馬奔奔，操應(yīng)長，王艷忠

(中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島，266580)

低滲透儲層是指滲透率為0.1～50×10-3μm2的一套儲集體。隨著對低滲透率儲層油氣勘探的不斷深入，在普遍低孔隙度、低滲透率儲層發(fā)育區(qū)常常可以找到相對優(yōu)質(zhì)的儲集層段[1]。低滲透油氣藏中的油氣主要儲集在這些優(yōu)質(zhì)儲層中。因此，加強(qiáng)對低滲透儲層特征的研究，明確低滲透儲層的形成機(jī)制，尋找低孔隙度、低滲透率儲層中相對優(yōu)質(zhì)儲層的形成與分布規(guī)律，有利于對低滲儲層的勘探開發(fā)及巖性油氣藏的勘探。低滲透儲層成因機(jī)制應(yīng)包括儲層物性主控因素和儲層致密史-油氣成藏史匹配關(guān)系2 個方面。目前對低滲透儲層物性主控因素的研究比較深入[2-7]，而僅有少數(shù)學(xué)者對儲層致密史-油藏成藏史的匹配關(guān)系進(jìn)行了初步探討。成藏關(guān)鍵時期儲層物性很大程度上決定著油氣能否大規(guī)模進(jìn)入儲層。先期中高滲充注成藏、后期致密化的低滲透儲層與先期致密化、后期充注成藏的低滲透儲層的勘探開發(fā)潛力存在較大差異[8]。因此，加強(qiáng)低滲透儲層致密史-成藏史匹配關(guān)系的研究，對于勘探階段鉆前預(yù)測低滲透儲層勘探潛力具有重要的指導(dǎo)意義。東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段低滲透砂礫巖體發(fā)育，這類砂礫巖體緊鄰烴源巖分布，成藏條件優(yōu)越，勘探潛力大[9-10]，并已獲得較好的工業(yè)油流，如永936 井3 793～3 808 m 試油日產(chǎn)油7.6 t，鹽222井3 985.8～ 4 194.6 m 日產(chǎn)油17.7 t，并且2010 年在民豐洼陷北帶永920 塊沙四上亞段上報探明石油地質(zhì)儲量4176 萬t。但是，鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖在埋藏演化過程中經(jīng)歷了多期膠結(jié)作用、多期溶解作用和復(fù)雜交代作用，同時在埋藏演化過程中經(jīng)歷了多期油氣充注作用[11]。成藏時期物性特征決定了現(xiàn)今砂礫巖油藏的分布規(guī)律。對成藏時期砂礫巖儲層物性分布規(guī)律認(rèn)識不清，直接影響了砂礫巖體油氣下一步勘探部署。因此，作者綜合運(yùn)用鉆井取心、巖石薄片、壓汞測試、物性測試等資料，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景，明確鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇低滲透儲層成因機(jī)制與形成時間，并針對不同成因類型的低滲透儲層，結(jié)合儲層物性演化史－油藏成藏史及試油試采成果等進(jìn)行儲層評價，為鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇低滲透儲層的勘探開發(fā)提供一定的理論指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

圖1 所示為東營凹陷鹽家地區(qū)構(gòu)造位置(據(jù)文獻(xiàn)[14]修改)。東營凹陷是濟(jì)陽坳陷的一個次級構(gòu)造單元，東接青坨子凸起，南部為魯西隆起和廣饒凸起，西鄰林樊家凸起、高青凸起，北以陳家莊-濱縣凸起為界，東西長90 km，南北寬65 km，面積5 850 km2，總體走向為北東向，剖面上具有北斷南超的開闊型箕狀凹陷特征[12]。鹽家地區(qū)位于東營凹陷北帶東段，西與勝坨油田相鄰，東到青坨子凸起，南鄰民豐洼陷，北至陳家莊凸起，是由陳南鏟式扇形邊界斷層所控制的陡斜坡構(gòu)造帶，具有斷坡陡峭、山高谷深、溝梁相間的古地貌[10,13]，自西向東發(fā)育鹽16 和鹽18 兩大古沖溝(圖1)。沙四上亞段沉積時期，受這種古構(gòu)造背景的控制，季節(jié)性洪水?dāng)y帶大量粗碎屑物質(zhì)沿古沖溝入湖，鹽家地區(qū)北部陡坡帶在邊界斷裂面上發(fā)育了多期近岸水下扇砂礫巖體。根據(jù)沉積特征和水動力條件，近岸水下扇可劃分為扇根、扇中和扇緣3 個亞相。扇根亞相主要發(fā)育主水道微相，巖性主要為雜基支撐礫巖，分選差，礫石多為次棱角狀，沉積厚度大，垂向遞變不明顯，多期扇根間缺乏正常湖相泥巖；扇中亞相可進(jìn)一步劃分為辮狀水道和水道間微相，辮狀水道微相巖性主要為塊狀礫質(zhì)砂巖和含礫砂巖、疊覆沖刷粗砂巖，分選中等偏差、雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，顆粒支撐等；常見正粒序?qū)永?、沖刷面構(gòu)造和強(qiáng)烈的同生變形構(gòu)造；水道間微相巖性主要為典型濁積巖，厚度薄，粒度較?。簧戎衼喯喽嗥谡蛏暗[巖層間多發(fā)育正常湖相泥巖(特別是生油巖)。扇緣亞相巖性主要為深灰色泥巖夾薄層砂巖、含礫砂巖，可見平行層理。

