賈艷聰，操應長，林暢松，王 健

1.中國地質大學(北京)能源學院，北京 100083 2.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東 青島 266580 3.中國地質大學(北京)海洋學院，北京 100083

0 引言

油氣勘探逐步向中深層拓展是當前的一個發(fā)展趨勢[1-6]。隨著油氣勘探的不斷深入，在普遍低孔隙度低滲透率儲層發(fā)育背景下往往可以找到相對優(yōu)質的儲層。這些相對優(yōu)質的儲層孔隙度一般為10%～20%，滲透率為0.1～1.0 μm2，是中深層油氣勘探的“甜點區(qū)”[7]。隨著埋藏深度的增加，中深部儲層成巖演化及物性演化復雜，并且往往存在復雜的油氣充注過程，導致中深部儲層非均質性較強。因此，明確中深層優(yōu)質儲層形成機理，預測優(yōu)質儲層分布規(guī)律，可以為中深層油氣勘探提供一定的依據。國內外地質學者對中深部碎屑巖優(yōu)質儲層發(fā)育的主控因素進行過相關研究，這些因素主要包括超壓泄壓、綠泥石包殼、有機酸和熱液流體的溶蝕作用以及烴類充注等[8-13]，但是有關這些因素如何有機地作用于儲層以及如何影響優(yōu)質儲層形成與分布的研究則相對薄弱。

東營凹陷始新世沙河街組四段上亞段灘壩砂體作為巖性油藏的一種重要類型，已顯示出良好的勘探前景[7]。截止2008年，東營凹陷灘壩砂體油藏累積上報探明儲量2.1億t以上。位于博興洼陷南坡的G89井、G892井等均已獲得工業(yè)油流，顯示了巨大的勘探潛力。但是博興洼陷南坡沙四段灘壩砂體整體上表現(xiàn)為：單層砂體厚度小，一般小于5 m；砂體橫向連續(xù)性差，識別難度大；成巖作用復雜，儲層非均質性強；雖然具有客觀的油氣儲量，但是油層產能低[14-15]。因此，本文通過巖心觀察、薄片鑒定、物性測試、壓汞測試、掃描電鏡分析及試油資料等綜合分析，對東營凹陷博興洼陷沙四段灘壩砂體儲層特征進行了精細表征，明確了中深層優(yōu)質儲層形成機理，并對優(yōu)質儲層分布特征和“甜點”預測，以期為東營凹陷博興洼陷灘壩儲層的油氣勘探提供一定的理論指導。

1 地質概況

博興洼陷位于濟陽坳陷東營凹陷內，是東營凹陷里的一個次一級構造。它西鄰高青斷裂構造帶與青城凸起相接，東北以純化草橋斷裂構造帶為界緊鄰牛莊洼陷，向南毗鄰魯西隆起，面積達1 320 km2(圖1a)。沙四段上亞段沉積時期，湖盆處于微陷擴張期，氣候溫暖潮濕，湖泊面積大，湖岸地勢平坦，經過早期的沉積充填，盆地斜坡帶形成了相對平緩的古地形背景，在湖盆邊緣和湖中局部隆起區(qū)的周圍廣泛發(fā)育濱淺湖灘壩砂體[15](圖1b)。

根據灘壩砂體的形態(tài)和產狀，并結合沉積水動力條件、沉積構造和巖相特征的差異性，將濱淺湖灘壩沉積可劃分為壩亞相和灘亞相(圖1b)。壩亞相可分為壩主體和壩側緣微相，灘亞相可分為灘脊和灘席微相[16]。壩主體微相單層旋回厚度大，沉積物粒度粗，以細砂巖和粉砂巖為主，分選好；壩側緣微相位于壩主體與正常濱淺湖沉積或灘沉積之間，為兩者之間的沉積過渡帶，雜基含量相對較高，以粉砂巖和泥質粉砂巖為主；灘脊微相單砂體厚度可達幾米，分選相對較好，巖性一般為粉砂巖；灘席微相單砂體厚度薄，泥巖夾層發(fā)育，巖性一般為泥質粉砂巖和粉砂巖。

