黄骅拗陷歧南次凹沙三段储层特征及主控因素

徐 刚，陈永东，2 ，陈 成，胡 林，刘子畅

1.四川省第十地质大队，四川 绵阳 621000；2.成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都 610059；3.中国石油集团东方地球物理公司西南物探分公司，四川 成都 610213

引言

歧南次凹沙河街组具有含油层系多、油质好及储层物性差异大等特点[1]，是大港油田的主要勘探目标层位。歧南次凹是歧口凹陷的南次凹，位于渤海湾盆地黄骅拗陷中部，属于中、新生代断陷盆地。古近纪至今经历了断陷、拗陷两大发育阶段[2-3]。

前人对歧南次凹沙河街组油气方面已经有较多的研究，文献[4-5]以歧南次凹埕北断阶带为目标区，对成岩演化以及断裂体系与油气分布和聚集关系进行了重点研究。文献[6-7]对歧南次凹西部斜坡带的成岩作用、成藏史等进行了研究，证实了该区是良好的岩性油气藏。但限于当时的勘探程度，对研究区储层特征及控制因素研究不够深入，特别是沉积相及不同成岩作用对储层发育的影响程度还有待精确。因此，在现有勘探条件下，正确评价歧南次凹沙三段储层特征，探索该区储层主控因素，有助于下一步的油气勘探开发工作的开展。

本文依据研究区现有资料，利用岩芯观察及实验室综合分析，并结合测井手段，对研究区沙三段储层特征进行分析，明确储层发育的主控因素。

1 研究区地质概况

歧南次凹是一南浅北深的不对称凹陷，夹持于南大港断裂和埕北断阶带之间[8]，位于渤海海岸线以西、羊三木凸起以东，南和埕宁隆起以埕北断阶带为界（图1）[1-2，9-10]。

图1 研究区大地构造位置及地质背景Fig.1 The geotectonic location and geological setting of the study area

古近纪以来，歧南次凹主要经历了扩张断陷、稳定发展、衰减和拗陷4 个构造演化阶段[11]，缺少初始断陷沉积。歧南次凹古近纪主要沉积沙河街组和东营组，孔店组普遍缺失。沙河街组超覆于古老的中生界之上，上覆地层为东营组，分为3 段。其中，扩张断陷期沉积的沙三段在凹陷内广泛分布，主要由不等厚的泥岩（深灰色、灰褐色）与砂岩、砂砾岩（浅灰色）互层组成；稳定发展期沉积了沙二段和沙一段。沙三期末，由于受构造抬升遭到剥蚀的影响，沙二段在区内分布范围较小，岩性为灰色、灰绿泥岩及灰白色砂岩（含砾），隆起区见红色泥岩；沙一段在区内也广泛分布，上部为大段连续暗色泥岩、泥灰岩，下部为砂泥互层，夹有油页岩、钙质页岩、粉屑灰岩等，具有多旋回性。本次研究的目标层位为沙三段。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

对研究区14 口井中沙三段的280 个岩芯及薄片进行鉴定，利用曾允孚砂岩分类法[12]分类，研究区储层砂岩岩石类型主要为长石岩屑砂岩，占比可达49.29%，岩屑长石砂岩次之（33.21%），再次为岩屑砂岩（7.86%）和长石砂岩（7.14%），见少量的长石石英砂岩（1.43%）和岩屑石英砂岩（1.07%）（图2）。碎屑颗粒以中粒为主，细粒偶见。碎屑颗粒分选好－中等；磨圆一般，次圆 次棱角为主，次圆状次之，主要为颗粒支撑，孔隙－薄膜式胶结（图3）。

图2 歧南次凹沙三段砂岩岩石分类Fig.2 Lithological classification of Es3 Member sandstones in Qinan Sag

图3 歧南次凹沙三段砂岩岩芯及显微镜下特征Fig.3 Core and microscopic characteristics of Es3 Member sandstones in Qi′nan Sag

岩石矿物组成中，石英含量为12.00%～83.90%，平均44.70%；长石含量为5.00%～54.50%，平均26.54%；岩屑含量为6.00%～70.00%，平均28.76%，类型多样，以沉积岩岩屑为主（52.00%），岩浆岩岩屑次之（34.00%），见少量的变质岩岩屑（14.00%）。其中，沉积岩岩屑以碳酸盐岩岩屑为主，泥岩岩屑次之。砂岩的杂基平均含量为2.29%，砂岩纯净。胶结物平均含量为9.19%，类型多样，方解石含量最高（6.05%），白云石次之（2.32%），见有高岭石（0.08%）、硅质（0.08%）、重晶石（0.01%）、铁质（0.60%）及黄铁矿（0.05%）（图4）。

