辽河西部凹陷牛心坨地区沙四段储层特征及主控因素

周晓龙

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

牛心坨洼陷位于辽河西部凹陷的北部，发育中生界和沙四段2套烃源岩，湖盆周边为各时期砂砾岩发育区与烃源岩直接接触，源储配置关系良好，有利于砾岩油藏的形成。目前，辽河西部凹陷牛心坨地区砾岩油藏整体勘探程度较低，仅在张1块、坨19块有所发现。近年来的钻探情况表明，该区砾岩储层非均质性强，储集性能差异较大，储层主控因素不清楚，制约着该区砾岩油藏深入勘探。前人已对该区沙四段进行了沉积相与砂体展布研究，但对于砾岩储层特征及主控因素研究较少[1-2]。以往对该区储层特征的研究仅局限于相关测试数据的分析，并未明确指出有利储层的控制因素，而且所用分析数据相对较老。因此，此次研究对已钻井重新进行分析化验，综合运用岩心、薄片鉴定、物性测试以及测录井等最新的分析数据，对牛心坨地区沙河街组碎屑岩储层岩石学特征进行分析。首次从沉积、埋深、断裂等多个方面，详细论证该区砾岩储层的主控因素，并依此为依据，落实有利储层发育区带，以期对牛心坨地区砾岩油藏的勘探提供科学依据。

1 区域地质概况

西部凹陷位于渤海湾盆地东北部的辽河断陷西南部，是辽河断陷3个凹陷中最大的一个(图1)。研究区位于西部凹陷北部的牛心坨地区，由新生代盖层和前古近系基底2套地层系统构成。据中、新生界残存地层分布特征可划分出牛心坨隆起、宋家洼陷、牛心坨洼陷3个三级构造单元。研究区自下而上发育有太古界、中上元古界、中生界、房身泡组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组和第四系平原组[1]。此次研究目的层为沙四段，自下而上发育牛心坨油层、高升油层及杜家台油层，主要为扇三角洲—湖泊沉积体系，发育扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇3类砂体。

图1 工区位置及范围Fig.1 The location and scope of the work area

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

根据钻井岩性统计，研究区沙四段岩性以砂砾岩为主，陡坡粗粒沉积，沉积相主要为扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇。通过微观岩石薄片、铸体薄片等分析统计，牛心坨地区沙四段砂砾岩储层碎屑三端元组分含量变化均比较大，其中石英含量为11.0%～51.0%，平均为33.0%，整体偏低；长石为16.0%～58.0%，平均为38.5%；岩屑含量为0.0～66.0%，平均为18.5%。(图2)。总体以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，部分长石岩屑砂岩，少量长石砂岩，反映近源快速堆积，低成分成熟度的特征。

图2 牛心坨地区沙四段微观碎屑组分含量三角图及饼图Fig.2 The triangle and pie charts of microscopic clastic components in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

2.2 储集空间类型

铸体薄片和扫描电镜观察结果表明(图3)，研究区储集空间类型包括原生孔隙、次生孔隙以及裂缝，次生孔隙包括粒间溶孔和粒内溶孔。总体上，埋深小于1 800 m主要为原生孔隙，1 800～3 000 m以次生溶蚀孔为主，大于3 000 m则以微孔隙和颗粒破碎缝、成岩缝为主。由于部分地区埋深较浅，断裂又极发育，总体上溶蚀作用较强，被溶蚀的矿物主要是长石，微观可见长石岩屑粒内溶孔、铸膜孔，以及酸性岩屑中的长石组分。由于研究区沙四段砂岩以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，所以储层内长石广泛发育，一旦遭受酸性流体溶蚀，便可形成优质的次生孔隙发育带。

图3 牛心坨地区沙四段储层微观孔隙特征Fig.3 The microscopic pore characteristics of the reservoirs in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

2.3 物性特征

表1为辽河西部凹陷牛心坨地区沙四段岩心实测物性数据统计。由表1可知，辽河西部凹陷牛心坨地区沙四段主要发育中低孔低渗储层，其中，杜家台油层孔隙度平均值为14.1%，渗透率平均值为69.90 mD；高升油层孔隙度平均值为11.5%，渗透率平均值为35.90 mD；牛心坨油层孔隙度平均值为9.6%，渗透率平均值为12.50 mD。由上至下储层物性总体变差，从各油层组不同岩性物性统计来看，泥杂基和灰质组分低的碎屑岩储层物性偏好；对湖相碳酸盐岩储层来说，砂质云岩储层物性较泥云岩、灰云岩要好。储层物性的差异是沉积环境的差异导致，不同沉积环境岩石的成分、结构成熟度存在较大的变化，致使储层物性在横向和垂向上都存在非均质性。

表1 牛心坨地区沙四段储层物性统计Table 1 The physical property statistics of the reservoirs in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

