熊 斌 ，陳洪德，2，趙俊興，2 ，李鳳杰，向 芳，陳安清

(1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院,四川 成都 610059；2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川 成都 610059)

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部偏西北，區(qū)域構(gòu)造地跨西緣逆沖帶，天環(huán)坳陷兩個構(gòu)造單元(圖1)。鄂爾多斯盆地在印支運(yùn)動后進(jìn)入湖盆發(fā)展的鼎盛時期[1]，中晚三疊世主要發(fā)育一套湖泊-三角洲沉積體系。研究區(qū)為湖岸線以上的沉積環(huán)境，沉積類型主要以發(fā)育三角洲平原亞相的辮狀河道沉積，分流間灣及天然堤沉積微相為主[2]。三疊系延長組是鄂爾多斯盆地內(nèi)陸湖盆形成后接受的第一套生儲油巖系，是盆內(nèi)油氣資源最為豐富的層系，同時由于地殼頻繁振蕩運(yùn)動，形成沉積上多旋回，多韻律，形成多套含油氣地層組合，使得它成為盆地最主要的勘探層系[1]。巖性主要為灰綠色、灰色中厚層-塊狀細(xì)砂巖、粉砂巖和深灰色、灰黑色泥巖等(表1)。長9油層組作為繼長8，長6，長4+5之后新發(fā)現(xiàn)的重要產(chǎn)油層組[3]，前人對長9的研究主要集中在儲集沉積環(huán)境，油氣成藏，烴源巖評價等方面[4-13]，但在儲層方面的研究相對欠缺。

圖1 姬垣西北部位置

表1 姬塬西北部地層劃分(據(jù)長慶油田公司資料及參考文獻(xiàn)[14]修改)

隨著勘探評價程度不斷深入，對儲層的綜合性研究的認(rèn)識顯得尤為重要。研究影響儲層發(fā)育的主要控制因素，對于進(jìn)一步認(rèn)識該區(qū)的成藏規(guī)律，確定有利勘探評價目標(biāo)具有重要的借鑒意義。鑒于此，本文立足于前人研究認(rèn)識，結(jié)合研究區(qū)基礎(chǔ)資料，運(yùn)用鑄體薄片(36件)和掃描電鏡(4張)等鏡下觀察、建立巖電轉(zhuǎn)換模型、依據(jù)儲層測井特征進(jìn)行物性分析(115口井)等手段研究姬塬地區(qū)西北部長91儲集層儲集特征，從成巖作用及沉積環(huán)境兩個方面研究對儲層發(fā)育的控制機(jī)理，并結(jié)合沉積特征，物性特征，儲集空間等要素對長91儲層做出評價。

1 儲層特征

1.1 儲層巖石學(xué)特征

通過對研究區(qū)取心井段鏡下薄片鑒定資料統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長91儲集層砂巖石英含量在19.4%～78.7%之間，平均為32.7%；長石含量在2.7%～61%，平均值在41.6%。巖屑的總含量在6%～45.8%之間，平均值在13.7%。長91油層段的雜基含量整體較低，在0～6.5%之間，平均為4.35%，物質(zhì)組分主要以綠泥石為主，次為伊利石黏土礦物；膠結(jié)物成分以綠泥石填隙物為主，含量在0～13.4%，平均含量為3.90%，次為濁沸石和硅質(zhì)膠結(jié)物。按照曾允孚砂巖分類標(biāo)準(zhǔn)[15]，長91儲層砂巖以長石砂巖，巖屑長石砂巖為主。碎屑顆粒大小以細(xì)，中粒為主，偶見粗粒和不等粒，顆粒大多呈次棱角狀，圓狀、棱角狀較少，分選程度中等，顆粒支撐類型主要為顆粒支撐，次為雜基支撐；膠結(jié)類型以孔隙-薄膜式膠結(jié)為主，薄膜膠結(jié)和次生加大-薄膜膠結(jié)次之(圖3)。

