渤海渤中2-1油田東營組二段低滲儲層特征及物性主控因素*

徐春強(qiáng) 張新濤 姚 城 張 震 達(dá)麗亞

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

隨著油氣勘探程度的不斷深入，低滲透儲層逐漸成為石油勘探的主戰(zhàn)場，了解低滲儲層特征及形成機(jī)理具有重要意義[1]，目前低滲儲層的成因機(jī)制基本歸結(jié)于沉積和成巖作用[2-4]，但是不同地區(qū)、不同成因類型的低滲儲層特征和控制因素存在較大差異[1-5]。渤中凹陷渤中2-1油田發(fā)現(xiàn)于2008年，位于渤海海域石臼坨凸起南部陡坡帶，主要目的層為古近系東營組?？碧窖芯亢蛯嵺`表明，研究區(qū)東營組發(fā)育扇三角洲、辮狀河三角洲儲層，儲層質(zhì)量明顯控制了油氣富集規(guī)律及產(chǎn)能。前人對該區(qū)沉積儲層展布和儲層特征進(jìn)行了基本闡述[6-9]，但對低滲儲層的成因和控制因素研究程度低。筆者基于薄片、激光粒度、掃描電鏡、物性、壓汞以及全巖等大量分析化驗資料，系統(tǒng)研究了B油田東營組不同層段儲層的巖石學(xué)特征、孔喉結(jié)構(gòu)以及物性差異特征，探討了低滲儲層物性控制因素。研究結(jié)果對于渤中凹陷周邊地區(qū)下一步勘探鉆前預(yù)測低滲透儲層潛力以及開發(fā)階段的增儲措施優(yōu)選具有指導(dǎo)意義。

1 油田地質(zhì)概況

渤中凹陷渤中2-1油田位于渤海海域中部，構(gòu)造位置位于石臼坨凸起南部斷裂下降盤，緊鄰渤中凹陷西洼，成藏位置十分優(yōu)越。該油田分為東西兩塊，表現(xiàn)為斷背斜和背斜型油藏(圖1)，自下而上發(fā)育了古近系沙河街組三段、二段、一段，東營組二段和一段，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組,第四系平原組[10]。

沙三段沉積期為盆地伸展裂陷強(qiáng)烈期，凸起邊緣發(fā)育扇三角洲沉積，凹陷大部分地區(qū)以半深—深湖沉積為主，形成了研究區(qū)主要烴源巖層系。沙一、沙二段沉積期，為盆地裂后熱沉降期，發(fā)育了濱淺湖-三角洲沉積組合；東營組沉積期，盆地再次裂陷，主要發(fā)育了扇三角洲、辮狀河三角洲以及半深湖相沉積組合。館陶組及明化鎮(zhèn)組沉積期，盆地整體表現(xiàn)為裂后熱沉降，發(fā)育了河流、淺水三角洲以及濱淺湖相沉積組合[11-12]。渤中2-1油田主力含油層系為漸新統(tǒng)東二段，厚度約650 m，埋深2 900～3 600 m。東二段進(jìn)一步細(xì)分為上亞段和下亞段(圖2)，兩亞段產(chǎn)能差異較大，其中上亞段DST測試段(3 021～3 059 m)最高日產(chǎn)油202.6 m3，下亞段DST測試段(3 332～3 367 m)最高日產(chǎn)油僅3.03 m3，儲層質(zhì)量明顯控制了不同層系產(chǎn)能的差異。

圖1 渤海渤中2-1油田區(qū)域位置及構(gòu)造綱要Fig.1 Regional tectonic location and structural outline of BZ2-1 oilfield， Bohai sea

圖2 渤海渤中2-1油田綜合地層圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic map of BZ2-1 oilfield， Bohai sea

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

對研究區(qū)5口井東二段104塊樣品的巖礦分析結(jié)果進(jìn)行了統(tǒng)計(圖3)，并對部分井樣品進(jìn)行了鏡下薄片觀察(圖4)。東二段上亞段主要為長石和巖屑長石細(xì)砂巖，礦物碎屑成分主要為石英(Q)和長石(F)，平均含量分別為40.0%和 43.4%，其中長石以鉀長石為主；巖屑(R)含量平均為14.9%，主要為火成巖，變質(zhì)巖次之。Q/(F+R)值為0.42～0.88，平均0.70，總體上成分成熟度較低。儲層主要表現(xiàn)為細(xì)砂狀結(jié)構(gòu)，少量粉砂狀結(jié)構(gòu)，碎屑顆粒略呈定向分布，分選中等，次圓—次棱狀，多呈點—線狀接觸，見部分長石顆粒絹云母化。巖石填隙物中雜基平均含量為5.5%，成分主要為黏土；膠結(jié)物平均含量為16.6%，主要為菱鐵礦，菱鐵礦呈團(tuán)塊狀、條帶狀較均勻孔隙式分布。

