沾化凹陷渤南洼陷沙二段储层特征及主控因素

苏妮娜，宋璠，邱隆伟

(中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛，266580)

沾化凹陷渤南洼陷沙二段储层特征及主控因素

苏妮娜，宋璠，邱隆伟

(中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛，266580)

为了查明渤南洼陷沙二段优质储层的成因机制，通过开展岩石物性、薄片、扫描电镜、孔隙图像分析等实验，对储层特征进行研究，从沉积和成岩2个方面探讨储层物性的主控因素。研究结果表明：研究区主要发育扇三角洲前缘与滨浅湖滩坝2类砂岩储集体，二者在岩矿成分、胶结物类型、储集物性以及次生孔隙类型等方面均存在一定差别。沉积环境决定了碎屑颗粒粒度与分选程度，进而影响着储层原生孔隙的保存及次生孔隙的发育。扇三角洲储层以泥质胶结为主，压实损孔率高，受酸性流体溶蚀在2 200～2 400 m和2 800～3 100 m形成了2个次生孔隙发育带；滩坝储层以钙质胶结为主，原生孔隙破坏严重，在2 100～2 300 m，2 500～2 800 m和2 900～ 3 200 m处形成了3个次生孔隙发育带。滨浅湖砂坝与溶蚀相的组合储集物性最好，勘探过程中应在全区广布的薄互层砂体中寻找此类单砂体厚度较大、物性较好的砂体。

储层物性；沉积作用；成岩作用；沙二段；渤南洼陷

沾化凹陷位于济阳坳陷北部，勘探面积约3 600 km2，已探明了渤南、孤岛、陈家庄等11个油田。目前已发现的油气主要集中在控凹(洼)断裂附近，以构造油藏为主。探明储量面积外出油点多、探井显示多，潜力大。“十一五”期间，胜利油田在“立足老区，加快新区”的指导思路下，相继在凹陷内沙三段浊积砂、沙四上亚段滩坝砂、沙四下亚段红层以及太古界泥岩裂缝型油气藏等领域取得了重大进展[1−3]，同期在渤南、车镇地区沙二段取得了较好的勘探效果。渤南洼陷是沾化凹陷最大的次级洼陷，构造上位于沾化凹陷的中南部，北以埕东断裂带、义东断裂带为界与埕东凸起及车镇凹陷相接，南以缓坡带过渡至陈家庄凸起，西以义东断裂、邵家断裂与义和庄凸起、四扣次洼相连，东至孤西断裂与孤岛潜山凸起带。经过几十年的勘探历程，洼陷内已钻探井500余口，整体属于高成熟探区。然而，由于沙二段长期作为兼探层系，研究程度较低，储层成因机制及分布规律认识不清，导致目前储量和产量均十分有限，仅有5口井获得了工业油流。鉴于此，本文作者通过开展大量岩心物性、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、孔隙图像分析等储层实验，对渤南洼陷沙二段储层物性及其主控因素进行系统研究，以期查明优质储层的成因机制，为该区沙二段油气勘探开发提供一定的参考依据。渤南洼陷沙二段在浅水湖泊的沉积背景下，在埕东凸起南部、义和庄凸起东部等相对陡岸带形成了扇三角洲体系[4]，在孤岛凸起西侧、陈家庄凸起北侧广阔的浅水缓坡带主要形成了大规模滩坝沉积，在罗家、邵家等局部地区存在小规模滨浅湖混积岩[5]。本文重点解剖分布面积广、对该区油气勘探意义较大的扇三角洲前缘与滨浅湖滩坝砂体的储层特征。

1　储层岩石学特征

沾化凹陷渤南洼陷区域构造位置如图1所示。

通过大量岩心观察以及岩石薄片鉴定、扫描电镜、X线衍射等储层实验分析，结果表明渤南洼陷沙二段不同沉积环境储层岩石类型具有明显差异。滩坝储层中石英的体积分数平均可达75%以上，长石体积分数平均为18.6%，主要为钾长石和斜长石，其中钾长石体积分数相对较高，岩屑体积分数较少；扇三角洲前缘储层石英体积分数明显较低，平均为51.5%，长石、岩屑体积分数增大，岩屑主要由中酸性火山岩、石英岩及少量片岩组成。根据Folk的砂岩分类方案[6]，研究区沙二段滩坝储层岩石类型为质纯石英砂岩与长石质石英砂岩，扇三角洲前缘储层为岩屑质长石砂岩与长石质岩屑砂岩(图2)。

