浊积岩低渗透储层成因机制及有效性评价——以东营凹陷胜坨地区沙四上亚段为例

朱沛苑 （中海石油 （中国）有限公司湛江分公司研究院，广东 湛江524057）

操应长 （中国石油大学 （华东）地球科学与技术学院，山东 青岛266555）

随着国内油气田勘探程度的不断深入，常规优质储层的储量和产量正逐年减少，低渗透等低品位油气田已经成为我国油气增储上产的重要资源。因此，低渗透储层在当前乃至今后无疑是我国石油勘探的主战场，加强对低渗透储层特征的认识，了解低渗透储层的形成机理具有重要意义［1～3］。近年来，虽然国内外学者对低渗透砂岩储层开展了很多研究工作［4～6］，但是对浊积岩低渗透储层的研究较少，主要表现在对浊积岩低渗透储层的控制因素、成因机制等认识不清和储层的有效性评价方法尚不够成熟。以东营凹陷胜坨地区沙四上亚段浊积岩为研究对象，笔者系统研究了该地区浊积岩低渗透储层的成岩特征、成因机制以及有效储层发育的主控因素，并建立了一套浊积岩低渗透储层综合分类评价方法，为其他地区同类型浊积岩低渗透储层的快速评价提供参考和借鉴。

图1 东营凹陷胜坨地区构造图 （据文献 ［7］，有修改）

胜坨地区位于东营凹陷北部陡坡断裂带的中段，北靠陈家庄凸起，南接中央断裂背斜带，西南为利津洼陷，东南为民丰洼陷，勘探面积为230km2（图1）。沙四上亚段 （Esu4）沉积时期主要为半干旱－湿热气候，有利于母岩的机械风化，物源供给充足，同时研究区具有地形高差大、近物源、构造活动强烈的特征，有利于砂砾岩扇体的发育［8～10］。这些扇体靠近油源且与湖相泥岩呈指状接触，具备形成岩性油气藏的条件，是东营凹陷岩性油气藏勘探的重要领域之一［11］。

1 储层岩石学特征

研究区浊积岩储层主要为中砾岩、细砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩、粗砂岩、中砂岩及细砂岩。根据岩心观察和薄片鉴定结果，砂岩以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，其次为长石砂岩、岩屑砂岩。石英体积分数7%～77%，平均为31．6%；长石体积分数4%～66%，平均为36．68%；岩屑体积分数5%～88%，平均为32．74%，岩屑类型以变质岩和岩浆岩为主，沉积岩岩屑含量较少。砂岩分选中等－差，磨圆度多为次棱角状，颗粒支撑结构，以点－线接触为主，胶结类型主要为孔隙式、接触式胶结。整体上，该地区浊积岩储层以较低的成分成熟度和结构成熟度为特征。

2 储层岩相特征

通过对研究区内近30口井的岩心描述，结合钻测井资料，依据岩性、粒度、沉积构造等沉积特征分析，在该区归纳出4大岩相类型（图2）。Ⅰ类岩相主要由砾岩、含砾砂岩、粉细砂岩组成，由下向上具有明显的正韵律，底部具冲刷面，顶部发育薄层泥岩，泥砂比一般为0．05～0．1，其优势发育相带为中扇辫状水道微相。Ⅱ类岩相主要由含砾砂岩、砾状砂岩、泥质砂岩及细砂岩与泥岩的薄互层组成，具明显的正韵律，表现出随着粒度的变细、砂层厚度明显变薄。泥质含量较Ⅰ类岩相高，常见变形构造、冲刷充填构造，泥砂比一般为0．1～1，该类岩相在中扇辫状水道微相中较为常见。Ⅲ类岩相主要由中、粗砾岩、砾状砂岩及中粗砂岩组成，杂基支撑的砾岩相在整个相序中占主导地位，厚度较大，冲刷作用较为频繁，常见块状层理、冲刷充填构造，具鲍玛序列，泥砂比一般为0．05～0．1，在湖底扇内扇主水道微相集中发育。Ⅳ类岩相由薄层粉细砂岩、泥质砂岩与厚层泥岩的不等厚互层，泥砂比一般大于2，可见泥岩撕裂屑、包卷构造、透镜状层理及变形构造，在湖底扇外扇及中扇水道间微相常见。

