第3章 石油地质学.docx

第3章 石油地质学.docx

《第3章 石油地质学.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《第3章 石油地质学.docx（36页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

第3章石油地质学

第三章储集层和盖层

【提要】储集层和盖层是油气聚集成藏所必需的两个基本要素。

孔隙度、渗透率和孔隙结构是衡量岩石（层）贮运流体能力的基本物性参数。

本章在阐明了孔隙度、渗透率和孔隙结构等概念之后，重点介绍了碎屑岩和碳酸盐岩两大储集岩类孔隙的成因及影响因素，最后简述了盖层的类型及其封堵油气的机制。

由第二章可知，石油和天然气生成于富含有机质的暗色粘土岩、碳酸盐岩等类型的烃源岩中。

那么，这些源源不断生成的大量石油储存在哪里呢？

哪些岩石能作为储集油气的场所？

它们为什么能够储集油气?

哪些岩石能作为盖层？

它们为什么能盖住油气而不会跑掉？

等等问题，就是本章要阐述的主要内容。

大量油气勘探及开发实践，已证实地下不存在什么“油湖”、“油河”，油气是储存在那些具有互相连通的孔隙、裂隙的岩层内，好像水充满于海绵里一样。

这些能够储存和渗滤流体的岩层，称为储集层。

它之所以能够储集油气，是由于它们具备相对高的孔隙性和渗透性。

覆盖在储集层之上能够阻止油气向上运动的细粒、致密岩层称为盖层，它之所以能够封盖油气，是由于它们具备相对低的孔隙度和渗透率。

目前所知，分布最广、最重要的储集层是各类砂岩、砾岩、石灰岩、白云岩、礁灰岩，此外，还有少量的火山岩、变质岩、泥岩等；最重要的盖层是蒸发岩类、泥页岩类等。

储集层和盖层是油气聚集成藏所必需的两个基本要素。

储集层的层位、类型、发育特征、内部结构、分布范围以及物性变化规律等，是控制地下油气分布状况、油层储量及产能的重要因素。

同时在油气田开发过程中，对储集层进行改造，变低产油气层为高产油气层时，也需要仔细研究和掌握油气储集层的变化。

盖层的类型、分布范围对油气聚集和保存有重要控制作用。

所以，储集层和盖层研究是油气勘探开发工作中的重要课题。

第1节岩石的孔、渗性

地壳上的各类岩石都具有大小不等的孔隙和渗透性能。

孔隙性的好坏直接决定岩层储存油气的数量，渗透性的好坏则控制了储集层内所含油气的产能，因此，岩石的孔渗性是反映岩石储存流体和运输流体的能力的重要参数，是石油地质学家研究的重要课题，通常把它们称为储油物性研究。