圖1 東營凹陷鹽家地區(qū)構(gòu)造位置(據(jù)文獻(xiàn)[14]修改)Fig.1 Structural setting of Yanjia area, Dongying depression (Revised by Ref. [14])

2 儲層基本特征

2.1 巖石學(xué)特征

圖2 所示為鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇巖石組分三角圖。東營凹陷民豐洼陷北部陡坡沙四上亞段近岸水下扇巖石類型主要有礫巖、礫質(zhì)砂巖、含礫砂巖、砂巖和深灰色泥巖等。礫巖和礫質(zhì)砂巖礫石成分復(fù)雜，以灰?guī)r、花崗片麻巖為主；礫石主要為棱角狀—次圓狀，雜基支撐，雜基成分主要為灰泥。砂巖以巖屑質(zhì)長石砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖為主(圖2)。石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)10.00%～47.00%，平均為41.88%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)10.00%～43.00%，平均為30.86%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)8.00%～62.00%，平均為26.12%，其中巖屑成分復(fù)雜，類型多樣，主要為變質(zhì)巖巖屑；膠結(jié)物主要為碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)物，質(zhì)量分?jǐn)?shù)主要為3.00%～28.00%，平均為9.20%；雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)主要為3.00%～15.00%，平均為5.00%。分選系數(shù)主要為1.6～2.3，分選中等—差；磨圓以次棱角狀-次圓狀為主?？傮w上，鹽家地區(qū)沙四上亞段砂礫巖結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較低。

圖2 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇巖石組分三角圖Fig.2 Ditrital composition of sandstone in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

2.2 儲集空間及物性特征

圖3 所示為鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇儲層物性分布特征。鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層儲集空間以次生孔隙為主，孔隙類型主要以長石和巖屑的次生溶蝕孔隙為主，占孔隙類型的比例為67.5%。根據(jù)對鹽家地區(qū)25 口井1 400 余個實測物性數(shù)據(jù)資料統(tǒng)計(來源于勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院)，孔隙度<15%的樣品占總樣品的82.3%，基本均為一般低孔及其以下儲層；滲透率小于50×10-3μm2的樣品占總樣品的86.9%，儲層低孔低滲特征明顯(圖3)。

2.3 孔喉結(jié)構(gòu)特征

表1 所示為鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類。綜合利用壓汞測試資料、儲層物性、巖石鑄體薄片等資料，選取與儲層滲透率相關(guān)性較高的壓汞參數(shù)Pd 與Pc50，將近岸水下扇砂礫巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為3 個大類6 個小類(表1)：ⅠA 類中孔-中喉型，對應(yīng)中孔中高滲儲層；ⅠB 類中孔-細(xì)喉型，對應(yīng)中低孔中低滲儲層；ⅡA 類小孔-細(xì)喉型，對應(yīng)一般低孔特低孔、一般低滲特低滲儲層；ⅡB 類小孔-細(xì)喉型，對應(yīng)特低超低孔、特低超低滲儲層；ⅢA 類小孔-微喉型，對應(yīng)特低超低孔、超低滲儲層；ⅢB 類微孔-微喉型，對應(yīng)超低孔超低滲儲層。不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的儲層，其滲孔比與滲透率函數(shù)關(guān)系不同(表1)。

3 成巖作用特征

東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層成巖作用具有強(qiáng)烈壓實、多期溶解、多期膠結(jié)和和灰泥組分重結(jié)晶的特征。整體上，壓實作用較為強(qiáng)烈，顆粒主要呈點-線接觸到線接觸，甚至呈凹凸接觸或縫合接觸；膠結(jié)作用以碳酸鹽膠結(jié)為主，石英加大較為常見，并可見少量黃鐵礦等膠結(jié)物；灰泥組分發(fā)生重結(jié)晶現(xiàn)象，而且隨著埋深的增加，灰泥重結(jié)晶程度增加，到了深層甚至出現(xiàn)了交代顆粒的現(xiàn)象。溶解作用以長石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解為主，可見石英顆粒及其加大邊發(fā)生溶解。近岸水下扇不同亞(微)相沉積特征的差異性導(dǎo)致了埋藏過程中成巖作用的差異性。

