渤海海域辽东凹陷东南缘沙二段优质储层差异及成因

杜晓峰，庞小军，王清斌，冯冲，赵梦

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459

0 引言

中深部碎屑岩优质储层的成因及预测一直是石油地质学研究的重点和热点，国内外学者对中深部碎屑岩优质储层的成因进行了大量的研究，并总结出沉积相、岩性、分选、泥质杂基含量等控制了储层的原始孔隙度，而大气淡水淋滤、压实作用、胶结作用、溶解作用以及深部热液活动等是形成中深层优质储层的成岩要素[1-8]。另外，颗粒包壳、油气充注、异常超压等亦有利于优质储层的形成[9]，而母岩类型对成岩过程中的压实、胶结和溶解作用均具有明显的控制作用[9-13]。近年来，在渤海海域中深部碎屑储层中发现了大量油气和含油气构造[14-16]，前人研究表明，渤海海域中深部储层类型多样[2,7-8,17]，内部非均质性较强，不同构造或区带上储层具有明显的差异性，优质储层成因复杂，预测难度大。目前针对某一构造优质储层的成因以及整个凹陷优质储层的共性方面的研究较多，但缺乏不同构造或区带上储层差异性和对比方面的研究。

渤海海域辽东凹陷东南缘沙二段钻遇了砂砾岩储层，但平面上不同位置储层物性差异较大，非均质性较强，严重阻碍了该区优质储层的预测和勘探评价的进程。因此，本文利用7口井的壁心、常规物性、铸体薄片、黏土矿物、全岩、粒度、包裹体等分析化验资料，对渤海海域辽东凹陷东南缘沙二段砂砾岩储层的物性、储集空间类型、岩石成分差异进行了详细的分析，查明了形成砂砾岩储层差异及优质储层的成因，为该区的下一步勘探评价及类似优质储层的预测提供帮助。

1 研究区地质概况

辽东凹陷位于渤海海域东北部，郯庐断裂东支的东侧，呈南西—北东走向的窄条状展布，南部与渤中凹陷、渤东低凸起、渤东凹陷相通，西部与辽东凸起接触，东部与长兴岛凸起过渡。研究区位于辽东凹陷的东南缘、长兴岛凸起的西南斜坡带（图1a）。钻井揭示，辽东凹陷东南缘新生代经历了古近纪裂陷，新近纪馆陶组—明化镇组下段沉积期的裂后热沉降，以及明化镇上段沉积期至第四纪的新构造运动三个构造演化阶段[18-19]。古近系主要发育沙河街组（沙三段、沙二段、沙一段）和东营组（东三段、东二段、东一段），新近系发育馆陶组、明化镇组。其中，沙三段、沙二段、沙一段发育的泥岩、页岩是主要的烃源岩[18-19]，沙一段、东三段、东二段发育的厚层泥岩为主要的区域性盖层，且与沙二段辫状河三角洲砂砾岩形成较好的生储盖组合[18-19]（图1b）。钻井揭示，沙二段辫状河三角洲砂砾岩储层含有大量的油气，具有良好的油气勘探前景。

图1 辽东湾凹陷东南缘位置（a）、沙二段沉积相展布（b）及连井剖面（c）对比Fig.1 (a)Location of study area;(b)sedimentary facies distribution;and comparison of the connected well profile(c)of the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

2 储层基本特征

2.1 岩石成分特征

宏观上，通过对7口井沙二段的壁心、录井观察发现（图1c），辽东凹陷东南缘沙二段储层以陆源碎屑岩为主（厚度分布在15.3～102.2 m，而单层厚度分布在0.7～20 m），陆源碎屑岩以中—细砾岩、砂质砾岩、含砾砂岩为主，不含砾的粗、中、细砂岩、粉砂岩次之；局部夹薄层湖相碳酸盐岩储层（泥质灰岩、砂质灰岩、粒屑灰岩、鲕粒灰岩，厚度分布在1～9 m）。陆源碎屑岩储层向北厚度依次增加（图1c），碳酸盐岩储层厚度整体较薄。

微观上，通过对60多个薄片的镜下观察发现，辽东凹陷东南缘沙二段储层岩石类型以岩屑砂岩和石英砂岩为主（图2），其中，岩屑含量最高（分布在5%～99%，平均61.3%），石英次之（分布在0～95%，平均34.7%）；长石最少（分布在0～27%，平均3.8%）。南部岩屑以变余石英砂岩为主（分布在5%～97%，平均80.2%），石英次之（分布在2%～94%，平均18.4%），长石含量极少（分布在1%～2%，平均1.5%）；中部以石英（分布在4%～95%，平均57.3%）为主，变余石英砂（分布在5～84%，平均24.6%）和碳酸盐岩（分布在0～40%，平均10.2%）的岩屑次之，长石含量（分布在0～27%，平均6.4%）较少；北部以灰岩岩屑为主（分布在75%～85%，平均80%），变余石英砂岩岩屑含量较少（分布在4%～15%，平均8.2%），长石含量（分布在0～8%，平均4.8%）和石英含量（分布在0～8%，平均4.4%）也较少。北部储层厚度大，南部储层厚度小（图1c）。

