渤海渤中2-1油田东营组二段低渗储层特征及物性主控因素*

徐春强 张新涛 姚 城 张 震 达丽亚

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

随着油气勘探程度的不断深入，低渗透储层逐渐成为石油勘探的主战场，了解低渗储层特征及形成机理具有重要意义[1]，目前低渗储层的成因机制基本归结于沉积和成岩作用[2-4]，但是不同地区、不同成因类型的低渗储层特征和控制因素存在较大差异[1-5]。渤中凹陷渤中2-1油田发现于2008年，位于渤海海域石臼坨凸起南部陡坡带，主要目的层为古近系东营组。勘探研究和实践表明，研究区东营组发育扇三角洲、辫状河三角洲储层，储层质量明显控制了油气富集规律及产能。前人对该区沉积储层展布和储层特征进行了基本阐述[6-9]，但对低渗储层的成因和控制因素研究程度低。笔者基于薄片、激光粒度、扫描电镜、物性、压汞以及全岩等大量分析化验资料，系统研究了B油田东营组不同层段储层的岩石学特征、孔喉结构以及物性差异特征，探讨了低渗储层物性控制因素。研究结果对于渤中凹陷周边地区下一步勘探钻前预测低渗透储层潜力以及开发阶段的增储措施优选具有指导意义。

1 油田地质概况

渤中凹陷渤中2-1油田位于渤海海域中部，构造位置位于石臼坨凸起南部断裂下降盘，紧邻渤中凹陷西洼，成藏位置十分优越。该油田分为东西两块，表现为断背斜和背斜型油藏(图1)，自下而上发育了古近系沙河街组三段、二段、一段，东营组二段和一段，新近系馆陶组、明化镇组,第四系平原组[10]。

沙三段沉积期为盆地伸展裂陷强烈期，凸起边缘发育扇三角洲沉积，凹陷大部分地区以半深—深湖沉积为主，形成了研究区主要烃源岩层系。沙一、沙二段沉积期，为盆地裂后热沉降期，发育了滨浅湖-三角洲沉积组合；东营组沉积期，盆地再次裂陷，主要发育了扇三角洲、辫状河三角洲以及半深湖相沉积组合。馆陶组及明化镇组沉积期，盆地整体表现为裂后热沉降，发育了河流、浅水三角洲以及滨浅湖相沉积组合[11-12]。渤中2-1油田主力含油层系为渐新统东二段，厚度约650 m，埋深2 900～3 600 m。东二段进一步细分为上亚段和下亚段(图2)，两亚段产能差异较大，其中上亚段DST测试段(3 021～3 059 m)最高日产油202.6 m3，下亚段DST测试段(3 332～3 367 m)最高日产油仅3.03 m3，储层质量明显控制了不同层系产能的差异。

图1 渤海渤中2-1油田区域位置及构造纲要Fig.1 Regional tectonic location and structural outline of BZ2-1 oilfield， Bohai sea

图2 渤海渤中2-1油田综合地层图Fig.2 Comprehensive stratigraphic map of BZ2-1 oilfield， Bohai sea

2 储层特征

2.1 岩石学特征

对研究区5口井东二段104块样品的岩矿分析结果进行了统计(图3)，并对部分井样品进行了镜下薄片观察(图4)。东二段上亚段主要为长石和岩屑长石细砂岩，矿物碎屑成分主要为石英(Q)和长石(F)，平均含量分别为40.0%和 43.4%，其中长石以钾长石为主；岩屑(R)含量平均为14.9%，主要为火成岩，变质岩次之。Q/(F+R)值为0.42～0.88，平均0.70，总体上成分成熟度较低。储层主要表现为细砂状结构，少量粉砂状结构，碎屑颗粒略呈定向分布，分选中等，次圆—次棱状，多呈点—线状接触，见部分长石颗粒绢云母化。岩石填隙物中杂基平均含量为5.5%，成分主要为黏土；胶结物平均含量为16.6%，主要为菱铁矿，菱铁矿呈团块状、条带状较均匀孔隙式分布。

