孟濤，劉鵬，邱隆偉，王永詩，劉雅利，林紅梅，程付啟，曲長勝

（1. 中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島 266555；2. 中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

咸化湖盆深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成機(jī)制與分布規(guī)律
——以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷渤南洼陷古近系沙河街組四段上亞段為例

孟濤1,2，劉鵬2，邱隆偉1，王永詩2，劉雅利2，林紅梅2，程付啟1，曲長勝1

（1. 中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島 266555；2. 中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷渤南洼陷古近系沙河街組四段上亞段為例，基于鉆井取心，開展巖心常規(guī)分析、鑄體和普通薄片鑒定、掃描電鏡分析以及流體包裹體測試，依據(jù)所獲數(shù)據(jù)資料系統(tǒng)研究咸化湖盆成巖環(huán)境演化及深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育主控因素。該咸化湖盆儲(chǔ)集體經(jīng)歷了先堿后酸、堿酸交替的成巖環(huán)境，早期堿性成巖環(huán)境下大量碳酸鹽膠結(jié)物充填原生孔隙，使儲(chǔ)集體孔隙度由初始37.30%銳減到18.77%，也使原生孔隙免于壓實(shí)，保留可溶蝕空間。中后期酸性成巖環(huán)境下，早期碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕增孔10.59%，深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層得以形成。膏鹽巖、烴源巖、斷裂體系及沉積體展布共同控制優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層分布，渤南洼陷沙河街組四段上亞段深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層位于北部陡坡帶，埋深為3 400～4 400 m，巖性以近岸水下扇扇端細(xì)砂巖和部分扇中細(xì)礫巖為主。圖11參25

渤海灣盆地；渤南洼陷；古近系沙河街組四段；咸化湖盆；優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層；形成機(jī)制

0 引言

前人對深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層研究較關(guān)注構(gòu)造作用形成的裂縫帶[1]以及碳酸鹽巖中的溶蝕孔洞[2]，普遍認(rèn)為碎屑巖嚴(yán)重致密化[3-4]，不發(fā)育有效儲(chǔ)集層，深部缺乏優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)集層的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)一直指導(dǎo)著渤南洼陷的油氣勘探。渤南洼陷為渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，其 62%的探明儲(chǔ)量儲(chǔ)藏于中淺層古近系沙河街組三段（簡稱沙三段）2 000～3 200 m深度的次生孔隙帶中，但隨著油氣勘探向以沙河街組四段上亞段（簡稱沙四段上亞段）為代表的咸化湖盆深層轉(zhuǎn)變，發(fā)現(xiàn)沙四段上亞段儲(chǔ)集層并不遵循沙三段 2 000～3 200 m深度段次生溶蝕孔隙較發(fā)育的規(guī)律，反而在2 800～3 200 m深度段出現(xiàn)了大量方解石膠結(jié)造成的異常低孔帶。由于烴源巖熱演化過程中產(chǎn)生的有機(jī)酸易使方解石膠結(jié)物溶蝕[5-7]，從而在深部儲(chǔ)集層中可能存在次生孔隙帶。由此，本文以渤南洼陷古近系沙四段上亞段為例，利用鉆井取心開展了沉積、儲(chǔ)集層和地球化學(xué)方面的分析測試，依據(jù)所獲數(shù)據(jù)，以咸化湖盆成巖環(huán)境演變分析為主線，開展深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成機(jī)制與分布規(guī)律研究，以期指導(dǎo)咸化湖盆深層油氣勘探。

1 研究區(qū)概況

渤南洼陷位于中國東部渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東北部，是一北斷南超的箕狀洼陷，受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，發(fā)育北東、北東東向及一系列近東西向斷裂。洼陷內(nèi)充填古近系的孔店組、沙河街組、東營組，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組。沙四段上亞段沉積期水體鹽度較高[8]，為一咸化湖盆，自下而上發(fā)育低位域、湖侵域和高位域，構(gòu)成一套完整的三級(jí)層序，存在近岸水下扇扇三角洲、砂巖灘壩、碳酸鹽巖灘壩、鹽湖等沉積類型（見圖1）。沙四段上亞段2 800～3 200 m深度段儲(chǔ)集層普遍發(fā)育大量方解石膠結(jié)物充填原生孔隙現(xiàn)象（見圖2a—2e），同時(shí)也存在綠泥石以及絲片狀伊利石等堿性成巖環(huán)境下形成的黏土礦物膠結(jié)物（見圖2f），由于方解石充填孔隙空間，使原生孔隙免于壓縮（見圖 2b—2c、圖 2e），從而保存了可溶蝕空間，為咸化湖盆深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的發(fā)育奠定基礎(chǔ)。

