渤中凹陷西次洼東營組儲層成巖作用與成巖相研究

2014-09-10 02:40:26代黎明楊波王清斌馮沖劉曉健

長江大學學報(自科版) 2014年10期

代黎明，楊波，王清斌，馮沖，劉曉健

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

渤海中深部儲層是輕質油、天然氣勘探極具潛力的領域，但由于埋藏深、鉆井少、地質情況復雜，一直以來是儲層研究的薄弱環(huán)節(jié)。雖然有學者提出了源-匯耦合富砂機理和相關控砂模式，大大改善了鉆前儲層預測的效果[1]，但對深層油氣勘探來說，隨著埋深的增加，碎屑巖儲層的成巖強度增強，孔隙度和滲透率逐步降低，如何在普遍低孔低滲背景下尋找優(yōu)質儲層就成為目前儲層地質學研究中的難點。為此，筆者從成巖作用研究的角度分析渤中西次洼東營組優(yōu)質儲層形成的基礎，以便為渤海海域相關地區(qū)的深層油氣勘探提供科學依據(jù)。

1 區(qū)域地質概況

渤中凹陷是渤海海域內最大的凹陷，也是新生界沉積最厚的凹陷。渤中西次洼位于渤中凹陷的西北部，為一個次級單元，夾持在沙壘田凸起和石臼坨凸起之間，緊鄰渤中凹陷主洼。目前渤中西次洼整體勘探程度較低，隨著渤中2-1、渤中8-4等構造相繼獲得突破，東營組成為該研究區(qū)主要勘探層系。渤海海域的東營組劃分為3段，分別為東一段、東二段和東三段，目前油層主要集中在東二段和東三段[2]。沉積相研究結果表明，東三段沉積時期沿陡坡帶發(fā)育大量近源扇三角洲。東二段沉積早期，以發(fā)育來自西部沙壘田凸起的辮狀河三角洲為主；中期辮狀河三角洲退縮，規(guī)模較小；晚期物源供給充沛，辮狀河三角洲朵體擴大。渤中西次洼東營組的埋深普遍大于3000m，烴源巖條件好，油源充足，但由于埋深較大，儲層物性較差。

2 儲層巖石學與成巖作用特征

2.1 巖石學特征

1)東三段巖石類型以巖屑質長石砂巖為主，長石含量32%～50%，巖屑含量10%～43%，巖屑成分主要為火山巖，填隙物含量10%～19%，主要為菱鐵礦、白云石。

2)東二段巖石類型主要為巖屑質長石砂巖和長石砂巖，巖性主要為中-細砂巖，分選中等，次棱-次圓狀。石英含量22%～65%，平均38.6%；長石含量29%～51%，平均41.9%；巖屑含量3%～46%，平均19.5%。巖屑成分以火山巖為主，主要為酸性噴出巖巖塊、花崗巖巖塊及少量變質巖巖塊石英巖，填隙物主要為碳酸鹽和泥質。

3)東一段巖石類型為長石質巖屑砂巖和巖屑質長石砂巖，石英含量12%～44%，平均31%；長石含量21%～46%，平均37.8%；巖屑含量12%～67%，平均31.2%。從巖石學特征來看，渤中西次洼東營組砂巖成分成熟度和結構成熟度均較低。

2.2 成巖作用特征

綜合薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、X-射線衍射分析資料，渤中西次洼東營組砂巖儲層成巖作用分為破壞性成巖作用與建設性成巖作用，破壞性成巖作用包括機械壓實作用、膠結作用和自生黏土礦物充填等，建設性成巖作用主要包括溶蝕作用。

1)機械壓實作用機械壓實作用貫穿于埋藏成巖階段的整個過程,是引起砂巖孔隙度降低的最主要原因之一[3]，其特點如下: ①塑性顆粒(云母、泥巖、淺變質巖、火山巖巖屑) 的塑性變形、扭曲及假雜基化(圖1(a))；②剛性顆粒(石英、長石等) 表面的脆性微裂紋及位移和重新排列；③壓實定向組構，即長石、云母常沿長軸方向定向排列；④碎屑顆粒的緊密填集[4]。

2)膠結作用膠結作用主要表現(xiàn)為碳酸鹽巖膠結作用，包括鐵方解石、方解石和鐵白云石、白云石的膠結作用((見圖1(b)和圖1(c))。此外，還有石英的次生加大作用和自生黏土礦物的充填。但早期的碳酸鹽膠結作用在堵塞粒間孔隙的同時，也強烈抑制機械壓實作用的進行，為以后溶蝕形成次生孔隙打下重要基礎[5]。

3)黏土礦物充填自生黏土礦物是在沉積-成巖階段以化學沉積方式形成的。黏土礦物的數(shù)量、類型和分布對碎屑巖的儲集物性產生明顯影響。渤中西次洼東營組儲層自生黏土以自生高嶺石為主，填充于粒間孔隙中，晶體呈六方板狀，集合體呈書頁狀。

