渤海沙垒田凸起及围区沙河街组储层成岩作用分析*

陈保柱 彭靖淞 吴俊刚 张新涛 魏国财

(中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探部 天津 300459)

储层是深层油气勘探的关键[1-4]。当下渤海海域油气勘探逐渐由勘探程度较高、储层物性较好的凸起区向勘探程度较低、储层物性较差的斜坡带、凹陷区深层(本文指海拔-3 000 m以下储层)挺近，但深部储层发育机制研究相对缺乏[5-6]。除了沉积相和岩相对储层物性的控制作用[7-8]，压实作用、胶结作用、溶蚀作用、超压支撑等成岩作用也是深层储层发育的重要控制因素，因此，厘清渤海深层储层成岩作用对于拓展该地区深层勘探具有重要意义[9-17]。

前人对渤海湾盆地陆上油田深层储层进行了大量研究[9-15]，然而受勘探程度制约，渤海深层油气勘探尚处于起步阶段，对于储层的研究仍主要集中于原始的沉积充填及其环境，缺乏对储层成岩作用及致密化过程的研究，其中碳酸盐胶结作用是渤海深层储层最常见的成岩作用之一，前人普遍认为其是储层主要的破坏性成岩作用。然而，有学者提出碳酸盐胶结既会充填孔隙，又能增强岩石骨架抗压实程度[16-17]，对储层特别是深层储层物性的保留起建设性和破坏性作用还有待进一步研究。

本文根据沙垒田凸起及围区沙河街组钻井和分析化验资料，通过岩心观察、壁心描述、薄片鉴定(75张普通薄片、25张铸体薄片)、阴极发光和电子探针等方法，研究沙河街组储层的成岩作用及致密化过程，以期为渤海油气勘探从凸起区浅层向陡坡带、斜坡带和凹陷区深层的进军提供技术支持。

1 区域地质概况

沙垒田凸起地区位于渤海湾盆地西部，平面上呈近EW向展布[6]。沙垒田凸起是渤海海域古近纪早期出露面积最大的盆内凸起区，东西长约80 km，南北宽20～30 km，总面积近1 978 km2(图1)。古近系主要分布在沙垒田凸起围区，由浅到深依次发育东营组、沙河街组和孔店组，主要为多期扇三角洲—辫状河三角洲砂体和湖相泥岩的旋回沉积；主要成藏层位沙河街组的埋深在3 000 m以下，储层致密，成岩作用是影响储层储集性能的一个极其重要的因素[9-17]。

图1 沙垒田凸起及围区构造位置及断裂体系展布Fig.1 Tectonic position and fault system distribution of Shaleitian uplift and its surrounding area

2 主要成岩作用

岩石薄片鉴定、阴极发光、碳氧同位素和储层物性分析等方法综合研究表明，研究区沙河街组主要成岩作用为机械压实作用、碳酸盐胶结作用、溶蚀作用、超压支撑作用等。

2.1 机械压实作用

机械压实成岩多形成于杂基含量较高的泥质粉砂岩和粉砂岩中，压实作用产生的强大压力使原生孔隙消失，大大降低了储层的原始物性[2-5,15]。对研究区沙河街组100块薄片样品进行观察鉴定可知，机械压实作用使埋深2 800～3 900 m的地层内碎屑颗粒的接触关系由点接触变为线接触、凹凸接触甚至缝合线接触(图2)。随着压实率升高,储层物性数值有降低的趋势，这是因为压实作用会降低原生孔隙含量，破坏储层孔喉结构，削弱储层的储集能力(图3)。可见，压实作用是沙河街组储层主要的破坏性成岩作用。

图2 沙垒田凸起及围区沙河街组储层压实作用镜下特征Fig.2 Compaction microscopic characteristics of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

图3 沙垒田凸起及围区沙河街组储层压实率和物性关系Fig.3 Relationship between compaction rate and physical properties of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

