2. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所, 江苏 无锡 214126;
3. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学), 成都 610059;
4. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083
2. Wuxi Institute of Petroleum Geology, Research Institute of Petroleum Exploration and Development of SINOPEC, Wuxi 214126, Jiangsu, China;
3. State Key Lab of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation (Chengdu University of Technology), Chengdu 610059, China;
4. Research Institute of Petroleum Exploration & Development of CNPC, Beijing 100083, China
0 引言
滩相储层是目前我国油气勘探的重要领域[1-2]；同样，在中东地区，滩相储层发育更是极其广泛，拥有巨大的勘探潜力[3-6]。从现有的勘探资料来看，哈勒法耶油田滩相储层从白垩系Yamama组到第三系Jaddala组都有分布[7-9]。前人已有的研究表明，不同类型的滩相储层具有明显的分异[10-12]。针对多种不同类型滩相储层的研究，前人多是侧重于其中一种[13-14]，或是对不同研究区内同一类型的滩相储层进行对比研究[15-17]，而同时对一个研究区内多种滩相类型储层的对比研究较为少见[12, 18]。
中东地区森诺曼期的沉积相研究已有文献报道[4, 19]。伊拉克地区森诺曼期位于新特提斯洋的西南缘，Mishrif组发育在碳酸盐岩台地背景之上[4]，以开阔台地和台地边缘沉积为主，发育台内滩和台缘滩2类亚相。前人针对这2类滩的研究已经取得了较为丰富的认识[20]，但Mishrif组的台缘滩发育多种沉积微相，储集性能有所差异，制约了优质储层的分布评价及现阶段的勘探部署。本文利用岩心薄片、铸体薄片、实测孔渗、压汞曲线等资料开展不同滩相储层特征对比研究，分析各类储层的储集性能优劣，并对储层成因进行分析，对Mishrif组现阶段的油气资源勘探具有重要意义。
1 区域地质背景哈勒法耶油田位于伊拉克东南部，距离首都巴格达东南部约400 km处(图 1)，构造上属于美索不达米亚盆地的前渊带[5]。二叠纪末期，早阿尔卑斯构造旋回开始，美索不达米亚带构造沉降幅度较大，接受了较厚的碳酸盐岩沉积；白垩纪美索不达米亚地区以浅海陆架碳酸盐岩沉积为主[4]。整个白垩纪时期，美索不达米亚盆地的构造活动较弱，处于构造平缓期[21]，为大规模生物碎屑灰岩的沉积奠定了基础。随着中新世扎格罗斯造山运动的开始，强烈的挤压作用在美索不达米亚地区产生了雁列式的NW—SE走向背斜构造[22]。Mishrif组发育在白垩纪稳定被动大陆边缘沉积环境，其沉积演化主要受相对海平面升降和阿拉伯板块隆升控制[23]，与下伏Rumaila组泥晶灰岩呈整合接触关系，与上覆Khasib组呈不整合接触关系[24]。
伊拉克哈勒法耶油田中上白垩统为海相碳酸盐岩沉积，主要产油层位包括上白垩统Hartha组、Sadi组、Tanuma组、Khasib组和上白垩统Mishrif组。
Mishrif组首次由Owen等[25]自伊拉克南部地层描述时指出，具有强非均质性特征，整个伊拉克地区东部Mishrif组厚度较大，向西南方向逐渐变薄[4]。哈勒法耶油田Mishrif组碳酸盐岩厚度约400 m，纵向上发育MA、MB、MC三大段，其中MB段是最主要的产油层位。
