饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段儲層成巖作用分析

姜 超，鄧愛居，李鳳群，張新見，李運娥

(1.中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015； 2.中國石油華北油田分公司第三采油廠，河北河間 062450； 3.中國石化勝利油田分公司西部新區研究院，山東東營 257000)

饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段儲層成巖作用分析

姜 超1，鄧愛居2，李鳳群2，張新見3，李運娥2

(1.中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015； 2.中國石油華北油田分公司第三采油廠，河北河間 062450； 3.中國石化勝利油田分公司西部新區研究院，山東東營 257000)

為明確饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段有效儲層的成因和分布規律，通過巖心觀察、鏡下薄片鑒定分析儲層的巖石學特征、儲集空間類型和成巖作用類型；結合物性測試和鏡質體反射率測試等資料，研究該區儲層的成巖階段和成巖演化過程及其對物性的影響.結果表明：長石砂巖和巖屑長石砂巖是研究區主要的砂巖類型，結構和成分成熟度為中等；儲集空間主要為次生溶蝕孔隙，此外發育少量原生孔隙和裂縫；儲層埋藏深度大，整體以中—低孔、中—低滲儲層為主；儲層成巖階段主要處于早成巖B期—中成巖A期，受烴源巖成熟過程的影響，垂向上次生孔隙主要發育深度為2 400～2 800 m.該研究對武強地區的油氣勘探和開發具有指導意義.

饒陽凹陷；武強油田；沙二段；沙三段；成巖作用

0 引言

饒陽凹陷武強地區的油氣開采已有20多年歷史，經過多年的滾動勘探開發，有效評價儲層質量已經成為制約該地區挖掘勘探潛力的重要地質問題.目前，最常用的儲層質量評價方法有2種：一是基于巖石薄片的評價方法；二是借助儲層質量模擬軟件，實現孔隙度和滲透率分布的預測[1].其中前者是目前最普遍的儲層質量評價方法，通過薄片觀察和分析，明確有利儲層的巖石類型和儲集空間類型；結合埋藏史和油氣充注史分析儲層成巖模式和孔隙演化[2]、成巖儲集相[3]類型，可以為區域油氣勘探提供借鑒和指導.

在儲層成巖和孔隙特征方面，人們多將饒陽凹陷作為一個整體研究，未將武強地區作為一個獨立單元進行分析.徐志強等[4]根據饒陽凹陷古近系儲層孔隙演化特征，結合黏土礦物演化及烴源巖演化特征，將成巖作用劃分為3個時期、5個階段；張以明等[5]分析饒陽凹陷沙三段砂巖次生孔隙的成因，認為長石的次生溶孔是該區最主要的儲集空間類型；許麗麗等[6]研究饒陽凹陷古近系碎屑巖儲層的成巖作用，將中深部儲層劃分為四類成巖相組合，并預測不同成巖相在平面上的分布.然而，對于同一砂體，在同一凹陷的不同地區埋藏深度不同，所經歷的成巖作用也有差別[7].筆者主要研究武強地區的主力含油層系沙二段和沙三段，分析研究區的儲層巖性特征、儲集空間類型和物性特征、成巖作用及成巖演化，以明確有效儲層的成因和孔隙演化過程，為武強地區的油氣勘探和開發提供借鑒.

1 地質概況

饒陽凹陷位于冀中坳陷中部，是一個受復雜斷裂控制、東斷西坡的箕狀凹陷[8]，勘探面積約為6 300 km2.武強地區地處饒陽凹陷的東部、楊武寨構造帶北段，臨近楊武寨東洼槽和虎北洼槽，具有優越的油源和良好的區域構造背景，是饒陽凹陷的主要油氣富集區帶之一(見圖1).武強地區的地層特征與饒陽凹陷一致，沙河街組地層自下向上依次發育沙四段、沙三段、沙二段和沙一段，其中沙三段和沙二段主要發育辮狀河三角洲沉積體系[9].目前該地區已發現強26、強101、強37和強49-4井等沙二、沙三段油層和強37、強49井等館陶組油藏，本次研究的主要層段為沙二段和沙三段.

