渤海湾盆地东营凹陷高青地区中生界低渗透碎屑岩有效储层特征及发育控制因素

王 亚,杨少春,路 研,马宝全,赵永福,王永超

[1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院,山东 青岛 266580; 2.海洋国家实验室 海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东 青岛 266071; 3.中国石化 胜利油田分公司 油气勘探管理中心,山东 东营 257017]

渤海湾盆地东营凹陷高青地区的勘探工作始于20世纪60年代,经过近50年的不懈努力,在中生界至古近系均有储量发现,累计探明石油地质储量2 764×104t,天然气储量41.42×108m3[1]。其中孔店组及其以上的沙(沙河街组)四段、沙三段、馆陶组等勘探程度较高,中生界勘探程度较低。大量的勘探开发实践表明,储层的有效性是决定油气成藏的关键因素[2-5],而现阶段的研究多着重于研究区中生界构造特征演化[6]、圈闭评价[7]、油气运移以及成藏规律[8-9],对有效储层特征及发育控制因素鲜有涉及,且中生界储层在埋藏后经历了多期的埋藏与隆升,成岩流体性质也发生多次改变,储层经历强烈改造而呈现低孔低渗的物性特征,有效储层发育的控制因素复杂,这些都严重制约了中生界的勘探部署,使油气勘探难以取得突破。

本文以中生界白垩系西洼组及侏罗系蒙阴组为研究对象,利用岩石薄片分析、扫描电镜和阴极发光观察、物性统计、高压压汞以及流体包裹体分析测试等技术手段,对高青地区中生界碎屑岩有效储层特征进行研究,并与非有效储层进行对比分析,深入探讨有效储层发育的控制因素,预测有利的有效储层勘探区,以期为下一步的勘探工作提供指导。

1 区域地质概况

高青地区位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷的西南部,高青大断层的上升盘,北部为平方王凸起,东邻博兴洼陷,西接惠民凹陷,为南部凸起区和北部斜坡带构成的南高北低的单斜构造[10],通过高青大断层与东部博兴洼陷烃源岩沟通,油气成藏条件优越(图1)。白垩系西洼组和侏罗系蒙阴组是研究区中生界油气主力储层,自下而上发育一套辫状河三角洲-辫状河沉积,前缘水下分流河道和辫状河道形成了主要的储集砂体,包括细砂岩、粉砂岩及含砾砂岩储层。

中生界现今构造格局经历了多期次、多性质构造运动叠加。晚三叠世印支运动的挤压抬升使三叠系整体剥蚀而缺失。侏罗纪—早白垩世为初次埋藏阶段,地层稳定沉降接受沉积。晚白垩世,受燕山运动的影响,地层隆升遭受剥蚀,进入抬升暴露阶段,同时高青大断层开始活动,发育褶皱和近南北向逆断层。受断层活动的影响,青城凸起开始形成并持续抬升[11],使得中生界呈现差异性剥蚀,自北向南剥蚀程度增大。进入新近纪之后,高青大断层活动速率减弱[12],青城凸起逐渐停止抬升,中生代地层稳定下沉进入二次埋藏阶段,并接受来自博兴生油洼陷的油气充注。

2 有效储层基本特征

有效储层指达到一定储量计算标准之上,能够储存和渗滤流体,且在现今工艺条件下能够采出工业油流的储集层[13]。采取正逆累积法,利用测试、试油数据结合现阶段的采油工艺和开发技术水平,综合厘定了中生界有效储层的物性下限：孔隙度下限值9%,渗透率下限值为1×10-3μm2,储层物性在此标准之上的都为有效储层。

