車鎮北帶古近系砂礫巖儲層成巖作用特征及其對物性的影響①

操應長 程 鑫 王艷忠 馬奔奔

(中國石油大學(華東)地球科學與技術學院 山東青島 266580)

0 引言

車鎮凹陷是濟陽坳陷北部的一個次級構造單元，東西長約100 km，南北寬近30 km，為一個典型的北斷南超的箕狀斷陷盆地，由車西、大王北以及郭局子三個次級洼陷所構成［1］。凹陷北部以埕南斷裂與埕寧隆起相接，在南部與義和莊凸起超覆接觸，東臨沾化凹陷，西接無棣和慶云凸起［2］。車鎮凹陷勘探面積約2 500 km2，探明石油地質儲量2.3千萬噸，為一典型的富油氣盆地［3］，其陡坡帶廣泛發育近岸水下扇、扇三角洲等砂礫巖體，并在深層砂礫巖中已發現工業油流，這預示著研究區北帶砂礫巖儲層具有巨大的勘探潛力(圖1)。然而，由于陡坡帶砂礫巖儲層沉積相帶變化快、非均質性強，加之埋藏深度大，多經歷了復雜的成巖演化，使得優質儲層分布規律極其復雜［4-6］，嚴重的制約了研究區砂礫巖儲層的有效勘探開發。因此，亟需對車鎮北帶砂礫巖的成巖作用特征及其對儲層的影響進行研究，加深對砂礫巖儲層特征及分布規律的認識，以期為研究區砂礫巖儲層的勘探開發提供理論指導。本文以車鎮北帶沙三中、下亞段近岸水下扇砂礫巖體為主要研究對象，通過巖芯及薄片觀察，利用各種測試資料并結合前人研究成果，對車鎮北帶砂礫巖儲集體的成巖作用特征進行了研究，并探討了其對儲集物性的影響。

1 儲層巖石學及儲集特征

1.1 巖石學特征

通過對研究區巖芯觀察總結，發現區內目標層位以近岸水下扇砂礫巖沉積為主，共發育雜基支撐礫巖、顆粒支撐礫巖、礫質砂巖、含礫砂巖、砂巖和泥巖6種巖相類型。扇根主要發育無遞變的雜基支撐礫巖和顆粒支撐礫巖，底部可見沖刷面，礫石分選差，多為棱角—次棱角狀，多期砂體疊置，其間缺乏湖相泥巖。扇中巖相類型多樣，從礫巖到砂巖均可發育，砂體間可發育泥巖夾層;辮狀水道部分主要發育顆粒支撐砂礫巖，雜基含量低，遞變明顯，底沖刷較發育;水道間部分粒度相對較細，雜基含量較高。扇緣以厚層泥巖夾薄層砂巖或含礫砂巖為特征。砂礫巖顆粒中巖屑含量較高，平均含量達到45.16%，而石英和長石含量相對較低，平均含量分別為32.03%和22.81%，其中巖屑以碳酸鹽巖屑為主，顆粒分選和磨圓差;按照四組分三端元砂巖分類方案［8］，統計巖石碎屑組分相對含量繪制巖石成分三角圖，砂巖以巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖，含少量長石砂巖和亞巖屑砂巖(圖2)，Q/(F+R)平均值為0.6，成分成熟度低，反映近源快速堆積的特征。

圖1 車鎮凹陷沉積相平面分布圖(據韓敏，2009改)Fig.1 Regional distribution of sedimentary facies in Chezhen sag(modified from Han，2009)

圖2 車鎮北帶砂礫巖巖石成分Q-F-R圖Fig.2 Q-F-R diagram of glutenite petrographic composition in the north zone of Chezhen sag

