海拉尔盆地复杂断块油藏优势储层形成机理探讨

王正来，姜洪福，关琳琳，潘中亮，许艳龙

（1.中国石油大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，黑龙江大庆163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司大庆职业学院，黑龙江大庆163055）

海拉尔盆地复杂断块油藏优势储层形成机理探讨

王正来1，姜洪福1，关琳琳2，潘中亮1，许艳龙1

（1.中国石油大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，黑龙江大庆163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司大庆职业学院，黑龙江大庆163055）

为加快海拉尔盆地已探明石油地质储量的有效动用，以复杂断块油藏储层物性影响因素分析为指导，结合储层参数测井精细解释结果，对优势储层形成机理进行分析。结果表明：海拉尔盆地南一段沉积相及沉积微相类型控制着储层原始物性的变化，扇三角洲、辫状河三角洲及浊积扇3种沉积相类型中，辫状河三角洲的物性较好，其水下分流河道、扇三角洲水下分流河道和浊积水道为优势储层发育相带；压实作用和胶结作用均是造成海拉尔盆地储层物性变差，并导致现今储层微观孔隙结构格局的重要原因；受多种因素控制，储层随埋深增加物性变差，但发育有多个孔渗异常高值区带。该研究成果为未动用储量区块评价优选指明了方向，也可为其他类似区块的勘探潜力预测提供依据。

储层物性；沉积相；沉积微相；成岩作用；海拉尔盆地

0　引言

截至目前，海拉尔盆地共提交石油探明地质储量0.228亿t［1］。自2001年，苏仁诺尔、呼和诺仁、苏德尔特、乌尔逊、贝尔及霍多莫尔6个油田相继投入开发以来，共动用石油地质储量0.144亿t，建成产能183.9万t，是大庆油田稳产战略的重要支撑［2］。由于该盆地断块窄小破碎，物源较多，岩性复杂，储层非均质强，物性差，特低渗储层占62%，因此开发难度较大［3］。

以往对其研究多集中在断陷盆地构造系统、沉积相、成藏机制等方面，而对储层物性分布特征及影响因素的研究相对较少［4-5］。付广等［6-8］研究了海拉尔盆地断裂系统及对油气的控制作用，认为围绕富烃洼陷发育受油源断层控制的圈闭是油气运移聚集成藏的有利目标区；吕延防等［9］研究了海拉尔盆地油气生成与聚集规律，认为扭动构造带活动期与油气大规模成藏期时间一致，受其间调节断层遮挡，油气多在大断裂附近聚集成藏；王正来等［10］研究了海拉尔油田南一段储层含油饱和度的主控因素，认为油源充足的自生自储型油藏其圈闭幅度和储层物性共同控制着储层含油饱和度的变化。因此，笔者利用岩心、录井及分析化验等资料，结合储层参数测井精细解释结果，明确优势储层发育的主控因素及分布规律，以期为该区已动用储量综合调整及未动用储量评价优选提供地质依据。

1　储层物性影响因素

随着海拉尔盆地油气勘探开发的不断深入，低孔、低渗油气藏所占比例逐年增多，有关储层物性影响因素的分析也越来越受到重视。根据前人研究的成果［11-13］，碎屑岩储层物性的主控因素可归纳为3种：①沉积作用在宏观上控制着储层砂体的空间展布及原始物性；②成岩作用在微观上影响着储层孔隙的后期演化，并随埋藏深度的增加，储层物性变差，同时胶结作用控制着有利储集相带的空间展布；③构造作用对储层具有控制作用，不整合面及断裂、裂缝系统有利于改善储层物性，可提供油气运移通道与成藏空间。

上述3种因素均对该区储层物性产生影响，但程度不一。同时就某一种成岩作用类型而言，对孔隙度和渗透率的影响也具有较为明显的差异性。物源体系、沉积相、粒度、分选及杂基含量等都对沉积物的初始物性产生影响，是控制储层储集性能的内因，而沉积作用结束后，成岩作用和构造作用的后期改造是影响储层物性的主要因素。