圖3 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇儲層物性分布特征Fig.3 Reservoir properties in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

表1 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類Table 1 Types of sandy conglomerate reservoirs in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

3.1 扇根成巖作用特征

3.2 扇中成巖作用特征

3.2.1 扇中辮狀水道微相成巖作用特征

扇中辮狀水道微相巖性主要為礫質(zhì)砂巖、含礫砂巖、砂巖等，整體上雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)偏低、分選中等，厚度適中，多期扇體之間常發(fā)育湖相泥巖。扇中亞相膠結(jié)物類型多樣，主要為碳酸鹽膠結(jié)及石英次生加大，少量黃鐵礦及石膏等膠結(jié)物，質(zhì)量分?jǐn)?shù)上以碳酸鹽膠結(jié)物為主，膠結(jié)程度上，既可見膠結(jié)強(qiáng)烈的儲層，也可見膠結(jié)相對較弱的儲層；溶解作用以長石溶解、碳酸鹽膠結(jié)物溶解為主，可見少量石英及巖屑的溶解。膠結(jié)強(qiáng)烈的儲層，溶解孔隙不發(fā)育，膠結(jié)物不僅充填粒間原生孔，而且強(qiáng)烈充填早期次生溶孔；而膠結(jié)偏弱的儲層，不僅粒間原生孔發(fā)育，且溶解作用也較為強(qiáng)烈。

圖4 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇扇根成巖作用特征Fig.4 Diagenetic characteristics of inner fan in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area, Dongying depression

圖5 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇扇中成巖作用特征Fig.5 Diagenetic characteristics of middle fan in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area, Dongying depression

圖5 所示為東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇扇中成巖作用特征。鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇扇中辮狀水道微相砂礫巖的膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)與其距砂泥接觸面距離有關(guān)：距離砂泥接觸面較近的部位膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般較高，溶解微弱；距砂泥接觸面較遠(yuǎn)的部位膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對偏低，溶解強(qiáng)烈(圖5)。圖6 所示為東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)與其距砂泥接觸面距離關(guān)系。通過對鹽家地區(qū)沙四上亞段大量近岸水下扇扇中辮狀水道微相砂礫巖的膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)與其距砂泥接觸面距離統(tǒng)計，扇中距砂泥接觸面距離在0.52 m以內(nèi)部位膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般大于10%，距砂泥接觸面距離在0.52～1.20 m部位膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)多在5%～10%之間，距砂泥接觸面距離大于1.20 m 的部位膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)多小于5%(圖6)。產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是在堿性環(huán)境下，泥巖中蒙脫石向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化脫水和石膏脫水釋放大量Ca2+，Mg2+和Fe2+等金屬離子進(jìn)入砂體內(nèi)部，形成碳酸鹽膠結(jié)物充填孔隙。金屬離子濃度在砂泥接觸處最大、向砂體內(nèi)部逐漸降低，導(dǎo)致砂體邊緣被致密膠結(jié)、儲層孔隙被嚴(yán)重破壞，油氣難以進(jìn)入、后期酸性流體對其改造作用也受到抑制；而砂體內(nèi)部碳酸鹽膠結(jié)程度低、油氣充注易于進(jìn)入、抑制后期成巖作用，使得孔隙得以大量保存，最終形成砂泥巖界面處膠結(jié)強(qiáng)烈向砂體內(nèi)部膠結(jié)程度逐漸變?nèi)醯默F(xiàn)象。前人研究也表明，砂泥組合中泥巖的成巖演化對砂泥巖界面附近砂巖的孔隙演化有較大影響[15-18]，如鐘大康等[15]研究認(rèn)為：深埋藏下(埋深大于2 500 m)，在砂巖夾泥巖的情況下，砂泥巖界面附近膠結(jié)強(qiáng)于內(nèi)部，導(dǎo)致砂泥巖界面附近的物性比砂巖內(nèi)部差；漆濱汶等[17]研究認(rèn)為在砂巖透鏡體與鈣質(zhì)泥巖接觸帶內(nèi)會形成一個致密的鈣質(zhì)結(jié)殼，使多數(shù)砂層物性變差。

圖6 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)與其距砂泥接觸面距離關(guān)系Fig.6 Relationships between cement content of sand-conglomerate and distance from sand-mud boundary of middle fan of Es4s in Yanjia area, Dongying depression

