遼河西部凹陷牛心坨地區(qū)沙四段儲層特征及主控因素

周曉龍

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

牛心坨洼陷位于遼河西部凹陷的北部，發(fā)育中生界和沙四段2套烴源巖，湖盆周邊為各時期砂礫巖發(fā)育區(qū)與烴源巖直接接觸，源儲配置關(guān)系良好，有利于礫巖油藏的形成。目前，遼河西部凹陷牛心坨地區(qū)礫巖油藏整體勘探程度較低，僅在張1塊、坨19塊有所發(fā)現(xiàn)。近年來的鉆探情況表明，該區(qū)礫巖儲層非均質(zhì)性強，儲集性能差異較大，儲層主控因素不清楚，制約著該區(qū)礫巖油藏深入勘探。前人已對該區(qū)沙四段進行了沉積相與砂體展布研究，但對于礫巖儲層特征及主控因素研究較少[1-2]。以往對該區(qū)儲層特征的研究僅局限于相關(guān)測試數(shù)據(jù)的分析，并未明確指出有利儲層的控制因素，而且所用分析數(shù)據(jù)相對較老。因此，此次研究對已鉆井重新進行分析化驗，綜合運用巖心、薄片鑒定、物性測試以及測錄井等最新的分析數(shù)據(jù)，對牛心坨地區(qū)沙河街組碎屑巖儲層巖石學(xué)特征進行分析。首次從沉積、埋深、斷裂等多個方面，詳細(xì)論證該區(qū)礫巖儲層的主控因素，并依此為依據(jù)，落實有利儲層發(fā)育區(qū)帶，以期對牛心坨地區(qū)礫巖油藏的勘探提供科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

西部凹陷位于渤海灣盆地東北部的遼河斷陷西南部，是遼河斷陷3個凹陷中最大的一個(圖1)。研究區(qū)位于西部凹陷北部的牛心坨地區(qū)，由新生代蓋層和前古近系基底2套地層系統(tǒng)構(gòu)成。據(jù)中、新生界殘存地層分布特征可劃分出牛心坨隆起、宋家洼陷、牛心坨洼陷3個三級構(gòu)造單元。研究區(qū)自下而上發(fā)育有太古界、中上元古界、中生界、房身泡組、沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組和第四系平原組[1]。此次研究目的層為沙四段，自下而上發(fā)育牛心坨油層、高升油層及杜家臺油層，主要為扇三角洲—湖泊沉積體系，發(fā)育扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇3類砂體。

圖1 工區(qū)位置及范圍Fig.1 The location and scope of the work area

2 儲層基本特征

2.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)鉆井巖性統(tǒng)計，研究區(qū)沙四段巖性以砂礫巖為主，陡坡粗粒沉積，沉積相主要為扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇。通過微觀巖石薄片、鑄體薄片等分析統(tǒng)計，牛心坨地區(qū)沙四段砂礫巖儲層碎屑三端元組分含量變化均比較大，其中石英含量為11.0%～51.0%，平均為33.0%，整體偏低；長石為16.0%～58.0%，平均為38.5%；巖屑含量為0.0～66.0%，平均為18.5%。(圖2)?？傮w以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，部分長石巖屑砂巖，少量長石砂巖，反映近源快速堆積，低成分成熟度的特征。

圖2 牛心坨地區(qū)沙四段微觀碎屑組分含量三角圖及餅圖Fig.2 The triangle and pie charts of microscopic clastic components in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

2.2 儲集空間類型

鑄體薄片和掃描電鏡觀察結(jié)果表明(圖3)，研究區(qū)儲集空間類型包括原生孔隙、次生孔隙以及裂縫，次生孔隙包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。總體上，埋深小于1 800 m主要為原生孔隙，1 800～3 000 m以次生溶蝕孔為主，大于3 000 m則以微孔隙和顆粒破碎縫、成巖縫為主。由于部分地區(qū)埋深較淺，斷裂又極發(fā)育，總體上溶蝕作用較強，被溶蝕的礦物主要是長石，微觀可見長石巖屑粒內(nèi)溶孔、鑄膜孔，以及酸性巖屑中的長石組分。由于研究區(qū)沙四段砂巖以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，所以儲層內(nèi)長石廣泛發(fā)育，一旦遭受酸性流體溶蝕，便可形成優(yōu)質(zhì)的次生孔隙發(fā)育帶。

圖3 牛心坨地區(qū)沙四段儲層微觀孔隙特征Fig.3 The microscopic pore characteristics of the reservoirs in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

