胡 鑫， 丁曉琪， 張歆妍， 李 雷， 汪孝敬

( 1. 中國石油新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院 ，新疆 烏魯木齊 830013； 2. 成都理工大學 能源學院，四川 成都 610059； 3. 西南石油大學 地球科學與技術學院，四川 成都 610500 )

0 引言

隨油氣勘探開發(fā)技術的不斷提高，砂礫巖油氣藏研究逐步深入，尤其是準噶爾盆地瑪湖凹陷10億噸級礫巖油藏和渤海海域渤中19-6千億立方米大型整裝凝析氣田的發(fā)現(xiàn)，進一步推動中國砂礫巖油氣藏的勘探開發(fā)[1]。目前，在中國多個盆地發(fā)現(xiàn)以砂礫巖作為主要儲層類型的油氣藏，如渤海灣盆地渤中坳陷、濟陽坳陷和黃驊坳陷等的多個層組[2-4]，準噶爾盆地瑪湖凹陷百口泉組和上烏爾禾組[5-7]，松遼盆地長嶺斷陷營城組[8-9]，二連盆地烏里雅斯太凹陷騰格爾組等[10]，表明砂礫巖油氣藏具有良好的勘探潛力。發(fā)現(xiàn)的砂礫巖油藏主要沉積相類型為扇三角洲[11-13]、近岸水下扇[14]、沖積扇[15]和深水濁積扇[16]等，具有近源沉積、相變快、巖石結構與成分成熟度低、儲層非均質性強、儲層主控因素復雜等特點，制約砂礫巖油藏的勘探開發(fā)。渤南北帶沙三—沙四段為近岸水下扇沉積，發(fā)育厚層砂礫巖體，受沉積、成巖等因素控制，儲層非均質性強。人們對研究區(qū)砂礫巖儲層開展沉積特征、成巖演化、成巖相等方面的研究[2,4,17]，但對儲層成因機理及主控因素的研究相對較薄弱，研究區(qū)砂礫巖儲層發(fā)育分布規(guī)律不清。結合巖心、測井資料，筆者采用鑄體薄片、掃描電鏡、CT掃描等方法，從沉積和成巖兩方面綜合分析砂礫巖儲層特征及發(fā)育主控因素，為研究區(qū)尋找有利儲層提供地質依據。

1 區(qū)域地質背景

渤南洼陷位于濟陽坳陷沾化凹陷北部，洼陷北部以埕南斷裂為界與埕東凸起斷接，西部以義東斷裂為界與義和莊凸起斷接，南部和東部分別向陳家莊凸起和孤島凸起超覆(見圖1)[18-21]。受埕南斷裂的控制，渤南洼陷總體構造為一北東向的北陡南緩、東陡西緩、北斷南超的箕狀斷陷湖盆，自北向南可分為北部陡坡帶、中部洼陷帶、南部緩坡帶3個次級構造單元[22]。研究區(qū)位于北部陡坡帶，東西長度為20～25 km，南北寬度約為10 km，有利勘探面積約為200 km2(見圖1)[17]。渤南洼陷古近系自下而上沉積孔店組(Ek)、沙河街組(Es)和東營組(Ed)[23]。其中，沙河街組自下而上可劃分為沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)，研究的目的層位為沙三—沙四段。

圖1 渤南北帶區(qū)域位置及構造特征(據文獻[20]修改)

渤南北帶沙三—沙四段為近岸水下扇沉積，空間上主要發(fā)育于埕南斷裂的下降盤，地震剖面上呈楔形，內部為層狀、波狀、雜亂前積反射結構[24]。扇根亞相的沉積微相主要為主水道和水道間沉積，以雜基支撐中—粗礫巖相和含礫細—粗砂巖相為主，幾乎不含泥巖相；主水道以碎屑流沉積為主，巖石顆粒分選磨圓差，以雜基支撐為主，發(fā)育塊狀層理。扇中亞相為近岸水下扇的主體部分，沉積微相為辮狀水道和辮狀水道間，辮狀水道主要以雜基支撐—顆粒支撐中礫巖相、顆粒支撐細礫巖相和含礫粗砂巖相為主，見波狀層理；辮狀水道間主要為塊狀層理的砂巖相。扇端亞相表現(xiàn)為碎屑流和濁流沉積，主要為泥巖相和含礫細—粗砂巖相，局部見水平層理和波狀層理。

