深層復(fù)雜儲集體優(yōu)質(zhì)儲層形成機理與油氣成藏
——以濟陽坳陷東營凹陷古近系為例

王永詩, 王　勇, 郝雪峰,朱德順,丁桔紅

(中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院, 山東 東營 257015)

?

深層復(fù)雜儲集體優(yōu)質(zhì)儲層形成機理與油氣成藏

——以濟陽坳陷東營凹陷古近系為例

王永詩, 王勇, 郝雪峰,朱德順,丁桔紅

(中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院, 山東 東營 257015)

綜合運用巖心觀察、薄片分析、巖石物性測試、同位素測試以及試油、試采結(jié)果分析等方法，對濟陽坳陷東營凹陷古近系深層復(fù)雜儲集體優(yōu)質(zhì)儲層形成機理與油氣成藏過程進行了研究。研究表明，酸-堿流體交替溶蝕作用形成的次生孔隙在一定程度上改善了深層局部儲層物性，是深層優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵。深層不同層序沉積物原始組分、流體環(huán)境、源-儲配置等條件的不同，使優(yōu)質(zhì)儲層的形成機理存在差異。初始裂陷層序河流-沖積扇紅層優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育于堿性環(huán)境，且與烴源巖側(cè)向接觸，不僅發(fā)生大量的長石和碳酸鹽巖溶蝕，石英也發(fā)生強烈的溶蝕。擴展裂陷層序陡坡扇三角洲、水下扇砂礫巖優(yōu)質(zhì)儲層與烴源巖呈指狀接觸，且通過控盆斷層與深部堿性流體溝通，主要表現(xiàn)為長石和碳酸鹽巖溶蝕，石英只是局部少量溶蝕。擴展裂陷層序灘壩砂和濁積巖優(yōu)質(zhì)儲層大部分分布于烴源巖中，主要表現(xiàn)為長石和碳酸鹽巖的溶蝕。緩坡斷階帶處于流體優(yōu)勢運移通道，與烴源巖對接的紅層優(yōu)質(zhì)儲集有利于成藏。陡坡帶扇根遮擋的扇中砂礫巖優(yōu)質(zhì)儲層有利于油氣成藏。處于生烴增壓烴源巖中，發(fā)生成巖耗水的灘壩砂和濁積巖優(yōu)質(zhì)儲層有利于成藏。

次生孔隙；溶蝕；流體；層序;優(yōu)質(zhì)儲層；東營凹陷

近年來，隨著勘探程度的不斷提高，勘探重點逐步向深部復(fù)雜儲集體轉(zhuǎn)移，大量研究表明，深層復(fù)雜儲集體優(yōu)質(zhì)儲層成為制約油氣富集成藏的關(guān)鍵[1]，而深部優(yōu)質(zhì)儲層的形成往往與溶蝕次生孔隙有關(guān)，因此，深層溶蝕作用形成機理的關(guān)注度逐漸增加，相繼提出了有機酸溶蝕機理、H2S溶蝕機理、淋濾溶蝕機理、堿性流體溶蝕機理[2-3]，這些理論的相繼提出，一定程度上促進了深部復(fù)雜儲集體油氣的勘探。

東營凹陷位于濟陽坳陷東南部，勘探面積約為5 700 km2，屬于典型的繼承性單斷盆地，從北向南依次發(fā)育陡坡帶、洼陷帶、中央隆起帶、洼陷帶和緩坡帶，其中古近系沙河街組四段上亞段(沙四上亞段)和沙河街組三段下亞段(沙三下亞段)為主力烴源巖發(fā)育段。目前，已發(fā)現(xiàn)油氣田34個，截止到2014年探明石油地質(zhì)儲量24.3×108t，探井平均密度高達0.5口/km2，屬于高成熟探區(qū)，油氣勘探的難度越來越大，勘探逐漸向深層方向發(fā)展。近年來，深層的勘探力度在不斷增大，深層陡坡帶的砂礫巖體、緩坡帶的灘壩砂和紅層砂體油氣勘探均取得重大突破，截止目前，砂礫巖體的探明儲量為8 463.56×104t、灘壩砂探明儲量為63 740.96×104t、紅層砂體探明儲量為2 663×104t?？碧介_發(fā)實踐表明，受盆地埋藏演化、水-巖作用、能量場環(huán)境等因素的影響，深層儲層物性整體偏差，大部分為低孔-特低滲儲集層，因此，如何在這些特低孔-低滲儲層中尋找優(yōu)質(zhì)儲層成為該區(qū)深層油氣勘探的關(guān)鍵。本