2 沉积相 2.1 沉积相划分前人的研究成果表明，伊拉克地区森诺曼期位于新特提斯洋的西南缘，Mishrif组发育在碳酸盐岩台地背景之上[19]。根据岩心薄片及岩性组合特征分析，研究区发育开阔台地、台内洼地、局限台地和台地边缘4种沉积相。MA段是Mishrif的顶界，该段顶部为风化角砾岩，H316井钻遇厚度约6 m，下部普遍发育生屑灰岩(图 2a)和生屑泥粒灰岩，局部含少量泥晶灰岩，生物碎屑主要为底栖有孔虫、双壳类，以及少量砂屑，表明为水体能量中等的浅水环境。H161井MA段中部可见生物扰动构造，生物扰动是底栖生物的活动导致沉积层面破坏的一种沉积构造，多出现在水体较浅的滨海、潮坪和浅滩环境。从取心井岩性和沉积构造等相标志来看，MA段为开阔台地台内滩和滩间沉积。MB段上部岩性较细，发育泥晶灰岩(图 2b)，可见溶蚀垮塌现象，变形构造、角砾化构造等，粒间充填灰泥，为静水低能台内洼地沉积环境。MB段中部厚度约100 m，主要发育生屑泥粒灰岩、生屑粒泥灰岩和泥晶灰岩，呈频繁互层状分布，发育大量生物扰动构造；原地生物发育，以底栖有孔虫为主，但局部可见较大搬运改造后的厚壳蛤等生物碎屑(图 2c)，分析认为这些生物碎屑可能是受风暴影响带入。MB段中部既发育浅水低能滩生屑泥粒/粒泥灰岩，又发育泥晶灰岩沉积，且频繁互层，表明该层段为浅水局限的滩相与非滩相交互沉积环境。MB段下部是整套Mishrif组灰岩中颗粒灰岩最发育的层位(图 2d)，其中介屑灰岩、厚壳蛤碎屑灰岩较为发育；介屑灰岩岩心呈灰黑色，可见直径2~5 cm的厚壳蛤碎片；介屑灰岩段中可见厚度约2 m的砂屑灰岩，砂屑为搬运改造后的介壳类碎屑，颗粒含量高，以厚壳蛤碎片为主，表明其沉积环境为高能台缘滩浅水环境。
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| a. H316井，MA段下部2 845.23 m，生屑灰岩，生屑主要为软体类、棘皮类和有孔虫碎片，单偏光；b. H195井，MB段上部2 899.16 m，含生屑泥晶灰岩，生屑以有孔虫为主，基本被方解石交代，无可见孔，单偏光；c. H316井，MB段中部2 894.11 m，生屑粒泥灰岩，生屑主要为有孔虫、厚壳蛤碎屑和双壳类，颗粒局部溶蚀，孔隙基本被方解石充填，部分基岩被白云石交代；d. H316井，MB段下部2 992.38 m，生屑颗粒灰岩，生屑以厚壳蛤碎屑、有孔虫和棘皮类为主，方解石多期次胶结，形成泥晶套结构，单偏光。 图 2 Mishrif组不同沉积相岩石类型 Figure 2 Rock type of different sedimentary facies in Mishrif Formation |
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MC段目前仅在上部MC1段有取心资料，从取心资料来看，MC1段上部主要岩性为生屑泥粒灰岩和生屑粒泥灰岩，生物碎屑种类包括厚壳蛤、棘皮类和有孔虫，为台缘生屑滩沉积。MC1段中部发育砂屑灰岩、生屑泥粒/粒泥灰岩，可见变形构造、滑塌构造，主要生物种类为厚壳蛤和棘皮类，其次为有孔虫，水动力条件较强，发育台缘砂屑滩和台缘生屑滩沉积。MC1段下部发育介屑灰岩和似球粒生屑灰岩，似球粒生屑灰岩中含大量似球粒，生屑主要为厚壳蛤、苔藓虫和棘皮类；沉积相变化较快，从似球粒生屑滩演化为介屑滩，水动力条件强，为台缘滩相沉积，发育介屑滩和似球粒滩2类沉积微相。根据岩性、生物组合和沉积构造特征，建立单井沉积相图，结果如图 3所示。
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| Vsp.自然电位；CAL.井径；RLLD.深侧向电阻率；RLLS.浅侧向电阻率；RMSFL.微球形聚焦电阻率。 图 3 哈勒法耶油田H316井沉积相综合柱状图 Figure 3 Sedimentary facies synthetic histogram of Well H316 in Halfaya oilfield |
