渤海灣盆地東營凹陷民豐洼陷陡坡帶深層-超深層碎屑巖優質儲層控制因素

劉佳庚，王艷忠，操應長，王淑萍，李雪哲，王鑄坤

［1. 深層油氣全國重點實驗室，中國石油大學（華東），山東 青島 266580；2. 中國石油大學（華東） 地球科學與技術學院，山東 青島 266580；3. 中國石油大學（華東） 石油工業訓練中心，山東 青島 266580］

含油氣盆地深層-超深層是全球油氣勘探的“三新”領域之一，整體低滲-致密背景下相對高孔、高滲的優質儲層是深層-超深層勘探的甜點［1-3］。中國東部盆地3 500 m 以深統稱為深層，4 500 m 以深的地層統稱為超深層［4-5］。前人研究認為，深層碎屑巖優質儲層儲集空間主要為次生孔隙，原生孔隙為次要的儲集空間［6-8］。近年來，隨著對含油氣盆地深層-超深層的油氣勘探，先后在北海地塹4 800 m［9］、墨西哥灣盆地6 000 m［10］、渤海灣盆地沾化凹陷4 000 m［11］、塔里木盆地7 000 m 深度［12］等深層-超深層發現了以原生孔隙為主導的碎屑巖優質儲層。

渤海灣盆地東營凹陷民豐洼陷陡坡帶古近系沙河街組四段下亞段（沙四下亞段）（Es4x）埋藏深度在3 600 m 以深，近岸水下扇砂礫巖體具有良好的源-儲配置［13-15］。近年來，在研究區民豐洼陷陡坡帶新鉆探了豐深斜11 和豐深斜101 井等高產凝析油氣井，沙四下亞段近岸水下扇砂礫巖油氣藏逐漸成為民豐洼陷深層-超深層未來重要的增儲陣地。前人研究認為，次生孔隙發育帶是民豐洼陷陡坡帶砂礫巖儲層最主要的儲集空間，并識別出4個次生孔隙發育帶，分別為沙四上亞段2 800～3 500 m 和3 750～4 050 m 深處，以及沙四下亞段4 300～4 500 m和4 700 m～4 900 m深處，且認為埋藏過程中-酸性流體的溶蝕是深層次生孔隙主導型優質儲層發育的機理［16-19］。然而，對新鉆井巖心研究發現，研究區沙四下亞段儲集空間以邊緣規則、無溶蝕殘余和被瀝青普遍充填的殘余原生孔隙為主，無次生孔隙發育帶。民豐洼陷沙四下亞段深層油氣成藏的關鍵問題在于優質儲層的發育，而其與沉積充填、成巖作用改造、油氣充注和地層超壓等因素密切相關［20］。前人主要針對民豐洼陷油氣來源、成藏歷史及壓力演化進行了研究，對優質儲層控制因素的研究相對薄弱［21-25］。因此，本研究對民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段近岸水下扇砂礫巖開展儲層基本特征、油氣充注-壓力演化史及優質儲層控制因素等地質研究，研究成果可為深層-超深層碎屑巖儲層評價和預測研究指明方向。

1 地質概況

民豐洼陷位于東營凹陷東北部，北接陳家莊凸起，南抵中央隆起帶，西以勝北斷層為界，東臨青坨子凸起，區域形態表現為向南傾沒的特點（圖1a）［26］。剖面上自北向南依次為北部陡坡帶、民豐洼陷、中央洼陷帶、牛莊洼陷和南部緩坡帶（圖1b），民豐洼陷為陳南鏟式邊界斷層控制下的陡坡帶［27］。民豐洼陷陡坡帶古近系自下而上依次發育孔店組（Ek）、沙河街組（Es）和東營組（Ed）［28］，其中，沙河街組自下而上可分為沙四段（Es4）、沙三段（Es3）、沙二段（Es2）和沙一段（Es1）。沙四段可分為沙四下亞段（Es4x）和沙四上亞段（Es4s）（圖1c）［29］。沙四下亞段沉積時期，以自西向東發育的豐深4 古沖溝、豐深1古沖溝和豐8古沖溝為主要物源通道，在陳南斷層下降盤發育大規模近岸水下扇砂礫巖體［30-31］。民豐洼陷沙四下亞段烴源巖是研究區的主力烴源巖［29］，烴源巖厚度中心位于豐深2井附近，隨著與烴源灶距離的增加，現今和歷史時期的鏡質體反射率都逐漸減低，生烴強度減小，因此，距烴源巖厚度中心更近的豐深4 溝和豐深1溝比豐8溝具有更好的成藏條件［32］。沙四下亞段鉆井主要分布在永北斷裂帶附近，其中，豐深1 古沖溝供源區的豐深1 井和豐深斜101 井，豐深4 古沖溝供源區的豐深斜11井為高產凝析油井（圖1d）。