1.2 儲層測井特征

以伽瑪曲線反映泥質(zhì)含量和碎屑粒度變化的沉積序列和演化特征，結(jié)合視電阻率、自然電位和密度綜合分析，通過建立測井相巖-電轉(zhuǎn)換模型對非取心井段測井曲線的巖性和沉積相解釋(圖2)。研究區(qū)長91的儲集巖類型以中-細(xì)砂巖為主，在測井曲線上表現(xiàn)為較低自然伽馬值，電阻率曲線低值。在測井相上表現(xiàn)為底部呈突變和頂部呈漸變關(guān)系的鐘形曲線以及略顯正韻律變化過渡到箱型的齒化箱型曲線等。如黃3井，黃18井，在平面上主要分布于分流河道的位置。而粒度較細(xì)的泥巖及泥質(zhì)粉砂巖對應(yīng)較高的伽馬值及電阻率值，主要分布于天然堤及分流間灣等微相部位，如池44井、擺51井等。

圖2 姬塬西北部長91油層組巖-電轉(zhuǎn)換模型，黃3井,2655-2664m取心井段

1.3 孔隙類型

碎屑巖儲層孔隙是碎屑巖沉積、成巖過程的產(chǎn)物，儲層中的孔隙類型的組合及匹配關(guān)系取決于碎屑巖骨架組分類型及碎屑巖成巖演化歷史，而這又與物源區(qū)母巖性質(zhì)、碎屑物的沉積、成巖環(huán)境關(guān)系密切[1]。經(jīng)歷了復(fù)雜成巖作用改造的儲集巖，研究和識別各種孔隙類型對儲集空間的貢獻(xiàn)值，是儲層研究工作的一項(xiàng)重要內(nèi)容。

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)36口井鑄體薄片及部分掃描電鏡分析統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長91儲層砂巖普遍發(fā)育剩余原生粒間孔(圖3中a～e圖)，是主要的孔隙類型(表2)，另外可見次生的粒間及粒內(nèi)溶孔(圖3中e圖)，此外還有黏土礦物內(nèi)微孔(圖3中h圖)，但對儲集空間貢獻(xiàn)有限，不能實(shí)質(zhì)性改善儲層物性。裂縫則普遍不發(fā)育。

表2 長91油層組儲層孔隙類型含量

1.3.1 原生粒間孔

研究區(qū)內(nèi)長91儲集巖剩余原生孔徑大小一般介于20～200μm，分布較均勻，孔隙形態(tài)邊界清晰，主要為三角形、四邊形或不規(guī)則形，多呈未充填狀態(tài)(圖3中a～d)。這類剩余原生粒間孔在黃171井、黃176井、黃153井中較為常見(圖3中a～d)。從觀察的薄片上來看，原生粒間孔面孔率約5.25%，綠泥石或伊利石薄膜的保存十分完好，能清楚的看見顆粒間呈點(diǎn)-線接觸關(guān)系，表面沒有受到較強(qiáng)的擠壓作用(圖3中a～c)。

1.3.2 粒間及粒內(nèi)溶孔

長91儲集層砂巖中所見的粒間溶孔主要是在環(huán)邊綠泥石溶解的基礎(chǔ)上進(jìn)一步溶蝕擴(kuò)大而成(圖3中e圖)，但粒間溶孔不是十分發(fā)育，而粒內(nèi)溶孔卻發(fā)育較好，包括碎屑粒內(nèi)溶孔和晶體內(nèi)溶孔，通過鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)，粒內(nèi)溶孔主要為長石粒內(nèi)溶孔，次為濁沸石粒內(nèi)溶孔，面孔率上分別占1.50%和0.35%，它們對于儲集層物性有明顯的改善作用。

1.3.3 黏土礦物內(nèi)微孔

指由假雜基、長石、火山巖屑內(nèi)或邊緣弱溶蝕形成的小于10μm的孔隙，以及由泥質(zhì)和蝕變的自生伊利石、高嶺石晶間微孔隙。研究區(qū)內(nèi)常見晶間微孔(圖3中h圖)，主要是綠泥石薄膜晶間微孔。雖然它們分布非常廣泛，但對儲集空間貢獻(xiàn)相對前面兩種孔隙類型顯得很小。只是對提升儲集層的滲透性有一定意義。

