渤海海域渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層特征及形成機(jī)制

于海波，王德英，牛成民，李 龍

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

渤海海域渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層特征及形成機(jī)制

于海波，王德英，牛成民，李 龍

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

碳酸鹽巖潛山是渤南低凸起潛山中重要的油氣勘探和開發(fā)目標(biāo)，運(yùn)用鉆井、地震、巖心、薄片、測井等資料，以BZ28-1碳酸鹽巖潛山油氣田為例，對碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及形成機(jī)制進(jìn)行了綜合分析。渤南低凸起碳酸鹽巖潛山包括風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層和內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層2套儲(chǔ)集系統(tǒng)，巖性主要為白云巖，其次為灰?guī)r，儲(chǔ)集空間主要為晶間孔、裂縫和溶蝕孔隙。物性分析表明，白云巖中的不等粒白云巖、粉—細(xì)晶白云巖和粉晶白云巖物性最好，且普遍好于灰?guī)r。渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層的形成主要受沉積相、巖溶作用和構(gòu)造破裂作用的控制：(1)沉積相是儲(chǔ)層形成的基礎(chǔ)，有利的儲(chǔ)層主要分布在局限海、潮間坪和潮坪中的白云巖和部分灰?guī)r中；(2)巖溶作用是儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵，風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層和內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層主要分布在不整合面頂部以下0～250 m和0～150 m的范圍內(nèi)，巖溶古地貌中的巖溶高地和寬緩的巖溶斜坡相帶是巖溶儲(chǔ)層發(fā)育最有利的部位；(3)構(gòu)造破裂作用是儲(chǔ)層形成的紐帶，在不整合面附近的半充填或未充填的構(gòu)造縫和溶蝕縫，既可作為油氣的儲(chǔ)集空間和滲流通道，也可與溶蝕孔隙復(fù)合，形成裂縫—孔隙型和孔隙—裂縫型儲(chǔ)層，大大改善了儲(chǔ)集性能。

碳酸鹽巖潛山；儲(chǔ)層特征；形成機(jī)制；巖溶作用；渤南低凸起；渤海灣盆地

碳酸鹽巖潛山勘探是我國油氣勘探的重要領(lǐng)域之一，近些年，在渤海灣盆地已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了大量的碳酸鹽巖潛山油田和含油氣構(gòu)造。關(guān)于碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層，前人已經(jīng)做過很多的研究工作[1-18]，但在渤海油田，由于受到儲(chǔ)層埋藏深、非均質(zhì)性強(qiáng)、分布復(fù)雜，且預(yù)測難度大、勘探風(fēng)險(xiǎn)較高等因素的影響，對碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層的研究尚不深入。目前，渤南低凸起B(yǎng)Z28-1油氣田是渤海油田正在開發(fā)的碳酸鹽巖潛山油氣田。近幾年，隨著渤海油田勘探程度的不斷深入，碳酸鹽巖潛山的勘探潛力逐步引起重視，對其儲(chǔ)層特征及其形成機(jī)制的研究力度不斷加大。本文利用巖心、薄片、鉆井、測井、地震等資料，對渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層特征及其形成機(jī)制進(jìn)行了研究，期望對今后該領(lǐng)域的勘探研究工作具有一定的借鑒作用。

1 概況

渤南低凸起位于渤海海域南部，近東西走向，自西向東逐漸抬升，被郯廬走滑斷裂的東、西支分割成三大段。渤南低凸起東接廟西凹陷，向西傾沒，并與埕北低凸起相鄰，北臨渤中凹陷，南臨黃河口凹陷(圖1)，南北兩側(cè)發(fā)育的邊界斷裂深入烴源巖之中，油氣運(yùn)移通暢[19-21]。目前在渤南低凸起上已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了BZ26-2、BZ27-4、BZ28-1、PL19-3等多個(gè)大中型油氣田和含油氣構(gòu)造，油氣主要富集在前第三系潛山、古近系和新近系等層系之中，是典型的復(fù)式油氣聚集區(qū)帶。