圖1 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶構造位置及重點井分布Fig.1 Tectonic location and key well distribution of the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段近岸水下扇砂礫巖整體上表現為厚度大、相變快、巖性粒度粗和分選磨圓差的特點。儲層巖石類型主要為雜基支撐礫巖、顆粒支撐礫巖、礫質砂巖、含礫砂巖和砂巖，泥巖顏色為灰色、深灰色，多發育在較細正粒序的上部，少與礫巖、礫質砂巖等粗碎屑巖互層沉積。按照四組分三端元的分類方案，統計砂巖碎屑組分的相對含量，發現研究區砂巖類型以巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖為主，成分成熟度較低，巖屑類型以沉積巖巖屑（主要為白云巖巖屑和灰巖巖屑）為主，變質巖巖屑含量次之，火成巖巖屑含量最低。

2.2 成巖作用特征

民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段近岸水下扇儲層埋藏較深，經歷了復雜的構造活動及成巖改造過程，成巖作用類型多樣，主要包括壓實作用、膠結作用、溶解作用和交代作用。壓實作用整體較強，剛性顆粒（如石英、長石和花崗片麻巖巖屑）之間以線-凹凸接觸為主（圖2a），甚至可見壓溶作用導致的云霧狀顆粒接觸邊界（圖2b）。膠結作用主要為鐵白云石膠結、白云石膠結和硅質膠結，其次，發育少量鐵方解石、方解石、黃鐵礦、綠泥石和硬石膏等膠結物。鐵白云石膠結是影響儲層質量最主要的膠結作用，充填于殘余粒間孔隙和長石溶孔，晶形較好（圖2c，d），晶體表面無溶蝕痕跡（圖2d，e）；硅質膠結主要為石英自生加大（圖2f）。溶解作用整體較弱，被溶解的巖石組分主要為長石顆粒，多被溶解成蜂窩狀、港灣狀和犬牙狀（圖2g），碳酸鹽巖巖屑未被溶蝕（圖2h）。交代作用可見鐵白云石交代鐵方解石（圖2i）。

圖2 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段儲層主要成巖作用特征照片Fig.2 Primary diagenetic characteristics of reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

2.3 儲集空間特征

研究區近岸水下扇砂礫巖儲層最主要的儲集空間為原生孔隙，孔隙邊緣較平直或者較規則，周圍顆粒未見被溶蝕現象，可分為原生粒間孔和膠結殘余原生粒間孔。原生粒間孔內基本無填隙物（圖3a，b），膠結殘余原生粒間孔為膠結物充填后粒間的殘余孔（圖3c）。儲層中溶蝕孔隙較少，主要為長石顆粒內部和顆粒邊緣溶蝕孔隙，孔隙形狀不規則（圖3d—f）。長石溶蝕增孔量遠小于原生孔隙，是次要的儲集空間（圖3d，e）。利用鑄體薄片圖像分析技術，針對發育在近岸水下扇扇中亞相，雜基和膠結物含量均小于10 %的細礫巖、含礫砂巖和中粗砂巖，定量統計次生孔隙面孔率和總孔隙面孔率，結果發現：在埋深超過4 000 m 的深層砂礫巖儲層中，次生孔隙面孔率（Ss）與總面孔率（St）的比值隨深度變化不明顯，81 %儲層的Ss/St比值小于50 %；Ss/St隨總面孔率的減小而逐漸增大，在總面孔率大于2 %時，Ss/St小于50 %，儲集空間以原生孔隙為主；在總面孔率小于2 %時，少部分儲層Ss/St大于50 %，儲集空間以次生孔隙占主導。整體上，民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層儲集空間以原生孔隙為主導，次生孔隙對儲層物性貢獻不大。

