茆書巍

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015)

伴隨地質(zhì)認識的深化與勘探技術(shù)的不斷進步，中國含油氣盆地勘探逐漸走向深層，目前已成為中國現(xiàn)階段重要的勘探領(lǐng)域之一[1-3]。渤海灣盆地是中國東部重要的斷陷盆地之一，蘊含著豐富的油氣資源，其中東營凹陷是其重要的二級構(gòu)造單元，油氣潛力巨大。經(jīng)過多年的勘探開發(fā)，東營凹陷中淺層(埋深小于等于3 500 m)油氣勘探已取得一定的成果認識[4-6]，極大地推動了區(qū)域油氣的高效勘探。但對于深層油氣(埋深大于3 500 m)[7]，目前勘探程度相對較低，認識相對薄弱。近年來，隨著東營凹陷深層油氣勘探不斷深入，深部砂礫巖儲層油氣顯示明顯，如鹽家地區(qū)FSX101井和FSX11井等均發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)油氣流，其中FSX11井在沙河街組四段下部(以下簡稱沙四下亞段)4 309.5～4 467 m，獲日產(chǎn)油101.17 m3，日產(chǎn)氣42 854 m3，進一步顯示了區(qū)域深層油氣具有可觀的勘探潛力。然而在隨后的勘探部署中失利井?dāng)?shù)明顯增多，表明深部儲層及油氣分布非均質(zhì)性強、區(qū)域差異大，成儲、成藏條件較為復(fù)雜。特別是對深層源巖、儲層及油氣成藏模式等認識不清，嚴(yán)重制約深層油氣的高效勘探，亟需要對深部儲層開展相應(yīng)研究。目前多數(shù)學(xué)者認為，深部儲層有效性是油氣成藏的關(guān)鍵[8-9]，并認為深部儲層儲集空間主要為成巖過程中形成的次生孔隙，這些次生孔隙是油氣重要的富集場所[10-11]，是優(yōu)質(zhì)“甜點”勘探目標(biāo)。針對這種次生孔隙的表征及成因，多數(shù)學(xué)者也作了一定研究，較為普遍的認識是成巖過程中形成酸性流體對可溶性礦物進行溶蝕，形成溶蝕次生孔隙,進而形成優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶[12-13]。但針對這種溶蝕差異作用機制及影響因素分析缺乏較為系統(tǒng)、深入的研究。筆者從區(qū)域儲層物性空間差異表征入手，基于“源-匯”理論，開展區(qū)域古地貌特征、沉積組分、早期生烴及成巖流體演化規(guī)律等方面研究，來綜合分析儲層物性差異及分布特征，進一步揭示儲層發(fā)育主控因素。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

東營凹陷是渤海灣盆地濟陽坳陷的次級構(gòu)造單元，南北寬約為65 km，東西長約為90 km，總面積約為5 800 km2，具有北斷南超、北陡南緩的典型箕狀斷陷特征[14-16]，是油氣重要的富集區(qū)域之一。其內(nèi)部可以進一步劃分為北部陡坡帶、中央隆起帶、南部緩坡帶及4個洼陷帶(利津、民豐、博興及牛莊洼陷)等二級構(gòu)造單元[14，17-18]。

鹽家地區(qū)構(gòu)造上位于東營凹陷北部陡坡帶東部，勘探面積約為300 km2，緊鄰民豐洼陷。受邊界斷層控制，區(qū)域內(nèi)發(fā)育古近系孔店組、沙河街組、東營組、新近系、第四系平原組等地層，南北向上整體呈“楔形”發(fā)育[19-20]。區(qū)域內(nèi)發(fā)育鹽16古沖溝和鹽18古沖溝兩大古沖溝，沖溝內(nèi)沉積地層厚度大、分布廣是重點勘探區(qū)域(圖1)。前人研究表明，沙四沉積期區(qū)域總體處于干旱強蒸發(fā)氣候環(huán)境，區(qū)域沉積水體主要為深湖—半深湖沉積環(huán)境，期間烴源巖較為發(fā)育，巖性主要以泥頁巖、油頁巖和灰質(zhì)泥巖為主，有機質(zhì)類型以Ⅰ型、Ⅱ1型及部分Ⅲ型為主，生烴潛力較大。沙四下沉積期總體為盆小水淺的沉積環(huán)境，且經(jīng)歷了多次湖侵—湖退—湖侵的演變過程，扇體縱向疊置、橫向連片分布[11,21]，巖性主要以礫巖、含礫中—粗砂巖、礫狀砂巖及含礫細砂巖等為主。同時緊鄰發(fā)育的烴源巖，具有較好的源儲對接關(guān)系，油氣成藏條件優(yōu)越，勘探潛力較大。

