本研究以東營南斜坡東部為重點，開展了砂體輸導能力定量評價的典型解剖工作。該區是沙河街組中、上二段三角洲-河流框架砂體的主要發育區。這些骨架砂體在平面上分布穩定，縱向上疊加，為牛莊凹陷生成的油氣提供了良好的運移通道。
通過對東營凹陷南斜坡東部沙三段和沙二段骨架砂體中輸導要素與油氣顯示關系的統計分析，確定了砂體輸導性能的主控因素和定量表征參數，建立了砂體輸導能力的定量預測公式，以期指導類似盆地的油氣藏勘探，提高勘探成功率。
(1)骨架砂體的地質特征
1.沙三中-沙三上三角洲骨架砂體的地質特征
牛莊王家崗地區是東營凹陷三角洲砂體發育的主體。三角洲主要發育在東營凹陷沙河街組、沙河街組和沙河街組層序的高位體系域。其中以沙三中、沙三中上三角洲最為典型。沙三中沈積時期，由於盆地周圍山脈的隆升，豐富的碎屑物源和頻繁的河流註入，特別是沿坳陷軸和東南部豐富的物源供應，三角洲的發展達到頂峰。牛莊王家崗地區三角洲前緣砂體分布面積達1137 km2，盆地沈積中心移至沙三中上段利津-梁家樓地區，東營三角洲砂體繼續向西推進。在此沈積時期，隨著湖盆水的進壹步後退，牛莊王家崗東部以河流三角洲平原相為主。同時，由於南北兩側物源供給的增加，三角洲前緣相最為發育。
構成三角洲的主要巖石類型為灰白色中細砂巖、粉砂巖、灰色、灰綠色泥巖和紫紅色泥巖。砂體平均孔隙度為25.3%，平均滲透率為312.8×10-3 μm 2。三角洲前緣砂體自然電位曲線特征明顯呈漏鬥狀和箱形。東營三角洲沈積在地震剖面上表現出特征性的地震反射內部和外部形態，在沈積趨勢剖面上表現為“S”形進積反射結構和楔形形態。在傾斜剖面上，呈山形，雙向向下超車。
2.沙河街組二段三角洲平原-河流相骨架砂體的發育規律及地質特征。
沙河街組第二沈積期，整個盆地隆升，下伏地層被侵蝕，氣候幹燥，湖盆萎縮，湖水較淺，整個坳陷基本被河流-三角洲體系占據。三角洲主體向西推進至梁家樓地區。東部牛莊王家崗地區發育三角洲平原相和河流相砂體，僅南部廣饒隆起附近發育小型扇三角洲。砂體分布廣，厚度大，面積約1288.9km2
沙河街組下部發育三角洲平原亞相分流河道沈積。巖性為綠色、灰色泥巖夾粉細砂巖與炭質泥巖，上部可見紫色泥巖。自下而上，壹般呈現粗-細-粗的完整循環或細-粗的反向循環。砂體較發育，以中厚砂巖為主，自然電位呈指狀、漏鬥狀、鐘狀。沙河街組二段發育辮狀河沈積，灰色粉砂巖為河床沈積，紅色泥巖為河漫灘沈積。砂體厚度壹般為200m，巖性主要為灰綠色和紫色泥巖與灰色砂巖互層，砂體具有高孔隙度、高滲透率的特點。
(2)骨架砂體的靜態要素與油氣顯示
東營凹陷南斜坡東部西鄰純化鎮構造，東鄰八面河斷裂帶，南接廣饒隆起，北接牛莊凹陷，勘探面積約500km2。牛莊凹陷和南斜坡帶兩個構造單元相互分離。凹陷內生成的油氣向南斜坡的草橋、王家崗和八面河呈階梯狀運移，現已形成壹系列與砂體和斷層有關的油氣藏。骨架砂體是沈積體系中規模較大的連通砂巖體系，它與斷層、不整合面壹起構成了油氣從源到儲的輸導體系三要素，對油氣運聚具有重要意義。勘探實踐和模擬實驗表明，油氣在非均質多孔介質中的運移路徑宏觀上主要受輸導層的結構幾何形態控制，微觀上主要受輸導層的物性控制。東營凹陷南斜坡東部沙三段發育的東營三角洲骨架砂體和沙二段發育的河流相骨架砂體在縱向和橫向上具有良好的連續性，是該區主要的油氣運移體系之壹。選取該典型區，從宏觀和微觀兩個方面分析骨架砂體的厚度、形態、產狀、物性等發育特征，結合油氣顯示特征分析骨架砂體與油氣顯示的關系，為砂體輸導機制研究提供基礎依據。
