砂巖儲層致密化與油氣充注耦合關系
——以渤海灣盆地霸縣凹陷沙三—沙四段為例

胡洪瑾， 蔣有錄， 姜文利， 趙 凱

( 1. 自然資源部 油氣資源戰略研究中心，北京 100860； 2. 中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580； 3. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100028 )

0 引言

隨著常規儲層油氣勘探難度不斷加大，油氣勘探逐步轉向非常規資源領域。致密砂巖油氣藏的勘探開發成本和技術要求相對較低，資源潛力大，是非常規油氣地質研究的熱點領域[1-2]。致密砂巖儲層是指孔隙度<10%、覆壓基質滲透率≤0.1×10-3μm2(空氣滲透率<1.0×10-3μm2)的砂巖儲層[3-4]，其勘探和開發與儲層物性特征緊密相關，而儲層物性大多與成巖作用有關。砂巖儲層致密化與油氣成藏的關系密切，目前，關于致密砂巖油氣在孔隙特征、成巖作用、裂縫特征及成藏機制等方面的研究取得較多成果[5-10]，而在儲層致密化過程與油氣充注關系方面的研究相對較少。

渤海灣盆地霸縣凹陷古近系沙三—沙四段發育半深湖—深湖相碎屑巖沉積，其中泥巖為成熟—高成熟烴源巖，具有優質的生烴性能[11-12]。層系內半深湖—深湖相細粒砂體與泥巖層呈穩定互層狀展布，構成大范圍分布的儲層與烴源巖共生層系，易自生自儲、近源聚集，具備形成致密砂巖油氣藏的生儲蓋組合條件[11]。文安1、文安10、新家4、興隆1、牛東1、牛東2等井在沙三—沙四段致密砂巖中見到良好油氣顯示，展現較好的資源潛力，可作為后續增儲上產的勘探區域[13]。目前對研究區儲層致密化過程及其與油氣成藏的時序關系，以及致密油氣成藏機理和富集分布規律的認識不明確，制約致密油氣藏的勘探開發進程。

以渤海灣盆地霸縣凹陷沙三—沙四段砂巖儲層為例，以成巖作用特征分析為基礎，結合相對時間序列(成巖演化)和絕對時間序列(埋藏史、油氣充注史)標定，從儲層孔隙演化角度探討成巖作用控制下的儲層致密化過程，厘定儲層致密化與油氣充注—成藏的時序耦合關系，為研究區致密油氣成藏機理及富集分布規律研究提供依據。

1 區域地質概況

霸縣凹陷位于渤海灣盆地冀中坳陷中北部，是坳陷內的主要富油凹陷之一，西鄰牛駝鎮凸起，東接大城凸起，北靠廊固、武清凹陷，南接饒陽凹陷，勘探總面積達2.4×103km2[14-15](見圖1)。霸縣凹陷呈北東走向，為西斷東超的箕狀斷陷，以牛東邊界大斷層為界，自西向東依次劃分為陡坡帶、洼槽區、斜坡帶等；將凹陷陡坡帶一側岔河集—高家堡、二臺階、淀北、鄚州等構造帶合稱為岔—高—鄚構造帶，將緩坡帶一側蘇橋、文安等構造帶合稱為蘇橋—文安斜坡帶[14](見圖1(a))。

圖1 霸縣凹陷構造位置及發育特征(據文獻[14]修改)Fig.1 The tectonic location and development characteristics in Baxian Depression(modified by reference [14])

研究區以中元古界霧迷山組為基底，盆內主要沉積古近系，僅在東部蘇橋—文安斜坡帶發育古生界和中生界(見圖1(b))。沙四段—孔店組沉積時期，主要以多個分割的小型沉降中心為特征，陸源物質供應充足，斜坡帶以發育扇三角洲、河流—沖積平原為主，洼槽帶發育半深湖和湖底扇沉積；沙三段沉積時期，裂谷活動進一步增強，湖水深度增加，湖盆面積進一步擴大，以半深湖—深湖細粒沉積為主，并形成巨厚的暗色泥巖和油頁巖。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

