砂岩储层致密化与油气充注耦合关系——以渤海湾盆地霸县凹陷沙三—沙四段为例

胡洪瑾， 蒋有录， 姜文利， 赵 凯

( 1. 自然资源部 油气资源战略研究中心，北京 100860； 2. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 3. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028 )

0 引言

随着常规储层油气勘探难度不断加大，油气勘探逐步转向非常规资源领域。致密砂岩油气藏的勘探开发成本和技术要求相对较低，资源潜力大，是非常规油气地质研究的热点领域[1-2]。致密砂岩储层是指孔隙度<10%、覆压基质渗透率≤0.1×10-3μm2(空气渗透率<1.0×10-3μm2)的砂岩储层[3-4]，其勘探和开发与储层物性特征紧密相关，而储层物性大多与成岩作用有关。砂岩储层致密化与油气成藏的关系密切，目前，关于致密砂岩油气在孔隙特征、成岩作用、裂缝特征及成藏机制等方面的研究取得较多成果[5-10]，而在储层致密化过程与油气充注关系方面的研究相对较少。

渤海湾盆地霸县凹陷古近系沙三—沙四段发育半深湖—深湖相碎屑岩沉积，其中泥岩为成熟—高成熟烃源岩，具有优质的生烃性能[11-12]。层系内半深湖—深湖相细粒砂体与泥岩层呈稳定互层状展布，构成大范围分布的储层与烃源岩共生层系，易自生自储、近源聚集，具备形成致密砂岩油气藏的生储盖组合条件[11]。文安1、文安10、新家4、兴隆1、牛东1、牛东2等井在沙三—沙四段致密砂岩中见到良好油气显示，展现较好的资源潜力，可作为后续增储上产的勘探区域[13]。目前对研究区储层致密化过程及其与油气成藏的时序关系，以及致密油气成藏机理和富集分布规律的认识不明确，制约致密油气藏的勘探开发进程。

以渤海湾盆地霸县凹陷沙三—沙四段砂岩储层为例，以成岩作用特征分析为基础，结合相对时间序列(成岩演化)和绝对时间序列(埋藏史、油气充注史)标定，从储层孔隙演化角度探讨成岩作用控制下的储层致密化过程，厘定储层致密化与油气充注—成藏的时序耦合关系，为研究区致密油气成藏机理及富集分布规律研究提供依据。

1 区域地质概况

霸县凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷中北部，是坳陷内的主要富油凹陷之一，西邻牛驼镇凸起，东接大城凸起，北靠廊固、武清凹陷，南接饶阳凹陷，勘探总面积达2.4×103km2[14-15](见图1)。霸县凹陷呈北东走向，为西断东超的箕状断陷，以牛东边界大断层为界，自西向东依次划分为陡坡带、洼槽区、斜坡带等；将凹陷陡坡带一侧岔河集—高家堡、二台阶、淀北、鄚州等构造带合称为岔—高—鄚构造带，将缓坡带一侧苏桥、文安等构造带合称为苏桥—文安斜坡带[14](见图1(a))。

图1 霸县凹陷构造位置及发育特征(据文献[14]修改)Fig.1 The tectonic location and development characteristics in Baxian Depression(modified by reference [14])

研究区以中元古界雾迷山组为基底，盆内主要沉积古近系，仅在东部苏桥—文安斜坡带发育古生界和中生界(见图1(b))。沙四段—孔店组沉积时期，主要以多个分割的小型沉降中心为特征，陆源物质供应充足，斜坡带以发育扇三角洲、河流—冲积平原为主，洼槽带发育半深湖和湖底扇沉积；沙三段沉积时期，裂谷活动进一步增强，湖水深度增加，湖盆面积进一步扩大，以半深湖—深湖细粒沉积为主，并形成巨厚的暗色泥岩和油页岩。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