1.2 儲集特征

對車鎮北帶砂礫巖儲層壓汞參數和實測物性進行統計分析可知(圖3，4)，工區內砂礫巖儲層孔隙度基本分布在15%以下，且集中在0%～10%之間，平均為4.05%，滲透率基本小于50×10-3μm2，主要分布在(0.01～10)×10-3μm2，平均為 1.88×10-3μm2，屬于特低孔、超低滲—特低滲儲層，儲層物性較差。將孔隙度與滲透率進行交會，發現其明顯可以分為兩個部分，即一部分有較高的孔隙度但相對較低的滲透率，而另一部分孔隙度較低，但滲透率較高。通過鑄體薄片觀察，發現研究區儲集空間原生孔隙和次生孔隙均可發育(圖5B，C，F)，并以次生孔縫為主，這說明沉積后的成巖和構造等作用，對區內儲層物性有重要影響，微裂縫的發育也正是導致部分儲層孔隙度低但滲透率較高的原因。微裂縫按成因可分為構造裂縫、超壓裂縫和成巖縫三種基本類型，工區內三種類型均有發育。構造裂縫是指構造應力變化引起巖石破裂而形成的裂縫，分為張裂縫和剪裂縫兩種類型，其中剪裂縫表現為一組具有特定延伸方向的裂縫常切穿顆粒(圖5G)，張裂縫則不切穿顆粒，而繞過顆粒延伸;超壓縫是由于水熱增壓、生烴、排烴作用等形成的異常高壓導致巖石破裂而產生的裂縫，這種超壓裂縫有的呈樹根狀，有的呈撕裂狀向周圍散開，主要以將顆粒破碎成基本無優選方向的撕裂狀和炸裂狀為特征(圖5H)，通過研究區地層壓力統計并結合前人研究［9］發現工區內3 000 m以下普遍發育超壓，因此該類裂縫在工區也較為發育;成巖縫包括壓實作用形成的壓裂縫、脫水收縮作用形成的收縮縫，區內常可見顆粒的壓實破裂現象(圖5I)。裂縫雖然對儲集空間的貢獻不大，但由于其起到連通孔隙的作用，因此大大提高了儲層的滲流能力，使儲層具有較高的滲透率。

圖3 車鎮北帶砂礫巖儲層物性分布直方圖及孔滲交會圖a.孔隙度分布直方圖;b.滲透率分布直方圖;c.孔滲交會圖Fig.3 Physical property distribution column diagram and porosity-permeability cross plot of glutenite reservoir in the north zone of Chezhen sag

圖4 車鎮北帶砂礫巖不同相帶儲層物性分布直方圖Fig.4 Physical property distribution column diagram of different subfacies in the north zone of Chezhen sag

近岸水下扇不同亞相，其儲集特征也有所差異:扇根亞相和扇中的水道間沉積儲層物性相對較差，孔隙度都在10%以下，雜基和膠結物含量高，儲集空間以雜基間微孔和膠結殘余孔隙為主(圖5A，D，E);扇中辮狀水道和扇緣亞相儲層物性相對較好，發育部分孔隙度大于10%的儲層，儲集空間以溶蝕孔為主，并發育部分原生孔(圖5B，C，F)。

2 儲層成巖作用特征

2.1 成巖作用類型

通過80余張鑄體薄片觀察，發現研究區儲層成巖作用共包括:壓實作用、膠結作用、灰泥重結晶作用、溶蝕作用和交代作用。

2.1.1 壓實作用

壓實作用貫穿沉積物整個埋藏過程，是使儲集體物性降低的主要因素之一。由于研究區砂礫巖巖屑含量高，且以碳酸鹽巖屑為主，加之局部雜基含量高，抗壓實能力弱，因此，北帶砂礫巖普遍經歷較強壓實，主要表現為顆粒的線—凹凸接觸(圖6A)，云母、泥巖巖屑、酸性噴出巖等塑性顆粒的變形及定向排列和石英、長石等剛性顆粒的破碎。較強的壓實使研究區儲層物性急劇變差，通過構建工區的正常壓實圖版可發現，埋深到4 500 m左右，砂巖儲層孔隙度大約降至7%。

2.1.2 膠結作用

膠結作用是儲集體中最廣泛發育的成巖作用之一，并對儲層物性有著至關重要的影響。研究區沙三中、下亞段膠結物可見碳酸鹽膠結、硅質膠結、黃鐵礦膠結和黏土礦物膠結等類型。碳酸鹽膠結(圖6B)為研究區最主要的膠結類型，平均含量在9.09%左右，其含量在不同亞相及不同巖相中有很大差異，變化范圍在1%～30%之間;方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石這四種碳酸鹽膠結物在工區均可發育;按其產狀不同又可分充填顆粒溶孔、孔隙式膠結、基底式膠結、櫛殼狀膠結等類型。

