鄂尔多斯盆地合水地区长81 亚油层组沉积相及对储层物性的影响

王 茜, 魏 凡, 张 妍, 范 琳, 方一钢

(1. 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十二采油厂, 甘肃 合水 745400; 2. 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第二采油厂, 甘肃 庆城 745100; 3. 西南石油大学地球科学与技术学院, 四川 成都 610500; 4. 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十一采油厂, 甘肃 庆阳 745000)

随着我国经济快速发展,油气需求量日益增高,但我国长期处于原油进口状态,石油进口依存度较高。 在如此严峻的情况下,进一步加大石油勘探力度,减少石油对外依存度是国内广大石油工作者迫在眉睫的任务。 为提高油气产量,近年来众多专家学者将研究的重点从常规油气转向非常规油气。 非常规油气通常指无明显油水界面的以常规方法手段不能获取的油气资源[1-3],具有储层物性低、开采难度大等特点。 其中致密砂岩油气的研究是非常规油气研究的重点方向之一[4-8]。 致密砂岩储层的发育受沉积环境及沉积相的制约,其决定了储集砂体的结构组分、发育规模、空间展布等问题[9～11],因此,沉积环境及沉积相的研究是致密砂岩储层研究中不可缺少的重要因素,是寻找有利储层的必然环节,国内外众多专家学者对其进行了研究。 例如,通过研究沉积相特征继而确定砂体发育机理[12];通过沉积相带的展布预测优质储层的分布[13-14];研究不同相带砂体间的构型要素、组合方式[15-16];通过物源示踪确定沉积相带展布方向等[17-18]。 但上述研究大多仅分析沉积微相对优势砂体的影响,从宏观角度预测有利相带及储层的发育,而不同微相对储层物性影响的研究则较为薄弱。

合水地区位于鄂尔多斯盆地西南缘,作为长庆油田重要的产油基地之一,其主力油层组上三叠统延长组长8 油层组发育大规模厚层储集砂体,石油优先供给,具有良好的“生储”组合,是近年来该地区勘探与开发的重点层位。 但受沉积作用影响,砂岩粒度较细、泥质含量较高、非均质性较强、物性较差,整体表现为致密储层的特征,有利储层预测难度较大。 因此,其沉积特征及沉积相的研究对储层评价、预测有利储层有着重要的意义。 合水长8 油层组沉积相的研究前人已有较多成果[19～21],但多以长8 油层组整体为研究对象,缺乏精细划分,在研究与勘探程度较高的合水地区,对其有利储层的预测帮助较小。 因此,本文选取长8 油层组内主力产油层系长81亚油层组为研究对象,以小层为单元对其进行精细解剖,研究了长81亚油层组各小层沉积特征,分析了不同沉积微相对储层物性的影响,最终明确了各小层有利微相类型、发育规模及展布特征。 为合水地区重新认识长8 油层组有利储层分布规律,细化寻找目标提供依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁等多省份,面积达25 万平方千米,是发育在克拉通之上的大型叠合盆地,也是我国面积第二的沉积盆地。 由于构造演化活动长期稳定、地层抬升快、坡度缓、沉降稳定,盆地主要由西部的天环坳陷、南部的渭北隆起、东部的晋西挠褶带、中部的伊陕斜坡和北部的伊盟隆起区六大构造单元组成[22]。 合水地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南缘,东临驿马、西至固城、南抵宁县、北靠固城,总面积约4400km2,构造上位于伊陕斜坡西南部庆阳鼻状构造带的生油坳陷内(图1)。其上三叠统延长组为中生代内陆湖盆阶段的陆源碎屑沉积,自下而上发育10 个油层组。 从长10 至长1 沉积期,湖盆经历了扩张-缩小-消亡的水进-水退过程。 湖盆扩张阶段主要发生在长10—长7沉积期,该时期湖盆面积整体上逐渐增大,并在长7期湖盆面积达到最大后,从长6—长1 沉积期,湖盆开始进入缩减、消亡阶段[23]。 其中,长81亚油层组沉积期主要为湖盆扩张阶段晚期,该时期为三角洲充填阶段,物源持续供给、水动力条件较强,导致地层具有稳定沉降、多旋回沉积的特点。 根据分层资料显示,研究区长81地层厚度为35 ～46m,平均为41m,通过旋回自下而上可划分为长813、长 812、长小层,各小层厚度基本在14m 左右。

