東營凹陷鹽家地區深層砂礫巖儲層物性及控制因素分析

茆書巍

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院，山東 東營 257015)

伴隨地質認識的深化與勘探技術的不斷進步，中國含油氣盆地勘探逐漸走向深層，目前已成為中國現階段重要的勘探領域之一[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造單元，油氣潛力巨大。經過多年的勘探開發，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FSX101井和FSX11井等均發現高產油氣流，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，獲日產油101.17 m3，日產氣42 854 m3，進一步顯示了區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數明顯增多，表明深部儲層及油氣分布非均質性強、區域差異大，成儲、成藏條件較為復雜。特別是對深層源巖、儲層及油氣成藏模式等認識不清，嚴重制約深層油氣的高效勘探，亟需要對深部儲層開展相應研究。目前多數學者認為，深部儲層有效性是油氣成藏的關鍵[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]，是優質“甜點”勘探目標。針對這種次生孔隙的表征及成因，多數學者也作了一定研究，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,進而形成優質儲層發育帶[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、深入的研究。筆者從區域儲層物性空間差異表征入手，基于“源-匯”理論，開展區域古地貌特征、沉積組分、早期生烴及成巖流體演化規律等方面研究，來綜合分析儲層物性差異及分布特征，進一步揭示儲層發育主控因素。

1 區域地質概況

東營凹陷是渤海灣盆地濟陽坳陷的次級構造單元，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域之一。其內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)等二級構造單元[14，17-18]。

鹽家地區構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，區域內發育古近系孔店組、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”發育[19-20]。區域內發育鹽16古沖溝和鹽18古沖溝兩大古沖溝，沖溝內沉積地層厚度大、分布廣是重點勘探區域(圖1)。前人研究表明，沙四沉積期區域總體處于干旱強蒸發氣候環境，區域沉積水體主要為深湖—半深湖沉積環境，期間烴源巖較為發育，巖性主要以泥頁巖、油頁巖和灰質泥巖為主，有機質類型以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境，且經歷了多次湖侵—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。同時緊鄰發育的烴源巖，具有較好的源儲對接關系，油氣成藏條件優越，勘探潛力較大。

圖1 東營凹陷局部構造單元劃分

2 儲集特征及成巖作用類型

2.1 巖石學特征

基于巖心觀察、鏡下薄片及X-衍射分析等表明，鹽家地區沙四下亞段深層砂礫巖儲層巖相類型主要有礫巖相、礫質砂巖相、含礫砂巖相、細—粉砂巖相及泥質砂巖相等。沙四下亞段石英質量分數為28.0%～50.5%，平均為35.10%；長石質量分數為30%～48.2%，平均為32.0%；巖屑質量分數為20.5%～38.4%，平均為23.50%?？傮w上研究區碎屑顆粒分選系數主要在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長石砂巖和含礫長石質巖屑砂巖為主(圖2(a))。

進一步分析表明，研究區沙四下亞段儲層巖屑類型主要以變質巖巖屑為主，部分發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古沖溝沉積區沙四下儲層具有更高的沉積巖巖屑(圖2(b))。

圖2 鹽家地區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質儲層發育區，統計發現，研究區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)。按照國家標準《致密油地質評價方法》[22]，研究區沙四下亞段砂礫巖儲層局部已達到致密儲層標準。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，區域儲層物性在沙四下亞段總體變小，但仍存在部分次生優質孔隙發育帶(圖4)，是油氣重要的富集層段。

圖3 鹽家地區沙四下亞段砂礫巖儲層物性統計

圖4 鹽家地區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現，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、粒內溶孔、基質溶孔及微裂縫等(圖5)。統計發現，粒間溶孔是研究區最主要的孔隙類型，表明儲層在成巖過程中受到強烈的溶蝕作用，是次生優質孔隙形成的直接原因。此外，統計發現相較于鹽18古沖溝區域，鹽16古沖溝區域殘余粒間孔更加發育，表明在深層成巖過程中依然存在著欠壓實、弱膠結的成巖環境。微裂縫發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鍵因素。在成巖作用過程中，當原始礦物受到不同成巖流體組分和溫壓條件等的影響，會發生一系列的物理、化學反應，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，表明鹽家地區沙四下亞段砂礫巖儲層經歷了較強的壓實-壓溶作用、溶蝕作用及膠結作用等，從而使區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。鏡下觀察發現，研究區沙四下砂礫巖儲層中存在明顯的壓實—壓溶現象。塑性云母和剛性石英顆粒會發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，主要呈現出線-凹凸接觸關系，部分出現明顯的壓溶現象(圖6(c))，大大減小了儲層的原始孔隙。

圖6 鹽家地區沙四下亞段砂礫巖典型成巖作用特征

2.3.2 膠結、交代作用

膠結作用是儲層物性進一步降低的重要破壞性成巖作用之一，而交代作用實質是成巖礦物之間的物質轉換過程，對儲層整體孔隙影響較小，往往是膠結作用必要的物質供應環節。研究區沙四下亞段砂礫巖儲層可見明顯的碳酸鹽巖膠結、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物等(圖6(d)～(g))。同時，研究發現砂礫巖儲層中粘土質膠結和硅質膠結亦較為發育，在粒間溶蝕孔隙中往往發育自形石英及綠泥石、伊利石等膠結礦物(圖6(h)～(i))。在這些膠結物共同作用下，使區域儲層物性進一步減小。

