黃驊拗陷歧南次凹沙三段儲層特征及主控因素

徐 剛，陳永東，2 ，陳 成，胡 林，劉子暢

1.四川省第十地質大隊，四川 綿陽 621000；2.成都理工大學沉積地質研究院，四川 成都 610059；3.中國石油集團東方地球物理公司西南物探分公司，四川 成都 610213

引言

歧南次凹沙河街組具有含油層系多、油質好及儲層物性差異大等特點[1]，是大港油田的主要勘探目標層位。歧南次凹是歧口凹陷的南次凹，位于渤海灣盆地黃驊拗陷中部，屬于中、新生代斷陷盆地。古近紀至今經歷了斷陷、拗陷兩大發育階段[2-3]。

前人對歧南次凹沙河街組油氣方面已經有較多的研究，文獻[4-5]以歧南次凹埕北斷階帶為目標區，對成巖演化以及斷裂體系與油氣分布和聚集關系進行了重點研究。文獻[6-7]對歧南次凹西部斜坡帶的成巖作用、成藏史等進行了研究，證實了該區是良好的巖性油氣藏。但限于當時的勘探程度，對研究區儲層特征及控制因素研究不夠深入，特別是沉積相及不同成巖作用對儲層發育的影響程度還有待精確。因此，在現有勘探條件下，正確評價歧南次凹沙三段儲層特征，探索該區儲層主控因素，有助于下一步的油氣勘探開發工作的開展。

本文依據研究區現有資料，利用巖芯觀察及實驗室綜合分析，并結合測井手段，對研究區沙三段儲層特征進行分析，明確儲層發育的主控因素。

1 研究區地質概況

歧南次凹是一南淺北深的不對稱凹陷，夾持于南大港斷裂和埕北斷階帶之間[8]，位于渤海海岸線以西、羊三木凸起以東，南和埕寧隆起以埕北斷階帶為界（圖1）[1-2，9-10]。

圖1 研究區大地構造位置及地質背景Fig.1 The geotectonic location and geological setting of the study area

古近紀以來，歧南次凹主要經歷了擴張斷陷、穩定發展、衰減和拗陷4 個構造演化階段[11]，缺少初始斷陷沉積。歧南次凹古近紀主要沉積沙河街組和東營組，孔店組普遍缺失。沙河街組超覆于古老的中生界之上，上覆地層為東營組，分為3 段。其中，擴張斷陷期沉積的沙三段在凹陷內廣泛分布，主要由不等厚的泥巖（深灰色、灰褐色）與砂巖、砂礫巖（淺灰色）互層組成；穩定發展期沉積了沙二段和沙一段。沙三期末，由于受構造抬升遭到剝蝕的影響，沙二段在區內分布范圍較小，巖性為灰色、灰綠泥巖及灰白色砂巖（含礫），隆起區見紅色泥巖；沙一段在區內也廣泛分布，上部為大段連續暗色泥巖、泥灰巖，下部為砂泥互層，夾有油頁巖、鈣質頁巖、粉屑灰巖等，具有多旋回性。本次研究的目標層位為沙三段。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

對研究區14 口井中沙三段的280 個巖芯及薄片進行鑒定，利用曾允孚砂巖分類法[12]分類，研究區儲層砂巖巖石類型主要為長石巖屑砂巖，占比可達49.29%，巖屑長石砂巖次之（33.21%），再次為巖屑砂巖（7.86%）和長石砂巖（7.14%），見少量的長石石英砂巖（1.43%）和巖屑石英砂巖（1.07%）（圖2）。碎屑顆粒以中粒為主，細粒偶見。碎屑顆粒分選好－中等；磨圓一般，次圓 次棱角為主，次圓狀次之，主要為顆粒支撐，孔隙－薄膜式膠結（圖3）。

圖2 歧南次凹沙三段砂巖巖石分類Fig.2 Lithological classification of Es3 Member sandstones in Qinan Sag

圖3 歧南次凹沙三段砂巖巖芯及顯微鏡下特征Fig.3 Core and microscopic characteristics of Es3 Member sandstones in Qi′nan Sag

巖石礦物組成中，石英含量為12.00%～83.90%，平均44.70%；長石含量為5.00%～54.50%，平均26.54%；巖屑含量為6.00%～70.00%，平均28.76%，類型多樣，以沉積巖巖屑為主（52.00%），巖漿巖巖屑次之（34.00%），見少量的變質巖巖屑（14.00%）。其中，沉積巖巖屑以碳酸鹽巖巖屑為主，泥巖巖屑次之。砂巖的雜基平均含量為2.29%，砂巖純凈。膠結物平均含量為9.19%，類型多樣，方解石含量最高（6.05%），白云石次之（2.32%），見有高嶺石（0.08%）、硅質（0.08%）、重晶石（0.01%）、鐵質（0.60%）及黃鐵礦（0.05%）（圖4）。

