東營凹陷鹽家地區沙四上亞段儲層低滲成因機制及分類評價

馬奔奔，操應長，王艷忠

(中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島，266580)

低滲透儲層是指滲透率為0.1～50×10-3μm2的一套儲集體。隨著對低滲透率儲層油氣勘探的不斷深入，在普遍低孔隙度、低滲透率儲層發育區常常可以找到相對優質的儲集層段[1]。低滲透油氣藏中的油氣主要儲集在這些優質儲層中。因此，加強對低滲透儲層特征的研究，明確低滲透儲層的形成機制，尋找低孔隙度、低滲透率儲層中相對優質儲層的形成與分布規律，有利于對低滲儲層的勘探開發及巖性油氣藏的勘探。低滲透儲層成因機制應包括儲層物性主控因素和儲層致密史-油氣成藏史匹配關系2 個方面。目前對低滲透儲層物性主控因素的研究比較深入[2-7]，而僅有少數學者對儲層致密史-油藏成藏史的匹配關系進行了初步探討。成藏關鍵時期儲層物性很大程度上決定著油氣能否大規模進入儲層。先期中高滲充注成藏、后期致密化的低滲透儲層與先期致密化、后期充注成藏的低滲透儲層的勘探開發潛力存在較大差異[8]。因此，加強低滲透儲層致密史-成藏史匹配關系的研究，對于勘探階段鉆前預測低滲透儲層勘探潛力具有重要的指導意義。東營凹陷鹽家地區沙四上亞段低滲透砂礫巖體發育，這類砂礫巖體緊鄰烴源巖分布，成藏條件優越，勘探潛力大[9-10]，并已獲得較好的工業油流，如永936 井3 793～3 808 m 試油日產油7.6 t，鹽222井3 985.8～ 4 194.6 m 日產油17.7 t，并且2010 年在民豐洼陷北帶永920 塊沙四上亞段上報探明石油地質儲量4176 萬t。但是，鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖在埋藏演化過程中經歷了多期膠結作用、多期溶解作用和復雜交代作用，同時在埋藏演化過程中經歷了多期油氣充注作用[11]。成藏時期物性特征決定了現今砂礫巖油藏的分布規律。對成藏時期砂礫巖儲層物性分布規律認識不清，直接影響了砂礫巖體油氣下一步勘探部署。因此，作者綜合運用鉆井取心、巖石薄片、壓汞測試、物性測試等資料，結合區域地質背景，明確鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇低滲透儲層成因機制與形成時間，并針對不同成因類型的低滲透儲層，結合儲層物性演化史－油藏成藏史及試油試采成果等進行儲層評價，為鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇低滲透儲層的勘探開發提供一定的理論指導。

1 地質概況

圖1 所示為東營凹陷鹽家地區構造位置(據文獻[14]修改)。東營凹陷是濟陽坳陷的一個次級構造單元，東接青坨子凸起，南部為魯西隆起和廣饒凸起，西鄰林樊家凸起、高青凸起，北以陳家莊-濱縣凸起為界，東西長90 km，南北寬65 km，面積5 850 km2，總體走向為北東向，剖面上具有北斷南超的開闊型箕狀凹陷特征[12]。鹽家地區位于東營凹陷北帶東段，西與勝坨油田相鄰，東到青坨子凸起，南鄰民豐洼陷，北至陳家莊凸起，是由陳南鏟式扇形邊界斷層所控制的陡斜坡構造帶，具有斷坡陡峭、山高谷深、溝梁相間的古地貌[10,13]，自西向東發育鹽16 和鹽18 兩大古沖溝(圖1)。沙四上亞段沉積時期，受這種古構造背景的控制，季節性洪水攜帶大量粗碎屑物質沿古沖溝入湖，鹽家地區北部陡坡帶在邊界斷裂面上發育了多期近岸水下扇砂礫巖體。根據沉積特征和水動力條件，近岸水下扇可劃分為扇根、扇中和扇緣3 個亞相。扇根亞相主要發育主水道微相，巖性主要為雜基支撐礫巖，分選差，礫石多為次棱角狀，沉積厚度大，垂向遞變不明顯，多期扇根間缺乏正常湖相泥巖；扇中亞相可進一步劃分為辮狀水道和水道間微相，辮狀水道微相巖性主要為塊狀礫質砂巖和含礫砂巖、疊覆沖刷粗砂巖，分選中等偏差、雜基質量分數較低，顆粒支撐等；常見正粒序層理、沖刷面構造和強烈的同生變形構造；水道間微相巖性主要為典型濁積巖，厚度薄，粒度較小；扇中亞相多期正序砂礫巖層間多發育正常湖相泥巖(特別是生油巖)。扇緣亞相巖性主要為深灰色泥巖夾薄層砂巖、含礫砂巖，可見平行層理。

圖1 東營凹陷鹽家地區構造位置(據文獻[14]修改)Fig.1 Structural setting of Yanjia area, Dongying depression (Revised by Ref. [14])

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

圖2 所示為鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇巖石組分三角圖。東營凹陷民豐洼陷北部陡坡沙四上亞段近岸水下扇巖石類型主要有礫巖、礫質砂巖、含礫砂巖、砂巖和深灰色泥巖等。礫巖和礫質砂巖礫石成分復雜，以灰巖、花崗片麻巖為主；礫石主要為棱角狀—次圓狀，雜基支撐，雜基成分主要為灰泥。砂巖以巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖為主(圖2)。石英質量分數10.00%～47.00%，平均為41.88%；長石質量分數10.00%～43.00%，平均為30.86%；巖屑質量分數8.00%～62.00%，平均為26.12%，其中巖屑成分復雜，類型多樣，主要為變質巖巖屑；膠結物主要為碳酸鹽和硅質膠結物，質量分數主要為3.00%～28.00%，平均為9.20%；雜基質量分數主要為3.00%～15.00%，平均為5.00%。分選系數主要為1.6～2.3，分選中等—差；磨圓以次棱角狀-次圓狀為主。總體上，鹽家地區沙四上亞段砂礫巖結構成熟度和成分成熟度較低。

