渤海海域中部古近系深埋藏湖相高孔隙度白云岩储层特征及其成因

吕正祥 宋修章 张 健 卿元华,3 齐玉民 金晓辉

1.成都理工大学能源学院 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学 3.中国石油塔里木油田公司4.中海石油钻采工程研究院渤海实验中心 5.中国石化石油勘探开发研究院

渤海海域中部古近系深埋藏湖相高孔隙度白云岩储层特征及其成因

吕正祥1,2宋修章1张 健1卿元华1,3齐玉民4金晓辉5

1.成都理工大学能源学院 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学 3.中国石油塔里木油田公司4.中海石油钻采工程研究院渤海实验中心 5.中国石化石油勘探开发研究院

吕正祥等.渤海海域中部古近系深埋藏湖相高孔隙度白云岩储层特征及其成因.天然气工业，2016, 36(12): 10-17.

渤海湾盆地渤海海域中部古近系沙河街组中发育湖相高孔隙度白云岩储层，准确预测高孔白云岩储层的分布对该区的油气勘探具有重大意义。为此，选取石臼坨凸起沙河街组（E2s）碳酸盐岩储层薄片，进行岩石矿物学、偏光显微镜、荧光、扫描电镜、阴极发光等综合分析，确定了高孔白云岩的岩石类型、成岩作用和储集空间特征。分析结果表明：高孔白云岩储层主要是生屑云岩，储集空间以残余粒间原生孔和生物体腔孔为主，成岩作用的主要特征为压实作用弱，发育衬垫白云石。进一步利用同位素地质温度、气液两相包裹体均一温度等确定了自生矿物的形成时期，再以显微荧光观察结合包裹体激光拉曼烃类检测技术，获得了烃类充注的期次。结论认为，沙河街组高孔白云岩储层发育具有3大主控因素：①高能沉积环境是高孔白云岩储层发育的基础；②渗流带—潜流带形成的早期衬垫白云石有效降低了机械压实对孔隙的破坏强度；③早期烃类充注有利于高孔白云岩储层的发育。

渤海湾盆地 渤海海域中部 古近纪 深埋藏 白云岩 高孔隙度储集层 成因

1 地质概况

白云岩是碳酸盐岩油气藏中的主要储层类型之一[1-2]，一直是碳酸盐岩储层的主要研究对象[3-14]。渤海湾盆地渤海海域中部古近系沙河街组发育湖相高孔隙度（以下简称高孔）白云岩储层，通过研究和文献调研[15]发现，该区白云岩储层的空间类型以原生孔隙为主，这与其他地区普遍以次生孔隙为主的白云岩储层明显不同[16-17]。为此，笔者在分析该区深埋藏湖相高孔隙度白云岩储层基本特征的基础上，探讨了深埋藏条件下白云岩原生孔隙发育的成因，以期为提高深部白云岩储层预测精度提供支撑。

研究区位于渤海海域中部（以下简称渤中）石臼坨凸起（图1），南邻渤海海域最大的生烃凹陷——渤中凹陷[18-21]。近年来该地区的油气勘探中，在埋深近4 000 m条件下，发育孔隙度超过30%的优质储层并钻获高产油气井，部分地区获得了探明储量[22-25]。渤中古近系从下到上发育孔店组（E1-2k）、沙河街组（E2s）、东营组（E3d），部分地区缺失孔店组，沙河街组直接与下伏古生界（Pz）或元古界（Pt）呈不整合接触，上覆地层为新近系馆陶组。渤中深层优质湖相白云岩储层主要发育于E2s中，E2s以咸水湖泊相碎屑岩为主，夹湖相碳酸盐岩沉积[15,25]，地层厚度介于300～400 m。

首先选取研究区不同钻井中E2s碳酸盐岩储层138块薄片进行储层微观特征观察，对典型显微现象进行荧光、阴极发光等分析，同时选取典型样品做扫描电镜、包裹体均一温度、同位素分析等。基于储层岩石的偏光、荧光、扫描电镜、阴极发光等分析结果，结合碳氧同位素分析、气液两相包裹体均一温度和激光拉曼光谱分析，在认识储层岩石学、孔隙、成岩等微观特征的基础上，通过对比分析储层沉积微相、颗粒组分、成岩作用等微观特征与物性的关系，研究优质储层的保存机理，识别出优质储层的形成条件。

