渤海湾盆地东濮凹陷陆相页岩层系储集特征及其主控因素

徐云龙 ，张洪安 ，李继东 ，张云献 ，袁波 ，杨栋栋

（1.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001）

0 引言

中国陆相页岩油资源丰富，通过近十几年的基础研究及勘探技术攻关，目前在勘探技术创新、勘探开发一体化工业试验及大规模生产等方面取得了显著进展。中石油及中石化目前已建成多个页岩油勘探开发示范区，陆相页岩油气已经成为未来油气勘探的重点领域［1-3］。国内东部陆相盆地已发现的页岩油层系集中于白垩系和古近系，重点分布在松辽盆地、渤海湾盆地和苏北盆地。目前，已探明页岩油地质储量7.37×108t，建成产能超过 4×106t/a［4］。

东濮凹陷是典型的陆相盐湖型盆地［5］，咸水环境下发育的多套高有机质丰度烃源岩层系提供了丰富的物质基础［6-7］。早期在柳屯洼陷古近系沙河街组三段上亚段（简称沙三上）泥岩裂缝发育区探索的濮深18-1井获得100 m3/d的高产稠油［7-9］，近年来针对凹陷内古近系页岩层系先后完钻9口页岩油专探井，均具有良好显示，并取得了一定产能，证明东濮凹陷具备页岩油的资源潜力。

目前，针对东濮凹陷细粒岩储层储集空间特征、页岩油聚集机理和有利区带优选等方面已开展大量研究并取得丰富成果，主要探讨了细粒岩岩相特征、矿物组成、含油性、脆性特征、资源潜力和富集机理等方面的关键问题［8-17］。由于有利层段取心少、存放时间长、岩心保存不完整及实验分析不全面等基础资料的客观限制，针对页岩油储层的研究不够系统；同时，盐湖沉积岩性复杂多样，碳酸盐和硫酸盐等矿物对储层储集空间、物性的较大影响，导致细粒岩储层岩相及其储集机制的研究相对薄弱。本文利用研究区3口新钻页岩油专探井的岩心精密取样，同时选择岩心保存比较完整的老井开展了精细观察及系统取样分析，并综合岩心观察及镜下鉴定、X射线衍射、氩离子抛光扫描电镜、盖层微孔联测和微米CT等技术手段，明确了研究区细粒沉积的岩相类型、储集特征及其发育机制，指明了东濮凹陷古近系页岩油勘探的有利岩相并指导了勘探工作，相关认识成果对相似盐湖盆地的研究具有借鉴意义。

1 研究区概况

东濮凹陷位于渤海湾盆地南端，是典型的富烃中新生代陆相断陷盆地，呈NNE向展布，以盐湖沉积为主。受燕山运动和喜马拉雅运动影响，形成了“两洼一隆一斜坡”的构造格局［18］（见图 1a），发育东部洼陷（前梨园次洼、前杜固次洼、濮卫次洼）和西部洼陷（海通集次洼、柳屯-马寨次洼）两大生烃洼陷［19-20］，具有“东西分带、南北分块”的特征，盐岩沉积主要发育在北部。凹陷新生界由古近系沙河街组（Es）、东营组（Ed）和新近系馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）以及第四系平原组（Qp）组成。沙河街组是东濮凹陷主要烃源岩发育和油气勘探层系，自下而上分为沙四段（Es4）、沙三段（Es3）、沙二段（Es2）和沙一段（Es1）。其中，沙三下亚段（Es3L）和沙四上亚段（Es4U）主体属于半深湖—深湖沉积，是细粒沉积岩集中发育层段。该层段细粒沉积岩性以陆源碎屑岩、碳酸盐岩、混积岩为主。沉积时期受气候影响，干旱与潮湿环境频繁交替，造成湖平面的频繁振荡，宏观上形成多套沉积韵律，盐岩、碳酸盐岩与泥页岩互层共生，微观上富有机质页岩内碳酸盐质纹层、黏土矿物纹层与富有机质纹层共生［21-22］（见图 1b）。

图1 渤海湾盆地东濮凹陷构造纲要和地层综合柱状图

2 矿物组成及岩相特征

2.1 细粒岩沉积构造特征

东濮凹陷细粒岩主要沉积于深湖—半深湖以及滨浅湖，主要发育岩性为泥页岩、泥质粉砂岩、碳酸盐岩、硫酸盐岩和盐岩，其中泥页岩、碳酸盐岩等沉积速率相对较慢，伴随气候变化和湖盆水体的动荡，岩石层理构造较为发育（见图2）。根据层理构造单层厚度及密度，将细粒岩沉积构造划分为纹层状构造、层状构造和块状构造：层理非常发育，单层厚度小于1 mm，定义为纹层状构造；层理较发育，单层厚度介于1～10 mm，定义为层状构造；不见层理，定义为块状构造。

