遼河西部凹陷牛心坨地區沙四段儲層特征及主控因素

周曉龍

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

牛心坨洼陷位于遼河西部凹陷的北部，發育中生界和沙四段2套烴源巖，湖盆周邊為各時期砂礫巖發育區與烴源巖直接接觸，源儲配置關系良好，有利于礫巖油藏的形成。目前，遼河西部凹陷牛心坨地區礫巖油藏整體勘探程度較低，僅在張1塊、坨19塊有所發現。近年來的鉆探情況表明，該區礫巖儲層非均質性強，儲集性能差異較大，儲層主控因素不清楚，制約著該區礫巖油藏深入勘探。前人已對該區沙四段進行了沉積相與砂體展布研究，但對于礫巖儲層特征及主控因素研究較少[1-2]。以往對該區儲層特征的研究僅局限于相關測試數據的分析，并未明確指出有利儲層的控制因素，而且所用分析數據相對較老。因此，此次研究對已鉆井重新進行分析化驗，綜合運用巖心、薄片鑒定、物性測試以及測錄井等最新的分析數據，對牛心坨地區沙河街組碎屑巖儲層巖石學特征進行分析。首次從沉積、埋深、斷裂等多個方面，詳細論證該區礫巖儲層的主控因素，并依此為依據，落實有利儲層發育區帶，以期對牛心坨地區礫巖油藏的勘探提供科學依據。

1 區域地質概況

西部凹陷位于渤海灣盆地東北部的遼河斷陷西南部，是遼河斷陷3個凹陷中最大的一個(圖1)。研究區位于西部凹陷北部的牛心坨地區，由新生代蓋層和前古近系基底2套地層系統構成。據中、新生界殘存地層分布特征可劃分出牛心坨隆起、宋家洼陷、牛心坨洼陷3個三級構造單元。研究區自下而上發育有太古界、中上元古界、中生界、房身泡組、沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮組和第四系平原組[1]。此次研究目的層為沙四段，自下而上發育牛心坨油層、高升油層及杜家臺油層，主要為扇三角洲—湖泊沉積體系，發育扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇3類砂體。

圖1 工區位置及范圍Fig.1 The location and scope of the work area

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

根據鉆井巖性統計，研究區沙四段巖性以砂礫巖為主，陡坡粗粒沉積，沉積相主要為扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇。通過微觀巖石薄片、鑄體薄片等分析統計，牛心坨地區沙四段砂礫巖儲層碎屑三端元組分含量變化均比較大，其中石英含量為11.0%～51.0%，平均為33.0%，整體偏低；長石為16.0%～58.0%，平均為38.5%；巖屑含量為0.0～66.0%，平均為18.5%。(圖2)?？傮w以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，部分長石巖屑砂巖，少量長石砂巖，反映近源快速堆積，低成分成熟度的特征。

圖2 牛心坨地區沙四段微觀碎屑組分含量三角圖及餅圖Fig.2 The triangle and pie charts of microscopic clastic components in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

2.2 儲集空間類型

鑄體薄片和掃描電鏡觀察結果表明(圖3)，研究區儲集空間類型包括原生孔隙、次生孔隙以及裂縫，次生孔隙包括粒間溶孔和粒內溶孔。總體上，埋深小于1 800 m主要為原生孔隙，1 800～3 000 m以次生溶蝕孔為主，大于3 000 m則以微孔隙和顆粒破碎縫、成巖縫為主。由于部分地區埋深較淺，斷裂又極發育，總體上溶蝕作用較強，被溶蝕的礦物主要是長石，微觀可見長石巖屑粒內溶孔、鑄膜孔，以及酸性巖屑中的長石組分。由于研究區沙四段砂巖以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，所以儲層內長石廣泛發育，一旦遭受酸性流體溶蝕，便可形成優質的次生孔隙發育帶。

圖3 牛心坨地區沙四段儲層微觀孔隙特征Fig.3 The microscopic pore characteristics of the reservoirs in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

2.3 物性特征

表1為遼河西部凹陷牛心坨地區沙四段巖心實測物性數據統計。由表1可知，遼河西部凹陷牛心坨地區沙四段主要發育中低孔低滲儲層，其中，杜家臺油層孔隙度平均值為14.1%，滲透率平均值為69.90 mD；高升油層孔隙度平均值為11.5%，滲透率平均值為35.90 mD；牛心坨油層孔隙度平均值為9.6%，滲透率平均值為12.50 mD。由上至下儲層物性總體變差，從各油層組不同巖性物性統計來看，泥雜基和灰質組分低的碎屑巖儲層物性偏好；對湖相碳酸鹽巖儲層來說，砂質云巖儲層物性較泥云巖、灰云巖要好。儲層物性的差異是沉積環境的差異導致，不同沉積環境巖石的成分、結構成熟度存在較大的變化，致使儲層物性在橫向和垂向上都存在非均質性。

表1 牛心坨地區沙四段儲層物性統計Table 1 The physical property statistics of the reservoirs in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