2.3 物性特征

表1為遼河西部凹陷牛心坨地區(qū)沙四段巖心實測物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計。由表1可知，遼河西部凹陷牛心坨地區(qū)沙四段主要發(fā)育中低孔低滲儲層，其中，杜家臺油層孔隙度平均值為14.1%，滲透率平均值為69.90 mD；高升油層孔隙度平均值為11.5%，滲透率平均值為35.90 mD；牛心坨油層孔隙度平均值為9.6%，滲透率平均值為12.50 mD。由上至下儲層物性總體變差，從各油層組不同巖性物性統(tǒng)計來看，泥雜基和灰質(zhì)組分低的碎屑巖儲層物性偏好；對湖相碳酸鹽巖儲層來說，砂質(zhì)云巖儲層物性較泥云巖、灰云巖要好。儲層物性的差異是沉積環(huán)境的差異導(dǎo)致，不同沉積環(huán)境巖石的成分、結(jié)構(gòu)成熟度存在較大的變化，致使儲層物性在橫向和垂向上都存在非均質(zhì)性。

表1 牛心坨地區(qū)沙四段儲層物性統(tǒng)計Table 1 The physical property statistics of the reservoirs in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

3 儲層主控因素

砂礫巖儲層物性常受沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用等多種因素控制，也可能是某種因素起決定作用、多種因素綜合的結(jié)果[2-4]。前人對遼河西部凹陷古近系碎屑巖儲層研究表明，儲層的物性在橫向上受沉積作用的控制，縱向上受埋藏深度的控制[1-2]。研究區(qū)儲層埋深主要為1 500～2 500 m，最大可達4 000 m，壓實作用相對較強。長石、巖屑等不穩(wěn)定顆粒的溶蝕則是該區(qū)次生孔隙發(fā)育的主要原因。研究區(qū)斷層早期以張性正斷裂為主，晚期兼具反轉(zhuǎn)和走滑特征，數(shù)量多、規(guī)模大且多期多組的斷裂使儲層物性得到明顯改善。因此，沉積作用、埋深和斷裂是研究區(qū)儲層的主控因素，扇三角洲前緣儲層物性好，埋深適中，次生孔隙發(fā)育為有利儲集相帶。

3.1 沉積作用

沉積作用對儲層物性的影響主要表現(xiàn)在沉積環(huán)境上，不同的沉積相、微相導(dǎo)致物性有較大差異。而不同沉積環(huán)境對儲層的影響主要包括巖石顆粒的結(jié)構(gòu)特征及填隙物的含量。

3.1.1 沉積相

牛心坨陡坡地區(qū)沙四段主要發(fā)育扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇(圖4)。雖然同為砂礫巖，但扇三角洲的物性明顯優(yōu)于湖底扇和近岸水下扇。扇三角洲與湖底扇儲層實測數(shù)據(jù)表明：兩者孔隙度均呈正態(tài)分布，扇三角洲孔隙度為5.0%～15.0%，整體大于湖底扇；扇三角洲滲透率也高于湖底扇，湖底扇滲透率則主要小于0.10 mD。坨5井不同取心段的實測物性數(shù)據(jù)表明：扇三角洲砂礫巖孔隙度與近岸水下扇相近，但滲透率高值偏多，普遍高于近岸水下扇。造成物性差異的原因是近岸水下扇水深坡陡進源堆積，粒間泥質(zhì)支撐為主，泥質(zhì)含量更高，導(dǎo)致其滲透率與扇三角洲前緣相比要低。但在近岸水下扇扇中砂體的中部，儲層物性較底部和上部要好，反映近源堆積過程中成熟度趨于穩(wěn)定的特征。

圖4 牛心坨地區(qū)沉積相模式Fig.4 The sedimentary facies model in Niuxintuo Area

扇三角洲沉積環(huán)境中，前緣水下分流河道砂巖儲層平均物性好于平原分流河道，而同樣是扇三角洲前緣水下分流河道砂體，前緣遠(yuǎn)源物性也要好于近源，也主要與砂體的粒度、分選、泥質(zhì)含量有關(guān)，是水動力淘洗強弱的體現(xiàn)。牛心坨地區(qū)陡坡與緩坡相比，前者主要是近源沉積，后者則為遠(yuǎn)源扇三角洲沉積，緩坡區(qū)沙四段孔隙度平均為13.5%，滲透率平均為12.60 mD，整體砂體儲集性能優(yōu)越，同等條件下孔隙度比陡坡高5.0%，物性較陡坡帶好。