图2 东营凹陷湖底扇主要发育的岩相类型

3 浊积岩储层储集特征

3．1 物性特征

整体上看，研究区Esu4浊积岩储层孔隙度一般小于20%，渗透率一般小于50mD，其中，孔隙度主要分布在5%～15%，渗透率主要为0．1～10mD。总体上以发育中低孔低渗储层、低孔低渗储层为主。

3．2 储集空间类型及特征

通过镜下铸体薄片观察，浊积岩储层的孔隙类型以次生孔隙为主，常见粒间溶孔，其次为粒内溶孔，还有发育少量的压裂缝、晶间微孔，裂缝少见 （图3）。

粒间溶孔以长石、石英及岩屑颗粒的边缘部分溶解为主，通常呈不规则状，由于喉道受颗粒接触关系的制约，主要呈现窄片状或管束状。粒内溶孔通常为长石、岩屑颗粒发生溶解，可见受强烈溶解作用形成的铸模孔。压裂缝主要在长石、岩屑表面较为常见，是在强压实作用下产生的破碎裂缝。在高岭石等黏土矿物胶结物中常发育晶间微孔，由于晶间孔受溶解作用的改造并不明显，因此仅在一定程度上改善储层的渗流能力［12，13］。

图3 胜坨地区湖底扇储层储集空间类型

3．3 孔喉结构类型及特征

研究区低渗透储层的孔喉结构可分为4类 （表1）。其中，①类属于中－粗喉型，孔隙分布较均匀且孔隙连通性较好，是低渗透储层中最好的类型；②类属于中－细喉型，以孔喉大小较均匀为特点，是低渗透储层中较好的类型；③类喉道以细喉型为主，属于低渗透储层中较差的类型；④类为微细喉型，是其中最差的类型。

4 成岩作用特征

研究区储层在深埋藏、漫长演化的过程中，受压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用等成岩作用的改造。采用综合成岩作用强度划分的方法 （采用视压实率、视胶结率、视溶解率的数值大小来评判成岩作用的强度）对薄片进行分析统计，结果表明该区主要发育以下4种成岩相类型 （图4）：A类为强压实成岩相，B类为强胶结成岩相，C类为强溶解成岩相，D类为过渡成岩相。D类又分为3小类，D1类为中压实中胶结中溶解成岩相，D2类为弱压实中胶结中溶解成岩相，D3类为弱压实中胶结弱溶解成岩相。B类及C类成岩相发育在中等深度段 （深度在3200～3800m）。

5 低渗透储层成因机制

根据不同岩相 （Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类）及成岩相类型 （A、B、C、D类）的匹配关系，结合研究区薄片分析表明该区浊积岩低渗透储层发育以下11种类型：Ⅰ－C、Ⅰ－D、Ⅱ－B、Ⅱ－C、Ⅱ－D、Ⅲ－A、Ⅲ－B、Ⅲ－C、Ⅲ－D、Ⅳ－B、Ⅳ－D （表2）。

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表2 研究区浊积岩低渗透储层类型及特征

每一类储层的形成都不是单一因素决定的，而是沉积、成岩、构造三方面因素综合作用的结果。由于研究区受大规模构造运动的影响较弱，裂缝不甚发育，低渗透储层主要受沉积和成岩两方面作用的影响。研究表明：沉积作用是低渗透储层形成的先决条件；压实、胶结作用是低渗透储层形成的主导因素；溶解作用的不彻底性使其无法从根本上改善低渗透储层的物性。

图4 胜坨地区发育的成岩相类型

按照沉积作用及后期不同类型成岩作用 （主要为压实、胶结及溶解等作用）对低渗透储层形成控制程度的强弱，将低渗透储层的成因机制划分为以下4类：压实作用低渗型、胶结作用低渗型、压实－胶结综合作用低渗型及溶解改善物性、压实－胶结综合作用低渗型。其中，研究区的Ⅲ－A属于压实作用低渗型储层；Ⅱ－B、Ⅲ－B、Ⅳ－B为胶结作用低渗型储层；Ⅰ－D、Ⅱ－D、Ⅲ－D、Ⅳ－D为压实－胶结综合作用低渗型储层；Ⅰ－C、Ⅱ－C、Ⅲ－C属于溶解改善物性、压实－胶结综合作用低渗型储层［12～15］。