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在取心井单井沉积相认识的基础上，根据沉积相划分结果与测井曲线特征对比，总结了不同滩的测井特征。岩性组合的差异导致测井曲线特征也存在区别。介屑滩自然伽马测井曲线形态为微齿箱形、漏斗箱形，值为3~12 API，平均为6.1 API；厚壳蛤碎屑滩自然伽马曲线形态为微齿箱形、钟形，值为3.6~14.0 API，平均为6.77 API；砂屑滩自然伽马曲线形态微齿状，值为5.6~21.5 API，平均为11.00 API；似球粒滩自然伽马曲线形态微齿状，值为11.0~21.7 API，平均为17.20 API；台缘生屑滩自然伽马曲线形态微齿状，值为15.8~25.4 API，平均为20.30 API；台内生屑滩自然伽马曲线形态微齿状，值为16.0~33.5 API，平均为24.00 API。综合地质、测井特征见表 1。
| 微相类型 | 岩性 | 测井曲线形态特征 | GR/API | AC/(μs/m) | DEN/(g/cm3) |
| 台缘介屑滩 | 介屑灰岩 | 微齿箱形、漏斗箱形 | 3.0~12.0 | 70~82 | 2.27~2.40 |
| 台缘厚壳蛤碎屑滩 | 厚壳蛤碎屑灰岩 | 微齿箱形、钟形 | 3.6~14.0 | 74~87 | 2.21~2.31 |
| 台缘砂屑滩 | 砂屑灰岩 | 微齿钟形 | 5.6~21.5 | 69~83 | 2.24~2.41 |
| 台缘似球粒滩 | 似球粒生屑灰岩 | 微齿形 | 11.0~21.7 | 71~79 | 2.32~2.44 |
| 台缘生屑滩 | 生屑泥粒/粒泥灰岩 | 微齿形 | 15.8~25.4 | 76~85 | 2.25~2.35 |
| 台内生屑滩 | 生屑泥粒/粒泥灰岩 | 微齿形 | 16.0~33.5 | 72~82 | 2.28~2.39 |
| 注：GR.自然伽马；AC.声波时差；DEN.密度。 | |||||
根据测井识别沉积相分布特征，建立北西—南东向连井剖面(图 4)。研究发现，Mishrif组滩相发育稳定，横向对比性好，特别是MB2段—MC1段台地边缘发育区。MB2-1段的台缘滩主要发育在工区的东部，向西逐渐过渡为局限台地生屑滩沉积。MB1段台内生屑滩仅局部发育，H1井区较为发育。MA段台内滩连续性较差，发育致密灰岩夹层，生屑滩在工区东部H75井区最为发育。
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| 图 4 Mishrif组沉积相连井对比图 Figure 4 Sedimentary facies connected well contrast diagram of Mishrif Formation |
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哈勒法耶油田碳酸盐岩与我国碳酸盐岩相比具有时代较新、生物繁盛的特点，主要受沉积过程控制。按照邓哈姆的碳酸盐岩分类标准[26]，结合岩石薄片资料，Mishrif组岩石类型多样，包括颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩和泥晶灰岩等多种岩石类型。由于沉积时期整体水动力能量较高，滩相储层岩石类型以颗粒灰岩为主，颗粒类型主要为生屑，依据颗粒成分可划分出生屑滩、砂屑滩、厚壳蛤碎屑滩、介屑滩、似球粒滩5种(图 5)。由于不同滩发育的沉积环境水动力条件不同，因此岩石结构、成分、构造均有较大差异。台缘滩相储层基本不含泥晶基质，岩心观察可见一些样品颗粒基本由生物碎屑构成(图 5a)；台内滩相储层泥微晶含量也较低，显示出较强的水动力条件。
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| a.台缘介屑滩：介屑灰岩，颗粒含量高，孔隙类型以粒间孔和铸模孔为主，H316井，2 981.18 m，单偏光；b.台缘砂屑滩：砂屑灰岩，孔隙类型为粒间孔和铸模孔，H316井，3 065.43 m，单偏光；c.台缘似球粒滩：似球粒生屑灰岩，发育粒间孔隙，H316井，3 105.37 m，单偏光；d.台缘厚壳蛤碎屑滩：厚壳蛤颗粒灰岩，孔隙类型以粒间孔和铸模孔为主，H316井，3 021.13 m，单偏光；e.台缘生屑滩：生屑泥粒灰岩，发育铸模孔和溶孔，H316井，3 017.13 m，单偏光；f.台内生屑滩：生屑泥粒灰岩，发育铸模孔、溶孔和基质微孔隙，H316井，2 859.06 m，单偏光。 图 5 Mishrif组不同滩相储层岩石类型 Figure 5 Rock types of different shoal facies reservoir in Mishrif Formation |