渤南低凸起前新生界潛山巖性比較復(fù)雜，主要包括元古界變質(zhì)花崗巖、古生界碳酸鹽巖和中生界火山碎屑巖。本文研究的下古生界碳酸鹽巖潛山位于渤南低凸起中段，主要由寒武系、奧陶系組成，是在元古界變質(zhì)花崗巖基底上發(fā)育起來的碳酸鹽巖沉積，是目前潛山中主要的含油層系。受郯廬走滑斷裂西支活動(dòng)的影響，斷層發(fā)育，形成斷塊型潛山，BZ28-1油氣田西側(cè)和南側(cè)發(fā)育邊界大斷層，控制了潛山構(gòu)造的發(fā)育，使之成為內(nèi)部地層產(chǎn)狀向北東傾沒的單斜構(gòu)造，上覆地層主要為新生界古近系沙河街組，缺失了中生界和上古生界，儲(chǔ)層主要為奧陶系和寒武系的白云巖和灰?guī)r。

圖1 渤南低凸起區(qū)域位置及潛山結(jié)構(gòu)

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖性特征

渤南低凸起B(yǎng)Z28-1油氣田鉆井揭示古生界碳酸鹽巖潛山地層巖性較復(fù)雜?？傮w上，儲(chǔ)集層巖性主要為白云巖，其次為灰?guī)r和云灰?guī)r或灰云巖。白云巖可進(jìn)一步劃分為不等粒白云巖、中—細(xì)晶白云巖、細(xì)晶白云巖、粉—細(xì)晶白云巖和粉晶白云巖等，分布比較廣泛，奧陶系、寒武系各層段中均有發(fā)育?；?guī)r可劃分為粉晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r2種主要類型，發(fā)育分布較為局限，主要發(fā)育在奧陶系上馬家溝組、寒武系張夏組之中。云灰?guī)r或灰云巖是白云巖與灰?guī)r的過渡類型，發(fā)育分布局限，僅在奧陶系下馬家溝組、上寒武統(tǒng)中見有發(fā)育。

縱向上，鉆井揭示碳酸鹽巖潛山巖性總體上可劃分為白云巖→泥巖→致密灰?guī)r(鮞?；?guī)r)→白云巖→灰?guī)r等巖性旋回。下寒武統(tǒng)的府君山組、饅頭組和毛莊組以白云巖為主，夾有薄層灰?guī)r、泥巖，主要為云坪、局限海沉積。中寒武統(tǒng)徐莊組以泥巖為主，夾有白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r，為泥坪沉積環(huán)境；張夏組以鮞?；?guī)r為主，為潮下高能淺灘沉積。上寒武統(tǒng)固山組以灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r為主，為潮下低能開闊海沉積；長山組、鳳山組以白云巖為主，夾薄層灰?guī)r、泥巖，為局限海、云坪沉積。下奧陶統(tǒng)冶里組、亮甲山組以白云巖為主，夾薄層灰?guī)r，為潮間坪、局限海沉積；中奧陶統(tǒng)下馬家溝組以灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r為主，底部為白云巖，為局限海沉積。

2.2 儲(chǔ)集空間類型

通過對BZ28-1油氣田古生界5口取心井和600余個(gè)薄片觀察揭示，碳酸鹽巖儲(chǔ)集巖儲(chǔ)集空間主要為成巖作用、構(gòu)造作用和風(fēng)化溶蝕作用形成的次生孔隙，儲(chǔ)集空間主要包括晶間孔、裂縫和溶蝕孔隙(洞)等3大類。

(1)晶間孔，即晶粒之間的孔隙(圖2)，孔間有晶間縫或喉道相連通，孔徑和分布一般都較為均勻，在下寒武統(tǒng)、上寒武統(tǒng)、下奧陶統(tǒng)的白云巖中最為發(fā)育，中奧陶統(tǒng)下馬家溝組灰云巖或云灰?guī)r次之。