圖4 歧南次凹沙三段砂巖膠結物類型及含量Fig.4 Types and contents of cements of Es3 Member sandstones in Qi′nan Sag

研究區砂巖巖石學特征表明：1）沙三段儲層砂巖成分成熟度較低；2）沙三段相對近物源；3）次生孔隙的形成，主要來自巖屑和長石的溶蝕。

2.2 儲集空間特征

通過巖石薄片、鑄體薄片和掃描電鏡觀察，將研究區沙三段儲集空間分為孔隙和裂縫兩大類（表1）。

表1 歧南次凹沙三段儲集空間類型Tab.1 Reservoir space types of Es3 Member in Qi′nan Sag

2.2.1 孔隙類型及特征

研究區沙三段孔隙可分為原生孔隙和次生孔隙兩類。原生孔隙主要有壓實原生粒間孔（圖5a）、膠結剩余粒間孔（圖5b）及雜基微孔（圖5c），孔隙直徑為0.06～0.55 mm，雜基微孔隙一般小于5.00μm。此類孔隙分布十分不均，局部連通性好，非均質性強。

圖5 歧南次凹沙三段儲集空間特征Fig.5 Characteristics of reservoir space in Es3 Member in Qi′nan Sag

次生孔隙主要為溶蝕孔隙，包括粒內溶孔及粒間溶孔。粒間溶孔通常由雜基、假雜基、巖屑和長石等碎屑及膠結物溶蝕而成，孔徑一般大于0.01 mm（圖5d），但也有小于0.01 mm 的粒間微孔隙（圖5e）。粒內溶孔主要由巖屑和長石溶蝕形成，呈孤立狀、蜂窩狀及微孔狀（圖5f），并可見鑄?？祝▓D5g）等。除此之外，還發育少量溶蝕擴大孔（由于溶蝕作用，使原有孔隙擴大并超過相鄰顆粒直徑的1.2 倍）（圖5h）。研究區沙三段次生孔隙發育，能夠使孔隙度明顯增加，優化儲層儲集性能。

2.2.2 裂縫類型及特征

研究區沙三段裂縫以構造縫為主，成巖縫少量。構造縫為宏觀縫和微縫：宏觀縫大于1.0 mm，一般在巖芯上肉眼可見；微縫多小于0.1 mm，顯微鏡下可觀察（圖5i）。在成巖過程中，由非地質構造應力作用（如沉積物的收縮、礦物結晶等）形成的縫隙為成巖縫?？p隙的滲流能力是基質滲流能力的83 倍[13]，所以，雖然縫隙并不常見，且不是油氣的主要儲集空間，但卻能改善孔滲性。

2.3 物性及孔喉結構特征

結合儲層綜合評價方法（SY/T 6285—2011）[14]，研究區沙三段儲層總體物性見表2。從表中可以看出，孔隙度主要分布在[5%，25%），占樣品的83.38%，總體表現為特低孔－低孔－中孔特征。滲透率主要分布在[0，10）mD，占樣品的77.45%，總體表現為超低 特低滲特征。

表2 歧南次凹沙三段儲層物性特征Tab.2 Physical properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

歧南次凹沙三段孔隙度-滲透率關系見圖6。

圖6 歧南次凹沙三段孔隙度-滲透率關系圖Fig.6 Relationship between porosity and permeability of Es3 Member in Qi′nan Sag

由圖6 可以看出，研究區儲層物性在縱向上變化大，孔滲總體相關性較差，表明儲層總體非均質性強；其中，沙三上亞段為物性較好的儲層；沙三下亞段滲透率低，孔隙連通性差。儲層物性縱向上表現為與深度呈負相關，表明其物性主要受埋藏深度的控制。綜合物性特征及孔滲交會圖，研究區沙三段儲層主要為孔隙型，裂縫-孔隙型儲層少量，屬于特低孔－低孔—中孔、超低－特低滲儲層。

通過分析研究區10 口井71 塊巖芯樣品的壓汞資料，可將歧南次凹沙三段儲集層孔隙結構劃分為3 類（圖7）。

圖7 歧南次凹沙三段儲層典型壓汞曲線Fig.7 Typical mercury injection curves of Es3 Member in Qi′nan Sag

