渤海海域黃河口凹陷北緣沙河街組優質儲層差異及成因

龐小軍,王清斌,馮沖,趙夢,劉占博

中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459

0 引言

近年來，渤海海域的油氣勘探逐漸由淺層新近系向中深層古近系和潛山轉移，且相繼在古近系取得了重大突破，先后發現了曹妃甸6-4、秦皇島29-2、墾利16-1等多個油氣田[1-3]，為渤海海域油氣產量的接替做出了重要貢獻。因此，渤海海域中深部優質儲層的研究成為國內學者研究和關注的熱點。

中深部優質儲層成因一直是國內外儲層研究的熱點和難點，國外在對儲層成巖作用分析的基礎上，從封閉體系和開放體系2方面對深部儲層的溶蝕機理進行了研究[4-6]；國內學者從沉積作用、成巖作用、溶蝕孔隙形成的機理、孔隙定量演化等方面對東營凹陷、車鎮凹陷、東海西湖凹陷、渤中凹陷、沙南凹陷等的古近系中深部優質儲層成因進行了詳細的研究[7-12]。國內對渤海海域中深層優質儲層的研究主要集中在對某一個具體構造的儲層進行成巖作用的分析，得出優質儲層的主控因素[13-15]，而缺乏對區域上儲層控制因素的宏觀對比。在黃河口凹陷北部陡坡帶，古近系目前發現的油氣主要集中在沙一+二段儲層中。前人的研究主要集中在烴源巖、沉積相、成藏等方面[16-18]，而儲層方面的研究較少，且主要集中渤中27-2構造沙一+二段混積巖和湖相碳酸鹽巖儲層方面[19-20]，嚴重制約了該區中深部優質儲層的預測。因此，通過對黃河口凹陷北緣沙河街組沙一+二段儲層物性差異以及沉積作用、成巖作用對儲層物性的控制作用分析，查明優質儲層的主控因素，對該區油氣勘探過程中的中深部優質儲層預測具有重要意義。

本文以黃河口凹陷北緣沙河街組沙一+二段儲層為研究對象，利用31口井的巖芯觀察、鑄體薄片、黏土礦物、物性、粒度、包裹體等分析資料，首次對該區儲層物性的差異以及沉積作用、成巖作用對儲層物性的控制因素進行分析，查明形成儲層物性差異的主要控制因素，為類似陡坡帶中深層優質儲層的預測提供借鑒。

1 研究區概況

黃河口凹陷位于渤海海域的東南部，北部和南部分別與渤南低凸起、萊北低凸起相連，東部和西部分別與廟西凹陷、沾化凹陷相通，郯廬斷裂貫通黃河口凹陷中部和東部[16-19]。研究區位于黃河口凹陷北部、渤南低凸起南緣(圖1a)。黃河口凹陷北緣主要發育新生代古近系、新近系和第四系，古近系由孔店組、沙河街組和東營組組成，且鉆遇的沙河街組主要發育沙三段、沙二段和沙一段，其中，沙三段、沙二段和沙一段的暗色泥巖、油頁巖、灰質泥巖為該區的主要烴源巖，且發育扇三角洲沉積(圖1b)，與泥巖等形成多套良好的儲蓋組合[18-19]。目前為止，發現的油氣藏均具有晚期成藏的特點[16-17]。鉆井揭示，沙河街組沙一+二段具有較好的油氣勘探前景。

圖1 研究區構造位置(a)、沉積相展布(b)及連井剖面(剖面位置見AA’)(c)Fig.1 Study area:(a)tectonic location;(b)sedimentary facies distribution;and(c)continuous well profile

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

通過錄井、巖芯、壁芯觀察和粒度分析發現，黃河口凹陷北緣沙一+二段扇三角洲儲層主要以含礫的細、中、粗砂巖以及不含礫的細、中、粗砂巖為主，中—細礫巖、粉砂巖次之(圖1c)。西部沙一+二段砂礫巖埋藏較深，為3 300～4 000 m；東部埋藏較淺，約為2 000～3 100 m。

微觀上，200多個鑄體薄片統計結果表明，黃河口凹陷北緣沙一+二段碎屑巖儲層的巖石類型以巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之，巖屑以中酸性噴出巖為主，混合花崗巖、石英巖等變質巖和碳酸鹽巖次之。雜基以泥質為主，膠結物以白云石和膠結方解石為主，含鐵碳酸鹽礦物和高嶺石次之，見少量黃鐵礦和石英次生加大。

2.2 物性特征及孔隙類型

422個常規物性數據分析表明，黃河口凹陷北緣斜坡帶沙河街組儲層物性在橫向上和縱向上的差異性比較明顯(圖2)。研究區西部沙河街組儲層物性差，孔隙度分布在0.5%～19.0%，平均為7.9%，滲透率分布在(0.01～2 566)×10-3μm2，平均為18.1×10-3μm2，整體以特低孔特低滲為主，局部具有低孔中—高滲特點；東部儲層物性整體較好，孔隙度分布在0.4%～36.9%，平均為19.6%，滲透率分布在(0.03～1 038)×10-3μm2，平均為46.2×10-3μm2，以中孔中—低滲為主，局部具有低孔低滲的特點。

圖2 研究區沙一+二段儲層物性分布差異(a)孔隙度與深度交會圖；(b)孔隙度分布頻率；(c)孔隙度與滲透率交會圖Fig.2 Differences of reservoir physical properties distribution in the E s1+2