图3 渤海渤中2-1油田东二段储层岩石学特征Fig.3 Lithological characteristics of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

(a)碎屑颗粒略成定向排列，压实，点—线接触，BZ2-1-B井，2 998.15 m(E3d2U)；(b)碎屑颗粒均匀，细—中砂状结构，BZ2-1-B井，2 998.56 m(E3d2U)；(c)碎屑颗粒排列紧密，可见粒间孔、溶蚀颗粒孔及微裂缝，BZ2-1-B井，2 999.35 m(E3d2U)；(d)长石颗粒发生溶蚀，形成颗粒溶蚀孔，3 002.95 m(E3d2U)；(e)碎屑颗粒均匀，细—粉砂状，BZ2-1-B井，3 337.85 m(E3d2L)；(f)碎屑颗粒压实，发育粒间孔、粒内溶孔，BZ1-1-B井，3 453.00 m(E3d2L)；(g)颗粒线接触为主，见云母挤压变形，BZ1-1-B井，3 453.00 m(E3d2L)；(h)碳酸盐胶结物含量较高，后期胶结为主，BZ1-1-B井，3 453.00 m(E3d2L)；(i)颗粒间可见大量碳酸盐胶结，BZ1-1-B井，3 437.00 m(E3d2L)；(j)白云石强胶结(橙红—黄色)，BZ1-1-B井，3 451.00 m(E3d2L)，阴极发光；(k)颗粒间片状高岭石充填于孔隙，BZ1-1-B井，3 438.50 m(E3d2L)；(l)碎屑颗粒长石被溶蚀，向丝片状伊利石转化，BZ1-1-B井，3 428.00 m(E3d2L)。

图4渤海渤中2-1油田东二段储层微观特征
Fig.4MicroscopiccharacteristicsofE3d2reservoirinBZ2-1oilfield，Bohaisea

东二段下亚段粒度较细，以岩屑长石和长石岩屑细—粉砂岩为主。矿物碎屑成分主要为石英(Q)和长石(F)，平均含量分别为33.8%和37.3%，其中长石以钾长石为主；岩屑(R)含量平均为25.6%，主要为火成岩，变质岩次之。Q/(F+R)值为0.31～0.92，平均为0.56，总体上成分成熟度相对更低。碎屑颗粒均匀、略呈定向分布，次圆—次棱状，点—线接触为主，长石风化中等。填隙物以胶结物为主，平均为12.69%，成分主要为菱铁矿和白云石，表现为孔隙式胶结。

2.2 孔隙类型及结构特征

镜下薄片分析表明，东二段储集空间主要为原生孔隙和次生孔隙，偶见微裂缝，而且东二段上、下亚段孔隙发育程度存在一定差异。其中，上亚段孔隙较为发育，以原生粒间孔为主，占总孔隙的83.8%；次生孔隙主要发育溶蚀粒间孔及颗粒溶蚀孔，占总孔隙16.2%。下亚段孔隙整体欠发育，部分薄片可见原生孔隙和次生孔隙发育，其中原生孔隙主要为粒间孔，占总孔隙的65.3%；次生孔隙主要见铁方解石溶解、可溶性颗粒长石、岩屑溶解形成的次生粒间孔和颗粒内溶孔，占总孔隙的34.7%。