3 储层主控因素

砂砾岩储层物性常受沉积作用、成岩作用和构造作用等多种因素控制，也可能是某种因素起决定作用、多种因素综合的结果[2-4]。前人对辽河西部凹陷古近系碎屑岩储层研究表明，储层的物性在横向上受沉积作用的控制，纵向上受埋藏深度的控制[1-2]。研究区储层埋深主要为1 500～2 500 m，最大可达4 000 m，压实作用相对较强。长石、岩屑等不稳定颗粒的溶蚀则是该区次生孔隙发育的主要原因。研究区断层早期以张性正断裂为主，晚期兼具反转和走滑特征，数量多、规模大且多期多组的断裂使储层物性得到明显改善。因此，沉积作用、埋深和断裂是研究区储层的主控因素，扇三角洲前缘储层物性好，埋深适中，次生孔隙发育为有利储集相带。

3.1 沉积作用

沉积作用对储层物性的影响主要表现在沉积环境上，不同的沉积相、微相导致物性有较大差异。而不同沉积环境对储层的影响主要包括岩石颗粒的结构特征及填隙物的含量。

3.1.1 沉积相

牛心坨陡坡地区沙四段主要发育扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇(图4)。虽然同为砂砾岩，但扇三角洲的物性明显优于湖底扇和近岸水下扇。扇三角洲与湖底扇储层实测数据表明：两者孔隙度均呈正态分布，扇三角洲孔隙度为5.0%～15.0%，整体大于湖底扇；扇三角洲渗透率也高于湖底扇，湖底扇渗透率则主要小于0.10 mD。坨5井不同取心段的实测物性数据表明：扇三角洲砂砾岩孔隙度与近岸水下扇相近，但渗透率高值偏多，普遍高于近岸水下扇。造成物性差异的原因是近岸水下扇水深坡陡进源堆积，粒间泥质支撑为主，泥质含量更高，导致其渗透率与扇三角洲前缘相比要低。但在近岸水下扇扇中砂体的中部，储层物性较底部和上部要好，反映近源堆积过程中成熟度趋于稳定的特征。

图4 牛心坨地区沉积相模式Fig.4 The sedimentary facies model in Niuxintuo Area

扇三角洲沉积环境中，前缘水下分流河道砂岩储层平均物性好于平原分流河道，而同样是扇三角洲前缘水下分流河道砂体，前缘远源物性也要好于近源，也主要与砂体的粒度、分选、泥质含量有关，是水动力淘洗强弱的体现。牛心坨地区陡坡与缓坡相比，前者主要是近源沉积，后者则为远源扇三角洲沉积，缓坡区沙四段孔隙度平均为13.5%，渗透率平均为12.60 mD，整体砂体储集性能优越，同等条件下孔隙度比陡坡高5.0%，物性较陡坡带好。

3.1.2 岩相

岩相不但可反映颗粒粒径大小、填隙物含量，而且不同层理反映不同的水动力条件。由于录井只考虑了岩性而未考虑层理构造等方面，因此，研究区岩相对储集性能的影响只能通过颗粒结构特征和填隙物含量来体现[5-7]。

颗粒结构特征对于储层物性的影响，包括粒径和分选。通过分析可知，粒径大小对渗透率的影响十分明显，粒径中值与渗透率呈正比例函数关系。而在粒径相同的情况下，分选系数越小即分选越好，储层物性越好。牛心坨油层砂岩在沉积后期受机械压实作用的影响，原始孔隙度大幅度下降，且由于岩石成分、颗粒结构的差异，导致压实程度和减孔率分布不均匀。研究区扇三角洲前缘是较强水动力环境下快速堆积的储集层，虽分选差磨圆中等，但是在差异压实作用不太大的情况下，由于其沉积环境水动力较强，砾石定向排列且颗粒之间多为点-线接触，以砂质充填为主，泥质含量较少。因此，水下分流河道这类砂砾岩的储层物性相对较好。

在岩石颗粒结构一定的前提下，砂岩中的泥质杂基和碳酸盐胶结物的含量对岩石物性的优劣影响甚大。研究区填隙物的含量对渗透率有很大影响，其主要原因是砂砾岩储集层中填隙物对喉道的改造程度不同，一些细小颗粒的杂基和自生胶结物在储集层中具有附着在骨架颗粒表面的特性，致使喉道变得迂回曲折，减小了喉道半径甚至可以堵塞喉道，从而使渗透率显著降低。当泥质含量大于10%时，随着泥质含量的增加渗透率明显降低，两者呈明显的负相关性，当泥质含量和胶结物含量大于25%时，基本无可见的基质孔隙。碳酸盐含量与储层物性也呈负相关性。

