渤中凹陷西次洼东营组储层成岩作用与成岩相研究

代黎明，杨波，王清斌，冯冲，刘晓健

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

渤海中深部储层是轻质油、天然气勘探极具潜力的领域，但由于埋藏深、钻井少、地质情况复杂，一直以来是储层研究的薄弱环节。虽然有学者提出了源-汇耦合富砂机理和相关控砂模式，大大改善了钻前储层预测的效果[1]，但对深层油气勘探来说，随着埋深的增加，碎屑岩储层的成岩强度增强，孔隙度和渗透率逐步降低，如何在普遍低孔低渗背景下寻找优质储层就成为目前储层地质学研究中的难点。为此，笔者从成岩作用研究的角度分析渤中西次洼东营组优质储层形成的基础，以便为渤海海域相关地区的深层油气勘探提供科学依据。

1 区域地质概况

渤中凹陷是渤海海域内最大的凹陷，也是新生界沉积最厚的凹陷。渤中西次洼位于渤中凹陷的西北部，为一个次级单元，夹持在沙垒田凸起和石臼坨凸起之间，紧邻渤中凹陷主洼。目前渤中西次洼整体勘探程度较低，随着渤中2-1、渤中8-4等构造相继获得突破，东营组成为该研究区主要勘探层系。渤海海域的东营组划分为3段，分别为东一段、东二段和东三段，目前油层主要集中在东二段和东三段[2]。沉积相研究结果表明，东三段沉积时期沿陡坡带发育大量近源扇三角洲。东二段沉积早期，以发育来自西部沙垒田凸起的辫状河三角洲为主；中期辫状河三角洲退缩，规模较小；晚期物源供给充沛，辫状河三角洲朵体扩大。渤中西次洼东营组的埋深普遍大于3000m，烃源岩条件好，油源充足，但由于埋深较大，储层物性较差。

2 储层岩石学与成岩作用特征

2.1 岩石学特征

1)东三段 岩石类型以岩屑质长石砂岩为主，长石含量32%～50%，岩屑含量10%～43%，岩屑成分主要为火山岩，填隙物含量10%～19%，主要为菱铁矿、白云石。

2)东二段 岩石类型主要为岩屑质长石砂岩和长石砂岩，岩性主要为中-细砂岩，分选中等，次棱-次圆状。石英含量22%～65%，平均38.6%；长石含量29%～51%，平均41.9%；岩屑含量3%～46%，平均19.5%。岩屑成分以火山岩为主，主要为酸性喷出岩岩块、花岗岩岩块及少量变质岩岩块石英岩，填隙物主要为碳酸盐和泥质。

3)东一段 岩石类型为长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩，石英含量12%～44%，平均31%；长石含量21%～46%，平均37.8%；岩屑含量12%～67%，平均31.2%。从岩石学特征来看，渤中西次洼东营组砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低。

2.2 成岩作用特征

综合薄片、扫描电镜、阴极发光、X-射线衍射分析资料，渤中西次洼东营组砂岩储层成岩作用分为破坏性成岩作用与建设性成岩作用，破坏性成岩作用包括机械压实作用、胶结作用和自生黏土矿物充填等，建设性成岩作用主要包括溶蚀作用。

1)机械压实作用 机械压实作用贯穿于埋藏成岩阶段的整个过程,是引起砂岩孔隙度降低的最主要原因之一[3]，其特点如下: ①塑性颗粒(云母、泥岩、浅变质岩、火山岩岩屑) 的塑性变形、扭曲及假杂基化(图1(a))；②刚性颗粒(石英、长石等) 表面的脆性微裂纹及位移和重新排列；③压实定向组构，即长石、云母常沿长轴方向定向排列；④碎屑颗粒的紧密填集[4]。

2)胶结作用 胶结作用主要表现为碳酸盐岩胶结作用，包括铁方解石、方解石和铁白云石、白云石的胶结作用((见图1(b)和图1(c))。此外，还有石英的次生加大作用和自生黏土矿物的充填。但早期的碳酸盐胶结作用在堵塞粒间孔隙的同时，也强烈抑制机械压实作用的进行，为以后溶蚀形成次生孔隙打下重要基础[5]。

3)黏土矿物充填 自生黏土矿物是在沉积-成岩阶段以化学沉积方式形成的。黏土矿物的数量、类型和分布对碎屑岩的储集物性产生明显影响。渤中西次洼东营组储层自生黏土以自生高岭石为主，填充于粒间孔隙中，晶体呈六方板状，集合体呈书页状。

4)溶蚀作用 溶蚀作用主要包括长石颗粒的溶解和碳酸盐岩胶结物的溶解，是形成次生孔隙的最主要因素。渤中西次洼东营组储层中长石含量普遍较高，长石颗粒溶蚀现象普遍(见图1(d))，常见高岭石化。与长石一样，碳酸盐岩胶结物在酸性水介质下会发生溶解。渤中西次洼东营组储层发育大量的碳酸盐岩胶结，碳酸盐岩胶结物颗粒溶蚀现象普遍，且碳酸盐岩胶结溶蚀孔与高岭石共生，说明长石与碳酸盐岩胶结物可同时发生溶解形成次生孔隙。对于深层储层而言，溶蚀作用是改善深部储层品质的关键因素[6]。

