葛志丹，王興志，朱 萌，濮 瑞，王 偉，張金友

（1.西南石油大學(xué)；2.川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院；3.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院；4.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院）

東營凹陷太古界巖漿巖儲層特征研究

葛志丹1，王興志1，朱 萌2，濮 瑞2，王 偉3，張金友4

（1.西南石油大學(xué)；2.川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院；3.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院；4.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院）

該文根據(jù)大量的巖心巖石薄片、鑄體薄片、壓汞等資料，對東營凹陷太古界巖漿巖儲層的巖石類型、儲集空間類型、物性特征等進行了研究。結(jié)果表明：太古界巖漿巖儲層主要以脆性的花崗巖類、閃長巖類和脈巖類為主要儲集巖；儲集空間以裂縫為主，其次為溶孔和溶洞，孔隙度和滲透率均較低，總體屬于低孔、低滲的孔隙-裂縫型儲層；巖漿巖儲層的儲集空間主要受巖性、構(gòu)造破裂作用和大氣淡水淋濾等因素的控制。

太古界；巖漿巖；儲層特征；東營凹陷

0 引言

在地質(zhì)學(xué)范疇，基巖是指前寒武紀的結(jié)晶變質(zhì)巖系；在石油地質(zhì)學(xué)范疇，基巖包括結(jié)晶變質(zhì)巖、火成巖和沉積巖，其地質(zhì)時代包括了前寒武紀、古生代和中生代［1］。基巖古潛山是一重要的油氣勘探領(lǐng)域［2］，在全世界及我國多個盆地和區(qū)塊中均有發(fā)現(xiàn)［3-4］，其儲集性能已受到人們廣泛的重視，其中，太古界基巖油氣儲層的發(fā)現(xiàn)是我國石油勘探和開發(fā)中的一大突破［5］，尤其是在渤海灣盆地，基巖潛山油藏的產(chǎn)量已占一定的比例［6-7］。近年來，在渤海灣盆地的東營凹陷太古界基巖鉆探中見有很好的油氣顯示，上報探明儲量777萬t［8］，表明該區(qū)基巖油氣藏具有廣闊的勘探前景。

前人對東營凹陷太古界基巖潛山油氣藏的研究［9-10］多側(cè)重于對生、儲、蓋組合以及圈閉、油氣運移等成藏條件方面。由于東營凹陷太古界基巖油氣藏儲集層具有埋深大、勘探難度大等特點，經(jīng)過多年的勘探一直未有突破。筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，利用最新的勘探成果，對東營凹陷太古界基巖中巖漿巖儲層的儲集性進行了分析，為該區(qū)下一步油氣勘探提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

東營凹陷位于山東省北部，面積約5700 km2（圖1）。在大地構(gòu)造區(qū)劃上屬中國東部渤海灣盆地濟陽坳陷中的一個次級構(gòu)造單元，基底由太古界花崗巖、片麻巖和角閃巖系列構(gòu)成，厚度＞10000 m。東營凹陷古潛山屬于斷陷-斷坳式凹陷巖漿巖與變質(zhì)巖潛山，筆者重點研究東營凹陷北帶潛山帶的太古界巖漿巖儲層，以潛山圈閉的構(gòu)造形態(tài)為基礎(chǔ)，將東營凹陷北帶潛山劃分為濱縣—陳家莊、平方王—青城、廣饒—純化3個潛山構(gòu)造帶。

圖1 東營凹陷構(gòu)造位置圖（據(jù)文獻［8］，略有改動）Fig.1 Structural location map of Dongying Sag

2 巖性特征

通過對東營凹陷太古界取心段的巖心分析與鏡下鑒定，認為研究區(qū)太古界巖漿巖儲層主要以脆性的花崗巖類、閃長巖類和脈巖類為主要的儲集巖。

2.1 花崗巖類

研究區(qū)花崗巖類主要以二長花崗巖為主（圖版Ⅰ-1），其次為斜長花崗巖、鉀長花崗巖、花崗閃長巖。二長花崗巖以淺肉紅色、灰紅色為主，主要礦物為斜長石、鉀長石和石英。二長花崗巖分布最廣，厚度較大，沿平方王—濱縣—鄭家—鹽家—永安—青坨子呈帶狀分布。平方王地區(qū)其厚度可達40 m，以濱古3井和濱古7井為中心向四周減薄。王莊油田（北部潛山帶由西向東）以鄭古1井為中心向四周減薄，鄭古1井處最厚可達60 m。