根据岩心观察和薄片鉴定结果，研究区沙三—沙四段储层在岩石组分上具有相似性，成分成熟度较低，以岩屑质长石砂岩为主，其次为长石砂岩和长石质岩屑砂岩。不同构造带的储层岩石学特征具有一定的差异性，岔—高—鄚构造带以岩屑质长石砂岩为主，长石质岩屑砂岩体积分数较低，石英、长石、岩屑的体积分数分别为1.50%～94.00%、1.00%～68.00%、0～59.00%，平均占比分别为42.97%、39.03%、18.00%(见图2(a))；苏桥—文安斜坡带以岩屑质长石砂岩为主，与岔—高—鄚构造带相比较，长石质岩屑砂岩体积分数较高，石英、长石、岩屑的体积分数分别为6.00%～83.00%、3.50%～63.00%、0～95.00%，平均占比分别为40.51%、39.62%、19.87%(见图2(b))。岩性以粉砂—细中砂为主，分选中等—好，磨圆以次棱角—次圆状为主，结构成熟度中等。

图2 霸县凹陷古近系沙三—沙四段储层岩石组分三角图(据文献[16]修改)Fig.2 Triangular chart for rock composition of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression(modified by reference [16])

2.2 物性特征

霸县凹陷沙三—沙四段储层孔隙度为0.9%～30.0%，渗透率为(0.09～2 000.00)×10-3μm2，孔隙度、渗透率随深度增加呈减小的趋势，存在明显的分带现象，出现多个异常高孔渗带“鼓包”，对应深度范围分别为<2.25、2.25～2.70、2.70～3.50、3.50～4.00、>4.00 km等，各深度带峰值随深度增加呈减小的趋势(见图3(a-b))。这一分带现象主要受沉积微相、分选因数、胶结物含量等因素控制，受岩性、地层压力因素影响较小[14-17]。

沙三段与沙四段储层物性特征大致相似，孔隙度主要分布在5.0%～20.0%之间，渗透率主要分布在(0.01～10.00)×10-3μm2之间(见图3(c-d))。不同构造带储层物性存在一定的差异，岔—高—鄚构造带孔隙度主要分布在5.0%～20.0%之间，大部分属于低孔、特低孔储层，少量为中孔储层；渗透率主要分布在(0.01～10.00)×10-3μm2之间，属于特低渗、超低渗储层(见图3(e-f))。苏桥—文安斜坡带孔隙度分布范围较大，为0～35.0%，主要分布在5.0%～25.0%之间，属于中孔、低孔、特低孔范畴，中孔储层占比较岔—高—鄚构造带的高；渗透率主要分布在(0.01～1.00)×10-3μm2之间，大部分属于超低渗储层，少量为特低渗储层(见图3(e-f))。

图3 霸县凹陷沙三—沙四段储层物性特征Fig.3 Physical characteristics of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

2.3 储集空间特征

研究区35张岩石铸体薄片观察结果表明，沙三—沙四段储层的储集空间类型大致相似，主要为原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量微裂缝。其中，原生孔隙通常具有形状规则、边缘平直的特征，无明显的溶蚀痕迹；次生孔隙主要为长石与岩屑的粒内溶孔、粒间溶扩孔、铸模孔等，还可见少量的填隙物溶蚀孔隙，孔隙形状不规则，常呈锯齿状或港湾状溶蚀边缘；裂缝主要为长石与石英的压实碎裂缝、超压裂缝、成岩收缩缝及构造裂缝等(见图4)(1)操应长，张世奇，周磊，等．冀中富油凹陷中深层沉积储层特征研究[R].青岛:中国石油大学(华东)，2012：56-73．。

图4 霸县凹陷沙三—沙四段储层储集空间特征Fig.4 Reservoir pore type characteristics of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