研究區鑄體薄片統計發現，西部沙河街組儲層儲集空間以次生孔為主(圖3a～d)，主要為溶蝕孔(圖3a)和裂縫(圖3c，d)，原生孔隙次之，溶蝕孔主要為粒內溶蝕孔、粒間溶蝕孔和膠結物溶蝕孔(圖3b)，裂縫主要為構造縫(圖3c，d)，原生縫次之；東部儲層以原生孔為主(圖3e)，溶蝕孔次之(圖3f，g)，局部見微裂縫(圖3h)。

圖3 研究區沙一+二段儲集空間微觀特征(a)顆粒溶蝕孔，長石和巖屑溶蝕，Z27-2井，3 749.42 m，單偏光；(b)膠結物溶蝕孔，白云石等溶蝕，Z27-2井，3 791.95 m，單偏光；(c)裂縫發育，且呈網狀順層分布，Z27-2，3 867.5 m，單偏光；(d)構造裂縫，Z26-3，3 731.18 m，巖芯；(e)原生孔為主，顆粒之間點接觸，B36-2井，2 306 m，單偏光；(f)原生孔及溶蝕孔，長石和巖屑溶蝕，B36-2井，2 244.5 m，單偏光；(g)原生孔及局部溶蝕孔，長石、巖屑及膠結物溶蝕，B36-3井，2 309.5 m，單偏光；(h)微裂縫，B36-2井，2 332.5 m，單偏光Fig.3 Microscopic features of the reservoir space in the E s1+2

3 優質儲層控制因素分析

3.1 母巖類型對優質儲層的控制

黃河口凹陷北緣斜坡帶沙河街組儲層的物源來自渤南低凸起[18-19]。通過鉆井、地震、鑄體薄片等資料的分析，發現研究區沙河街組儲層的母巖類型主要有混合花崗巖、中酸性火山巖、碳酸鹽巖、砂礫巖(圖4)。其中，西部整體上以火山巖母巖為主，僅在東段發育少量的花崗巖母巖，見極少量的碳酸鹽巖母巖。東部東段主要以火山巖母巖為主，花崗巖母巖次之，見少量的碳酸鹽巖母巖；西部主要以碳酸鹽巖母巖為主。

通過對不同母巖區對應的沉積區儲層物性統計發現，相近的埋深條件下，花崗巖、中酸性火山巖區對應的沙河街組儲層物性最好，碳酸鹽巖母巖區對應的沙河街組儲層物性較差(圖5a)。混合花崗巖、中酸性火山巖為沙河街組儲層提供了大量的石英、長石和巖屑等剛性顆粒，在成巖過程中，長石和中酸性火山巖巖屑易被后期酸性流體溶蝕，溶解物易被遷移，儲層物性較好，更容易形成優質儲層。研究區東部東段發育大范圍的火山巖母巖，在南部沉積區形成了含有大量火山巖巖屑的砂礫巖儲層，埋深較淺(2 000～3 000 m)，儲層物性好，平均孔隙度約為17.0%；與東部東段相比，東部西段發育大范圍的碳酸鹽巖母巖，在南部形成了含有大量灰巖、白云巖等巖屑以及灰質雜基的砂礫巖儲層，埋深與東段相近，埋深大約分布在2 000～2 380 m，在成巖過程中容易形成大量的方解石、白云石等碳酸鹽膠結物，使得儲層孔隙被方解石、白云石強烈膠結，后期不易被溶蝕和遷移而變得致密，儲層物性變差，平均孔隙度約為11.1%。

因此，在相近的埋深條件下，與非碳酸鹽巖母巖區相比，碳酸鹽巖母巖區的儲層在早期成巖過程中更容易被過早膠結，儲層物性變得更差。母巖是控制研究區儲層物性差異的第一控制因素。由于研究區碳酸鹽巖母巖區鉆井較少，資料缺乏，因此，下面主要對黃河口凹陷北緣沙河街組東部和西部非碳酸鹽巖母巖區的砂礫巖儲層差異及成因進行了探討。

3.2 沉積作用對優質儲層的控制

巖性和沉積相是黃河口凹陷北緣斜坡帶沙河街組優質儲層發育的重要影響因素。研究區沙河街組401塊儲層樣品的巖性和物性之間的統計關系表明(圖5b，c、圖6a)，西部儲層中粉砂巖平均值為5.8%，細砂巖平均值為7.3%，中、粗砂巖平均值為9.5%，礫巖平均值為5.7%；因此，西部儲層中中、粗砂巖(圖5b)最好，細砂巖次之，礫巖、粉砂巖最差。東部儲層中粉砂巖平均值為9.1%，細砂巖平均值為21.9%，中、粗砂巖平均值為28.1%，礫巖平均值為11.2%；因此，東部儲層中中、粗砂巖(圖5c)儲層物性最好，細砂巖次之，礫巖、粉砂巖最差。

整體上，西部和東部儲層中的中、粗砂巖的儲層物性最好，西部的儲層物性明顯比東部差。因此，對于相似母巖供源區，當單個構造內部或埋深相近的不同構造對比時，儲層物性主要受沉積作用的影響較大；而對于埋深相差較大的不同構造之間進行對比時，儲層物性主要受后期成巖作用的影響更大。

圖4 研究區沙一+二段沉積期的母巖平面分布Fig.4 Plane distribution of parent rocks during the sedimentary period of E s1+2 in the study area

圖5 研究區不同母巖類型、儲層巖性與物性的關系(a)母巖類型與儲層物性關系；(b)西部碎屑巖儲層巖性與物性關系；(c)東部碎屑巖儲層巖性與物性關系Fig.5 Relationships between different parent rock types,reservoir lithologies and physical properties

