东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层成岩作用

2014-08-02王淑萍徐守余董春梅王丽萍刘春平

吉林大学学报（地球科学版） 2014年6期

王淑萍，徐守余，董春梅，王丽萍，刘春平

1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266580 2.中石化胜利油田东胜集团股份公司，山东东营 257000 3. 中石化胜利油田河口采油厂，山东东营 257000

王淑萍1，徐守余1，董春梅1，王丽萍2，刘春平3

由于对东营凹陷民丰洼陷北带深层天然气储层成岩作用特征及其对储层的控制作用认识不清，给该地区天然气勘探带来了极大的风险。综合运用铸体薄片、扫描电镜观察、流体包裹体分析及岩心物性分析等多种技术方法，对东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层成岩作用特征及其对储层物性的影响进行了系统的研究。结果表明，该区北带沙四下亚段深层天然气储层为近岸水下扇砂砾岩，成岩作用具有强压实、欠压实、多期溶解、多期胶结、复杂交代和灰泥组分重结晶的特征。主要胶结-溶解作用序列为长石溶解/石英次生加大→碳酸盐胶结/石英溶解→碳酸盐胶结物溶解/石英次生加大→黄铁矿胶结/沥青充填。近岸水下扇不同亚相(微相)沉积特征的差异性导致了埋藏过程中成岩作用的差异性，并决定了储集物性的差异性。扇根砾岩在埋藏过程中成岩作用以压实作用和灰泥杂基重结晶作用为主，溶解作用微弱，物性持续降低。在中深层灰泥杂基的重结晶作用使扇根砾岩物性快速降低而形成致密层，扇根砾岩全部为干层。由于早期异常高压和早期油气充注对储层保护以及酸性溶解对储层改造的综合作用，扇中辫状水道远离泥岩、砂砾岩储层在中深层仍发育大量原生孔隙和少量的次生孔隙，储层物性较好，可作为良好的天然气储层。扇中辫状水道靠近泥岩层储层、扇中水道间以及扇缘部位因发生强烈胶结作用，在砂体顶底形成致密的胶结壳，可作为较好的盖层。

成岩作用；天然气储层；沙四下亚段；砂砾岩体；东营凹陷；致密砂岩

0 前言

东营凹陷民丰洼陷北部陡坡带沙四下亚段(Es4x)近岸水下扇砂砾岩体紧邻深湖相烃源岩分布，具有极佳的生储盖匹配关系，有利于形成岩性或构造-岩性油气藏，勘探潜力巨大。近年来，该区沙四下亚段深层天然气勘探取得了重大突破，如丰深1井沙四下亚段4 316.60～4 343.00 m日产气11.83×104m3[1]。但是，对该类天然气储层成岩作用特征及其对储层的控制作用认识不清，造成深层天然气勘探虽然取得了突破，但勘探成功率却较低，给此类天然气藏勘探开发带来极大的困难和风险，如紧邻丰深1井钻探的丰深5井和丰8井均未成功(两者均为干层)。民丰洼陷古近系储层的成岩演化及物性演化较为复杂，目前针对民丰北部地区成岩作用及其对储层物性影响的研究不够具体，已有研究多是针对整个东营凹陷或东营北带[2-6]。笔者以民丰洼陷沙四下亚深层近岸水下扇砂砾岩天然气储层为例，针对粗碎屑岩(砾岩、砾质砂岩)，选取砾石间的细组分钻取直径2.5 cm样品，并针对不同砂泥接触面距离的砂砾岩进行取样，对其成岩作用特征及其对储层物性的影响进行了系统研究。这不仅对东营凹陷北带沙四下亚段深层砂砾岩储层天然气勘探思路及勘探部署具有重要的指导意义，而且对其他地区断陷湖盆深层天然气勘探开发具有重要的借鉴意义。

1 地质概况

图1 民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层压实作用特征Fig.1 Compaction characteristics of deep natural gas reservoirs in Es4x in the north zone of the Minfeng sag