2.3.3 溶蝕作用

鏡下觀察表明，研究區沙四下亞段砂礫巖儲層溶蝕現象明顯。鏡下觀察發現長石顆粒的溶蝕作用首先應沿著長石顆粒的邊緣和解理面進行長石顆粒的溶蝕，從而導致長石顆粒邊緣出現明顯的毛刺溶蝕現象，溶蝕程度較高的長石顆粒內部可形成蜂窩狀的溶蝕孔隙(圖6(j)～(k))，部分鈣質膠結物及填隙物溶蝕現象明顯(圖6(k))。除此之外，鏡下可觀察到部分石英邊緣及內部發生溶蝕，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果(圖7(i))。溶蝕作用是儲層次生孔隙產生的直接原因，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]。通過對鹽家地區基底古地貌恢復及古沖溝精細刻畫，表明在遠離物源區東西向地震剖面上顯示鹽16古沖溝區域呈“W”型，鹽18古沖溝主要呈“U”型，并且研究區可進一步識別出8條次級古沖溝(V1～V8)(圖7)。

圖7 東營凹陷鹽家地區古沖溝分布形態特征

鹽16古沖溝(“W”型)區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，基于區域不同次級古沖溝扇體形態參數統計發現，鹽16古沖溝沉積區(V1～V4)普遍具有高寬深比值主為4.2～6.2，發育的砂礫巖扇體規模普遍較大(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，有利于優質儲層的發育。鹽18古沖溝(“U”型)區域次級古沖溝(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，在區域分布上較為孤立且分選較差，在一定程度上影響優質儲層的發育。

圖8 東營凹陷鹽家地區沙四下亞段扇體展布與古沖溝參數關系特征

進一步分析表明，區域儲層物性與地層古坡度呈明顯的負相關性。鹽16古沖溝區域地層古坡度相對較緩，主要介于22°～30°，碎屑物質搬運距離相對較遠，磨圓、分選相對較好，泥質含量較低，有利于儲層原始孔隙的保留及優質儲層發育；鹽18古沖溝地層古坡度相對較大主體在28°～42°(圖7)，碎屑物質更易受重力流作用影響發生快速堆積，分選磨圓以差—中等為主，泥質含量較高，易導致儲層減孔作用發生，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基礎，其中巖屑類型及含量是儲層成巖作用差異的關鍵。通過對鹽家地區沙四下亞段巖屑組分類型及含量進行分析，表明研究區巖屑以變質巖巖屑為主，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出一定的分區性，在局部區域表現出一定的混源特征(圖8)。

表1 東營凹陷鹽家地區沙四下亞段部分井砂礫巖碎屑組分及含量統計

統計發現，區域儲層物性與研究區變質巖、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古沖溝區域呈現出高變質巖、高巖漿巖和低沉積巖巖屑的分布特征，而鹽18古沖溝區域沉積巖巖屑(碳酸鹽巖屑)含量明顯偏高，這就為后期鈣質膠結作用提供了較為充足的物質基礎，從而使區域儲層物性降低。從而進一步解釋了區域內鹽16古沖溝沉積區具有更好的儲層物性的原因。

圖9 鹽家地區沙四下亞段巖屑分布特征

3.3 油氣早期充注

基于研究區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 ℃，表明研究區沙四下亞段存在早期生烴現象(圖10(a)、(b))。在熱演化中形成的有機酸是成巖環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生溶蝕作用，易形成粒間溶蝕孔隙，同時烴類物質侵占原始孔隙，在一定程度上阻礙后期鈣質膠結作用的進行，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，其溶蝕增孔效應要顯著高于壓實、膠結作用所導致的減孔效應，使儲集物性得到改善。

圖10 東營凹陷鹽家地區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沙四下深層砂礫巖儲集體經歷了較為復雜的成巖作用過程。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，使碎屑顆粒間發育泥粉晶方解石膠結，從而使儲層減孔明顯。當埋深進入2 000 m左右，烴源巖開始生烴排酸，造成部分方解石、長石及部分膠結物發生溶蝕，形成次生孔隙發育帶(圖11)。同時，在酸性成巖環境下石英發生加大沉淀，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。隨著埋深進行，部分黏土礦物向伊利石轉化，同時沙四下層段發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物發育提供物質基礎，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育，在此階段硅質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域內，不同性質成巖流體的強弱交替作用，從而形成了鹽家地區沙四下亞段砂礫巖儲層質量差異明顯的分布特征。

5 結 論

(1)鹽家地區沙四下亞段砂礫巖儲層非均質性強，物性差異分布明顯。垂向上發育多個次級孔隙發育帶，表明在深層成巖過程中局部依然存在著欠壓實、弱膠結的成巖環境。微裂縫發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域，砂礫巖扇體規模普遍較大，多期扇體容易發生側向疊置、遷移，分選較好，有利于優質儲層發育。研究區物源分布具有一定的分區性，深層儲層物性與變質巖、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(碳酸鹽巖屑)含量高值區，后期鈣質膠結明顯，儲層物性相對較差。

(3)鹽家地區沙四下亞段砂礫巖儲層經歷較為復雜的成巖作用過程，溶蝕作用是深部儲層次生孔隙產生的直接原因。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。