图1 鄂尔多斯盆地区域构造图(据参考文献[16],有修改)Fig.1 Location and regional tectonic map of the Ordos Basin

2 沉积相分析

沉积环境及沉积微相决定着砂体的发育规模、控制着砂体的垂向分布及平面展布规律。 明确沉积沉积环境及沉积相带分布特征是评价储层、寻找有利区的基础[24]。 因此,本文基于前人研究成果,通过岩心相及测井相标志,对该区长81沉积环境及沉积相类型进行判断,最终研究了各小层沉积微相的纵向、横向及平面分布特征。

2.1 沉积相标志

2.1.1 岩心相

岩心相标志是认识和判断研究区沉积环境的重要手段,通过对59 口单井的230 块岩心进行观察,对长81亚油层组的沉积环境及沉积相进行判断。

研究区内长81油层亚组发育灰色、灰绿色砂岩(图2a)。 含油层段砂岩为灰褐色,泥岩主要为灰黑色和黑色,此外还发育灰黑色泥质粉砂岩、灰黑色粉砂质泥岩(图2b)。 表明长81沉积期处于弱还原的浅水环境。 而砂岩粒度整体以细粒为主,局部可见中—细粒、中粒,表明沉积物随水流长期搬运,水动力较强(图2c)。 其次,长81油层亚组砂岩中可见块状层理、平行层理、砂纹层理、波状层理、变形层理(图2d ～h),表明沉积物受强水动力条件下牵引流影响,层理构造较为发育。 最后,砂岩可见3 种类型的生物成因构造,分别为生物遗迹化石,煤线及碳质泥岩以及代表生物活动痕迹的垂直虫孔(图2i～k),表明生物长期处于浅水环境中。

综上所述,长8 储集砂体表现为颜色较浅、粒度较细、层理构造及生物成因构造较为发育。 同时,鄂尔多斯盆地为一西倾单斜,平均坡度小于0.5°,坡度较缓。 而前人研究表明,浅水三角洲典型沉积特征为岩性粒度以细粒—中细粒为主,沉积物搬运主要受牵引流影响,砂岩中发育丰富的强水动力沉积构造(层理构造),沉积环境水体较浅、沉积地形坡度平缓,以分流河道砂体为主[25～26]。 因此综合判断,研究区长81沉积期处于浅水三角洲前缘沉积环境中。

图2 合水地区长81亚油层组岩心相照片Fig.2 Photos of sub oil-bearing formation of Chang 81 from drilling wells in Heshui area

2.1.2 测井相

通过对上述59 口单井测井相识别后发现,区内长81浅水三角洲前缘亚相沉积主要包括水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、分流间湾4 种微相类型(图3)。 其中水下分流河道与分流间湾在研究区较为发育,而河口坝与席状砂在研究区发育较少。

水下分流河道为陆上分流河道向湖内延伸的部分[27],一般从上到下依次由灰色、浅灰色中—细粒、细粒砂岩、粉细砂岩、粉砂岩以正粒序沉积。 为更精细研究水下分流河道微相,通过测井曲线观察及砂体厚度分析,以砂地比大小为依据,将其分为河道核心部位,简称核部(砂地比大于0.6),SP 曲线多表现为中—高幅箱型(齿化箱型);河道中间部位,简称中部(砂地比为0.4 ～0.6),SP 曲线多表现为钟型(齿化钟型);河道侧翼部位,简称侧翼(砂地比0.2 ～0.4),SP 曲线多表现为指型(图3)。

河口坝为水流突然趋于平缓,砂体在河口处短时间内迅速堆积所形成[27]。 一般以砂岩沉积为主,底部粒度细,上部粒度粗,为反粒序沉积,其中水平、波状层理较为发育。 SP 曲线上,通常表现为反漏斗型,指示粒度自上而下逐渐变细的沉积特点(图3)。

前缘席状砂沉积微相是由于河口坝被水流冲刷后形成的分布在其两侧的的大面积薄层砂体[27]。一般发育在水体较深处,以泥质粉砂岩或粉砂质泥岩互层沉积为主。 SP 测井曲线一般为指状(图3)。

