东营凹陷盐家地区深层砂砾岩储层物性及控制因素分析

茆书巍

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015)

伴随地质认识的深化与勘探技术的不断进步，中国含油气盆地勘探逐渐走向深层，目前已成为中国现阶段重要的勘探领域之一[1-3]。渤海湾盆地是中国东部重要的断陷盆地之一，蕴含着丰富的油气资源，其中东营凹陷是其重要的二级构造单元，油气潜力巨大。经过多年的勘探开发，东营凹陷中浅层(埋深小于等于3 500 m)油气勘探已取得一定的成果认识[4-6]，极大地推动了区域油气的高效勘探。但对于深层油气(埋深大于3 500 m)[7]，目前勘探程度相对较低，认识相对薄弱。近年来，随着东营凹陷深层油气勘探不断深入，深部砂砾岩储层油气显示明显，如盐家地区FSX101井和FSX11井等均发现高产油气流，其中FSX11井在沙河街组四段下部(以下简称沙四下亚段)4 309.5～4 467 m，获日产油101.17 m3，日产气42 854 m3，进一步显示了区域深层油气具有可观的勘探潜力。然而在随后的勘探部署中失利井数明显增多，表明深部储层及油气分布非均质性强、区域差异大，成储、成藏条件较为复杂。特别是对深层源岩、储层及油气成藏模式等认识不清，严重制约深层油气的高效勘探，亟需要对深部储层开展相应研究。目前多数学者认为，深部储层有效性是油气成藏的关键[8-9]，并认为深部储层储集空间主要为成岩过程中形成的次生孔隙，这些次生孔隙是油气重要的富集场所[10-11]，是优质“甜点”勘探目标。针对这种次生孔隙的表征及成因，多数学者也作了一定研究，较为普遍的认识是成岩过程中形成酸性流体对可溶性矿物进行溶蚀，形成溶蚀次生孔隙,进而形成优质储层发育带[12-13]。但针对这种溶蚀差异作用机制及影响因素分析缺乏较为系统、深入的研究。笔者从区域储层物性空间差异表征入手，基于“源-汇”理论，开展区域古地貌特征、沉积组分、早期生烃及成岩流体演化规律等方面研究，来综合分析储层物性差异及分布特征，进一步揭示储层发育主控因素。

1 区域地质概况

东营凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷的次级构造单元，南北宽约为65 km，东西长约为90 km，总面积约为5 800 km2，具有北断南超、北陡南缓的典型箕状断陷特征[14-16]，是油气重要的富集区域之一。其内部可以进一步划分为北部陡坡带、中央隆起带、南部缓坡带及4个洼陷带(利津、民丰、博兴及牛庄洼陷)等二级构造单元[14，17-18]。

盐家地区构造上位于东营凹陷北部陡坡带东部，勘探面积约为300 km2，紧邻民丰洼陷。受边界断层控制，区域内发育古近系孔店组、沙河街组、东营组、新近系、第四系平原组等地层，南北向上整体呈“楔形”发育[19-20]。区域内发育盐16古冲沟和盐18古冲沟两大古冲沟，冲沟内沉积地层厚度大、分布广是重点勘探区域(图1)。前人研究表明，沙四沉积期区域总体处于干旱强蒸发气候环境，区域沉积水体主要为深湖—半深湖沉积环境，期间烃源岩较为发育，岩性主要以泥页岩、油页岩和灰质泥岩为主，有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型及部分Ⅲ型为主，生烃潜力较大。沙四下沉积期总体为盆小水浅的沉积环境，且经历了多次湖侵—湖退—湖侵的演变过程，扇体纵向叠置、横向连片分布[11,21]，岩性主要以砾岩、含砾中—粗砂岩、砾状砂岩及含砾细砂岩等为主。同时紧邻发育的烃源岩，具有较好的源储对接关系，油气成藏条件优越，勘探潜力较大。

