构型控制下的致密砂岩储层质量表征方法
——以鄂尔多斯盆地西南缘长8 储层为例

王 静，夏冬冬，吴胜和，郭秀娟，李 桢

（1.中国石化石油勘探开发研究院页岩油气富集机理与有效开发重点实验室，北京 100083；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249）

鄂尔多斯盆地西南缘延长组长8 致密砂岩为浅水辫状河三角洲沉积，河道多期叠加，内部储层非均质性强，储层质量存在差异，不同储层质量影响油气的富集程度，油藏内部存在“甜点”区，因此表征叠置河道内部储层质量的空间展布特征具有十分重要的意义。由于致密砂岩储层经历了致密化，砂泥波阻抗差异小，地震上难以识别复合砂体及内部的非均质性，用地震资料预测储层质量效果差。前人研究证明储层质量受控于沉积和成岩的综合作用，通过沉积控制成岩、成岩控制储层质量的思路可以基本明确区域储层质量差异的分布规律[1-8]，但该方法对叠置河道砂体内部储层质量表征的精度不够，各类储层边界也难以预测。

构型分析是沉积相研究的深入和细化，可明确叠置河道内部单一地质体的形态、空间展布及叠置方式，精细的储层构型解剖是了解地下储层展布和连通特征的有效手段，不同级次的储层构型单元对致密砂岩储层质量差异分布具有控制作用。本文通过在密井网区以沉积相（7 级构型）为基础开展单一微相（8 级构型）分析，建立储层构型模式，结合其他沉积要素，采用“构型控制成岩，成岩控制储层质量”的研究思路，形成构型控制下的致密砂岩储层质量表征方法，以期提高叠置河道内储层质量的空间表征精度，明确储层质量分布规律，指导预测稀井网区储层质量展布，为降低钻探风险，优选有利开发区提供地质依据。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是多旋回的叠合含油气盆地，发育多套含油气系统，上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地最重要的含油气层系之一，延长组自下而上可细分为 10 个油组，其中长 8 油组是重要的生产层位（图1）。长8 沉积时期构造环境整体较稳定，盆地地形平缓，坡度极小，以浅水辫状河三角洲致密砂岩沉积体系为主。考虑三角洲沉积过程复杂，单一构型模式不全面，本次研究选取了以辫状河三角洲平原沉积为主的红河油田和以辫状河三角洲前缘沉积为主的泾河油田[9-15]作为研究对象，利于建立不同沉积相带的构型模式，为储层质量表征提供更有利的地质依据。

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南部（图1），构造背景上处于盆地西南缘天环向斜内，长8 沉积时期构造环境整体较稳定，物源来自于盆地西南缘陇西古陆，沉积背景为浅水辫状河三角洲平原，主要发育水上分流河道、溢岸砂体和分流间湾等。岩性主要为细砂岩、粉砂岩和泥岩互层，填隙物成分杂基含量少、胶结物含量多。主力储层孔喉半径小，平均孔隙度为8.2%，平均渗透率为0.3×10-3μm2。泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南缘泾川和正宁县之间（图 1），长 8 沉积时期物源同样来自于陇西古陆，沉积背景为浅水辫状河三角洲前缘，主要发育水下分流河道和水下分流河道间，岩性以细砂岩和粉砂质泥岩为主，岩心可见生物扰动、生物钻孔和水平层理等沉积构造，颗粒分选中等，平均孔隙度为7.5%，平均渗透率为0.4×10-3μm2。

2 密井网区不同沉积相带的储层构型模式

2.1 储层构型要素类型划分及特征

基于 Miall 的构型界面识别和多位学者建立的辫状河三角洲构型级别划分[16-21]，辫状河三角洲构型研究主要集中在6～9 级构型，其中6 级构型要素是三角洲沉积体，对应的相是单层砂体微相组合；7级构型要素是同一期叠加河道、同一期叠加河口坝、同一期叠加水道河口坝，对应的相是微相复合体；8级构型要素是单一河道、心滩坝、单一河口坝，对应的相是单一微相；9 级构型要素是单一微相内部的增生体，包括前积体、垂积体和侧积体。本次研究是在7 级构型（微相复合体）的基础上对8 级构型（单一微相）进行分析，选取的HH105 井区和JH17 井区，井距均小于500 m，适合开展构型分析。基于旋回对比、分级控制的原则，将长8 砂层组精细划分为两个小层长81和长82，其中长81又可进一步分为长、长、长三个单层，作为构型解剖的基础。依据区域沉积背景，结合单砂体韵律性、沉积构造特征、粒度分析特征等，落实研究区主要的构型要素类型。