图3 沉积微相类型划分示意图Fig.3 Classification of sedimentary microfacies

分流间湾是水下分流河道间地势较低的区域[27],尖端指向陆上方向。 岩性以粉砂质泥岩、泥岩沉积为主,洪水期沉积少量粉、细砂岩。 该微相中可见植物叶片、根茎化石以及碳质泥岩。 水平层理较为发育。 分流间湾沉积微相SP 测井曲线多为泥岩基线(图3)。

2.2 沉积相特征及展布

在对长81油层亚组沉积微相类型划分的基础上,以单井、连井、平面结合的方法进一步讨论沉积微相在垂向及平面上的分布特征,系统分析长81各小层微相发育情况及规律。

2.2.1 单井相分析

通过对上述59 口单井长81亚油层组的沉积微相进行划分,明确了各类沉积微相在垂向上的发育情况。 对各小层沉积微相发育频率(单微相类型发育次数/总次数)及砂地比(单微相厚度/小层厚度)进行统计后表明,水下分流河道发育频率在长812小层最高、砂地比最大;河口坝发育频率在长小层最高、砂地比最大;前缘席状砂发育频率在长813小层最高,但其砂地比在长小层最大;分流间湾在各小层均有发育,其中在长813小层发育频率最高(表1)。

以区内典型产油井——L20 井进行说明(图4)。 L20 井位于研究区东南部九岘附近(图1),其长81亚油层组可识别出水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、分流间湾4 种微相类型。 其中,长小层主要发育水下分流河道、河口坝两种微相类型。水下分流河道发育频率为50%、砂地比为0.68,河口坝发育频率为50%,砂地比为0.30;长812小层可识别出水下分流河道与分流间湾两种微相类型。水下分流河道发育频率为50%、砂地比为0.72,分流间湾发育频率为50%,砂地比为0;长小层可识别出水下分流河道、前缘席状砂、分流间湾三种微相类型。 水下分流河道发育频率为40%、砂地比为0.43,前缘席状砂发育频率为20%、砂地比为0.14,分流间湾发育频率为40%、砂地比为0.07。

单井相分析表明,长81亚油层组以水下分流河道微相为主,且以长812小层水下分流河道砂体沉积厚度大,发育频率高,多为河道核部,其次为长811小层,长813小层水下分流河道砂体沉积厚度最小、发育频率低,多为河道侧翼。

表1 合水地区长81亚油层组沉积微相发育频率及砂地比统计表Table 1 Sedimentary microfaciesof sub oil-bearing formationof Chang 81 and thickness ratios between sandstone and mudstone, Heshui area

图4 合水地区L20 井长81沉积相单井柱状图Fig.4 Columnar diagram of sedimentary facies of well L20 in Heshui area

2.2.2 连井相分析

前人研究表明,研究区长81沉积期,物源方向以西南—东北向为主[28]。 为分析沉积微相在横向上的分布特征,以59 口单井为单元,做出顺物源方向的8 条骨架剖面及垂直物源方向的7 条骨架剖面,并对每条剖面各小层不同微相类进行了识别并对其发育情况进行研究。

通过对15 条骨架剖面长81各小层沉积微相类型进行识别后发现,水下分流河道为长81主要的微相类型。 经统计,水下分流河道主要发育在长812小层,多为连续沉积,连通性较好,河道中心基本无摆动,平均沉积厚度为6.2m;其次为长811小层,其河道多为间隔沉积,连通性一般,河道中心有一定幅度的摆动,平均沉积厚度为4.5m;长813小层河道发育数量最少,河道较为孤立,连通性差,河道中心摆动幅度较大,平均沉积厚度为3.7m。 河口坝主要发育在长811与长 812小层,平均沉积厚度为2.5m 与3.1m,而长小层较少,平均沉积厚度为2.2m。 前缘席状砂主要发育于长与长小层,平均沉积厚度为1.1m 与0.9m,长小层较少,平均沉积厚度为1.1m。 分流间湾在在各小层均有所发育,其中长小层分布面积最大,长小层次之,长小层分布面积最少(表2)。

