孫藏軍 別旭偉 聶玲玲 黃 磊 姜 永

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459)

近年來(lái)，渤海海域油氣勘探已逐漸從淺層轉(zhuǎn)移到中深層甚至深層，并取得了一定成效[1-2]。有關(guān)渤海海域中深層儲(chǔ)層研究，大多學(xué)者多側(cè)重于古地貌、古物源、沉積作用等宏觀控制因素研究[3-5]，忽視成巖作用的影響。而成巖作用對(duì)于碎屑巖儲(chǔ)層孔隙的演化具有重要改造作用，直接影響著儲(chǔ)集層孔隙的演變[6-7]，尤其中深層碎屑巖儲(chǔ)層經(jīng)歷深埋藏，成巖改造過(guò)程較淺層而言更為復(fù)雜。因此，開(kāi)展中深層儲(chǔ)層成巖作用研究，明確成巖改造過(guò)程中孔隙演化史，對(duì)于指導(dǎo)渤海海域中深層儲(chǔ)層的進(jìn)一步勘探生產(chǎn)工作具有重要意義。本文利用鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)物性、X射線衍射、流體包裹體等分析化驗(yàn)資料，以曹妃甸6-4油田東三段儲(chǔ)層為研究對(duì)象，探索定量恢復(fù)其成巖演化過(guò)程中孔隙演化史，旨在為該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

曹妃甸6-4油田為近年來(lái)渤海中西部發(fā)現(xiàn)的優(yōu)質(zhì)整裝中型油田(圖1)。區(qū)域構(gòu)造上處于石臼坨凸起西段石南一號(hào)大斷層下降盤(pán)陡坡帶，南部緊鄰渤中凹陷西次洼，西靠南堡凹陷，成藏位置十分有利。自上而下揭示第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營(yíng)組和沙河街組。其中，東三段為曹妃甸6-4油田主力含油層位，地層厚度300 m左右，埋深2 600～3 100 m，與下伏沙河街組呈平行不整合接觸。沉積相為近距離搬運(yùn)的扇三角洲沉積，母巖為石臼坨凸起基巖中生界火成巖、太古界變質(zhì)花崗巖和寒武—奧陶系碳酸鹽巖。

圖1 曹妃甸6-4油田所處區(qū)域構(gòu)造位置[3]

2 巖石學(xué)特征

2.1 碎屑組分特征

通過(guò)4口井71個(gè)鑄體薄片樣品統(tǒng)計(jì)分析(圖2)，研究區(qū)東三段儲(chǔ)層以巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖。碎屑顆粒中石英含量17%～44%，平均36.3%；長(zhǎng)石含量21%～47%，平均36.8%，以鉀長(zhǎng)石為主，斜長(zhǎng)石次之；巖屑含量8%～55%，平均26.2%，成分以中酸性火成巖為主，其次為變質(zhì)巖及碳酸鹽巖巖屑；成分成熟度較低，Q/(F+R)為0.20～0.83，平均為0.56；分選中等，磨圓度次棱角—次圓狀。

圖2 曹妃甸6-4油田東三段巖石類型[3]

2.2 填隙物特征

研究區(qū)東三段儲(chǔ)層填隙物含量1.0%～39.0%，平均10.3%。膠結(jié)物主要為碳酸鹽礦物(圖3)，含量1.0%～18.0%，平均4.4%，以鐵白云石為主，可見(jiàn)菱鐵礦、白云石、方解石和鐵方解石。黏土礦物以高嶺石為主，平均含量2.4%，其次為伊利石。石英次生加大極少發(fā)育，僅個(gè)別樣品見(jiàn)到。雜基以泥質(zhì)為主，平均含量4.0%。

圖3 曹妃甸6-4油田東三段膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)直方圖

3 成巖作用特征及成巖序列

3.1 成巖作用特征

通過(guò)研究區(qū)東三段儲(chǔ)層的鑄體薄片、掃描電鏡和陰極發(fā)光等資料分析，認(rèn)為主要成巖作用包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、交代作用和溶蝕作用，其中交代作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙變化影響較小。主要呈現(xiàn)以下特征：

