牛莊洼陷西南部沙三中亞段濁積巖儲層成巖作用與物性演化

張少敏, 操應長, 王艷忠, 楊 田, 王 尉, 王思佳

(1.中國石油大學地球科學與技術(shù)學院,山東青島 266580;2.海洋國家實驗室海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術(shù)功能實驗室,山東青島 266071)

牛莊洼陷西南部沙三中亞段濁積巖儲層成巖作用與物性演化

張少敏1,2, 操應長1,2, 王艷忠1,2, 楊 田1,2, 王 尉1, 王思佳1,2

(1.中國石油大學地球科學與技術(shù)學院,山東青島 266580;2.海洋國家實驗室海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術(shù)功能實驗室,山東青島 266071)

通過巖心觀察、薄片鑒定、圖像分析、包裹體分析、碳氧同位素分析及物性測試等技術(shù)方法,結(jié)合埋藏史、有機質(zhì)熱演化史和油氣成藏史,對東營凹陷牛莊洼陷西南部沙三中亞段濁積巖儲層成巖作用與物性演化進行研究。結(jié)果表明:沙三中亞段濁積巖儲層整體以中低孔—低滲特低滲為特征,經(jīng)歷了弱堿性—酸性—堿性—弱酸性的成巖環(huán)境演化過程;成巖作用類型多樣,主要膠結(jié)溶解作用序列為早期菱鐵礦膠結(jié)/早期方解石膠結(jié)→長石溶蝕/石英加大/自生高嶺石沉淀→鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)/少量石英溶蝕→少量長石溶蝕/石英加大/黃鐵礦膠結(jié),壓實作用存在于整個埋藏過程中;物性演化與油氣成藏史的匹配關(guān)系表明,沙三中亞段濁積巖常規(guī)儲層與致密儲層共存,其中致密儲層分為“邊致密邊成藏型”和“先致密后成藏型”兩種類型;常規(guī)儲層主要位于中厚層砂巖的中部,對勘探最有利,其次為“邊致密邊成藏型”儲層,主要存在于中厚層砂巖的頂部或底部,“先致密后成藏型”儲層最不利,多為薄層砂巖。

成巖作用; 成巖演化; 物性演化; 濁積巖; 牛莊洼陷

濁積巖砂體在陸相湖盆中廣泛分布,多包裹于烴源巖中,成藏條件優(yōu)越,已成為現(xiàn)階段隱蔽油藏勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域[1]。沉積作用控制砂體的空間展布和巖石特征,而成巖作用是儲層形成和發(fā)育的必經(jīng)過程,其類型和強度、演化過程直接影響著儲層的物性演化規(guī)律,最終決定儲層儲集性能的優(yōu)劣[2-3]。東營凹陷牛莊洼陷西南部沙三中亞段發(fā)育多種濁積巖砂體,多被烴源巖包裹且埋藏較深(2 500～3 500 m),經(jīng)歷了復雜的成巖改造和儲層物性演化過程,與淺層開放環(huán)境的砂體相比,具有一定特殊性。濁積巖儲層成巖作用和物性演化過程的深入研究對濁積巖砂體巖性油氣藏的勘探開發(fā)具有重要的意義。筆者綜合運用各類分析測試手段,對東營凹陷牛莊洼陷西南部濁積巖成巖作用及物性演化過程進行研究,并分析儲層物性演化與油氣成藏的匹配關(guān)系。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

牛莊洼陷位于東營凹陷中部,面積約為240 km2,北鄰中央隆起帶,南部以陳官莊—王家崗斷裂帶與東營凹陷南斜坡相接,西起梁家樓油田東翼,東至廣利構(gòu)造[4](圖1)。研究區(qū)位于牛莊洼陷西南部,沙四段和沙三下亞段斷裂活動較弱,在深湖—半深湖沉積背景下發(fā)育了厚層暗色泥巖和油頁巖,為研究區(qū)主力烴源巖;沙三中亞段沉積時期,東營凹陷處于斷裂活動鼎盛期,構(gòu)造運動強烈,同時碎屑物質(zhì)供應充足,東營三角洲快速向前推進,造成三角洲前緣斜坡角度過大而發(fā)生滑塌,在牛莊洼陷西南部形成大量滑塌濁積巖體。沙三上亞段沉積期,水體逐漸變淺,主要為河流—三角洲相砂泥互層沉積。牛莊洼陷目前已發(fā)現(xiàn)多個砂巖透鏡體油藏,是油氣勘探的主要對象[4]。