2.1 岩石学特征

研究区中生界碎屑岩有效储层的岩石类型主要为长石石英砂岩和岩屑长石砂岩。有效储层砂岩骨架颗粒中,石英所占相对体积百分含量为72.05%,长石为17.48%,以斜长石为主,岩屑为10.47%。有效储层中不同粒级砂岩均有发育,颗粒粒度中值在0.1～0.5 mm,主要为中砂和细砂。碎屑颗粒磨圆中等,整体为次圆-次棱角,分选较差,以颗粒支撑为主,颗粒之间多呈点-线接触。填隙物以胶结物为主,平均体积百分含量为5.24%,主要为碳酸盐胶结物,杂基含量较低,平均体积百分含量为0.79%,主要为粘土杂基。总体上,高青地区中生界有效储层具有中等成分成熟度和中等结构成熟度的岩石组构特征。

2.2 储集空间特征

通过对研究区中生界100多张铸体薄片观察,结合扫描电镜、碎屑岩成岩作用、粒间胶结物分析发现,有效储层储集空间以次生孔隙为主,剩余粒间孔面孔率一般低于2%,多呈三角形或不规则多边形,但连通性较好(图2f,g)。

图1 东营凹陷高青地区构造位置(a)、地震剖面(b)及地层柱状图(c)Fig.1 Structural location(a),seismic profile(b)and stratigraphic column(c)of Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

次生孔隙作为有效储层主要的储集空间,又以长石、岩屑和碳酸盐胶结物等酸不稳定矿物溶蚀产生的次生溶孔为主,其次为微裂缝。次生溶孔是最重要的储集空间类型,按照可溶物质差异及面孔率由大到小可分为长石溶蚀粒内孔隙、碳酸盐胶结物溶蚀粒间孔隙以及岩屑溶蚀粒内孔隙。长石颗粒溶孔具有3种产出形式：沿解理面溶蚀呈蜂窝状溶孔(图2a)、沿颗粒边缘溶蚀呈港湾状溶孔(图2a,b)以及颗粒完全溶蚀呈铸膜孔(图2a,c)。碳酸盐胶结物通常呈不规则溶蚀,溶孔内可见胶结物的溶蚀残余(图2b,d,e)。岩屑颗粒溶蚀程度较低,往往沿着颗粒边缘向内部溶蚀,与粒间孔隙组合形成扩大孔(图2d)。微裂缝在石英等刚性颗粒含量较高的砂岩中较为发育,主要为构造裂缝,往往切穿碎屑颗粒并延伸较远,镜下观察到的微裂缝宽度为10～200 μm,所能提供储集空间有限,但微裂缝附近的颗粒和碳酸盐胶结物发生强烈溶蚀(图2h),能够显著改善储层渗流性能。

2.3 物性和孔隙结构特征

根据G41、G56和G54三口井共计465块岩样实测物性数据,中生界有效储层孔隙度主要集中在9%～17%,主体为低孔有效储层,占59.50%,中孔有效储层占40.50%；渗透率主要集中在1×10-3～20×10-3μm2,主体为低渗有效储层,占80.17%,中渗有效储层占19.83%。

图2 东营凹陷高青地区中生界有效储层储集空间类型Fig.2 Effective reservoir space types of the Mesozoic in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basina.长石颗粒沿边缘溶蚀、沿解理面溶蚀以及铸膜孔,G56井,埋深951.82 m,蓝色铸体薄片；b.长石溶蚀粒内孔隙和方解石胶结物溶蚀粒间孔隙,G41井,埋深1 240.16 m,蓝色铸体薄片；c.长石铸膜孔,G56井,埋深941.7 m,扫描电镜；d.方解石胶结物溶蚀粒间孔隙和岩屑粒内溶孔,G41井,埋深1 279.35 m,蓝色铸体薄片；e.碳酸盐胶结物溶蚀残余,G41井,埋深1 279.35 m,蓝色铸体薄片；f.剩余粒间孔,G54井,埋深2 103.5 m,扫描 电镜；g.剩余粒间孔,G56井,埋深938.5 m,扫描电镜；h.微裂缝,G41井,埋深1 264.74 m,蓝色铸体薄片Qtz.石英颗粒；Cc.方解石；Pl.斜长石；Bi.储层沥青；P.粒间孔隙；MP.铸膜孔