图1 石臼坨凸起构造位置简图

图2 石臼坨凸起E2s碳酸盐岩岩石类型与物性关系直方图

2 古近系湖相高孔隙度白云岩储层特征

2.1岩石类型

研究区E2s碳酸盐岩类型多样，发育鮞粒云岩、生屑云岩、砂屑云岩、泥晶云岩等白云岩，也发育泥晶灰岩、生屑灰岩、粒屑灰岩等石灰岩，岩石类型与储集物性关系密切（图2）。生屑云岩的物性最好（图3-a），其次是砂屑云岩（图3-b），而各类石灰岩和泥晶云岩的物性差（图3-c、3-d）。进一步统计高孔白云岩储层的岩石类型，主要为颗粒类白云岩，其中超过80%的样品为生屑云岩，含少量砂屑云岩和鮞粒云岩（仅占16.4%）。高孔白云岩具有较高的亮晶白云石含量，但亮晶方解石和泥晶含量很低。

2.2成岩作用特征

通过铸体薄片偏光显微镜观察、阴极发光分析，结合扫描电镜等分析，发现E2s白云岩经历的成岩类型具有多样化特点，主要包括机械压实作用，胶结和交代作用，溶蚀作用等。发生胶结和交代作用的主要自生矿物及其赋存方式包括颗粒外的包壳、衬垫、充填孔隙和交代颗粒的白云石，充填孔隙、交代颗粒的方解石，充填孔隙的铁方解石和石英等。从几种自生白云石的微观赋存形式上可以确定其形成的先后顺序，包壳白云石围绕颗粒外围生长，在包壳的外围是衬垫白云石，部分从靠近颗粒向孔隙中央有先后3期衬垫，阴极发光上也显示出不同的发光特征（图4-a、4-b），充填白云石分布在衬垫白云石包围的剩余空间中。因此，包壳、衬垫、充填白云石的形成先后顺序是：包壳→衬垫→充填。E2s高孔白云岩中，溶蚀作用总体表现不强烈，主要表现为碳酸盐矿物的溶蚀，如亮晶白云石包壳和部分衬垫发生溶蚀后断裂或垮塌，其次见部分鲕粒中的碎屑鲕心溶蚀（图4-c），也可见生屑体腔孔中充填的铁方解石被部分溶蚀（图4-d）。

图3 石臼坨凸起E2s储层不同岩石类型储集物性显微照片

进一步分析高孔白云岩的成岩作用特征，主要表现出如下2种特点：

发育以衬垫状生长的亮晶白云石。E2s白云岩中存在多种赋存形式的白云石，而高孔白云岩最为显著的特征为具有包壳和衬垫白云石，其中包壳白云石围绕生屑、砂屑等颗粒外围生长，而衬垫白云石则具有2种生长方式：①在颗粒支撑的原生孔隙周边生长，具有1～3个世代（图4-a、4-b）；②生长于生屑体腔孔的内壁且垂直内壁近于等厚向体腔孔中央方向生长（图4-a）。

对比不同赋存形式白云石的发育特征和物性关系，发育且只有第1期衬垫白云石的白云岩孔隙度最好，充填孔隙、交代颗粒的白云石含量越高，白云岩孔隙度越低，同时衬垫、包壳白云石与充填、交代形成的碳酸盐胶结物具有互为消长关系（图4-e、4-f）。无论是生屑、鲕粒、砂屑等颗粒的接触方式，还是原生孔隙的发育程度，均显示出高孔白云岩储层的机械压实作用弱。

2.3储集空间类型

通过对研究区E2s的白云岩孔隙类型进行显微观察与统计，孔隙类型包括残余粒间原生孔隙、生物体腔孔、晶间孔、鮞粒内溶孔等（图4-g、4-c）。进一步统计高孔储层的孔隙类型，在11.90%的总面孔率中，残余原生孔含量高达97.96%，其主要包括体腔孔和残余粒间原生孔，两者在原生孔中的含量各约占50%，极为发育的生物体腔孔是该区E2s高孔白云岩的典型特征。晶间孔和溶蚀孔隙等其他类型的孔隙含量极少，平均值仅占总面孔率的0.22%。

