渤中凹陷深层砂砾岩气藏油气充注与储层致密化

王清斌 牛成民 刘晓健 臧春艳 赵 梦 王 军 郝轶伟 万 琳

1.吉林大学地球科学学院 2.中海石油（中国）有限公司天津分公司 3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

0 引言

渤中凹陷是渤海湾盆地重要的富烃凹陷，其古近系底界最大埋深超过万米[1]。近几年来，在渤中凹陷深层陆续发现多个大型油气田，尤其是渤中19-6凝析气田的发现，充分展示了凹陷陡坡带砂砾岩是该盆地重要的天然气储量增长领域。对该盆地内多个构造砂砾岩储层样品的物性分析结果表明，在埋深3 500 m以深，砂砾岩储集物性较差，以低孔隙度、低—特低渗透率的致密储层为主[2]，储层致密化成因及其与晚期油气侵位的关系一直没有得到合理的解释。渤中凹陷砂砾岩气藏以典型的晚期成藏为特点，前人的研究成果认为其主成藏期为距今5 Ma，是典型的晚期成藏，深层储层致密化作用发生在成藏之前[3-8]。进一步分析的表明，渤中凹陷在成藏后经历了上覆地层增厚超过1 000 m的深埋过程。这一过程对储层质量的影响及储层致密化与油气成藏的先后关系尚不清楚。为此，笔者以渤中凹陷西南部渤中19-6构造带砂砾岩储层为研究对象，采用压实模拟、包裹体、铸体、扫描电镜、X射线衍射等技术手段，综合物性、热史等区域资料，确定关键致密化成岩作用发生序列，以期落实该区储层致密化作用的机理及其与油气充注的关系。

1 区域地质概况

渤中凹陷位于渤海湾盆地中部，其古近系沉积厚度巨大，自下而上依次发育古近系古新统—始新统孔店组（E1-2k）、始新统沙河街组（E2s）、渐新统东营组（E3d）（图1），是渤海湾盆地重要的富烃凹陷之一[8-10]。凹陷深部砂砾岩储层主要发育在孔店组、沙河街组三段（以下简称沙三段）和东营组三段（以下简称东三段）。在渤海湾盆地形成初期的孔店期，渤中凹陷沉积了一套巨厚砂砾岩，目前已钻遇砂砾岩总厚度超过500 m，砂砾岩上覆沙三段巨厚泥岩，形成了良好的区域盖层，孔店组砂砾岩是渤中19-6大型凝析气田的主要储集层之一，也是笔者研究的重点；沙三段沉积期是古近系重要的裂陷期，沙三段沉积早期在陡坡带沉积了一套以扇三角洲为主的砂砾岩体，在深湖区为粗粒的湖底扇沉积，砂砾岩上部过渡为深湖—半深湖沉积，盖层泥岩厚度巨大，封盖条件好；东三段在渤海海域多表现为裂陷沉积特点，陡坡带发育厚层扇三角洲砂砾岩体，总厚度超过200 m，上覆东三段晚期—东营组二段的巨厚泥岩[11-12]。渤中凹陷沉积厚度巨大，3套粗粒沉积体是渤中凹陷深层的主力油气层段；3套砂砾岩埋藏深度较大，特别是埋深超过3 500 m的储层，储集物性主要以低孔隙度、低渗透率为主，油气产量较低。

图1 研究区位置及地层柱状图

2 油气充注期次划分

2.1 油气充注期次及首次成藏时间

根据荧光分析结果，深部孔店组砂砾岩气藏多期次成藏特点明显，表现为不同类型包裹体共存的特点。在渤中19-6构造带，根据包裹体产状及荧光特点，油气充注至少可以分为3期，早期为沥青包裹体，主要发育在石英次生加大边内层的黏土线附近，荧光下不发光或为很弱的褐色荧光，显示油质相对较重，沥青质含量较高（图2-a、b）。第二期为油气包裹体，常温下包裹体为气液两相，荧光下呈绿色荧光，为轻质油的特点，其产状以石英内部愈合裂缝及石英次生加大边为主（图2-c、d），充注期明显晚于早期的沥青包裹体。第三期包裹体常温下也是气液两相，但气体比例较高，荧光下为浅蓝色，为成熟度更高的轻质油，其产状以石英愈合裂缝为主，部分发育在石英次生加大边内（图2-e、f）。