文緊密結(jié)合“十一五”和“十二五”的勘探實踐，開展了陸相斷陷湖盆深層復(fù)雜儲集體優(yōu)質(zhì)儲層形成機理與油氣成藏研究。

1　層序控制下的沉積特征

依據(jù)構(gòu)造、沉積環(huán)境、沉積體系、古生物和地震反射特征， 將東營凹陷古近系劃分為初始裂陷、裂陷擴展和裂陷收斂3個二級層序(圖1)。

初始裂陷層序頂界為沙四上/下亞段(T7)區(qū)域不整合面[4]，絕對年齡約45.0 Ma，底界為TR不整合面，既是二級層序界面，也是全區(qū)性的一級層序界面，絕對年齡約65 Ma，層序跨越時限約20 Ma。該層序?qū)匍]流、控盆斷裂開始強烈活動、氣候干旱、物源供應(yīng)充分、水體咸化的沉積產(chǎn)物。低位體系域主要發(fā)育礫巖、砂巖夾泥巖為主的沖積相沉積。湖進體系域主要發(fā)育灰質(zhì)泥巖、油頁巖、白云巖和灘壩砂體為主的局部湖泊沉積。高位體系域主要發(fā)育紫紅色、灰綠色泥巖夾薄層碳酸鹽巖和砂巖的河流-鹽湖相沉積。受盆地形成期北東斷南西超的控制，碎屑沉積主要發(fā)育在湖泊的西部和南部，膏巖鹽主要發(fā)育在湖泊的東北部。

圖1　東營凹陷古近系層序Fig.1　Statigraphic sequences of the Palaeocene in Dongying Sag

2　深層優(yōu)質(zhì)儲層形成機理

不管是初始裂陷層序南部緩坡帶發(fā)育的河流-沖積扇紅層儲集體，還是裂陷擴展層序陡坡帶發(fā)育的扇三角洲、水下扇砂礫巖儲集體以及南部斜坡發(fā)育的灘壩砂儲集體，巖性主要為長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖和巖屑砂巖(圖2)，均具有巖石類型多、組分復(fù)雜、成分成熟度低、高巖屑和高鈣質(zhì)的特點，為后期發(fā)生強烈成巖作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。儲層孔隙恢復(fù)結(jié)果表明，壓實和膠結(jié)作用是深層儲集體物性變差的主要原因，而局部的溶蝕作用是深層儲層性能改善的主要因素，一定程度上控制著深層優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育程度，如北帶裂陷擴展期發(fā)育的水下扇扇中壓實作用損失孔隙度19.3%，膠結(jié)作用損失孔隙度8.14%，而溶蝕作用增

加孔隙度8.7%，使扇中成為有效儲層，成為油氣富集的主要相帶。

由于深層不同層序沉積環(huán)境、沉積物組合、流體性質(zhì)及流體運移形式等因素的不同，不同層序溶蝕孔隙的形成條件、成因機理存在差異。就東營凹陷深層的兩個層序而言，初始裂陷型層序是鹽湖環(huán)境的沉積產(chǎn)物，發(fā)育大量膏鹽巖沉積，沉積流體整體偏堿性[5]，由于膠結(jié)物類型多(膏鹽巖類、碳酸鹽巖類)、含量高，原生孔隙損失嚴重，砂體中流體的循環(huán)能力有限，一定程度上制約了后期溶蝕作用對儲集性能的改善。據(jù)統(tǒng)計，原始孔隙與次生孔隙呈明顯的正相關(guān)關(guān)系。裂陷擴展層序主要為咸湖-淡水湖沉積，優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育。受生烴的影響，地層中流體以酸性為主，加之生烴高壓的驅(qū)動，流體循環(huán)加劇，一定程度上促進了溶蝕作用對儲層的改善程度。

