石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層特征及控制因素

李慧勇， 胡安文， 于海波， 黃 志， 李新琦

( 中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459 )

0 引言

在研究與探討陡坡帶儲層特征、控制因素及預測優質儲層時，人們多側重于使用地球物理方法，重視沉積作用的影響而忽視成巖作用的影響[1-5]。如張順存等研究瑪北地區三疊系百口泉組陡坡帶砂礫巖儲層，認為優質儲層主要受控于沉積作用，經長時間水體淘洗的扇三角洲前緣水下分流河道是優質儲層發育區[1]；吳仕玖等研究潿西南凹陷斜陽斜坡帶流三段儲層，認為“甜點”儲層主要分布于粒度粗、厚度大的弱壓實區[2]；孫靖等分析準噶爾盆地深層致密儲層特征及主控因素，認為儲層受沉積相帶、成巖作用和異常壓力影響，其中沉積相帶起主導作用[3]；王金鐸等利用地震高頻能量衰減檢測技術，預測車鎮凹陷北部陡坡帶砂礫巖儲層物性[4]。

渤海灣盆地石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段埋藏相對較淺，儲集砂體發育，是渤海灣盆地海域重點勘探層系之一[6-11]。人們對石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層特征及控制因素方面的研究較少，勘探實踐表明，成巖作用對石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層具有明顯影響，單一利用地球物理方法預測研究區優質儲層的效果并不理想。筆者綜合利用薄片、掃描電鏡和壓汞數據等資料，分析研究區東營組三段儲層特征及控制因素，結合沉積及成巖因素預測有利儲層發育區，為研究區下一步油氣勘探開發提供參考。

1 地質概況

石臼坨凸起位于渤海灣盆地海域北部，為受北部緩坡帶和南部石南邊界大斷層共同控制的東西向展布的凸起[6-9]，北接秦南凹陷，東、南與渤中凹陷相接，西鄰南堡凹陷。研究區位于石臼坨凸起西段陡坡帶，緊鄰石臼坨凸起上的億噸級南堡35-B油田(見圖1)。

圖1 石臼坨凸起西段陡坡帶區域構造位置Fig.1 Regional structual location of western steep slope zone in Shijiutuo uplift

新生代以來，受區域構造運動和石南邊界斷層的影響，絕大部分研究區孔店組—沙河街組沉積期處于隆起狀態，進入東營組沉積期才大面積接受沉積。研究區自下而上主要發育古近系東營組(Ed)、新近系館陶組(Ng)和明化鎮組(Nm)，以及第四系平原組(Qp);其中，東營組可劃分為東營組三段(Ed3)、東營組二段下亞段(Ed2L)、東營組二段上亞段(Ed2U)和東營組一段(Ed1)[8]。東營組三段主要發育扇三角洲沉積砂體[10-11]，橫向變化快，非均質性強，沉積沉降中心靠近石南邊界斷層一側，厚度超過200 m；巖性主要為淺灰色、灰白色細砂巖和含礫細砂巖，間夾褐灰色、灰色泥巖。東營組三段是研究區主力含油層位，也是文中研究的重點層段。

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

圖2 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段巖石類型及成分

根據研究區5口井的巖心薄片鑒定結果，以及SY/T 5368—2000《巖石薄片鑒定》[12]，研究區東營組三段儲集層巖石類型以巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之(見圖2)。碎屑組分中石英和長石體積分數居多，其中石英體積分數為17.0%～47.0%，平均為35.8%；長石平均體積分數為36.3%，主要為斜長石和鉀長石，且鉀長石體積分數明顯高于斜長石的；巖屑組分的體積分數相對較少，平均體積分數為27.5%，主要為酸性噴出巖巖屑和石英巖巖屑。砂巖成分成熟度較低，Q/(F+R)為0.20～0.80，平均為0.57。

膠結物主要為碳酸鹽礦物，最高體積分數為46.0%，平均為8.8%，可見菱鐵礦、方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石。部分巖石樣品中可見高嶺石膠結，平均體積分數為2.4%。極個別巖石樣品中還可見石英次生加大。此外，填隙物中可見泥質雜基，最高體積分數為18.0%，平均為4.6%。碎屑顆粒粒度分布范圍廣，呈粗、中、細粒分布，局部含有礫石。分選中等—差，磨圓多為次棱角、次圓—次棱角狀，顆粒以點、線接觸為主，膠結類型主要為顆粒支撐的孔隙式。

2.2 儲集空間類型

研究區79塊砂巖樣品薄片鑒定和掃描電鏡分析表明，研究區東營組三段儲層儲集空間類型包括原生粒間孔、溶蝕顆粒孔、溶蝕粒間孔和膠結物溶孔等，局部還可見微裂縫。主要儲集空間為原生粒間孔和溶蝕粒間孔，溶蝕顆粒孔次之，膠結物溶孔和裂縫發育較少。

