热液流体活动及其对碳酸盐岩储集层改造定量评价——以渤海湾盆地东营凹陷西部下古生界为例

李继岩，王永诗，刘传虎，董大伟，高志强（.中国石化胜利油田公司勘探开发研究院；2.中国石化胜利油田博士后流动工作站；.中国石化胜利油田公司；.中国石油大学（华东）胜利学院）



热液流体活动及其对碳酸盐岩储集层改造定量评价
——以渤海湾盆地东营凹陷西部下古生界为例

李继岩1， 2，王永诗1，刘传虎3，董大伟4，高志强1
（1.中国石化胜利油田公司勘探开发研究院；2.中国石化胜利油田博士后流动工作站；3.中国石化胜利油田公司；4.中国石油大学（华东）胜利学院）

摘要：基于岩心和薄片观察、矿物流体包裹体测温、微量元素分析、裂缝充填物碳氧同位素分析、常规物性分析等技术手段，分析渤海湾盆地东营凹陷西部下古生界热液流体活动证据，定量评价热液流体对不同类型碳酸盐岩储集层溶蚀改造程度，并对储集层有效裂缝纵向分布规律进行了研究。研究区热液溶蚀的判识标志为发育的典型热液矿物组合，如萤石-硬石膏-自生石英组合等，与热液相关的裂缝充填物中包裹体均一温度高达150～210 ℃，另外热液溶蚀区域碳酸盐岩表现出高FeO、高SiO2、高MnO、低Na2O含量的特征。热液流体溶蚀作用不仅可产生新的萤石矿物，而且溶蚀形成了大量的孔、微孔、小缝及微缝，改善了碳酸盐岩储集层物性。热液流体溶蚀围岩的同时会携带碳酸盐物质在构造裂缝中淀积成方解石等裂缝充填物，由于热液沿断裂上升过程中流速和温度逐渐降低，导致下古生界不同层段中发生的溶蚀强度和充填程度差异明显，其中凤山组和冶里组—亮甲山组构造裂缝充填程度低、溶蚀孔缝发育，马家沟组构造裂缝充填程度高、溶蚀孔缝相对不发育。图6参11

关键词：碳酸盐岩；储集层；热液流体；溶蚀改造；渤海湾盆地；东营凹陷；下古生界；定量评价

0 引言

近年来国内针对热液岩溶作用的研究主要集中在塔里木盆地和鄂尔多斯盆地，前人系统总结了热液岩溶作用的特征、识别标志、发育模式，定性描述了热液流体对碳酸盐岩储集层的改造作用［1-2］，但并未进行量化评价分析。另外由于热液流体自下游向上游流动过程中，流速场和温度场的变化会形成相应的“溶解-沉淀带”，从而导致碳酸盐岩储集层有效裂缝纵向发育的非均质性，在此方面前人研究涉及较少。

渤海湾盆地以往的潜山勘探重视“山头”岩溶型储集层，以此相继发现了任丘、千米桥、孤岛等一大批潜山油藏。但对潜山内幕勘探始终没有获得较大突破，潜山规模勘探已停滞多年，有利储集层预测成为制约潜山内幕勘探的关键因素之一。渤海湾盆地大部分地区下古生界发育大套岩浆侵入岩，岩浆侵入过程中热液流体可对碳酸盐岩储集层进行溶蚀改造而形成有效内幕储集层，这点一直未引起勘探工作者的重视，前人研究涉及较少。本文以渤海湾盆地东营凹陷西部下古生界碳酸盐岩为例，从矿物学、元素地球化学、流体包裹体角度，系统分析深部热液溶蚀的特征、识别标志，在此基础上，结合岩心与薄片观察、常规物性分析成果，定量评价热液流体对碳酸盐岩储集层的改造程度，并分析热液流动过程中流速场和温度场变化对储集层纵向非均质性的影响。

