渤海海域黄河口凹陷北缘沙河街组优质储层差异及成因

庞小军,王清斌,冯冲,赵梦,刘占博

中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459

0 引言

近年来，渤海海域的油气勘探逐渐由浅层新近系向中深层古近系和潜山转移，且相继在古近系取得了重大突破，先后发现了曹妃甸6-4、秦皇岛29-2、垦利16-1等多个油气田[1-3]，为渤海海域油气产量的接替做出了重要贡献。因此，渤海海域中深部优质储层的研究成为国内学者研究和关注的热点。

中深部优质储层成因一直是国内外储层研究的热点和难点，国外在对储层成岩作用分析的基础上，从封闭体系和开放体系2方面对深部储层的溶蚀机理进行了研究[4-6]；国内学者从沉积作用、成岩作用、溶蚀孔隙形成的机理、孔隙定量演化等方面对东营凹陷、车镇凹陷、东海西湖凹陷、渤中凹陷、沙南凹陷等的古近系中深部优质储层成因进行了详细的研究[7-12]。国内对渤海海域中深层优质储层的研究主要集中在对某一个具体构造的储层进行成岩作用的分析，得出优质储层的主控因素[13-15]，而缺乏对区域上储层控制因素的宏观对比。在黄河口凹陷北部陡坡带，古近系目前发现的油气主要集中在沙一+二段储层中。前人的研究主要集中在烃源岩、沉积相、成藏等方面[16-18]，而储层方面的研究较少，且主要集中渤中27-2构造沙一+二段混积岩和湖相碳酸盐岩储层方面[19-20]，严重制约了该区中深部优质储层的预测。因此，通过对黄河口凹陷北缘沙河街组沙一+二段储层物性差异以及沉积作用、成岩作用对储层物性的控制作用分析，查明优质储层的主控因素，对该区油气勘探过程中的中深部优质储层预测具有重要意义。

本文以黄河口凹陷北缘沙河街组沙一+二段储层为研究对象，利用31口井的岩芯观察、铸体薄片、黏土矿物、物性、粒度、包裹体等分析资料，首次对该区储层物性的差异以及沉积作用、成岩作用对储层物性的控制因素进行分析，查明形成储层物性差异的主要控制因素，为类似陡坡带中深层优质储层的预测提供借鉴。

1 研究区概况

黄河口凹陷位于渤海海域的东南部，北部和南部分别与渤南低凸起、莱北低凸起相连，东部和西部分别与庙西凹陷、沾化凹陷相通，郯庐断裂贯通黄河口凹陷中部和东部[16-19]。研究区位于黄河口凹陷北部、渤南低凸起南缘(图1a)。黄河口凹陷北缘主要发育新生代古近系、新近系和第四系，古近系由孔店组、沙河街组和东营组组成，且钻遇的沙河街组主要发育沙三段、沙二段和沙一段，其中，沙三段、沙二段和沙一段的暗色泥岩、油页岩、灰质泥岩为该区的主要烃源岩，且发育扇三角洲沉积(图1b)，与泥岩等形成多套良好的储盖组合[18-19]。目前为止，发现的油气藏均具有晚期成藏的特点[16-17]。钻井揭示，沙河街组沙一+二段具有较好的油气勘探前景。

图1 研究区构造位置(a)、沉积相展布(b)及连井剖面(剖面位置见AA’)(c)Fig.1 Study area:(a)tectonic location;(b)sedimentary facies distribution;and(c)continuous well profile

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过录井、岩芯、壁芯观察和粒度分析发现，黄河口凹陷北缘沙一+二段扇三角洲储层主要以含砾的细、中、粗砂岩以及不含砾的细、中、粗砂岩为主，中—细砾岩、粉砂岩次之(图1c)。西部沙一+二段砂砾岩埋藏较深，为3 300～4 000 m；东部埋藏较浅，约为2 000～3 100 m。

微观上，200多个铸体薄片统计结果表明，黄河口凹陷北缘沙一+二段碎屑岩储层的岩石类型以岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之，岩屑以中酸性喷出岩为主，混合花岗岩、石英岩等变质岩和碳酸盐岩次之。杂基以泥质为主，胶结物以白云石和胶结方解石为主，含铁碳酸盐矿物和高岭石次之，见少量黄铁矿和石英次生加大。

2.2 物性特征及孔隙类型

422个常规物性数据分析表明，黄河口凹陷北缘斜坡带沙河街组储层物性在横向上和纵向上的差异性比较明显(图2)。研究区西部沙河街组储层物性差，孔隙度分布在0.5%～19.0%，平均为7.9%，渗透率分布在(0.01～2 566)×10-3μm2，平均为18.1×10-3μm2，整体以特低孔特低渗为主，局部具有低孔中—高渗特点；东部储层物性整体较好，孔隙度分布在0.4%～36.9%，平均为19.6%，渗透率分布在(0.03～1 038)×10-3μm2，平均为46.2×10-3μm2，以中孔中—低渗为主，局部具有低孔低渗的特点。

图2 研究区沙一+二段储层物性分布差异(a)孔隙度与深度交会图；(b)孔隙度分布频率；(c)孔隙度与渗透率交会图Fig.2 Differences of reservoir physical properties distribution in the E s1+2