2.4物性特征

E2s白云岩埋深普遍大于3 500 m，在Q36地区，深度超过3 700 m。通过对37个高孔白云石样品进行孔隙度、渗透率（以下简称孔渗）数据分析，孔隙度主要分布在0.7%～37.9%，均值达24.2%；渗透率主要分布在0.05～1 960.5 mD，均值达436.3 mD（图5）。总体上其物性峰值偏向于高孔渗，其中65%的样品孔隙度超过20%，为高孔储层，接近70%的样品渗透率超过100 mD，为高渗储层[26]，且孔渗相关性好，两者间的相关系数达到0.87，表现出良好的孔渗结构。

3 高孔隙度白云岩储层成因

3.1高能量的沉积环境

通过分析该区不同钻井的录井、测井资料，研究区碳酸盐岩储层发育于不同的沉积微相中，包括浅湖—深湖相、滨浅湖相、水下隆起滩坝相、滩坝间洼地相等，根据储层物性与沉积微相关系分析，孔渗性好的储层多分布于水下隆起滩坝上，而滨浅湖、滩间洼地物性变差，最差的是浅湖—深湖微相（图6），研究区E2s多属于较为干旱、盐度比较高的咸化湖泊环境，多发育水下隆起滩坝高能地带，其上具有大量的生物碎屑堆积[27-28]。

图6 石臼坨凸起E2s白云岩储层沉积微相与孔渗分布特征关系图

E2s的高孔白云岩主要发育在水下隆起滩坝沉积微相中。E2s虽然为湖泊沉积环境，但由于构造活动较为频繁，在湖泊环境中发育了较多的水下隆起，这些水下隆起水体相对较浅，湖浪能量强，不仅能搬运生物碎屑、砂屑等颗粒到水下隆起上，而且能不断淘洗颗粒间的细粒沉积物。因此，高孔白云岩储层表现为以颗粒碳酸盐岩为主，泥晶含量低，颗粒间初始原生孔隙发育好（图4-e），同时滩坝上的生物碎屑在沉积埋藏后生物体腔中的软体腐烂也能形成大量的特殊原生孔隙—生物体腔孔（图4-g），而不是白云石晶间孔。E2s高孔白云岩主要发育于高能沉积环境，且孔隙类型主要为原生孔隙的特征，说明其物性好坏与沉积环境关系密切。

3.2衬垫白云石形成时期较早

利用电子探针测定沉积碳酸盐岩颗粒和由早到晚形成的包壳、衬垫、充填白云石等样品的微区化学成分，通过对比白云石内碎屑、早期包壳白云石、孔隙衬垫白云石和充填白云石样品中的MgO/CaO值（即MgO/CaO样品）和标准白云石中的MgO/ CaO值（即MgO/CaO标准），求取各类样品与标准白云石的差值（MgO/CaO样品—MgO/CaO标准），依次为－0.119、－0.143、－0.039和－0.099。该差值越小，代表样品白云石中的MgO/CaO更低，也就是白云石中的MgO含量更低。上述各差值说明白云石内碎屑和早期包壳白云石中MgO含量相近且相对较低，之后的孔隙衬垫白云石中MgO含量增高，再之后形成的充填白云石中MgO含量反而减少，并具有下列变化特征：在白云石内碎屑和早期包壳白云石中含量相近且相对较低，通过与MgO/ CaO标准值相对比，MgO/CaO样品—MgO/CaO标准分别为－0.119、－0.143，而在之后的孔隙衬垫白云石中这一差值增高为－0.039，在充填白云石中反而减少为－0.099。其规律反映了随着内碎屑白云岩被淋滤，含镁离子进入孔隙流体中，伴随埋深增加镁离子浓度增大。因此，衬垫白云石的氧化镁含量增大，随后伴随衬垫白云石的形成，对镁离子消耗，更晚形成的充填白云石中的氧化镁含量更低，推测充填白云石形成于相对封闭的埋藏环境中。