1.骨架砂體厚度特征與油氣顯示
在東營凹陷南斜坡東部沙三段-沙二段三角洲-河流相沈積特征及油氣運移路徑研究的基礎上，統計了該區365口井的沙三段、沙二段及沙二段骨架砂體厚度，繪制了砂體等值線圖，明確了各層段砂體厚度的變化特征。
沙河街組三段中段沈積時期，東營凹陷擴張運動最強烈，盆地周邊山體擡升，碎屑物源充足，河流頻繁註入，三角洲發育達到高峰。早期三角洲推進距離短，南斜坡東部以淺湖-半深湖相沈積為主。中期進積明顯，三角洲由東南向西北移動。此時三角洲前緣砂體分布面積約為1137km2，厚度中心位於牛莊凹陷。由於盆地的擡升，南部的砂體厚度逐漸變薄(圖3-58a)。後期開始發育河流三角洲體系沈積，三角洲前緣砂體向西推進至牛莊凹陷西部。
沙河街組三段上亞段沈積時期，東營凹陷深湖範圍開始匯聚，東營三角洲向遠處延伸，越過現今中央隆起帶，到達利津凹陷。隨著湖盆的進壹步後退，東部以河流三角洲平原相為主，牛莊凹陷相變為三角洲平原亞相。由於南部和北部物源供給的增加，三角洲前緣相最為發育。砂體分布面積約1432.6km2，砂體厚度中心位於牛莊凹陷南部，砂體厚度從南部向廣饒凸起遞減(圖3-58b)。沙河街組二段沈積時期，湖盆進壹步收縮，水體變淺。整個凹陷基本被河流-三角洲體系占據，三角洲體向西推進至梁家樓地區。東部牛莊-王家崗地區發育河流相砂體，分布面積廣，約1288.9km2，厚度中心集中在牛莊凹陷(圖3-58c)。東營凹陷南斜坡東部沙三段-沙二段骨架砂體油氣豐富，168口井，365口井顯示油氣。結合砂體厚度和油氣顯示(圖3-58)，發現砂體厚度和油氣顯示沒有明顯的關系。通過骨架砂體厚度與油氣顯示厚度的對比(表3-2)，發現無論砂體總厚度多大，單層油氣顯示最大厚度只有十幾米，而最小厚度只有0.5m據統計，大部分油氣顯示在單層厚度小於5m的砂層中， 這是因為大部分油氣運移發生在有限的優勢通道內，砂層薄，但只要物性好，油氣還是可以運移到這裏。 因此認為單純砂體厚度對油氣運移影響不大。
2.骨架砂體頂面形態特征與油氣顯示
砂體頂面的埋深可以反映砂體頂面的形狀。沙河街組三段中段骨架砂體的埋深中心位於牛莊凹陷，最大埋深2925米。從南到草橋鼻狀構造和八面河緩坡帶，埋深依次減小，直至砂體尖滅。最小埋深位於草橋鼻構造帶，約794m；從西部到梁家樓地區，砂體尖滅。自南向北垂直於陳官莊-王家崗斷階帶方向，沿通20井-王661井壹線形成壹條明顯的構造脊，向東沿王13井-王101井壹線有壹條略緩的構造脊(圖3-59a)。沙三上亞段骨架砂體埋深中心位於牛莊凹陷西部，最大埋深2801.5m
圖3-58東營凹陷南斜坡東部骨架砂體厚度及油氣顯示
表3-2東營南斜坡東部骨架砂體厚度與油氣顯示厚度對比統計表
最小埋深也位於草橋鼻構造帶，為806米，沙三段中段形成的兩個構造脊仍然存在，但趨於平緩，頂面形態變化不大(圖3-59b)。
沙二段骨架砂體埋深中心位於梁家樓地區，最大埋深2612m；。從南部到凸起區，埋深逐漸減小，直至砂體尖滅，最小埋深約866m，西部樂安-淳化斷鼻有明顯的構造脊，其余較沙三段平緩(圖3-59c)。