东营凹陷是济阳坳陷的一个次级构造单元，东接青坨子凸起，南部为鲁西隆起和广饶凸起，西邻林樊家凸起、高青凸起，北以陈家庄--滨县凸起为界，东西长90 km，南北宽65 km，面积5 850 km2，总体走向为北东向，剖面上具有北断南超的开阔型箕状凹陷特征[7]。民丰洼陷位于东营凹陷的东北部，其北部为陈家庄凸起，南邻中央隆起带，东部为青坨子凸起，西部为利津洼陷[8]。古近系沙四下亚段沉积时期，东营凹陷处于断陷初期，气候干旱，湖盆水体范围较小，盐度较大。民丰洼陷北部陡坡带是陈南铲式边界断层控制的陡斜坡构造带，边界断层附近作为湖盆的沉降中心，水体深度较大，季节性洪水携带大量陆源碎屑物质进入深湖，在陈南断层下降盘沉积了大规模紧邻湖相烃源岩分布的近岸水下扇砂砾岩体[9]，洪水停滞期，湖水强烈蒸发，沉积了厚层的膏盐和盐岩沉积，剖面上表现为一套膏盐岩和砂砾岩互层的沉积组合。沙四下亚段砂砾岩岩石类型主要为复模态不等粒砂岩、中粗砂岩或含砾砂岩、细砾岩和中粗砾岩，砂岩类型主要为岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩，其次为长石砂岩，杂基含量较高，分选较差。统计结果表明，本区砂岩碎屑颗粒中石英体积分数为5%～80%，平均为37.1%，钾长石4%～22%，斜长石1%～35%，长石体积分数平均为33.7%，岩屑体积分数为5%～80%，平均为26.0%，以变质岩碎屑为主，其次是沉积岩岩屑和岩浆岩岩屑。

2 成岩作用类型及特征

东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层发育强压实、欠压实、多期溶解、多期胶结、复杂交代和灰泥组分重结晶等多种成岩作用。

2.1 压实作用

民丰洼陷北带沙四下亚段埋深为3 500～5 000 m，整体上储层压实作用强烈，镜下薄片观察可以看到： 1)杂基支撑砾岩中，杂基体积分数高，杂基不仅发育灰泥质，也发育砂质碎屑,分选较差，表现为强压实作用(图1A)； 2)颗粒支撑的砾岩、砾质砂岩中，可见刚性颗粒普遍被压碎或压裂，颗粒多呈线接触或凹凸接触，压实作用强烈(图1B)。在沙四下亚段储层整体强压实的背景下，储层欠压实作用明显，深层铸体薄片也可以观察到如下特征：颗粒点-线接触；颗粒边缘平直、无溶蚀痕迹的原生孔隙大量发育(图1C)；孔隙中发育大量沥青，碳酸盐胶结物含量少但生长空间充足、晶形发育完整(图1D)。试油结果表明，欠压实作用主要发育在气层储层中。

2.2 沥青充填作用

储层中可见大量的沥青充填原生孔隙及次生溶解孔隙的现象(图2A)，说明沥青形成较晚，同时也说明沥青形成之前储层存在大量的原生孔隙和次生孔隙，如丰深1井4323.3 m沥青面孔率可达10%(图2A)。宋国奇等[10]研究认为丰深1井“古油藏”原油在明化镇组沉积末期开始裂解，生成裂解气和沥青。上述分析说明沥青形成较晚，并且在沥青形成前储层具有较高的孔隙度。

图2 民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层胶结作用类型及特征Fig.2 Cementation types and characteristics of deep natural gas reservoirs in Es4x in the north zone of the Minfeng sag

2.3 胶结作用

胶结作用是降低储层孔渗的关键成岩作用类型(图2)，研究区天然气储层胶结作用包括碳酸盐胶结、硅质胶结、黄铁矿胶结、菱铁矿胶结及自生黏土矿物胶结等。

A.近泥岩，碳酸盐岩强胶结(-)；B.远泥岩，长石颗粒溶解孔隙，胶结物质量分数低(-)。图3 民丰洼陷北带沙四下亚段近岸水下扇扇中砂砾岩碳酸盐胶结作用特征Fig.3 Carbonate cementation characteristics of glutenite in middle fan in Es4x in the north zone of the Minfeng sag

