沙壘田凸起南緣沙河街組儲層成因及控制因素

陳昊衛(wèi)，朱筱敏，呂 雪，丁 楠

(1.中國石油大學，北京 102249；2.中國石油集團東南亞管道有限公司，北京 102249；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

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沙壘田凸起南緣沙河街組儲層成因及控制因素

陳昊衛(wèi)1，朱筱敏1，呂 雪2，丁 楠3

(1.中國石油大學，北京 102249；2.中國石油集團東南亞管道有限公司，北京 102249；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

針對渤海灣盆地西部沙壘田凸起儲層形成機理及分布因素研究不足的問題，通過對凸起帶南緣和西南緣儲層的分析測試及對比，討論了凸起帶周緣不同的構造、沉積特征對不同成因機理儲層的控制作用。認為沙南凹陷儲層主要儲集空間類型為原生粒間孔以及次生溶孔，溶解發(fā)育帶在2 500 m附近，Ro介于0.4～0.6，高嶺石含量可達80%以上；歧口凹陷儲層主要儲集空間類型為原生粒間孔，形成機理為超壓封存保留，高嶺石含量較低，在30%以下，伊蒙混層含量可達60%。在深凹陷沉積、湖泊改造沉積和重力流沉積中，容易形成超壓封存原生孔隙儲層；淺凹陷和河流、沖積扇、三角洲沉積中的高能微相，容易形成原生粒間孔、次生溶孔儲層。不同條件控制下的儲層成因的研究，為進一步的油氣勘探和開發(fā)提供了一定的參考。

儲層成因機理；次生孔隙；超壓；沙河街組；沙壘田凸起

0 引 言

沙壘田凸起位于渤海海域西部，圍區(qū)有渤中、南堡、歧口和沙南4個生烴凹陷。凸起主體為早第三系隆起，基底主要由中生界火山巖和太古界、元古界的片麻巖組成[1-2]。凸起南緣及西南緣的沙南凹陷和歧口凹陷彼此相連。沙南凹陷深度較淺，是位于南北兩大物源供給帶之間的一個狹長的次級凹陷；歧口凹陷是渤海灣盆地西部的一個重要的生烴凹陷，埋藏較深且面積較大。位于渤海灣盆地西部的沙壘田凸起周緣經(jīng)過長期勘探和開發(fā)，迄今為止已發(fā)現(xiàn)曹妃甸1-6、曹妃甸2-1、曹妃甸11-1等多個油田。學者們對凸起構造演化、沉積層序對油氣的控制進行了分析和探討[1-5]，但對凸起周緣的沙河街組砂巖儲層成因及控制因素缺乏深入研究[6]。因此，增強儲層成因機理和控制因素的研究是進一步提高勘探效率的方法。通過對巖心樣品薄片的觀察，黏土礦物、物性分析以及Ro分析的結果，對比了沙壘田凸起南緣及西南緣不同類型儲層的成因機理和控制因素，為沙壘田凸起周緣不同成因機理的砂巖儲層勘探和開發(fā)提供了一定的參考。

1 儲層特征

1.1 巖性特征

渤海灣盆地是中國東部的大型盆地，盆地形成于中生代及新生代，是在華北克拉通上產(chǎn)生的裂谷盆地。渤海灣盆地新生界發(fā)育古近系孔店組、沙河街組、東營組等多套沉積蓋層，其中，沙河街組沉積期盆地裂谷作用最強[7-9]，沉積了巨厚的砂巖及泥巖沉積體。

沙壘田凸起南緣及西南緣的沙河街組砂巖儲層巖石成分差異不大。填隙物主要為泥質雜基、黏土膠結物和碳酸鹽巖膠結物，巖屑種類主要為火山巖巖屑和沉積巖巖屑。南緣儲層巖石粒度相對較粗(圖1a)，填隙物分布變化較大；西南緣儲層巖石粒度較細(圖1b)，填隙物成分主要為混雜的黏土雜基和碳酸鹽巖膠結物。

1.2 成巖作用特征

沙壘田凸起南緣儲層壓實作用較弱，巖石顆粒以點接觸為主(圖1a)；西南緣儲層受強壓實作用的影響，可見顆粒弱定向排列(圖1b)。儲層膠結物的主要類型是黏土礦物和碳酸鹽礦物。黏土礦物主要為高嶺石、伊利石、綠泥石以及伊蒙混層；碳酸鹽巖膠結物主要有方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石膠結物(圖1c、d)。