1) 壓實(shí)作用。鏡下主要表現(xiàn)為碎屑顆粒點(diǎn)-線接觸，偶見(jiàn)凹凸接觸，壓實(shí)中等(圖4a)。

a—粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，碎屑顆粒點(diǎn)-線接觸，局部凹凸接觸，粒間可見(jiàn)鐵方解石、菱鐵礦呈斑塊狀膠結(jié)，CFD6-4-A井，2 646.5 m，單偏光；b—礫質(zhì)中粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，菱鐵礦呈斑塊狀膠結(jié)，局部見(jiàn)溶孔，CFD6-4-A井，3 141.7 m，單偏光；c—粗粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，早期方解石呈環(huán)帶狀膠結(jié)顆粒表面，CFD6-4-B井，3 052.5 m，單偏光；d—中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，白云石和鐵白云石斑塊狀膠結(jié)、交代碎屑顆粒，部分泥晶白云石圍繞顆粒邊緣分布,CFD6-4-A井，2 877.3 m，正交偏光；e—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，鐵方解石呈斑塊狀膠結(jié)、交代碎屑顆粒，CFD6-4-A井，2 993.5 m，單偏光；f—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，鐵白云石充填長(zhǎng)石溶孔，CFD6-4-A井，2 875.2 m，單偏光；g—粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，高嶺石呈小米粒狀充填粒間孔隙，溶蝕粒間孔、溶蝕顆?？准安糠指邘X石晶間微孔發(fā)育，CFD6-4-A井，3 139.76 m，單偏光；h—中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，鱗片狀高嶺石和絲片狀伊利石充填粒間孔隙，CFD6-4-B井，2 875.1 m，掃描電鏡；i—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，搭橋狀伊利石和書(shū)頁(yè)狀高嶺石充填粒間孔隙，CFD6-4-B井，2 876.3 m，掃描電鏡；j—細(xì)—中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，石英次生加大，CFD6-4-A井，2 646.5 m，正交偏光；k—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，次生石英加大(Q)、絲片狀伊利石(I)和鱗片狀高嶺石(K)充填粒間孔隙，見(jiàn)伊利石附著于自生石英表面生長(zhǎng)，CFD6-4-A井，3 000.5 m，掃描電鏡；l—粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，菱鐵礦呈斑塊狀膠結(jié)、交代碎屑顆粒，鐵方解石交代菱鐵礦，CFD6-4-C井，2 946.5 m，單偏光；m. 中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，白云石呈斑塊狀膠結(jié)、交代碎屑顆粒，鐵白云石交代白云石，CFD6-4-A井，2 928.1 m，正交偏光；n—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，長(zhǎng)石顆粒沿解理溶蝕，CFD6-4-B井，3 142.6 m，單偏光；o—礫質(zhì)中粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，碳酸鹽巖巖屑溶蝕孔,CFD6-4-B井，3 139.88 m，單偏光。

圖4 曹妃甸6-4油田東三段儲(chǔ)層成巖作用顯微照片

Fig.4 Reservoir diagenesis micrograph of Ed3in CFD6-4 oilfield

2) 膠結(jié)作用。主要為碳酸鹽膠結(jié)，黏土礦物膠結(jié)次之，硅質(zhì)膠結(jié)極少見(jiàn)。①碳酸鹽膠結(jié)。鏡下可見(jiàn)碳酸鹽膠結(jié)物在東三段儲(chǔ)層普遍發(fā)育，早期多見(jiàn)菱鐵礦，方解石、白云石次之，呈微晶狀或斑塊狀膠結(jié)粒間孔(圖4b、c、d)，中晚期鐵方解石、鐵白云石呈斑塊狀膠結(jié)充填粒內(nèi)溶孔(圖4e、f)。②黏土礦物膠結(jié)。自生黏土礦物主要為高嶺石，主要呈小米粒狀充填粒間孔隙(圖4g)，掃描電鏡下以六方形集合體呈鱗片狀或蠕蟲(chóng)狀充填粒間孔隙(圖4h)。伊利石主要呈絲片狀包裹在顆粒表面(圖4h)，偶見(jiàn)搭橋狀堵塞孔隙(圖4i)。③硅質(zhì)膠結(jié)。偶見(jiàn)石英發(fā)生次生加大邊(圖4j)，可見(jiàn)伊利石附著于自生石英表面生長(zhǎng)(圖4k)。