圖1 牛莊洼陷構(gòu)造位置及沙三中亞段濁積巖平面展布圖Fig.1 Tectonic setting and turbidites distribution of Es3z in Niuzhuang sag

2 儲集層基本特征

由于搬運距離、水動力條件、流體類型等不同,牛莊西南部沙三中亞段滑塌濁積體近源、中部和遠源沉積物的沉積特征具有明顯的差異(圖2)。近源沉積物以含泥礫、泥巖撕裂屑等厚層塊狀砂巖為主,滑塌變形構(gòu)造發(fā)育,巖性主要為中砂巖,分選、磨圓較差;滑塌中部發(fā)育中等厚度的塊狀砂巖、正遞變砂巖及不完整鮑馬序列,巖性主要為中細砂巖,分選中等;遠源沉積以厚層泥巖夾薄層砂巖、粉砂巖沉積為主,發(fā)育不完整鮑馬序列,且泥質(zhì)粉砂巖中變形構(gòu)造發(fā)育。

通過研究區(qū)實測物性統(tǒng)計,濁積巖以中低孔—低滲特低滲儲層為主,孔隙度分布范圍0.6%～25.8%,其中孔隙度10%～15%(低孔)儲層占23.04%,孔隙度15%～25%(中孔)儲層占60.73%。滲透率分布范圍(0.006～3645.67)×10-3μm2,其中滲透率為(0.1～1)×10-3μm2(超低滲)的儲層占25.63%,滲透率為(1～10)×10-3μm2(特低滲)儲層占40.09%,滲透率為(10～50)×10-3μm2(低滲)儲層占25.57%,三者含量之和超過80%。

研究區(qū)儲層埋深主要分布在2 600～3 400 m,不同沉積相帶儲層孔隙度分布差異明顯(圖2),近源厚層塊狀砂體和中部中厚層砂體中部儲層物性總體較好,孔隙度平均為16.2%,隨著埋深增加,孔隙度有減小趨勢,但減小的速度較為緩慢;其次為滑塌中部中厚層砂體邊部儲層,孔隙度平均為15.5%,隨埋深增加,孔隙度減小較顯著;遠源薄層砂體在淺層物性已減小到較低水平,在研究層段范圍內(nèi)物性整體較差,隨著深度的增加,孔隙度降低緩慢,平均為7.6%,較難成為優(yōu)質(zhì)儲層。

圖2 牛莊洼陷西南部沙三中亞段儲層沉積特征及物性分布Fig.2 Sedimentary characters and petrophysical property of turbidite reservoirs of Es3z in southwest Niuzhuang sag

3 成巖作用類型及其對物性的影響

研究區(qū)濁積巖儲層在埋藏過程中經(jīng)歷了復雜的成巖作用改造過程,主要包括壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用及交代作用等。

3.1 壓實作用

研究區(qū)濁積巖儲層整體壓實作用中等,在中厚層砂體中,石英、長石等剛性顆粒含量較高,巖石抗壓實能力較強,顆粒以點—線接觸為主(圖3(a));在薄層砂體中,泥質(zhì)雜基含量高,抗壓實能力較弱,顆粒以線接觸為主,可見少量云母、巖屑等塑性顆粒壓實變形以及長石等脆性礦物壓裂破碎。

圖3 牛莊洼陷西南部沙三中亞段濁積巖儲層成巖作用類型及特征Fig.3 Diagenesis characteristics of Es3z turbidite in southwest Niuzhuang sag

3.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)儲層膠結(jié)作用普遍發(fā)育,主要包括碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、自生黏土礦物膠結(jié)和少量菱鐵礦、黃鐵礦膠結(jié)。