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

東營凹陷博興洼陷南坡沙四上亞段灘壩儲層巖性主要是細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖，夾薄層淺灰色、灰綠色泥巖。碎屑顆粒組分：石英體積分數(shù)為35%～53%，平均為47%；長石體積分數(shù)為30%～45%，平均為34%；巖屑體積分數(shù)為6%～31%，平均為19%(圖2)。巖石成分以巖屑質長石砂巖為主，成分成熟度較高。

圖1 東營凹陷博興洼陷區(qū)域構造概況(a)和沙四上亞段灘壩沉積微相展布(b)Fig.1 Regional tectonic features (a) and distribution of micro-facies of beach-bar in the Es4s (b) in Boxing sag, Dongying depression

N為樣品數(shù)。圖2 研究區(qū)沙四上亞段灘壩砂巖巖石組分三角圖Fig.2 Ternary plot of rock compositions for beach-bar sandstones in the Es4s in the study area

2.2 儲集物性及儲集空間特征

通過博興洼陷沙四上亞段灘壩儲層653塊巖心樣品的實測孔-滲交會圖(圖3a)可以看出，研究區(qū)灘壩儲層孔隙度和滲透率相關性較好，但物性分布表現(xiàn)為較強的非均質性：孔隙度為1.6%～23.2%，平均為10.0%；滲透率為(0.01～152.28)×10-3μm2，平均為4.27×10-3μm2。一般低孔-超低孔儲層(孔隙度小于15.0%)占總儲層的比例為86.8%(圖3b)，一般低滲-超低滲儲層(滲透率小于50×10-3μm2)占總儲層的比例為93.4%(圖3c)。整體上，沙四上亞段灘壩儲層屬于低孔低滲儲層。在整體低孔低滲儲層普遍發(fā)育的背景下，灘壩亦發(fā)育部分中高孔和中高滲儲層，所占總儲層的比例分別為13.2%和6.6%，并且這些中高孔和中高滲儲層在不同深度范圍均有發(fā)育，它們已成為研究區(qū)沙四上亞段中深層勘探的“甜點區(qū)”(圖4a,b,c,d,e)。

通過對研究區(qū)120塊鑄體薄片觀察和定量統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，儲層原生孔隙和次生孔隙并存發(fā)育，裂縫不發(fā)育(圖4c,d )。原生孔隙主要為剩余粒間孔隙，形態(tài)上多為規(guī)則的三角形或多邊形(圖5a,b)。原生孔隙面孔率為0.1%～2.2%，平均為0.8%。整體上，原生孔隙面孔率隨深度增加而有減小的趨勢，但在埋深2 600 m和3 200 m左右存在兩個相對高值帶(圖4c)。次生孔隙主要包括長石和巖屑等不穩(wěn)定顆粒組分的溶蝕以及碳酸鹽膠結物的溶蝕。長石和巖屑顆粒普遍發(fā)生溶蝕，可見港灣狀溶蝕顆粒邊緣，部分溶蝕強烈的顆?？尚纬设T?？?圖5c,d)。粒間碳酸鹽膠結物亦發(fā)生了部分溶蝕，但溶蝕程度較弱(圖5e,f)。相對于原生孔隙，次生孔隙較發(fā)育，其面孔率為0.1%～3.3%，平均為1.0%。與原生孔隙縱向分布類似，次生孔隙面孔率亦在埋深2 600 m和3 200 m左右存在兩個相對高值帶(圖4d)。

圖3 研究區(qū)沙四上亞段灘壩儲層物性特征Fig.3 Characteristics of physical property for beach-bar reservoir in the Es4s in the study area

圖4 研究區(qū)沙四上亞段灘壩儲層物性參數(shù)和CO2體積分數(shù)分布特征Fig.4 Distribution of physical property and contents of CO2 for beach-bar reservoirs in the Es4s in the study area

a.原生粒間孔隙，G890井，2 599.7 m；b. SEM圖像，原生粒間孔隙，G892-1井，3 065.9 m；c.長石強烈溶蝕形成次生孔隙，G890井，2 598.2 m；d. SEM圖像，長石沿解理縫發(fā)生溶蝕形成次生孔隙，G89-8井，2 931.6 m；e.碳酸鹽膠結物溶蝕孔隙，F(xiàn)135井，2 524.5 m；f. SEM圖像，碳酸鹽膠結物溶蝕孔隙，G892-1井，3 065.9 m。圖5 研究區(qū)沙四上亞段灘壩儲層儲集空間類型Fig.5 Types of reservoir space of beach-bar reservoirs in the Es4s in the study area