研究区铸体薄片统计发现，西部沙河街组储层储集空间以次生孔为主(图3a～d)，主要为溶蚀孔(图3a)和裂缝(图3c，d)，原生孔隙次之，溶蚀孔主要为粒内溶蚀孔、粒间溶蚀孔和胶结物溶蚀孔(图3b)，裂缝主要为构造缝(图3c，d)，原生缝次之；东部储层以原生孔为主(图3e)，溶蚀孔次之(图3f，g)，局部见微裂缝(图3h)。

图3 研究区沙一+二段储集空间微观特征(a)颗粒溶蚀孔，长石和岩屑溶蚀，Z27-2井，3 749.42 m，单偏光；(b)胶结物溶蚀孔，白云石等溶蚀，Z27-2井，3 791.95 m，单偏光；(c)裂缝发育，且呈网状顺层分布，Z27-2，3 867.5 m，单偏光；(d)构造裂缝，Z26-3，3 731.18 m，岩芯；(e)原生孔为主，颗粒之间点接触，B36-2井，2 306 m，单偏光；(f)原生孔及溶蚀孔，长石和岩屑溶蚀，B36-2井，2 244.5 m，单偏光；(g)原生孔及局部溶蚀孔，长石、岩屑及胶结物溶蚀，B36-3井，2 309.5 m，单偏光；(h)微裂缝，B36-2井，2 332.5 m，单偏光Fig.3 Microscopic features of the reservoir space in the E s1+2

3 优质储层控制因素分析

3.1 母岩类型对优质储层的控制

黄河口凹陷北缘斜坡带沙河街组储层的物源来自渤南低凸起[18-19]。通过钻井、地震、铸体薄片等资料的分析，发现研究区沙河街组储层的母岩类型主要有混合花岗岩、中酸性火山岩、碳酸盐岩、砂砾岩(图4)。其中，西部整体上以火山岩母岩为主，仅在东段发育少量的花岗岩母岩，见极少量的碳酸盐岩母岩。东部东段主要以火山岩母岩为主，花岗岩母岩次之，见少量的碳酸盐岩母岩；西部主要以碳酸盐岩母岩为主。

通过对不同母岩区对应的沉积区储层物性统计发现，相近的埋深条件下，花岗岩、中酸性火山岩区对应的沙河街组储层物性最好，碳酸盐岩母岩区对应的沙河街组储层物性较差(图5a)。混合花岗岩、中酸性火山岩为沙河街组储层提供了大量的石英、长石和岩屑等刚性颗粒，在成岩过程中，长石和中酸性火山岩岩屑易被后期酸性流体溶蚀，溶解物易被迁移，储层物性较好，更容易形成优质储层。研究区东部东段发育大范围的火山岩母岩，在南部沉积区形成了含有大量火山岩岩屑的砂砾岩储层，埋深较浅(2 000～3 000 m)，储层物性好，平均孔隙度约为17.0%；与东部东段相比，东部西段发育大范围的碳酸盐岩母岩，在南部形成了含有大量灰岩、白云岩等岩屑以及灰质杂基的砂砾岩储层，埋深与东段相近，埋深大约分布在2 000～2 380 m，在成岩过程中容易形成大量的方解石、白云石等碳酸盐胶结物，使得储层孔隙被方解石、白云石强烈胶结，后期不易被溶蚀和迁移而变得致密，储层物性变差，平均孔隙度约为11.1%。

因此，在相近的埋深条件下，与非碳酸盐岩母岩区相比，碳酸盐岩母岩区的储层在早期成岩过程中更容易被过早胶结，储层物性变得更差。母岩是控制研究区储层物性差异的第一控制因素。由于研究区碳酸盐岩母岩区钻井较少，资料缺乏，因此，下面主要对黄河口凹陷北缘沙河街组东部和西部非碳酸盐岩母岩区的砂砾岩储层差异及成因进行了探讨。

3.2 沉积作用对优质储层的控制

岩性和沉积相是黄河口凹陷北缘斜坡带沙河街组优质储层发育的重要影响因素。研究区沙河街组401块储层样品的岩性和物性之间的统计关系表明(图5b，c、图6a)，西部储层中粉砂岩平均值为5.8%，细砂岩平均值为7.3%，中、粗砂岩平均值为9.5%，砾岩平均值为5.7%；因此，西部储层中中、粗砂岩(图5b)最好，细砂岩次之，砾岩、粉砂岩最差。东部储层中粉砂岩平均值为9.1%，细砂岩平均值为21.9%，中、粗砂岩平均值为28.1%，砾岩平均值为11.2%；因此，东部储层中中、粗砂岩(图5c)储层物性最好，细砂岩次之，砾岩、粉砂岩最差。

整体上，西部和东部储层中的中、粗砂岩的储层物性最好，西部的储层物性明显比东部差。因此，对于相似母岩供源区，当单个构造内部或埋深相近的不同构造对比时，储层物性主要受沉积作用的影响较大；而对于埋深相差较大的不同构造之间进行对比时，储层物性主要受后期成岩作用的影响更大。

图4 研究区沙一+二段沉积期的母岩平面分布Fig.4 Plane distribution of parent rocks during the sedimentary period of E s1+2 in the study area

图5 研究区不同母岩类型、储层岩性与物性的关系(a)母岩类型与储层物性关系；(b)西部碎屑岩储层岩性与物性关系；(c)东部碎屑岩储层岩性与物性关系Fig.5 Relationships between different parent rock types,reservoir lithologies and physical properties

图6 研究区不同岩性及裂缝发育区的储层物性差异(a)东部与西部不同沉积亚相的储层物性差异；(b)泥质杂基与物性关系；(c)裂缝发育区与非裂缝发育区储层物性差异Fig.6 Reservoir physical differences in different lithologies and zones of fracture development