圖1 渤南洼陷區(qū)域位置及沙四段上亞段綜合柱狀圖

2 咸化湖盆成巖環(huán)境主控因素

渤南洼陷沙四段上亞段致密膠結(jié)帶中的碳酸鹽膠結(jié)物與早期沉積的膏鹽巖產(chǎn)生的堿性流體有關(guān)，而碳酸鹽膠結(jié)物能否被溶蝕并形成次生孔隙則與中后期酸性流體的活動(dòng)相關(guān)。酸、堿性流體的活動(dòng)時(shí)間及濃度共同決定深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成的時(shí)間和規(guī)模。

2.1 膏鹽巖演化決定堿性流體

堿性流體的來源有2種：①咸化湖盆中堿層和堿鹵水的存在維持著同生期和準(zhǔn)同生期堿性成巖環(huán)境[9-10]，同時(shí)沉積的石膏向硬石膏轉(zhuǎn)化過程中產(chǎn)生的堿性流體維持著早、中成巖期的堿性環(huán)境[9,11]，由于咸化湖盆環(huán)境有“深水”和“淺水”之分，湖盆中的鹽類物質(zhì)來源也眾說紛紜[12]，因此又衍生出斷裂活動(dòng)造成深部地層堿性熱液上涌[13]、海侵遺留的鹽類物質(zhì)形成堿鹵水[12]、長期干旱環(huán)境形成巨厚堿層等學(xué)說[9]；②有機(jī)質(zhì)在高成熟狀態(tài)下產(chǎn)生凝析油和濕氣，破壞有機(jī)酸組成，使流體酸性減弱并向堿性轉(zhuǎn)化[13]，晚期成巖環(huán)境為弱堿性，但該機(jī)制對堿性流體濃度影響較小。

圖2 渤南洼陷沙四段上亞段早期堿性環(huán)境下碳酸鹽以及黏土礦物膠結(jié)照片（取樣點(diǎn)平面位置見圖1）

渤南洼陷沙四段上亞段堿性流體的產(chǎn)生主要?dú)w因于咸化湖盆的沉積特點(diǎn)。首先大量硫酸鹽類及少量氯化物的沉積[8]標(biāo)志著這一時(shí)期堿層和堿鹵水廣泛存在，為準(zhǔn)同生期乃至早期成巖階段堿性成巖環(huán)境的形成與維持提供了物質(zhì)基礎(chǔ)[9]。因此，渤南洼陷沙四段上亞段堿層和堿鹵水沉積層段的孔隙水性質(zhì)在沉積初期受沉積環(huán)境影響呈堿性。隨著沉積、埋藏直至早期成巖作用發(fā)生，堿性流體與非堿性流體交換，堿性流體濃度不斷降低（見圖3）。當(dāng)埋深接近800 m、古地溫高于42 ℃時(shí)，石膏開始向硬石膏轉(zhuǎn)化并產(chǎn)生堿性流體，轉(zhuǎn)化的第1階段脫去大量吸附水[9]（見圖4a），轉(zhuǎn)化產(chǎn)物為生石膏（CaSO4·2H2O），這一階段維持著高濃度堿性流體（見圖3）；當(dāng)埋深超過2 000 m、古地溫高于90 ℃時(shí)，生石膏向熟石膏轉(zhuǎn)化，這一階段脫結(jié)晶水（見圖4a），脫水量小于脫吸附水階段[14]，在水體交換影響下堿性流體濃度繼續(xù)降低（見圖3）；當(dāng)埋深超過4 300 m、古地溫超過150 ℃時(shí)，熟石膏最終脫掉剩余結(jié)晶水向硬石膏（CaSO4）轉(zhuǎn)化[14]（見圖4a），脫水量的進(jìn)一步減少使堿性流體濃度降低速率加快（見圖3）?？傮w上，受膏鹽巖沉積及成巖演化影響，堿性流體濃度呈高—低—高—低變化（見圖3）。