圖6 研究區不同巖性及裂縫發育區的儲層物性差異(a)東部與西部不同沉積亞相的儲層物性差異；(b)泥質雜基與物性關系；(c)裂縫發育區與非裂縫發育區儲層物性差異Fig.6 Reservoir physical differences in different lithologies and zones of fracture development

研究區沙一+二段泥質雜基含量越高，儲層物性越差(圖6b)，這是由于高含量的雜基往往發育在扇三角洲平原礫巖以及前緣、前扇三角洲的粉砂巖中，分選變差，泥質雜基充填孔隙且后期不易被溶解和帶走，成巖過程中形成的黏土礦物堵塞孔隙和吼道，致使儲層物性變差。

整體上，西部和東部均具有相似的特征，扇三角洲前緣水下分流河道微相(圖6a)與裂縫發育區(圖6c)、是該區主要的優質儲層沉積相類型。研究區沙一+二段以近源的扇三角洲沉積為主，扇三角洲平原主要以大量的礫巖和含礫粗砂巖為主，雜基含量高，分選極差，儲層物性差；扇三角洲前緣主體部分發育厚層的水下分流河道，主要以中、粗砂巖為主，細砂巖次之，儲層物性整體較好，尤其是含生物碎屑的砂巖儲層物性會變好；每一期的前扇三角洲、扇三角洲前緣遠端發育大量的粉砂巖，粒度細，泥質含量高，且與泥巖直接接觸，鈣質膠結作用強，儲層物性差。總之，扇三角洲前緣水下分流河道中、粗砂巖是研究區沙一+二段優質儲層發育的主要沉積相和巖石類型。

3.3 成巖作用對優質儲層的控制

3.3.1 壓實和膠結作用控制了儲層致密化的程度

壓實和膠結對儲層均具有破壞作用，也是研究區沙一+二段儲層差異和致密化的主要控制因素。為了定性—定量描述成巖作用對儲層物性的影響，壓實作用和膠結作用損失的孔隙度可由以下公式[20-23]得到：

式中：?原始代表儲層的原始孔隙度，%；Sd為Trask分選系數；?壓實后代表儲層被壓實后的孔隙度，%；w代表儲層中膠結物占據的粒間孔隙度，%；?實測為儲層實測得到的孔隙度，%；?殘余孔為儲層殘余粒間孔的面孔率，%；?總面孔為總的面孔率，%；?壓實損孔為壓實作用損失的孔隙度，%；?壓實損率為壓實作用造成的孔隙度損失率，%；?膠結損孔率為膠結作用造成的孔隙度損失率，%；?殘余孔，?總面孔可通過鑄體薄片統計得到，%；w可通過鏡下定量統計不同類型膠結物的面孔率，再利用面孔率與孔隙度關系獲得，%；?實測可通過常規物性分析獲得，%；?膠結后為儲層遭受壓實作用和膠結作用后的孔隙度，%。

通過對研究區150個數據統計和計算發現，西部儲層分選系數分布在1.5～3.5，平均2.5，原始孔隙度分布在27.4%～35.9%，平均30.5%；壓實作用后剩余孔隙度分布在0.1%～32%，平均為13.8%，壓實作用損失孔隙度0.6%～31.8%，平均16.7%，壓實損孔率為2.2%～99.7%，平均54.8%；膠結作用后剩余孔隙度分布在0.1%～4.2%，平均0.4%，膠結作用損失孔隙度0.1%～31.5%，平均13.4%，膠結損孔率為0.1%～92.7%，平均44.0%。這是由于西部儲層埋藏深(埋深3 300～4 000 m)，壓實作用強烈，顆粒間呈線—凹凸—縫合線接觸(圖7a)，其中，石英顆粒具有較強烈的抗壓實作用，對儲層原始孔隙度具有一定的保護作用(圖8a)；沉積時期水體偏堿性[10]，成巖早期和晚期碳酸鹽膠結較強烈，因此，研究區以(含鐵)方解石和(含鐵)白云石膠結物為主，黏土礦物膠結次之。(含鐵)方解石常充填粒間孔隙和粒內溶蝕孔隙，占據儲集空間(圖7b～f)，對儲層具有明顯的破壞作用(圖8b，c)，而白云石主要以泥晶、微晶包殼的形式分布在顆粒周圍，在成巖過程中具有抗壓實和抑制石英次生加大等作用，對儲層具有建設性作用[19]。由于該區儲層埋藏較深，黏土礦物膠結以伊利石和伊/蒙混層為主(圖7g)，伊利石呈絲狀或絲片狀堵塞孔隙和吼道，對儲層具有明顯的破壞作用(圖8d)；儲層中普遍發育石英次生加大，碳酸鹽膠結作用較弱的砂巖儲層中石英次生加大更發育(圖7g，h)；另外，見少量石鹽、石膏和黃鐵礦(圖7h)，為成巖早期形成的膠結物，它們占據儲集空間，對儲層具有一定的破壞作用。

東部儲層的分選系數為1.6～4.3，平均為3，原始孔隙度分布在24%～34%，平均為28.5%；壓實作用后剩余孔隙度分布在16.1%～33.9%，平均為22.5%，壓實作用損失孔隙度0.1%～11%，平均6.0%，壓實損孔率為0.3%～38.2%，平均21.1%；膠結作用后剩余孔隙度分布在9%～25.9%，平均16.1%，膠結作用損失孔隙度0.1%～14%，平均6.4%，膠結損孔率為0.4%～52.1%，平均22.4%。由于東部儲層埋藏淺(埋深2 000～3 100 m)，壓實作用相對較弱，顆粒間以點—線接觸為主，但是，在成巖作用早期碳酸鹽膠結較強，以方解石和白云石膠結物為主，占據儲集空間(圖7j～m)，對儲層具有明顯的破壞作用。該區儲層埋藏較淺，黏土礦物膠結以高嶺石為主，呈鱗片狀、書頁狀和蠕蟲狀(圖7n，o)，伊利石次之(圖7o)，與西部儲層相比，對儲層的破壞作用有限；儲層中發育少量的石英次生加大(圖7m)和石鹽(圖7m)，含量較少，對儲層的破壞作用有限。