a.剩余原生粒間孔，綠泥石薄膜，黃176井，長91，2829.41m;b.綠泥石薄膜狀充填孔隙，粒間孔發(fā)育，粒內(nèi)溶孔，黃171井,長91,2691.85m;c.長石巖屑砂巖，原生粒間孔，黃153井，長91,2708.93m，棱角狀，點(diǎn)接觸為主;d.剩余原生粒間孔，粒間溶孔，綠泥石薄膜，黃176井 長91，2829.41m;e.粒間溶孔，黃8井，×10(-)，長91，2593.6m;f.濁沸石強(qiáng)烈溶蝕，黃48井，長91，2737.3m;g.石英次生加大邊，黃217井，長91，3027.8m;h.粒間分布葉片狀綠泥石及絲縷狀伊利石，黃113井，長91，2820.7m;i.碳酸鹽類膠結(jié)黃217井，長91，3027.8m。

2 儲層物性特征

依據(jù)研究區(qū)115口井測井資料的物性解釋數(shù)據(jù)，對延長組長91油層組的孔隙度、滲透率值及含油飽和度進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，可以看出長91油層段物性較為均一。其孔隙度絕大多數(shù)分布在6%～14%之間，占總巖樣的84%；孔隙度值小于6%及大于14%的巖樣只占總巖樣的8%(圖4)，這反映了長91油層段砂巖孔隙空間大小較為均一的特點(diǎn)。本段地層的最大孔隙度值為19.88%，孔隙度最小值為3.88%，平均為9.95%。長91油層段砂巖滲透率分布在0.5×10-3mD以下的占45%、高于2mD占12%，合計(jì)占統(tǒng)計(jì)井的57.0%。其滲透率最大值為8.91mD，滲透率最小值為0.04mD(圖4)?？紤]到滲透率0.07mD以下的儲層難以開采，作為無效儲層，不參與統(tǒng)計(jì)，而個別井的滲透率在100mD以上可能是由于裂縫等因素的影響，因而影響數(shù)理統(tǒng)計(jì)平均值，所以在統(tǒng)計(jì)中也予以剔除，最終計(jì)算出有效儲層平均滲透率約為1.0mD。按照石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6285-1997，研究區(qū)長91油層組砂巖屬于低孔、低-特低滲儲層。

通過孔滲相關(guān)性分析，長91儲層砂巖孔滲相關(guān)性較好，其相關(guān)系數(shù)為0.74，孔滲正相關(guān)關(guān)系明顯(圖5)。孔滲相關(guān)性主要受儲集巖孔隙結(jié)構(gòu)(幾何形狀、大小分布，相互之間的連通性等)的影響，從孔滲交會圖可以看出，在孔隙度低于10%的區(qū)間滲透率隨孔隙度增加而上升的趨勢很不明顯，表明在有效孔隙很低的情況下，孔隙之間細(xì)微喉道連通性很差。而在孔隙度達(dá)10%以上之后，滲透率可隨孔隙度增加而顯著上升，表明此時細(xì)微喉道對滲濾通道的控制作用減弱，孔隙之間整體連通性變好。姬塬地區(qū)西北部長91儲層砂巖主要為孔隙型儲層，孔隙的發(fā)育和連通很大程度上影響儲層的滲透能力。

圖4 孔隙度及滲透率頻率分布

圖5 孔滲交會

2 儲層控制因素

2.1 沉積環(huán)境對儲層的影響

沉積環(huán)境決定著沉積地層的巖石類型、巖石組構(gòu)及其空間組合的基本特征，同時也決定了儲層的發(fā)育和分布規(guī)律。鄂爾多斯盆地姬塬西北部從北部到南部的古地勢變化具有坡度較小和坡降平緩的特征，發(fā)育河控三角洲和湖泊沉積體系。區(qū)域上的沉積體系分布長期以來受到這種因繼承性升降運(yùn)動影響而形成的廣闊斜坡構(gòu)造背景控制，發(fā)育了大面積的儲集砂體[16]。

