歧北斜坡沙三段碎屑岩储集性能及其影响因素

汤 戈， 柳 飒

(中国石油大港油田公司，天津300280)

歧北斜坡沙三段碎屑岩储集性能及其影响因素

汤 戈， 柳 飒

(中国石油大港油田公司，天津300280)

基于物性、薄片、压汞、扫描电镜、X射线衍射等资料，分析了歧口凹陷歧北斜坡沙三段储集性能及其影响因素。结果表明：歧北斜坡沙三段主要发育以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主的辫状河三角洲沉积体系，储集孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔、铸膜孔等次生孔隙为主；碎屑岩储集物性受物源供给、沉积相带、成岩作用三大因素控制，物源供给与沉积相带主要控制浅层(<3 000 m)碎屑岩原生储集性能，成岩作用与异常高压主要控制中深层(>3 000 m)碎屑岩次生储集孔隙。多种因素共同作用促使沙三段纵向上发育了4个异常孔隙带，生成了油气储集成藏的重要目标层段。

歧北斜坡；沙三段；碎屑岩；物源供给；沉积相带；成岩作用

0 引 言

随着油气勘探进程的不断推进，正向构造带资源潜力的不断降低，负向构造单元地层岩性油气藏勘探逐步成为下步增储的重要领域。陆相断陷盆地斜坡区是砂体聚集的重要区带，控制着岩性圈闭的形成与油气藏的分布，准确预测斜坡区储集砂体分布已成为地层岩性油气藏勘探中的关键因素之一(蒲秀刚等，2011)。歧口凹陷是渤海湾盆地中极为重要的富油气凹陷，歧北斜坡位于歧口主凹与孔店凸起之间，沙三段物源充足，斜坡区砂体发育，油气成藏条件十分优越，是大港油田规模增储的主场区之一。前人对歧北斜坡碎屑岩储层做了大量的研究工作(应凤祥等，2004；郭长敏等，2009；王书香等，2010；谢锐杰等，2010)，但由于其复杂的构造作用、盆地成岩环境及沉积特征等，对碎屑岩储集性能及其影响因素的定量化研究尚不深入，储集孔隙空间分布特征尚不明确，难以确定下步勘探目标区带。因此，本次研究借助大量物性、薄片、压汞、扫描电镜、X衍射等实测资料，系统开展歧北斜坡沙三段储集性能及影响因素研究，定量表征成岩作用对储集层性能的影响，确定储集砂体空间分布规律，明确下步勘探目标区带，为勘探部署和井位优选提供支撑。

1 地质概况

歧北斜坡是歧口凹陷的次级构造单元，整体呈北低南高、东低西高特征，由南西向北东方向倾伏，平面夹持于滨海断裂与南大港断裂之间，是在新生代陆内伸展背景上发展来的NE-SW向斜坡构造(图1)。受基底形态控制和新生代断裂影响，歧北斜坡总体呈三阶坡-折特征，可分为歧北高斜坡、歧北中斜坡和歧北低斜坡(韩国猛等，2010)。受孔店凸起、羊三木凸起、港西凸起等盆内物源控制，歧北斜坡沙三段发育扇三角洲、辫状河三角洲及远岸水下扇等多种沉积体系，埋藏深度跨越1 500～5 500 m，砂岩累计厚度较大，与构造匹配可形成多类型圈闭，且紧邻歧口生油凹陷油气资源丰富，充沛的油源与有利的圈闭相结合，具备形成油气区块的条件，是歧口凹陷的主力勘探区块之一(蒲秀刚等，2007)。

图1 歧北斜坡构造位置与构造单元划分图(新生界底界立体显示图)Fig.1 Structural position and structural unit division of the Qibei slope(stereoscopic display of the bottom boundary of the Cenozoic)

2 沙三段储集层特征

2.1 岩石类型与储集孔隙

受盆内外多物源控制，歧北斜坡沙三段碎屑岩岩石类型丰富，主要发育长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩，次为长石砂岩和岩屑砂岩。石英的质量分数为20%～55%，平均37.2%，长石的质量分数为25%～55%，平均41.0%，岩屑的质量分数为5%～35%，平均21.8%。岩屑主要为中基性—酸性火山岩、变质岩、泥晶灰岩及燧石(图2)。