圖1 饒陽凹陷構造單元劃分(據文獻[10]，有改動)Fig.1 Structural division of the Raoyang sag(modified from reference[10])

2 儲層特征

2.1 巖石學

武強地區沙河街組沙二、沙三段主要發育辮狀河三角洲沉積體系，垂向上發育多套粒度由粗變細的正旋回.鏡下薄片鑒定表明，長石砂巖和巖屑長石砂巖是研究區主要的砂巖類型，其中石英體積分數在45%～65%之間，長石體積分數在25%～45%之間，巖屑體積分數在5%～30%之間(見圖2).砂巖碎屑顆粒粒度以細粒為主，見少量粉砂和中粗砂，分選中等—好，磨圓以次棱角狀為主，以孔隙式膠結為主.整體上，砂巖的成分成熟度和結構成熟度為中等.

2.2 儲集空間類型

饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段儲層主要的儲集空間類型為次生孔隙，原生孔隙保存較少，此外還發育少量裂縫.次生孔隙主要包括粒間溶孔和粒內溶孔，是由顆粒和膠結物部分或全部溶蝕形成的.在研究區主要表現為早期方解石膠結物的溶蝕、長石和巖屑等顆粒的溶蝕等.研究區儲層埋藏深度大于2 500 m，所遭受的壓實作用較強，原生孔隙保存較少.裂縫主要包括2類：一是巖石受構造應力作用形成的構造裂縫；二是礦物在成巖過程中脫水形成的收縮裂縫，其中前者對儲層物性的改善意義較大，后者常見于粉砂巖和泥質粉砂巖中.

圖2 沙二、沙三段儲層巖石類型三角圖Fig.2 Triangular diagram of the reservoir in E s2 and E s3

2.3 儲層物性

統計武強地區沙二、沙三段共239個實驗樣品的物性表明，研究區儲層孔隙度φ一般在10%～25%之間，占樣品總數的82.4%；滲透率K一般小于200×10-3μm2，主要集中在(10～100)×10-3μm2之間，占樣品總數的38.0%；分析孔隙度—滲透率交會圖(見圖3)表明，沙二、沙三段儲層孔隙度和滲透率之間具有良好的相關性，相關因數為0.745.整體上，研究區以中—低孔、中—低滲儲層為主.

圖3 沙二、沙三段孔隙度和滲透率交會圖Fig.3 Relation map of porosity and permeability in E s2 and E s3

3 成巖演化及次生孔隙成因

3.1 成巖演化過程

儲層的成巖演化除了控制儲層的物性[11]，還控制砂巖的輸導能力，并直接影響油氣的運移方式[12]，因此需要分析儲層的成巖演化過程.根據鏡質體反射率特征，結合鏡下巖石結構和黏土礦物縱向變化特征，認為武強地區沙二、沙三段儲層成巖階段主要處于早成巖B期—中成巖A期.在成巖作用的不同階段，儲層經歷的主要成巖事件和孔隙演化具有不同的特征(見圖4).

圖4 饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段儲層成巖演化模式Fig.4 Diagenetic evolution model of the reservoirs in E s2 and E s3 in Raoyang sag

(1)從沉積物弱固結開始，到埋深1 500 m，沙二、三段儲層成巖階段主要處于早成巖A期.這一階段主要為弱堿性成巖環境，方解石膠結物多呈它形充填于原生孔隙，也可呈嵌晶式膠結(見圖5(a)).壓實作用使得松散的沉積物開始緊密堆積，碎屑顆粒呈點接觸，原生孔隙大量減少.該階段壓實作用是導致砂巖內原生孔隙大幅減少的主要原因，極大地影響砂體的儲集物性[13].

圖5 沙二、沙三段儲層成巖階段特征Fig.5 Diagenetic characteristics of the reservoirs in E s2 and E s3

(2)當埋深處于1 500～2 400 m時，沙二、沙三段儲層成巖階段處于早成巖B期，有機質處于半成熟階段，產生少量酸性流體，成巖環境由弱堿性向弱酸性轉變.壓實作用仍然較強，顆粒以點—線接觸為主，早期碳酸鹽巖膠結物局部溶蝕，長石和巖屑部分溶蝕，黏土礦物由蒙皂石向伊蒙混層轉化，自生高嶺石大量生成，并可見少量石英次生加大.該時期孔隙類型既有殘余原生孔隙，又有部分次生溶蝕孔隙.