1）I 類孔隙結構：較細喉，具有較低的排驅壓力，為[0.05，0.50）MPa，平均孔喉半徑[5，10）μm，孔隙度[15%，25%），滲透率≥10 mD，為有利的孔隙結構類型。2）II 類孔隙結構：細喉，排驅壓力[0.50，1.00）MPa，平均孔喉半徑[1，5）μm，孔隙度[10%，15%），滲透率[1，10）mD，為較有利的孔隙結構類型。3）III 類孔隙結構：微細喉，排驅壓力[1.00，5.00）MPa，平均孔喉半徑小于1 μm，孔隙度小于10%，滲透率小于1 mD，為較差的孔隙結構類型。研究區儲集層孔隙結構以II 類、III 類為主。

3 儲層控制因素分析

3.1 沉積相

3.1.1 沉積相類型

通過薄片鑒定及沉積相標志的研究，并結合地震解釋等的成果資料，對研究區沙三段沉積體系進行了劃分。研究區沙三段為陸相沉積體系組，識別出兩種沉積體系：三角洲及湖泊體系，劃分出了不同的相（三角洲、湖泊、近岸水下扇及湖底扇4 種）和亞相，并區分了不同亞相中的砂體類型（表3）。

表3 歧南次凹沙三段沉積體系劃分方案Tab.3 Division of depositional system of Es3 Member in Qi′nan Sag

3.1.2 沉積特征及演化模式

歧南次凹的沉積充填是在以黃驊拗陷構造演化形成的基礎構造格架為背景的基礎上發展起來的。研究區內歧南次凹為NNE 向的凹陷，南大港斷層、埕寧隆起及斷裂構造帶，以及沙河街期的羊三木凸起的形成，共同控制著研究區砂體的空間展布。對研究區28 個鉆井數據進行了分析，編制了研究區沙三下亞段、沙三上亞段沉積相平面圖（圖8）。

圖8 歧南次凹沙三段沉積相平面圖Fig.8 Sedimentary facies diagram of Es3 Member in Qi′nan Sag

研究區沙三段的沉積，總體來看是歧南次凹湖泊擴張斷陷期的產物。沙三下亞期，水體相對較深，埕寧隆起為東南部主要物源區，羊三木 扣村凸起的較發育也提供了沉積物源，形成以三角洲平原、三角洲前緣和湖泊為主的沉積格局。湖泊位于研究區中北部，鄰南大港斷層南東盤；這一時期還發育有規模較小、來自于南大港斷層方向的湖底扇。砂體以三角洲河道砂體為主，次為湖底扇砂體。沙三上亞段基本上繼承了沙三下亞段沉積格局，湖岸線向岸退縮，湖盆增大，但由于沉積物搬運距離較短，物源供給充分，位于研究區東南部、埕寧隆起提供主要物源的三角洲向前推進。由于湖岸線的后退，沙三下亞期源于羊三木 扣村凸起的三角洲不復存在，取而代之形成了近岸水下扇。湖泊鄰南大港斷層地處研究區中北部，位于研究區中部的湖盆內形成了湖底扇沉積。砂體以三角洲砂、近岸水下扇砂和湖底扇砂為主。

3.1.3 沉積相對儲層的影響

沉積相控制著儲層的物性及展布特征，是儲層發育的基礎[15]。砂巖碎屑成分、大小、磨圓度、分選性及其泥質含量等均受沉積相控制，進而控制物性；水動力條件變化，可以使同一沉積相帶中的沉積物成分不同，從而導致滲透率發生變化[16]。因此，水動力強的高能環境易形成優質儲層。不同微相沉積時的搬運距離及水動力不同，導致巖石成分和孔隙結構存在差異[17]。

對研究區沙三段不同沉積相不同砂體的孔隙度和滲透率進行統計分析，結果見表4。

表4 歧南次凹沙三段沉積微相與儲層物性的關系Tab.4 Relationship between sedimentary microfacies and reservoir properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

由表4 可以看出，近岸水下扇是最有利的沉積微相，其砂體厚度大、分布面積較廣，滲透率和孔隙度較高；其次為三角洲前緣水下分流河道、水下天然堤、河口壩砂體，屬于相對有利的油氣儲集砂體；三角洲平原分流河道、決口扇砂體同樣具有相對較高的滲透率及孔隙度，也是相對有利的儲集砂體；湖底扇為相對不利的油氣儲集砂體，其雖然具有較高的孔隙度，但滲透率較低，這可能是因為湖底扇砂體具有相對較低的成分成熟度，碎屑顆粒多為可溶的長石或碳酸鹽巖屑，孔隙多來自溶蝕作用，但因為雜基含量較高，導致滲透率較低。