圖3 渤南洼陷沙四段上亞段酸、堿性流體演化模式

2.2 烴源巖演化控制酸性流體

成巖環(huán)境中的酸性流體主要與烴源巖生烴過程中優(yōu)先排出的有機(jī)酸有關(guān)[15]，因此成巖過程中的酸性流體活動(dòng)往往與成藏期次密切相關(guān)。據(jù)渤南洼陷成藏期次研究，沙四段上亞段存在 3期成藏，分別是東營組沉積期、館陶組沉積末期以及明化鎮(zhèn)組沉積末期[16-18]，3期成藏對應(yīng)的主力烴源巖層系的古地溫分別為90、105以及130 ℃[16-18]。同時(shí)，據(jù)獲得的烴類包裹體所伴生鹽水包裹體均一溫度測試數(shù)據(jù)可知：現(xiàn)今主力烴源巖層系（埋深3 000～3 700 m）樣品的包裹體均一溫度集中于85～95、100～110和120～135 ℃這3個(gè)溫度區(qū)間（見圖 5a），分別對應(yīng)東營組沉積期、館陶組沉積期以及明化鎮(zhèn)組沉積期（見圖 4），與前人認(rèn)識(shí)基本一致[16-18]。

圖4 Bs4井膏鹽巖與烴源巖演化過程及其伴生流體變化（井位見圖1）

渤南洼陷沙四段上亞段埋藏初期古地溫較低，在埋深淺于1 200 m、古地溫小于60 ℃時(shí)沉積有機(jī)質(zhì)處于生物化學(xué)生氣階段（見圖4b），在厭氧細(xì)菌的作用下產(chǎn)生腐殖酸、富非酸等，酸性流體濃度不斷升高[19]（見圖3）。隨沉積物埋深超過1 200 m、古地溫超過60 ℃，有機(jī)質(zhì)在埋藏演化過程中產(chǎn)生大量短鏈羧酸[20]（見圖4b），75～90 ℃是短鏈羧酸濃度最大時(shí)期。古地溫達(dá)到90 ℃時(shí)烴源巖開始排烴，對應(yīng)著第1成藏期[16-18]。由于大量有機(jī)酸的排出往往在烴類排出之前，因此古地溫未到 90 ℃時(shí)酸性流體濃度達(dá)到最高點(diǎn)（見圖 3）；當(dāng)埋深超過2 100 m、古地溫超過90 ℃，初次成藏后烴源巖壓力釋放，隨埋深增加烴源巖熱演化繼續(xù)（見圖4b），但有機(jī)酸不再大量排出，酸性流體濃度呈下降趨勢（見圖3）。隨埋深繼續(xù)增大，烴源巖熱演化程度進(jìn)一步升高，古地溫達(dá)到105 ℃時(shí)發(fā)生第2期成藏，酸性流體濃度又出現(xiàn)局部峰值（見圖3）。值得一提的是酸性流體濃度最高的古地溫區(qū)間為80～120 ℃（見圖 3），這是因?yàn)闇囟冗^低的情況下細(xì)菌分解有機(jī)酸，而溫度超過120 ℃時(shí)羧酸陰離子發(fā)生熱脫羧作用則轉(zhuǎn)變成烴類和CO2[20]。第2期成藏后，有機(jī)酸不再排出，酸性流體濃度逐漸降低，并在古地溫超過120 ℃時(shí)出現(xiàn)急劇下降趨勢（見圖3）。隨著第3期成藏開始，酸性流體濃度急劇下降的趨勢得到抑制，并出現(xiàn)短暫回升（見圖3），古地溫超過130 ℃，大量羧酸陰離子再次發(fā)生熱脫羧作用轉(zhuǎn)變成烴類和CO2（見圖4b），有機(jī)酸濃度進(jìn)一步降低。有機(jī)酸除在烴源巖熱演化過程中直接生成外，還可在晚期成巖階段（Ro值大于1.3%）由烴類與硫酸鹽的熱化學(xué)還原反應(yīng)生成[21-23]。渤南洼陷沙四段上亞段咸化湖盆廣泛沉積硫酸鹽沉積物，因此當(dāng)埋深超過4 400 m、古地溫大于150 ℃時(shí)，硫酸鹽熱化學(xué)反應(yīng)可生成大量中高含硫天然氣[23]，反應(yīng)產(chǎn)生的H2S溶于水形成少量硫酸，但由于羧酸不斷轉(zhuǎn)化為 CO2，使酸性流體濃度依然呈快速下降趨勢，在古地溫大于160 ℃時(shí)酸性流體演化已近尾聲（見圖4）?？傮w上，受烴源巖熱演化階段控制，酸性流體濃度呈低—高—低變化。

