孫海濤，李超，鐘大康，周軍良

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津300452）

渤中25-1油田沙三段低滲儲層特征及其成因

孫海濤1，李超2，鐘大康1，周軍良2

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津300452）

渤中25-1油田沙河街組沙三段儲層主要由巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖組成，現(xiàn)今埋藏深度為3 300～3 800 m，處于中成巖演化階段。成巖過程中，壓實、膠結(jié)和溶蝕作用對儲層物性的影響較大，形成了現(xiàn)今的中孔、低滲儲層。沉積背景和成巖演化控制了該區(qū)沙三段的儲層物性。重力流沉積背景導致儲層原生孔隙不發(fā)育，雜基含量高；后期成巖演化過程中，強壓實、強膠結(jié)和弱溶蝕作用進一步降低了儲層物性。相對優(yōu)質(zhì)儲層分布在近端扇砂體內(nèi)，因此，近端扇為有利儲層發(fā)育區(qū)。

低滲儲層；重力流；成巖作用；沙河街組；渤中25-1油田

0 引言

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，當大量中淺層和高孔滲等常規(guī)儲層內(nèi)的油氣資源不斷被發(fā)現(xiàn)和開發(fā)之后，目的層就會轉(zhuǎn)向更深層和中低孔滲的非常規(guī)儲層［1］。雖然這些儲層的勘探開發(fā)難度較大，但其中豐富的油氣資源可緩解現(xiàn)今油氣供應緊張的局勢。2005年我國油氣資源評價結(jié)果顯示，低滲儲層的油氣資源量約占總資源量的40%［2］，因此，加強低滲儲層的勘探和開發(fā)研究具有重要的戰(zhàn)略意義。

渤海南部海域的渤中25-1油田位于渤海灣盆地渤南凸起西段、渤中凹陷及黃河口凹陷的交界處，是一個被近南西—北東向斷層與近東西向斷層所切割的斷背斜構(gòu)造，為受斷層控制的異常高溫高壓構(gòu)造-巖性油藏［3-6］。該油田主力油層為新生界古近系沙河街組沙二段（E3s2）和沙三段（E3s3），埋藏深度主要為3 300～3 800 m，先后完鉆了6口探井，分別獲得高產(chǎn)及低產(chǎn)油流［7］。前人研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)沙三段為較深水湖泊環(huán)境下的濁積扇沉積，巖性主要為巖屑長石砂巖，儲層物性在埋藏過程中受成巖作用影響較大［8-9］，平均孔隙度小于20%，平均滲透率普遍小于50 mD［3］，為中孔、低滲儲層［1，10-11］。目前，對該區(qū)沙三段儲層經(jīng)歷的成巖序列及其演化、低滲的成因機理以及優(yōu)質(zhì)儲層的分布等關鍵問題，還沒有系統(tǒng)的研究和認識，而這些是造成儲層低滲的主要原因［12-13］。一般而言，儲層的物性特征及后續(xù)成巖作用的強度由儲層原始物質(zhì)的組成和結(jié)構(gòu)所決定［14］。因此，筆者詳細分析研究區(qū)6口井的巖心、338塊鑄體薄片及相關的掃描電鏡和物性分析資料，探討該區(qū)沙三段低滲儲層的形成機理與物性控制因素，為該區(qū)低滲油藏的勘探開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 儲層巖石學特征

1.1 巖石類型

圖1 渤中25-1油田沙三段沉積相Fig.1Sedimentary facies of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

巖心和測井資料研究表明，渤中25-1油田沙河街組沙三段厚度為120～280 m，砂巖主要發(fā)育在具有正粒序的近岸水下扇中（圖1），砂層厚度為30～150 m。發(fā)育典型的重力流沉積構(gòu)造，如鮑馬序列和滑塌變形構(gòu)造等。近端扇砂體的粗大礫石雜亂或直立分布，多個砂體相互疊置，單砂體厚10～20 m；遠端扇表現(xiàn)為厚層暗色泥巖夾極薄的含礫細砂巖，單砂體厚2～4 m，底部發(fā)育重荷模構(gòu)造和同沉積微斷層，盡管遠端扇礫石較小，但仍雜亂排列，既粗又薄的細礫巖與既厚又細的巨厚暗色泥巖伴生，反映了一種事件性沉積［6，15-16］。

