周軍良，胡 勇，李 超，付 蓉，來又春

[中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459]

渤海A油田扇三角洲相低滲儲層特征及物性控制因素

周軍良，胡 勇，李 超，付 蓉，來又春

[中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459]

為弄清渤海A油田沙三下亞段的儲層特征及物性控制因素，利用薄片、掃描電鏡、壓汞及常規(guī)物性等分析化驗資料，分析了儲層的巖石成分、孔隙類型及結(jié)構(gòu)、物性特征，并從沉積、成巖和構(gòu)造作用等方面探討了儲層物性的控制因素。研究表明，沙三下亞段扇三角洲儲層主要由成分成熟度低的巖屑長石砂巖組成，孔隙類型主要為原生粒間孔、溶蝕孔及殘余原生孔組成的混合孔，孔喉結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為微細(xì)-細(xì)特征，屬于低、特低孔-特低滲儲層。儲層物性主要受控于沉積作用、溶蝕作用及構(gòu)造活動等。扇三角洲前緣分流河道及河口砂壩沉積環(huán)境控制了砂巖碎屑顆粒的粒度和分選，物性較好。壓實和膠結(jié)作用是儲層低滲的主要原因，有機(jī)酸對長石、巖屑的溶蝕造成了儲層次生孔隙的發(fā)育，異常高壓的形成減弱了壓實作用的強(qiáng)度，促進(jìn)了原生粒間孔的保存。構(gòu)造活動形成的斷層附近裂縫發(fā)育，有助于改善儲層物性。綜合分析認(rèn)為，水動力較強(qiáng)的原始沉積環(huán)境、后期溶蝕改造及裂縫發(fā)育是相對高孔滲儲層發(fā)育的主控因素。

成巖作用；儲層物性；沙河街組；扇三角洲；渤海灣盆地

渤海A油田發(fā)現(xiàn)于20世紀(jì)末，是渤海海域最大的低滲已開發(fā)油田，也是海上低滲油田高效開發(fā)的先導(dǎo)試驗區(qū)。從早期勘探評價至今，前人相繼開展了關(guān)于層序地層、沉積特征、油氣成藏及儲層特征等方面的研究[1-5]，但針對儲層物性特征，開展沉積、構(gòu)造、成巖、成藏方面的綜合儲層研究較少。渤海A油田主力含油層系始新統(tǒng)沙河街組三段下亞段(沙三下亞段)儲層為扇三角洲前緣砂體，埋深3 300～3 800 m，油藏為異常高壓油藏，儲層特征是沉積、構(gòu)造、成巖、成藏等諸多因素綜合作用的結(jié)果，因此弄清儲層特征及其影響因素對油田后續(xù)的高效開發(fā)具有重要意義。筆者利用巖心及壁心的薄片分析、掃描電鏡分析、物性分析及壓汞等資料，研究渤海A油田始新統(tǒng)沙三下亞段扇三角洲儲層的巖石學(xué)、孔隙及物性特征，分析物性控制因素，以期為優(yōu)質(zhì)低滲儲層預(yù)測和后期高效開發(fā)方案的制定提供地質(zhì)依據(jù)。

1 油田地質(zhì)概況

渤海A油田作為海上低滲油田開發(fā)的先導(dǎo)試驗區(qū)，地理上位于渤海南部海域，構(gòu)造上位于渤海灣盆地、渤南低凸起西端、渤中凹陷與黃河口凹陷的分界處(圖1)，是油氣聚集的有利區(qū)帶。鉆井揭示自下而上發(fā)育始新統(tǒng)沙河街組三段(沙三段)，漸新統(tǒng)沙二段、沙一段、東營組，中新統(tǒng)館陶組，上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組及第四系平原組，沙三段與沙二段呈角度不整合接觸[6-7]。始新統(tǒng)沉積時期，受喜馬拉雅Ⅱ幕構(gòu)造運(yùn)動的影響，湖盆進(jìn)入斷陷鼎盛期，沙三下亞段發(fā)育扇三角洲-半深湖-深湖沉積，沙三中亞段發(fā)育半深湖-深湖沉積，形成該區(qū)的主要烴源巖及蓋層，隨著湖盆的萎縮，在沙三上亞段發(fā)育濱淺湖沉積；沙三段沉積末期，受喜馬拉雅Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動的影響，沙三段先抬升遭受剝蝕，大部分沙三上亞段及部分沙三中亞段被剝蝕；而后盆地進(jìn)入斷坳過渡期，沙三段開始沉降，在漸新統(tǒng)沉積時期沙二段-沙一段發(fā)育濱淺湖-三角洲相沉積組合，東營組發(fā)育半深湖-淺湖-三角洲相沉積組合；中新統(tǒng)沉積時期，湖盆進(jìn)入坳陷階段，湖盆開始萎縮，在館陶組及明化鎮(zhèn)組發(fā)育河流-濱淺湖相沉積組合[7-10]。渤海A油田主力含油層系為始新統(tǒng)沙三下亞段，地層厚度超過200 m，油層厚度最厚100 m，是本文的重點研究層段。