图1　研究区位置及岩浆侵入范围

1 区域地质背景

东营凹陷为渤海湾盆地东南部的中、新生代复合断陷，走向北东东（见图1），基底为太古界、古生界。在盆地演化过程中发生了多期岩浆侵入与喷发事件，主要发生在中生代中晚期、新生代沙河街组四段沉积时期［3］。另外在东营凹陷西部下古生界碳酸盐岩地层中发现了大量幔源成因的CO2气藏，为渤海湾盆地非常典型的无机成因气藏，这些幔源CO2气的析出与岩浆活动密切相关［4］。研究区岩浆侵入受断裂控制明显，切穿基底的高青—平南断层两侧是侵入岩主要分布区（见图1）。岩浆活动携带大量热液流体上涌，可对下古生界碳酸盐岩储集层进行溶蚀改造，使碳酸盐岩内幕发育大量孔缝储集空间。为系统研究该地区热液流体溶蚀的特征、识别标志及其对储集层的改造程度，采集了区内具代表性的滨古26井、滨古斜15井、滨古11井、滨古22井等探井中与热液流体作用有关的岩心样品，首先利用电子显微镜观察其矿物学特征，以便了解热液矿物的共生组合特征。在此基础上，有针对性地对已知样品进一步作流体包裹体测温、微量元素分析等研究工作。本次研究取样层位集中在下奥陶统马家沟组、下奥陶统冶里组—亮甲山组、上寒武统凤山组，以排除中奥陶统八陡组大气淡水淋滤岩溶作用对研究结果的干扰。

2 热液流体活动的证据

前人对研究区与岩浆活动有关的CO2气藏进行了天然气组分、40Ar/36Ar和3He/4He同位素的分析，认为气藏具有高40Ar/36Ar和高3He/4He值，表明气藏中稀有气体主要来自幔源岩浆缓慢脱气，同时有部分壳源CO2混入［4-5］，说明研究区热液流体主要与幔源岩浆活动有关。岩浆热液流体中含有大量的CO2、H2S、SO2等挥发性物质，含量可达4%以上［6-10］，这些有效溶蚀组分（CO2、H2S等）沿断裂向上运移过程中对易溶的下古生界碳酸盐岩进行溶蚀。笔者在研究中发现了热液流体溶蚀的矿物学、地球化学、流体包裹体3大类证据。

2.1 矿物学证据

东营凹陷西部与热液活动相关的矿物主要有萤石、硬石膏、重晶石、自生石英、黄铁矿等多种矿物，常见2种热液矿物组合，即萤石-硬石膏-自生石英组合以及硬石膏-重晶石-黄铁矿组合（见图2）。

萤石-硬石膏-自生石英组合：该组合中萤石呈细—中晶，晶体形态为半自形；硬石膏主要呈脉状充填在构造裂隙中，呈现微晶集合体，硬石膏的产状和结晶结构特点表明，这种硬石膏不属于蒸发成因，而是典型的热液产物；自生石英呈分散状的石英颗粒充填于裂缝中，大量自生石英的生成表明热液流体呈酸性，且具有较高温度，因为只有这样的热液才能携带较多的SiO2，并在进入围岩裂隙后沉淀出较多的自形石英晶体（见图2a—2b）。另外滨古斜15井2 304.70 m深度处钻遇的灰岩具热液流体萤石化现象，厚度可达4 m，形成的萤石比较疏松，呈黄绿色（见图2c），大大改善了岩石的储集物性。

硬石膏-重晶石-黄铁矿组合：重晶石呈板状、发育两组相交的解理，多呈现自形晶，在构造裂缝内呈束状分布，常与硬石膏伴生；硬石膏主要呈微晶脉状充填于构造裂缝内；黄铁矿呈自形或半自形粒状散布在碳酸盐岩基质中（见图2d—2f）。

另外可见大量分散粒状铁质、自生石英充填于碳酸盐岩基质或构造裂缝中（见图2g—2h），进一步证实了研究区热液流体活动的存在。

2.2 元素地球化学指标证据

通过选取热液溶蚀层段与未被溶蚀层段碳酸盐岩进行元素测定，发现溶蚀层段FeO、SiO2、MnO的含量较高，FeO含量2.603%～4.665%，SiO2含量0.638%～1.040%，MnO含量0.79%～1.25%，Na2O的含量较低，为0.017%～0.048%；与之相对应的未被溶蚀层段具有相反的特征，FeO含量0.091%～0.256%，SiO2含量0～0.025%，MnO含量0.114%～0.223%，Na2O的含量较高，为0.173%～0.252%。以上溶蚀与未溶蚀层段岩石元素变化规律证实了研究区热液溶蚀作用的存在。