2 儲層特征

研究區(qū)11口井巖石薄片鑒定結果表明，沙三—沙四段巖石顆粒粒度偏粗，主要為礫巖、砂礫巖、含礫砂巖、砂巖和泥巖。巖石顆粒分選差—中等，巖屑成分主要為中酸性火山巖、變質巖和沉積巖巖屑(主要為碳酸鹽巖巖屑)。由于研究區(qū)發(fā)育厚層砂礫巖且分布范圍廣(分布于全區(qū))，為主要儲層類型，因此文中主要探討砂礫巖儲層特征。

2.1 儲集空間類型

根據55件巖心樣品的鑄體薄片與11件巖心樣品的掃描電鏡觀察結果，研究區(qū)砂礫巖儲層儲集空間以次生孔隙為主，約占總孔隙的75%，主要為溶蝕孔(粒內/粒間溶孔)和微孔；原生孔隙主要為貼礫縫和少量粒間孔。

2.1.1 溶蝕孔

溶蝕孔隙是砂礫巖儲層的重要儲集空間，其成因多與有機酸或大氣淡水溶蝕有關。渤南北帶沙三—沙四段砂礫巖發(fā)育大量不穩(wěn)定中酸性火山巖巖屑、火山灰雜基和長石，這些不穩(wěn)定組分受有機酸的溶蝕而形成大量的溶蝕孔隙，大幅改善儲層物性。有機酸溶蝕形成的溶蝕孔隙主要為粒內溶孔，局部發(fā)育少量粒間溶孔(見圖2(a))。

圖2 渤南北帶沙三—沙四段主要儲集空間類型

2.1.2 粒間孔

在研究區(qū)砂礫巖儲層中存在兩類粒間孔，第一類為碎屑顆粒之間未被填隙物充填而留下來的孔隙，在細礫巖中比較發(fā)育(見圖2(a))；第二類為發(fā)育于中礫巖的砂巖巖屑孔隙，由于砂巖巖屑具有支撐作用，這類粒間孔受壓實作用影響較小，能夠很好地保存下來(見圖2(b))。研究區(qū)砂巖巖屑含量較低，第二類粒間孔隙分布范圍有限，不作為砂礫巖儲層的主要儲集空間。

2.1.3 貼礫縫

貼礫縫在砂礫巖儲層中較常見，在鑄體薄片下觀察到的“貼礫縫”并不都是有效縫，很多是在取樣或制樣過程中形成的假縫。在識別貼礫縫時，注意觀察貼礫縫的邊緣是否有巖石顆粒的溶蝕或礦物的沉淀，若存在，則說明是形成于成巖期的有效縫；否則，結合巖心和測井資料綜合判別。研究區(qū)沙三—沙四段發(fā)育由貼礫縫組成的網狀縫，在縫的邊緣可見礫石顆粒被溶蝕(見圖2(c))。

2.1.4 微孔

火山玻屑與長石不穩(wěn)定，酸性條件下易蝕變?；鹕讲Ｐ嘉g變主要形成絮狀黏土，主要為伊利石和伊/蒙混層；長石蝕變主要形成高嶺石。沙三—沙四段微孔主要為火山玻屑和長石蝕變形成的溶蝕微孔和黏土晶間微孔(見圖2(d))。

2.2 物性特征

研究區(qū)砂礫巖儲層孔隙度與滲透率相對較差，低孔低滲特征明顯?？紫抖确植荚?.0%～14.3%之間，平均為6.1%。滲透率分布范圍較廣，為(0.011～10.060)×10-3μm2，平均為1.230×10-3μm2。渤南北帶砂礫巖儲層可分為低孔高滲型和孔隙型儲層(見圖3)，低孔高滲型儲層發(fā)育貼礫縫，具有低孔高滲的特征，孔隙度與滲透率之間相關關系較差；孔隙型儲層儲集空間主要為溶蝕孔、微孔和少量粒間孔，孔隙度與滲透率之間具有一定的相關關系。