圖5 車鎮北帶砂礫巖儲層儲集空間類型A.扇根，車古20，2 789.7 m(-)，孔隙不發育，以雜基間微孔為主;B.扇中辮狀水道，車古20，2 544.31 m(-)，孔隙較發育，溶蝕孔和原生孔均發育;C.扇中辮狀水道，車古20，2 544.71 m(-)，粒內溶孔;D.扇中水道間，車古25，4 128.4 m(-)，孔隙不發育，以雜基間微孔為主;E.扇中水道間，車 57，3 810.8 m(-)，碳酸鹽強膠結，孔隙不發育;F.扇緣，車古 201，2 775.5 m(-)，擴溶孔;G.車古 20，2 513.3 m(-)，構造裂縫;H.車古 207，3 283 m(-)，超壓縫;I.車古 20，2 511.4 m(+)，長石顆粒壓裂縫。Fig.5 Reservoir space types of glutenite reservoirs in the north zone of Chezhen sag

圖6 車鎮北帶砂礫巖成巖作用圖版A.車古201，2 918.6 m(-)，壓實作用，顆粒線接觸—凹凸接觸;B.車古20，2 727.58 m(-)，碳酸鹽膠結物溶蝕;C.車古20，2 544.31 m(-)，石英加大邊溶蝕;D.車古201，2 775.5 m，黃鐵礦膠結，正圖單偏光，左上圖反射光;E.車古20，2 727.58 m(-);長石溶蝕;F.車57，3 658.2 m(+)，灰泥重結晶。Fig.6 Diagenesis types of glutenite reservoirs in the north zone of Chezhen sag

區內硅質膠結主要表現為石英次生加大(圖6C)，并可見兩期石英加大，次生石英含量整體較低，含量均在1%以下。黃鐵礦(圖6D)也是研究區常見的膠結物類型之一，平均含量0.74%。此外，高嶺石膠結在區內也較常見，多充填于粒間孔隙，使儲層物性變差，主要見于車古20井和車古201井中。

通過統計發現，膠結物含量與儲層距臨近泥巖的距離有一定的相關性(圖7)。當儲層距泥巖較近時，膠結物含量高，相反膠結物含量降低。從膠結物含量散點圖上可以明顯的看出，當砂體距泥巖小于1 m時，膠結物含量大多在10%以上，而當其與泥巖距離大于1 m時，膠結物含量多在10%以下。這可能是在深埋條件下(埋深大于2 500 m)，混層黏土礦物向伊利石轉化時，釋放出 Na+、Si4+、Ca2+、Mg2+、Fe2+等離子，其中Ca2+、Mg2+、Fe2+可與有機質成熟產生的 CO2相結合形成碳酸鹽膠結，而Si4+形成石英次生加大造成的［10］。而這種近泥巖的膠結作用雖然會在一定程度上減緩壓實效應［11-13］，但整體上由于其阻塞孔隙和喉道，使其連通性變差，儲層物性變差。

2.1.3 溶蝕作用

溶蝕作用在工區內可分為酸性溶蝕和堿性溶蝕兩種類型，且以酸性溶蝕為主。其中酸性蝕解可見長石顆粒、碳酸鹽巖屑和碳酸鹽膠結物的溶蝕。長石溶蝕可見粒內溶孔、顆粒邊緣溶蝕和長石雙晶中的一組被溶蝕(圖6E)等現象;碳酸鹽巖屑的溶蝕則表現為粒內溶孔;碳酸鹽膠結物可被完全溶蝕，或部分溶蝕形成膠結物殘余(圖6B)。堿性溶蝕則表現為少量石英顆粒及加大邊的溶蝕(圖6C)。整體來說區內溶蝕作用相對較弱，利用 MIAPS-S(micro-image anylasis＆process)軟件，通過人機交互的方法，對溶蝕作用進行定量統計，發現工區儲層溶解孔隙度在0.11%～7.95%之間，平均為1.76%。

2.1.4 灰泥重結晶作用

灰泥重結晶作用主要發生于雜基支撐礫巖以及灰質雜基含量較高的礫質砂巖和含礫砂巖中，表現為灰泥組分再現為微晶或顯微鱗片結構，以表面較臟與膠結物相區別(圖6F)，重結晶過程中由于晶體顆粒的生長占據孔隙空間，常使儲集物性變差。

2.2 成巖演化

2.2.1 成巖作用演化序列

在明確成巖作用類型基礎上，通過自生礦物相互交代關系、溶蝕充填關系等特征，建立車鎮凹陷北帶近岸水下扇砂礫巖體成巖作用演化序列。

(1)礦物的溶蝕—充填關系

圖7 壓實圖版及膠結物含量與距泥巖距離關系圖a.正常壓實圖版;b.膠結物含量與距泥巖距離關系Fig.7 Compaction diagram and the relationship between cement content of the reservoir and its distance to mud layers

