饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段储层成岩作用分析

姜 超，邓爱居，李凤群，张新见，李运娥

(1.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015； 2.中国石油华北油田分公司第三采油厂，河北河间 062450； 3.中国石化胜利油田分公司西部新区研究院，山东东营 257000)

饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段储层成岩作用分析

姜 超1，邓爱居2，李凤群2，张新见3，李运娥2

(1.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015； 2.中国石油华北油田分公司第三采油厂，河北河间 062450； 3.中国石化胜利油田分公司西部新区研究院，山东东营 257000)

为明确饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段有效储层的成因和分布规律，通过岩心观察、镜下薄片鉴定分析储层的岩石学特征、储集空间类型和成岩作用类型；结合物性测试和镜质体反射率测试等资料，研究该区储层的成岩阶段和成岩演化过程及其对物性的影响.结果表明：长石砂岩和岩屑长石砂岩是研究区主要的砂岩类型，结构和成分成熟度为中等；储集空间主要为次生溶蚀孔隙，此外发育少量原生孔隙和裂缝；储层埋藏深度大，整体以中—低孔、中—低渗储层为主；储层成岩阶段主要处于早成岩B期—中成岩A期，受烃源岩成熟过程的影响，垂向上次生孔隙主要发育深度为2 400～2 800 m.该研究对武强地区的油气勘探和开发具有指导意义.

饶阳凹陷；武强油田；沙二段；沙三段；成岩作用

0 引言

饶阳凹陷武强地区的油气开采已有20多年历史，经过多年的滚动勘探开发，有效评价储层质量已经成为制约该地区挖掘勘探潜力的重要地质问题.目前，最常用的储层质量评价方法有2种：一是基于岩石薄片的评价方法；二是借助储层质量模拟软件，实现孔隙度和渗透率分布的预测[1].其中前者是目前最普遍的储层质量评价方法，通过薄片观察和分析，明确有利储层的岩石类型和储集空间类型；结合埋藏史和油气充注史分析储层成岩模式和孔隙演化[2]、成岩储集相[3]类型，可以为区域油气勘探提供借鉴和指导.

在储层成岩和孔隙特征方面，人们多将饶阳凹陷作为一个整体研究，未将武强地区作为一个独立单元进行分析.徐志强等[4]根据饶阳凹陷古近系储层孔隙演化特征，结合黏土矿物演化及烃源岩演化特征，将成岩作用划分为3个时期、5个阶段；张以明等[5]分析饶阳凹陷沙三段砂岩次生孔隙的成因，认为长石的次生溶孔是该区最主要的储集空间类型；许丽丽等[6]研究饶阳凹陷古近系碎屑岩储层的成岩作用，将中深部储层划分为四类成岩相组合，并预测不同成岩相在平面上的分布.然而，对于同一砂体，在同一凹陷的不同地区埋藏深度不同，所经历的成岩作用也有差别[7].笔者主要研究武强地区的主力含油层系沙二段和沙三段，分析研究区的储层岩性特征、储集空间类型和物性特征、成岩作用及成岩演化，以明确有效储层的成因和孔隙演化过程，为武强地区的油气勘探和开发提供借鉴.

1 地质概况

饶阳凹陷位于冀中坳陷中部，是一个受复杂断裂控制、东断西坡的箕状凹陷[8]，勘探面积约为6 300 km2.武强地区地处饶阳凹陷的东部、杨武寨构造带北段，临近杨武寨东洼槽和虎北洼槽，具有优越的油源和良好的区域构造背景，是饶阳凹陷的主要油气富集区带之一(见图1).武强地区的地层特征与饶阳凹陷一致，沙河街组地层自下向上依次发育沙四段、沙三段、沙二段和沙一段，其中沙三段和沙二段主要发育辫状河三角洲沉积体系[9].目前该地区已发现强26、强101、强37和强49-4井等沙二、沙三段油层和强37、强49井等馆陶组油藏，本次研究的主要层段为沙二段和沙三段.