在此基础上,选取顺物源及垂直物源两条剖面进行说明,剖面位置见图1。 顺物源剖面长小层发育1 期厚层及3 期薄层水下分流河道砂体。 厚层河道砂体沉积厚度为7.3m,连通性较好,薄层河道砂体沉积厚度为1.6 ～3.4m,河道孤立,无连通性;长小层发育5 期厚层及2 期薄层水下分流河道砂体。 厚层河道砂体沉积厚度为4.1 ～7.0m,薄层河道砂体沉积厚度为1.9 ～2.7m。 长小层水下分流河道连通性均较好;长小层发育2 期薄层水下分流河道砂体,沉积厚度为2.3 ～2.5m,河道孤立,无连通性。 发育2 期河口坝及5 期席状砂(图5a)。 垂直物源剖面长小层发育1 期厚层及3期薄层水下分流河道砂体。 厚层河道砂体沉积厚度为4.7m,连通性较差,薄层河道砂体沉积厚度为1.2 ～3.0m,河道孤立,无连通性;长812小层发育2期厚层及6 期薄层水下分流河道砂体。 厚层河道砂体沉积厚度为4.8 ～5.2m,连通性差,薄层河道砂体沉积厚度为1.1 ～2.3m,河道孤立,无连通性;长813小层发育1 期厚层及2 期薄层水下分流河道砂体。厚层河道砂体沉积厚度为5.1m,薄层河道砂体沉积厚度为1.9 ～2.3m,长813小层河道均较为孤立,无连通性。 发育2 期河口坝及4 期席状砂(图5b)。

表2 合水地区长81各小层沉积微相发育数量及沉积厚度统计表Table 2 Statistics of sedimentary microfacies and sedimentary thickness of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

图5 合水地区长81亚油层组沉积微相剖面图Fig.5 Profiles of sedimentary microfacies of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

连井相分析表明,长81亚油层组以水下分流河道微相为主,长812沉积期时物源供给充足,水动力条件稳定,导致沉积的水下分流河道砂体厚度大、数量多、连通性好、连续性强,其次为长811小层,长小层水下分流河道砂体规模最小、数量最少。且顺物源方向河道砂体沉积厚度、沉积期次及连通性均好于垂直物源方向。

2.2.3 沉积微相平面展布特征

在对长81亚油层组单井及连井相研究的基础上,通过绘制沉积微相平面分布图,研究了沉积微相在平面上的展布特征。

平面上,长81亚油层组共识别出水下分流河道、分流间湾、河口坝以及前缘席状砂4 种沉积微相。 水下分流河道沿西南—东北方向呈条带状延伸,分流间湾呈片状分布在研究区均有分布,而河口坝和前缘席状砂限制性发育。

对比各小层发现,长811小层共发育9 条顺物源及3 条垂直物源方向的水下分流河道(图6a),河道砂体平均厚度为5.06m,平均宽度为5.28km,平均宽厚比为1043,最大延伸距离为67.63km;长812小层共发育11 条顺物源及4 条垂直物源方向的水下分流河道(图6b),河道砂体平均厚度为5.50m,平均宽度为7.42km,平均宽厚比为1349,最大延伸距离为71.59km;长813小层共发育7 条顺物源方向的水下分流及3 条垂直物源方向的水下分流河道(图6c),河道砂体平均厚度为4.40m,平均宽度为4.67km,平均宽厚比为1061,最大延伸距离为65.94km。 受物源影响,长811小层主河道位于研究区西南部,而在研究区中部、西南部偶见河口坝沉积微相;长812小层主河道位于研究区西南部,而在研究区东部、东南部及西南部偶见河口坝及前缘席状砂沉积微相;长813小层主河道在西南、东北部均有发育,而在西北部、东北部偶见河口坝、前缘席状砂沉积微相(图6a ～c)。

图6 合水地区长81亚油层组沉积微相平面分布图Fig.6 Plane distribution of sedimentary microfacies of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

综上所述,水下分流河道为研究区主要的沉积微相,其中,长812小层水下分流河道发育数量多、发育频率高,横向厚度大、纵向宽度广,平均宽厚比最大,平面上延伸距离最长,其次为长811小层与长小层。 究其原因,主要与物源供给强度及沉积物可容纳空间大小有着一定的关系,前人研究表明[29～30],长 8 ～ 长 7 沉积期,为湖盆扩张末期,从长到长812沉积期时,三角洲充填强度逐渐变大,沉积物供给规模逐渐变强,而该时期,合水地区位于湖盆中心,沉积物可容纳空间最大,在上述两方面因素影响下,河道砂体沉积厚度及发育规模呈现出了递增趋势,并在长812沉积期达到最大。 而长到长811沉积期时,三角洲充填开始减弱,沉积环境从浅水三角洲相开始转变为湖泊相,细粒沉积物开始变多,河道沉积厚度及发育规模开始逐渐变小,并于长73沉积期结束。