2.1初始裂陷層序深層紅層優(yōu)質(zhì)儲層成因機理

從10余口紅層儲層的孔隙演化過程分析發(fā)現(xiàn)，在深部3 550～3 750 m普遍存在一個物性變好的層段，據(jù)統(tǒng)計，該層段溶蝕孔隙含量大于60%，長石、石英和碳酸鹽巖都發(fā)生不同程度的溶蝕，對次生孔隙均有貢獻(表1)。其中，長石溶蝕孔隙占50%，石英和碳酸鹽巖溶蝕孔隙各占25%左右。長石、石英和碳酸鹽巖都發(fā)生溶蝕的現(xiàn)象表明，儲集空間演化過程中發(fā)生酸-堿性流體交替的溶蝕過程，其中堿性流體可能與紅層沉積期原始地層水呈堿性及后期膏巖成巖演化釋放的堿性流體增強堿性有關(guān)[6]。東營凹陷孔一段-沙四下亞段沉積時期，氣候干旱，整體以蒸發(fā)環(huán)境為主，發(fā)育了3套厚層膏巖層，石膏沉淀的物理化學(xué)條件為pH大于7.8的環(huán)境，可以推斷孔一段-沙四下亞段紅層沉積時期的原始地層水為堿性-弱堿性[7]。酸性流體與其側(cè)向接觸的沙四上亞段烴源巖生烴演化以及膏巖成巖晚期發(fā)生硫酸鹽熱化學(xué)還原作用形成有機酸和硫化氫有關(guān)。由于酸性流體大量形成時間稍早于堿性流體排出時間[8](沙四上亞段烴源巖大量排出有機酸時間42.5～32 Ma和18.2～7.8 Ma；沙四下亞段膏鹽層脫水時間42～7.6 Ma)。因此，東營凹陷紅層儲集體溶蝕作用的成因演化過程是在前期弱堿性沉積水體環(huán)境下保留的原生粒間孔隙基礎(chǔ)上演化而來的。距今39.1 Ma至距今28.7 Ma，沙四上亞段烴源巖頂界地層溫度由40 ℃增加至77 ℃，底界地層溫度由75 ℃增加至120 ℃，該時期有機質(zhì)已開始成熟，有機質(zhì)演化過程中釋放大量有機酸，地層溫度處于有機酸濃度最大溫度范圍或有利保存溫度范圍，有機酸控制了地層水的pH值，使地層水轉(zhuǎn)化成酸性，酸性環(huán)境為長石蝕變成高嶺石提供了條件。該時期主要發(fā)生長石溶蝕和石英次生加大以及高嶺石沉淀。至距今24.6 Ma，烴源巖頂界地層溫度達到110 ℃、底界地層溫度達到140 ℃，該時期有機酸已開始發(fā)生脫羧作用生成CO2和烴類，有機酸濃度降低，而石膏進入大規(guī)模脫水階段，石膏脫出的大量堿性水控制了地層水的pH值，地層水呈堿性，如石英溶蝕顆粒邊緣發(fā)育大量方沸石膠結(jié)物、石英溶蝕段粘土礦物主要以伊利石為主(高嶺石含量很低)以及硬石膏基底式膠結(jié)的特點，均說明了堿性流體的大量存在。由于紅層儲集體是咸化沉積環(huán)境的產(chǎn)物，堿金屬離子豐富，堿金屬離子的吸附削弱了Si—O—Si鍵強度，使之更容易斷裂，與之相應(yīng)的是石英溶解速率的增大，也就是所謂的“鹽效應(yīng)”[9]。在“鹽效應(yīng)”作用的影響下，石英顆粒發(fā)生溶蝕，同時發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)[10-12]。距今24.6 Ma至距今10 Ma，地層經(jīng)歷了抬升變淺到再次沉降的過程，地層頂界溫度由110 ℃變至92 ℃、底界溫度由140 ℃變至120 ℃，該時期有機質(zhì)生烴減緩，但是有機酸處于有利保存溫度范圍內(nèi)，有機質(zhì)演化可再次生成大量有機酸，使地層水成酸性，該時期主要發(fā)生長石、碳酸鹽巖溶蝕，特別是后期鐵白云石、鐵方解石溶蝕(圖3)?？傮w而言，紅層深層優(yōu)質(zhì)儲層是成巖過程中酸-堿性流體交替溶蝕的結(jié)果。

圖2　東營凹陷碎屑組分三端元圖Fig.2　Ternary diagram of detrital composition in Dongying Saga.陡坡帶砂礫巖體；b.緩坡灘壩砂；c.緩坡河流-沖積扇紅層儲集體表1　東營凹陷紅層儲層成巖演化與孔隙演化關(guān)系Table 1　Relationship between diagenetic evolution and pore evolution of red bed reservoirs in Dongying Sag

深度/m時間/Ma流體性質(zhì)成巖作用孔隙貢獻量/%真實孔隙度/%185039.1堿性壓實-16.221.8265028.7酸性長石溶解8.0石英加大-4.6壓實-3.921.3300024.6堿性石英溶解4.0碳酸鹽膠結(jié)-10壓實-1.613.734004.1酸性碳酸鹽溶解4.1壓實-3.314.537500弱酸性壓實-3.011.5