總之，成巖過程中，壓實作用和膠結作用對儲層的物性具有明顯的破壞作用，差異壓實和膠結作用是研究區不同位置儲層物性變化的主要成巖控制因素。西部儲層的壓實率明顯高于東部，壓實率的差異主要受儲層沉積后斷層活動的影響。

圖7 研究區沙一+二段儲層成巖作用特征(a)壓實作用，線—凹凸接觸，石英次生加大，少量白云石膠結，孔隙不發育，Z26-3井，3 734 m，正交光；(b)壓實和膠結作用，螺殼壓碎，方解石充填孔隙，Z27-2井，3 748.92 m，正交光；(c)(含鐵)方解石膠結，白云石包殼被壓斷、翹起，Z27-2井，3 747.63 m，正交光；(d)白云石和長石溶解，白云石包殼，Z27-2井，3 788.59 m，單偏光；(e)長石顆粒溶蝕作用，白云石包殼，粒間被(含鐵)方解石充填，Z27-2井，3 749.04 m，單偏光；(f)裂縫和長石溶蝕，部分裂縫和粒間被(含鐵)方解石膠結，次生孔隙發育，Z27-2井，3 903 m，單偏光；(g)絲片狀伊利石和次生石英充填，Z27-2井，3 789.09 m，掃描電鏡；(h)石英、石膏被石鹽包裹并充填孔隙，Z27-2井，3 748.55 m，掃描電鏡；(i)石英顆粒表面溶蝕，Z27-2井，3 935 m，掃描電鏡；(j)顆粒間點—線接觸為主，原生孔隙為主，Z36-4井，2 240 m，單偏光；(k)膠結作用，白云石包殼及白云石充填孔隙，B36-1井，2 194.3 m，正交光；(l)膠結作用和溶解作用，(含鐵)方解石充填孔隙，長石和方解石溶蝕，B36-4井，2 274 m，單偏光；(m)粒內充填白云石、方解石和次生石英，B36-2井，2 315.7 m，掃描電鏡；(n)長石沿節理溶蝕，鱗片狀高嶺石充填孔隙，B36-6井，2 194.3 m，掃描電鏡；(o)高嶺石、伊利石、石鹽和方解石充填孔隙，B29-9井，2 754.5 m，掃描電鏡Fig.7 Diagenetic characteristics of reservoirs in E s1+2

3.3.2 溶解作用控制了溶蝕孔隙的發育

儲層經歷壓實作用、膠結作用以及溶解作用后的孔隙度計算公式[20-22]如下：

儲層遭受溶解作用形成的孔隙度(?溶蝕孔)計算公式[11-13]如下：

式中：?溶解后為儲層遭受壓實、膠結和溶解后的剩余的孔隙度，即現今實測的孔隙度，%；?溶蝕孔為儲層遭受溶解作用形成的溶蝕孔隙度，%；?溶蝕孔面孔率可通過薄片統計獲得，%。

計算結果表明，研究區西部沙一+二段儲層經歷壓實、膠結和溶解后剩余的孔隙度分布在2.2%～13.2%，平均為7.9%；溶解作用增加的孔隙度分布在1.8%～13.1%，平均為7.2%；溶解作用增孔率分布在7.5%～45.4%，平均為25.3%。溶解作用主要表現為中、粗砂巖中的長石、中酸性火山巖巖屑的溶蝕和碳酸鹽膠結物的溶蝕(圖3a，b、圖7d～f)，長石溶蝕可形成粒內溶蝕孔和粒間溶蝕孔(圖3a，b、圖7d～f)。儲層中局部石英顆粒發生了溶蝕(圖7i)，但是對儲層的物性貢獻整體較小。

東部儲層經歷壓實、膠結和溶解作用后剩余的孔隙度分布在9.1%～28.5%，平均為19.6%；溶解作用增加的孔隙度分布在0.1%～9.6%，平均為4.2%；溶解作用增孔率分布在0～34.4%，平均為14.7%。該區溶解作用主要表現為礫巖、中、粗砂巖中的長石、中酸性火山巖巖屑的溶蝕的溶蝕以及少量碳酸鹽膠結物的溶蝕(圖3e)。溶解作用對該區優質儲層的發育具有重要的改善作用。

整體上，溶解作用對研究區沙一+二段儲層的影響較大。西部儲層溶解作用強于東部，但西部膠結作用和壓實作用造成的孔隙度損失率明顯強于東部，造成東部儲層物性明顯好于西部。

