0 前言

东营凹陷盐家地区位于东营凹陷北带东段，西与胜坨油田相邻，东到青坨子凸起，南接民丰洼陷，北至陈家庄凸起，是由陈南铲式扇形边界断层所控制的陡斜坡构造带，具有断坡陡峭、山高谷深、沟梁相间的古地貌^{[1, 2]}，自西向东发育盐16和盐18两大古冲沟(图 1)。沙四上亚段沉积时期，受这种古构造背景的控制，季节性洪水携带大量粗碎屑物质沿古冲沟入湖，盐家地区北部陡坡带在边界断裂面上发育了多期近岸水下扇砂砾岩体。这类砂砾岩扇体紧邻烃源岩分布，成藏条件优越，勘探潜力大，并已获得较好的工业油流，如丰深1井已取得重大突破^[4]。但是，由于近岸水下扇砂砾岩体特殊的事件性沉积作用和形成过程，导致岩相变化快，储层非均质性强，油气成藏及分布规律复杂，增大了进一步的勘探难度。

图 1 东营凹陷盐家地区构造位置 (据文献[3]修改) Fig. 1 Structural setting of Yanjia area,Dongying depression (modified after reference[3])

图选项

目前，不同学者对近岸水下扇储层的研究主要偏重于勘探意义上的定性描述以及储层特征的总体评价^{[5, 6, 7, 8]}，在储层定量表征方面的工作开展较少。对研究区砂砾岩储层发育的控制因素等方面缺乏系统、深入的研究，导致储层展布规律及发育特征等认识不清，严重制约着该地区岩性油藏的勘探进程。笔者在前人^{[9, 10, 11, 12]}对该地区储层特征研究的基础上，以岩相及岩相组合为研究对象，探讨近岸水下扇砂砾岩不同部位储层岩相与物性在纵向上的变化规律，并对近岸水下扇成岩圈闭扇根封堵油气的能力进行了定量评价，为东营凹陷盐家地区沙四上亚段岩性油藏的进一步勘探提供有益的指导。

岩相(lithofacies)是指一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合，它是沉积相的主要组成部分^[13]。岩相是组成沉积相序的最基本单元，是分析沉积物形成过程的第一要素^[14]。在对东营凹陷盐家地区40口井近岸水下扇砂砾岩岩心详细观察描述的基础上，依据岩性、粒度、沉积构造等特征，将研究区近岸水下扇砂砾岩体划分为10种岩相类型。同一种岩相在扇体的不同部位有不同的成因机制，因此，在10种岩相划分的基础上，结合近岸水下扇沉积成因机制，总结归纳了13种在一次沉积事件中形成的岩相组合(或岩相)单元(图 2)。

针对东营凹陷盐家地区沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩扇体不同亚相13种典型的岩相组合类型，根据粒度、分选以及其垂向递变特征，将近岸水下扇不同亚相的岩相组合类型共划分为3大类6小类(图 2)。泥石流沉积扇根以大套块状杂基支撑砾岩相、颗粒支撑砾岩相为主，岩相组合类型为Ⅰ-1型，整体上粒度粗，分选差，砾石体积分数高，基本无递变特征。洪水沉积扇根以发育叠覆递变、砾石次棱角状——次圆状的砾岩到砾质砂岩的岩相组合为主，岩相组合类型为Ⅰ-2型，粒度较粗，分选较差，砾石体积分数整体较高，整体上略有递变特征。洪水沉积扇中一般发育叠覆递变或夹有薄层泥岩的正递变砂砾岩为主：扇中后部发育的岩相组合底部为中砾岩相或砾质砂岩相，向上过渡为砾质砂岩相或细砾岩相到含砾砂岩相，顶部为砂岩相，岩相组合类型为Ⅱ-1型，该岩相组合底部粒度较粗，分选较差，砾石体积分数高，顶部粒度变细，分选变好，砾石含量降低，反映出强水动力条件下沉积分异作用明显，岩相组合间少见泥岩夹层；扇中中部发育的岩相组合为砾质砂岩相到含砾砂岩相再到砂岩相，岩相组合类型为Ⅱ-2型，递变趋势仍比较明显，水动力条件变弱，可见部分泥岩夹层；扇中前部发育的岩相组合为含砾砂岩相到砂岩相，岩相组合类型为Ⅱ-3型，整体上粒度变细，分选变好，砾石体积分数降低，递变趋势不明显，反映出沉积水动力条件的持续减弱，岩相组合间泥质夹层增多。扇缘以发育厚层暗色泥岩夹有薄层砂岩为特征，岩相组合类型为Ⅲ型，整体上粒度细，分选好，基本无递变特征，水动力条件弱，物源供给不足，向前逐渐过渡为湖相泥岩悬浮沉积。

