chǎn)狀和生產(chǎn)動態(tài)確定了4類主力儲集巖類(表1)。其中，沉積相和沉積相對應巖相組合的劃分方案主要參考Dalrymple等的潮控三角洲相模式和沉積相組合[31-32]以及Bergman等的淺海濱岸相碎屑巖沉積模式[33]。

哈法亞油田Nahr Umr組巖芯包含了含礫砂巖-砂巖-泥質(zhì)砂巖-粉砂質(zhì)泥巖(Msl)-泥巖(Ms)的巖性序列，按照粒度和結構構造特征可以具體細分為13種巖相類型，分別為含礫砂巖、塊狀砂巖(SMI)、平行層理砂巖、低角度交錯層理砂巖、交錯層理砂巖(Sxl)、波狀層理砂巖(Sfl)、生物擾動砂巖(Sb)、生物擾動泥質(zhì)砂巖(Sba)、生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖(Sclb)、生物擾動砂質(zhì)泥巖(Msb)、水平層理粉砂質(zhì)泥巖(Msltl)、塊狀泥巖和水平層理泥巖。其中，交錯層理砂巖、波狀層理砂巖、生物擾動泥質(zhì)砂巖、生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖厚度較大，巖芯含油產(chǎn)狀普遍達到油浸—飽含油級別，是儲層主要的巖相類型。

表1 Nahr Umr組巖相、沉積微相、儲集巖類劃分

根據(jù)巖性特征、巖相組合關系和相應的測井響應，確定了潮控分流河道、河口壩、間灣、臨濱、過渡帶和濱外淺海6種沉積微相類型(圖3～8)。

粒度中，cobble為巨礫，pebble為中礫，granule為礫，sand為砂，silt為粉砂，clay為黏土；v為極粗，e為粗，m為中，f為細，t為極細；Py為黃鐵礦；顏色一欄中左側為巖芯主要顏色，右側為次要顏色

圖例同圖3

Sid為菱鐵礦；圖例同圖3

G1為海綠石；圖例同圖3

圖例同圖3

圖例同圖3

綜合巖相描述與沉積微相巖芯-測井相特征，結合巖芯含油產(chǎn)狀和對應射孔段生產(chǎn)情況，在厚度占比大于5%和累計厚度大于2 m的基礎上，確定了4類主要儲集巖類(表1)。按照含油產(chǎn)狀和射孔段米采油強度，儲層巖相由好到差依次是：潮控分流河道相交錯層理砂巖、潮控分流河道相波狀層理砂巖、河口壩相生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖、臨濱相生物擾動泥質(zhì)砂巖。

3 儲層物性特征及其控制因素

圍繞鉆井取芯，以巖芯觀察為基礎，綜合物性、鑄體薄片鏡下觀察、X-射線衍射分析、粒度分析和壓汞實驗結果，開展儲層物性的控制因素分析，主要討論了沉積微相、巖石學特征、黏土礦物含量、成巖作用及微觀孔隙結構特征等對儲層物性的控制作用。

3.1 沉積微相

儲層物性參數(shù)來源于巖芯室內(nèi)實驗，通過常規(guī)物性實驗測定巖芯孔隙度與滲透率，采用氦氣法測定孔隙度，采用脈沖法測定滲透率。巖芯樣品為標準栓塞巖樣，取樣深度為3 646.90～3 693.08 m，樣品數(shù)總計103塊。實驗結果表明：樣品孔隙度為1.70%～23.34%，平均為14.44%；滲透率為(0.078～2 604.544)×10-3μm2，平均為379.794×10-3μm2。

根據(jù)沉積環(huán)境與儲層巖相劃分結果，哈法亞油田白堊系Nahr Umr組B段沉積微相可以劃分為潮控分流河道、間灣、河口壩、臨濱、過渡帶和濱外淺海6個沉積微相。將不同沉積微相的巖芯樣品物性分析結果投入散點圖(圖9)中，結果顯示：潮控分流河道相具有高孔高滲的特征，物性最好；臨濱相具有中高孔中低滲特征，河口壩相具有中孔中低滲特征，物性次之；間灣相和過渡帶具有中低孔低特低滲特征，濱外淺海相具有低孔低滲特征，物性最差。

