馮艷紅，向芳，王元君，王峻，馮明石

（1.成都理工大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610059；2.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，四川 成都 610059；3.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059）

渤中凹陷石南斜坡區(qū)古近系中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成機(jī)理

馮艷紅1，2，向芳1，2，王元君3，王峻1，2，馮明石1，2

（1.成都理工大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610059；2.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，四川 成都 610059；3.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059）

運(yùn)用普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、包裹體、X衍射和物性分析等手段，對(duì)渤中凹陷石南斜坡區(qū)古近系中深層儲(chǔ)層特征及形成機(jī)理進(jìn)行研究。結(jié)果表明，研究區(qū)古近系中深層存在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，孔隙度為20%左右，滲透率為（100～1 000）×10-3μm2，為高孔高滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型以粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和殘余原生粒間孔為主，次生孔隙較原生孔隙發(fā)育。沉積作用為研究區(qū)中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成提供了前提和基礎(chǔ)，溶蝕作用是形成該優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的直接原因，成巖演化控制了區(qū)內(nèi)古近系中深層儲(chǔ)層中3個(gè)次生孔隙發(fā)育帶。異常高壓和烴類(lèi)早期充注是形成中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的輔助因素。

中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層；形成機(jī)理；古近系；石南斜坡區(qū)；渤中凹陷

隨著淺層勘探程度的不斷提高和開(kāi)發(fā)難度的不斷增大，中國(guó)油氣勘探已經(jīng)逐漸從中淺層轉(zhuǎn)向中深層甚至深層。由于深層儲(chǔ)層埋深大，儲(chǔ)層物性一般較差，只有部分地區(qū)的深層仍存在相對(duì)高孔高滲帶，典型地區(qū)包括渤海灣盆地、塔里木盆地、鶯-瓊盆地、蘇里格氣田等［1-12］。由于海上勘探難度大，且中深層儲(chǔ)層埋藏深，因此，尋找中深層儲(chǔ)層中的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，明確該優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成機(jī)理至關(guān)重要。

石南斜坡區(qū)位于渤中凹陷北部，是石臼坨凸起南側(cè)向渤中凹陷過(guò)渡的斜坡區(qū)，為石臼坨凸起南部邊界斷裂下降盤(pán)及鄰近圍區(qū)，為一近東西走向的狹長(zhǎng)構(gòu)造帶，東起石臼坨凸起傾沒(méi)端，西至南堡35-2油田 。2008年，在研究區(qū)西側(cè)完鉆QHD35-2-1井，對(duì)沙一、沙二段的細(xì)粉砂巖進(jìn)行了測(cè)試，獲得高產(chǎn)油氣流，進(jìn)一步證實(shí)了該區(qū)中深層儲(chǔ)層具有良好的勘探潛力［14］。

本文通過(guò)普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、包裹體、X衍射和物性分析等測(cè)試手段，對(duì)研究區(qū)中深層儲(chǔ)層特征進(jìn)行了深入研究，明確了該區(qū)中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成機(jī)理，為渤中凹陷古近系中深層油氣勘探提供了科學(xué)依據(jù)。

1 沉積地質(zhì)背景

石南斜坡區(qū)古近系自下而上為孔店組、沙河街組和東營(yíng)組。孔店組和沙四段以泥巖與碳酸鹽巖互層為主，總體為干旱環(huán)境下的小型湖泊相和沖積扇沉積；沙三段以暗色泥巖或油頁(yè)巖為主，盆地邊緣夾砂巖，主體為湖泊相，邊緣發(fā)育有扇三角洲和水下扇沉積；沙二段以灰色泥巖、頁(yè)巖與中—粗砂巖互層為主，主要為湖泊相夾扇三角洲、碳酸鹽灘壩混合沉積；沙一段為大套暗色泥巖和油頁(yè)巖，底部為生物碎屑灰?guī)r、碎屑云巖，為半深湖和深湖沉積；東三段為深灰色泥巖夾砂巖透鏡體，為湖泊相；東二段為灰、深灰、褐灰色泥巖夾薄層粉—細(xì)砂巖，主要為三角洲、辮狀河三角洲和湖泊沉積。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)儲(chǔ)層巖石類(lèi)型豐富，包括礫巖、砂巖、粉砂巖等碎屑巖以及少量碳酸鹽巖，主要為辮狀河三角洲、扇三角洲和濁積扇等沉積體系中的河道、水道砂體和濱岸砂壩，以及部分湖相碳酸鹽巖混合沉積。