一、孔隙性

地壳上所有岩石，甚至像花岗岩、玄武岩那样致密的岩石，都具有孔隙。

广义的孔隙是指岩石中未被固体物质所充填的空间，有人亦称之为空隙，包括狭义的孔隙、洞穴和裂缝。

其中，狭义的孔隙是指岩石中颗粒（晶粒）间、颗粒（晶粒）内和充填物内的空隙。

岩石中的孔隙，有的是原生的，有的是次生；有的是相互连通的，有的是孤立的。

不同岩石的孔隙，在大小、形状及发育程度方面都极不相同。

岩石中不同大小的孔隙对流体的储存和流动所起的作用完全不同，根据岩石中的孔隙大小及其对流体作用的不同，可将孔隙划分为三种类型：

（1）超毛细管孔隙

管形孔隙直径>0.5mm（>500μ），裂缝宽度>0.25mm（250μ）。

在自然条件下，流体在其中可以自由流动，服从静水力学的一般规律。

岩石中一些大的裂缝、溶洞及未胶结或胶结疏松的砂层孔隙大部分属于此种类型。

（2）毛细管孔隙

管形孔隙直径介于0.5－0.0002mm（500－0.2μ）之间，裂缝宽度介于0.25－0.0001mm（250－0.1μ）之间。

流体在这种孔隙中，由于受毛细管力的作用，已不能自由流动，只有在外力大于毛细管阻力的情况下，流体才能在其中流动。

微裂缝和一般砂岩中的孔隙多属于这种类型。

（3）微毛细管孔隙

管形孔隙直径<0.0002mm（<0.2μ），裂缝宽度<0.0001mm（<0.1μ）。

在这种孔隙中，由于流体与周围介质分子之间的巨大引力，在通常温度和压力条件下，流体在其中不能流动；增加温度和压力，也只能引起流体呈分子或分子团状态扩散。

粘土、致密页岩中的一些孔隙即属此类型。

为了衡量岩石中孔隙总体积的大小，以表示岩石孔隙的发育程度，提出了孔隙度（率）的概念。

岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样总体积的比值，称为该岩石的总孔隙度（率），以百分数表示：

P=[（ΣVp）/Vr]×100%（3-1）

式中P为孔隙度（率）；ΣVp为岩样中所有孔隙体积之和；Vr为岩样总体积。

储集岩的总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。

从实用出发，只有那些互相连通的孔隙才具有实际意义，因为它们不仅能储存油气，而且可以允许油气在其中渗滤。

而那些孤立的互不连通的孔隙和微毛细管孔隙，即使其中储存有油和气，在现代工艺条件下，也不能开采出来，所以这些孔隙是没有实际意义的。

因此，在生产实践中，又提出了有效孔隙度（率）的概念。

有效孔隙度（率）是指那些互相连通的，在一般压力条件下，可以允许流体在其中流动的孔隙体积之和与岩样总体积的比值，以百分数表示之：

Pe=[（ΣVe）/Vr]×100%（3－2）

式中Pe为有效孔隙度（率）；ΣVe为岩样中彼此连通、流体能够通过的孔隙体积之和；Vr为岩样总体积。

显然，同一岩石的有效孔隙度小于其总孔隙度，对于未胶结的砂层和胶结不甚致密的砂岩，二者相差不大，而对于胶结致密的砂岩或碳酸盐岩，二者可有很大差别。

目前在生产单位所说的孔隙度（率），都是指有效孔隙度，但在习惯上常简称为孔隙度（率）。

二、渗透性

岩石的渗透性，是指在一定压力差下，岩石能使流体通过的能力。

严格地讲，自然界的一切岩石在足够大的压力差下都具有一定的渗透性。

通常我们所称的渗透性岩石与非渗透性岩石，是指在地层压力条件下流体能否通过岩石而言。

因此，从绝对意义讲，渗透性岩石与非渗透性岩石之间没有明显的界限，是一个相对的概念。

就沉积岩而言，一般情况下，砂岩、砾岩、多孔的石灰岩、白云岩等储集层为渗透性岩层，而泥岩、石膏、硬石膏、泥灰岩等为非渗透性岩层。

岩石的渗透性，只能说明流体在其中流动的能力，对于储层来说，它仅仅反映了油气被采出的难易程度，并不反映岩石内流体的含量，对某些渗透性差的岩石如油页岩等，虽然在其微毛细管孔隙中含有大量的呈分散状态的石油，但在地层压力条件下，流体通过它流动十分困难，甚至完全不能流动。

因此，渗透性只表示岩石中流体流动的难易程度，而与其中流体的实际含量无关。

岩石渗透性的好坏，是以渗透率的数值大小来表示的。

当单相流体通过孔隙介质呈层状流动时，服从于达西直线渗滤定律：

单位时间内通过岩石截面积的液体流量与压力差和截面积的大小成正比，而与液体通过岩石的长度以及液体的粘度成反比：

Q=K·[（（P1-P2）·F]/[μ·L]（3－3）

式中，Q为单位时间内流体通过岩石的流量，厘米3/秒；F为液体通过岩石的截面积，厘米2；μ为液体的粘度，厘泊；L为岩石的长度，厘米；（P1-P2）为液体通过岩石前后的压差，大气压；比例系数K为岩石的渗透率，达西，国际标准计量单位为μｍ2，1达西=0.987μm2。