5．1 压实作用低渗型

压实作用低渗型通常发育于杂基支撑的砾岩中或泥质含量较高的砂岩中。研究区Ⅰ、Ⅱ类岩相是较有利的储集体，分选中等－好，泥质含量相对较少，可发育高渗及中渗储层；而Ⅲ、Ⅳ类岩相为不利的储集体，分选较差，孔喉结构较为复杂，泥质含量相对较高，泥质常包裹在颗粒表面、赋存在颗粒相互接触的部位或是存在于喉道部位，极易在压实作用的影响下封堵喉道，从而降低储层的渗透率，常发育低渗储层和特低渗储层，仅发育少量的中渗储层。Ⅲ－A类储层就隶属此类。

5．2 胶结作用低渗型

胶结作用低渗型通常发育在与大套厚层泥岩互层的薄层砂岩中或距离泥岩较近的大套厚层砂岩中，Ⅱ－B、Ⅲ－B、Ⅳ－B类储层隶属该类。

其中Ⅱ－B类储层具有较为有利储层发育的岩相类型，但由于后期的强胶结作用 （碳酸盐胶结物强烈胶结、交代颗粒甚至充填次生溶孔），石英的次生加大现象普遍发育，同时黏土矿物赋存在颗粒表面，储层的喉道被改造，常呈现弯片状甚至管束状，严重影响了储层的渗流能力，最终导致低渗透储层的形成，Ⅲ－B、Ⅳ－B类储层都是在不利储层发育的岩相类型及强胶结作用的综合改造下，促成了低渗透储层的形成。

5．3 压实－胶结综合作用低渗型

无论岩相类型是否有利于储层的发育，在沉积后期受到压实、胶结作用的综合改造，储层的物性变差，喉道被改造成弯片状甚至管束状，储层的渗流能力骤降，最终形成了低渗透储层。Ⅰ－D、Ⅱ－D、Ⅲ－D、Ⅳ－D类储层隶属此类。

5．4 溶解改善物性、压实－胶结综合作用低渗型

受压实、胶结综合作用影响，形成了低渗透储层，而后期溶解作用仅在一定程度上改善储层的储集性能，而无法从根本上改善低渗透储层的物性导致生成该类型。Ⅰ－C、Ⅱ－C、Ⅲ－C类储层属于此种类型。

6 浊积岩低渗透储层有效性评价

沉积作用、成岩作用是研究区浊积岩低渗透储层发育的两大主控因素。比较知Ⅰ－C、Ⅰ－D类储层最好；Ⅱ－C、Ⅲ－C类储层较好；Ⅱ－B、Ⅱ－D、Ⅲ－D类储层较差；Ⅲ－A、Ⅲ－B、Ⅳ－B、Ⅳ－D有效储层最差。结合储集空间类型、孔喉类型等资料，将研究区浊积岩低渗透储层划分为优质储层、中等储层、差等储层及非储层4大类 （表3）。综合4类储层来看，研究区优质储层集中发育在中扇辫状水道微相，是研究区最好的储层类型；中等储层和差等储层均在中扇辫状水道和内扇主水道微相较为常见。非储层广泛分布于内扇主水道、中扇水道间及外扇，是研究区最差的储层类型。

表3 东营凹陷胜坨地区浊积岩低渗透储层有效性评价

7 结 论

1）根据岩相与成岩相类型的匹配关系，研究区浊积岩低渗透储层成因机制可划分为压实作用低渗型、胶结作用低渗型、压实－胶结综合作用低渗型及溶解改善物性、压实－胶结综合作用低渗型4种。其中，Ⅲ－A属于压实作用低渗型储层；Ⅱ－B、Ⅲ－B、Ⅳ－B为胶结作用低渗型储层；Ⅰ－D、Ⅱ－D、Ⅲ－D、Ⅳ－D为压实－胶结综合作用低渗型储层；Ⅰ－C、Ⅱ－C、Ⅲ－C属于溶解改善物性、压实－胶结综合作用低渗型储层。

2）研究区浊积岩低渗透储层可划分为优质储层、中等储层、差等储层及非储层4大类。其中Ⅰ－C、Ⅰ－D类储层为优质储层，Ⅱ－C、Ⅲ－C类储层为中等储层，Ⅱ－D、Ⅱ－B、Ⅲ－D类储层为差等储层，Ⅲ－A、Ⅲ－B、Ⅳ－B、Ⅳ－D类储层为非储层。

本文得到了中国石油大学 （华东）地球科学与技术学院王艳忠老师的指导与帮助，在此致以最诚挚的谢意！

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