3 優(yōu)質儲層形成機理

3.1 沉積作用

圖6 碳酸鹽膠結物體積分數(shù)、原生孔隙和次生孔隙面孔率與距砂泥接觸面距離關系Fig.6 Cross-plots of contents of carbonate cements, primary porosity, secondary porosity versus the distance to sandstone-mudstone contact

優(yōu)質儲層的形成與分布主要受沉積作用和成巖作用兩個方面的影響[7, 10, 17]。沉積作用是優(yōu)質儲層形成的最根本因素，它決定了儲層后期成巖作用類型及強度。薄片觀察統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，相同埋深條件下，儲層成巖作用強度的差異性與其距砂泥接觸面距離有關。碳酸鹽膠結物體積分數(shù)和與砂泥接觸面距離關系密切(圖6a)：當距離<0.6 m時，碳酸鹽膠結物體積分數(shù)多大于10%；距離為0.6～1.8 m時，碳酸鹽膠結物體積分數(shù)為5%～10%；距離>1.8 m時，碳酸鹽膠結物體積分數(shù)多小于5%。緊鄰泥巖部位的砂體：一方面原始沉積水動力條件弱，碎屑物質供給不足，以壩側緣和灘席沉積為主，原生孔隙不發(fā)育；另一方面由于碳酸鹽膠結物形成致密膠結殼，次生孔隙亦不發(fā)育。而在砂體中部儲層，由于水動力條件強、碎屑物質供給充足，以分選較好的壩主體和灘脊沉積為主，溶蝕作用發(fā)育，導致原生孔隙和次生孔隙均比較發(fā)育(圖6b，c)。由于砂體邊部致密膠結，有機酸和CO2更多地進入砂體中部并導致儲層的不穩(wěn)定礦物發(fā)生溶蝕作用。隨著溶蝕反應的持續(xù)進行，有機酸和CO2的酸溶能力下降，并導致距砂泥接觸面大于3 m的儲層次生溶蝕面孔率下降(圖6c)。

3.2 地層超壓

前人運用與烴類包裹體同期的鹽水包裹體的均一溫度和鹽度資料，定量恢復了研究區(qū)灘壩儲層的古地層壓力。結果顯示，博興洼陷沙四上亞段灘壩儲層存在兩個明顯的增壓旋回(圖7a)：第一個增壓旋回出現(xiàn)在45.0～24.6 Ma，最大古壓力系數(shù)可達1.43；第二個增壓旋回為15 Ma至現(xiàn)今，最大古壓力系數(shù)為1.46[18]。前人研究表明，不均衡壓實和烴類充注是儲層中最重要的兩種增壓機制[19-20]。由于沙四上亞段沉積早期地層快速沉降，積累的地層壓力來不及釋放導致地層欠壓實形成早期第一旋回超壓。在東營組沉積末期，由于構造抬升地層遭受剝蝕，導致地層出現(xiàn)泄壓，古壓力值減小。隨著地層再次沉降接受沉積，沙四上亞段烴源巖隨著地層溫度的升高進入成熟演化階段，該時期由于烴類充注儲層導致地層壓力增大，從而形成第二個增壓旋回。

a.古地層壓力系數(shù)隨時間演化特征，據文獻[10]改編；b.現(xiàn)今地層壓力系數(shù)縱向分布特征。圖7 研究區(qū)沙四上亞段灘壩地層壓力系數(shù)特征Fig.7 Formation pressure coefficient of beach-bar reservoirs in the Es4s in the study area