根據(jù)薄片鑒定，研究區(qū)中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集砂巖主要為中粒、中—細(xì)粒砂巖，分選性以中等—好為主，結(jié)構(gòu)成熟度為中等—高，磨圓度以次圓—次棱角狀為主，接觸方式主要為點(diǎn)、線(xiàn)接觸。儲(chǔ)層砂巖類(lèi)型以巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主（見(jiàn)圖1）。其中，巖屑長(zhǎng)石砂巖占樣品總數(shù)的61.35%，長(zhǎng)石巖屑砂巖占樣品總數(shù)的24.60%。

圖1 石南斜坡區(qū)古近系中深層砂巖類(lèi)型分布

如表1所示，碎屑顆粒中石英體積分?jǐn)?shù)低，平均值僅為31.0%；長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)高，平均值為39.8%，以鉀長(zhǎng)石為主；巖屑體積分?jǐn)?shù)較高，平均值為29.2%，以火山巖巖屑和變質(zhì)巖巖屑為主：因此，研究區(qū)碎屑組分以貧石英、富長(zhǎng)石為特征。

表1 石南斜坡區(qū)古近系中深層砂巖碎屑組分特征%

研究區(qū)砂巖填隙物中，雜基主要為黏土質(zhì)雜基，體積分?jǐn)?shù)為3%～10%。膠結(jié)物為鐵方解石、鐵白云石、菱鐵礦、自生高嶺石、黃鐵礦及硅質(zhì)等。其中，鐵方解石、鐵白云石及菱鐵礦體積分?jǐn)?shù)在1%～8%；硅質(zhì)膠結(jié)物以石英次生加大及自生石英形式存在，體積分?jǐn)?shù)低。

此外，沙一、沙二段存在碳酸鹽巖儲(chǔ)層，為湖相碳酸鹽與陸源碎屑混合沉積，僅見(jiàn)于QHD36-3井區(qū)，以亮晶陸屑生屑白云巖、亮晶含陸屑生屑白云巖為主，呈薄層狀?yuàn)A于大套的灰色泥巖中。

2.2 孔隙類(lèi)型

區(qū)內(nèi)中深層儲(chǔ)層的孔隙類(lèi)型主要為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和殘余原生粒間孔，其次為鑄模孔、雜基溶孔和微裂縫。粒內(nèi)溶孔普遍發(fā)育，對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)大，面孔率為3%～12%，主要為長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔和巖屑粒內(nèi)溶孔；粒間溶孔對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)較大，主要為泥質(zhì)雜基和碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕形成，面孔率為2%～7%；殘余原生粒間孔對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)中等，鑄體薄片鏡下觀察，孔隙多呈三角狀、多角狀，最大孔隙可達(dá)0.4 mm×0.2 mm；鑄?？自谘芯繀^(qū)QHD36-3井區(qū)沙一、沙二段碳酸鹽巖儲(chǔ)層中最為發(fā)育，主要表現(xiàn)為生物屑溶蝕形成的鑄?？住４紊紫遁^原生孔隙發(fā)育，是研究區(qū)中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中具有儲(chǔ)集能力的主要孔隙空間。

2.3 物性特征

物性分析表明，研究區(qū)總體孔隙度較高（見(jiàn)圖2a），主要分布于15%～30%，平均值為20.53%，最大值為40.10%。孔隙度最高為沙一、沙二段，其次為東三段。研究區(qū)總體滲透率較高（見(jiàn)圖2b），主要分布于（10～1 000）×10-3μm2，平均值為401.5×10-3μm2，最大值為6 088.1×10-3μm2。滲透率最高為沙一、沙二段，其次為東三段。

