高 阳
（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）
渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段砂砾岩中蕴含丰富的凝析气资源。自2004年该凝析气藏发现以来，至2019年完钻探井23口。但由于储层非均质性强、发育主控因素认识不清，在该区钻探的23口井中有18口因钻遇的储层物性差，导致单井产量低于工业油气流下限，致使该凝析气藏至今尚未探明。
2010年之前，对沙四下亚段砂砾岩凝析气藏的研究主要是分析油气来源和成因，学者们通过油源对比、流体包裹体，结合埋藏史、生烃史，提出凝析气藏的油气源为沙四下亚段的盐湖相烃源岩［1-2］。凝析气藏经历了3期成藏和古油藏原油裂解过程，具有优质的烃源岩、良好的盐膏封盖层，温度与压力的耦合是形成凝析气藏的关键因素［3］。但随着钻井资料的增加，逐渐认识到储层物性才是控制气藏富集和产能的关键，因此对该区砂砾岩凝析气藏的研究转向储层物性方面。王淑萍等［4-5］运用铸体薄片、扫描电镜、流体包裹体分析、物性分析等多种技术方法，分析了砂砾岩储层成岩作用特征及其对储层物性的影响，提出了不同沉积相带砂砾岩储层成岩差异导致了物性差异，认为扇中辫状水道微相的砂砾岩由于早期异常高压和早期油气充注对储层的保护，以及酸性溶解对储层的改造保留了有效储集层。但目前对砂砾岩储层物性发育的主控因素仍然没有明确，给优质储层空间展布预测带来困难，因此需要开展储层物性发育主控因素研究。
沉积作用、成岩过程、构造作用和油气充注共同控制了储集层物性［6-10］，这些因素中，哪些因素是储层物性的主控因素，是储层研究的重点。早期储层物性主控因素的研究多采用单因素分析法，即分析储层孔隙度或渗透率与某一地质因素之间的关系，如储层孔隙度或渗透率与矿物含量的关系或与粒度的关系等［11-17］，能定性确定某一个地质因素对储层物性的影响，但不能确定各地质因素对储层物性影响的大小。近年来，储层物性控制因素的研究逐渐由单因素向多因素转变：如杨田等［18］在研究东营凹陷沙三中亚段浊积岩储层时，提出以渗透率差值为母因子表征低渗透储集层综合特征，并通过灰色关联法计算各地质因素的权重系数；
唐俊等［19］利用多元线性逐步回归方法分析了面孔率与多个地质因素之间的相关性，明确了影响姬源地区长8段碎屑岩储层面孔率的主要地质因素。
为搞清东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段砂砾岩集层物性主控因素，首先利用单因素分析法评价各种沉积作用和成岩作用对储层孔隙度和渗透率的影响，然后基于单因素分析的结果，以孔隙度和渗透率作为因变量，多个地质因素作为自变量，开展多元线性逐步回归分析，对各地质因素对孔隙度和渗透率的影响程度进行排序，最终得到储集层物性发育的主控因素。最后利用主控因素叠合方法预测优质储层发育区，用于指导东营凹陷沙四下亚段致密砂砾岩油气藏的勘探。
东营凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷，是一个北陡南缓的新生代箕状断陷凹陷。该凹陷在古近纪沙四下亚段沉积期处于裂陷期，陈家庄凸起南侧的陈南断层强烈运动，形成“高山深湖”的沉积背景，古湖泊北岸陈家庄凸起上的母岩风化后，在重力流作用下进入深湖形成巨厚的砂砾岩扇体，这些砂砾岩体平面上沿陈南断层裙带状展布，纵向上厚度可达数千米，砂砾岩体与民丰洼陷和利津洼陷的深湖相烃源岩直接接触，形成近源成藏的砂砾岩油气藏［20］（图1）。2004年钻探的Fs1井获高产工业油气流，截至2019年共实施钻井23口，其中5口井获得工业油气流，2口井获得低产气流。