圖1 渤海A油田區(qū)域構(gòu)造位置及井位分布Fig.1 Regional structural location and well locations of Bohai A oilfield

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

5口井146塊樣品的巖礦分析結(jié)果表明，渤海A油田沙三下亞段扇三角洲儲層的巖石類型主要為巖屑長石砂巖，少量長石巖屑砂巖。礦物碎屑成分石英(Q)含量平均為44.6%，長石(F)含量平均為36.1%，以鉀長石為主，斜長石次之，巖屑(R)含量平均為19.3%，以侵入巖為主，噴出巖和變質(zhì)巖次之。指數(shù)Q/(F+R) 值為0.43～1.17，平均為0.84，成分成熟度較低。儲層中不同粒級砂巖均有發(fā)育，從礫巖到泥質(zhì)粉砂巖均有分布。碎屑顆粒以呈棱角-次棱角狀為主，分選中-偏差，以顆粒支撐方式為主，多呈點-線接觸(圖2a)。填隙物中雜基含量平均為4.2%，主要成分為粘土，膠結(jié)物含量平均為11.4%，主要成分為碳酸鹽，少量菱鐵礦。膠結(jié)方式主要為接觸-孔隙式膠結(jié)，少量孔隙式膠結(jié)。整體而言，渤海A油田沙三下亞段儲層具有成熟度低、膠結(jié)物含量高的特征。

2.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

鏡下薄片分析結(jié)果表明，沙三下亞段碎屑巖的儲集空間包括原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量膠結(jié)物內(nèi)孔(圖2b,c)，見裂縫發(fā)育(圖2d)。原生孔隙主要為殘余原生粒間孔隙，占總孔隙的18.46%，次生孔隙主要為粒間溶孔及粒內(nèi)溶孔，占總孔隙的17.99%，混合孔隙主要為原生殘余孔隙受溶蝕后形成的復(fù)合孔隙，占總孔隙的63.55%。統(tǒng)計表明，渤海A油田沙三下亞段儲層孔隙受埋深及成巖作用影響較大。

圖2 渤海A油田沙三下亞段儲層微觀特征Fig.2 Microscopic characteristics of the lower E2s3 reservoir in Bohai A oilfielda.碎屑顆粒壓實，呈點-線接觸，BH5井，埋深3 662.75 m，鑄體薄片，單偏光；b.碎屑顆粒之間原始?xì)堄嗫紫?，BH5井，埋深3 658.15 m，鑄體薄片，單偏光；c.碎屑顆粒溶蝕形成粒內(nèi)、粒間溶孔及鑄膜孔，與原始?xì)堄嗫紫缎纬苫旌峡?，BH5井，埋深3 662.96 m，鑄體薄片，單偏光；d.構(gòu)造作用使巖石破裂形成裂縫，BH1井，埋深3 423.00 m；e.顆粒間早期碳酸鹽膠結(jié)，抑制后期壓實，顆粒呈點接觸為主，后期溶蝕作用較弱，BH1井，埋深3 400.00 m，染色薄片，正交光；f.方解石膠結(jié)物充填于碎屑顆粒之間，堵塞孔隙，BH3井，埋深3 916.50 m，掃描電鏡；g.碎屑顆粒石英次生加大，形態(tài)規(guī)則，自形程度高，BH3井，埋深3 641.28 m，掃描電鏡；h.伊利石呈片狀、絲狀包裹于顆粒表面或搭橋式充填在孔隙中，BH4井，埋深3 535.90 m， 掃描電鏡；i.碎屑顆粒長石被溶蝕，形成粒內(nèi)溶孔，BH4井，埋深3 487.45 m，鑄體薄片，單偏光