3.2.2 扇中水道間微相成巖作用特征

扇中水道間微相巖性主要為砂巖、粉砂巖、泥巖等細(xì)粒沉積物，也可見少量含礫砂巖，總體上表現(xiàn)為砂泥互層的特征，砂巖分選偏差，雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)偏高。成巖作用主要發(fā)育膠結(jié)作用和交代作用。膠結(jié)作用較為強(qiáng)烈，膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)多大于10%，膠結(jié)物主要為碳酸鹽礦物，可見石英次生加大及少量黃鐵礦；溶解作用主要為長石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解，但溶解程度微弱。

3.3 扇緣成巖作用特征

扇緣亞相主要為厚層泥巖夾薄層泥質(zhì)粉砂巖、砂巖及少量含礫砂巖。成巖作用特征和扇中近泥巖部位相似，主要表現(xiàn)為強(qiáng)膠結(jié)作用及交代作用，膠結(jié)物主要為碳酸鹽膠結(jié)物，質(zhì)量分?jǐn)?shù)多大于10%，石英加大也較為發(fā)育，甚至可見兩期加大，并可見少量黃鐵礦膠結(jié)物；溶解作用微弱，主要為長石顆粒及碳酸鹽膠結(jié)物的溶解。

4 近岸水下扇儲層物性演化史

4.1 儲層成巖作用演化序列

在成巖作用類型及特征分析的基礎(chǔ)上，通過自生礦物的形態(tài)、交代切割關(guān)系、溶解充填關(guān)系以及流體包裹體均一溫度等特征，確定鹽家地區(qū)北帶沙四上亞段成巖作用演化序列及發(fā)生時間。

圖7 所示為鹽家地區(qū)沙四上亞段主要膠結(jié)、交代、溶解作用及溶解充填現(xiàn)象。由碳酸鹽膠結(jié)物交代石英加大邊(圖7(a))，可以推斷碳酸鹽膠結(jié)物形成晚于石英加大邊。但是，石英具有多期加大的現(xiàn)象，說明石英可能具有晚期加大(圖7(b))。通過碳酸鹽膠結(jié)物充填長石溶解孔隙(圖7(c))及碳酸鹽膠結(jié)物的溶解(圖7(d))現(xiàn)象，可推斷儲層經(jīng)歷了早期長石溶解和晚期以碳酸鹽膠結(jié)物溶解為主的兩期酸性溶解。表2 所示為鹽家地區(qū)沙四上亞段流體包裹體測試數(shù)據(jù)。長石在酸性環(huán)境下發(fā)生溶解作用的產(chǎn)物之一是SiO2，SiO2在酸性環(huán)境下會以石英次生加大的形式沉淀。鹽家地區(qū)沙四上亞段流體包裹體數(shù)據(jù)表明[11]，石英加大邊中鹽水包裹體平均均一溫度為110～118 ℃，油包裹體平均均一溫度為91 ℃，長石表面溶蝕孔洞中油包裹體平均均一溫度為86.7 ℃(表2)。根據(jù)豐深1 井埋藏史[19]可知石英加大邊形成時間為距今約36 Ma，充分說明長石溶解和石英次生加大為同期成巖作用且發(fā)生的時間較早。

圖7 鹽家地區(qū)沙四上亞段主要膠結(jié)、交代、溶解作用及溶解充填現(xiàn)象Fig.7 Main kinds of cementation, metasomatism, dissolution and filling role of dissolution of Es4s in Yanjia area

表2 鹽家地區(qū)沙四上亞段流體包裹體測試數(shù)據(jù)Table 2 Test data of fluid inclusions of Es4s in Yanjia area

碳酸鹽重結(jié)晶作用需要2 個條件：1) 需要達(dá)到一定的溫度和壓力條件[20-24]，Heydari 等[25]認(rèn)為碳酸鹽重結(jié)晶作用在50～75 ℃開始，可持續(xù)到4 000 多m；2) 需要有外來堿性高鈣熱液流體參與[20,26-28]。扇根在持續(xù)壓實作用下孔隙水在淺層已基本排出，灰泥雜基重結(jié)晶作用需要有外來流體的參與才能發(fā)生。因此，認(rèn)為扇根灰泥雜基重結(jié)晶作用與碳酸鹽膠結(jié)作用屬于同期，也是在有外來堿性流體進(jìn)入的條件下發(fā)生的。鹽家地區(qū)沙四上亞段儲層中黃鐵礦膠結(jié)物相對比較發(fā)育，部分球粒狀黃鐵礦(圖7(e))為早期膠結(jié)物，由黃鐵礦交代石英次生加大邊和碳酸鹽膠結(jié)物的現(xiàn)象(圖7(f))，可推斷部分黃鐵礦膠結(jié)物形成較晚。綜合分析認(rèn)為，鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層成巖作用演化序列為：壓實作用/早期黃鐵礦膠結(jié)→長石溶解/石英加大→石英溶解/碳酸鹽膠結(jié)/灰泥雜基重結(jié)晶→碳酸鹽溶解/石英加大→晚期黃鐵礦膠結(jié)。