图1 渤中西次洼东营组典型成岩作用特征图

3 成岩阶段划分与成岩相

3.1 成岩阶段划分

根据成岩作用特征综合分析，将渤中凹陷西次洼储层的成岩序列可归纳如下：压实作用-石英次生加大-长石、岩屑溶蚀-碳酸盐胶结-次生孔隙形成-长石加大-自生高岭石。结合镜质体反射率、X-射线衍射资料，并参考中海油总公司碎屑岩成岩阶段划分标准(Q/HS 1027-2007)，认为渤中西次洼东营组普遍处于中成岩A期，少量井的东一段和东二上亚段处于早成岩B期，洼陷中央有部分井的东三段进入了中成岩B期。此外，同一成岩阶段的深度从洼陷边缘向洼陷中心位置逐渐变深，表明埋深对成岩阶段具有明显的控制作用。

3.2 成岩相类型

根据储层的岩石类型、结构特征、成岩作用类型、成岩阶段划分及孔隙演化特征[8]，将渤中西次洼东营组储层划分为以下4种成岩相类型，即压实相、胶结相、杂基充填相和溶蚀相。

1)压实相 压实相主要发育于粉砂岩及富中基性喷出岩岩屑的岩屑砂岩或长石砂岩中，随深度加深而变强，以强压实、弱溶解为特征，并常见压实压溶缝合线，其受较强热埋藏或构造压实而成为非有效或差储集层，在渤中西次洼东营组东三段靠近次洼中心部位较为发育。

2)胶结相 胶结相受较强热埋藏胶结作用而成为非有效或差储集层，根据胶结物成分、胶结类型分为碳酸盐岩胶结、硅质胶结、泥质胶结等。渤中西次洼东营组储层以各类碳酸盐岩胶结较为典型，碳酸盐含量与孔隙度呈明显的负相关关系，碳酸盐含量低于15%时，砂岩孔隙度多保持在20%以上，超过15%以后，物性迅速变差，孔隙度大多只有百分之十几。而碳酸盐含量又与水介质条件密切相关，渤中西次洼东三段到东二上亚段碳酸盐胶结物含量整体上呈递减趋势，同时这一趋势与湖泊由淡水-半咸水向淡水演变的规律相符合，说明碳酸盐胶结物含量与水体环境有一定相关性。

3)杂基充填相 杂基充填相指充填大量原杂基或部分成岩杂基而成为较差储集层或非有效储集层，该类成岩相往往分布在靠近凸起的陡坡带附近的扇三角洲中，由于近源快速堆积，杂基含量高，各种陆源黏土矿物容易充填粒间孔隙。

4)溶蚀相 溶蚀相以埋藏成岩过程中结晶方解石胶结为特征，并富含长石及不稳定组分，同时尚存一定数量的原生粒间孔隙，从而为油气形成过程中产生的有机酸提供了通道。方解石及不稳定碎屑溶蚀、溶解而形成次生溶蚀孔隙，使该类岩石相的孔隙度得以较大恢复，砂岩孔隙度一般大于20%，渗透率大于100mD。因此，发育该类成岩相的(长石)岩屑砂岩、长石砂岩及大部分的(岩屑长石)石英砂岩为最佳储集体。

4 优质储层带预测

渤中西次洼东营组储层品质主要受成岩阶段和成岩相控制。在钻井相对稀少的条件下，以井为约束勾勒出埋深所控制的成岩阶段和与之对应的成岩相，通过成岩相分布预测，结合沉积相平面展布规律，即可预测其优质储层的平面分布状况(见图2)。结果表明，渤中西次洼东营组储层东三段处于强压实强胶结低渗储层带的比例较高，可重点关注埋藏较浅的边缘带(见图2(a))，而东二段大部分储层处在中等溶蚀中等胶结储层分化带内(见图2(b))，其整体勘探风险较低。

5 结论

1)渤中西次洼东营组储层以岩屑类长石砂岩和长石砂岩为主，结构成熟度和成分成熟度均较低，岩屑及易溶组分的存在为后期的溶蚀改造奠定了物质基础。

2)在渤中西次洼东营组储层中识别出破坏性成岩作用(如机械压实作用、胶结作用和黏土矿物充填)和建设性成岩作用(如溶蚀作用)，后者对改善储层品质具有重要作用。

3)渤中西次洼东营组储层普遍处于中成岩A期，少量井的东一段和东二上亚段处于早成岩B期，洼陷中央有部分井的东三段处于中成岩B期。

图2 渤中西次洼东营组优质储层带预测图

4)渤中西次洼东营组储层东三段处于强压实强胶结低渗储层带的比例较高，可重点关注埋藏较浅的边缘带；东二段大部分储层处在中等溶蚀中等胶结储层分化带内，整体勘探风险较低。

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