3 沉积作用对储层物性的影响

3.1 储层物性特征

根据物性资料统计表明,长81亚油层组孔隙度集中在 5% ～ 10%,渗透率(0.1 ～ 0.5) × 10-3μm2,孔隙度与渗透率呈正相关性,相关系数为0.7,相关性较好(图7),说明储层渗流能力受基质孔隙的影响。 其中,长小层孔隙度为1.10% ～15.91%,平均为 8.29%、渗透率为(0.01 ～6.68) × 10-3μm2,平均为 0.44 ×10-3μm2;长 812小层孔隙度为2.59%～17.99%,平均为8.85%、渗透率为(0.01 ～6.85)×10-3μm2,平均为 0.49 ×10-3μm2;长 813小层孔隙度为1.68% ～15.51%,平均为8.04%、渗透率为(0.01 ～6.19) ×10-3μm2,平均为 0.41 ×10-3μm2。根据中华人民共和国石油天然气行业标准,油气储层评价方法(SY/T6285-1997),长81亚油层组储层为特低孔、特低渗储层,部分已达致密(图8),其中长812小层物性最好,长811小层次之,长813沉小层最差。

3.2 沉积微相对物性的影响

物源及沉积作用决定着沉积物搬运距离及水动力强弱,沉积物搬运距离及水动力强弱又控制着岩石的粒度、磨圆度及分选性等,影响了储层的初始孔隙度。 而初始孔隙度的大小一定程度上决定了现今孔隙度的大小,现今孔隙度又控制了储层渗流能力的高低,最终影响了储层物性。

图7 合水地区长81亚油层组孔隙度与渗透率相关性Fig.7 Correlation between porosity and permeability of Chang 81sub oil-bearing formation in Heshui area

图8 合水地区长81亚油层组物性分布直方图Fig.8 Distribution histogram showing physical properties of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshuiarea

表3 合水地区长81亚油层组不同沉积微相砂岩结构成熟度特征Table 3 Structural maturity of sandstone rocks of sub oil-bearing formation of Chang 81in different sedimentary microfacies in Heshuiarea

经统计,水下分流河道核部砂岩样品以中—细粒(0.25 ～0.40mm)为主、磨圆度以次棱角状为主、分选性以好为主;水下分流河道中部砂岩样品以中—细粒(0.25 ～0.30mm)为主、磨圆度以棱角状—次棱角为主、分选性以中—好为主;水下分流河道侧翼砂岩样品以细粒—极细粒(0.05 ～0.20mm)为主,磨圆度以棱角状为主,分选性以中等为主;河口坝砂岩样品以细粒(0.10 ～0.25mm)为主、磨圆度以棱角状—次棱角为主、分选性以中为主;前缘席状砂砂岩样品以细粒—极细粒(0.05 ～0.15mm)为主,磨圆度以棱角状为主,分选性以中为主(表3)。整体上,水下分流河道核部砂岩结构成熟度较高,其次为水下分流河道中部与河口坝,水下分流河道侧翼与前缘席状砂的砂岩结构成熟度最低。

前人研究成果表明[31],储层初始孔隙度的大小可由特拉斯克分选系数S0计算求得(式1),而特拉斯克分选系数S0则主要与岩石颗粒直径有关(式2)。 (φ初为原始孔隙度,S0为特拉斯克分选系数,P25为累积曲线上25%处对应的颗粒直径,P75为累积曲线上75%处对应的颗粒直径)

结合长81亚油层组各小层34 个砂岩样品的图像粒度资料计算得出,储层初始孔隙度分布在37.54% ～41.73%,平均为 40.26%。 通过各样品初始孔隙度大小与该样品对应结构成熟度(粒径、分选、磨圆度)散点图表明(图9),样品的分选性、磨圆度越好、粒度越大,则样品的初始孔隙度就越高。因此,沉积作用控制的砂岩结构成熟度对储层初始孔隙度有着重要的影响。 而根据不同微相砂体结构成熟度的高低,最终可以得出结论,水下分流河道核部砂体初始孔隙度最高、其次为水下分流河道中部与河口坝,水下分流河道侧翼与前缘席状砂砂体初始孔隙度最低。