另外碳酸盐岩遭受热液溶蚀的同时，随着流体温度和运移速度的逐渐降低，其所携带的大量溶蚀产物将沉淀充填于早期形成的构造裂缝中。笔者对断层周围的滨古26井、滨古22井、滨古斜15井、滨古11井等多口取心井进行了岩心分析，发现下古生界碳酸盐岩中发育多组系构造裂缝，裂缝多被方解石所充填，见少量自生石英、硬石膏。对构造裂缝中充填的方解石（8块样品，取自滨古11井、滨167井、滨古26井3口井）进行碳、氧同位素组成测定，结果表明：方解石样品的δ13C值为-4.8‰～-1.4‰，平均为-2.0‰，δ18O值为-20.1‰～-14.9‰，平均约-18.3‰。对比前人发表的邻区围岩的碳、氧同位素数据［11］，研究区下古生界碳酸盐岩裂缝中充填的方解石应属于热液矿脉或热水蚀变碳酸盐。

2.3 流体包裹体证据

选择滨古26井等探井中构造裂缝充填方解石中形态规则的流体包裹体，测定均一温度和盐度（见图3）。测定结果表明均一温度分布范围较宽，主要存在两种类型的流体包裹体：一种为分布在裂缝中与热液相关的盐水包裹体，气液比平均为1∶9，直径10～20 μm，均一温度主要集中在150～210 ℃，设古地表温度为15 ℃，古地热梯度为3.8 ℃/100 m（本区岩浆活动较强，故采用较高的地热梯度值），该地区下古生界的最大埋深在3 200 m左右，计算得理论上形成流体包裹体的流体温度不超过136 ℃，这也证实了该类包裹体为热液流体流动过程中捕获的包裹体；另一种流体包裹体为烃类包裹体，均一温度为90～120 ℃，这个温度与烃源岩排烃的温度基本一致，为油气成藏过程中捕获的流体包裹体。

3 热液流体活动对储集层改造的量化表征

3.1 萤石化作用对储集层改造的量化表征

热液溶蚀产生的萤石化作用是影响碳酸盐岩储集层的因素之一，理论研究表明，萤石交代方解石后体积减小33.5%［7］，使得萤石中产生大量的晶间孔隙，为流体活动提供了空间，流体活动使得原生晶间孔隙溶蚀扩大，形成了大量的溶蚀孔隙，储集层物性得到进一步改善。研究区滨古斜15井钻揭该类储集层，在深度2 304.7 m岩心中观察到黄绿色萤石，较为疏松（见图2c），常规物性测定孔隙度高达10%～15%，萤石化作用的增孔率约10%。此为济阳坳陷首次发现灰岩萤石化现象，该类储集层可能具有一定勘探潜力。

图2　热液作用的岩石学和矿物学证据

图3　构造裂缝充填方解石中包裹体及其均一温度分布

3.2 热液流体溶蚀对储集层改造的量化表征

热液流体携带大量的有机酸、CO2、H2S等，沿断裂、裂缝、层理、不整合面和其他孔隙进入碳酸盐岩储集层，对储集层进行溶蚀改造，形成油气聚集的新场所。热液溶蚀形成了大量的孔（直径1～2 mm）、小缝（缝宽0.1～1.0 mm）、微缝（缝宽0.01～0.10 mm）、微孔（直径小于0.01 mm），对碳酸盐岩内幕有效储集层的形成尤为重要。由于不同类型碳酸盐岩在埋藏高温环境下抗溶蚀能力的差异，导致热液流体对岩石溶蚀强度具有一定差异［8］。为量化表征热液流体对不同类型碳酸盐岩溶蚀改造的强度，笔者主要选取灰岩、白云岩，利用岩心与镜下薄片观察、常规物性分析结果，结合油气实际生产情况，综合分析热液流体溶蚀改造储集层的强度大小。