4)溶蝕作用溶蝕作用主要包括長石顆粒的溶解和碳酸鹽巖膠結物的溶解，是形成次生孔隙的最主要因素。渤中西次洼東營組儲層中長石含量普遍較高，長石顆粒溶蝕現(xiàn)象普遍(見圖1(d))，常見高嶺石化。與長石一樣，碳酸鹽巖膠結物在酸性水介質下會發(fā)生溶解。渤中西次洼東營組儲層發(fā)育大量的碳酸鹽巖膠結，碳酸鹽巖膠結物顆粒溶蝕現(xiàn)象普遍，且碳酸鹽巖膠結溶蝕孔與高嶺石共生，說明長石與碳酸鹽巖膠結物可同時發(fā)生溶解形成次生孔隙。對于深層儲層而言，溶蝕作用是改善深部儲層品質的關鍵因素[6]。

圖1 渤中西次洼東營組典型成巖作用特征圖

3 成巖階段劃分與成巖相

3.1 成巖階段劃分

根據(jù)成巖作用特征綜合分析，將渤中凹陷西次洼儲層的成巖序列可歸納如下：壓實作用-石英次生加大-長石、巖屑溶蝕-碳酸鹽膠結-次生孔隙形成-長石加大-自生高嶺石。結合鏡質體反射率、X-射線衍射資料，并參考中海油總公司碎屑巖成巖階段劃分標準(Q/HS 1027-2007)，認為渤中西次洼東營組普遍處于中成巖A期，少量井的東一段和東二上亞段處于早成巖B期，洼陷中央有部分井的東三段進入了中成巖B期。此外，同一成巖階段的深度從洼陷邊緣向洼陷中心位置逐漸變深，表明埋深對成巖階段具有明顯的控制作用。

3.2 成巖相類型

根據(jù)儲層的巖石類型、結構特征、成巖作用類型、成巖階段劃分及孔隙演化特征[8]，將渤中西次洼東營組儲層劃分為以下4種成巖相類型，即壓實相、膠結相、雜基充填相和溶蝕相。

1)壓實相壓實相主要發(fā)育于粉砂巖及富中基性噴出巖巖屑的巖屑砂巖或長石砂巖中，隨深度加深而變強，以強壓實、弱溶解為特征，并常見壓實壓溶縫合線，其受較強熱埋藏或構造壓實而成為非有效或差儲集層，在渤中西次洼東營組東三段靠近次洼中心部位較為發(fā)育。

2)膠結相膠結相受較強熱埋藏膠結作用而成為非有效或差儲集層，根據(jù)膠結物成分、膠結類型分為碳酸鹽巖膠結、硅質膠結、泥質膠結等。渤中西次洼東營組儲層以各類碳酸鹽巖膠結較為典型，碳酸鹽含量與孔隙度呈明顯的負相關關系，碳酸鹽含量低于15%時，砂巖孔隙度多保持在20%以上，超過15%以后，物性迅速變差，孔隙度大多只有百分之十幾。而碳酸鹽含量又與水介質條件密切相關，渤中西次洼東三段到東二上亞段碳酸鹽膠結物含量整體上呈遞減趨勢，同時這一趨勢與湖泊由淡水-半咸水向淡水演變的規(guī)律相符合，說明碳酸鹽膠結物含量與水體環(huán)境有一定相關性。

3)雜基充填相雜基充填相指充填大量原雜基或部分成巖雜基而成為較差儲集層或非有效儲集層，該類成巖相往往分布在靠近凸起的陡坡帶附近的扇三角洲中，由于近源快速堆積，雜基含量高，各種陸源黏土礦物容易充填粒間孔隙。

4)溶蝕相溶蝕相以埋藏成巖過程中結晶方解石膠結為特征，并富含長石及不穩(wěn)定組分，同時尚存一定數(shù)量的原生粒間孔隙，從而為油氣形成過程中產生的有機酸提供了通道。方解石及不穩(wěn)定碎屑溶蝕、溶解而形成次生溶蝕孔隙，使該類巖石相的孔隙度得以較大恢復，砂巖孔隙度一般大于20%，滲透率大于100mD。因此，發(fā)育該類成巖相的(長石)巖屑砂巖、長石砂巖及大部分的(巖屑長石)石英砂巖為最佳儲集體。

4 優(yōu)質儲層帶預測

渤中西次洼東營組儲層品質主要受成巖階段和成巖相控制。在鉆井相對稀少的條件下，以井為約束勾勒出埋深所控制的成巖階段和與之對應的成巖相，通過成巖相分布預測，結合沉積相平面展布規(guī)律，即可預測其優(yōu)質儲層的平面分布狀況(見圖2)。結果表明，渤中西次洼東營組儲層東三段處于強壓實強膠結低滲儲層帶的比例較高，可重點關注埋藏較淺的邊緣帶(見圖2(a))，而東二段大部分儲層處在中等溶蝕中等膠結儲層分化帶內(見圖2(b))，其整體勘探風險較低。