渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层优质储层形成机理

冯艳红，向芳，王元君，王峻，冯明石

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059；2.成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都 610059；3.成都理工大学，四川 成都 610059）

渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层优质储层形成机理

冯艳红1，2，向芳1，2，王元君3，王峻1，2，冯明石1，2

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059；2.成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都 610059；3.成都理工大学，四川 成都 610059）

运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、包裹体、X衍射和物性分析等手段，对渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层储层特征及形成机理进行研究。结果表明，研究区古近系中深层存在优质储层，孔隙度为20%左右，渗透率为（100～1 000）×10-3μm2，为高孔高渗储层。储层孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔和残余原生粒间孔为主，次生孔隙较原生孔隙发育。沉积作用为研究区中深层优质储层的形成提供了前提和基础，溶蚀作用是形成该优质储层的直接原因，成岩演化控制了区内古近系中深层储层中3个次生孔隙发育带。异常高压和烃类早期充注是形成中深层优质储层的辅助因素。

中深层优质储层；形成机理；古近系；石南斜坡区；渤中凹陷

随着浅层勘探程度的不断提高和开发难度的不断增大，中国油气勘探已经逐渐从中浅层转向中深层甚至深层。由于深层储层埋深大，储层物性一般较差，只有部分地区的深层仍存在相对高孔高渗带，典型地区包括渤海湾盆地、塔里木盆地、莺-琼盆地、苏里格气田等［1-12］。由于海上勘探难度大，且中深层储层埋藏深，因此，寻找中深层储层中的优质储层，明确该优质储层的形成机理至关重要。

石南斜坡区位于渤中凹陷北部，是石臼坨凸起南侧向渤中凹陷过渡的斜坡区，为石臼坨凸起南部边界断裂下降盘及邻近围区，为一近东西走向的狭长构造带，东起石臼坨凸起倾没端，西至南堡35-2油田 。2008年，在研究区西侧完钻QHD35-2-1井，对沙一、沙二段的细粉砂岩进行了测试，获得高产油气流，进一步证实了该区中深层储层具有良好的勘探潜力［14］。

本文通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、包裹体、X衍射和物性分析等测试手段，对研究区中深层储层特征进行了深入研究，明确了该区中深层优质储层的形成机理，为渤中凹陷古近系中深层油气勘探提供了科学依据。

1 沉积地质背景

石南斜坡区古近系自下而上为孔店组、沙河街组和东营组。孔店组和沙四段以泥岩与碳酸盐岩互层为主，总体为干旱环境下的小型湖泊相和冲积扇沉积；沙三段以暗色泥岩或油页岩为主，盆地边缘夹砂岩，主体为湖泊相，边缘发育有扇三角洲和水下扇沉积；沙二段以灰色泥岩、页岩与中—粗砂岩互层为主，主要为湖泊相夹扇三角洲、碳酸盐滩坝混合沉积；沙一段为大套暗色泥岩和油页岩，底部为生物碎屑灰岩、碎屑云岩，为半深湖和深湖沉积；东三段为深灰色泥岩夹砂岩透镜体，为湖泊相；东二段为灰、深灰、褐灰色泥岩夹薄层粉—细砂岩，主要为三角洲、辫状河三角洲和湖泊沉积。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

研究区储层岩石类型丰富，包括砾岩、砂岩、粉砂岩等碎屑岩以及少量碳酸盐岩，主要为辫状河三角洲、扇三角洲和浊积扇等沉积体系中的河道、水道砂体和滨岸砂坝，以及部分湖相碳酸盐岩混合沉积。

根据薄片鉴定，研究区中深层优质储集砂岩主要为中粒、中—细粒砂岩，分选性以中等—好为主，结构成熟度为中等—高，磨圆度以次圆—次棱角状为主，接触方式主要为点、线接触。储层砂岩类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主（见图1）。其中，岩屑长石砂岩占样品总数的61.35%，长石岩屑砂岩占样品总数的24.60%。

