摘 要： 坨71井区位于陈家庄凸起南陡坡带、胜坨-胜北-永安断裂构造带西部（见图1），中胜北大断层为继承性发育的深大断裂，落差1000m以上，控制该区在沙三、沙四段沉积时期发育了大量冲积扇和近岸水下扇，沿陈家庄凸起上多条古沟槽斜坡堆积形成大量砂砾岩体，储层非常发育，沙三段的厚层泥岩充当了很好的盖层。坨71井区主要包括了坨71、710、715、718、719五口井，其油井产能相差很大，尤以坨71和718井最为突出，因此本文以这两口井为例，进行储层对比研究。
关键词： 4坨； 71井区； 砂砾岩体； 储层
中图分类号： P618 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2012）01-0042-03
坨71井位于坨71断鼻构造高部位，属于北部陈家庄凸起向南伸出的古鼻状构造的一部分，南邻利津洼陷，洼陷中共发育四套生油岩系，沙三下亚段是最主要的生油层段，并发育大套砂砾岩体。而坨718井位于胜北大断层下降盘的坨715断块内，受北侧南倾断层的影响，该井在沙三段也发育有大套砂砾岩体。
一、沉积构造特征
坨71井区总体以砾岩－砾状砂岩－泥质、灰质砂岩－泥岩组成的正粒序层为特征，底部为砾岩或砾状砂岩，顶部主要发育深灰色泥岩。
坨71井沙三下亚段发育的砂砾岩体为近岸水下扇，粒度概率曲线为三段式，粒度频率曲线为单峰或不对称双峰组成，粒度概率累积曲线细粒尾部拖得很长。储层沉积构造较发育，可见块状层理、波状层理、斜层理及压扁层理（见表1）。取芯井段3172.3m-3195.2m的岩性主要为粗砂岩，细砂岩、泥质砂岩，少量薄层泥岩等（见图2），属近岸水下扇的扇中亚相。
坨718井沙三段（见表1）上部为白云岩、粉砂岩、薄层灰质砂岩，下部为细砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩、含砾泥质砂岩及薄层灰质砂岩、泥质砂岩、细砂岩、砂质泥岩等。取芯井段3383.6-3394.3m的岩性主要为灰泥岩、砂岩互层（见图2），属冲积扇的扇中-扇端亚相。
二、储层特征描述
1.薄片特征
坨71井完钻井深3618.92米，取心井段3172.30-3195.20米，层位Es3下，由薄片观察，岩性为（碳酸盐质）（泥质）不等粒砂岩或砂质泥灰岩。粒度中-粗，分选差，见少量砾石，结构成熟度和成分成熟度均较低。石英含量13%-30%之间，个别38%，长石含量35%-43%，岩屑含量23%-52%，其中塑性颗粒含量约2%-5%。填隙物的类型较多，以泥质、灰泥质、碳酸盐胶结为主，少量菱铁矿、黄铁矿胶结。泥质含量1%-8%，个别高达35%，鳞片结构，见高岭石呈星点-蛭石状。灰泥质含量20%-30%之间，少量样品10%。填隙物以泥质、碳酸盐胶结为主，少量黄铁矿胶结。泥质含量10%-38%，个别 岩性主要分为三种，1）粒度粗，分选差，点-线接触，机械压实作用相对较强，填隙物含量较低，主要以泥质充填为主，见泥质溶孔，泥质微孔，碳酸盐溶孔和颗粒溶孔。主要的成岩作用为高岭石胶结，溶蚀作用，含铁碳酸盐胶结作用弱，这是渗透层。2）粒度粗，分选差，点-杂基接触，机械压实作用弱，填隙物含量高，以泥质充填为主，泥质呈纹层状分布，含铁碳酸盐零星分布，未见孔隙。这是泥质隔层。3）粒度相对较细，分选较好，线-点接触，机械压实作用相对较弱，填隙物含量较高，以铁碳酸为主，铁碳酸盐斑块状胶结。主要的成岩作用为高岭石胶结、铁碳酸盐胶结强烈，未见孔隙。这是铁碳酸盐隔层。