圖3 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段儲層儲集空間特征單偏光照片Fig.3 Storage space characteristics of reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

巖心實測物性表明，民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層孔隙度在0.2 %～14.1 %、平均值為3.6 %，滲透率在（0.050～10.000）×10-3μm2，平均值0.183×10-3μm2，屬低孔超低滲儲層（圖4）。民豐洼陷陡坡帶古近系儲層孔隙度、滲透率和面孔率隨深度的增加而降低，埋深小于3750 m 時，儲層孔隙度、滲透率和面孔率隨深度增加而降低的速率較快；埋深超過3 750 m時，儲層物性降低的速率明顯減小（圖4），且埋深超過4 200 m 的砂礫巖儲層其儲集空間仍以原生孔隙為主（圖3）。因此，3750 m 是研究區儲層機械壓實作用的極限，超過該深度儲層可能以化學壓實作用為主，殘余原生孔隙仍然可以大量發育，這大大拓寬了民豐洼陷深部儲層勘探的深度下限。

圖4 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶儲層物性特征Fig.4 Porosity and permeability characteristics of reservoirs in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

3 優質儲層控制因素

原生孔隙是民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段近岸水下扇砂礫巖體最主要的儲集空間，因此，研究區優質儲層的分布與原生孔隙的發育和保存密切相關，主要受沉積作用、成巖改造、油氣充注及流體超壓等因素的影響［33-40］。

3.1 沉積作用

沉積原始條件決定了不同尺度下沉積物的非均質性。不同沉積相帶由于水動力的強弱不同，在砂體規模、疊置樣式和泥質含量等諸多方面存在差異；即使在同一沉積相帶，不同微相中的沉積巖也具有不同的結構、構造和成分等特征［41］。這種不同尺度的非均質性不僅造成砂巖儲層原始孔隙度差異，也使沉積物在后期埋藏演化過程中發生不同成巖作用和孔隙變化，進一步控制了有效儲層的形成與分布［42］。

民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段為典型的近源和重力流沉積為主的近岸水下扇。近岸水下扇扇根亞相由斷層幕式活動期的泥石流沉積、陣發性洪水沉積舌形體根部等微相組成，水體能量強，單層砂礫巖厚度大、成熟度低，主要發育泥質、砂質雜基支撐礫巖相和礫質砂巖相，儲層雜基含量高、分選差、顆粒幾乎無磨圓，在壓實作用下可導致儲層致密（圖2a，圖5a）。近岸水下扇扇中亞相主要為陣發性洪水沉積舌形體主體中部，砂礫巖厚度最大、分選磨圓較好、雜基含量較低，具有較高的原始孔隙度和抗壓實能力，發育在陣發性洪水沉積舌形體中部的顆粒支撐礫巖相、礫質砂巖相、含礫砂巖相和中粗砂巖相，是優質儲層發育的最有利位置（圖3a，b，d，e）；扇中亞相扇側緣砂體較薄，局部發育泥石流沉積，靠近扇側緣，砂體厚度變薄且云母、泥質含量增加，成熟度變低，儲層物性變差。扇緣亞相為近岸水下扇與半深湖-深湖接觸的相帶，由于洪水到達扇緣位置時能量明顯減弱，砂巖厚度最薄，巖性最細，主要發育砂巖和粉砂巖相（圖5b）。因此，在近岸水下扇扇中亞相的顆粒支撐礫巖相、含礫砂巖和中粗砂巖中，儲層具有較高的原始孔隙度及較強的抗壓能力，在深埋藏的成巖演化過程中原始孔隙更容易保存下來，是優質儲層最發育的巖相類型。