研究区沙一+二段泥质杂基含量越高，储层物性越差(图6b)，这是由于高含量的杂基往往发育在扇三角洲平原砾岩以及前缘、前扇三角洲的粉砂岩中，分选变差，泥质杂基充填孔隙且后期不易被溶解和带走，成岩过程中形成的黏土矿物堵塞孔隙和吼道，致使储层物性变差。

整体上，西部和东部均具有相似的特征，扇三角洲前缘水下分流河道微相(图6a)与裂缝发育区(图6c)、是该区主要的优质储层沉积相类型。研究区沙一+二段以近源的扇三角洲沉积为主，扇三角洲平原主要以大量的砾岩和含砾粗砂岩为主，杂基含量高，分选极差，储层物性差；扇三角洲前缘主体部分发育厚层的水下分流河道，主要以中、粗砂岩为主，细砂岩次之，储层物性整体较好，尤其是含生物碎屑的砂岩储层物性会变好；每一期的前扇三角洲、扇三角洲前缘远端发育大量的粉砂岩，粒度细，泥质含量高，且与泥岩直接接触，钙质胶结作用强，储层物性差。总之，扇三角洲前缘水下分流河道中、粗砂岩是研究区沙一+二段优质储层发育的主要沉积相和岩石类型。

3.3 成岩作用对优质储层的控制

3.3.1 压实和胶结作用控制了储层致密化的程度

压实和胶结对储层均具有破坏作用，也是研究区沙一+二段储层差异和致密化的主要控制因素。为了定性—定量描述成岩作用对储层物性的影响，压实作用和胶结作用损失的孔隙度可由以下公式[20-23]得到：

式中：ϕ原始代表储层的原始孔隙度，%；Sd为Trask分选系数；ϕ压实后代表储层被压实后的孔隙度，%；w代表储层中胶结物占据的粒间孔隙度，%；ϕ实测为储层实测得到的孔隙度，%；ϕ残余孔为储层残余粒间孔的面孔率，%；ϕ总面孔为总的面孔率，%；ϕ压实损孔为压实作用损失的孔隙度，%；ϕ压实损率为压实作用造成的孔隙度损失率，%；ϕ胶结损孔率为胶结作用造成的孔隙度损失率，%；ϕ残余孔，ϕ总面孔可通过铸体薄片统计得到，%；w可通过镜下定量统计不同类型胶结物的面孔率，再利用面孔率与孔隙度关系获得，%；ϕ实测可通过常规物性分析获得，%；ϕ胶结后为储层遭受压实作用和胶结作用后的孔隙度，%。

通过对研究区150个数据统计和计算发现，西部储层分选系数分布在1.5～3.5，平均2.5，原始孔隙度分布在27.4%～35.9%，平均30.5%；压实作用后剩余孔隙度分布在0.1%～32%，平均为13.8%，压实作用损失孔隙度0.6%～31.8%，平均16.7%，压实损孔率为2.2%～99.7%，平均54.8%；胶结作用后剩余孔隙度分布在0.1%～4.2%，平均0.4%，胶结作用损失孔隙度0.1%～31.5%，平均13.4%，胶结损孔率为0.1%～92.7%，平均44.0%。这是由于西部储层埋藏深(埋深3 300～4 000 m)，压实作用强烈，颗粒间呈线—凹凸—缝合线接触(图7a)，其中，石英颗粒具有较强烈的抗压实作用，对储层原始孔隙度具有一定的保护作用(图8a)；沉积时期水体偏碱性[10]，成岩早期和晚期碳酸盐胶结较强烈，因此，研究区以(含铁)方解石和(含铁)白云石胶结物为主，黏土矿物胶结次之。(含铁)方解石常充填粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙，占据储集空间(图7b～f)，对储层具有明显的破坏作用(图8b，c)，而白云石主要以泥晶、微晶包壳的形式分布在颗粒周围，在成岩过程中具有抗压实和抑制石英次生加大等作用，对储层具有建设性作用[19]。由于该区储层埋藏较深，黏土矿物胶结以伊利石和伊/蒙混层为主(图7g)，伊利石呈丝状或丝片状堵塞孔隙和吼道，对储层具有明显的破坏作用(图8d)；储层中普遍发育石英次生加大，碳酸盐胶结作用较弱的砂岩储层中石英次生加大更发育(图7g，h)；另外，见少量石盐、石膏和黄铁矿(图7h)，为成岩早期形成的胶结物，它们占据储集空间，对储层具有一定的破坏作用。

东部储层的分选系数为1.6～4.3，平均为3，原始孔隙度分布在24%～34%，平均为28.5%；压实作用后剩余孔隙度分布在16.1%～33.9%，平均为22.5%，压实作用损失孔隙度0.1%～11%，平均6.0%，压实损孔率为0.3%～38.2%，平均21.1%；胶结作用后剩余孔隙度分布在9%～25.9%，平均16.1%，胶结作用损失孔隙度0.1%～14%，平均6.4%，胶结损孔率为0.4%～52.1%，平均22.4%。由于东部储层埋藏浅(埋深2 000～3 100 m)，压实作用相对较弱，颗粒间以点—线接触为主，但是，在成岩作用早期碳酸盐胶结较强，以方解石和白云石胶结物为主，占据储集空间(图7j～m)，对储层具有明显的破坏作用。该区储层埋藏较浅，黏土矿物胶结以高岭石为主，呈鳞片状、书页状和蠕虫状(图7n，o)，伊利石次之(图7o)，与西部储层相比，对储层的破坏作用有限；储层中发育少量的石英次生加大(图7m)和石盐(图7m)，含量较少，对储层的破坏作用有限。