高压压汞测试可以便捷、有效地表征岩石孔喉大小和分布[14]。对中生界39块样品进行了高压压汞测试分析,结果表明：有效储层具有较低的排驱压力(图3a,b),分布在0.03～0.31 MPa,表明其具有较大的最大孔喉半径,通常与连通的较大孔喉系统有关[15],同时其孔径具有双峰分布的特征,砂岩内中孔喉和小孔喉共存。其中连通性较好的中孔喉主要为次生溶孔和剩余粒间孔隙(图2a,b,f,g),对渗透率的贡献高达80%以上,是有效储层形成的关键孔隙类型。非有效储层的排驱压力较高,孔径呈单峰分布特征(图3c,d),表明其孔喉大小集中分布,且主要为连通性差的小孔喉,剩余粒间孔隙基本全部损失,次生溶孔发育程度低,储层物性较差。

2.4 成岩作用及演化特征

成岩作用及演化特征决定了储层物性的演化[16]。高青地区中生界储层成岩演化与埋藏过程具有密切的联系,在不同的埋藏阶段发育不同类型的成岩作用,其中压实作用、胶结作用和溶蚀作用对储层物性影响最为显著。下面针对这3种成岩作用进行详细阐述,并利用视压实率、视胶结率、视溶蚀率定量表征其成岩强度[17]。

2.4.1 压实作用

中生界储层在白垩纪晚期的最大埋深达到2 700 m～3 200 m,强压实作用使得粒间体积迅速衰减,体现为颗粒的定向排列、颗粒之间呈线接触、云母及塑性岩屑的弯曲变形等(图4a,b),大大破坏了储层原始孔隙。中生界储层平均视压实率可达84.69%,而有效储层中平均视压实率约为73.22%,压实作用强度明显减弱,颗粒之间接触强度减小,呈点-线接触(图2a,b)。

2.4.2 胶结作用

中生界储层胶结作用强度中等,平均视胶结率为32.55%,而有效储层中胶结作用强度较弱,平均视胶结率为17.83%。有效储层中胶结物类型多样,包括碳酸盐胶结物、硅质胶结物、粘土矿物胶结物,其中硅质胶结物(平均体积百分含量0.86%)和粘土矿物胶结物(平均体积百分含量0.13%)对有效储层发育影响较小,而碳酸盐胶结物含量较高,且呈现多期次成因的特征,故重点进行分析阐述。根据胶结物与成岩矿物共生关系、成岩事件发生的先后顺序,将碳酸盐胶结物划分为成因和产状均存在差异的早、中、晚3期。

1) 早期基底式碳酸盐胶结物

该类胶结物为过饱和的碱性湖水介质中直接析出的产物[18],形成于大规模压实作用之前,主要呈基底式产出,包括方解石和白云石胶结物,通常围绕碎屑颗粒生长,使得岩石骨架颗粒“漂浮”其上(图4c,d)。通过岩石薄片和阴极发光观察发现,早期碳酸盐胶结物在有效储层成岩演化过程中难以保存,多被完全溶蚀或交代,成岩恢复后的含量在3%～8%,显著高于非有效储层的0～6%,对埋藏早期的孔隙保存具有重要意义。

图3 东营凹陷高青地区中生界有效储层(a,b)和非有效储层(c,d)的孔喉分布特征Fig.3 Distribution characteristics of pore throats in the Mesozoic effective(a,b)and non-effective(c,d)reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basina.G41井，埋深1 255.68 m，孔隙度为16.2%，渗透率为13.6×10-3 μm2，排驱压力为0.052 MPa，最大孔隙半径为14.14 μm，平均孔隙半径为3.75 μm；b.G54井，埋深2 104.5 m，孔隙度为11.8%，渗透率为6.9×10-3 μm2，排驱压力为0.172 MPa，最大孔隙半径为4.27 μm，平均孔隙半径为0.82 μm；c.G59井，埋深1 510.1 m，孔隙度为10.0%，渗透率为0.033×10-3 μm2，排驱压力为1.268 MPa，最大孔隙半径为0.58 μm，平均孔隙半径为0.14 μm； d.G56井，埋深942.5 m，孔隙度为7.3%，渗透率为0.004×10-3 μm2，排驱压力为2.550 MPa，最大孔隙半径为0.29 μm，平均孔隙半径为0.07 μm