圖3 渤海渤中2-1油田東二段儲層巖石學(xué)特征Fig.3 Lithological characteristics of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

(a)碎屑顆粒略成定向排列，壓實，點—線接觸，BZ2-1-B井，2 998.15 m(E3d2U)；(b)碎屑顆粒均勻，細(xì)—中砂狀結(jié)構(gòu)，BZ2-1-B井，2 998.56 m(E3d2U)；(c)碎屑顆粒排列緊密，可見粒間孔、溶蝕顆粒孔及微裂縫，BZ2-1-B井，2 999.35 m(E3d2U)；(d)長石顆粒發(fā)生溶蝕，形成顆粒溶蝕孔，3 002.95 m(E3d2U)；(e)碎屑顆粒均勻，細(xì)—粉砂狀，BZ2-1-B井，3 337.85 m(E3d2L)；(f)碎屑顆粒壓實，發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)溶孔，BZ1-1-B井，3 453.00 m(E3d2L)；(g)顆粒線接觸為主，見云母擠壓變形，BZ1-1-B井，3 453.00 m(E3d2L)；(h)碳酸鹽膠結(jié)物含量較高，后期膠結(jié)為主，BZ1-1-B井，3 453.00 m(E3d2L)；(i)顆粒間可見大量碳酸鹽膠結(jié)，BZ1-1-B井，3 437.00 m(E3d2L)；(j)白云石強(qiáng)膠結(jié)(橙紅—黃色)，BZ1-1-B井，3 451.00 m(E3d2L)，陰極發(fā)光；(k)顆粒間片狀高嶺石充填于孔隙，BZ1-1-B井，3 438.50 m(E3d2L)；(l)碎屑顆粒長石被溶蝕，向絲片狀伊利石轉(zhuǎn)化，BZ1-1-B井，3 428.00 m(E3d2L)。

圖4渤海渤中2-1油田東二段儲層微觀特征
Fig.4MicroscopiccharacteristicsofE3d2reservoirinBZ2-1oilfield，Bohaisea

東二段下亞段粒度較細(xì)，以巖屑長石和長石巖屑細(xì)—粉砂巖為主。礦物碎屑成分主要為石英(Q)和長石(F)，平均含量分別為33.8%和37.3%，其中長石以鉀長石為主；巖屑(R)含量平均為25.6%，主要為火成巖，變質(zhì)巖次之。Q/(F+R)值為0.31～0.92，平均為0.56，總體上成分成熟度相對更低。碎屑顆粒均勻、略呈定向分布，次圓—次棱狀，點—線接觸為主，長石風(fēng)化中等。填隙物以膠結(jié)物為主，平均為12.69%，成分主要為菱鐵礦和白云石，表現(xiàn)為孔隙式膠結(jié)。

2.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

鏡下薄片分析表明，東二段儲集空間主要為原生孔隙和次生孔隙，偶見微裂縫，而且東二段上、下亞段孔隙發(fā)育程度存在一定差異。其中，上亞段孔隙較為發(fā)育，以原生粒間孔為主，占總孔隙的83.8%；次生孔隙主要發(fā)育溶蝕粒間孔及顆粒溶蝕孔，占總孔隙16.2%。下亞段孔隙整體欠發(fā)育，部分薄片可見原生孔隙和次生孔隙發(fā)育，其中原生孔隙主要為粒間孔，占總孔隙的65.3%；次生孔隙主要見鐵方解石溶解、可溶性顆粒長石、巖屑溶解形成的次生粒間孔和顆粒內(nèi)溶孔，占總孔隙的34.7%。

毛管壓力資料分析表明(圖5)，東二段上亞段儲層排驅(qū)壓力為0.13～0.51 MPa，平均為0.25 MPa；孔喉半徑為0.36～2.22 μm，平均為1.18 μm；飽和度中值壓力為0.61 ～5.20 MPa，平均為2.29 MPa(對應(yīng)的飽和度中值半徑為0.14～1.20 μm，平均為0.56 μm)；孔喉均質(zhì)系數(shù)為0.20～0.39，平均為0.30；最大進(jìn)汞飽和度平均為80.99%，退汞效率平均為53.82%(圖5a、b)。東二段下亞段儲層排驅(qū)壓力為0.20～0.99 MPa，平均為0.50 MPa；孔喉半徑為0.19～0.93 μm，平均為0.45 μm；飽和度中值壓力為1.68～8.43 MPa，平均為5.03 MPa(對應(yīng)的飽和度中值半徑為0.08～0.44 μm，平均為0.19 μm)；孔喉均質(zhì)系數(shù)為0.17～0.32，平均為0.24；最大進(jìn)汞飽和度平均為77.28%，退汞效率平均為49.10%(圖5c、d)。從壓汞分析結(jié)果來看，東二段上亞段儲層屬中—細(xì)孔喉結(jié)構(gòu)，具備中等儲集性能、中等滲透性、較高的原始產(chǎn)能特征，而東二段下亞段儲層相對較差，屬微細(xì)—細(xì)孔喉結(jié)構(gòu)，具有儲集性能低、滲透性較差、原始產(chǎn)能較低的特征。