井名組分含量/%樣品個數(shù)石英長石巖屑最小最大均值最小最大均值最小最大均值樣品個數(shù)物性特征孔隙度/%滲透率/(10-3μm2)最小最大均值最小最大均值BH1151005753022205704191105202799204127005049016BH217380550459290500395702401469236236006017009BH3333006505112504703381034015124312142520014210279BH41244564054025037028610026017416551821090191790460BH56918058041819545036770625215162381701250014970120

通過毛管壓力資料得知，沙三下亞段儲層排驅(qū)壓力為0.02～15.06 MPa，平均為1.87 MPa，喉道半徑為0.03～3.84 μm，平均為0.67 μm，飽和度中值半徑為0.03～3.84 μm，平均為0.94 μm，孔喉分選系數(shù)為0.06～14.23，平均為3.03，最大進(jìn)汞飽和度為77.16%，退汞效率平均為21.89%。以上數(shù)據(jù)表明，沙三下亞段儲層孔喉結(jié)構(gòu)屬微細(xì)-細(xì)特征，具有儲集性能低、滲透性較差、原始產(chǎn)能較低的特征。

2.3 物性特征

5口井439塊樣品的物性分析數(shù)據(jù)表明，研究區(qū)沙三下亞段儲層孔隙度為1.2%～18.2%，平均值為7.0%，滲透率為0.01×10-3～49.70×10-3μm2，平均值為1.77×10-3μm2，整體而言，屬于低孔特低孔、特低滲儲集性能儲層(表1)。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，沙三下亞段儲層孔隙度和滲透率相關(guān)性整體呈指數(shù)關(guān)，但相對較差(圖3)，R2=0.34，表明儲層的物性受控于孔隙，應(yīng)屬于孔隙型儲層，但儲層中裂縫發(fā)育，裂縫對滲濾通道存在一定影響。

3 物性控制因素

低滲儲層的物性往往受沉積、成巖、構(gòu)造等因素共同控制，沉積作用通過控制砂巖的成分、結(jié)構(gòu)等決定儲層原始孔隙度的大小[11-14]，而成巖作用是影響儲層物性的后天因素，也是最終控制因素[15-18]，構(gòu)造作用不僅控制了儲層的原始沉積條件，也控制了后天儲層改造的成巖環(huán)境[19-21]。以下將從沉積、成巖和構(gòu)造作用3個方面討論其對沙三下亞段儲層物性的影響。

3.1 沉積作用

原始沉積環(huán)境決定了碎屑巖儲層的巖石組分類型、組分含量變化、碎屑顆粒結(jié)構(gòu)、儲層分布的位置及形態(tài)等，進(jìn)而最終影響儲層的原始物性[11-17]。本文重點討論沉積作用條件下，碎屑巖顆粒結(jié)構(gòu)及微相類型對儲層孔隙度和滲透率的影響。

3.1.1 碎屑顆粒結(jié)構(gòu)

渤海A油田沙三下亞段儲層為扇三角洲前緣沉積，碎屑巖的顆粒結(jié)構(gòu)對儲層孔滲變化的影響明顯(圖4)。雖然5口井36塊粒度-物性分析樣品以細(xì)砂巖為主，但從孔滲與平均粒徑的變化關(guān)系看，儲層物性與平均粒徑呈正相關(guān)，細(xì)砂巖的孔隙度為3.7%～16.5%，平均值為11.80%，滲透率為0.05×10-3～3.90×10-3μm2，平均值為1.1×10-3μm2；極細(xì)砂巖孔隙度為1.7%～15.0%，平均值為8.2%，滲透率為0.02×10-3～1.10×10-3μm2，平均值為0.20×10-3μm2。從孔滲與標(biāo)準(zhǔn)偏差的變化關(guān)系看，儲層物性與標(biāo)準(zhǔn)偏差呈負(fù)相關(guān)，樣品整體分選較差。分析認(rèn)為，隨著碎屑顆粒粒徑變粗、顆粒分選變好，不僅有助于形成物性較好的碎屑骨架，也使得碎屑顆粒間泥質(zhì)充填物變少，進(jìn)而有助于形成較高的原始孔隙空間，也有利于后期儲層的改造。因此，碎屑顆粒結(jié)構(gòu)參數(shù)中粒徑、分選是影響研究區(qū)儲層物性的重要參數(shù)。