2.2裂陷擴展層序深層陡坡砂礫巖體優(yōu)質(zhì)儲層成因機理

東營凹陷陡坡帶扇三角洲、水下扇砂礫巖體3 000 m以下普遍存在3～4個物性變好的層段，但受砂礫巖體強烈非均質(zhì)性的影響，物性較好層段的深度不統(tǒng)一。大量薄片資料統(tǒng)計表明，砂礫巖有效儲層溶蝕孔隙發(fā)育，且以長石溶孔和碳酸鹽溶孔為主，石英溶蝕孔隙為輔(圖4)，反映了酸性流體和堿性流體同時活動，以酸性流體活動為主的特征。該類儲集體長石溶蝕孔最為發(fā)育，包裹體測試數(shù)據(jù)和埋藏史恢復(fù)結(jié)果表明，長石溶蝕發(fā)生在距今約42 Ma，這與其側(cè)接的沙四上亞段烴源巖的有機酸高峰濃度期(沙四上亞段烴源巖大量排出有機酸時間42.5～32 Ma和18.2～7.8 Ma)相對應(yīng)，表明烴源巖生烴演化過程中形成的酸性流體促進了長石溶蝕，形成了大量次生孔隙。在研究中還發(fā)現(xiàn)，膏鹽層上覆100多米白云巖中發(fā)現(xiàn)大量的硬石膏脈，顯示硬石膏化流體的向上運移，表明該區(qū)帶具有堿性流體活動。儲集體碳酸鹽膠結(jié)強度隨深度增大而增強的趨勢以及北部斷裂帶地層水主要來自深層的特征，均表明堿性流體主要來自初始裂陷層序的沙四下亞段膏巖鹽層系。研究區(qū)碳、氧同位素測試顯示兩大氧同位素負飄移點群(圖5)：其一，碳同位素相對于沉積碳酸鹽略有升高，反映堿性流體作用下重結(jié)晶、陽離子交換等作用；其二，碳同位素明顯降低，反映有機成因二氧化碳加入、陽離子交換等作用。碳、氧同位素也顯示深層陡坡砂礫巖儲集體存在堿性流體、有機成因二氧化碳酸性流體的交替注入特點[13]。進一步說明，裂陷擴展層序北帶砂礫巖體次生孔隙是酸、堿流體交替溶蝕的結(jié)果(圖5)。總體而言，陡坡帶砂礫巖體優(yōu)質(zhì)儲層是酸-堿流體交替溶蝕作用的結(jié)果，酸性流體的貢獻相對較大，其形成過程是早期北帶砂礫巖體尚未充分壓實，物性較好，控沉積斷裂繼續(xù)活動，在早成巖階段，當(dāng)?shù)販卦龃髸r，初始裂陷發(fā)育的大套膏鹽層發(fā)生硬石膏化，釋放大量高礦化度的堿性水進入扇體后，可穿過扇根，沿斷層向上排泄，也可在扇體內(nèi)以跨層流動的方式向上排泄，堿性流體雖然使石英發(fā)生溶蝕，但更重要的是導(dǎo)致較強堿交代與膠結(jié)作用，使得深層扇根部位砂礫巖體的孔隙度和滲透率大幅度下降。隨著埋藏深度的加大，與其側(cè)向接觸的沙四上亞段優(yōu)質(zhì)源巖開始生成大量的有機酸和二氧化碳，在生烴高壓的驅(qū)動下，這些酸性流體不斷向砂礫巖體充注，砂礫巖中的酸溶性組分長石、碳酸鹽巖開始大量溶蝕形成次生孔隙，局部優(yōu)質(zhì)儲層形成。

圖3　東營凹陷紅層深層優(yōu)質(zhì)儲層成因模式Fig.3　Formation pattern of quality red bed reservoirs in Dongying Sag

2.3裂陷擴展層序深層灘壩砂和濁積巖優(yōu)質(zhì)儲層成因機理

東營凹陷裂陷擴展層序發(fā)育的遠岸灘壩砂和濁積巖距離烴源巖較近，優(yōu)質(zhì)儲層形成演化受烴源巖的生烴演化控制明顯，主要與生烴演化過程中酸性流體演化有關(guān)。鏡下薄片鑒定表明，該類儲層儲集空間以長石次生溶蝕孔隙為主，僅保留少量的原生殘余孔隙，且往往在長石次生溶蝕孔隙發(fā)育的區(qū)域見有大量次生高嶺石。進一步研究發(fā)現(xiàn)，孔隙和高嶺石含量在縱向上具有一致性(圖6)，表明生烴過程中形成的酸性環(huán)境為長石蝕變成高嶺石提供了條件(長石蝕變高嶺石化條件：溫度60～150 ℃； pH值小于6.5[14])，大量長石在蝕變成高嶺石的過程中形成微孔，大大改善了該類儲層的儲集性能[15]。張善文“十一五”期間專門就東營凹陷灘壩砂長石溶蝕過程進行過詳細的研究[16]，認為酸性條件不僅能夠改善儲集性，還消耗大量的地層水(經(jīng)計算，研究區(qū)灘壩砂體有效耗水區(qū)間帶灘壩砂體的耗水量約為68×108t)，降低流體壓力，壓力降低導(dǎo)致了外來酸性流體的再次充注，促進了多期酸性流體長時間溶蝕。經(jīng)模擬實驗計算，鉀長石蝕變?yōu)楦邘X石后，巖石體積縮小率為(217.2-99.2-92.3)/217.2×100%= 11.83%，鈉長石蝕變?yōu)楦邘X石后，巖石體積縮小率為(203.9-99.2-92.3)/203.9×100%= 6.08%(表2)。

圖4　東營凹陷民豐洼陷深層砂礫巖儲層溶蝕次生孔隙演化Fig.4　Secondary pore evolution of deep coarse clastic reservoirs in Minfeng Sub-sag，Dongying Sag