第五，碳排放強(qiáng)度持續(xù)下降,引導(dǎo)應(yīng)對氣候變化國際合作?！笆濉逼陂g碳強(qiáng)度下降率被納入國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展統(tǒng)計公報,成為經(jīng)濟(jì)發(fā)展的硬性約束。2017年中國碳強(qiáng)度比2005年下降約46%,為實現(xiàn)“十三五”碳強(qiáng)度約束性目標(biāo)和落實2030年國家自主貢獻(xiàn)目標(biāo)奠定了基礎(chǔ)。中國積極實施應(yīng)對氣候變化國家戰(zhàn)略,發(fā)布《國家應(yīng)對氣候變化規(guī)劃(2014—2020年)》《中國落實2030年可持續(xù)發(fā)展議程國別方案》等,在美國退出《巴黎協(xié)定》后堅定表態(tài)中國將繼續(xù)履行減排承諾,以堅定的減排決心和矚目的減排成效逐步走向全球氣候治理舞臺中央。

油氣充注作為一種特殊的成巖流體對儲層的成巖作用具有重要影響[29-31]：它一方面可提供一定量的有機(jī)酸，改變孔隙水化學(xué)組成，使地層流體 pH 降低；另一方面會限制流體活動，阻礙離子間的傳遞?？梢娪蜌獬渥⒁环矫婵纱龠M(jìn)酸溶性礦物的溶解甚至強(qiáng)烈溶解，另一方面會抑制自生礦物的形成以及礦物間的交代和轉(zhuǎn)化。前人研究表明[32]，鹽家地區(qū)沙四上亞段共發(fā)生了2 期油氣充注，第1 期油氣充注發(fā)生時間早，主要發(fā)生在24.6～38.0 Ma，該時期油氣成熟度Ro低(0.5%＜Ro＜1.0%)，以充注油為主，充注量較少；第2期油氣充注主要發(fā)生在0～6.0 Ma，，其中館陶組沉積末期至明化鎮(zhèn)組沉積末期(距今2.0 Ma)以充油為主，明化鎮(zhèn)組末期至今充注少量凝析氣。

王艷忠[11]通過埋藏演化史、有機(jī)質(zhì)熱演化、膏鹽層脫水等綜合分析，認(rèn)為鹽家地區(qū)沙四上亞段經(jīng)歷了酸堿交替的成巖環(huán)境演化：沙四上亞段地層具有含膏泥巖與深水油頁巖共生的特征，沉積環(huán)境為深水堿性還原環(huán)境，原始地層水為堿性；沙四上亞段地層沉積之后至距今42.5 Ma(Es3x 沉積時期)，有機(jī)質(zhì)尚未成熟，流體仍保持弱堿性；距今42.5 Ma(Es3x 沉積時期)至距今32.0 Ma(Ed 沉積初)為有機(jī)酸控制下的酸性環(huán)境；距今32.0 Ma(Ed 沉積初)至距今24.6 Ma(Ed 沉積末)，有機(jī)酸發(fā)生脫羧，同時沙四下亞段頂部膏鹽層脫出大量堿性水，使地層水pH 呈堿性；距今24.6 Ma(Ed沉積末)至距今6.0 Ma(Ng 沉積末)，地層經(jīng)歷抬升及再沉降，在抬升過程中有機(jī)質(zhì)再次生成有機(jī)酸，使地層水pH 呈酸性；距今2.0 Ma 左右，Es4s 膏鹽層發(fā)生脫水，地層流體呈弱堿性，至現(xiàn)今Es4s 地層流體仍呈弱堿性(pH 7～8.5)。

綜合以上分析，可以確定鹽家地區(qū)沙四上亞段儲層成巖作用演化序列以及油氣充注時間，如圖8 所示。

4.2 地質(zhì)歷史時期物性演化史

以“儲層成巖作用演化序列—儲層孔隙結(jié)構(gòu)”約束下的地質(zhì)歷史時期儲層物性恢復(fù)方法[33]為指導(dǎo)，筆者以巖石鑄體薄片為對象，結(jié)合儲層埋藏史及成巖作用演化序列，利用圖像分析技術(shù)精確求取不同成巖事件造成的儲層孔隙度變化值，并采用反演回剝法恢復(fù)地質(zhì)歷史時期各主要成巖作用時期儲層的孔隙度；然后，以儲層現(xiàn)今孔隙結(jié)構(gòu)類型及其對應(yīng)下的鑄體薄片特征為基準(zhǔn)，結(jié)合成巖作用演化序列及不同成巖事件造成的儲層孔隙度變化值，依次恢復(fù)地質(zhì)歷史時期各主要成巖階段儲層的孔隙結(jié)構(gòu)類型；最后根據(jù)現(xiàn)今不同類型儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征，確定地質(zhì)歷史時期特定階段儲層孔隙結(jié)構(gòu)所屬類型，并通過相應(yīng)的孔隙結(jié)構(gòu)類型儲層的孔-滲函數(shù)關(guān)系(表1)，計算地質(zhì)歷史時期儲層滲透率，結(jié)果如圖9 所示。