圖1 沙壘田凸起南緣沙河街組儲層微觀特征

1.3 物性特征

沙壘田凸起南緣儲層以粒間原生孔以及粒間溶孔為主要儲集空間(圖1e、f)，孔隙度隨著埋深的增加有減小的趨勢，但在2500m附近明顯增加；滲透率始終保持隨深度增加而減少的趨勢，變化幅度較小。西南緣儲層的儲集空間特征則較為復雜，有較強的非均質性，面孔率變化范圍為1.63%～ 20.13%，平均為11.50%，在同一薄片的尺度內(nèi)均有明顯的孔隙發(fā)育帶和致密帶的區(qū)別(圖1e、f)。

2 儲層成因機理及控制因素

2.1 儲集空間形成機理

通過上述巖性、成巖作用以及物性的對比分析可以發(fā)現(xiàn)，沙壘田凸起南緣以及西南緣沙河街組存在2種截然不同的儲層類型。一類是以南緣沙南凹陷中各井為代表的儲層，另一類是以西南緣歧口凹陷中各井為代表的儲層，2種儲層的儲集空間形成機理各不相同。

沙壘田凸起南緣儲層儲集空間主要類型為原生粒間孔和粒間溶孔。在剖面中儲層孔隙度的突然增加說明儲層在埋藏過程中除了原生孔隙的保留，溶蝕作用也是儲集空間形成的重要機理。通過統(tǒng)計凸起周緣井的Ro與深度變化關系可以發(fā)現(xiàn)，2 500 m附近大部分樣品的Ro值都已經(jīng)接近0.5的生油門限。干酪根即將進入生油期之前會排出大量的有機酸，進入地層中的有機酸會改變地層水的性質，并使巖石骨架和膠結物被溶解產(chǎn)生次生孔隙[10-11]。

粗粒砂巖儲層的另一特征表現(xiàn)為在孔隙度增加的深度段，黏土礦物中高嶺石的含量也有明顯增加。前人的研究表明，高嶺石一般隨深度的增加而減少，但在酸性條件下，其他類型的黏土礦物可能轉變?yōu)楦邘X石[12]，因此，高嶺石含量的增加也證明了酸性流體的存在，為次生孔隙的形成機理提供了證據(jù)。

沙壘田凸起西南緣儲層埋深較大，受到了較強壓實作用的影響，原生孔隙保存量低。西南緣儲層薄片中沒有發(fā)現(xiàn)明顯的溶蝕作用痕跡，黏土礦物中的高嶺石含量隨深度也未出現(xiàn)異常(圖2)，而且西南緣儲層埋藏深度對應的Ro值大多已經(jīng)超過0.5。因此，有機酸溶解形成的次生孔隙并不是西南緣儲層的主要成因機理。

西南緣儲層面孔率數(shù)據(jù)體現(xiàn)強非均質性，致密帶孔隙度極低，而孔隙發(fā)育帶顆粒呈漂浮接觸狀態(tài)(圖1)，這說明西南緣儲層在較大深度下依然保存了部分原生粒間孔。凸起西南緣各井的伊利石含量隨深度的增加變化并不明顯；伊蒙混層含量隨深度增加先有所增加，然后保持平穩(wěn)；一般認為，隨著埋藏深度的增加，儲層中的黏土礦物會由蒙脫石、伊蒙混層向伊利石轉化[12]，但超壓背景下，黏土礦物的轉化會受到抑制，同時超壓帶地層水中的離子狀態(tài)會一定程度上抑制膠結物的產(chǎn)生[12]。歧口凹陷各井的黏土礦物分析數(shù)據(jù)體現(xiàn)出了停滯特征(圖2)，這表明西南緣儲層的部分區(qū)域儲層受到了超壓作用的影響。超壓是由于快速埋藏導致的地層水未能及時排出所引起，未排出的地層水分擔了地層壓力，在局部抑制了壓實作用，形成了孔隙保留帶。同時，超壓也可能對流體起到一定的封存作用，導致成巖自生礦物演化的停止或滯后。

圖2 沙壘田凸起西南緣沙河街組聲波時差與高嶺石、伊蒙混層含量縱向關系

渤海灣盆地東營凹陷、歧口凹陷等深凹陷中均有超壓流體封存箱的出現(xiàn)[13-14]，超壓封存的機理不僅對深部成藏有利，而且有利于儲層孔隙的保存。西南緣各井的流體動力學系統(tǒng)縱向特征體現(xiàn)出明顯異常，深部各井的聲波時差異常增大，這體現(xiàn)了超壓對儲層孔隙度保存的貢獻(圖2)。

2.2 控制因素

2.2.1 構造對儲層形成的控制作用

渤海灣盆地斷裂體系以走向連續(xù)分布的NNE—NE向和斷續(xù)分布的NWW—EW向為主，這2個方向的斷層形成了共軛剪切關系。盆地中不同時期發(fā)育的斷裂體系構成2個協(xié)調(diào)而統(tǒng)一的構造系統(tǒng)：伸展構造系統(tǒng)和走滑構造系統(tǒng)[8-9]。