沙三段和沙四段储层在岩石学特征、储集物性特征和储集空间类型方面具有相似性，因此，将沙三段和沙四段看作统一整体进行分析。

3 储层成岩及物性演化特征

3.1 成岩作用

研究区沙三—沙四段储层经历复杂的成岩作用改造，主要成岩作用有压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用等(见图5)①。压实作用主要表现为颗粒之间以线—凹凸接触为主(见图5(a))，云母等塑性颗粒发生挠曲变形(见图5(b))。胶结作用较普遍，胶结物类型多样，以碳酸盐胶结为主，包括方解石、白云石、铁方解石和铁白云石等钙质胶结物(见图5(c-f))，局部发育较强的硬石膏胶结(见图5(g))，并可见两期石英次生加大边(见图5(h))，还可见少量黄铁矿(见图5(i))及高岭石(见图5(j))等胶结物。交代作用主要为碳酸盐矿物对长石颗粒(见图5(k))、石英颗粒及次生加大边(见图5(l))、早期碳酸盐胶结物(见图5(e))等的交代。溶蚀作用以长石(见图5(j))、岩屑(见图5(m))溶蚀最为常见，形成大量的粒内溶孔及粒间溶扩孔，石英(见图5(n))及碳酸盐胶结物(见图5(o))溶蚀作用相对较弱，石英溶蚀主要发生于颗粒边缘。霸县凹陷岔—高—鄚构造带与苏桥—文安斜坡带成岩作用类型及相对时序关系相似，未发现明显差异，将两个构造带的成岩演化序列特征进行统一论述。

图5 霸县凹陷沙三—沙四段致密砂岩储层成岩作用照片Fig.5 Photographs showing the diagenesis of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

3.2 成岩演化序列

利用铸体薄片及扫描电镜观察，分析自生矿物之间的发育状态、交切关系、共生组合特征；根据《碎屑岩成岩阶段划分规范》[18]，结合储层埋藏演化史、烃源岩热演化史、流体包裹体显微测温技术等，分析成岩作用发生顺序，划分目的层成岩作用阶段并确定成岩流体演化序列。霸县凹陷沙三—沙四段储层为早成岩B期至中成岩B期，以中成岩期为主，根据镜质体反射率(Ro)将中成岩A期划分为A1与A2两个亚期。早成岩B期，主要为压实作用及少量早期黄铁矿胶结；中成岩A1亚期主要为压实作用、长石及岩屑等颗粒的溶蚀、石英次生加大，中成岩A2亚期主要为方解石、白云石、铁方解石及硬石膏等的胶结作用；中成岩期B期，发生部分先前胶结物的溶蚀，并出现后期黄铁矿胶结。

方解石(见图5(c))及少量白云石(见图5(d))主要充填于矿物颗粒边缘孔隙，形状规则，部分呈基底式胶结，推断属于成岩早期产物；铁白云石、铁方解石多共生于部分粒间孔及粒内溶孔(见图5(e-f))，部分铁白云石交代早期方解石(见图5(e))，表明存在两期碳酸盐胶结，含铁碳酸盐胶结物产生于方解石胶结之后，且形成时间晚于长石溶蚀。硅质胶结物以石英次生加大边及溶蚀孔隙中的自生石英为主，其中部分石英次生加大边存在于颗粒间接触处，并与邻近颗粒呈线—凹凸接触(见图5(h))，表明形成于压实作用较弱的成岩早期；部分石英次生加大边向溶蚀孔隙方向生长，或见自生石英颗粒存在于溶蚀孔隙(见图5(j))，显示形成于溶蚀作用过程中或之后。可见由长石、岩屑溶蚀形成自生高岭石、自生石英沉淀的反应[19-22]，推断长石溶蚀与自生高岭石同期形成。含铁碳酸盐胶结物(见图5(l))及硬石膏(见图5(g))交代石英次生加大边，晚期碳酸盐胶结物及硬石膏的形成晚于石英次生加大边。碳酸盐胶结物、硬石膏形成及石英溶蚀需要碱性环境[23-25]，推断三者为同期形成。部分呈团块状及立方体形状存在的黄铁矿对含铁碳酸盐胶结物形成交代现象(见图5(i))，推断部分黄铁矿胶结物形成较晚。原油充填部分岩屑等颗粒溶蚀孔隙，推断油气充注同时或晚于岩屑等矿物颗粒溶蚀作用(见图5(p))。