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铸体薄片及扫描电镜观察表明，Mishrif组储层储集空间类型多样，形状不规则，尺寸相差悬殊，孔径分布不均，主要有粒间孔、铸模孔、生物体腔孔、溶孔、晶间孔、基质微孔及少量微裂缝。通过对224件铸体薄片资料研究发现，孔隙类型主要以铸模孔、粒间孔、溶孔和体腔孔为主，其中以粒间孔和铸模孔发育最为广泛(图 6)；但铸模孔和体腔孔往往以非连通的孤立溶孔形式分布，如果缺乏其他有效连通孔隙的伴生，虽然可能具有较高的孔隙度，但渗透率较差。
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| a.台内生屑滩孔隙类型；b.台缘介屑滩孔隙类型；c.台缘砂屑滩孔隙类型；d.台缘厚壳蛤碎屑滩孔隙类型；e.台缘似球粒滩孔隙类型；f.台缘生屑滩孔隙类型。 图 6 Mishrif组不同滩相储层孔隙类型 Figure 6 Pore types of different shoal facies reservoir in Mishrif Formation |
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通过岩心实测的249个孔、渗数据资料分析(图 7)，Mishrif组滩相储层物性总体上较好，各类滩相储层孔隙度差别不大，但渗透率有较明显区别(表 2)；平均孔隙度为13.59%~25.80%，平均渗透率为(2.35~139.17)×10－3 μm2，总体上发育中高孔中高渗和中高孔中低渗2类储层。
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| N为总样品数。 图 7 不同滩相类型储层孔渗关系图(N=249) Figure 7 Relationship between porosity and permeability of different shoal facies reservoir (N=249) |
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| 储层类型 | 样品数 | 孔隙度/% | 渗透率/(10－3 μm2) | ||
| 范围 | 均值 | 范围 | 均值 | ||
| 台缘介屑滩 | 58 | 3.95~28.80 | 20.70 | 0.19~746.57 | 139.17 |
| 台缘厚壳蛤碎屑滩 | 41 | 21.10~33.90 | 25.80 | 7.50~122.00 | 29.72 |
| 台缘砂屑滩 | 34 | 9.22~30.88 | 18.30 | 0.15~103.71 | 25.00 |
| 台缘似球粒滩 | 34 | 16.50~24.70 | 21.72 | 2.70~57.00 | 19.99 |
| 台缘生屑滩 | 43 | 9.20~28.70 | 22.00 | 0.15~106.00 | 18.23 |
| 台内生屑滩 | 39 | 7.00~23.70 | 13.59 | 0.15~15.00 | 2.35 |
上述统计结果表明，台缘滩储层物性明显优于台内滩，其中厚壳蛤碎屑滩和介屑滩储层物性最好。由于颗粒含量高，几乎不含粒间灰泥，沉积时的水体能量最高，海平面低，且堆积速度快，可造成强制性海退，如MB2段上部可见暴露形成的炭质泥灰岩(图 3)。
从Mishrif组不同滩相储层121个岩石样品的压汞资料测试结果来看，储层孔隙结构整体较好(表 3)。排驱压力为0.03~1.28 MPa，平均为0.31 MPa，显示出明显的偏低台阶，表明分选好；孔喉半径为0.59~29.32 μm，平均为8.76 μm。
| 滩相储层 | p10/MPa | p50/MPa | r10/μm | r50/μm | ||||||||