2.1.1 沉積環(huán)境對砂體展布的控制

沉積環(huán)境對儲層的影響，在空間上主要表現(xiàn)為沉積相對砂體展布上的控制作用。長9時期為三角洲平原亞相沉積，這一時期姬塬西北部河道發(fā)育，砂體分布范圍廣，厚度較大。分流河道是三角洲平原的骨架砂體，由于在橫向和垂向剖面上，常與泛濫平原、分流間洼地等微相的泥、粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖呈巖性、巖相突變關(guān)系，使得儲層在側(cè)向和垂向上具有一定的封隔性，同時又限制了形成的儲層的規(guī)模。從儲層在研究區(qū)平面上的分布上看，長9期姬塬西北部主要為三角洲平原亞相的分流河道沉積，受物源影響，姬塬西北部西部、北部、中南部的砂體厚度最大，最大達(dá)到20m以上，且砂體寬度也普遍較大，普遍在6～10km左右，中部河道匯聚處砂體最寬的地方達(dá)到30km左右。而在姬塬西北部的東部和中北部砂體厚度相對較薄，砂體寬度也相對較小，在2～4km左右。

2.1.2 沉積環(huán)境對儲層物性的影響

由于陸源碎屑在經(jīng)歷風(fēng)化剝蝕，搬運(yùn)沉積過程中，不同的沉積環(huán)境對應(yīng)沉積介質(zhì)的水動力差異，在水動力強(qiáng)的區(qū)域形成的沉積物在進(jìn)入埋藏成巖環(huán)境前具備較高的結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度，具備很高的初始孔隙度，為形成優(yōu)質(zhì)儲層打下良好的基礎(chǔ)。通過對不同微相相區(qū)鉆井資料的孔滲性統(tǒng)計(jì)(圖6)，可以發(fā)現(xiàn)分流河道微相的砂體物性最好，平均孔隙度達(dá)10.17%，滲透率達(dá)1.18mD，而水動力條件較差的分流間灣及天然堤的區(qū)域物性條件相對較差。

圖6 不同微相孔隙度和滲透率

2.2 成巖作用的影響

普遍研究認(rèn)為，成巖作用對碎屑巖儲層物性有非常重要的影響[16-20]，沉積環(huán)境為砂巖儲層發(fā)育提供了物質(zhì)基礎(chǔ)，對砂巖原始孔隙的形成具有控制作用，但砂體能否最終成為有效儲集體，其經(jīng)歷的成巖作用則是關(guān)鍵，它能對原始孔隙的改造并最終決定現(xiàn)今儲層的好壞和儲層的分布狀況。成巖作用對砂巖儲層的影響具有雙重性：一方面，可破壞早期的沉積或成巖組構(gòu)，使早期形成的孔隙遭到破壞或阻止新孔隙的產(chǎn)生；另一方面，形成新的成巖組構(gòu)和產(chǎn)生新的孔隙。

在鑄體薄片、掃描電鏡、黏土分析、物性分析等化驗(yàn)分析資料的基礎(chǔ)上，研究區(qū)長91主要的成巖作用包括：壓實(shí)-壓溶作用、膠結(jié)和自生礦物的形成作用、溶蝕作用、交代和重結(jié)晶作用。對比結(jié)合前人研究，其成巖階段可劃分為早期和晚期兩個階段，成巖演化序列綜合表現(xiàn)為：早期壓實(shí)作用→石英的弱次生加大→綠泥石環(huán)邊(伊利石環(huán)邊)形成→石英的強(qiáng)次生加大→濁沸石和方解石膠結(jié)物的形成→長石和部分濁沸石的溶蝕→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成[17]。孔隙演化表現(xiàn)為早成巖作用階段受機(jī)械壓實(shí)及膠結(jié)作用影響迅速減少及晚成巖階段的溶蝕作用使次生孔隙出現(xiàn)，進(jìn)一步改善了砂巖儲集性能。依據(jù)研究區(qū)長9儲層砂巖發(fā)育的主要孔隙類型，綜合分析比較，影響研究區(qū)長9油層組儲集性能的成巖作用因素主要為早成巖階段的機(jī)械壓實(shí)及晚成巖階段膠結(jié)物的形成和溶蝕。