根据包裹体期次划分结果，对烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度分析结果表明，渤中凹陷西南部地区包裹体记录的油气充注期次可以划分为两期。第一期发生在距今5 Ma，对应明化镇沉积早期，第二期充注发生在距今3 Ma，两期都是典型的晚期成藏（图3）。由包裹体测温和成藏史分析可知，充注时间正好是渤海海域新构造运动活化期，也是渤海海域区域成藏时间。统计渤中凹陷167口井在距今5 Ma以来的地层厚度，平均地层厚度为1 045.6 m，最大地层厚度为1 400 m。这说明在油气首次充注后，储层经历了持续快速深埋阶段，上覆地层平均加厚超过 1 000 m。

图2 BZ19-6-1井包裹体产状及荧光特征照片

图3 渤中凹陷渤中19-6构造带孔店组成藏史图

2.2 油气首次充注期储集物性

区域地质资料和大量钻井资料表明，研究区砂砾岩以片麻岩、花岗岩为母源，据岩心实测资料拟合的孔隙度与埋深相关度较好（图4），可以应用于区域孔隙度预测。预测结果表明，首次充注时其孔隙度介于15%～20%，属于中等孔隙度。据渤中凹陷砂砾岩储集物性统计结果，在该孔隙度区间，渗透率有43%的概率介于5～50 mD、有32%的概率大于50 mD，按照 GB/T 26979—2011《天然气藏分类》标准，属于中孔、中—高渗透储层类型，储集物性较好。

图4 渤中凹陷砂砾岩孔隙度与埋深关系图

3 储层致密化作用

有学者研究认为，在油气成藏后储层中矿物受到油膜的保护，流体与岩石相互作用速率会变慢，进而影响储层的成岩演化进程[13-15]；也有学者认为石油聚集将导致储层成岩作用终止[16]；还有学者提出油气对储层的保护作用与油气成藏时间有关，成藏期越早，对储层的保护作用越明显[15]。渤中凹陷深层砂砾岩气藏虽然为典型的晚期成藏，但渤中凹陷最大的特点在于油气侵位后经历了一个快速沉降、快速埋藏、快速成岩演化的过程。在这一过程中镜质体反射率由0.4%～0.5%演化为1.0%～1.2%，泥岩中伊蒙混层中蒙皂石含量也由50%快速降低至15%以下，甚至全部转化为伊利石。这一成岩过程恰好是储层胶结、伊利石化等决定性的成岩作用的发生阶段。为了落实各类成岩作用在油气充注之后的对储层影响，笔者开展了压实物理模拟实验、包裹体的精细分析、碳酸盐胶结物的岩石学特征分析。

3.1 压实作用

根据研究区中—粗粒碎屑岩的特点，笔者配比了与渤中凹陷砂岩成分接近的中—粗粒岩屑长石砂岩以及用于对比的中粒岩屑长石砂岩和中粒石英砂岩，砂岩样品组成及粒度如表1所示。压实模拟结果表明，中粒石英砂和中粒岩屑长石混合砂具有较高的初始孔隙度，压实后仍具有较高的孔隙度。其中，中粒岩屑长石混合砂的初始孔隙度和压实后的孔隙度最高。分选相对较差的中—粗粒岩屑长石混合砂在2 500 m以深，随压力（埋深）增大，孔隙度降低的速率变缓，但仍在继续下降，直至5 000 m以下，孔隙度随埋深变化曲线的斜率基本稳定（图5）。实验结果说明分选相对较差的中—粗粒岩屑长石混合砂在埋深超过2 500 m后，压实减孔作用仍比较明显。其原因在于粗粒沉积物原始骨架颗粒分选较差，在压力的作用下不同粒径的颗粒旋转、调整作用较明显，由此引起孔隙度随埋深增加不断降低。研究区岩性组合主要是砂砾岩＋粗砂岩＋中—粗砂岩组合，砂岩的分选相对较差，与实验模拟的中—粗粒岩屑长石混合砂成分接近，因此，可以认为在油气充注后渤中凹陷砂砾岩仍然受到压实减孔作用的显著影响。深埋条件下的压实减孔往往伴随着比浅层更严重的喉道堵塞，连通性降低，对储层渗透率的影响更为重要。