图2 歧北斜坡沙三段碎屑岩岩矿成分三角图Ⅰ-石英砂岩；Ⅱ-长石石英砂岩；Ⅲ-岩屑石英砂岩；Ⅳ-长石砂岩；Ⅴ-岩屑长石砂岩；Ⅵ-长石岩屑砂岩；Ⅶ-岩屑砂岩Fig.2 Triangle of rock and mineral composition of clastic rocks in the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

沙三段储集孔隙主要为次生溶蚀孔隙、残余原生孔隙以及混合孔隙，次生孔隙主要见粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、颗粒铸膜孔、胶结物内孔及构造裂缝，最常见的储集孔隙类型为粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、颗粒铸模孔及残余原生孔。

储集孔隙结构以中小孔-细微喉道为主，见中高孔-中大喉道孔隙(图3)。

图3 歧北斜坡沙三段碎屑岩典型孔隙类型镜下特征(铸体薄片)Fig.3 Microscopic characteristics of typical pore types in clastic rocks of the third member of Shahejie Formation in Qibei slope (casting thin section)(a) intergranular dissolution pore, 10×10 (-); (b) particle moldic pore, 10×10 (-); (c) intragranular clastic dissolution pore， 4×10 (-)

2.2 储集物性特征

歧北斜坡沙三段碎屑岩埋深相对较大，储集性能总体偏差，以中低孔-低渗至特低渗储集类型为主，实测孔隙度介于5.7%～32.2%之间，平均为17.8%，实测渗透率平均为207.5×10-3μm2。孔隙度与埋深相关图(图4)显示，随埋深的增加，储集性能总体呈变差趋势，但并非呈线性变化关系，纵向上见多个异常孔隙发育段。埋深<2 600 m，孔隙度随深度增大线性降低趋势明显，指示该深度段内以残余原生粒间孔隙为主，主要为中高孔-中高渗储集层；埋深介于2 600～3 300 m，出现第一次生孔隙发育段，属中低孔-中低渗储集层；埋深>3 300 m时发育2个次生孔隙段：3 600～4 000 m、4 500～4 700 m，为低孔-特低渗储集层。次生孔隙的发育有效改善了深层碎屑岩储集性能，为油气聚集提供了有利条件(图4)。

图4 歧北斜坡沙三段孔隙度、渗透率随深度变化图Fig.4 Variation of porosity and permeability with depth of the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

3 储集性能影响因素

影响碎屑岩储集性能的因素有构造运动、物源供给、沉积作用、成岩改造、超压封存及烃类充注等多个方面，物源供给与沉积作用主要影响碎屑岩原生储集性能，而成岩改造、超压封存及烃类充注控制了碎屑岩沉积后的最终储集性能(高勇等，2001；朱筱敏等，2006；蒋凌志等，2009；向连格等，2010)。多个因素相互叠加，此消彼长，控制了歧北斜坡沙三段碎屑岩储集物性的空间演变规律。

3.1 构造运动

构造运动控制着古地貌与可容纳空间的变化，由此影响碎屑岩的沉降速率与埋藏深度，并深刻影响深层碎屑岩储集裂缝的发育。沙三段沉积期间，歧北斜坡坡折发育，古地貌起伏大，沉积速率高，沉积速率为550 m/Ma。极高的沉积速率使碎屑岩快速埋藏，易于形成异常高压封存箱，延缓后期成岩改造进程，使深层碎屑岩具有较好的储集性能；同时快速埋藏可以保存泥岩中的有机质，从而延迟生排烃期，有助于深部溶蚀作用的产生，为深层次生孔隙的发育奠定了基础；晚期构造活动也能促使碎屑岩裂缝发育，由此提升深层碎屑岩的储集性能。

3.2 物源供给

碎屑岩储集性能优劣与物源所供给的物质密切相关，母岩类型影响岩石颗粒、胶结物的成分及含量，距物源远近则控制碎屑岩成分成熟度，由此控制了碎屑岩储集物性特征。一般说来，若物源供给的刚性矿物(石英和石英质岩屑)含量较高，则碎屑岩的原始储集物性较好，反之原始物性就差；若刚性矿物含量相差不大，长石与不稳定岩屑含量与储集性能密切相关，由于它们易于溶蚀形成次生孔隙，可明显提升深层碎屑岩储集性能。若颗粒粒径变化不大，随着碎屑岩距物源越远，颗粒分选性较好，储集物性越好；若颗粒粒径逐渐变小，储集物性则变差。歧北斜坡沙三段主要受孔店、羊三木和港西三大盆内凸起物源控制，孔店与羊三木凸起物源供给物质中石英含量高，岩屑相对少，储集物性相对优质；港西凸起物源供给物质中长石含量较高，有利于溶蚀孔隙发育(表1)。