总之，成岩过程中，压实作用和胶结作用对储层的物性具有明显的破坏作用，差异压实和胶结作用是研究区不同位置储层物性变化的主要成岩控制因素。西部储层的压实率明显高于东部，压实率的差异主要受储层沉积后断层活动的影响。

图7 研究区沙一+二段储层成岩作用特征(a)压实作用，线—凹凸接触，石英次生加大，少量白云石胶结，孔隙不发育，Z26-3井，3 734 m，正交光；(b)压实和胶结作用，螺壳压碎，方解石充填孔隙，Z27-2井，3 748.92 m，正交光；(c)(含铁)方解石胶结，白云石包壳被压断、翘起，Z27-2井，3 747.63 m，正交光；(d)白云石和长石溶解，白云石包壳，Z27-2井，3 788.59 m，单偏光；(e)长石颗粒溶蚀作用，白云石包壳，粒间被(含铁)方解石充填，Z27-2井，3 749.04 m，单偏光；(f)裂缝和长石溶蚀，部分裂缝和粒间被(含铁)方解石胶结，次生孔隙发育，Z27-2井，3 903 m，单偏光；(g)丝片状伊利石和次生石英充填，Z27-2井，3 789.09 m，扫描电镜；(h)石英、石膏被石盐包裹并充填孔隙，Z27-2井，3 748.55 m，扫描电镜；(i)石英颗粒表面溶蚀，Z27-2井，3 935 m，扫描电镜；(j)颗粒间点—线接触为主，原生孔隙为主，Z36-4井，2 240 m，单偏光；(k)胶结作用，白云石包壳及白云石充填孔隙，B36-1井，2 194.3 m，正交光；(l)胶结作用和溶解作用，(含铁)方解石充填孔隙，长石和方解石溶蚀，B36-4井，2 274 m，单偏光；(m)粒内充填白云石、方解石和次生石英，B36-2井，2 315.7 m，扫描电镜；(n)长石沿节理溶蚀，鳞片状高岭石充填孔隙，B36-6井，2 194.3 m，扫描电镜；(o)高岭石、伊利石、石盐和方解石充填孔隙，B29-9井，2 754.5 m，扫描电镜Fig.7 Diagenetic characteristics of reservoirs in E s1+2

3.3.2 溶解作用控制了溶蚀孔隙的发育

储层经历压实作用、胶结作用以及溶解作用后的孔隙度计算公式[20-22]如下：

储层遭受溶解作用形成的孔隙度(ϕ溶蚀孔)计算公式[11-13]如下：

式中：ϕ溶解后为储层遭受压实、胶结和溶解后的剩余的孔隙度，即现今实测的孔隙度，%；ϕ溶蚀孔为储层遭受溶解作用形成的溶蚀孔隙度，%；ϕ溶蚀孔面孔率可通过薄片统计获得，%。

计算结果表明，研究区西部沙一+二段储层经历压实、胶结和溶解后剩余的孔隙度分布在2.2%～13.2%，平均为7.9%；溶解作用增加的孔隙度分布在1.8%～13.1%，平均为7.2%；溶解作用增孔率分布在7.5%～45.4%，平均为25.3%。溶解作用主要表现为中、粗砂岩中的长石、中酸性火山岩岩屑的溶蚀和碳酸盐胶结物的溶蚀(图3a，b、图7d～f)，长石溶蚀可形成粒内溶蚀孔和粒间溶蚀孔(图3a，b、图7d～f)。储层中局部石英颗粒发生了溶蚀(图7i)，但是对储层的物性贡献整体较小。

东部储层经历压实、胶结和溶解作用后剩余的孔隙度分布在9.1%～28.5%，平均为19.6%；溶解作用增加的孔隙度分布在0.1%～9.6%，平均为4.2%；溶解作用增孔率分布在0～34.4%，平均为14.7%。该区溶解作用主要表现为砾岩、中、粗砂岩中的长石、中酸性火山岩岩屑的溶蚀的溶蚀以及少量碳酸盐胶结物的溶蚀(图3e)。溶解作用对该区优质储层的发育具有重要的改善作用。

整体上，溶解作用对研究区沙一+二段储层的影响较大。西部储层溶解作用强于东部，但西部胶结作用和压实作用造成的孔隙度损失率明显强于东部，造成东部储层物性明显好于西部。

3.4 构造活动对优质储层的控制

3.4.1 沉积期后的构造活动控制了储层物性的差异

沙一+二段沉积之后，储层之上接受了东营组和新近系的沉积，受太平洋板块俯冲、黄河口凹陷东部郯庐断裂和伸展断层活动的影响[24-26(]图1b)，研究区沙一+二段储层发育区地貌具有东高西低的特点(图9a)，西部和东部储层遭受了不同的压实作用和成岩演化。西部储层主要受近东西向伸展断层活动的影响较强(东营组至现今平均断层活动速率为121.9 m/Ma，沉积厚度平均为3 900 m)，沙一+二段储层快速沉降、快速埋藏，导致现今沙一+二段储层埋藏较深(埋深3 300～4 000 m)，压实作用强烈；另外，成岩演化程度较快，现今沙一+二段储层已经进入中成岩B期，晚期胶结作用非常强；因此，储层物性整体较差。东部储层受近南北向走滑裂后期活动的影响较强，受伸展断裂后期活动的影响相对较弱(东营组至现今平均断层活动速率为84.4 m/Ma，沉积厚度平均为2 700 m)，沙一+二段储层沉降缓慢、埋藏缓慢，且后期受走滑作用的挤压而抬升，导致现今沙一+二段储层埋深整体较浅(埋深2 000～3 100 m)，遭受的压实作用较弱；同时，成岩演化程度较慢，现今沙一+二段储层刚进入中成岩A2期，晚期胶结作用较弱；因此，储层物性整体较好。