圖3 渤南北帶沙三—沙四段砂礫巖儲層孔滲交會

2.3 孔隙結構特征

低孔高滲型儲層和孔隙型儲層CT掃描分析可知，低孔高滲型儲層孔隙分布不均勻，孔隙間連通性差，貼礫縫的存在使其具有較高的滲透率；孔隙型儲層分布相對較均勻，以微孔為主，存在少量大孔，大孔之間發(fā)育的大量微孔使孔隙間的連通性增強，其孔隙度和滲透率之間具有一定的相關關系(見圖4)。

圖4 渤南北帶沙三—沙四段砂礫巖儲層3D重構

2.4 孔隙演化規(guī)律

渤南北帶沙三—沙四段經歷的成巖作用主要包括壓實作用、膠結作用(碳酸鹽、硅質、長石、黏土等膠結)、交代作用(方解石交代火山巖巖屑)和溶蝕作用(火山巖巖屑、長石溶蝕)，其中對儲集空間演化產生重要影響的為壓實作用、碳酸鹽膠結作用和溶蝕作用(見圖5，藍色為孔隙)。

根據渤南北帶沙三—沙四段中黏土礦物類型和含量，結合研究區(qū)埋藏史與熱演化史等資料[2]、碎屑巖成巖階段劃分標準[25]，將研究區(qū)沙三—沙四段成巖作用劃分為早成巖A期、早成巖B期、中成巖A期和中成巖B期(見表1)。

表1 渤南北帶沙三—沙四段成巖階段劃分

研究區(qū)沙三—沙四段沉積時期氣候干旱，沉積水體呈弱堿性[4]。早成巖A期，在中堿性成巖環(huán)境下溶蝕作用不強，局部存在少量長石及黏土膠結作用，對儲層孔隙演化影響甚微。早成巖B期，由于有機質緩慢生烴，出現(xiàn)少量碳酸鹽膠結作用(CO2分壓增加，導致方解石沉淀)和微弱的溶蝕作用，對儲層孔隙演化影響不大。因此，成巖早期主要是壓實作用導致儲層孔隙減少。

圖5 渤南北帶沙三—沙四段砂礫巖儲層孔隙演化

研究區(qū)沙三—沙四段含大量中酸性火山巖巖屑和火山灰雜基，為有機酸溶蝕提供物質基礎。中成巖A期，隨埋深增加，地層溫度不斷升高，沙三段有機質演化進入高成熟期，產生大量有機酸和CO2。由于有機酸具有緩釋作用，孔隙水的酸堿度不依賴于CO2分壓，孔隙流體pH變化并不明顯，CO2含量增加導致鐵方解石和鐵白云石沉淀；隨有機酸含量進一步增加，有機酸緩釋作用消失，pH降低，孔隙流體逐漸由中堿性過渡為酸性；酸性條件下，不穩(wěn)定火山物質與長石顆粒極易被溶蝕，這些不穩(wěn)定組分被溶蝕后形成大量溶蝕孔和雜基內微孔。中成巖B期，由于有機酸被消耗殆盡，溶蝕作用基本停止，孔隙流體逐漸由弱酸性過渡為弱堿性，并隨地層溫度進一步升高，孔隙流體中的Ca2+以CaCO3的形式析出；方解石膠結承受一部分上覆地層壓力，使巖石顆粒遭受的壓實作用減弱，少量原生孔隙和中成巖A期形成的次生孔隙得以保存。

3 儲層發(fā)育主控因素

受強烈的壓實作用、碳酸鹽膠結和黏土膠結作用影響，研究區(qū)新生界儲層原生粒間孔基本損失殆盡，儲集空間主要為次生孔隙。次生孔隙的成因與不穩(wěn)定組分的溶蝕有關，儲層發(fā)育主要受巖石成分和溶蝕作用控制，其中不穩(wěn)定組分是后期酸性流體改造的物質基礎，富含中酸性火山巖巖屑的砂礫巖是否受有機酸溶蝕改造，是儲層發(fā)育的關鍵，沉積環(huán)境控制儲層的宏觀分布規(guī)律。