碳酸鹽膠結(jié)物在研究區(qū)最為常見,以方解石、鐵方解石和鐵白云石為主(圖3(b)),含量為0.5%～32.5%,平均8.25%,多為孔隙式膠結(jié)。研究區(qū)以砂泥互層的濁積巖沉積為特征,砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物具有明顯的差異分布特征,碳酸鹽膠結(jié)物含量由砂體邊緣向砂體內(nèi)部逐漸減少;在距砂泥接觸面約0.5 m以內(nèi),碳酸鹽膠結(jié)物含量高,一般大于10%;距砂泥接觸面距離在0.5～1 m時,碳酸鹽膠結(jié)物含量一般為3～10%;大于1 m時,膠結(jié)物含量小于3%(圖4(a))。受膠結(jié)物分布的影響,儲層孔隙度分布特征與之相反(圖4(b)),在砂體邊緣0.5 m范圍內(nèi),孔隙度約為5%～19%;距砂泥接觸界面0.5～1 m時,孔隙度約為19%～22%;大于1 m時,孔隙度大于22%(圖4(c))。碳酸鹽膠結(jié)物差異分布是由于早期泥巖中沉積水在壓實成巖過程中進入相鄰砂巖以及泥巖中的有機質(zhì)演化和黏土礦物脫水轉(zhuǎn)化過程中,釋放大量Ca2+、Mg2+、Fe2+等金屬陽離子進入鄰近的砂巖中,在砂體邊部膠結(jié)強烈,形成致密膠結(jié)殼[5-7]所致。在雜基含量較低的薄層砂巖中及厚層砂體邊部,常見碳酸鹽膠結(jié)強烈,物性差;而砂體中部膠結(jié)作用較弱,儲層物性較好(圖4(c))。

圖4 牛莊洼陷西南部沙三中亞段濁積巖儲層膠結(jié)物含量、孔隙度及距砂泥接觸面距離的關(guān)系Fig.4 Relationship between carbonate cement content, porosity and distance to sandstone-mudstone contact surface in turbidite reservoirs of Es3z in Niuzhuang sag

研究區(qū)濁積巖儲層中發(fā)育大量的自生高嶺石,平均含量占自生黏土礦物的50.50%,常充填于長石溶蝕孔隙以及部分原生孔隙中,晶型發(fā)育良好,集合體呈書頁狀、蠕蟲狀(圖3(d))。分布于泥巖中的相對孤立的濁積巖砂體,多處于半封閉系統(tǒng)中,酸性流體溶蝕長石形成自生高嶺石和硅質(zhì)膠結(jié)物,充填于長石溶蝕孔隙及附近的原生孔隙中?；瘜W反應式為

Al2Si2O5(OH)4+2K++SiO2+2CH3COO-.

研究區(qū)硅質(zhì)膠結(jié)物較發(fā)育,以石英加大邊為主,石英加大邊雖然占據(jù)了部分孔隙空間,但是在一定程度上增強了巖石的抗壓實能力,有利于剩余原生孔隙的保存(圖3(c))。菱鐵礦膠結(jié)物多以團塊狀集合體出現(xiàn)(圖3(e)),黃鐵礦常為團塊狀、莓球狀,工區(qū)內(nèi)這兩種膠結(jié)物含量少但普遍存在。

3.3 溶蝕作用

研究區(qū)儲層以長石、巖屑等的酸性溶蝕作用最為普遍(圖3(f)、(g)),長石顆粒邊緣發(fā)生不規(guī)則溶蝕或顆粒內(nèi)部沿解理縫溶蝕形成粒內(nèi)溶孔,巖屑發(fā)生選擇性溶蝕。同時見少量石英及加大邊發(fā)生堿性溶蝕(圖3(h))。利用顯微鏡和鑄體薄片分析系統(tǒng),采用人工圈繪與計算機圖像分析相結(jié)合的方法,依據(jù)次生孔隙專指巖石在埋藏過程中形成的新孔隙的原則[8],將原始粒間孔隙識別為原生孔隙,其周圍顆粒溶蝕形成的新孔隙識別為溶蝕孔隙,對沙三中亞段濁積巖儲層原生孔隙和溶蝕孔隙進行定量統(tǒng)計。結(jié)果表明溶蝕孔隙含量平均為50.73%,原生孔隙含量平均為49.27%,二者含量相當。在厚層砂體中部,膠結(jié)作用較弱,原生孔隙保存,有利于后期活動流體沿油源斷層進入儲層,溶蝕作用強烈,形成大量次生孔隙。在厚層砂體邊緣和薄層砂體中,由于早期壓實作用和膠結(jié)作用導致孔隙絕對含量較低,后期酸性流體對儲層的溶蝕改造較弱,形成少量次生孔隙。