图8 研究区沙一+二段储层岩石结构、成岩作用与物性的关系(a)石英含量与面孔率的关系；(b)压实和胶结作用对储层孔隙损失量的影响；(c)胶结物含量与面孔率的关系；(d)伊利石含量与孔隙度的关系Fig.8 Relationships between rock structure,diagenesis and physical properties in E s1+2

图9 研究区沙一+二段古地貌(a)及裂缝型优质储层发育区(b)构造特征Fig.9 (a)Structural features of the paleogeomorphology and(b)fracture-type reservoir development areas in E s1+2

3.4.2 局部断层活动控制了深部裂缝型优质储层的发育

黄河口凹陷北缘斜坡带沙一+二段西部的局部储层发育大量裂缝，钻井揭示，发育构造裂缝的储层位置正好处于断裂带、邻近断裂带或背斜的翼部(图9b)，裂缝以构造裂缝为主(图3c，d，h)，局部发育收缩缝。构造裂缝对储层的物性影响较大，能够使致密砂砾岩储层的渗透率达到2 566×10-3μm2，也是在研究区局部构造沙二段致密砂砾岩储层中发育大量油气的主要原因。

3.5 成岩阶段

黄河口凹陷北缘斜坡带沙一+二段储层具有明显的差异性，通过对研究区沙一+二段泥岩黏土矿物分析、地层测试温度、镜质体反射率、砂岩储层中的自生矿物等综合分析，发现西部储层成岩阶段目前处于中成岩B期(图10)，东部储层成岩阶段目前以中成岩A2期为主，中成岩A1期和中成岩B期次之，且越往东部储层成岩作用越弱。黄河口凹陷北缘斜坡带不同构造沙一+二段储层经历了不同的成岩演化过程，导致了不同构造的孔隙演化具有明显的差异性。

3.6 孔隙差异演化过程

上述对黄河口凹陷北部斜坡带沙一+二段储层遭受的总的压实作用、胶结作用和溶解作用进行了定量分析，下面以研究区沙一+二段储层为例，对东部和西部各成岩阶段储层的孔隙差异演化进行定性—定量分析，来揭示沙一+二段优质储层的成因机理。

在孔隙演化分析过程中，各成岩阶段结束时遭受压实作用后的孔隙度可以用Athy提出的公式[27-28]进行计算：

式中：ϕn代表某一埋藏深度对应的孔隙度，%；Φ0代表储层沉积初期的原始孔隙度，%；h代表储层的埋藏深度，m；a为一个常数，可根据每一个样品的原始孔隙度、埋藏深度、现今实测孔隙度代入公式(9)求得，对研究区123个数据统计发现，西部常数a数值分布在-0.001 514～-0.000 005 8之间，平均为-0.000 372，研究区东部常数a数值分布在-0.000 220～-0.000 001 09之间，平均为-0.000 092。

各成岩阶段结束时压实作用减少的孔隙度可通过某一成岩阶段结束时遭受压实作用后的孔隙度减去上一个成岩阶段结束时遭受压实作用后的孔隙度计算得到；各成岩阶段结束时的胶结作用可以通过各成岩阶段薄片观察到的胶结物含量计算得到；溶解作用增加的孔隙度主要形成于中成岩A1期，可以通过公式(7)得到；各成岩阶段结束时压实作用损孔率可通过各成岩阶段结束时压实作用减少的孔隙度除以原始孔隙度计算得到；各成岩阶段结束时胶结作用损孔率可通过各成岩阶段结束时胶结作用减少的孔隙度除以原始孔隙度计算得到；各成岩阶段结束时的埋藏深度可通过埋藏史进行读取。

在上述计算公式的基础上，结合埋藏史、包裹体、成岩作用等，对研究区不同构造沙一+二段储层在各成岩阶段时的总孔隙度(图11)、不同成岩作用导致的孔隙度变化、油气开始成藏时的孔隙度、油气大量充注时的孔隙度进行定量分析(图12)，进而可以明确孔隙度的差异演化以及优质储层的形成机理。

图10 研究区沙一+二段成岩阶段划分Fig.10 Diagenetic stages of E s1+2 in the study area

3.6.1 同沉积—同生期

大约为38～32 Ma(沙一+二段沉积期)，古地温小于30℃，成岩环境为碱性[20-22]。该时期黄河口凹陷北缘斜坡带西部储层的平均古埋深约为480 m，埋藏速度较快(埋藏速率大约为80 m/Ma)，埋藏时间较长(埋藏时间约6 Ma)；孔隙度减少速率较快(每1 Ma平均减少孔隙度1%，埋深增加100 m平均减少孔隙度1.2%)。该时期孔隙度损失较多，以压实减孔为主。孔隙度由30.5%减少至24.8%，孔隙度损失5.7%，总的损孔率为18.7%，其中压实损孔率为14.4%，胶结损孔率为4.3%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以压实作用为主，泥晶白云石、方解石和菱铁矿胶结作用次之。