从成岩作用中看出，渗流层的机械压实作用反而较强，说明在坨71井段中，机械压实作用对孔隙的保留反而起到了促进作用，压实较弱的层段，早期泥质充填的含量较高或后期的铁碳酸盐胶结更强，将孔隙完全充填，反而降低了物性。从分形理论上看，在一个成因上相同的体系中，微观特征与宏观特征在结构上具有相似性；因此，这可以作为指导和建立储层模式的一个思路，而井间对比则可以进行必要的验证。在更高一级的地层单元中，层序内部储层的发育也可以具有这样的特点：在厚层泥岩段中间，夹有这种易溶孔发育为特征的有效储集层段，同时储层的边缘伴生有碳酸盐隔层。这些碳酸盐矿化带的成因可以用管壁效应和有机酸溶蚀效应来综合解释。
坨718取芯井段最大的孔隙度才为12.6%，平均孔隙度8.3%，小于坨71井，并且渗透率非常低，平均仅为1.73毫达西，孔隙的连通性非常差（见表4）。从成岩中究其原因，坨718井3389.6-3395.8m，上段粒度以粗、巨砂为主，分选差，机械压实作用较强，铁碳酸盐斑块状胶结强烈，中-巨晶结构，充填了大部分孔隙，并选择性交代碎屑颗粒，泥质呈团块状分布，溶蚀作用弱，偶见颗粒溶孔，见裂缝，但已被硅质充填。它主要的成岩作用是铁碳酸盐的胶结和交代作用。下段粒度以粗、巨砂为主，分选差，点接触，机械压实作用弱，填隙物含量较高，以泥质充填为主，泥质呈纹层状，未见铁碳酸盐胶结，未见孔隙。
三、油井产能对比
坨71井1995年完钻，完钻深度3618.92米（见表5），其中Es3下段，3025.0-3450.0米，厚度425.0米，发现油层14层55.2米，干层2层。其中3061.4-3064.4米、3071.9-3074.1米、3179.6-3189.07米为较好的油层，经试井测试，3148.47-3195.20米地层，表皮系数为0.24，井壁存在污染，地层压力58.69MPa，压力系数为1.83，有效渗透率为2.1毫达西，属高压低渗透储层。3578.0-3613.0米，地层压力为58.79MPa，压力系数为1.91，有效渗透率为63毫达西，为中等渗透储层，表皮系数为5.97，井壁存在污染。
坨718井2002年完钻，完钻深度3850.00米（见表5），其中沙三段2283.9-3622.0米，厚度1338.1米，其中解释油层8层18.48米，含油水层1层1.60米，干层34层57.88米，水层2层3.50米。经对3383.6-3394.5米地层进行测试，地层为异常高压系统，地层压力为62mPa，压力系数为1.89，有效渗透率为0.09毫达西，为极低渗透层，表皮系数为-0.05，不存在污染。
四、结论
1.坨71井的储集空间主体由溶蚀孔隙和裂缝组成，并含有少量的残余粒间孔和微孔隙。坨718井的储集空间主要为次生溶孔。
2.深部储层储集性受到了沉积构造活动的影响。沉积作用中各类扇体的扇中部位是有利储集相带的主要发育位置，坨71井位于近岸水下扇的扇中亚相。坨718井位于冲积扇的扇中-扇端亚相。
3.成岩作用是影响深部储层储集性的关键因素。凹陷内部广泛分布的超压带对各类孔隙的保存具有重要意义，溶蚀活动在垂向上形成了三个主要的次生孔隙发育带，并与胶结带形成交错叠置的分布格局。坨71井的压实作用较弱，溶蚀作用较强，次生溶蚀孔隙发育，物性较好。坨718井压实相对较强，碳酸盐胶结作用强烈，溶蚀和交代作用弱，孔隙不发育，物性差。