兴隆1井沙四段样品的均一温度测试数据显示，碳酸盐胶结物和石英胶结物盐水包裹体均一温度呈双峰分布特征，表明存在两期碳酸盐胶结和两期石英胶结。其中，碳酸盐胶结物流体包裹体均一温度峰值范围分别为30～40、120～130 ℃，结合埋藏史确定其形成时间分别为38.5～37.5、18.0～6.5 Ma；石英胶结物流体包裹体均一温度峰值范围分别为80～110、130～140 ℃，对应形成时间分别为35.0～27.0、6.5～2.0 Ma(见图6)。根据形成时间，推断成岩产物形成序列为早期碳酸盐胶结→石英胶结→晚期碳酸盐胶结→石英胶结。

图6 霸县凹陷沙三—沙四段流体包裹体均一温度及成岩产物形成时间Fig.6 Homogenization temperature of fluid inclusions and formation time of different diagenetic products in the 3rd to 4th member of Shahejie Formation of Baxian Depression

霸县凹陷沙三—沙四段储层主要成岩作用序列为：压实作用/早期方解石胶结(50.4～37.0 Ma)→长石及岩屑溶蚀/石英次生加大/自生高岭石(37.0～22.0 Ma)→碳酸盐胶结/硬石膏胶结/石英溶蚀(22.0～6.5 Ma)→黄铁矿胶结/长石及岩屑溶蚀/少量碳酸盐胶结物溶蚀(6.5 Ma至今)，压实作用贯穿于成岩作用过程的始终(见图7)。

图7 霸县凹陷沙三—沙四段致密砂岩储层埋藏史及成岩作用演化Fig.7 Diagram showing the burial and diagenetic history of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

3.3 物性演化特征

以铸体薄片为基础，利用Axio Vision Software Rel图像分析软件，采取人工圈绘与计算机图像分析相结合的方法，统计各期胶结物及溶蚀孔隙的面孔率。在成岩作用及其演化特征分析的基础上，基于“反演回剥”原理，对不同构造带沙三—沙四段储层进行成岩序列约束下的孔隙度演化过程分析[26]。同一构造带不同位置储层物性及其演化特征不同，随与洼陷带的距离减小，储层埋深增加，物性变差，靠近洼陷带位置储层的物性演化特征是影响油气充注的关键。因此，选取邻近洼陷带位置的井，表征对应构造带储层孔隙度最低值，进行物性演化史恢复研究。

研究区岔—高—鄚构造带与苏桥—文安斜坡带沙三—沙四段储层孔隙度演化过程相似，整体呈原生孔隙减少→次生孔隙增加→次生孔隙减少→次生孔隙弱增加的趋势，苏桥—文安斜坡带孔隙度整体略小于岔—高—鄚构造带的。50.4～38.1 Ma，受压实作用和早期方解石胶结作用影响，原生孔隙大量减少，岔—高—鄚构造带和苏桥—文安斜坡带面孔率分别减少20.41%和19.77%，孔隙度降低至15.0%左右；38.1～22.3Ma，发生石英次生加大和大量长石、岩屑溶蚀，次生孔隙大量增加，岔—高—鄚构造带和苏桥—文安斜坡带面孔率分别增加6.15%和3.86%，孔隙度增加至20.0%左右；22.3～6.5 Ma，发生石英溶蚀和第二期碳酸盐胶结，钙质胶结物沉淀，孔隙度明显降低，两个构造带面孔率分别减少16.48%和16.65%，减少至10.00%以下，岔—高—鄚构造带和苏桥—文安斜坡带储层于馆陶组沉积后期(10.7和12.2 Ma)达到致密化[26]；6.5 Ma至今，黄铁矿胶结和少量碳酸盐溶蚀作用使岔—高—鄚构造带和苏桥—文安斜坡带储层面孔率分别增加4.05%和1.63%(见图8)。研究区沙三—沙四段储层致密化是由压实和胶结作用共同形成的，晚期碳酸盐胶结作用是储层致密化的最直接因素。