在研究了沉积微相对初始孔隙度影响的基础上,探讨了沉积微相对储层现今物性的影响。 通过对上述59 口单井不同沉积微相与其对应物性资料进行匹配后表明,不同微相内储层的物性有着明显差异。 水下分流河道核部(砂地比大于0.6,单砂体厚度大于4m)孔隙度大于10%,渗透率大于0.5 ×10-3μm2;水下分流河道中部及河口坝(砂地比为0.30 ～0.60,单砂体厚度为2 ～4m)孔隙度为 8% ～10%,渗透率为(0.1 ～ 0.5) × 10-3μm2;水下分流河道边部及前缘席状砂(砂地比为0.20 ～0.30,单砂体厚度小于2m)孔隙度小于8%,渗透率小于0.1 ×10-3μm2(表4)。

图9 合水地区长81亚油层组砂岩结构成熟度与初始孔隙度散点图Fig.9 Scatter diagram showing sandstone structural maturity and initial porosity of sub oil-bearing formation of Chang 81in Heshui area

表4 合水地区长81不同沉积微相物性统计表Table 4 Physical properties of different sedimentary microfacies of sub oil-bearing formation of Chang 81in Heshui area

整体上,水下分流河道核部物性最好,其次为水下分流河道中部与河口坝,水下分流河道侧翼与前缘席状砂物性最差(图10)。 究其原因,在浅水三角洲前缘沉积环境中,以牵引流为主的水动力条件影响着不同微相砂体,一般位于河道核部的砂体受牵引流影响较为强烈,在强水动力条件下,核部砂体一般具有粒度粗、分选性强、磨圆度好、泥质含量少、沉积厚度大等特点。 在此情况下,砂体往往具有较高的初始孔隙度,且连通性较好,在后期的成岩改造中,低泥质含量可导致砂体内具有较少的填隙物,使孔喉空间被大量的保留,砂体连通性被破坏程度最低,物性最好[32]。 而从水下分流河道核部向侧翼过度的过程中,河道逐渐靠近分流间湾,水动力条件逐渐减弱、砂体沉积厚度逐渐变小、泥质含量逐渐增高,导致砂体物性逐渐变小。 同理,河口坝砂体主要沉积于河口处,其成因为水流携带的沉积物沿河道进行运移,当运移至河口处,水动力骤然减弱,沉积物原地快速堆积所形成的砂体[33]。该类砂体一般较水下分流河道核部砂体成熟度有所下降,物性有所降低;而前缘席状砂一般多发育于远离水下分流河道与河口坝的前缘泥质沉积物中[33],砂体沉积厚度最小,结构成熟度最低,泥质含量最高,物性最差。

图10 合水地区长81亚油层组沉积微相与物性关系图Fig.10 Relationship between sedimentary microfacies and physical properties of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

综上所述,研究区长81亚油层组不同微相类型对储层的物性有明显影响,以水下分流河道核部储层物性最高,而各小层分析结果表明,长812小层水下分流河道核部微相发育规模最大,因此,长小层为长81亚油层组勘探主要的目的层位,有利储层发育最多。

4 结论

(1)合水地区长81亚油层组为浅水三角洲前缘亚相沉积,其沉积微相主要包括水下分流河道、河口坝、前缘席状砂及分流间湾4 类。 其中,水下分流河道为主要的微相类型,根据砂地比的大小进一步可分为水下分流河道核部(砂地比大于0.6)、水下分流河道中部(砂地比介于0.4 ～0.6),水下分流河道侧翼(砂地比介于0.2 ～0.4)。

(2)对合水地区长81亚油层组以小层为单元进行解剖,并对比了各小层单井相、连井相及平面相后发现,长812小层水下分流河道发育数量多、发育频率高,纵向厚度大、横向宽度广,平均宽厚比最大,平面上延伸距离最长。

(3)沉积微相控制了长81储层的初始孔隙度及现今孔隙度。 首先,不同沉积微相中砂体结构成熟度的不同导致了储层初始孔隙度存在差异。 而结构成熟度较高的砂岩在后期受成岩作用破坏较小,被保留的孔隙较多。 因此初始孔隙度的大小一定程度上决定了现今孔隙度的大小,现今孔隙度又控制了储层渗流能力的高低,最终影响了储层物性。各微相中,水下分流河道核部砂体物性最好,是有利储层发育的主要沉积相带。