碳酸盐胶结物是研究区储层中主要的胶结物，包括方解石、白云石、铁方解石、铁白云石等(图2B,E)。民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层碳酸盐胶结物主要发育在近岸水下扇扇中和扇缘砂砾岩中，且碳酸盐胶结物体积分数距离砂砾岩-泥岩界面的距离有关:距砂砾岩-泥岩界面距离较近的砂砾岩胶结物体积分数一般较高，溶解微弱(图3A)；距砂砾岩-泥岩界面距离较远的砂砾岩胶结物体积分数相对偏低，溶解强烈(图3B)。产生这种现象的原因是在碱性环境下，泥岩中蒙脱石向伊/蒙混层转化脱水和石膏脱水释放大量的Ca2+、Mg2+、Fe2+等金属离子进入砂砾岩体内部，形成碳酸盐胶结物充填孔隙。金属离子浓度在砂砾岩-泥岩界面处最大,向砂砾岩体内部逐渐降低，导致砂砾岩体边缘被碳酸盐致密胶结、储层孔隙被严重破坏，油气难以进入,后期酸性流体对其改造作用也受到抑制；而砂砾岩体内部碳酸盐胶结程度低，油气易于进入，抑制后期成岩作用，碳酸盐胶结物形成缓慢、菱形晶形完整(图1D)，使得孔隙得以大量保存，最终形成砂砾岩-泥岩界面处向砂砾岩体内部碳酸盐胶结程度逐渐变弱的现象。前人研究[11-14]也表明，砂泥组合地层中泥岩的成岩演化对砂泥岩界面附近砂岩的孔隙演化有较大影响。如钟大康等[11]研究认为，深埋藏(深度大于2.5 km)砂泥组合地层中，砂泥岩界面附近胶结强于内部，导致砂泥岩界面附近的物性比砂岩内部差；漆滨汶等[13]研究认为在砂岩透镜体与钙质泥岩接触带内会形成致密钙质结壳，使多数砂层物性变差。

硅质胶结主要包括石英次生加大和长石次生加大(图2C,D)，并可见两期石英加大。黄铁矿胶结物极其发育，部分为团块状胶结粒间孔隙，但其最大的特点是与沥青共生呈星点状分布(图2E，F)，说明大部分黄铁矿与沥青同期形成。分析认为,与沥青成共生关系的黄铁矿为原油在高温裂解作用下形成的硫化氢与储层流体中的Fe2+反应而成。菱铁矿胶结物主要为团块状，为成岩早期产物(图2G)。

沙四下亚段黏土矿物主要为伊利石和绿泥石(图2H，I)，沉积物在埋藏成岩过程中，随埋深的增加、地层温度和压力的升高、黏土矿物层间水的释放以及在阳离子的移出等因素的影响下，黏土矿物将与水溶液发生反应而形成新的黏土矿物[15]。民丰洼陷北带沙四下亚段高岭石向伊利石和绿泥石两个方向转化，蒙皂石均向伊利石转化，研究区很少见绿/蒙间层黏土矿物(图4)。

2.4 交代作用

研究区储层交代作用类型主要包括碳酸盐矿物之间交代、黄铁矿和碳酸盐矿物交代颗粒及其他自生矿物、晚期黄铁矿交代碳酸盐矿物等。

由铁白云石交代白云石可推断铁白云石形成晚于白云石(图2A)。由黄铁矿交代铁白云石可推断黄铁矿形成晚于铁白云石(图5A)。铁白云石交代石英加大边(图5B)，说明铁白云石形成晚于早期石英次生加大。铸体薄片中也可见铁白云石交代长石加大边的现象(图5C)，说明铁白云石形成要晚于长石加大，但是二者均为碱性环境下成岩作用，因此很可能是在相对同期内的先后产物。石英次生加大边被黄铁矿交代(图2C)，说明黄铁矿形成晚于石英加大边。石英具有多期加大现象(图5D)，说明成岩作用具有多旋回性。综合上述分析，自生矿物形成的先后顺序为：早期石英加大→碳酸盐胶结/长石加大→晚期石英加大→晚期黄铁矿胶结/和沥青充填。

图4 民丰洼陷北带沙四下亚段黏土矿物特征Fig.4 Clay mineral characteristics of Es4x in the north zone of the Minfeng sag