图1 东营凹陷局部构造单元划分

2 储集特征及成岩作用类型

2.1 岩石学特征

基于岩心观察、镜下薄片及X-衍射分析等表明，盐家地区沙四下亚段深层砂砾岩储层岩相类型主要有砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相、细—粉砂岩相及泥质砂岩相等。沙四下亚段石英质量分数为28.0%～50.5%，平均为35.10%；长石质量分数为30%～48.2%，平均为32.0%；岩屑质量分数为20.5%～38.4%，平均为23.50%。总体上研究区碎屑颗粒分选系数主要在1.4～2.8，分选中等—差；磨圆以次棱角状—次圆状为主。储层类型主要为含砾岩屑质长石砂岩和含砾长石质岩屑砂岩为主(图2(a))。

进一步分析表明，研究区沙四下亚段储层岩屑类型主要以变质岩岩屑为主，部分发育沉积岩岩屑和火山岩岩屑。从岩屑三角图中可以看出相较于盐16古冲沟盐18古冲沟沉积区沙四下储层具有更高的沉积岩岩屑(图2(b))。

图2 盐家地区沙四下亚段砂砾岩岩性三角图

2.2 储层物性及储集空间类型特征

储层物性分析表明，盐家地区沙四段储层物性差异较大，并随埋深总体变差。相较于沙四上亚段，沙四下亚段储层物性明显减小。近岸水下扇扇中亚相是优质储层发育区，统计发现，研究区沙四下亚段砂砾岩扇中储集物性为4.5%～12.5%，平均为6.8%，空气渗透率为(0.1～2.6)×10-3μm2，平均值为0.72×10-3μm2(图3)。按照国家标准《致密油地质评价方法》[22]，研究区沙四下亚段砂砾岩储层局部已达到致密储层标准。相较于沙四上亚段储层物性，沙四下亚段储层物性明显变差，从垂向物性演化图中可以看出，区域储层物性在沙四下亚段总体变小，但仍存在部分次生优质孔隙发育带(图4)，是油气重要的富集层段。

图3 盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层物性统计

图4 盐家地区沙四段砂砾岩储层物性垂向变化特征

在储层孔隙类型方面，基于镜下大量观察发现，盐家沙四下亚段砂砾岩储层储集空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、基质溶孔及微裂缝等(图5)。统计发现，粒间溶孔是研究区最主要的孔隙类型，表明储层在成岩过程中受到强烈的溶蚀作用，是次生优质孔隙形成的直接原因。此外，统计发现相较于盐18古冲沟区域，盐16古冲沟区域残余粒间孔更加发育，表明在深层成岩过程中依然存在着欠压实、弱胶结的成岩环境。微裂缝发育可有效沟通致密储层，提高深部储层的储集性能。

图5 盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层孔隙类型

2.3 主要成岩作用类型

成岩作用是沉积物沉积之后储层物性演化的关键因素。在成岩作用过程中，当原始矿物受到不同成岩流体组分和温压条件等的影响，会发生一系列的物理、化学反应，形成不同种类的自生矿物和次生孔隙，进而对储层物性及油气运聚产生重要影响[23]。通过镜下薄片及扫描电镜观察分析，表明盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层经历了较强的压实-压溶作用、溶蚀作用及胶结作用等，从而使区域储层物性具有明显的差异性。

2.3.1 压实—压溶作用

在成岩阶段早期，压实作用使疏松的原始碎屑矿物得以紧密接触，从而丧失大量的原始孔隙，是储层减孔的直接原因。镜下观察发现，研究区沙四下砂砾岩储层中存在明显的压实—压溶现象。塑性云母和刚性石英颗粒会发生一定程度的变形和破裂(图6(a)、(b))，部分碎屑多以假杂基的形式充填剩余的粒间孔隙。同时，可见碎屑颗粒呈定向排列，主要呈现出线-凹凸接触关系，部分出现明显的压溶现象(图6(c))，大大减小了储层的原始孔隙。

图6 盐家地区沙四下亚段砂砾岩典型成岩作用特征

2.3.2 胶结、交代作用

胶结作用是储层物性进一步降低的重要破坏性成岩作用之一，而交代作用实质是成岩矿物之间的物质转换过程，对储层整体孔隙影响较小，往往是胶结作用必要的物质供应环节。研究区沙四下亚段砂砾岩储层可见明显的碳酸盐岩胶结、交代作用，在粒间孔隙中可见泥粉晶方解石、连晶方解石、铁方解石及自形晶白云石胶结物等(图6(d)～(g))。同时，研究发现砂砾岩储层中粘土质胶结和硅质胶结亦较为发育，在粒间溶蚀孔隙中往往发育自形石英及绿泥石、伊利石等胶结矿物(图6(h)～(i))。在这些胶结物共同作用下，使区域储层物性进一步减小。