根據巖心觀察和薄片鑒定結果，研究區沙三—沙四段儲層在巖石組分上具有相似性，成分成熟度較低，以巖屑質長石砂巖為主，其次為長石砂巖和長石質巖屑砂巖。不同構造帶的儲層巖石學特征具有一定的差異性，岔—高—鄚構造帶以巖屑質長石砂巖為主，長石質巖屑砂巖體積分數較低，石英、長石、巖屑的體積分數分別為1.50%～94.00%、1.00%～68.00%、0～59.00%，平均占比分別為42.97%、39.03%、18.00%(見圖2(a))；蘇橋—文安斜坡帶以巖屑質長石砂巖為主，與岔—高—鄚構造帶相比較，長石質巖屑砂巖體積分數較高，石英、長石、巖屑的體積分數分別為6.00%～83.00%、3.50%～63.00%、0～95.00%，平均占比分別為40.51%、39.62%、19.87%(見圖2(b))。巖性以粉砂—細中砂為主，分選中等—好，磨圓以次棱角—次圓狀為主，結構成熟度中等。

圖2 霸縣凹陷古近系沙三—沙四段儲層巖石組分三角圖(據文獻[16]修改)Fig.2 Triangular chart for rock composition of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression(modified by reference [16])

2.2 物性特征

霸縣凹陷沙三—沙四段儲層孔隙度為0.9%～30.0%，滲透率為(0.09～2 000.00)×10-3μm2，孔隙度、滲透率隨深度增加呈減小的趨勢，存在明顯的分帶現象，出現多個異常高孔滲帶“鼓包”，對應深度范圍分別為<2.25、2.25～2.70、2.70～3.50、3.50～4.00、>4.00 km等，各深度帶峰值隨深度增加呈減小的趨勢(見圖3(a-b))。這一分帶現象主要受沉積微相、分選因數、膠結物含量等因素控制，受巖性、地層壓力因素影響較小[14-17]。

沙三段與沙四段儲層物性特征大致相似，孔隙度主要分布在5.0%～20.0%之間，滲透率主要分布在(0.01～10.00)×10-3μm2之間(見圖3(c-d))。不同構造帶儲層物性存在一定的差異，岔—高—鄚構造帶孔隙度主要分布在5.0%～20.0%之間，大部分屬于低孔、特低孔儲層，少量為中孔儲層；滲透率主要分布在(0.01～10.00)×10-3μm2之間，屬于特低滲、超低滲儲層(見圖3(e-f))。蘇橋—文安斜坡帶孔隙度分布范圍較大，為0～35.0%，主要分布在5.0%～25.0%之間，屬于中孔、低孔、特低孔范疇，中孔儲層占比較岔—高—鄚構造帶的高；滲透率主要分布在(0.01～1.00)×10-3μm2之間，大部分屬于超低滲儲層，少量為特低滲儲層(見圖3(e-f))。

圖3 霸縣凹陷沙三—沙四段儲層物性特征Fig.3 Physical characteristics of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

2.3 儲集空間特征

研究區35張巖石鑄體薄片觀察結果表明，沙三—沙四段儲層的儲集空間類型大致相似，主要為原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量微裂縫。其中，原生孔隙通常具有形狀規則、邊緣平直的特征，無明顯的溶蝕痕跡；次生孔隙主要為長石與巖屑的粒內溶孔、粒間溶擴孔、鑄模孔等，還可見少量的填隙物溶蝕孔隙，孔隙形狀不規則，常呈鋸齒狀或港灣狀溶蝕邊緣；裂縫主要為長石與石英的壓實碎裂縫、超壓裂縫、成巖收縮縫及構造裂縫等(見圖4)(1)操應長，張世奇，周磊，等．冀中富油凹陷中深層沉積儲層特征研究[R].青島:中國石油大學(華東)，2012：56-73．。

圖4 霸縣凹陷沙三—沙四段儲層儲集空間特征Fig.4 Reservoir pore type characteristics of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