圖5 渤南洼陷沙四段上亞段流體包裹體均一溫度分布

圖6 渤南洼陷沙四段上亞段中期酸性環(huán)境與晚期堿性環(huán)境下成巖照片（取樣點(diǎn)平面位置見圖1）

2.3 酸、堿性流體控制下的成巖環(huán)境

酸、堿性流體活動(dòng)規(guī)律證實(shí)咸化湖盆成巖早期受沉積環(huán)境影響，在沉積、埋藏直到古地溫小于70 ℃時(shí)地層水性質(zhì)為堿性（見圖3），碳酸鹽膠結(jié)物大量發(fā)育，至今在相對較淺地層中仍能見到方解石膠結(jié)物充填原生孔隙的現(xiàn)象（見圖2）。究其原因主要是埋藏較淺，中后期生排烴過程中產(chǎn)生的酸性流體難以波及，方解石膠結(jié)物未被溶蝕或溶蝕較弱。此外在一些未成藏的儲(chǔ)集層中發(fā)現(xiàn)的低溫鹽水包裹體，其宿主礦物多為方解石膠結(jié)物（見圖5b），也證實(shí)了早期古地溫較低時(shí)堿性成巖環(huán)境的存在。隨時(shí)間的推移、埋深的增大，古地溫超過70 ℃時(shí)，酸性流體濃度超過堿性流體濃度，使得濃度更高、量更大的酸性流體中和濃度相對較低、量相對較少的堿性流體，流體性質(zhì)總體表現(xiàn)為酸性，酸性成巖環(huán)境持續(xù)到古地溫150 ℃時(shí)（見圖3），酸性成巖環(huán)境下石英次生加大出現(xiàn)（見圖6a），長石溶蝕形成的書頁狀高嶺石膠結(jié)物也有出現(xiàn)（見圖6b），同時(shí)普遍可見早期方解石膠結(jié)物的溶蝕現(xiàn)象（見圖6c—6g）。均一溫度跨度較大、深度分布較廣的流體包裹體都宿主于石英次生加大部分這一現(xiàn)象表明酸性成巖環(huán)境的作用時(shí)間較長、影響范圍較廣（見圖5b）。當(dāng)埋深超過4 400 m時(shí)，古地溫普遍大于150 ℃（見圖4），酸性流體濃度的快速降低使成巖后期再次經(jīng)歷堿性成巖環(huán)境（見圖3），后期堿性成巖環(huán)境下少量鐵質(zhì)碳酸鹽膠結(jié)物出現(xiàn)（見圖6h—6i），同時(shí)鐵質(zhì)碳酸鹽膠結(jié)物中流體包裹體均一溫度相對較高也反映出后期堿性成巖環(huán)境的存在（見圖5b）。

綜上所述，渤南洼陷沙四段上亞段儲(chǔ)集體從沙四段上亞段沉積初期（距今約50 Ma）到沙三段沉積中期（古地溫70 ℃、距今約40 Ma）為堿性成巖環(huán)境，自沙三段沉積中期到明化鎮(zhèn)組沉積晚期（古地溫150 ℃、距今約2.5 Ma）為酸性成巖環(huán)境，明化鎮(zhèn)組沉積晚期以來再次經(jīng)歷堿性成巖環(huán)境（見圖 3、圖 4）。受此控制，其成巖演化序列為方解石膠結(jié)物產(chǎn)生—石英次生加大出現(xiàn)—方解石膠結(jié)物溶蝕—長石、巖屑溶蝕—鐵質(zhì)碳酸鹽膠結(jié)物出現(xiàn)（見圖2、圖5b、圖6）。