典型樣品鑄體薄片觀察結果表明：①潮控分流河道相[圖10(a)]物源供給充足，水動力強，在河流作用和潮汐作用的往復沖刷下，巖石粒度較大，顆粒分選較好，黏土礦物含量較低，礦物類型以石英為主，顆粒支撐，膠結作用相對較弱，因此，物性在各沉積微相中最好;②臨濱相[圖10(b)]物源供給較少，河流作用較弱而潮汐作用較強，巖石粒度和分選稍差于潮控分流河道相，因陸源供給較少，黏土礦物含量相對較低，但臨濱相中碳酸鹽巖含量上升，碳酸鹽巖膠結物含量增加，加之后期溶蝕作用，造成其具有中高孔中低滲的物性特征;③河口壩相[圖10(c)]物源供給較為充足，河流作用較強而潮汐作用較弱，巖石粒度和分選稍差于潮控分流河道相，因陸源供給較充分，黏土礦物含量相對較高，又因距離碳酸鹽巖沉積環(huán)境較遠，碳酸鹽巖膠結物含量低于臨濱相使其具有中孔中低滲的物性特征;④間灣相[圖10(d)]和過渡帶[圖10(e)]陸源供給少，水動力弱，巖石粒度小，其中，間灣相主要受控于河流作用，黏土礦物含量較高，造成其物性變差，過渡帶主要近于海相沉積環(huán)境，碳酸鹽巖膠結物含量較高，造成其物性變差;⑤濱外淺海相[圖10(f)]水動力條件弱，取樣巖性以粉砂質(zhì)泥巖為主，呈低孔低滲特征。需要指出的是，因為本次研究對象是砂巖儲層，濱外淺海相發(fā)育的泥巖并未涉及，所以濱外淺海相的巖芯測試取樣點僅部分反映該沉積微相的物性特征。

a～f分別對應圖10(a)～(f)的鑄體薄片

3.2 巖石學特征

根據(jù)沉積環(huán)境與儲層巖相劃分結果，哈法亞油田白堊系Nahr Umr組主要儲集巖類包括4類，分別是潮控分流河道相交錯層理砂巖、潮控分流河道相波狀層理砂巖、河口壩相生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖、臨濱相生物擾動泥質(zhì)砂巖。本次研究所討論的巖石學特征對儲層物性的控制作用主要包括巖相類型、礦物組分和粒度3個方面。

3.2.1 巖相類型

將不同巖相的巖芯樣品物性測試結果投入散點圖(圖11)中，結果表明：交錯層理砂巖和波狀層理砂巖具有高孔高滲的特征，物性最好；生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖具有中孔中滲的特征，物性次之；生物擾動泥質(zhì)砂巖具有中低孔低滲的特征，物性最差。因為巖相與沉積微相緊密相關，對儲層物性的控制作用也具有一致性。交錯層理砂巖和波狀層理砂巖主要發(fā)育于潮控分流河道相中，其中交錯層理砂巖發(fā)育的水動力條件略強于波狀層理砂巖，物性較好；生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖主要發(fā)育于河口壩相中，水動力條件弱于交錯層理砂巖和波狀層理砂巖，粒度較細，并且因生物擾動作用導致分選變差，其物性差于交錯層理砂巖和波狀層理砂巖；生物擾動泥質(zhì)砂巖主要發(fā)育于臨濱相中，水動力條件最弱，粒度最細，黏土礦物含量較高，且沉積位置更靠近淺海，碳酸鹽巖膠結物含量明顯上升。在上述4種儲集巖類中，生物擾動泥質(zhì)砂巖物性最差。