3.2 成巖作用

不同成巖作用對儲層的改造作用不同。根據對儲層影響結果不同，可將研究區成巖作用分為破壞、保持及建設3 類。破壞性成巖作用有壓實作用、膠結作用；保持性成巖作用有泥晶碳酸鹽及綠泥石膠結、分散膠結作用；建設性成巖作用有溶解作用、交代作用。

3.2.1 壓實作用

儲層機械壓實作用隨埋深增加而增強，碎屑顆粒逐漸由點接觸變為線、凹凸及縫合線接觸（圖9a），使得原始孔隙變小，儲層物性變差（圖10）。

圖9 歧南次凹沙三段成巖作用特征Fig.9 Characteristics of diagenesis in Es3 Member in Qi′nan Sag

圖10 歧南次凹沙三段儲層物性和深度關系圖Fig.10 Relationship between depth and reservoir properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

3.2.2 膠結作用

碳酸鹽膠結是研究區最常見的膠結作用，還可見硅質、硫化物及黏土礦物膠結等。自生礦物主要以膠結物的形式存在，并占據各類孔隙。故，歧南次凹沙三段儲層砂巖孔隙度與自生礦物含量呈負相關，即自生礦物的形成總體會使儲集空間減小，但個別自生礦物的形成，對儲集空間的影響是積極的。

研究區碳酸鹽膠結物的形成（特別是相對較晚成巖階段形成的）降低了儲層砂巖孔隙度、使儲層品質變差，主要形成有方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石等（圖9b）；碳酸鹽膠結物含量（10%以上）會形成致密鈣質層（圖9c），多呈層狀將儲層分割形成多個薄的儲層，降低了有效儲層的總厚度[18]。對比歧南次凹沙三段的情況，碳酸鹽膠結物含量小于10% 時，后期溶蝕形成次生孔隙改善儲層物性（圖11），對儲層是有利的，主要為沙三上亞段。研究區石英次生加大（圖9c），占據并堵塞孔隙，降低了儲層的孔滲性，但次生加大不發育，對儲層的影響有限。硫化物膠結為黃鐵礦膠結物（圖9d），伴隨有機酸的演化而成，對油氣有指示意義，同時也與石英的溶解伴生。研究區沙三段常見的自生黏土礦物膠結物有高嶺石、綠泥石、蒙脫石和伊利石（圖9e）。它們主要充填孔隙中，增加了孔隙彎曲度，堵塞喉道，導致儲層孔滲性急劇下降。

圖11 歧南次凹沙三段儲層碳酸鹽膠結物含量與孔隙度關系圖Fig.11 Relationship between carbonate cement contents and reservoir properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

泥微晶碳酸鹽（圖9f）及環邊綠泥石膠結作用（圖9g）使得巖石的機械強度增強，減弱了壓實作用的破壞；同時還阻隔了孔隙流體與碎屑顆粒間接觸，并抑制石英次生加大及其他類膠結物的形成[19-20]，從而保護原生孔隙。通常，成巖早期的分散膠結作用與溶解作用伴生，分散膠結作用產生高嶺石、自生石英及碳酸鹽（圖9h），其物質多來源于溶解作用。同時，能消耗溶解作用的產物，使其持續進行。另外，分散膠結作用的產物使巖石體積得以保存，為成巖晚期的溶解作用提供可溶空間，有利于儲層孔隙的保存。因此，泥微晶碳酸鹽包膜、環邊綠泥石及早成巖階段的分散膠結作用利于儲層孔隙保存，為保持性成巖作用。