3　深層優(yōu)質(zhì)儲層油氣成藏

3.1初始裂陷層序深層紅層油氣成藏

油源對比結(jié)果表明，初始裂陷層序紅層儲集體的油氣主要來源于裂陷擴展層序沙四上亞段的烴源巖，如博興、純化和陳官莊局部地區(qū)紅層油氣均來自沙四上亞段烴源巖，僅王家崗地區(qū)紅層油氣同時來自沙四上亞段與孔店組烴源巖(混合型)[17]。由于深層紅層尚不發(fā)育大規(guī)模有效儲層，砂體的輸導(dǎo)能力較為有限[18]，因此，油氣主要通過斷裂進入有效儲層，通常情況下，與烴源巖直接接觸的儲層才能富集油氣成藏，即源儲對接油氣成藏模式。但并非與烴源巖對接的儲層都能成藏，處于流體優(yōu)勢運移通道的砂體(如斷階帶砂體)由于流體循環(huán)條件好，酸-堿性流體控制下的溶蝕作用強烈，往往是次生孔隙發(fā)育帶，物性相對較好，容易富集成藏，如博興洼陷南坡斷階帶的高94區(qū)塊，高94井孔店組儲層(3 775.5～3 788.8 m)，平均孔隙度為13.9%，平均滲透率為17.1×10-3μm2，試油獲日產(chǎn)5.75 t。但處于樊家鼻狀構(gòu)造部位的樊深1井對應(yīng)的孔店組(3 998.80～4 043.35 m井段)，平均孔隙度為2.5%，平均滲透率為0.1×10-3μm2，雖然錄井油氣顯示較為活躍(油斑、熒光級別)，但試油結(jié)果為干層和含氣水層(圖7)，這可能與該區(qū)流體循環(huán)不暢未形成優(yōu)質(zhì)儲層有關(guān)。目前，東營凹陷該類儲層已累計上報探明儲量2 663×104t，控制儲量836.9×104t，預(yù)測儲量365.73×104t，且主要分布在南部斜坡具有鼻狀構(gòu)造的斷階帶。

圖5　東營凹陷民豐洼陷鹽18井氧同位素(δ18O)和 碳同位素(δ13C)交會圖Fig.5　Cross plot of δ18O and δ13C in Well Y18 in Minfeng Sub-sag，Dongying Sag

圖6　東營凹陷灘壩砂孔隙度和高嶺石相對含量縱向演化Fig.6　Vertical porosity and kaolinite content variations of beach bar sandstones in Dongying Sag表2　東營凹陷鉀長石和鈉長石蝕變高嶺石體積變化Table 2　Volume changes of kaolinite alterated from K-feldspar and Na-feldspar dissolution in Dongying Sag

巖石體積變化反應(yīng)前反應(yīng)后2KAlSi3O82H2CO3Al2Si2O5(OH)42KHCO34SiO2鉀長石摩爾數(shù)22124摩爾克數(shù)/g278×262×2258100×260×4密度/(g·cm-3)2.561.052.62.172.6反應(yīng)前后固相體積/cm3217.299.292.3鈉長石摩爾數(shù)22124摩爾克數(shù)/g262×262×225884×260×4密度/(g·cm-3)2.571.052.62.192.6反應(yīng)前后固相體積/cm3203.999.292.3

3.2裂陷擴展層序深層砂礫巖油氣成藏

裂陷擴展層序陡坡帶深層砂礫巖扇體，由于扇根部位分選差，巖屑組分含量高，又緊鄰深大斷裂體系(深層堿性流體的通道)，成巖過程中壓實和膠結(jié)作用強烈，儲層物性差。而扇中不僅殘余原生孔隙發(fā)育，而且酸性-堿性流體交互溶蝕作用形成的次生孔隙也發(fā)育，物性較好，因此，易形成扇根遮擋的成巖圈閉。受成巖耗水作用(長石高嶺石化過程)的影響，深層砂礫巖圈閉古壓力多為常壓或低壓[19]，與其側(cè)接的沙四上亞段、沙三下亞段兩套優(yōu)質(zhì)烴源巖成烴演化過程中形成超壓，表現(xiàn)為兩套烴源巖開始大量生烴的深度與壓