图2 辽东湾凹陷东南缘沙二段砂岩成分（a）及岩屑组分（b）分类Fig.2 E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag:(a)classification of sandstone composition;and(b)composition of cuttings

研究区沙二段储层填细物具有明显的差异性，南部以泥质杂基为主（分布在0～30%，平均13.2%），方解石、白云石等胶结物次之（分布在0～9%，平均1.8%），见少量硅质、伊利石、高岭石等胶结物；中部以方解石、铁白云石等碳酸盐胶结物为主（分布在0～17%，平均4.5%），泥质次之（分布在0～13%，平均3.4%），见少量长石、方解石溶蚀现象以及伊利石等胶结物；北部以方解石等碳酸盐胶结物为主（分布在5%～30%，平均14.2%），泥质次之（分布在0～5%，平均2.2%），见少量长石、方解石溶蚀现象以及伊利石等胶结物。碳酸盐岩主要为泥晶灰岩、泥晶白云岩、鲕粒灰岩、粒屑灰岩，北部的亮晶粒屑灰岩和南部的鲕粒灰岩生屑含量较高，但厚度和规模均较小。

2.2 储层物性及储集空间特征

通过54个常规物性的分析发现，辽东凹陷东南缘沙二段储层物性具有明显的分带性（图3）。研究区南部储层物性最好，孔隙度分布在5.7%～26.8%，平均孔隙度为18.1%，以中—高孔为主；中部储层物性次之，孔隙度分布在3.6%～25.6%，平均孔隙度为12.0%，以低—特低孔为主；北部储层物性最差，孔隙度分布在0.9%～20.9%，平均孔隙度为7.7%，以特低孔—超低孔为主。其中，与中部相比，北部埋深相对较浅，但物性最差。

图3 辽东湾凹陷东南缘沙二段储层物性特征（a）孔隙度与深度关系；（b）孔隙度分布频率Fig.3 Characteristics of reservoir physical properties of the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

对研究区60多块铸体薄片进行了详细的观察和统计发现，南部沙二段储层的储集空间类型以大量的裂缝（粒内缝、粒缘缝、收缩缝）为主（图4a～d），见少量粒内溶孔和杂基溶孔（图4b）；其中，粒内缝是指在沉积之前形成的位于岩石骨架颗粒内部的裂缝[7]，镜下可见裂缝仅分布在砾石、石英颗粒的内部（图4a，b），且裂缝内充填少量的方解石等胶结物；粒缘缝是指在成岩期形成的紧紧围绕骨架颗粒外缘分布的裂缝，镜下常见裂缝沿着骨架颗粒呈环带状分布（图4c，d），沿碎屑颗粒外缘，裂缝的宽度大小不一，且在裂缝中长发育方解石等胶结物；基质收缩缝是指发育在泥质杂基内部的裂缝，镜下常见该类裂缝单独贯穿于泥质杂基或与粒缘缝相连通（图4c，d），裂缝中常发育方解石等胶结物。

中部以大量的溶蚀孔为主（图4e，f），局部见原生孔和裂缝。北部储集空间以少量的粒间溶蚀孔及微裂缝为主（图4g，h），见少量发育在灰岩岩屑内部的生物体腔孔，孔隙整体不太发育。

图4 辽东湾凹陷东南缘沙二段储集空间镜下特征（a）粒内缝、粒缘缝，LD29⁃d井，2 524 m，单偏光；（b）粒内缝、粒缘缝、基质溶蚀孔，LD29⁃d井，2 523 m，单偏光；（c）粒缘缝、基质收缩缝，LD29⁃d井，2 605 m，单偏光；（d）粒缘缝、基质收缩缝，LD29⁃c井，2 322 m，单偏光；（e）溶蚀孔、粒间孔，LD29⁃b井，2 792.5 m，单偏光；（f）溶蚀孔，方解石、长石等溶蚀，LD29⁃b井，2 698 m，单偏光；（g）溶蚀孔，方解石溶蚀，LD29⁃a井，2 390 m，单偏光；（h）裂缝，LD29⁃a井，2 451.5 m，单偏光Fig.4 Microscopic features of the reservoir space of the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