图 2 盐家地区沙四上亚段近岸水下扇岩相组合分布特征 Fig. 2 Distribution characteristics of lithofacies assemblages in the near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

图选项

碎屑岩的物性与岩相的相关关系密切，岩相也是后期成岩作用对储层物性产生影响的物质基础^{[15, 16, 17, 18, 19]}。不同的岩相具有不同的颗粒结构、成分、构造等属性，导致其具有不同的物性特征，即具有不同的孔隙度和渗透率。不同的岩相又发育于扇体不同部位的岩相组合中。因此，近岸水下扇砂砾岩储层的物性和储集空间类型及其变化主要受到岩相及岩相组合的控制，不同岩相类型和相同岩相类型而不同岩相组合类型的储层特征可能产生很大差异。储层后期的成岩作用，主要包括压实作用、胶结作用和溶解作用对储层的物性影响较大。相同埋深条件下，储层成岩作用强度的差异性与其距砂泥接触面距离有关。

通过对盐家地区沙四上亚段大量近岸水下扇扇中储层胶结物体积分数与其距砂泥接触面距离统计显示，扇中距砂泥接触面距离0.5 m以内部位胶结物体积分数一般大于10%，距砂泥接触面距离大于0.5 m部位胶结物体积分数多小于10%(图 3)。产生这种现象的原因是,在碱性环境下，泥岩中蒙脱石向伊/蒙混层转化脱水和石膏脱水释放大量的Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺等金属离子进入砂体内部，形成碳酸盐胶结物充填孔隙。金属离子浓度在砂泥接触处最大、向砂体内部逐渐降低，导致砂体边缘被致密胶结、储层孔隙被严重破坏，油气难以进入、后期酸性流体对其改造作用也受到抑制；而砂体内部碳酸盐胶结程度低、油气充注易于进入、抑制后期成岩作用，使得孔隙得以大量保存，最终形成砂泥岩界面处胶结强烈向砂体内部胶结程度逐渐变弱的现象。前人研究^{[20, 21, 22, 23]}也表明，砂泥组合中泥岩的成岩演化对砂泥岩界面附近砂岩的孔隙演化有较大影响，如钟大康等^[20]研究认为，深埋藏下(埋深大于2 500 m)，在砂岩夹泥岩的情况下，砂泥岩界面附近胶结强于内部，导致砂泥岩界面附近的物性比砂岩内部差；漆滨汶等^[22]研究认为在砂岩透镜体与钙质泥岩接触带内会形成一个致密的钙质结壳，使多数砂层物性变差。

图 3 盐家地区沙四上亚段近岸水下扇扇中成岩作用特征 Fig. 3 Diagenetic characteristics of the middle fan in the near-shore subaqueous fan in Es4s in Yanjia area

图选项

笔者在对盐家地区盐22-22、盐22、盐斜21等30余口井储层样品，深度在2 500~5 000 m的1 000余个岩心实测物性数据统计的基础上，针对砂砾岩储层在任一深度物性参数变化范围较大的问题，在对不同沉积环境条件下岩相及岩相组合总结归纳的基础上，遵循“岩相组合类型——岩相类型——距砂泥接触面距离”的研究思路，采用逐步分解的方法(首先根据岩相组合类型进行分类，其次依据不同岩相组合类型控制下的岩相类型进一步细分，最后按照不同岩相类型距砂泥接触面的距离进行划分)，最终建立“岩相组合类型——岩相类型——距砂泥接触面距离”约束下的物性纵向演化图共计19张，使得任一深度每种“岩相组合类型——岩相类型——距砂泥接触面距离”约束下的物性参数变化范围相对较小(孔隙度的变化一般在±2%之间，渗透率的变化一般在一个数量级以内(图 4、表 1))。

图 4 砂砾岩储层岩相与物性关系研究思路 Fig. 4 Research thought about the relationship between lithofacies and physical property of sandy conglomerate reservoirs

图选项

表 1 “岩相组合类型——岩相类型——距砂泥接触面距离”约束下的物性图统计表 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”

