尹鶴， 蘇靜， 牛偉， 王愛霞， 于景維， 張曉童， 文光宇， 周昊楠

(1.新疆油田勘探開發(fā)研究院， 克拉瑪依 834000； 2.中國石油大學(北京)克拉瑪依校區(qū)石油學院， 克拉瑪依 834000)

20世紀80年代，新疆油田針對準噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷百口泉組(T1b)砂礫巖開展油氣勘探工作。經(jīng)過幾十年的努力，百口泉組的地質(zhì)認識逐漸加深，在瑪湖西斜坡已發(fā)現(xiàn)多個整裝儲量區(qū)，形成百里油區(qū)。前人認為百口泉組主要為淺水扇三角洲沉積[1-2]，發(fā)育重力流、牽引流雙重流體機制下形成的多個巖相類型[3-4]，其中扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖儲層為該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層[5]。結(jié)合多種分析手段，前人認為百口泉組底部的百一段(T1b1)廣泛發(fā)育扇三角洲前緣水下分流河道沉積[6-8]，儲集巖性以填隙物含量較低的細礫巖和中小礫巖為主[9]，有利于原始孔隙的保存[8]，同時后期在含烴類流體作用下易形成次生孔隙發(fā)育帶[10-11]，儲層內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)相對較好[11]，含油飽和度較高，為最重要的勘探層系[12]。

近年來隨著勘探程度的逐漸加深，部署于瑪湖西斜坡內(nèi)多口鉆井(AH4、AH13以及MX1井等)在百口泉組中部百二段(T1b2)獲得工業(yè)油流，T1b2顯示出較大的油氣勘探潛力，成為重要的勘探接替層系。儲層相關(guān)研究是油氣進一步勘探開發(fā)的關(guān)鍵[13-14]，儲層特征的分析為后期儲層的分類和評價奠定基礎(chǔ)，儲層物性控制因素的研究為優(yōu)質(zhì)儲層的尋找提供重要指導[15]。目前，針對T1b2儲層特征及物性控制因素的研究相對較少，未能將儲層特征同儲層控制因素之間建立有效橋梁，對生產(chǎn)實踐的指導有限。靳軍等[10]利用多種測試分析手段研究成巖作用對研究區(qū)T1b儲集性能的影響，明確成巖作用是T1b優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵，從成巖角度預測T1b1與T1b2有利儲層的發(fā)育范圍；然而T1b1與T1b2沉積環(huán)境存在較大差異，成巖作用對于不同沉積環(huán)境背景下儲層的儲集性能影響程度未能定量細化，同時除成巖作用外，優(yōu)質(zhì)儲層的影響因素還有哪些等問題未能說明，難以直接進行實踐。針對上述問題，現(xiàn)利用巖心觀察、相關(guān)巖石薄片分析(普通、熒光以及鑄體)、掃描電鏡、物性以及試油等資料，對T1b2儲層巖石學特征、儲集物性、孔隙結(jié)構(gòu)以及儲集空間進行詳細分析，揭示有利儲層控制因素，豐富砂礫巖儲層勘探開發(fā)理論體系，為研究區(qū)深化T1b2油氣勘探提供指導，具有一定理論和現(xiàn)實意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

瑪西斜坡區(qū)位于準噶爾盆地瑪湖凹陷西部，面積約2 300 km2，整體為東南傾斜坡帶(圖1)。受西北緣逆沖斷裂帶影響，區(qū)內(nèi)斷裂大面積分布[11-13]，造成區(qū)域構(gòu)造背景復雜，背斜及鼻狀構(gòu)造。局部發(fā)育，同時斷裂的發(fā)育為有利于油氣疏導，為油氣大面積成藏奠定基礎(chǔ)[16]。

受海西構(gòu)造運動影響，T1b超覆于西邊隆起之上，由于山前沉積幅度較大，斜坡至凹陷區(qū)碎屑沉積厚度巨大，廣泛發(fā)育沖積扇-扇三角洲近源快速堆積的粗碎屑沉積體系。研究區(qū)T1b位于黃羊泉扇內(nèi)部，埋深在2 800 m以下，厚度最大約為200 m，自下而上劃分為T1b1、T1b2和T1b3，其中T1b2厚度為45～65 m，平均52 m。T1b2發(fā)育扇三角洲平原和前緣沉積，垂向上底部發(fā)育褐色及雜色砂礫巖，上部發(fā)育灰色及灰白色砂礫巖與泥巖(圖1)，東北方向底部砂礫巖厚度逐漸增加，西南方向上部砂礫巖厚度逐漸增加。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