圖2 鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇巖石組分三角圖Fig.2 Ditrital composition of sandstone in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

2.2 儲集空間及物性特征

圖3 所示為鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇儲層物性分布特征。鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層儲集空間以次生孔隙為主，孔隙類型主要以長石和巖屑的次生溶蝕孔隙為主，占孔隙類型的比例為67.5%。根據對鹽家地區25 口井1 400 余個實測物性數據資料統計(來源于勝利油田地質科學研究院)，孔隙度<15%的樣品占總樣品的82.3%，基本均為一般低孔及其以下儲層；滲透率小于50×10-3μm2的樣品占總樣品的86.9%，儲層低孔低滲特征明顯(圖3)。

2.3 孔喉結構特征

表1 所示為鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層孔隙結構分類。綜合利用壓汞測試資料、儲層物性、巖石鑄體薄片等資料，選取與儲層滲透率相關性較高的壓汞參數Pd 與Pc50，將近岸水下扇砂礫巖儲層孔隙結構分為3 個大類6 個小類(表1)：ⅠA 類中孔-中喉型，對應中孔中高滲儲層；ⅠB 類中孔-細喉型，對應中低孔中低滲儲層；ⅡA 類小孔-細喉型，對應一般低孔特低孔、一般低滲特低滲儲層；ⅡB 類小孔-細喉型，對應特低超低孔、特低超低滲儲層；ⅢA 類小孔-微喉型，對應特低超低孔、超低滲儲層；ⅢB 類微孔-微喉型，對應超低孔超低滲儲層。不同孔隙結構類型的儲層，其滲孔比與滲透率函數關系不同(表1)。

3 成巖作用特征

東營凹陷鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層成巖作用具有強烈壓實、多期溶解、多期膠結和和灰泥組分重結晶的特征。整體上，壓實作用較為強烈，顆粒主要呈點-線接觸到線接觸，甚至呈凹凸接觸或縫合接觸；膠結作用以碳酸鹽膠結為主，石英加大較為常見，并可見少量黃鐵礦等膠結物；灰泥組分發生重結晶現象，而且隨著埋深的增加，灰泥重結晶程度增加，到了深層甚至出現了交代顆粒的現象。溶解作用以長石和碳酸鹽膠結物的溶解為主，可見石英顆粒及其加大邊發生溶解。近岸水下扇不同亞(微)相沉積特征的差異性導致了埋藏過程中成巖作用的差異性。

圖3 鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇儲層物性分布特征Fig.3 Reservoir properties in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

表1 鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層孔隙結構分類Table 1 Types of sandy conglomerate reservoirs in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

3.1 扇根成巖作用特征

3.2 扇中成巖作用特征

3.2.1 扇中辮狀水道微相成巖作用特征

扇中辮狀水道微相巖性主要為礫質砂巖、含礫砂巖、砂巖等，整體上雜基質量分數偏低、分選中等，厚度適中，多期扇體之間常發育湖相泥巖。扇中亞相膠結物類型多樣，主要為碳酸鹽膠結及石英次生加大，少量黃鐵礦及石膏等膠結物，質量分數上以碳酸鹽膠結物為主，膠結程度上，既可見膠結強烈的儲層，也可見膠結相對較弱的儲層；溶解作用以長石溶解、碳酸鹽膠結物溶解為主，可見少量石英及巖屑的溶解。膠結強烈的儲層，溶解孔隙不發育，膠結物不僅充填粒間原生孔，而且強烈充填早期次生溶孔；而膠結偏弱的儲層，不僅粒間原生孔發育，且溶解作用也較為強烈。

圖4 東營凹陷鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇扇根成巖作用特征Fig.4 Diagenetic characteristics of inner fan in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area, Dongying depression

圖5 東營凹陷鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇扇中成巖作用特征Fig.5 Diagenetic characteristics of middle fan in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area, Dongying depression

圖5 所示為東營凹陷鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇扇中成巖作用特征。鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇扇中辮狀水道微相砂礫巖的膠結物質量分數與其距砂泥接觸面距離有關：距離砂泥接觸面較近的部位膠結物質量分數一般較高，溶解微弱；距砂泥接觸面較遠的部位膠結物質量分數相對偏低，溶解強烈(圖5)。圖6 所示為東營凹陷鹽家地區沙四上亞段膠結物質量分數與其距砂泥接觸面距離關系。通過對鹽家地區沙四上亞段大量近岸水下扇扇中辮狀水道微相砂礫巖的膠結物質量分數與其距砂泥接觸面距離統計，扇中距砂泥接觸面距離在0.52 m以內部位膠結物質量分數一般大于10%，距砂泥接觸面距離在0.52～1.20 m部位膠結物質量分數多在5%～10%之間，距砂泥接觸面距離大于1.20 m 的部位膠結物質量分數多小于5%(圖6)。產生這種現象的原因是在堿性環境下，泥巖中蒙脫石向伊/蒙混層轉化脫水和石膏脫水釋放大量Ca2+，Mg2+和Fe2+等金屬離子進入砂體內部，形成碳酸鹽膠結物充填孔隙。金屬離子濃度在砂泥接觸處最大、向砂體內部逐漸降低，導致砂體邊緣被致密膠結、儲層孔隙被嚴重破壞，油氣難以進入、后期酸性流體對其改造作用也受到抑制；而砂體內部碳酸鹽膠結程度低、油氣充注易于進入、抑制后期成巖作用，使得孔隙得以大量保存，最終形成砂泥巖界面處膠結強烈向砂體內部膠結程度逐漸變弱的現象。前人研究也表明，砂泥組合中泥巖的成巖演化對砂泥巖界面附近砂巖的孔隙演化有較大影響[15-18]，如鐘大康等[15]研究認為：深埋藏下(埋深大于2 500 m)，在砂巖夾泥巖的情況下，砂泥巖界面附近膠結強于內部，導致砂泥巖界面附近的物性比砂巖內部差；漆濱汶等[17]研究認為在砂巖透鏡體與鈣質泥巖接觸帶內會形成一個致密的鈣質結殼，使多數砂層物性變差。