3 儲層主控因素

砂礫巖儲層物性常受沉積作用、成巖作用和構造作用等多種因素控制，也可能是某種因素起決定作用、多種因素綜合的結果[2-4]。前人對遼河西部凹陷古近系碎屑巖儲層研究表明，儲層的物性在橫向上受沉積作用的控制，縱向上受埋藏深度的控制[1-2]。研究區儲層埋深主要為1 500～2 500 m，最大可達4 000 m，壓實作用相對較強。長石、巖屑等不穩定顆粒的溶蝕則是該區次生孔隙發育的主要原因。研究區斷層早期以張性正斷裂為主，晚期兼具反轉和走滑特征，數量多、規模大且多期多組的斷裂使儲層物性得到明顯改善。因此，沉積作用、埋深和斷裂是研究區儲層的主控因素，扇三角洲前緣儲層物性好，埋深適中，次生孔隙發育為有利儲集相帶。

3.1 沉積作用

沉積作用對儲層物性的影響主要表現在沉積環境上，不同的沉積相、微相導致物性有較大差異。而不同沉積環境對儲層的影響主要包括巖石顆粒的結構特征及填隙物的含量。

3.1.1 沉積相

牛心坨陡坡地區沙四段主要發育扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇(圖4)。雖然同為砂礫巖，但扇三角洲的物性明顯優于湖底扇和近岸水下扇。扇三角洲與湖底扇儲層實測數據表明：兩者孔隙度均呈正態分布，扇三角洲孔隙度為5.0%～15.0%，整體大于湖底扇；扇三角洲滲透率也高于湖底扇，湖底扇滲透率則主要小于0.10 mD。坨5井不同取心段的實測物性數據表明：扇三角洲砂礫巖孔隙度與近岸水下扇相近，但滲透率高值偏多，普遍高于近岸水下扇。造成物性差異的原因是近岸水下扇水深坡陡進源堆積，粒間泥質支撐為主，泥質含量更高，導致其滲透率與扇三角洲前緣相比要低。但在近岸水下扇扇中砂體的中部，儲層物性較底部和上部要好，反映近源堆積過程中成熟度趨于穩定的特征。

圖4 牛心坨地區沉積相模式Fig.4 The sedimentary facies model in Niuxintuo Area

扇三角洲沉積環境中，前緣水下分流河道砂巖儲層平均物性好于平原分流河道，而同樣是扇三角洲前緣水下分流河道砂體，前緣遠源物性也要好于近源，也主要與砂體的粒度、分選、泥質含量有關，是水動力淘洗強弱的體現。牛心坨地區陡坡與緩坡相比，前者主要是近源沉積，后者則為遠源扇三角洲沉積，緩坡區沙四段孔隙度平均為13.5%，滲透率平均為12.60 mD，整體砂體儲集性能優越，同等條件下孔隙度比陡坡高5.0%，物性較陡坡帶好。

3.1.2 巖相

巖相不但可反映顆粒粒徑大小、填隙物含量，而且不同層理反映不同的水動力條件。由于錄井只考慮了巖性而未考慮層理構造等方面，因此，研究區巖相對儲集性能的影響只能通過顆粒結構特征和填隙物含量來體現[5-7]。

顆粒結構特征對于儲層物性的影響，包括粒徑和分選。通過分析可知，粒徑大小對滲透率的影響十分明顯，粒徑中值與滲透率呈正比例函數關系。而在粒徑相同的情況下，分選系數越小即分選越好，儲層物性越好。牛心坨油層砂巖在沉積后期受機械壓實作用的影響，原始孔隙度大幅度下降，且由于巖石成分、顆粒結構的差異，導致壓實程度和減孔率分布不均勻。研究區扇三角洲前緣是較強水動力環境下快速堆積的儲集層，雖分選差磨圓中等，但是在差異壓實作用不太大的情況下，由于其沉積環境水動力較強，礫石定向排列且顆粒之間多為點-線接觸，以砂質充填為主，泥質含量較少。因此，水下分流河道這類砂礫巖的儲層物性相對較好。

在巖石顆粒結構一定的前提下，砂巖中的泥質雜基和碳酸鹽膠結物的含量對巖石物性的優劣影響甚大。研究區填隙物的含量對滲透率有很大影響，其主要原因是砂礫巖儲集層中填隙物對喉道的改造程度不同，一些細小顆粒的雜基和自生膠結物在儲集層中具有附著在骨架顆粒表面的特性，致使喉道變得迂回曲折，減小了喉道半徑甚至可以堵塞喉道，從而使滲透率顯著降低。當泥質含量大于10%時，隨著泥質含量的增加滲透率明顯降低，兩者呈明顯的負相關性，當泥質含量和膠結物含量大于25%時，基本無可見的基質孔隙。碳酸鹽含量與儲層物性也呈負相關性。