2.2.1 原生孔隙

圖3 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段孔隙類型分布頻率Fig.3 Distribution of pore styles of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

研究區東營組三段埋藏深度為2 400～3 200 m，一些砂巖儲層未經歷強烈的機械壓實、膠結充填等成巖作用，原生粒間孔保存較好，約占總儲集空間的35.5%(見圖3)。原生粒間孔常見于分選磨圓較好的儲層(見圖4(a))。

2.2.2 次生孔隙

研究區次生孔隙發育，主要包括溶蝕顆粒孔和溶蝕粒間孔。溶蝕顆粒孔主要由長石、巖屑等易溶顆粒的大部或局部溶蝕而成，鑄體薄片下可見顆粒被溶蝕成蜂窩狀(見圖4(b))，掃描電鏡下可見長石顆粒等被溶蝕成骨架狀(見圖4(c))，約占總儲集空間的20.1%。溶蝕粒間孔主要由長石顆粒邊緣及顆粒間雜基等溶蝕而成，顆粒邊緣常不規則，鑄體薄片下可見顆粒邊緣被溶蝕成港灣狀、鋸齒狀(見圖4(d))，占總儲集空間的42.9%。膠結物溶孔在研究區少見，約占總儲集空間的1.5%(見圖3)，主要為顆粒間膠結物被溶蝕而成，如菱鐵礦溶孔(見圖4(e))。

圖4 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段砂巖顯微照片Fig.4 Optical photomicrographs of sandstones of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

圖5 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段典型壓汞曲線Fig.5 Typical mercury injection curves of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

2.3 孔隙結構

儲層孔隙結構是指巖石具有的孔隙和喉道幾何形狀、大小、分布及其相互連通關系，是決定儲層性能的根本因素[13-14]。根據斷陷盆地孔隙結構分類方法[15]，研究區東營組三段儲層常見孔隙結構類型為細喉較均勻型、細喉不均勻型和微喉不均勻型，局部可見較細喉不均勻型。壓汞曲線主要有a、b和c三種類型(見圖5)，其中a類代表細喉較均勻型，連通性好，孔喉分布均勻，是研究區儲層孔隙結構中最好的一類；c類代表微喉不均勻型，連通性差，孔喉分布不均勻，是研究區儲層孔隙結構中最差的一類；b類代表細喉不均勻型，孔隙結構特征介于a類與c類。

壓汞數據統計結果顯示，研究區東營組三段儲層排驅壓力為0.031～0.417 MPa，平均為0.146 MPa，表明儲層滲透性較好[16]。孔喉半徑為0.204～7.460 μm，平均為2.501 μm，表明儲層以細喉為主，個別砂巖發育較細喉。均質因數為0.113～0.461，平均為0.225，表明砂巖孔喉分選從不均勻型到均勻型發育，以不均勻型為主。

2.4 物性特征

研究區5口井156塊巖心物性資料統計分析表明(見圖6(a-b))，儲層孔隙度絕大部分小于25.0%，集中分布于10.0%～25.0%，平均孔隙度為15.5%；滲透率為(1.00～500.00)×10-3μm2，平均為49.00×10-3μm2。整體上，研究區儲層屬于中—低孔、低—特低滲儲層，物性一般。同時，儲層孔隙度和滲透率呈明顯的正相關關系(見圖6(c))，滲透率隨孔隙度增大而升高，孔隙發育程度對滲透率具有明顯的控制作用。

圖6 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層物性分布直方圖和孔滲交會圖Fig.6 Physical property distribution column diagram and porosity-permeability cross plot of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

3 儲層控制因素

3.1 沉積作用

沉積作用是影響儲層質量的“先天因素”。它一方面控制砂體類型、宏觀展布和垂向期次等[17-20]；另一方面控制碎屑顆粒成分、結構及泥質含量等，決定儲層的原始物性，影響后期成巖作用類型與強度[21-24]。

東營組三段沉積期，研究區物源來自石臼坨凸起，主要發育扇三角洲沉積。研究區已鉆井主要分布于扇三角洲平原分流河道和扇三角洲前緣水下分流河道。緊鄰石南邊界大斷層發育的扇三角洲平原分流河道微相儲層物性，明顯劣于扇三角洲前緣水下分流河道微相的，如位于扇三角洲平原分流河道微相上的CFD6-4-D井平均孔隙度為10.8%，位于扇三角洲前緣水下分流河道微相上的CFD6-4-A和CFD6-4-B井平均孔隙度分別為15.9%和15.5%。沉積微相的水動力條件不同,距物源距離也不同，導致儲層碎屑顆粒的分選、粒度、磨圓等具有明顯差異性，同時也進一步影響儲層物性。