图1 东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段构造纲要及综合柱状图Fig.1 Structural outline and comprehensive column of Lower Es4 in northern steep slope zone of Dongying Sag
东营凹陷沙四下亚段砂砾岩储层具有岩石类型多样、成分成熟度和结构成熟度低、物性差的特征［21］。从岩性上看，砂砾岩的岩石类型受沉积相带控制，扇根亚相主要发育砾岩、砂质砾岩和砾状砂岩，扇中亚相主要发育含砾粗砂岩、不等粒砂岩和中砂岩，扇缘亚相主要发育粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩、泥岩互层。按照砂岩成分分类，其岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，颗粒以次棱状为主，分选差—中等。石英和燧石的平均体积分数为28.8%，长石的平均体积分数为36.4%，岩屑的平均体积分数为34.8%，石英与长石+岩屑的体积分数之比为0.15～0.75，平均值为0.48。砂砾岩的成分受母源影响，不同古冲沟发育的砾石和岩屑成分变化大，西部利津地区主要发育灰岩、白云岩砾石和岩屑，而东部民丰地区主要发育结晶岩、石英岩、二长花岗岩砾石和岩屑。从物性上来看，沙四下亚段砂砾岩的孔隙度为0.3%～12.7%，主要分布在1.5%～5.0%，平均为3.7%。沙四下亚段砂砾岩的渗透率为0.001×10-3～42×10-3μm2，主要 分布在0.1×10-3～1.0×10-3μm2，平均为1.8×10-3μm2，为中—低孔、低渗—致密储层。
2.1 沉积作用
不同沉积环境下沉积的岩石，其粒径大小、分选性、磨圆程度、杂基含量和岩石颗粒的成分等方面有明显差异，这些差异影响了埋藏后的成岩作用，导致了储层物性的差异。
统计了501组沙四下亚段砂砾岩储层物性数据，发现处于相同成岩阶段、不同沉积亚相砂砾岩的物性有明显差异。在晚成岩A期（Ro为0.5%～1.3%），扇根亚相、扇中亚相和扇缘亚相砂砾岩的孔隙度平均值分别为3.5%、5.0%和4.0%，渗透率平均值分别为0.34×10-3、1.51×10-3和0.50×10-3μm2，表明沉积亚相对于储层物性具有明显影响。沉积亚相是沉积环境和沉积物各种特征的综合反映，对砂砾岩物性的控制体现在分选、粒度、岩性、物质组成等各个方面，需要对每一个沉积地质因素与储层物性的关系展开分析。
2.1.1 分选系数
利用激光粒度实验得到的分选系数（f）可以表征储层的分选性，当f等于1表示分选均匀，f为（1，2.5］表示分选较好，f为（2.5，4.5）表示分选中等，S大于等于4.5表示分选差。统计了不同成岩阶段储层分选系数与孔隙度、渗透率之间的关系，发现分选性越好储层物性越好（图2）。其中孔隙度大于6%，渗透率大于1×10-3μm2的储层，分选系数小于2.5。
图2 砂砾岩分选系数与渗透率、孔隙度的关系Fig.2 Relationships of sorting coefficient vs.permeability and porosity of glutenite
2.1.2 粒度
统计了粒度中值与孔隙度、渗透率之间的关系，发现砂砾岩的粒度中值越大，孔隙度和渗透率越大。粒度中值为1.0～2.0 mm的砂砾岩，孔隙度平均值为4.9%，渗透率平均值为1.38×10-3μm2；
粒度中值为0.5～1.1 mm的砂砾岩，孔隙度平均值为4.6%，渗透率平均值为1.19×10-3μm2；
粒度中值0.2～0.5 mm的砂砾岩，孔隙度平均值4.2%，渗透 率 平 均 值 为0.87×10-3μm2；
粒 度 中 值0.13～0.25 mm的砂砾岩，孔隙度平均值为3.7%，渗透率平 均 值 为0.74×10-3μm2；