2.1.1 辫状河三角洲平原

通过岩心相和测井相的综合识别，红河油田长8 储层构型要素以辫状水道和心滩坝为主，砂体结构较复杂。辫状水道和心滩坝具有相似的岩性特征，均以细砂岩为主，心滩坝局部岩性较粗，达到中砂岩；岩心上辫状水道底部可见明显的冲刷面（图2a），心滩坝可见明显的槽状交错层理（图2b）；辫状水道和心滩坝在测井上表现出不同的韵律特征和测井曲线响应特征，同一河道带内心滩坝的粒度及砂岩厚度均大于辫状水道，辫状水道多为向上变细的正韵律或复合韵律，曲线以钟形为主；心滩坝则以均质韵律或反韵律为主，曲线以箱形或高幅度钟形为主（图3）。

图1 研究区位置及沉积背景

2.1.2 辫状河三角洲前缘

泾河油田的沉积背景为辫状河三角洲前缘亚相水下分流河道微相，识别的构型要素以水下分流河道和河口坝为主。水下分流河道以细砂岩、粉细砂岩为主，沉积构造丰富，底部发育冲刷面，内部发育平行层理、块状层理等（图2c，2d），曲线特征以钟形、微指状钟形为主；河口坝以中、细砂岩为主，发育小型交错层理、水平层理、波状层理等（图2e，2f），单砂体底部呈渐变接触，曲线特征以漏斗形、叠加漏斗形为主。

河口坝位于水下分流河道的前缘，同一期次内的河口坝粒度略粗于水下分流河道；韵律特征是两者的主要区别，水下分流河道以正韵律为主，而河口坝则以反韵律或均质韵律为主；同一河道带内水下分流河道与河口坝砂体厚度相近或河口坝略厚于水下分流河道（图3）。

图2 不同储层构型要素岩心沉积构造特征

2.2 储层构型要素空间展布特征

以沉积背景为约束，参考砂体厚度分析结果、现代沉积考察和野外露头观察，采用多维互动的方法解剖密井网区沉积构型，可以明确构型要素空间展布特征，包括构型要素的垂向叠置样式和平面分布样式。具体流程：首先利用直井与定向井的砂体解释成果，采用内插法绘制出砂厚分析图；再根据厚度中心法初步判断单期河道的展布特征；然后以单井构型要素划分结果为基础，依据横向砂厚变化、物性变化、微相变化等开展构型要素的连井剖面刻画；最后基于单井和剖面刻画结果，开展构型要素的平面展布研究。这一过程中要注意单井-剖面-平面的多维互动，相互验证，相互修改，最终确定不同构型要素合理的空间分布边界，明确其空间展布特征。

2.2.1 辫状河三角洲平原

红河油田长8 储层存在两种构型要素垂向叠置样式（图 3），一种是辫状水道与心滩坝拼接样式，包括辫状水道整体下切心滩坝和辫状水道部分下切心滩坝，整体下切中，辫状水道将心滩坝分开，其成因可能是辫状水道两侧沉积同时期心滩坝，或是后期的辫状水道由于下切能力强，将一个心滩坝完全下切分成两个心滩坝；如果后期水道下切水动力较弱，则成为部分下切式心滩坝。另一种则是单一辫状水道沉积，多发育在河道边部，平面上，心滩坝顺物源方向呈近椭圆形分布（长轴平行于物源方向），辫状水道呈交叉合并的条带状分布，心滩坝与辫状水道构成“宽坝窄河道”的分布样式，心滩坝长宽比约2∶1。在现代沉积中，常见这种心滩坝呈土豆状镶嵌于交织条带状的辫状水道内的平面组合样式。

2.2.2 辫状河三角洲前缘

泾河油田长8 储层存在3 种构型要素垂向叠置样式（图3），第一种是水下分流河道与河口坝侧向拼接样式，其成因是水下分流河道流速降低，水动力减弱，较粗粒沉积物发生沉降，河流分叉；第二种是水下分流河道垂向下切样式，原因是后期水道对前期沉积的冲刷造成河道下切；第三种是单一水下分流河道沉积，主要发育在河口坝不发育的河道区，可能存在河道侧翼的垂向拼接。平面上，河口坝顺物源方向展布，成扁椭圆形，水下分流河道变宽，砂坝较上游宽、长加倍，河口坝长宽比约3.2∶1.0。