因此，渗透率表示了在一定压差下，液体能通过岩石的能力：

K=[Q·μ·L]/[（（P1-P2）·F]（3－4）

对于气体来说，由于它与液体性质不同，受压力影响十分明显，当气体沿岩石由P1（高压力）流向P2（低压力）时，气体体积要发生膨胀，其体积流量通过各处截面积时都是变数，故达西公式中的体积流量应是通过岩石的平均流量（见图3－1）。

于是渗透率的公式可写成：

K＝2（P2·Q2·μg·L）/（F·（P12-P22））（3－5）

式中μg为气体的粘度；Q2为通过岩石后，在出口压力（P2）下，气体的体积流量。

图　3-1气体通过孔隙介质时压力与体积的变化图

从达西定律可知：

当P1、P2、F、L、μ均为常数时，流量与渗透率K成正比，即流体通过的量取决于岩石本身使流体通过的能力。

岩石的渗透率与岩石组构有关。

对于砂岩而言，其颗粒大小和分选程度对渗透率影响较大。

如图3－2所示，当分选系数一定时，渗透率对数值与粒度中值成线性关系；当粒度中值一定时，渗透率对数值与分选系数成近似直线关系。

分选好至中等时斜率较大，分选变差时，斜率变小。

一般来说，孔隙直径小的比直径大的渗透率低，孔隙形状复杂的比形状简单的渗透率低。

这是因为孔隙直径越小，形状越复杂，单位面积孔隙空间的表面面积（一般称为孔隙空间的比面）越大，则对流体的吸附力、毛细管阻力和流动摩擦阻力也越大。

另外，孔隙孔道的复杂程度和弯曲程度，也影响着岩石的渗透性，因为它们可以使流体在流动过程中产生局部的方向变化和速度变异，使其消耗流体的动能。

图3-2砂岩分选系数和粒度中值与渗透率关系

如果岩石孔隙中只有一种流体（单相）存在，而且这种流体不与岩石起任何物理和化学反应，在这种条件下所反映的渗透率为岩石的绝对渗透率。

在自然界实际油层内，孔隙中流体往往不是单相，而是呈油、水两相或油、气、水三相并存。

这时，流体的渗透情况要更加复杂些。

在此情况下，各相之间彼此干扰互相影响，岩石对其中每种相的渗滤作用将与单相流有很大差别。

为了与岩石的绝对渗透率相区别，在多相流体存在时，岩石对其中每种相流的渗透率称为相渗透率或有效渗透率，并分别用符号ko、kg、kw来表示油、气、水的相渗透率。

有效渗透率不仅与岩石的性质有关，也与其中流体的性质和它们的数量比例有关。

在实际应用上常采用有效渗透率与绝对渗透率之比值，称相对渗透率：

相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率

若用符号表示，则油、气、水的相对渗透率分别为：

ko/k、kg/k、kw/k。

一般，岩石对任何一种相的有效渗透率总是小于该岩石的绝对渗透率。

试验证明：

某种相的有效渗透率随该相流体在岩石孔隙中含量的增高而加大，直到该相流体在岩石孔隙中含量达到百分之百时，该相流体的有效渗透率等于绝对渗透率。

相反，随着该相流体在岩石孔隙中的含量逐渐减少，有效渗透率则逐渐降低，直到某一极限含量，该相流体停止流动。

图3-3和图3-4分别就是在实验室内用疏松的砂子求出的相对渗透率与油-气、油-水饱和度之间的关系曲线。

图3-3油-气饱和度与相对渗透率　　　图3-4油-水饱和度与相对渗透率

　　　　　　　　的关系曲线　　　　　　　　　　　　的关系曲线

必须承认，自然界流体在岩石中的实际渗滤情况比我们目前所能掌握的要复杂得多，因为在渗滤过程中，往往还伴随有流体与岩石颗粒间以及流体与流体间的一系列复杂的物理化学变化，所以许多问题还有待今后研究和探索。