2.3 成岩作用特征

辽东湾凹陷东南缘沙二段储层主要经历了压实作用、胶结作用和溶解作用，各构造遭受的成岩作用具有明显的差异性。

辽东湾凹陷东南缘沙二段储层压实作用整体较弱，但压实强度具有明显的差异性。南部储层埋深较浅（2 200～2 500 m），骨架颗粒之间以粉砂质或泥质杂基为主（图5a，b），颗粒之间主要为点—线接触或杂基支撑，在埋深的过程中，储层易被压实，对原生孔隙是不利的。但由于颗粒内部发育原生的粒内缝，不纯的泥质杂基（泥与极细粉砂等混杂）在成岩过程中易脱水、错动形成基质收缩缝，以及部分泥质杂基相对较少的砂岩中发育的大量石英、变余石英岩岩屑等刚性颗粒的强抗压实作用，且埋藏较浅，因此孔隙度整体较好（图3a）。南部储层胶结作用较弱，储层较疏松，以方解石为主（图5b），伊利石次之（图5c，d），见少量石英次生加大、铁方解石等。方解石充填于各类裂缝以及孔隙中，次生石英、方解石表面常见伊利石分布，表明伊利石形成于次生石英和方解石之后（图5c）；见伊利石充填于溶蚀孔或颗粒表面（图5d），表明伊利石形成于溶解作用之后。南部储层溶解作用较弱，储层中主要的骨架颗粒为变余石英砂岩、石英岩，颗粒之间以混入既细砂的泥质杂基为主，可供溶解作用的长石颗粒以及方解石等早期胶结物含量较少，导致南部储层溶解作用整体较弱。

图5 辽东湾凹陷东南缘沙二段储层镜下成岩作用特征（a）压实作用，杂基支撑或点—线接触为主，2 524 m，LD29⁃d，正交光；（2）方解石胶结为主，局部见铁方解石胶结，2 524 m，LD29⁃d，单偏光；（c）伊利石、方解石、硅质等胶结，伊利石包裹在石英次生加大和方解石表面，2 344 m，LD29⁃c，扫描电镜；（d）伊利石胶结，粒间孔发育，2 343.5 m，LD29⁃c，扫描电镜；（e）压实作用，颗粒支撑，点—线接触，2 669 m，LD29⁃b，单偏光；（f）方解石、铁白云石等胶结，铁白云石交代方解石，2 698 m，LD29⁃b，单偏光；（g）高岭石、次生石英、伊利石胶结，方解石溶蚀，伊利石附着在次生石英表面，高岭石充填于次生石英之间，2 713 m，LD29vb，扫描电镜；（h）长石溶蚀，伊利石充填于长石溶蚀孔内或附着在长石表面，2 698 m，LD29⁃b，扫描电镜；（i）压实作用，颗粒点接触或漂浮在方解石胶结物中，2 435 m，LD29⁃a，单偏光；（j）白云石、伊利石胶结，伊利石零散分布在白云石的表面，3 788.6 m，LD29⁃a，扫描电镜；（k）方解石溶蚀，伊利石附着在方解石表面，2 451.5 m，LD29⁃a，扫描电镜；（l）长石溶蚀，伊利石附着在长石表面或充填于长石溶蚀孔内，2 435 m，LD29⁃a，扫描电镜Fig.5 Reflected⁃light microscope characteristics of reservoir diagenesis of E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

中部埋藏最深（主要分布在2 600～2 800 m），与南部相比，杂基含量相对较少（图5e），压实作用较强，颗粒之间以点—线接触为主。储层胶结作用较强，可见大量的铁白云石、方解石、铁方解石等胶结物（图5f），见少量的伊利石、高岭石、石英次生加大等胶结物（图5g，h）；铁白云石常交代方解石（图5f），表明铁白云石形成于方解石之后；伊利石分布在次生石英、高岭石的表面，或充填于溶蚀孔内（图5g），表明伊利石形成于次生石英、高岭石和溶解作用之后，高岭石充填于次生石英之间，表明高岭石形成于次生石英之后；见方解石、长石强烈溶蚀现象（图5g，h）。由于中部埋藏深，压实较强烈，且受火山活动带入的含铁、硅质等热液流体的影响，储层中发育大量的含铁碳酸盐矿物、石英次生加大等胶结物，对储层具有明显的破坏性，与南部相比，储层物性整体较差。

北部储层埋深（2 400～2 550 m）介于南部和中部，且更靠近南部，颗粒间以点接触或漂浮在方解石胶结物之中（图5i），压实作用整体较弱。与南部和中部相比，胶结作用极其强烈，骨架颗粒之间主要以大量的方解石胶结物为主（图5i～k），见少量的伊利石等胶结物（图5j，l），伊利石常分布在白云石、方解石等胶结物表面（图5j，k），或充填在长石溶蚀孔内（图5l），表明伊利石形成于白云石、方解石、长石溶解之后。北部储层溶解作用较弱，仅见局部粒间溶蚀（图4g）和少量方解石、长石的溶蚀（图5k，l）。