圖1 東營凹陷局部構(gòu)造單元劃分

2 儲集特征及成巖作用類型

2.1 巖石學(xué)特征

基于巖心觀察、鏡下薄片及X-衍射分析等表明，鹽家地區(qū)沙四下亞段深層砂礫巖儲層巖相類型主要有礫巖相、礫質(zhì)砂巖相、含礫砂巖相、細—粉砂巖相及泥質(zhì)砂巖相等。沙四下亞段石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為28.0%～50.5%，平均為35.10%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30%～48.2%，平均為32.0%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20.5%～38.4%，平均為23.50%。總體上研究區(qū)碎屑顆粒分選系數(shù)主要在1.4～2.8，分選中等—差；磨圓以次棱角狀—次圓狀為主。儲層類型主要為含礫巖屑質(zhì)長石砂巖和含礫長石質(zhì)巖屑砂巖為主(圖2(a))。

進一步分析表明，研究區(qū)沙四下亞段儲層巖屑類型主要以變質(zhì)巖巖屑為主，部分發(fā)育沉積巖巖屑和火山巖巖屑。從巖屑三角圖中可以看出相較于鹽16古沖溝鹽18古沖溝沉積區(qū)沙四下儲層具有更高的沉積巖巖屑(圖2(b))。

圖2 鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖巖性三角圖

2.2 儲層物性及儲集空間類型特征

儲層物性分析表明，鹽家地區(qū)沙四段儲層物性差異較大，并隨埋深總體變差。相較于沙四上亞段，沙四下亞段儲層物性明顯減小。近岸水下扇扇中亞相是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)沙四下亞段砂礫巖扇中儲集物性為4.5%～12.5%，平均為6.8%，空氣滲透率為(0.1～2.6)×10-3μm2，平均值為0.72×10-3μm2(圖3)。按照國家標(biāo)準(zhǔn)《致密油地質(zhì)評價方法》[22]，研究區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層局部已達到致密儲層標(biāo)準(zhǔn)。相較于沙四上亞段儲層物性，沙四下亞段儲層物性明顯變差，從垂向物性演化圖中可以看出，區(qū)域儲層物性在沙四下亞段總體變小，但仍存在部分次生優(yōu)質(zhì)孔隙發(fā)育帶(圖4)，是油氣重要的富集層段。

圖3 鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層物性統(tǒng)計

圖4 鹽家地區(qū)沙四段砂礫巖儲層物性垂向變化特征

在儲層孔隙類型方面，基于鏡下大量觀察發(fā)現(xiàn)，鹽家沙四下亞段砂礫巖儲層儲集空間主要為殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、基質(zhì)溶孔及微裂縫等(圖5)。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，粒間溶孔是研究區(qū)最主要的孔隙類型，表明儲層在成巖過程中受到強烈的溶蝕作用，是次生優(yōu)質(zhì)孔隙形成的直接原因。此外，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)相較于鹽18古沖溝區(qū)域，鹽16古沖溝區(qū)域殘余粒間孔更加發(fā)育，表明在深層成巖過程中依然存在著欠壓實、弱膠結(jié)的成巖環(huán)境。微裂縫發(fā)育可有效溝通致密儲層，提高深部儲層的儲集性能。