圖3-59東營凹陷南斜坡東部骨架砂體頂面埋深及油氣顯示
用厚度剝離的方法近似恢復了館陶組末期骨架砂體頂面的埋深，發現館陶組各層段的頂面形態與目前相比變化不大，趨於平緩(圖3-60)。
壹般認為砂體頂面的形狀控制著油氣的側向運移。現今和館陶期頂面埋深分別與油氣顯示結合(圖3-60)，沿構造脊油氣顯示略豐富，說明油氣運移受砂體頂面形態影響，但關系不明顯，說明砂體頂面形態不是控制油氣運移的主要因素。
圖3-60東營凹陷南斜坡東部館陶組骨架砂體頂面埋深及油氣顯示
3.骨架砂體的物性特征與油氣顯示
通過對東營凹陷南斜坡東部254口井骨架砂體孔隙度的統計分析，發現骨架砂體物性總體較好。沙三段骨架砂體孔隙度主要為15% ~ 35%，分布均勻。沙二段骨架砂體孔隙度大多在20% ~ 30%，各層段平均孔隙度大於20%。
由於受構造、沈積和成巖作用的影響，現今和成藏期的骨架砂形態和物性有很大差異。因此，有必要恢復成藏期砂體的輸導要素。成藏期砂體要素的恢復主要是在前人研究的基礎上，采用物性和厚度剝離的方法。前人對東營凹陷油氣成藏的時間和時期做了大量的研究工作，取得了統壹的認識。主要認為大規模油氣運移發生在Ng末期和Nm初期。成藏期的恢復主要以此期為基礎。修復後館陶末各層段物性普遍好於今天，其中沙河街組三段骨架砂體孔隙度在21% ~ 35%之間，沙河街組二段骨架砂體孔隙度達到30% ~ 37%，各層段平均孔隙度大於25%。
無論是現在還是成藏期，從凹陷到緩坡帶砂體孔隙度逐漸增大，樂安和八面河地區沙三段骨架砂體物性最好，樂安和王家崗地區沙二段骨架砂體物性最好。由於骨架砂體物性普遍較好，油氣從凹陷向斜坡運移的路徑較多。但在聚集區，油氣顯示仍集中在孔隙度較大的區域，砂體物性與油氣顯示有較好的對應關系。說明砂體物性越好，油氣在砂體中的阻力越小，越有利於油氣的運移和聚集。
(3)骨架砂體輸導能力評價
1.主要控制因素的確定
從油氣運移的動態過程分析，油氣運移力控制著其運移能力和方向。東營凹陷油氣大規模運移發生在東營-館陶期。此時，由於牛莊王家崗地區水動力條件較弱，水動力作用可以忽略。油氣進入骨架砂體後，運移力主要是浮力，在浮力的作用下，油氣從凹陷向斜坡高部位運移，並沿砂體向上方向凸起。浮力流動模式是指油氣在浮力作用下，以壹定高度(長度)的油珠、氣泡或油氣段的形式，在地層孔隙水中不連續的漂浮流動。浮力的方向總是垂直向上，壹般取單位面積油柱高度的浮力進行計算，即浮力。
F=(ρw-ρo)gvsinθ (3-4)
式中，f為垂直浮力，ρw為地層水密度，g/cm3；ρo為地下石油密度，g/cm3；v是油氣的體積，cm3；θ:地層傾角，0；g是重力加速度，m/s2。
根據公式3-4，浮力與油氣體積、油水密度差和地層傾角有關。壹般油水密度變化不大，浮力主要由漂浮過程中油氣的聚集和地層傾角決定。油氣運移過程中不斷變化的聚集量無法得到，但從公式3-4可以看出，油氣沿傾斜地層運移的浮力與地層傾角有關。因此，通過傳輸層傾角的變化可以大致判斷浮力的變化趨勢。傾斜傳輸層中的油的浮力分量與傳輸層的傾角成正相關。傾角越大，浮力越大，油氣運移的動力越大，越容易運移。因此，砂體產狀大的地方更有利於油氣聚集。