粒 度 中 值 为0.063～0.125 mm的砂砾岩，孔隙度平均值为3.2%，渗透率 平 均 值 为0.37×10-3μm2；
粒 度 中 值 为0.031～0.063 mm的砂砾岩，孔隙度平均值为2.6%，渗透率平均值为0.18×10-3μm2。结果表明岩石粒度越粗，储层的孔、渗性越好。
2.1.3 物质组成
岩石中颗粒成分对储层物性有明显的控制作用，岩石中刚性组分含量高则抗压实能力强，有利于原生孔隙的保存，岩石中塑形组分含量高时，塑形矿物压实形成假杂基充填孔隙，不利于原生孔隙的保存。统计了沙四下亚段砂砾岩中石英、长石、岩屑含量与岩石渗透率之间的关系，以及岩屑中沉积岩岩屑、岩浆岩岩屑和变质岩岩屑与岩石渗透率之间的关系，发现二者之间没有明显的相关性。
2.1.4 杂基含量
从杂基含量与孔隙度、渗透率关系上可以看出（图3），砂砾岩中杂基的含量影响了储层的物性。杂基体积分数小于5%的砂砾岩，平均孔隙度为7.1%，平均渗透率为1.80×10-3μm2；
杂基体积分数为10%的砂砾岩，平均孔隙度为5.3%，平均渗透率下降到1.20×10-3μm2；
杂基体积分数超过10%的砂砾岩，平均孔隙度仅3.6%，平均渗透率下降到0.24×10-3μm2。随着杂基含量的增加，储集层的孔、渗透性变差。
图3 砂砾岩杂基含量与孔隙度、渗透率的关系Fig.3 Relationships of matrix content vs.porosity and permeability of glutenite
在砂砾岩这类重力流沉积物中，岩石中的杂基体积分数在一定程度上反映了水动力条件和分选性，杂基体积分数越高，沉积物的分选越差。尤其是在扇根亚相发育的泥石流沉积物，大小砾石漂浮在泥质、泥云质杂基中，孔隙不发育（图4（a））。
图4 东营凹陷沙四下亚段砂砾岩典型薄片照片Fig.4 Typical thin-section photos of glutenite in Lower Es4 of Dongying Sag
2.2 成岩作用
东营凹陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩埋深普遍超过3 500 m，处于晚成岩A期、晚成岩B期，经历了强烈的压实作用和胶结作用，颗粒之间多为线状、凹凸状接触。砂砾岩储层颗粒间发育2—3期的碳酸盐胶结物（图4（b）），胶结物主要为方解石、白云石、铁方解石和铁白云石（图4（c）），部分砂岩中见到硬石膏胶结（图4（d）），硅质胶结不发育，偶见石英次生加大，压实作用和胶结作用是导致储层致密的主要原因，主要储集空间为残余原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙（图4（e））。为了进一步研究成岩作用对砂砾岩物性的影响，分别统计了不同沉积亚相砂砾岩的埋深、胶结物含量与孔隙度、渗透率之间的关系。
2.2.1 埋深
随着埋深的增加，砂砾岩的孔隙度和渗透率逐渐减小。在晚成岩A1期，砂砾岩孔隙度最高可达12%，渗透率最高可达82.81×10-3μm2，平均渗透率为2.21×10-3μm2，储集空间以原生残余粒间孔隙为主，次生溶蚀孔隙为辅（图4（e）、（f））；
在晚成岩A2期，砂砾岩的孔隙度大多小于8%，渗透率小于5×10-3μm2，平均渗透率仅0.49×10-3μm2，储集空间仍然为原生残余粒间孔隙和次生溶蚀孔隙，但次生溶蚀孔隙占总孔隙的比例随埋深增加而逐渐增大（图4（g））。到了晚成岩B期，砂砾岩的孔隙度和渗透率迅速降低，储集空间以次生溶蚀孔隙和裂缝为主（图4（h）），平均孔隙度为0.97%，平均渗透率为0.068×10-3μm2。
2.2.2 胶结物含量