图1　沾化凹陷渤南洼陷区域构造位置Fig. 1 Structural location of Bonan sag in Zhanhua depression

胶结物主要以碳酸盐和泥质为主，常表现为钙质−泥质混合胶结，全岩矿物及黏土矿物X线衍射实验表明：碳酸盐胶结物以铁方解石、铁白云石为主，其次为方解石，黏土矿物主要为高岭石与伊蒙混层，钙质、泥质填隙物约占全岩矿物总质量的38%，硅质胶结相对较少，主要表现为石英次生加大及少数自生石英。砂岩碎屑颗粒主要呈颗粒支撑，胶结类型包括基底−孔隙式、孔隙式、孔隙−接触式等。扇三角洲储层中泥质胶结物含量相对较高，常见高岭石充填于孔隙中(图4(a))，碳酸盐胶结物中铁白云石居多，可见部分自生石英；洼陷内东部及南部缓坡带滩坝储层中，碳酸盐胶结十分普遍而泥质含量较少，几乎不含泥质杂基，钙质胶结常表现为方解石与含铁方解石连晶式、接触式胶结(图4(b))，铁白云石含量较少。

图2　渤南洼陷沙二段储层砂岩分类Fig. 2 Classification of Shahejie 2 Formation sandstone in Bonan sag

2　储层物性特征

大量岩心样品物性测试数据统计表明，渤南洼陷沙二段砂岩储层孔隙度主要为25%～30%，其次为15%～20%，渗透率为(20～50)×10−3μm2的样品最多，占分析样品的77.5%，总体属于中孔低渗储层。不同沉积环境储层物性存在一定差别，扇三角洲储层岩心分析孔隙度为1.5%～31.3%，平均约为18.2%；滩坝储层孔隙度为7.9%～36.6%，平均达到25.1%，孔隙度值分布频率较为集中，孔隙分选性较好。扇三角洲前缘储层和滩坝储层的渗透性无明显差别，不同相带内均存在相对高渗区，主要与成岩作用的区域性差异有关。

图3　渤南洼陷沙二段储层孔隙度与渗透率的关系Fig. 3 Relationship between porosity and permeability of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

渤南洼陷沙二段储层物性相关性统计表明，储层孔隙度与渗透率相关性较好，渗透率值随着孔隙度增大呈指数递增，但仍存在部分分散数据(图3)。一般未经改造的原始碎屑沉积物，以原生粒间孔为主，孔隙度和渗透率的相关性明显[7−8]。沉积物进入成岩阶段后，由于受到压实、胶结、溶解等成岩作用的改造，导致储层孔隙度和渗透率的关系复杂[9]。渤南洼陷沙二段不同沉积成因砂体的孔渗关系均表明，储层孔隙类型以粒间孔隙为主，但在成岩演化过程中经受了一定程度的改造。

3　储层孔隙类型及特征

碎屑岩储层的孔隙主要是指岩石中未被碎屑颗粒、胶结物、杂基充填的空间，通过孔隙类型的识别与研究，能够大致判断储层经历的成岩改造过程及作用强度。通过铸体薄片与扫描电镜观察显示，渤南洼陷沙二段砂岩储层的孔隙类型主要为溶蚀作用形成的次生孔隙，包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔以及铸模孔隙，三者分别占储层总孔隙的42.3%，30.1%和10.9%。受压实和胶结作用影响，原生粒间孔含量少，占所有孔隙类型的14.5%，主要分布于石英颗粒聚集的部位，形态常呈三角形、多边形和不规则形状(图4(c))。

粒间溶孔主要包括颗粒间溶蚀扩大孔和碳酸盐胶结物溶孔。溶蚀扩大孔是指在原生粒间孔的基础上，铝硅酸盐组分被部分溶蚀而形成的孔隙，可见明显的溶蚀改造边界，属于混合成因的孔隙类型(图4(d))。由于此类孔隙主体仍为原生粒间孔，仅边缘部分颗粒发生溶蚀而使孔隙扩大，因此也有学者将其划分为原生孔一类[10]。颗粒间溶蚀扩大孔是本区最常见的孔隙类型，对提高储层物性具有重要的作用，在洼陷北部、中西部地区广泛发育。碳酸盐胶结物溶孔主要表现为早期胶结的方解石被有机酸溶蚀(图4(e))，从而改善储集性能，此类孔隙数量相对较少，主要分布于洼陷南部的缓坡带。