衬垫白云石形成时期早，最直观的表现就是显微产状特征，其主要以刀刃状为主，少量为悬挂状（图4-g），明显具有渗流—潜流带的产状特征，同时衬垫白云石发育的岩石颗粒间接触关系多为点—线接触和点接触，也说明在机械压实不强的埋藏早期就已经形成。为进一步明确其形成时期，对其形成的古温度和古埋深进行了分析。由于衬垫白云石晶粒细小，主要为微晶、粉晶白云石，难以发现可测定均一温度的气液两相包裹体，研究中通过对衬垫白云石进行原位激光取样并测定其氧同位素值，根据同位素温度计确定出形成温度[29]，据此可知渤中E2s自生衬垫白云石形成温度分布在37.6～88.21 ℃，结合显微赋存特征可划分为3期，利用古地温梯度公式，选择古地温梯度3.5 ℃/100、古地表温度25 ℃[30]，推算其形成时的古埋深介于360～1 806 m，可见其形成时期较早。

3.3原生孔隙保存好

研究区高孔白云岩储集空间主要为粒间孔、体腔孔等原生孔，两者在总孔隙度中含量近98%，原生孔隙发育好是形成研究区E2s碳酸盐岩中高孔储层的最主要因素。

E2s高孔白云岩主要为生屑云岩和鲕粒云岩等颗粒类云岩，颗粒接触方式多以点—线接触为主（图4-g），泥晶含量很少，中等—较差分选。根据岩石分选系数确定初始粒间原生孔隙度的方法，以分选中等和分选较差2种岩石的初始粒间原生孔隙度（分别为34.0%和30.7%）[31]的均值，即32.4%作为初始孔隙量，结合现今残留的原始孔隙量、泥晶含量和自生矿物对原始孔隙的破坏量，恢复研究区E2s高孔白云岩储层压实减孔量，介于0.03%～17.32%，平均为4.95%，表明其遭受的机械压实作用弱。

通过显微观察，衬垫白云石发育的白云岩其原生孔隙发育良好。根据微区电子探针分析，鲕粒圈层的泥晶碳酸盐岩具有较高的氧化镁含量，高达18.06%，而其周围的薄层亮晶胶结物同样具有较高的氧化镁含量，高达20.85%，生物体腔孔充填的白云石中氧化镁含量达24.25%。因此可以推测早期沉积环境含有丰富的镁离子，利于白云石的形成；同时由于衬垫白云石形成时期早，其特有的生长方式导致在压实对储层孔隙破坏不大的情况下使得颗粒相互支撑，形成能有效抵制压实作用的点—线接触，为原生孔隙的保存提供了有利条件。因此，衬垫白云石的较早形成是研究区E2s白云岩中原生孔隙能够较好发育的重要因素之一。

烃类充注对进一步的成岩作用具有抑制作用[32]。在研究区E2s白云岩储层72.8～138.0 ℃的包裹体温度区间中检测到甲烷，说明存在多期烃类充注，72.8℃的烃类包裹体形成温度也说明在储层埋藏早期就有烃类充注。E2s白云岩储层荧光特征显示出具有不少于2期的油气充注，从图4-d上可以明显分辨出下列成岩序列：首先形成体腔孔，随后体腔孔被铁方解石不完全充填，再之后是充填体腔孔的铁方解石发生部分溶解，形成溶蚀孔隙。再观察残留体腔孔（图4右上箭头）、颗粒间的原生孔和铁方解石溶蚀形成孔隙（下箭头）的荧光特征（图4-h），后者发暗绿色荧光，前两者发相同的黄色荧光，结合成岩顺序可知，发黄色荧光的烃类充注早于发暗绿色荧光烃类的充注，且高孔岩石中的黄色荧光分布面积远多于暗绿色荧光分布面积，黄色荧光分布广的岩石中残余粒间原生孔隙和体腔孔特别发育，且充填方解石含量低。由此可见，研究区E2s白云岩中早期烃类充注不仅抑制了进一步的自生矿物的形成，使粒间原生孔隙得到更好保存，而且烃类的聚集形成了足够的流体压力，减弱了压实作用对早期原生孔隙的破坏，也使得体腔孔得以有效保存下来。这可能也是E2s高孔白云岩中储集空间以残余粒间原生孔隙和体腔孔为主的主要原因之一。