3 成巖環(huán)境控制下的深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層

3.1 儲(chǔ)集層成因機(jī)制及其特征

由咸化湖盆酸、堿性流體活動(dòng)規(guī)律可知，咸化湖盆儲(chǔ)集體在早期成巖過程中多發(fā)生堿性成巖作用，同時(shí)多成藏期伴隨的有機(jī)酸幕式注入又控制著中后期酸性成巖作用[16-18]。早期堿性成巖作用的強(qiáng)弱影響著中后期酸性成巖作用發(fā)生的時(shí)間，是深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成的關(guān)鍵。早期較強(qiáng)的堿性成巖環(huán)境下發(fā)育大量碳酸鹽膠結(jié)物，充填原生孔隙，有效阻礙壓實(shí)作用，使原生孔隙空間得以保存（見圖2）。中后期酸性流體注入到少量未被早期膠結(jié)物充填的孔隙中，由于酸性流體與可溶于酸的礦物接觸面積局限，在有機(jī)酸注入較長時(shí)間內(nèi)僅少量碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕，產(chǎn)生的次生孔隙較少。但隨時(shí)間推移，溶蝕空間逐漸增大，可容納更多的酸性流體，因此多期成藏過程中有機(jī)酸的幕式注入既維持酸性成巖環(huán)境，又與溶蝕空間增大構(gòu)成良性循環(huán)，使得在成巖中后期產(chǎn)生大量溶蝕孔隙（見圖6c—6h），具有“早期強(qiáng)膠結(jié)、后期強(qiáng)溶蝕”的成巖演化規(guī)律。

酸性成巖環(huán)境作用下，儲(chǔ)集體的成巖演化過程可劃分初始溶蝕階段、快速溶蝕階段、穩(wěn)定溶蝕階段、快速壓實(shí)階段（見圖7）。初始溶蝕階段為有機(jī)酸注入初期，少量碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕，目前研究區(qū)埋深2 800～3 200 m儲(chǔ)集體對應(yīng)于這一階段?？焖偃芪g階段和穩(wěn)定溶蝕階段是有機(jī)酸注入與次生溶蝕孔隙增大的良性循環(huán)階段，大量碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕并伴隨石英次生加大現(xiàn)象，埋深在3 400～3 700 m的儲(chǔ)集體次生孔隙發(fā)育程度達(dá)到峰值（見圖 7）。隨著埋深的不斷增大，地層壓力逐漸大于次生溶蝕孔隙中的流體壓力，次生孔隙被快速壓實(shí)，流體排向低壓區(qū)，這一階段雖有酸性溶蝕作用發(fā)生，但壓實(shí)作用更為強(qiáng)烈，總體呈現(xiàn)出壓實(shí)減孔效應(yīng)。埋深達(dá)4 400 m時(shí)，顆粒排列已非常緊密，機(jī)械壓實(shí)作用已趨于極限，到達(dá)穩(wěn)定壓實(shí)階段，伴隨著晚期弱堿性成巖環(huán)境的出現(xiàn)，這一階段出現(xiàn)鐵質(zhì)碳酸鹽膠結(jié)物，儲(chǔ)集體孔隙度普遍小于5%，儲(chǔ)集層致密?？傮w上，咸化湖盆儲(chǔ)集體在有機(jī)酸注入后發(fā)生大規(guī)模溶蝕的時(shí)間較晚，溶蝕孔隙大量出現(xiàn)的層位埋深較大，從而在深部形成次生孔隙發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層。

渤南洼陷深層發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層多屬于近岸水下扇扇端中細(xì)砂巖，少部分扇中細(xì)礫巖也發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層，其儲(chǔ)集空間主要為酸性流體溶蝕形成的次生孔隙（見圖6b—6h），孔隙類型包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔以及鑄?？椎?。常規(guī)物性分析表明深層發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層物性相對較好，孔隙度主要介于10%～20%，滲透率介于（1～100）×10-3μm2，總體上屬于中—低孔、中—低滲儲(chǔ)集層。

3.2 儲(chǔ)集層孔隙演化

渤南洼陷沙四段上亞段儲(chǔ)集體孔隙演化過程分析是以巖心取樣做大量分析化驗(yàn)為基礎(chǔ)的，由于碳酸鹽巖儲(chǔ)集體原始孔隙度較難求取，本文主要據(jù)樣品分析化驗(yàn)資料對碎屑巖儲(chǔ)集體的孔隙演化進(jìn)行初步定量分析。由于研究區(qū)碎屑巖儲(chǔ)集體出現(xiàn)的交代作用多為方解石交代長石，儲(chǔ)集空間變化甚微，因此孔隙定量演化的研究主要關(guān)注壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕3種成巖作用。