| 最小 | 最大 | 平均 | 最小 | 最大 | 平均 | 最小 | 最大 | 平均 | 最小 | 最大 | 平均 | |
| 台内生屑滩 | 0.24 | 1.28 | 0.85 | 0.71 | 3.79 | 2.11 | 0.59 | 3.11 | 1.26 | 0.20 | 1.06 | 0.45 |
| 台缘生屑滩 | 0.06 | 0.32 | 0.17 | 0.54 | 1.62 | 1.29 | 2.38 | 13.67 | 6.94 | 0.46 | 1.38 | 0.67 |
| 台缘砂屑滩 | 0.04 | 0.54 | 0.26 | 0.18 | 1.45 | 0.70 | 1.38 | 18.98 | 6.53 | 0.52 | 4.12 | 1.70 |
| 台缘似球粒滩 | 0.05 | 0.44 | 0.21 | 0.16 | 1.37 | 0.67 | 1.71 | 15.96 | 6.87 | 0.55 | 4.69 | 1.83 |
| 台缘厚壳蛤碎屑滩 | 0.06 | 0.28 | 0.17 | 0.20 | 1.17 | 0.63 | 2.66 | 12.26 | 6.45 | 0.64 | 3.69 | 1.90 |
| 台缘介屑滩 | 0.03 | 0.13 | 0.06 | 0.15 | 0.68 | 0.29 | 5.71 | 29.32 | 17.34 | 1.11 | 5.12 | 3.23 |
| 注：p10为排驱压力；p50为中值压力；r10为最大孔喉半径；r50为中值半径。 | ||||||||||||
根据物性和压汞参数，将6种滩相储层按其表现出的相似性合并分为三大类：A类为台缘介屑滩和台缘厚壳蛤碎屑滩储层；B类为台缘似球粒滩、台缘砂屑滩和台缘生屑滩储层；C类为台内生屑滩储层。A类储层孔隙结构最好，按岩性可以细分为介屑灰岩和厚壳蛤碎屑灰岩，平均排驱压力为0.06~0.17 MPa，平均最大孔喉半径为6.45~17.34 μm，平均孔隙度为20.7%~25.8%，平均渗透率为(29.72~139.17)×10－3 μm2，为最有利的优质储层；B类储层岩性以生屑灰岩、砂屑灰岩和似球粒灰岩为主，各项参数(平均排驱压力、平均最大孔喉半径、平均孔隙度和平均渗透率)差别不大，反映出相似的孔隙类型、孔隙结构，总的来说都是良好的储集层；C类储层储集性能与A、B类相比明显较差，主要体现在渗透率上，平均渗透率仅为2.35×10－3 μm2，虽然在岩性和孔隙类型上与B类极其相似，但孔隙结构特征差异明显，分析认为是由于沉积环境的不同所导致的。
4 成因分析 4.1 原生孔隙不同的沉积环境具有不同的水动力条件，导致不同沉积微相的岩石类型、颗粒大小、物性特征和孔隙结构等方面均有所差异[27]，因而不同滩相储层的储集性能有明显差别。有利的沉积相带宏观上控制了滩相储层的分布、岩石结构以及沉积构造等，进而控制储层原生孔隙类型的发育，并在很大程度上影响储层成岩作用的演化。颗粒含量高，且经过较强波浪改造的颗粒灰岩粒间孔发育，加上后期溶蚀作用改造，孔隙度及渗透率较高。不同沉积水体，水深及波浪作用条件不同，阳光、供氧和盐度条件差异，生物种类和含量的差异导致滩的类型不同，而具有不同的颗粒类型组合。
研究区Mishrif组共识别出5种不同的沉积微相组合，其中包括3类台内滩组合和2类台缘滩组合。台内滩组合为生屑滩+顶部胶结带、生屑滩+滩间和生屑滩与灰泥互层；台缘滩组合为介屑滩+滩间+厚壳蛤碎屑滩+生屑滩+厚壳蛤碎屑滩和生屑滩+砂屑滩+生屑滩+滩前斜坡。从孔、渗数据统计来看，不同沉积微相物性存在明显差异，其中介屑滩+滩间+厚壳蛤碎屑滩+生屑滩+厚壳蛤碎屑滩组合物性最好(表 4)。
| 层位 | 微相组合 | 平均孔隙度/% | 平均渗透率/(10－3μm2) |
| MA段上部 | 台内生屑滩+顶部胶结带 | 7.51 | 5.094 |
| MA段下部 | 台内生屑滩+滩间 | 14.27 | 3.697 |
| MB1段中部 | 台内生屑滩与灰泥互层 | 14.45 | 5.398 |
| MB2段 | 台缘滩组合(介屑滩+滩间+厚壳蛤碎屑滩+生屑滩+厚壳蛤碎屑滩) | 21.36 | 25.682 |
