秦偉軍，李 娜，付兆輝

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

高郵凹陷深層系有效儲層形成控制因素

秦偉軍，李 娜，付兆輝

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

高郵凹陷發(fā)育上、中、下三套含油氣系統(tǒng)，深層系油藏屬于下含油氣系統(tǒng)。通過對深層系成藏基本特征及有效儲層發(fā)育關(guān)鍵控制因素的研究，取得系統(tǒng)認識。下含油氣系統(tǒng)成藏條件表現(xiàn)為“上生下儲”特點，即上部阜寧組二段生成的油氣，在異常高壓條件下下排進入阜寧組一段儲層。阜一段儲層主要為三角洲前緣亞相沉積，砂體發(fā)育，但整體表現(xiàn)為低孔、低滲特點。研究認為，沉積微相、埋深與成巖、異常高壓與油氣充注三者控制了深層有效儲層的發(fā)育；水下分流河道和河口壩是有效儲層發(fā)育的有利微相；儲層處于晚成巖A1期，次生孔隙發(fā)育改善了儲集條件；深層系存在異常高壓層有利于油氣充注，油氣充注時間早于砂巖致密化時間，有利于儲集空間保存。其中，有利的沉積微相和發(fā)育次生孔隙帶是決定深層發(fā)育有效儲層的主要因素。

次生孔隙；有效儲層；深層系；高郵凹陷

深層勘探領(lǐng)域儲層有效性研究是儲層地質(zhì)學研究的重點課題。過去10年，中國東部古近系和新近系斷陷盆地主要勘探方向是構(gòu)造-巖性、地層-巖性等隱蔽油氣藏領(lǐng)域，探明地質(zhì)儲量持續(xù)增加，但以中、高滲儲層為主。近期的勘探發(fā)現(xiàn)表明，深層具有規(guī)模增儲潛力，是未來勘探的重點，但普遍面臨低滲透勘探對象，在勘探難度增加的同時，也影響了儲量經(jīng)濟性。目前對形成深層有效儲層控制因素的認識還不深入，油田地質(zhì)工作者從不同的側(cè)面開展研究。

高郵凹陷是中國東部古近系和新近系斷陷盆地群中油氣較富集的凹陷之一，隨著中淺層勘探程度的提高，勘探工作往深層等領(lǐng)域拓展已成為必然。但是深層有其自身的有利條件和不利因素，整體表現(xiàn)為低孔低滲特點。因此，選準其作為研究對象，探討其有效儲層形成的控制因素，對指導該凹陷勘探有重要的現(xiàn)實意義，同時對其他類似盆地也有借鑒作用。

1 深層油氣地質(zhì)條件

高郵凹陷位于蘇北盆地東臺坳陷中部，形成于晚白堊世儀征運動，歷經(jīng)吳堡、三垛等多次構(gòu)造運動，構(gòu)造格局呈南斷北超、南陡北緩的箕狀凹陷特點[1]，最大埋深為6 500 m。按構(gòu)造單元由南向北依次劃分為南部斷裂帶、中央深凹帶和北部斜坡帶。高郵凹陷主要沉積地層自下而上發(fā)育上白堊統(tǒng)泰州組、古新統(tǒng)阜寧組、始新統(tǒng)戴南組、三垛組、新近系鹽城組和第四系東臺組。

高郵凹陷主要發(fā)育兩套有利的成熟烴源巖：阜(阜寧組)四段和阜二段。泰州組二段也有一定的生烴潛力，但不是主要的烴源巖。阜四段和阜二段烴源巖形成了阜四段-戴南組、三垛組的上含油氣系統(tǒng)和阜二段-阜三段的中含油氣系統(tǒng)以及阜一段-阜二段的下含油氣系統(tǒng)。上含油氣系統(tǒng)和中含油氣系統(tǒng)一般埋深小于3 000 m，稱為中淺層，是目前勘探的主力層。下含油氣系統(tǒng)埋深普遍大于3 000 m，稱為深層，目前勘探程度較低。深層(阜一段-阜二段下含油氣系統(tǒng))油氣地質(zhì)條件表現(xiàn)為“上生下儲”的特點，即上部阜二段生成的油氣，下排進入阜一段成藏。因此，阜一段為深層主要儲層。