由渤南洼陷沙四段上亞段成巖環(huán)境分析可知，沙三段沉積中期之前整體處于堿性成巖環(huán)境，屬早成巖期（見圖8）。選取早成巖期對應(yīng)深度范圍內(nèi)的樣品點(diǎn)，樣品的初始孔隙度可利用Sneider圖版據(jù)分選系數(shù)求得均值為37.30%，而早成巖期對應(yīng)埋深范圍內(nèi)的樣品點(diǎn)，其現(xiàn)今孔隙度據(jù)巖心測定均值為18.77%，早成巖期堿性成巖環(huán)境下未出現(xiàn)大量石英溶蝕現(xiàn)象，而是以碳酸鹽膠結(jié)為主，因此由溶蝕增加的孔隙度可視為0。通過鏡下觀察統(tǒng)計(jì)，膠結(jié)作用減少的孔隙度可據(jù)膠結(jié)物含量估算出，均值為15.52%，由初始孔隙度37.30%減去現(xiàn)今實(shí)測孔隙度18.77%再扣除膠結(jié)作用減少的孔隙度15.52%，可得由壓實(shí)作用減少的孔隙度為3.01%。

早成巖期大量碳酸鹽膠結(jié)物充填原生孔隙空間，形成欠壓實(shí)現(xiàn)象，但當(dāng)儲(chǔ)集體埋深到2 000 m以下時(shí)，主力烴源巖層系埋深可達(dá)2 800 m，Ro值大于0.5%，烴類開始生成，進(jìn)入中成巖A期。選取中成巖A期對應(yīng)埋深范圍內(nèi)的樣品點(diǎn)，中成巖A期的初始孔隙度可視為早成巖期結(jié)束時(shí)孔隙度（18.77%），由中成巖A期溶蝕面孔率與孔隙度之間擬合關(guān)系可估算出溶蝕增加孔隙度為4.67%。此外中成巖A期，早期碳酸鹽膠結(jié)物為酸性流體溶蝕的主要對象，因此可據(jù)面孔率與殘留的碳酸鹽膠結(jié)物含量之和估算出經(jīng)歷了早成巖期和中成巖A期后膠結(jié)作用減少的孔隙度為16.46%，此值減去早成巖期膠結(jié)作用減少的孔隙度15.52%可得中成巖A期膠結(jié)作用減少的孔隙度為 0.94%，再由中成巖 A期的初始孔隙度18.77%減去現(xiàn)今實(shí)測孔隙度17.80%，再減去膠結(jié)作用減少的孔隙度0.94%，然后加上溶蝕作用增加的孔隙度4.67%，便可得壓實(shí)作用減少的孔隙度4.70%（見圖 8）。依據(jù)這一方法可分別獲得中成巖 B和晚成巖期孔隙的定量演化特征，其中中成巖B期溶蝕增加孔隙度為 5.92%（見圖 8），綜合中成巖 A、B兩期，碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕增孔可達(dá)10.59%，此外由于中成巖B期及晚成巖期酸性流體的溶蝕對象不但有早期碳酸鹽膠結(jié)物，還有長石等礦物，所以應(yīng)分別在鏡下估算出膠結(jié)物溶蝕孔隙與長石溶蝕孔隙各占比例。

3.3 儲(chǔ)集層分布規(guī)律

酸、堿性流體的交替作用影響著大規(guī)模次生孔隙發(fā)育的時(shí)間，因此對深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成與分布起決定作用的是酸、堿性流體濃度及其影響范圍，由于早期堿性流體影響范圍與膏鹽巖分布、斷裂體系的展布等因素密切相關(guān)，中后期酸性流體的影響范圍則與烴源巖分布和斷裂輸導(dǎo)有關(guān)，而沉積體展布又是酸、堿流體先后作用的物質(zhì)基礎(chǔ)。因此咸化湖盆深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的發(fā)育主要受控于膏鹽巖分布、烴源巖分布、斷裂體系及沉積體展布4種因素。