(2)裂縫十分發(fā)育，幾乎各個(gè)層段、每塊巖心上均可見到，主要包括構(gòu)造縫和溶蝕縫(圖2)，常呈樹枝狀互相切割、連通。構(gòu)造縫主要在斷裂帶、斷層交匯處和灰泥巖互層段發(fā)育，在斷層影響范圍內(nèi)，裂縫發(fā)育是不均勻的，呈大致平行于斷層分帶分布，臨近斷裂帶，裂縫最發(fā)育。溶蝕縫主要包括2部分，一部分與構(gòu)造縫密切相關(guān)，主要是構(gòu)造縫經(jīng)溶蝕作用而形成，是構(gòu)造縫的延伸和擴(kuò)大；另一部分與風(fēng)化殼發(fā)育有關(guān)，主要發(fā)育在風(fēng)化殼附近，此類溶蝕縫發(fā)育分布無規(guī)律，巖心上多呈樹枝狀發(fā)育。巖心和薄片觀察表明，裂縫多為半充填或未充填，部分完全充填，早期裂縫主要被方解石充填，多為完全充填或部分充填，晚期裂縫切割早期裂縫，充填物主要為碎屑物質(zhì)，多為部分充填或未充填。

圖2 渤南低凸起碳酸鹽巖潛山巖心、薄片特征

(3)溶蝕孔隙。渤南低凸起碳酸鹽巖潛山上覆地層為新生界古近系沙河街組，中間缺失了中生界和上古生界，表明碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)集巖遭受過漫長地質(zhì)時(shí)期的風(fēng)化、溶蝕作用。溶蝕現(xiàn)象普遍，溶蝕孔隙發(fā)育，形態(tài)不規(guī)則，依據(jù)其產(chǎn)狀特征，又可細(xì)分為晶間溶蝕孔隙，粒間、粒內(nèi)溶蝕孔隙等(圖2)。白云巖溶蝕孔隙相對發(fā)育，面孔率1.24%～2.13%，灰?guī)r發(fā)育較差，面孔率為0.43%。巖心與薄片觀察表明，孔隙充填現(xiàn)象普遍，從全充填比例來看，白云巖較低，灰?guī)r較高，灰云巖介于其間。

2.3 儲(chǔ)層物性特征

由于碳酸鹽巖的非均質(zhì)性極強(qiáng)，小巖心樣品的物性分析結(jié)果不能完全代表巖層的物性特征，而主要反映的是微觀縫與基質(zhì)的特性。從巖心樣品物性分析并結(jié)合薄片分析來看，白云巖中當(dāng)孔隙度小于1.0%時(shí)，通過對30余個(gè)薄片分析表明，巖性一般致密，基本無有效晶孔。近50%的樣品中雖見有晶孔和溶孔，但多被充填，為半充填—全充填，當(dāng)孔隙度大于1.0%時(shí)，幾乎所有的樣品都發(fā)育晶孔和溶孔，孔隙連通性較好，并見有微縫。同時(shí)，在白云巖中的試油結(jié)果也進(jìn)一步證實(shí)，在孔隙度小于1.0%層段進(jìn)行的試油，結(jié)果多為干層，而在孔隙度大于1.0%層段試油均獲得高產(chǎn)的商業(yè)性油氣流，因此，當(dāng)白云巖孔隙度大于1.0%時(shí)即可作為有效儲(chǔ)層，這在一定程度上大大擴(kuò)大了儲(chǔ)層的油氣儲(chǔ)集能力，為研究區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層的精細(xì)描述和評價(jià)奠定了基礎(chǔ)?；?guī)r資料相對較少，但從已有的巖心、薄片分析來看，具有儲(chǔ)集能力的灰?guī)r中均發(fā)育有溶孔和裂縫，若無溶孔和裂縫，灰?guī)r基質(zhì)巖塊基本不具有儲(chǔ)集能力。

據(jù)207個(gè)小巖心樣品的物性分析結(jié)果表明，孔隙度和滲透率的關(guān)系較差?？偟膩砜矗自茙r物性普遍好于灰?guī)r，白云巖平均孔隙度2.91%、滲透率2.01×10-3μm2；灰?guī)r平均孔隙度2.08%、滲透率0.47×10-3μm2。在白云巖中，粉—細(xì)晶白云巖、粉晶白云巖的孔隙度最好(圖3)，平均孔隙度為3.29%和6.85%；不等粒白云巖和粉—細(xì)晶白云巖的滲透率最好(圖3)，平均滲透率為2.57×10-3μm2和3.90×10-3μm2。在灰?guī)r中，粉晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r平均孔隙度為2.17%和2.06%，平均滲透率為0.99×10-3μm2和0.50×10-3μm2(圖3)。