力出現(xiàn)超壓的深度吻合，在源-儲壓差作用下，深層生成的油氣源源不斷充注于扇中成巖圈閉中富集，最終形成扇根封堵的油氣成藏。但并不是所有的深部砂礫巖體都能形成扇根封堵油藏，往往在隔層發(fā)育，既受深層堿性流體影響，又受側(cè)向多期源巖排烴影響的深部扇體扇根封堵油藏最為發(fā)育，研究區(qū)這類油藏一般位于3 000 m以下深度。受生烴演化的控制，深層不僅發(fā)育扇根封堵的巖性油藏，在其更深的部位往往還發(fā)育扇根封堵的凝析氣藏(圖8)。因此，確定致密扇根發(fā)育程度和范圍成為深層砂礫巖體勘探的一項主要任務(wù)。主要依據(jù)探井油氣顯示情況和試油成果，通過建立扇體埋藏深度與致密扇根寬度的關(guān)系，結(jié)合地震響應(yīng)特征，進行致密扇根的確定。目前，東營凹陷已上報探明儲量8 463.56×104t，控制儲量10 241.88×104t，預(yù)測儲量3 985×104t，且主要分布在膏巖鹽相對發(fā)育的北帶中、東段。

3.3裂陷擴展層序深層灘壩砂和濁積巖油氣成藏

不管是深層遠岸灘壩砂還是濁積巖油藏，砂體越厚、物性越好、相應(yīng)的產(chǎn)量也越高。這可能與厚層砂體分布較廣，容易造成斷裂切割和流體分異，有利于先期酸性流體的溶蝕和后期油氣充注有關(guān)，表現(xiàn)為深層灘壩儲層次生孔隙與含油飽和度和日產(chǎn)油量都呈明顯的正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)分別為0.8和0.85。進一步研究表明，次生孔隙不僅是深層有效儲層的主控因素，同時，在這些次生孔隙形成的過程中還消耗大量的水，使得儲層往往含水很低，甚至不含水，勘探過程中經(jīng)常遇到的非油即干的現(xiàn)象，由于深層為封閉的水體循環(huán)系統(tǒng)，往往會導(dǎo)致孔隙發(fā)生虧空，形成低壓[8]。生烴形成的異常高壓與儲層改善過程中形成的低壓所產(chǎn)生的壓力差，為該類儲集體油氣充注提供了動力，最終形成砂體發(fā)育規(guī)模決定成藏規(guī)模，烴源巖廣泛超壓控制充滿程度的“壓吸”油氣富集特征(圖9)。目前，東營凹陷已實現(xiàn)了近1 200 km2，12個油田同一層系的整體含油，發(fā)現(xiàn)了2×108t級規(guī)模的大型灘壩砂油藏，且主要發(fā)育在二、三級斷裂發(fā)育的東營凹陷南坡西段。

圖7　東營凹陷深層紅層源-儲對接成藏模式Fig.7　Hydrocarbon accumulation pattern of deep red bed reservoir-source rock juxtaposition in Dongying Sag

圖8　東營凹陷深層砂礫巖成藏模式Fig.8　Hydrocarbon accumulation pattern of deep coarse clastic rocks in Dongying Sag

4　結(jié)論

1) 層序控制下的有效儲層是深層油氣富集成藏的重要控制因素，其中酸-堿流體交替溶蝕改造作用是優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵。

2) 東營凹陷深層發(fā)育的兩個層序由于沉積、流體環(huán)境以及成巖等條件的差異，不同層序優(yōu)質(zhì)儲層的形成機理不盡相同。初始裂陷層序紅層優(yōu)質(zhì)儲層為堿-酸性流體交替溶蝕改造的產(chǎn)物。裂陷擴展層序陡坡帶砂礫巖優(yōu)質(zhì)儲層亦為堿-酸性流體交替溶蝕的結(jié)果，但以酸性流體溶蝕為主；而裂陷擴展層序的灘壩砂和濁積巖優(yōu)質(zhì)儲層主要為酸性流體溶蝕改造的結(jié)果。

圖9　東營凹陷深層灘壩成藏模式Fig.9　Hydrocarbon accumulation pattern of deep beach bar in Dongying Saga.壓力系數(shù)與高嶺石含量關(guān)系;b.壓吸充注模式

3) 受優(yōu)質(zhì)儲層、成藏動力、輸導(dǎo)條件的控制，初始裂陷層序深層紅層主要發(fā)育源儲對接的油氣成藏模式，擴展裂陷層序深層砂礫巖體主要發(fā)育扇根封堵油氣成藏模式，擴展裂陷層序深層灘壩主要發(fā)育“壓吸”充注油氣成藏模式。

[1]秦偉軍，李娜，付兆輝.高郵凹陷深層系有效儲層形成控制因素[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015，36(5)：788-792.

Qin Weijun，Li Na，F(xiàn)u Zhaohui.Factors controlling formation of effective reservoirs in deep of the Gaoyou Sag[J].Oil & Gas Geology，2015，36(5)：788-792.

[2]黃潔，朱如凱，侯讀杰，等.深部碎屑巖儲層次生孔隙發(fā)育機理研究進展[J].地質(zhì)科學(xué)情報，2007，26(6)：76-82.

Huang Jie，Zhu Rukai，Hou Dujie，et al.The new advances of secon-dary porosity genesis mechanism in deep clastic reservoir[J].Geolo-gical Science and Technology Information，2007，26(6)：76-82.