圖5 鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層孔隙類型

2.3 主要成巖作用類型

成巖作用是沉積物沉積之后儲層物性演化的關(guān)鍵因素。在成巖作用過程中，當(dāng)原始礦物受到不同成巖流體組分和溫壓條件等的影響，會發(fā)生一系列的物理、化學(xué)反應(yīng)，形成不同種類的自生礦物和次生孔隙，進而對儲層物性及油氣運聚產(chǎn)生重要影響[23]。通過鏡下薄片及掃描電鏡觀察分析，表明鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層經(jīng)歷了較強的壓實-壓溶作用、溶蝕作用及膠結(jié)作用等，從而使區(qū)域儲層物性具有明顯的差異性。

2.3.1 壓實—壓溶作用

在成巖階段早期，壓實作用使疏松的原始碎屑礦物得以緊密接觸，從而喪失大量的原始孔隙，是儲層減孔的直接原因。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)沙四下砂礫巖儲層中存在明顯的壓實—壓溶現(xiàn)象。塑性云母和剛性石英顆粒會發(fā)生一定程度的變形和破裂(圖6(a)、(b))，部分碎屑多以假雜基的形式充填剩余的粒間孔隙。同時，可見碎屑顆粒呈定向排列，主要呈現(xiàn)出線-凹凸接觸關(guān)系，部分出現(xiàn)明顯的壓溶現(xiàn)象(圖6(c))，大大減小了儲層的原始孔隙。

圖6 鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖典型成巖作用特征

2.3.2 膠結(jié)、交代作用

膠結(jié)作用是儲層物性進一步降低的重要破壞性成巖作用之一，而交代作用實質(zhì)是成巖礦物之間的物質(zhì)轉(zhuǎn)換過程，對儲層整體孔隙影響較小，往往是膠結(jié)作用必要的物質(zhì)供應(yīng)環(huán)節(jié)。研究區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層可見明顯的碳酸鹽巖膠結(jié)、交代作用，在粒間孔隙中可見泥粉晶方解石、連晶方解石、鐵方解石及自形晶白云石膠結(jié)物等(圖6(d)～(g))。同時，研究發(fā)現(xiàn)砂礫巖儲層中粘土質(zhì)膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)亦較為發(fā)育，在粒間溶蝕孔隙中往往發(fā)育自形石英及綠泥石、伊利石等膠結(jié)礦物(圖6(h)～(i))。在這些膠結(jié)物共同作用下，使區(qū)域儲層物性進一步減小。

2.3.3 溶蝕作用

鏡下觀察表明，研究區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層溶蝕現(xiàn)象明顯。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)長石顆粒的溶蝕作用首先應(yīng)沿著長石顆粒的邊緣和解理面進行長石顆粒的溶蝕，從而導(dǎo)致長石顆粒邊緣出現(xiàn)明顯的毛刺溶蝕現(xiàn)象，溶蝕程度較高的長石顆粒內(nèi)部可形成蜂窩狀的溶蝕孔隙(圖6(j)～(k))，部分鈣質(zhì)膠結(jié)物及填隙物溶蝕現(xiàn)象明顯(圖6(k))。除此之外，鏡下可觀察到部分石英邊緣及內(nèi)部發(fā)生溶蝕，表明成巖過程中存在著酸堿流體對成巖礦物共同作用的結(jié)果(圖7(i))。溶蝕作用是儲層次生孔隙產(chǎn)生的直接原因，對儲層孔隙的改造具有積極的貢獻。

3 儲層物性差異主控因素分析

3.1 區(qū)域古地貌及地層古坡度差異

前人研究表明古地貌特征對扇體的空間分布具有重要的控制作用[24-25]。通過對鹽家地區(qū)基底古地貌恢復(fù)及古沖溝精細刻畫，表明在遠離物源區(qū)東西向地震剖面上顯示鹽16古沖溝區(qū)域呈“W”型，鹽18古沖溝主要呈“U”型，并且研究區(qū)可進一步識別出8條次級古沖溝(V1～V8)(圖7)。