2　沉积作用

沉积相控制砂体的类型、形态、厚度、规模及空间分布，岩石原始物性［14］影响砂体的平面和纵向展布与层间、层内的非均质性，在微观上决定着岩石碎屑颗粒的大小、填隙物的多少及岩石结构。因此，沉积相是影响储层物性的先天因素，其主要体现在3个方面：①扇三角洲、辫状河三角洲、浊积扇等不同沉积相类型之间，其沉积特征差异对储层物性的影响；②相同沉积体系，不同物源的母岩成分、杂基含量、填隙物及碎屑颗粒结构等性质不同对储层物性的影响；③相同沉积体系，同一物源的储层埋藏深度、沉积亚相、沉积微相变化及距离物源区远近等因素对储层物性的影响。

2.1不同沉积相类型对储层物性的影响

海拉尔盆地发育扇三角洲、辫状河三角洲与浊积扇3种沉积相类型，其类型的不同直接导致原始储层物性的差异。结合海拉尔盆地已有沉积相研究成果，扇三角洲、辫状河三角洲与浊积扇的沉积特征差异主要表现在以下3个方面。

（1）供源不同。扇三角洲是由冲积扇直接推进到湖盆中形成的沉积体系；辫状河三角洲是由辫状河入湖形成的三角洲；浊流沉积是由重力流携带大量碎屑物在深湖区快速堆积形成的扇状砂体，不同的物源导致储层物性原始状态存在差异［15］。

（2）发育部位不同。扇三角洲往往形成于凹陷短轴坡度较陡的地区；辫状河三角洲发育在有宽阔冲积平原的缓坡地带；湖底扇发育在具有一定规模和较广阔的深水沉积区，湖底具有足够的坡角［16］。

（3）沉积特征不同。扇三角洲具有重力流与牵引流双重成因性质的沉积，粒度概率曲线以两段式为主，颗粒混杂，分选差；辫状河三角洲为牵引流性质的沉积，粒度概率曲线为牵引流三段式，相对沉积物的粒度细小，分选也较好；湖底扇为重力流性质的沉积，粒度概率曲线为圆滑无截点或截点不明显的弧线型，反映在沉积过程中有半悬浮状态呈跳跃式的碎屑颗粒加入，分选较差，粒度较小［17］。

在相同沉积相类型条件下，考虑到压实作用对储层物性的影响，利用储层物性参数与埋深进行回归，将不同埋深、不同沉积相储层折算到同一深度，消除埋深所带来的物性差异，进而对不同沉积相类型孔隙度与储层埋深进行回归（表1）。

表1　不同沉积相类型沉积特征Table1　Sedimentary characteristics of different sedimentary facies types

扇三角洲［图1（a）］孔隙度与深度回归公式

辫状河三角洲［图1（b）］孔隙度与深度回归公式

浊积扇［图1（c）］孔隙度与深度回归公式

式（1）～（3）中：Φ为孔隙度，%；h为储层埋深，m。

由以上分析可知，在相同埋深条件下，辫状河三角洲沉积体系储层物性最好，浊流沉积储层物性较好，扇三角洲沉积体系储层物性最差。由于扇三角洲多处于湖岸地形高差较大、盆缘斜坡较陡、离物源较近的沉积环境，其物源供给充足，砂体厚度相对较大，分选和磨圆差，粒度较粗，多以砂砾岩、含砾砂岩及粗砂岩等岩石类型为主，因此，在相同埋深条件下，原始储层物性受碎屑颗粒结构及性质的影响，其孔隙度和渗透率较其他2类沉积类型要差；由于辫状河三角洲通常形成于湖盆的短轴方向，当盆地长轴方向斜坡较窄、物源较近时也有发育，比扇三角洲沉积砂岩厚度稍薄，碎屑颗粒分选和磨圆优于扇三角洲沉积，水下分流河道多为粗砂岩和中细砂岩，因此，在相同埋深条件下，其储层物性好于其他2类沉积相类型；浊流沉积是远岸的深水浊流沉积体，一般位于湖盆底部，距离物源较远，多形成于与盆地陡坡的水下扇或扇三角洲前方低洼处，由于水体较深，悬浮组分较高，颗粒较细，分选和磨圆较好，距离物源较远，致使砂体厚度较其他2类沉积相类型稍薄，因此，在相同埋深条件下，其储层物性好于扇三角洲沉积体系储层。