3.4 構造活動對優質儲層的控制

3.4.1 沉積期后的構造活動控制了儲層物性的差異

沙一+二段沉積之后，儲層之上接受了東營組和新近系的沉積，受太平洋板塊俯沖、黃河口凹陷東部郯廬斷裂和伸展斷層活動的影響[24-26(]圖1b)，研究區沙一+二段儲層發育區地貌具有東高西低的特點(圖9a)，西部和東部儲層遭受了不同的壓實作用和成巖演化。西部儲層主要受近東西向伸展斷層活動的影響較強(東營組至現今平均斷層活動速率為121.9 m/Ma，沉積厚度平均為3 900 m)，沙一+二段儲層快速沉降、快速埋藏，導致現今沙一+二段儲層埋藏較深(埋深3 300～4 000 m)，壓實作用強烈；另外，成巖演化程度較快，現今沙一+二段儲層已經進入中成巖B期，晚期膠結作用非常強；因此，儲層物性整體較差。東部儲層受近南北向走滑裂后期活動的影響較強，受伸展斷裂后期活動的影響相對較弱(東營組至現今平均斷層活動速率為84.4 m/Ma，沉積厚度平均為2 700 m)，沙一+二段儲層沉降緩慢、埋藏緩慢，且后期受走滑作用的擠壓而抬升，導致現今沙一+二段儲層埋深整體較淺(埋深2 000～3 100 m)，遭受的壓實作用較弱；同時，成巖演化程度較慢，現今沙一+二段儲層剛進入中成巖A2期，晚期膠結作用較弱；因此，儲層物性整體較好。

圖8 研究區沙一+二段儲層巖石結構、成巖作用與物性的關系(a)石英含量與面孔率的關系；(b)壓實和膠結作用對儲層孔隙損失量的影響；(c)膠結物含量與面孔率的關系；(d)伊利石含量與孔隙度的關系Fig.8 Relationships between rock structure,diagenesis and physical properties in E s1+2

圖9 研究區沙一+二段古地貌(a)及裂縫型優質儲層發育區(b)構造特征Fig.9 (a)Structural features of the paleogeomorphology and(b)fracture-type reservoir development areas in E s1+2

3.4.2 局部斷層活動控制了深部裂縫型優質儲層的發育

黃河口凹陷北緣斜坡帶沙一+二段西部的局部儲層發育大量裂縫，鉆井揭示，發育構造裂縫的儲層位置正好處于斷裂帶、鄰近斷裂帶或背斜的翼部(圖9b)，裂縫以構造裂縫為主(圖3c，d，h)，局部發育收縮縫。構造裂縫對儲層的物性影響較大，能夠使致密砂礫巖儲層的滲透率達到2 566×10-3μm2，也是在研究區局部構造沙二段致密砂礫巖儲層中發育大量油氣的主要原因。

3.5 成巖階段

黃河口凹陷北緣斜坡帶沙一+二段儲層具有明顯的差異性，通過對研究區沙一+二段泥巖黏土礦物分析、地層測試溫度、鏡質體反射率、砂巖儲層中的自生礦物等綜合分析，發現西部儲層成巖階段目前處于中成巖B期(圖10)，東部儲層成巖階段目前以中成巖A2期為主，中成巖A1期和中成巖B期次之，且越往東部儲層成巖作用越弱。黃河口凹陷北緣斜坡帶不同構造沙一+二段儲層經歷了不同的成巖演化過程，導致了不同構造的孔隙演化具有明顯的差異性。

3.6 孔隙差異演化過程

上述對黃河口凹陷北部斜坡帶沙一+二段儲層遭受的總的壓實作用、膠結作用和溶解作用進行了定量分析，下面以研究區沙一+二段儲層為例，對東部和西部各成巖階段儲層的孔隙差異演化進行定性—定量分析，來揭示沙一+二段優質儲層的成因機理。

在孔隙演化分析過程中，各成巖階段結束時遭受壓實作用后的孔隙度可以用Athy提出的公式[27-28]進行計算：

式中：?n代表某一埋藏深度對應的孔隙度，%；Φ0代表儲層沉積初期的原始孔隙度，%；h代表儲層的埋藏深度，m；a為一個常數，可根據每一個樣品的原始孔隙度、埋藏深度、現今實測孔隙度代入公式(9)求得，對研究區123個數據統計發現，西部常數a數值分布在-0.001 514～-0.000 005 8之間，平均為-0.000 372，研究區東部常數a數值分布在-0.000 220～-0.000 001 09之間，平均為-0.000 092。

各成巖階段結束時壓實作用減少的孔隙度可通過某一成巖階段結束時遭受壓實作用后的孔隙度減去上一個成巖階段結束時遭受壓實作用后的孔隙度計算得到；各成巖階段結束時的膠結作用可以通過各成巖階段薄片觀察到的膠結物含量計算得到；溶解作用增加的孔隙度主要形成于中成巖A1期，可以通過公式(7)得到；各成巖階段結束時壓實作用損孔率可通過各成巖階段結束時壓實作用減少的孔隙度除以原始孔隙度計算得到；各成巖階段結束時膠結作用損孔率可通過各成巖階段結束時膠結作用減少的孔隙度除以原始孔隙度計算得到；各成巖階段結束時的埋藏深度可通過埋藏史進行讀取。

在上述計算公式的基礎上，結合埋藏史、包裹體、成巖作用等，對研究區不同構造沙一+二段儲層在各成巖階段時的總孔隙度(圖11)、不同成巖作用導致的孔隙度變化、油氣開始成藏時的孔隙度、油氣大量充注時的孔隙度進行定量分析(圖12)，進而可以明確孔隙度的差異演化以及優質儲層的形成機理。

圖10 研究區沙一+二段成巖階段劃分Fig.10 Diagenetic stages of E s1+2 in the study area

3.6.1 同沉積—同生期

大約為38～32 Ma(沙一+二段沉積期)，古地溫小于30℃，成巖環境為堿性[20-22]。該時期黃河口凹陷北緣斜坡帶西部儲層的平均古埋深約為480 m，埋藏速度較快(埋藏速率大約為80 m/Ma)，埋藏時間較長(埋藏時間約6 Ma)；孔隙度減少速率較快(每1 Ma平均減少孔隙度1%，埋深增加100 m平均減少孔隙度1.2%)。該時期孔隙度損失較多，以壓實減孔為主。孔隙度由30.5%減少至24.8%，孔隙度損失5.7%，總的損孔率為18.7%，其中壓實損孔率為14.4%，膠結損孔率為4.3%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以壓實作用為主，泥晶白云石、方解石和菱鐵礦膠結作用次之。