利用投點圖（圖12），對壓實和膠結作用對儲層影響的程度進行評價，可以看出，歧南次凹沙三段儲層砂巖具有以下特征：1）90% 的數據點投在圖的左下角，說明壓實作用對儲層孔隙度的負面影響明顯大于膠結作用。2）10%的數據點投在圖的右上角，說明其負膠結物孔隙度很大，碳酸鹽膠結作用（成巖早期）使其成為了致密鈣質層。3）多數樣品表現為孔隙度及負膠結物孔隙度均小于10%，這類樣品埋藏深度稍大，經歷了強壓實作用，膠結作用不發育，同時，雜基含量較高。4）個別樣品孔隙度及膠結物含量均在10% 左右，說明部分膠結作用（如早成巖階段環邊綠泥石及分散膠結作用）有利于孔隙演化。5）圖右上角的樣品，膠結物含量（幾乎為碳酸鹽礦物）很高，為致密鈣質層（孔隙度接近0）。同時負膠結物孔隙度高，并不能說明原生粒間如此，可能與溶解再膠結作用有關。6）歧南次凹沙三段儲層砂巖中，自生礦物平均含量為9.19%。設巖石原生孔隙度為40%，現平均孔隙度14.26%，去掉溶解成因形成的次生孔隙（平均值7.42%），可得孔隙高達23.97% 因壓實作用而損失，占損失總空間的72.29%，故造成孔隙度降低的較為重要的因素為壓實作用。

圖12 研究區沙三段儲層砂巖膠結物含量與負膠結物孔隙度投點圖Fig.12 The plot of cement content and negative cement porosity of Es3 Member reservoir in the study area

3.2.3 溶解作用

溶蝕作用包括大氣水溶解和酸性流體溶解。早成巖階段，在大氣水的淋濾作用下，長石等硅酸鹽礦物發生溶解，形成高嶺石并形成溶蝕孔（擴大孔及特大孔）（圖5g，圖5h），也造成中基性火山巖巖屑和灰巖巖屑的溶解。在埋藏成巖作用階段，有機質熱演化產生大量有機酸，對鋁硅酸鹽（長石等）及巖屑產生強烈溶解，形成大量次生孔隙（圖9h），主要發育在研究區儲層下部層位。由研究區孔隙度及滲透率分析（圖10）可知，隨深度的增加，在2 800～3 000 m出現了一個異常高值區，這正是溶蝕作用作為重要的建設性成巖作用而形成的次生孔隙發育帶。

3.2.4 交代作用

因不同礦物之間體積不同，故交代作用能改善砂巖儲層物性，但其作用有限。研究區主要表現：長石等不穩定碎屑被交代，形成方解石、白云石及黏土礦物（圖9i），黏土礦物之間也存在交代作用。

3.3 構造運動

構造作用不僅影響儲層的物性特征，而且也控制著沉積環境、沉積空間和沉積物源，也控制著地層的發育和分布狀況，從而決定了儲集層體的空間展布。構造應力作用對儲層物性的影響，一方面加劇了其儲層的壓實程度，使其物性變差；另一方面，可以在儲集層內形成斷裂和裂縫，起到儲集和滲透作用[21]。自晚中生代（燕山期）起華北地臺斷裂活動開始發育，在上地幔物質向東蠕散和拉伸作用下，研究區沙三段時期表現為拉張和斷陷，這導致構造裂縫及正斷層（圖5i）形成。構造縫的形成，主要能改善孔隙的連通性，也可以是酸性流體的通道，利于溶蝕作用[22]。

4 結論

1）研究區沙三段儲層巖石類型主要為長石巖屑砂巖（49.29%），巖屑長石砂巖次之（33.21%）。具有近物源、成分成熟度低的特征；次生孔隙的形成，主要來自巖屑和長石的溶蝕。

2）研究區沙三段儲層屬于特低孔－低孔－中孔、超低－特低滲儲層。儲層物性在縱向上變化大，孔喉配置關系差，儲層總體非均質性強。

3）研究區沙三段儲集層孔隙結構分為3 類：I類屬較細喉，為有利孔隙結構；II 類屬細喉，為較有利孔隙結構；III 類屬微細喉，為較差孔隙結構，沙三段以II 類、III 類孔隙結構為主。

4）儲層的發育主要受控于沉積相帶及成巖作用。研究區沙三段發育三角洲、湖泊、近岸水下扇及湖底扇4 種沉積相。近岸水下扇為最有利的儲層分布相帶；三角洲前緣亞相水下分流河道、水下天然堤及河口壩砂體，三角洲平原亞相分流河道及決口扇砂體為較有利儲層分布相帶；湖底扇重力流沉積砂體為相對不利的油氣儲集砂體。壓實及膠結作用是導致孔隙減小的主要因素。石英的次生加大及碳酸鹽膠結物降低了儲層的孔滲性。黏土礦物堵塞孔隙喉道，降低了滲透率；但泥晶碳酸鹽及綠泥石膠結、分散膠結作用，對剩余粒間孔起到了保護作用，而長石和巖屑的溶蝕及交代作用改善了儲層物性；構造作用是儲層發育的有效補充因素。