研究區溶蝕現象普遍發育，常見長石和碳酸鹽膠結物的溶蝕，而且可見碳酸鹽膠結物充填長石溶孔(圖8A)，這說明碳酸鹽膠結晚于長石的溶蝕，碳酸鹽的溶蝕晚于碳酸鹽的膠結。長石在酸性環境下溶蝕產物之一是SiO2，這為石英次生加大提供了物質來源，所以石英加大和長石溶蝕應該為同一期形成，且在研究區存在兩期石英加大，說明存在兩期酸性環境，而研究區也可見到石英及其加大邊的溶蝕現象(圖6C)，其對應的堿性環境則與碳酸鹽膠結一致。

圖8 礦物的溶蝕充填與交代切割關系A.車古201，2 921.9 m(-)，鐵方解石充填長石溶孔;B.車57，3 811.2 m(-)，鐵方解石交代白云石;C.車古20，2 791.3 m(+)，碳酸鹽膠結物交代石英加大邊;D.車古20，2 544.31 m(-)，黃鐵礦交代石英加大邊;E.車古20，2 656.44 m(-)，黃鐵礦交代碳酸鹽膠結物;F.車古20，2 544.31 m(-)，黃鐵礦交代碳酸鹽膠結物。Fig.8 Dissolution-filling or metasomatism-crossing relationship of minerals

(2)自生礦物交代關系

由自生礦物之間的相互交代關系也可判斷成巖作用的先后順序。研究區可見鐵方解石或鐵白云石對方解石或白云石的交代(圖8B)，碳酸鹽膠結物對石英加大邊的交代(圖8C)以及黃鐵礦對碳酸鹽膠結物和石英加大邊的交代(圖8D，E，F)。這說明碳酸鹽膠結物的形成晚于石英加大，黃鐵礦的形成又晚于碳酸鹽膠結物，而碳酸鹽膠結物之中白云石、方解石膠結早于鐵方解石和鐵白云石。

綜上分析，各成巖作用的先后順序應為:壓實作用→長石溶蝕/早期石英次生加大→白云石/方解石膠結→(含)鐵方解石/鐵白云石膠結/石英溶蝕→碳酸鹽膠結物溶蝕/晚期長石溶蝕/晚期石英次生加大→黃鐵礦膠結。

2.2.2 成巖環境演化

成巖作用是在地層流體中進行的，因此，明確成巖環境的演化對于確定成巖作用的演化是非常重要的。在沉積埋藏過程中，烴源巖的熱演化對成巖環境的演化有重要影響，通過其演化過程可推斷出相應的成巖環境演化。對于車鎮地區，沙三下亞段為其主要烴源巖層段［14-16］，烴源巖在埋藏熱演化過程中會釋放大量有機酸［17］，可通過烴源巖的熱演化過程判斷成巖環境的酸堿性變化。

車57井位于車鎮北部陡坡帶，其沙三下亞段發育有厚層烴源巖。由車57井埋藏史圖(圖9)可以看出，沙三下沉積后到距今40.7 Ma，沙三下地層溫度小于75℃，地層水性質主要受沉積水控制。沙三下時期，為區域的深陷期，斷陷強烈，水體急劇加深，為穩定的還原環境［18］，因此成巖環境中性到偏堿性。距今40.7～31.4 Ma，沙三下亞段溫度整體位于75℃～120℃，是有機酸的最大濃度區和有利保存區［17］，成巖流體偏酸性，與早期長石溶蝕和石英次生加大相對應;距今31.4 Ma開始，沙三底部溫度大于120℃，開始進入有機酸脫羧分解區［17］，流體性質開始由酸性向堿性轉化，到距今24.6 Ma時(即東營組運動開始時)堿性達到最強;隨后由于東營組的抬升，使沙三下亞段環境再次由堿性向酸性轉化，到距今15.3 Ma，沙三下亞段完全進入酸性環境，發生第二次的酸性溶蝕;隨后，在館陶組初期(距今13 Ma)，沙三下亞段底部再次進入有機酸脫羧分解區，流體酸性開始減弱，逐漸向堿性轉化，到距今2 Ma，堿性達到最強。