3.4 交代作用

研究區(qū)沙三中亞段濁積巖儲層中交代作用普遍,主要表現(xiàn)為碳酸鹽膠結(jié)物對碎屑顆粒及其他膠結(jié)物的交代,如方解石、白云石交代長石、石英顆粒,鐵方解石交代石英及其加大邊(圖3(i));不同期次碳酸鹽膠結(jié)物之間的交代,如鐵方解石、鐵白云石交代早期方解石和白云石;少量黃鐵礦對碎屑顆粒和其他膠結(jié)物的交代(圖3(k))。交代作用對儲層孔隙的變化影響較小,但是自生礦物之間的交代現(xiàn)象常作為判斷礦物形成先后的重要依據(jù)。

4 儲層成巖演化特征

受沉積盆地中各種成巖流體及水-巖反應的影響,同一地區(qū)在盆地演化的不同階段常具有不同的成巖環(huán)境[5,9],成巖環(huán)境的演化控制著成巖演化過程。

4.1 儲層膠結(jié)溶解序列

根據(jù)自生礦物的形態(tài)、溶解充填關(guān)系、交代切割關(guān)系以及包裹體測試等分析,確定了研究區(qū)沙三中亞段濁積巖儲層的膠結(jié)溶解序列。

研究區(qū)自生菱鐵礦膠結(jié)物主要形成于早期的堿性還原環(huán)境中,晶型較好,常呈團塊狀出現(xiàn)。長石等硅酸鹽礦物在酸性成巖流體作用下發(fā)生溶蝕,形成高嶺石,析出的硅質(zhì)以石英膠結(jié)物的形式沉淀下來[10],可認為長石溶蝕、自生高嶺石沉淀和石英加大為同期成巖作用。鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn),鐵方解石和鐵白云石充填長石溶蝕孔隙(圖3(i)、(j)),同時可見碳酸鹽膠結(jié)物交代石英加大邊以及石英次生加大邊與碳酸鹽邊緣平直接觸(圖3(i)、(k))等現(xiàn)象,這些都表明長石溶蝕、石英加大早于碳酸鹽膠結(jié)作用。長石溶蝕孔隙中見殘留烴類,可推斷油氣充注晚于長石溶蝕作用(圖3(l))。石英加大邊中鹽水包裹體均一溫度分析表明(圖5),均一溫度分布范圍為79.5～155 ℃,呈雙峰分布特征。第一個峰值范圍為95～115℃,該溫度范圍為有機質(zhì)熱演化生成大量有機酸的有利區(qū)[11-12],酸性流體沿斷層進入儲層中,形成有利于長石溶蝕和石英加大的酸性環(huán)境;第二個峰值范圍為130～150 ℃,此時為羧酸陰離子熱脫羧產(chǎn)生CO2的階段[13],CO2進入孔隙流體形成碳酸,使儲層為弱酸性。

圖5 沙三中亞段濁積巖儲層石英加大邊和碳酸鹽膠結(jié)物中鹽水包裹體及其均一溫度分布Fig.5 Aqueous inclusions and distribution of their homogenization temperature in quartz overgrowths and carbonate cements of turbidite reservoirs in Es3z

碳酸鹽膠結(jié)物主要包括鐵方解石、鐵白云石和方解石,碳酸鹽膠結(jié)物中鹽水包裹體分析(圖5),均一溫度分布范圍70～140 ℃,峰值在110～120 ℃,為鐵方解石和鐵白云石膠結(jié)的主要時期。利用氧同位素估算碳酸鹽膠結(jié)物形成的溫度(表1),基本與包裹體均一溫度分布相對應。牛106井3 069 m和牛18井3 282.1 m計算的碳酸鹽膠結(jié)物形成溫度約為70～80 ℃,這是因為晚期鐵方解石交代早期方解石膠結(jié)物導致估算的溫度較低。