2.4 儲(chǔ)層分布特征

根據(jù)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層的巖性、電性、分析化驗(yàn)和已鉆井鉆探結(jié)果，將渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層劃分為風(fēng)化殼巖溶型和內(nèi)幕溶蝕型2套儲(chǔ)集系統(tǒng)，中間被致密的灰?guī)r段或泥巖段所分隔(圖4)。

風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層發(fā)育在碳酸鹽巖潛山頂部，已鉆井揭示主要分布在潛山頂面之下0～250 m范圍內(nèi)，奧陶系下馬家溝組、亮甲山組、冶里組和寒武系鳳山組、長山組是風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層發(fā)育的有利層位；儲(chǔ)集層巖性主要為白云巖，其次為灰?guī)r；潛山頂部因缺失中生界和上古生界，長期遭受風(fēng)化剝蝕，縫、孔、洞發(fā)育，儲(chǔ)集空間主要為裂縫和溶蝕孔隙，在測井曲線上表現(xiàn)為低自然伽馬、低聲波時(shí)差值、高電阻率的特征。

圖4 渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層綜合柱狀圖

內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層發(fā)育在碳酸鹽巖潛山內(nèi)幕，其形成主要是因中寒武統(tǒng)徐莊組部分缺失導(dǎo)致下寒武統(tǒng)暴露地表遭受風(fēng)化、淋濾作用而形成。已鉆井揭示主要分布在下寒武統(tǒng)頂面之下0～150 m范圍內(nèi)，下寒武統(tǒng)毛莊組、饅頭組和府君山組是內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層發(fā)育的有利層位；儲(chǔ)集層巖性主要為白云巖，其次為灰質(zhì)云巖；儲(chǔ)集空間以溶蝕孔隙為主，次為裂縫，在測井曲線上表現(xiàn)為中—低自然伽馬、高聲波時(shí)差值、中—高電阻率的特征。

3 儲(chǔ)層形成機(jī)制

3.1 沉積相是儲(chǔ)層形成的基礎(chǔ)

沉積環(huán)境對碳酸鹽巖儲(chǔ)層的發(fā)育具有重要的控制作用，儲(chǔ)集條件的好壞及后期變化均與沉積物類型和沉積環(huán)境有明顯關(guān)系[11]。根據(jù)巖石類型、沉積構(gòu)造、生物化石等資料的分析，結(jié)合鉆井、測井資料，古生界可劃分為云坪、泥云坪、泥坪、局限海、淺灘、開闊海、潮間坪等沉積相帶(圖4)。其中局限海、潮間坪和云坪是有利儲(chǔ)層形成發(fā)育的主要相帶，位于海水相對較淺的區(qū)域，白云巖發(fā)育，灰?guī)r次之，白云巖以顆粒結(jié)構(gòu)為主，晶間孔、晶間溶孔發(fā)育，后經(jīng)構(gòu)造作用，暴露地表，遭受風(fēng)化剝蝕和大氣淡水淋濾作用，形成以溶蝕作用為主的儲(chǔ)集類型。泥坪以泥巖為主，間夾灰?guī)r、白云巖等，可以作為良好的隔層和蓋層。潮下高能淺灘以發(fā)育鮞?；?guī)r為主，開闊海以灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r為主，間夾泥質(zhì)白云巖、泥質(zhì)灰?guī)r，潮下高能淺灘和開闊海發(fā)育的灰?guī)r巖性致密，薄片下觀察表明基本不具有有效孔隙，可作為良好的蓋層。因此，局限海、潮間坪和云坪是古生界碳酸鹽巖潛山中有利的儲(chǔ)集相帶。不同巖性之間的物性及含油氣性存在差異，物性分析表明，白云巖中以粉晶白云巖和粉—細(xì)晶白云巖物性最好，孔隙度大多大于3%，最高可達(dá)16.4%；灰?guī)r主要以粉晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r為主，孔隙度主要集中在1.5%～2.7%之間，最高可達(dá)7.7%。鉆井揭示，白云巖的含油氣性最好，其次為灰?guī)r，灰質(zhì)白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r次之，鮞?；?guī)r的含油氣性最差。