2.2 碳酸盐胶结(交代)作用

碳酸盐胶结物填充了颗粒的孔隙，使得储层趋于致密[18-20]。对研究区沙河街组100块薄片样品进行观察鉴定可知，沙河街组储层所经历的碳酸盐胶结作用主要以方解石胶结作用为主。对研究区沙河街组碳酸盐胶结物含量进行统计可知，碳酸盐胶结物以方解石为主。

研究区沙河街组储层碳酸盐胶结作用可分为早、中、晚等3期(图4)，分别是早期微晶方解石基底胶结(图4a、b)、中期亮晶方解石/白云石孔隙胶结(图4c、d)和晚期嵌晶铁方解石/铁白云石胶结(图4e、f),其中以中、晚期胶结作用为主。另外，研究区沙河街组储层碳酸盐交代作用发育，可以分为以下2类：①方解石交代碎屑颗粒(图4e)；②铁白云石交代方解石(图4d)。交代作用揭示碳酸盐卤水进入粒间孔隙较晚，根据交代矿物的置换顺序推测研究区沙河街组储层碳酸盐胶结作用可能发生在中成岩晚期。

因此，多期次的碳酸盐胶结(交代)作用导致研究区沙河街组储层区域致密。对碳酸盐胶结物含量与岩石物性关系分析表明，碳酸盐胶结物含量越高，储层物性越差；3 250～3 400 m深度段存在明显的次生孔隙发育带，且该深度段对应的碳酸盐胶结物含量呈现明显的下降趋势(图5)。

图4 沙垒田凸起及围区沙河街组储层碳酸盐胶结物镜下和阴极发光特征Fig.4 Microscopic and luminescence characteristics of carbonate cements of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

图5 沙垒田凸起及围区沙河街组储层碳酸盐胶结物含量与孔隙度关系Fig.5 Relationship between carbonate cement content and porosity of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

沙河街组储层大规模碳酸盐胶结物的形成与有机酸溶蚀相关，胶结作用发生时间较晚，错过了压实作用强烈的成岩早期，不利于储层抗压和孔隙的保留。这说明，研究区沙河街组储层早期的碳酸盐胶结作用有利于储层的保留，而晚期的碳酸盐胶结作用促进了储层的致密化。

2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是在一定地质状态下发生的不饱和地层水对沉积体内颗粒或填隙物产生的溶解现象。封闭状态下的地层水会因滞留而迅速饱和，饱和的地层水并没有太高的溶蚀效率，故具有溶蚀能力的流体多是未饱和的地层水[12-13]。

通过对研究区沙河街组100块薄片样品进行观察鉴定可知，有机酸溶蚀作用在沙河街组深部储层砂岩内普遍发育。以歧口18井区为例，QK18-1-1井3 170.84 m处可见长石颗粒被溶蚀形成粒内、粒缘溶孔(图6a)；QK18-1-4D井3 991.20 m处可见岩屑颗粒被溶蚀产生粒缘溶孔(图6b)；QK18-1-3井3132.93、3139.40 m处可见碳酸盐胶结物被溶蚀产生粒间孔隙(图6c、d)。

图6 沙垒田凸起及围区沙河街组储层溶蚀作用镜下特征Fig.6 Microscopic characteristics of dissolution of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

溶蚀作用对研究区沙河街组储层物性有较强的改善能力，储层物性与溶蚀孔隙含量之间存在一定相关性，随溶蚀孔隙含量的增多，储层物性有明显的上升趋势(图7)。对研究区沙河街组100块薄片样品进行溶蚀孔隙度定量计算可知，溶蚀作用所增加的次生孔隙度在1.6%～13.1%之间，平均值可达8.89%。由此可见，溶蚀作用对研究区沙河街组储层物性的提升有相当明显的影响。

图7 沙垒田凸起及围区沙河街组储层次生溶蚀孔隙含量和物性的关系Fig.7 Relationship between porosity and physical properties of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