綜上所述，研究區(qū)中深層存在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育段，其孔隙度為20%左右，滲透率為（100～1 000）×10-3μm2，為高孔高滲儲(chǔ)層。其中，沙一、沙二段儲(chǔ)集性最好，其次為東三段。

3 中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成機(jī)理

控制中深層碎屑巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的因素較多，主要有沉積條件、古地溫、溶蝕作用、異常高壓、膏巖、砂泥巖互層、烴類(lèi)早期充注等［11-12］。研究區(qū)主要受沉積作用、成巖作用、異常高壓和烴類(lèi)早期充注等因素控制。

3.1 沉積作用

沉積作用對(duì)儲(chǔ)層的影響實(shí)質(zhì)是對(duì)巖石類(lèi)型和結(jié)構(gòu)組分的影響。而對(duì)中深層儲(chǔ)層而言，孔隙的發(fā)育狀況與儲(chǔ)層的巖石成分和結(jié)構(gòu)密切相關(guān)，砂巖的碎屑組分和雜基組分是直接參與成巖演化的物質(zhì)基礎(chǔ)。一方面，若儲(chǔ)層中石英體積分?jǐn)?shù)高，則深埋前孔隙容易保存且連通性好，但在深埋后易受壓溶作用影響而不利于孔隙的保存。另一方面，若巖石中塑性物質(zhì)體積分?jǐn)?shù)高，則抗壓能力低，孔隙在埋藏前期就容易被機(jī)械壓實(shí)所破壞；但大部分塑性物質(zhì)可溶性強(qiáng)，在深埋后易被酸性流體溶解而形成次生孔隙。因此，從巖石學(xué)特征看，抗壓能力強(qiáng)且石英體積分?jǐn)?shù)低的砂巖有利于在中深層形成次生孔隙［15］。研究區(qū)碎屑組分以貧石英、富長(zhǎng)石為特征，抗壓能力強(qiáng)，為中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成奠定了基礎(chǔ)。

區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層物性與沉積微相的關(guān)系（見(jiàn)圖3）表明，研究區(qū)最利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相為辮狀河三角洲前緣水下分流河道和濱淺湖灘壩，其次為扇三角洲前緣水下分流河道和辮狀河三角洲前緣河口壩，而水下天然堤、分流間灣及淺湖砂壩不利于儲(chǔ)層發(fā)育。

圖3 石南斜坡區(qū)古近系儲(chǔ)層物性與沉積微相關(guān)系

3.2 成巖作用

儲(chǔ)層孔隙演化與成巖作用息息相關(guān)，研究區(qū)中深層儲(chǔ)層主要經(jīng)歷了壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕、交代等作用。壓實(shí)作用在成巖初始階段對(duì)孔隙破壞作用最大，而對(duì)于中深層儲(chǔ)層而言，破壞作用最大的是膠結(jié)作用和交代作用［12，14，16-19］。研究區(qū)中深層儲(chǔ)層中次生孔隙較原生孔隙發(fā)育，次生孔隙是該優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中具有儲(chǔ)集能力的主要儲(chǔ)集空間。溶蝕作用是形成次生孔隙的主要因素，也是對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育最重要的建設(shè)性成巖作用。

對(duì)孔隙度與深度的關(guān)系及成巖演化分析表明，研究區(qū)中深層儲(chǔ)層孔隙演化與成巖演化具耦合關(guān)系（見(jiàn)圖4）。研究區(qū)古近系儲(chǔ)層中發(fā)育有混合孔隙發(fā)育帶和3個(gè)次生孔隙發(fā)育帶：

1）混合孔隙發(fā)育帶埋深1 500～2 300 m，處于早成巖階段B期，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)孔隙同時(shí)起破壞作用，主要發(fā)育殘余原生孔及部分次生孔，為研究區(qū)淺層碎屑巖儲(chǔ)層發(fā)育段。

2）第一次生孔隙帶埋深2 500～2 800 m，處于中成巖階段A1亞期，有機(jī)質(zhì)大量生成有機(jī)酸，對(duì)長(zhǎng)石和巖屑等不穩(wěn)定礦物顆粒產(chǎn)生一定的溶解作用，形成粒內(nèi)溶孔，次生孔隙開(kāi)始大量發(fā)育。孔隙類(lèi)型為次生孔及少量原生孔。