上述成岩作用特征和胶结物形成先后顺序分析表明，南部沙二段储层经历了粒内缝的形成—较弱压实—微弱方解石胶结—粒缘缝、基质收缩缝的形成—微弱方解石、长石微弱溶解—少量石英次生加大—少量伊利石形成的成岩演化序列；中部经历了强压实作用—中等方解石胶结—中等长石溶蚀—少量次生石英、高岭石形成—大量含铁白云石、伊利石形成的成岩演化序列；北部经历了较弱压实作用—大量方解石胶结物形成—微弱长石、方解石溶蚀的成岩演化序列。

3 储层差异及形成优质储层的主要控制因素

3.1 母岩类型是造成区域上储层差异的主要控制因素

母岩为为储层提供了骨架颗粒，在成岩演化过程中，不同成分储层的成岩演化具有明显的差异性，差异成岩演化造成区域上最终储层物性的不同。

3.1.1 母岩差异造成区域上储层岩石成分的差异

母岩为储层提供了骨架颗粒成分，是储层成岩演化的物质基础。前人研究发现，辽东凹陷东南缘沙二段储层骨架颗粒来自长兴岛凸起[18-19]，长兴岛凸起北部以元古界碳酸盐岩为主，向南逐渐过渡为变元古界余石英砂岩和中生界碎屑岩（图1b、图6）。利用岩心、薄片等资料，统计了研究区沙二段骨架颗粒成分（图6），发现北部储层宏观上以中—细砾、砂质砾岩为主，镜下以岩屑砂岩为主，砾石和岩屑含量高，岩屑主要为碳酸盐岩，且粒间主要为白云石、方解石等碳酸盐矿物，表明北部储层的骨架颗粒由长兴岛凸起北部的碳酸盐岩母岩提供；中部储层宏观上以砂质砾岩、含砾砂岩为主，镜下以岩屑石英砂岩和石英岩屑砂岩为主，岩屑主要为变余石英砂和碳酸盐岩，粒间主要为泥质和碳酸盐矿物，表明中部储层中的岩屑和砾石由长兴岛凸起中部的变余石英砂和碳酸盐岩母岩提供；南部储层宏观上以细砾岩、砂质砾岩为主，镜下以岩屑长石砂岩为主，岩屑和砾石以变余石英砂岩为主，粒间主要为泥质，表明南部储层中的岩屑和砾石由长兴岛凸起南部的元古界变余石英砂岩提供，粒间泥质填细物主要由中生界碎屑岩提供。

图6 辽东湾凹陷东南缘沙二段储层岩石成分分布（a）骨架颗粒成分分布；（b）粒间主要成分分布Fig.6 Distribution of rock components of the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

3.1.2 母岩约束下，储层岩石成分的不同导致成岩演化及孔隙演化具有明显的差异性

不同的母岩为储层提供的骨架颗粒成分和粒间填细物影响着后期的成岩演化过程。利用铸体薄片、包裹体、镜质体反射率等资料，结合埋藏史和孔隙定量演化计算公式[2,20-23]，对研究区南部变余石英砂岩和北部碳酸盐岩母岩区附近形成的沙二段储层的成岩作用差异演化过程进行了定量分析，发现不同母岩类型形成的储层具有不同的成岩演化过程，最终导致储层物性具有明显的差异性（图7）。储层孔隙度演化计算的主要公式如下：

式中：φ0为原始孔隙度，%；Sd为Trask分选系数；φnf为粒内缝；φyh为压实后孔隙度，%；w为胶结物占据的粒间孔隙度，%，可先通过铸体薄片统计胶结物的面孔率，再利用面孔率与孔隙度关系获得；φs为实测得到的孔隙度，%；φzk为总的面孔率，%，可通过铸体薄片统计得到；φck为残余粒间孔的面孔率，%，可通过铸体薄片统计得到；φysk为压实作用损失的孔隙度，%；φjjhk为储层遭受压实作用和胶结作用后的孔隙度，%；φrjhk为储层遭受压实、胶结和溶解后剩余的孔隙度，%；φrsk为溶解作用形成的孔隙度，%；φrmk可通过薄片统计获得，%。φn代表某一埋藏深度对应的孔隙度，%；h代表储层的埋藏深度，m；a为一个常数，可根据每一个样品的原始孔隙度、埋藏深度、现今实测孔隙度代入公式（7）求得。根据上述公式，结合埋藏史（图7），可计算各成岩阶段末期损失或增加的孔隙度，进一步可以得到孔隙度定量演化曲线。

图7 辽东湾凹陷东南缘沙二段储层成岩—成藏—孔隙演化过程模式（a）南部；（b）北部Fig.7 Formation model of diagenesis⁃accumulation⁃pore evolution of the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

沉积初期（38 Ma），南部地区，储层原始孔隙度为33.9%，储集空间主要为粒内缝和原生粒间孔；北部地区，储层原始孔隙度为27.4%，储集空间主要为原生粒间孔。由于南部储层中发育大量的粒内缝（图4a，b），因此，南部储层初始孔隙度比北部高。