东营凹陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩的胶结物主要为多期发育的碳酸盐胶结物，体积分数为0.5%～30.0%，平均为9.5%，胶结物成分主要为方解石、白云石、铁方解石和铁白云石。砂砾岩中还见到黄铁矿和硬石膏胶结，体积分数为0.5～9.0%，平均为1.2%，硅质胶结不发育，在少数样品薄片中见到石英次生加大，硅质胶结物平均含量小于1.0%。
统计了不同碳酸盐胶结物含量、黄铁矿+石膏胶结物含量的砂砾岩的孔隙度和渗透率，发现不同碳酸盐胶结物含量的砂砾岩的孔隙度和渗透率有明显差异。
碳酸盐胶结物体积分数小于5%的砂砾岩，平均孔隙度为4.3%，平均渗透率为3.12×10-3μm2；
碳酸盐岩体积分数为5%～15%的砂砾岩，平均孔隙度为4.5%，平均渗透率为1.77×10-3μm2；
碳酸盐岩体积分数为15%～25%的砂砾岩，平均孔隙度为3.3%，平均渗透率为0.76×10-3μm2；
碳酸盐胶结物体积分数超过25%的砂砾岩，平均孔隙度为1.8%，平均渗透率为0.25×10-3μm2。随着胶结物含量的增加，储集层孔隙度和渗透率降低。
基于单因素分析认为：埋深（成岩程度）、分选、粒度、杂基含量、碳酸盐胶结物含量对砂砾岩的孔隙性和渗透性具有控制作用，但如何定量评价各因素对物性影响程度，哪种因素对物性影响最大，需要进一步研究，为此引入了逐步回归分析方法。
逐步回归分析的基本思想是将变量逐个引入模型，每引入一个解释变量后要进行F检验（数理统计术语），并对已经选入的解释变量逐个进行t校验（数理统计术语），当原来引入的解释变量由于后面解释变量的引入而变得不显著时，则将其删除，以确保每次引入新的变量之前回归方程中只包含显著性变量。这是一个反复的过程，直到没有显著的解释变量选入方程，也没有不显著的变量从回归方程中剔除为止。
将砂砾岩的孔隙度（ϕ）和渗透率的对数（lgK）作为因变量，砂砾岩中的石英体积分数（Q）、长石体积分数（H）、岩屑体积分数（L）、变质岩岩屑体积分数（M）、沉积岩岩屑体积分数（S）和岩浆岩岩屑体积分数（I）、中值粒径（a）、分选系数（f）、Ro、碳酸盐胶结物体积分数（Ca）、杂基含体积分数（Ep）、黄铁矿+石膏胶结物体积分数（G）共12个参数作为自变量，利用逐步回归分析方法，分析自变量引入和剔除方程的顺序，对影响砂砾岩孔隙度和渗透率的各地质因素进行排序。逐步回归分析利用SPSS数理统计软件实现。
由于孔隙度、渗透率受多重地质因素影响，孔隙度和渗透率与单一地质因素之间的相关性差，当F值的概率为0.05时引入、0.1时剔除，方程只引入了1—2个自变量，不能查清各地质因素对储层物性的影响。为查清各地质因素引入方程的顺序和重要性，在逐步回归分析过程中将置信水平设置为F值的概率0.5时进入、0.8时剔除。
从东营凹陷沙四下亚段砂砾岩孔隙度及其控制因素逐步回归分析结果来看（表1），孔隙度表征方程引入了6个自变量，没有剔除自变量，引入自变量的顺序依次为Ro、粒度中值、分选系数、石英含量、火成岩岩屑含量和沉积岩岩屑含量，复相关系数R2由0.204变为0.390，估计标准误差逐渐减小。其中首先引入的自变量为Ro，说明影响储层孔隙度最主要的因素是成岩程度，其次引入的自变量为粒度中值和分选系数，表明砂岩的粒度和分选对孔隙性有较大的影响，然后引入的石英含量和火成岩岩屑含量对表征方程的R2造成显著影响，最后引入的沉积岩岩屑的含量仅使孔隙度表征方程R2改变了0.007。回归方程中孔隙度与Ro和分选系数负相关，与粒度中值、石英含量和火成岩岩屑含量正相关，即成岩程度低、分选好、粒度粗、石英含量高、火成岩岩屑含量高的砂砾岩孔隙性好（表1）。
表1 东营凹陷沙四下亚段砂砾岩孔隙度及其控制因素逐步回归分析结果Table 1 Stepwise regression analysis on porosity and controlling factors of glutenite in Lower Es4 of Dongying Sag