對研究區(qū)內(nèi)5口重點井巖心以及120余張薄片進行詳細觀察，發(fā)現(xiàn)T1b2垂向上巖相差異明顯，因此儲層特征將會分成底部和上部砂礫巖進行描述。

GR為自然伽馬，DEN為巖性密度，RT為深電阻率 圖1 研究區(qū)區(qū)域位置圖及百口泉組二段柱狀圖(據(jù)文獻[5]修改)Fig.1 Study regional location and column-map of second member in Baikouquan Formation(modified acorrding Ref.[5])

2.1.1 底部砂礫巖

T1b2底部發(fā)育扇三角洲平原沉積環(huán)境，整體表現(xiàn)為大套褐色及雜色砂礫巖[圖2(a)、圖2(b)]，具體包括砂質(zhì)和泥質(zhì)細礫巖、砂質(zhì)和泥質(zhì)小中礫巖以及大中礫巖、粉砂巖以及泥巖等多種巖石類型。結(jié)合前人建立的瑪湖地區(qū)巖性劃分標準[2]，發(fā)現(xiàn)儲集巖性主要為砂質(zhì)細礫巖和砂質(zhì)小中礫巖，少部分為泥質(zhì)細礫巖。從碎屑成分來看，儲集巖中石英相對體積分數(shù)平均占7.4%，長石的相對體積分數(shù)平均占5.1%，巖屑的相對體積分數(shù)平均占87.5%。填隙物的體積分數(shù)普遍不超過8%，極少數(shù)樣品超過14%，雜基多為泥和粉細砂，膠結(jié)物以方解石為主，可見少量沸石以及硅質(zhì)。儲集巖石內(nèi)礫石體積分數(shù)平均超過72%，且成分多樣，包括凝灰?guī)r、花崗巖、霏細巖、板巖以及泥巖等類型，以花崗巖為主，其次為凝灰?guī)r。礫石顆粒多以線-凹凸接觸為主，支撐類型為顆粒支撐。分選較差，粒徑分布于2～26 mm。磨圓較差，以棱角-次棱角為主。儲集巖整體成分和結(jié)構(gòu)成熟度較低[圖2(a)、圖2(b)]。

2.1.2 上部砂礫巖

T1b2上部主要發(fā)育扇三角洲前緣沉積環(huán)境，表現(xiàn)為灰色砂礫巖與泥巖互層，砂礫巖整體厚度較大。具體包括砂質(zhì)細礫巖、砂質(zhì)小中礫巖以及大中礫巖、粗砂巖、細砂巖、粉砂巖以及泥巖等多種巖石類型[圖2(c)、圖2(d)]，儲集巖性主要為砂質(zhì)細礫巖和粗砂巖。從碎屑成分來看，儲集巖中石英相對體積分數(shù)平均占10.83%，長石的相對體積分數(shù)平均占5.3%，巖屑的相對體積分數(shù)平均占83.83%。填隙物的體積分數(shù)不超過5%，雜基多為粉細砂，膠結(jié)物以方解石為主，部分可見黏土礦物、沸石以及硅質(zhì)膠結(jié)。儲集巖石內(nèi)礫石體積分數(shù)平均超過68%，且成分多樣，以凝灰?guī)r為主，其次為泥巖和花崗巖。礫石顆粒多以線接觸為主，支撐類型為顆粒支撐。分選相對底部砂礫巖較好，粒徑分布于2～10 mm。磨圓也相對較好，以次棱角-次圓狀為主。儲集巖整體成分和結(jié)構(gòu)成熟度相對于底部砂礫巖較好[圖2(c)、圖2(d)]。

