渤中凹陷深層砂礫巖氣藏油氣充注與儲層致密化

王清斌 牛成民 劉曉健 臧春艷 趙 夢 王 軍 郝軼偉 萬 琳

1.吉林大學地球科學學院 2.中海石油（中國）有限公司天津分公司 3.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

0 引言

渤中凹陷是渤海灣盆地重要的富烴凹陷，其古近系底界最大埋深超過萬米[1]。近幾年來，在渤中凹陷深層陸續發現多個大型油氣田，尤其是渤中19-6凝析氣田的發現，充分展示了凹陷陡坡帶砂礫巖是該盆地重要的天然氣儲量增長領域。對該盆地內多個構造砂礫巖儲層樣品的物性分析結果表明，在埋深3 500 m以深，砂礫巖儲集物性較差，以低孔隙度、低—特低滲透率的致密儲層為主[2]，儲層致密化成因及其與晚期油氣侵位的關系一直沒有得到合理的解釋。渤中凹陷砂礫巖氣藏以典型的晚期成藏為特點，前人的研究成果認為其主成藏期為距今5 Ma，是典型的晚期成藏，深層儲層致密化作用發生在成藏之前[3-8]。進一步分析的表明，渤中凹陷在成藏后經歷了上覆地層增厚超過1 000 m的深埋過程。這一過程對儲層質量的影響及儲層致密化與油氣成藏的先后關系尚不清楚。為此，筆者以渤中凹陷西南部渤中19-6構造帶砂礫巖儲層為研究對象，采用壓實模擬、包裹體、鑄體、掃描電鏡、X射線衍射等技術手段，綜合物性、熱史等區域資料，確定關鍵致密化成巖作用發生序列，以期落實該區儲層致密化作用的機理及其與油氣充注的關系。

1 區域地質概況

渤中凹陷位于渤海灣盆地中部，其古近系沉積厚度巨大，自下而上依次發育古近系古新統—始新統孔店組（E1-2k）、始新統沙河街組（E2s）、漸新統東營組（E3d）（圖1），是渤海灣盆地重要的富烴凹陷之一[8-10]。凹陷深部砂礫巖儲層主要發育在孔店組、沙河街組三段（以下簡稱沙三段）和東營組三段（以下簡稱東三段）。在渤海灣盆地形成初期的孔店期，渤中凹陷沉積了一套巨厚砂礫巖，目前已鉆遇砂礫巖總厚度超過500 m，砂礫巖上覆沙三段巨厚泥巖，形成了良好的區域蓋層，孔店組砂礫巖是渤中19-6大型凝析氣田的主要儲集層之一，也是筆者研究的重點；沙三段沉積期是古近系重要的裂陷期，沙三段沉積早期在陡坡帶沉積了一套以扇三角洲為主的砂礫巖體，在深湖區為粗粒的湖底扇沉積，砂礫巖上部過渡為深湖—半深湖沉積，蓋層泥巖厚度巨大，封蓋條件好；東三段在渤海海域多表現為裂陷沉積特點，陡坡帶發育厚層扇三角洲砂礫巖體，總厚度超過200 m，上覆東三段晚期—東營組二段的巨厚泥巖[11-12]。渤中凹陷沉積厚度巨大，3套粗粒沉積體是渤中凹陷深層的主力油氣層段；3套砂礫巖埋藏深度較大，特別是埋深超過3 500 m的儲層，儲集物性主要以低孔隙度、低滲透率為主，油氣產量較低。

圖1 研究區位置及地層柱狀圖

2 油氣充注期次劃分

2.1 油氣充注期次及首次成藏時間

根據熒光分析結果，深部孔店組砂礫巖氣藏多期次成藏特點明顯，表現為不同類型包裹體共存的特點。在渤中19-6構造帶，根據包裹體產狀及熒光特點，油氣充注至少可以分為3期，早期為瀝青包裹體，主要發育在石英次生加大邊內層的黏土線附近，熒光下不發光或為很弱的褐色熒光，顯示油質相對較重，瀝青質含量較高（圖2-a、b）。第二期為油氣包裹體，常溫下包裹體為氣液兩相，熒光下呈綠色熒光，為輕質油的特點，其產狀以石英內部愈合裂縫及石英次生加大邊為主（圖2-c、d），充注期明顯晚于早期的瀝青包裹體。第三期包裹體常溫下也是氣液兩相，但氣體比例較高，熒光下為淺藍色，為成熟度更高的輕質油，其產狀以石英愈合裂縫為主，部分發育在石英次生加大邊內（圖2-e、f）。