2.5 重结晶作用

近岸水下扇扇根主要为杂基支撑砾岩相，当杂基为灰质时，会发生杂基重结晶现象，而且随着埋深的增加，扇根灰泥重结晶程度增加，到了深层甚至出现了交代颗粒的现象(图6)。

2.6 溶解作用及溶解-充填作用

研究区储层溶解作用包括长石溶解、碳酸盐胶结物溶解、石英及其加大边溶解等(图7A、B、C)。长石溶解主要沿颗粒边缘或解理缝选择性溶解，溶蚀孔呈港湾状、蜂窝状等；碳酸盐胶结物整体溶解不强，主要是胶结物内溶解；石英溶解主要是石英颗粒边缘和次生加大的溶解，溶解程度较弱。通过铁白云石充填长石溶解孔隙(图7D)及碳酸盐胶结物的溶解现象，可推断储层经历了早期长石溶解和晚期以碳酸盐胶结物溶解为主的两期酸性溶解，但是，由于受到早期油气充注的影响，碳酸盐胶结物体积分数低且溶解作用弱。长石在酸性环境下发生溶解作用的产物之一是SiO2，SiO2在酸性环境下会以石英次生加大的形式沉淀。不同学者[16-21]运用流体包裹体温度、盐度、成分分析等方法分析古流体来源及期次，取得良好的效果。由民丰洼陷北带沙四下亚段天然气储层石英次生加大边中盐水包裹体均一温度可知，储层发育多期石英次生加大，但是形成较早的一期均一温度仅为115 ℃(表1)，根据丰8井埋藏史知其形成时间大约在距今42 Ma。同时石英加大边和长石溶蚀孔洞中的油包裹体均一温度在88.7～112.6 ℃范围内均有分布(表1)，说明长石溶解和石英加大同期发生。由碳酸盐胶结和石英溶解均需在碱性环境中发生，可推断石英溶解与碳酸盐胶结可能为同期形成。储层中可见大量的沥青充填铁白云石溶解孔隙(图7E、F)，说明沥青形成较晚。

结合前文自生矿物的形成序列分析，认为民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层主要胶结-溶解作用序列为长石溶解/石英次生加大→碳酸盐胶结/石英溶解→碳酸盐胶结物溶解/石英次生加大→沥青充填和黄铁矿胶结。

3 成岩作用对储层物性的影响

民丰洼陷北带沙四下亚段近岸水下扇不同亚相(微相)沉积特征的差异性导致了埋藏过程中成岩作用的差异性，并决定了储集物性的差异性(图8)。图8提供了共计8口井的物性及含油性数据，其中实测物性132个样品点，测井解释物性530个样品点；有效储层物性下限是利用大量实测物性、测井解释物性和油气水层及干层等解释资料，采用试油法计算的民丰北带沙三中亚段--沙四段孔隙度下限。计算公式为φcutoff=-8.162 3lnh+73.765，R2=0.883 3。其中：φcutoff为孔隙度下限，%；h为埋藏深度，m[23];R为相关系数。

3.1 成岩作用对扇根砂砾岩物性的影响

近岸水下扇扇根亚相以杂基支撑的砾岩为主，具有沉积厚度大、原始储集物性差、抗压实能力差、距离烃源岩较远的特征。埋藏过程中成岩作用以压实作用为主，由于早期的快速压实导致孔隙度快速降低，并且扇根亚相远离烃源岩，原始物性较差，特别是经历压实后损失了大量原生孔隙，导致内部流体活动困难，有机酸很难大量进入，同时溶解物质很难被带出，阻碍了溶解作用的持续进行。深层发生了强压实，并发生杂基的重结晶作用，物性急剧降低，扇根致密度增加，物性极差，成为天然气藏的侧向封堵层。碳酸盐重结晶作用需要两个条件：1)需要达到一定的温度和压力条件[24-28]，Ezat Heydari等[29]认为碳酸盐重结晶作用在50～75 ℃开始，可持续到4 km之多；2)碳酸盐重结晶需要有外来碱性高钙热液流体参与[24,30-32]。扇根在持续压实作用下孔隙水在浅层已基本排出，灰泥杂基重结晶作用需要有外来流体的参与才能发生。因此，认为扇根灰泥杂基重结晶作用与碳酸盐胶结作用属于同期，也是在有外来碱性流体进入的条件下发生的。王艳忠[23]研究表明，石膏在90 ℃开始脱水向硬石膏转化，在100～150 ℃温度范围发生大规模脱水向硬石膏转化，脱出大量含Ca2+碱性离子水进入扇根，导致扇根灰泥达到重结晶的条件，灰泥杂基开始重结晶；并且随着重结晶时间的增加，重结晶程度加深，扇根致密度增加，扇根亚相孔隙度均小于有效储层孔隙度下限且全部为干层(图8)。

