霸县凹陷西部陡坡带沙三段成岩演化及其对储层物性的影响

杨剑萍, 金 权, 吕传炳, 张 峰, 李彦国, 侯守探, 李凤群, 黄志佳

( 1. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2. 中国石油大学(华东) 海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东 青岛 266071； 3. 中国石油华北油田分公司 机关开发部，河北 任丘 062552； 4. 中国石油华北油田分公司 第三采油厂，河北 河间 062450 )

霸县凹陷西部陡坡带沙三段成岩演化及其对储层物性的影响

杨剑萍1,2, 金 权1,2, 吕传炳3, 张 峰3, 李彦国3, 侯守探4, 李凤群4, 黄志佳4

( 1. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2. 中国石油大学(华东) 海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东 青岛 266071； 3. 中国石油华北油田分公司 机关开发部，河北 任丘 062552； 4. 中国石油华北油田分公司 第三采油厂，河北 河间 062450 )

利用岩心观察、岩石薄片分析、物性资料及试油资料，结合盆地埋藏演化史，研究霸县凹陷西部陡坡带岔河集—高家堡地区沙河街组三段(沙三段)扇三角洲成岩作用特征及其对储层物性的影响。结果表明：西部陡坡带沙三段储层目前处于中成岩A期，在持续埋藏的背景下，经历碱性—酸性—碱性成岩环境的演变；成岩演化序列为压实作用/早期碳酸盐胶结—长石溶解/石英次生加大/自生高岭石胶结—灰泥杂基重结晶/晚期碳酸盐胶结/硬石膏胶结/石英弱溶解—黄铁矿胶结。不同沉积相带沉积特征不同，控制成岩演化特征的差异，决定物性演化的不同。扇三角洲平原辫状河道泥质砂岩埋藏早期压实作用较强，后期灰泥重结晶使物性急剧降低，现今主要发育干层。扇三角洲前缘水下分流河道远泥岩端储层，由于酸碱两期溶蚀作用使长石、石英和早期碳酸盐胶结物发生一定程度的溶蚀，油气充注进一步抑制晚期碳酸盐胶结作用，现今保留大量的残余原生孔隙和次生孔隙，可作为良好的油气储集层。扇三角洲前缘席状砂和水下分流河道近泥岩端砂岩早期碳酸盐胶结极为发育，在一定程度上抑制压实作用，但整体上中等的压实作用和较强的胶结作用使物性降低较快，早期碳酸盐胶结堵塞孔隙和喉道，导致酸性流体难以产生大范围的溶蚀，晚期碳酸盐、硬石膏胶结使孔隙度进一步降低，现今物性中等。

扇三角洲； 成岩演化； 物性演化； 沙河街组三段； 陡坡带； 霸县凹陷

0 引言

霸县凹陷是渤海湾盆地冀中坳陷的一个次级构造单元。近几年，霸县凹陷沙河街组勘探成果丰硕，累计探明含油面积58.3 km2，探明石油地质储量7 600×104t，展现良好的勘探前景[1-2]。冀中坳陷持续埋藏型盆地包括霸县凹陷和饶阳凹陷，不同埋藏类型盆地成岩演化过程存在差异[3-5]，同一盆地中陡坡带、缓坡带和洼槽带储层成因机制存在不同[6-8]。人们对霸县凹陷储层的研究多集中于东部文安斜坡[9-10]，而对西部陡坡带沙河街组三段(沙三段)扇三角洲储层成岩演化特征研究不够深入[11-12]，对扇三角洲储层认识程度较低。断陷湖盆陡坡带扇三角洲兼具重力流和牵引流沉积特点，不同沉积相带储层原始组构存在差异，埋藏过程中经历的成岩作用和孔隙演化存在不同[13-15]。

霸县凹陷陡坡带沙三段扇三角洲埋深多大于3 300 m，最深达4 972 m，在盆地持续埋藏的背景下，多重成岩作用使储层物性演化更加复杂，因此明确不同沉积相带储层成岩演化过程及其对储层物性的影响具有重要意义。根据岩心观察及岩石薄片分析、多种测试资料，结合研究区埋藏热演化史，在恢复霸县凹陷陡坡带沙三段成岩演化过程的基础上，笔者探讨扇三角洲不同沉积相带成岩作用差异对储层物性的影响，恢复储层孔隙度演化史，为沙三段储层勘探开发提供依据。