4 结论

1）渤中古近系E2s湖相碳酸盐岩中高孔白云岩含量超过65%。E2s高孔白云岩储层主要分布在水下隆起滩坝上，岩石类型以生屑云岩为主，以残余粒间原生孔和体腔孔为主要储集空间，孔渗正相关性较好。

2）古近系E2s沉积时期古环境中含有的丰富镁离子为早期衬垫白云石形成提供了物质基础。古近系E2s高孔白云岩储层中发育1～3期衬垫白云石，其中第1期衬垫白云石形成时期早，为渗流—潜流带形成，其形成时古埋深浅。早期衬垫白云石有效降低了机械压实作用对储集空间的破坏，是渤中古近系E2s高孔白云岩储层发育的主要原因之一。

3）渤中古近系E2s高孔白云岩储层中具有多期油气充注，其中早期烃类充注充分，该期烃类充注有效抑制了进一步的自生矿物的形成，也形成了异常孔隙流体压力，保护了储层孔隙，是该区E2s高孔白云岩储层发育的又一关键因素。

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（修改回稿日期 2016-09-25 编 辑罗冬梅）

Characteristics and genesis of Paleogene deeply-buried high-porosity lacustrine dolomite reservoirs in the central Bohai Sea area

Lü Zhengxiang1,2, Song Xiuzhang1, Zhang Jian1, Qing Yuanhua1,3, Qi Yumin4, Jin Xiaohui5
(1.College of Energy Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China;2.State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation // Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China;3.PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla,Xinjiang 841000, China;4.Bohai Central Laboratory, Oilfield Engineering Research Institute of CNOOC Energy Technology & Services, Tianjin 300452, China;5.Sinopec Petroleum Exploration & Production Research Institute, Beijing 100083, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.10-17, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

High-porosity lacustrine dolomite reservoirs are developed in the Paleogene Shahejie Formation (E2s) in central Bohai Sea area, Bohai Bay Basin. Accurate prediction on the distribution of these reservoirs is quite significant to the oil and gas exploration in this area. In this paper, 138 thin sections of E2s carbonate reservoirs in Shijiutuo salient were analyzed comprehensively based on petrology & mineralogy, polarizing microscope, fluorescence, scanning electron microscope and cathode luminescence. Based on the analysis, the rock type, diagenesis and reservoir space characteristics of the high-porosity dolomite reservoirs were figured out. Specifically, the reservoirs are dominated by bioclastic dolomite. The reservoir space is mainly composed of residual intergranular primary pores and visceral cavity pores. The diagenesis is mainly characterized by weak compaction and the existence of liner dolomite. Then, the formation period of authigenic minerals was determined by using isotopic geological temperature and hydrocarbon inclusion temperature. Finally, the hydrocarbon charging stages were made clear by means of microscopic fluorescence observation, together with the Laser Raman hydrocarbon detection on inclusions. It is concluded that the development of the E2s high-porosity dolomite reservoirs in this area is mainly controlled by three factors. First, high-energy sedimentary environment is the basis for the development of high-porosity dolomite reservoirs. Second, the early liner dolomite formed in the vadose zone and the underflow zone reduces effectively the destruction of mechanical compaction on pores. And third, the early hydrocarbon charging is favorable for the development of the high-porosity dolomite reservoirs.

Bohai Bay Basin; Central Bohai Sea area; Paleogene; Deeply-buried; High porosity; Dolomite reservoir; Genesis

“十二五”国家科技计划（专项）项目“近海大中型油气田形成条件与分布”（编号：2011ZX05023-006）。

吕正祥，1965年生，教授，博士；2001年毕业于成都理工大学并获博士学位；主要从事储层地质研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID: 0000-0002-0528-2452。E-mail: 417330439@qq.com

宋修章，1991年生，硕士研究生；主要从事储层地质研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。E-mail: 1406362243@qq.com

DOI :10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.002