图5 民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层交代作用特征Fig.5 Metasomatism characteristics of deep natural gas reservoirs in Es4x in the north zone of the Minfeng sag

A和B均取样于杂基支撑砾岩砾石间细组分。图6 民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层重结晶作用特征Fig.6 Recrystallization characteristics of deep natural gas reservoirs in Es4x in the north zone of the Minfeng sag

图7 民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层溶解及溶解充填作用特征Fig.7 Dissolution and filling role of dissolution of deep natural gas reservoirs in Es4x in the north zone of the Minfeng sag

井号深度/m宿主矿物类型包裹体数平均均一温度/℃数据来源丰84397.50石英加大边盐水6115.0文献[22]丰84200.70石英胶结物盐水5124.1文献[22]丰深33785.60石英胶结物盐水8133.9文献[22]丰84055.35石英加大边盐水3143.3文献[23]丰84055.35石英加大边油399.1文献[23]丰84055.35石英加大边油5112.6文献[23]丰84201.10长石溶蚀孔洞油588.7文献[23]丰84055.35长石溶蚀孔洞油991.9文献[23]丰深14321.60长石溶蚀孔洞油498.8文献[23]丰84201.10长石溶蚀孔洞油4108.1文献[23]丰深14348.80长石溶蚀孔洞油2108.7文献[23]丰84055.35长石溶蚀孔洞油4109.6文献[23]丰深14321.60长石溶蚀孔洞油15121.4文献[23]丰84181.50长石溶蚀孔洞油1123.9文献[23]丰84201.10长石溶蚀孔洞油1124.9文献[23]

图8 民丰洼陷北带沙四下亚段孔隙度-含油性-沉积微相-深度关系图Fig.8 Relation graph of porosity-sedimentary microfacies-depth in Es4x in the northern zone of the Minfeng sag

3.2 成岩作用对扇中砂砾岩物性的影响

扇中辫状水道距泥岩较远部位储层原始孔隙度较好，早期主要发生压实作用，使储层孔隙度降低，但是沙四下亚段顶部和底部稳定盐膏岩层的封隔作用下，沙四下亚段形成超压封存箱，使早期发育的地层超压得到了有效保存[23]，早期异常高压的存在可以减缓压实作用，使储层部分原生孔隙得到有效保存(图1C)。蔡李梅等[33]利用流体包裹体恢复东营凹陷东北部沙四段储层古流体压力研究成果表明，东营凹陷北部沙四段储层均经历了3个增压→降压的压力旋回，其中第一旋回为沙四上亚段沉积期--东营组沉积中期(45.0～24.0 Ma)，地层压力为中超压，最大古压力系数可达1.48。

随着埋深增加，距今44.0～41.0 Ma，该时期有机质已开始成熟，有机酸控制了地层水pH呈酸性，长石、岩屑等酸性不稳定矿物开始发生溶蚀[23]。此时沙四下埋深为1 700～2 380 m，扇根由于早期的快速压实导致物性变差，内部流体活动困难。由于沙四下相对高的地温梯度[32]，加速了有机质的成熟，导致有机酸大量生成与保存的时间较短;并且沙四下亚段从距今45 Ma开始发育中超压，由于系统封闭，地层超压存在，酸性流体的流动性弱，有机酸溶解规模小，溶解作用相对较弱。

