石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层特征及控制因素

李慧勇， 胡安文， 于海波， 黄 志， 李新琦

( 中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459 )

0 引言

在研究与探讨陡坡带储层特征、控制因素及预测优质储层时，人们多侧重于使用地球物理方法，重视沉积作用的影响而忽视成岩作用的影响[1-5]。如张顺存等研究玛北地区三叠系百口泉组陡坡带砂砾岩储层，认为优质储层主要受控于沉积作用，经长时间水体淘洗的扇三角洲前缘水下分流河道是优质储层发育区[1]；吴仕玖等研究涠西南凹陷斜阳斜坡带流三段储层，认为“甜点”储层主要分布于粒度粗、厚度大的弱压实区[2]；孙靖等分析准噶尔盆地深层致密储层特征及主控因素，认为储层受沉积相带、成岩作用和异常压力影响，其中沉积相带起主导作用[3]；王金铎等利用地震高频能量衰减检测技术，预测车镇凹陷北部陡坡带砂砾岩储层物性[4]。

渤海湾盆地石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段埋藏相对较浅，储集砂体发育，是渤海湾盆地海域重点勘探层系之一[6-11]。人们对石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层特征及控制因素方面的研究较少，勘探实践表明，成岩作用对石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层具有明显影响，单一利用地球物理方法预测研究区优质储层的效果并不理想。笔者综合利用薄片、扫描电镜和压汞数据等资料，分析研究区东营组三段储层特征及控制因素，结合沉积及成岩因素预测有利储层发育区，为研究区下一步油气勘探开发提供参考。

1 地质概况

石臼坨凸起位于渤海湾盆地海域北部，为受北部缓坡带和南部石南边界大断层共同控制的东西向展布的凸起[6-9]，北接秦南凹陷，东、南与渤中凹陷相接，西邻南堡凹陷。研究区位于石臼坨凸起西段陡坡带，紧邻石臼坨凸起上的亿吨级南堡35-B油田(见图1)。

图1 石臼坨凸起西段陡坡带区域构造位置Fig.1 Regional structual location of western steep slope zone in Shijiutuo uplift

新生代以来，受区域构造运动和石南边界断层的影响，绝大部分研究区孔店组—沙河街组沉积期处于隆起状态，进入东营组沉积期才大面积接受沉积。研究区自下而上主要发育古近系东营组(Ed)、新近系馆陶组(Ng)和明化镇组(Nm)，以及第四系平原组(Qp);其中，东营组可划分为东营组三段(Ed3)、东营组二段下亚段(Ed2L)、东营组二段上亚段(Ed2U)和东营组一段(Ed1)[8]。东营组三段主要发育扇三角洲沉积砂体[10-11]，横向变化快，非均质性强，沉积沉降中心靠近石南边界断层一侧，厚度超过200 m；岩性主要为浅灰色、灰白色细砂岩和含砾细砂岩，间夹褐灰色、灰色泥岩。东营组三段是研究区主力含油层位，也是文中研究的重点层段。

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

图2 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段岩石类型及成分

根据研究区5口井的岩心薄片鉴定结果，以及SY/T 5368—2000《岩石薄片鉴定》[12]，研究区东营组三段储集层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之(见图2)。碎屑组分中石英和长石体积分数居多，其中石英体积分数为17.0%～47.0%，平均为35.8%；长石平均体积分数为36.3%，主要为斜长石和钾长石，且钾长石体积分数明显高于斜长石的；岩屑组分的体积分数相对较少，平均体积分数为27.5%，主要为酸性喷出岩岩屑和石英岩岩屑。砂岩成分成熟度较低，Q/(F+R)为0.20～0.80，平均为0.57。

胶结物主要为碳酸盐矿物，最高体积分数为46.0%，平均为8.8%，可见菱铁矿、方解石、铁方解石、白云石和铁白云石。部分岩石样品中可见高岭石胶结，平均体积分数为2.4%。极个别岩石样品中还可见石英次生加大。此外，填隙物中可见泥质杂基，最高体积分数为18.0%，平均为4.6%。碎屑颗粒粒度分布范围广，呈粗、中、细粒分布，局部含有砾石。分选中等—差，磨圆多为次棱角、次圆—次棱角状，颗粒以点、线接触为主，胶结类型主要为颗粒支撑的孔隙式。