3.2 巖溶作用是儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵

巖溶作用是提高碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔滲性的重要建設(shè)性成巖作用，通過巖心、薄片觀察分析揭示，研究區(qū)內(nèi)普遍見有溶蝕孔洞、粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔、溶蝕縫、溶蝕孔隙等與巖溶作用相關(guān)的現(xiàn)象，表明巖溶作用在研究區(qū)內(nèi)普遍發(fā)育，同時(shí)也是形成區(qū)內(nèi)碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)集空間的主要原因之一。

渤南低凸起碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層被劃分為風(fēng)化殼巖溶型和內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層，相應(yīng)的發(fā)育風(fēng)化殼巖溶帶和內(nèi)幕溶蝕帶，2個(gè)巖溶作用發(fā)育帶之間被致密灰?guī)r段或泥巖段所分隔。

風(fēng)化殼巖溶帶主要發(fā)育在碳酸鹽巖潛山頂部，古生界寒武系和奧陶系碳酸鹽巖沉積之后，由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用，缺失了下古生界和中生界，新生界沙河街組直接覆蓋在碳酸鹽巖潛山之上，導(dǎo)致在漫長的地質(zhì)時(shí)期內(nèi)，碳酸鹽巖地層暴露地表，長期遭受風(fēng)化剝蝕、大氣淡水淋濾作用，在風(fēng)化殼附近形成巖溶帶，發(fā)育溶蝕孔隙型、裂縫型、溶蝕孔隙—裂縫型、裂縫—溶蝕孔隙型儲(chǔ)層。據(jù)188個(gè)巖心樣品常規(guī)物性資料統(tǒng)計(jì)，孔隙度大于1.0%(孔隙度小于1.0%的為無效儲(chǔ)層)的占樣品總數(shù)的70%以上，滲透率大于0.1×10-3μm2的占樣品總數(shù)的75%以上?？v向上，主要分布在潛山面以下0～250 m的范圍內(nèi)，油氣主要分布在0～140 m的范圍內(nèi)。

內(nèi)幕溶蝕帶的形成與潛山地層寒武系內(nèi)部缺失徐莊組形成的不整合面密切相關(guān)，因徐莊組部分被剝蝕，下伏的下寒武統(tǒng)碳酸鹽巖地層暴露地表后，遭受風(fēng)化剝蝕、大氣淡水淋濾作用等，儲(chǔ)層得到進(jìn)一步改善。儲(chǔ)集空間主要為溶蝕縫、晶間溶孔等，主要發(fā)育溶蝕孔隙型儲(chǔ)層，巖心分析孔隙度均大于1.0%，其中大于3%的占樣品總數(shù)的70%以上；滲透率大于0.1×10-3μm2的占樣品總數(shù)的90%以上，在1.0×10-3μm2之上的占60%以上?？v向上主要分布在下寒武統(tǒng)頂面以下0～150 m的范圍內(nèi)，油氣主要分布在0～130 m范圍內(nèi)。

巖溶儲(chǔ)層的發(fā)育分布受古巖溶地貌的嚴(yán)格控制，不同的古巖溶地貌單元有著不同的水動(dòng)力條件并控制著古巖溶的發(fā)育[11]。利用古近系殘余地層厚度并進(jìn)行構(gòu)造—沉積恢復(fù)后所做的古地貌圖來看，研究區(qū)內(nèi)碳酸鹽巖潛山古巖溶地貌可劃分為巖溶高地、巖溶斜坡和巖溶洼地等3個(gè)基本地貌單元(圖5a)。巖溶高地分布范圍較小，僅在多個(gè)高點(diǎn)上發(fā)育；巖溶斜坡帶普遍發(fā)育，呈寬緩、分布范圍廣的特點(diǎn)；巖溶洼地主要分布在南部和北部。通過已鉆井分析表明，風(fēng)化殼巖溶儲(chǔ)層厚度在巖溶斜坡帶普遍高于巖溶高地帶，巖溶斜坡上鉆探的風(fēng)化殼巖溶儲(chǔ)層厚度主要分布在90～130 m之間，最高可達(dá)240 m；巖溶高地上鉆探的風(fēng)化殼巖溶儲(chǔ)層厚度在100～110 m之間。平面上，風(fēng)化殼巖溶帶內(nèi)油氣分布在巖溶高地和巖溶斜坡內(nèi)，呈現(xiàn)連片分布的特征(圖5b)，油氣分布受局部構(gòu)造圈閉控制較小，主要受巖溶古地貌所控制。由于巖溶高地上徐莊組多被剝蝕，巖溶斜坡帶和巖溶洼地發(fā)育徐莊組沉積，內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層因受徐莊組剝蝕范圍的影響，主要分布在巖溶高地上，儲(chǔ)層厚度在65～120 m之間。平面上，內(nèi)幕溶蝕帶油氣主要分布在巖溶高地內(nèi)缺失徐莊組的范圍內(nèi)(圖5)。這表明，寬緩的巖溶斜坡和巖溶高地是巖溶儲(chǔ)層發(fā)育和油氣聚集最有利的地區(qū)。