1.2 巖性特征

根據(jù)巖石成分統(tǒng)計，研究區(qū)沙三段巖性以巖屑長石砂巖為主（圖2），分布范圍廣，從BZ25-1-2井區(qū)到BZ25-1-4井區(qū)均有分布，其次為長石巖屑砂巖，主要分布在靠近物源的BZ25-1-5井區(qū)。其中石英、長石和巖屑的平均體積分數(shù)分別為43.84%，36.33%和17.18%。巖屑長石砂巖中的長石包含有鉀長石和斜長石，以鉀長石為主；巖屑包含有侵入巖、中性噴出巖和酸性噴出巖，以侵入巖為主。膠結(jié)物成分以碳酸鹽為主，包括方解石、（鐵）白云石和菱鐵礦。

圖2 渤中25-1油田沙三段砂巖巖石類型Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石質(zhì)石英砂巖；Ⅲ.巖屑質(zhì)石英砂巖；Ⅳ.長石巖屑質(zhì)石英砂巖；Ⅴ.長石石英；Ⅵ.巖屑（質(zhì)）長石砂巖；Ⅶ.長石（質(zhì)）巖屑砂巖；Ⅷ.巖屑砂巖Fig.2Triangular diagram of sandstone component of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

粒度分析結(jié)果表明，顆粒以中砂和粗砂為主，二者平均體積分數(shù)分別為29.1%和15.35%，主要分布在近端扇附近；其次為細砂和極細砂，平均體積分數(shù)分別為27.8%和11.65%，分布在遠端扇和近端扇水道側(cè)緣。粒度標準偏差σ1主要為1～2，部分為0.71～1.00和2～4，總體上分選性為較差—差，磨圓度以次棱角狀為主。因此，研究區(qū)沙三段砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度都很低。

2 儲層物性特征

渤中25-1油田沙三段244個樣品的孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果（圖3）表明，該區(qū)儲層物性較差，孔隙度主要為1.18%～18.20%，平均為10.45%，滲透率為0.001～49.700 mD，平均為1.6 mD，說明該區(qū)儲層為低孔、低滲儲層。

圖3 渤中25-1油田沙三段儲層物性隨深度變化關系Fig.3Porosity and permeability distribution with depth of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

隨著埋藏深度的增加，沙三段儲層孔隙度和滲透率變化趨勢均不明顯（圖3）。例如，BZ25-1-2井埋藏深度為3 400 m，孔隙度最大值為6%，滲透率為0.1 mD；BZ25-1-5井埋藏較深，超過3 650 m，但孔隙度最大值達到了18%，滲透率為49 mD。由此表明，研究區(qū)儲層物性受埋藏深度的影響并不大。

研究區(qū)50個砂巖樣品的物性參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果（表1）表明，隨著砂巖粒度的變化，物性參數(shù)出現(xiàn)較大差異。其中中砂巖物性最好，孔隙度和滲透率平均值均較高；粗砂巖孔隙度不高但滲透性較好；細砂巖滲透性最差，平均滲透率僅0.04 mD。

表1 渤中25-1油田沙三段不同粒度砂巖的物性參數(shù)統(tǒng)計Table 1Porosity and permeability in sandstones of different grades of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

3 儲層成巖序列與孔隙演化

3.1 成巖作用特征

直接影響研究區(qū)沙三段儲層物性的成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

（1）壓實作用

研究區(qū)沙三段砂巖儲層現(xiàn)今埋藏深度為3400～3 800 m，碎屑顆粒之間以線接觸為主，部分呈凹凸—線接觸（圖版Ⅰ-1），表明砂巖經(jīng)受了較強的壓實作用（圖版Ⅰ-2），而且這種強壓實作用的減孔效應比較明顯（圖4）。

圖4 渤中25-1油田沙三段儲層壓實與膠結(jié)作用減孔程度分布Fig.4Porosity reduce model with compaction and cementation of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

（2）膠結(jié)作用

研究區(qū)沙三段儲層在埋藏過程中先后發(fā)育了石英次生加大邊、碳酸鹽膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)作用，其中碳酸鹽膠結(jié)作用相對較明顯。