3.1.2 巖相

巖相不但可反映顆粒粒徑大小、填隙物含量，而且不同層理反映不同的水動力條件。由于錄井只考慮了巖性而未考慮層理構(gòu)造等方面，因此，研究區(qū)巖相對儲集性能的影響只能通過顆粒結(jié)構(gòu)特征和填隙物含量來體現(xiàn)[5-7]。

顆粒結(jié)構(gòu)特征對于儲層物性的影響，包括粒徑和分選。通過分析可知，粒徑大小對滲透率的影響十分明顯，粒徑中值與滲透率呈正比例函數(shù)關(guān)系。而在粒徑相同的情況下，分選系數(shù)越小即分選越好，儲層物性越好。牛心坨油層砂巖在沉積后期受機械壓實作用的影響，原始孔隙度大幅度下降，且由于巖石成分、顆粒結(jié)構(gòu)的差異，導(dǎo)致壓實程度和減孔率分布不均勻。研究區(qū)扇三角洲前緣是較強水動力環(huán)境下快速堆積的儲集層，雖分選差磨圓中等，但是在差異壓實作用不太大的情況下，由于其沉積環(huán)境水動力較強，礫石定向排列且顆粒之間多為點-線接觸，以砂質(zhì)充填為主，泥質(zhì)含量較少。因此，水下分流河道這類砂礫巖的儲層物性相對較好。

在巖石顆粒結(jié)構(gòu)一定的前提下，砂巖中的泥質(zhì)雜基和碳酸鹽膠結(jié)物的含量對巖石物性的優(yōu)劣影響甚大。研究區(qū)填隙物的含量對滲透率有很大影響，其主要原因是砂礫巖儲集層中填隙物對喉道的改造程度不同，一些細(xì)小顆粒的雜基和自生膠結(jié)物在儲集層中具有附著在骨架顆粒表面的特性，致使喉道變得迂回曲折，減小了喉道半徑甚至可以堵塞喉道，從而使?jié)B透率顯著降低。當(dāng)泥質(zhì)含量大于10%時，隨著泥質(zhì)含量的增加滲透率明顯降低，兩者呈明顯的負(fù)相關(guān)性，當(dāng)泥質(zhì)含量和膠結(jié)物含量大于25%時，基本無可見的基質(zhì)孔隙。碳酸鹽含量與儲層物性也呈負(fù)相關(guān)性。

3.2 埋深

前人通過統(tǒng)計遼河西部凹陷古近系儲層孔隙度隨埋深的變化，總體上隨深度增加，孔隙降低，但是包絡(luò)線在下降過程中再次出現(xiàn)高值，認(rèn)為是次生孔隙發(fā)育帶[8]。研究區(qū)孔隙度隨深度變化特征如下：隨著埋深的增大，整體孔隙度都明顯降低，深度小于1 800 m時，孔隙度最高可達25.0%，以殘余原生粒間孔為主；埋深為1 800～3 000 m時，孔隙度明顯降低，但是局部存在高值區(qū)，代表原生孔隙減少并伴隨次生溶蝕孔的出現(xiàn)；深度為3 000～4 500 m時，最大孔隙度約7.0%，最小3.0%。通過包絡(luò)線預(yù)測4 500 m時，優(yōu)勢巖相的孔隙度仍可達6.0%。緩坡沙四段儲層孔隙隨深度的變化規(guī)律與陡坡大致相同，在埋深小于1 500 m時，孔隙度為12.0%～25.0%；埋深為1 500～2 500 m時，孔隙度為5.0%～21.0%；埋深大于2 500 m，則孔隙度一般小于6.0%(圖5)。

3.3 斷裂

研究區(qū)斷裂活動具有多期性、持續(xù)性、新生性等特點，斷層數(shù)量多，規(guī)模大，多期多組，早期斷裂活動以張性正斷裂為主，晚期兼具反轉(zhuǎn)和走滑特征[9]。前人對斷裂和油氣關(guān)系研究表明：斷裂規(guī)模越大，其控制的油氣分布范圍越大，即使0.0～3.0 km規(guī)模的斷裂，也可以控制1.0 km內(nèi)的油氣分布。在距離斷裂1.0～1.5 km范圍內(nèi)酸性流體廣泛分布，酸性流體的存在帶來儲層溶蝕作用的發(fā)生，儲層物性可以得到改善。