圖6 東營凹陷鹽家地區沙四上亞段膠結物質量分數與其距砂泥接觸面距離關系Fig.6 Relationships between cement content of sand-conglomerate and distance from sand-mud boundary of middle fan of Es4s in Yanjia area, Dongying depression

3.2.2 扇中水道間微相成巖作用特征

扇中水道間微相巖性主要為砂巖、粉砂巖、泥巖等細粒沉積物，也可見少量含礫砂巖，總體上表現為砂泥互層的特征，砂巖分選偏差，雜基質量分數偏高。成巖作用主要發育膠結作用和交代作用。膠結作用較為強烈，膠結物質量分數多大于10%，膠結物主要為碳酸鹽礦物，可見石英次生加大及少量黃鐵礦；溶解作用主要為長石和碳酸鹽膠結物的溶解，但溶解程度微弱。

3.3 扇緣成巖作用特征

扇緣亞相主要為厚層泥巖夾薄層泥質粉砂巖、砂巖及少量含礫砂巖。成巖作用特征和扇中近泥巖部位相似，主要表現為強膠結作用及交代作用，膠結物主要為碳酸鹽膠結物，質量分數多大于10%，石英加大也較為發育，甚至可見兩期加大，并可見少量黃鐵礦膠結物；溶解作用微弱，主要為長石顆粒及碳酸鹽膠結物的溶解。

4 近岸水下扇儲層物性演化史

4.1 儲層成巖作用演化序列

在成巖作用類型及特征分析的基礎上，通過自生礦物的形態、交代切割關系、溶解充填關系以及流體包裹體均一溫度等特征，確定鹽家地區北帶沙四上亞段成巖作用演化序列及發生時間。

圖7 所示為鹽家地區沙四上亞段主要膠結、交代、溶解作用及溶解充填現象。由碳酸鹽膠結物交代石英加大邊(圖7(a))，可以推斷碳酸鹽膠結物形成晚于石英加大邊。但是，石英具有多期加大的現象，說明石英可能具有晚期加大(圖7(b))。通過碳酸鹽膠結物充填長石溶解孔隙(圖7(c))及碳酸鹽膠結物的溶解(圖7(d))現象，可推斷儲層經歷了早期長石溶解和晚期以碳酸鹽膠結物溶解為主的兩期酸性溶解。表2 所示為鹽家地區沙四上亞段流體包裹體測試數據。長石在酸性環境下發生溶解作用的產物之一是SiO2，SiO2在酸性環境下會以石英次生加大的形式沉淀。鹽家地區沙四上亞段流體包裹體數據表明[11]，石英加大邊中鹽水包裹體平均均一溫度為110～118 ℃，油包裹體平均均一溫度為91 ℃，長石表面溶蝕孔洞中油包裹體平均均一溫度為86.7 ℃(表2)。根據豐深1 井埋藏史[19]可知石英加大邊形成時間為距今約36 Ma，充分說明長石溶解和石英次生加大為同期成巖作用且發生的時間較早。

圖7 鹽家地區沙四上亞段主要膠結、交代、溶解作用及溶解充填現象Fig.7 Main kinds of cementation, metasomatism, dissolution and filling role of dissolution of Es4s in Yanjia area

表2 鹽家地區沙四上亞段流體包裹體測試數據Table 2 Test data of fluid inclusions of Es4s in Yanjia area

碳酸鹽重結晶作用需要2 個條件：1) 需要達到一定的溫度和壓力條件[20-24]，Heydari 等[25]認為碳酸鹽重結晶作用在50～75 ℃開始，可持續到4 000 多m；2) 需要有外來堿性高鈣熱液流體參與[20,26-28]。扇根在持續壓實作用下孔隙水在淺層已基本排出，灰泥雜基重結晶作用需要有外來流體的參與才能發生。因此，認為扇根灰泥雜基重結晶作用與碳酸鹽膠結作用屬于同期，也是在有外來堿性流體進入的條件下發生的。鹽家地區沙四上亞段儲層中黃鐵礦膠結物相對比較發育，部分球粒狀黃鐵礦(圖7(e))為早期膠結物，由黃鐵礦交代石英次生加大邊和碳酸鹽膠結物的現象(圖7(f))，可推斷部分黃鐵礦膠結物形成較晚。綜合分析認為，鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層成巖作用演化序列為：壓實作用/早期黃鐵礦膠結→長石溶解/石英加大→石英溶解/碳酸鹽膠結/灰泥雜基重結晶→碳酸鹽溶解/石英加大→晚期黃鐵礦膠結。

第五，碳排放強度持續下降,引導應對氣候變化國際合作。“十三五”期間碳強度下降率被納入國民經濟和社會發展統計公報,成為經濟發展的硬性約束。2017年中國碳強度比2005年下降約46%,為實現“十三五”碳強度約束性目標和落實2030年國家自主貢獻目標奠定了基礎。中國積極實施應對氣候變化國家戰略,發布《國家應對氣候變化規劃(2014—2020年)》《中國落實2030年可持續發展議程國別方案》等,在美國退出《巴黎協定》后堅定表態中國將繼續履行減排承諾,以堅定的減排決心和矚目的減排成效逐步走向全球氣候治理舞臺中央。