1) 油源條件

阜二段為一套深湖相沉積，干酪根類型以Ⅱ1型為主，其次為Ⅰ型；有機碳含量平均值為2%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.2%，巖石熱解生烴潛量(S1+S2)值(1 000～1 500)×10-6；埋深已超過生烴門限深度。從有機質(zhì)的類型、豐度和成熟度來看，阜二段深層油源條件較好。

2) 儲層與儲蓋組合條件

阜一段沉積時期處于淺水三角洲，物源主要來自西北部建湖隆起甚至更遠的地區(qū)，北斜坡古地形坡度較緩，該物源供給充分，砂體較發(fā)育。阜二段泥巖厚250～300m，區(qū)域分布穩(wěn)定，既是良好的生油層又是良好的區(qū)域蓋層。儲蓋組合為以阜二段泥巖為蓋層、阜一段砂巖為儲層的儲蓋組合。

3) 成藏模式

高郵凹陷北部斜坡內(nèi)帶深層斷塊圈閉發(fā)育，深層油氣主要來自于阜二段成熟烴源巖，其生成的油氣下排進入阜一段砂巖儲層，然后通過阜一段砂巖側(cè)向運移和斷層的縱向調(diào)節(jié)，進入斷塊圈閉聚集成藏。

2 有效儲層特征

有效儲層指的是孔隙度和滲透率值達到儲量起算標準的儲層。多年來的儲量研究表明，孔隙度下限值為8%，滲透率下限值為1×10-3μm2是該區(qū)儲量起算標準[2-4]。

2.1 砂體展布特征

阜一段沉積時期，高郵凹陷發(fā)育三大方向、三個物源體系的三角洲砂體。一是東北部沙埝三角洲砂體(圖1)。呈北東-南西向展布，并延伸至凹陷主體區(qū)。砂巖厚度100～200 m，砂巖厚度一般為地層厚度的30%～45%，是凹陷深層主力砂體。二是西部天長三角洲砂體。在西部整體由北向南展布，砂巖厚度一般為100～200 m，砂巖厚度為地層厚度的35%～40%。三是南部砂體。整體沿南部邊界斷層呈雁列式分布，由4個朵狀砂體組成，由南向北延伸，其中富民西砂體最大，端部已與西部砂體交匯；富民砂體及富民東部砂體較小。南部砂巖厚度一般為100～300 m，厚度橫向變化最大，砂巖厚度為地層厚度的30%～50%。

整體上，東北部物源形成的北東方向砂體是深層的主要砂體。西部和南部砂體物源規(guī)模小、延伸短而急促，是次要砂體[5]。

2.2 巖性特征

阜一段主要沉積相為三角洲前緣和濱淺湖亞相。砂巖主要為長石巖屑質(zhì)石英粗粉砂巖、細砂巖和中砂巖，少部分為長石質(zhì)巖屑砂巖。砂巖分選中-好，主要粒徑范圍為0.03～0.50 mm。碎屑成分中石英含量為58%～66%，長石含量為16%～20%，巖屑含量為16%～25%。巖屑主要包括火成巖巖屑、沉積巖巖屑和變質(zhì)巖巖屑，所占比例大致相當。膠結(jié)物以鈣質(zhì)和云質(zhì)為主，硅質(zhì)次之。三個物源體系形成的砂體中，東北部三角洲砂體石英含量最高，分選性最好，也證實是深層主物源砂體[6-7]。

2.3 物性特征

2.3.1 儲層孔隙類型

阜一段儲層具有原生孔隙和次生孔隙兩種類型。

圖1 高郵凹陷阜一段三角洲砂體展布

圖2 高郵凹陷阜一段儲層孔隙類型

整體上，隨著埋深加大，原生孔隙所占比例逐漸減少，次生孔隙逐漸增加。根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡分析，原生孔隙類型主要為粒間孔(圖2a)；次生孔隙主要類型有粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？紫?、特大孔隙和裂隙等，其中以粒間溶孔最為發(fā)育(圖2b)，約占總孔隙的50%～70%。在掃描電鏡下孔喉連通性很好，多是由雜基(多為云灰質(zhì))、膠結(jié)物或不穩(wěn)定顆粒邊緣部分溶解形成。