| MC1段 | 台缘滩组合(生屑滩+砂屑滩+生屑滩+滩前斜坡) | 16.68 | 9.679 |
不难看出，Mishrif组中生屑滩的分布最为广泛，但沉积条件不同导致生屑滩的类型、特征和储集能力不同：局限台地发育的生屑滩常与灰坪交互，沉积时期水体能量较低，底栖有孔虫含量较高，岩性以生屑粒泥灰岩、生屑泥粒灰岩为主，孔隙类型为生物体腔孔和方解石晶间微孔，虽然颗粒较细，孔径较小，由于有孔虫房室内的组织器官在沉积期腐烂后形成大量原生体腔孔[28]，因此孔隙度较好，但体腔孔孤立，主要靠附近方解石晶间孔隙连通[29]，且基质含量较高对孔喉连通起明显的抑制作用，所以储集能力较差；开阔台地生屑滩常与滩间交互发育，沉积期水体能量较强，介壳类、棘皮类生物含量增加，生物体腔孔减少，粒间、粒内溶蚀孔隙含量增加，发育生屑灰岩、生屑泥粒灰岩，颗粒较粗，分选较好，这类生屑滩分布范围较广，储集能力稍强；台地边缘生屑滩由于海平面的变化常与介屑滩和砂屑滩交互沉积，沉积期水体能量高，分选好，颗粒粗，生物多样性较高，粒间孔含量增多，分布范围最广，储集能力最好。
即使沉积时水动力条件相近，不同沉积微相的储层物性也有着较大区别。台缘介屑滩和台缘厚壳蛤碎屑滩储层由于水动力作用最强，沉积物颗粒含量高、粒度较粗、分选好，杂基含量低，粒间孔发育，易于后期溶蚀作用改造，从而导致孔隙度和渗透率增加，成为优质储层；台缘砂屑滩和台缘似球粒滩储层与上两者平均孔隙度相差不大，孔隙类型同样以发育粒间孔隙为主，但由于水动力条件的差异，分选较上两者稍弱，导致后期溶蚀流体渗流能力较差，从而制约了对储层的改造；台缘生屑滩和台内生屑滩岩性均以生屑灰岩为主，孔隙类型也极为相似，但由于所处的沉积环境不同，颗粒含量和被改造程度不同，孔隙结构特征差别较大，台缘生屑滩平均最大孔喉半径为6.94 μm，平均渗透率为18.23×10－3 μm2；台内生屑滩平均最大孔喉半径仅1.26 μm，平均渗透率为2.35×10－3 μm2，从而导致两者的储集性能有着明显的差别。
4.2 次生孔隙成岩作用的改造程度对于次生孔隙的形成演化、孔隙度和渗透率参数的变化有着直接的影响，特别是对于铸模孔、粒内溶孔、晶间微孔的形成起到了关键作用，进而影响储层的发育。通过岩心观察、薄片鉴定研究发现，成岩作用类型多样，分析认为对储层影响较大的为溶蚀作用和胶结作用。溶蚀作用的建设性主要体现在扩大孔隙度和提高渗透性，有组构选择性溶蚀和非组构选择性溶蚀2种。组构选择性溶蚀作用主要发生在成岩作用早期，受沉积环境控制，是形成铸模孔或粒内溶孔的关键作用；非组构选择性溶蚀作用主要发育于生屑灰岩、砂屑灰岩和泥晶灰岩中，形成粒间溶孔，基质微孔等。胶结作用的破坏性体现在孔隙度的降低和渗透性的减弱，研究区胶结作用对滩相储层整体上破坏较弱，仅在不整合面下发育局部胶结带；其他成岩作用如白云石化和新生变形作用等对滩相储层也具有一定的影响，但都不是导致储层储集性能差异的主要因素，故在此不做进一步讨论。
5 结论1) Mishrif组发育多种沉积相及沉积微相组合，滩相储层主要发育在开阔台地和台地边缘相带，开阔台地相发育台内滩，由生屑滩和滩间2种微相组成；台地边缘相发育台缘滩，由介屑滩、厚壳蛤碎屑滩、生屑滩等多种沉积微相组成。
2) Mishrif组滩相储层岩石类型以颗粒灰岩为主，颗粒类型主要为生屑，孔隙类型多样，粒间孔和铸模孔发育，平均孔隙度为13.59%~25.80%，平均渗透率为(2.35~139.17)×10－3 μm2，压汞资料显示孔隙结构较好，排驱压力为0.03~1.28 MPa，平均为0.31 MPa，表明滩相储层以大孔喉为主的孔隙结构特征，最大孔喉半径为0.59~29.32 μm，平均为8.76 μm。
3) 滩相储层发育受沉积环境控制和成岩作用改造程度影响。有利的沉积相带宏观上控制了滩相储层的分布、岩石结构以及沉积构造等，进而控制储层原生孔隙类型的发育，并在很大程度上影响储层成岩作用演化。成岩作用的改造程度对于次生孔隙的形成演化、孔隙度和渗透率参数的变化有着直接的影响，特别是对于铸模孔、粒内溶孔、晶间微孔的形成起到了关键作用，进而影响储层的发育。
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