1 地质背景

霸县凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷中北部，西部以牛东断层为界，东部超覆于大城凸起之上，北以里澜断层与武清凹陷相隔，南以安新—徐水横向调节带与饶阳凹陷相邻，面积约为5 600 km2[16](见图1)。盆地沉积格局受西部牛东断层的控制，是一个典型的西断东超、西深东浅的箕状断陷湖盆。霸县凹陷南北分区、东西分带，自西向东依次划分为西部陡坡带、中央洼陷带和南部缓坡带，研究区位于西部陡坡带岔河集—高家堡地区。沙三段沉积时期，受喜马拉雅Ⅰ幕运动的影响，霸县凹陷快速下沉，在西高东低、山高水深的地貌背景下，形成湖盆广、水体深和东西分带的地貌格局，西部陡坡带沙三段沉积时期发育3条规模较大的古冲沟，受古冲沟的控制形成3套扇三角洲砂体。沙三段沉积后期，牛东断层活动减弱，湖盆水体逐渐变浅;沙二段沉积时期，气候干旱炎热，岔河集地区继承性地发育扇三角洲沉积，南部高家堡地区广泛发育膏盐湖沉积[17]。霸县凹陷发育一系列北东走向的断层，沙三段至沙二段沉积时期，构造活动强烈，活动性断层数量增多[16]，为成岩流体的活动和油气成藏提供重要的运移通道。

图1 霸县凹陷构造位置Fig.1 Structural location of Baxian depression

2 储层特征

2.1 岩石学

霸县凹陷西部陡坡带沙三段碎屑岩以含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩为主。岩石类型主要为岩屑质长石砂岩，次为长石质岩屑砂岩和长石砂岩。其中长石、石英、岩屑的平均体积分数分别为40.1%、43.3%、16.4%，岩石成分成熟度中等。岩屑以中酸性喷出岩和变质岩为主，塑性泥岩岩屑体积分数较少。填隙物以机械成因的泥质杂基和碳酸盐胶结物为主，硅质、黄铁矿、硬石膏胶结物体积分数较少(见图2)。颗粒接触类型主要为点—线接触、线接触，可见少量的凹凸接触和缝合接触。颗粒多呈次圆状—次棱角状，分选中等到较差。

2.2 储集空间及物性

统计霸县凹陷西部陡坡带沙三段扇三角洲储层167块样品的孔隙类型，研究区北部岔河集地区沙三段储层储集空间以次生孔隙和残余原生孔隙为主，次为少量的原生孔隙。次生孔隙包括长石颗粒和碳酸盐胶结物溶蚀形成的粒间溶孔和粒内溶孔，长石溶孔相对体积分数超过85%；同时，含有少量的石英颗粒边缘溶蚀形成的粒间溶孔。

图2 霸县凹陷西部陡坡带沙三段岩石成分和填隙物体积分数Fig.2 Detrital compositon and interstitial material of Es3 in western steep zone of Baxian depression

实测物性资料分析表明，沙三段储层孔隙度为2.9%～24.8%，平均为10.3%；渗透率为(0.02～77.60)×10-3μm2，平均为5.10×10-3μm2，整体上沙三段储层物性以低孔低渗为主。孔隙度—渗透率交会图(见图3(a))表明，沙三段储层孔隙度和渗透率之间存在明显的正相关关系，霸县凹陷西部陡坡带沙三段储层中连通孔隙为渗透率的主要贡献者。随着埋深的增加，孔隙度逐渐减小，研究区沙三段3 300～3 900 m埋深存在异常高孔隙带，其孔隙度最高可达24.8%(见图3(b))，对该深度段内岩石薄片镜下观察表明，其储集空间以次生孔隙为主(见图4(a))，体积分数达60%以上，次为残余原生孔隙和少量的裂缝。

图3 霸县凹陷西部陡坡带沙三段储层孔隙度—渗透率关系和孔隙度—深度关系

3 成岩作用特征

3.1 成岩类型

3.1.1 压实作用

霸县凹陷西部陡坡带沙三段扇三角洲储层埋深在3 300～4 970 m之间，经历较强的机械压实作用，颗粒之间以点—线、线接触为主(见图4(b))，镜下薄片观察可见泥岩岩屑、云母等塑性颗粒的挤压变形，以及石英、长石等刚性颗粒的挤压破碎。在沙三段整体强压实背景下，南部高家堡地区储层欠压实作用明显，在埋深3 300～3 800 m处，颗粒之间以点接触、点—线接触为主，颗粒边缘平直，无明显溶蚀现象的原生孔隙大量发育(见图4(c))。压实作用是扇三角洲前缘砂体埋藏早期物性降低的主要原因。根据反演回剥法恢复储层孔隙度演化史，埋藏早期压实作用使孔隙度降低8.5%～15.6%。