首先，碎屑顆粒分選與沉積作用密切相關，主導儲層物性。根據Bread D C等提出的原始孔隙度計算公式[22]，研究區扇三角洲前緣水下分流河道微相分選較好的儲層原始孔隙度約為37.0%，扇三角洲平原分流河道微相分選差的儲層原始孔隙度約為27.0%。根據碎屑顆粒分選因數與儲層物性關系(見圖7)，分選性越好的儲層孔隙度和滲透率越高，且分選性對滲透率影響更顯著。

圖7 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層物性與分選因數關系

此外，反映沉積水動力和物源原始物質大小的碎屑顆粒粒度對儲層物性也有一定控制作用。研究區中砂級別以下的儲層物性隨碎屑顆粒粒徑增大而變好；當碎屑顆粒粒度中值大于0.5 mm時，儲層物性不隨碎屑顆粒粒徑增大而發生顯著變化(見圖8)。原因為隨粒徑增大，儲層巖性逐漸由扇三角洲前緣水下分流河道微相分選較好的中、細砂巖，過渡為扇三角洲平原分流河道微相分選磨圓較差的砂礫巖、礫巖，雜基含量變高，儲層物性變差，碎屑顆粒粒徑對儲層物性的影響減弱。

圖8 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層物性與粒度中值關系

3.2 成巖作用

研究區東營組三段儲層經歷的成巖作用主要為壓實作用、膠結作用和溶蝕作用，交代作用發育較少。壓實作用和膠結作用通過減少儲集空間而破壞儲層物性，屬于破壞性成巖作用；溶蝕作用能產生次生孔隙，改善儲層物性，屬于建設性成巖作用[25-29]。

3.2.1 壓實作用和膠結作用

壓實作用是破壞研究區儲層物性的主要因素。研究區東營組三段儲層埋藏深度差異不大，一般小于3 200 m，壓實程度中等。壓實作用主要表現為：顆粒之間以點—線、線接觸為主，局部可見碎屑顆粒間點接觸和剛性顆粒壓實破裂而形成微裂縫。根據鑄體薄片面孔率統計資料及Housknecht D W等建立的壓實和膠結相對作用概念[30]，研究區被壓實作用消除的原始孔隙度在50%以上。

膠結作用是破壞研究區儲層物性的次要因素。研究區膠結物主要為碳酸鹽類和自生黏土礦物。其中碳酸鹽類膠結物主要為菱鐵礦、白云石和鐵白云石，常呈星斑狀、斑塊狀或團塊狀等不均勻充填于孔隙之間，白云石體積分數為1.0%～9.0%，鐵白云石和菱鐵礦體積分數相對較高，分別為1.0%～14.0%和1.0%～12.0%，局部可見方解石膠結，但體積分數相對較低，一般小于4.0%。碳酸鹽類膠結物一方面將碎屑顆粒固結起來，堵塞儲層孔隙，破壞儲層物性；另一方面也為后期溶蝕作用提供物質基礎。研究區可見碳酸鹽膠結物溶孔，增加儲層儲集空間。高嶺石是研究區最主要的黏土膠結物，體積分數為1.0%～5.0%，常呈小米粒狀分布于粒間，極易降低儲層孔隙度和滲透率。東營組三段膠結物破壞儲層儲集性能，儲層物性與膠結物體積分數呈明顯負相關關系，高膠結物深度段儲層物性變差。

3.2.2 溶蝕作用和交代作用

長石顆粒和雜基是主要的溶蝕對象，膠結物溶蝕次之。碎屑顆粒邊緣常被溶蝕成港灣狀、鋸齒狀或整個顆粒被溶蝕成蜂窩狀(見圖4(b、d))。研究區東營組三段儲層溶蝕孔隙發育，處于次生孔隙發育帶(見圖9)。這與有機酸溶蝕作用密切相關，隨埋藏深度增大、地溫升高，泥巖中有機質脫羧生油氣的同時生成有機酸和CO2，它們溶于水而形成酸性流體，進入儲層而溶蝕長石、巖屑等易溶組分，形成溶蝕孔隙，溶蝕面孔率增大，改善儲層物性[31]。