圖11 研究區儲層總孔隙演化示意圖(a)黃河口凹陷北緣西部；(b)黃河口凹陷北緣東部Fig.11 Schematic diagram of total pore evolution in the study area

圖12 研究區儲層成巖演化與儲層物性關系(a)黃河口凹陷北緣西部；(b)黃河口凹陷北緣東部Fig.12 Relationships between diagenetic evolution and reservoir physical properties in E s1+2

東部儲層的平均古埋深約為280 m，埋藏速度較慢(埋藏速率大約為46.7 m/Ma)，埋藏時間較長(埋藏時間約6 Ma)；孔隙度減少速率較快(每1 Ma平均減少孔隙度0.23%，埋深增加100 m平均減少孔隙度0.5%)。該時期孔隙度損失較小，以壓實減孔為主。孔隙度由28.5%減少至26.8%，孔隙度損失1.7%，總的損孔率為6.0%，其中壓實損孔率為4.6%，膠結損孔率為1.4%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以壓實作用為主，泥晶白云石、方解石和菱鐵礦膠結作用次之。

因此，在同沉積—同生期，研究區儲層均具有“長期緩慢埋藏、較強壓實、弱膠結、快速減孔”的特征(圖13)。但與東部儲層相比，西部儲層具有“埋藏速度快、壓實—膠結作用強、損失孔隙多”的特點。

3.6.2 早成巖A期

該時期古地溫分布在30℃～65℃之間，成巖環境依然為堿性[20-22]。黃河口凹陷北緣斜坡帶西部儲層經歷了東三段至東二下段(32～27.3 Ma)；該時期西部儲層的平均古埋深約為1 350 m，埋藏深度增加了870 m，埋藏速度加快(埋藏速率大約為185.1 m/Ma)，埋藏時間較短(埋藏時間約4.7 Ma)；孔隙度減少速率較快(每1 Ma平均減少孔隙度1.9%，埋深增加100 m平均減少孔隙度1.0%)。該時期孔隙度損失較多，以壓實減孔和膠結減孔為主，孔隙度由24.8%減少至15.7%，孔隙度損失9.1%，總的損孔率為29.6%，其中壓實損孔率為17%，膠結損孔率為12.6%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以壓實作用和膠結作用為主，膠結作用以微晶白云石、方解石和石膏的膠結作用為主。

東部儲層經歷了東三段至東二上段(32～25.2 Ma)，該時期東部儲層的平均古埋深約為1 170 m，埋藏深度增加了890 m，埋藏速度減慢(埋藏速率大約為130.9 m/Ma)，埋藏時間較短(埋藏時間約6.8 Ma)；孔隙度減少速率較快(每1 Ma平均減少孔隙度0.62%，埋深增加100 m平均減少孔隙度0.45%)。該時期孔隙度損失較小，以膠結減孔和壓實減孔為主，孔隙度由26.8%減少至22.6%，孔隙度損失4.2%，總的損孔率為14.8%，其中壓實損孔率為8.1%，膠結損孔率為6.7%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以相對較弱的壓實作用和膠結作用為主，膠結作用以少量的微晶白云石和方解石膠結為主。

因此，在早成巖A期，研究區儲層均具有“短期快速埋藏、強壓實、強膠結、快速減孔”的特征(圖13)；但是，與東部儲層相比，受構造活動導致的東營組沉積中心向西遷移的影響(圖9)，西部儲層具有“埋藏速度快、壓實和膠結作用強、損失孔隙多”的特點。

3.6.3 早成巖B期

該時期古地溫分布在65℃～85℃之間，成巖環境依然為堿性[20-22]。黃河口凹陷北緣斜坡帶西部儲層經歷了東營組和館陶組早期(27.3～20 Ma)；該時期西部儲層的平均古埋深約為1 750 m，埋深增加了400 m，埋藏速度減慢(埋藏速率大約為54.8 m/Ma)，埋藏時間長(埋藏時間約7.3 Ma)；孔隙度減少速度較快(每1 Ma平均減少孔隙度0.93%，埋深增加100 m平均減少孔隙度1.7%)。該時期孔隙度損失較多，以膠結減孔為主，壓實減孔次之，孔隙度由15.7%減少至8.9%，孔隙度損失6.8%，總的損孔率為21.8%，其中壓實損孔率為5.2%，膠結損孔率為16.6%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以壓實作用為主，膠結作用次之，膠結作用以亮晶白云石、方解石和石膏膠結為主。

東部儲層經歷了館陶組(25.2～13.4 Ma)；該時期東部儲層的平均古埋深約為1 780 m，埋深增加了610 m，埋藏速度減緩(埋藏速率大約為51.7 m/Ma)，埋藏時間長(11.8 Ma)；孔隙度減少速度較快(每1 Ma平均減少孔隙度0.32%，埋深增加100 m平均減少孔隙度0.62%)。該時期孔隙度損失較多，以膠結減孔為主，孔隙度由22.6%減少至18.8%，孔隙度損失3.8%，總的損孔率為13.3%，其中壓實損孔率為5.6%，膠結損孔率為7.7%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以相對較弱的壓實作用和較強的膠結作用為主，膠結作用以少量的亮晶白云石和方解石膠結為主。該階段晚期，油氣開始充注。

因此，在早成巖B期，研究區儲層均具有“長期緩慢埋藏、較弱壓實、較強膠結、快速減孔”的特征(圖13)；與東部儲層相比，西部儲層具有“膠結作用強、損失孔隙多”的特點。而東部油氣開始充注。

