冀东油田老爷庙地区是渤海湾盆地南堡凹陷重要油气分布区,多年的油气勘探和开发工作证实该地区主力产油层东营组储层具有极强的非均质性,储集砂体、储集物性横向变化非常大,严重制约了油气的成藏及富集。以往大量研究往往关注储层沉积学的相关研究,尤其重视在勘探和开发工作中潜在储层的宏观预测,而忽视了储层精细的沉积组构、成岩组构及成岩作用等方面的研究,导致在该地区深入勘探和开发过程中遇到一些挑战,例如采用何种技术手段能尽可能准确描述储层非均质性、如何解释东营组原油油品好而产量却不稳定的原因等等。要解决这些问题需要从储层非均质性定量表征和甄别制约储层品质的主控地质因素入手。从成岩作用演化阶段上看,老爷庙地区东营组储层处于中成岩A期和早成岩的B期,属于低成岩演化阶段。这种低成岩演化阶段的储层在我国中东部含油气盆地非常普遍,例如大民屯凹陷、歧口凹陷、泌阳凹陷等。对于这类储层而言,储层品质除了受沉积作用控制外,成岩作用的影响往往也是不可忽视的。鉴于此,本论文试图以冀东油田老爷庙地区处于低成岩演化阶段的东营组储层为研究对象,从多因素综合分析的角度,深入揭示低成岩演化阶段储层发育的制约因素,服务于油气勘查和开发工作。论文通过测井资料、岩心资料、地震资料及粒度分析等资料,对冀东油田老爷庙地区东营组储层沉积体系进行了分析,查明了沉积体系类型及空间配置规律,刻画储层宏观沉积学特征,利用大量薄片镜下观察和鉴定资料,对东营组储层中碎屑颗粒的大小、分选性、磨圆度、颗粒之间的接触关系等沉积组构进行了半定量和定量的表征,进一步刻画储层微观沉积学特征；利用镜质体反射率和伊蒙混层中蒙脱石晶层的百分含量对储层成岩阶段进行了确定,通过偏光显微镜、扫描电镜、阴极发光等测试手段,对储层成岩作用类型和特征进行了分析；在解剖单井成岩作用类型组合的空间分布基础上,开展了连井剖面成岩相分析,明确成岩相的时空分布规律,并且利用胶结物类型及含量、粘土矿组合及含量定量表征储层成岩组构；通过铸体鉴定和储层物性测试等,查明储层孔隙结构和物性特征；在此基础上,分别探讨沉积作用和成岩作用对储层物性的影响,甄别制约储层品质的主控地质因素：最后通过沉积作用、成岩作用和储层物性综合分析,对老爷庙地区东营组储层进行了分类评价,并结合系列相关石油地质条件对老爷庙地区油气有利勘探区块进行了预测。所取得的主要结论和认识如下：(1)建立了老爷庙地区东营组沉积体系类型的识别标志,恢复了沉积体系域面貌,总结了研究区东营组储层沉积模式,并在基础上,对储层沉积组构进行了定量-半定量表征。通过典型钻孔岩心观察、单井垂向序列、粒度分析、地震相和地震属性分析等手段,在老爷庙地区古近系东营组内部识别出三种主要沉积体系类型：扇三角洲沉积体系、湖泊沉积体系和浊积体系；扇三角洲沉积体系主要分布于研究区北部,总体上由北向南推进,分布最广,对该地区影响最大,湖泊沉积体系主要分布于研究区的南部,分布范围较大,浊积沉积体系多分布于研究区西南部,范围最小；总体上看,从东三下亚段到东一段,呈现先退积、后进积的沉积序列,东二段受湖泊影响最为明显。东营组储层整体上以分选中等,磨圆度较差,但从东三下亚段到东一段,储层分选性略有所变好,颗粒接触关系由点线式为主转变为以点接触为主；储层的陆源碎屑颗粒以石英、碱性长石和岩屑为主,含少量斜长石,其中各组分含量在各个层位上的变化不大,可能说明反映东营组在沉积时具有相对稳定的物源供给。