3.2.2 礦物組分

根據(jù)X-射線衍射全巖礦物組分分析，礦物組分中石英含量(體積分數(shù)，下同)為9.46%～97.15%(平均為78.94%)，鉀長石為0%～4.06%(平均為0.37%)，斜長石為0%～0.47%(平均值小于0.01%)，方解石為0%～8.2%(平均為0.24%)，白云石/鐵白云石為0%～23.06%(平均為2.53%)，菱鐵礦為0%～61.11%(平均為3.69%)，黃鐵礦為0%～11.78%(平均為1.60%)，硬石膏為0%～0.61%(平均為0.13%)。

礦物組分中，石英占大多數(shù)。以石英相對含量來表征巖石的成分成熟度，將不同巖相巖芯樣品的石英相對含量與滲透率數(shù)據(jù)投入散點圖(圖12)中，結果顯示大部分樣品的石英相對含量與滲透率成正相關關系，隨著石英相對含量的增大，滲透率增加。其他樣品的石英相對含量與滲透率的相關關系不顯著(圖12中圓圈部分)，結合巖相分析結果，該類樣品以生物擾動泥質(zhì)砂巖和生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖為主。生物擾動作用影響了原有的沉積作用，造成了儲層物性的變化[34]。巖芯的石英相對含量反映了沉積時水動力的強弱：交錯層理砂巖和波狀層理砂巖的石英相對含量高，結合鑄體薄片，這兩類砂巖的礦物顆粒分選和磨圓均較好，代表了高成分成熟度和高結構成熟度，說明這兩類砂巖的沉積環(huán)境水動力強，對物性起到了有利的影響；生物擾動泥質(zhì)砂巖和生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖的石英相對含量也較高，但這兩類砂巖的礦物顆粒分選和磨圓較差，這種高成分成熟度和較低結構成熟度說明這兩類砂巖的沉積水動力條件較弱，加之生物擾動作用的影響，造成了部分樣品滲透率降低；粉砂質(zhì)泥巖對應的沉積環(huán)境水動力最弱，石英相對含量最小，儲層物性最差。

T為電氣石;K為高嶺石;Q為石英;Qo為石英加大;Fe-Dol為鐵白云石膠結;O為有機質(zhì);DC為雜基;IP為原始粒間孔;Zi為鋯石;SP為溶蝕孔

圖11 不同儲集巖類的巖芯孔滲散點圖

圖12 不同儲集巖類的巖芯石英相對含量-滲透率散點圖

3.2.3 粒 度

粒度分析結果顯示：粒度為45～1 000 μm的礦物顆粒占總礦物顆粒95%以上；粒度中值為108.81～223.67 μm，φ值為2.16～3.20，屬于細砂范圍；分選系數(shù)為0.38～1.15，分選中等—好；粒度分布的歪度為-0.18～0.13，粒度分布相對集中。

從巖芯粒度中值-滲透率散點圖(圖13)可以看出，粒度中值與滲透率成明顯的正相關關系，隨著粒度中值的增大，滲透率增加。而依據(jù)各巖芯樣品黏土礦物含量的不同，可進一步分為兩個區(qū)域：當黏土礦物含量較低時(<5%)，粒度中值與滲透率的數(shù)據(jù)分布更為集中，相關關系更好；當黏土礦物含量較高時(>5%)，粒度中值與滲透率的數(shù)據(jù)分布較為分散，相關關系稍差。此外，在相同的粒度中值下，黏土礦物含量較高也會導致滲透率降低。

圖中數(shù)據(jù)為各測試點的黏土礦物含量(%)

3.3 黏土礦物含量

根據(jù)X-射線衍射黏土礦物實驗結果，黏土礦物含量為1.69%～49.07%，平均為11.8%。黏土礦物中，伊利石相對含量為0%～22.2%，平均為6.7%；高嶺石相對含量為24.1%～100.0%，平均為70.3%；綠泥石相對含量為0%～59.2%，平均為12.2%；蒙脫石均轉(zhuǎn)化為伊蒙混層，相對含量為0%～59.5%，平均為10.8%。