另壹方面，由於地下巖石的組構、通道孔徑和地下溫度的變化不能保證油滴和氣泡在運移過程中始終暢通無阻，油氣總是受到來自通道本身喉部的阻力，即毛細管力。毛管力在宏觀上與砂體的孔隙度、滲透率等物性有關。孔隙度和滲透率的空間變化必然影響油氣在砂體中的流速和體積，進而影響油氣運聚的效果。物性好的砂體油氣進入阻力小，流速快，油氣聚集量大，物性差的砂體油氣進入阻力大，油氣流速慢，聚集量小。毛細管力取決於兩種流體之間的界面張力、毛細管半徑和介質的潤濕性。在單個毛細管中，毛細管力的數學表達式為:
Pc=2σcosθ/r (3-5)
式中，Pc為毛細管力，MPa；σ為油(氣)和水的界面張力，n/m；θ是油(氣)、水、巖石的接觸角，0；r為傳輸層巖石的孔隙半徑，m。
成熟勘探區精細油氣勘探的理論與實踐
k是傳輸層的巖石滲透率。m2；φ是傳輸層的巖石孔隙度，無量綱。
砂體的毛細管力是骨架砂體中油氣運移的主要阻力。在浮力的驅動下，油氣必須克服砂體本身的毛細管力才能壹直運移。當油氣在壹定高度漂浮過程中形成的浮力不足以克服毛細管阻力時，就需要等待後續的油氣補充來積累油柱高度，從而增加浮力。當油柱高度積累到壹定程度時，浮力足以克服毛細管力，油氣可以繼續向前運動。
可以看出，砂體的產狀和物性的耦合控制了油氣運移的優勢路徑。這種認識可以通過模擬實驗來驗證。
2.輸沙能力的定量評價
1)骨架輸沙主控因素的量化
通過對骨架砂體運移機制和主控因素的分析，認為砂體的產狀和物性是控制優勢運移方向的主要因素。因此，在砂體定量評價中，應首先確定這兩個主控因素的定量表征參數。
骨架砂體產狀的量化用砂體頂面傾角直接表示，物性的評價用臨界油柱高度表示。臨界油柱高度是指油氣需要聚集起來克服浮力驅動的砂體毛細管力的最小單位面積油柱高度。油在砂體中的聚集高度必須大於臨界油柱高度才能開始運移。壹般來說，臨界油柱高度越低，油氣運移越容易。臨界油柱高度的計算公式為:
H=Pd/(ρw-ρo)g (3-7)
其中，Pd為砂體的最小驅替毛管力。該公式可用於計算牛莊王家崗地區骨架砂體的臨界油柱高度。
2)骨架砂體輸導能力的定量模型
綜上所述，決定骨架砂體輸導能力的表征參數是傾角和臨界油柱高度。充分考慮這兩個因素在油氣運移中的作用，建立了砂體輸導能力的定量模型:
S=θ/h (3-8)
其中，s為砂體的輸導系數，無量綱；θ為砂體傾角，0；h是臨界油柱高度，m。
在公式3-8中，砂體導流系數S與砂體傾角成正比，與臨界油柱高度成反比。壹般來說，S值越大，砂體的輸導能力越強。
對砂體的輸導系數進行歸壹化處理，使其無量綱化，用歸壹化後的輸導系數評價砂體的輸導能力。基於砂體輸導能力定量模型，計算了牛莊-王家崗地區不同井區骨架砂體的輸導能力參數，並繪制了相應的等值線圖，恢復了館陶組成藏期砂體的輸導能力並繪制了相應的等值線圖。從沙三段輸導系數等值線圖可以看出，油氣沿輸導系數大於周邊地區的優勢運移路徑運移，即牛莊凹陷的油氣主要沿四條優勢運移路徑向南斜坡運移(附圖3-61)。油氣運移路線從左至右依次為:關11-關120-銅鼓3、關謝15-王662-王733-王90、通10-王161。這四個方向是砂體產狀和物性耦合較好的區域。
圖3-61東營南斜坡沙河街組上骨架砂體臨界油柱高度、傾角及油氣顯示疊加圖