3.1 物質成分

研究區(qū)砂礫巖成分以火山巖巖屑和變質巖巖屑為主，沉積巖巖屑主要分布于研究區(qū)中部，主要為碳酸鹽巖巖屑。大量中酸性火山巖巖屑中的不穩(wěn)定組分為后期有機酸溶蝕改造提供物質基礎。在西部109井區(qū)與東部渤深6井區(qū)，首先是大量火山灰雜基被溶蝕，微孔較發(fā)育；其次是中酸性火山巖巖屑溶蝕而形成大量粒內溶孔，偶見少量長石發(fā)生溶蝕而形成鑄?？?。中部107井區(qū)與東、西部井區(qū)最大的差別是碎屑顆粒中含有大量碳酸鹽巖巖屑，成巖作用以碳酸鹽膠結與交代作用為主，相對于西部和東部，中部的火山巖巖屑溶蝕孔欠發(fā)育。

3.2 有機酸溶蝕

研究區(qū)沙三—沙四段砂礫巖儲層經歷復雜的成巖作用改造后，原生孔隙欠發(fā)育，儲集空間為火山灰雜基的溶蝕孔和火山巖巖屑的粒內溶蝕孔，溶蝕作用是改善儲層質量的關鍵成巖作用。

砂礫巖具有近源沉積分選差的特點，礫石顆粒間常充填一些小顆粒，在局部形成弱壓實帶，保留部分原生孔隙；中成巖A期，有機質大量生烴的同時伴隨生成大量有機酸和CO2，酸性條件下，中酸性火山巖巖屑、長石顆粒和火山灰雜基不穩(wěn)定，后期酸性流體沿貼礫縫和礫石顆粒間保留的部分原生孔隙，對火山玻璃、長石斑晶、火山灰等物質進行溶蝕，形成大量的雜基內微孔、粒內溶孔和鑄模孔，大幅改善儲層物性。

3.3 沉積環(huán)境

根據巖心資料和鑄體薄片觀察結果，由于扇根塑性雜基含量高，雜基支撐的中—粗礫巖和含礫細—粗砂巖原始孔隙不發(fā)育，后期酸性流體無法進入其中并進行溶蝕改造，導致物性偏差；由于扇端粒度偏細，壓實作用強烈，原生孔隙欠發(fā)育；扇中雜基支撐和顆粒支撐的細礫巖相分選較差，受大顆粒的支撐作用影響，在局部存在弱壓實帶，保留部分原生孔隙，為后期酸性流體溶蝕提供通道，使溶蝕作用強烈，次生孔隙較發(fā)育。因此，距離邊界斷層1～2 km的扇中區(qū)域渤深6井區(qū)(平均孔隙度為11.0%，平均滲透率為0.266×10-3μm2)和義109井區(qū)(平均孔隙度為9.6%，平均滲透率為0.230×10-3μm2)是優(yōu)質儲層發(fā)育區(qū)，為下一步勘探的重點區(qū)域。

4 結論

(1)渤南北帶沙三—沙四段富含中酸性火山巖巖屑的砂礫巖儲集空間較發(fā)育，主要為溶蝕孔、粒間孔、貼礫縫和微孔，儲層物性整體偏差，具有低孔低滲的特征。低孔高滲型儲層的孔隙度和滲透率之間的相關關系差；孔隙型儲層以微孔為主，孔隙分布較均勻，孔隙度與滲透率之間具有一定的相關關系。

(2)砂礫巖儲層孔隙演化與成巖演化密切相關，成巖早期，壓實作用導致孔隙減少；中成巖A期，受不穩(wěn)定組分的溶蝕而形成大量溶蝕孔；中成巖B期，方解石的膠結作用占據部分孔隙，但也減緩壓實作用的進行，使早期形成的溶蝕孔隙得以保存。

(3)砂礫巖儲層主要受控于原始組分和溶蝕作用，大量中酸性火山巖巖屑為有機酸的溶蝕提供物質基礎，后期酸性流體沿貼礫縫和礫石顆粒間的微孔對不穩(wěn)定組分進行溶蝕，大幅改善儲層物性，是儲層發(fā)育的關鍵。

(4)受大顆粒的支撐作用影響，扇中雜基支撐和顆粒支撐的細礫巖相中壓實作用相對不強，為后期有機酸注入提供通道，溶蝕孔隙較發(fā)育，物性較好。距離邊界斷層1～2 km的扇中是優(yōu)質儲層發(fā)育區(qū)，為下一步勘探的重點區(qū)域。