图1 石南斜坡区古近系中深层砂岩类型分布

如表1所示，碎屑颗粒中石英体积分数低，平均值仅为31.0%；长石体积分数高，平均值为39.8%，以钾长石为主；岩屑体积分数较高，平均值为29.2%，以火山岩岩屑和变质岩岩屑为主：因此，研究区碎屑组分以贫石英、富长石为特征。

表1 石南斜坡区古近系中深层砂岩碎屑组分特征%

研究区砂岩填隙物中，杂基主要为黏土质杂基，体积分数为3%～10%。胶结物为铁方解石、铁白云石、菱铁矿、自生高岭石、黄铁矿及硅质等。其中，铁方解石、铁白云石及菱铁矿体积分数在1%～8%；硅质胶结物以石英次生加大及自生石英形式存在，体积分数低。

此外，沙一、沙二段存在碳酸盐岩储层，为湖相碳酸盐与陆源碎屑混合沉积，仅见于QHD36-3井区，以亮晶陆屑生屑白云岩、亮晶含陆屑生屑白云岩为主，呈薄层状夹于大套的灰色泥岩中。

2.2 孔隙类型

区内中深层储层的孔隙类型主要为粒内溶孔、粒间溶孔和残余原生粒间孔，其次为铸模孔、杂基溶孔和微裂缝。粒内溶孔普遍发育，对储层贡献大，面孔率为3%～12%，主要为长石粒内溶孔和岩屑粒内溶孔；粒间溶孔对储层贡献较大，主要为泥质杂基和碳酸盐胶结物溶蚀形成，面孔率为2%～7%；残余原生粒间孔对储层贡献中等，铸体薄片镜下观察，孔隙多呈三角状、多角状，最大孔隙可达0.4 mm×0.2 mm；铸模孔在研究区QHD36-3井区沙一、沙二段碳酸盐岩储层中最为发育，主要表现为生物屑溶蚀形成的铸模孔。次生孔隙较原生孔隙发育，是研究区中深层优质储层中具有储集能力的主要孔隙空间。

2.3 物性特征

物性分析表明，研究区总体孔隙度较高（见图2a），主要分布于15%～30%，平均值为20.53%，最大值为40.10%。孔隙度最高为沙一、沙二段，其次为东三段。研究区总体渗透率较高（见图2b），主要分布于（10～1 000）×10-3μm2，平均值为401.5×10-3μm2，最大值为6 088.1×10-3μm2。渗透率最高为沙一、沙二段，其次为东三段。

综上所述，研究区中深层存在优质储层发育段，其孔隙度为20%左右，渗透率为（100～1 000）×10-3μm2，为高孔高渗储层。其中，沙一、沙二段储集性最好，其次为东三段。

3 中深层优质储层形成机理

控制中深层碎屑岩优质储层形成的因素较多，主要有沉积条件、古地温、溶蚀作用、异常高压、膏岩、砂泥岩互层、烃类早期充注等［11-12］。研究区主要受沉积作用、成岩作用、异常高压和烃类早期充注等因素控制。

3.1 沉积作用

沉积作用对储层的影响实质是对岩石类型和结构组分的影响。而对中深层储层而言，孔隙的发育状况与储层的岩石成分和结构密切相关，砂岩的碎屑组分和杂基组分是直接参与成岩演化的物质基础。一方面，若储层中石英体积分数高，则深埋前孔隙容易保存且连通性好，但在深埋后易受压溶作用影响而不利于孔隙的保存。另一方面，若岩石中塑性物质体积分数高，则抗压能力低，孔隙在埋藏前期就容易被机械压实所破坏；但大部分塑性物质可溶性强，在深埋后易被酸性流体溶解而形成次生孔隙。因此，从岩石学特征看，抗压能力强且石英体积分数低的砂岩有利于在中深层形成次生孔隙［15］。研究区碎屑组分以贫石英、富长石为特征，抗压能力强，为中深层优质储层的形成奠定了基础。

区内储层物性与沉积微相的关系（见图3）表明，研究区最利于储层发育的沉积微相为辫状河三角洲前缘水下分流河道和滨浅湖滩坝，其次为扇三角洲前缘水下分流河道和辫状河三角洲前缘河口坝，而水下天然堤、分流间湾及浅湖砂坝不利于储层发育。