沙三段和沙四段儲層在巖石學特征、儲集物性特征和儲集空間類型方面具有相似性，因此，將沙三段和沙四段看作統一整體進行分析。

3 儲層成巖及物性演化特征

3.1 成巖作用

研究區沙三—沙四段儲層經歷復雜的成巖作用改造，主要成巖作用有壓實作用、膠結作用、交代作用、溶蝕作用等(見圖5)①。壓實作用主要表現為顆粒之間以線—凹凸接觸為主(見圖5(a))，云母等塑性顆粒發生撓曲變形(見圖5(b))。膠結作用較普遍，膠結物類型多樣，以碳酸鹽膠結為主，包括方解石、白云石、鐵方解石和鐵白云石等鈣質膠結物(見圖5(c-f))，局部發育較強的硬石膏膠結(見圖5(g))，并可見兩期石英次生加大邊(見圖5(h))，還可見少量黃鐵礦(見圖5(i))及高嶺石(見圖5(j))等膠結物。交代作用主要為碳酸鹽礦物對長石顆粒(見圖5(k))、石英顆粒及次生加大邊(見圖5(l))、早期碳酸鹽膠結物(見圖5(e))等的交代。溶蝕作用以長石(見圖5(j))、巖屑(見圖5(m))溶蝕最為常見，形成大量的粒內溶孔及粒間溶擴孔，石英(見圖5(n))及碳酸鹽膠結物(見圖5(o))溶蝕作用相對較弱，石英溶蝕主要發生于顆粒邊緣。霸縣凹陷岔—高—鄚構造帶與蘇橋—文安斜坡帶成巖作用類型及相對時序關系相似，未發現明顯差異，將兩個構造帶的成巖演化序列特征進行統一論述。

圖5 霸縣凹陷沙三—沙四段致密砂巖儲層成巖作用照片Fig.5 Photographs showing the diagenesis of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

3.2 成巖演化序列

利用鑄體薄片及掃描電鏡觀察，分析自生礦物之間的發育狀態、交切關系、共生組合特征；根據《碎屑巖成巖階段劃分規范》[18]，結合儲層埋藏演化史、烴源巖熱演化史、流體包裹體顯微測溫技術等，分析成巖作用發生順序，劃分目的層成巖作用階段并確定成巖流體演化序列。霸縣凹陷沙三—沙四段儲層為早成巖B期至中成巖B期，以中成巖期為主，根據鏡質體反射率(Ro)將中成巖A期劃分為A1與A2兩個亞期。早成巖B期，主要為壓實作用及少量早期黃鐵礦膠結；中成巖A1亞期主要為壓實作用、長石及巖屑等顆粒的溶蝕、石英次生加大，中成巖A2亞期主要為方解石、白云石、鐵方解石及硬石膏等的膠結作用；中成巖期B期，發生部分先前膠結物的溶蝕，并出現后期黃鐵礦膠結。

方解石(見圖5(c))及少量白云石(見圖5(d))主要充填于礦物顆粒邊緣孔隙，形狀規則，部分呈基底式膠結，推斷屬于成巖早期產物；鐵白云石、鐵方解石多共生于部分粒間孔及粒內溶孔(見圖5(e-f))，部分鐵白云石交代早期方解石(見圖5(e))，表明存在兩期碳酸鹽膠結，含鐵碳酸鹽膠結物產生于方解石膠結之后，且形成時間晚于長石溶蝕。硅質膠結物以石英次生加大邊及溶蝕孔隙中的自生石英為主，其中部分石英次生加大邊存在于顆粒間接觸處，并與鄰近顆粒呈線—凹凸接觸(見圖5(h))，表明形成于壓實作用較弱的成巖早期；部分石英次生加大邊向溶蝕孔隙方向生長，或見自生石英顆粒存在于溶蝕孔隙(見圖5(j))，顯示形成于溶蝕作用過程中或之后。可見由長石、巖屑溶蝕形成自生高嶺石、自生石英沉淀的反應[19-22]，推斷長石溶蝕與自生高嶺石同期形成。含鐵碳酸鹽膠結物(見圖5(l))及硬石膏(見圖5(g))交代石英次生加大邊，晚期碳酸鹽膠結物及硬石膏的形成晚于石英次生加大邊。碳酸鹽膠結物、硬石膏形成及石英溶蝕需要堿性環境[23-25]，推斷三者為同期形成。部分呈團塊狀及立方體形狀存在的黃鐵礦對含鐵碳酸鹽膠結物形成交代現象(見圖5(i))，推斷部分黃鐵礦膠結物形成較晚。原油充填部分巖屑等顆粒溶蝕孔隙，推斷油氣充注同時或晚于巖屑等礦物顆粒溶蝕作用(見圖5(p))。