油氣充注作為一種特殊的成巖流體對儲層的成巖作用具有重要影響[29-31]：它一方面可提供一定量的有機酸，改變孔隙水化學組成，使地層流體 pH 降低；另一方面會限制流體活動，阻礙離子間的傳遞。可見油氣充注一方面可促進酸溶性礦物的溶解甚至強烈溶解，另一方面會抑制自生礦物的形成以及礦物間的交代和轉化。前人研究表明[32]，鹽家地區沙四上亞段共發生了2 期油氣充注，第1 期油氣充注發生時間早，主要發生在24.6～38.0 Ma，該時期油氣成熟度Ro低(0.5%＜Ro＜1.0%)，以充注油為主，充注量較少；第2期油氣充注主要發生在0～6.0 Ma，，其中館陶組沉積末期至明化鎮組沉積末期(距今2.0 Ma)以充油為主，明化鎮組末期至今充注少量凝析氣。

王艷忠[11]通過埋藏演化史、有機質熱演化、膏鹽層脫水等綜合分析，認為鹽家地區沙四上亞段經歷了酸堿交替的成巖環境演化：沙四上亞段地層具有含膏泥巖與深水油頁巖共生的特征，沉積環境為深水堿性還原環境，原始地層水為堿性；沙四上亞段地層沉積之后至距今42.5 Ma(Es3x 沉積時期)，有機質尚未成熟，流體仍保持弱堿性；距今42.5 Ma(Es3x 沉積時期)至距今32.0 Ma(Ed 沉積初)為有機酸控制下的酸性環境；距今32.0 Ma(Ed 沉積初)至距今24.6 Ma(Ed 沉積末)，有機酸發生脫羧，同時沙四下亞段頂部膏鹽層脫出大量堿性水，使地層水pH 呈堿性；距今24.6 Ma(Ed沉積末)至距今6.0 Ma(Ng 沉積末)，地層經歷抬升及再沉降，在抬升過程中有機質再次生成有機酸，使地層水pH 呈酸性；距今2.0 Ma 左右，Es4s 膏鹽層發生脫水，地層流體呈弱堿性，至現今Es4s 地層流體仍呈弱堿性(pH 7～8.5)。

綜合以上分析，可以確定鹽家地區沙四上亞段儲層成巖作用演化序列以及油氣充注時間，如圖8 所示。

4.2 地質歷史時期物性演化史

以“儲層成巖作用演化序列—儲層孔隙結構”約束下的地質歷史時期儲層物性恢復方法[33]為指導，筆者以巖石鑄體薄片為對象，結合儲層埋藏史及成巖作用演化序列，利用圖像分析技術精確求取不同成巖事件造成的儲層孔隙度變化值，并采用反演回剝法恢復地質歷史時期各主要成巖作用時期儲層的孔隙度；然后，以儲層現今孔隙結構類型及其對應下的鑄體薄片特征為基準，結合成巖作用演化序列及不同成巖事件造成的儲層孔隙度變化值，依次恢復地質歷史時期各主要成巖階段儲層的孔隙結構類型；最后根據現今不同類型儲層孔隙結構特征，確定地質歷史時期特定階段儲層孔隙結構所屬類型，并通過相應的孔隙結構類型儲層的孔-滲函數關系(表1)，計算地質歷史時期儲層滲透率，結果如圖9 所示。

通過地質歷史時期儲層物性的恢復，可以確定鹽22-22 井3 350.25 m 細砂巖儲層在距今約32.0 Ma 成為低滲儲層(K＜50×10-3μm2)，在距今約30.5 Ma 成為特低滲儲層(K＜10×10-3μm2)，在距今約28.0 Ma 成為超低滲儲層(K＜1×10-3μm2)，在距今約26.0 Ma 成為非滲儲層(K＜0.1×10-3μm2)，現今為非滲儲層(圖9)。因此，判斷鹽22-22 井3 350.25 m 細砂巖儲層低滲、特低滲、超低滲以及非滲形成時間均位于第1 期成藏期內。

圖8 鹽家地區沙四上亞段儲層成巖作用序列—成藏史綜合圖Fig.8 Reservoir diagenesis sequence and hydrocarbon accumulation history of Es4s in yanjia area

圖9 鹽22-22 井3 350.25 m 細砂巖地質歷史時期儲層物性演化Fig.9 Reservoir properties evolution history of fine sandstone at depth of 3 350.25 m, Well Yan22-22

5 儲層低滲成因機制及分類評價

針對鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層，采用上述物性恢復方法，對近岸水下扇不同亞相或微相、不同巖性地質歷史時期儲層物性進行恢復，并確定了不同類型儲層(特/超)低滲成因機制與形成時間。

依據沙四上亞段近岸水下扇不同亞相或微相、不同巖性儲層物性演化表明，沙四上亞段近岸水下扇存在5 種不同低滲成因類型的儲層：Ⅰ類低滲儲層為壓實低滲特低滲、灰泥重結晶超低滲型；Ⅱ類低滲儲層為壓實低滲、膠結特低超低滲型；Ⅲ類低滲儲層為壓實低滲、特低滲型；Ⅳ類低滲儲層為溶蝕改善物性，壓實膠結低滲型；Ⅴ類低滲儲層為壓實低滲，壓實膠結特低超低滲型(表2)。根據儲層物性演化史-成藏史的匹配關系、儲層含油性以及試油試采成果等，分析不同低滲成因類型儲層的勘探潛力，并進行儲層分類評價。