根據包裹體期次劃分結果，對烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分析結果表明，渤中凹陷西南部地區包裹體記錄的油氣充注期次可以劃分為兩期。第一期發生在距今5 Ma，對應明化鎮沉積早期，第二期充注發生在距今3 Ma，兩期都是典型的晚期成藏（圖3）。由包裹體測溫和成藏史分析可知，充注時間正好是渤海海域新構造運動活化期，也是渤海海域區域成藏時間。統計渤中凹陷167口井在距今5 Ma以來的地層厚度，平均地層厚度為1 045.6 m，最大地層厚度為1 400 m。這說明在油氣首次充注后，儲層經歷了持續快速深埋階段，上覆地層平均加厚超過 1 000 m。

圖2 BZ19-6-1井包裹體產狀及熒光特征照片

圖3 渤中凹陷渤中19-6構造帶孔店組成藏史圖

2.2 油氣首次充注期儲集物性

區域地質資料和大量鉆井資料表明，研究區砂礫巖以片麻巖、花崗巖為母源，據巖心實測資料擬合的孔隙度與埋深相關度較好（圖4），可以應用于區域孔隙度預測。預測結果表明，首次充注時其孔隙度介于15%～20%，屬于中等孔隙度。據渤中凹陷砂礫巖儲集物性統計結果，在該孔隙度區間，滲透率有43%的概率介于5～50 mD、有32%的概率大于50 mD，按照 GB/T 26979—2011《天然氣藏分類》標準，屬于中孔、中—高滲透儲層類型，儲集物性較好。

圖4 渤中凹陷砂礫巖孔隙度與埋深關系圖

3 儲層致密化作用

有學者研究認為，在油氣成藏后儲層中礦物受到油膜的保護，流體與巖石相互作用速率會變慢，進而影響儲層的成巖演化進程[13-15]；也有學者認為石油聚集將導致儲層成巖作用終止[16]；還有學者提出油氣對儲層的保護作用與油氣成藏時間有關，成藏期越早，對儲層的保護作用越明顯[15]。渤中凹陷深層砂礫巖氣藏雖然為典型的晚期成藏，但渤中凹陷最大的特點在于油氣侵位后經歷了一個快速沉降、快速埋藏、快速成巖演化的過程。在這一過程中鏡質體反射率由0.4%～0.5%演化為1.0%～1.2%，泥巖中伊蒙混層中蒙皂石含量也由50%快速降低至15%以下，甚至全部轉化為伊利石。這一成巖過程恰好是儲層膠結、伊利石化等決定性的成巖作用的發生階段。為了落實各類成巖作用在油氣充注之后的對儲層影響，筆者開展了壓實物理模擬實驗、包裹體的精細分析、碳酸鹽膠結物的巖石學特征分析。

3.1 壓實作用

根據研究區中—粗粒碎屑巖的特點，筆者配比了與渤中凹陷砂巖成分接近的中—粗粒巖屑長石砂巖以及用于對比的中粒巖屑長石砂巖和中粒石英砂巖，砂巖樣品組成及粒度如表1所示。壓實模擬結果表明，中粒石英砂和中粒巖屑長石混合砂具有較高的初始孔隙度，壓實后仍具有較高的孔隙度。其中，中粒巖屑長石混合砂的初始孔隙度和壓實后的孔隙度最高。分選相對較差的中—粗粒巖屑長石混合砂在2 500 m以深，隨壓力（埋深）增大，孔隙度降低的速率變緩，但仍在繼續下降，直至5 000 m以下，孔隙度隨埋深變化曲線的斜率基本穩定（圖5）。實驗結果說明分選相對較差的中—粗粒巖屑長石混合砂在埋深超過2 500 m后，壓實減孔作用仍比較明顯。其原因在于粗粒沉積物原始骨架顆粒分選較差，在壓力的作用下不同粒徑的顆粒旋轉、調整作用較明顯，由此引起孔隙度隨埋深增加不斷降低。研究區巖性組合主要是砂礫巖＋粗砂巖＋中—粗砂巖組合，砂巖的分選相對較差，與實驗模擬的中—粗粒巖屑長石混合砂成分接近，因此，可以認為在油氣充注后渤中凹陷砂礫巖仍然受到壓實減孔作用的顯著影響。深埋條件下的壓實減孔往往伴隨著比淺層更嚴重的喉道堵塞，連通性降低，對儲層滲透率的影響更為重要。