图4 歧南次凹沙三段砂岩胶结物类型及含量Fig.4 Types and contents of cements of Es3 Member sandstones in Qi′nan Sag

研究区砂岩岩石学特征表明：1）沙三段储层砂岩成分成熟度较低；2）沙三段相对近物源；3）次生孔隙的形成，主要来自岩屑和长石的溶蚀。

2.2 储集空间特征

通过岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜观察，将研究区沙三段储集空间分为孔隙和裂缝两大类（表1）。

表1 歧南次凹沙三段储集空间类型Tab.1 Reservoir space types of Es3 Member in Qi′nan Sag

2.2.1 孔隙类型及特征

研究区沙三段孔隙可分为原生孔隙和次生孔隙两类。原生孔隙主要有压实原生粒间孔（图5a）、胶结剩余粒间孔（图5b）及杂基微孔（图5c），孔隙直径为0.06～0.55 mm，杂基微孔隙一般小于5.00µm。此类孔隙分布十分不均，局部连通性好，非均质性强。

图5 歧南次凹沙三段储集空间特征Fig.5 Characteristics of reservoir space in Es3 Member in Qi′nan Sag

次生孔隙主要为溶蚀孔隙，包括粒内溶孔及粒间溶孔。粒间溶孔通常由杂基、假杂基、岩屑和长石等碎屑及胶结物溶蚀而成，孔径一般大于0.01 mm（图5d），但也有小于0.01 mm 的粒间微孔隙（图5e）。粒内溶孔主要由岩屑和长石溶蚀形成，呈孤立状、蜂窝状及微孔状（图5f），并可见铸模孔（图5g）等。除此之外，还发育少量溶蚀扩大孔（由于溶蚀作用，使原有孔隙扩大并超过相邻颗粒直径的1.2 倍）（图5h）。研究区沙三段次生孔隙发育，能够使孔隙度明显增加，优化储层储集性能。

2.2.2 裂缝类型及特征

研究区沙三段裂缝以构造缝为主，成岩缝少量。构造缝为宏观缝和微缝：宏观缝大于1.0 mm，一般在岩芯上肉眼可见；微缝多小于0.1 mm，显微镜下可观察（图5i）。在成岩过程中，由非地质构造应力作用（如沉积物的收缩、矿物结晶等）形成的缝隙为成岩缝。缝隙的渗流能力是基质渗流能力的83 倍[13]，所以，虽然缝隙并不常见，且不是油气的主要储集空间，但却能改善孔渗性。

2.3 物性及孔喉结构特征

结合储层综合评价方法（SY/T 6285—2011）[14]，研究区沙三段储层总体物性见表2。从表中可以看出，孔隙度主要分布在[5%，25%），占样品的83.38%，总体表现为特低孔－低孔－中孔特征。渗透率主要分布在[0，10）mD，占样品的77.45%，总体表现为超低 特低渗特征。

表2 歧南次凹沙三段储层物性特征Tab.2 Physical properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

歧南次凹沙三段孔隙度-渗透率关系见图6。

图6 歧南次凹沙三段孔隙度-渗透率关系图Fig.6 Relationship between porosity and permeability of Es3 Member in Qi′nan Sag

由图6 可以看出，研究区储层物性在纵向上变化大，孔渗总体相关性较差，表明储层总体非均质性强；其中，沙三上亚段为物性较好的储层；沙三下亚段渗透率低，孔隙连通性差。储层物性纵向上表现为与深度呈负相关，表明其物性主要受埋藏深度的控制。综合物性特征及孔渗交会图，研究区沙三段储层主要为孔隙型，裂缝-孔隙型储层少量，属于特低孔－低孔—中孔、超低－特低渗储层。

通过分析研究区10 口井71 块岩芯样品的压汞资料，可将歧南次凹沙三段储集层孔隙结构划分为3 类（图7）。

图7 歧南次凹沙三段储层典型压汞曲线Fig.7 Typical mercury injection curves of Es3 Member in Qi′nan Sag