圖10 所示為AⅠ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅰ類儲層為壓實低滲特低滲、灰泥重結晶超低滲型(圖10)，主要分布在扇根大套雜基支撐礫巖中，分選差，原始物性差。沉積初期至距今42.5 Ma，早期的快速壓實使物性快速降低，并導致儲層形成一般低滲，距今32.0～42.5 Ma，在有機酸作用下發生微弱溶解，但溶解作用物性的增加遠小于壓實作用物性的減小，因此物性仍持續降低并導致儲層形成特低滲；距今24.6～32.0 Ma，發生灰泥重結晶作用使物性進一步降低導致儲層超低滲；距今24.6 Ma 至現今，壓實作用和灰泥重結晶作用持續增強，后期溶解作用微弱，物性持續降低。由于該類低滲儲層在第1 期油氣成藏前已經形成一般低滲、特低滲，難以形成有效的早期油氣充注，儲層遭受嚴重破壞，現今為非滲儲層，具小孔或微孔-微喉型孔隙結構。鉆井取心為無顯示-熒光含油級別，該類儲層潛力小，為較差儲層，如永920井3 580～3 587 m 雜基支撐中礫巖儲層，采取壓裂措施后仍為干層。

圖11 所示為Ⅱ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅱ類儲層為壓實低滲、膠結特低超低滲型(圖11)，主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂巖，分選中等，原始物性中等。沉積初期至距今42.5 Ma，成巖作用以壓實作用為主，儲層物性變差；距今32.0～42.5 Ma，在有機酸作用下發生溶解，但溶解作用物性的增加量小于壓實作用物性的減小量，因此，物性仍持續降低并導致儲層形成一般低滲；距今24.6～32.0 Ma，在堿性流體作用下發生碳酸鹽膠結作用，并且早期油氣充注過程要略早于碳酸鹽膠結作用。在早期油氣充注的過程中，油氣首先充注構造高部位和物性更好的扇中辮狀水道距泥巖較遠部位，扇中辮狀水道距泥巖較近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂油氣充注量有限，含油飽和度低。前人研究表明，烴類充注對儲層成巖作用的抑制與含油飽和度有密切關系，只有在儲層的孔隙完全或大部分被油氣所占據，造成孔隙水呈不連續的孤立滯留狀態，才可扼制成巖作用的繼續進行，否則只要孔隙水尚能自由的運動，成巖作用就不會停止[34]。因此，扇中辮狀水道距泥巖較近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂油氣充注對后期成巖作用的抑制有限。在堿性環境下，儲層被碳酸鹽致密膠結，從而迅速形成特低滲和超低滲。距今24.6 Ma 至現今，后期酸性流體進入困難，對儲層改造有限，儲層壓實作用持續增強，現今為非滲，具小孔或微孔-微喉型孔隙結構，為較差儲層。如鹽22-22 井3 350～3 357 m 粉細砂巖儲層，試油結果為干層。

表2 鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇不同成因機制低滲透儲層分類Table 2 Genetic mechanism types of low-permeability reservoirs in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

圖10 A Ⅰ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.10 Comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of typeⅠ low permeability reservoirs

圖12 所示為Ⅲ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅲ類儲層為壓實低滲、特低滲型(圖12)，主要分布在扇根顆粒支撐礫巖和扇中辮狀水道中厚層砂礫巖的底部，分選中等，原始物性中等。距今32.0～42.5 Ma，成巖作用以壓實作用為主，物性降低。距今32.0～42.5 Ma，在有機酸作用下發生微弱溶解，但溶解作用物性的增加要小于壓實作用物性的減小，因此物性仍持續降低；距今24.6～32.0 Ma，發生第1 期油氣充注和碳酸鹽膠結作用，由于早期油氣充注時儲層并未形成低滲，因此油氣可部分充注儲層。堿性金屬離子濃度在砂泥界面處最大、向砂體內部逐漸降低，導致砂體邊緣被致密膠結，中厚層砂礫巖的底部碳酸鹽膠結作用并不強，持續的壓實作用使物性降低并導致儲層形成一般低滲。距今24.6 Ma 至現今，壓實作用持續增強，后期溶解作用微弱，物性持續降低，導致儲層特低滲。由于該類儲層第一期油氣充注要早于一般低滲形成時間，早期油氣可充注儲層，后期只遭受一定程度的破壞，現今為特低滲儲層，具中孔細喉或小孔細喉型孔隙結構，為較好儲層。如鹽22-22 井3 505.1～ 3 514.3 m 灰色油斑礫質砂巖儲層，試油結果顯示為低產油層，日產油3.37 t。

圖13 所示為Ⅳ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅳ類儲層為溶蝕改善物性，壓實和膠結作用低滲型(圖13)，主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖遠部位，分選較好，原始物性較好。沉積初期至距今42.5 Ma，成巖作用以壓實作用為主，儲層物性變差；距今32.0～42.5 Ma，在有機酸作用下發生溶解，使儲層物性顯著增加；距今24.6～32.0 Ma，發生早期油氣充注，油氣優先充注這些物性較好的儲層且充注油氣充注量相對較大，含油飽和度高。在后期的堿性環境下，油氣充注有效抑制了碳酸鹽膠結作用，使儲層得以良好的保護，儲層物性降低較少。距今2.0～24.6 Ma，發生第2 期酸性溶解作用，但溶解作用物性的增加量要小于壓實作用物性的減小量，在此期間儲層形成一般低滲；距今2.0 Ma 至現今，形成少量晚期黃鐵礦膠結，現今為一般低滲儲層，具中孔中喉或中孔細喉型孔隙結構，為好儲層。如鹽22 井3 235.5～3 246.0 m 油浸含礫砂巖儲層，試油結果為油層，日產油9.29 t。

圖12 Ⅰ-C Ⅲ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.12 Ⅰ-C Comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of type Ⅲ low permeability reservoirs