圖5 渤海B油田東二段儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征Fig.5 Pore throat characteristics of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield of Bohai sea

2.3 物性特征

研究區(qū)4口井東二段358塊樣品的物性分析結(jié)果(表1)表明，東二段上亞段儲層孔隙度為13.4%～30.2%，平均21.8%，滲透率為0.1～225.4 mD，平均21.9 mD，整體屬于中孔低滲儲層。東二段下亞段儲層孔隙度為3.2%～27.4%，平均16.8%，滲透率為0.1～46.2 mD，平均值為2.8 mD，整體屬于中低孔低—特低滲儲層。東二段儲層孔隙度和滲透率相關(guān)性較差(圖6)，整體屬于孔隙型儲層，儲層滲透率變化快，對儲層非均質(zhì)性影響較大。

表1 渤海渤中2-1油田東二段巖石特征參數(shù)統(tǒng)計Table 1 Rock characteristic parameters of E3d2 in BZ2-1 oilfield of Bohai sea

圖6 渤海渤中2-1油田東二段辮狀河三角洲儲層孔隙度和滲透率關(guān)系Fig.6 Relationship between porosity and permeability of braided river delta reservoirs of E3d2 in BZ2-1 oilfield,Bohai sea

3 儲層物性主控因素

研究表明，沉積作用控制了砂巖的成分、結(jié)構(gòu)等先天條件，決定了儲層原始孔滲特征[2-4,13]；成巖作用的后天改造進(jìn)一步影響了儲層物性[5,14-15]，超壓作用在沉積物成巖過程對壓實、膠結(jié)作用均會產(chǎn)生一定影響[16-18]。沉積、成巖和超壓作用是研究區(qū)東二段儲層物性的主控因素。

3.1 沉積作用

沉積環(huán)境是決定碎屑巖儲層形成的先天條件，控制了儲層的分布、巖石類型、碎屑顆粒結(jié)構(gòu)等，進(jìn)而直接影響儲層的品質(zhì)。這里重點討論沉積作用條件下，碎屑巖沉積微相及顆粒結(jié)構(gòu)對儲層物性的影響。

3.1.1沉積相與層序

沉積相帶控制著沉積物的成分以及結(jié)構(gòu)特征[19-20]，進(jìn)而在根本上影響了儲層物性。研究區(qū)東二段物源主要來自石臼坨凸起，為辮狀河三角洲前緣沉積，儲層物性受沉積微相控制作用明顯(圖6)，其中河口壩和分流河道砂體儲集物性最佳，席狀砂和分流河道間砂體孔滲條件較差。河口壩儲層孔隙度為19.2%～27.3%，平均24.8%，滲透率為19.0～127.2 mD，平均為74.0 mD；分流河道砂儲層孔隙度為19.2%～28.9%，平均23.5%，滲透率為10.5～74.6 mD，平均27.5 mD。席狀砂儲層孔隙度為3.2%～27.4%，平均17.8%，滲透率較小(0.1～39.1 mD，平均3.1 mD)；分流河道間砂體孔隙度為15.4%～17.2%，平均16.6%，滲透率最大為0.1 mD。

分析認(rèn)為，由于研究區(qū)東二段上亞段位于高位體系域(圖2)，可容納空間大，水動力強(qiáng)，波浪淘洗比較徹底，且以河口壩、分流河道和席狀砂為主，砂體成分成熟度較高，物性較好；而下亞段位于低位體系域和湖泛體系域，以席狀砂和分流河道間相帶為主，少量樣品為分流河道，沉積物受湖浪改造作用較弱，物性整體較差?？傊?，沉積微相和層序是控制原生儲層物性的重要因素，也是造成東二段上、下亞段孔滲差異的重要原因。

3.1.2碎屑顆粒結(jié)構(gòu)