圖14 不同沉積微相巖芯黏土礦物含量-滲透率散點圖及典型鑄體薄片照片

將巖芯黏土礦物含量與滲透率數(shù)據(jù)投入散點圖[圖14(a)]中，結果顯示：當黏土礦物含量小于20%時，黏土礦物含量與滲透率成顯著的負相關關系，即隨著黏土礦物含量的增加，滲透率降低。當黏土礦物含量大于20%時[圖14(a)中圓圈部分]，黏土礦物含量與滲透率的關系發(fā)生變化，這部分數(shù)據(jù)包括濱外淺海相、間灣相和部分過渡帶的巖芯。鑄體薄片觀察[圖14(b)、(c)]顯示，該類巖芯顯示明顯的微觀非均質(zhì)性[35]，其黏土礦物含量雖然較高，但并非均勻地分布于孔隙中，而是集中分布于視域中的某些位置，在黏土礦物含量較少的部分仍可見大量孔隙，造成這類巖芯的儲層物性與黏土礦物含量關系發(fā)生偏離。

3.4 成巖作用

成巖作用控制著儲層物性的演化和分布規(guī)律。根據(jù)鑄體薄片觀察和掃描電鏡實驗結果，伊拉克哈法亞油田白堊系Nahr Umr組儲層經(jīng)歷了多種成巖作用。從對儲層物性的控制作用出發(fā)，將成巖作用劃分為孔隙破壞性作用和孔隙建設性作用(圖15)。其中，對巖芯孔隙起到破壞性的成巖作用主要包括壓實作用、自生黃鐵礦、高嶺石、自生菱鐵礦、石英加大和鐵白云石膠結。對巖芯孔隙起到建設性的成巖作用主要包括原生粒間孔留存和溶蝕作用。

圖15 成巖作用對儲層物性的控制作用

3.4.1 壓實作用

儲層埋藏深度為3 600～3 800 m，壓實作用從埋藏開始持續(xù)至中成巖階段，儲層經(jīng)歷較強的壓實作用，表現(xiàn)為顆粒接觸關系以線接觸為主，顆粒排列較為緊密，明顯減少了原生粒間孔隙。但是在Nahr Umr組B段儲層中由于石英含量高、顆粒分選較好、塑性較強的泥質(zhì)雜基較少，巖石成分成熟度和結構成熟度較高，所以抗壓實能力較強，仍保留了一部分的粒間孔[圖16(a)、(e)]。

3.4.2 自生礦物

鑄體薄片和掃描電鏡可以觀察到普遍的石英次生加大現(xiàn)象[圖16(a)、(c)、(e)～(g)、(i)]，產(chǎn)生的石英加大邊充填了大量孔隙空間，使得顆粒接觸關系更加緊密；同時可以觀察到自生黃鐵礦[圖16(b)、(f)]和菱鐵礦[圖16(a)、(g)]分布于顆粒之間，造成孔隙度降低，并堵塞部分孔喉，減低儲層物性。結合X-射線衍射黏土礦物分析，高嶺石[圖16(c)、(e)]在黏土礦物含量中占據(jù)絕大多數(shù)，且儲層敏感性實驗顯示，高嶺石以速敏為主，其他礦物敏感性均不顯著，也說明黏土礦物中高嶺石對物性起到了控制作用。

3.4.3 膠結作用

儲層膠結物類型較為單一，主要為碳酸鹽巖膠結物中的鐵白云石膠結。隨著成巖階段的發(fā)展，鐵白云石膠結[圖16(d)、(i)]大量出現(xiàn)。在淺海濱岸相砂巖樣品中，鐵白云石膠結物普遍出現(xiàn)；這些膠結物大量填充了孔隙空間，并造成孔喉明顯縮小，使儲層物性變差[36]。

圖16 成巖作用下典型鑄體薄片與掃描電鏡照片

3.4.4 溶蝕作用

觀察孔隙類型可以發(fā)現(xiàn)：溶蝕孔大量發(fā)育，孔隙間分布的有機質(zhì)[圖16(a)、(j)]在埋藏過程中產(chǎn)生的有機酸為溶蝕作用提供了有利條件，并對鐵白云石膠結物進行溶蝕，產(chǎn)生次生孔隙；在成巖過程中對儲層物性的保存與改善提供了建設性的作用。