2.2 閃長巖類

該區(qū)閃長巖類巖性變化多樣，主要為閃長巖、石英閃長巖及閃長玢巖（圖版Ⅰ-2），多呈灰白、灰色，少量呈灰綠、灰黑色。中細粒結(jié)構(gòu)為主，塊狀、片麻狀構(gòu)造。礦物組成主要為斜長石、石英、黑云母和角閃石。斜長石含量為40%～70%，石英含量一般為10%～25%，黑云母一般為10%～25%，鉀長石在部分樣品中出現(xiàn)，一般為10%～25%。該類巖性主要在鄭家、鹽家、永安以及青坨子地區(qū)分布，最厚可達12 m。

2.3 脈巖類

該區(qū)脈巖主要為偉晶巖和煌斑巖（圖版Ⅰ-3、圖版Ⅰ-4）。偉晶巖呈脈體產(chǎn)出，巖石為灰白色、肉紅色，由粗大的堿性長石、斜長石、石英構(gòu)成塊狀偉晶集合體，半自形粒狀結(jié)構(gòu)，塊狀構(gòu)造，由于受動力作用的影響，常呈碎裂狀，宏觀觀察巖石有油斑，鏡下觀察內(nèi)部裂縫非常發(fā)育，充填輕質(zhì)油。黑灰色的黑云母煌斑巖中可見白色方解石細脈，碳酸鹽礦物含量可達20%～30%，高角度裂縫及片理發(fā)育。脈巖主要分布在潛山東部鄭家地區(qū)以鄭401井為中心，最厚達5 m以上，呈橢圓狀向外減薄。

3 儲集條件及控制因素

3.1 儲集空間

東營凹陷太古界巖石經(jīng)歷了漫長的地質(zhì)演化，巖漿巖儲層以次生儲集空間為主。根據(jù)其儲滲空間特征及成因，可將其分為多種類型（表1），其中又以各類裂縫為主，溶孔、溶洞次之。

表1 東營凹陷太古界基底巖漿巖儲層儲集空間類型Table 1 The types of magmatic rock reservoir space of Archaean base in Dongying Sag

3.1.1 孔隙

通過巖心描述、薄片觀察以及掃描電鏡等資料分析，認為該區(qū)巖漿巖儲層以次生孔隙為主，原生孔隙偶見（圖版Ⅱ-1）。原生孔隙主要為形成于堆積、成巖之時的粒間孔、晶間孔、氣孔等；次生孔隙主要為形成于成巖之后，由風化、淋濾、溶蝕以及構(gòu)造應(yīng)力等作用所產(chǎn)生的粒內(nèi)溶孔、溶蝕孔、縫、洞、風化裂縫等［11-12］。 該區(qū)巖漿巖儲層原生孔隙不發(fā)育，僅局部地區(qū)出現(xiàn)；儲層以次生孔隙為主，這類孔隙主要為沿裂縫分布的溶蝕孔，且多為針狀、片狀。雖然這些溶蝕孔數(shù)量少，但是儲集空間具有一定規(guī)模，與裂縫連通性好，能有效提高儲層的儲滲性能，是研究區(qū)較為重要的儲集空間。溶蝕孔主要為發(fā)育在二長花崗巖、鉀長花崗巖和石英閃長巖中的晶間溶蝕孔和各類長石溶蝕形成的晶內(nèi)溶蝕孔。晶間溶蝕孔最大直徑可達 20 μm，一般為 5～10 μm，孔喉小到0.1 μm。太古界各類長石溶蝕形成的晶粒內(nèi)部溶孔，直徑小于1 mm。

3.1.2 溶洞

東營凹陷太古界儲層受風化淋濾和蝕變?nèi)芪g后，溶洞也較發(fā)育（圖版Ⅱ-2）。根據(jù)成因認為，該區(qū)溶洞可分為孔隙性溶洞和裂縫性溶洞。

孔隙性溶洞是溶蝕孔隙經(jīng)過擴大溶蝕形成的溶洞，最大直徑可達6 cm，一般為2～4 cm。這種溶洞主要發(fā)育在風化殼上部，受風化作用等各種因素的影響，形成數(shù)量有限的溶孔和溶洞。陳家莊潛山、平方王潛山等混合巖中均可見溶洞的零星分布，面孔率一般為3%左右，多被碳酸鹽、鐵質(zhì)和有機質(zhì)充填。如鄭4-2井1628 m處，二長花崗巖中孔隙性溶洞發(fā)育，直徑達4 mm，無充填。