(3)當埋深大于2 400 m時，沙二、三段儲層成巖階段進入中成巖A期，有機質大量成熟，產生大量的酸性流體，成巖環境為強酸性.該時期機械壓實進一步增強，顆粒多呈線—凹凸接觸，石英次生加大為二級.在強酸性成巖環境下，不穩定的碎屑顆粒和膠結物發生溶蝕，其中膠結物的溶蝕主要表現為方解石膠結物發生溶蝕，形成沿顆粒邊緣的貼粒縫或擴大的粒間溶孔；碎屑顆粒的溶蝕主要表現為長石顆粒的溶蝕，長石顆粒的溶蝕沿其邊緣、節理縫、裂縫進行[14]，常見的現象有絹云母化(見圖5(b))、粒內溶孔、港灣狀顆粒邊緣、鑄模孔等(見圖5(c)).溶解作用產生大量的次生孔隙，使一些低孔、低滲儲層的物性得到明顯改善[15]，研究區沙二、沙三段儲層垂向上高孔、高滲樣品主要出現在埋深2 400～2 800 m之間(見圖6).

(4)隨著埋深增加，當埋深大于2 800 m時，壓實作用進一步增強，顆粒接觸更加緊密，局部剛性顆粒發生破裂，硅質、鐵白云石等膠結物開始大量出現(見圖5(d)-(f))，如在強50井3 132.70 m處石英顆粒普遍加大，使顆粒呈鑲嵌狀.該時期儲層孔隙類型以殘余次生孔隙為主，發育少量裂縫，儲層孔隙度和滲透率包絡線具有明顯向低值區延伸的特征.

3.2 次生孔隙控制因素

3.2.1 物質條件

可溶解物質和酸性流體是次生孔隙形成的必要條件.武強地區沙二、沙三段儲層次生孔隙的形成主要與長石和早期方解石膠結物的溶蝕有關.鏡下薄片分析表明，研究區儲層中長石體積分數在25%～45%之間，方解石膠結物體積分數在0%～45%之間，因此充足的可溶解物質為后期的溶蝕提供基本條件.酸性流體主要為有機質演化產生的有機酸.此外，在約為100℃的溫度條件下，有機質分解產生的CO2形成碳酸并降低流體的p H值，也可導致碳酸鹽膠結物和硅鋁酸鹽礦物的溶解[16].因此，在平面上次生孔隙的分布受控于酸性水源區的位置.

圖6 沙二、沙三段儲層孔隙度和滲透率隨深度變化關系Fig.6 Porosity and permeability vs.burial depth diagram of the reservoirs in E s2 and E s3

3.2.2 埋深條件

有機酸對次生孔隙的形成具有重要的作用，有機酸形成受烴源巖熱演化程度的控制，因此次生孔隙的形成與產生有機酸的烴源巖埋深密切相關.武強地區生油門限為2 800 m，沙四段和沙三段烴源巖埋藏深，且厚度大(大于300 m)，為本區沙二、沙三段次生孔隙的形成提供充足的酸性流體來源.

3.2.3 輸導條件

有機酸只有到達儲層內才能發揮作用，因此有利于酸性水溶液環流的粒間孔隙和開啟性斷裂是形成大量次生孔隙的必要條件[17].武強地區所處的楊武寨構造發育多條斷裂，其中楊武寨斷層斷距可達400 m，從沙三段沉積時期開始發育至館陶組沉積時期結束，既是本區的油源斷層，又為酸性流體的進入提供通道.

4 結論

(1)饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段儲層砂巖類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，受礦物成分和埋深的影響，壓實作用強烈，原生孔隙保存較少，儲層儲集空間類型主要為由長石和早期方解石膠結物溶蝕形成的次生溶蝕孔隙.

(2)饒陽凹陷武強地區沙二、沙三段儲層成巖階段主要處于早成巖B期—中成巖A期，成巖演化過程分析表明，受烴源巖成熟過程的影響，垂向上次生孔隙主要發育深度為2 400～2 800 m.

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TE121.2

A

2095-4107(2014)05-0001-06

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.05.001

2014-07-31；編輯陸雅玲

國家科技重大專項(2011ZX05006)

姜 超(1987-)，男，碩士研究生，助理工程師，主要從事油氣地質勘探綜合方面的研究.