圖5 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段不同沉積相帶沉積特征Fig.5 Sedimentary characteristics of different sedimentary facies zones in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

3.2 成巖作用

沉積作用決定了碎屑巖儲層的原始非均質性，而成巖作用對儲層的改造，促進了儲層物性分異，加強了儲層非均質性［41］。影響儲層物性的成巖作用包括：①使儲層致密的壓實和膠結作用，為破壞性成巖作用；②能夠改善儲層物性的溶解作用，是建設性成巖作用［42］。

3.2.1 壓實、膠結作用

壓實作用貫穿成巖作用的始終，在早成巖階段，埋藏深度小于2 000 m 時，機械壓實作用是儲層減孔降滲最主要的成巖作用，該階段儲層原生孔隙大量減少［43］。隨著沉積物被逐漸深埋，壓實作用進一步增強，可使發育在近岸水下扇扇根、扇緣和扇中側緣的雜基含量高、分選磨圓差的砂礫巖儲層致密。發育在近岸水下扇扇中顆粒支撐的含礫砂巖和中粗砂巖中，當埋藏深度小于3 750 m 時，在壓實作用下原生孔隙迅速降低，在埋藏深度大于3 750 m 后，達到機械壓實作用的極限，原生孔隙度隨深度增加而降低的速率明顯下降，在深層仍保持著較好的原生孔隙，儲集空間仍以原生孔隙為主（圖3a—c）；顆粒間呈線-凹凸接觸，塑性顆粒強烈變形或假雜基化，剛性顆粒形成微裂縫（圖2a，b）。定量統計表明，民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段壓實作用造成的原始孔隙度損失的體積分數在50 %～100 %，是使研究區原生孔隙損失最主要的成巖作用。

膠結作用對儲層物性具有雙重作用，一方面早期沉淀于原生粒間孔隙的碳酸鹽膠結物可抑制壓實作用，在后期被酸性流體溶解，產生次生孔隙，從而改善儲層物性；另一方面，強烈的膠結作用可堵塞原生孔隙，減低儲層物性。碳酸鹽膠結是研究區最主要的膠結作用，以晚期鐵白云石膠結為主，發育少量的方解石和白云石。掃描電鏡觀察發現，研究區碳酸鹽膠結物充填于原生孔隙或長石溶蝕孔隙內，晶體自形程度高，未被溶解（圖2d，e）。定量統計表明，研究區膠結物體積分數小于20 %，膠結作用造成的原始孔隙度損失的體積分數也小于50 %。因此，膠結作用以破壞儲層為主，是研究區儲層減孔降滲的主要成巖作用之一。

3.2.2 溶解作用

研究區溶解作用整體較弱，以長石溶蝕為主，碳酸鹽膠結物溶解弱，掃描電鏡下自形較好，未被溶解（圖2d，e），且碳酸鹽巖巖屑未被溶蝕（圖2h）。為準確求取在埋藏成巖過程中，長石溶蝕作用對儲層物性的貢獻，在透射偏光鏡下，圈定長石溶蝕孔隙面積占視域總面積的比值（長石溶蝕孔隙面孔率）。圈定結果表明，長石溶蝕孔隙面孔率主要集中在0～2.5 %。在深層封閉體系中，長石溶蝕的產物近原地沉淀石英加大邊及高嶺石。針對發育在近岸水下扇扇中亞相，膠結物、雜基含量均小于10 %的細礫巖、含礫砂巖和中粗砂巖，由鏡下定量統計表明，研究區高嶺石含量較少，高嶺石面積含量（高嶺石面積占視域總面積的比值）普遍小于0.5 %，石英加大邊面積含量集中在0～1.0 %。用長石溶蝕孔隙面孔率減去產物石英加大邊和高嶺石的面積含量，發現長石溶蝕作用增加的面孔率普遍小于1.0 %，可見長石溶蝕作用對研究區儲層物性的貢獻較小。