图8 霸县凹陷沙三—沙四段储层孔隙度演化史Fig.8 The porosity evolution history of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

4 储层成岩与成藏耦合关系

4.1 油气充注时间与期次

对霸县凹陷沙三—沙四段4口单井7块砂岩样品进行流体包裹体分析，确定油气充注史。根据流体包裹体岩相学特征，沙三—沙四段储层发育大量盐水包裹体和烃类包裹体。室温下，烃类包裹体主要为单一液相的油包裹体及油气混相气液包裹体，单一气相包裹体发育较少；烃类包裹体直径介于5～10 μm，主要发育于石英颗粒裂纹，碳酸盐岩胶结物和石英次生加大边中未观测到烃类包裹体(见图9)。在紫外光照射下，油包裹体表现出的荧光颜色是反映烃类组分及热演化程度特征的重要依据[27]。研究区沙三—沙四段储层烃类包裹体荧光颜色主要分为黄绿色和蓝绿色，其中蓝绿色荧光包裹体占多数，反映储层存在两期烃类充注过程、以晚期高成熟油气充注为主的特征。

对BS3和WA1井流体包裹体样品的烃类包裹体及其伴生的盐水包裹体进行显微测温分析，根据包裹体均一温度，结合埋藏史，确定油气成藏时间。WA1井沙四段(4 150.92 m)储层样品早期黄绿色荧光包裹体的伴生盐水包裹体均一温度分布范围为115～125 ℃，晚期蓝绿色荧光包裹体的伴生盐水包裹体均一温度分布范围为130～150 ℃，确定两期成藏时间分别为东营组沉积末期(26.8～25.2 Ma)、馆陶组沉积末期至明化镇组沉积期(10.5～6.5 Ma)(见图9(a))。BS3井沙四段(3 478.01 m)储层样品油气包裹体的两期伴生盐水包裹体均一温度分布范围分别为90～95 ℃和105～125 ℃，确定两期成藏时间分别为东营组沉积末期(27.8～25.5 Ma)、馆陶组沉积末期至明化镇组沉积期(10.6～6.2 Ma)(见图9(b))。

图9 霸县凹陷沙三—沙四段储层油气充注史Fig.9 Hydrocarbon filling history of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

4.2 油气成藏物性下限

油气成藏时，在特定地质条件下，为克服运移阻力而充注储层的最小物性界线为成藏物性下限。采用分布函数曲线法[28]，分别拟合研究区岔—高—鄚构造带和苏桥—文安斜坡带沙三—沙四段储层的孔隙度和渗透率下限与深度的关系公式(见图10)。

根据研究区油气充注史分析结果，结合单井埋藏史，确定样品成藏时期埋深；将古埋深代入物性下限与深度拟合公式，可获得成藏时期储层物性下限值。岔—高—鄚构造带两期成藏时的孔隙度下限分别为14.91%(早期)和6.23%(晚期)，渗透率下限分别为4.35×10-3μm2(早期)和0.22×10-3μm2(晚期)(见图10(a))；苏桥—文安斜坡带两期成藏时的孔隙度下限分别为15.35%(早期)和11.75%(晚期)，渗透率下限分别为2.50×10-3μm2(早期)和1.62×10-3μm2(晚期)(见图10(b))。研究区有效储层孔隙度和渗透率下限随深度增大而逐渐降低。

图10 霸县凹陷沙三—沙四段致密砂岩储层成藏物性下限分析Fig.10 The lower limit analysis of physical properties of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