图11 研究区储层总孔隙演化示意图(a)黄河口凹陷北缘西部；(b)黄河口凹陷北缘东部Fig.11 Schematic diagram of total pore evolution in the study area

图12 研究区储层成岩演化与储层物性关系(a)黄河口凹陷北缘西部；(b)黄河口凹陷北缘东部Fig.12 Relationships between diagenetic evolution and reservoir physical properties in E s1+2

东部储层的平均古埋深约为280 m，埋藏速度较慢(埋藏速率大约为46.7 m/Ma)，埋藏时间较长(埋藏时间约6 Ma)；孔隙度减少速率较快(每1 Ma平均减少孔隙度0.23%，埋深增加100 m平均减少孔隙度0.5%)。该时期孔隙度损失较小，以压实减孔为主。孔隙度由28.5%减少至26.8%，孔隙度损失1.7%，总的损孔率为6.0%，其中压实损孔率为4.6%，胶结损孔率为1.4%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以压实作用为主，泥晶白云石、方解石和菱铁矿胶结作用次之。

因此，在同沉积—同生期，研究区储层均具有“长期缓慢埋藏、较强压实、弱胶结、快速减孔”的特征(图13)。但与东部储层相比，西部储层具有“埋藏速度快、压实—胶结作用强、损失孔隙多”的特点。

3.6.2 早成岩A期

该时期古地温分布在30℃～65℃之间，成岩环境依然为碱性[20-22]。黄河口凹陷北缘斜坡带西部储层经历了东三段至东二下段(32～27.3 Ma)；该时期西部储层的平均古埋深约为1 350 m，埋藏深度增加了870 m，埋藏速度加快(埋藏速率大约为185.1 m/Ma)，埋藏时间较短(埋藏时间约4.7 Ma)；孔隙度减少速率较快(每1 Ma平均减少孔隙度1.9%，埋深增加100 m平均减少孔隙度1.0%)。该时期孔隙度损失较多，以压实减孔和胶结减孔为主，孔隙度由24.8%减少至15.7%，孔隙度损失9.1%，总的损孔率为29.6%，其中压实损孔率为17%，胶结损孔率为12.6%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以压实作用和胶结作用为主，胶结作用以微晶白云石、方解石和石膏的胶结作用为主。

东部储层经历了东三段至东二上段(32～25.2 Ma)，该时期东部储层的平均古埋深约为1 170 m，埋藏深度增加了890 m，埋藏速度减慢(埋藏速率大约为130.9 m/Ma)，埋藏时间较短(埋藏时间约6.8 Ma)；孔隙度减少速率较快(每1 Ma平均减少孔隙度0.62%，埋深增加100 m平均减少孔隙度0.45%)。该时期孔隙度损失较小，以胶结减孔和压实减孔为主，孔隙度由26.8%减少至22.6%，孔隙度损失4.2%，总的损孔率为14.8%，其中压实损孔率为8.1%，胶结损孔率为6.7%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以相对较弱的压实作用和胶结作用为主，胶结作用以少量的微晶白云石和方解石胶结为主。

因此，在早成岩A期，研究区储层均具有“短期快速埋藏、强压实、强胶结、快速减孔”的特征(图13)；但是，与东部储层相比，受构造活动导致的东营组沉积中心向西迁移的影响(图9)，西部储层具有“埋藏速度快、压实和胶结作用强、损失孔隙多”的特点。

3.6.3 早成岩B期

该时期古地温分布在65℃～85℃之间，成岩环境依然为碱性[20-22]。黄河口凹陷北缘斜坡带西部储层经历了东营组和馆陶组早期(27.3～20 Ma)；该时期西部储层的平均古埋深约为1 750 m，埋深增加了400 m，埋藏速度减慢(埋藏速率大约为54.8 m/Ma)，埋藏时间长(埋藏时间约7.3 Ma)；孔隙度减少速度较快(每1 Ma平均减少孔隙度0.93%，埋深增加100 m平均减少孔隙度1.7%)。该时期孔隙度损失较多，以胶结减孔为主，压实减孔次之，孔隙度由15.7%减少至8.9%，孔隙度损失6.8%，总的损孔率为21.8%，其中压实损孔率为5.2%，胶结损孔率为16.6%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以压实作用为主，胶结作用次之，胶结作用以亮晶白云石、方解石和石膏胶结为主。

东部储层经历了馆陶组(25.2～13.4 Ma)；该时期东部储层的平均古埋深约为1 780 m，埋深增加了610 m，埋藏速度减缓(埋藏速率大约为51.7 m/Ma)，埋藏时间长(11.8 Ma)；孔隙度减少速度较快(每1 Ma平均减少孔隙度0.32%，埋深增加100 m平均减少孔隙度0.62%)。该时期孔隙度损失较多，以胶结减孔为主，孔隙度由22.6%减少至18.8%，孔隙度损失3.8%，总的损孔率为13.3%，其中压实损孔率为5.6%，胶结损孔率为7.7%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以相对较弱的压实作用和较强的胶结作用为主，胶结作用以少量的亮晶白云石和方解石胶结为主。该阶段晚期，油气开始充注。

因此，在早成岩B期，研究区储层均具有“长期缓慢埋藏、较弱压实、较强胶结、快速减孔”的特征(图13)；与东部储层相比，西部储层具有“胶结作用强、损失孔隙多”的特点。而东部油气开始充注。