表1 歧北斜坡沙三段不同物源沉积区储集性能对比Table 1 Comparison of reservoir properties of different provenance in the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

3.3 沉积相带

歧北斜坡沙三段发育扇三角洲、辫状河三角洲、滩坝、远岸水下扇等沉积相类型,不同沉积微相砂岩的储集性能有明显差异(程晓玲，2003；李颖洁，2013)。宏观数理统计表明，辫状河三角洲和扇三角洲前缘水下分支河道主水道、河口坝微相及滨浅湖砂坝微相等砂体储集性能最优；辫状河三角洲和扇三角洲前缘分支河道侧翼及远岸水下扇主水道等微相砂体储集性相对中等；辫状河三角洲和扇三角洲前缘席状砂、远砂坝微相砂体储集性较差(表2)。

表2 歧北斜坡沙三段不同沉积微相储集物性统计Table 2 Statistics of reservoir physical properties of different sedimentary microfacies in the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

不同沉积相带砂岩储集性能差异主要受微观碎屑岩岩石成分、岩石结构、杂基含量、孔隙结构4个因素控制。岩石成分成熟度的增加，岩石抗压性和抗热性增强，孔隙保存较好，储集性能变好；岩石结构分选越好，颗粒大小越均匀，受压实后可保持高的孔隙度；泥质、云母等杂基含量高，沉积后填塞原生孔隙，导致储集性能较差；孔隙结构中最大连通孔隙半径越大，孔隙度越好，储层孔隙饱和度中值压力越小，饱和度中值半径越大，岩石渗透率也就越大。

3.4 成岩作用

歧北斜坡沙三段碎屑岩在埋藏过程中经历了一系列成岩演化，成岩现象十分丰富，主要成岩作用类型有压实作用、溶解作用、胶结作用、交代作用、破裂作用5种类型。不同成岩作用对储集性能的影响各不相同，影响较大的主要是压实作用、胶结作用和溶蚀作用(张晶等，2012)。

3.4.1 压实作用 压实作用是碎屑岩原生孔隙减少的主要因素。压实作用贯穿成岩作用始终，不断改变原始沉积时碎屑颗粒排列方式，使之由疏松变为致密，导致原生粒间孔隙大量损失，储集物性变差(汪文洋等，2013)。歧北斜坡沙三段镜下见颗粒接触方式呈游离状—点接触—线接触—镶嵌接触变化，指示碎屑岩压实作用不断增强(图5a)。压实作用程度与埋藏深度成指数关系变化，埋深较浅时(<3 000 m)，压实作用对碎屑岩储集性能影响明显，平均使碎屑岩孔隙度减少32.3%；埋深较深时(>3 500 m)，岩石结构致密，压实作用对碎屑岩储集性能影响较小。

图5 歧北斜坡沙三段典型成岩作用薄片镜下特征Fig.5 Microscopic characteristics of typical disgenesis in the third member of Shahejie Formation in Qibei slope(a) mosaic contact， 4×10 (+); (b) dolomite cementation， 10×10 (-); (c) debris dissolution of basic volcanic rocks, 10×10 (-); (d) feldspar dissolution, 10×10 (+)

3.4.2 胶结作用 胶结作用是中深层碎屑岩储集物性变差的重要原因。歧北斜坡沙三段碎屑岩胶结作用主要是碳酸盐胶结，可见硅质胶结和黏土矿物胶结(图5b)。强胶结作用造成岩石颗粒间孔隙被填充，原生孔隙快速减少(汤戈，2015)。

统计资料表明，碳酸盐岩胶结物含量与储集物性呈明显负相关。碳酸盐岩的质量分数>12%时，其与渗透率的负相关性好，说明对储集层渗透率有明显影响；碳酸盐岩胶结物的质量分数<12%时，胶结作用对储集层物性的影响较弱(图6)。

薄片鉴定资料显示，歧北斜坡沙三段胶结作用主要控制埋深在3 000 m以下的碎屑岩储集层，平均使碎屑岩孔隙度减少了12.7%。

图6 歧北斜坡沙三段碳酸盐胶结物质量分数与储集物性相关图Fig.6 Correlation of carbonate cement content with reservoir physical properties of the third member of Shehejie Formation in Qibei slope

