渤中25-1油田沙三段低渗储层特征及其成因

孙海涛，李超，钟大康，周军良

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司勘探开发研究院，天津300452）

渤中25-1油田沙三段低渗储层特征及其成因

孙海涛1，李超2，钟大康1，周军良2

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司勘探开发研究院，天津300452）

渤中25-1油田沙河街组沙三段储层主要由岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩组成，现今埋藏深度为3 300～3 800 m，处于中成岩演化阶段。成岩过程中，压实、胶结和溶蚀作用对储层物性的影响较大，形成了现今的中孔、低渗储层。沉积背景和成岩演化控制了该区沙三段的储层物性。重力流沉积背景导致储层原生孔隙不发育，杂基含量高；后期成岩演化过程中，强压实、强胶结和弱溶蚀作用进一步降低了储层物性。相对优质储层分布在近端扇砂体内，因此，近端扇为有利储层发育区。

低渗储层；重力流；成岩作用；沙河街组；渤中25-1油田

0 引言

随着油气勘探开发的不断深入，当大量中浅层和高孔渗等常规储层内的油气资源不断被发现和开发之后，目的层就会转向更深层和中低孔渗的非常规储层［1］。虽然这些储层的勘探开发难度较大，但其中丰富的油气资源可缓解现今油气供应紧张的局势。2005年我国油气资源评价结果显示，低渗储层的油气资源量约占总资源量的40%［2］，因此，加强低渗储层的勘探和开发研究具有重要的战略意义。

渤海南部海域的渤中25-1油田位于渤海湾盆地渤南凸起西段、渤中凹陷及黄河口凹陷的交界处，是一个被近南西—北东向断层与近东西向断层所切割的断背斜构造，为受断层控制的异常高温高压构造-岩性油藏［3-6］。该油田主力油层为新生界古近系沙河街组沙二段（E3s2）和沙三段（E3s3），埋藏深度主要为3 300～3 800 m，先后完钻了6口探井，分别获得高产及低产油流［7］。前人研究发现，研究区沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积，岩性主要为岩屑长石砂岩，储层物性在埋藏过程中受成岩作用影响较大［8-9］，平均孔隙度小于20%，平均渗透率普遍小于50 mD［3］，为中孔、低渗储层［1，10-11］。目前，对该区沙三段储层经历的成岩序列及其演化、低渗的成因机理以及优质储层的分布等关键问题，还没有系统的研究和认识，而这些是造成储层低渗的主要原因［12-13］。一般而言，储层的物性特征及后续成岩作用的强度由储层原始物质的组成和结构所决定［14］。因此，笔者详细分析研究区6口井的岩心、338块铸体薄片及相关的扫描电镜和物性分析资料，探讨该区沙三段低渗储层的形成机理与物性控制因素，为该区低渗油藏的勘探开发提供地质依据。

1 储层岩石学特征

1.1 岩石类型

图1 渤中25-1油田沙三段沉积相Fig.1Sedimentary facies of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

岩心和测井资料研究表明，渤中25-1油田沙河街组沙三段厚度为120～280 m，砂岩主要发育在具有正粒序的近岸水下扇中（图1），砂层厚度为30～150 m。发育典型的重力流沉积构造，如鲍马序列和滑塌变形构造等。近端扇砂体的粗大砾石杂乱或直立分布，多个砂体相互叠置，单砂体厚10～20 m；远端扇表现为厚层暗色泥岩夹极薄的含砾细砂岩，单砂体厚2～4 m，底部发育重荷模构造和同沉积微断层，尽管远端扇砾石较小，但仍杂乱排列，既粗又薄的细砾岩与既厚又细的巨厚暗色泥岩伴生，反映了一种事件性沉积［6，15-16］。