毛管压力资料分析表明(图5)，东二段上亚段储层排驱压力为0.13～0.51 MPa，平均为0.25 MPa；孔喉半径为0.36～2.22 μm，平均为1.18 μm；饱和度中值压力为0.61 ～5.20 MPa，平均为2.29 MPa(对应的饱和度中值半径为0.14～1.20 μm，平均为0.56 μm)；孔喉均质系数为0.20～0.39，平均为0.30；最大进汞饱和度平均为80.99%，退汞效率平均为53.82%(图5a、b)。东二段下亚段储层排驱压力为0.20～0.99 MPa，平均为0.50 MPa；孔喉半径为0.19～0.93 μm，平均为0.45 μm；饱和度中值压力为1.68～8.43 MPa，平均为5.03 MPa(对应的饱和度中值半径为0.08～0.44 μm，平均为0.19 μm)；孔喉均质系数为0.17～0.32，平均为0.24；最大进汞饱和度平均为77.28%，退汞效率平均为49.10%(图5c、d)。从压汞分析结果来看，东二段上亚段储层属中—细孔喉结构，具备中等储集性能、中等渗透性、较高的原始产能特征，而东二段下亚段储层相对较差，属微细—细孔喉结构，具有储集性能低、渗透性较差、原始产能较低的特征。

图5 渤海B油田东二段储层孔喉结构特征Fig.5 Pore throat characteristics of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield of Bohai sea

2.3 物性特征

研究区4口井东二段358块样品的物性分析结果(表1)表明，东二段上亚段储层孔隙度为13.4%～30.2%，平均21.8%，渗透率为0.1～225.4 mD，平均21.9 mD，整体属于中孔低渗储层。东二段下亚段储层孔隙度为3.2%～27.4%，平均16.8%，渗透率为0.1～46.2 mD，平均值为2.8 mD，整体属于中低孔低—特低渗储层。东二段储层孔隙度和渗透率相关性较差(图6)，整体属于孔隙型储层，储层渗透率变化快，对储层非均质性影响较大。

表1 渤海渤中2-1油田东二段岩石特征参数统计Table 1 Rock characteristic parameters of E3d2 in BZ2-1 oilfield of Bohai sea

图6 渤海渤中2-1油田东二段辫状河三角洲储层孔隙度和渗透率关系Fig.6 Relationship between porosity and permeability of braided river delta reservoirs of E3d2 in BZ2-1 oilfield,Bohai sea

3 储层物性主控因素

研究表明，沉积作用控制了砂岩的成分、结构等先天条件，决定了储层原始孔渗特征[2-4,13]；成岩作用的后天改造进一步影响了储层物性[5,14-15]，超压作用在沉积物成岩过程对压实、胶结作用均会产生一定影响[16-18]。沉积、成岩和超压作用是研究区东二段储层物性的主控因素。

3.1 沉积作用

沉积环境是决定碎屑岩储层形成的先天条件，控制了储层的分布、岩石类型、碎屑颗粒结构等，进而直接影响储层的品质。这里重点讨论沉积作用条件下，碎屑岩沉积微相及颗粒结构对储层物性的影响。

3.1.1沉积相与层序

沉积相带控制着沉积物的成分以及结构特征[19-20]，进而在根本上影响了储层物性。研究区东二段物源主要来自石臼坨凸起，为辫状河三角洲前缘沉积，储层物性受沉积微相控制作用明显(图6)，其中河口坝和分流河道砂体储集物性最佳，席状砂和分流河道间砂体孔渗条件较差。河口坝储层孔隙度为19.2%～27.3%，平均24.8%，渗透率为19.0～127.2 mD，平均为74.0 mD；分流河道砂储层孔隙度为19.2%～28.9%，平均23.5%，渗透率为10.5～74.6 mD，平均27.5 mD。席状砂储层孔隙度为3.2%～27.4%，平均17.8%，渗透率较小(0.1～39.1 mD，平均3.1 mD)；分流河道间砂体孔隙度为15.4%～17.2%，平均16.6%，渗透率最大为0.1 mD。

分析认为，由于研究区东二段上亚段位于高位体系域(图2)，可容纳空间大，水动力强，波浪淘洗比较彻底，且以河口坝、分流河道和席状砂为主，砂体成分成熟度较高，物性较好；而下亚段位于低位体系域和湖泛体系域，以席状砂和分流河道间相带为主，少量样品为分流河道，沉积物受湖浪改造作用较弱，物性整体较差。总之，沉积微相和层序是控制原生储层物性的重要因素，也是造成东二段上、下亚段孔渗差异的重要原因。