2.3.3 溶蚀作用

镜下观察表明，研究区沙四下亚段砂砾岩储层溶蚀现象明显。镜下观察发现长石颗粒的溶蚀作用首先应沿着长石颗粒的边缘和解理面进行长石颗粒的溶蚀，从而导致长石颗粒边缘出现明显的毛刺溶蚀现象，溶蚀程度较高的长石颗粒内部可形成蜂窝状的溶蚀孔隙(图6(j)～(k))，部分钙质胶结物及填隙物溶蚀现象明显(图6(k))。除此之外，镜下可观察到部分石英边缘及内部发生溶蚀，表明成岩过程中存在着酸碱流体对成岩矿物共同作用的结果(图7(i))。溶蚀作用是储层次生孔隙产生的直接原因，对储层孔隙的改造具有积极的贡献。

3 储层物性差异主控因素分析

3.1 区域古地貌及地层古坡度差异

前人研究表明古地貌特征对扇体的空间分布具有重要的控制作用[24-25]。通过对盐家地区基底古地貌恢复及古冲沟精细刻画，表明在远离物源区东西向地震剖面上显示盐16古冲沟区域呈“W”型，盐18古冲沟主要呈“U”型，并且研究区可进一步识别出8条次级古冲沟(V1～V8)(图7)。

图7 东营凹陷盐家地区古冲沟分布形态特征

盐16古冲沟(“W”型)区域扇体横向展布较大，岩性多以含砾细砂岩、砾状砂岩为主。同时，基于区域不同次级古冲沟扇体形态参数统计发现，盐16古冲沟沉积区(V1～V4)普遍具有高宽深比值主为4.2～6.2，发育的砂砾岩扇体规模普遍较大(图7)，扇体长/短轴之比相对较小(图8)，多呈朵状分布，碎屑颗粒的进一步分选，有利于优质储层的发育。盐18古冲沟(“U”型)区域次级古冲沟(V5～V8)宽深比相对较低，主要介于2.4～4.5，扇体规模相对较小(图7)，扇体长/短轴之比相对较大(图8)，多以长舌状为主，具有快速堆积的特征，在区域分布上较为孤立且分选较差，在一定程度上影响优质储层的发育。

图8 东营凹陷盐家地区沙四下亚段扇体展布与古冲沟参数关系特征

进一步分析表明，区域储层物性与地层古坡度呈明显的负相关性。盐16古冲沟区域地层古坡度相对较缓，主要介于22°～30°，碎屑物质搬运距离相对较远，磨圆、分选相对较好，泥质含量较低，有利于储层原始孔隙的保留及优质储层发育；盐18古冲沟地层古坡度相对较大主体在28°～42°(图7)，碎屑物质更易受重力流作用影响发生快速堆积，分选磨圆以差—中等为主，泥质含量较高，易导致储层减孔作用发生，储层物性相对较差。

3.2 沉积组分差异

沉积组分是储层成岩作用及物性演化的物质基础，其中岩屑类型及含量是储层成岩作用差异的关键。通过对盐家地区沙四下亚段岩屑组分类型及含量进行分析，表明研究区岩屑以变质岩岩屑为主，其相对含量为60.6%～81.2%，均值为75.25%；岩浆岩岩屑相对含量为5.1%～26.2%，均值为18.02%；沉积岩岩屑相对含量为2.5%～35.5%，均值为12.63%(表1)。在平面上不同岩屑差异分布并呈现出一定的分区性，在局部区域表现出一定的混源特征(图8)。

表1 东营凹陷盐家地区沙四下亚段部分井砂砾岩碎屑组分及含量统计

统计发现，区域储层物性与研究区变质岩、岩浆岩岩屑含量呈正比，与沉积岩岩屑含量呈反比(表1)。盐16古冲沟区域呈现出高变质岩、高岩浆岩和低沉积岩岩屑的分布特征，而盐18古冲沟区域沉积岩岩屑(碳酸盐岩屑)含量明显偏高，这就为后期钙质胶结作用提供了较为充足的物质基础，从而使区域储层物性降低。从而进一步解释了区域内盐16古冲沟沉积区具有更好的储层物性的原因。