三、孔隙结构

岩石中所有孔隙在流体储存和流动过程中所起的作用是不完全相同的。

其中某些孔隙在流体储存中起着较大的作用，如象一些较大的孔洞；而另一些虽然在扩大孔隙容积中所起的作用不大，但在沟通孔隙形成通道中却起着关键性作用，如象碎屑岩孔隙与孔隙间的狭窄部分，人们将这部分孔隙称为孔隙喉道（图3-5）。

孔隙结构就是指孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。

实际上喉道的粗、细特征严重地影响着岩石的渗透率。

喉道与孔隙的不同配置关系，可以使储集层呈现不同的性质。

例如，以喉道较粗和孔隙直径较大为特征的储集层，一般表现为孔隙度大，渗透率高；以喉道较粗，孔隙较上类偏小为特征的储集层，一般表现为孔隙度低-中等，渗透率偏低-中等；以喉道较上两类细小，孔隙粗大为特征的储集层，一般表现为孔隙度中等；渗透率低；以喉道细小，孔隙亦细小为特征的储集层，一般孔隙度及渗透率均低。

图3-5储集层岩石中孔隙与喉道分布示意图

　　实验室中经常采用压汞曲线来研究岩石的孔隙结构。

压汞曲线又称毛管压力曲线，它是根据实测的水银注入压力与相应的岩样含水银体积，并经计算求得水银饱和度值和孔隙喉道半径之后，所绘制的毛管压力、孔隙喉道半径与水银饱和度的关系曲线（见图3-6A）。

不同毛细管曲线形态反映不同孔隙大小和分布（见图3-6B）。

根据毛细管压力曲线可以求得排驱压力（Pd）、孔隙喉道半径中值（r50）、毛细管压力中值（P50）、最小非饱和的孔隙率（Smin%）以及孔隙喉道半径频率分布直方图（见图3-7）。

随着现代定量立体学方法，特别是空隙铸体电子扫描观察方法的发展，人们可直接观察到孔隙的三维空间结构。

图3-6压汞曲线及其与孔隙分布的关系

A压汞曲线及有关特征量，B孔隙大小与压汞曲线形态

　　　　　　　　　　图3-7　毛管压力曲线与孔隙喉道分布直方图　　　　　

四、孔隙度与渗透率的关系

岩石的孔隙度与渗透率之间通常没有严格的函数关系，因为影响它们的因素很多，岩石的渗透率除受孔隙度的影响外，还受孔道截面大小、形状、连通性以及流体性能的影响。

例如一些粘土岩的绝对孔隙度很大，可达30-40%，但其孔道太小致使渗透性很低；另一方面一些裂缝发育的致密石灰岩，裂缝要比孔隙对渗透率的影响大得多，因为裂缝是良好的通道，所以,虽然一些裂缝性石灰岩在实验室分析的孔隙度很低，只有5-6%，但由于裂缝发育，其渗透率却很高，常常成为高产油气层。