东营凹陷北带沙四段共发生了两期油气充注:第一期油气充注发生时间早，主要发生在38.0～24.6 Ma，第二期油气充注主要发生在6.0～0.0 Ma[10]。另外，李延钧等[34]研究认为，丰深1井沙四下亚段气藏主要为原油裂解气，也证明民丰洼陷北带沙四下亚段储层发生了早期油气充注。早期的油气强烈充注储层，含油饱和度高，有效抑制了后期碳酸盐胶结作用，使孔隙得到有效保存。如丰深1井沙四下亚段气层中碳酸体积分数低，铸体薄片观察可发现碳酸盐晶体自形程度高(图1D，2B)，说明油气充注抑制了碳酸盐胶结作用，导致碳酸盐生长缓慢、含量低、晶体自形程度高。但是，早期烃源岩成熟度低，油气充注量有限，砂砾岩体的分布位置，即砂砾岩与烃源岩距离的远近，是导致近岸水下扇扇中辫状水道砂砾岩储层物性差异的主要原因。民丰洼陷生烃中心在丰深2井附近(图9)，丰深5、丰8井区距离生烃中心的距离较远，几乎是丰深1、丰深3井区距离的两倍，有机酸和油气难以运移到丰深5和丰8井区，因此，丰深5、丰8井区在早期未能形成大量次生孔隙，早期油气充注量少，对成岩作用的抑制作用较弱，总体上，成岩作用以压实和胶结作用为主(图1B，图9)，现今物性差，主要发育干层；而丰深1、丰深3井区情况恰好相反，由于距离烃源岩距离较近，早期有机酸对储层进行强烈溶解，并且油气较早地充注成藏，抑制成岩作用继续进行，使储层得以良好保存。宋国奇等[10]研究认为丰8井构造位置上距离生烃中心远于丰深1井，在第一期油气充注期间(38.0～24.6 Ma)充注原油量较少。

Ro.镜质体反射率。图9 民丰洼陷沙四下亚段距今42.0 Ma时Ro特征[5]及其对成岩作用影响Fig.9 Characteristics of Ro (42.0 Ma ago) and its influence on diagenisis of Es4x in the Minfeng sag

由于早期异常高压和早期油气充注对储层保护以及酸性溶解对储层改造的综合作用，东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段扇中辫状水道远离泥岩、砂砾岩储层在中深层仍发育大量原生孔隙和少量的次生孔隙，储层物性较好，可作为良好的天然气储层。扇中辫状水道距泥岩层较远的储层孔隙度包络线在有效储层孔隙度下限右侧，深层仍发育大量天然气储层(图8)。

扇中辫状水道距泥岩较近部位和扇中水道间薄层砂，原始物性偏差，早期的酸性溶解可以一定程度改善储层物性，在早期油气充注的过程中，油气首先充注构造高部位和物性更好的扇中辫状水道距泥岩较远部位，扇中辫状水道距泥岩较近部位和扇中水道间薄层砂由于早期较强的碳酸盐胶结，油气充注量有限，含油饱和度低。前人研究[35]表明，烃类充注对储层成岩作用的抑制与含油饱和度有密切关系，只有在储层的孔隙完全或大部分被油气所占据，造成孔隙水呈不连续的孤立滞留状态，才可扼制成岩作用的继续进行，否则只要孔隙水尚能自由地运动，成岩作用就不会停止。因此，扇中辫状水道距泥岩较近部位和扇中水道间薄层砂油气充注对后期成岩作用的抑制有限。在后期碱性环境下，泥岩中蒙脱石向伊/蒙混层转化脱水和石膏脱水释放大量Ca2+、Mg2+、Fe2+等金属离子进入砂砾岩体内部，形成碳酸盐的致密胶结，在砂体顶底形成致密胶结壳，可作为较好的盖层。除浅层发育少量油层外，其孔隙度包络线均小于有效储层孔隙度下限，深层基本全为干层(图8)。

3.3 成岩作用对扇缘砂岩物性的影响

扇缘亚相砂体薄、泥质体积分数高，且被烃源岩和膏盐层包裹。埋藏成岩过程中，泥质杂基体积分数高、原始储集物性差的砂岩成岩作用主要以压实作用为主，孔隙度快速降低，后期流体难以进入储层，物性差；泥质体积分数低、原始储集物性好的砂岩在有机酸作用下可形成大量次生孔隙，在油气充注过程中，油气首先充注构造高部位，而在扇缘低部位含油饱和度较低，因此，在低部位胶结作用受到抑制程度较弱。在后期的碱性环境下，由于其地层水碱性强，且Ca2+、Fe2+、Mg2+等离子浓度高，被碳酸盐等胶结物致密胶结，后期难以被有效改造，储层物性差，主要发育干层(图8)。

4 结论

1)东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩体天然气储层欠压实作用明显，原生孔隙发育；胶结作用以碳酸盐胶结为主，石英加大较为常见，并可见少量黄铁矿及硬石膏等胶结物；重结晶主要为扇根灰泥组分发生重结晶作用，随着埋深的增加，灰泥组分重结晶程度增加，深层甚至出现了交代颗粒的现象；溶解作用整体不强，以长石溶解为主，其次是碳酸盐胶结物和石英的溶解。