1）I 类孔隙结构：较细喉，具有较低的排驱压力，为[0.05，0.50）MPa，平均孔喉半径[5，10）µm，孔隙度[15%，25%），渗透率≥10 mD，为有利的孔隙结构类型。2）II 类孔隙结构：细喉，排驱压力[0.50，1.00）MPa，平均孔喉半径[1，5）µm，孔隙度[10%，15%），渗透率[1，10）mD，为较有利的孔隙结构类型。3）III 类孔隙结构：微细喉，排驱压力[1.00，5.00）MPa，平均孔喉半径小于1 µm，孔隙度小于10%，渗透率小于1 mD，为较差的孔隙结构类型。研究区储集层孔隙结构以II 类、III 类为主。

3 储层控制因素分析

3.1 沉积相

3.1.1 沉积相类型

通过薄片鉴定及沉积相标志的研究，并结合地震解释等的成果资料，对研究区沙三段沉积体系进行了划分。研究区沙三段为陆相沉积体系组，识别出两种沉积体系：三角洲及湖泊体系，划分出了不同的相（三角洲、湖泊、近岸水下扇及湖底扇4 种）和亚相，并区分了不同亚相中的砂体类型（表3）。

表3 歧南次凹沙三段沉积体系划分方案Tab.3 Division of depositional system of Es3 Member in Qi′nan Sag

3.1.2 沉积特征及演化模式

歧南次凹的沉积充填是在以黄骅拗陷构造演化形成的基础构造格架为背景的基础上发展起来的。研究区内歧南次凹为NNE 向的凹陷，南大港断层、埕宁隆起及断裂构造带，以及沙河街期的羊三木凸起的形成，共同控制着研究区砂体的空间展布。对研究区28 个钻井数据进行了分析，编制了研究区沙三下亚段、沙三上亚段沉积相平面图（图8）。

图8 歧南次凹沙三段沉积相平面图Fig.8 Sedimentary facies diagram of Es3 Member in Qi′nan Sag

研究区沙三段的沉积，总体来看是歧南次凹湖泊扩张断陷期的产物。沙三下亚期，水体相对较深，埕宁隆起为东南部主要物源区，羊三木 扣村凸起的较发育也提供了沉积物源，形成以三角洲平原、三角洲前缘和湖泊为主的沉积格局。湖泊位于研究区中北部，邻南大港断层南东盘；这一时期还发育有规模较小、来自于南大港断层方向的湖底扇。砂体以三角洲河道砂体为主，次为湖底扇砂体。沙三上亚段基本上继承了沙三下亚段沉积格局，湖岸线向岸退缩，湖盆增大，但由于沉积物搬运距离较短，物源供给充分，位于研究区东南部、埕宁隆起提供主要物源的三角洲向前推进。由于湖岸线的后退，沙三下亚期源于羊三木 扣村凸起的三角洲不复存在，取而代之形成了近岸水下扇。湖泊邻南大港断层地处研究区中北部，位于研究区中部的湖盆内形成了湖底扇沉积。砂体以三角洲砂、近岸水下扇砂和湖底扇砂为主。

3.1.3 沉积相对储层的影响

沉积相控制着储层的物性及展布特征，是储层发育的基础[15]。砂岩碎屑成分、大小、磨圆度、分选性及其泥质含量等均受沉积相控制，进而控制物性；水动力条件变化，可以使同一沉积相带中的沉积物成分不同，从而导致渗透率发生变化[16]。因此，水动力强的高能环境易形成优质储层。不同微相沉积时的搬运距离及水动力不同，导致岩石成分和孔隙结构存在差异[17]。

对研究区沙三段不同沉积相不同砂体的孔隙度和渗透率进行统计分析，结果见表4。

表4 歧南次凹沙三段沉积微相与储层物性的关系Tab.4 Relationship between sedimentary microfacies and reservoir properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

由表4 可以看出，近岸水下扇是最有利的沉积微相，其砂体厚度大、分布面积较广，渗透率和孔隙度较高；其次为三角洲前缘水下分流河道、水下天然堤、河口坝砂体，属于相对有利的油气储集砂体；三角洲平原分流河道、决口扇砂体同样具有相对较高的渗透率及孔隙度，也是相对有利的储集砂体；湖底扇为相对不利的油气储集砂体，其虽然具有较高的孔隙度，但渗透率较低，这可能是因为湖底扇砂体具有相对较低的成分成熟度，碎屑颗粒多为可溶的长石或碳酸盐岩屑，孔隙多来自溶蚀作用，但因为杂基含量较高，导致渗透率较低。