石英次生加大現(xiàn)象比較常見，部分粒間發(fā)育形態(tài)規(guī)則的石英晶體（圖版Ⅰ-1）。依據(jù)掃描電鏡資料，石英加大一般處于Ⅱ級，加大邊寬度為0.05～0.08 mm，個別達0.1 mm，石英顆粒表面被較完整的石英自形晶面及石英雛晶包圍，縮小了儲集空間。

碳酸鹽膠結(jié)物平均體積分數(shù)為8.15%，膠結(jié)物類型以方解石和白云石為主，鐵白云石次之，極少量菱鐵礦。方解石和鐵方解石晶形較好，晶體充填于顆粒之間；白云石晶形也較好，晶體分布于顆粒表面、接觸處或顆粒之間，晶體較方解石小很多；鐵白云石自形程度較差，晶體較小，主要充填于孔隙中。碳酸鹽膠結(jié)物可分為2期：早期方解石膠結(jié)物大部分被溶蝕（圖版Ⅰ-3）；晚期鐵方解石和（鐵）白云石膠結(jié)物（圖版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-5），特別是粒間鐵方解石膠結(jié)物晶形好，向顆粒一側(cè)的邊界十分平直，說明晚期粒間溶孔內(nèi)再次發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)［17］。

黏土礦物膠結(jié)物有伊利石、伊/蒙混層、高嶺石和少量綠泥石。根據(jù)41個樣品的X射線衍射資料，研究區(qū)沙三段黏土礦物以伊利石為主，相對體積分數(shù)平均為80.74%（圖5），其次為伊/蒙混層，相對體積分數(shù)平均為11.11%，高嶺石、綠泥石和綠/蒙混層平均相對體積分數(shù)均小于5%。依據(jù)掃描電鏡，伊利石主要以顆粒包裹和孔隙搭橋式存在于儲層中，其形態(tài)主要有片狀和絲狀（圖版Ⅰ-6、圖版Ⅰ-7）；高嶺石主要以孔隙充填式存在于儲層中，其形態(tài)大部分為書頁狀，這些黏土礦物的存在降低了儲層的滲透性。

圖5 渤中25-1油田黏土礦物含量隨深度變化Fig.5The distribution of average content of clay minerals with depth in Bozhong 25-1 oilfield

（3）溶蝕作用

鑄體薄片和掃描電鏡鑒定結(jié)果表明，研究區(qū)沙三段儲層中的長石和巖屑溶蝕現(xiàn)象較普遍，造成粒內(nèi)溶孔和鑄?？椎却紊紫栋l(fā)育（圖版Ⅰ-3、圖版Ⅰ-8），碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕較弱。面孔率統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，次生溶蝕形成的孔隙并不多，平均體積分數(shù)為2.34%，說明沙三段儲層溶蝕作用強度有限。根據(jù)薄片觀察結(jié)果，3 400 m以下長石和巖屑的溶蝕現(xiàn)象很普遍，垂向上變化規(guī)律不明顯，但是在平面上，靠近物源的BZ25-1-5井區(qū)溶蝕作用較強（圖版Ⅰ-8），向北遠離物源的其他井區(qū)長石和巖屑的溶蝕程度很低（圖版Ⅰ-9）。

3.2 成巖序列與孔隙演化

根據(jù)研究區(qū)儲層中黏土礦物的演化特征，特別是伊/蒙混層比隨深度的變化規(guī)律（圖6），認為沙三段儲層現(xiàn)今埋藏深度為3 400～3 800 m，先后經(jīng)歷了早成巖階段A期和B期、中成巖階段A期，目前處在中成巖階段B期。

儲層埋藏深度小于1 000 m時，黏土礦物中伊/蒙混層礦物的蒙脫石體積分數(shù)大于70%，處于早成巖階段A期，發(fā)育機械壓實作用、少量的石英次生加大及早期方解石膠結(jié)，此時孔隙以原生孔隙為主，現(xiàn)今仍舊可以看到一些殘存的原生孔隙（圖版Ⅰ-3、圖版Ⅰ-4）。

圖6 渤中25-1油田沙三段儲層成巖演化模式Fig.6Diagenesis evolution model of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