裂縫性溶洞發(fā)育在風化殼或構(gòu)造活躍部位的巖石中。大氣淡水和地層水沿裂縫運移使其發(fā)生溶解，一方面將裂縫溶蝕擴大，形成寬窄不一的溶洞、溶溝；另一方面，溶解作用在裂縫兩側(cè)發(fā)生，形成與裂縫產(chǎn)狀基本一致的拉長狀、串珠狀溶洞。如鄭古1井2241.7 m處，斜長花崗巖裂縫被方解石充填后又被流體溶蝕，形成直徑為1.5 cm的溶洞；鄭4-2井、鹽2井、濱676井等，在鉆井過程中具有明顯的鉆時加快、井漏現(xiàn)象，表明東營凹陷太古界潛山曾遭受較強烈的溶蝕，可形成較好的儲集空間。

3.1.3 裂縫

太古界巖石經(jīng)歷了印支、燕山、喜山多期構(gòu)造運動及長期風化暴露，兼之因巖性脆，因此構(gòu)造裂縫特別發(fā)育。從巖心、巖石薄片觀察以及測井資料分析，這些中酸性巖漿巖裂縫極為發(fā)育，類型也比較復(fù)雜，按照其成因分為構(gòu)造縫、風化縫和溶蝕縫3種類型（表 2）。

表2 東營凹陷巖漿巖裂縫分類表Table 2 The fracture classification of magmatic rock in Dongying Sag

構(gòu)造縫是巖石受斷裂活動而破碎產(chǎn)生的裂縫（圖版Ⅱ-3）。東營太古界基巖潛山現(xiàn)今有效的構(gòu)造裂縫主要為喜馬拉雅期和燕山期斷裂運動所產(chǎn)生，在巖心中可見到裂縫的兩壁或巖心碎塊的表面有一層綠泥石薄膜，證明這種裂縫是在剪切應(yīng)力作用下形成的壓扭性裂縫。在二長花崗巖中石英和長石等淺色礦物總含量高達80%～95%，由于其性質(zhì)較脆，遭受構(gòu)造運動容易產(chǎn)生大量裂縫，形成了現(xiàn)今基巖潛山中主要的儲集空間。

風化縫是接近潛山頂部風化殼的巖石，經(jīng)歷長期風化淋濾而形成大量的裂縫（圖版Ⅱ-4）。巖性不同，風化程度也有所不同，且接近潛山風化殼的巖石風化得較完全，隨著深度的增加，巖石的風化程度逐漸減退。

溶蝕縫是大氣淡水和地層水沿裂縫運移使其溶蝕擴大而成，縫面不平整，寬窄不一，局部發(fā)育，分布較少，對研究區(qū)儲層儲集性貢獻較小。

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，宏觀裂縫多為高角度張開縫，寬度為0.5～2.0 mm，裂縫面延伸較遠，多切割巖心，常見多組裂縫呈網(wǎng)狀分布，導(dǎo)致巖心破裂成小碎塊。大量薄片觀察中，微觀裂縫寬度為0.01～0.10 mm，多數(shù)為0.02～0.06 mm，屬于微裂縫，延伸長度較小，多與宏觀構(gòu)造裂縫伴生，為東營凹陷古潛山的主要儲集空間之一。儲集層宏觀構(gòu)造裂縫的間距多小于2 cm，98塊巖石薄片觀察中，微觀裂縫的間距以0.02～0.06 mm為主，約占50%，間距為0.02～0.1 mm者約占80%。

3.2 物性特征

物性特征是決定儲層儲集性能的關(guān)鍵，是評價儲層儲集能力的重要標志之一，其直觀表現(xiàn)為孔隙度和滲透率的大?。?3］。對東營凹陷太古界基巖儲層各井段的204個孔隙度分析樣品統(tǒng)計，孔隙度主要為0.40%～21.08%，平均為5.04%。在204個滲透率分析樣品統(tǒng)計中，滲透率主要為0.008～90.086 mD，平均為3.850 mD。孔隙度大多分布在小于10%的范圍內(nèi)，占樣品數(shù)的95%以上，滲透率總體小于10 mD，僅有10%左右的樣品滲透率大于10 mD，儲集巖總體屬于低孔、低滲。