2.2 儲集特征

2.2.1 物性特征

儲層物性對于儲層儲集性能好壞和產(chǎn)能高低具有重要的影響[17-18]，前人研究表明，T1b儲層物性同含油性密切相關(guān)[5]。利用研究區(qū)目的層300余個物性數(shù)據(jù)點進行分析，發(fā)現(xiàn)T1b2孔隙度范圍分布于0.9%～21.8%，平均為7.62%；滲透率范圍分布于0.01～126 mD，平均為1.17 mD[圖2(e)、圖2(f)]。根據(jù)碎屑巖儲層分類標準，T1b2儲層整體屬于特低孔特低滲類型。根據(jù)上述不同巖性分段，發(fā)現(xiàn)T1b2底部砂礫巖儲層孔隙度分布于0.9%～12.67%，平均為5.68%，滲透率分布于0.01～92 mD，平均為0.62 mD，儲層主要表現(xiàn)為典型特低孔超低滲類型；T1b2上部砂礫巖儲層孔隙度分布于3.6%～21.8%，平均為9.21%，滲透率分布于0.23～126 mD，平均為1.78 mD，儲層主要表現(xiàn)為特低孔特低滲類型，上部砂礫巖儲層物性明顯好于底部砂礫巖儲層。

2.2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層的孔隙結(jié)構(gòu)為儲層特征研究的關(guān)鍵內(nèi)容之一，控制儲層孔隙度及滲透率的高低，其好壞普遍通過壓汞曲線和實驗數(shù)據(jù)進行表征[19-20]。通過觀察3口重點井的壓汞曲線圖，結(jié)合上述不同沉積環(huán)境內(nèi)巖性分段，發(fā)現(xiàn)T1b2底部砂礫巖儲層壓汞曲線中間平臺不長，排驅(qū)壓力較高，進汞飽和度較低，反映喉道較細；上部砂礫巖儲層壓汞曲線中間平臺相對較長，排驅(qū)壓力相對較低，進汞飽和度較高，反映喉道相對較粗[圖2(g)]。整理壓汞實驗數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)底部砂礫巖儲層排驅(qū)壓力平均為0.99 MPa，最大孔喉半徑為4.64 μm，分選系數(shù)為2.16，變異系數(shù)平均值為0.2；上部砂礫巖儲層排驅(qū)壓力平均為0.46 MPa，最大孔喉半徑為10.89 μm，分選系數(shù)為1.82，變異系數(shù)平均值為0.16，反映上部砂礫巖儲層喉道較粗，孔隙分布較為均勻，孔隙大小變化程度相對較小，非均質(zhì)性相對較弱。

圖2 研究區(qū)T1b2儲層巖石學及物性特征Fig.2 Lithology and physical property characters in reservoirs of T1b2 in the study area

2.2.3 儲集空間特征

前人認為T1b儲層的儲集空間包括剩余粒間孔、次生溶孔以及微裂縫三大類[3-5]。剩余粒間孔整體形態(tài)較為規(guī)則，未出現(xiàn)溶蝕痕跡[圖3(a)、圖3(b)]。大部分剩余粒間孔未見充填物，少部分剩余粒間孔外圍存在膠結(jié)物，同孔隙存在明顯界線。次生溶孔包括粒間和粒內(nèi)溶孔，研究區(qū)儲層主要為粒內(nèi)溶孔，少量為粒間溶孔。粒內(nèi)溶孔主要表現(xiàn)為長石、碎屑顆粒以及膠結(jié)物的溶蝕[圖3(b)]，粒間溶孔主要表現(xiàn)為碎屑顆粒以及膠結(jié)物的溶蝕[圖3(c)]。微裂縫的形成包括巖性成因和構(gòu)造成因[21-23]。研究區(qū)斷裂發(fā)育，目的層微裂縫主要為構(gòu)造成因，在巖心中部分表現(xiàn)為高角度，鏡下可看到往往切穿礫石[圖3(d)]。

在沉積及成巖多種作用影響下，T1b2底部和上部砂礫巖儲層內(nèi)儲集空間存在差異。底部砂礫巖儲層內(nèi)儲集空間類型多數(shù)為粒內(nèi)溶孔和剩余粒間孔，粒間溶孔和微裂縫很少發(fā)育；上部砂礫巖儲層儲集空間以剩余粒間孔為主，粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔普遍可見，微裂縫較發(fā)育。