3) 交代作用?？梢?jiàn)早期菱鐵礦呈斑塊狀膠結(jié)、交代碎屑顆粒，中晚期鐵方解石交代菱鐵礦(圖4l)，白云石呈斑塊狀膠結(jié)、交代碎屑顆粒，鐵白云石交代白云石(圖4m)。

4) 溶蝕作用。受母巖巖性影響，鏡下主要見(jiàn)長(zhǎng)石顆粒邊緣及內(nèi)部沿解理因溶蝕多形成殘余狀粒內(nèi)溶孔(圖4n)，中酸性火成巖巖屑、碳酸鹽巖屑及膠結(jié)物中不穩(wěn)定組分溶蝕形成粒內(nèi)溶孔或粒間溶孔(圖4o)。

3.2 成巖演化序列及階段

研究區(qū)東三段儲(chǔ)層所夾泥巖鏡質(zhì)體反射率為0.54%～0.63%，有機(jī)質(zhì)演化達(dá)到低成熟—成熟階段，且最大熱解峰溫Tmax介于437～441 ℃，儲(chǔ)層流體包裹體均一溫度介于98～120 ℃，主要為105～115 ℃，伊/蒙混層礦物中蒙皂石層含量介于15%～20%。綜合巖石結(jié)構(gòu)、孔隙類型、自生礦物產(chǎn)出特征、溶蝕-充填關(guān)系以及相互交代關(guān)系特征，根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5477—2003，認(rèn)為研究區(qū)東三段儲(chǔ)層所經(jīng)歷的成巖演化序列為壓實(shí)作用→早期碳酸鹽膠結(jié)→長(zhǎng)石、巖屑、碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕→高嶺石膠結(jié)/石英加大→伊利石膠結(jié)/晚期碳酸鹽膠結(jié)[8]，現(xiàn)主要處于中成巖A期(圖5a)。

圖5 曹妃甸6-4油田東三段儲(chǔ)層成巖階段劃分、埋藏史-古地溫史及孔隙綜合演化史

4 孔隙演化定量分析

4.1 孔隙演化模型的建立

沉積物進(jìn)入埋藏成巖階段，儲(chǔ)層孔隙度的演變受壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等成巖作用的共同影響，直至形成現(xiàn)今儲(chǔ)集空間特征。為了便于分析復(fù)雜成巖過(guò)程中各個(gè)階段儲(chǔ)層孔隙度演化及發(fā)育特征，本次研究在參考前人研究結(jié)果基礎(chǔ)上[9-12]，假設(shè)各個(gè)成巖階段是相對(duì)獨(dú)立的，同時(shí)考慮壓實(shí)作用貫穿整個(gè)埋藏成巖過(guò)程，設(shè)定研究區(qū)東三段扇三角洲沉積體埋藏成巖后，依次經(jīng)歷了早成巖A期壓實(shí)減孔→早成巖B期壓實(shí)+早期膠結(jié)減孔→中成巖A期壓實(shí)-溶蝕增孔→中成巖A期壓實(shí)+中晚期膠結(jié)/交代減孔4個(gè)孔隙演化階段，并建立相應(yīng)的孔隙演化模型方程(表1)。

表1 曹妃甸6-4油田東三段儲(chǔ)層成巖演化過(guò)程中孔隙度定量計(jì)算公式

注：D25為粒度概率累積曲線上25%處對(duì)應(yīng)的顆粒直徑，mm；D75為粒度概率累積曲線上75%處對(duì)應(yīng)的顆粒直徑，mm；Φce為現(xiàn)今膠結(jié)物含量，%；Φce1為早期膠結(jié)物含量，%；Φce2為中晚期膠結(jié)物含量，%；Φori為鑄體薄片中粒間孔面孔率，%；Φmatr為鑄體薄片中雜基原生微孔面孔率，%；Φ為樣品實(shí)測(cè)孔隙度，%；Φpor為鑄體薄片中總孔隙面孔率，%；Φdiss為鑄體薄片中溶蝕孔面孔率，%；n為樣品編號(hào)，n=1，2,…，71。