3.2 埋深

前人通过统计辽河西部凹陷古近系储层孔隙度随埋深的变化，总体上随深度增加，孔隙降低，但是包络线在下降过程中再次出现高值，认为是次生孔隙发育带[8]。研究区孔隙度随深度变化特征如下：随着埋深的增大，整体孔隙度都明显降低，深度小于1 800 m时，孔隙度最高可达25.0%，以残余原生粒间孔为主；埋深为1 800～3 000 m时，孔隙度明显降低，但是局部存在高值区，代表原生孔隙减少并伴随次生溶蚀孔的出现；深度为3 000～4 500 m时，最大孔隙度约7.0%，最小3.0%。通过包络线预测4 500 m时，优势岩相的孔隙度仍可达6.0%。缓坡沙四段储层孔隙随深度的变化规律与陡坡大致相同，在埋深小于1 500 m时，孔隙度为12.0%～25.0%；埋深为1 500～2 500 m时，孔隙度为5.0%～21.0%；埋深大于2 500 m，则孔隙度一般小于6.0%(图5)。

3.3 断裂

研究区断裂活动具有多期性、持续性、新生性等特点，断层数量多，规模大，多期多组，早期断裂活动以张性正断裂为主，晚期兼具反转和走滑特征[9]。前人对断裂和油气关系研究表明：断裂规模越大，其控制的油气分布范围越大，即使0.0～3.0 km规模的断裂，也可以控制1.0 km内的油气分布。在距离断裂1.0～1.5 km范围内酸性流体广泛分布，酸性流体的存在带来储层溶蚀作用的发生，储层物性可以得到改善。

通过观察镜下薄片可知(图3)，坨5井牛心坨油层砂砾岩中存在构造应力产生的网状缝和因后期溶蚀作用导致颗粒破碎而产生的溶蚀孔、破碎缝；同北端的坨17井及坨南的坨56井在镜下也可见裂缝及伴生的溶蚀现象。无论是构造缝还是颗粒破碎缝的发育，储层物性都有明显的改善，裂缝不仅是良好的油气储集空间，也是油气运移的有效通道[10-15]。因此，坨北埋深浅，储层物性好，坨南虽然埋深大，但是断裂发育，整个牛心坨地区存在砂砾岩优质储层发育区。

图5 牛心坨地区沙四段孔隙度-埋深关系Fig.5 The relationship between porosity and burial depth of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

4 有利成藏区预测

此次研究在前人研究的基础上，通过有效储集体的分布、烃源岩分布范围、构造特征和已发现油气分布，综合预测了研究区沙四段潜在有利成藏区带(图6)。坨56井区位于坨南地区，勘探面积约16 km2，主要目的层为高升和牛心坨油层。沙四期长时间处于半深湖环境，沉积暗色泥质烃源岩厚度可达100～400 m，由于埋藏较深，演化程度较高，油源充足。牛心坨时期主要发育扇三角洲远前缘水下分流河道砂体，高升和杜家台时期厚层泥岩发育，储盖组合较好。该区扇三角洲砂体入湖后被优质烃源岩包裹，易形成岩性油气藏。目前该井区上部的坨45井在高升油层已发现工业油流，有利区内坨56井整个牛心坨和高升油层都见到油斑或荧光的油气显示，但由于靠近扇体根部储层物性偏差，测井解释仅有少量差油层，以干层为主。最新完钻的坨62井同样钻遇扇体根部，储层物性相对较差，钻遇油层2.7 m/层、差油层5.6 m/层，试油获低产工业油流。因此，该区向湖泊方向延伸的远源前缘砂体，储层物性较好，再向湖泊方向延伸的远源前缘砂体，将是未来勘探的有利靶区。

图6 牛心坨地区沙四段综合评价Fig.6 The comprehensive evaluation of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

5 结 论

(1) 牛心坨地区沙四段岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，碎屑三端元组分含量变化均比较大，其中石英含量平均为33.0%，长石含量平均为38.5%，岩屑含量平均为18.5%，填隙物以泥杂基和方解石胶结物为主，表现为低成分成熟度的特征。

(2) 储层孔隙主要由原生孔、次生溶蚀孔和裂缝构成，杜家台油层孔隙度平均值为14.1%，渗透率平均值为69.90 mD；高升油层孔隙度平均值为11.5%，渗透率平均值为35.90 mD；牛心坨油层孔隙度平均值为9.6%，渗透率平均值为12.50 mD。整体表现为中低孔低渗储层，由上至下储层物性总体变差。

(3) 沉积作用、埋深和断裂是研究区储层的主控因素，扇三角洲前缘水下分流河道为有利储集相带，埋深越大，压实作用相对较强，后期长石、岩屑等不稳定颗粒的溶蚀是该区次生孔隙发育的主要原因。晚期受构造反转及走滑运动影响，发育多期多组断裂使储层物性得到明显改善。

(4) 该区扇三角洲砂体入湖后被优质烃源岩包裹，易形成岩性油气藏。通过有效储集体的分布、烃源岩分布范围、构造特征和已发现油气藏分析，认为坨56井井区整个牛心坨和高升油层都见到油斑或荧光的油气显示，再向湖泊方向延伸的远源前缘砂体，将是未来勘探的有利靶区。