3 儲層物性控制因素

研究區(qū)儲層物性對含油性有關(guān)鍵影響，掌握儲層物性控制因素對明確有利儲層的發(fā)育范圍十分有利[24-26]。在前人的研究基礎(chǔ)上[5-8]，結(jié)合多種實驗分析手段，對目的儲層物性控制因素進行詳細分析。

3.1 沉積作用

3.1.1 物源

物源控制儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，直接影響儲層儲集性能[24]。研究區(qū)物源主要為黃羊泉扇西北方向[13]，受多期構(gòu)造運動影響，區(qū)內(nèi)經(jīng)歷多次火山活動，導致砂礫巖中以花崗巖、凝灰?guī)r為代表的火成巖組分比例最大?；◢弾r本身較為堅硬，常作為礫石存在于砂礫巖中，在成巖早期可減緩壓實作用對物性的破壞，后期在酸性成巖環(huán)境中，黑云母、長石等易溶組分為溶蝕作用的發(fā)育提供物質(zhì)基礎(chǔ)；凝灰?guī)r較于花崗巖硬度較小，在較大埋深條件下多表現(xiàn)塑性狀態(tài)，成巖早期不利于原生孔隙保存，但凝灰組分易發(fā)生溶蝕。整體來看，研究區(qū)物源為目的儲層物性改善起到一定積極作用。

圖3 研究區(qū)T1b2儲層儲集空間特征Fig.3 Reserve space in reservoirs of T1b2 in the study area

3.1.2 沉積微相

沉積微相的類型受控于不同水動力環(huán)境，水動力環(huán)境的變化會造成相應(yīng)微相內(nèi)沉積組構(gòu)(指顆粒大小、碎屑組分、填隙物體積分數(shù))發(fā)生較大差異。研究區(qū)T1b2發(fā)育扇三角洲平原和前緣亞相，包括泥石流沉積、河道充填沉積以及水下分流河道微相[6]。

T1b2底部發(fā)育扇三角洲平原的泥石流沉積和河道充填沉積微相，以河道充填沉積微相為主?？v向上多個河道砂體疊置，但河道穩(wěn)定性較差，常被泥石流沉積破壞，因此T1b2底部砂礫巖中顆粒的分選和磨圓很差，同時泥質(zhì)含量相對較高，受壓實作用影響較大，不利于成巖早期原生孔隙的保存，孔隙結(jié)構(gòu)較復雜，物性整體較差(孔隙度為6.6%，滲透率為0.32 mD)，油氣多為無顯示(圖4)；T1b2上部發(fā)育扇三角洲前緣的水下分流河道微相，反映湖平面逐漸上升，河道相對穩(wěn)定，受波浪以及潮汐作用的改造，砂礫巖儲層內(nèi)顆粒的分選和磨圓明顯較好，泥質(zhì)含量較低，在一定程度上減緩壓實作用對儲層物性的影響，有利于原生孔隙的保存，孔隙結(jié)構(gòu)復雜程度較低，物性相對較好(孔隙度為11.2%，滲透率為4.68 mD)，油氣顯示相對較好(日產(chǎn)油10.49 t，含油面積85.44 km2)(圖4)。

GR為自然伽馬；SP為自然電位；CALI為井徑；RT為深電阻率；R1為淺電阻率；RXO為沖洗帶電阻率； DEN為巖性密度；AC為聲波時差；CNL為中子孔隙度 圖4 不同沉積微相巖心綜合柱狀圖(AH13井)Fig.4 Core comprehensive histogram in different sedimentary facies(Well AH13)

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實作用

研究區(qū)T1b2埋深2 800 m以下，壓實作用對于儲層物性破壞極大，為導致儲層致密的關(guān)鍵因素。通過薄片觀察，發(fā)現(xiàn)壓實作用較強的表現(xiàn)包括碎屑顆粒間接觸關(guān)系普遍為線接觸，部分可見凹凸接觸，鏡下基本看不到原生孔隙；塑性巖屑以及礦物彎曲變形[圖5(a)]；石英等脆性礦物在巖石過程中發(fā)生破裂[圖5(b)]。

由于沉積組構(gòu)的差異，T1b2底部和上部砂礫巖儲層中壓實強度存在不同。T1b2底部砂礫巖儲層具有顆粒分選和磨圓較差、泥質(zhì)含量高的特點，儲層物性受到壓實作用破壞程度相較于T1b2上部砂礫巖儲層更大。結(jié)合前人針對壓實強度造成孔隙度損失的計算公式[27-28]，T1b2底部砂礫巖儲層由壓實作用造成孔隙度損失平均達到86%，上部砂礫巖儲層由壓實作用造成孔隙度損失平均為72%。