表1 砂岩样品组成及粒度表

图5 不同砂样压实模拟结果图

3.2 硅质胶结作用

油气充注成藏后，石英加大是否会停止生长业界已开展过深入研究[17-18]。目前，较被认可的是含油饱和度较低时，石英加大仍能够突破油膜屏障进行或者通过压溶作用进行[17]；但当含油饱和度较高时，对石英加大具有抑制作用[18]；有学者通过油层与水层对石英加大的影响对比研究，认为含油层对石英加大的影响低于水层对石英加大的影响[18]。研究区孔店组砂砾岩包裹体分析结果，大部分油气包裹体发育在石英加大边和石英颗粒内部裂隙中。其中，石英加大边是包裹体最富集部位，可见油气侵位后石英加大并没有完全受到抑制。薄片分析结果表明，孔店组砂砾岩石英加大记录的充注期可分为两期，第一期油气包裹体密集分布，第二期油气包裹体丰度低，两期包裹体的发育也说明油气充注之后石英加大并没有受到抑制，而是进入较强烈加大阶段（图6）。根据石英加大边内盐水包裹体测温结果，其形成温度介于110～130 ℃，根据区域埋藏史资料，发生强烈石英加大的深度介于2 500～2 700 m。油气侵位后出现强烈的石英次生加大，可能与油气侵位带来的有机酸溶蚀作用有关，尤其是长石的溶蚀析出大量的硅质，硅质浓度的提高有利于其突破油膜屏障以加大形式沉淀下来。渤中19-6构造孔店组油气层上覆的盖层发育条件好，为厚度超过500 m的超压泥岩层，良好的盖层条件让油气藏处在一个封闭体系里，溶蚀的硅质不能迁出，必然以加大形式生长。研究区油气藏主要是凝析气藏，储层中见到大量包裹体，并且丰度很高，这与传统的气藏包裹体丰度较低的认识不同。根据包裹体分析结果，早期为油的充注期，与第一期石英次生加大对应，相应地形成了高丰度油气包裹体；后期高成熟天然气的再次充注，并伴随油藏深埋升温，油藏转化为凝析气藏，这与低油气包裹体丰度的第二期石英次生加大对应。在第一期石英次生加大内侧主要为褐黄色油包裹体，在第一期石英次生加大外侧为蓝色轻质油包裹体，第二期石英次生加大生长在第一期次生加大外侧，荧光下几乎不含油气包裹体（图6）。这种近乎完美的匹配关系，记录了油藏向气藏转变事件，也说明了在油藏及气藏阶段石英次生加大不断沉淀生长的过程。

3.3 黏土矿物转化

黏土矿物中伊蒙混层矿物随温度增加不断向伊利石转化。其中，伊蒙混层中蒙皂石含量是表征成岩演化的重要指标[19-21]。泥岩黏土矿物分析结果表明：埋深2 500 m时大部分伊蒙混层中蒙皂石含量为50%左右；埋深超过3 500 m后，黏土矿物强烈伊利石化，大部分伊蒙混层中蒙皂石含量降低至20%以下，或全部转化为伊利石（图7）。可见，砂砾岩储层中的黏土矿物随埋深增加会有不同程度的伊利石化。另一方面，黏土矿物的演化在油气充注之后也受到了抑制，比如高岭石在油膜的保护下可以在很大深度范围内广泛分布[22-23]。渤中凹陷深层砂砾岩中可见富含高岭石的砂岩，且很多高岭石被沥青质所包裹，埋深3 500 m以深仍然有大量高岭石存在，这些高岭石可能受到了油膜的阻隔，减缓了与外界的交换而得以在深埋条件下大量保存（图8-a、b）。研究区扫描电镜下可以见到高岭石与晚期丝发状伊利石共同充填孔隙空间（图8-b），渤中凹陷深层砂砾岩还可见到伊利石交代生长在石英微晶之上（图8-c）。前已述及，石英加大发育在油气侵位之后，在石英加大之后仍然有大量伊利石的生成，可以推断伊利石是在油气侵位之后形成的。薄片观察表明，砂砾岩储层中出现了较强的伊利石化现象，粒间的伊利石结晶较好，镜下具有白云母特点（图8-d）。这一系列证据表明，油气充注之后高岭石演化减缓，但伊利石的生成并没有受到抑制，其原因可能在于晚期高温碱性富钾环境下伊利石可突破油膜屏障而大量发育。伊利石的大量沉淀，对储层渗透率的影响是决定性的，是储层致密化的重要控制因素之一。