3.3 油氣充注和流體超壓

沉積作用是深層-超深層碎屑巖優質儲層發育的基礎，成巖作用促進儲層分異，油氣充注和地層超壓的發育是優質儲層發育的關鍵［42］。流體包裹體記錄了地質歷史時期的地層溫度、地層壓力和地層流體等信息，為研究地層流體和地層溫、壓提供了最直接的證據［44］，因此，應用流體包裹體均一溫度、冰點溫度和氣液比等數據，分析研究區不同古沖溝的油氣充注史及流體壓力演化史，對比發育在不同油氣充注史及壓力演化史下儲層的物性及成巖作用的差異，探討油氣充注與地層壓力對儲層的影響。

3.3.1 流體包裹體巖相學及均一溫度

民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層中流體包裹體發育在石英愈合微裂縫、石英加大邊內部、石英加大邊塵跡線、長石溶蝕孔洞和碳酸鹽膠結物中，以石英愈合微裂縫中流體包裹體最發育。流體包裹體類型主要有氣-液兩相鹽水包裹體、單一液相油包裹體、單一氣相氣包裹體、氣-液兩相油包裹體。氣-液兩相鹽水包裹體在單偏光下呈無色或淺灰色，常與單一液相油包裹體、單一氣相氣包裹體和氣-液兩相油包裹體共生，形成流體包裹體組合（圖6）。氣-液兩相油包裹體和單一液相油包裹體在單偏光下顏色較深，多呈灰色、深灰色或棕色，熒光下呈藍色光和黃色光兩種顏色，以發藍色熒光的烴類包裹體最發育（圖6a—d）。烴類包裹體的熒光顏色從紅色—橙色—黃色—綠色—藍白色—無色的變化，反映了有機質從低成熟向高成熟的演化過程［45-46］，因此，黃色熒光油為成熟油，藍色熒光油為高熟油。單一氣相包裹體在單偏光下呈灰色、深灰色及無熒光。激光拉曼光譜表明，天然氣成分以甲烷和氮氣為主（圖6e，f）。

圖6 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層石英愈合裂縫中流體包裹體特征Fig. 6 Characteristics of fluid inclusions in the healed fractures in quartz in coarse-grained siliciclastic reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

與烴類包裹體同期捕獲的氣-液兩相鹽水包裹體的均一溫度，可以近似代表油氣充注時的儲層溫度。石英愈合微裂縫中氣-液兩相鹽水包裹體的尺寸普遍較大、數量多，多呈條帶分布，因此，對石英愈合微裂縫中與烴類包裹體同期的氣-液兩相鹽水包裹體進行測溫。包裹體選取的原則為：① 保存完好，未發生泄露或變形；② 具有相似的氣液比和產狀，即同一流體包裹體組合。與烴類包裹體同期的氣-液兩相鹽水包裹體均一溫度測試結果表明，與黃色熒光油包裹體共生的氣-液兩相鹽水包裹體均一溫度在125～170 ℃，主要分布在135～150 ℃；與藍色熒光油包裹體共生的氣-液兩相鹽水包裹體均一溫度在140～175 ℃，主要分布在145～170 ℃；與氣包裹體共生的氣-液兩相鹽水包裹體均一溫度在160～170 ℃。