图2 东濮凹陷古近系细粒岩沉积构造特征

2.2 细粒岩矿物组成

东濮凹陷古近系细粒岩X射线衍射全岩矿物分析结果显示（见表1），不同沉积构造细粒岩矿物组成变化大，矿物成分较复杂，主要矿物成分为黏土矿物、方解石、白云石、石英、长石，以及少量菱铁矿、石盐、黄铁矿和硬石膏。整体分析可知：东濮凹陷古近系细粒岩矿物组成以黏土矿物为主，其次为碳酸盐矿物和陆源碎屑；纹层状细粒岩碳酸盐矿物含量最高，块状细粒岩陆源碎屑含量最高。

表1 东濮凹陷古近系细粒岩矿物成分质量分数统计 %

2.3 岩相类型划分

目前国内关于细粒岩岩相的划分还未形成统一标准，学者们主要根据细粒岩的颜色、矿物成分、有机质含量、沉积构造、力学性质等因素进行岩相划分［23-24］。由表1可知，东濮凹陷古近系细粒岩矿物类型多样，优势矿物不显著，多以混积岩为主，因此本次研究主要依据沉积构造，结合矿物成分和有机质含量进行岩相类型划分。根据样品全岩X射线衍射分析结果，按三端元成分划分，可细分出12种岩相类型（见图3），分别为①碳酸盐岩、②黏土质碳酸盐岩、③长英质碳酸盐岩、④黏土岩、⑤碳酸盐质黏土岩、⑥长英质黏土岩、⑦长英质岩、⑧黏土质长英质岩、⑨碳酸盐质长英质岩、⑩碳酸盐质混合岩、[11]黏土质混合岩、[12]长英质混合岩。细粒岩纹层状构造以碳酸盐岩、碳酸盐质混合岩主，层状构造以黏土岩、黏土质混合岩为主，块状构造以黏土岩、黏土质混合岩为主。进一步识别出研究区细粒岩主要岩相类型为纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相、层状黏土岩-黏土质混合岩相及块状黏土岩-长英质黏土岩相。

图3 东濮凹陷古近系细粒岩岩相划分依据及主要矿物组成

2.4 细粒岩有机地化特征

细粒岩受陆相断陷湖盆沉积模式影响，不同沉积相带细粒岩生烃母质组合差异显著，使得不同岩相有机质在岩石中的赋存形式存在较大差异，有机质丰度必然存在差别。

东濮凹陷古近系细粒沉积岩含油性差异较大，其中纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相有机地化参数最高，层状黏土岩-黏土质混合岩相次之，块状黏土岩-长英质黏土岩相最低（见表2）。

表2 东濮凹陷古近系细粒沉积岩相有机地化参数

3 细粒岩储集特征

3.1 储集空间类型

通过显微镜及扫描电镜观察，东濮凹陷细粒沉积岩储层主要发育裂缝和孔隙2种体系。裂缝主要发育层间缝、超压缝和构造缝（见图4）；孔隙按成因发育无机孔和有机孔2类，其中无机孔以碳酸盐矿物晶间孔、溶蚀孔及黏土矿物片间孔为主，有机孔大量发育在成岩热演化程度相对较高的层系中（见图5）。

图4 东濮凹陷古近系细粒岩裂缝发育照片

图5 东濮凹陷古近系细粒岩有机、无机孔隙特征

3.2 物性特征

东濮凹陷古近系细粒岩不同岩相物性差异明显。纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相孔隙度平均为3.80%，垂直渗透率平均为0.099×10-3μm2，水平渗透率平均为1.45×10-3μm2，物性最好，层状黏土岩-黏土质混合岩相次之，块状黏土岩-长英质黏土岩相最低（见表3）。

表3 东濮凹陷古近系细粒沉积岩相储层物性参数

3.3 微观孔隙结构特征

每种岩相随机选取5个样品进行测试，发现不同岩相类型细粒岩储层的微观孔隙结构差异明显（见图6）。纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相进汞曲线平台低缓，孔喉半径相对较大，尾段低幅翘起，裂缝发育相对较少，孔喉半径主要为20～450 nm，大于1 000 nm的孔喉也相对发育；层状黏土岩-黏土质混合岩相孔喉半径主要为20～120 nm，大于1 000 nm的孔喉有发育，压汞曲线表明大孔喉多与裂缝发育有关；块状黏土岩-长英质黏土岩相孔喉半径主要为10～90 nm，大于1 000 nm的孔喉基本不发育。