3.4.3 溶蚀作用 溶蚀作用是中深层发育优质储集砂体的关键因素。歧北斜坡沙三段自浅至深发育多段异常孔隙带，浅层以大气淡水淋滤溶蚀作用为主，中深层以有机酸和碳酸溶蚀作用为主，主要包括岩屑溶蚀、长石溶蚀及碳酸盐溶蚀(图5c、d)。

在浅埋藏、开放—半开放水系统环境下，富含CO2而形成碳酸的大气淡水沿断裂带或不整合面下渗，使碎屑岩储层受溶蚀作用形成一定的次生孔隙；在深埋藏、封闭水系统环境下，有机酸和碳酸溶蚀作用改善了前期成岩压实、胶结对储层储集性的破坏，从而形成并扩大粒间孔和粒内溶孔，形成次生孔隙发育带(杨晓宁等，2004；张自力等，2011)。

铸体薄片鉴定显示，歧北斜坡沙三段碎屑岩发育多期溶蚀作用，形成多个异常孔隙带，平均可使碎屑岩孔隙度增加20%。

3.5 超压封存

歧口凹陷古近系具有异常流体压力普遍发育的特点，歧北斜坡区异常超压带主要发育于二阶坡折带以下地区，压力系数普遍>1.2(图7)。

图7 歧北斜坡B19井流体压力系统纵向变化与储集物性综合分析柱状图Fig.7 Comprehensive column of longitudinal variation of fluid pressure system and reservoir physical properties of the well B19 in Qibei slope

超压的分布与湖泛期厚层泥岩的发育直接相关，湖泛期厚层泥岩段(EST)形成超压封存箱的顶底板，中部为相对低压储集层段(HST+LST)。超压封存箱可以减缓压实作用，从而有效地保留部分原生孔隙，使储集层保持较高的孔隙度(李忠等，2003；万念明等，2010)。歧北斜坡B19井的深层3 300～3 500 m超压封存箱内碎屑岩依然保存有20%以上的孔隙度。

3.6 烃类充注

有机质演化产生的有机酸与烃类裂解产生的CO2使孔隙流体性质呈酸性，使碎屑岩中长石、岩屑及方解石等易溶矿物溶蚀形成次生孔隙，并能有效抑制胶结作用的发生；同时烃类充注过程中会使地层压力增大，能有效缓冲上覆地层的压实作用，保存深部碎屑岩的储集孔隙(龙更生等，2011)。研究表明，歧北斜坡沙三段次生孔隙主要发育段与烃源岩演化过程中生排烃期具有良好的对应性(图8)，说明烃类充注与次生孔隙的发育密切相关。

图8 歧北斜坡沙三段成岩作用、Ro与储集孔隙演化规律图Fig.8 Diagram showing diagenesis, Ro and porosity evolution rules of the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

4 有利储集砂体

歧北斜坡沙三段碎屑岩储集性能影响因素众多，不同地质演化阶段起主控作用的因素存在差异(蒋凌志等，2009)。

大量数据分析显示，歧北斜坡沙三段浅层(<3 000 m)碎屑岩储集性能与物源供给、沉积相带及压实作用密切相关。距物源较近的三角洲前缘水下分支河道、河口坝微相砂岩粒径大，分选好，泥质含量低，储集物性差；距物源相对较远的席状砂微相砂岩粒径小，泥质含量高，储集性能较差；碎屑岩中刚性矿物(石英)含量大，抗压实性能强，压实作用损失孔隙减少；碎屑岩中塑性矿物(泥质类填隙物)含量大，易堵塞孔隙喉道，储集物性差(图9)。

图9 歧北斜坡沙三段沉积体系、埋深、压力系数及烃源岩厚度等值线图1-坡折体系划分线；2-冲积扇河道沉积；3-冲积平原；4-辫状河三角洲平原分流河道；5-扇三角洲前缘水下分支河道；6-辫状河三角洲前缘水下分支河道；7-河口坝；8-漫流沉积；9-席状砂；10-浊积体；11-深湖—半深湖；12-滨浅湖；13-远岸水下扇外扇；14-辫状河沟槽；15-远岸水下扇中扇；16-远岸水下扇内扇；17-沙滩；18-沙坝；19-埋深等值线；20-压力系数等值线；21-烃源岩厚度等值线Fig.9 Contours of sedimentary system, burial depth, pressure coefficient and source rock thickness for the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