2) 中期孔隙式方解石胶结物

随着埋深、地温以及pH值增加,成岩孔隙流体中过饱和的Ca2+重新沉淀形成了中期的方解石胶结物。该类胶结物会充填孔隙,堵塞喉道,对储层孔隙结构的破坏作用显著。中期方解石胶结物总体含量较高,最高可达10%,在有效储层中含量相对较低,平均为3.4%,多充填在次生溶孔中,形成时间晚于大规模溶蚀作用,同时部分被后期油气充注所携带的有机酸溶蚀,形成具有沥青黑边的粒间溶孔,说明其形成时间又早于油气充注事件(图4d—f)。

3) 晚期点状铁方解石、铁白云石胶结物

油气充注的烃类流体会将粘土矿物转化产生的Fe3+还原为Fe2+,在还原环境下进入CaCO3和MgCO3矿物晶格,形成晚期铁方解石和铁白云石胶结物[19]。晚期铁方解石主要呈交代碳酸盐胶结物或颗粒产出,对储层物性影响较小(图4c,f)。

2.4.3 溶蚀作用

受构造隆升控制的大气淡水淋滤作用以及生油洼陷生排烃史控制的油气充注事件产生的多期溶蚀作用使得储层中砂岩骨架颗粒和胶结物的溶蚀现象普遍发育[20](图4g,h)。中生界储层中的平均视溶蚀率都达到90%以上,但溶蚀增孔率普遍较低,平均为1.46%。有效储层中砂岩的溶蚀程度较高,溶蚀增孔率平均为4.82%。根据扫描电镜观察,部分次生溶孔充填大量的书页状高岭石集合体以及自生微晶石英,是规模溶蚀作用进行的证据之一[21](图4i,j)。

总体上,研究区中生界储层具有强压实、中等胶结和中等溶蚀的成岩作用背景,成岩演化序列如图5所示,而有效储层的成岩特征表现为中等压实、弱胶结和强溶蚀作用。压实作用与胶结作用在孔隙损失中的相对贡献统计结果表明,压实作用是中生界储层孔隙损失的最主要因素(图6)。不同成因和期次的碳酸盐胶结作用对储层影响不同,溶蚀作用是能够改善储层孔隙结构的关键成岩改造因素。

3 有效储层发育控制因素

3.1 原始沉积条件是有效储层形成的物质基础

原始沉积条件是形成有效储层的物质基础,同时对后期构造压实、成岩改造具有控制作用[22]。对不同沉积微相砂岩物性、岩石组构统计分析发现(表1),砂岩物性与沉积水动力条件具有明显的相关性。高能的水动力环境如辫状河三角洲前缘水下分流河道、辫状河道、辫状河河床滞留沉积形成的砂岩物性要好于相对低能的水动力环境如冲积平原、辫状河三角洲前缘水下分流河道间以及辫状河河漫滩形成的砂岩。这主要是由于高能水动力条件沉积的砂岩中刚性组分如石英、长石含量高,储层抗压实能力强,埋藏过程中更有利于孔隙保存,而低能水动力条件形成的砂岩中塑性组分如软岩屑、泥质杂基的含量相对较高,塑性岩屑在压实过程中发生塑性变形,形成假杂基充填孔隙,砂岩压实程度迅速增加,储层物性较差。此外,高能的水动力环境沉积的砂岩粒度较粗,原始粒间孔隙更为发育,孔隙连通性更好,有利于成岩流体的运移、注入,为后期溶蚀作用提供有利条件[23]。