3.6.4 中成岩A1期

该时期古地温分布在85℃～120℃之间，成岩环境为酸性[20-22]。西部储层经历了馆陶组早期和明下段早期(20～8.2 Ma)；该时期西部储层的平均古埋深约为2 850 m，埋深增加了1 100 m，埋藏速度增加(埋藏速率大约为93.2 m/Ma)，埋藏时间长(11.8 Ma)；溶解作用导致孔隙度增加，孔隙度由8.9%增加至12.5%，孔隙度增加3.6%，总的增孔速率为11.8%；其中，溶解作用增孔率可达23.6%，压实损孔率为9.8%，胶结损孔率为2%(图11，12)。该阶段储层的成岩作用主要以增孔为主，其中以长石、岩屑、胶结物的溶解作用增孔为主，压实作用减孔次之，胶结减孔较弱，胶结作用以溶解作用形成的高岭石以及少量石英次生加大等胶结为主。该时期，油气开始充注。

东部储层经历了明下段至平原组晚期(13.4～0.5 Ma)；该时期东部储层的平均古埋深约为2 960 m，埋藏速度稍微减慢(埋藏速率大约为96.5 m/Ma)，埋藏时间长(12.9 Ma)，溶解作用导致孔隙度稍微增加，孔隙度由18.8%减少至21.0%，孔隙度增加2.2%，总的增孔速率为7.7%；其中，压实损孔率为4.9%，胶结损孔率为2.1%，溶解增孔率为14.7%(图11，12)。该阶段储层的成岩作用以长石、岩屑、胶结物的溶解作用增孔为主，压实作用减孔次之，胶结减孔较弱，胶结作用主要以溶解作用形成的高岭石以及少量石英次生加大等胶结为主。该时期，东部油气开始大量充注。

因此，在早成岩B期，研究区储层均具有“长期快速埋藏、快速溶解增孔”的特征(图12)；与东部储层相比，西部储层具有“强压实、溶解增孔多、油气充注晚”的特点。

3.6.5 中成岩A2期

该时期古地温分布在120℃～140℃之间，成岩环境变为碱性[20-22]。储层经历了明化镇组(8.2～3.6 Ma)；该时期西部储层的平均古埋深约为3 500 m，埋藏深度增加650 m，埋藏速度较快(埋藏速率大约为141.3 m/Ma)，埋藏时间短(4.6 Ma)，孔隙度减少速度较快(每1 Ma平均减少孔隙度0.52%，埋深增加100 m平均减少孔隙度0.37%)。孔隙度损失较少，以压实减孔和胶结减孔为主，孔隙度由12.5%减少至10.1%，孔隙度损失2.4%，总的损孔率为8%，其中压实损孔率为4.3%，胶结损孔率为3.6%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以压实作用和胶结作用为主，胶结作用以含铁的白云石、方解石和伊利石、绿泥石、黄铁矿等胶结为主，见少量的石英溶蚀现象。该时期，西部油气开始大量充注。

东部储层经历了平原组至现今(0.5～0 Ma)；该时期东部储层的平均古埋深约为3 030 m，埋藏速度增快(埋藏速率大约为140 m/Ma)，埋藏深度增加70 m，埋藏时间较短(0.5 Ma)；孔隙度减少速度较快(每1 Ma平均减少孔隙度2.8%，埋深增加100 m平均减少孔隙度2%)。孔隙度损失较少，以胶结减孔为主，压实减孔次之，孔隙度由21.0%减少至19.6%，孔隙度损失1.4%，总的损孔率为5.3%，其中压实损孔率为1.1%，胶结损孔率为3.9%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以相对较弱的胶结作用为主，较弱的压实作用次之，胶结作用以少量的含铁白云石、方解石和少量伊利石、绿泥石、黄铁矿等胶结为主。该时期，东部油气持续充注。

因此，在中成岩A2期，研究区储层具有“短期快速埋藏、弱压实、弱胶结、缓慢减孔”的特征(图13)；与东部储层相比，西部储层具有“强压实、强胶结、损失孔隙多、油气强充注”的特点。

图13 研究区不同位置储层不同成岩阶段埋藏速率、孔隙度损失率演化直方图Fig.13 Histograms of burial rate vs.porosity loss rate evolution at different diagenetic stages for reservoirs in different locations in the study area

3.6.6 中成岩B期

该时期古地温分布在140℃～155℃之间，成岩环境为碱性[20-22]。东部沙一+二段储层仅演化至中成岩A2期，而西部储层向中成岩B期继续演化。

该时期，西部储层经历了明化镇组晚期至现今(3.6～0 Ma)；该时期西部储层的平均古埋深约为4 000 m，埋藏速度仍然较快(埋藏速率大约为138.9 m/Ma)，埋藏深度增加500 m，埋藏时间短(3.6 Ma)，孔隙度减少速度较快(每1 Ma平均减少孔隙度0.61%，埋深增加100 m平均减少孔隙度0.44%)。孔隙度损失较多，以压实减孔和胶结减孔为主，孔隙度由10.1%减少至7.9%，孔隙度损失2.2%，总的损孔率为7.3%，其中压实损孔率为3%，胶结损孔率为4.3%(图11，12)。该阶段，储层的成岩作用主要以胶结作用为主，压实作用次之，胶结作用以含铁的白云石、方解石和伊利石、绿泥石、黄铁矿等胶结为主，见少量的石英溶蚀现象。该时期，西部油气持续充注。