3.2 埋深

前人通過統計遼河西部凹陷古近系儲層孔隙度隨埋深的變化，總體上隨深度增加，孔隙降低，但是包絡線在下降過程中再次出現高值，認為是次生孔隙發育帶[8]。研究區孔隙度隨深度變化特征如下：隨著埋深的增大，整體孔隙度都明顯降低，深度小于1 800 m時，孔隙度最高可達25.0%，以殘余原生粒間孔為主；埋深為1 800～3 000 m時，孔隙度明顯降低，但是局部存在高值區，代表原生孔隙減少并伴隨次生溶蝕孔的出現；深度為3 000～4 500 m時，最大孔隙度約7.0%，最小3.0%。通過包絡線預測4 500 m時，優勢巖相的孔隙度仍可達6.0%。緩坡沙四段儲層孔隙隨深度的變化規律與陡坡大致相同，在埋深小于1 500 m時，孔隙度為12.0%～25.0%；埋深為1 500～2 500 m時，孔隙度為5.0%～21.0%；埋深大于2 500 m，則孔隙度一般小于6.0%(圖5)。

3.3 斷裂

研究區斷裂活動具有多期性、持續性、新生性等特點，斷層數量多，規模大，多期多組，早期斷裂活動以張性正斷裂為主，晚期兼具反轉和走滑特征[9]。前人對斷裂和油氣關系研究表明：斷裂規模越大，其控制的油氣分布范圍越大，即使0.0～3.0 km規模的斷裂，也可以控制1.0 km內的油氣分布。在距離斷裂1.0～1.5 km范圍內酸性流體廣泛分布，酸性流體的存在帶來儲層溶蝕作用的發生，儲層物性可以得到改善。

通過觀察鏡下薄片可知(圖3)，坨5井牛心坨油層砂礫巖中存在構造應力產生的網狀縫和因后期溶蝕作用導致顆粒破碎而產生的溶蝕孔、破碎縫；同北端的坨17井及坨南的坨56井在鏡下也可見裂縫及伴生的溶蝕現象。無論是構造縫還是顆粒破碎縫的發育，儲層物性都有明顯的改善，裂縫不僅是良好的油氣儲集空間，也是油氣運移的有效通道[10-15]。因此，坨北埋深淺，儲層物性好，坨南雖然埋深大，但是斷裂發育，整個牛心坨地區存在砂礫巖優質儲層發育區。

圖5 牛心坨地區沙四段孔隙度-埋深關系Fig.5 The relationship between porosity and burial depth of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

4 有利成藏區預測

此次研究在前人研究的基礎上，通過有效儲集體的分布、烴源巖分布范圍、構造特征和已發現油氣分布，綜合預測了研究區沙四段潛在有利成藏區帶(圖6)。坨56井區位于坨南地區，勘探面積約16 km2，主要目的層為高升和牛心坨油層。沙四期長時間處于半深湖環境，沉積暗色泥質烴源巖厚度可達100～400 m，由于埋藏較深，演化程度較高，油源充足。牛心坨時期主要發育扇三角洲遠前緣水下分流河道砂體，高升和杜家臺時期厚層泥巖發育，儲蓋組合較好。該區扇三角洲砂體入湖后被優質烴源巖包裹，易形成巖性油氣藏。目前該井區上部的坨45井在高升油層已發現工業油流，有利區內坨56井整個牛心坨和高升油層都見到油斑或熒光的油氣顯示，但由于靠近扇體根部儲層物性偏差，測井解釋僅有少量差油層，以干層為主。最新完鉆的坨62井同樣鉆遇扇體根部，儲層物性相對較差，鉆遇油層2.7 m/層、差油層5.6 m/層，試油獲低產工業油流。因此，該區向湖泊方向延伸的遠源前緣砂體，儲層物性較好，再向湖泊方向延伸的遠源前緣砂體，將是未來勘探的有利靶區。

圖6 牛心坨地區沙四段綜合評價Fig.6 The comprehensive evaluation of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

5 結 論

(1) 牛心坨地區沙四段巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，碎屑三端元組分含量變化均比較大，其中石英含量平均為33.0%，長石含量平均為38.5%，巖屑含量平均為18.5%，填隙物以泥雜基和方解石膠結物為主，表現為低成分成熟度的特征。

(2) 儲層孔隙主要由原生孔、次生溶蝕孔和裂縫構成，杜家臺油層孔隙度平均值為14.1%，滲透率平均值為69.90 mD；高升油層孔隙度平均值為11.5%，滲透率平均值為35.90 mD；牛心坨油層孔隙度平均值為9.6%，滲透率平均值為12.50 mD。整體表現為中低孔低滲儲層，由上至下儲層物性總體變差。

(3) 沉積作用、埋深和斷裂是研究區儲層的主控因素，扇三角洲前緣水下分流河道為有利儲集相帶，埋深越大，壓實作用相對較強，后期長石、巖屑等不穩定顆粒的溶蝕是該區次生孔隙發育的主要原因。晚期受構造反轉及走滑運動影響，發育多期多組斷裂使儲層物性得到明顯改善。

(4) 該區扇三角洲砂體入湖后被優質烴源巖包裹，易形成巖性油氣藏。通過有效儲集體的分布、烴源巖分布范圍、構造特征和已發現油氣藏分析，認為坨56井井區整個牛心坨和高升油層都見到油斑或熒光的油氣顯示，再向湖泊方向延伸的遠源前緣砂體，將是未來勘探的有利靶區。