图4 东营凹陷高青地区中生界储层成岩作用特征Fig.4 Diagenetic characteristics of the Mesozoic reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basina.岩屑弯曲变形,颗粒呈线接触,G59井,埋深1 009.1 m；b.岩屑弯曲变形,白云母破裂,G41井,埋深1 321.68 m；c.早期方解石胶结物基底式胶结,部分被晚期铁方解石交代,红色染色为早期方解石胶结物,紫红色染色为晚期铁方解石胶结物,G41井,埋深1 060.0 m；d.中期方解石胶结物充填早期白云石胶结物溶蚀孔隙,部分被有机酸溶蚀,G41井,埋深1 325.64 m；e.中期方解石胶结物充填长石粒内溶孔和早期方解石溶孔,方解石发橙黄色光,G41井,埋深1 237.99 m,阴极发光；f.中期方解石被有机酸溶蚀,晚期铁白云石交代中期方解石胶结物,晚期铁白云石铸体染色呈亮蓝色,G41井,埋深1 240.16 m；g.长石颗粒沿解理面溶蚀,G56井,埋深940.3 m,扫描电镜；h.长石颗粒溶蚀,G56井,埋深938.5 m,扫描电镜；i.溶孔中充填的自生书页状高岭石集合体,G41井,埋深1 280.45 m,扫描电镜；j.溶孔中充填的自生石英微晶,G41井,埋深1 218.68 m,扫描电镜; k.石英颗粒微裂 缝中的烃类(OL)和盐水包裹体(SL),G41井,埋深1 551.0 m；l.石英颗粒微裂缝中的烃类(OL)和盐水包裹体(SL),G56井,埋深955.82 mQtz.石英颗粒；Cc.方解石；Dol.白云石；Ank.铁白云石；Ms.白云母；Kao.高岭石；Mi.微斜长石；Pl.斜长石；Bi.储层沥青；I/S.伊蒙混层；Ill.伊利石；MQ.微晶石英

3.2 有效储层发育过程中的保孔作用

3.2.1 早期碳酸盐胶结与差异压实

早期碳酸盐胶结物的分布与沉积水动力条件有关,在低能水动力条件沉积相带,沉积期泥质含量高,砂岩呈杂基支撑,往往发育泥质充填作用,而高能的水动力条件下,地层水盐度大,埋藏早期容易形成早期碳酸盐胶结物。为探究早期碳酸盐胶结物对储层压实作用的影响,引入压实减孔率来定量表征砂岩储层在压实过程中的孔隙损失[24],计算公式如下：

(1)

式中：对于分选较好的细砂岩,一般默认其原始孔隙度为40%；粒间体积为铸体薄片统计的粒间孔隙和填隙物之和。

图5 东营凹陷高青地区中生界储层成岩演化序列Fig.5 Diagenetic evolution sequence of the Mesozoic reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

图6 东营凹陷高青地区中生界储层压实作用和胶结作用在孔隙损失中的贡献Fig.6 Contribution of compaction and cementation to pore loss of the Mesozoic reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

基于铸体薄片观察对压实减孔率和早期碳酸盐胶结物含量统计结果表明：早期碳酸盐胶结物含量与压实减孔率具有良好的负相关关系,随着早期碳酸盐胶结物含量的升高,储层压实强度减小,压实减孔率降低,更有利于有效储层的发育(图7a)。经计算,有效储层中早期碳酸盐胶结物的平均含量为4.96%,平均压实减孔率为74.60%,而非有效储层中早期碳酸盐胶结物平均含量为2.46%,平均压实减孔率为85.87%。因此早期碳酸盐胶结物能够“减压保孔”,削弱压实作用对储层孔隙的破坏,是中生界储层产生差异压实的主要原因。此外,早期碳酸盐胶结物可以为后期溶蚀作用提供充足的易溶物质,是规模溶蚀作用进行的必要条件之一,其含量越高次生溶孔也越发育(图7b)。

3.2.2 开放水-岩体系对中期方解石胶结的抑制作用

微观面孔率的微小变化在储层宏观物性上会呈现出较大的差异,因此胶结物对面孔率的破坏作用会显著的减少储层物性。早期碳酸盐胶结物在抬升暴露阶段多被淋滤溶蚀,对现今孔隙结构以保孔作用为主,而破坏作用微弱；中期碳酸盐胶结物含量高,且形成于大规模溶蚀作用之后,对储层孔隙损失的贡献仅次于压实作用。