2.2.1 壓實(shí)作用是導(dǎo)致孔隙度減少的主要因素

沉積物在埋藏過程中，由于上覆沉積物不斷堆積，地層靜負(fù)荷壓力增大，沉積物顆粒發(fā)生重新排列，排除粒間水，致使密度增加，孔隙度減少的成巖作用，即為(機(jī)械)壓實(shí)作用。其結(jié)果是直接導(dǎo)致原始孔隙度的減少，受沉積環(huán)境水動力條件的影響，研究區(qū)長9儲集層砂巖原始孔隙度達(dá)30.7%以上。從鏡下薄片可以看出，剩余粒間孔邊界清晰，普遍呈三角形，四邊形或多邊形形態(tài)，顆粒間多呈點(diǎn)-線接觸，少見縫合線接觸(圖3中a～c圖)，可以判斷顆粒之間沒有受到強(qiáng)烈的壓實(shí)。剩余粒間孔的面孔率占據(jù)整個面孔率的95%以上，可以計(jì)算得出剩余粒間孔隙度約為12.45%，因壓實(shí)作用導(dǎo)致的孔隙率損失達(dá)18.25%。

2.2.2 膠結(jié)作用降低儲層孔滲性，綠泥石環(huán)邊保存了原生粒間孔

膠結(jié)物的發(fā)育對儲層的影響是多方面的，首先，膠結(jié)物的形成會占據(jù)儲集層砂巖儲集空間，破壞儲集層孔滲性。而不同類型期次的膠結(jié)物之間的先后關(guān)系也會對儲集層孔隙結(jié)構(gòu)產(chǎn)生影響。通過鏡下薄片，掃描電鏡觀察，研究區(qū)可見的膠結(jié)物類型有，硅質(zhì)膠結(jié)(圖3中g(shù)圖)，濁沸石膠結(jié)(圖3中f圖)，黏土礦物膠結(jié)及碳酸鹽膠結(jié)(圖3中h,i圖)。其中硅質(zhì)膠結(jié)主要是早期石英次生加大，鏡下可觀察到石英次生加大使得石英顆粒之間呈縫合線接觸(圖3中a,d圖)，降低了儲層孔滲性。通過掃描電鏡觀察，研究區(qū)可以見濁沸石膠結(jié)的發(fā)育(圖3中f圖)，這類膠結(jié)由于受到強(qiáng)烈的溶蝕，對于改善儲集層孔滲性有一定的積極作用。碳酸鹽膠結(jié)物在研究區(qū)長9砂巖也普遍存在，早期的碳酸鹽膠結(jié)雖然在一定程度上抑制了壓實(shí)作用，但后期這類膠結(jié)直接在孔隙形成致密層并堵塞孔隙通道，是儲層孔滲性衰減的重要因素[16,18]。研究區(qū)可見的主要黏土礦物膠結(jié)類型為綠泥石環(huán)邊膠結(jié)，其表現(xiàn)形態(tài)多以孔隙襯墊式包裹在顆粒外部(圖3中a～d圖)。由于這類膠結(jié)一方面對保護(hù)剩余原生孔隙有一定積極作用，另外也阻隔了顆粒和孔隙流體的接觸，從而對后期如石英次生加大及其它一些類型的膠結(jié)物形成具一定的抑制作用[21-22]，因而對儲層儲集性能的影響表現(xiàn)為建設(shè)性的作用。

按照王霞等提出的孔隙演化半定量計(jì)算方法[23]，通過鏡下薄片的統(tǒng)計(jì)，計(jì)算得出經(jīng)膠結(jié)作用后砂巖的剩余孔隙度為8.29%，由膠結(jié)作用造成的孔隙度損失為2.41%。

2.2.3 長石和濁沸石溶蝕改善了儲集層儲集性能

對于儲層來說，孔隙流體與巖石顆粒及膠結(jié)物之間的溶蝕作用是次生孔隙發(fā)育的關(guān)鍵因素，被溶蝕的主要是長石、巖屑及膠結(jié)物等不穩(wěn)定成分。研究區(qū)長91砂巖可見粒間及粒內(nèi)溶孔，其中粒內(nèi)溶孔比較發(fā)育(圖3中b,e圖)，長石巖屑的溶蝕及濁沸石膠結(jié)物的溶蝕作用的貢獻(xiàn)最大。長石顆粒及濁沸石膠結(jié)的解理面溶蝕形成粒內(nèi)溶孔，增加儲集空間，碳酸鹽膠結(jié)物等的溶蝕則可以擴(kuò)大顆粒之間孔喉半徑，改善儲層滲濾性。從面孔率上看，長石溶孔和濁沸石溶孔的面孔率分別占據(jù)1.5%和0.35%，計(jì)算得出溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙度為1.66%，可明顯改善儲層砂巖孔滲性。