2.2物源差异对储层物性的影响

物源差异对储层物性具有较强的控制作用。海拉尔盆地具有多物源、近物源、岩性变化快及岩石成分复杂等特点。不同物源刚性和塑性矿物含量决定了储层初始的物性特征。

图2　贝尔油田南一段成岩矿物与孔隙度关系Fig.2　Relationship between diagenetic mineral and porosity of the first member of Nantun Formation in Beier Oilfield

母岩成分直接影响储层的孔渗性。以贝尔油田南屯组扇三角洲为例，统计了南一段18口取心井161个岩心铸体薄片分析数据。结果表明，随石英、长石矿物含量的增加，岩心分析孔隙度呈增大趋势（图2）。统计贝尔油田孔隙度、渗透率、石英含量、长石含量、碳酸盐含量及岩屑含量随深度变化情况（图3），认为储层埋深及压实作用是影响储层孔渗性的主控因素，在埋深2 370 m及2 530 m处存在2个孔渗异常高值区，这2个高值区所对应的石英与长石含量相比其他深度段明显增大，而碳酸盐及火山碎屑含量相比其他深度段显著降低，表明母岩成分对储层的孔渗性存在明显的控制作用。部分井段存在孔渗异常低值区，在对应的深度段上，石英和长石含量减少，岩屑等塑性矿物含量明显增加，在沉积物快速搬运和堆积的背景下，物源区塑性矿物含量高，成熟度低，更容易被压实而丧失孔隙，使储层物性明显变差。

图3　贝尔油田南一段储层孔渗及成岩矿物随深度变化情况Fig.3　Relationship between reservoir properties and diagenetic mineral depth of the first member of Nantun Formation in Beier Oilfield

2.3其他影响因素

2.3.1顺物源方向储层物性存在差异

以海拉尔盆地贝尔油田南一段扇三角洲沉积为例，其中X65-45井南一段储层位于西部扇体的扇根部位，X58-52井位于扇中部位，X53-51井位于扇端部位。从X65-45井至X53-51井物性剖面图（图4）上可以看出，自扇三角洲扇根→扇中→扇端，优势储层明显增加。从断陷盆地边缘向中心，储层有变好的趋势，反映相同沉积类型及相同物源条件下，顺物源方向，不同沉积部位储层物性存在差异。

图4　贝尔油田南一段顺西部物源方向物性剖面Fig.4　Reservoir property profile along the western provenance of the first member of Nantun Formation in Beier Oilfield

2.3.2相同沉积相类型不同深度的储层物性分布特征

由于储层物性受压实及埋深的影响，利用储层孔渗参数解释成果数据及海拉尔盆地油藏精细描述沉积研究成果，对各油田不同深度、同一沉积微相类型储层的孔渗参数及地层系数进行了统计。结果表明，扇三角洲水下分流河道、辫状河三角洲水下分流河道及浊积水道是优势储层的沉积微相带（图5）。

图5　各沉积相孔隙度、渗透率随深度变化情况Fig.5　Porosity and permeability change with depth of each sedimentary microfacies

3　成岩作用

目的层砂岩成岩作用包括压实作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用。其中，压实作用和胶结作用均是造成海拉尔盆地储层致密，物性变差，并导致现今储层微观孔隙结构格局的重要原因。

3.1压实作用

压实作用是南一段储层所经历的最显著的成岩作用，其最直接的岩石学标志是碎屑颗粒间的接触关系及塑性颗粒的挤压变形。以贝尔油田南一段油层为例，碎屑岩由浅至深其颗粒间的接触关系表现为点状接触、点—线状接触、线—点状接触和线状接触（图版Ⅰ），表明随埋深增加压实作用逐渐增强，原生孔隙逐渐减小。强烈的压实作用不但丧失了大部分的原生孔隙，也不利于次生孔隙的保存，是造成该区碎屑岩储层低孔、低渗的重要原因。因此，随着深度的增加，南一段储层孔渗减小趋势明显，物性变差，其他各油田均符合这一规律。

3.2胶结作用对储层物性的影响

海拉尔盆地南一段储层胶结物主要为碳酸盐类，其次为硅质胶结物。胶结作用对储层孔隙起破坏性作用。砂岩中的碳酸盐类胶结物主要为方解石、铁方解石、铁白云石、菱铁矿和片钠铝石等。