图6 BZ19-6-1井砂砾岩石英颗粒加大特征照片

图7 渤中凹陷砂砾岩储层伊蒙混层中蒙皂石演化图

3.4 碳酸盐矿物胶结作用

图8 BZ19-6-1井砂砾岩储层黏土矿物特征照片

渤中凹陷深层砂砾岩碳酸盐胶结物主要有方解石、白云石、铁方解石、铁白云石等。成岩作用后期随着地层流体向碱性转变，碳酸盐矿物大量沉淀。薄片分析结果表明，研究区铁白云石含量高，对储集物性的影响较大。铁白云石产状主要以充填强压实后的残余粒间孔为主，部分交代早期铁方解石，这说明其形成时间较晚（图9-a）。另外，见到铁白云石充填石英加大后残余孔隙，这说明铁白云石生成时间晚于油气充注（图9-b）。晚期活跃的钙质与油气等后期流体的侵位对储层中矿物的溶蚀作用有关，最终大量钙质以富铁碳酸盐矿物的形式再沉淀。这些现象说明在油气侵位后，储层中的流体与岩石的交换反应不但没有停止，反而更加活跃。新的富铁碳酸盐矿物再沉淀，储层变得进一步致密化。

图9 BZ19-6-1井砂砾岩储层碳酸盐胶结物特征照片

4 油气充注与储层致密化的关系

根据研究区围区孔隙度与深度拟合关系计算油气成藏期油气藏的埋深为2 500 m，其孔隙度主要介于15%～18%，渗透率也较高。在油气成藏之前，储层主要到压实作用的影响，颗粒由点接触向线接触过度，少量次生加大，少量碳酸盐矿物胶结。油气初次充注成藏后，储层受到与油气侵位带来的有机酸的影响，形成了部分颗粒内部溶蚀孔[24]，但溶蚀的硅质以石英次生加大形式沉淀，形成了第一期石英次生加大，并降低了储层孔隙度。油气侵位后，伴随着油藏的快速深埋，压实作用继续降低储层孔隙度，并伴随黏土矿物向伊利石转化。随着埋深加大，围区烃源岩进入高成熟生气阶段，天然气成藏后与早期油混合形成凝析气藏，在凝析气藏阶段储层中硅质进一步沉淀形成第二期石英次生加大，孔隙度进一步降低；深埋后，储层黏土矿物大量向伊利石转化，并随着流体向碱性转化，晚期碳酸盐胶结物进一步降低孔隙度，最终形成孔隙度介于8%～10%、渗透率介于1～5 mD的低渗透致密砂砾岩。成藏过程中的储层演化模式如图10。

5 结论

1）渤中凹陷古近系砂砾岩凝析气藏主成藏期为距今5 Ma，具有多期充注的特点，早期以沥青质含量较高的稠油为主，后期成熟度升高，油质变轻。

2）研究区油气首次充注期油气藏埋深介于2 500～2 800 m，储层储集物性较好，孔隙度介于15%～18%，渗透率主要介于5～500 mD。

3）首次油气充注成藏后，盆地快速沉降、充填，砂砾岩储层上覆地层厚度增加超过千米，砂砾岩进入了成岩快速演化期，分选相对较差的砂砾岩受到压实作用影响，埋深压实减孔作用明显；石英加大在油气充注后经历了两期强烈发育，减孔作用明显；晚期花状及丝发状伊利石在石英加大后强烈发育，对渗透率产生了决定性的影响；油气成藏后沉淀的铁白云石让储层进一步致密化。渤中凹陷深层砂砾岩具有典型的先成藏后致密特点。

4）油气充注成藏对储层成岩作用的抑制强度需要重新审视，渤中凹陷砂砾岩凝析气藏虽然是典型的晚期成藏，但强烈的成岩作用仍导致储层致密化，石英加大、伊利石化、碳酸盐矿物沉淀等成岩作用突破油气侵位形成的惰性环境约束并不困难。影响储层成岩作用的关键因素可能是温度、压力、流体等综合条件。

图10 渤中凹陷砂砾岩气藏油气充注期储层演化模式图