圖3 渤海A油田沙三下亞段扇三角洲相儲層孔隙度和滲透率關(guān)系Fig.3 Porosity-permeability crossplot of the fan delta facies reservoir of the lower E2s3 in Bohai A oilfield

圖4 渤海A油田沙三下亞段碎屑巖顆粒結(jié)構(gòu)與孔隙度、滲透率相關(guān)性Fig.4 Relationship between sedimentary particle texture and physical properties of the lower E2s3 reservoir in Bohai A oilfielda.平均粒徑-孔隙度關(guān)系；b.平均粒徑-滲透率關(guān)系；c.標(biāo)準(zhǔn)偏差-孔隙度關(guān)系；d.標(biāo)準(zhǔn)偏差-滲透率關(guān)系

3.1.2 沉積相

沉積相對儲層物性的控制主要體現(xiàn)在不同相帶沉積物成分變化對孔滲大小的影響[22-23]。研究區(qū)沙三下亞段儲層主要為扇三角洲前緣沉積，可細(xì)分為分流河道、分流河道間、河口壩及席狀砂微相。不同微相類型儲層的孔滲數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，微相類型明顯控制著儲層物性的分布(圖3)。有利儲集砂體主要為扇三角洲前緣河口砂壩及分流河道沉積，均形成于較強(qiáng)的水動力環(huán)境，孔滲相對較好。河口砂壩儲層孔隙度為5.5%～18.2%，平均值為12.0%，滲透率為0.05×10-3～42.40×10-3μm2，平均為2.60×10-3μm2；分流河道儲層孔隙度為9.6%～17.0%，平均值為13.3%，滲透率為0.05×10-3～49.70×10-3μm2，平均值為1.50×10-3μm2。其次為扇三角洲前緣席狀砂儲層，孔隙度為1.2%～14.8%，平均值為5.0%，滲透率為0.01×10-3～21.00×10-3μm2，平均值為1.30×10-3μm2。分流河道間儲層最差，孔隙度為3.0%～14.4%，平均值為8.5%，滲透率為0.01×10-3～0.41×10-3μm2，平均值為0.10×10-3μm2。這種物性差異主要是因為河口砂壩儲集體碎屑粒度中等，分選較好；分流河道砂體碎屑顆粒粒度雖相對較粗，但往往夾雜礫石以及泥質(zhì)沉積；席狀砂儲集體雖然粒度較細(xì)，但是分選相對較好；分流河道間水動力較弱，粒度相對較細(xì)，且泥質(zhì)較重。因此，沉積微相是控制原始儲層物性的重要因素。

3.2 成巖作用

通過薄片及掃描電鏡分析，結(jié)合構(gòu)造演化及油氣成藏等方面的研究，表明渤海A油田沙三下亞段儲層經(jīng)歷了壓實、膠結(jié)及溶蝕等成巖作用的改造。壓實作用、膠結(jié)作用是儲層物性降低的主要原因，而溶蝕作用對儲層的改造強(qiáng)度有限，構(gòu)造活動對原始孔隙的保存及孔滲的改善起到了一定作用。

3.2.1 壓實作用減孔效應(yīng)明顯

研究區(qū)沙三下亞段儲層埋深3 300～3 800 m，埋藏較深，受上覆巖層重力作用的影響，儲層遭受較強(qiáng)的壓實作用。通過鏡下薄片資料統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，儲層碎屑顆粒間以點-線接觸為主(圖2a)。但早期碳酸鹽膠結(jié)強(qiáng)烈的砂巖儲層，由于粒間孔隙多被膠結(jié)物充填，抑制了壓實作用的發(fā)生，顆粒之間以點接觸為主(圖2e)。

3.2.2 膠結(jié)作用進(jìn)一步堵塞孔隙

研究區(qū)沙三下亞段儲層中膠結(jié)物以碳酸鹽為主，硅質(zhì)和粘土礦物次之。膠結(jié)作用的發(fā)生進(jìn)一步堵塞了儲層孔隙，降低了儲層物性。

碳酸鹽膠結(jié)物平均含量9.6%，主要是方解石和白云石，少量菱鐵礦，主要形成于堿性成巖環(huán)境。成巖早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石，膠結(jié)物支撐顆粒，使得壓實作用減弱，鏡下可見早期方解石膠結(jié)物被溶蝕，但溶蝕作用較弱(圖2e)；中晚期形成的碳酸鹽膠結(jié)物主要為白云石、鐵白云石和鐵方解石，表現(xiàn)為以連晶狀分布于顆粒表面以及顆粒之間(圖2f)，堵塞孔隙，降低儲層物性。

硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英次生加大邊的形式出現(xiàn)，一般處于Ⅱ級加大，部分粒間石英晶體形態(tài)規(guī)則，自形程度高(圖2g)。一方面由于沙三下亞段儲層整體處于堿性成巖環(huán)境，不利于硅質(zhì)沉淀，另一方面硅質(zhì)的來源主要為粘土礦物的轉(zhuǎn)化及硅酸鹽礦物的溶蝕，硅質(zhì)來源有限，這使得硅質(zhì)膠結(jié)物含量較少，對儲層物性的影響較小。

粘土礦物包括伊利石、伊/蒙混層、高嶺石和少量綠泥石。其中以伊利石為主，呈片狀、絲狀包裹于顆粒表面或搭橋式充填在孔隙中(圖2h)。從2 600 m到4 000 m，由于埋深和溫度增加，高嶺石和蒙皂石大量向伊利石轉(zhuǎn)化，伊利石相對含量不斷增加，由15%增加到90%(圖5a)。因此，粘土礦物中伊利石含量的增高也是堵塞碎屑巖儲層孔隙，降低儲層物性的重要因素。

3.2.3 溶蝕作用對儲層物性的改善較弱

渤海A油田沙三下亞段儲層的溶蝕作用包括長石、巖屑以及碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕，以長石顆粒的溶蝕最為常見(圖2i)。長石顆粒的溶蝕表現(xiàn)為沿長石顆粒邊緣及解理縫溶蝕，形成粒間及粒內(nèi)溶孔，巖屑顆粒溶蝕多在巖屑內(nèi)部發(fā)生，形成粒內(nèi)溶孔(圖2c)，碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕主要為方解石的溶蝕，往往與殘余原生孔隙組合形成混合孔隙。碎屑顆粒及膠結(jié)物的溶蝕往往與有機(jī)質(zhì)成熟形成的酸性流體溶蝕有關(guān)[19-21]。就該油田縱向孔隙發(fā)育特征來看，有機(jī)質(zhì)成熟階段(2 600～4 000 m)，碳酸鹽膠結(jié)物含量無明顯下降趨勢，說明長石及早期碳酸鹽膠結(jié)物遭受了有機(jī)酸溶蝕，而中晚期碳酸膠結(jié)在有機(jī)質(zhì)成熟以后發(fā)生，這使得有機(jī)酸對碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕作用不明顯(圖5b—d)。統(tǒng)計表明，溶蝕作用增加的孔隙僅為2.5%，對儲層物性影響整體較弱。

3.3 構(gòu)造作用

渤海A油田沙三段在埋藏過程中，受喜馬拉雅Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動的影響，沙三段整體抬升遭受剝蝕[6-8]。其中沙三上亞段和沙三中亞段抬升遭受剝蝕，研究區(qū)已鉆井揭示殘余厚度在50～250 m，主要為沙三中亞段的半深湖-深湖泥質(zhì)沉積。就構(gòu)造應(yīng)力作用對儲層物性的影響而言，一方面由于沙三下亞段儲層受上覆泥質(zhì)地層遮擋，大氣水的淋濾溶蝕作用較弱，這也是沙三下亞段儲層溶蝕作用相對較弱的原因之一，但是沙三下亞段在后期持續(xù)的埋藏過程中，上覆地層及內(nèi)部烴源巖開始成熟生烴，由于油氣充注，且受沙三中亞段泥巖的封堵，地層內(nèi)部流體難以排出，使之形成目前的異常高壓狀態(tài)(圖5e)，有助于原始孔隙的保存，這也是沙三下亞段碎屑巖儲層殘余原生孔隙較高的原因；另一方面，構(gòu)造活動形成的斷層連通地表，大氣水沿斷層進(jìn)入地層，使碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕，形成次生孔隙。此外，斷層活動也往往派生裂縫(圖2d)，這也是斷層附近儲層物性較好的重要原因，由5口井沙三下亞段儲層物性縱向分布特征看，在相同埋深且孔隙度大致相當(dāng)?shù)那闆r下，靠近規(guī)模相對大斷層的井，滲透率有明顯變好的趨勢(圖1，圖6)，說明構(gòu)造活動產(chǎn)生的裂縫對物性有一定的改善作用。