圖7 東營凹陷鹽家地區(qū)古沖溝分布形態(tài)特征

鹽16古沖溝(“W”型)區(qū)域扇體橫向展布較大，巖性多以含礫細砂巖、礫狀砂巖為主。同時，基于區(qū)域不同次級古沖溝扇體形態(tài)參數(shù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，鹽16古沖溝沉積區(qū)(V1～V4)普遍具有高寬深比值主為4.2～6.2，發(fā)育的砂礫巖扇體規(guī)模普遍較大(圖7)，扇體長/短軸之比相對較小(圖8)，多呈朵狀分布，碎屑顆粒的進一步分選，有利于優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育。鹽18古沖溝(“U”型)區(qū)域次級古沖溝(V5～V8)寬深比相對較低，主要介于2.4～4.5，扇體規(guī)模相對較小(圖7)，扇體長/短軸之比相對較大(圖8)，多以長舌狀為主，具有快速堆積的特征，在區(qū)域分布上較為孤立且分選較差，在一定程度上影響優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育。

圖8 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四下亞段扇體展布與古沖溝參數(shù)關(guān)系特征

進一步分析表明，區(qū)域儲層物性與地層古坡度呈明顯的負相關(guān)性。鹽16古沖溝區(qū)域地層古坡度相對較緩，主要介于22°～30°，碎屑物質(zhì)搬運距離相對較遠，磨圓、分選相對較好，泥質(zhì)含量較低，有利于儲層原始孔隙的保留及優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育；鹽18古沖溝地層古坡度相對較大主體在28°～42°(圖7)，碎屑物質(zhì)更易受重力流作用影響發(fā)生快速堆積，分選磨圓以差—中等為主，泥質(zhì)含量較高，易導(dǎo)致儲層減孔作用發(fā)生，儲層物性相對較差。

3.2 沉積組分差異

沉積組分是儲層成巖作用及物性演化的物質(zhì)基礎(chǔ)，其中巖屑類型及含量是儲層成巖作用差異的關(guān)鍵。通過對鹽家地區(qū)沙四下亞段巖屑組分類型及含量進行分析，表明研究區(qū)巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，其相對含量為60.6%～81.2%，均值為75.25%；巖漿巖巖屑相對含量為5.1%～26.2%，均值為18.02%；沉積巖巖屑相對含量為2.5%～35.5%，均值為12.63%(表1)。在平面上不同巖屑差異分布并呈現(xiàn)出一定的分區(qū)性，在局部區(qū)域表現(xiàn)出一定的混源特征(圖8)。

表1 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四下亞段部分井砂礫巖碎屑組分及含量統(tǒng)計

統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，區(qū)域儲層物性與研究區(qū)變質(zhì)巖、巖漿巖巖屑含量呈正比，與沉積巖巖屑含量呈反比(表1)。鹽16古沖溝區(qū)域呈現(xiàn)出高變質(zhì)巖、高巖漿巖和低沉積巖巖屑的分布特征，而鹽18古沖溝區(qū)域沉積巖巖屑(碳酸鹽巖屑)含量明顯偏高，這就為后期鈣質(zhì)膠結(jié)作用提供了較為充足的物質(zhì)基礎(chǔ)，從而使區(qū)域儲層物性降低。從而進一步解釋了區(qū)域內(nèi)鹽16古沖溝沉積區(qū)具有更好的儲層物性的原因。

圖9 鹽家地區(qū)沙四下亞段巖屑分布特征

3.3 油氣早期充注

基于研究區(qū)沙四下砂礫巖儲集層包裹體及鏡下觀察分析表明，部分油包裹體均一溫度為85～105 ℃，表明研究區(qū)沙四下亞段存在早期生烴現(xiàn)象(圖10(a)、(b))。在熱演化中形成的有機酸是成巖環(huán)境中酸性流體的主要來源。油氣初次充注后，儲層原始孔隙受油氣侵位影響，所帶來的有機酸與碎屑顆粒發(fā)生溶蝕作用，易形成粒間溶蝕孔隙，同時烴類物質(zhì)侵占原始孔隙，在一定程度上阻礙后期鈣質(zhì)膠結(jié)作用的進行，保留了部分原始孔隙(圖10(c)、(d))?？傮w上，早期生烴產(chǎn)生的有機酸及烴類不僅可以很好地溶蝕和保存孔隙，其溶蝕增孔效應(yīng)要顯著高于壓實、膠結(jié)作用所導(dǎo)致的減孔效應(yīng)，使儲集物性得到改善。