2.2 储集空间类型

研究区79块砂岩样品薄片鉴定和扫描电镜分析表明，研究区东营组三段储层储集空间类型包括原生粒间孔、溶蚀颗粒孔、溶蚀粒间孔和胶结物溶孔等，局部还可见微裂缝。主要储集空间为原生粒间孔和溶蚀粒间孔，溶蚀颗粒孔次之，胶结物溶孔和裂缝发育较少。

2.2.1 原生孔隙

图3 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段孔隙类型分布频率Fig.3 Distribution of pore styles of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

研究区东营组三段埋藏深度为2 400～3 200 m，一些砂岩储层未经历强烈的机械压实、胶结充填等成岩作用，原生粒间孔保存较好，约占总储集空间的35.5%(见图3)。原生粒间孔常见于分选磨圆较好的储层(见图4(a))。

2.2.2 次生孔隙

研究区次生孔隙发育，主要包括溶蚀颗粒孔和溶蚀粒间孔。溶蚀颗粒孔主要由长石、岩屑等易溶颗粒的大部或局部溶蚀而成，铸体薄片下可见颗粒被溶蚀成蜂窝状(见图4(b))，扫描电镜下可见长石颗粒等被溶蚀成骨架状(见图4(c))，约占总储集空间的20.1%。溶蚀粒间孔主要由长石颗粒边缘及颗粒间杂基等溶蚀而成，颗粒边缘常不规则，铸体薄片下可见颗粒边缘被溶蚀成港湾状、锯齿状(见图4(d))，占总储集空间的42.9%。胶结物溶孔在研究区少见，约占总储集空间的1.5%(见图3)，主要为颗粒间胶结物被溶蚀而成，如菱铁矿溶孔(见图4(e))。

图4 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段砂岩显微照片Fig.4 Optical photomicrographs of sandstones of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

图5 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段典型压汞曲线Fig.5 Typical mercury injection curves of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

2.3 孔隙结构

储层孔隙结构是指岩石具有的孔隙和喉道几何形状、大小、分布及其相互连通关系，是决定储层性能的根本因素[13-14]。根据断陷盆地孔隙结构分类方法[15]，研究区东营组三段储层常见孔隙结构类型为细喉较均匀型、细喉不均匀型和微喉不均匀型，局部可见较细喉不均匀型。压汞曲线主要有a、b和c三种类型(见图5)，其中a类代表细喉较均匀型，连通性好，孔喉分布均匀，是研究区储层孔隙结构中最好的一类；c类代表微喉不均匀型，连通性差，孔喉分布不均匀，是研究区储层孔隙结构中最差的一类；b类代表细喉不均匀型，孔隙结构特征介于a类与c类。

压汞数据统计结果显示，研究区东营组三段储层排驱压力为0.031～0.417 MPa，平均为0.146 MPa，表明储层渗透性较好[16]。孔喉半径为0.204～7.460 μm，平均为2.501 μm，表明储层以细喉为主，个别砂岩发育较细喉。均质因数为0.113～0.461，平均为0.225，表明砂岩孔喉分选从不均匀型到均匀型发育，以不均匀型为主。

2.4 物性特征

研究区5口井156块岩心物性资料统计分析表明(见图6(a-b))，储层孔隙度绝大部分小于25.0%，集中分布于10.0%～25.0%，平均孔隙度为15.5%；渗透率为(1.00～500.00)×10-3μm2，平均为49.00×10-3μm2。整体上，研究区储层属于中—低孔、低—特低渗储层，物性一般。同时，储层孔隙度和渗透率呈明显的正相关关系(见图6(c))，渗透率随孔隙度增大而升高，孔隙发育程度对渗透率具有明显的控制作用。

图6 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层物性分布直方图和孔渗交会图Fig.6 Physical property distribution column diagram and porosity-permeability cross plot of Ed3 in western steep slope zone, Shijiutuo uplift

3 储层控制因素

3.1 沉积作用

沉积作用是影响储层质量的“先天因素”。它一方面控制砂体类型、宏观展布和垂向期次等[17-20]；另一方面控制碎屑颗粒成分、结构及泥质含量等，决定储层的原始物性，影响后期成岩作用类型与强度[21-24]。

东营组三段沉积期，研究区物源来自石臼坨凸起，主要发育扇三角洲沉积。研究区已钻井主要分布于扇三角洲平原分流河道和扇三角洲前缘水下分流河道。紧邻石南边界大断层发育的扇三角洲平原分流河道微相储层物性，明显劣于扇三角洲前缘水下分流河道微相的，如位于扇三角洲平原分流河道微相上的CFD6-4-D井平均孔隙度为10.8%，位于扇三角洲前缘水下分流河道微相上的CFD6-4-A和CFD6-4-B井平均孔隙度分别为15.9%和15.5%。沉积微相的水动力条件不同,距物源距离也不同，导致储层碎屑颗粒的分选、粒度、磨圆等具有明显差异性，同时也进一步影响储层物性。