3.1.2碎屑颗粒结构

渤中2-1B油田东二段辫状河三角洲沉积储层的孔隙结构中原生孔隙占了重要部分，因此碎屑岩的颗粒结构对储层孔渗变化的影响明显。对东二段33块样品进行了激光粒度分析和常规物性分析，结果表明东二段上、下亚段粒度存在明显差异，且粒度与物性具有一定的正相关性，其中对渗透率影响更大(图7)。东二段上亚段为细砂岩，粒度中值平均为0.14 mm，孔隙度平均为21.5%，渗透率平均为16.7 mD(图7a、b)；东二段下亚段为极细砂为主，粒度中值平均为0.09 mm，孔隙度平均为17.25%，渗透率平均仅为1.03 mD(图7a、b)。孔渗性与标准偏差为负相关(图7c、d)，且明显看出东二段上亚段均质性更好，分选较好，而东二段下亚段样品的分选较差。粒度-物性的分析结果表明，碎屑颗粒结构参数中的粒径、分选对研究区的储层物性具有重要影响，颗粒相对较粗、分选好的砂岩颗粒间的杂基和胶结物较少，碎屑骨架的有效支撑有利于形成较好的孔隙空间和渗透性。

图7 渤海渤中2-1油田东二段储层沉积结构与物性相关性Fig.7 Relationship of sedimentary texture and physical property of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

3.2 成岩作用

薄片、扫描电镜及全岩等分析化验表明，成岩作用对研究区东二段储层物性控制作用明显，其中压实和碳酸盐胶结作用是造成储层物性降低的重要原因，而溶蚀作用对储层物性影响较弱。

3.2.1压实作用

研究区东二段储层埋深约为2 900～3 500 m，整体埋藏较深，遭受了较强的压实，颗粒间以点—线接触为主(图4a—c、4e—f)，偶见凹凸接触，可见长条状云母发生挤压变形(图4g)。研究区东二段早成岩期发生了碳酸盐胶结，粒间胶结物的充填抑制了压实作用的影响。此外，研究区东二段下亚段存在明显的超压，在一定程度上抑制了压实作用的发生，对储层孔隙度的保持有较大贡献(图8)。

3.2.2胶结作用

研究区东二段储层发生了强烈的胶结作用，且主要表现为碳酸盐胶结类型，是造成东二段储层低渗的最重要原因。

研究区东二段碳酸盐胶结物分为早成岩期和晚成岩期两类。早成岩期胶结物主要为菱铁矿，以隐晶、泥晶方解石为主，表现为团块状或者假杂基形态，可见菱铁矿周边的颗粒以点接触为主，在一定程度上增加了抗压实程度，保护了孔隙。晚成岩期胶结物主要为方解石、白云石、铁白云石，表现为泥晶、粉晶为主，大量分布在颗粒表面以及颗粒之间(镜下未见胶结物溶蚀孔)，堵塞了孔隙以及喉道，降低了储层物性(图4h、i)。碳酸盐含量与渗透率、孔隙度均呈明显负相关性(图8a、b)，尤其对渗透率影响更为强烈，当碳酸盐含量达到5%时，渗透率急剧下降。

图8 渤海渤中2-1油田东二段储层物性与碳酸盐含量的关系Fig.8 Relation between carbonate cements and physical property of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

东二段晚成岩期碳酸盐胶结物主要为白云石、方解石和铁白云石，其中上亚段碳酸盐含量为1.0%～12.0%，平均5.7%；下亚段碳酸盐含量明显上升，为2.0%～40.0%，平均11.1%。分析认为碎屑岩的粒度差异是导致东二段上、下亚段碳酸盐胶结物含量差异的原因。东二段取心样品的碳酸盐胶结物含量与平均粒径呈明显负相关(图8c、d)，本文将这种差异胶结机制称之为“细粒聚集效应”，其原因为细粒砂岩比粗粒砂岩比表面大，吸附能力相对较强，更利于碳酸盐沉淀聚集于其表面形成胶结物。