通過觀察鏡下薄片可知(圖3)，坨5井牛心坨油層砂礫巖中存在構(gòu)造應(yīng)力產(chǎn)生的網(wǎng)狀縫和因后期溶蝕作用導(dǎo)致顆粒破碎而產(chǎn)生的溶蝕孔、破碎縫；同北端的坨17井及坨南的坨56井在鏡下也可見裂縫及伴生的溶蝕現(xiàn)象。無論是構(gòu)造縫還是顆粒破碎縫的發(fā)育，儲層物性都有明顯的改善，裂縫不僅是良好的油氣儲集空間，也是油氣運移的有效通道[10-15]。因此，坨北埋深淺，儲層物性好，坨南雖然埋深大，但是斷裂發(fā)育，整個牛心坨地區(qū)存在砂礫巖優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)。

圖5 牛心坨地區(qū)沙四段孔隙度-埋深關(guān)系Fig.5 The relationship between porosity and burial depth of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

4 有利成藏區(qū)預(yù)測

此次研究在前人研究的基礎(chǔ)上，通過有效儲集體的分布、烴源巖分布范圍、構(gòu)造特征和已發(fā)現(xiàn)油氣分布，綜合預(yù)測了研究區(qū)沙四段潛在有利成藏區(qū)帶(圖6)。坨56井區(qū)位于坨南地區(qū)，勘探面積約16 km2，主要目的層為高升和牛心坨油層。沙四期長時間處于半深湖環(huán)境，沉積暗色泥質(zhì)烴源巖厚度可達100～400 m，由于埋藏較深，演化程度較高，油源充足。牛心坨時期主要發(fā)育扇三角洲遠(yuǎn)前緣水下分流河道砂體，高升和杜家臺時期厚層泥巖發(fā)育，儲蓋組合較好。該區(qū)扇三角洲砂體入湖后被優(yōu)質(zhì)烴源巖包裹，易形成巖性油氣藏。目前該井區(qū)上部的坨45井在高升油層已發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流，有利區(qū)內(nèi)坨56井整個牛心坨和高升油層都見到油斑或熒光的油氣顯示，但由于靠近扇體根部儲層物性偏差，測井解釋僅有少量差油層，以干層為主。最新完鉆的坨62井同樣鉆遇扇體根部，儲層物性相對較差，鉆遇油層2.7 m/層、差油層5.6 m/層，試油獲低產(chǎn)工業(yè)油流。因此，該區(qū)向湖泊方向延伸的遠(yuǎn)源前緣砂體，儲層物性較好，再向湖泊方向延伸的遠(yuǎn)源前緣砂體，將是未來勘探的有利靶區(qū)。

圖6 牛心坨地區(qū)沙四段綜合評價Fig.6 The comprehensive evaluation of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo Area

5 結(jié) 論

(1) 牛心坨地區(qū)沙四段巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，碎屑三端元組分含量變化均比較大，其中石英含量平均為33.0%，長石含量平均為38.5%，巖屑含量平均為18.5%，填隙物以泥雜基和方解石膠結(jié)物為主，表現(xiàn)為低成分成熟度的特征。

(2) 儲層孔隙主要由原生孔、次生溶蝕孔和裂縫構(gòu)成，杜家臺油層孔隙度平均值為14.1%，滲透率平均值為69.90 mD；高升油層孔隙度平均值為11.5%，滲透率平均值為35.90 mD；牛心坨油層孔隙度平均值為9.6%，滲透率平均值為12.50 mD。整體表現(xiàn)為中低孔低滲儲層，由上至下儲層物性總體變差。

(3) 沉積作用、埋深和斷裂是研究區(qū)儲層的主控因素，扇三角洲前緣水下分流河道為有利儲集相帶，埋深越大，壓實作用相對較強，后期長石、巖屑等不穩(wěn)定顆粒的溶蝕是該區(qū)次生孔隙發(fā)育的主要原因。晚期受構(gòu)造反轉(zhuǎn)及走滑運動影響，發(fā)育多期多組斷裂使儲層物性得到明顯改善。

(4) 該區(qū)扇三角洲砂體入湖后被優(yōu)質(zhì)烴源巖包裹，易形成巖性油氣藏。通過有效儲集體的分布、烴源巖分布范圍、構(gòu)造特征和已發(fā)現(xiàn)油氣藏分析，認(rèn)為坨56井井區(qū)整個牛心坨和高升油層都見到油斑或熒光的油氣顯示，再向湖泊方向延伸的遠(yuǎn)源前緣砂體，將是未來勘探的有利靶區(qū)。