[3]曲希玉，陳修，邱隆偉，等.石英溶解型次生孔隙的成因及其對儲層的影響—以大牛地氣田上古生界致密砂巖儲層為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015，36(5)：804-813.

Qu Xiyu，Chen Xiu，Qiu Longwei，et al.Genesis of secondary pore of quartz dissolution type and its influences on reservoir:Taking the tight sandstone reservoir in the Upper Paleozoic of Daniudi gas field as an example[J].Oil & Gas Geology，2015，36(5)：804-813.

[4]宋國奇，王永詩，程付啟，等.濟陽坳陷古近系二級層序界面厘定及其石油地質(zhì)意義[J].油氣地質(zhì)與采收率，2014，21(5):1-9.Song Guoqi，Wang Yongshi，Cheng Fuqi，et al.Ascertaining secondary order sequence of Palaeogene in Jiyang depression and its petroleum geological significance[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2014，21(5):1-9.

[5]邱隆偉，姜在興，操應(yīng)長，等.泌陽凹陷堿性成巖作用及其對儲層的影響[J].中國科學(xué)(D 輯)，2001，31(9):752-759.

Qiu Longwei，Jiang Zaixing，Cao Yingchang，et al.Alkaline diagenesis and its influence on reservoir rocks in Miyang depression[J].Science in China(SerD)，2001，31(9):752-759.

[6]王健，操應(yīng)長，高永進，等.東營凹陷古近系紅層儲層成巖作用及成巖相[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2013，37(4):23-30.

Wang Jian， Cao Yingchang， Gao Yongjin， et al.Diagenesis and diagenetic facies of red beds reservoirs of Paleogene in Dongying depression[J].Journal of China University of Peatroleum，2013，37(4):23-30.

[7]李小強，趙彥超.東濮凹陷柳屯洼陷鹽湖盆地超壓成因[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，33(5):686-694.

Li Xiaoqiang，Zhao Yanchao. Overpressure genesis in the Liutun salt-lake sag，Dongpu Depression，Bohai Bay Basin[J].Oil & Gas Geology，2013，35(5):686-694.

[8]游國慶，潘家華，劉淑琴，等.東營凹陷古近系砂巖成巖作用與孔隙演化[J].巖石礦物學(xué)雜志，2006，25(3):237-242.

You Guoqing，Pan Jiahua ，Liu Shuqin，et al. Diagenesis and pore evolution of Paleogene sandstone reservoir in Dongying depression[J].Acta Petrologica et Mineralogica，2006，25(3):237-242.

[9]朱世發(fā)，朱筱敏，吳冬，等.準噶爾盆地西北緣下二疊統(tǒng)油氣儲層中火山物質(zhì)蝕變及控制因素[J].石油與天然氣地質(zhì)，2014，35(1):77-86.

Zhu Shifa，Zhu Xiaomin，Wu Dong，et al.Alteration of volcanics and its controlling factors in the Lower Permian reservoirs at northwestern

margin of Junggar Basin[J].Oil & Gas Geology，2014，35(1):77-86.

[10]邱隆偉，姜在興，陳文學(xué).一種新的儲層孔隙成因類型—石英溶解型次生孔隙[J].沉積學(xué)報，2002，20(4):621-627.

Qiu Longwei，Jiang Zaixing，Chen Wenxue，et al.A new type of secondary porosity-quartz dissolution porosity[J].Acta Sedimentolo-gica Sinica，2002，20(4):621-627.

[11]施振飛，張振城，葉紹東，等.蘇北盆地高郵凹陷阜寧組儲層次生孔隙成因機制探討[J].沉積學(xué)報，2005，23(3):429-436.

Shi Zhenfei，Zhang Zhencheng，Ye Shaodong，et al.The mechanism of secondary pores in the reservoir of Funing Formation in Gaoyou depression of Subei basin[J].Acta Sedimentologica Sinica，2005，23(3):429-436.

[12]陳忠，羅蜇潭，沈明道，等.由儲層礦物在堿性驅(qū)替劑中的化學(xué)行為到砂巖儲層次生孔隙的形成[J].西南石油學(xué)院學(xué)報，1996，18(2):15-19.

Chen Zhong，Luo Zhetan，Shen Mingdao，et al.Study of secondary pore formation on the basis of chemical behaviour of minerals in alkaline-flooding agents [ J ].Journal of Southwestern PetroleumInstitute，1996，18(2):15-19.

[13]韓元佳，何生，宋國奇，等.東營凹陷超壓頂封層及其附近砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物的成因[J].石油學(xué)報，2012，33(3):385-393.

Han Yuanjia，He Sheng，Song Guoqi，et al.Origin of carbonate cements in the overpressured top seal and adjacent sandstones in Dongying Depression[J].Acta Petrolei Sinica，2012，33(3):385-393.