因埋藏成巖過(guò)程中壓實(shí)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層持續(xù)減孔，引入“時(shí)間深度指數(shù)”對(duì)埋藏成巖過(guò)程壓實(shí)減孔量進(jìn)行校正[13]。Sombra和Chang認(rèn)為時(shí)間深度指數(shù)(即埋藏史曲線與深度軸、時(shí)間軸所組成面積)綜合反映了儲(chǔ)層埋深的過(guò)程及其所經(jīng)歷的溫度和壓力變化，定量表征了埋藏過(guò)程對(duì)儲(chǔ)層壓實(shí)效應(yīng)的影響[13]。根據(jù)埋藏史圖，分別計(jì)算不同埋藏階段的時(shí)間深度指數(shù)所占比率，以此來(lái)校正不同階段壓實(shí)減孔量[14]。因不同埋藏階段壓實(shí)減孔效應(yīng)存在差異且埋藏越深壓實(shí)作用越強(qiáng)，選用埋藏因子(α)修正不同埋藏時(shí)期壓實(shí)減孔量[14-15]。劃分曹妃甸6-4油田東三段儲(chǔ)層經(jīng)歷4次埋藏壓實(shí)階段(圖5b)，式(1)為每次沉降壓實(shí)減孔比率計(jì)算式，表2為計(jì)算結(jié)果。

(1)

式(1)中:Ci為第i次沉降減孔比率；ΔHi為第i次沉降深度;ΔTi為第i次沉降所經(jīng)歷時(shí)間;α為埋藏因子(α=2m；早成巖期，m=0；中成巖期，m=1)。每次沉降埋藏減孔量為

ΔPi=P1×Ci(i=1,2,3,4) (2)

利用陰極發(fā)光及鑄體薄片資料，分析認(rèn)為研究區(qū)膠結(jié)作用主要為碳酸鹽膠結(jié)物。以溶蝕作用為界，劃分早期膠結(jié)和中晚期膠結(jié)的2個(gè)相對(duì)獨(dú)立階段，統(tǒng)計(jì)膠結(jié)物含量并分別代表早期膠結(jié)損失孔隙度(J1)和中晚期膠結(jié)損失孔隙度(J2)。

研究區(qū)溶蝕作用主要為中成巖A期有機(jī)酸溶蝕期，以長(zhǎng)石、巖屑等易溶組分發(fā)生選擇性溶蝕。根據(jù)鑄體薄片圖像統(tǒng)計(jì)資料，溶蝕增加的孔隙度Φ4=Φdiss×Φ/Φpor。

4.2 計(jì)算結(jié)果分析

利用71塊樣品鑄體薄片鑒定結(jié)果和常規(guī)物性分析資料，根據(jù)孔隙演化模型方程(表1)，推演計(jì)算各成巖階段的孔隙度演化(表3)。可以看出，研究區(qū)東三段各樣品初始孔隙度變化不大，介于27.75%～36.69%，平均32.24%，表明沉積體埋藏前碎屑顆粒的幾何堆積過(guò)程不是影響儲(chǔ)層孔隙度演變的關(guān)鍵因素。隨著埋深加大，4次埋深壓實(shí)階段導(dǎo)致孔隙度損失率平均分別為18.06%、30.00%、6.78%、11.87%，合計(jì)損失率平均值66.71%，表明隨著埋深加大，壓實(shí)作用增強(qiáng)，導(dǎo)致碎屑顆粒緊密接觸，粒間孔隙急劇減少，對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化影響較大，尤其受早成巖階段機(jī)械壓實(shí)影響顯著。依據(jù)成巖演化序列，劃分研究區(qū)膠結(jié)作用為早期膠結(jié)作用(菱鐵礦、方解石、白云石)和中晚期膠結(jié)作用(高嶺石、伊利石、次生石英加大、鐵方解石、鐵白云石)，中間階段為溶蝕作用。早期膠結(jié)作用導(dǎo)致孔隙度損失為1.00%～13.00%，平均2.33%；中晚期膠結(jié)作用損失孔隙度為1.00%～21.00%，平均為3.90%。研究區(qū)常見(jiàn)長(zhǎng)石顆粒溶孔，巖屑溶孔次發(fā)育。溶蝕作用導(dǎo)致孔隙度增加0%～20.60%，平均10.80%，溶蝕增孔率平均值為33.83%，可以看出，次生溶蝕受限于碎屑顆粒易溶組分，次生溶蝕孔不均勻發(fā)育，但是中深層儲(chǔ)層孔隙演化過(guò)程中重要的增孔階段。