3.3.2 油氣充注期次及地層壓力發育特征

將與烴類包裹體同期的氣-液兩相鹽水包裹體均一溫度在埋藏史-熱史演化圖上投影，確定了民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段不同古沖溝的油氣充注史，并利用流體包裹體均一溫度和冰點溫度，結合Carlos 等［44］導出的等容式，計算了流體包裹體形成的捕獲壓力。豐深1 古沖溝供源區的豐深斜101 井經歷了2 期石油充注和1 期天然氣充注：早期黃色熒光油在29.8～29.2 Ma 時充注，地層壓力為60.34～62.63 MPa，古地層壓力系數為1.31～1.36，為中超壓；晚期藍色熒光油在5.0～3.5 Ma時充注，地層壓力為54.91～66.63 MPa，古地層壓力系數為1.29～1.42，為中超壓；以甲烷和氮氣為主的天然氣在2.3～2.0 Ma 時充注，地層壓力在57.09～59.04 MPa，古地層壓力系數為1.36～1.42，為中超壓。豐深4古沖溝供源區的豐深斜11井同樣經歷了2期石油充注和1期天然氣充注：早期黃色熒光油在37.0～25.5 Ma 時充注，地層壓力為46.94～64.30 MPa，古地層壓力系數為1.19～1.44，為中超壓；晚期藍色熒光油在2.0～0.7 Ma 時充注，地層壓力為58.09～63.95 MPa，古地層壓力系數為1.44～1.59，為中-強超壓；以甲烷和氮氣為主的天然氣在3.1～0.5 Ma 時充注，地層壓力在51.29～57.71 MPa，古地層壓力系數為1.36～1.45，為中超壓。豐8 古沖溝供源區的永斜941 井早期黃色熒光油在35.0～31.2 Ma 時充注，地層壓力為40.30～42.30 MPa，古地層壓力系數在0.96～1.01，為常壓；晚期藍色熒光油在4.2～1.7 Ma 時充注，地層壓力為37.10～37.90 MPa，古地層壓力系數為1.1～1.31，為弱超壓-中超壓；以甲烷和氮氣為主的天然氣在2.8～1.1 Ma時充注，地層壓力在42.60～46.30 MPa，古地層壓力系數為1.13～1.21，為弱超壓。整體上，民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層，存在兩期石油充注和一期天然氣充注，第一期黃色熒光油充注時間為37.2～25.8 Ma，第二期藍色熒光油充注時間為12.0 Ma 至今，第二期石油充注伴隨天然氣充注，充注時間在3.6 Ma至今（圖7），以晚期藍色熒光油充注為主。經歷了兩個增壓旋回：第一個增壓旋回為45.0～24.6 Ma，伴隨著東營組沉積末期的構造抬升，第一增壓旋回的超壓得到釋放；伴隨著第二期油氣充注，超壓再次累積，第二個增壓旋回為24.6 Ma至現今（圖8）。

圖7 東營凹陷民豐洼陷北帶沙四下亞段砂礫巖儲層油氣充注史Fig.7 Hydrocarbon charging history of the coarse-grained siliciclastic reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

民豐洼陷沙四下亞段烴源巖厚度中心位于豐深2井附近，隨著與烴源巖厚度中心距離的增加，現今和地質歷史時期的鏡質體反射率都逐漸降低，生烴強度減小［32］。西部的豐深4 古沖溝和中部的豐深1 古沖溝距離烴源厚度中心近，東部的豐8 古沖溝距離烴源厚度中心較遠（圖1）［32］，因此，在兩個增壓旋回中，豐深4古沖溝供源區的豐深斜11井和豐深1古沖溝供源區的豐深斜101 井砂礫巖儲層更早接受油氣充注，產生傳遞型超壓，油氣充滿度高、地層壓力系數較大，發育兩期超壓油氣充注；而位于豐8古沖溝供源區的永斜941井油氣充滿度低、地層壓力系數較小，僅發育晚期油氣充注產生的傳遞型超壓（圖8）。

3.3.3 超壓油氣充注對優質儲層的影響

前人研究表明，民豐洼陷沙四下亞段油氣充注與壓實-膠結作用先后順序為：機械壓實作用—方解石、白云石膠結—早期石英加大—黃色熒光油充注—晚期石英加大/藍色熒光油充注—鐵方解石、鐵白云石膠結［16］。由圖7 和圖8 可知，油氣充注與超壓發育的時間相一致，且前人研究認為，東營凹陷民豐洼陷沙四段砂礫巖儲層超壓主要來源于沙四段烴源巖生烴超壓產生的壓力傳遞［47］。油氣充注對儲層的影響除了可以產生超壓，減少巖石間的骨架壓力，抑制壓實作用，保護原生孔隙［48-49］，早期油氣充注還可在顆粒表面形成油膜，阻擋顆粒表面與孔隙水的接觸，抑制水巖反應，從而減少碳酸鹽膠結和硅質膠結作用的物質來源，抑制膠結作用［50-51］。