儲層埋藏深度為1 500～2 300 m時，伊/蒙混層中的蒙脫石體積分數(shù)為50%～70%，儲層演化進入早成巖階段B期。該階段壓實作用和膠結(jié)作用進一步增強，特別是石英次生加大和碳酸鹽膠結(jié)。除此之外，長石和巖屑等顆粒溶蝕現(xiàn)象普遍，并出現(xiàn)高嶺石膠結(jié)。經(jīng)過壓實和膠結(jié)作用之后，儲層物性明顯降低（參見圖4），開始發(fā)育一些次生孔隙，如粒內(nèi)溶孔和鑄模孔。

儲層埋藏深度為2 300～3 400 m時，伊/蒙混層中的蒙脫石體積分數(shù)小于50%，儲層處于中成巖階段A期。該階段的主要特征是溶蝕作用較強，次生孔隙相對發(fā)育，改善了儲層物性，但仍存在黏土礦物膠結(jié)和晚期碳酸鹽膠結(jié)，此時的黏土礦物大量向伊利石轉(zhuǎn)化（參見圖5）。

儲層現(xiàn)今埋藏深度超過3 400 m，已進入中成巖階段B期。晚期含鐵方解石和鐵白云石等碳酸鹽膠結(jié)物充填次生粒間溶孔，儲層變得致密，儲集性能變差。強烈的膠結(jié)作用進一步降低了儲層物性，導致儲層滲透性變差（參見圖3、圖6）。

4 儲層低滲成因及有利儲層分布

4.1 儲層低滲成因

4.1.1 沉積條件的影響

研究區(qū)沙三段主要發(fā)育近岸水下扇砂巖，屬于重力流沉積物，盡管其粒度較粗，但成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，不具分選或分選較差。根據(jù)Beard等［18］提出的恢復砂巖原始孔隙的計算公式，求得研究區(qū)沙三段儲層原始孔隙度為30.6%。該類砂巖堆積速度快，填隙物中雜基多，平均體積分數(shù)為6.62%（117個樣品，變化范圍為1%～27%），故該類砂巖原生孔隙不發(fā)育。

4.1.2 成巖作用的影響

在儲層埋藏過程中（大于3 400 m），由于壓實作用強烈，研究區(qū)沙三段儲層原始孔隙減少或粒間體積減?。▍⒁妶D4），壓實減孔效應明顯。早期碳酸鹽膠結(jié)物含量低，后期就不會出現(xiàn)太多由碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙；長石和巖屑微弱溶蝕后形成的一些次生孔隙又被晚期碳酸鹽膠結(jié)物充填，這些晚期膠結(jié)物向顆粒一側(cè)的邊界十分平直（圖版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-5），它們的充填進一步造成了次生孔隙的損失；顆粒之間雜基的含量較高，導致黏土礦物轉(zhuǎn)化程度較高，孔隙之間的伊利石搭橋分布（圖版Ⅰ-7），直接降低了儲層的滲透性。這些成巖演化的結(jié)果直接導致儲層物性變差，形成低滲儲層。

4.2 有利儲層分布

根據(jù)研究區(qū)低滲儲層的成因分析，該區(qū)有利儲層的分布受控于沉積條件和成巖作用。近岸水下扇順物源方向砂體厚度減薄，粒度變小，雜基含量增多（圖版Ⅰ-2），從而引起原生孔隙發(fā)育程度、壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用的差異，導致儲層物性存在差異（表2）。例如，盡管BZ25-1-5井區(qū)沙三段埋藏深度大，但其臨近物源，孔隙度和滲透率均高于BZ25-1-2，BZ25-1-3和BZ25-1-4井區(qū)的儲層。

由于近端扇砂體靠近物源，砂巖厚度大、顆粒粗，抗壓實能力強，且充填顆粒之間的雜基含量相對遠端扇較少，原生孔隙保存相對較多，因此，粒間早期碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)育，后期長石、巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕后形成的次生孔隙也相對較多（圖版Ⅰ-3）。由此認為該區(qū)近端扇儲層物性相對較好。

表2 渤中25-1油田沙三段近端扇和遠端扇的儲層特征差異Table 2Reservoir differences between proximal fan and distal fan of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

反之，遠源的遠端扇砂巖粒度細，初期壓實強，原生孔隙保存較少，早期碳酸鹽膠結(jié)弱，后期溶蝕形成的次生孔隙也相對較少，晚期碳酸鹽膠結(jié)后（圖版Ⅰ-9）孔隙度較低。此外，遠源地區(qū)雜基含量高，黏土礦物轉(zhuǎn)化過程中伊利石含量增高，嚴重降低了儲層的滲透性（圖版Ⅰ-6），導致儲層物性變差（表2）。