由此可看出，成巖環境經歷了中性/弱堿性→酸性→堿性—酸性—堿性的轉變，與前述所確定的成巖作用序列有著很好的對應關系。

2.3 不同沉積相帶的成巖序列

由于近岸水下扇不同亞相的巖相及巖相組合不同，其在成巖演化各階段會經歷不同的成巖作用強度，從而導致不同相帶的成巖作用序列有所差異。

圖9 車57井埋藏史圖Fig.9 Burial history diagram of Well Che 57

扇根亞相主要由雜基支撐礫巖和顆粒支撐礫巖構成，巖石分選差，原始孔隙度低。早期(43.7～31.4 Ma)壓實作用較強，使孔隙度急劇降低，導致后期的酸堿性流體不易進入，使扇根砂礫巖儲集體成巖作用為以壓實和灰泥重結晶作用為主，而溶解和膠結作用相對較弱。成巖序列為:強壓實—弱溶蝕—灰泥重結晶/碳酸鹽弱膠結—弱溶蝕。

扇中亞相可分為水道間沉積和辮狀水道兩部分。水道間沉積雜基含量相對較高，較強的壓實和膠結作用同樣使儲層的物性急劇降低，孔隙多不連通，后期(距今24.6～15.3 Ma)的酸性流體已很難對其進行改造，成巖序列為:中壓實—弱溶蝕—碳酸鹽強膠結/灰泥重結晶—弱溶蝕—黃鐵礦膠結;對于辮狀水道來說，以顆粒支撐的砂礫巖相為主，有較好的分選，原始孔隙度較高［19-20］，其近泥巖部分以早期壓實和膠結作用為主導，成巖序列為中強壓實—弱溶蝕—碳酸鹽弱膠結—弱溶蝕—黃鐵礦膠結或中弱壓實—弱溶蝕—碳酸鹽強膠結—弱溶蝕—黃鐵礦膠結;而對于辮狀水道的遠泥巖部分，相序底部壓實作用較強，而其中上部壓實作用較弱，酸堿流體很容易對儲集物性進行改造，成巖序列可表示為:中弱壓實—中強溶蝕—碳酸鹽中弱膠結—中等溶蝕。

扇緣亞相巖相以砂巖為主，也可發育含礫砂巖，儲層緊鄰泥巖，雖然壓實作用相對較弱，但早期膠結作用極其發育，堵塞孔隙，后期的酸性流體和油氣很難進入，成巖序列為:中弱壓實—弱溶蝕—碳酸鹽強膠結—弱溶蝕—黃鐵礦膠結;近泥巖的條件不僅使扇緣部位膠結作用發育，在烴源巖發育部位其也更易于受有機酸的影響，致使一些部位溶蝕作用較為發育，成巖序列為:中弱壓實—中等溶蝕—碳酸鹽弱膠結—中弱溶蝕—黃鐵礦膠結。

3 成巖作用差異性及其對儲層物性的影響

成巖作用和構造作用對研究區儲層的儲集物性有重要影響。排除裂縫的影響后可發現，正是由于不同相帶的成巖演化差異使各相帶儲層的物性有所不同(圖10，11)。前人研究表明，車鎮凹陷陡坡帶主要存在兩期油氣充注，即東營組沉積末期(距今24.6 Ma左右)和館陶、明化鎮組沉積時期(距今10～5 Ma)，并以晚期充注為主［21-22］。工區內的油氣充注與不同亞相成巖演化在時間上的對應關系，是造成不同部位的成巖作用及含油性差異的主要原因。

扇根亞相儲集體成巖作用以壓實和灰泥重結晶作用為主，溶解和膠結作用相對較弱，溶解孔隙度在0.1%～2%之間，孔隙大量損失，孔隙連通性差，壓汞曲線上表現為分選較差的細歪度，毛管中值壓力最高可達92.03 MPa，平均為36.7 MPa，中值孔喉半徑平均為0.027 μm，孔隙度基本在5%以下;而由壓實和灰泥重結晶作用所導致的儲層物性驟減發生在油氣充注之前，這導致了油氣很難發生有效充注，因此其含油性較差，主要為干層。

圖10 車鎮北帶砂礫巖成巖演化模式圖Fig.10 Diagenetic evolution mode of glutenite reservoirs in the north zone of Chezhen sag