本区粒内溶孔主要表现为长石与岩屑颗粒呈筛状溶蚀、长石沿解理缝溶蚀以及早期易溶矿物交代碎屑颗粒后被溶蚀形成的粒内孔隙，其中，长石粒内溶孔是本区最为发育的孔隙类型(图4(f))。伴随着长石颗粒与部分杂基发生溶蚀，释放出大量Si4+，Al3+，K+和Ca2+等阳离子进入孔隙之中，地层水性质发生明显的改变，从而形成一系列的自生矿物，如充填孔隙的高岭石以及少量自生石英或石英加大边(图4(g))。

上述粒间溶孔、粒内溶孔是本区最主要的次生孔隙类型，除此以外，长石溶蚀较强烈的地区可见一定数量的铸模孔隙，南部罗家地区还可见鲕粒灰岩与介壳灰岩选择性溶解形成的溶模孔隙(图4(h))，但这些类型的溶孔发育地区较为局限，其对孔隙空间的贡献总体相对较小。

4　储层物性的主控因素

4.1沉积作用的影响

沉积作用对储层物性的影响主要体现在不同沉积环境下形成的砂体具有不同的成分、结构以及构造特征，导致储层孔渗性存在差异。作为与沉积环境密切相关的性质，碎屑颗粒粒度与分选程度主导着储层的物性特征[11−14]。本文选取了表征沉积环境特征的碎屑颗粒粒度中值与标准偏差2个参数，统计其与储层物性的相关性。渤南洼陷沙二段储层的粒度中值、标准偏差与储层孔隙度的相关关系显示，孔隙度具有随着粒度中值的增加而增大，随着标准偏差的增加而减小的趋势，其中滩坝沉积环境中这一趋势更为明显(图5)。

从图5可知：在水动力强，分选程度高的沉积环境，碎屑颗粒较粗且粒度均匀，则储层物性好。因此，对于渤南洼陷沙二段碎屑岩储层而言，沉积作用是储层物性的主控因素之一，主要体现在2个方面：一是不同沉积体系及微相所形成的砂体，其颗粒粒度与分选程度决定了原始孔隙度；二是沉积物的粒度、分选等特征对后期成岩改造作用也具有影响。对研究区不同成因砂体的孔隙度、渗透率峰值与平均值进行统计(表1)，可见滨浅湖砂坝储层物性最好，扇三角洲前缘水下分流河道与河口坝储层物性较好，滨浅湖滩砂次之，扇三角洲水下分流间湾砂体物性最差，说明沉积微相类型及分布对储层物性具有重要影响，沉积作用为储层发育奠定了基础。

试油资料可用于判断油气勘探过程中储层含油气性和产液能力，是检测储层有效性的重要手段[15]。利用渤南洼陷沙二段的试油资料，辅以岩心实测物性数据与测井解释油水信息，统计分析单砂体厚度与储层物性及油水性质间的关系，发现研究区沙二段内厚度介于2～6 m的砂体含油性较好，更有利于油气成藏，而厚度小于2 m的砂体多为干层(图6)。

图4　渤南洼陷沙二段储层典型微观特征Fig. 4 Typical microscopic characteristics of Shahejie 2 Formation reservoir in Bonan sag

渤南洼陷沙二段厚度小于2 m的砂岩主要对应于水下分流河道间湾微相，其次为滨浅湖滩砂(表1)，属于相对弱水动力沉积环境，砂岩粒度均较细。而碎屑颗粒越细，抗压实能力越差，原生孔隙越不易保存[16]。水下分流间湾微相形成的薄砂层中往往泥质含量较高，大大降低了抗压实能力，因此储层物性往往较差。而滨浅湖滩砂尽管分选较好，但由于粒度较细，在压实过程中原生孔隙数量迅速减少，后期酸性流体不易于进入该储层，使溶蚀作用受阻，这些综合原因导致其物性较差。对于研究区大于6 m的单砂层，往往是由多期水下分流河道砂交切叠置而成，其内部发育有较多的泥质夹层，增强了砂层内部的非均质程度，从而影响了储层物性及含油程度。

图5　渤南洼陷沙二段砂岩粒度中值、标准偏差与储层孔隙度的关系Fig. 5 Relationship between median grain diameter, grain standard error and porosity of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

表1　不同沉积微相砂体物性参数Table 1 Physical parameter of different microfacies sandbody

图6　渤南洼陷沙二段砂岩厚度与含油性的关系Fig. 6 Relationship between sandstone thickness and oiliness of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