表1 砂巖樣品組成及粒度表

圖5 不同砂樣壓實模擬結果圖

3.2 硅質膠結作用

油氣充注成藏后，石英加大是否會停止生長業界已開展過深入研究[17-18]。目前，較被認可的是含油飽和度較低時，石英加大仍能夠突破油膜屏障進行或者通過壓溶作用進行[17]；但當含油飽和度較高時，對石英加大具有抑制作用[18]；有學者通過油層與水層對石英加大的影響對比研究，認為含油層對石英加大的影響低于水層對石英加大的影響[18]。研究區孔店組砂礫巖包裹體分析結果，大部分油氣包裹體發育在石英加大邊和石英顆粒內部裂隙中。其中，石英加大邊是包裹體最富集部位，可見油氣侵位后石英加大并沒有完全受到抑制。薄片分析結果表明，孔店組砂礫巖石英加大記錄的充注期可分為兩期，第一期油氣包裹體密集分布，第二期油氣包裹體豐度低，兩期包裹體的發育也說明油氣充注之后石英加大并沒有受到抑制，而是進入較強烈加大階段（圖6）。根據石英加大邊內鹽水包裹體測溫結果，其形成溫度介于110～130 ℃，根據區域埋藏史資料，發生強烈石英加大的深度介于2 500～2 700 m。油氣侵位后出現強烈的石英次生加大，可能與油氣侵位帶來的有機酸溶蝕作用有關，尤其是長石的溶蝕析出大量的硅質，硅質濃度的提高有利于其突破油膜屏障以加大形式沉淀下來。渤中19-6構造孔店組油氣層上覆的蓋層發育條件好，為厚度超過500 m的超壓泥巖層，良好的蓋層條件讓油氣藏處在一個封閉體系里，溶蝕的硅質不能遷出，必然以加大形式生長。研究區油氣藏主要是凝析氣藏，儲層中見到大量包裹體，并且豐度很高，這與傳統的氣藏包裹體豐度較低的認識不同。根據包裹體分析結果，早期為油的充注期，與第一期石英次生加大對應，相應地形成了高豐度油氣包裹體；后期高成熟天然氣的再次充注，并伴隨油藏深埋升溫，油藏轉化為凝析氣藏，這與低油氣包裹體豐度的第二期石英次生加大對應。在第一期石英次生加大內側主要為褐黃色油包裹體，在第一期石英次生加大外側為藍色輕質油包裹體，第二期石英次生加大生長在第一期次生加大外側，熒光下幾乎不含油氣包裹體（圖6）。這種近乎完美的匹配關系，記錄了油藏向氣藏轉變事件，也說明了在油藏及氣藏階段石英次生加大不斷沉淀生長的過程。

3.3 黏土礦物轉化

黏土礦物中伊蒙混層礦物隨溫度增加不斷向伊利石轉化。其中，伊蒙混層中蒙皂石含量是表征成巖演化的重要指標[19-21]。泥巖黏土礦物分析結果表明：埋深2 500 m時大部分伊蒙混層中蒙皂石含量為50%左右；埋深超過3 500 m后，黏土礦物強烈伊利石化，大部分伊蒙混層中蒙皂石含量降低至20%以下，或全部轉化為伊利石（圖7）。可見，砂礫巖儲層中的黏土礦物隨埋深增加會有不同程度的伊利石化。另一方面，黏土礦物的演化在油氣充注之后也受到了抑制，比如高嶺石在油膜的保護下可以在很大深度范圍內廣泛分布[22-23]。渤中凹陷深層砂礫巖中可見富含高嶺石的砂巖，且很多高嶺石被瀝青質所包裹，埋深3 500 m以深仍然有大量高嶺石存在，這些高嶺石可能受到了油膜的阻隔，減緩了與外界的交換而得以在深埋條件下大量保存（圖8-a、b）。研究區掃描電鏡下可以見到高嶺石與晚期絲發狀伊利石共同充填孔隙空間（圖8-b），渤中凹陷深層砂礫巖還可見到伊利石交代生長在石英微晶之上（圖8-c）。前已述及，石英加大發育在油氣侵位之后，在石英加大之后仍然有大量伊利石的生成，可以推斷伊利石是在油氣侵位之后形成的。薄片觀察表明，砂礫巖儲層中出現了較強的伊利石化現象，粒間的伊利石結晶較好，鏡下具有白云母特點（圖8-d）。這一系列證據表明，油氣充注之后高嶺石演化減緩，但伊利石的生成并沒有受到抑制，其原因可能在于晚期高溫堿性富鉀環境下伊利石可突破油膜屏障而大量發育。伊利石的大量沉淀，對儲層滲透率的影響是決定性的，是儲層致密化的重要控制因素之一。