綜合分析認為,研究區(qū)儲層經(jīng)歷的溶解膠結(jié)序列為:早期菱鐵礦膠結(jié)/早期方解石膠結(jié)→長石溶蝕/石英加大/自生高嶺石沉淀→鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)/少量石英溶蝕→少量長石溶蝕/石英加大/黃鐵礦膠結(jié),壓實作用存在于整個埋藏過程。

表1 沙三中亞段濁積巖儲層中利用氧同位素計算碳酸鹽膠結(jié)物的形成溫度Table 1 Forming temperatures of carbonate cements calculated by oxygen isotope of turbidite reservoirs in Es3z

注:表中δ13C%和δ18O%數(shù)據(jù)來自張雪芬[14],方解石礦物溫度計算公式1 000lnα方解石-水=2.78×106/T-2-2.89[15]和白云石礦物溫度計算公式1 000lnα白云石-水=3.2×106/T-2-1.5[16],其中碳酸鹽-水的分餾系數(shù)1 000lnα碳酸鹽-水=δ18O碳酸鹽(PDB)-δ18O水(PDB),δ18O水(PDB)=-34.6。

4.2 儲層成巖作用演化

根據(jù)各溶解膠結(jié)作用發(fā)生的溫度,結(jié)合研究區(qū)埋藏史、有機質(zhì)熱演化史及油氣充注期次分析,研究區(qū)儲層經(jīng)歷了弱堿性→酸性→堿性→弱酸性的成巖環(huán)境演化過程(圖6)。

根據(jù)油源對比分析,沙三中亞段濁積巖中原油主要來源于沙四上亞段和沙三下亞段烴源巖[4]。沙三中亞段于距今42 Ma開始沉積,至距今38 Ma,沙三段和沙四上亞段烴源巖底界溫度小于75 ℃,處于未成熟階段,此時,沙四段發(fā)育的厚層膏鹽層主要發(fā)生壓實排水作用[13],富含堿金屬離子的地層水進入沙三中亞段濁積巖儲層中,使儲層為堿性環(huán)境,發(fā)育少量菱鐵礦和早期方解石膠結(jié)物。

圖6 沙三中亞段濁積巖儲層埋藏史及成巖環(huán)境演化Fig.6 Burial history and diagenetic environment evolution of turbidite reservoirs in Es3z in Niuzhuang sag

石英加大邊中包裹體均一溫度主要分布在95～115 ℃,對應埋藏史圖,即距今約27.3 Ma,沙三中亞段主要處于長石溶蝕、石英加大和高嶺石沉淀的酸性環(huán)境,該時期沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖溫度小于120 ℃,是有機酸大量生成并保存的最佳溫度[17],烴源巖演化對儲層酸性環(huán)境具有關(guān)鍵性的影響。該階段是長石等不穩(wěn)定礦物發(fā)生溶蝕的最主要時期,同時也是石英加大邊和高嶺石形成的主要階段。

根據(jù)碳酸鹽膠結(jié)物中鹽水包裹體均一溫度眾數(shù)范圍為110～120 ℃分析,即距今27.3～14.8 Ma沙三中亞段儲層以堿性環(huán)境為主。此時烴源巖地層溫度大于120℃,超過了有機酸生成和有利保存的溫度,有機酸開始脫羧分解,同時沙四段石膏進入大規(guī)模脫水時期,脫出大量堿性水,以及泥巖中蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化等過程產(chǎn)生的Fe2+、Mg2+、Ca2+等堿金屬離子[13],伴隨著烴類通過低序次斷層或裂縫等隱蔽輸導體系進入儲層[18],儲層成巖環(huán)境勢必由酸性變?yōu)閴A性,還原性增強,孔隙水中的CO2與Ca2+、Fe2+、Mg2+結(jié)合形成鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)物。此溫度范圍與氧同位素估算的碳酸鹽膠結(jié)物形成溫度較吻合。