渤南洼陷沙四段上亞段膏鹽巖沉積所需的鹽類物質(zhì)來源于地下熱鹵水，熱鹵水伴隨著火成巖的侵入沿?cái)嗔焉嫌窟M(jìn)入湖盆[24]，在湖底地形的控制下鹽類物質(zhì)首先流向低洼處，因此渤南洼陷東、西次洼膏鹽巖厚度最大（見圖9）。由于湖盆邊緣有大型近岸水下扇扇體入湖，產(chǎn)生向湖中心的水流，在水流沖積下鹽類物質(zhì)無法繼續(xù)向北部深洼帶流動(dòng)，因此膏鹽巖主要集中在渤南洼陷中南部地區(qū)（見圖 9）。受控于溫暖潮濕的氣候環(huán)境[25]，渤南洼陷沙四段上亞段沉積期形成厚層烴源巖，最厚可達(dá)300 m，由渤南洼陷北部向南厚度逐漸變薄，其展布范圍和膏鹽巖基本相當(dāng)（見圖10）。由于烴源巖的形成伴隨著沙四段上亞段沉積期的始終，而膏鹽巖的形成多集中于沙四段上亞段沉積的中晚期，因此在縱向上膏鹽巖夾雜在烴源巖之中（見圖11），2者可視為統(tǒng)一整體。膏鹽巖和烴源巖在熱演化過程中形成的酸、堿性流體主要通過 3種方式進(jìn)行縱、橫向運(yùn)移進(jìn)入到砂體中。首先層理和頁理面可使酸、堿性流體橫向運(yùn)移，同時(shí)斷層兩盤膏鹽巖、烴源巖與砂體的直接對接也可使酸、堿性流體進(jìn)入到砂體中，此外一系列近東西向與北東向斷裂的發(fā)育也可為其縱向遷移提供通道（見圖 1）。因此可由膏鹽巖展布、烴源巖展布以及斷裂展布 3因素確定受酸、堿性流體影響的區(qū)域，而渤南洼陷沙四段上亞段沉積體受控于物源和地貌[8]，主要分布在洼陷南北兩側(cè)，所以酸、堿流體在斷裂體系等輸導(dǎo)通道的溝通下可波及到的沉積體主要集中于北部近岸水下扇扇體中、前端以及羅家鼻狀構(gòu)造東部的扇三角洲扇體前端（見圖 10），但據(jù)深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成機(jī)制研究表明南部地區(qū)淺于 3 400 m的地層還未開始發(fā)生大規(guī)模酸性溶蝕，渤南洼陷沙四段上亞段深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層中的“甜點(diǎn)”應(yīng)主要集中于3 400～4 400 m受酸、堿流體影響的北部地區(qū)近岸水下扇扇體中、前端（見圖10），儲(chǔ)集空間類型以早期碳酸鹽膠結(jié)物被溶蝕形成的次生溶蝕孔隙為主（見圖 6c—6d）。

圖8 咸化湖盆深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成模式與孔隙演化

圖9 渤南洼陷沙四段上亞段膏鹽巖厚度分布圖

3.4 油氣勘探發(fā)現(xiàn)

咸化湖盆深部發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的認(rèn)識(shí)在勘探實(shí)踐中得到驗(yàn)證。近年在渤南洼陷北部深洼帶沙四段上亞段近岸水下扇扇中非構(gòu)造圈閉部署鉆探了Y283井，該井3 957～3 962 m取心井段細(xì)礫巖孔隙度為13.2%、滲透率為2.9×10-3μm2，物性良好（見圖11），測試獲日產(chǎn)15.2 t的工業(yè)油流。為確定該扇體延伸范圍以及扇根封堵位置，相繼在Y283井南、北兩側(cè)鉆探的Y290、Y109-2等井均獲成功（見圖 10），由此控制了 Y283區(qū)塊沙四段上亞段上千萬噸的石油地質(zhì)儲(chǔ)量。據(jù)深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層主控因素認(rèn)為沙四段上亞段底部扇三角洲前緣中細(xì)砂巖也為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育區(qū)，先后部署了Y176、Y178、Y179等探井，其中Y176井3 698～3 705 m細(xì)砂巖孔隙度為16%、滲透率為3.5×10-3μm2（見圖11），測試獲日產(chǎn)5.2 t的工業(yè)油流，由此探明了Y176區(qū)塊上千萬噸的石油地質(zhì)儲(chǔ)量。鉆探結(jié)果證實(shí)咸化湖盆深部發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層，深層有利于形成油氣藏。