首先，碎屑颗粒分选与沉积作用密切相关，主导储层物性。根据Bread D C等提出的原始孔隙度计算公式[22]，研究区扇三角洲前缘水下分流河道微相分选较好的储层原始孔隙度约为37.0%，扇三角洲平原分流河道微相分选差的储层原始孔隙度约为27.0%。根据碎屑颗粒分选因数与储层物性关系(见图7)，分选性越好的储层孔隙度和渗透率越高，且分选性对渗透率影响更显著。

图7 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层物性与分选因数关系

此外，反映沉积水动力和物源原始物质大小的碎屑颗粒粒度对储层物性也有一定控制作用。研究区中砂级别以下的储层物性随碎屑颗粒粒径增大而变好；当碎屑颗粒粒度中值大于0.5 mm时，储层物性不随碎屑颗粒粒径增大而发生显著变化(见图8)。原因为随粒径增大，储层岩性逐渐由扇三角洲前缘水下分流河道微相分选较好的中、细砂岩，过渡为扇三角洲平原分流河道微相分选磨圆较差的砂砾岩、砾岩，杂基含量变高，储层物性变差，碎屑颗粒粒径对储层物性的影响减弱。

图8 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层物性与粒度中值关系

3.2 成岩作用

研究区东营组三段储层经历的成岩作用主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用，交代作用发育较少。压实作用和胶结作用通过减少储集空间而破坏储层物性，属于破坏性成岩作用；溶蚀作用能产生次生孔隙，改善储层物性，属于建设性成岩作用[25-29]。

3.2.1 压实作用和胶结作用

压实作用是破坏研究区储层物性的主要因素。研究区东营组三段储层埋藏深度差异不大，一般小于3 200 m，压实程度中等。压实作用主要表现为：颗粒之间以点—线、线接触为主，局部可见碎屑颗粒间点接触和刚性颗粒压实破裂而形成微裂缝。根据铸体薄片面孔率统计资料及Housknecht D W等建立的压实和胶结相对作用概念[30]，研究区被压实作用消除的原始孔隙度在50%以上。

胶结作用是破坏研究区储层物性的次要因素。研究区胶结物主要为碳酸盐类和自生黏土矿物。其中碳酸盐类胶结物主要为菱铁矿、白云石和铁白云石，常呈星斑状、斑块状或团块状等不均匀充填于孔隙之间，白云石体积分数为1.0%～9.0%，铁白云石和菱铁矿体积分数相对较高，分别为1.0%～14.0%和1.0%～12.0%，局部可见方解石胶结，但体积分数相对较低，一般小于4.0%。碳酸盐类胶结物一方面将碎屑颗粒固结起来，堵塞储层孔隙，破坏储层物性；另一方面也为后期溶蚀作用提供物质基础。研究区可见碳酸盐胶结物溶孔，增加储层储集空间。高岭石是研究区最主要的黏土胶结物，体积分数为1.0%～5.0%，常呈小米粒状分布于粒间，极易降低储层孔隙度和渗透率。东营组三段胶结物破坏储层储集性能，储层物性与胶结物体积分数呈明显负相关关系，高胶结物深度段储层物性变差。

3.2.2 溶蚀作用和交代作用

长石颗粒和杂基是主要的溶蚀对象，胶结物溶蚀次之。碎屑颗粒边缘常被溶蚀成港湾状、锯齿状或整个颗粒被溶蚀成蜂窝状(见图4(b、d))。研究区东营组三段储层溶蚀孔隙发育，处于次生孔隙发育带(见图9)。这与有机酸溶蚀作用密切相关，随埋藏深度增大、地温升高，泥岩中有机质脱羧生油气的同时生成有机酸和CO2，它们溶于水而形成酸性流体，进入储层而溶蚀长石、岩屑等易溶组分，形成溶蚀孔隙，溶蚀面孔率增大，改善储层物性[31]。