3.1.2 胶结作用

胶结作用是沉积物埋藏后对储层物性产生重要影响的成岩作用类型。霸县凹陷西部陡坡带沙三段储层主要为碳酸盐胶结，包括早期的方解石、白云石胶结和晚期的铁方解石胶结，次为硅质胶结，可见少量的自生黏土矿物、黄铁矿和硬石膏胶结。

图4 霸县凹陷西部陡坡带沙三段成岩作用特征Fig.4 Diagenesis characteristics of Es3 in western steep zone of Baxian depression

硅质胶结主要以石英加大边的形式存在(见图4(f))，加大边的宽度为0.03～0.08 mm，处于石英次生加大的Ⅱ和Ⅲ阶段。在埋深3 320.00～3 670.00 m处发育较弱，加大边的宽度为0.04 mm左右，如家16井3 439.10～3 445.20 m和家13井3 666.30～3 669.20 m;随着埋深的增加，加大边的宽度不断增大，最大为0.08 mm，如XL1井4 280.50～4 285.60 m。

硬石膏、黄铁矿、自生黏土矿物质量分数较少，平均质量分数在2.0%以下。硬石膏胶结主要出现在研究区的南部高家堡地区(见图4(d))，与方解石、铁方解石胶结伴生，代表一种弱碱性的成岩环境。铁矿是强还原介质条件下的产物，呈块状充填于粒间孔隙(见图4(g))，其生成与沉积物中富含有机质有关。

图5 霸县凹陷西部陡坡带沙三段碳酸盐胶结作用特征Fig.5 Carbonates cementation characteristics of Es3 in western steep zone of Baxian depression

霸县凹陷西部陡坡带黏土矿物主要包括高岭石、绿泥石、伊利石和伊/蒙混层，总质量分数在5.0%～14.0%之间，其中高岭石和绿泥石的相对质量分数较低，平均分别为4.6%和4.9%，伊/蒙混层的相对质量分数最高，平均为63.5%，伊利石的次之，平均为27.0%。随着埋深的增加，富钾地层水促使伊/蒙混层矿物向稳定的伊利石转化，伊利石质量分数不断增加，伊/蒙混层质量分数不断减少，沙三段储层伊/蒙混层间比平均为23.0%，说明蒙脱石已基本转化为伊利石。

3.1.3 溶蚀作用

溶蚀作用是研究区深部储层物性改善的重要成岩作用类型。霸县凹陷西部陡坡带沙三段储层溶蚀作用主要为酸性溶蚀作用，酸性溶蚀主要包含长石溶蚀和岩屑不稳定组分选择性溶蚀，并含有少量碳酸盐胶结物溶蚀；长石溶蚀沿着颗粒边缘(见图4(a))或解理缝进行，形成溶蚀粒间孔和粒内溶孔，碳酸盐胶结物的溶蚀发生在胶结物的内部并与长石溶蚀伴生，溶蚀量较少。局部发生碱性溶蚀作用，主要为石英加大边和石英颗粒边部溶蚀(见图4(f))。石英颗粒、石英加大边溶蚀多与方解石、白云石、硬石膏胶结伴生，整体上溶蚀程度不强。

3.1.4 交代作用

研究区交代作用类型丰富多样，分为自生矿物对碎屑颗粒的交代和自生矿物之间的交代。自生矿物对碎屑颗粒的交代主要包括碳酸盐岩矿物对长石、石英、岩屑颗粒的交代，交代作用从颗粒边部开始，交代边缘呈港湾状、锯齿状，可见长石颗粒被白云石强烈交代，形成大片白云石连晶胶结的假象。自生矿物之间的交代主要为晚期铁方解石对早期方解石的交代(见图4(e))，以及方解石、白云石对石英加大边的交代(见图4(h))。

3.1.5 重结晶作用

霸县凹陷西部陡坡带重结晶作用主要表现为灰泥杂基重结晶，主要出现在杂基含量较高的分流河道储层中。Heydari E等认为灰泥杂基在50～75 ℃温度开始发生重结晶[23-24]，随着埋深的增加，结晶程度不断增强，重结晶晶体变得更加粗大、明亮，表现为微晶或显微鳞片结构，当灰泥杂基重结晶到一定程度即发生对长石颗粒的交代(见图4(i))。灰泥杂基重结晶不仅需要一定温压条件，同时还需要碱性高钙热液流体参与[25-28]。因此，可以认为灰泥杂基重结晶与碳酸盐胶结同期发生。