距今14.8 Ma以來,隨著碳酸鹽膠結(jié)物的形成,地層水中堿金屬離子逐漸消耗,而羧酸陰離子脫羧產(chǎn)生的CO2不斷增多,進入孔隙水中形成碳酸,同時在原油熱解過程中仍有少量有機酸產(chǎn)生[11],共同控制儲層為弱酸性環(huán)境,可見少量長石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕以及石英兩期加大的現(xiàn)象,與石英加大邊中包裹體均一溫度第二個峰值范圍130～150 ℃對應。直到現(xiàn)今,成巖環(huán)境仍保持為弱酸性,以CaCl2型地層水為主。

通過烴類包裹體分析,認為東營凹陷沙三中亞段主要經(jīng)歷了三期油氣成藏,第一期油氣成藏發(fā)生在距今約27.5～24.6 Ma,第二期發(fā)生在距今約11.6～5.0 Ma;第三期發(fā)生在距今5.0～0.0 Ma[19],由于二、三期油氣成藏具有時間上的連續(xù)性,將其整體劃分為第二期。即在長石溶蝕之后發(fā)生第一期油氣充注,第二期油氣充注發(fā)生在碳酸鹽膠結(jié)作用之后,與晚期長石溶蝕作用近于同時。

5 儲層物性演化

在儲層膠結(jié)溶解序列和特征研究的基礎上,以成巖演化序列約束下的地質(zhì)歷史時期孔隙度演化恢復方法為指導[20],開展研究區(qū)儲層物性演化研究。根據(jù)Beard等[20]通過實驗建立的利用Trask分選系數(shù)So求取砂巖原始孔隙度的經(jīng)驗公式φ0=20.91+22.9/So,計算儲層的原始孔隙度;以鑄體薄片及圖像分析為基礎,建立面孔率與孔隙度之間的函數(shù)關(guān)系;定量統(tǒng)計各膠結(jié)溶解作用對儲層面孔率的貢獻,進行膠結(jié)溶解序列約束下的孔隙度反演回剝;根據(jù)正常壓實圖版,對反演回剝孔隙度進行機械壓實和熱壓實校正,結(jié)合各關(guān)鍵膠結(jié)溶解作用發(fā)生時間,確定地質(zhì)歷史時期碎屑巖儲層實際孔隙度演化過程。

以官116井2 966.9 m細砂巖為例進行儲層孔隙度演化研究。該點位于滑塌濁積巖體中部中厚層砂巖的上部,距今約42 Ma沙三中亞段地層開始沉積,原始孔隙度為39.5%,為高孔隙度儲層,物性好;在埋藏初期,主要受壓實作用的影響,到距今38 Ma時,機械壓實損失孔隙9.5%,孔隙度減小到30%;隨后逐漸變?yōu)樗嵝原h(huán)境,壓實作用繼續(xù)進行,損失孔隙度6.5%,同時長石溶蝕增加孔隙度1.24%,石英加大損失孔隙度0.82%,到距今27.3 Ma時,孔隙度為23.92%,為中孔隙度儲層;之后,儲層逐漸轉(zhuǎn)為堿性環(huán)境,碳酸鹽膠結(jié)損失孔隙度10.24%,壓實作用損失孔隙度2.73%,物性繼續(xù)變差,到距今14.8 Ma時,儲層實際孔隙度為10.95%,為低孔隙度儲層;此后隨著壓實作用持續(xù)進行,壓實損失孔隙度6.42%,最終孔隙度減小到4.53%(實測),形成致密儲層(表2,圖7)?？梢?，樣品中壓實作用是儲層孔隙度變差的主要原因,而晚期碳酸鹽膠結(jié)作用是儲層達到致密的決定因素。結(jié)合油氣成藏史,該類儲層在第一期油氣成藏時并未達到致密,而孔隙度在第二期油氣成藏過程中減小到致密程度,即儲層經(jīng)歷了“邊致密邊成藏”的過程。

表2 官116井2 966.9 m細砂巖儲層孔隙度演化恢復結(jié)果Table 2 Results of recovery of physical property evolution of fine sandstones at 2 966.9 m burial depth in well Guan116