圖10 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層油氣早期充注

4 成巖及孔隙演化

上述分析表明東營凹陷鹽家地區(qū)沙四下深層砂礫巖儲集體經(jīng)歷了較為復(fù)雜的成巖作用過程。壓實作用是儲層減孔的最直接原因，同時早期堿性湖水可提供最初的堿性流體，使碎屑顆粒間發(fā)育泥粉晶方解石膠結(jié)，從而使儲層減孔明顯。當(dāng)埋深進入2 000 m左右，烴源巖開始生烴排酸，造成部分方解石、長石及部分膠結(jié)物發(fā)生溶蝕，形成次生孔隙發(fā)育帶(圖11)。同時，在酸性成巖環(huán)境下石英發(fā)生加大沉淀，形成第一期石英次生加大，在一定程度上減緩了溶蝕增孔效應(yīng)。隨著埋深進行，部分黏土礦物向伊利石轉(zhuǎn)化，同時沙四下層段發(fā)育的膏鹽巖層開始脫水，從而提供較為充足的堿性流體，為連晶方解石及鐵方解石膠結(jié)物發(fā)育提供物質(zhì)基礎(chǔ)，使孔隙進一步減小，此時主要的儲集空間為原生孔和次生溶蝕孔(圖11)。伴隨著埋深的進一步增大，烴源開始大量排烴，酸性流體增強，次生孔隙開始大量發(fā)育，在此階段硅質(zhì)進一步沉淀形成第二期石英次生加大；同時黏土礦物伊利石化及鹽膏類等脫水作用進一步增強，碳酸鹽膠結(jié)作用隨之增強，進一步降低儲層孔隙，此時儲集空間主要以次生溶孔、晶間孔及部分微裂縫為主。

圖11 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四下亞段儲層成巖演化序列及孔隙演化特征

隨成巖作用的進行，源巖生烴能力減弱，堿性流體增強，鐵方解石、白云石、鐵白云石等大量發(fā)育，進一步降低儲層孔隙，此階段主要以微裂縫為主要的儲集空間?？傮w上，成巖演化過程中不同沉積組分區(qū)域內(nèi)，不同性質(zhì)成巖流體的強弱交替作用，從而形成了鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層質(zhì)量差異明顯的分布特征。

5 結(jié) 論

(1)鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層非均質(zhì)性強，物性差異分布明顯。垂向上發(fā)育多個次級孔隙發(fā)育帶，表明在深層成巖過程中局部依然存在著欠壓實、弱膠結(jié)的成巖環(huán)境。微裂縫發(fā)育可有效溝通致密儲層，提高深部儲層的儲集性能。

(2)鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層受控于古地貌特征、沉積組分及早期烴類充注。在高寬深比值且地層古坡度較緩沉積區(qū)域，砂礫巖扇體規(guī)模普遍較大，多期扇體容易發(fā)生側(cè)向疊置、遷移，分選較好，有利于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。研究區(qū)物源分布具有一定的分區(qū)性，深層儲層物性與變質(zhì)巖、巖漿巖巖屑含量呈正比，與沉積巖巖屑含量呈反比，在高沉積巖區(qū)(碳酸鹽巖屑)含量高值區(qū)，后期鈣質(zhì)膠結(jié)明顯，儲層物性相對較差。

(3)鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖儲層經(jīng)歷較為復(fù)雜的成巖作用過程，溶蝕作用是深部儲層次生孔隙產(chǎn)生的直接原因。在多期酸堿成巖流體強弱交替作用下，儲層孔隙演化差異明顯，最終形成鹽家地區(qū)沙四下亞段特低孔特低滲，局部致密且差異明顯的儲層分布特征。