图4　热液流体溶蚀碳酸盐岩形成的孔缝储集空间

不论是灰岩储集层还是白云岩储集层，岩心观察时均发现了大量热液溶蚀形成的孔缝（见图4）。岩心观察统计结果发现：溶蚀孔大小为（0.8 mm×1.0 mm）～（2.3 mm×1.8 mm），形状不规则，成排分布，大部分是碳酸盐岩本身的溶蚀孔，有少量是构造裂缝中早期方解石胶结物的溶蚀孔；溶蚀裂缝延伸长度一般小于15 cm，呈锯齿状延伸，多条缝一般平行成排出现。另外岩心观察发现热液溶蚀形成的孔缝充填程度相对较低，70%左右未被充填，可成为有效储集空间。

通过对研究区岩浆侵入区多口探井的分析发现，受热液流体溶蚀作用，灰岩储集层物性发生较大变化。研究区滨古斜15井2 283～2 293 m灰岩发育段岩心薄片中观察到大量热液溶蚀产生的微孔，孔隙度2.80%～3.95%，平均3.12%，渗透率大于1.0×10-3μm2，平均4.25×10-3μm2（见图5a），该段试油日产水50.9 t，为高产水层，说明灰岩储集层中存在大量连通的溶蚀孔缝。另外滨古11井2 370～2 388 m灰岩发育段，录井油气显示级别为油浸，孔隙度3%左右，渗透率平均为3.21×10-3μm2（见图5b），与未被溶蚀层段相比储集层物性得到了极大改善。

由于研究区已发现的潜山内幕油气显示集中在白云岩储集层中，故白云岩的成果资料相对较多，因此笔者分泥—微晶白云岩、细晶白云岩两类进行分析。对未被溶蚀白云岩常规物性进行统计，结果发现泥—微晶白云岩孔隙度在1.5%～2.3%，平均为2.0%，细晶白云岩孔隙度在2.8%～3.5%，平均为3.1%，两类白云岩的渗透率均低于1.0×10-3μm2，大部分在0.5×10-3μm2以下。热液流体的溶蚀作用可使白云岩储集层物性得到较大改善。在研究区滨古11井2 300～2 310 m、2 388～2 392 m泥—微晶白云岩发育段岩心薄片中观察到了溶蚀形成的大量微孔和微裂缝，孔隙度3.65%左右，渗透率平均6.12×10-3μm2（见图5b），其中2 300～2 310 m井段试油日产气10 342 m3，为高产气层。在滨古11井2 320～2 350 m井段灰质细晶白云岩中观察到多条热液溶蚀微裂缝，储集层孔隙度5%左右，渗透率平均6.85×10-3μm2（见图5b），该段试油日产气1 940 m3。滨古斜15井中2 238～2 245 m、2 260～2 280 m井段灰质细晶白云岩和泥质细晶白云岩孔隙度3.1%～8.2%，平均为4.85%，渗透率为（0.8～10.2）×10-3μm2，平均为6.76×10-3μm2（见图5a），该井中2 202.27～2 272.01 m深度段试油日产水43.7 t，为高产水层。不论高产气还是水，均说明储集层中存在大量连通的溶蚀孔缝。

图5　经热液流体改造的储集层岩心及物性特征

综上所述，热液流体溶蚀作用极大地改善了碳酸盐岩储集性能，有利于形成良好的油气储集层。但由于不同类型岩石抗溶蚀能力的差异，导致热液流体对岩石溶蚀增孔量有所差异［8］。利用铸体薄片资料，对研究区多口探井热液溶蚀层段不同类型碳酸盐岩溶蚀面孔率进行统计，灰岩溶蚀面孔率为1.0%～1.5%，平均为1.21%，泥—微晶白云岩溶蚀面孔率为1.02%～1.65%，平均为1.42%，细晶白云岩溶蚀面孔率为1.8%～2.35%，平均为2.16%。