2.3 储层构型模式建立

通过密井网区的构型要素划分、构型要素空间分布样式分析，可以获得表征各构型要素的定量参数分布范围、平均值等，依据该统计结果建立不同沉积相带的构型要素定量函数关系，再结合现代沉积考察和野外露头观察，构建浅水辫状河三角洲构型模式，该模式是指导储层构型研究的重要依据，对后期或其他相似区块的储层质量预测及定量化表征具有重要地质意义。

红河油田辫状水道宽度（x）为180.0～220.0 m，水道砂体厚度（y）为5.6～14.8 m，通过交汇法建立相关关系式为y=0.011 7x+2.07，相关系数为0.746 2；心滩坝长度（x）为1 100.0～1 250.0 m，宽度（y）为550.0～650.0 m，砂体厚度为6.2 m，建立相关关系式为y=0.418 6x+91.86，相关系数为0.814 6。通过相关分析，辫状水道和心滩坝的定量参数间相关性均较好。

泾河油田水下分流河道宽度（x）为 644.0～1 057.0 m，水道砂体厚度（y）为3.5～12.0 m，通过交汇法建立相关关系式为y=0.019 0x-8.18，相关系数为0.751 9；河口坝长度（x）为1 500.0～2 700.0 m，宽度（y）为610.0～760.0 m，砂体厚度为6.5 m，建立相关关系式为 y=0.112 3x+468.60，相关系数为0.625 6。通过相关分析，水下分流河道定量参数间相关性较好，河口坝的定量参数间相关性稍差，这可能与分布于河口坝的井位较少有关，河口坝边界只能依据构型解剖的形态进行预测。

在红河油田和泾河油田构型要素定量表征的基础上，参考鄱阳湖等现代浅水湖泊沉积特征，建立了适用于鄂尔多斯盆地西南缘浅水辫状河三角洲沉积的构型模式（图4）。平原区以“宽坝窄河道”的沉积样式为主，向湖盆方向，河道逐渐变宽，厚度变大；前缘区河口坝局部分布，坝体规模相对于河道规模变小。沉积模式的建立利于约束后期的储层质量预测分析。

3 构型控制下的储层质量表征

致密砂岩储层质量受控于沉积和成岩的综合作用，不同沉积因素（沉积相及砂泥配置关系、岩石相、塑性成分含量等）形成不同的成岩演化序列，进而形成具有不同孔隙结构和不同储层物性特征的成岩相类型，从而导致储层质量的差异。通过密井网区单一微相级次的构型解剖研究，细化了叠置河道内部的沉积因素分布，明确了构型控制下的“沉积因素-成岩相-储层类型”对应关系，深化表征储层内部非均质性，达到预测储层质量空间分布的目的。

图3 不同沉积相带构型要素类型及空间展布特征

图4 鄂尔多斯盆地西南缘长8 浅水辫状河三角洲沉积模式

3.1 构型控制下的成岩相展布

单一微相级次的成岩相展布研究是表征不同单一微相内垂向和平面上的不同成岩相类型的分布规律，成岩相展布受控于构型要素的空间展布。依据岩心粒度分析、扫描电镜、铸体薄片等资料的综合分析，长8 致密砂岩储层主要受压实、胶结和溶解作用，根据这3 种成岩作用的强度和矿物成分，识别并划分出4 种成岩相类型，不同成岩相类型具有不同的孔隙结构组合和物性特征。通过测井响应图版建立成岩相测井解释标准，进行非取心井成岩相解释，基于解释结果，在构型模式和构型要素空间展布的约束下，进行成岩相的空间分布预测，从而明确各类成岩相的分布规律及特征。

3.1.1 绿泥石中溶解相

该相以衬边绿泥石为主，压实作用中等，溶解作用较强（图5a）。主要发育在心滩坝、河口坝等坝的主体部位，垂向上多位于砂体中上部，富含刚性中-细砂岩，孔隙结构主要为粒间孔-粒内孔-宽片状喉道组合，平均孔隙度大于10.0%，平均渗透率大于0.3×10-3μm2，储层物性较好。

3.1.2 方解石中胶结相

该相胶结物主要为方解石，溶解作用较弱，胶结作用中等（图5b）。主要发育于分流河道中部，垂向上多位于砂体顶底部，以过渡细砂岩为主，孔隙结构主要为粒间孔-宽片状喉道组合，孔隙度为8.0%～14.0%，渗透率为 0.2×10-3～0.8×10-3μm2，储层物性较好。

3.1.3 高岭石胶结相

该相胶结物主要为高岭石，压实作用中等，溶解作用较弱，胶结作用中等（图5c）。主要发育于心滩坝、河口坝等坝体的侧翼，垂向上多位于砂体中下部，以过渡细砂岩为主，孔隙结构主要为粒间孔-微孔隙群-窄片状喉道，孔隙度为 7.0%～11.0%，渗透率为0.1×10-3～0.3×10-3μm2，储层物性中等。