3.2 成岩作用

不同成岩作用对储层的改造作用不同。根据对储层影响结果不同，可将研究区成岩作用分为破坏、保持及建设3 类。破坏性成岩作用有压实作用、胶结作用；保持性成岩作用有泥晶碳酸盐及绿泥石胶结、分散胶结作用；建设性成岩作用有溶解作用、交代作用。

3.2.1 压实作用

储层机械压实作用随埋深增加而增强，碎屑颗粒逐渐由点接触变为线、凹凸及缝合线接触（图9a），使得原始孔隙变小，储层物性变差（图10）。

图9 歧南次凹沙三段成岩作用特征Fig.9 Characteristics of diagenesis in Es3 Member in Qi′nan Sag

图10 歧南次凹沙三段储层物性和深度关系图Fig.10 Relationship between depth and reservoir properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

3.2.2 胶结作用

碳酸盐胶结是研究区最常见的胶结作用，还可见硅质、硫化物及黏土矿物胶结等。自生矿物主要以胶结物的形式存在，并占据各类孔隙。故，歧南次凹沙三段储层砂岩孔隙度与自生矿物含量呈负相关，即自生矿物的形成总体会使储集空间减小，但个别自生矿物的形成，对储集空间的影响是积极的。

研究区碳酸盐胶结物的形成（特别是相对较晚成岩阶段形成的）降低了储层砂岩孔隙度、使储层品质变差，主要形成有方解石、铁方解石、白云石和铁白云石等（图9b）；碳酸盐胶结物含量（10%以上）会形成致密钙质层（图9c），多呈层状将储层分割形成多个薄的储层，降低了有效储层的总厚度[18]。对比歧南次凹沙三段的情况，碳酸盐胶结物含量小于10% 时，后期溶蚀形成次生孔隙改善储层物性（图11），对储层是有利的，主要为沙三上亚段。研究区石英次生加大（图9c），占据并堵塞孔隙，降低了储层的孔渗性，但次生加大不发育，对储层的影响有限。硫化物胶结为黄铁矿胶结物（图9d），伴随有机酸的演化而成，对油气有指示意义，同时也与石英的溶解伴生。研究区沙三段常见的自生黏土矿物胶结物有高岭石、绿泥石、蒙脱石和伊利石（图9e）。它们主要充填孔隙中，增加了孔隙弯曲度，堵塞喉道，导致储层孔渗性急剧下降。

图11 歧南次凹沙三段储层碳酸盐胶结物含量与孔隙度关系图Fig.11 Relationship between carbonate cement contents and reservoir properties of Es3 Member in Qi′nan Sag

泥微晶碳酸盐（图9f）及环边绿泥石胶结作用（图9g）使得岩石的机械强度增强，减弱了压实作用的破坏；同时还阻隔了孔隙流体与碎屑颗粒间接触，并抑制石英次生加大及其他类胶结物的形成[19-20]，从而保护原生孔隙。通常，成岩早期的分散胶结作用与溶解作用伴生，分散胶结作用产生高岭石、自生石英及碳酸盐（图9h），其物质多来源于溶解作用。同时，能消耗溶解作用的产物，使其持续进行。另外，分散胶结作用的产物使岩石体积得以保存，为成岩晚期的溶解作用提供可溶空间，有利于储层孔隙的保存。因此，泥微晶碳酸盐包膜、环边绿泥石及早成岩阶段的分散胶结作用利于储层孔隙保存，为保持性成岩作用。