為了明確超壓油氣充注對儲層物性的影響，選取發育在近岸水下扇扇中亞相，膠結物、雜基含量均小于10 %的細礫巖、含礫砂巖及中-粗砂巖，對比具有不同壓力演化史的豐深1古沖溝、豐深4 古沖溝和豐8古沖溝的儲層物性及成巖作用特征。僅發育晚期超壓、豐8 古沖溝供源區的永斜941 井，顆粒間線接觸-凹凸接觸，部分顆粒破碎，孔隙度整體較低，主要集中于2 %～6 %，最大孔隙度小于8 %（圖9a）；豐深4 古沖溝供源區的豐深斜11 井、豐深1 古沖溝供源區的豐深斜101 井發育兩期地層超壓，地層壓力系數均在1.2 以上，顆粒點-線接觸，孔隙度好于永斜941井，原生孔隙發育，豐深斜11 井最大孔隙度可達10 %以上，豐深斜101 井孔隙度主要分布在2 %～8 %，部分孔隙度大于8 %（圖9b，c）。

民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段最主要的膠結物為鐵白云石，干層中鐵白云石含量高，原生孔隙幾乎全部被充填，只殘留少量溶蝕孔隙，儲層致密，孔隙度分布在2 %～10 %，滲透率多分布在（0.01～1.00）×10-3μm2（圖10a）；油氣層中鐵白云石含量較少，相對含量低于孔隙含量，孔隙度多分布在0～12 %，孔隙度大于6 %的儲層超過40 %，滲透率超過1.00×10-3μm2的儲層達30 %（圖10b）；干層中鐵白云石含量高，原生孔隙幾乎全部被充填，只殘留少量溶蝕孔隙，儲層致密（圖10），孔隙度分布在2 %～10 %，滲透率多分布在（0.01～1.00）×10-3μm2。可見早期油氣充注明顯控制了晚期鐵白云石在油氣層中的發育，由于扇緣薄砂體、扇根泥石流和扇中近泥巖砂體原始物性差，早期油氣充注少，因此，晚期鐵白云石可繼續發生膠結，而在扇中厚砂體中部早期油氣充滿度高，鐵白云石膠結明顯受到抑制。此外，在發生多期烴類充注的儲層中，晚期油氣更傾向于充注發生早期油氣侵位的儲層中［52］。

圖10 東營凹陷民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段油氣層和干層物性差異特征Fig. 10 Differences in physical properties between hydrocarbon-bearing and dry layers in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

4 結論

1） 民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層巖石類型復雜，砂巖以巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖為主。壓實作用中等-強；膠結作用以鐵白云石膠結為主，其次為石英加大；溶解作用整體較弱，主要為長石溶蝕，碳酸鹽膠結物和碳酸鹽巖巖屑溶蝕不明顯。儲集空間為原生孔隙主導，發育少量的長石溶孔，但自生石英和高嶺石沉淀使長石溶蝕增孔不明顯。

2） 民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖儲層中發育黃色熒光和藍色熒光油包裹體和以甲烷和氮氣為主的氣包裹體，黃色熒光油包裹體反映早期成熟油氣充注，充注時間為37.2～25.8 Ma，藍色熒光油包裹體反映晚期高熟油氣充注，充注時間為12 Ma 今，天然氣充注時間為3.6 Ma 至今。地層經歷了兩個增壓旋回，第一個增壓旋回為45.0～24.6 Ma，第二個增壓旋回為24.6 Ma 至現今，豐深4 古沖溝、豐深1 古沖溝儲層壓力系數明顯高于豐8古沖溝儲層。

3） 巖相是民豐洼陷陡坡帶沙四下亞段砂礫巖優質儲層發育的基礎，顆粒支撐礫巖相、礫質砂巖相、含礫砂巖相和中-粗砂巖相雜基含量低、成熟度較高，有利于原生孔隙的保存。超壓油氣充注抑制壓實和膠結作用是優質儲層發育的關鍵，深層封閉體系中長石和碳酸鹽礦物溶解作用弱、增孔量少；3 750 m 以深的儲層孔隙度隨深度增大而降低的速率明顯降低，深層原生孔隙主導型優質儲層的發育大大拓展了優質儲層勘探的深度下限。