4.2成岩作用的影响

沉积物随着埋藏深度的增加，温压环境发生变化，在地层流体参与影响下，岩石会发生一系列的成岩作用，导致储层的孔隙结构发生变化，从而影响储层物性的变化[17−18]。

渤南洼陷沙二段埋藏深度为1 600～3 500 m，砂岩颗粒由点接触过渡到线接触，局部呈凹凸状接触；自生黏土矿物中高岭石、丝片状伊蒙混层较为常见，伊蒙混层比平均为31.1%；砂岩中碳酸盐胶结普遍，铁方解石与铁白云石含量较高，可见钠长石等自生矿物；石英Ⅱ级加大明显，可见石英自生晶体向孔隙空间生长；镜质体反射率Ro平均为0.52%，有机质处于低成熟−成熟阶段，有机质脱羧基形成的酸性热流体对储层进行溶蚀，形成大量次生孔隙。依据埋藏深度、自生矿物组合、颗粒接触关系等特征，参照碎屑岩成岩阶段划分标准(中国石油天然气行业标准SY/T 5477—2003)，明确了渤南洼陷沙二段碎屑岩储层处于中成岩A1阶段，对储层物性起明显控制作用的有压实作用、胶结作用和溶解作用。

研究区砂岩储层中碎屑颗粒常呈点—线接触，其次为线—凹凸接触，导致孔隙结构变差，储层物性降低。随着埋藏深度增加，上覆压力增大，压实程度逐渐增强，储层孔隙度不断降低。对比不同沉积环境储层的压实程度，可看出扇三角洲前缘储层孔隙度随埋深递减的速率比滩坝储层的大(图7)，主要由于其埋深相对较大且泥质含量较高所引起。孔隙度在同一深度内存在差异，体现出了不同成因砂体原始结构不同，对后期成岩改造的响应也不相同。假定原生粒间孔隙度为40%[19]，从压实、胶结程度造成的孔隙损失率来看，压实作用导致原生粒间孔隙损失了10%～50%(图8)，是造成储层物性变差的重要原因之一。

由图8可见：胶结作用造成沙二段储层孔隙度损失了20%～70%，是储层物性变差的主导成因。研究区胶结作用主要为碳酸盐矿物与自生黏土矿物胶结，另有少量硅质胶结，对储层物性影响不大。碳酸盐含量与孔隙度相关关系显示：碳酸盐含量较少时，对孔隙度影响不明显；而当碳酸盐体积分数大于20%时，二者相关性变好，孔隙度随碳酸盐体积分数增加几乎呈线性递减(图9)。当碳酸盐矿物含量较少时，虽然占据了部分孔隙空间，但对碎屑颗粒起到了支撑作用，一定程度上减缓了压实作用对储层孔隙的破坏[20]；随着碳酸盐体积分数增加，胶结类型转变为基底−孔隙式或连晶式胶结，对原生粒间孔隙破坏严重。自生黏土矿物体积分数与储层物性关系相对较简单，孔隙度随黏土体积分数增加呈明显降低趋势(图10)。

图7　渤南洼陷沙二段储层孔隙度与埋深的关系Fig. 7 Relationship between porosity and depth of Shahejie 2 Formation reservoir in Bonan sag

溶解作用主要是有机质在成熟阶段生成的有机酸和CO2酸性流体对储层中可溶组分的溶解，是改善储层物性的建设性成岩作用[21-22]。渤南洼陷沙二段储层经历了不同程度的溶蚀改造，常表现为长石、岩屑以及钙质胶结物的溶蚀，形成了不同类型的次生溶蚀孔隙(图4(d)～(f))。受酸性流体运移、分布的制约，溶解作用会在一定范围内占主导地位，形成次生孔隙发育带。由图7可看出：扇三角洲前缘储层中在2 200～2 400 m和2 800～3 100 m处形成了2个明显的次生孔隙发育带，而滩坝储层在2 100～2 300 m，2 500～2 800 m及2 900～3 200 m处形成了3个次生孔隙发育带。2类储层中第1个次生孔隙发育带深度范围相近，且与高岭石主要分布区间对应，说明孔隙成因与长石溶蚀有关；滩坝储层第2个次生孔隙发育带主要为方解石溶蚀形成，该阶段在洼陷南部缓坡带形成了大量溶模孔隙(图4(h))；埋藏至成岩后期，沙三段烃源岩成熟并排出大量有机酸，对沙二段储层长石、岩屑及含铁碳酸盐胶结物强烈溶蚀，储层物性得到了明显改善。