圖13 Ⅰ-D Ⅳ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.13 Ⅰ-D comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of type Ⅳ low permeability reservoirs

圖14 Ⅰ-E Ⅴ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.14 Ⅰ-E comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of type Ⅴ low permeability reservoirs

圖14 所示為Ⅴ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅴ類儲層為壓實低滲，壓實膠結特低超低滲型(圖14)，主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖較遠部位。分選中等，原始物中等。沉積初期至距今42.5 Ma，主要發生早期的壓實作用，使儲層物性變差；距今32.0～42.5 Ma，在有機酸作用下發生溶解，但溶解作用物性的增加量要小于壓實作用物性的減小量，因此，物性仍持續降低并導致儲層形成一般低滲；距今24.6～32.0 Ma，在堿性流體作用下發生碳酸鹽膠結作用，但膠結作用強度有限，壓實和碳酸鹽膠結共同作用導致儲層形成特低滲；距今24.6～現今，第2 期酸性溶解對儲層的改善有限，主要以壓實作用為主，物性仍持續降低并導致儲層超低滲。由于該類儲層在早期油氣充注前已形成一般低滲儲層，難以形成有效的油氣充注，儲層在后期成巖演化過程中遭受較大程度的破壞，現今為超低滲儲層，具小孔細喉或小孔微喉型孔隙結構，為中等儲層。如鹽222 井4 070～4 075 m 砂礫巖儲層，試油結果為油水同層，日產油0.5 t，日產水1.2 t。

6 結論

1) 東營凹陷鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層埋藏較深，整體上物性較差，儲層低滲特征明顯。儲層成巖作用具有強烈壓實、多期溶解、多期膠結以及灰泥組分重結晶特征。

2) 鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層經歷了多期酸堿交替的流體演化，其成巖演化序列為：開始沉積至距今42.5 Ma，地層流體呈弱堿性，成巖作用主要為早期壓實作用，形成早期球粒狀黃鐵礦膠結物；距今32.0～42.5 Ma，地層流體呈酸性，發生長石溶解、石英加大；距今24.6～32.0 Ma，地層流體呈堿性，發生碳酸鹽膠結、灰泥雜基重結晶和石英溶解，期間發生第1 期油氣充注；距今2.0～24.6 Ma，地層流體呈酸性，發生第2 期酸性溶解、石英加大，其中距今6 Ma 發生第2 期油氣充注；距今2 Ma 至現今，地層流體呈弱堿性，發育晚期少量黃鐵礦膠結。

3) 鹽家地區沙四上亞段近岸水下扇存在5 種不同成因機制的低滲儲層：Ⅰ類儲層為壓實低滲特低滲、灰泥重結晶超低滲型；Ⅱ類儲層為壓實低滲、膠結特低超低滲型；Ⅲ類儲層為壓實低滲特低滲型；Ⅳ類儲層為溶蝕改善物性，壓實膠結低滲型；Ⅴ類儲層為壓實低滲，壓實膠結特低超低滲型。根據致密史-成藏史關系以及試油結果分析可知，Ⅳ類儲層為高滲成藏-現今低滲型，勘探潛力最好，為好儲層；Ⅲ類儲層為中滲成藏-現今特低滲型，勘探潛力中等，為較好儲層；Ⅴ類儲層為低滲成藏-現今超低滲，勘探潛力較差，為中等儲層；Ⅰ類和Ⅱ類儲層分別為特低滲成藏-現今非滲型和中滲成藏-現今非滲型，勘探潛力小，為較差儲層。

[1] 楊曉萍, 趙文智, 鄒才能, 等.低滲透儲層成因機理及優質儲層形成與分布[J].石油學報, 2007, 28(4): 57-61.YANG Xiaoping, ZHAO Wenzhi, ZOU Caineng, et al. Origin of low-permeability reservoir and distribution of favorable reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(4): 57-61.

[2] 高靜樂, 宋廣壽, 高輝, 等. 西峰油田莊40 區塊長6 儲層特低滲透成因與主控因素[J]. 沉積學報, 2008, 26(4): 640-646.GAO Jingle, SONG Guangshou, GAO Hui, et al. Origin of extra low-permeability and controlling factors of Chang 6 Reservoir in Zhuang 40 Area of Xifeng Oil Field[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2008, 26(4): 640-646.

[3] 張哨楠, 丁曉琪. 鄂爾多斯盆地南部延長組致密砂巖儲層特征及其成因[J]. 成都理工大學學報(自然科學版), 2010, 37(4):386-390.ZHANG Shaonan, DING Xiaoqi. Characters and causes of tight sandstones of Yanchang Formation in southern Ordos Basin,China[J]. Journal Of Chengdu University Of Technology(Science & Technology Edition), 2010, 37(4): 386-390.

[4] 董臣強, 洪太元, 王軍. 準噶爾盆地腹部地區中生界低孔滲儲層成因分析[J]. 油氣地球物理, 2007, 5(3): 58-61.DONG Chenqiang, HONG Taiyuan, WANG Jun. Analysis on the genetic of low porosity and permeability of Mesozoic in the hinterland of Jugar Basin[J]. Petroleum Geophysics, 2007, 5(3):58-61.

[5] 高劍波, 龐雄奇, 王志欣, 等. 鄂爾多斯盆地姬塬地區延長組碎屑巖儲層低滲特征及含油性主控因素[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2007, 31(1): 5-10.GAO Jianbo, PANG Xiongqi, WANG Zhixin, et al.Characteristics and master control factors of petroliferous properties of low permeability clastic reservoirs of Yan-chang formation in the upper Triassic of Jiyuan area in Ordos Basin[J].Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition), 2007, 31(1): 5-10.