图3 石南斜坡区古近系储层物性与沉积微相关系

3.2 成岩作用

储层孔隙演化与成岩作用息息相关，研究区中深层储层主要经历了压实、胶结、溶蚀、交代等作用。压实作用在成岩初始阶段对孔隙破坏作用最大，而对于中深层储层而言，破坏作用最大的是胶结作用和交代作用［12，14，16-19］。研究区中深层储层中次生孔隙较原生孔隙发育，次生孔隙是该优质储层中具有储集能力的主要储集空间。溶蚀作用是形成次生孔隙的主要因素，也是对储层发育最重要的建设性成岩作用。

对孔隙度与深度的关系及成岩演化分析表明，研究区中深层储层孔隙演化与成岩演化具耦合关系（见图4）。研究区古近系储层中发育有混合孔隙发育带和3个次生孔隙发育带：

1）混合孔隙发育带埋深1 500～2 300 m，处于早成岩阶段B期，压实作用和胶结作用对孔隙同时起破坏作用，主要发育残余原生孔及部分次生孔，为研究区浅层碎屑岩储层发育段。

2）第一次生孔隙带埋深2 500～2 800 m，处于中成岩阶段A1亚期，有机质大量生成有机酸，对长石和岩屑等不稳定矿物颗粒产生一定的溶解作用，形成粒内溶孔，次生孔隙开始大量发育。孔隙类型为次生孔及少量原生孔。

3）第二次生孔隙带埋深3 200～3 400 m，处于中成岩阶段A2亚期，有机质开始大量生烃，排出的有机酸溶解长石及碳酸盐胶结物，特别是研究区长石类型以钾长石为主，中成岩阶段A1亚期形成的高岭石伊利石化，促进钾长石溶解，孔隙类型主要为次生孔。

4）第三次生孔隙发育带埋深3 700～3 900 m，处于中成岩阶段B期，有机质产酸能力降低，使孔隙水的酸性减弱，胶结作用大于溶蚀作用。铁方解石体积分数增加明显，加之晚期石英加大和自生，使次生溶孔被充填，孔隙度降低。但由于研究区中深层储层存在异常高压，延缓了有机酸和CO2的生成与排出，使得储层中长石、碳酸盐胶结物等易溶组分在更深的地层中大量溶蚀，形成了受异常压力保护的原生粒间孔及长石、碳酸盐岩矿物等被溶蚀形成的次生孔的共存，构成了深埋条件下的相对高孔高渗储层。此外，QHD36-3井区沙一、沙二段湖相碳酸盐岩储层中，由于生物屑大量溶蚀，形成大量生物屑溶蚀孔及铸模孔。

图4 石南斜坡区古近系中深层成岩演化与孔隙演化

3.3 异常高压

区内QHD34-4-1井在3 800～4 300 m段泥岩声波时差出现异常高值，QHD35-2-1井分别在3 230，3 343，3 350 m及3 730～3 880 m等深度泥岩声波时差出现多个异常高值，最高可达492 μs/m（见图5）。QHD35-2-1井3 335.0～3 352.5 m地层压力系数达到1.161 4，而3 758 m地层压力系数达到1.248 0［14］，表明渤海湾盆地深部地层中存在异常高压［2-3，14，20］。异常高压对区内深层优质储层的影响主要表现为：1）异常高压可减小岩石格架承受的有效应力，减小机械压实作用对储层孔隙的破坏，使得部分原生孔隙得以保存；2）异常高压延迟有机酸和CO2的生成与排出，使得储层中长石及碳酸盐胶结物等易溶组分在更深的地层中大量溶蚀，产生大量的次生孔隙，从而形成了研究区中深层储层第三次生孔隙发育带。