5 結(jié)論

（1）渤中25-1油田沙河街組沙三段發(fā)育近岸水下扇沉積的巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，砂巖結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度都比較低。

（2）渤中25-1油田沙河街組沙三段砂體埋藏深度為3 400～3 800 m，處于中成巖演化階段B期。沉積條件和成巖演化控制了該區(qū)沙三段的儲層物性。重力流沉積背景導致儲層原生孔隙不發(fā)育，雜基含量高；在后期成巖演化過程中，強壓實、強膠結(jié)和弱溶蝕作用使儲層物性進一步變差。

（3）近岸水下扇近端砂體厚度大、粒度粗、雜基少、壓實弱、初始物性好，早期膠結(jié)物保存部分原生粒間體積，后期發(fā)生溶蝕作用并形成溶蝕粒間孔，儲層質(zhì)量相對較好，而遠端砂體則相反。因此，有利儲層分布在近端扇砂體內(nèi)。

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圖版Ⅰ說明：渤中25-1油田沙三段儲層成巖作用特征。1.BZ25-1-5井，3 679.24 m，近端扇粒度粗，壓實強，石英次生加大；2.BZ25-1-2井，

3 545.00 m，遠端扇砂體雜基含量高，壓實強；3.BZ25-1-5井，3 658.15 m，近端扇溶蝕形成溶蝕孔隙，殘留碳酸鹽膠結(jié)物；4.BZ25-1-5井，3 674.94 m，近端扇砂層厚，較弱的晚期碳酸鹽膠結(jié)；5.BZ25-1-1井，3 400.00 m，遠端扇砂層薄，晚期碳酸鹽膠結(jié)強烈；6.BZ25-1-3井，3 553.20 m，片狀、絲狀伊利石充填粒間孔隙；7.BZ25-1-4井，3 488.32 m，儲層孔隙之間充滿了片狀伊利石；8.BZ25-1-5井，3 657.57 m，近端扇早期溶蝕的粒間孔隙保存較多；9.BZ25-1-2井，3 415.55 m，遠端扇晚期碳酸鹽膠結(jié)，未見早期溶蝕

（本文編輯：王會玲）

Characteristics and origin of low permeability reservoir of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

SUN Haitao1，LI Chao2，ZHONG Dakang1，ZHOU Junliang2
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Tianjin Branch，CNOOC，Tianjin 300452，China）

The third member of Shahejie Formaiton in Bozhong 25-1 oilfield is consisted of lithic arkose and feldspathic litharenite,with the current burial depth of 3 300～3 800 m,and the diagenetic evolution reached the middle diagenetic stage.During the diagenetic process,the reservoir physical properties were mainly changed by compaction,cementation and dissolution,and became medium porosity and low permeability reservoir.The reservoir properties were mainly controlled by sedimentary background and diagenetic evolution.Firstly,the gravity flow sedimentary background caused the less primary pores and plenty matrix;secondly,the intense compaction and cementation and weak dissolution caused the medium porosity and low permeability.The relatively high quality reservoir mainly developed in proximal deposited sand bodies,where the reservoir physical properties are high.

lowpermeabilityreservoir；gravityflow；diagenesis；ShahejieFormation；Bozhong25-1oilfield

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）03-0011-06

2014-02-25；

2014-03-21

國家自然科學基金項目“砂泥成巖系統(tǒng)內(nèi)成巖物質(zhì)交換及其對砂巖溶蝕和膠結(jié)的影響”（編號：41302108）、國家重點基礎研究發(fā)展計劃（973）項目子課題“中國西部疊合盆地深部有效碎屑巖儲層成因機制與發(fā)育模式”（編號：2011CB201104）及中國石油大學（北京）科研基金“不同類型盆地內(nèi)砂巖孔隙與物性演化研究”（編號：KYJJ2012-01-18）聯(lián)合資助

孫海濤（1985-），男，博士，講師，主要從事沉積儲層方面的教學與科研工作。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學路18號中國石油大學（北京）地球科學學院。E-mail：haitao141141@163.com。