表选项

在明确单期次砂砾岩扇体不同部位岩相组合类型分布的基础上(图 2)，可知从扇根到扇缘各岩相组合底部的岩相类型依次为Ⅰ型砾岩相——Ⅱ-1型 砾岩相——Ⅱ-1型砾质砂岩相——Ⅱ-2型砾质砂岩相——Ⅱ-3型含砾砂岩相，对应的远泥岩部位(距砂泥接触面距离大于0.5 m)的物性与深度关系如图 5a、b所示；各岩相组合中上部的岩相类型依次为Ⅰ型砾质砂岩相——Ⅱ-1型砾质砂岩相——Ⅱ-1型含砾砂岩相——Ⅱ-2型含砾砂岩相——Ⅱ-1型砂岩相——Ⅱ-2型砂岩相——Ⅱ-3型砂岩相，对应的远泥岩部位(距砂泥接触面距离大于0.5 m)物性与深度关系图 5c、d所示。

图 5 各岩相类型(距泥岩远)深度与物性关系 Fig. 5 Relationship between physical property of different lithofacies (far from mudstone) and depth

图选项

通过图 5对比分析可知，随埋深增加，各岩相类型物性整体变差，同一深度，由Ⅰ型岩相类型到Ⅱ型岩相类型物性变好。根据中华人民共和国石油天然气行业标准^[24]，笔者统计了各岩相组合底部及中上部岩相类型一般低孔、特低孔、超低孔储层,以及一般低渗、特低渗、超低渗以及非渗储层对应的深度上限，如表 2所示。对于各岩相组合底部岩相类型而言:扇根岩相在2 500 m以下均为特低孔特低渗储层，3 300 m以下均为超低孔超低渗储层，4 000 m以下为非渗储层；扇中岩相在2 550 m以下为一般低孔一般低渗储层，3 300 m以下为特低孔特低渗储层，4 500m以下为超低孔超低渗储层，各级别孔隙度和渗透率深度上限比扇根增加了8 00~1 200 m。对于各岩相组合中上部岩相类型而言:扇根岩相在2 500 m以下均为特低孔特低渗储层，3 500 m以下为超低孔超低渗储层，4 200 m以下为非渗储层；扇中岩相在3 200 m以下为一般低孔一般低渗储层，3 600 m以下为特低孔特低渗储层，4 750 m以下为超低孔超低渗储层，各级别孔隙度和渗透率深度上限比扇根岩相增加了1 100~1 650 m。

扇根亚相Ⅰ-1型砾岩和Ⅰ-2型砾质砂岩相整体上粒度粗，分选差，杂基含量高，原始物性差，抗压实能力差；随着埋深增大，压实作用增强，原生孔隙迅速降低，并且扇根远离烃源岩，导致有机酸很难大量进入扇根形成次生孔隙，埋藏到一定深度后，强压实作用大大降低孔隙度，并伴随灰泥杂基重结晶作用，孔隙大量损失，物性变得极差。扇根Ⅰ-1型砾岩相在2 500 m以下均为特低孔特低渗储层，3 300 m以下均为超低孔超低渗储层，4 000 m以下为非渗储层，扇根Ⅰ-1型砾岩和Ⅰ-2型砾质砂岩相沉积组构相似，导致其成岩特征和物性演化特征差异性不明显，Ⅰ-2型砾质砂岩相比Ⅰ-1型砾岩相各级别孔隙度和渗透率深度上限仅增加了100~200 m。

扇中远泥岩部位各岩相组合中上部的岩相类型，整体上杂基含量较低、颗粒支撑、分选中等、厚度中等，原始物性较好，抗压实能力增强；随着埋深增大，压实作用增强，原始孔隙度降低，但是有机酸能够有效地进入扇中砂砾岩储层中形成大量次生孔隙，有效地弥补了因压实作用、胶结作用减少的原生孔隙，并且由于油气充注对胶结作用的抑制，致使中深层发育大量原生孔隙和次生孔隙，储层物性较好^[25]。由扇中后部向前部各岩相类型粒度变细，分选变好，杂基含量降低，原始物性变好，后期次生孔隙更为发育，因此物性逐渐变好。与扇中远泥岩中上部岩相类型相比，扇中远泥岩底部岩相类型粒度相对较粗，砾石含量高，分选相对较差，杂基含量高，原始物性相对较差，导致后期酸性流体储层进入受阻，次生孔隙相对不发育。因此，扇中远泥岩各岩相组合底部岩相类型在2 550 m以下为一般低孔一般低渗储层，3 300 m以下为特低孔特低渗储层，4 500 m以下为超低孔超低渗储层。与扇中远泥岩各岩相组合底部岩相类型相比，扇中远泥岩各岩相组合中上部岩相类型的各级别孔隙度深度上限增加了250~650 m，各级别渗透率深度上限增加了600~750 m。