通過地質(zhì)歷史時期儲層物性的恢復(fù)，可以確定鹽22-22 井3 350.25 m 細(xì)砂巖儲層在距今約32.0 Ma 成為低滲儲層(K＜50×10-3μm2)，在距今約30.5 Ma 成為特低滲儲層(K＜10×10-3μm2)，在距今約28.0 Ma 成為超低滲儲層(K＜1×10-3μm2)，在距今約26.0 Ma 成為非滲儲層(K＜0.1×10-3μm2)，現(xiàn)今為非滲儲層(圖9)。因此，判斷鹽22-22 井3 350.25 m 細(xì)砂巖儲層低滲、特低滲、超低滲以及非滲形成時間均位于第1 期成藏期內(nèi)。

圖8 鹽家地區(qū)沙四上亞段儲層成巖作用序列—成藏史綜合圖Fig.8 Reservoir diagenesis sequence and hydrocarbon accumulation history of Es4s in yanjia area

圖9 鹽22-22 井3 350.25 m 細(xì)砂巖地質(zhì)歷史時期儲層物性演化Fig.9 Reservoir properties evolution history of fine sandstone at depth of 3 350.25 m, Well Yan22-22

5 儲層低滲成因機(jī)制及分類評價

針對鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層，采用上述物性恢復(fù)方法，對近岸水下扇不同亞相或微相、不同巖性地質(zhì)歷史時期儲層物性進(jìn)行恢復(fù)，并確定了不同類型儲層(特/超)低滲成因機(jī)制與形成時間。

依據(jù)沙四上亞段近岸水下扇不同亞相或微相、不同巖性儲層物性演化表明，沙四上亞段近岸水下扇存在5 種不同低滲成因類型的儲層：Ⅰ類低滲儲層為壓實低滲特低滲、灰泥重結(jié)晶超低滲型；Ⅱ類低滲儲層為壓實低滲、膠結(jié)特低超低滲型；Ⅲ類低滲儲層為壓實低滲、特低滲型；Ⅳ類低滲儲層為溶蝕改善物性，壓實膠結(jié)低滲型；Ⅴ類低滲儲層為壓實低滲，壓實膠結(jié)特低超低滲型(表2)。根據(jù)儲層物性演化史-成藏史的匹配關(guān)系、儲層含油性以及試油試采成果等，分析不同低滲成因類型儲層的勘探潛力，并進(jìn)行儲層分類評價。

圖10 所示為AⅠ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅰ類儲層為壓實低滲特低滲、灰泥重結(jié)晶超低滲型(圖10)，主要分布在扇根大套雜基支撐礫巖中，分選差，原始物性差。沉積初期至距今42.5 Ma，早期的快速壓實使物性快速降低，并導(dǎo)致儲層形成一般低滲，距今32.0～42.5 Ma，在有機(jī)酸作用下發(fā)生微弱溶解，但溶解作用物性的增加遠(yuǎn)小于壓實作用物性的減小，因此物性仍持續(xù)降低并導(dǎo)致儲層形成特低滲；距今24.6～32.0 Ma，發(fā)生灰泥重結(jié)晶作用使物性進(jìn)一步降低導(dǎo)致儲層超低滲；距今24.6 Ma 至現(xiàn)今，壓實作用和灰泥重結(jié)晶作用持續(xù)增強(qiáng)，后期溶解作用微弱，物性持續(xù)降低。由于該類低滲儲層在第1 期油氣成藏前已經(jīng)形成一般低滲、特低滲，難以形成有效的早期油氣充注，儲層遭受嚴(yán)重破壞，現(xiàn)今為非滲儲層，具小孔或微孔-微喉型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心為無顯示-熒光含油級別，該類儲層潛力小，為較差儲層，如永920井3 580～3 587 m 雜基支撐中礫巖儲層，采取壓裂措施后仍為干層。