此外，研究区东二段上、下亚段均富含高岭石(图4k)，平均含量分别为52.2%、42.2%。由上亚段到下亚段，由于埋深和温度增加，高岭石和蒙皂石向伊利石转化，伊利石相对含量不断增加(由7.0%增加到18.8%)，伊利石呈丝状或搭桥状分布在颗粒之间(图4l)，一定程度上堵塞了孔隙和喉道，降低了储层物性。

3.2.3溶蚀作用

研究区东二段储层主要发生长石、岩屑以及碳酸盐胶结物的溶蚀，其中以长石溶蚀最为常见(图4c—f)。研究区东二段长石的高含量为溶蚀作用提供了物质基础，有机质成熟形成的酸性流体为溶蚀作用的发生提供了条件[21-22]。扫描电镜和薄片下见长石颗粒边缘及解理缝发生一定溶蚀，常见高岭石化，部分长石颗粒溶蚀形成蜂窝状的铸模孔。碳酸盐胶结物溶蚀主要为方解石的溶蚀，由于胶结作用主要发生在成岩中晚期，因此碳酸盐岩胶结物的溶蚀作用不明显。整体来看，东二段上、下亚段都见到了长石颗粒的溶蚀，但上、下亚段的产能和渗透率差别较大，说明溶蚀作用对储层品质影响较弱。

3.3 超压作用

渤中2-1油田东二段沉积了厚层的泥岩，由于持续快速埋深，造成了泥岩的欠压实作用，易于形成超压。另外，黏土在成岩转化过程中会释放大量晶格层间水和吸附水，也是该区形成超压的原因。东二段下亚段存在较为明显的超压(图9)(压力系数为1.5～1.7)。首先，超压的存在有助于原始孔隙的保存，这是东二段下亚段储层孔隙度较高的原因；其次，由于储层段上下泥岩发育超压，且泥岩段均富含钙，强超压形成的水力破裂使得泥岩中的钙质向储层中运移，为碳酸盐胶结物的形成提供了物质基础；另外，强超压形成的封闭成岩系统不利于溶出物有效带出，促使溶出物的再沉淀，从而进一步堵塞孔隙和喉道，降低了储层渗透率[19-21]。因此，超压作用虽在一定程度上保持了孔隙度，但加剧了胶结作用的发生，总体上降低了储层物性。

图9 渤海渤中2-1油田东二段超压对储层物性的影响Fig.9 The effects of the overpressure on the porosity of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

4 结论

1) 渤海渤中凹陷渤中2-1油田东二段储层主要为辫状河三角洲前缘砂体，具有结构成熟度和成分成熟度较低、胶结物含量较高的特征。东二段上亚段岩屑长石和长石细砂岩为主，下亚段主要为岩屑长石和长石岩屑细—粉砂岩。

2) 渤中2-1油田东二段储层主要以原生残余孔隙为主，其次为次生孔隙，偶见微裂缝。东二段上、下亚段孔喉结构、物性具有较大差异，其中上亚段为中孔低渗储层，属中—细孔喉结构，储集性能中等，原始产能较高；而下亚段储层属微细—细孔喉结构，储层物性较差，原始产能较低。

3) 渤中2-1油田东二段储层的粒径、分选、微相类型和层序位置控制了原始物性，其中高位体系域辫状河三角洲前缘河口坝和分流河道储集物性最好。压实作用、碳酸盐胶结的“细粒聚集效应”对储层物性破坏作用明显，是造成东二段上、下亚段物性差异重要原因，导致东二段下亚段的低渗低产。超压作用虽有助于原始孔隙的保存，但却加剧了碳酸盐胶结，总体上降低了储层物性。