2)东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段近岸水下扇不同亚相(微相)沉积特征的差异性导致了埋藏过程中成岩作用的差异性，并决定了储集物性的差异性：扇根砾岩在埋藏过程中成岩作用以压实作用和灰泥杂基重结晶作用为主，溶解作用微弱，物性持续降低，在中深层形成致密层；扇中辫状水道远离泥岩砂砾岩储层，由于早期异常高压和早期油气充注对储层保护以及酸性溶解对储层改造的综合作用，在中深层仍发育大量的天然气层；扇中辫状水道靠近泥岩层储层、扇中水道间以及扇缘部位因发生强烈胶结作用，在砂体顶底形成致密胶结壳，可作为较好的盖层。因此，早期油气强烈充注和超压发育的储层将是下一步天然气勘探的优选目标。

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Diagenesis Characteristics of Deep Natural Gas Reservoirs in Es4xin the North Zone of Minfeng Sag in Dongying Depression

Wang Shuping1，Xu Shouyu1，Dong Chunmei1，Wang Liping2，Liu Chunping3

1.School of Geosciences , China University of Petroleum, Qingdao 266580,Shandong,China 2.Dongsheng Group Co., Ltd of Shengli Oil Field，Sinopec，Dongying 257000，Shandong,China 3.Hekou Oil Production Plant of Shengli Oil Field Sinopec ，Dongying 257000，Shandong ,China

The diagenetic characteristics of deep natural gas reservoirs and the control of diagenesis on reservoirs in the lower part of the Fourth Member of the Shahejie Formation (Es4x) in the north zone of the Minfeng sag in the Dongying depression haven’t been clearly understood, which have led to great risks to hydrocarbon exploration in this area. Based on a combination of thin-section identification, scanning electron microscope (SEM) observation, fluid inclusion analysis and an analysis of core properties, it has been systematically studied about the diagenetic characteristics and its influence on the reservoir property. Nearshore subaqueous fan glutenite is the main regional reservoirs, and the diagenesis is characterized by strong compaction, poor compaction, dissolution and cementation of many stages, complex metasomatism and lime-mud matrix recrystallization. The main cementation-dissolution sequence is feldspar dissolution/quartz overgrowth →carbonate cementation / quartz dissolution →carbonate dissolution /quartz overgrowth →pyrite cementation and bitumen filling. The difference of sedimentary characteristics in different sub/micro-facies of nearshore subaqueous fan controls the difference of diagenetic characteristics, which also determines the difference of reservoir physical property. The conglomerate in inner fan mainly experiences compaction and lime-mud matrix recrystallization, with weak dissolution, and its physical properties keep reducing. The lime-mud matrix recrystallization results in a rapid reduction of physical properties in middle-deep layers. The present physical property of inner fan becomes extremely poor and mainly develops dry layers. Because acid dissolution reconstruct the reservoirs and early hydrocarbon filling and abnormal high pressure can protect reservoirs, the reservoirs far away from mudstone layers in the braided channels of middle fan develop a great number of primary pores and a few secondary pores, have a higher porosity and permeability, and can be effective reservoirs for natural gas. The parts in interdistributaries of middle fan and outer fan develop intensively cementation, it forms dense cemented crusts at the top of the sandstone, and therefore they mainly act as cap rocks.

diagenesis; natural gas reservoirs; the lower part of the Fourth Member of the Shahejie Formation of the Paleogene; glutenite bodies; Dongying depression; tight sandstone

10.13278/j.cnki.jjuese.201406103.

2014-05-08

国家科技重大专项(2011ZX05009-003)

王淑萍(1978--)，女，博士研究生，主要从事油气储层评价方面研究，E-mail:wshpwyzh0619@163.com。

10.13278/j.cnki.jjuese.201406103

P618.13

王淑萍，徐守余，董春梅，等.东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层成岩作用.吉林大学学报:地球科学版,2014,44(6):1747-1759.

Wang Shuping，Xu Shouyu，Dong Chunmei,et al. Diagenesis Characteristics of Deep Natural Gas Reservoirs in Es4xin the North Zone of Minfeng Sag in Dongying Depression.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2014,44(6):1747-1759.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201406103.