興隆1井沙四段樣品的均一溫度測試數據顯示，碳酸鹽膠結物和石英膠結物鹽水包裹體均一溫度呈雙峰分布特征，表明存在兩期碳酸鹽膠結和兩期石英膠結。其中，碳酸鹽膠結物流體包裹體均一溫度峰值范圍分別為30～40、120～130 ℃，結合埋藏史確定其形成時間分別為38.5～37.5、18.0～6.5 Ma；石英膠結物流體包裹體均一溫度峰值范圍分別為80～110、130～140 ℃，對應形成時間分別為35.0～27.0、6.5～2.0 Ma(見圖6)。根據形成時間，推斷成巖產物形成序列為早期碳酸鹽膠結→石英膠結→晚期碳酸鹽膠結→石英膠結。

圖6 霸縣凹陷沙三—沙四段流體包裹體均一溫度及成巖產物形成時間Fig.6 Homogenization temperature of fluid inclusions and formation time of different diagenetic products in the 3rd to 4th member of Shahejie Formation of Baxian Depression

霸縣凹陷沙三—沙四段儲層主要成巖作用序列為：壓實作用/早期方解石膠結(50.4～37.0 Ma)→長石及巖屑溶蝕/石英次生加大/自生高嶺石(37.0～22.0 Ma)→碳酸鹽膠結/硬石膏膠結/石英溶蝕(22.0～6.5 Ma)→黃鐵礦膠結/長石及巖屑溶蝕/少量碳酸鹽膠結物溶蝕(6.5 Ma至今)，壓實作用貫穿于成巖作用過程的始終(見圖7)。

圖7 霸縣凹陷沙三—沙四段致密砂巖儲層埋藏史及成巖作用演化Fig.7 Diagram showing the burial and diagenetic history of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

3.3 物性演化特征

以鑄體薄片為基礎，利用Axio Vision Software Rel圖像分析軟件，采取人工圈繪與計算機圖像分析相結合的方法，統計各期膠結物及溶蝕孔隙的面孔率。在成巖作用及其演化特征分析的基礎上，基于“反演回剝”原理，對不同構造帶沙三—沙四段儲層進行成巖序列約束下的孔隙度演化過程分析[26]。同一構造帶不同位置儲層物性及其演化特征不同，隨與洼陷帶的距離減小，儲層埋深增加，物性變差，靠近洼陷帶位置儲層的物性演化特征是影響油氣充注的關鍵。因此，選取鄰近洼陷帶位置的井，表征對應構造帶儲層孔隙度最低值，進行物性演化史恢復研究。

研究區岔—高—鄚構造帶與蘇橋—文安斜坡帶沙三—沙四段儲層孔隙度演化過程相似，整體呈原生孔隙減少→次生孔隙增加→次生孔隙減少→次生孔隙弱增加的趨勢，蘇橋—文安斜坡帶孔隙度整體略小于岔—高—鄚構造帶的。50.4～38.1 Ma，受壓實作用和早期方解石膠結作用影響，原生孔隙大量減少，岔—高—鄚構造帶和蘇橋—文安斜坡帶面孔率分別減少20.41%和19.77%，孔隙度降低至15.0%左右；38.1～22.3Ma，發生石英次生加大和大量長石、巖屑溶蝕，次生孔隙大量增加，岔—高—鄚構造帶和蘇橋—文安斜坡帶面孔率分別增加6.15%和3.86%，孔隙度增加至20.0%左右；22.3～6.5 Ma，發生石英溶蝕和第二期碳酸鹽膠結，鈣質膠結物沉淀，孔隙度明顯降低，兩個構造帶面孔率分別減少16.48%和16.65%，減少至10.00%以下，岔—高—鄚構造帶和蘇橋—文安斜坡帶儲層于館陶組沉積后期(10.7和12.2 Ma)達到致密化[26]；6.5 Ma至今，黃鐵礦膠結和少量碳酸鹽溶蝕作用使岔—高—鄚構造帶和蘇橋—文安斜坡帶儲層面孔率分別增加4.05%和1.63%(見圖8)。研究區沙三—沙四段儲層致密化是由壓實和膠結作用共同形成的，晚期碳酸鹽膠結作用是儲層致密化的最直接因素。