3.4 烃类早期充注

研究区中深层碎屑岩中存在烃类早期充注现象。QHD34-4-1井东二段砂岩中，深褐色的液态烃类包裹体沿石英碎屑边缘与次生加大边的微裂隙呈带状分布（见图6），表明烃类在早期石英次生加大过程中进入。烃类早期充注一方面减弱机械压实作用，另一方面改变了孔隙水的化学组成，导致孔隙水中无机离子的浓度降低，阻碍矿物-离子之间的质量传递，抑制碳酸盐胶结作用和自生黏土矿物的形成，这有利于后期烃类分解产生酸性组分对矿物溶解，形成次生孔隙［12，20］。

图5 石南斜坡区泥岩声波时差曲线

图6 液态烃类包裹体特征（据中海油天津分公司QHD34-4-1井3 280～3 285 m，东二段（-））

综上所述，研究区中深层优质储层的形成受多种因素控制，沉积作用是形成中深层优质储层的前提和基础，孔隙演化与成岩演化具有耦合关系，溶蚀作用是直接原因，异常高压和烃类早期充注是辅助因素。

4 结论

1）研究区中深层储层中存在优质储层，孔隙度一般为20%左右，渗透率（100～1 000）×10-3μm2，为高孔高渗储层。其中，沙一、沙二段储集性最好，其次为东三段。储层孔隙类型主要为粒内溶孔、粒间溶孔和残余原生粒间孔，次生孔隙较原生孔隙发育。

2）研究区古近系中深层储层砂岩类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，以贫石英、富长石为特征，具备了在中深层形成次生孔隙的基础。

3）沉积作用为研究区中深层优质储层的形成提供前提和基础，最利于储层发育的沉积微相为辫状河三角洲前缘水下分流河道和滨浅湖滩坝。

4）研究区中深层储层中孔隙演化与成岩演化具耦合关系，溶蚀作用是形成中深层优质储层的最直接原因，也是对储层孔隙发育最重要的建设性成岩作用。成岩演化控制了3个次生孔隙发育带。异常高压和烃类早期充注是形成中深层优质储层的辅助因素。

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（编辑 王淑玉）

Formation mechanism of Paleogene high-quality reservoir in mid-deep strata in Shinan slope of Bozhong Depression

Feng Yanhong1，2,Xiang Fang1，2,Wang Yuanjun3,Wang Jun1，2,Feng Mingshi1，2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059, China;2.Institute of Sedimentary Geology,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China;3.Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China)

In this paper,the reservoir characteristics and formation mechanism of Paleogene mid-depth high-quality reservoir are studied in Shinan slope of Bozhong Depression through the analysis of ordinary thin section,cast thin section,scanning electron microscope,cathodeluminescence,inclosure,X-diffraction and physical properties.The results show that the high-quality reservoir exists in Paleogene mid-depth reservoir.With the porosity of 20%and the permeability of 100-1,000 md,the reservoirs are classified as high porosity and high permeability reservoirs.The pore types of reservoir are mainly intragranular dissolved pore,intergranular dissolved pore and residual primary intergranular pore.The development of secondary pore is better than primary pore. Sedimentation provides the premise and basis for the formation of Paleogene mid-depth high-quality reservoir in the study area. Denudation is the direct reason of the formation of high-quality reservoir.Diagenesis evolution controls the three development zones of secondary pore in Paleogene mid-depth reservoir.The existence of abnormal pressure and early hydrocarbon filling is the auxiliary factor of the formation of mid-depth high-quality reservoir.

high-quality reservoir in mid-deep strata;formation mechanism;Paleogene;Shinan slope;Bozhong Depression

国家科技重大专项“石南斜坡区古近系区域构造-层序地层沉积相研究”（2008ZX05023-002-001-002）

TE122.2+1

A

10.6056/dkyqt201204003

2011-12-31；改回日期：2012-05-20。

冯艳红，女，1981年生，沉积地质学专业在读硕士研究生，主要从事沉积地质与沉积储层研究工作。E-mail：fyh1010@ foxmail.com。

冯艳红，向芳，王元君，等.渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层优质储层形成机理［J］.断块油气田，2012，19（4）：418-422.

Feng Yanhong，Xiang Fang，Wang Yuanjun，et al.Formation mechanism of Paleogene high-quality reservoir in mid-deep strata in Shinan slope of Bozhong Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：418-422.