歧北斜坡沙三段中深层(>3 000 m)碎屑岩与成岩作用、超压封存及烃类充注紧密相关。随着埋藏深度及埋藏时间的增加，压实作用增强，孔隙度成指数递减，并伴随碳酸盐胶结作用的增强，储集物性迅速降低；伴随着有机质的成熟，烃源岩不断演化，使得孔隙流体介质变为酸性，将碎屑岩中易溶物质(长石、岩屑及方解石等)溶蚀产生次生溶蚀孔隙，使深层碎屑岩储集物性得到提升；同时，随着埋深的增加，厚层泥岩易产生超压封存作用，不但抑制了胶结作用，还能保护深层碎屑岩的储集孔隙，并延缓有机质演化，加大了有机酸产生深度的作用，有利于深层次生溶蚀孔隙的发育。

综合评价表明，歧北斜坡沙三段高斜坡三角洲前缘水下分支河道、河口坝微相砂岩是有利储集砂体发育区(埋深<3 000 m)，中斜坡区三角洲前缘河口坝砂岩建设性成岩作用为主导是有利储集砂体发育区(埋深介于3 000～5 000 m之间)，斜坡区远岸水下扇中扇与扇内扇亚相砂体处于异常超压带与生烃灶主体带(埋深介于5 000～6 500 m之间)也是有利储集砂体发育区。

5 结 论

(1) 综合构造、物源、沉积、成岩、有机质演化等多种因素分析，表明歧北斜坡沙三段以辫状河三角洲沉积体系为主，储集孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔、铸膜孔等次生孔隙为主，碎屑岩储集物性受物源供给、沉积相带、成岩作用三大因素控制，物源供给与沉积相带主要控制浅层(<3 000 m)碎屑岩原生储集性能，成岩作用与异常高压主要控制中深层(>3 000 m)碎屑岩次生储集孔隙发育，多种因素相互作用，促使沙三段纵向上发育多个异常高孔隙带，是油气储集成藏的重要目标层段。

(2) 歧北斜坡沙三段高斜坡三角洲前缘水下分支河道、中斜坡区三角洲前缘河口坝及低斜坡远岸水下扇內扇等相区砂体是有利储集砂体发育区。

在深化地质认识的基础上，结合构造、烃源岩等研究成果，优化歧北沙三段井位部署，在中斜坡区辫状河三角洲前缘河口坝—水下分支河道微相区新增储量数千万吨，极大地推动了歧口凹陷油气勘探工作的进程。

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Characteristics and key factors of clastic reservoirs in the third member of Shahejie Formation in Qibei slope

TANG Ge，LIU Sa

(Dagang Oilfield Company of CNPC，Tianjin 300280，China)

This work discussed the reservoir properties and influencing factors of the third member of Shahejie Formation clastic reservoirs by comprehensive study on rock physical properties, thin section identification, mercury injection, SEM and X-ray diffraction data. The results show that a number of large braided river delta front sand bodies were developed in Qibei slope，which are mainly lithic feldspathic sandstone and feldspar lithic sandstone. The major reservoir space is mainly secondary pores of intergranular dissolved pore, intragranular dissolved pore and granular molding pore. The physical properties of clastic reservoirs are constrained by provenance, sedimentary facies belt and diagenesis. The provenance and sedimentary facies belt mainly control original reservoir properties of shallow clastic reservoirs(<3 000 m)， while diagenesis and abnormal high pressure control secondary reservoir pores of medium-deep clastic reservoirs(>3 000 m). There are four abnormally high pore zones influenced by combined factors in the third member of Shahejie Formation in Qibei slope, which are all important intervals of hydrocarbon reservoir zones.

Qibei slope； third member of Shahejie Formation； clastic rocks； provenance； sedimentary facies belt； diagenesis

10.3969/j.issn.1674-3636.2016.04.615

2016-06-29；

2016-07-28；编辑：陆李萍

中国石油重大科技专项“歧口凹陷大油气田形成条件及富集规律研究”(2008E-0601)

汤戈(1985— )，男，工程师，硕士，长期从事层序地层与沉积储层研究工作，E-mail：tangge@petrochina.com.cn

P588.21+2.3； P618.130.2+1

A

1674-3636(2016)04-0615-09