尽管孔隙度与渗透率之间没有严格的函数关系，但它们之间还是有一定的内在联系，因为岩石的孔隙度与渗透率一般皆取决于岩石本身的结构与组成。

凡具渗透性的岩石均具一定的孔隙度，特别是有效孔隙度与渗透率的关系更为密切。

对于碎屑岩储集层，一般是有效孔隙度越大，其渗透率越高，渗透率随着有效孔隙度的增加而有规律地增加，如图3-8所示。

图3-8砂岩有效孔隙度与气体渗透率的关系图

1-粉砂岩；2-细砂岩；3-粗-中粒砂岩

第２节碎屑岩储集层

碎屑岩储集层主要包括各种砂岩、砂砾岩、砾岩、粉砂岩等碎屑沉积岩。

它们是世界油气田的主要储集层类型之一，也是我国目前最重要的储集层类型。

例如，我国的大庆、胜利、大港、克拉玛依，科威特的布尔干，荷兰的格罗宁根，美国的普鲁德霍湾，以及苏联的萨莫特洛尔等著名油气田的生产层皆属于碎屑岩储集层。

因此，研究碎屑岩储集层的形成条件、储集性质及分布特征，具有重要的意义。

碎屑岩储集性质的好坏是由碎屑岩的沉积环境及成岩环境所决定的，

一、碎屑岩储集层储集物性的影响因素

碎屑岩储集层是由成分复杂的矿物碎屑、岩石碎屑和一定数量的胶结物所组成。

其储集空间主要是碎屑颗粒之间的粒间孔隙，它是在沉积和成岩过程中逐渐形成的，属于原生孔隙。

此外，在一些细、粉砂岩中，常常发育层间裂隙和成岩裂缝，都是在成岩过程中形成的，也应属于原生孔隙。

在碎屑岩成岩以后，受后期构造运动的作用，可以形成一些裂缝、节理、属于次生孔隙，在碎屑岩的储集空间类型中居次要地位。

但是，在特定条件下，如某些胶结致密的碎屑岩，粒间孔隙不发育，孔隙小且连通性差，这种碎屑岩中裂缝的发育程度就成为影响储集性质的主要因素。

由于粒间孔隙是碎屑岩储集层的主要储集空间类型，因而这类储集层的储集性质好坏取决于下列因素的影响：

1、碎屑颗粒的矿物成分

碎屑岩的矿物成分对储集岩孔隙度和渗透率的影响，主要表现在两方面：

其一，矿物颗粒的耐风化性，即性质坚硬程度和遇水溶解及膨胀程度；其二，矿物颗粒与流体的吸附力大小，即憎油性和憎水性。

一般性质坚硬、遇水不溶解不膨胀、遇油不吸附的碎屑颗粒组成的砂岩，储油物性好；反之则差。

碎屑岩颗粒最常见的矿物有石英、长石、云母及重矿物，还有一些岩屑。

其中，前二者在碎屑岩中占95%以上，因此，石英和长石的含量多少对储集性质的影响最显著。

一般石英砂岩比长石砂岩的储油物性好。

但是，还要注意结合具体地质条件进行具体分析。

我国中、新生代的许多陆相沉积碎屑岩，多为长石-石英砂岩或长石砂岩，储集性质相当好。

其长石颗粒多呈柱状晶体，在显微镜下可清晰见到节理，说明未经较深风化，这是长石砂岩储集性质较好的主要原因。

造成这种情况是由于我国陆相沉积的特点：

ａ）我国陆相盆地处于四面环山之中，碎屑物质只需经过很短的山间河流就进入湖底；ｂ）湖底结构复杂，湖底地形起伏显著，波浪作用小，处于波浪氧化带的时间较短，能够迅速沉积下来免遭氧化，所以造成风化程度低。

2、碎屑颗粒的粒度和分选程度

碎屑颗粒是组成碎屑岩的主要成分。

如果有一种岩石是由均等小球体颗粒组成，且呈立方体排列，这时每个小球体周围的孔隙体积，等于包围这个小球体的立方体体积减去小球体体积。

若小球体之半径为r，则孔隙体积

Vp=（2r）3-（4/3）πr3（3－6）

其理论孔隙度

P=[（2r）3-（4/3）πr3]/（2r）3=1-（π/6）=47.6%　（3－7）

由上式可知，表示颗粒大小的r消去了。

这说明当岩石由均等小球体颗粒组成时，其孔隙度与颗粒大小无关。

但自然界不可能存在这种理想情况，实际上组成岩石的颗粒往往大小不等，于是大颗粒之间构成的大孔隙就会被小颗粒所充填，使孔隙体积变小、孔隙直径变小，原来彼此连通的孔隙变成互不连通，从而降低了岩石的孔隙性和渗透性。

在一般情况下，颗粒的分选程度愈好，孔隙度和渗透率也愈大。

3、碎屑颗粒的排列方式和圆球度

碎屑颗粒的排列方式很复杂，假设颗粒为均等小球体，则可排列成三种理想的形式（图3-9）。

图3-9岩石球体颗粒排列的理想型式

（a）最密排列型式；（b）中等密度排列型式；（c）最不密排列型式。

由图3-9看出：

（c）表示立方体排列，堆积最疏松，孔隙度最大，理论孔隙度为47.6%；孔隙半径大，连通性好，渗透率也大。

（a）、（b）代表斜方体排列，（a）型排列最紧密，孔隙度最小，理论孔隙度为25.9%；（b）型排列的紧密程度介于（a）与（c）之间，其孔隙度介于25.9-47.6%之间。