圖9 石臼坨凸起西段陡坡帶有機質熱演化與孔隙度剖面

研究區交代作用發育程度低，僅在局部見菱鐵礦呈斑塊狀交代碎屑顆粒(見圖4(e))或鐵白云石交代白云石顆粒，對儲層物性改善效果有限。

3.2.3 成巖相

根據鏡質組反射率、孢粉顏色、X線衍射和薄片鑒定等分析結果，參照SY/T 5477—2003《碎屑巖成巖階段劃分》[32]，研究區新生界成巖階段可劃分為早成巖和中成巖階段，其中東營組三段主要處于中成巖階段A1期((2 500±100)～(3 400±100)m)和中成巖階段A2期(大于(3 400±100)m)(見表1)。成巖相是成巖環境和成巖產物的綜合，主要依據成巖環境和成巖作用類型劃分成巖相；成巖階段不同，成巖環境和成巖作用也不同[33]。根據渤海灣盆地新生界成巖階段和成巖相的對應關系[33-34]，在成巖作用和成巖階段劃分的基礎上，結合研究區實測成巖參數，利用文獻[35]中成巖作用數值模擬和成巖相預測技術，可進一步劃分成巖相(見表1)。中成巖階段A1期，有機質進入低成熟階段；生烴過程中，生成大量有機酸和CO2，產酸能力強，儲層中鋁硅酸鹽礦物和碳酸鹽礦物易被溶蝕，形成次生孔隙發育帶，發育早期溶蝕相。中成巖階段A2期，有機質達到成熟階段，有機酸生成量減少，儲層溶蝕作用減弱、膠結作用增強，主要發育中期溶蝕相。

表1 石臼坨凸起西段陡坡帶新生界儲集層成巖特征

圖10 石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段有利儲層分布

研究區扇三角洲平原亞相主要處于早期溶蝕成巖相帶，扇三角洲前緣亞相處于早期溶蝕和中期溶蝕成巖相帶(見圖10)。物性資料顯示，同一沉積微相在不同成巖相帶的儲層物性具有一定差異，早期溶蝕相的儲層物性優于中期溶蝕相的。如位于早期溶蝕相帶上的CFD6-4-A和CFD6-4-B井孔隙度分別為7.2%～20.5%和7.0%～32.0%，平均孔隙度分別為15.9%、15.5%；位于中期溶蝕相帶上的CFD6-4-C井孔隙度為2.0%～18.8%，平均孔隙度為11.9%，表明成巖相對儲層物性具有明顯影響。

4 有利儲層預測

儲層質量主要受沉積作用和成巖作用控制，可通過疊合沉積相圖和成巖相圖預測有利儲層展布(見圖10)。研究區東營組三段有利儲層發育區為扇三角洲前緣水下分流河道微相與早期溶蝕相帶的疊合區。原因為疊合區儲層經歷一定距離的搬運，碎屑顆粒分選磨圓較好，雜基含量相對較低，儲層原始物性較好；后期處于次生孔隙發育帶，經歷溶蝕作用，儲層物性得到改善。儲層實測物性和測井解釋資料進一步證實預測結果。目前，儲層物性相對較好的井(如CFD6-4-A和CFD6-4-B井)處于預測區域，包括已發現的工業油流井。在有利儲層發育區外，扇三角洲平原分流河道微相和早期溶蝕相疊合區，以及扇三角洲前緣水下分流河道微相和中期溶蝕成巖相帶疊合區的儲層物性相對較差。

5 結論

(1)石臼坨凸起西段陡坡帶東營組三段儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖，成分成熟度較低，填隙物以碳酸鹽膠結物為主。碎屑顆粒分選中等—差，呈次棱角、次圓—次棱角狀，點、線接觸，孔隙式膠結。

(2)研究區儲層儲集空間類型主要為原生粒間孔和溶蝕粒間孔，溶蝕顆粒孔次之，膠結物溶孔少量；具有細喉、不均勻型、分選性一般的孔隙結構特征。孔隙度集中分布于10.0%～25.0%，平均為15.5%，滲透率主要為(1.00～500.00)×10-3μm2，平均為49.00×10-3μm2，整體表現為中—低孔、低—特低滲特征，儲層物性一般。

(3)研究區儲層物性主要受沉積作用和成巖作用綜合影響。巖石分選性主導儲層物性，隨碎屑顆粒分選性變好，儲層孔隙度和滲透率增加；碎屑顆粒粒度對儲層物性也有一定影響，中砂級別以下儲層物性隨碎屑顆粒粒徑增大而變好。壓實作用是儲層物性受損的主要因素，被壓實作用消除的原始孔隙度在50%以上；膠結作用通過堵塞儲層孔隙破壞儲層物性，是儲層物性受損的次要因素；溶蝕作用形成次生孔隙，在一定程度上改善儲層物性；同一沉積微相在早期溶蝕相帶的儲層物性要優于中期溶蝕相帶的。

(4)研究區有利儲層位于扇三角洲前緣水下分流河道微相與早期溶蝕相帶的疊合區。