4 热液流体活动对储集层溶蚀-充填程度的控制

目前对与热液有关金属矿床的研究已非常成熟，热液中成矿物质的沉淀与对围岩蚀变具有分带性，这种分带性主要是由于深部热液向上涌出过程中流速场和温度场的变化而引起，这种变化规律会形成相应的“溶解-沉淀带”。在流速快、温度高的上游层段，形成强溶蚀层段，相反在流速低、温度降低的下游层段，形成沉淀带［9］。将热液成矿分带理论引入热液对碳酸盐岩溶蚀-充填的研究中，认为热液流体“溶解-沉淀带”的形成会造成纵向上不同组段碳酸盐岩溶蚀程度和构造裂缝充填程度的差异。

前已述及构造裂缝充填物方解石的形成与热液流体密切相关，对岩心中观察到的构造裂缝线密度与充填率、溶蚀小裂缝线密度（缝宽0.1～1.0 mm、延伸长度小于15 cm）、溶蚀孔个数（直径小于2 mm为主）分组段进行统计，由于溶蚀小裂缝与溶蚀孔的充填率较低，未进行分析。统计结果表明：马家沟组以灰岩为主，构造裂缝线密度平均为10.5条/m，充填程度高，平均充填率为88.4%，溶蚀小裂缝线密度为12.6条/m，溶蚀孔洞为9.2个/m；冶里组—亮甲山组以白云岩为主，构造裂缝线密度为11.5条/m，充填程度低，平均充填率为75.1%，溶蚀裂缝线密度为18.1条/m，溶蚀孔洞为14.2个/m；凤山组以中厚层白云岩与灰岩互层为主，构造裂缝线密度为10.9条/m，构造裂缝充填程度较低，平均充填率为84.2%，溶蚀裂缝线密度为15.2 条/m，溶蚀孔洞为12.3个/m。在实际岩心观察统计的基础上，选择钻井多、资料丰富的平南地区，考虑现今和古应力场的分布规律，利用ANSYS有限元软件模拟了构造裂缝线密度分布规律，最终将裂缝充填率与裂缝线密度相结合，模拟了不同层段有效构造裂缝（裂缝未充填率大于20%）线密度分布规律。模拟结果与实际岩心观察结果相似：纵向上，不同组段中构造裂缝线密度相差不大，马家沟组裂缝线密度为（5.9～14.2）条/m（见图6a），冶里组—亮甲山组为（5.9～13.3）条/m（见图6b），凤山组为（5.9～12.4）条/m（见图6c），构造高部位及断层附近为裂缝密度高值区。纵向上，马家沟组有效构造裂缝线密度为（0.7～1.8）条/m（见图6d），冶里组—亮甲山组为（0.9～2.3）条/m（见图6e），凤山组为（0.9～2.0）条/m（见图6f）。平面上，有岩浆侵入的断层附近构造裂缝线密度和有效裂缝线密度均最大，远离断层两者的数量逐渐变少（见图6）。

图6　不同层段构造裂缝线密度与有效构造裂缝线密度数值模拟结果

以上不同层段溶蚀孔缝与构造裂缝充填程度的变化，是由于深部热液流体流动过程中流速场和温度场的分带变化导致的。凤山组、冶里组—亮甲山组以白云岩为主，其本身原生孔隙较为发育，可以为深部热液的线状弥散式运移提供通道，且该层段热液流速和温度较高，以形成“溶解带”为主，最终产生了更多的溶蚀孔缝，构造裂缝充填程度最低，有效裂缝分布最多。而马家沟组以灰岩为主，灰岩中必须具有构造裂缝等通道之后，深部热液才能弥散式溶蚀，且热液流体向上运移至马家沟组中时流速及温度大大降低，以形成“沉淀带”为主，使得溶蚀孔缝个数减少，构造裂缝充填程度变高，有效裂缝分布相对较少。