因此，在中成岩B期，西部储层具有“短期快速埋藏、弱压实、弱胶结、缓慢减孔、油气持续充注”的特征(图13)。

总之，黄河口凹陷北缘沙一+二段储层的成岩演化既具有相似性又具有差异性。相似性表现在：成岩环境均经历了碱性→酸性→碱性的演化过程，对应的成岩演化序列为“沉积作用、泥晶白云石和方解石胶结→压实作用、微晶白云石、方解石和石膏胶结→压实作用、亮晶白云石、方解石和石膏胶结→长石、岩屑、碳酸盐胶结物溶解和石英次生加大、次生高岭石形成→含铁碳酸盐胶结、伊利石、绿泥石、黄铁矿胶结和石英溶蚀”；成岩演化经历了“长期缓慢埋藏、较强压实、弱胶结、快速减孔→短期快速埋藏、强压实、强胶结、快速减孔→长期缓慢埋藏、较弱压实、较强胶结、快速减孔→长期快速埋藏、快速溶解增孔→短期快速埋藏、弱压实、弱胶结、缓慢减孔”的演化过程，同生期至早成岩B期孔隙度度快速减少，中成岩A1期溶解作用增孔，中成岩A2期之后缓慢减孔。差异性表现在：储层经历的成岩演化阶段不同，强烈程度不同，西部储层早期经历了短期快速埋藏，且现今处于中成岩B期，导致压实作用和胶结作用要比东部更加强烈，储层物性更差；东部储层早期经历了长期浅埋藏，且现今刚进入中成岩A2期，压实作用和胶结作用偏弱，原生孔隙得到保存，储层物性较好；成岩作用程度不同，每一个成岩阶段，西部压实作用和胶结作用程度更高，孔隙度损失程度更高；油气充注时期不同，西部储层油气开始充注时间(10.8 Ma)和大量充注时间晚(5 Ma)，东部储层油气开始充注时间(15.5 Ma)和大量充注时间(13 Ma和7 Ma)早。

整体上，东部与西部相比，西部强压实和强胶结是储层致密化的根本原因，且西部储层具有“先致密减孔—再溶蚀增孔、油气强烈充注—后致密减孔、油气持续充注”的特点。与非碳酸盐岩母岩—中、粗砂岩—扇三角洲前缘相比，碳酸盐岩的母岩—粉砂岩、砾岩的岩性—扇三角洲平原、前扇三角洲相是整个研究区沙一+二段储层物性变差的宏观控制因素，构造活动造成的差异压实作用和胶结作用是储层物性不同的成岩控制因素。

4 结论

(1)黄河口凹陷北缘沙一+二段发育以扇三角洲砂砾岩为主的储层，不同位置储层物性具有明显的差异性。西部储层物性物性差，以特低孔特低渗为主，局部具有低孔中—高渗特点；储集空间以次生孔为主，主要为溶蚀孔和构造缝，局部见生物体腔孔。东部储层物性整体较好，以中孔中—低渗为主，局部具有低孔低渗的特点；以原生孔为主，局部见生物体腔孔和微裂缝。

(2)研究区不同位置沙一+二段储层物性受母岩类型、沉积作用和成岩作用的共同控制。花岗岩、中酸性火山岩母岩区为储层提供了大量的可溶骨架颗粒，对应储层物性最好；碳酸盐岩母岩区为储层提供了大量的灰岩、白云岩砾石以及含灰质的填细物，后期胶结作用强烈，对应的储层物性较差。扇三角洲前缘水下分流河道中、粗砂岩储层物性好，是研究区沙一+二段优质储层发育的主要沉积相和岩石类型；扇三角洲平原主要以大量的砾岩和含砾粗砂岩，以及前扇三角洲、扇三角洲前缘远端发育大量的粉砂岩储层物性差。差异压实作用和胶结作用是研究区不同位置储层物性差异的主要原因，西部储层压实作用和胶结作用强烈，物性差，东部储层压实作用和胶结作用相对较弱，物性好。

(3)研究区沙一+二段储层的成岩阶段既具有差异性又具有相似性，相似性为：西部现今处于中成岩B期，东部刚进入中成岩A2期，不同位置储层的成岩环境均经历了碱性→酸性→碱性，成岩演化均经历了“长期缓慢埋藏、较强压实、弱胶结、快速减孔→短期快速埋藏、强压实、强胶结、快速减孔→长期缓慢埋藏、较弱压实、较强胶结、快速减孔→长期快速埋藏、快速溶解增孔→短期快速埋藏、弱压实、弱胶结、缓慢减孔”的演化过程。差异性表现为：储层经历的成岩演化阶段不同，西部储层早期经历了短期快速埋藏，现今处于中成岩B期，导致压实作用和胶结作用要比东部更加强烈，孔隙损失更多；东部早期经历了长期浅埋藏，压实和胶结程度弱，现今刚进入中成岩A2期，压实作用和胶结作用偏弱，孔隙损失少；储层经历的成岩作用程度不同，每一个成岩阶段，西部压实作用和胶结作用程度更高，孔隙度损失程度更高。构造活动造成的差异压实作用和胶结作用是储层物性不同的成岩控制因素，西部强压实和强胶结是储层致密化的根本原因，且西部储层具有“先致密减孔—再溶蚀增孔、油气充注—后致密减孔、油气持续充注”的特点。