位于高能的沉积相带以及不整合面附近的中生界储层往往具有相对开放的水-岩体系,是有效储层发育的有利区[25],这些储层基本具有以下的共同点：① 原始孔隙条件好；② 埋藏过程中孔隙保存程度高；③ 大气淡水淋滤溶蚀改造程度高；④ 孔隙结构以中孔喉为主。在相对开放的水-岩体系中,砂岩孔隙连通性好,孔隙成岩流体流动畅通,物质交换更加频繁,因此溶蚀反应进行的更彻底,同时溶蚀产物能够及时排出,不易形成中期方解石胶结物；而相对封闭的水-岩体系中,储层溶蚀程度较低,溶蚀产物难以及时排出,同时也会接受来自储层其他部位的高浓度Ca2+,从而原地沉淀形成大量的方解石胶结物,堵塞次生孔隙和喉道,形成致密的碳酸盐胶结带。铸体薄片、阴极发光薄片分析结果也显示：开放的水-岩体系中期方解石胶结较弱,储层孔隙得到有效的保存(图8)。由此可见,相对开放的水-岩体系一定程度上能够抑制中期方解石胶结,从而保护储层物性。

3.3 有效储层发育过程中的增孔作用

3.3.1 淋滤溶蚀和有机酸溶蚀作用

中生界储层溶蚀作用所需的酸性流体主要有两大来源：大气淡水和油气充注。古近系沉积前,在合适的构造部位,中生代地层经历了长期暴露和风化剥蚀作用[26],含CO2的大气淡水在重力作用下进入碎屑岩孔隙系统,形成无机酸-岩石反应,酸溶性组分发生溶蚀,产生淋滤溶蚀孔隙[27-28]。作为中生界有效储层的重要储集空间,淋滤溶蚀孔隙的面孔率与距中生界顶面不整合距离具有明显的相关性：垂向上距离中生界顶面不整合越近,淋滤溶蚀孔隙越发育(图9)。此外,流体包裹体的岩相学观察以及测温结果显示(图4k,l),中生界存在两期成藏事件,分别位于东营组沉积末期以及明化镇组沉积晚期,且以明化镇组沉积晚期的油气充注规模最大。油气充注主导的有机酸成岩环境中会发生酸不稳定矿物的溶蚀,形成有机酸溶蚀孔隙[29]。对两种不同成因类型的溶孔在储层中的相对比重进行了统计分析,结果表明：中生界储层的溶孔类型以淋滤溶蚀孔隙为主(图9),这主要是由于两期油气充注事件发生在主要的成岩改造事件之后,此时储层孔隙结构基本定型,因而对储层的溶蚀改造作用较小。

表1 东营凹陷高青地区中生界储层不同沉积微相砂岩物性和岩石组构统计Table 1 Physical properties and rock fabric statistics of sandstones of different sedimentary microfacies of the Mesozoic reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

图7 东营凹陷高青地区中生界储层早期碳酸盐胶结物对压实作用(a)和溶蚀作用(b)的影响Fig.7 Impact of early carbonate cementation of the Mesozoic reservoirs on compaction(a)and dissolution(b)in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

3.3.2 断层活动

高青大断层及其派生断裂的活动使得断层附近的储层局部发育微裂缝,能够改善储层渗流能力,有效沟通酸性流体,促进溶蚀作用进行,增强孔隙结构的非均质性。同时高青大断层作为油源断层,其活动时间与大规模油气充注时间相匹配,作为油气的垂向运移通道,很大程度上控制了油气的分布[30]。中生界的油气显示长度和油藏油柱高度均与距油源断层距离呈现一种较好的负相关关系(图10),可见距离高青大断层越近的储层油气充注规模越大,易于富集油气。