注:孔隙度與面孔率之間的函數(shù)關(guān)系y=2.158 5x0.797 9,R2=0.889 4,其中y為孔隙度,x為面孔率。

圖7 官116井2 966.9 m儲層孔隙度演化與油氣成藏的關(guān)系Fig.7 Matching relationship between physical property evolution and hydrocarbon accumulation of well Guan116 at 2 966.9 m burial depth

針對研究區(qū)濁積巖不同沉積相帶,另選取近源厚層砂巖中部、距泥巖較遠的牛42井3 258.6 m、中厚層砂巖中部的牛107井3 032.5 m和遠源薄層雜基較少的砂巖官11井2 893.45 m樣品,采用上述孔隙度恢復方法,對其成巖作用演化約束下的地質(zhì)歷史時期孔隙度演化進行分析,建立了不同相帶、不同巖性濁積巖儲層孔隙度演化模式,更加直觀地分析物性演化史與成藏史之間的匹配關(guān)系(圖8)。其中,牛42井3 258.6 m樣品在兩期油氣成藏期都未達到致密;牛107井3 032.5 m樣品在第一期油氣成藏時儲層未致密,經(jīng)過后期的壓實和膠結(jié)作用,在第二期成藏晚期近于致密;官11井2 893.45 m樣品在第一期油氣成藏時儲層也未達致密,由于后期強烈的壓實和膠結(jié)作用,在第二期油氣成藏前就達到致密程度。

根據(jù)不同沉積相帶、不同巖性以及成巖作用差異分析,結(jié)合油氣成藏史,將濁積巖儲層分為三種成因類型的儲層,這三種類型的儲層在第一期油氣成藏時,孔隙度較高,均未達到致密(圖8):

(1)“邊致密邊成藏型”儲層,該類儲層主要為滑塌濁積巖體中部的中厚層砂巖頂部或底部(如官116井2 966.9 m),壓實作用較強,巖性以中砂巖、細砂巖為主,壓實作用是儲層物性減小的主要原因,而碳酸鹽膠結(jié)作用是儲層致密的決定因素,儲層在第二期油氣充注過程中達到致密。滑塌濁積巖體中部的中厚層砂巖中部(如牛107井3 032.5 m),壓實作用中等,膠結(jié)作用是孔隙度損失的主要因素,膠結(jié)作用和壓實作用共同決定了致密儲層的形成,儲層在第二期油氣充注晚期近于致密。儲集空間以次生孔隙為主,少量壓實和膠結(jié)剩余粒間原生孔隙,具有較好的勘探潛力。

圖8 牛莊洼陷西南部沙三中亞段儲層孔隙度演化分析Fig.8 Porosity evolution analysis of turbidite reservoirs of Es3z in southwest Niuzhuang sag

(2)“先致密后成藏型”儲層,該類儲層主要為滑塌濁積巖體遠源薄層砂巖(如官11井2 893.45 m),與湖相泥巖互層,粒度細,以細砂巖和粉砂巖為主,早期壓實作用和碳酸鹽膠結(jié)作用均較強,對于泥質(zhì)雜基含量相對較少的砂巖中,碳酸鹽膠結(jié)是造成儲層致密的決定性因素,在第二期油氣充注之前,儲層已達到致密,油氣主要依靠超壓充注,儲集空間為少量膠結(jié)剩余的次生溶蝕孔隙,勘探潛力有限。

(3)常規(guī)儲層,該類儲層主要位于滑塌濁積巖體近源和中部的中厚層砂巖的中部(如牛42井3 258.6 m),距離泥巖較遠,儲層現(xiàn)今孔隙度仍大于20%,物性好,壓實作用是儲層孔隙度損失的主要因素,但是總體上壓實作用較弱,原生孔隙得以保存,后期成巖流體進入儲層,長石等溶蝕作用增加孔隙度明顯,膠結(jié)作用損失孔隙度少,至今未致密,儲集空間以原生孔隙和次生孔隙都比較發(fā)育為特點。油氣充注時,砂體物性和連通性較好,充注動力以浮力為主,最終形成勘探最有利的儲層。

6 結(jié) 論

(1)東營凹陷牛莊西南部沙三中亞段濁積巖儲層以巖屑質(zhì)長石砂巖為主,巖石類型以細砂巖和粉砂巖為主,少量中粗砂巖,以中低孔—低滲特低滲儲層為主,孔滲相關(guān)性較好。