2.3.2 孔隙度與滲透率特征

深層阜一段儲層孔隙度最高值為20%，最低值為3%，孔隙度的頻率最大值主要集中在8%～10%；滲透率最高值為50×10-3μm2，最低值為0.1×10-3μm2，滲透率的頻率最大值主要集中在(1～5)×10-3μm2。深層儲層整體表現(xiàn)為低孔、低滲特征。

3 有效儲層形成控制因素

3.1 沉積微相

沉積微相控制了沉積體、儲層巖性類型、儲層非均質(zhì)性及膠結(jié)物含量和分布[8-9]。阜一段儲層物性明顯受沉積微相控制(圖3)。三角洲水下部分主要沉積微相有水下分流河道、河口砂壩和前緣席狀砂。在三種沉積微相中，水下分流河道沉積物粒度較粗、厚度大，其次是河口砂壩，前緣席狀砂體儲集物性明較前兩者粒度細、厚度變薄。

從不同沉積微相與孔隙度的關(guān)系來看，同一深度下，不同沉積微相的孔隙度差異較大。整體來看，水下分流河道的孔隙度最好，其次是河口壩，再次是前緣席狀砂。因此，水下分流河道和河口壩是物性條件有利的沉積微相。在埋深3 000 m左右，水下分流河道和河口壩的平均孔隙度在8%～15%，而前緣席狀砂孔隙度普遍在10%以下。滲透率也表現(xiàn)出相同的變化特點，如水下分流河道、河口壩平均滲透率在(0.8～5)×10-3μm2，而前緣席狀砂平均滲透率多在0.8×10-3μm2以下。由此可見，有利的沉積微相有效地控制了有效儲層的形成與分布。

3.2 埋深與成巖作用

埋深的增加導致孔隙的壓實膠結(jié)等成巖作用的加強[10-12]。通過統(tǒng)計不同地區(qū)的孔隙度與埋深的關(guān)系，認為雖然不同地區(qū)的孔隙度與深度擬合關(guān)系不完全相同，但孔隙度受埋深的影響明顯，表現(xiàn)為隨著埋深增大，孔隙度逐漸減小。其中埋深在3 000 m左右，平均孔隙度仍能在8%以上，最大達12%，這一孔隙度在有效儲層標準之上，具備有利的儲層條件。因此，3 000 m左右深度是目前探索阜一段深層較為合適的下限深度。

高郵凹陷砂巖儲層的原生孔隙受壓實作用的控制非常明顯。但埋深3 000 m的儲層仍有8%～12%的孔隙度，主要是強烈的次生溶蝕作用導致次生孔隙發(fā)育。在此儲層埋深段，儲層處于晚成巖期A1期(在此階段，伊/蒙混層含量由30%～50%下降到20%～30%)。砂巖的成巖作用有不穩(wěn)定組分的溶蝕作用，抵消了壓實作用引起的孔隙度減少。溶蝕作用主要是方解石膠結(jié)物的溶蝕，其次是長石顆粒和巖屑的溶蝕。此外，其它一些不穩(wěn)定組分也發(fā)生一定程度的溶蝕，石英自生加大較為常見?？紫额愋椭饕谴紊紫?，最大可以達到15%，一般砂巖孔隙度10%左右。

3.3 異常高壓與油氣充注

深層系地層主要發(fā)育在凹陷的內(nèi)斜坡區(qū)和深洼區(qū)，存在明顯的異常高壓層，超高壓可形成壓力封閉[13-15]。壓力封閉是指泥巖滲透率降低到不再發(fā)生正常壓實和流體排泄時，在其中間段形成的具有異常流體壓力、高可塑性和高毛細管壓力的壓力封閉層。

圖3 北部沙埝三角洲砂體沉積微相分布

阜一段上部的阜二段地層，泥巖厚度為250～300 m，區(qū)域分布穩(wěn)定，既是良好的生油層又是良好的區(qū)域蓋層，且實測壓力系數(shù)在1.4左右，明顯大于縱向地層壓力系數(shù)10%～20%，表現(xiàn)出超高壓層特征。該異常高壓層形成于中新世中期，形成時間早，欠壓實形成的高壓可以抑制上覆地層的壓實作用，對儲層原生粒間孔隙有一定的保護作用。