通過距潛山頂面0～30 m范圍內(nèi)的物性研究（圖2、圖3），孔隙度與滲透率數(shù)值以平方王潛山的濱古3井、濱古7井，鄭家王莊地區(qū)的鄭4-2井、坨823井和鹽家地區(qū)的鹽203井為3個中心呈最高值，孔隙度都大于8%，滲透率大于0.1 mD，其中鄭362井處滲透率大于10 mD，這3個中心受巖性、構(gòu)造、古地貌等多因素影響，形成了一個孔隙度與滲透率的高值帶及物性最好的儲集層。

圖2 東營凹陷太古界古潛山0～30 m范圍內(nèi)孔隙度等值線圖Fig.2 The porosity chorisogram of Archean buried hill at the depth from 0 to 30 m in Dongying Sag

圖3 東營凹陷太古界古潛山0～30 m范圍內(nèi)滲透率等值線圖Fig.3 The permeability chorisogram of Archean buried hill at the depth from 0 to 30 m in Dongying Sag

3.3 儲集空間控制因素

綜合以上研究可以看出，東營凹陷太古界巖漿巖儲層受到多種因素的綜合作用，形成了現(xiàn)今多裂縫、低孔隙、低滲透的潛山基巖儲集層，其儲集空間的形成和演化主要受到了以下因素的控制：

（1）巖性。原巖的性質(zhì)對形成儲集空間起著重要作用，這主要與原巖的礦物成分有關(guān)。研究區(qū)太古界基底主要以脆性的花崗巖類、閃長巖類和脈巖類為主要的儲集巖，其中二長花崗巖中石英和長石等淺色礦物總含量高達80%～95%，閃長巖中，較硬脆的粒狀礦物長石和石英總量高達95%以上，由于這些巖性較脆，遭受構(gòu)造運動后容易產(chǎn)生大量裂縫。另外，斜長石和方解石等礦物不穩(wěn)定，易受到溶蝕而產(chǎn)生次生孔隙，形成良好的儲集空間體。所以，巖性是影響儲集空間發(fā)育的根本因素。

（2）構(gòu)造破裂作用。這一作用是東營凹陷太古界巖漿巖儲層最主要的控制因素。太古界巖石經(jīng)歷了印支、燕山、喜山多期構(gòu)造運動，東營凹陷北部潛山帶的幾條近東西向斷層，如陳南斷層、勝北斷層、濱南斷層、平南斷層等自中生代末至第四紀長期處于張裂活動期［14］，巖石在張應(yīng)力下發(fā)生破裂，大量的裂縫增加了儲層的儲滲能力，有利于油氣的運移與成藏。

（3）大氣淡水淋濾。在中始新世之前曾遭受過長期的淋濾侵蝕，剝蝕面附近產(chǎn)生一定數(shù)量的淋濾孔和溶蝕孔隙，成為儲集空間的一個組成部分。淋濾的結(jié)果加大了縫隙的開度，使儲集巖石的孔隙度、滲透率變好，有利于油氣的儲存和運移，但此過程多發(fā)育在潛山風化殼附近。

4 結(jié)論

（1）東營凹陷太古界巖漿巖儲層主要以脆性的花崗巖類、閃長巖類和脈巖類為主要的儲集巖。

（2）儲層以裂縫、溶蝕孔、洞等次生儲集空間為主，裂縫主要是在構(gòu)造、風化和溶蝕作用下所形成，孔隙多以次生成因的溶蝕孔為主。孔隙度、滲透率值均較低，儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)為微孔隙-裂縫型和微孔隙型2類，總體屬于低孔、低滲的孔隙裂縫型儲層。

（3）東營凹陷太古界巖漿巖儲層的發(fā)育受到多種因素的綜合作用，這些因素中以構(gòu)造破碎為最主要的控制因素，巖性為根本因素，大氣淡水淋濾作用為次要控制因素。

［1］張國良，鄧輝，李穎，等.基巖潛山是渤海天然氣勘探的重要領(lǐng)域［J］.中國海上油氣，2004，16（4）：222-229.

［2］鄭和榮，胡宗全，張忠民，等.中國石化東部探區(qū)潛山油氣藏勘探前景［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2003，24（4）：313-316.