3.5 微觀孔隙結構特征

圖17 不同沉積微相巖芯中值孔喉半徑-滲透率散點圖

壓汞實驗結果顯示，巖芯中值孔喉半徑為0.004～16.616 μm，毛管壓力曲線形態(tài)以低排驅(qū)壓力、分選好、歪度較粗為主。將巖芯中值孔喉半徑與滲透率數(shù)據(jù)投入散點圖(圖17)中，結果顯示巖芯中值孔喉半徑與滲透率成顯著的正相關關系，符合泊肅葉定律和達西定律聯(lián)立推出的公式[37-38]。沉積微相、巖石學特征、黏土礦物含量、成巖作用對儲層物性的控制作用可知：潮控分流河道相沉積環(huán)境水動力強、粒度大、顆粒支撐結構、黏土礦物含量低、膠結作用弱，使得孔喉半徑最大，物性最好；臨濱相和河口壩相沉積環(huán)境水動力較強、粒度較大、顆粒支撐結構、黏土礦物含量較低、膠結作用較弱，使得孔喉半徑較大，物性較好；過渡帶、間灣相和濱外淺海相沉積環(huán)境水動力較弱、粒度較小、雜基支撐結構、黏土礦物含量較高、膠結作用較強，使得孔喉半徑較小，物性較差。

綜合4種儲集巖類的壓汞法毛管壓力曲線(圖18)可知：潮控分流河道相交錯層理砂巖具有孔喉分選好、粗歪度的特征，孔隙結構最優(yōu)；潮控分流河道相波狀層理砂巖孔喉分選中等—好、中—粗歪度，孔隙結構非均質(zhì)性強于交錯層理砂巖，孔隙結構較好；河口壩相生物擾動交錯層理泥質(zhì)砂巖孔喉分選中等—差、中—細歪度，孔隙結構非均質(zhì)性更強，孔隙結構中等—較差；臨濱相生物擾動泥質(zhì)砂巖孔喉分選差、細歪度，孔隙結構在4種儲集巖類中最差。4種儲集巖類孔隙結構特征對物性起到直接的控制作用，孔隙結構的優(yōu)劣與物性的高低具有顯著的相關性。

圖18 不同儲集巖類的巖芯壓汞法毛管壓力曲線

4 結 語

(1)伊拉克哈法亞油田白堊系Nahr Umr組B段潮控三角洲相砂巖儲層整體呈中孔中滲的物性特征，沉積微相、巖石學特征、黏土礦物含量、成巖作用和微觀孔隙結構均對儲層物性起到了不同程度的控制作用。其中，沉積微相所代表的沉積作用影響著孔隙空間類型和孔隙結構，物性較好儲層發(fā)育在水動力條件較強且?guī)r石組分結構特征較好的儲層中。成巖作用對儲層物性起到了顯著的改造作用，壓實作用和膠結作用造成了原始孔隙大量充填，自生礦物和黏土礦物不僅減小了孔隙空間，并造成孔喉堵塞，物性變差，而溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙改善了儲層物性。

(2)最優(yōu)質(zhì)的儲層發(fā)育在潮控分流河道相交錯層理砂巖中。在潮控三角洲雙向水流作用下，這類儲層具有粒度大、分選好、石英相對含量高、黏土礦物含量低、膠結物含量低、孔隙發(fā)育、孔喉半徑大的特點，對應的儲層物性為中高孔高滲，是儲層研究中最重點關注的對象。

(3)各項儲層參數(shù)與物性的相關性圖解均出現(xiàn)了不同數(shù)量與整體趨勢不吻合的異常值。結合研究區(qū)地質(zhì)特點，認為這類異常值的地質(zhì)因素通常是儲層較強的微觀非均質(zhì)性。而引起微觀非均質(zhì)性的主要原因是潮控三角洲相沉積背景下，河流與潮汐的雙重作用導致黏土礦物分布不均，海陸過渡環(huán)境下不同沉積位置填隙物成分有所變化，加之部分儲層受到生物擾動的改造。這些異常值的地質(zhì)成因同樣與儲層物性的主控因素——沉積微相息息相關。