圖6 BZ19-6-1井砂礫巖石英顆粒加大特征照片

圖7 渤中凹陷砂礫巖儲層伊蒙混層中蒙皂石演化圖

3.4 碳酸鹽礦物膠結作用

圖8 BZ19-6-1井砂礫巖儲層黏土礦物特征照片

渤中凹陷深層砂礫巖碳酸鹽膠結物主要有方解石、白云石、鐵方解石、鐵白云石等。成巖作用后期隨著地層流體向堿性轉變，碳酸鹽礦物大量沉淀。薄片分析結果表明，研究區鐵白云石含量高，對儲集物性的影響較大。鐵白云石產狀主要以充填強壓實后的殘余粒間孔為主，部分交代早期鐵方解石，這說明其形成時間較晚（圖9-a）。另外，見到鐵白云石充填石英加大后殘余孔隙，這說明鐵白云石生成時間晚于油氣充注（圖9-b）。晚期活躍的鈣質與油氣等后期流體的侵位對儲層中礦物的溶蝕作用有關，最終大量鈣質以富鐵碳酸鹽礦物的形式再沉淀。這些現象說明在油氣侵位后，儲層中的流體與巖石的交換反應不但沒有停止，反而更加活躍。新的富鐵碳酸鹽礦物再沉淀，儲層變得進一步致密化。

圖9 BZ19-6-1井砂礫巖儲層碳酸鹽膠結物特征照片

4 油氣充注與儲層致密化的關系

根據研究區圍區孔隙度與深度擬合關系計算油氣成藏期油氣藏的埋深為2 500 m，其孔隙度主要介于15%～18%，滲透率也較高。在油氣成藏之前，儲層主要到壓實作用的影響，顆粒由點接觸向線接觸過度，少量次生加大，少量碳酸鹽礦物膠結。油氣初次充注成藏后，儲層受到與油氣侵位帶來的有機酸的影響，形成了部分顆粒內部溶蝕孔[24]，但溶蝕的硅質以石英次生加大形式沉淀，形成了第一期石英次生加大，并降低了儲層孔隙度。油氣侵位后，伴隨著油藏的快速深埋，壓實作用繼續降低儲層孔隙度，并伴隨黏土礦物向伊利石轉化。隨著埋深加大，圍區烴源巖進入高成熟生氣階段，天然氣成藏后與早期油混合形成凝析氣藏，在凝析氣藏階段儲層中硅質進一步沉淀形成第二期石英次生加大，孔隙度進一步降低；深埋后，儲層黏土礦物大量向伊利石轉化，并隨著流體向堿性轉化，晚期碳酸鹽膠結物進一步降低孔隙度，最終形成孔隙度介于8%～10%、滲透率介于1～5 mD的低滲透致密砂礫巖。成藏過程中的儲層演化模式如圖10。

5 結論

1）渤中凹陷古近系砂礫巖凝析氣藏主成藏期為距今5 Ma，具有多期充注的特點，早期以瀝青質含量較高的稠油為主，后期成熟度升高，油質變輕。

2）研究區油氣首次充注期油氣藏埋深介于2 500～2 800 m，儲層儲集物性較好，孔隙度介于15%～18%，滲透率主要介于5～500 mD。

3）首次油氣充注成藏后，盆地快速沉降、充填，砂礫巖儲層上覆地層厚度增加超過千米，砂礫巖進入了成巖快速演化期，分選相對較差的砂礫巖受到壓實作用影響，埋深壓實減孔作用明顯；石英加大在油氣充注后經歷了兩期強烈發育，減孔作用明顯；晚期花狀及絲發狀伊利石在石英加大后強烈發育，對滲透率產生了決定性的影響；油氣成藏后沉淀的鐵白云石讓儲層進一步致密化。渤中凹陷深層砂礫巖具有典型的先成藏后致密特點。

4）油氣充注成藏對儲層成巖作用的抑制強度需要重新審視，渤中凹陷砂礫巖凝析氣藏雖然是典型的晚期成藏，但強烈的成巖作用仍導致儲層致密化，石英加大、伊利石化、碳酸鹽礦物沉淀等成巖作用突破油氣侵位形成的惰性環境約束并不困難。影響儲層成巖作用的關鍵因素可能是溫度、壓力、流體等綜合條件。

圖10 渤中凹陷砂礫巖氣藏油氣充注期儲層演化模式圖