[6] 南珺祥, 解麗琴, 劉綏保, 等. 鄂爾多斯蘇里格氣田二疊系低孔低滲儲層成因[J]. 西北大學學報(自然科學版), 2005, 35(2):207-211.NAN Junxiang, XIE Liqin, LIU Suibao, et al. The contributing factors of lower porosity and permeability resevoir in perm ian in SuligeGas-field, Ordos Basin[J]. Journal of Northwest University (Natural Science Edition), 2005, 35(2): 207-211.

[7] 王鍵, 賈愛林, 魏鐵軍, 等. 長嶺氣田登婁庫組低滲砂巖儲層控制因素分析[J]. 天然氣地球科學, 2011, 22(5): 828-830.WANG Jian, JIA Ailin, WEI Tiejun, et al. Controlling factors of low permeability sandstone reservoirs in Denglouku formation of Changling gas field[J]. Natural Gas Geoscience, 2011, 22(5):828-830.

[8] 操應長, 遠光輝, 王艷忠, 等. 準噶爾盆地北三臺地區清水河組低滲透儲層成因機制[J]. 石油學報, 2012, 33(5): 758-770.CAO Yingchang, YUAN Guanghui, WANG Yanzhong, et al.Genetic mechanisims of low permeability reservoirs of Qingshuihe Formation in Beisantai area, Junggar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(5): 758-770.

[9] 萬念明, 王艷忠, 操應長, 等. 東營凹陷民豐洼陷北帶沙四段深層超壓封存箱與油氣成藏[J]. 沉積學報, 2010, 28(2):395-400.WAN Nianming, WANG Yanzhong, CAO Yingchang, et al.Overpressured fluid compartment and hydrocarbon accumulation of deep layer of Es4 in the north zone of Minfeng Sag, Dongying Depression[J]. Acta Sedimenologica Sinica, 2010, 28(2):395-400.

[10] 隋風貴. 斷陷湖盆陡坡帶砂礫巖扇體成藏動力學特征[J]. 石油與天然氣地質, 2003, 24(4): 335-340.SUI Fenggui. Characteristics of reservoiring dynamic on the sand-conglomerate fan bodies in the steep-slope belt of continental fault basin: A case study on Dongying Depression[J].Oil & Gas Geology, 2003, 24(4): 335-340.

[11] 王艷忠. 東營凹陷北帶古近系次生孔隙發育帶成因機制及演化模式[D]. 青島: 中國石油大學(華東)地球科學與技術學院學院, 2010: 51-87.WANG Yanzhong. Genetic mechanism and evolution model of secondary pore development zone of Paleogene in the North Zone in Dongying Depression[D]. Qingdao: China University of Petroleum. Department of Geosciences, 2010: 51-87.

[12] 張永剛, 許衛平, 王國力, 等. 中國東部陸相斷陷盆地油氣成藏組合體[M]. 北京: 石油工業出版社, 2006: 127-131.ZHANG Yonggang, XU Weiping, WANG Guoli, et al. Oil and gas accumulation assembly of continental fault basin in east China[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2006: 127-131.

[13] 孔凡仙. 東營凹陷北帶砂礫巖扇體勘探技術與實踐[J]. 石油學報, 2000, 21(5): 27-31.KONG Fanxian. Exploration technique and practice of sandy-conglomeratic fans in the northern part of Dongying depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2000, 21(5): 27-31.

[14] 宋明水, 李存磊, 張金亮. 東營凹陷鹽家地區砂礫巖體沉積期次精細劃分與對比[J]. 石油學報, 2012, 33(5): 781-782.SONG Mingshui, LI Cunlei, ZHANG Jinliang. Fine division and correlation of conglomerate sedimentary cycles in Yanjia area of Dongying depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(5):781-782.

[15] 鐘大康, 朱筱敏, 張琴. 不同埋深條件下砂泥巖互層中砂巖儲層物性變化規律[J]. 地質學報, 2004, 78(6): 863-871.ZHONG Dakang, ZHU Xiaomin, ZHANG Qin. Variation characteristics of sandstone reservoirs when sandstone and mudstone are interbedded at different buried depths[J]. Acta Geologica Sinica, 2004, 78(6): 863-871.

[16] 李丕龍, 龐雄奇. 陸相斷陷盆地隱蔽油氣藏形成: 以濟陽坳陷為例[M]. 北京: 石油工業出版社, 2004, 254-293.LI Pilong, PANG Xiongqi. Formation of subtle reservoirs in continental fault basin: Based on the Jiyang Depression[M].Beijing: Petroleum Industry Press, 2004: 254-293.

[17] 漆濱汶, 林春明, 邱桂強, 等. 東營凹陷古近系沙河街組砂巖透鏡體鈣質結殼形成機理及其對油氣成藏的影響[J]. 古地理學報, 2006, 8(4): 522-529.QI Binwen, LIN Chunming, QIU Guiqiang, et al. Formation mechanism of calcareous incrustation in lenticular sandbody of the Shahejie Formation of Paleogene and its influence on hydrocarbon accumulation in Dongying Sag[J]. Journal of Palaeogeography, 2006, 8(4): 522-529.

[18] 張永旺, 曾濺輝, 高霞, 等. 東營凹陷古近系儲層碳酸鹽膠結物分布特征及主控因素[J]. 吉林大學學報(地球科學版), 2009,39(1): 17-22.ZHANG Yongwang, ZENG Jianhui, GAO Xia, et al.Distribution characteristics and main controlling factors of carbonate cements in the Paleogene Reservoirs in Dongying Depression[J]. Journal of Jilin University(Earth Science Edition),2009, 39(1): 17-22.

[19] 宋國奇, 金強, 王力, 等. 東營凹陷深層沙河街組天然氣生成動力學研究[J]. 石油學報, 2009, 30(5): 672-677.SONG Guoqi, JIN Qiang, WANG Li, et al. Study on kinetics for generating natural gas of Shahejie Formation in deep-buried sags of Dongying Depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(5):672-677.