沙南凹陷位于凸起南部，由于夾在南北2個凸起之間，長軸方向垂直于走滑斷裂的走向。因此，凸起內(nèi)走滑斷裂形成的斷層坡折十分發(fā)育，而裂谷作用的影響相對較弱，凹陷整體深度較淺，凹陷兩邊供源和斷裂體系控制了沉積物類型，主要沉積物為河流三角洲、扇三角洲沉積，斷層坡折處出現(xiàn)少量的滑塌重力流沉積物，整體沉積粒度較粗，水動力強，砂多泥少分選較好，有利于原生孔隙的產(chǎn)生，同時由于凹陷受裂谷作用影響較弱，因此，水深變化幅度較小，儲層埋深相對較淺，旋回性較好，這有利于原生孔隙的保存和地層流體的疏導。歧口凹陷是一個大型深凹陷，受到了較強的裂谷作用的影響。除了發(fā)育三角洲沉積物，陡坡帶還大量發(fā)育了滑塌沉積、湖底扇沉積以及湖水改造的湖濱灘壩沉積，因此歧口凹陷內(nèi)儲層巖性變化幅度更大，巖性粒度分選差，整體相對偏細，不利于原生孔隙的保存。同時由于凹陷在裂谷作用影響下，水體較深而且變化幅度大，儲層巖性埋藏深度大而且旋回性較差，不利于原生孔隙的保存和地層流體的疏導，但頻繁變化的巖性使儲層中容易出現(xiàn)異常壓力帶。

2.2.2 沉積對儲層形成的控制作用

沙壘田凸起南緣以及西南緣主要發(fā)育了沖積扇、扇三角洲、辮狀河三角洲、湖泊灘壩、湖底扇等沉積類型。沖積扇、扇三角洲、辮狀河三角洲中的河道沉積物有較高的原始孔隙度和相對較高的剛性顆粒含量，有利于發(fā)育和保存良好的原生粒間孔隙；河道間沉積原始孔隙度較低，往往還發(fā)育碳酸鹽巖膠結物。泥巖中有機質成熟時排出的有機酸可改善儲層，對巖石中碳酸鹽巖膠結物和骨架顆粒的溶解在深部改善了儲層物性。湖泊沉積和重力流沉積，雖然原始孔隙性以及抗壓性均不如牽引流沉積，但這些類型的沉積物種粒度不均勻、旋回性差，巖性的頻繁變化使儲層中容易出現(xiàn)超壓保存的孔隙發(fā)育帶。原始孔隙度較高的高能沉積微相容易在良好的保存條件下形成原始粒間孔為主要儲集空間的儲層，而水動力中等的微相原始孔隙度較低，但可能因為酸性流體的溶蝕作用產(chǎn)生次生孔隙發(fā)育帶。低能微相、重力流以及湖泊改造的微相中，原始孔隙的發(fā)育和保存狀況很差，但是異常壓力會形成致密層中的高孔滲帶，形成相對優(yōu)質儲層。

3 結 論

(1) 沙壘田凸起南緣和西南緣的沙河街組儲層巖石成分類似，南緣儲層的主要儲集空間為原生粒間孔，以及少量的溶蝕孔隙；西南緣儲層的儲集空間主要為超壓作用保存的原生孔隙。

(2) 裂谷作用強烈的岐口深凹陷、湖泊改造沉積和重力流沉積中，容易形成超壓封存保留的原生孔隙儲層；裂谷作用影響較弱的沙南淺凹陷、河流、沖積扇、三角洲沉積中的高能微相，容易形成和保留原生粒間孔，同時有機質排酸形成的酸性流體會對儲層進行溶蝕形成次生孔隙。

(3) 沙壘田凸起周緣沙河街組儲層形成機理和控制因素的分析表明，同時期的沉積物在不同構造背景和沉積條件的控制下，可能出現(xiàn)截然不同儲集空間發(fā)育機制，對不同類型的儲層應該采取靈活的勘探思路才能獲得最好的效果。

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編輯 朱雅楠

20150621；改回日期：20151008

國家科技重大專項“巖性地層油氣藏沉積體系、儲層形成機理與分布研究”(2011ZX05001-002)

陳昊衛(wèi)(1991-)，女，2012年畢業(yè)于中國石油大學(北京)地質工程專業(yè)，現(xiàn)為該校地質工程專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事沉積儲層研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.06.013

TE122.1

A

1006-6535(2015)06-0061-04