所以，（a）、（b）型排列的孔隙半径都较小，连通性也较差，渗透率较低。

岩石碎屑颗粒的排列方式，主要决定于沉积条件。

若沉积时的水介质较平静，如在闭塞的湖盆边缘斜坡带和浅海大陆架，颗粒多呈近立方体排列；若水介质活动性较大，如在河流、山麓滨湖区、近岸浅海区，颗粒多呈斜方体堆积。

另外，也与沉积物在成岩作用结束前所承受的上覆地层压力的大小有关。

在实际的自然条件下，组成岩石的碎屑颗粒不可能是理想的球体，往往凹凸不平，形状极不规则，常发生镶嵌现象，相互填充孔隙空间，致使孔隙体积和孔隙直径减小，孔隙之间的连通性变差，结果使孔隙度、渗透率降低，一般颗粒圆球度愈好，其孔隙度、渗透率愈大。

但是，还应该指出，研究颗粒的圆球度对储集性质的影响，应与排列方式密切联系起来，若在快速堆积、成岩过程中所受压力较小的情况下，棱角状颗粒未能相互镶嵌，而是彼此支架起来，这样反而会使岩石储集性质变佳。

4、胶结物的性质和多少

胶结物的成分、含量及胶结类型对储集性质的影响也较大。

我国油田碎屑岩储集层的胶结物成分，以泥质为主，而钙质较少，至于硅质、铁质、沸石、石膏等则更少。

比较起来，泥质胶结的砂岩较为疏松，渗透性较好；而钙质、硅质、铁质胶结则较差。

胶结物的多少对储集性质也有明显影响。

胶结物含量高，粒间孔隙多被它们充填，孔隙体积和孔隙半径都会变小，孔隙之间的连通性变差，导致储集性质变坏。

根据胶结物含量多少及其在颗粒之间分布的状况，并结合颗粒的接触型式，可将碎屑岩胶结类型区分为四种：

（a）基底式胶结、（b）孔隙式胶结、（c）接触式胶结、（d）杂乱式胶结见图3-10所示。

我国华北盆地下第三系碎屑岩储集层孔隙度与胶结类型之间的关系可见表3-1。

图3-10胶结类型示意图

（a）基底式胶结；（b）孔隙式胶结；

（c）接触式胶结；（d）杂乱式胶结

表3-1华北盆地下第三系砂岩胶结类型与孔隙度的关系

胶结类型

接触式

孔隙-接触式

孔隙式

孔隙-胶结式

基底式

孔隙度%

29-34

25-30

24-28

19

<5

影响碎屑岩储集层物性的因素除上所述外，尚有岩层层面、层理面的发育程度，但其重要性一般远比上述因素差。

如层理明显的砂岩，往往是砂、泥交互成层的薄层，泥质含量较高，颗粒也较细，如常见的具薄水平层理、波状层理的细砂岩和粉砂岩，储集性质不好，而且渗透性具明显的方向性，平行于层面的水平渗透率较大，垂直于层面的垂直渗透率较小。

一般采用的渗透率是指水平渗透率。

具斜层理的砂岩，平行于斜层层面方向的渗透率最大，垂直方向的渗透率最小。

砂岩中若含有泥质条带也会影响储集性质，尤其使垂直渗透率变小，其所起作用与泥质夹层相似。

尽管岩层层面及层理构造对储集性质难以提供具体的数据，但是，它却给我们提供了对油层宏观的、较全面的感性认识；而且层理构造是沉积环境的良好标志，因此从层理构造类型还可推断油层在垂向上和平面上的分布及其储集性质的变化趋势。

至于溶解作用、构造变动等对碎屑岩储集性质的影响，详见砂岩次生孔隙。

二、碎屑岩储集体类型及其沉积环境

世界各地的碎屑岩储集层，以砂岩为主，其次为砾岩。

它们可以在许多环境中发育，形成各种类型的储集体，概括起来，碎屑岩储集体主要有冲积扇砂砾岩体、河流砂岩体、三角洲砂岩体、滨浅湖相砂岩体、滨海砂岩体、浅海砂岩体、深水浊积砂岩体和风成砂岩体等类型。