圖11 所示為Ⅱ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅱ類儲層為壓實低滲、膠結(jié)特低超低滲型(圖11)，主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂巖，分選中等，原始物性中等。沉積初期至距今42.5 Ma，成巖作用以壓實作用為主，儲層物性變差；距今32.0～42.5 Ma，在有機(jī)酸作用下發(fā)生溶解，但溶解作用物性的增加量小于壓實作用物性的減小量，因此，物性仍持續(xù)降低并導(dǎo)致儲層形成一般低滲；距今24.6～32.0 Ma，在堿性流體作用下發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)作用，并且早期油氣充注過程要略早于碳酸鹽膠結(jié)作用。在早期油氣充注的過程中，油氣首先充注構(gòu)造高部位和物性更好的扇中辮狀水道距泥巖較遠(yuǎn)部位，扇中辮狀水道距泥巖較近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂油氣充注量有限，含油飽和度低。前人研究表明，烴類充注對儲層成巖作用的抑制與含油飽和度有密切關(guān)系，只有在儲層的孔隙完全或大部分被油氣所占據(jù)，造成孔隙水呈不連續(xù)的孤立滯留狀態(tài)，才可扼制成巖作用的繼續(xù)進(jìn)行，否則只要孔隙水尚能自由的運(yùn)動，成巖作用就不會停止[34]。因此，扇中辮狀水道距泥巖較近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂油氣充注對后期成巖作用的抑制有限。在堿性環(huán)境下，儲層被碳酸鹽致密膠結(jié)，從而迅速形成特低滲和超低滲。距今24.6 Ma 至現(xiàn)今，后期酸性流體進(jìn)入困難，對儲層改造有限，儲層壓實作用持續(xù)增強(qiáng)，現(xiàn)今為非滲，具小孔或微孔-微喉型孔隙結(jié)構(gòu)，為較差儲層。如鹽22-22 井3 350～3 357 m 粉細(xì)砂巖儲層，試油結(jié)果為干層。

表2 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇不同成因機(jī)制低滲透儲層分類Table 2 Genetic mechanism types of low-permeability reservoirs in near-shore subaqueous fan of Es4s in Yanjia area

圖10 A Ⅰ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.10 Comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of typeⅠ low permeability reservoirs

圖12 所示為Ⅲ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅲ類儲層為壓實低滲、特低滲型(圖12)，主要分布在扇根顆粒支撐礫巖和扇中辮狀水道中厚層砂礫巖的底部，分選中等，原始物性中等。距今32.0～42.5 Ma，成巖作用以壓實作用為主，物性降低。距今32.0～42.5 Ma，在有機(jī)酸作用下發(fā)生微弱溶解，但溶解作用物性的增加要小于壓實作用物性的減小，因此物性仍持續(xù)降低；距今24.6～32.0 Ma，發(fā)生第1 期油氣充注和碳酸鹽膠結(jié)作用，由于早期油氣充注時儲層并未形成低滲，因此油氣可部分充注儲層。堿性金屬離子濃度在砂泥界面處最大、向砂體內(nèi)部逐漸降低，導(dǎo)致砂體邊緣被致密膠結(jié)，中厚層砂礫巖的底部碳酸鹽膠結(jié)作用并不強(qiáng)，持續(xù)的壓實作用使物性降低并導(dǎo)致儲層形成一般低滲。距今24.6 Ma 至現(xiàn)今，壓實作用持續(xù)增強(qiáng)，后期溶解作用微弱，物性持續(xù)降低，導(dǎo)致儲層特低滲。由于該類儲層第一期油氣充注要早于一般低滲形成時間，早期油氣可充注儲層，后期只遭受一定程度的破壞，現(xiàn)今為特低滲儲層，具中孔細(xì)喉或小孔細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)，為較好儲層。如鹽22-22 井3 505.1～ 3 514.3 m 灰色油斑礫質(zhì)砂巖儲層，試油結(jié)果顯示為低產(chǎn)油層，日產(chǎn)油3.37 t。

圖13 所示為Ⅳ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅳ類儲層為溶蝕改善物性，壓實和膠結(jié)作用低滲型(圖13)，主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖遠(yuǎn)部位，分選較好，原始物性較好。沉積初期至距今42.5 Ma，成巖作用以壓實作用為主，儲層物性變差；距今32.0～42.5 Ma，在有機(jī)酸作用下發(fā)生溶解，使儲層物性顯著增加；距今24.6～32.0 Ma，發(fā)生早期油氣充注，油氣優(yōu)先充注這些物性較好的儲層且充注油氣充注量相對較大，含油飽和度高。在后期的堿性環(huán)境下，油氣充注有效抑制了碳酸鹽膠結(jié)作用，使儲層得以良好的保護(hù)，儲層物性降低較少。距今2.0～24.6 Ma，發(fā)生第2 期酸性溶解作用，但溶解作用物性的增加量要小于壓實作用物性的減小量，在此期間儲層形成一般低滲；距今2.0 Ma 至現(xiàn)今，形成少量晚期黃鐵礦膠結(jié)，現(xiàn)今為一般低滲儲層，具中孔中喉或中孔細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)，為好儲層。如鹽22 井3 235.5～3 246.0 m 油浸含礫砂巖儲層，試油結(jié)果為油層，日產(chǎn)油9.29 t。