同生期（38～36 Ma），由于沙二段沉积时期湖泊水体环境相对偏咸[20]，该时期储层中发育少量的泥晶白云石、方解石等胶结物，压实作用整体较弱（图7）。南部地区，在同生期结束时，储层孔隙度减少至31.3%（图7a），其中压实作用造成孔隙度损失1.4%，胶结作用致使孔隙损失1.2%，总共损失孔隙度2.6%；北部地区，储层孔隙度减少至21.8%（图7b），其中压实作用造成孔隙度损失0.4%，胶结作用致使孔隙损失5.3%，总共损失孔隙度5.7%。南部地区沙二段储层中含有大量的泥质杂基（图5a，b），呈杂基支撑，压实作用稍强（图7a）；北部地区母岩为碳酸盐岩，储层中含有大量的碳酸盐岩岩屑和砾石（图5i），以及母岩化学风化带入的大量钙离子和镁离子，导致同生期在骨架颗粒间形成了大量的泥晶方解石等碳酸盐胶结物（图4h、图5i），胶结作用较强，而受到早期胶结作用的抑制，压实作用较弱（图7b）；北部损失孔隙度大于南部（图7）。

早成岩A期，古温度小于65℃，Ro小于0.35%，为碱性成岩阶段[20-23]。受到强烈的压实作用和胶结作用，孔隙度快速减少，为快速减孔阶段，但南部和北部成岩作用具有明显的差异性（图7）。南部地区，在早成岩A期结束时（36～27.5 Ma），储层孔隙度减少至18.2%（图7a），其中压实作用造成孔隙度损失10.7%，胶结作用致使孔隙损失2.4%，总共损失孔隙度13.1%；北部地区，在早成岩A期结束时（36～26 Ma），储层孔隙度减少至9.8%（图7b），进入特低孔阶段，其中压实作用造成孔隙度损失5%，胶结作用致使孔隙损失7%，总共损失孔隙度12%。由于南部地区沙二段储层为杂基支撑（图5a，b），压实作用非常强烈，孔隙损失较多，且压实作用要强于胶结作用；而北部地区储层中含有大量的碳酸盐岩岩屑和砾石（图4h、图5i），成岩流体呈碱性，且持续含有大量的钙离子和镁离子，导致该时期的骨架颗粒间形成了大量的泥晶、微晶方解石、白云石等碳酸盐胶结物（图4h、图5i～k），胶结作用仍然较强，而受到快速沉降和埋藏的影响，压实作用也较强，但胶结作用仍然强于压实作用；北部损失的孔隙度稍少于南部。

早成岩B期，古温度分布在65℃～85℃，Ro分布在0.35%～0.5%，为碱性成岩阶段[20-23]，储层发生持续的压实作用和亮晶方解石、白云石、少量泥晶铁白云石等的胶结作用（图4h、图5b，f，i～k），为缓慢减孔阶段，南部和北部成岩作用具有更为明显的差异（图7）。南部地区，在早成岩B期结束时（27.5～2 Ma），储层孔隙度减少至17.4%（图7a），其中压实作用造成孔隙度损失8.0%，胶结作用致使孔隙损失2.4%，但在该时期形成了大量的基质收缩缝和粒缘缝（图4c，d、图5b），导致储层增加孔隙度9.5%，该时期总共损失孔隙度0.9%；北部地区，在早成岩B期结束时（26～2.5 Ma），储层孔隙度减少至2.4%（图7b），进入特低孔阶段，其中压实作用造成孔隙度损失2.7%，胶结作用致使孔隙损失5.3%，总共损失孔隙度8.0%。南部地区沙二段储层持续遭受强烈的压实作用，孔隙损失较多，且压实作用要仍旧强于胶结作用；而北部地区储层中的方解石、白云石向孔隙中央持续生长，形成大量的亮晶方解石、白云石胶结物（图5i～k），胶结作用稍有减弱但仍然较强，压实作用较弱，胶结作用强于压实作用；该阶段，北部损失的孔隙度明显大于南部。

中成岩A1期，古温度分布在85℃～95℃，Ro分布在0.5%～0.52%，刚进入酸性成岩阶段[20-23]。区域上，沙二段储层均刚进入中成岩A1期，储层中的长石以及方解石、白云石等胶结物发生溶蚀（图5g，h），早期被方解石和白云石充填的裂缝发生溶蚀（图5k），局部储层受到构造作用或差异压实作用形成一些裂缝（图4h），而压实作用明显减弱。南部地区，中成岩A1期结束之后（2 Ma～现今），储层孔隙度增加至19%，其中压实作用造成孔隙度损失0.4%，溶蚀作用致使孔隙增加2.3%，该时期总共增加的孔隙度为1.9%；北部地区，中成岩A1期结束之后（2.5 Ma～现今）储层孔隙度增加至8%，为低孔阶段，其中压实作用造成孔隙度损失0.7%，溶蚀作用致使孔隙增加6.5%，裂缝致使孔隙度增加0.4%，总共增加孔隙度5.6%。该阶段，由于北部含有大量方解石、白云石等易溶组分，导致溶蚀增加的孔隙度比南部更多，但由于前期北部胶结作用太过强烈，致使现今储层物性整体比南部差。