圖5 渤海A油田粘土礦物、孔隙度、鏡質(zhì)體反射率(Ro)、碳酸鹽膠結(jié)物、地層壓力與深度關(guān)系Fig.5 Depth trends of clay minerals,porosity,Ro,carbonate cements and formation pressure in Bohai A oilfielda.粘土礦物-深度關(guān)系；b.孔隙度-深度關(guān)系；c.Ro-深度關(guān)系；d.碳酸鹽膠結(jié)物-深度關(guān)系；e.地層壓力-深度關(guān)系

4 結(jié)論

1) 渤海A油田沙三下亞段儲層主要為扇三角洲前緣砂體，以巖屑長石砂巖為主，少量長石巖屑砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低。儲層物性整體屬于低孔特低孔、特低滲儲集性能，儲層較致密。

2) 渤海A油田沙三下亞段儲層的空間類型主要由原生殘余孔隙、溶蝕孔隙與原生殘余孔隙組合的混合孔隙為主，原生孔隙的保存受控于沉積物碎屑顆粒結(jié)構(gòu)及微相類型，較強(qiáng)水動力條件下，河口砂壩和分流河道微相砂體的碎屑顆粒粒度粗、分選好，原生孔隙發(fā)育，溶蝕孔隙發(fā)育受控于長石顆粒的溶蝕，構(gòu)造活動-油氣成藏有利原生孔隙的保存，也對后期儲層的改造起到一定作用。

3) 渤海A油田沙三下亞段儲層粒徑、分選、微相類型控制了儲層的原始物性特征，較強(qiáng)水動力條件下的粗粒前緣河口砂壩及水下分流河道儲層物性較好，成巖作用控制了儲層的最終物性特征，起破壞作用的主要是壓實和碳酸鹽膠結(jié)作用，有機(jī)酸有助于次生孔隙的發(fā)育，異常高壓有助于原始孔隙保存，構(gòu)造活動產(chǎn)生的裂縫改善了儲層物性。

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(編輯 張亞雄)

Characteristics and controlling factors of fan delta facies low permeability reservoirs in Bohai A oilfield,the Bohai Bay Basin

Zhou Junliang，Hu Yong，Li Chao，F(xiàn)u Rong，Lai Youchun

(BohaiOilfieldResearchInstitute，CNOOCChinaLimited，TianjinBranch，Tianjin300459，China)

In order to understand reservoir characteristics and controlling factors of the lower 3rdMember of Shahejie Formation(E2s3L) in Bohai A oilfield,we studied the lithological composition,pore types and structure,porosity and permeability distribution and discussed the controlling factors of petrophysical properties of the reservoirs from sedimentary,diagenetic and tectonic perspectives based on thin section,scanning electron microscopy (SEM),mercury injection and other conventional lab test data.The results show that the reservoirs of fan delta facies in E2s3Lhave low to ultra-low poro-sity and ultra-low permeability.They are composed of lithic arkosic sandstone with low compositional maturity,their main pore throat types are primary intergranular pore,dissolution pore and residual pore，and the pore throat structure is fine to micro.The reservoir properties were controlled by various factors,including sedimentation,dissolution and tectonic movements etc.Sedimentary environment of distributary channel and mouth bar at fan delta front controlled the grain size and sorting of the reservoir,resulting in relatively good reservoir properties.Compaction and cementation were the main factors causing the low permeability,however,dissolution of feldspar and detritus components by organic acids formed secondary pores,and the abnormal high pressure in the reservoir weakened compaction and helped the preservation of primary intergranular pores.Fractures are well developed near the faults formed by various tectonic movements,which also helped to improve the physical properity of the reservoirs.Through comprehensive analysis of all available data,we can conclude that strong hydrodynamic depositional environment,later dissolution and well-developed fracture network are the main factors that control the formation of the reservoirs with relatively high porosity and permeability.

diagenesis，physical properity，Shahejie Formation,fan delta,Bohai Bay Basin

2016-01-15;

2016-12-28。

周軍良(1983—)，男，工程師，油氣田開發(fā)地質(zhì)。E-mail:zhoujl4@cnooc.com.cn。

國家科技重大專項(2011ZX05023-002)；中國海洋石油總公司科技攻關(guān)項目(CNOOC-KJ125ZDXM07LTDTJ02)。

0253-9985(2017)01-0071-08

10.11743/ogg20170108

TE122.2

A