[20] Hartig K A. Dolomite in permian paleosols of the Bravo Dome CO2Field, USA: Permian reflux followed by late recrystallization at elevated temperature[J]. Journal of Sedimentary Research, 2011, 81: 248-265.

[21] 鄧長瑜, 張秀蓮, 陳建文, 等. 黔東南地區寒武系碳酸鹽巖成巖作用分析[J]. 沉積學報, 2004, 22(4): 588-596.DENG Changyu, ZHANG Xiulian, CHEN Jianwen, et al. The analysis of sequence stratigraphy and diagenesis for the carbonates of Cambrian in the southeast of Guizhou Province[J].Acta Sedimentologica Sinica, 2004, 22(4): 588-596.

[22] Qilong F U. Early dolomitization and recrystallization of carbonate in an evaporitebasin: the Middle Devonian Ratner laminite in southern Saskatchewan, Canada[J]. Journal of the Geological Society, 2006, 163: 937-948.

[23] 郭成賢, 王正允, 王方平. 深水碳酸鹽巖成巖作用的穩定同位素特征[J]. 石油與天然氣地質, 1999, 20(2): 144-147.GUO Chengxian, WANG Zhengyun, WANG Fangping. Stable isotopic characteristics of diagenesis in deep-water carbonate rocks[J]. Oil & Gas Geology, 1999, 20(2): 144-147.

[24] 李秀華, 夏文杰. 砂巖中的雜基類型與鑒別標志[J]. 礦物巖石, 1986, 6(3): 32-40.LI Xiuhua, XIA Wenjie. The types of matrix in sandstones and their recognitionalcriteria[J]. Minerals and Rocks, 1986, 6(3):32-40.

[25] Heydari E, Wade W J. Massive recrystallization of low-Mg calcite at high temperatures in hydrocarbon source rocks:Implications for organic acids as factors in diagenesis[J]. AAPG Bulletin, 2002, 86(7): 1285-1303.

[26] 康玉柱. 塔里木盆地古生代海相碳酸鹽巖儲集巖特征[J]. 石油實驗地質, 2007, 29(3): 217-223.KANG Yuzhu. Reservoir rock characteristics of Paleozoic marine facies carbonate rock in the Tarimbasin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2007, 29(3): 217-223.

[27] 朱東亞, 金之鈞, 胡文瑄, 等. 塔里木盆地深部流體對碳酸鹽巖儲層影響[J]. 地質論評, 2008, 54(3): 348-357.ZHU Dongya, JIN Zhijun, HU Wenxuan, et al. Effects of deep fluid on carbonates reservoir in Tarim Basin[J]. Geological Review, 2008, 54(3): 348-357.

[28] 劉樹根, 馬永生, 王國芝, 等. 四川盆地震旦系-下古生界優質儲層形成與保存機理[J]. 油氣地質與采收率, 2008, 15(1):1-6.LIU Shugen, MA Yongsheng, WANG Guozhi, et al. Formation and conservation mechanism of the high-quality reservoirs in Sinian-lower Palaeozoic in Sichuan Basin[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2008, 15(1): 1-6.

[29] 蔡進功, 張枝煥, 朱筱敏, 等. 東營凹陷烴類充注與儲集層化學成巖作用[J]. 石油勘探與開發, 2003, 30(3): 79-83.CAI Jingong, ZHANG Zhihuan, ZHU Xiaomin, et al.Hydrocarbon filling and chemical diagenesis evolution of the clastic reservoir of the Paleogene in Dongying sag[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003, 30(3): 79-83.

[30] 張枝煥, 胡文瑄, 曾濺輝, 等. 東營凹陷下第三系流體—巖石相互作用研究[J]. 沉積學報, 2000, 18(4): 560-565.ZHANG Zhihuan, HU Wenxuan, ZENG Jianhui, et al. Study of fluid-rock interactions in Eogene formation in Dongying depression, Bohai Gulf Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica,2000, 18(4): 560-565.

[31] 李艷霞, 劉洪軍, 袁東山, 等. 石油充注對儲層成巖礦物演化的影響[J]. 石油與天然氣地質, 2003, 24(3): 274-280.LI Yanxia, LIU Hongjun, YUAN Dongshan, et al. Effect of oil charging on reservoirs diagenetic mineral evolution[J]. Oil ＆Gas Geology, 2003, 24(3): 274-280.

[32] 宋國奇, 蔣有錄, 劉華, 等. 東營凹陷利津-民豐地區中深層裂解氣成藏史[J]. 天然氣工業, 2009, 29(4): 14-17.SONG Guoqi, JIANG Youlu, LIU Hua, et al. Pooling history of cracked gas in middle-deep reservoirs in Lijin-Minfeng areas of the Dongying sag[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(4): 14-17.

[33] 操應長. 東營凹陷沙河街組碎屑巖儲層縱向演化及其量化表征研究[R]. 東營: 勝利油田分公司地質科學研究院, 2010:182-190.CAO Yingchang. Vertical evolution and quantitative characterization of clastic reservoirs in Shahejie Formation.Dongying sag[R]. Dongying: Geological Science Research Institute of Shengli Oilfield, Sinopec, 2010: 182-190.

[34] 吳富強, 寧興賢. 影響渤南洼陷深部儲層次生孔隙形成的因素及其作用[J]. 沉積與特提斯地質, 2004, 24(2): 76-82.WU Fuqiang, NING Xingxian. The controlling factors and processes for the formation of the secondary porosity of the deep-seated reservoir rocks in the Bonan depression,Shandong[J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology, 2001,24(2): 76-82.