总之，研究区沙二段储层成岩演化和孔隙演化均具有明显的差异性。南部沙二段储层原始孔隙度为33.9%，受强烈的压实作用损失孔隙度20.5%，受到较弱的胶结作用损失孔隙度6%，而基质收缩缝、粒缘缝等裂缝为储层贡献了9.5%的孔隙度，溶蚀作用为储层贡献2.3%的孔隙度，总共损失孔隙度14.7%，最终形成的储层物性较好；油气开始充注时的储层物性为17.4%，有利于油气的进入。而北部储层原始孔隙度为27.4%，受到强烈的胶结作用损失孔隙度17.6%，受到较弱的压实作用8.8%，并形成了少量的裂缝和溶蚀孔，但为储层贡献的孔隙度较少，仅为6.9%，总共损失孔隙度19.3%，油气开始充注时的储层物性为2.4%，虽然后期孔隙度持续增加到8%，但仍然不利于油气通畅地进入储层。因此，裂缝是南部形成优质储层的主要因素，而碳酸盐岩母岩影响下的胶结作用是北部形成致密储层的主要因素。

3.2 不同成因的裂缝是南部优质储层发育的关键因素

受母岩类型差异的影响，辽东凹陷东南缘南部沙二段南部母岩以变余石英砂岩为主（图5a），沉积区储层成岩作用较弱（埋深小于2 600 m，处于早成岩B期至中成岩A1期，伊/蒙混层中的蒙皂石含量分布在45%～60%，Ro分布在0.4%～0.53%），物性好，储集空间以裂缝为主，裂缝以粒内缝、粒缘缝和收缩缝为主（图4a～d、图5b），按成因可分为原生缝和次生缝。不同成因的裂缝对南部优质储层具有明显的控制作用[7]。

3.2.1 原生缝

原生缝是指在沉积之前形成于储层骨架颗粒内部的粒内缝[7]。研究区原生缝主要为砾石和岩屑内部形成的粒内缝。粒内缝往往由多期组成，在镜下可见开度较小且被方解石充填的裂缝以及开度较大未被方解石充填的裂缝，不同期次的裂缝均具有一定的定向性，且成组出现（图4a～d、图5b）。

研究区原生缝往往仅限于变余石英岩砾石和岩屑内部发育，表明该类裂缝并非后期构造作用和成岩作用形成[7]，而是受源—汇过程的影响，即源区变质作用、早期构造活动、剥蚀作用、大气淡水淋滤以及搬运过程中的相互碰撞等共同作用形成（图8）。

图8 辽东湾凹陷东南缘沙二段储层原生缝的源—汇过程模式图（a）源区—搬运区—沉积区地震剖面；（b）源汇过程模式Fig.8 Source⁃sink process pattern of the original seam of the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

研究区南部储层对应的源区主要以元古界变余石英砂岩和中生界泥岩夹砂岩为主[18-19]，砾石和岩屑主要来自元古界变余石英砂岩（图1b）。源区的元古界地层岩石遭受到一定的变质作用，使得变余石英砂岩内部沿受力面产生早期裂缝的痕迹[7]；当该源区遭受早期的构造活动时在岩石中产生很多方向的断裂及裂缝，并在沙二段时期遭受强烈的剥蚀作用，形成大小不等的砾石和岩屑，砾石和岩屑内部继承了一系列的早期裂缝的痕迹，且痕迹更为明显；砾石和岩屑在地表河流长距离的搬运下发生不断的翻滚、相互强烈的碰撞以及大气淡水的持续浸泡和林滤，有些完整的砾石沿裂缝破碎分解成两半或多个砾石，而有些砾石和岩屑虽然完整，但内部已经发育了不同程度的粒内缝，不同砾石和岩屑中粒内缝的发育程度和开度不同。不同发育程度的粒内缝遭受成岩期的胶结—再溶蚀、东营组末期的构造抬升以及差异压实作用，最终形成了现今沙二段储层中明显的粒内缝。