圖8 霸縣凹陷沙三—沙四段儲層孔隙度演化史Fig.8 The porosity evolution history of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

4 儲層成巖與成藏耦合關系

4.1 油氣充注時間與期次

對霸縣凹陷沙三—沙四段4口單井7塊砂巖樣品進行流體包裹體分析，確定油氣充注史。根據流體包裹體巖相學特征，沙三—沙四段儲層發育大量鹽水包裹體和烴類包裹體。室溫下，烴類包裹體主要為單一液相的油包裹體及油氣混相氣液包裹體，單一氣相包裹體發育較少；烴類包裹體直徑介于5～10 μm，主要發育于石英顆粒裂紋，碳酸鹽巖膠結物和石英次生加大邊中未觀測到烴類包裹體(見圖9)。在紫外光照射下，油包裹體表現出的熒光顏色是反映烴類組分及熱演化程度特征的重要依據[27]。研究區沙三—沙四段儲層烴類包裹體熒光顏色主要分為黃綠色和藍綠色，其中藍綠色熒光包裹體占多數，反映儲層存在兩期烴類充注過程、以晚期高成熟油氣充注為主的特征。

對BS3和WA1井流體包裹體樣品的烴類包裹體及其伴生的鹽水包裹體進行顯微測溫分析，根據包裹體均一溫度，結合埋藏史，確定油氣成藏時間。WA1井沙四段(4 150.92 m)儲層樣品早期黃綠色熒光包裹體的伴生鹽水包裹體均一溫度分布范圍為115～125 ℃，晚期藍綠色熒光包裹體的伴生鹽水包裹體均一溫度分布范圍為130～150 ℃，確定兩期成藏時間分別為東營組沉積末期(26.8～25.2 Ma)、館陶組沉積末期至明化鎮組沉積期(10.5～6.5 Ma)(見圖9(a))。BS3井沙四段(3 478.01 m)儲層樣品油氣包裹體的兩期伴生鹽水包裹體均一溫度分布范圍分別為90～95 ℃和105～125 ℃，確定兩期成藏時間分別為東營組沉積末期(27.8～25.5 Ma)、館陶組沉積末期至明化鎮組沉積期(10.6～6.2 Ma)(見圖9(b))。

圖9 霸縣凹陷沙三—沙四段儲層油氣充注史Fig.9 Hydrocarbon filling history of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

4.2 油氣成藏物性下限

油氣成藏時，在特定地質條件下，為克服運移阻力而充注儲層的最小物性界線為成藏物性下限。采用分布函數曲線法[28]，分別擬合研究區岔—高—鄚構造帶和蘇橋—文安斜坡帶沙三—沙四段儲層的孔隙度和滲透率下限與深度的關系公式(見圖10)。

根據研究區油氣充注史分析結果，結合單井埋藏史，確定樣品成藏時期埋深；將古埋深代入物性下限與深度擬合公式，可獲得成藏時期儲層物性下限值。岔—高—鄚構造帶兩期成藏時的孔隙度下限分別為14.91%(早期)和6.23%(晚期)，滲透率下限分別為4.35×10-3μm2(早期)和0.22×10-3μm2(晚期)(見圖10(a))；蘇橋—文安斜坡帶兩期成藏時的孔隙度下限分別為15.35%(早期)和11.75%(晚期)，滲透率下限分別為2.50×10-3μm2(早期)和1.62×10-3μm2(晚期)(見圖10(b))。研究區有效儲層孔隙度和滲透率下限隨深度增大而逐漸降低。

圖10 霸縣凹陷沙三—沙四段致密砂巖儲層成藏物性下限分析Fig.10 The lower limit analysis of physical properties of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