［3］馬龍，劉全新，張景廉，等.論基巖油氣藏的勘探前景［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（1）：8-11.

［4］韓雪芳，朱筱敏，董艷蕾.遼東灣錦州25-1南潛山變質(zhì)巖儲層四性特征研究［J］.巖性油氣藏，2009，21（3）：90-93.

［5］劉成林，杜蘊華，高嘉玉，等.松遼盆地深層火山巖儲層成巖作用與孔隙演化［J］.巖性油氣藏，2008，20（4）：33-37.

［6］高世臣，鄭麗輝，邢玉忠.遼河盆地太古界變質(zhì)巖油氣儲層特征［J］.石油天然氣學(xué)報，2008，30（2）：1-4.

［7］鄭榮才，胡誠，董霞.遼西凹陷古潛山內(nèi)幕結(jié)構(gòu)與成藏條件分析［J］.巖性油氣藏，2009，21（4）：10-18.

［8］李家強，劉軍鍔.東營凹陷北部陡坡帶太古界潛山內(nèi)幕油氣成藏特征［J］.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院學(xué)報，2008，22（1）：1-3.

［9］潘建國，郝芳，譚開俊，等.準噶爾盆地紅車斷裂帶古生界火山巖油氣藏特征及成藏規(guī)律［J］.巖性油氣藏，2007，19（2）：53-56.

［10］王永詩.樁西—埕島地區(qū)下古生界潛山儲集層特征及形成機制［J］.巖性油氣藏，2009，21（1）：11-14.

［11］冀國盛，戴俊生，馬欣本，等.蘇北盆地閔北地區(qū)阜寧組一、二段火山巖的儲集特征［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2002，23（3）：289-291.

［12］朱如凱，毛治國，郭宏莉，等.火山巖油氣儲層地質(zhì)學(xué)——思考與建議［J］.巖性油氣藏，2010，22（2）：7-13.

［13］李鳳杰，王多云，徐旭輝.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊系延長組儲層特征及影響因素分析［J］.石油實驗地質(zhì)，2005，27（4）：365-370.

［14］王秉海，錢凱.勝利油區(qū)地質(zhì)研究與勘探實踐［M］.東營：石油大學(xué)出版社，1992.

Reservoir characteristics of Archean magmatic rocks in Dongying Sag

GE Zhi-dan1， WANG Xing-zhi1， ZHU Meng2， PU Rui2， WANG Wei3， ZHANG Jin-you4
（1.Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China； 2.Research Institute of Geologic Exploration and Development，Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd.， Chengdu 610051， China； 3.Research Institute of Exploration and Development，Bohai Oilfield，Tianjin Branch of CNOOC，Tianjin 300452，China；4.Research Institute of Exploration and Development，Daqing Oilfield Company， Ltd.， PetroChina， Daqing 163712， China）

Basedoncore,rockslice,castandmercurypenetrationdata,therocktypes,reservoirspacetypesand reservoir properties of Archean magmatic rock reservoir in Dongying Sag are studied.It is considered that Archean magmatic rock reservoirs are mainlycomposed ofbrittle granide,dioritoid and dike rock,the reservoir spaces are mainlyfractures,followed bydissolved pores and caverns,and the porosityand permeabilityboth are low.Soit belongs topore-fractured reservoir with lowporosityand lowpermeability.The reservoir space ofmagmatic rock reservoir is mainlycontrolled by lithology,tectonic disruption and atmospheric fresh water leaching.

Archean； magmatic rocks； reservoir characteristics； DongyingSag

TE122.2+22

A

2010-12-29；

2011-01-20

教育部“新世紀優(yōu)秀人才支持計劃”項目（編號：NECT-04-0911）、四川省重點建設(shè)學(xué)科建設(shè)項目（編號：SZD0414）、中國石油化工股份有限公司科技攻關(guān)項目（編號：P08038）“東營凹陷太古界基巖儲層成因及分布規(guī)律研究”聯(lián)合資助。

葛志丹，1983年生，女，西南石油大學(xué)在讀碩士研究生，主要從事沉積和儲層地質(zhì)方面的研究。地址：（163712）黑龍江省大慶市大慶油田勘探開發(fā)研究院油藏評價室。E-mail：gezhidanxy@163.com

1673-8926（2011）04-0048-05

圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

楊琦）