扇中亞相水道間沉積，較強的壓實和膠結作用同樣使儲層的物性急劇降低，且發生在油氣充注之前，油氣很難發生有效充注;辮狀水道沉積以顆粒支撐的砂礫巖相為主，其近泥巖部分，早期壓實和油氣充注前的膠結作用堵塞孔隙，使儲集物性和含油性較差;而對于遠泥巖部分，相序底部壓實作用較強，中上部壓實作用較弱，油氣充注前(距今24.6 Ma以前)酸性流體很容易對儲集物性進行改造，且油氣第一次充注可使孔隙得到良好的保存，其后的第二期酸性流體又可使儲集物性得到進一步改善，使油氣可以發生有效充注，因此該類儲層表現出了較好的物性和含油性，溶解作用較為發育，溶解孔隙度最高可達7.95%，孔隙連通性好，排驅壓力在0.01～2 MPa之間，平均為0.515 MPa，平均喉道半徑和中值孔喉半徑分別可達到2.77 μm 和0.116 μm，壓汞曲線略粗歪度，儲層孔隙度多在6%以上，油層和含油水層比例高，多為有效儲層。

圖11 車鎮北帶近岸水下扇不同亞相儲層壓汞特征Fig.11 Hg-injection characteristics of different subfacies reservoirs of nearshore subaqueous fans in the north zone of Chezhen sag

扇緣亞相雖然壓實作用相對較弱，但早期(油氣發生第一次充注前)膠結作用極其發育，堵塞孔隙，并使其連通性降低，儲層物性和含油性較差，孔隙度小于5%，滲透率在(0.1～1)×10-3μm2，多為干層;但一些部位溶解作用較為發育，使油氣發生了較有效的充注，儲層物性較好，孔隙度在5%～15%之間，可發育部分有效的油層。

4 石油地質意義

通過對工區近岸水下扇砂礫巖儲層的研究發現，儲層物性和含油性的差異是沉積和成巖共同作用的結果。不同相帶沉積特征的差異為儲層成巖作用的分異提供了先決條件，而成巖演化的差異及其與油氣充注的時間匹配關系是不同相帶儲層物性和含油性差異的關鍵，使有效儲層主要分布在扇中辮狀水道和扇緣部分位置。然而，有利相帶的含油性在不同深度仍有一定差別。對于緊鄰斷層的近岸水下扇砂礫巖體來說，扇根封堵是單一扇體油氣封閉的重要因素［19，23-24］。在埋深相對較淺部位(在工區為深度小于3 100 m)，由于扇根砂體物性相對較高，側向封堵作用弱，油氣易于逸散，故這一深度段內的有利儲層(辮狀水道和扇緣部分)多為水層或含油水層，而扇根部分由于自身物性相對較差，仍以干層為主;而在埋深相對較大部位(深度大于3 100 m)，扇根物性已變得非常差，側向封堵能力強，儲層封閉性好，故有利儲層以油層為主(圖12)。因而，對于砂礫巖儲層的勘探要兼顧優勢相帶和埋藏深度。

圖12 車鎮北帶近岸水下扇不同亞相孔隙度縱向演化及含油性對比［25］Fig.12 Porostiy vertical distribution of porosity and nearshore subaqueous fans in the north zone of Chezhen sag

5 結論

(1)研究區成巖環境經歷了中性/弱堿性—酸性—堿性—酸性—堿性的演化，其對應的成巖作用演化序列為:壓實作用→長石溶蝕/早期石英加大→碳酸鹽膠結/石英溶蝕→長石溶蝕/碳酸鹽膠結物溶蝕/晚期石英加大→黃鐵礦膠結;

(2)由于研究區近岸水下扇不同亞相的巖相類型及組合不同，導致其在成巖演化過程中各階段所經歷的成巖作用強度有所差異，進而導致了其儲集物性的差異;扇根主要發育雜基或顆粒支撐礫巖，成巖作用以壓實及灰泥重結晶作用為主，多為無效儲層;扇中亞相巖相類型多樣，其中辮狀水道微相以顆粒支撐砂礫巖為主，壓實和膠結作用會使孔隙度變低，溶蝕作用相對較強，物性顯著變好，多發育有效儲層;而水道間微相雜基含量高，以壓實和強膠結作用為主，儲集物性差;扇緣亞相為厚層泥巖與薄層砂的組合，以強膠結為主，物性差，局部溶蝕作用發育，可成為較好的油層。

(3)扇根封堵為砂礫巖儲層油氣封閉的主要機制，埋深較淺時，扇根封堵能力較弱，扇中和扇緣的有效儲層以含油水層和水層為主;埋深加大，扇根封堵能力增強，有效儲層中以油層為主。

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