3）第二次生孔隙帶埋深3 200～3 400 m，處于中成巖階段A2亞期，有機(jī)質(zhì)開(kāi)始大量生烴，排出的有機(jī)酸溶解長(zhǎng)石及碳酸鹽膠結(jié)物，特別是研究區(qū)長(zhǎng)石類(lèi)型以鉀長(zhǎng)石為主，中成巖階段A1亞期形成的高嶺石伊利石化，促進(jìn)鉀長(zhǎng)石溶解，孔隙類(lèi)型主要為次生孔。

4）第三次生孔隙發(fā)育帶埋深3 700～3 900 m，處于中成巖階段B期，有機(jī)質(zhì)產(chǎn)酸能力降低，使孔隙水的酸性減弱，膠結(jié)作用大于溶蝕作用。鐵方解石體積分?jǐn)?shù)增加明顯，加之晚期石英加大和自生，使次生溶孔被充填，孔隙度降低。但由于研究區(qū)中深層儲(chǔ)層存在異常高壓，延緩了有機(jī)酸和CO2的生成與排出，使得儲(chǔ)層中長(zhǎng)石、碳酸鹽膠結(jié)物等易溶組分在更深的地層中大量溶蝕，形成了受異常壓力保護(hù)的原生粒間孔及長(zhǎng)石、碳酸鹽巖礦物等被溶蝕形成的次生孔的共存，構(gòu)成了深埋條件下的相對(duì)高孔高滲儲(chǔ)層。此外，QHD36-3井區(qū)沙一、沙二段湖相碳酸鹽巖儲(chǔ)層中，由于生物屑大量溶蝕，形成大量生物屑溶蝕孔及鑄?？?。

圖4 石南斜坡區(qū)古近系中深層成巖演化與孔隙演化

3.3 異常高壓

區(qū)內(nèi)QHD34-4-1井在3 800～4 300 m段泥巖聲波時(shí)差出現(xiàn)異常高值，QHD35-2-1井分別在3 230，3 343，3 350 m及3 730～3 880 m等深度泥巖聲波時(shí)差出現(xiàn)多個(gè)異常高值，最高可達(dá)492 μs/m（見(jiàn)圖5）。QHD35-2-1井3 335.0～3 352.5 m地層壓力系數(shù)達(dá)到1.161 4，而3 758 m地層壓力系數(shù)達(dá)到1.248 0［14］，表明渤海灣盆地深部地層中存在異常高壓［2-3，14，20］。異常高壓對(duì)區(qū)內(nèi)深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的影響主要表現(xiàn)為：1）異常高壓可減小巖石格架承受的有效應(yīng)力，減小機(jī)械壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙的破壞，使得部分原生孔隙得以保存；2）異常高壓延遲有機(jī)酸和CO2的生成與排出，使得儲(chǔ)層中長(zhǎng)石及碳酸鹽膠結(jié)物等易溶組分在更深的地層中大量溶蝕，產(chǎn)生大量的次生孔隙，從而形成了研究區(qū)中深層儲(chǔ)層第三次生孔隙發(fā)育帶。

3.4 烴類(lèi)早期充注

研究區(qū)中深層碎屑巖中存在烴類(lèi)早期充注現(xiàn)象。QHD34-4-1井東二段砂巖中，深褐色的液態(tài)烴類(lèi)包裹體沿石英碎屑邊緣與次生加大邊的微裂隙呈帶狀分布（見(jiàn)圖6），表明烴類(lèi)在早期石英次生加大過(guò)程中進(jìn)入。烴類(lèi)早期充注一方面減弱機(jī)械壓實(shí)作用，另一方面改變了孔隙水的化學(xué)組成，導(dǎo)致孔隙水中無(wú)機(jī)離子的濃度降低，阻礙礦物-離子之間的質(zhì)量傳遞，抑制碳酸鹽膠結(jié)作用和自生黏土礦物的形成，這有利于后期烴類(lèi)分解產(chǎn)生酸性組分對(duì)礦物溶解，形成次生孔隙［12，20］。