3.6.4 中成巖A1期

該時期古地溫分布在85℃～120℃之間，成巖環境為酸性[20-22]。西部儲層經歷了館陶組早期和明下段早期(20～8.2 Ma)；該時期西部儲層的平均古埋深約為2 850 m，埋深增加了1 100 m，埋藏速度增加(埋藏速率大約為93.2 m/Ma)，埋藏時間長(11.8 Ma)；溶解作用導致孔隙度增加，孔隙度由8.9%增加至12.5%，孔隙度增加3.6%，總的增孔速率為11.8%；其中，溶解作用增孔率可達23.6%，壓實損孔率為9.8%，膠結損孔率為2%(圖11，12)。該階段儲層的成巖作用主要以增孔為主，其中以長石、巖屑、膠結物的溶解作用增孔為主，壓實作用減孔次之，膠結減孔較弱，膠結作用以溶解作用形成的高嶺石以及少量石英次生加大等膠結為主。該時期，油氣開始充注。

東部儲層經歷了明下段至平原組晚期(13.4～0.5 Ma)；該時期東部儲層的平均古埋深約為2 960 m，埋藏速度稍微減慢(埋藏速率大約為96.5 m/Ma)，埋藏時間長(12.9 Ma)，溶解作用導致孔隙度稍微增加，孔隙度由18.8%減少至21.0%，孔隙度增加2.2%，總的增孔速率為7.7%；其中，壓實損孔率為4.9%，膠結損孔率為2.1%，溶解增孔率為14.7%(圖11，12)。該階段儲層的成巖作用以長石、巖屑、膠結物的溶解作用增孔為主，壓實作用減孔次之，膠結減孔較弱，膠結作用主要以溶解作用形成的高嶺石以及少量石英次生加大等膠結為主。該時期，東部油氣開始大量充注。

因此，在早成巖B期，研究區儲層均具有“長期快速埋藏、快速溶解增孔”的特征(圖12)；與東部儲層相比，西部儲層具有“強壓實、溶解增孔多、油氣充注晚”的特點。

3.6.5 中成巖A2期

該時期古地溫分布在120℃～140℃之間，成巖環境變為堿性[20-22]。儲層經歷了明化鎮組(8.2～3.6 Ma)；該時期西部儲層的平均古埋深約為3 500 m，埋藏深度增加650 m，埋藏速度較快(埋藏速率大約為141.3 m/Ma)，埋藏時間短(4.6 Ma)，孔隙度減少速度較快(每1 Ma平均減少孔隙度0.52%，埋深增加100 m平均減少孔隙度0.37%)。孔隙度損失較少，以壓實減孔和膠結減孔為主，孔隙度由12.5%減少至10.1%，孔隙度損失2.4%，總的損孔率為8%，其中壓實損孔率為4.3%，膠結損孔率為3.6%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以壓實作用和膠結作用為主，膠結作用以含鐵的白云石、方解石和伊利石、綠泥石、黃鐵礦等膠結為主，見少量的石英溶蝕現象。該時期，西部油氣開始大量充注。

東部儲層經歷了平原組至現今(0.5～0 Ma)；該時期東部儲層的平均古埋深約為3 030 m，埋藏速度增快(埋藏速率大約為140 m/Ma)，埋藏深度增加70 m，埋藏時間較短(0.5 Ma)；孔隙度減少速度較快(每1 Ma平均減少孔隙度2.8%，埋深增加100 m平均減少孔隙度2%)。孔隙度損失較少，以膠結減孔為主，壓實減孔次之，孔隙度由21.0%減少至19.6%，孔隙度損失1.4%，總的損孔率為5.3%，其中壓實損孔率為1.1%，膠結損孔率為3.9%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以相對較弱的膠結作用為主，較弱的壓實作用次之，膠結作用以少量的含鐵白云石、方解石和少量伊利石、綠泥石、黃鐵礦等膠結為主。該時期，東部油氣持續充注。

因此，在中成巖A2期，研究區儲層具有“短期快速埋藏、弱壓實、弱膠結、緩慢減孔”的特征(圖13)；與東部儲層相比，西部儲層具有“強壓實、強膠結、損失孔隙多、油氣強充注”的特點。

圖13 研究區不同位置儲層不同成巖階段埋藏速率、孔隙度損失率演化直方圖Fig.13 Histograms of burial rate vs.porosity loss rate evolution at different diagenetic stages for reservoirs in different locations in the study area

3.6.6 中成巖B期

該時期古地溫分布在140℃～155℃之間，成巖環境為堿性[20-22]。東部沙一+二段儲層僅演化至中成巖A2期，而西部儲層向中成巖B期繼續演化。

該時期，西部儲層經歷了明化鎮組晚期至現今(3.6～0 Ma)；該時期西部儲層的平均古埋深約為4 000 m，埋藏速度仍然較快(埋藏速率大約為138.9 m/Ma)，埋藏深度增加500 m，埋藏時間短(3.6 Ma)，孔隙度減少速度較快(每1 Ma平均減少孔隙度0.61%，埋深增加100 m平均減少孔隙度0.44%)。孔隙度損失較多，以壓實減孔和膠結減孔為主，孔隙度由10.1%減少至7.9%，孔隙度損失2.2%，總的損孔率為7.3%，其中壓實損孔率為3%，膠結損孔率為4.3%(圖11，12)。該階段，儲層的成巖作用主要以膠結作用為主，壓實作用次之，膠結作用以含鐵的白云石、方解石和伊利石、綠泥石、黃鐵礦等膠結為主，見少量的石英溶蝕現象。該時期，西部油氣持續充注。