图8　渤南洼陷沙二段砂岩压实、胶结作用对原生粒间孔隙的影响Fig. 8 Influence on primary intergranular pore of compaction and cementation of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

图9　碳酸盐含量与孔隙度关系Fig. 9 Relationship between carbonate content and reservoir porosity

图10　黏土矿物含量与孔隙度关系Fig. 10 Relationship between clay content and reservoir porosity

5　结论

1) 渤南洼陷沙二段不同沉积环境储层岩石性质及孔隙结构特征具有明显差异。扇三角洲前缘储层为岩屑质长石砂岩与长石质岩屑砂岩，泥质胶结物含量高，而滨浅湖滩坝储层岩石类型为质纯石英砂岩与长石质石英砂岩，胶结物以方解石、铁方解石为主；储层孔隙类型主要为溶蚀作用形成的次生孔隙，包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔以及铸模孔隙，其中扇三角洲前缘储层主要为颗粒间溶蚀扩大孔，滩坝储层则主要为碳酸盐胶结物溶孔与颗粒粒内溶孔。

2) 沉积作用、成岩作用是渤南洼陷沙二段储层物性的主控因素。不同的沉积微相代表不同强度的水动力环境，其碎屑颗粒粒度与分选程度对储层原生孔隙的保存及后期次生孔隙的发育具有重要影响。沙二段处于中成岩A1阶段，压实与胶结作用造成孔隙结构变差，物性降低；溶蚀作用形成次生孔隙空间，使储层物性得到改善，其中扇三角洲前缘储层在2 200～2 400 m和2 800～3 100 m形成了2个次生孔隙发育带，滩坝储层在2 100～2 300 m，2 500～2 800 m及2 900～ 3 200 m处形成了3个次生孔隙发育带。

3) 有利的沉积微相与成岩作用相匹配是研究区优质储层形成的根本内因，其中滨浅湖砂坝与溶蚀相的组合储集物性最好，应作为渤南洼陷沙二段今后的重点勘探目标。

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(编辑 赵俊)

Reservoir characteristics and its main controlling factors of Shahejie 2 Formation in Bonan sag, Zhanhua depression

SU Nina, SONG Fan, QIU Longwei
(College of Geo-science and Technology, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)

In order to find out the genetic mechanism of high-quality reservoir of Shahejie 2 Formation in Bonan sag, the reservoir characteristics were systematically studied based on the experiment of petrophysics, thin-sections，electron microscope scanning and pore image analysis, and the main controlling factors of the reservoir quality were studied from two aspects of sedimentation and diagenesis. The results show that there are some differences between the fan delta front and the beach-bar sandbodies mainly exist in the study area about the mineral composition, cement types, reservoir property and secondary pore type. Sorting of clastic grains was determined by sedimentary environment, which affects preservation of primary pores and development of secondary pores. Because of strong argillaceous cementation, the fan delta front reservoir has a high lost ratio of porosity from the compaction. There are two obvious secondary porosity zones in depth of 2 200−2 400 m and 2 800−3 100 m caused by the dissolution of acidic fluid. And because of strong calcareous cementation, the primary pores were severely damaged in the beach bar reservoir. There are three obvious secondary porosity zones in the depth of 2 100−2 300, 2 500−2 800 and 2 900−3 200 m. The best reservoir physical properties mainly develop in the combination zone of sand bar and dissolution diagenetic facies. During the process of exploration in the studied area, it is most important to look for the thick sandbodies with better petrophysics as mentioned in the widely distributed thin sand.

reservoir property; sedimentation; diagenesis; Shahejie 2 Formation; Bonan sag

TE111.2

A

1672−7207(2016)03−0829−10

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.03.016

2015−03−08；

2015−05−25

山东省自然科学基金资助项目(ZR2011DL005)；国家科技重大专项(2011ZX05009-002)；中央高校基本科研业务费专项资金(11CX04013A) (Project(ZR2011DL005) supported by the Natural Science Foundation of Shandong Province; Project(2011ZX05009-002) supported by the National Science and Technology Major Program of China; Project(11CX04013A) supported by the Fundamental Research Funds for the Central Universities)

苏妮娜，博士，讲师，从事沉积学、储层地质学等方面的研究；E-mail: sunina1981@163.com