由于沉积条件的差异，这些不同环境下形成的各类砂岩体，在形态、规模、颗粒大小、矿物成分、分选和磨园程度等方面，都存在较大差异，因此，在储集物性方面差异也较大。

表3－2概括了碎屑岩主要形成环境中的砂岩体特征。

表3－2砂岩储集体形成环境与基本特征

沉积体系

砂体类型及特点

油田实例

冲积扇

砂砾岩体平面上呈扇形，纵剖面呈楔状，横剖面呈透镜状；面上凸；分选磨园差；孔隙直径变化范围大；扇根和扇中储集性好；主槽、侧缘槽、辫流线和辫流岛渗透率较高。

克拉玛依-乌尔禾油田三叠系

河流

包括河床、心滩、边滩、决口扇等砂体，剖面呈透镜状。

河床砂体呈狭长不规则状，可分叉，剖面上平下凹，近河心厚度大；结构、粒度变化大，分选差；非均质性严重；孔渗性变化大。

长庆油田侏罗系延安组、阿拉斯加普鲁霍湾油田二叠、三叠系。

三角洲

包括河道砂、分支河道砂、河口砂坝、前缘席状砂。

三角洲前缘相带砂体发育。

在不同动力作用下可呈鸟足状、朵状和弧形席状。

砂质纯净、分选好，储集物性好。

大庆油田白垩系、西西伯利亚乌连戈伊气田白垩系

滨海（湖）

包括超覆与退覆砂岩体、滨海砂堤、潮道砂、走向谷砂体。

成分和结构成熟度高，分选和磨园好，储集物性好。

滨海（湖）砂堤狭长，平行海岸线，剖面透镜状，底平顶凸，分选好，储集物性好。

东得克萨斯油田、圣胡安盆地Bisti油田、北海的Piper油田

深水浊流

主水道、辫状水道砂体发育。

成分和结构成熟度差、分选差。

储集物性变化大。

文图拉盆地和落杉矶盆地

风成砂

砂质纯净、分选好、磨园好。

区域性渗透性稳定。

北海格罗宁根气田赤底统砂岩

我国主要含油气盆地的碎屑岩储集层多为陆相，绝大部分属浅湖相、滨湖相及河流三角洲相沉积（表3-3）。

近年来，在渤海湾盆地也不断发现半深湖－深湖相浊流沉积储层。

表3-3我国主要含油气盆地碎屑岩储集层的岩相特征

盆地名称

主要碎屑岩储集层时代

岩相特征

松辽盆地

下白垩统

浅湖相、三角洲相

济阳坳陷

下第三系沙河街组

浅湖相、三角洲相

黄骅坳陷

下第三系沙河街组

沿岸砂堤、三角洲相

四川盆地

中侏罗统自流群凉高山组

浅湖相

陕甘宁盆地

下侏罗统延安组

河流三角洲相、滨湖相

准噶尔盆地

上三叠统下克拉玛依组；

中侏罗统西山窑组、三间房组

冲积扇；

河流三角洲

吐哈盆地

中侏罗统西山窑组、三间房组

辫状河三角洲相、冲积扇

酒泉盆地

第三系白杨河群间泉子组

滨浅湖相

柴达木盆地

中新统－上新统

三角洲相、河流相

塔里木盆地

石炭系、三叠系

侏罗系

滨海相、潮滩、三角洲

河流相、滨湖相

　　总之，自然界砂岩体分布很广，类型繁多，各种类型砂岩体相互之间常常有着密切联系。

在陆相沉积中，湖成砂岩体往往同河床砂岩体、三角洲砂岩体、冲积扇砂岩体、风成砂岩体混在一起，不同时期、不同成因的砂岩体有时连成一片，形成一个历时层状砂岩体。

在滨海-浅海区域也有类似情况。

这就要求我们对砂岩体的岩性、岩相、厚度、几何形态及