圖5 渤南低凸起碳酸鹽巖潛山古巖溶地貌與儲(chǔ)層分布

3.3 構(gòu)造破裂作用是儲(chǔ)層形成的紐帶

構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用導(dǎo)致研究區(qū)內(nèi)發(fā)育2個(gè)大型的不整合面：寒武系內(nèi)部中寒武統(tǒng)與下寒武統(tǒng)之間缺失徐莊組形成的不整合面，奧陶系與古近系相接觸的不整合面。受郯廬走滑斷裂西支活動(dòng)的影響，碳酸鹽巖潛山斷裂發(fā)育，在BZ28-1油氣田的西側(cè)和南側(cè)發(fā)育長期持續(xù)活動(dòng)的大斷裂，控制了潛山構(gòu)造的發(fā)育和形態(tài)，在潛山內(nèi)部發(fā)育了近東西向和近南北向2組斷裂，彼此相互交織切割形成多個(gè)斷塊。尤其是在不整合面附近，因受構(gòu)造作用和溶蝕作用影響，發(fā)育眾多斷裂和由斷裂活動(dòng)而產(chǎn)生的裂縫。通過巖心、薄片觀察，根據(jù)裂縫之間的切割關(guān)系，至少可識別出三期裂縫。斷裂及其裂縫的發(fā)育對巖溶作用的發(fā)育具有進(jìn)一步的控制和促進(jìn)作用。地表水沿這些斷裂和裂縫流動(dòng)，進(jìn)一步改善儲(chǔ)層，裂縫與溶蝕孔隙(洞)等復(fù)合，構(gòu)成各種類型的縫孔(洞)型儲(chǔ)層，成為油氣的主要儲(chǔ)集空間和滲流通道。

圖6 碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層孔隙度與滲透率關(guān)系

根據(jù)巖心、鉆井資料分析表明，裂縫對儲(chǔ)層的貢獻(xiàn)主要表現(xiàn)在以下3個(gè)方面：(1)溶蝕孔洞沿裂縫呈串珠狀發(fā)育(圖2)，為油氣的儲(chǔ)存提供大量的有效空間；(2)半充填或未充填裂縫發(fā)育(圖2)，充填物主要為泥質(zhì)、硅質(zhì)、鈣質(zhì)碎屑物且充填松散，部分為方解石充填膠結(jié)，這些裂縫既可作為油氣儲(chǔ)存空間也可成為油氣的滲流通道；(3)薄片下觀察微裂縫發(fā)育，有效溝通喉道，大大提高了儲(chǔ)層的滲流能力。另外，從巖心分析的孔隙度、滲透率的關(guān)系來看(圖6)，主要表現(xiàn)為2種特征：一是孔隙度低、滲透率高。巖心和薄片分析表明主要是受裂縫影響，裂縫越寬或者密度越大，滲透率值越高，形成以裂縫為主的孔隙—裂縫型儲(chǔ)層；二是孔隙度和滲透率具有一定的相關(guān)性。巖心和薄片觀察揭示主要是以溶蝕孔隙為主要儲(chǔ)集空間的儲(chǔ)層，但在裂縫相對發(fā)育的區(qū)域，滲透率值也相對較高，進(jìn)一步構(gòu)成裂縫—孔隙型儲(chǔ)層。總的來看，裂縫對儲(chǔ)層的改善具有十分重要的意義，彼此相互切割形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，串通連接孔隙，大大提高了儲(chǔ)層的滲流能力。