根據(jù)孔隙演化模型，樣品計(jì)算孔隙度介于10.80%～24.30%，平均15.47%，與氣測(cè)孔隙度的相對(duì)誤差為0.21%～6.30%，平均2.52%，且二者數(shù)據(jù)點(diǎn)分布與基準(zhǔn)線整體基本一致(圖6)，擬合系數(shù)較高(R2=0.97)，誤差較小，計(jì)算結(jié)果具有參考價(jià)值。

表3 曹妃甸6-4油田東三段樣品不同成巖過(guò)程孔隙度演化統(tǒng)計(jì)表

注：Φ1為初始孔隙度，%；P1為壓實(shí)損失孔隙度，%；Q1為早成巖A期壓實(shí)損失孔隙度，%；Q2為早成巖B期壓實(shí)+早期膠結(jié)損失孔隙度，%；Q3為中成巖A期壓實(shí)-溶蝕增加孔隙度，%；Q4為中成巖A期壓實(shí)+晚期膠結(jié)減少孔隙度，%；n為樣品編號(hào)，n=1,2,…，71；φn為計(jì)算孔隙度，%；Φ為樣品實(shí)測(cè)孔隙度，%；En為相對(duì)誤差，%。

圖6 孔隙演化模型計(jì)算孔隙度與氣測(cè)孔隙度關(guān)系

4.3 成巖過(guò)程中的孔隙演化

1) 早成巖A期壓實(shí)減孔階段。距今約28 Ma之前，東三段埋深約1 000 m左右，地層溫度小于50 ℃，處于早成巖階段A期(圖5)。主要發(fā)育早期機(jī)械壓實(shí)作用，表現(xiàn)為碎屑顆粒間以點(diǎn)接觸甚至未接觸為主，原生粒間孔發(fā)育，膠結(jié)作用欠發(fā)育。儲(chǔ)層孔隙度減少主要受控于早期機(jī)械壓實(shí)，減少孔隙度為5.79%。

2) 早成巖B期壓實(shí)+早期膠結(jié)減孔階段。距今10～25 Ma，東三段埋深為1 000～2 200 m，地層溫度50～80 ℃，處于早成巖階段B期(圖5)。隨著埋深加大，壓實(shí)作用增強(qiáng)，碎屑顆粒間逐漸呈現(xiàn)為點(diǎn)-線接觸。壓實(shí)作用導(dǎo)致孔隙度損失9.62%，仍為影響儲(chǔ)層孔隙演化的主要因素。粒間早期膠結(jié)物中，菱鐵礦絕對(duì)含量為1.27%，白云石絕對(duì)含量為0.81%，方解石絕對(duì)含量為0.25%，早期膠結(jié)作用損失孔隙度2.33%，對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化直接影響較小，但間接增強(qiáng)了儲(chǔ)層的后期抗壓實(shí)性。同時(shí)，隨埋深增大，有機(jī)質(zhì)逐漸半成熟，碎屑顆粒間成巖流體pH值降低，碎屑顆粒中長(zhǎng)石、中酸性火山巖巖屑等易溶組分開(kāi)始遭受早期微弱溶蝕，但對(duì)孔隙演化影響較小。