图6 东濮凹陷古近系不同岩相孔喉半径分布特征

4 细粒岩储层发育影响因素

4.1 岩相（沉积构造）

不同的沉积结构造成储集性能差异。纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相具有“三元”沉积构造，即有机质-黏土质纹层、白云质纹层或方解石纹层及泥晶方解石纹层互层叠置沉积，层理缝非常发育；受成岩矿物影响，多发育碳酸盐矿物晶间孔、溶蚀孔、黏土矿物片间孔及有机质孔，孔隙类型多样且发育广泛（见图4、图5）；同时，有机质含量相对较高，早成岩A期以后开始大量生烃，产生生烃增压缝和大量有机孔，连通了层理缝和微孔隙，连通性好，具有好的油气储集能力。层状黏土岩-黏土质混合岩相层理缝发育密度较小，陆源碎屑矿物含量较高，有机质含量相对较低，因此层理缝和超压缝发育不密集，储集性能一般。块状黏土岩-长英质黏土岩相整体呈块状构造，陆源碎屑矿物含量高，有机质含量低，碎屑颗粒粒间孔受成岩作用控制，碳酸盐岩胶结严重，缝网系统不发育，储集性能较差。

从物性和孔隙结构特征分析可知，由于纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相层理缝大量发育，因此孔隙度相对最高，大孔优势明显，且水平渗透率比块状黏土岩-长英质黏土岩相和层状黏土岩-黏土质混合岩相高十几倍（见表 3、图 6）。

4.2 矿物组分

纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相内部储层孔隙特征受矿物组分控制，有机质-黏土质纹层和碳酸盐质纹层孔隙发育存在差异。从孔喉半径与矿物组分质量分数交会图（见图7。图中为濮深7井3 560.47 m处Es3L5小层深灰色纹层状泥质白云岩扫描电镜结果）可知：大孔发育程度与碳酸盐矿物含量正相关，与黏土矿物含量负相关；微孔发育程度与黏土矿物含量正相关，与碳酸盐矿物含量负相关（质量分数定量表征含量）。结合镜下特征（见图8）分析表明，碳酸盐质纹层具有大孔优势，而黏土质纹层以小孔为主）。

图7 细粒岩孔喉半径与矿物组分质量分数交会

图8 细粒岩黏土质和碳酸盐质纹层孔隙发育差异特征

这是由于碳酸盐质纹层脆性大，受岩石内部生烃增压或欠压实作用和构造作用等影响时，容易发生破裂形成微裂缝及破碎晶间孔，晶间孔径相对较大。在主生排烃高峰期，随着烃类和有机酸的形成，生烃增压与欠压实作用进一步加强，超压发育规模增大，碳酸盐质纹层中流体容易顺层或跨层流动，撑开层理缝，且沿裂缝发生溶蚀作用，形成溶蚀孔缝，继续扩大晶间孔，形成较大的晶间溶孔；而有机质-黏土质纹层内多为成岩过程中伊/蒙混层相互转化脱水收缩而形成的片间孔，以及有机质生烃形成的干酪根收缩缝和蜂窝状孔，矿物颗粒较小，因此孔隙也相对较小，但比表面积大，面孔率高，是页岩油气储存的有利储集微空间。

4.3 成岩作用

1）压实作用。随着埋深加大，细粒岩储层受压实作用影响，整体物性变差；热演化程度增加，油气生成，有机质孔和生烃增压缝网也开始大量发育；伊/蒙混层相互转化脱水收缩，黏土矿物晶间孔大量发育；碳酸盐结晶程度加强，相应地，亮晶方解石破碎及重结晶反复进行，碳酸盐矿物晶间孔及晶间溶孔开始大量发育。到中成岩B期，生烃高峰期结束后，随着压实作用的加大，储层再次致密，物性变差。细粒沉积岩储层发育在纵向上存在“甜点”段，是页岩油勘探的重点关注层段。

2）硫酸盐及碳酸盐矿物充填作用。岩心镜下观察发现，研究区细粒岩储层裂缝或孔隙中发育斑块状硫酸盐矿物钙芒硝、硬石膏充填或半充填，随着硫酸盐矿物含量的增加，细粒岩储层物性变差，塑性强，脆性弱，不易被改造，对细粒岩的储集性具有破坏作用。

5 结论

1）东濮凹陷古近系细粒岩主要发育纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相、层状黏土岩-黏土质混合岩相、块状黏土岩-长英质黏土岩相3种不同岩相类型。

2）不同岩相储集空间、孔径分布及含油性差异明显。纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相有机质丰度高，发育层理缝、生烃增压网状缝等宏观裂缝，同时黏土矿物晶间孔、碳酸盐矿物晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等微观孔隙也较发育，以孔径大于20 nm的孔隙为主；层状黏土岩-黏土质混合岩相和块状黏土岩-长英质黏土岩相有机质丰度中等，宏观裂缝不发育，以黏土矿物晶间孔、石膏矿物晶间孔及有机质孔等微观孔隙为主，孔径大部分小于100 nm。

3）强还原、水体稳定和母质来源充足的沉积环境是东濮凹陷页岩层系储层发育的基础，沉积构造、矿物组分和适当的成岩阶段是控制页岩储层微观孔隙连通性的主要因素，因此，处于中—高热演化阶段的纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相具有良好的储集空间和较大的孔喉，且含油性较高，是东濮凹陷古近系最有利的页岩油勘探目标。