3.2.2 次生缝

次生缝是指储层沉积之后在成岩期受到构造作用或成岩作用形成的裂缝[7]，主要为泥质杂基内部形成的基质收缩缝以及骨架颗粒边缘形成的粒缘缝（图4a～d、图5b）。该类裂缝对研究区南部沙二段优质储层物性的改善具有重要作用，主要形成于东营组末期。该时期受喜山运动1幕的影响[7]，发生构造抬升作用，由于储层中长石含量极少，主要以石英、变余石英砂岩砾石和岩屑为主，且砾石及岩屑之间被大量泥质杂基充填，甚至呈现杂基支撑。杂基中K+含量极少，伊利石含量较少，而蒙脱石含量较高，蒙脱石的膨胀和收缩导致了泥质杂基中收缩缝的形成[7]，同时，砾石及岩屑中的粒内缝促使泥质杂基中的水分大量排出，有利于泥质杂基中收缩缝和粒缘缝的形成。次生缝形成之后，短期内遭受了早成岩B期较弱的胶结作用，沿裂缝两壁形成了少量的方解石等胶结物（图4a～d、图5b），但在中成岩A1期酸性流体的溶蚀下，裂缝未被充填，并成为优质储层的重要组成部分。

3.3 酸性流体的溶蚀作用促进了优质储层的发育

酸性流体主要有大气水、有机酸、火山热液等，对储层的影响主要表现为方解石、白云石等胶结物以及长石和灰岩、白云岩等碳酸盐岩岩屑和砾石的溶蚀形成溶蚀孔[2,4,12,23-26]，现今储层的溶蚀作用往往是大气水、有机酸、火山热液等对储层叠加溶蚀的结果。辽东凹陷东南缘沙二段储层中见部分长石、方解石的溶蚀（图5k，l）以及高岭石的发育（图9），表明储层也经历了一定程度的酸性溶蚀作用，溶蚀作用为储层贡献了2.3%的孔隙。

图9 辽东湾凹陷东南缘沙二段储层酸性流体来源判别（a）方解石胶结物碳氧同位素散点图；（b）方解石碳氧同位素组成分布；（c）蚀变高岭石充填于粒间孔隙，高岭石边缘不规则，2 282 m，LD29⁃b，扫描电镜；（d）蚀变高岭石充填于粒间孔隙，高岭石边缘不规则，2 698 m，LD29⁃b，扫描电镜；（e）蠕虫状高岭石与次生石英发育，高岭石边缘比较规则，2 713 m，LD29⁃b，扫描电镜Fig.9 Source of acid fluid in E s2 reservoirs on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

成岩阶段表明，辽东凹陷东南缘沙二段主要处于中成岩A1早期，泥岩和沙三段泥岩均已进入大量排酸和排烃期（图7），油气开始大量充注，现今沙二段储层中的原油酸值约为0.07 mgKOH/g，且镜下常见较完整的蠕虫状高岭石充填于石英次生加大之间（图9e），石英次生加大主要形成于中成岩A1期酸性成岩环境下，表明高岭石形成时间晚于石英次生加大或与石英次生加大同期，完整的蠕虫状高岭石边缘未发生溶蚀，表明高岭石形成之后未经历再次的碱性溶蚀，因此，该类高岭石主要形成于中成岩A1期有机酸的溶蚀阶段；碳酸盐矿物的碳氧同位素分析表明（图9a，b），部分数据点落在了图9b中Ⅱ区域，表明方解石的形成主要为中成岩A1期酸性溶蚀之前，研究区沙二段储层现今成岩阶段均已进入中成岩A1期，正处于有机酸或烃类的大量排放期，该时期主要以方解石溶蚀为主，未形成于有机酸有关的方解石；成岩阶段、原油中的酸值、完整形态的高岭石以及碳氧同位素分析表明，沙二段储层遭受了一定程度的有机酸溶蚀作用。地层水分析发现，储层中地层水的矿化度13～20 g/L，远小于咸水的矿化度（35 g/L）[26]，且地层水为NaHCO3型，为开放型地层水；储层紧挨边界同沉积大断层，有利于大气水和地表水沿断层进入储层；扫描电镜下发现大量散落分布的蚀变高岭石（图9c，d），边缘不规则，被溶蚀呈锯齿状，高岭石经历了早成岩期碱性成岩流体下的溶蚀；地层水、同沉积大断层、蚀变高岭石等分析表明，该区储层可能受到了大气水或地表水的影响。天然气组分分析发现，硫化氢含量可达59 mg/m3；中部沙二段顶部发育玄武岩；薄片中发育一些铁白云石和铁方解石；扫描电镜下常见石英次生加大（图9e）。碳酸盐矿物的碳氧同位素分析发现（图9b），中部受火山热液流体的影响较大；上述现象表明，储层遭受了不同程度的火山热液的影响。