因此，在中成巖B期，西部儲層具有“短期快速埋藏、弱壓實、弱膠結、緩慢減孔、油氣持續充注”的特征(圖13)。

總之，黃河口凹陷北緣沙一+二段儲層的成巖演化既具有相似性又具有差異性。相似性表現在：成巖環境均經歷了堿性→酸性→堿性的演化過程，對應的成巖演化序列為“沉積作用、泥晶白云石和方解石膠結→壓實作用、微晶白云石、方解石和石膏膠結→壓實作用、亮晶白云石、方解石和石膏膠結→長石、巖屑、碳酸鹽膠結物溶解和石英次生加大、次生高嶺石形成→含鐵碳酸鹽膠結、伊利石、綠泥石、黃鐵礦膠結和石英溶蝕”；成巖演化經歷了“長期緩慢埋藏、較強壓實、弱膠結、快速減孔→短期快速埋藏、強壓實、強膠結、快速減孔→長期緩慢埋藏、較弱壓實、較強膠結、快速減孔→長期快速埋藏、快速溶解增孔→短期快速埋藏、弱壓實、弱膠結、緩慢減孔”的演化過程，同生期至早成巖B期孔隙度度快速減少，中成巖A1期溶解作用增孔，中成巖A2期之后緩慢減孔。差異性表現在：儲層經歷的成巖演化階段不同，強烈程度不同，西部儲層早期經歷了短期快速埋藏，且現今處于中成巖B期，導致壓實作用和膠結作用要比東部更加強烈，儲層物性更差；東部儲層早期經歷了長期淺埋藏，且現今剛進入中成巖A2期，壓實作用和膠結作用偏弱，原生孔隙得到保存，儲層物性較好；成巖作用程度不同，每一個成巖階段，西部壓實作用和膠結作用程度更高，孔隙度損失程度更高；油氣充注時期不同，西部儲層油氣開始充注時間(10.8 Ma)和大量充注時間晚(5 Ma)，東部儲層油氣開始充注時間(15.5 Ma)和大量充注時間(13 Ma和7 Ma)早。

整體上，東部與西部相比，西部強壓實和強膠結是儲層致密化的根本原因，且西部儲層具有“先致密減孔—再溶蝕增孔、油氣強烈充注—后致密減孔、油氣持續充注”的特點。與非碳酸鹽巖母巖—中、粗砂巖—扇三角洲前緣相比，碳酸鹽巖的母巖—粉砂巖、礫巖的巖性—扇三角洲平原、前扇三角洲相是整個研究區沙一+二段儲層物性變差的宏觀控制因素，構造活動造成的差異壓實作用和膠結作用是儲層物性不同的成巖控制因素。

4 結論

(1)黃河口凹陷北緣沙一+二段發育以扇三角洲砂礫巖為主的儲層，不同位置儲層物性具有明顯的差異性。西部儲層物性物性差，以特低孔特低滲為主，局部具有低孔中—高滲特點；儲集空間以次生孔為主，主要為溶蝕孔和構造縫，局部見生物體腔孔。東部儲層物性整體較好，以中孔中—低滲為主，局部具有低孔低滲的特點；以原生孔為主，局部見生物體腔孔和微裂縫。

(2)研究區不同位置沙一+二段儲層物性受母巖類型、沉積作用和成巖作用的共同控制。花崗巖、中酸性火山巖母巖區為儲層提供了大量的可溶骨架顆粒，對應儲層物性最好；碳酸鹽巖母巖區為儲層提供了大量的灰巖、白云巖礫石以及含灰質的填細物，后期膠結作用強烈，對應的儲層物性較差。扇三角洲前緣水下分流河道中、粗砂巖儲層物性好，是研究區沙一+二段優質儲層發育的主要沉積相和巖石類型；扇三角洲平原主要以大量的礫巖和含礫粗砂巖，以及前扇三角洲、扇三角洲前緣遠端發育大量的粉砂巖儲層物性差。差異壓實作用和膠結作用是研究區不同位置儲層物性差異的主要原因，西部儲層壓實作用和膠結作用強烈，物性差，東部儲層壓實作用和膠結作用相對較弱，物性好。

(3)研究區沙一+二段儲層的成巖階段既具有差異性又具有相似性，相似性為：西部現今處于中成巖B期，東部剛進入中成巖A2期，不同位置儲層的成巖環境均經歷了堿性→酸性→堿性，成巖演化均經歷了“長期緩慢埋藏、較強壓實、弱膠結、快速減孔→短期快速埋藏、強壓實、強膠結、快速減孔→長期緩慢埋藏、較弱壓實、較強膠結、快速減孔→長期快速埋藏、快速溶解增孔→短期快速埋藏、弱壓實、弱膠結、緩慢減孔”的演化過程。差異性表現為：儲層經歷的成巖演化階段不同，西部儲層早期經歷了短期快速埋藏，現今處于中成巖B期，導致壓實作用和膠結作用要比東部更加強烈，孔隙損失更多；東部早期經歷了長期淺埋藏，壓實和膠結程度弱，現今剛進入中成巖A2期，壓實作用和膠結作用偏弱，孔隙損失少；儲層經歷的成巖作用程度不同，每一個成巖階段，西部壓實作用和膠結作用程度更高，孔隙度損失程度更高。構造活動造成的差異壓實作用和膠結作用是儲層物性不同的成巖控制因素，西部強壓實和強膠結是儲層致密化的根本原因，且西部儲層具有“先致密減孔—再溶蝕增孔、油氣充注—后致密減孔、油氣持續充注”的特點。