图1 饶阳凹陷构造单元划分(据文献[10]，有改动)Fig.1 Structural division of the Raoyang sag(modified from reference[10])

2 储层特征

2.1 岩石学

武强地区沙河街组沙二、沙三段主要发育辫状河三角洲沉积体系，垂向上发育多套粒度由粗变细的正旋回.镜下薄片鉴定表明，长石砂岩和岩屑长石砂岩是研究区主要的砂岩类型，其中石英体积分数在45%～65%之间，长石体积分数在25%～45%之间，岩屑体积分数在5%～30%之间(见图2).砂岩碎屑颗粒粒度以细粒为主，见少量粉砂和中粗砂，分选中等—好，磨圆以次棱角状为主，以孔隙式胶结为主.整体上，砂岩的成分成熟度和结构成熟度为中等.

2.2 储集空间类型

饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段储层主要的储集空间类型为次生孔隙，原生孔隙保存较少，此外还发育少量裂缝.次生孔隙主要包括粒间溶孔和粒内溶孔，是由颗粒和胶结物部分或全部溶蚀形成的.在研究区主要表现为早期方解石胶结物的溶蚀、长石和岩屑等颗粒的溶蚀等.研究区储层埋藏深度大于2 500 m，所遭受的压实作用较强，原生孔隙保存较少.裂缝主要包括2类：一是岩石受构造应力作用形成的构造裂缝；二是矿物在成岩过程中脱水形成的收缩裂缝，其中前者对储层物性的改善意义较大，后者常见于粉砂岩和泥质粉砂岩中.

图2 沙二、沙三段储层岩石类型三角图Fig.2 Triangular diagram of the reservoir in E s2 and E s3

2.3 储层物性

统计武强地区沙二、沙三段共239个实验样品的物性表明，研究区储层孔隙度φ一般在10%～25%之间，占样品总数的82.4%；渗透率K一般小于200×10-3μm2，主要集中在(10～100)×10-3μm2之间，占样品总数的38.0%；分析孔隙度—渗透率交会图(见图3)表明，沙二、沙三段储层孔隙度和渗透率之间具有良好的相关性，相关因数为0.745.整体上，研究区以中—低孔、中—低渗储层为主.

图3 沙二、沙三段孔隙度和渗透率交会图Fig.3 Relation map of porosity and permeability in E s2 and E s3

3 成岩演化及次生孔隙成因

3.1 成岩演化过程

储层的成岩演化除了控制储层的物性[11]，还控制砂岩的输导能力，并直接影响油气的运移方式[12]，因此需要分析储层的成岩演化过程.根据镜质体反射率特征，结合镜下岩石结构和黏土矿物纵向变化特征，认为武强地区沙二、沙三段储层成岩阶段主要处于早成岩B期—中成岩A期.在成岩作用的不同阶段，储层经历的主要成岩事件和孔隙演化具有不同的特征(见图4).

图4 饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段储层成岩演化模式Fig.4 Diagenetic evolution model of the reservoirs in E s2 and E s3 in Raoyang sag

(1)从沉积物弱固结开始，到埋深1 500 m，沙二、三段储层成岩阶段主要处于早成岩A期.这一阶段主要为弱碱性成岩环境，方解石胶结物多呈它形充填于原生孔隙，也可呈嵌晶式胶结(见图5(a)).压实作用使得松散的沉积物开始紧密堆积，碎屑颗粒呈点接触，原生孔隙大量减少.该阶段压实作用是导致砂岩内原生孔隙大幅减少的主要原因，极大地影响砂体的储集物性[13].

图5 沙二、沙三段储层成岩阶段特征Fig.5 Diagenetic characteristics of the reservoirs in E s2 and E s3

(2)当埋深处于1 500～2 400 m时，沙二、沙三段储层成岩阶段处于早成岩B期，有机质处于半成熟阶段，产生少量酸性流体，成岩环境由弱碱性向弱酸性转变.压实作用仍然较强，颗粒以点—线接触为主，早期碳酸盐岩胶结物局部溶蚀，长石和岩屑部分溶蚀，黏土矿物由蒙皂石向伊蒙混层转化，自生高岭石大量生成，并可见少量石英次生加大.该时期孔隙类型既有残余原生孔隙，又有部分次生溶蚀孔隙.