2.4 超压支撑作用

研究表明，异常地层压力能够支撑上覆地层的重量，可以减弱地层机械压实作用，使深部地层依然存在原生孔隙发育区，从而提高储层的物性[4,14-15]。

对研究区沙河街组100块薄片样品进行观察鉴定可知，沙河街组深层储层仍存在部分原生孔隙。通过测压资料和测试资料得到储层地层压力系数，分析地层压力系数与深度关系可知，研究区存在2个压力系统：埋深3 600 m以上的地层压力值基本与地层静水压力保持一致，压力系数为1.0；埋深3 600 m以下的地层出现了异常压力现象，压力系数为1.10～1.35(图8)。通过对研究区7口井沙河街组储层物性数值的统计，将储层物性与地层压力系数对比可知，地层压力系数高的区域，其储层物性也相对较高(图8)。以CFD7-3-1井为例，3 710～3 730 m深度段的地层压力系数为1.21，孔隙度18.9%、渗透率98.9 mD，镜下可见部分原生粒间孔隙，这说明异常地层压力对储层原生孔隙有一定的保存作用。

综合分析以上主要成岩作用，得到沙垒田凸起及围区沙河街组储层成岩演化序列(图9)，其中机械压实作用和碳酸盐胶结作用是主要的破坏性成岩作用。分析认为，有机酸溶蚀作用和超压支撑为研究区沙河街组储层主要的建设性成岩作用，控制了沙河街组埋深3 600 m以下的次生孔隙发育带的形成。

图8 沙垒田凸起及围区沙河街组储层物性、地层压力系数与深度的关系Fig.8 Relationship between formation pressure coefficient and physical properties of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

图9 沙垒田凸起及围区沙河街组储层成岩演化序列Fig.9 Diagenetic evolution sequence of Shahejie Formation reservoir of Shaleitian uplift and its surrounding area

对于埋藏较浅的储层，其溶蚀作用多是由于酸性大气淡水的淋滤作用而产生。研究区沙河街组埋深较深，在2 800～4 500 m之间，主要处于中成岩A—B期，所以其溶蚀作用并非大气淡水淋滤所致。对研究区沙河街组20块岩石样品进行碳、氧同位素检测可知，储层内碳酸盐胶结物中，δ13C在2.489‰～-9.382‰，均值-4.439‰，且以负值为主；δ13O在-15.488‰～-21.078‰，均值-19.973‰，且全部为负值(表1)。

前人研究认为,大气淡水的碳同位素多为正值，而有机酸由于混入有机质导致其碳同位素多为负值[21-22]。研究区沙河街组碳酸盐胶结物的碳、氧同位素值大多位于散点图内C区位置，碳同位素为负值(图10)，因此，研究区沙河街组溶蚀作用是有机质排放有机酸产生的，碳酸盐胶结作用是有机酸溶蚀以后的再沉淀，这一认识与前面薄片观察的结果一致。

表1 沙垒田凸起及围区沙河街组碳酸盐岩碳、氧同位素测试分析结果Table 1 Analysis results of carbon and oxygen isotopes of Shahejie Formation carbonate rocks of Shaleitian uplift and its surrounding area

图10 沙垒田凸起及围区沙河街组碳酸盐胶结物碳、氧同位素成岩模板投点Fig.10 Diagenetic template points of carbon and oxygen isotopes of carbonate cements of Shaleitian uplift and its surrounding area

3 结论

1) 研究区沙河街组储层主要的破坏性成岩作用是压实作用和碳酸盐胶结作用，其中压实作用起主导作用，在其作用下随着埋深的增加储层趋于致密化；碳酸盐胶结作用以中、晚期为主，且碳酸盐胶结物含量越高，储层物性越差。

2) 研究区沙河街组储层主要的建设性成岩作用是溶蚀作用和超压支撑作用，其中溶蚀作用对研究区储层物性的提升有相当明显的影响；超压消减了压实作用对储层的伤害，有利于深层储层孔隙的保留。

3) 薄片镜下观察和碳、氧同位素资料表明，研究区沙河街组溶蚀作用是有机质排放有机酸产生的，碳酸盐胶结作用是有机酸溶蚀以后的再沉淀，进一步证明了碳酸盐胶结作用发生时间较晚。

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