东营凹陷沙四下亚段砂砾岩渗透率表征方程引入了5个自变量（表2），引入自变量的顺序依次为杂基含量、变质岩岩屑含量、镜质体反射率、分选系数和碳酸盐胶结物含量，复相关系数R2由0.157变为0.352。
表2 东营凹陷沙四下亚段砂砾岩渗透率及其控制因素逐步回归分析结果Table 2 Stepwise regression analysis on permeability and controlling factors of glutenite in Lower Es4 of Dongying Sag
首先引入的自变量为杂基含量，表明杂基含量是影响储层渗透性最主要的因素，杂基含量与渗透率对数呈负相关，表明杂基含量越低，砂砾岩的渗透性越好；
其次引入方程的自变量为变质岩岩屑含量，变质岩岩屑含量与渗透率对数正相关，表明变质岩岩屑含量越高，储层渗透性越好；
再引入方程的Ro（表征成岩程度）、分选系数和碳酸盐胶结物含量都使得渗透率对数的表征方程复相关系数R2产生了明显的变化，渗透率与三者负相关，表明成岩程度低、分选好、碳酸盐胶结物含量低的储层渗透性好。
勘探实践证实，研究区油气产量主要受储层渗透性控制，通过前面对储层渗透性主控因素分析，认为东营凹陷沙四下亚段砂砾岩储层渗透性受控于杂基含量、变质岩岩屑含量和镜质体反射率（Ro表征成岩程度）等因素的作用。利用岩心实测数据标定，建立砂砾岩杂基含量和变质岩岩屑含量测井评价模型，从而得到目的层段杂基含量和变质岩岩屑含量平均值，然后建立Ro与埋深的相关关系，利用砂砾岩埋深计算砂砾岩的Ro，叠合主控因素等值线图，预测渗透性较好的储层平面发育位置。
通过叠合分析，认为东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段优质储层主要分布在Ts1井—T176井区以及Fs1井—Fs3井—Fs5井区（图5），该区砂砾岩储层的Ro为0.8%～1.6%，岩石中杂基含量低于10%，变质岩岩屑含量高于20%。根据上述研究成果，2020年在预测优质储层发育区部署了Fsx101井和Fsx11井，其中Fsx101井在4 525～4 552 m常规试油，直径为5 mm油嘴放喷日产油8.42 t、日产气17 842 m3；
Fsx11井4 309.5～4 467 m压裂试油，直径为8 mm油嘴控制放喷日产油81.7 t、日产气42 854 m3，取得良好的勘探效果。
图5 东营凹陷沙四下亚段砂砾岩储层渗透率主控因素叠合Fig.5 Superposition of main controlling factors for permeability of glutenite reservoir in Lower Es4 of Dongying Sag
（1）基于单因素分析，认为控制沙四下亚段致密砂砾岩储层物性的地质因素包括埋深（或成岩程度）、分选、粒度、杂基含量和碳酸盐胶结物含量，其中成岩程度低、分选好、粒度粗、杂基含量低、碳酸盐胶结物含量低的储层孔隙度高、渗透性好。
（2）在单因素分析的基础上，逐步回归分析认为：影响储层孔隙性的关键地质因素为成岩程度、粒度、分选、石英含量和火成岩岩屑含量，影响储层渗透性的关键地质因素为杂基含量、变质岩岩屑含量、成岩程度、分选系数和碳酸盐胶结物含量。通过叠合杂基含量、变质岩岩屑含量和表征成岩程度的Ro这3个储集层渗透率主控因素，预测在Ts1井—T176井区以及Fs1井—Fs3井—Fs5井区发育相对高渗透率的优质储集层，在预测有利区部署Fsx101井和Fsx11井两口探井，取得高产工业油气流，取得良好的勘探效果。
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