通过统计扇体不同部位岩相类型近泥岩部位(距砂泥接触面距离小于0.5 m)物性与深度关系图(图 6)，可以得出相同岩相类型近泥岩部位的储层由于胶结作用较强物性比远泥岩部位的储层要差，孔隙度一般都低于10%，渗透率一般都低于10×10^-3μm²，属特低孔特低渗储层。近泥岩储层由于胶结物的存在压实效应没有远泥岩部位储层明显。整体上，近泥岩各岩相类型3 400 m以下基本全为超低孔储层，2 900 m以下基本全为超低渗储层。扇中近泥岩部位和扇缘薄层砂因发生强烈胶结作用而使物性变差，在砂体近泥岩部位形成致密胶结壳。

综上分析，在明确近岸水下扇不同部位岩相及岩相组合的分布模式以及各岩相组合的岩相类型与深度的物性关系的基础上，可以对近岸水下扇砂砾岩储层的物性空间展布进行定量预测。

图 6 各岩相组合类型(距泥岩近)深度与物性关系 Fig. 6 Relationship between physical property of different lithofacies (near from mudstone) and depth

图选项

由于近岸水下扇不同部位沉积作用和空间分布差异性，导致其不同亚相(微相)在埋藏过程中具有不同成岩响应和物性演化，进而控制了不同部位砂砾岩输导或封堵能力的差异性^{[4, 26]}。近岸水下扇扇根粒度粗，分选差，杂基含量高，成岩作用以压实作用和灰泥杂基重结晶作用为主，溶解作用微弱，物性持续降低，中深层灰泥杂基的重结晶作用使扇根砾岩物性快速降低而成为封堵层。扇中远泥岩部位的储层，整体上杂基体积分数较低,颗粒支撑、分选中等，原始物性较好，抗压实能力强，由于酸性溶解对储层的改造以及油气充注对胶结作用的抑制，中深层发育大量原生孔隙和次生孔隙，储层物性较好，可作为良好的油气储集层。扇中靠近泥岩层部位及扇缘部位因发生强烈胶结作用，在砂体近泥岩部位形成致密胶结壳，可做为较好的盖层。整体上，近岸水下扇砂砾岩体形成了扇根部位的垂向或侧向封堵、扇中靠近泥岩层边部碳酸盐致密胶结壳或多期扇体间湖相泥岩作为盖层、扇中远离泥岩层的砂砾岩作为储集层的成岩圈闭。试油资料统计表明，东营凹陷盐家地区沙四上亚段埋深3 200 m以下的近岸水下扇油层发育、水层较少，而3 200 m以上的扇体，随埋藏深度变浅，油层逐渐减少、水层逐渐增多。隋风贵等^[4]认为，浅层(埋深3 200 m以上)近岸水下扇扇根侧向封堵能力差，在缺少构造圈闭条件的情况下，即使有效储层发育也难以成藏(或形成规模较小的岩性油气藏)；而深层近岸水下扇扇根封堵能力强，即使缺少构造圈闭条件，也能够依靠扇根的侧向封堵形成岩性油气藏。但是对于近岸水下扇扇根封堵的机理并没有给出明确的解释，对于扇根封堵能力也未给予定量评价。