图9 石臼坨凸起西段陡坡带有机质热演化与孔隙度剖面

研究区交代作用发育程度低，仅在局部见菱铁矿呈斑块状交代碎屑颗粒(见图4(e))或铁白云石交代白云石颗粒，对储层物性改善效果有限。

3.2.3 成岩相

根据镜质组反射率、孢粉颜色、X线衍射和薄片鉴定等分析结果，参照SY/T 5477—2003《碎屑岩成岩阶段划分》[32]，研究区新生界成岩阶段可划分为早成岩和中成岩阶段，其中东营组三段主要处于中成岩阶段A1期((2 500±100)～(3 400±100)m)和中成岩阶段A2期(大于(3 400±100)m)(见表1)。成岩相是成岩环境和成岩产物的综合，主要依据成岩环境和成岩作用类型划分成岩相；成岩阶段不同，成岩环境和成岩作用也不同[33]。根据渤海湾盆地新生界成岩阶段和成岩相的对应关系[33-34]，在成岩作用和成岩阶段划分的基础上，结合研究区实测成岩参数，利用文献[35]中成岩作用数值模拟和成岩相预测技术，可进一步划分成岩相(见表1)。中成岩阶段A1期，有机质进入低成熟阶段；生烃过程中，生成大量有机酸和CO2，产酸能力强，储层中铝硅酸盐矿物和碳酸盐矿物易被溶蚀，形成次生孔隙发育带，发育早期溶蚀相。中成岩阶段A2期，有机质达到成熟阶段，有机酸生成量减少，储层溶蚀作用减弱、胶结作用增强，主要发育中期溶蚀相。

表1 石臼坨凸起西段陡坡带新生界储集层成岩特征

图10 石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段有利储层分布

研究区扇三角洲平原亚相主要处于早期溶蚀成岩相带，扇三角洲前缘亚相处于早期溶蚀和中期溶蚀成岩相带(见图10)。物性资料显示，同一沉积微相在不同成岩相带的储层物性具有一定差异，早期溶蚀相的储层物性优于中期溶蚀相的。如位于早期溶蚀相带上的CFD6-4-A和CFD6-4-B井孔隙度分别为7.2%～20.5%和7.0%～32.0%，平均孔隙度分别为15.9%、15.5%；位于中期溶蚀相带上的CFD6-4-C井孔隙度为2.0%～18.8%，平均孔隙度为11.9%，表明成岩相对储层物性具有明显影响。

4 有利储层预测

储层质量主要受沉积作用和成岩作用控制，可通过叠合沉积相图和成岩相图预测有利储层展布(见图10)。研究区东营组三段有利储层发育区为扇三角洲前缘水下分流河道微相与早期溶蚀相带的叠合区。原因为叠合区储层经历一定距离的搬运，碎屑颗粒分选磨圆较好，杂基含量相对较低，储层原始物性较好；后期处于次生孔隙发育带，经历溶蚀作用，储层物性得到改善。储层实测物性和测井解释资料进一步证实预测结果。目前，储层物性相对较好的井(如CFD6-4-A和CFD6-4-B井)处于预测区域，包括已发现的工业油流井。在有利储层发育区外，扇三角洲平原分流河道微相和早期溶蚀相叠合区，以及扇三角洲前缘水下分流河道微相和中期溶蚀成岩相带叠合区的储层物性相对较差。

5 结论

(1)石臼坨凸起西段陡坡带东营组三段储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩，成分成熟度较低，填隙物以碳酸盐胶结物为主。碎屑颗粒分选中等—差，呈次棱角、次圆—次棱角状，点、线接触，孔隙式胶结。

(2)研究区储层储集空间类型主要为原生粒间孔和溶蚀粒间孔，溶蚀颗粒孔次之，胶结物溶孔少量；具有细喉、不均匀型、分选性一般的孔隙结构特征。孔隙度集中分布于10.0%～25.0%，平均为15.5%，渗透率主要为(1.00～500.00)×10-3μm2，平均为49.00×10-3μm2，整体表现为中—低孔、低—特低渗特征，储层物性一般。

(3)研究区储层物性主要受沉积作用和成岩作用综合影响。岩石分选性主导储层物性，随碎屑颗粒分选性变好，储层孔隙度和渗透率增加；碎屑颗粒粒度对储层物性也有一定影响，中砂级别以下储层物性随碎屑颗粒粒径增大而变好。压实作用是储层物性受损的主要因素，被压实作用消除的原始孔隙度在50%以上；胶结作用通过堵塞储层孔隙破坏储层物性，是储层物性受损的次要因素；溶蚀作用形成次生孔隙，在一定程度上改善储层物性；同一沉积微相在早期溶蚀相带的储层物性要优于中期溶蚀相带的。

(4)研究区有利储层位于扇三角洲前缘水下分流河道微相与早期溶蚀相带的叠合区。