3 儲層評價

按照沉積特征，填隙物含量，物性特征及孔隙類型的不同，將研究區(qū)長91儲集層按照以下分類標(biāo)準(zhǔn)劃分為5個類別的儲層。

Ⅰ類儲層：此類儲層孔隙度、滲透率高，孔隙度一般在12%以上，滲透率大于1mD原生粒間孔發(fā)育，主要的沉積微相為分流河道，砂體厚度一般大于12m。此類儲層是姬塬西北部內(nèi)優(yōu)質(zhì)儲層，是主要評價目標(biāo)，在長9油層組中分布較多。

Ⅱ類儲層：孔隙度一般在10%～12%，滲透率在1.0～0.5mD，以原生粒間孔、次生溶孔為主，主要的沉積微相為分流河道，砂體厚度一般5～12m。Ⅱ類儲層是姬塬西北部內(nèi)相對優(yōu)質(zhì)儲層。

Ⅲ類儲層：此類儲層為中等儲層，孔隙度一般介于8%～10%，滲透率介于0.3～0.5mD的沉積微相為分流河道邊部、天然堤，砂體厚度一般5～10m，此類儲層為較好儲層。

Ⅳ類儲層：此類儲層為一般儲層，孔隙度一般6%～8%，滲透率介于0.3～0.1mD的沉積微相為分流河道邊部、天然提，砂體厚度累積一般小于5m，此類儲層是一般儲層。

Ⅴ類儲層：此類儲層為差儲層，孔隙度一般小于6%，滲透率介于小于0.1mD的沉積微相為分流間灣，此類儲層是差儲層。

在儲層分類的基礎(chǔ)上，研究各類儲層的分布位置和范圍，是研究油層發(fā)育情況、評價目標(biāo)優(yōu)選和鉆井部署的基礎(chǔ)。各類儲層的分布主要受沉積微相的控制。

表3 姬塬西北部長91油層組儲層分類評價標(biāo)準(zhǔn)

按照研究區(qū)長91油層組儲層物性分布(圖7)，儲層發(fā)育的最有利區(qū)域主要是I、Ⅱ類儲層，基本上沿分流河道的中心位置分布，一般位于主河道活動區(qū)，單個砂體厚度大、物性好，孔隙度大于10%、滲透率大于0.5mD。在研究區(qū)內(nèi)主要分布于擺宴井附近的鹽11井一帶、西北部的馮記溝-古峰莊一帶及紅井子一帶。較有利評價區(qū)主要是Ⅲ，Ⅳ類儲層，分布于大水坑附近鹽64井，鹽41井一帶，其次在紅柳溝，馮池坑等區(qū)域也有分布。

圖7 沉積微相分布與有利評價區(qū)

4 結(jié)論

1) 姬塬西北部地區(qū)長91油層組儲集層砂巖以中-細(xì)粒巖屑長石砂巖為主，顆粒較粗，分選為好-中等，具礦物成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中等-高。主要孔隙類型為剩余原生粒間孔，粒間及粒內(nèi)溶孔以及黏土礦物微孔。物性特征表現(xiàn)為低孔、低-特低滲儲層。

2) 儲層發(fā)育主要受沉積環(huán)境和成巖作用影響，分流河道是儲層發(fā)育的有利區(qū)域，物性最好。壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用是影響儲層的主要成巖作用。壓實(shí)作用是導(dǎo)致孔隙度減小的主要因素，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)對剩余粒間孔的保護(hù)有一定積極作用，石英次生加大及碳酸鹽膠結(jié)物降低了儲層的孔滲性。由長石及濁沸石溶蝕產(chǎn)生的粒間及粒內(nèi)溶孔改善了儲層的儲集性能。

3) 按照沉積特征，填隙物含量，物性特征及孔隙類型等要素將儲層劃分為五類，主要有利評價區(qū)為Ⅰ類和Ⅱ類儲層，分布于分流河道中心位置一帶，較有利評價區(qū)為Ⅲ，Ⅳ類儲層，主要分布于分流河道邊部位置，其次為Ⅴ類儲層，主要分布于分流間灣的沉積環(huán)境。

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