4.3 储层致密化与油气成藏耦合配置关系

油气成藏时，储层物性特征与有效储层物性下限关系决定油气充注特征。储层物性演化史与油气充注史分析表明，第一期油气大规模充注发生于东营组沉积末期，研究区沙三—沙四段储层尚未致密化，属于“先成藏后致密型”成藏模式，砂体物性较好，岔—高—鄚构造带和苏桥—文安斜坡带临近洼陷带处储层孔隙度(分别为22.10%和20.20%)远大于成藏孔隙度下限值(分别为14.91%和15.35%)(见图11)，油气充注阻力较小。烃源岩处于低熟—弱成熟阶段，生烃强度较弱，生烃转化率较低(约为33%)；同时储层内烃类包裹体丰度较低，说明成藏规模较小。受地层埋深速率及生烃强度的影响，该时期发育一定程度的地层超压，但超压幅度较小(低于5 MPa)，油气充注动力较弱，推测在浮力和弱超压共同作用、以浮力为主的驱动力作用下，油气克服储层排驱压力等运移阻力，主要在邻近源岩层的砂体中发生近距离充注。第二期油气充注发生于馆陶组沉积末期至明化镇组沉积中后期，研究区烃源岩处于成熟—高成熟阶段，生烃强度大，充注动力较强。沙三—沙四段储层达到致密化(见图11)，属于“先致密后成藏型”成藏模式，岔—高—鄚构造带邻近洼陷带处储层孔隙度(7.10%)略高于成藏孔隙度下限值(6.23%)，在强充注动力的驱动下油气发生充注，但苏桥—文安斜坡带邻近洼陷带处储层孔隙度(5.00%)小于成藏孔隙度下限值(11.75%)，油气充注较难。

图11 霸县凹陷沙三—沙四段储层致密化与油气充注关系Fig.11 Coupling relationship between reservoir tightness and hydrocarbon accumulation of the 3rd to 4th member of Shahejie Formation in Baxian Depression

霸县凹陷不同构造带原油探明储量统计结果显示，岔—高—鄚构造带沙三—沙四段储量约为1.5×107t，苏桥—文安斜坡带沙三—沙四段仅有少量储量(见图12)，表明苏桥—文安斜坡带沙三—沙四段受储层致密化影响较大，不利于油气充注。

图12 霸县凹陷不同构造带各层系原油探明储量Fig.12 Proven reserves of crude oil in different structural zones of Baxian Depression

5 结论

(1)渤海湾盆地霸县凹陷沙三—沙四段储层在岩石学和孔渗特征上具有相似性，以岩屑质长石砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度低，储集空间类型以残余原生孔和次生溶蚀孔为主，属于中、低孔—低、特低、超低渗储层。

(2)研究区储层经历压实、胶结、溶蚀、交代等成岩作用，呈现多期溶蚀、多期胶结的特征，目前处于早成岩B期至中成岩B期，以中成岩期为主。储层孔隙度演化整体呈原生孔隙减少→次生孔隙增加→次生孔隙减少→次生孔隙弱增加的趋势。岔—高—鄚构造带的孔隙度整体大于苏桥—文安斜坡带的，两个构造带的储层分别于约10.7和12.2 Ma达到致密化。储层致密化受压实作用和胶结作用的共同影响，晚期碳酸盐胶结是导致储层致密化的最直接因素。

(3)研究区致密砂岩储层经历两期油气充注，第一期发生于东营组沉积末期(27.8～25.2 Ma)，储层成岩史与成藏史耦合关系表现为“先成藏后致密型”特征，各构造带储层孔隙度高于成藏孔隙度下限；第二期发生于馆陶组沉积末期至明化镇组沉积期(10.6～6.2 Ma)，储层成岩史与成藏史耦合关系表现为“先致密后成藏型”特征，其中岔—高—鄚构造带储层孔隙度略高于成藏孔隙度下限，满足油气充注条件，苏桥—文安斜坡带储层孔隙度低于成藏孔隙度下限，不利于油气充注。