4.3 儲層致密化與油氣成藏耦合配置關系

油氣成藏時，儲層物性特征與有效儲層物性下限關系決定油氣充注特征。儲層物性演化史與油氣充注史分析表明，第一期油氣大規模充注發生于東營組沉積末期，研究區沙三—沙四段儲層尚未致密化，屬于“先成藏后致密型”成藏模式，砂體物性較好，岔—高—鄚構造帶和蘇橋—文安斜坡帶臨近洼陷帶處儲層孔隙度(分別為22.10%和20.20%)遠大于成藏孔隙度下限值(分別為14.91%和15.35%)(見圖11)，油氣充注阻力較小。烴源巖處于低熟—弱成熟階段，生烴強度較弱，生烴轉化率較低(約為33%)；同時儲層內烴類包裹體豐度較低，說明成藏規模較小。受地層埋深速率及生烴強度的影響，該時期發育一定程度的地層超壓，但超壓幅度較小(低于5 MPa)，油氣充注動力較弱，推測在浮力和弱超壓共同作用、以浮力為主的驅動力作用下，油氣克服儲層排驅壓力等運移阻力，主要在鄰近源巖層的砂體中發生近距離充注。第二期油氣充注發生于館陶組沉積末期至明化鎮組沉積中后期，研究區烴源巖處于成熟—高成熟階段，生烴強度大，充注動力較強。沙三—沙四段儲層達到致密化(見圖11)，屬于“先致密后成藏型”成藏模式，岔—高—鄚構造帶鄰近洼陷帶處儲層孔隙度(7.10%)略高于成藏孔隙度下限值(6.23%)，在強充注動力的驅動下油氣發生充注，但蘇橋—文安斜坡帶鄰近洼陷帶處儲層孔隙度(5.00%)小于成藏孔隙度下限值(11.75%)，油氣充注較難。

圖11 霸縣凹陷沙三—沙四段儲層致密化與油氣充注關系Fig.11 Coupling relationship between reservoir tightness and hydrocarbon accumulation of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

霸縣凹陷不同構造帶原油探明儲量統計結果顯示，岔—高—鄚構造帶沙三—沙四段儲量約為1.5×107t，蘇橋—文安斜坡帶沙三—沙四段僅有少量儲量(見圖12)，表明蘇橋—文安斜坡帶沙三—沙四段受儲層致密化影響較大，不利于油氣充注。

圖12 霸縣凹陷不同構造帶各層系原油探明儲量Fig.12 Proven reserves of crude oil in different structural zones of Baxian Depression

5 結論

(1)渤海灣盆地霸縣凹陷沙三—沙四段儲層在巖石學和孔滲特征上具有相似性，以巖屑質長石砂巖為主，成分成熟度和結構成熟度低，儲集空間類型以殘余原生孔和次生溶蝕孔為主，屬于中、低孔—低、特低、超低滲儲層。

(2)研究區儲層經歷壓實、膠結、溶蝕、交代等成巖作用，呈現多期溶蝕、多期膠結的特征，目前處于早成巖B期至中成巖B期，以中成巖期為主。儲層孔隙度演化整體呈原生孔隙減少→次生孔隙增加→次生孔隙減少→次生孔隙弱增加的趨勢。岔—高—鄚構造帶的孔隙度整體大于蘇橋—文安斜坡帶的，兩個構造帶的儲層分別于約10.7和12.2 Ma達到致密化。儲層致密化受壓實作用和膠結作用的共同影響，晚期碳酸鹽膠結是導致儲層致密化的最直接因素。

(3)研究區致密砂巖儲層經歷兩期油氣充注，第一期發生于東營組沉積末期(27.8～25.2 Ma)，儲層成巖史與成藏史耦合關系表現為“先成藏后致密型”特征，各構造帶儲層孔隙度高于成藏孔隙度下限；第二期發生于館陶組沉積末期至明化鎮組沉積期(10.6～6.2 Ma)，儲層成巖史與成藏史耦合關系表現為“先致密后成藏型”特征，其中岔—高—鄚構造帶儲層孔隙度略高于成藏孔隙度下限，滿足油氣充注條件，蘇橋—文安斜坡帶儲層孔隙度低于成藏孔隙度下限，不利于油氣充注。