3) 中成巖A期壓實(shí)-溶蝕增孔階段。距今6～10 Ma，東三段埋深可達(dá)2 200～2 600 m，地層溫度80～95 ℃，處于早成巖階段B期晚期到中成巖階段A期(圖5)。隨著埋深進(jìn)一步增大，壓實(shí)作用，但地層溫度、壓力隨之增大，有機(jī)質(zhì)進(jìn)入成熟生烴階段。大量有機(jī)酸進(jìn)入東三段儲(chǔ)層，改變了碎屑顆粒間流體介質(zhì)性質(zhì)，導(dǎo)致長(zhǎng)石等易溶組分大量溶蝕，形成儲(chǔ)層大量發(fā)育的次生溶蝕孔。同時(shí)，長(zhǎng)石等溶蝕產(chǎn)物造成粒間酸性溶液中Si4+、Al3+濃度逐漸增至飽和[15]，為中晚期自生高嶺石和石英次生加大膠結(jié)物的產(chǎn)出提供物質(zhì)基礎(chǔ)。該階段溶蝕作用增加的孔隙度為10.80%，受壓實(shí)作用影響減少孔隙度為2.16%。

4) 中成巖A期壓實(shí)+中晚期膠結(jié)/交代減孔階段。東三段儲(chǔ)層埋深達(dá)到最大，為2 600～3 500 m，地層溫度95～120 ℃，處于中成巖階段A期。受持續(xù)壓實(shí)+早期膠結(jié)固結(jié)成巖的影響，該階段壓實(shí)作用減小孔隙度僅為3.80%。流體包裹體資料分析表明該階段為東三段原油主要充注時(shí)期。隨著原油持續(xù)充注，碎屑顆粒間流體介質(zhì)由酸性變?yōu)閴A性，加之泥巖孔隙水排放、黏土礦物轉(zhuǎn)化等作用釋放出Fe2+[9]，造成中晚期膠結(jié)主要為含鐵碳酸鹽膠結(jié)物沉淀。同時(shí)，地層溫度達(dá)80 ℃以上，會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層中高嶺石向伊利石轉(zhuǎn)化[15]。該階段膠結(jié)作用減少孔隙度為3.90%，其中鐵白云石絕對(duì)含量為2.10%，鐵方解石絕對(duì)含量0.50%，伊利石絕對(duì)含量為0.10%，高嶺石絕對(duì)含量為1.16%，次生石英絕對(duì)含量0.04%。

經(jīng)過(guò)成巖過(guò)程中孔隙度演化模擬，最終得到的孔隙度平均15.47%，與常規(guī)物性氣測(cè)孔隙度15.50%接近(圖5)。

5 結(jié)論

分析表明，渤海石臼坨凸起曹妃甸6-4油田東三段儲(chǔ)層埋藏成巖后經(jīng)歷4個(gè)孔隙演化階段，模型計(jì)算初始孔隙度平均為32.24%；早成巖A期壓實(shí)減孔階段，儲(chǔ)層孔隙演化受控于早期機(jī)械壓實(shí)，減少孔隙度5.79%；早成巖B期壓實(shí)+早期膠結(jié)減孔階段，壓實(shí)作用減少孔隙度9.62%，早期膠結(jié)作用減少孔隙度2.33%；中成巖A期壓實(shí)-溶蝕增孔階段，溶蝕作用增加孔隙度10.80%，受壓實(shí)作用影響減少孔隙度2.16%；中成巖A期壓實(shí)+中晚期膠結(jié)/交代減孔階段，壓實(shí)作用減小孔隙度僅為3.80%，膠結(jié)作用減少孔隙度為3.90%。經(jīng)過(guò)成巖過(guò)程中孔隙度演化模擬，最終計(jì)算樣品孔隙度平均為15.47%，與氣測(cè)孔隙度相對(duì)誤差平均為2.52%，誤差相對(duì)比較小。本文研究成果對(duì)于該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)具有一定參考意義。