根据盖层物性封闭油气理论^[27]，油气要突破成岩致密层必须克服成岩致密层与储层之间最小突破压力差，成岩致密层物性绝对值大小以及成岩致密层与储层间物性级差大小控制了二者间突破压力差大小，进而控制了成岩致密层封堵油气的能力。由于泥岩与扇中砂砾岩储层之间突破压力差非常大，因此扇根岩相的绝对物性以及扇根与扇中岩相对接而形成的物性级差决定了成岩圈闭封堵油气的能力。王艳忠等^①研究认为，决定盐家地区沙四上亚段砂砾岩储层扇根封堵油气能力的是扇根Ⅰ型砾岩相或Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1含砾砂岩相(远泥岩部位)之间形成的物性级差，并通过对实际地层条件下全直径岩心油驱水突破压力测试建立了盐家地区实测物性与油藏条件下油驱水突破压力关系式(注：P_dow=2σ_ow cosθ_ow/R_d；R_d=0.096 6(K/φ)^1/2－0.004 5，R²=0.84；其中:P_dow为油藏条件下油驱水突破压力，MPa；σ_ow为油藏条件下油水界面张力，mN/m；θ_ow为油藏条件下油水两相润湿接触角，(°)；R_d为油藏条件下油驱水突破半径，μm；K与φ分别指样品渗透率和孔隙度，单位分别是10^-3μm²和%)。根据所建立的不同岩相物性与深度关系(图 5,6)，可知不同深度扇根Ⅰ型砾岩相、Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1型含砾砂岩相的孔隙度和渗透率，并根据盐家地区实测物性与实际地层条件下油驱水突破压力关系式计算了不同深度实际地层条件下油驱水突破压力，如表 3所示。

随埋深增加，扇根Ⅰ型砾岩相、Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1型含砾砂岩相的孔隙度和渗透率均降低，但扇根Ⅰ型砾岩相和Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1型含砾砂岩相的物性存在明显差异，导致随埋深增加，扇根Ⅰ型砾岩相和Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1型含砾砂岩相的油驱水突破压力差增大(表 3)。由此计算了扇根Ⅰ型砾岩相和Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1型含砾砂岩相之间突破压力差所能封闭的最大含油柱高度，同时与盐家地区沙四上亚段实际油藏高度进行了对比分析(图 7)。可知，埋深小于2 200 m的浅层扇根基本不具备封堵油气能力；埋深在2 200~3 200 m范围内，扇根封堵油气能力逐渐增强，封堵最大含油柱高度为10~150 m，为油气封堵过渡带；埋深大于3 200 m，扇根封堵油气能力已基本达到最大，封堵最大含油柱高度大于150 m，为油气强封堵带。

图 7 盐家地区沙四上亚段扇根与扇中岩相之间所能封闭的最大含油柱高度与油藏统计高度对比 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

图选项

1)依据岩性、粒度、沉积构造等特征，将东营凹陷盐家地区沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩体划分为10种岩相类型和13种在一次沉积事件中形成的岩相组合类型，并将其岩相组合类型划分为3大类6小类。

2)针对砂砾岩储层在任一深度物性参数范围较大的问题，遵循“岩相组合类型——岩相类型——距砂泥接触面距离”的研究思路，建立“岩相组合——岩相——距砂泥接触面距离”约束下的物性纵向分布图，使得任一深度孔隙度的变化一般在±2%之间，渗透率的变化一般在一个数量级以内。对比分析可知，与远泥岩的各岩相组合底部岩相类型相比，各级别孔隙度和渗透率深度上限扇中比扇根增加了800~1 200 m；与远泥岩的各岩相组合中上部岩相类型相比，各级别孔隙度和渗透率深度上限扇中比扇根增加了1 100~1 650 m。扇中近泥岩部位和扇缘薄层砂因发生强烈胶结作用而使物性变差，在3 400 m以下基本为超低孔超低渗储层。

3)决定盐家地区砂砾岩体扇根封堵油气能力的是扇根Ⅰ型砾岩相或Ⅰ型砾质砂岩相与扇中Ⅱ-1含砾砂岩相这两种岩相之间形成的物性级差，随埋藏深度的增加，扇根岩相物性的降低以及扇根与扇中岩相突破压力差的增大导致扇根封堵油气的能力逐渐增强，可作为油气封堵层。埋深小于2 200 m的浅层扇根基本不具备封堵油气能力；埋深在2 200~3 200 m范围内，扇根封堵油气能力逐渐增强，封堵最大含油柱高度为10~150 m，为油气封堵过渡带；埋深大于3 200 m，扇根封堵油气能力已基本达到最大，封堵最大含油柱高度大于150 m，为油气强封堵带。

4)对于近岸水下扇砂砾岩储层岩相与物性关系的探讨，可以对砂砾岩储层物性的空间展布进行量化预测，为断陷湖盆陡坡带近岸水下扇成岩圈闭的成因机制分析以及成岩圈闭扇根封堵油气能力的定量评价提供一定的理论基础。