3.2 成岩阶段

根据镜质体反射率、有机质最大热解峰温(见图6)、黏土矿物组合及其演化特征，结合自生矿物形态及其组合对研究区成岩演化阶段进行分析(参照2003年中国石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分标准》),霸县凹陷岔河集地区沙三段储层经历早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期，现今沙三段顶部处于中成岩A1期，底部主要处于中成岩A2期。

图6 霸县凹陷西部陡坡带沙三段镜质体反射率(Ro)和有机质最大热解峰温(Tmax)分布特征

3.3 演化序列

根据岩石薄片中自生矿物之间的交代切割现象及溶解—充填关系，分析各成岩作用发生的相对先后顺序；结合烃源岩及膏岩层的埋藏热演化史(见图7)，确定各期流体及各种成岩作用形成的时间，综合建立成岩演化序列。

方解石连晶胶结处石英次生加大边基本不发育，说明方解石形成时间较石英次生加大边早。长石酸性溶蚀的产物在合适的条件下形成石英次生加大边和自生高岭石。铁方解石、硬石膏充填粒间孔隙并位于石英加大边的外侧，且存在铁方解石交代石英加大边(见图4(h))，铁方解石充填长石溶孔的现象(见图4(a))说明，铁方解石、硬石膏胶结在长石溶蚀后形成；石英溶蚀，铁方解石、硬石膏胶结需要碱性环境，推断石英溶蚀和铁方解石、硬石膏胶结同时形成。铁方解石交代方解石说明铁方解石形成时间较方解石晚。灰泥杂基重结晶需要达到一定温度和处于碱性成岩环境，推断灰泥杂基重结晶与晚期碳酸盐胶结同时形成。团块状黄铁矿充填于粒间孔隙，局部存在黄铁矿交代碳酸盐胶结物的现象，推断团块状黄铁矿胶结物形成较晚。

图7 霸县凹陷兴隆1井埋藏热演化史Fig.7 Burial history of well Xinglong1 in Baxian depression

由于某一种成岩作用的发生有一定的延续时间，不同的成岩事件有重叠部分，沙三段沉积时期至现今经历的成岩演化序列依次为：压实作用/早期碳酸盐胶结—长石溶解/自生高岭石胶结/石英次生加大—灰泥杂基重结晶/晚期碳酸盐胶结/硬石膏胶结/石英弱溶解—黄铁矿胶结。

距今26.8～8.0 Ma(明化镇组沉积早期)，地层顶界埋深小于3 100 m、底界埋深小于3 880 m，顶界温度小于94 ℃、底界温度小于114 ℃，进入有机酸大量生成和最佳保存温度范围[31]。有机质成熟释放大量的水溶性有机酸而使孔隙水呈酸性，陡坡带扇三角洲砂体靠近生油烃源岩，酸性流体通过断层进一步运移，发生较强的溶蚀作用，表现为长石颗粒沿边部或解理缝发生部分溶解，生成大量的次生孔隙，发生大规模的油气充注[32]。在合适的条件下，长石溶解物质形成石英次生加大边和高岭石自生矿物，随着埋深的增加，石英次生加大边的宽度不断增大，最大可达Ⅲ级；在早期碳酸盐胶结较强处，方解石连晶胶结堵塞孔隙和喉道，酸性流体难以进入，仅局部发生少量溶蚀；蒙脱石开始快速向伊利石转化，伊/蒙混层中蒙脱石质量分数迅速减少，为黏土矿物演化的第一迅速转换带。该时期储集空间既有残余原生孔隙，又存在一定量的次生溶蚀孔隙。

8.0 Ma至今，地层温度升高，地层顶界埋深小于3 700 m、底界埋深小于4 440 m，顶界温度小于109 ℃、底界温度小于127 ℃。随着埋深的增加，机械压实作用进一步增强，颗粒之间以线接触为主。羧酸阴离子热脱羧生成烃类和CO2，有机酸浓度降低，沙二段底部温度达到100 ℃，膏岩层脱出大量碱性水，使地层水pH呈碱性，出现晚期碳酸盐及硬石膏胶结，石英次生加大边和石英颗粒边部发生少量的碱性溶蚀。在高热碱性的环境下，灰泥杂基发生重结晶作用。蒙脱石进一步向伊利石转化，伊/蒙混层中蒙脱石质量分数减少至35.0%～20.0%，为黏土矿物演化的第二迅速转化带，晚期黄铁矿呈团块状充填于粒间孔隙。该时期储集空间以残余原生孔隙、残余次生孔隙为主，同时发育少量的裂缝(见图8)。