成岩早期形成的碳酸盐（方解石和白云石）含铁量较低，沉淀于砂岩结构成熟度较高的相带中，可形成油气运移的遮挡层；成岩晚期形成的碳酸盐含铁量较高，多以粒状充填或交代颗粒的形式出现，充填残余原生孔隙和次生孔隙，导致储层渗透率降低。硅质胶结物有3种胶结形式［18-19］：①以细小石英晶粒充填于粒间孔隙；②以次生加大形式结晶；③以自形晶集合体沉淀于孔隙内。硅质石英胶结作用不仅减小了储层的孔隙空间，而且改变了储层的孔隙结构，使得砂岩的粒间管状喉道变为片状或缝状，从而降低了储层的渗透性。

以贝尔油田为例，岩心分析孔隙度及渗透率随储层埋藏深度的增加均明显降低，但受胶结物含量变化的影响，出现明显的异常条带。在2350～2400m处，储层胶结物含量明显减少，岩屑体积分数仅为20%左右，储层物性相对上、下部位均略好，反映出胶结物含量变化对储层物性的影响较明显。在2 500～2 550 m处，储层孔渗又出现异常高值区，与胶结物含量变化对应较好（参见图3）。

4　结束语

（1）海拉尔盆地目前已开发的老油田普遍具有“小、碎、贫、散、窄”的特点，优势储层的分布直接控制着油气充注及含油饱和度的分布，在沉积、成岩及构造作用下对该区储层物性产生影响，但程度不一。同时就某一种成岩作用而言，对孔隙度和渗透率的影响也具有明显的差异。

（2）海拉尔盆地南一段储层沉积相及沉积微相类型影响储层的原始物性分布，3种沉积相类型中，辫状河三角洲沉积储层物性较其他沉积相类型稍好，而辫状河三角洲水下分流河道、扇三角洲水下分流河道及浊积水道是最优储层发育的微相带。

（3）压实作用和胶结作用均是造成海拉尔盆地储层物性变差，并导致现今储层微观孔隙结构格局的重要原因。受多种因素的控制，该区随埋深的增加，发育多个储层孔渗异常高值区带，为未动用储量区块的评价优选指明了方向。

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图版Ⅰ

（本文编辑：杨琦）

Formation mechanism of favorable reservoir of complex fault block reservoir in Hailaer Basin

WANG Zhenglai1，JIANG Hongfu1，GUAN Linlin2，PAN Zhongliang1，XU Yanlong1
（1.Hailaer Administration of Petroleum Exploration and Development，PetroChina Daqing Oilfield Company Ltd.，Daqing 163712，Heilongjiang，China；2.Daqing Vocational College，PetroChina Daqing Oilfield Company Ltd.，Daqing 163055，Heilongjiang，China）

In order to speed up the effective use of proved oil reserves in Hailaer Basin，under the guidance of influencing factors of complex fault block reservoir，combining with fine logging interpretation results of reservoir parameters，this paper analyzed the formation mechanism of favorable reservoir.The results show that sedimentary facies and sedimentary microfacies types control the original reservoir properties change of the first member of Nantun Formation in Hailaer Basin.Among three types of sedimentary facies，the reservoir properties of braided river delta are slightly better than that of fan delta and turbidite fan.The braided river delta underwater distributary channel，fan delta underwater distributary channel and turbidite channel are favorable sedimentary facies belts.Compaction and cementation are the main causes for reservoir tightness，which leads to reservoir microcosmic pore structure nowadays. Controlled by various factors，the reservoir properties are getting worse and worse with increasing burial depth，but there developed several reservoir property abnormal high value zones.This study points out the direction for the non producing reserves research，and provides a useful reference for other similar block potential prediction.

reservoir properties；sedimentaryfacies；sedimentarymicrofacies；diagenesis；Hailaer Basin

TEl22

A

1673-8926（2015）01-0026-06

2014-08-16；

2014-11-06

国家重点基础研究发展计划（973）项目“火山岩油气藏的形成机理与分布规律”（编号：2009CB219300）资助

王正来（1983-），男，硕士，工程师，主要从事油藏工程及储层参数解释方面的研究工作。地址：（163712）黑龙江省大庆市让胡路区昆仑大街甲27号。E-mail：hwangzhl@petrochina.com.cn。