(3)当埋深大于2 400 m时，沙二、三段储层成岩阶段进入中成岩A期，有机质大量成熟，产生大量的酸性流体，成岩环境为强酸性.该时期机械压实进一步增强，颗粒多呈线—凹凸接触，石英次生加大为二级.在强酸性成岩环境下，不稳定的碎屑颗粒和胶结物发生溶蚀，其中胶结物的溶蚀主要表现为方解石胶结物发生溶蚀，形成沿颗粒边缘的贴粒缝或扩大的粒间溶孔；碎屑颗粒的溶蚀主要表现为长石颗粒的溶蚀，长石颗粒的溶蚀沿其边缘、节理缝、裂缝进行[14]，常见的现象有绢云母化(见图5(b))、粒内溶孔、港湾状颗粒边缘、铸模孔等(见图5(c)).溶解作用产生大量的次生孔隙，使一些低孔、低渗储层的物性得到明显改善[15]，研究区沙二、沙三段储层垂向上高孔、高渗样品主要出现在埋深2 400～2 800 m之间(见图6).

(4)随着埋深增加，当埋深大于2 800 m时，压实作用进一步增强，颗粒接触更加紧密，局部刚性颗粒发生破裂，硅质、铁白云石等胶结物开始大量出现(见图5(d)-(f))，如在强50井3 132.70 m处石英颗粒普遍加大，使颗粒呈镶嵌状.该时期储层孔隙类型以残余次生孔隙为主，发育少量裂缝，储层孔隙度和渗透率包络线具有明显向低值区延伸的特征.

3.2 次生孔隙控制因素

3.2.1 物质条件

可溶解物质和酸性流体是次生孔隙形成的必要条件.武强地区沙二、沙三段储层次生孔隙的形成主要与长石和早期方解石胶结物的溶蚀有关.镜下薄片分析表明，研究区储层中长石体积分数在25%～45%之间，方解石胶结物体积分数在0%～45%之间，因此充足的可溶解物质为后期的溶蚀提供基本条件.酸性流体主要为有机质演化产生的有机酸.此外，在约为100℃的温度条件下，有机质分解产生的CO2形成碳酸并降低流体的p H值，也可导致碳酸盐胶结物和硅铝酸盐矿物的溶解[16].因此，在平面上次生孔隙的分布受控于酸性水源区的位置.

图6 沙二、沙三段储层孔隙度和渗透率随深度变化关系Fig.6 Porosity and permeability vs.burial depth diagram of the reservoirs in E s2 and E s3

3.2.2 埋深条件

有机酸对次生孔隙的形成具有重要的作用，有机酸形成受烃源岩热演化程度的控制，因此次生孔隙的形成与产生有机酸的烃源岩埋深密切相关.武强地区生油门限为2 800 m，沙四段和沙三段烃源岩埋藏深，且厚度大(大于300 m)，为本区沙二、沙三段次生孔隙的形成提供充足的酸性流体来源.

3.2.3 输导条件

有机酸只有到达储层内才能发挥作用，因此有利于酸性水溶液环流的粒间孔隙和开启性断裂是形成大量次生孔隙的必要条件[17].武强地区所处的杨武寨构造发育多条断裂，其中杨武寨断层断距可达400 m，从沙三段沉积时期开始发育至馆陶组沉积时期结束，既是本区的油源断层，又为酸性流体的进入提供通道.

4 结论

(1)饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段储层砂岩类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，受矿物成分和埋深的影响，压实作用强烈，原生孔隙保存较少，储层储集空间类型主要为由长石和早期方解石胶结物溶蚀形成的次生溶蚀孔隙.

(2)饶阳凹陷武强地区沙二、沙三段储层成岩阶段主要处于早成岩B期—中成岩A期，成岩演化过程分析表明，受烃源岩成熟过程的影响，垂向上次生孔隙主要发育深度为2 400～2 800 m.

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TE121.2

A

2095-4107(2014)05-0001-06

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.05.001

2014-07-31；编辑陆雅玲

国家科技重大专项(2011ZX05006)

姜 超(1987-)，男，硕士研究生，助理工程师，主要从事油气地质勘探综合方面的研究.