图8 霸县凹陷西部陡坡带沙三段成岩演化序列特征Fig.8 Characteristics of diagenesis evolution sequence of Es3 in western steep zone of Baxian depression

4 成岩演化对储层物性的影响

霸县凹陷西部陡坡带沙三段扇三角洲储层成岩作用复杂，不同沉积相带储层成岩演化序列和成岩作用强度存在差异，导致储层物性不同。以薄片观察和图像分析为基础，结合研究区埋藏热演化史，以各成岩作用时期为时间节点，采用反演回剥法[33]恢复地质历史时期储层孔隙度，通过孔隙度的改变反映各种成岩作用对储层物性的影响。

4.1 扇三角洲平原

扇三角洲平原辫状河道储层杂基体积分数高，杂基成分以灰泥为主，原始物性较低。埋藏早期强烈的压实作用使孔隙度急剧降低，导致酸性流体难以进入，仅发生微弱的溶蚀作用。后期高热碱性成岩环境下，发生灰泥杂基重结晶作用和少量晚期碳酸盐胶结。现今物性极差，主要发育干层，如家13井3 701.50～3 709.70 m(见图9(a))。

4.2 扇三角洲前缘

扇三角洲前缘水下分流河道远泥岩端储层碎屑颗粒分选较好，杂基体积分数低，储层原始物性较好。压实作用使物性持续降低，早期碳酸盐胶结相对较弱，受酸碱两期溶蚀作用，长石、早期碳酸盐胶结物和石英发生不同程度的溶蚀，后期烃源岩排烃进一步抑制晚期碳酸盐胶结，现今保留大量的残余原生孔隙和次生孔隙，可作为良好的油气储集层，如家16井3 439.10～3 444.80 m(见图9(b))。只有当油气大部分或完全占据孔隙空间而使孔隙水呈孤立不连通的状态时，才可以抑制胶结作用的继续进行[34]。未发生油气充注或油气弱充注的水下分流河道远泥岩端砂体晚期碳酸盐和硬石膏胶结作用较强，同时发生石英的碱性弱溶蚀，整体上物性持续降低，如家59井3 760.40～3 762.70 m(见图9(c))。

扇三角洲前缘水下分流河道近泥岩端和前缘席状砂以细砂岩、粉砂岩沉积为主，原始物性中等，距离泥岩较近使早期碳酸盐胶结极为发育，连片的碳酸盐胶结物在一定程度上抑制压实作用，但整体上中等的压实作用和较强的胶结作用使物性降低较快。早期碳酸盐胶结堵塞孔隙和喉道，致使酸性流体难以产生大范围的溶蚀，长石溶孔所占比例较小，晚期碳酸盐、硬石膏胶结使孔隙度进一步降低，现今物性中等，如家20井3 862.10～3 867.30 m(见图9(d))。

图9 霸县凹陷西部陡坡带扇三角洲不同沉积微相孔隙度演化史

5 结论

(1)霸县凹陷西部陡坡带沙三段扇三角洲储层平均孔隙度和渗透率分别为10.3%、5.10×10-3μm2，具有典型低孔、低渗特点，储集空间以次生孔隙和残余原生孔隙为主。其中,溶蚀孔主要为长石溶蚀孔，次为少量的碳酸盐胶结物溶孔和石英颗粒溶孔。

(2)霸县凹陷西部陡坡带沙三段扇三角洲储层目前处于中成岩A期，成岩环境经历碱性—酸性—碱性的演化，对应的成岩演化序列为：压实作用/早期碳酸盐胶结—长石溶解/自生高岭石胶结/石英次生加大—灰泥杂基重结晶/晚期碳酸盐胶结/硬石膏胶结/石英弱溶解—黄铁矿胶结。

(3)近湖盆水下分流河道远泥岩端储层受酸碱两期溶蚀作用，长石、石英和早期碳酸盐胶结物发生一定程度的溶蚀，油气充注进一步抑制晚期碳酸盐胶结作用，现今保留大量的残余原生孔隙和次生孔隙，孔隙度高达18.0%，可作为良好的油气储集层。

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2016-10-26；编辑：陆雅玲

国家自然科学基金项目(41302078)；国家科技重大专项(2011ZX05006-002)

杨剑萍(1965-)，女，博士，教授，主要从事沉积岩石学及岩相古地理方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)01-0023-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.02.003