3.2.2 膠結(jié)作用

通過大量薄片觀察，T1b2儲層膠結(jié)物類型豐富，主要包括以下三類。

(1)方解石膠結(jié)。通過大量薄片觀察，發(fā)現(xiàn)方解石在鏡下主要以孔隙充填的形式存在，部分可見連晶狀[圖5(c)、圖5(d)]。方解石膠結(jié)物的成因包括火山物質(zhì)的水解、黏土礦物之間的轉(zhuǎn)化以及長石的鈉長石化[29-31]。利用樣品衍射分析數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)方解石的含量同火山物質(zhì)以及黏土礦物之間存在一定聯(lián)系[圖5(e)]，方解石和凝灰質(zhì)含量呈負相關(guān)，同伊蒙混層呈一定的共生關(guān)系[圖5(f)]，但是和長石含量沒有明顯關(guān)系，在掃描電鏡下很難看到斜長石的鈉長石化，但可看到濁沸石與方解石存在，認為成巖后期方解石交代濁沸石。因此，認為區(qū)內(nèi)方解石的形成主要同火山物質(zhì)的水解以及黏土礦物的轉(zhuǎn)化有關(guān)，部分與濁沸石被交代相關(guān)[32]。

(2)黏土礦物膠結(jié)。研究區(qū)內(nèi)T1b2儲層黏土礦物類型較多，以伊蒙混層為主[圖5(g)]，為蒙脫石向伊利石和綠泥石轉(zhuǎn)化的中間礦物，常呈蜂窩狀附著于顆粒表面，形成的包膜可在一定程度上抵消壓實作用的影響[33]。除伊蒙混層外，綠泥石也以顆粒包膜的形式存在[圖5(h)]，雖然砂礫巖儲層中富含大量鐵鎂礦物(火山巖巖屑、黑云母等)，為綠泥石的形成奠定基礎(chǔ)[34]，但綠泥石整體含量很低，側(cè)面反映出砂礫巖原始滲流能力較弱的特點。

圖5 研究區(qū)T1b2儲層成巖作用特征Fig.5 Diagenesis characters in reservoirs of T1b2 in the study area

(3)沸石膠結(jié)。沸石膠結(jié)物類型主要為濁沸石[圖5(i)]，其成因同黏土礦物的轉(zhuǎn)化有關(guān)[32]。濁沸石的分布在不同沉積環(huán)境中存在差異，由于扇三角洲平原中，分流河道雖然水動力較強，但同泥石流沉積混雜，造成底部砂礫巖受壓實作用影響較大，孔隙連通性相對較差，不易形成大量濁沸石膠結(jié)；扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖原生孔隙保存相對較好，孔隙連通性相對較好，容易形成濁沸石，為后期溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)。T1b2底部砂礫巖儲層濁沸石含量低于上部砂礫巖。

(4)硅質(zhì)膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)物主要表現(xiàn)為石英次生加大[圖5(j)]，硅質(zhì)膠結(jié)往往同濁沸石膠結(jié)物共生，認為是由于濁沸石在成巖后期被方解石交代為硅質(zhì)膠結(jié)物的形成提供SiO2。由于雜基以及“假雜基”充填粒間孔，砂礫巖儲層滲透能力較弱，不利于石英次生加大的形成，因此石英次生加大多見于T1b2上部砂礫巖儲層，含量不超過2%。

結(jié)合前人針對膠結(jié)強度造成孔隙度損失的計算公式[27-28]，T1b2底部砂礫巖儲層由膠結(jié)作用造成孔隙度損失平均為4%，上部砂礫巖儲層由膠結(jié)作用造成孔隙度損失平均為9%。