5 结论

通过对东营凹陷西部与岩浆热液作用相关的岩石样品进行矿物学、地球化学和流体包裹体研究，初步明确了研究区热液溶蚀的特征、识别标志及对储集层改造的程度。研究区热液溶蚀的矿物组合为萤石-硬石膏-自生石英组合、硬石膏-重晶石-黄铁矿组合，热液溶蚀层段表现为高FeO、高SiO2、高MnO、低Na2O含量的典型特征，热液流动过程中捕获的包裹体均一温度在150～210 ℃。热液溶蚀是东营凹陷西部下古生界潜山内幕有效储集层形成的关键因素，溶蚀产生了大量的孔、微孔、小缝、微裂缝等储集空间，大大改善了储集层储集物性，由于不同类型碳酸盐岩抗溶蚀能力差异，热液溶蚀改造储集层的强度略显差异。另外，受控于岩浆热液上升过程中流速场和温度场的变化，导致下古生界不同层段中溶蚀强度和构造裂缝充填程度具有较大差异，从而控制了下古生界不同层段有效裂缝纵向分布的非均质性。纵向上，下古生界碳酸盐岩内幕有效储集层主要集中在凤山组、冶里—亮甲山组，其次为马家沟组；平面上，早期形成的北西向断层和二级北东向深大断层附近是热液流体最易侵入的区域，也是有效储集层最为发育的地区。

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（编辑 黄昌武）

Hydrothermal fluid activity and the quantitative evaluation of its impact on carbonate reservoirs： A case study of the Lower Paleozoic in the west of Dongying sag， Bohai Bay Basin， East China

LI Jiyan1，2， WANG Yongshi1， LIU Chuanhu3， DONG Dawei4， GAO Zhiqiang1
（1.Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Shengli Oilfield Company， Dongying 257000， China； 2.Working Station for Postdoctors， Shengli Oilfield Company， Sinopec， Dongying 257000， China； 3.Shengli Oilfield Company， Sinopec，Dongying 257000， China； 4.Shengli College of China University of Petroleum， Dongying 257061， China）

Abstract：By integrating the analyses of core samples， thin sections， homogenization temperature measurement of inclusions， stable isotopic compositions of carbon & oxygen， trace element composition， and conventional physical properties， this research identifies the evidence of Lower Paleozoic hydrothermal fluid activity in the western Dongying sag of Bohai Bay Basin， quantitatively evaluates the hydrothermal dissolution strength in various carbonate reservoirs， and analyzes the longitudinal distribution of effective fractures in reservoirs.The markers of hydrothermal dissolution in the study area include the typical hydrothermal mineral combinations such as fluorite-anhydrite-authigenic quartz combination， the homogenization temperature of inclusions in fracture fillings related to hydrothermal fluid of up to 150 ℃-210 ℃， and the high FeO， high SiO2， high MnO and low Na2O features of carbonate in hydrothermal fluid karst area.Dissolution of hydrothermal fluid can produce not only new fluorite mineral， but also many pores，micropores， small fractures and micro-fractures， which significantly improve the quality of carbonate reservoirs.During the process of hydrothermal fluid dissolution， calcite precipitated and filled structural fractures as the hydrothermal fluid dissolved host rock.As the hydrothermal fluid went up along faults， its velocity and temperature dropped gradually， the intensity of dissolution and calcite filling differ significantly in different formations of the Lower Paleozoic， for example， the Fengshan and Yeli-Liangjiashan Formations have low fracture filling degree and highly developed dissolved fractures and pores， whereas the Majiagou Formation has high fracture filling degree and poorly developed dissolved fractures and pores.

Key words：carbonate； reservoir； hydrothermal fluid； dissolution； Bohai Bay Basin； Dongying sag； Lower Paleozoic； quantitative eveluation

中图分类号：TE122.2

文献标识码：A

文章编号：1000-0747（2016）03-0359-08

DOI：10.11698/PED.2016.03.05

基金项目：国家油气科技重大专项“渤海湾盆地精细勘探关键技术”项目下属课题三“济阳坳陷油气富集机制与增储领域”（2011ZX05006-003）

第一作者简介：李继岩（1987-），男，甘肃白银人，中国石化胜利油田勘探开发研究院在站博士后，主要从事油气勘探理论与技术方面的研究工作。地址：山东省东营市东营区聊城路2号，胜利油田勘探开发研究院，邮政编码：257061。E-mail：ljy19870817@163.com。

收稿日期：2015-09-01 修回日期：2016-03-22