圖12 Ⅰ-C Ⅲ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.12 Ⅰ-C Comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of type Ⅲ low permeability reservoirs

圖13 Ⅰ-D Ⅳ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.13 Ⅰ-D comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of type Ⅳ low permeability reservoirs

圖14 Ⅰ-E Ⅴ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖Fig.14 Ⅰ-E comprehensive diagram of properties evolution and genesis of low permeability of type Ⅴ low permeability reservoirs

圖14 所示為Ⅴ型低滲儲層物性演化和低滲成因綜合圖。Ⅴ類儲層為壓實低滲，壓實膠結(jié)特低超低滲型(圖14)，主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖較遠(yuǎn)部位。分選中等，原始物中等。沉積初期至距今42.5 Ma，主要發(fā)生早期的壓實作用，使儲層物性變差；距今32.0～42.5 Ma，在有機(jī)酸作用下發(fā)生溶解，但溶解作用物性的增加量要小于壓實作用物性的減小量，因此，物性仍持續(xù)降低并導(dǎo)致儲層形成一般低滲；距今24.6～32.0 Ma，在堿性流體作用下發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)作用，但膠結(jié)作用強(qiáng)度有限，壓實和碳酸鹽膠結(jié)共同作用導(dǎo)致儲層形成特低滲；距今24.6～現(xiàn)今，第2 期酸性溶解對儲層的改善有限，主要以壓實作用為主，物性仍持續(xù)降低并導(dǎo)致儲層超低滲。由于該類儲層在早期油氣充注前已形成一般低滲儲層，難以形成有效的油氣充注，儲層在后期成巖演化過程中遭受較大程度的破壞，現(xiàn)今為超低滲儲層，具小孔細(xì)喉或小孔微喉型孔隙結(jié)構(gòu)，為中等儲層。如鹽222 井4 070～4 075 m 砂礫巖儲層，試油結(jié)果為油水同層，日產(chǎn)油0.5 t，日產(chǎn)水1.2 t。

6 結(jié)論

1) 東營凹陷鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層埋藏較深，整體上物性較差，儲層低滲特征明顯。儲層成巖作用具有強(qiáng)烈壓實、多期溶解、多期膠結(jié)以及灰泥組分重結(jié)晶特征。

2) 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲層經(jīng)歷了多期酸堿交替的流體演化，其成巖演化序列為：開始沉積至距今42.5 Ma，地層流體呈弱堿性，成巖作用主要為早期壓實作用，形成早期球粒狀黃鐵礦膠結(jié)物；距今32.0～42.5 Ma，地層流體呈酸性，發(fā)生長石溶解、石英加大；距今24.6～32.0 Ma，地層流體呈堿性，發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)、灰泥雜基重結(jié)晶和石英溶解，期間發(fā)生第1 期油氣充注；距今2.0～24.6 Ma，地層流體呈酸性，發(fā)生第2 期酸性溶解、石英加大，其中距今6 Ma 發(fā)生第2 期油氣充注；距今2 Ma 至現(xiàn)今，地層流體呈弱堿性，發(fā)育晚期少量黃鐵礦膠結(jié)。

3) 鹽家地區(qū)沙四上亞段近岸水下扇存在5 種不同成因機(jī)制的低滲儲層：Ⅰ類儲層為壓實低滲特低滲、灰泥重結(jié)晶超低滲型；Ⅱ類儲層為壓實低滲、膠結(jié)特低超低滲型；Ⅲ類儲層為壓實低滲特低滲型；Ⅳ類儲層為溶蝕改善物性，壓實膠結(jié)低滲型；Ⅴ類儲層為壓實低滲，壓實膠結(jié)特低超低滲型。根據(jù)致密史-成藏史關(guān)系以及試油結(jié)果分析可知，Ⅳ類儲層為高滲成藏-現(xiàn)今低滲型，勘探潛力最好，為好儲層；Ⅲ類儲層為中滲成藏-現(xiàn)今特低滲型，勘探潛力中等，為較好儲層；Ⅴ類儲層為低滲成藏-現(xiàn)今超低滲，勘探潛力較差，為中等儲層；Ⅰ類和Ⅱ類儲層分別為特低滲成藏-現(xiàn)今非滲型和中滲成藏-現(xiàn)今非滲型，勘探潛力小，為較差儲層。

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