3.1.4 强压实相

该相压实作用强，胶结作用和溶解作用较弱（图5d）。主要发育在分流河道边部，垂向上多位于薄砂体中，以塑性粉细砂岩为主，孔隙结构主要为微孔隙群-极窄片状喉道，储层物性差。

3.2 成岩相控储层质量展布

图5 长8 储层成岩相镜下特征

储层质量通常采用表征储集能力的孔隙度和表征渗流能力的渗透率作为评价参数进行分类，前人通过对鄂尔多斯盆地西南缘长8 致密砂岩储层微观孔隙结构的研究[22-25]，采用具有相似孔渗关系的孔隙结构对孔隙度和渗透率进行截断，获得了不同储层类型的物性划分标准（表1）。以物性为“桥梁”，可以将成岩相类型与储层类型建立对应关系，进而获得构型控制下的“沉积因素-成岩相-储层类型”对应关系。

采用“单井约束，成岩相控”的原则进行储层质量的平面展布预测，成岩相类型与储层类型对应关系单一的，可以将成岩相平面展布变换为储层类别分布，成岩相类型对应两种储层类型的，则以单井储层类型划分为依据，以成岩相分布为约束，以低级别储层类型为背景圈定高级别储层类型。长8 油层 I 类储层主要分布在坝主体部位，平面连续性较差；II 类储层主要发育在分流河道主河道内，连续性较好；Ⅲ类储层一般发育在坝侧缘，平面呈环形分布；IV 类储层则多发育于河道边部（图6）。

表1 长8 致密砂岩储层类型划分标准

通过开发井产能与储层质量表征结果对比可以看出，位于I 类储层和II 类储层主体部位的油井平均日产油较高，而位于Ⅲ类储层或II 类储层边部的油井日产油较差，储层质量控制了油井产能的差异。构型控制下的储层质量平面表征精度和储层平面非均质性刻画精度的提高，可有效解释叠置河道内部油井产能差异的原因，利于挖掘剩余油潜力。

采用“构型控制成岩，成岩控制储层质量”的多重约束思路，实现了储层质量的定量表征，解决了由于地震精度不够无法识别复合砂岩及内部非均质性的问题，细化了叠置河道内部储层质量的垂向差异变化。坝内部主要发育 I 类储层，向坝缘发育 II类和Ⅲ类储层，垂向上顶部多为II 类储层，底部为Ⅲ类储层；分流河道中心部位主要发育I 类和II 类储层，河道底部多为Ⅲ类和IV 类储层，向坝一侧过渡为Ⅲ类储层，向河道边部过渡为IV 类储层。

图6 构型控制下的储层质量展布特征

4 方法应用

采用构型控制下的储层质量表征方法，即在构型模式指导下，开展构型要素分析和构型要素空间分布研究，预测成岩相展布和不同类型储层质量分布。通过对JH13 稀井网区（井距大于2 000.0 m）河道内部不同质量储层的边界划分，并依据预测结果，在区内设计了水平井JH17P40，预计依次钻遇II类、III 类和I 类储层。该井实钻结果与预测结果吻合度较好，I 类储层占水平段的70%，平均日产油5.4 t。

构型控制下的储层质量表征方法合理预测了连片分布的致密砂岩储层内部不同类型储层的边界，为缺乏高精度地震预测资料的鄂尔多斯盆地西南缘地区，提供了一种大井距间优选有利目标的技术手段。

5 结论

（1）本文提出了一种构型控制下的储层质量表征方法。通过对密井网区构型要素类型的划分、空间分布特征的分析及定量化表征，开展叠置河道带内部构型解剖，构建储层构型模式及定量表征方法，再结合沉积因素分析、成岩相类型划分及储层类型评价，明确储层质量的分布规律。

（2）该方法有效地提高了鄂尔多斯盆地西南缘长8 致密砂岩基质储层质量表征精度，一是解决了常规沉积-成岩分析方法无法识别叠置河道砂体内部储层质量差异的问题，将单一储层类型细化为 4种不同的基质储层质量类型；二是解决了由于地震精度不够无法识别复合砂岩及内部非均质性的问题，细化了叠置河道内部储层质量的差异变化。

（3）储层质量表征精度的提高，细化了储层质量差异，从而进一步深化了储层非均质性的认识，为开发井网的部署提供了可靠的地质依据，降低了生产井钻探风险。