深層系存在異常高壓層有利于油氣充注，油氣充注時間早于砂巖致密化(甚至包括壓實)時間，有利于儲集空間保存[16-17]。研究區(qū)深層系砂巖，在淺層時孔隙度較高，中新世晚期被油氣充填，之后隨著埋深的增加，膠結(jié)作用受到抑制，仍有較好的孔隙度。如在埋深3 000 m左右，有油氣充注砂巖的平均孔隙度均在8%以上；在同一深度下，油浸、油斑級別的砂巖孔隙度明顯好于油跡以下級別的砂巖孔隙度，反映出油氣充注也是提高儲集空間的有利因素。有實際資料證實：如花14井在3 193.8～3 196.6 m井段，實測壓力系數(shù)1.312 9，試油抽汲日產(chǎn)液9.8 m3，表明異常高壓條件下有較好的物性，有利于形成較好的產(chǎn)能。

4 結(jié)論

1) 高郵凹陷發(fā)育上、中、下三套含油氣系統(tǒng)。深層屬下含油氣系統(tǒng)，油氣地質(zhì)條件表現(xiàn)為“上生下儲”特點，即上部阜二段異常高壓體之外烴源巖所生成的油氣，在異常體產(chǎn)生的異常高壓下可下排進入阜一段儲層。因此，阜一段是深層主要儲層。

2) 阜一段主要為三角洲前緣亞相沉積，砂體發(fā)育。但由于埋深大，整體表現(xiàn)為低孔低滲特征。

3) 沉積微相、埋深與成巖石作用、異常高壓與油氣充注控制了深層有效儲層的發(fā)育。水下分流河道和河口壩是有效儲層發(fā)育有利的沉積微相，3 000 m左右儲層埋深段處于晚成巖A1期，次生溶蝕作用導致次生孔隙發(fā)育，改善了儲集條件。深層存在的異常高壓層可促使其外的油氣向儲層充注，適時的油氣充注可使儲層物性得到較好保護。其中，有利的沉積微相和發(fā)育次生孔隙帶，是決定深層發(fā)育有效儲層的主要因素。

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(編輯 張玉銀)

《石油與天然氣地質(zhì)》2016年報道計劃

2016年計劃出版《石油與天然氣地質(zhì)》期刊6期，主要有3個專題：“21世紀大油氣田發(fā)現(xiàn)及啟示”、“陸相頁巖油氣勘探開發(fā)研究進展”和“深層超深層海相碳酸鹽巖油氣賦存機理與潛力”。

歡迎廣大作者不吝賜稿。

《石油與天然氣地質(zhì)》編輯部

Factors controlling formation of effective reservoirs in deep of the Gaoyou Sag

Qin Weijun,Li Na,Fu Zhaohui

(PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute，SINOPEC,Beijing100083,China)

There developed three petroleum systems in the Gaoyou Sag,Subei Basin,including the upper,the middle and the lower petroleum system.The deep reservoirs belong to the lower petroleum system.The basic characteristics of hydrocarbon accumulation and the key factors controlling the formation of deep reservoirs are studied.Hydrocarbon accumulation in the lower petroleum system features in “upper source rock-lower reservoir”.That is,hydrocarbons sourced from the upper E1f2migrated downward into the E1f1under abnormal high pressure.The E1f1reservoirs are mainly delta front sands with large volume but low porosity and low permeability.The result shows that development of the deep effective reservoir was controlled by sedimentary microfacies,burial depth and diagenesis as well as abnormal pressure and hydrocarbon charging.Underwater distributary channel and mouth bar are favorable sedimentary microfacies for effective reservoirs;The reservoirs are in the late diagenetic stage A1 and the secondary pores improved reservoir quality;The abnormal high pressure in the deep reservoirs is favorable for hydrocarbon charging,and the charging is earlier than sandstone densification,being conducive to reservoir space preservation.Among these factors,the favorable sedimentary microfacies and the development of secondary pore zone are the main factors controlling the development of deep effective reservoirs.

secondary pore,effective reservoir,deep layer series,Gaoyou Sag

2015-02-15;

2015-05-21。

秦偉軍(1964—)，男，博士、教授級高級工程師，油氣地質(zhì)與戰(zhàn)略規(guī)劃研究。E-mail：qinwj.syky@sinopec.com。

0253-9985(2015)05-0788-05

10.11743/ogg20150510

TE122.2

A