研究区南部边界断层以及粒内缝、收缩缝等均可成为有效的有机酸运移通道[7]（图10a），而下部沙三段泥岩以及盆内的泥岩在中成岩A1期可以持续为其提供有机酸。由于南部储层主要以变余石英砂岩砾石、岩屑、石英及泥质杂基为主，可供溶蚀的只有混在泥质杂基中的方解石、裂缝内部方解石以及少量长石的溶蚀（图4b），且方解石、白云石胶结物含量仅为6%，由于该储层发育的位置位于盆地边缘，有机酸溶蚀的时间较短，仅为2 Ma，溶蚀弱，通过溶蚀作用，在南部储层中形成了仅为2.3%的孔隙度（图7a），但由于裂缝的大量发育，储层物性依然较好。

图10 辽东湾凹陷东南缘酸性流体运移示意图（a）南部；（b）北部Fig.10 Schematic diagram of acidic fluid migration in the E s2 on the southeastern margin of the Liaodongwan Sag

北部沙二段储层紧挨边界断裂（图1b、图10b），下部主要以沙三段厚层碳酸盐岩砾石为主的砂砾岩为主（图1c），骨架颗粒间被方解石、白云石等碳酸盐矿物强烈胶结，碳酸盐类骨架颗粒及胶结物平均含量大于60%。该位置的储层经历了早期大气淡水淋滤作用和中成岩A1期的有机酸溶蚀作用。地震剖面揭示（图10b），该位置储层沉积后发生变形隆起，形成小背斜，且紧邻边界大断裂，易遭受大气淡水淋滤作用；录井、测井显示储层顶部为低GR、高SP的特征（图1c），孔隙度统计发现顶部储层物性较好（图3a），向下快速变差，镜下发现顶部储层中的长石、方解石遭受强烈溶蚀作用（图5k，l），上述现象均表明北部储层顶部遭受了一定程度的大气淡水淋滤作用。纵向上，北部沙三段泥岩形成的有机酸无法大量在向沙二段储层运移，但沿沙二段储层向盆内方向也发育大量的厚层烃源岩，有机酸可以沿着储层横向运移，对储层进行溶蚀。由于有机酸形成且运移时储层处于早成岩B期的末期，储层强烈胶结且致密，且有机酸溶蚀的时间较短，仅为2.5 Ma，溶蚀弱，横向上有机酸向储层运移时同样比较困难，仅形成少量的溶蚀孔，主要表现为灰岩、白云岩砾石或岩屑内部发育溶洞或不规则溶蚀（图5k），长石的溶蚀（图5l），粒间方解石、白云石的溶蚀（图4c），生屑灰岩的溶蚀（图4e）。通过大气淡水淋滤和有机酸的溶蚀共同控制，为北部贡献了6.5%的孔隙度（图7b），但不足以抵消大量胶结作用所损失的孔隙（损失孔隙度约17.6%）。因此，北部储层依然比较致密，物性极差（平均孔隙度为7.7%）。

总之，酸性流体的溶蚀作用促进了沙二段优质储层的发育，但对不同位置沙二段优质储层的贡献具有差异性。由南向北，溶蚀作用为优质储层的贡献逐渐增大；南部储层中，溶蚀作用为优质储层贡献了2.3%的孔隙度（图7a），但由于裂缝的大量发育，储层物性依然较好；北部储层中，溶蚀作用为优质储层贡献了6.5%的孔隙（图7b），但不足以抵消大量胶结作用所损失的孔隙，储层物性极差。

4 结论

（1）渤海海域辽东凹陷东南缘沙二段以辫状河三角洲砂砾岩储层为主，储层具有明显的差异性，由南向北物性逐渐变差，南部储层物性好，以中—高孔为主，储层储集空间以裂缝（粒内缝、粒缘缝、收缩缝）为主，局部发育溶蚀孔；中部储层物性较差，以低—特低孔为主，储层储集空间以溶蚀孔和构造缝为主，局部见原生孔；北部储层物性最差，以特低孔—超低孔为主，储集空间以少量溶蚀孔为主，局部见少量裂缝。

（2）母岩类型是区域上储层物性差异的主要控制因素，母岩类型控制了储层成分、成岩作用、成岩演化的差异，最终导致储层物性具有差异性。研究区储层埋藏浅，由南向北，母岩类型由中生界碎屑岩和元古界变质石英砂岩向元古界碳酸盐岩转化，造成南部储层骨架颗粒以变余石英砂岩为主，杂基含量高，经历了较弱的胶结作用，裂缝非常发育，物性好；但往北部，储层骨架颗粒中碳酸盐岩含量逐渐增加，孔隙含量低，经历了强烈的胶结作用，物性逐渐变差。

（3）早期大气淡水淋滤和成岩期酸性流体的溶蚀作用对优质储层的发育具有一定的贡献，但持续时间较短，程度较低。南部储层厚度小，但优质储层厚度大，储层物性主要受裂缝成因的控制。由南向北储层厚度逐渐变大，但优质储层厚度变小，储层物性主要受早期大气淡水淋滤和成岩期溶蚀作用控制。