(2)東營凹陷牛莊西南部沙三中亞段濁積巖儲層經(jīng)歷了弱堿性—酸性—堿性—弱酸性的成巖環(huán)境演化過程,成巖過程復雜,成巖作用類型多樣,主要溶解膠結(jié)作用序列為:早期菱鐵礦膠結(jié)/早期方解石膠結(jié)→長石溶蝕/石英加大/自生高嶺石沉淀→鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)/少量石英溶蝕→少量長石溶蝕/石英加大/少量黃鐵礦膠結(jié),壓實作用存在于整個埋藏過程。

(3)東營凹陷牛莊西南部沙三中亞段濁積巖常規(guī)儲層與致密儲層共存,其中致密儲層分為“邊致密邊成藏型”儲層和“先致密后成藏型”儲層兩種類型。常規(guī)儲層常位于中厚層砂巖的中部,對勘探最有利;其次為“邊致密邊成藏型”儲層,主要存在于中厚層砂巖的頂部或底部;“先致密后成藏型”儲層最不利,多為薄層砂巖。

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(編輯 徐會永)

Diagenesis and physical properties evolution of turbidite reservoirs in Es3zof Niuzhuang sag, Dongying Depression

ZHANG Shaomin1,2, CAO Yingchang1,2, WANG Yanzhong1,2, YANG Tian1,2, WANG Wei1, WANG Sijia1,2

(1.SchoolofGeosciencesinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China; 2.LaboratoryforMarineMineralResources,QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao266071,China)

A comprehensive analysis was conducted to evaluate the diagenesis and property evolution of Es3zin Niuzhuang sag, by combining core observation, thin section identification, image analysis, fluid inclusion analysis, carbon and oxygen isotope analysis and physical property test. The burial, thermal and hydrocarbon charging history of the reservoirs were also taken into consideration. The results show that the turbidite reservoirs of Es3zare characterized with low porosity and permeability, and may have experienced diagenetic environment changes through the sequence of weak alkaline, acidic, alkaline, and weak acidic conditions. With various diagenesis, the main dissolving-cementation sequence was: early siderite and calcite cementation; feldspar dissolution/quartz overgrowth/authigenic kaolinite precipitation; first hydrocarbon charging; ferrocalcite/ankerite cementation/quartz dissolution; second hydrocarbon charging; a small amount of feldspar dissolution/quartz overgrowth/pyrite cementation, and finally compaction existing throughout the whole burial history. According to the matching relation of reservoir physical properties and hydrocarbon accumulation, both conventional reservoirs and tight reservoirs coexisted in the turbidites, and the tight reservoirs could be further divided into two types, one became tight reservoirs during hydrocarbon accumulation and the other became tight before hydrocarbon accumulation. It is concluded that the best exploration targets are the conventional reservoirs followed by reservoirs becoming tight during hydrocarbon accumulation, and then the reservoirs becoming tight before hydrocarbon accumulation.

diagenesis; diagenetic evolution; physical properties evolution; turbidite; Niuzhuang sag

2016-08-15

國家科技重大專項(2011ZX05006-003);國家自然科學基金石油化工聯(lián)合基金重點項目(U1262203);中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項(15CX06009A)

張少敏(1989-),女,博士研究生,研究方向為沉積學與儲層地質(zhì)學。E-mail:zhangshaomin0813@126.com。

操應長(1969-),男,教授,博士,博士生導師,研究方向為沉積學、層序地層學及儲層地質(zhì)學等。E-mail:cyc8391680@163.com。

1673-5005(2017)02-0001-11

10.3969/j.issn.1673-5005.2017.02.001

TE 122.2

A

張少敏,操應長,王艷忠,等.牛莊洼陷西南部沙三中亞段濁積巖儲層成巖作用與物性演化[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2017,41(2):1-11.

ZHANG Shaomin, CAO Yingchang, WANG Yanzhong,et al. Diagenesis and physical properties evolution of turbidite reservoirs in Es3zof Niuzhuang sag, Dongying Depression[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2017,41(2):1-11.