在博興洼陷沙四上亞段25口單井62個實測地層壓力數(shù)據測試的基礎上，確定了儲層現(xiàn)今地層壓力縱向分布特征(圖7b)?？梢钥闯觯瑸蝺訌穆裆? 400 m開始出現(xiàn)超壓，超壓出現(xiàn)的時期較早。早期超壓的發(fā)育：一方面，可以有效地降低儲層垂向有效應力，延緩壓實作用的持續(xù)進行，有利于儲層原生孔隙的保存(圖5a，b)；另一方面，早期超壓可以抑制碎屑顆粒之間的壓溶作用，一定程度上可以抑制石英膠結作用[21]。

G890井和F135井同屬于壩亞相(圖1)，G890井2 598.0 m為壩主體細砂巖儲層，實測地層壓力顯示為中超壓環(huán)境，實測孔隙度為22.5%，實測滲透率為123.52×10-3μm2；而F135井2 572.0 m亦為壩主體細砂巖儲層，實測地層壓力顯示為常壓環(huán)境，實測孔隙度為11.3%，實測滲透率為0.02×10-3μm2。

3.3 油氣充注

前人研究表明，博興洼陷沙四上亞段儲層中的油氣主要來自于沙四上亞段烴源巖, 以成熟度低、分布范圍廣為主要特征[22]。沙四上亞段儲層存在東營組末期和館陶組-明化鎮(zhèn)組期兩次油氣充注過程，其中館陶組-明化鎮(zhèn)組期是油氣充注的高峰時期[23]。

薄片觀察及掃描電鏡圖像分析發(fā)現(xiàn)，博興洼陷沙四上亞段灘壩儲層發(fā)生了明顯的油氣充注過程。油氣(現(xiàn)今裂解為瀝青)充注了原生粒間孔隙，并可見瀝青包裹著碎屑顆粒形成類似的顆粒薄膜或顆粒包殼(圖8a)。研究表明，瀝青顆粒薄膜或包殼的存在，可以有效減緩以碎屑石英顆粒為核的石英次生膠結作用[24-25]。掃描電鏡下同樣可見，瀝青圍繞著顆粒邊緣并充填粒間孔隙和喉道(圖8b)。瀝青往往還充填在長石等顆粒溶蝕孔隙內(圖8c)。油氣充滿度高的儲層，后期碳酸鹽膠結物往往孤立充填在孔隙間，膠結作用較弱(圖8d)，并且隨著儲層含油級別增高，儲層碳酸鹽膠結物的體積分數(shù)呈減小的趨勢(表1)。分析原因認為，隨著儲層油氣充滿度的不斷增加，孔隙水被油氣排替出儲層，可以減緩儲層內部水-巖作用的持續(xù)進行，從而抑制了儲層后期碳酸鹽膠結作用。此外，前面分析可知，油氣充注可以形成異常超壓，減緩顆粒間壓實作用，從而可以有效地保存原生孔隙(圖8a)。

a.瀝青充填原生孔隙，F(xiàn)129井3 154.3 m；b.掃描電鏡圖像，瀝青充填粒間孔隙和喉道，G892-X8，3 170.7 m；c.瀝青充填長石溶蝕孔隙，F(xiàn)129井，3 154.3 m；d.油氣充滿度高的儲層，后期碳酸鹽膠結弱，F(xiàn)129井，3 156.9 m。圖8 研究區(qū)灘壩儲層油氣充注微觀特征Fig.8 Micro-features of hydrocarbon emplacement for beach-bar reservoirs in the study area

含油級別φB/%碳酸鹽膠結物總量方解石膠結物鐵方解石膠結物白云石膠結物鐵白云石膠結物不含油14.56.42.24.01.9熒光11.35.51.23.61.0油跡8.55.00.53.00油斑6.64.20.21.80.4油浸4.43.20.50.70

3.4 酸性溶蝕

前人研究表明，博興洼陷沙四上亞段烴源巖中有機質質量分數(shù)比較豐富(w(TOC)一般大于1.5%)[26]。在埋藏熱演化過程中，有機質成熟會釋放大量的有機酸和有機CO2[27]。在鄰近烴源巖流體超壓驅動下[28-29]，有機酸和有機CO2可以遷移至灘壩砂巖儲層內并導致長石和碳酸鹽膠結物的強烈溶蝕。儲層中CO2氣體體積分數(shù)與次生孔隙發(fā)育帶具有良好的對應關系(圖4e)，同樣證實了灘壩儲層中次生孔隙的發(fā)育主要受到有機酸和有機CO2的影響。