4 有利勘探区预测

综合以上对于有效储层发育过程中的保孔和增孔作用的相关分析,并基于有效储层厚度的平面展布(图11),对有效储层进行分级综合评价,并预测有利的勘探区带(图12)。Ⅰ类有效储层位于凸起区紧邻高青大断层的区域,为强烈改造型有效储层,其有效储层厚度大,在埋藏过程中经受了长期的淋滤溶蚀作用,次生孔隙非常发育,储层物性好,同时距离高青大断层(油源断层)近,裂缝发育,油气疏导和储集条件好,是最有利的勘探区带。Ⅱ类有效储层位于凸起区以及靠近凸起区的区域,距离高青大断层较近,为有利沉积条件和中等溶蚀改造叠加形成,其原始沉积条件好,储层抗压实能力强,且水-岩体系较为开放,中期碳酸盐胶结较弱,次生孔隙和裂缝较为发育,是比较有利的勘探区带。Ⅲ类有效储层发育在有利的沉积相带,原生孔隙保存条件好,但储层溶蚀改造程度相对较低,次生孔隙和裂缝发育程度低,勘探潜力中等。

图8 东营凹陷高青地区中生界储层中不同水-岩体系中期方解石胶结物典型发育特征Fig.8 Defining features of mid-stage calcite cement development from different water-rock systems of the Mesozoic reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basina.G41井,埋深1 279.35 m,辫状河三角洲前缘水下分流河道微相；b.G54井,埋深2 105.0 m,辫状河道微相；c.G59井,埋深1 510.1 m,冲积平原微相；d.G41井,埋深1 424.34 m,辫状河三角洲前缘水下分流河道间微相a—d.压汞测试数据表;a1—d1.a—d对立铸体薄片照片;a2—d2.a—d对应阴极发光照片

图9 东营凹陷高青地区中生界储层面孔率与距中生界顶面不整合距离关系Fig.9 Relationship between plane porosity and vertical distance from the top unconformity of the Mesozoic reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basina.不同类型溶蚀孔隙面孔率与距中生界顶面不整合距离关系；b.次生溶孔总面孔率与距中生界顶面不整合距离关系

图10 东营凹陷高青地区中生界油气分布与距油源断层距离关系Fig.10 Relationship between Mesozoic oil and gas distribution and distance from source-related faults in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basina.油气显示长度与距油源断层距离关系; b.油柱高度与距油源断层距离关系

图11 东营凹陷高青地区中生界有效储层厚度平面分布Fig.11 Plane distribution of Mesozoic effective reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

图12 东营凹陷高青地区中生界有效储层综合评价及预测Fig.12 Integrated evaluation and prediction of Mesozoic effective reservoirs in Gaoqing Region,Dongying Depression,Bohai Bay Basin

5 结论

1) 压实作用是研究区中生界储层孔隙损失的主要因素,高能水动力条件下形成的刚性颗粒含量高、分选好的砂岩能够削弱压实作用的减孔效应,是有效储层形成的物质基础,而早期成因的碳酸盐胶结物能够支撑砂岩骨架颗粒,具有“减压保孔”作用。中期碳酸盐胶结是次要的孔隙损失因素,有效储层中相对开放的水-岩体系能够抑制中期方解石胶结,从而保护储层物性。大气淡水的淋滤溶蚀和油气充注伴随的有机酸溶蚀作用产生的次生溶孔有效改善了砂岩孔隙结构,是有效储层物性改善的关键成岩改造因素。高青大断层的活动能够产生微裂缝,改善储层渗流能力,促进溶蚀作用进行,并控制着油气的分布。

2) 中生界有效储层勘探潜力由高到低可分为：Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类有效储层。有利的勘探区带主要位于凸起区附近、靠近高青大断层、具有有利原始沉积组构的有效储层分布区,其有效储层形成于有利沉积微相,储层抗压实能力强、水-岩体系开放、中期碳酸盐胶结强度弱、溶蚀改造程度高、裂缝较为发育,油气的疏导和储集条件好,油气易于富集。