渤中2-1B油田東二段辮狀河三角洲沉積儲層的孔隙結(jié)構(gòu)中原生孔隙占了重要部分，因此碎屑巖的顆粒結(jié)構(gòu)對儲層孔滲變化的影響明顯。對東二段33塊樣品進(jìn)行了激光粒度分析和常規(guī)物性分析，結(jié)果表明東二段上、下亞段粒度存在明顯差異，且粒度與物性具有一定的正相關(guān)性，其中對滲透率影響更大(圖7)。東二段上亞段為細(xì)砂巖，粒度中值平均為0.14 mm，孔隙度平均為21.5%，滲透率平均為16.7 mD(圖7a、b)；東二段下亞段為極細(xì)砂為主，粒度中值平均為0.09 mm，孔隙度平均為17.25%，滲透率平均僅為1.03 mD(圖7a、b)?？诐B性與標(biāo)準(zhǔn)偏差為負(fù)相關(guān)(圖7c、d)，且明顯看出東二段上亞段均質(zhì)性更好，分選較好，而東二段下亞段樣品的分選較差。粒度-物性的分析結(jié)果表明，碎屑顆粒結(jié)構(gòu)參數(shù)中的粒徑、分選對研究區(qū)的儲層物性具有重要影響，顆粒相對較粗、分選好的砂巖顆粒間的雜基和膠結(jié)物較少，碎屑骨架的有效支撐有利于形成較好的孔隙空間和滲透性。

圖7 渤海渤中2-1油田東二段儲層沉積結(jié)構(gòu)與物性相關(guān)性Fig.7 Relationship of sedimentary texture and physical property of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

3.2 成巖作用

薄片、掃描電鏡及全巖等分析化驗表明，成巖作用對研究區(qū)東二段儲層物性控制作用明顯，其中壓實和碳酸鹽膠結(jié)作用是造成儲層物性降低的重要原因，而溶蝕作用對儲層物性影響較弱。

3.2.1壓實作用

研究區(qū)東二段儲層埋深約為2 900～3 500 m，整體埋藏較深，遭受了較強(qiáng)的壓實，顆粒間以點—線接觸為主(圖4a—c、4e—f)，偶見凹凸接觸，可見長條狀云母發(fā)生擠壓變形(圖4g)。研究區(qū)東二段早成巖期發(fā)生了碳酸鹽膠結(jié)，粒間膠結(jié)物的充填抑制了壓實作用的影響。此外，研究區(qū)東二段下亞段存在明顯的超壓，在一定程度上抑制了壓實作用的發(fā)生，對儲層孔隙度的保持有較大貢獻(xiàn)(圖8)。

3.2.2膠結(jié)作用

研究區(qū)東二段儲層發(fā)生了強(qiáng)烈的膠結(jié)作用，且主要表現(xiàn)為碳酸鹽膠結(jié)類型，是造成東二段儲層低滲的最重要原因。

研究區(qū)東二段碳酸鹽膠結(jié)物分為早成巖期和晚成巖期兩類。早成巖期膠結(jié)物主要為菱鐵礦，以隱晶、泥晶方解石為主，表現(xiàn)為團(tuán)塊狀或者假雜基形態(tài)，可見菱鐵礦周邊的顆粒以點接觸為主，在一定程度上增加了抗壓實程度，保護(hù)了孔隙。晚成巖期膠結(jié)物主要為方解石、白云石、鐵白云石，表現(xiàn)為泥晶、粉晶為主，大量分布在顆粒表面以及顆粒之間(鏡下未見膠結(jié)物溶蝕孔)，堵塞了孔隙以及喉道，降低了儲層物性(圖4h、i)。碳酸鹽含量與滲透率、孔隙度均呈明顯負(fù)相關(guān)性(圖8a、b)，尤其對滲透率影響更為強(qiáng)烈，當(dāng)碳酸鹽含量達(dá)到5%時，滲透率急劇下降。

圖8 渤海渤中2-1油田東二段儲層物性與碳酸鹽含量的關(guān)系Fig.8 Relation between carbonate cements and physical property of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

東二段晚成巖期碳酸鹽膠結(jié)物主要為白云石、方解石和鐵白云石，其中上亞段碳酸鹽含量為1.0%～12.0%，平均5.7%；下亞段碳酸鹽含量明顯上升，為2.0%～40.0%，平均11.1%。分析認(rèn)為碎屑巖的粒度差異是導(dǎo)致東二段上、下亞段碳酸鹽膠結(jié)物含量差異的原因。東二段取心樣品的碳酸鹽膠結(jié)物含量與平均粒徑呈明顯負(fù)相關(guān)(圖8c、d)，本文將這種差異膠結(jié)機(jī)制稱之為“細(xì)粒聚集效應(yīng)”，其原因為細(xì)粒砂巖比粗粒砂巖比表面大，吸附能力相對較強(qiáng)，更利于碳酸鹽沉淀聚集于其表面形成膠結(jié)物。