3.5 綠泥石顆粒包殼

博興洼陷沙四上亞段灘壩儲層中自生綠泥石普遍發(fā)育，薄片統(tǒng)計其體積分數(shù)可達到5%。自生綠泥石主要以葉片狀顆粒包殼的形式存在，顆粒包殼的厚度為2～15 μm(圖9a，b，c)，同時也可見自生葉片狀綠泥石包裹自生棱柱狀的石英膠結物(圖9d)。前人研究表明，這些綠泥石包殼包裹著碎屑石英顆粒，對保存儲層的孔隙有積極作用[11, 30]：1)綠泥石包殼可以將碎屑石英顆粒與周圍孔隙流體隔離，從而抑制石英次生膠結作用(圖9)；2)綠泥石包殼的存在可以增強碎屑顆粒之間的抗壓實能力，從而使顆粒間原生孔隙得以保存(圖9a)。

4 優(yōu)質儲層分布

a.綠泥石顆粒包殼，保存原生粒間孔隙，F(xiàn)137井，3 170.4 m；b. SEM圖像，葉片狀綠泥石顆粒包殼，F(xiàn)151-1井，2 701.0 m；c. SEM圖像，葉片狀綠泥石顆粒包殼，G890井，2 597.7 m；d. SEM圖像，葉片狀綠泥石包裹自生石英膠結物，F(xiàn)151-1井，2 701.0 m。Q為碎屑石英顆粒；AQ為自生石英膠結物。圖9 研究區(qū)灘壩儲層綠泥石包殼微觀特征Fig.9 Micro-features of chlorite grain coating for beach-bar reservoirs in the study area

前人研究認為，優(yōu)質儲層是個相對概念，它并無孔隙度和滲透率的絕對標準，而是應根據研究區(qū)儲層的有效性、含油氣性以及實際產油氣特征進行綜合厘定[7, 31]。本次研究將研究區(qū)大于或等于有效儲層孔隙度下限的儲層定義為優(yōu)質儲層。有效儲層孔隙度下限是利用大量實測物性、測井解釋物性和含油性等資料，采用試油法計算的博興洼陷沙四上亞段有效儲層孔隙度下限(φcutoff=-8.34ln(H)+79，R2=0.99。其中：φcutoff為孔隙度下限，%；H為埋藏深度，m[18]；R為相關系數(shù))。

壩主體和灘脊微相距泥巖層較遠部位儲層原始沉積水動力強，壩主體和灘脊微相單層旋回厚度大，沉積物粒度粗，巖性以細砂巖和粉砂巖為主，泥質體積分數(shù)低，分選好，原始孔隙度較高，儲層抗壓實能力強。初始沉積后，由于地層快速沉降形成不均衡壓實產生早期異常超壓，能有效減緩壓實作用，保存孔隙；隨著地層埋深增加，有機質成熟釋放大量有機酸和有機CO2，發(fā)生長石和早期碳酸鹽膠結物的強烈溶解，物性顯著增加。并且由于綠泥石顆粒包殼的存在，導致石英次生膠結并不發(fā)育。隨后發(fā)生了早期油氣充注，油氣充注抑制了后期鐵方解石和鐵白云石膠結作用的進行而使得儲層得到較好的保護，并且油氣充注可以形成異常超壓導致儲層孔隙度降低較少(圖10，11)?，F(xiàn)今儲層從淺到深均發(fā)育大量有效優(yōu)質儲層(圖10，11)。

圖10 研究區(qū)沙四上亞段壩主體儲層孔隙度和成巖作用縱向變化特征Fig.10 Longitudinal variation of porosity and diagenesis of bar body reservoirs in the Es4 in the study area