4 結(jié)論

(1)渤南低凸起碳酸鹽巖潛山包括風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層和內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層2套儲(chǔ)集系統(tǒng)，儲(chǔ)層巖性以白云巖為主，普遍發(fā)育且分布廣泛，其次為灰?guī)r，發(fā)育比較局限，白云巖儲(chǔ)層物性優(yōu)于灰?guī)r，以不等粒白云巖、粉—細(xì)晶白云巖和粉晶白云巖儲(chǔ)層物性最好，儲(chǔ)集空間類型主要為晶間孔、裂縫和溶蝕孔隙。

(2)巖性和沉積相是碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層形成的基礎(chǔ)，縱向上可劃分為白云巖→泥巖→致密灰?guī)r→白云巖→灰?guī)r等巖性旋回，發(fā)育開闊海、局限海、潮間坪、潮坪、淺灘等沉積相帶，油氣主要分布在局限海、潮間坪和潮坪沉積相帶中的白云巖和部分灰?guī)r之中。

(3)巖溶作用是碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵，風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層和內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層的形成與不整合面遭受風(fēng)化、淋濾作用密切相關(guān)?？v向上主要分布在不整合面頂部以下0～250 m和0～150 m的范圍內(nèi)，油氣主要分布在0～140 m和0～130 m范圍內(nèi)；平面上分布受巖溶古地貌控制，風(fēng)化殼巖溶型儲(chǔ)層主要分布在巖溶斜坡相帶內(nèi)，內(nèi)幕溶蝕型儲(chǔ)層主要分布在巖溶高地相帶內(nèi)，總的來看，巖溶高地和巖溶斜坡相帶是巖溶儲(chǔ)層發(fā)育的有利部位。

(4)構(gòu)造破裂作用是碳酸鹽巖潛山儲(chǔ)層形成的紐帶，在不整合面附近，受構(gòu)造作用和巖溶作用的影響，半充填和未充填的構(gòu)造縫和溶蝕縫發(fā)育，既可作為油氣的儲(chǔ)集空間和滲流通道，也可與溶蝕孔隙復(fù)合，形成裂縫—孔隙型和孔隙—裂縫型儲(chǔ)層。

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(編輯 黃 娟)

Characteristics and formation mechanisms of buried hill carbonate reservoirs in Bonan Low Uplift, Bohai Bay

Yu Haibo, Wang Deying, Niu Chengmin, Li Long

(BohaiOilfieldResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

The carbonate rock buried hills are important exploration and development targets in the Bonan Low Uplift of the Bohai Bay. Based on drilling, seismic, core, thin section and well logging data, the characteristics and formation mechanisms of the buried hill carbonate reservoirs were studied. They were divided into two reservoir systems, including the weathering crust karst reservoir and the inner dissolution reservoir. Dolomites were dominant, while limestones took second place. Reservoir space mainly included intercrystalline porosity, fractures and dissolved pores. The results of physical characteristic analysis showed that inequality grain dolomites, powder crystal-aplitic dolomites and silt crystal dolomites were better than limestones. Sedimentary facies, karstification and tectonic disruption were recognized as the main formation mechanisms of the buried hill carbonate reservoirs in the Bonan Low Uplift. (1) Sedimentary facies were the basis of reservoir formation. Favorable reservoirs mainly distributed in the dolomites and limestones of restricted sea, intertidal flat and tidal flat facies. (2) Karstification was the key to the formation of buried hill carbonate reservoirs. Weathering crust karst reservoirs and inner dissolution reservoirs developed within 0-250 and 0-150 meters under the top of the unconformity. Favorable karst reservoirs developed in the karst highland and karst slope of karst palaeogeomorphology. (3) Tectonic disruption was the connection of the formation of buried hill carbonate reservoir. Semi-filled or unfilled structural fractures and dissolution fractures provided important reservoir porosity and migration channels. When combined with dissolution pores, they formed fracture-pore and pore-fracture reservoirs, which improved reservoir performance.

carbonate rock buried hill; reservoir characteristics; formation mechanism; karstification; Bonan Low Uplift; Bohai Bay Basin

1001-6112(2015)02-0150-07

10.11781/sysydz201502150

2013-12-16；

2015-01-05。

于海波(1980—)，男，碩士，工程師，從事石油地質(zhì)與勘探研究。E-mail: yuhb3@cnooc.com.cn。

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05023-006-002)資助。

TE122.2

A