(2)确定了老爷庙地区东营组储层成岩作用阶段,总结了储层成岩作用类型、成岩相空间分布规律,并对储层成岩组构进行了定量表征。根据老爷庙地区多个钻孔的粘土矿物、镜质体反射率等资料分析,将本地区储层成岩阶段划分为早成岩阶段晚期(B期)和中成岩阶段早期(A期),其中,在早成岩阶段晚期对应于东一段和东二段上部,埋深一般小于3500m,而中成岩阶段早期对应于东三段和东二段下部,埋深一般大于3500m。通过薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光等测试分析发现,研究区东营组储层成岩作用类型主要有压实作用、方解石胶结作用、白云石胶结作用、粘土矿物胶结作用、硅质胶结作用、长石溶蚀作用、碎屑矿物溶蚀作用,方解石溶蚀作用等等；成岩相研究显示,东三段和东二段下部(中成岩阶段A期)成岩作用类型以强压实作用、硅质胶结、方解石胶结、少量碎屑矿物和长石溶蚀为特色；而东一段和东二段上部(早成岩阶段B期)成岩作用类型以弱压实作用、碎屑矿物和长石溶蚀,少量粘土胶结、白云石胶结作用为特色。老爷庙地区东营组胶结物含量和组成呈规律性的变化：对相同层位而言,分流河道和水下分流河道砂体或粒度偏粗砂体具有低的方解石胶结物,而对相同成因相而言,上部层位方解石、硅质胶结物含量低,而白云石、自生粘土、菱铁矿含量相对较高。对相同层位而言,分流河道和水下分流河道砂体或粒度偏粗砂体具有相对高的高岭石含量,而对相同成因相而言,上部层位高岭石含量高、绿泥石和伊利石含量低,即从下往上高岭石含量有增高的趋势,而伊利石和蒙脱石含量有降低的趋势。(3)查明了老爷庙地区东营组储层的孔隙结构特征,总结了东营组不同成因相和不同岩石类型储层物性特征。老爷庙地区东营组储层孔隙类型主要有粒间孔隙、粒内孔隙、铸模孔隙、晶间孔隙和微裂隙等,这五类孔隙类型在东三下亚段、东三上亚段、东二段和东一段具有分布。储层孔隙度、渗透率、平均孔候半径、最大孔半径等参数呈规律性变化：对于相同的成因相或岩性而言,从东三下亚段到东一段,这些参数整体呈逐渐增大的趋势；对于相同的层位而言,在分流河道和水下分流河道、粒度较粗的储层中这些参数值较大。具体而言,对相同层位而言,分流河道和水下分流河道储层物性较好,而对相同成因相而言,上部层位物性较好；对相同层位而言,中粗砂岩储层物性较好,而对相同岩性而言,上部层位物性亦较好。从储层物性剖面分布来看,垂向上储层物性受层位和深度的控制,东一段和东二段上部物性明显好于东三段和东二段下部,平面上储层物性向南东方向变差。(4)分别讨论沉积作用和成岩作用对储层物性的影响,系统的总结了优质储层发育的制约因素。从沉积组构上看,东营组储层岩石结构对物性影响明显,粒度相对较粗、分选相对较好、磨圆以次棱角-次圆状或次圆状为主、碎屑颗粒含量越高、杂基含量越低的储层物性明显较好,而这类储层成因往往为扇三角洲平原上的分流河道和前缘的水下分流河道。