壩主體和灘脊距泥巖層較近儲層，原始孔隙度中等，雜基含量中等，由于靠近泥巖部位，早期鄰近泥巖的壓實排水作用導致近泥巖部位發(fā)生強烈的方解石和白云石膠結作用，儲集物性極差，并且導致后期酸性流體難以進入儲層內部，極大地抑制了溶解作用的進行，使儲層僅發(fā)生微弱的溶解。隨著埋深增加，地溫持續(xù)升高導致地層水堿性增強，發(fā)生晚期部分鐵方解石和鐵白云石的膠結?，F(xiàn)今儲層物性差，主要發(fā)育無效儲層(圖10，11)。

壩側緣和灘席微相沉積水動力弱并缺少物源供給，單砂體厚度薄，泥巖夾層發(fā)育，以泥質粉砂巖和粉砂巖為主，雜基含量高，抗壓實能力弱。儲層原始孔隙度低，早期鄰近泥巖壓實排水導致泥質碳酸鹽膠結物的強烈充填，儲層孔隙度急劇降低，后期酸性流體和油氣難以有效進入儲層內部進行改造。現(xiàn)今儲層物性極差，從淺層到深層基本全為無效儲層(圖12)。

因此，沉積作用是形成中深部優(yōu)質儲層的基礎，只有原始沉積分選好、抗壓實能力強的壩主體和灘脊儲層，才能在后期埋藏過程中保存大量的原生孔隙，導致有機酸能夠大量進入儲層發(fā)生溶蝕作用，并在早期油氣充注作用下有效保存至今而成為優(yōu)質儲層。成巖作用是控制中深部儲層有效性縱向變化的關鍵，緊鄰泥巖的砂體邊部儲層由于發(fā)生了碳酸鹽膠結作用形成致密膠結殼，孔隙不發(fā)育；而在砂體中部儲層，由于分選較好、原始孔隙發(fā)育，后期酸性溶蝕作用強烈，導致原生孔隙和次生孔隙均比較發(fā)育。異常高壓和綠泥石顆粒包殼是中深部優(yōu)質儲層的保護條件，異常高壓可以有效減緩地層的壓實作用，而綠泥石顆粒包殼可以抑制中深部儲層的硅質膠結作用，從而有效保存中深部儲層的孔隙。

圖12 研究區(qū)壩側緣和灘席儲層不同深度范圍孔隙度縱向變化特征Fig.12 Longitudinal variation of porosity and diagenesis of both bar edge and beach mat reservoirs in the Es4 in the study area

5 結論

1)東營凹陷博興洼陷沙四上亞段灘壩儲層孔隙度為1.6%～23.2%，平均為10.0%；滲透率為(0.01～152.28)×10-3μm2，平均為4.27×10-3μm2。在整體低孔低滲的背景下，研究區(qū)灘壩儲層亦發(fā)育有效優(yōu)質儲層，優(yōu)質儲層形成機理主要有沉積作用、地層超壓、油氣充注、酸性溶蝕和綠泥石顆粒包殼。

2)灘壩砂體不同亞(微)相沉積特征差異性，控制了其成巖演化和物性演化的差異性：壩主體和灘脊距泥巖層較遠部位儲層分選好，抗壓實能力強，由于酸性溶解對儲層的改造以及油氣充注對膠結作用的抑制，中深層仍發(fā)育大量原生孔隙和次生孔隙，并在異常超壓和綠泥石顆粒包殼的保護下保存至今成為優(yōu)質儲層。壩主體和灘脊距泥巖層較近部位儲層，早期鄰近泥巖壓實排水導致近泥巖部位發(fā)生強烈的方解石和白云石膠結作用，現(xiàn)今物性極差，主要發(fā)育無效儲層。壩側緣以及灘席儲層原始沉積條件差，在埋藏過程中成巖作用以壓實作用和泥質碳酸鹽膠結作用為主，溶解作用微弱，現(xiàn)今物性差，從淺層到深層基本全為無效儲層。

3)沉積作用是形成中深部優(yōu)質儲層的基礎，成巖作用是控制中深部儲層有效性縱向變化的關鍵，異常高壓和綠泥石顆粒包殼是中深部優(yōu)質儲層的保護條件。研究區(qū)沙四上亞段灘壩優(yōu)質儲層主要分布在厚層壩主體和灘脊砂體的中部位置。

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