利用投点图（图12），对压实和胶结作用对储层影响的程度进行评价，可以看出，歧南次凹沙三段储层砂岩具有以下特征：1）90% 的数据点投在图的左下角，说明压实作用对储层孔隙度的负面影响明显大于胶结作用。2）10%的数据点投在图的右上角，说明其负胶结物孔隙度很大，碳酸盐胶结作用（成岩早期）使其成为了致密钙质层。3）多数样品表现为孔隙度及负胶结物孔隙度均小于10%，这类样品埋藏深度稍大，经历了强压实作用，胶结作用不发育，同时，杂基含量较高。4）个别样品孔隙度及胶结物含量均在10% 左右，说明部分胶结作用（如早成岩阶段环边绿泥石及分散胶结作用）有利于孔隙演化。5）图右上角的样品，胶结物含量（几乎为碳酸盐矿物）很高，为致密钙质层（孔隙度接近0）。同时负胶结物孔隙度高，并不能说明原生粒间如此，可能与溶解再胶结作用有关。6）歧南次凹沙三段储层砂岩中，自生矿物平均含量为9.19%。设岩石原生孔隙度为40%，现平均孔隙度14.26%，去掉溶解成因形成的次生孔隙（平均值7.42%），可得孔隙高达23.97% 因压实作用而损失，占损失总空间的72.29%，故造成孔隙度降低的较为重要的因素为压实作用。

图12 研究区沙三段储层砂岩胶结物含量与负胶结物孔隙度投点图Fig.12 The plot of cement content and negative cement porosity of Es3 Member reservoir in the study area

3.2.3 溶解作用

溶蚀作用包括大气水溶解和酸性流体溶解。早成岩阶段，在大气水的淋滤作用下，长石等硅酸盐矿物发生溶解，形成高岭石并形成溶蚀孔（扩大孔及特大孔）（图5g，图5h），也造成中基性火山岩岩屑和灰岩岩屑的溶解。在埋藏成岩作用阶段，有机质热演化产生大量有机酸，对铝硅酸盐（长石等）及岩屑产生强烈溶解，形成大量次生孔隙（图9h），主要发育在研究区储层下部层位。由研究区孔隙度及渗透率分析（图10）可知，随深度的增加，在2 800～3 000 m出现了一个异常高值区，这正是溶蚀作用作为重要的建设性成岩作用而形成的次生孔隙发育带。

3.2.4 交代作用

因不同矿物之间体积不同，故交代作用能改善砂岩储层物性，但其作用有限。研究区主要表现：长石等不稳定碎屑被交代，形成方解石、白云石及黏土矿物（图9i），黏土矿物之间也存在交代作用。

3.3 构造运动

构造作用不仅影响储层的物性特征，而且也控制着沉积环境、沉积空间和沉积物源，也控制着地层的发育和分布状况，从而决定了储集层体的空间展布。构造应力作用对储层物性的影响，一方面加剧了其储层的压实程度，使其物性变差；另一方面，可以在储集层内形成断裂和裂缝，起到储集和渗透作用[21]。自晚中生代（燕山期）起华北地台断裂活动开始发育，在上地幔物质向东蠕散和拉伸作用下，研究区沙三段时期表现为拉张和断陷，这导致构造裂缝及正断层（图5i）形成。构造缝的形成，主要能改善孔隙的连通性，也可以是酸性流体的通道，利于溶蚀作用[22]。

4 结论

1）研究区沙三段储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩（49.29%），岩屑长石砂岩次之（33.21%）。具有近物源、成分成熟度低的特征；次生孔隙的形成，主要来自岩屑和长石的溶蚀。

2）研究区沙三段储层属于特低孔－低孔－中孔、超低－特低渗储层。储层物性在纵向上变化大，孔喉配置关系差，储层总体非均质性强。

3）研究区沙三段储集层孔隙结构分为3 类：I类属较细喉，为有利孔隙结构；II 类属细喉，为较有利孔隙结构；III 类属微细喉，为较差孔隙结构，沙三段以II 类、III 类孔隙结构为主。

4）储层的发育主要受控于沉积相带及成岩作用。研究区沙三段发育三角洲、湖泊、近岸水下扇及湖底扇4 种沉积相。近岸水下扇为最有利的储层分布相带；三角洲前缘亚相水下分流河道、水下天然堤及河口坝砂体，三角洲平原亚相分流河道及决口扇砂体为较有利储层分布相带；湖底扇重力流沉积砂体为相对不利的油气储集砂体。压实及胶结作用是导致孔隙减小的主要因素。石英的次生加大及碳酸盐胶结物降低了储层的孔渗性。黏土矿物堵塞孔隙喉道，降低了渗透率；但泥晶碳酸盐及绿泥石胶结、分散胶结作用，对剩余粒间孔起到了保护作用，而长石和岩屑的溶蚀及交代作用改善了储层物性；构造作用是储层发育的有效补充因素。