从成岩组构上看,成岩作用类型、成岩作用阶段对储层物性具有明显的影响：随着胶结物含量(尤其是钙质胶结物)的增大,储层物性明显降低,而随着白生粘土中高岭石含量的增多,储层物性明显变好；在早成岩阶段B期,储层中粘土矿物和长石的大量溶蚀,造成了大量粒间孔隙、铸模孔隙的形成,大大改善了储层物性,相反在中成岩阶段A期,储层中方解石胶结作用和压实作用非常明显,造成大量原生或次生孔隙的减小或堵塞,导致储层物性的明显变差。从成岩作用与孔隙演化角度看,老爷庙地区对储层原生孔隙影响明显的主要是压实作用和方解石胶结作用,它们直接导致原生孔隙的减小,而长石和碎屑矿物的溶蚀作用往往是研究区次生孔隙发育的关键地质因素,与长石和碎屑矿物的溶蚀作用相伴生的往往是高岭石等粘土矿物的产生。总的来说,东营组潜在储层发育受沉积作用和成岩作用的控制,沉积作用影响储层的物质成分和结构,进而决定成岩作用的路径和程度,进而影响储层物性。(5)在综合分析老爷庙地区沉积条件、成岩作用和储层物性的基础上,对研究潜在储层进行了分类评价,指出了油气勘探的有利区带。老爷庙地区东营组储层属于低成岩演化阶段,储层品质受沉积作用和成岩作用两个方面的制约。从沉积学角度看,扇三角洲平原的分流河道物性最好,其次为三角洲前缘的水下分流河道和近端河口坝；从成岩作用角度看,东一段处于早成岩B期,以发育长石和碎屑矿物溶蚀作用为主,储层物性最好；东二段和东三上亚段处于早成岩B期或中成岩A期,以发育碎屑矿物和少量长石溶蚀和粘土胶结为主,储层物性较好；东三下亚段处于中成岩A期,以发育方解石、白云石和粘土胶结和少量碎屑矿物溶蚀为主,储层物性较差；从已有储层物性数据分析来看,总体上东一段以Ⅱ-Ⅲ类储层为主；东二段-东三上亚段以Ⅲ-Ⅳ类储层为主；东三下亚段以Ⅳ-Ⅴ类储层为主。以此为依据,对该地区潜在储层进行预测,指出,老爷庙地区最佳潜在储层(Ⅱ-Ⅲ类)主要分布于东营组一段,空间上位于研究区北部(庙北地区)：较好的储层(Ⅲ-Ⅳ类)位于东营组二段和东三上亚段,空间上位于研究区北部(庙北地区)和南部(庙南地区)；较差的储层(Ⅳ-Ⅵ类)位于东三下亚段,空间上位于研究区南部(庙南地区)。在此基础上,结合构造条件、石油地质等条件分析,对老爷庙地区有利勘探区块进行了预测,指出,庙北背斜主体发育断鼻构造、构造-岩性、断层遮挡岩性油气藏,储集砂体以扇三角洲平原分流河道和前缘水下分流河道为主,钻井密度大,勘探程度高,为I类有利区带；庙南断裂构造带以断层遮挡、岩性构造油气藏类型为主,储集砂体以扇三角洲前缘水下分流河道和河口坝为主,为ⅡA类有利区带；庙北背斜尾部和两翼以断层遮挡、火山岩遮挡和岩性为主,为ⅡB类有利区带；西南庄下降盘裙边构造发育构造油气藏,储集砂体以浊积砂体为主,物性较差,为Ⅲ类有利区带。通过以上研究,论文取得了以下的主要创新性成果：①以冀东油田老爷庙地区处于低成岩阶段的东营组储层为例,系统阐明了沉积作用、成岩作用对储层品质的影响,为甄别制约储层品质的主控因素奠定了基础,研究成果对于老爷庙地区东营组潜在优质储层的评价和有利勘探区带的预测具有重要指导意义。②通过系统的储层沉积学、成岩作用、储集性能方面的研究,深入揭示了低成岩阶段储层的非均质性特征及潜在优质储层发育的制约因素。这种沉积作用、成岩作用及储集性能一体化的研究思路,将为同类型储层非均质表征及优质储层成因研究提供重要的借鉴作用。