圖10 渤南洼陷沙四段上亞段深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層分布圖

圖11 渤南洼陷沙四段上亞段近南北向沉積剖面圖（剖面位置見圖1）

4 結(jié)論

渤南洼陷沙四段上亞段沉積期為一咸化湖盆，其堿性成巖流體濃度經(jīng)歷高—低—高—低變化，酸性成巖流體濃度經(jīng)歷低—高—低變化。酸、堿性成巖流體共同控制沙四段上亞段的成巖環(huán)境經(jīng)歷堿—酸—堿變化。成巖環(huán)境控制下咸化湖盆儲(chǔ)集體具有“次生孔隙發(fā)育時(shí)間晚、出現(xiàn)深度大”的成巖機(jī)制，受此影響，大規(guī)模次生孔隙產(chǎn)生的時(shí)間較晚、埋深較大，從而在深部儲(chǔ)集體中形成次生孔隙發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層。深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層展布形成與分布受控于膏鹽巖、烴源巖、斷裂體系以及沉積體展布 4大因素，北部近岸水下扇扇端中細(xì)砂巖和少部分扇中細(xì)礫巖儲(chǔ)集體為渤南洼陷沙四段上亞段深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的“甜點(diǎn)”，渤南洼陷沙四段上亞段深部千萬噸石油地質(zhì)儲(chǔ)量的發(fā)現(xiàn)證實(shí)了深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層“甜點(diǎn)”的存在。

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Formation and distribution of the high quality reservoirs in a deep saline lacustrine basin: A case study from the upper part of the 4th member of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Jiyang depression, Bohai Bay Basin, East China

MENG Tao1,2, LIU Peng2, QIU Longwei1, WANG Yongshi2, LIU Yali2, LIN Hongmei2, CHENG Fuqi1, QU Changsheng1
(1.College of Geo-Science and Technique,China University of Petroleum(Huadong),Qingdao266555,China; 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying257015,China)

The upper part of the 4th member of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Bohai Bay Basin, East China was taken as the study object. Conventional core analysis, casting and conventional thin section inspection, scanning electron microscope observation,particle size analysis and fluid inclusion analysis were carried out on cores, and the data from these analyses and tests was used to find out the evolution of diagenetic environment of the saline lacustrine basin and the main factors controlling the deep formation of high quality reservoirs. The diagenetic environment of the saline lacustrine basin experienced alkali and acid alternation. In the early alkali diagenetic environment, large amounts of carbonate cement filled the primary pores, making the reservoir porosity reduce sharply from 37.3% to 18.77%, meanwhile, keeping the primary pores from compaction, and retaining the dissolution space. In the middle-late stage of acid diagenetic environment, early carbonate cement was dissolved, resulting in rise of reservoir porosity by 10.59%, and thus the formation of the deep high quality reservoirs. The distribution of high quality deep reservoirs is controlled by the development of gypsum salt rock, source rock, fracture system and sedimentary body distribution jointly. Deeply buried high quality reservoirs in the upper part of the 4th member of the Shahejie Formation in Bonan sag are nearshore subaqueous fan-end sandstone and some fan-medium fine conglomerate buried at 3 400-4 400 m in the north steep slope.

Bohai Bay Basin; Bonan sag; 4th member of Paleogene Shahejie Formation; saline lacustrine basin; high quality reservoir;formation mechanism

國家科技重大專項(xiàng)“渤海灣盆地南部油氣資源潛力再認(rèn)識(shí)”（2011ZX05006-001）；中國石化股份有限公司科技攻關(guān)項(xiàng)目“濟(jì)陽坳陷非常規(guī)與常規(guī)油氣藏形成機(jī)制統(tǒng)一性與分布相關(guān)性研究”（P16005）

TE122.2

A

1000-0747(2017)06-0896-11

10.11698/PED.2017.06.07

孟濤, 劉鵬, 邱隆偉, 等. 咸化湖盆深部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成機(jī)制與分布規(guī)律: 以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷渤南洼陷古近系沙河街組四段上亞段為例[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(6): 896-906.

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孟濤（1979-），男，山東樂陵人，中國石化勝利油田勘探開發(fā)研究院副研究員，現(xiàn)為中國石油大學(xué)（華東）在讀博士研究生，主要從事油氣勘探研究。地址：山東省青島經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)長江西路66號(hào)，中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，郵政編碼：266555。E-mail：mengtao7988@163.com

聯(lián)系作者簡介：劉鵬（1986-），男，河南濮陽人，博士，中國石化勝利油田勘探開發(fā)研究院副研究員，主要從事沉積學(xué)與儲(chǔ)集層地質(zhì)學(xué)研究。地址：山東省東營市東營區(qū)聊城路 2號(hào)，中國石化勝利油田勘探開發(fā)研究院沾車勘探研究室，郵政編碼：257015。E-mail：liupeng119.slyt@sinopec.com

2017-05-25

2017-10-26

（編輯 高日麗 王大銳）