[14]董果果，黃文輝，萬歡，等.東營凹陷北部陡坡帶沙四上亞段砂礫巖儲層固體-流體相互作用研究[J].現(xiàn)代地質(zhì)，2013，27(4):941-948.

Dong Guoguo，Huang Wenhui，Wan Huan，et al.Solid-fluid interaction in glutenite reservoirs of the Upper Submember，F(xiàn)ourth Member，Shahejie Formation in Northern Slope of Dongying Sag[J].Geoscience，2013，27(4):941-948.

[15]張善文.成巖過程中的“耗水作用”及其石油地質(zhì)意義[J].沉積學(xué)報， 2007， 25(5):701-707.

Zhang Shanwen.“Water consumption” in diagenetic stage and its petroleum geological significance[J].Acta Sedimentologica Sinica， 2007， 25(5):701-707.

[16]張善文.再論“壓吸充注”油氣成藏模式[J].石油勘探與開發(fā)， 2014， 41(1):37-45.

Zhang Shanwen.Re-discussion on the reservoir formation by pressure-suck filling[J].Petroleum Exploration and Development， 2014， 41(1):37-45.

[17]孟江輝，劉洛夫，姜振學(xué)，等.東營凹陷南斜坡沙四下亞段-孔店組原油地球化學(xué)特征及成因分類[J].現(xiàn)代地質(zhì)， 2010，24(6):1085-1092.

Meng Jianghui，Liu Luofu， Jiang Zhenxu， et al.Characteristics and origin classification of the oils from the lower section of the 4th Member of Shahejie Formation and Kongdian Formation in the southern slope of Dongying Depression， BohaiBay Basin[J].Geoscience，2010，24(6):1085-1092.

[18]劉傳虎，韓宏偉.濟陽坳陷古近系紅層沉積成藏主控因素與勘探潛力[J].石油學(xué)報， 2012， 33(1):63-70.

Liu Chuanhu， Han Hongwei.Main controlling factors of deposition， hydrocarbon accumulation and exploration potential of Paleogene red beds in jiyang depression[J].Acta Petrolei Sinica， 2012， 33(1):63-70.

[19]伍松柏.東營凹陷北帶不同類型砂礫巖扇體“相-勢”控藏作用[J].油氣地質(zhì)與采收率，2008，15(3):39-42.

Wu Songbai.Controlling of facies and fluid protential on the oil accumulation of different glutenite fan in north belt of Dongying Depression[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2008，15(3):39-42.

(編輯張亞雄)

Genetic mechanism and hydrocarbon accumulation of quality reservoir in deep and complicated reservoir rocks：A case from the Palaeogene in Dongying Sag，Jiyang Depression

Wang Yongshi,Wang Yong,Hao Xuefeng,Zhu Deshun,Ding Juhong

(ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofShengliOilfiedCompany，SINOPEC,Dongying,Shandong257015，China)

The genetic mechanism and hydrocarbon accumulation of quality reservoirs in the deep complex Paleogene re-servoir rocks of Dongying Sag are studied by core observation,thin section analysis,petrophysical testing,isotope testing and well testing.The studies show that the secondary porosity resulted from alternative dissolution of acid-alkaline fluids improved the local physical properties of deep reservoirs to some extent and is the key to the formation of the deep quality reservoirs.The reservoirs in different deep sequences have different genetic mechanisms,reflecting the differences in ori-ginal components,fluid environment,source-reservoir combination and other conditions.The quality reservoirs of red beds in fulvial-alluvial fans of the initial rifting sequences were formed in alkaline environment and contacted laterally with source rocks,featuring in not only the dissolution of large amount of feldspar and carbonate,but also the intensive dissolution of quartz.The quality coarse clastic reservoirs of steep slope fan delta and underwater fan in the expanded rifting sequences are in interfingered contact with source rocks,and connected with deep alkaline fluids through basin-controlling faults,featuring in the erosion of large amount of feldspar and carbonate but just a small amount of partial quartz.The quality reservoirs of beach bar sands and turbidite in the expanded rifting sequences mostly occur in the source rocks,featuring in the erosion of feldspar and carbonate.The fault terrace zones on ramp are on the major migration pathway,thus the quality red reservoirs juxtaposing with the source rocks are favorable for hydrocarbon accumulation.The quality coarse clastic reservoirs in middle-fan that are screened by root-fan of steep slope are favorable for hydrocarbon accumulation.The quality beach bar sands and turbidite reservoirs that are in source rocks with high pressure are favorable for hydrocarbon accumulation.

secondary pore,dissolution,fluid,sequence,quality reservoirs,Dongying Sag

2015-03-20;

2016-06-20。

王永詩(1964—)，男，博士、教授級高級工程師，油氣勘探。E-mail: wangysh623@sina.com。

國家科技重大專項(2011ZX05006-003)。

0253-9985(2016)04-0490-09

10.11743/ogg20160405

TE122

A