此外，研究區(qū)東二段上、下亞段均富含高嶺石(圖4k)，平均含量分別為52.2%、42.2%。由上亞段到下亞段，由于埋深和溫度增加，高嶺石和蒙皂石向伊利石轉(zhuǎn)化，伊利石相對含量不斷增加(由7.0%增加到18.8%)，伊利石呈絲狀或搭橋狀分布在顆粒之間(圖4l)，一定程度上堵塞了孔隙和喉道，降低了儲層物性。

3.2.3溶蝕作用

研究區(qū)東二段儲層主要發(fā)生長石、巖屑以及碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕，其中以長石溶蝕最為常見(圖4c—f)。研究區(qū)東二段長石的高含量為溶蝕作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)，有機(jī)質(zhì)成熟形成的酸性流體為溶蝕作用的發(fā)生提供了條件[21-22]。掃描電鏡和薄片下見長石顆粒邊緣及解理縫發(fā)生一定溶蝕，常見高嶺石化，部分長石顆粒溶蝕形成蜂窩狀的鑄?？?。碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕主要為方解石的溶蝕，由于膠結(jié)作用主要發(fā)生在成巖中晚期，因此碳酸鹽巖膠結(jié)物的溶蝕作用不明顯。整體來看，東二段上、下亞段都見到了長石顆粒的溶蝕，但上、下亞段的產(chǎn)能和滲透率差別較大，說明溶蝕作用對儲層品質(zhì)影響較弱。

3.3 超壓作用

渤中2-1油田東二段沉積了厚層的泥巖，由于持續(xù)快速埋深，造成了泥巖的欠壓實作用，易于形成超壓。另外，黏土在成巖轉(zhuǎn)化過程中會釋放大量晶格層間水和吸附水，也是該區(qū)形成超壓的原因。東二段下亞段存在較為明顯的超壓(圖9)(壓力系數(shù)為1.5～1.7)。首先，超壓的存在有助于原始孔隙的保存，這是東二段下亞段儲層孔隙度較高的原因；其次，由于儲層段上下泥巖發(fā)育超壓，且泥巖段均富含鈣，強(qiáng)超壓形成的水力破裂使得泥巖中的鈣質(zhì)向儲層中運移，為碳酸鹽膠結(jié)物的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；另外，強(qiáng)超壓形成的封閉成巖系統(tǒng)不利于溶出物有效帶出，促使溶出物的再沉淀，從而進(jìn)一步堵塞孔隙和喉道，降低了儲層滲透率[19-21]。因此，超壓作用雖在一定程度上保持了孔隙度，但加劇了膠結(jié)作用的發(fā)生，總體上降低了儲層物性。

圖9 渤海渤中2-1油田東二段超壓對儲層物性的影響Fig.9 The effects of the overpressure on the porosity of E3d2 reservoir in BZ2-1 oilfield, Bohai sea

4 結(jié)論

1) 渤海渤中凹陷渤中2-1油田東二段儲層主要為辮狀河三角洲前緣砂體，具有結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較低、膠結(jié)物含量較高的特征。東二段上亞段巖屑長石和長石細(xì)砂巖為主，下亞段主要為巖屑長石和長石巖屑細(xì)—粉砂巖。

2) 渤中2-1油田東二段儲層主要以原生殘余孔隙為主，其次為次生孔隙，偶見微裂縫。東二段上、下亞段孔喉結(jié)構(gòu)、物性具有較大差異，其中上亞段為中孔低滲儲層，屬中—細(xì)孔喉結(jié)構(gòu)，儲集性能中等，原始產(chǎn)能較高；而下亞段儲層屬微細(xì)—細(xì)孔喉結(jié)構(gòu)，儲層物性較差，原始產(chǎn)能較低。

3) 渤中2-1油田東二段儲層的粒徑、分選、微相類型和層序位置控制了原始物性，其中高位體系域辮狀河三角洲前緣河口壩和分流河道儲集物性最好。壓實作用、碳酸鹽膠結(jié)的“細(xì)粒聚集效應(yīng)”對儲層物性破壞作用明顯，是造成東二段上、下亞段物性差異重要原因，導(dǎo)致東二段下亞段的低滲低產(chǎn)。超壓作用雖有助于原始孔隙的保存，但卻加劇了碳酸鹽膠結(jié)，總體上降低了儲層物性。