圖5 石南斜坡區(qū)泥巖聲波時(shí)差曲線(xiàn)

圖6 液態(tài)烴類(lèi)包裹體特征（據(jù)中海油天津分公司QHD34-4-1井3 280～3 285 m，東二段（-））

綜上所述，研究區(qū)中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成受多種因素控制，沉積作用是形成中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的前提和基礎(chǔ)，孔隙演化與成巖演化具有耦合關(guān)系，溶蝕作用是直接原因，異常高壓和烴類(lèi)早期充注是輔助因素。

4 結(jié)論

1）研究區(qū)中深層儲(chǔ)層中存在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，孔隙度一般為20%左右，滲透率（100～1 000）×10-3μm2，為高孔高滲儲(chǔ)層。其中，沙一、沙二段儲(chǔ)集性最好，其次為東三段。儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和殘余原生粒間孔，次生孔隙較原生孔隙發(fā)育。

2）研究區(qū)古近系中深層儲(chǔ)層砂巖類(lèi)型以巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，以貧石英、富長(zhǎng)石為特征，具備了在中深層形成次生孔隙的基礎(chǔ)。

3）沉積作用為研究區(qū)中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成提供前提和基礎(chǔ)，最利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相為辮狀河三角洲前緣水下分流河道和濱淺湖灘壩。

4）研究區(qū)中深層儲(chǔ)層中孔隙演化與成巖演化具耦合關(guān)系，溶蝕作用是形成中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的最直接原因，也是對(duì)儲(chǔ)層孔隙發(fā)育最重要的建設(shè)性成巖作用。成巖演化控制了3個(gè)次生孔隙發(fā)育帶。異常高壓和烴類(lèi)早期充注是形成中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的輔助因素。

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（編輯 王淑玉）

Formation mechanism of Paleogene high-quality reservoir in mid-deep strata in Shinan slope of Bozhong Depression

Feng Yanhong1，2,Xiang Fang1，2,Wang Yuanjun3,Wang Jun1，2,Feng Mingshi1，2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059, China;2.Institute of Sedimentary Geology,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China;3.Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China)

In this paper,the reservoir characteristics and formation mechanism of Paleogene mid-depth high-quality reservoir are studied in Shinan slope of Bozhong Depression through the analysis of ordinary thin section,cast thin section,scanning electron microscope,cathodeluminescence,inclosure,X-diffraction and physical properties.The results show that the high-quality reservoir exists in Paleogene mid-depth reservoir.With the porosity of 20%and the permeability of 100-1,000 md,the reservoirs are classified as high porosity and high permeability reservoirs.The pore types of reservoir are mainly intragranular dissolved pore,intergranular dissolved pore and residual primary intergranular pore.The development of secondary pore is better than primary pore. Sedimentation provides the premise and basis for the formation of Paleogene mid-depth high-quality reservoir in the study area. Denudation is the direct reason of the formation of high-quality reservoir.Diagenesis evolution controls the three development zones of secondary pore in Paleogene mid-depth reservoir.The existence of abnormal pressure and early hydrocarbon filling is the auxiliary factor of the formation of mid-depth high-quality reservoir.

high-quality reservoir in mid-deep strata;formation mechanism;Paleogene;Shinan slope;Bozhong Depression

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“石南斜坡區(qū)古近系區(qū)域構(gòu)造-層序地層沉積相研究”（2008ZX05023-002-001-002）

TE122.2+1

A

10.6056/dkyqt201204003

2011-12-31；改回日期：2012-05-20。

馮艷紅，女，1981年生，沉積地質(zhì)學(xué)專(zhuān)業(yè)在讀碩士研究生，主要從事沉積地質(zhì)與沉積儲(chǔ)層研究工作。E-mail：fyh1010@ foxmail.com。

馮艷紅，向芳，王元君，等.渤中凹陷石南斜坡區(qū)古近系中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成機(jī)理［J］.斷塊油氣田，2012，19（4）：418-422.

Feng Yanhong，Xiang Fang，Wang Yuanjun，et al.Formation mechanism of Paleogene high-quality reservoir in mid-deep strata in Shinan slope of Bozhong Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：418-422.