图9 盐家地区沙四下亚段岩屑分布特征

3.3 油气早期充注

基于研究区沙四下砂砾岩储集层包裹体及镜下观察分析表明，部分油包裹体均一温度为85～105 ℃，表明研究区沙四下亚段存在早期生烃现象(图10(a)、(b))。在热演化中形成的有机酸是成岩环境中酸性流体的主要来源。油气初次充注后，储层原始孔隙受油气侵位影响，所带来的有机酸与碎屑颗粒发生溶蚀作用，易形成粒间溶蚀孔隙，同时烃类物质侵占原始孔隙，在一定程度上阻碍后期钙质胶结作用的进行，保留了部分原始孔隙(图10(c)、(d))。总体上，早期生烃产生的有机酸及烃类不仅可以很好地溶蚀和保存孔隙，其溶蚀增孔效应要显著高于压实、胶结作用所导致的减孔效应，使储集物性得到改善。

图10 东营凹陷盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层油气早期充注

4 成岩及孔隙演化

上述分析表明东营凹陷盐家地区沙四下深层砂砾岩储集体经历了较为复杂的成岩作用过程。压实作用是储层减孔的最直接原因，同时早期碱性湖水可提供最初的碱性流体，使碎屑颗粒间发育泥粉晶方解石胶结，从而使储层减孔明显。当埋深进入2 000 m左右，烃源岩开始生烃排酸，造成部分方解石、长石及部分胶结物发生溶蚀，形成次生孔隙发育带(图11)。同时，在酸性成岩环境下石英发生加大沉淀，形成第一期石英次生加大，在一定程度上减缓了溶蚀增孔效应。随着埋深进行，部分黏土矿物向伊利石转化，同时沙四下层段发育的膏盐岩层开始脱水，从而提供较为充足的碱性流体，为连晶方解石及铁方解石胶结物发育提供物质基础，使孔隙进一步减小，此时主要的储集空间为原生孔和次生溶蚀孔(图11)。伴随着埋深的进一步增大，烃源开始大量排烃，酸性流体增强，次生孔隙开始大量发育，在此阶段硅质进一步沉淀形成第二期石英次生加大；同时黏土矿物伊利石化及盐膏类等脱水作用进一步增强，碳酸盐胶结作用随之增强，进一步降低储层孔隙，此时储集空间主要以次生溶孔、晶间孔及部分微裂缝为主。

图11 东营凹陷盐家地区沙四下亚段储层成岩演化序列及孔隙演化特征

随成岩作用的进行，源岩生烃能力减弱，碱性流体增强，铁方解石、白云石、铁白云石等大量发育，进一步降低储层孔隙，此阶段主要以微裂缝为主要的储集空间。总体上，成岩演化过程中不同沉积组分区域内，不同性质成岩流体的强弱交替作用，从而形成了盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层质量差异明显的分布特征。

5 结 论

(1)盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层非均质性强，物性差异分布明显。垂向上发育多个次级孔隙发育带，表明在深层成岩过程中局部依然存在着欠压实、弱胶结的成岩环境。微裂缝发育可有效沟通致密储层，提高深部储层的储集性能。

(2)盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层受控于古地貌特征、沉积组分及早期烃类充注。在高宽深比值且地层古坡度较缓沉积区域，砂砾岩扇体规模普遍较大，多期扇体容易发生侧向叠置、迁移，分选较好，有利于优质储层发育。研究区物源分布具有一定的分区性，深层储层物性与变质岩、岩浆岩岩屑含量呈正比，与沉积岩岩屑含量呈反比，在高沉积岩区(碳酸盐岩屑)含量高值区，后期钙质胶结明显，储层物性相对较差。

(3)盐家地区沙四下亚段砂砾岩储层经历较为复杂的成岩作用过程，溶蚀作用是深部储层次生孔隙产生的直接原因。在多期酸碱成岩流体强弱交替作用下，储层孔隙演化差异明显，最终形成盐家地区沙四下亚段特低孔特低渗，局部致密且差异明显的储层分布特征。