3.2.3 溶蝕作用

經(jīng)歷較強的壓實和膠結(jié)作用，孔隙類型中原生孔隙幾乎被破壞殆盡，溶蝕作用直接控制次生孔隙的發(fā)育，對于低孔低滲儲層物性的改造意義重大。溶蝕作用的廣泛發(fā)育受控于流體和易溶物質(zhì)(火山碎屑、長石以及膠結(jié)物)。通過薄片觀察，發(fā)現(xiàn)存在骨架顆粒(長石和巖屑)溶蝕以及膠結(jié)物(方解石和濁沸石)溶蝕[圖5(k)、圖5(l)]，判斷溶蝕環(huán)境為酸性溶蝕。次生溶孔的成因認為有機質(zhì)成熟后形成的酸性流體通過微裂縫以及相對高滲通道[35]，對骨架顆粒和膠結(jié)物進行溶蝕。由于沉積組構(gòu)影響，T1b2底部砂礫巖儲層溶蝕作用造成孔隙度增加0.89%，上部砂礫巖儲層溶蝕作用造成孔隙度增加2.65%。

3.3 構(gòu)造作用

構(gòu)造作用從宏觀以及微觀上對儲層物性存在一定程度的影響。

多期次的構(gòu)造運動對于研究區(qū)古地貌的形成具有控制作用，而古地貌的形成對于沉積物的分布起著重要的影響。研究區(qū)經(jīng)歷多個構(gòu)造活動影響，形成西北高東南低的地貌特征，高差較大，有利于沖積扇-扇三角洲沉積體系的發(fā)育，礫砂泥混雜，不利于原生孔隙的保存，造成儲層普遍原始物性較低。研究區(qū)古地貌溝槽處一般為主河道發(fā)育位置(圖6)，受古河道影響，砂體厚度較大，分選相對較好，同一沉積環(huán)境內(nèi)砂體物性較好，推測為優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育位置。研究區(qū)AH13井、AH014井鉆于溝槽位置，在目的層試油結(jié)果均為油層。同時西南部發(fā)育扇三角洲前緣沉積環(huán)境，也有利于優(yōu)質(zhì)儲層形成。

前人的研究表明區(qū)內(nèi)受多期構(gòu)造活動以及快速沉積的影響存在異常高壓[36]，異常高壓的存在在成巖早期可減緩壓實作用對于孔隙的損害，在成巖中后期不利于流體活動，阻礙膠結(jié)物對儲層物性的進一步破壞。

多期構(gòu)造運動造成區(qū)內(nèi)斷裂十分發(fā)育，受控西部扎伊爾山擠壓推覆作用，本區(qū)繼承性發(fā)育北東向、北西向兩組斷裂，其中北西向斷裂為山體向盆地差異推進而產(chǎn)生的走滑斷裂，北東向斷裂為與克-烏大斷裂伴生的近平行斷裂，而斷裂發(fā)育有利于區(qū)內(nèi)儲層形成較大范圍的微裂縫。由于上部砂礫巖儲層中石英碎屑成分較高，泥質(zhì)含量較低，同時顆粒的磨圓較好，相對底部砂礫巖更容易產(chǎn)生微裂縫[圖5(a)、圖5(b)]。微裂縫的形成有利于溶蝕作用的廣泛發(fā)育，進而進一步改善儲層物性。

4 結(jié)論

(1)瑪西斜坡區(qū)T1b2主要為砂礫巖儲層，孔隙度平均為7.62%，滲透率平均為1.17 mD，表現(xiàn)為特低孔特低滲儲層類型，物性對于含油性有直接控制影響。由于沉積環(huán)境差異，將T1b2劃分為底部和上部砂礫巖儲層。上部砂礫巖物性好于底部砂礫巖物性。

(2)沉積微相控制沉積組構(gòu)特征，決定儲層原始物質(zhì)成分和物性，影響后期成巖作用；強烈的壓實作用是儲層致密化的關(guān)鍵因素，膠結(jié)和溶蝕作用對儲層物性有一定程度影響；構(gòu)造作用在宏觀及微觀方面對儲層物性存在一定改善意義。T1b2扇三角洲前緣的砂礫巖儲層為優(yōu)質(zhì)儲層。

(3)在儲層控制因素分析基礎(chǔ)上，認為研究區(qū)T1b2優(yōu)質(zhì)儲集砂體分布于古地貌溝槽相對發(fā)育位置，同時東南部扇三角洲前緣沉積環(huán)境內(nèi)，有利于形成大面積優(yōu)質(zhì)儲集砂體。