1.2 岩性特征

根据岩石成分统计，研究区沙三段岩性以岩屑长石砂岩为主（图2），分布范围广，从BZ25-1-2井区到BZ25-1-4井区均有分布，其次为长石岩屑砂岩，主要分布在靠近物源的BZ25-1-5井区。其中石英、长石和岩屑的平均体积分数分别为43.84%，36.33%和17.18%。岩屑长石砂岩中的长石包含有钾长石和斜长石，以钾长石为主；岩屑包含有侵入岩、中性喷出岩和酸性喷出岩，以侵入岩为主。胶结物成分以碳酸盐为主，包括方解石、（铁）白云石和菱铁矿。

图2 渤中25-1油田沙三段砂岩岩石类型Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石质石英砂岩；Ⅲ.岩屑质石英砂岩；Ⅳ.长石岩屑质石英砂岩；Ⅴ.长石石英；Ⅵ.岩屑（质）长石砂岩；Ⅶ.长石（质）岩屑砂岩；Ⅷ.岩屑砂岩Fig.2Triangular diagram of sandstone component of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

粒度分析结果表明，颗粒以中砂和粗砂为主，二者平均体积分数分别为29.1%和15.35%，主要分布在近端扇附近；其次为细砂和极细砂，平均体积分数分别为27.8%和11.65%，分布在远端扇和近端扇水道侧缘。粒度标准偏差σ1主要为1～2，部分为0.71～1.00和2～4，总体上分选性为较差—差，磨圆度以次棱角状为主。因此，研究区沙三段砂岩的成分成熟度和结构成熟度都很低。

2 储层物性特征

渤中25-1油田沙三段244个样品的孔隙度和渗透率数据统计结果（图3）表明，该区储层物性较差，孔隙度主要为1.18%～18.20%，平均为10.45%，渗透率为0.001～49.700 mD，平均为1.6 mD，说明该区储层为低孔、低渗储层。

图3 渤中25-1油田沙三段储层物性随深度变化关系Fig.3Porosity and permeability distribution with depth of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

随着埋藏深度的增加，沙三段储层孔隙度和渗透率变化趋势均不明显（图3）。例如，BZ25-1-2井埋藏深度为3 400 m，孔隙度最大值为6%，渗透率为0.1 mD；BZ25-1-5井埋藏较深，超过3 650 m，但孔隙度最大值达到了18%，渗透率为49 mD。由此表明，研究区储层物性受埋藏深度的影响并不大。

研究区50个砂岩样品的物性参数统计结果（表1）表明，随着砂岩粒度的变化，物性参数出现较大差异。其中中砂岩物性最好，孔隙度和渗透率平均值均较高；粗砂岩孔隙度不高但渗透性较好；细砂岩渗透性最差，平均渗透率仅0.04 mD。

表1 渤中25-1油田沙三段不同粒度砂岩的物性参数统计Table 1Porosity and permeability in sandstones of different grades of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

3 储层成岩序列与孔隙演化

3.1 成岩作用特征

直接影响研究区沙三段储层物性的成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

（1）压实作用

研究区沙三段砂岩储层现今埋藏深度为3400～3 800 m，碎屑颗粒之间以线接触为主，部分呈凹凸—线接触（图版Ⅰ-1），表明砂岩经受了较强的压实作用（图版Ⅰ-2），而且这种强压实作用的减孔效应比较明显（图4）。

图4 渤中25-1油田沙三段储层压实与胶结作用减孔程度分布Fig.4Porosity reduce model with compaction and cementation of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

（2）胶结作用

研究区沙三段储层在埋藏过程中先后发育了石英次生加大边、碳酸盐胶结和黏土矿物胶结作用，其中碳酸盐胶结作用相对较明显。

石英次生加大现象比较常见，部分粒间发育形态规则的石英晶体（图版Ⅰ-1）。依据扫描电镜资料，石英加大一般处于Ⅱ级，加大边宽度为0.05～0.08 mm，个别达0.1 mm，石英颗粒表面被较完整的石英自形晶面及石英雏晶包围，缩小了储集空间。

碳酸盐胶结物平均体积分数为8.15%，胶结物类型以方解石和白云石为主，铁白云石次之，极少量菱铁矿。方解石和铁方解石晶形较好，晶体充填于颗粒之间；白云石晶形也较好，晶体分布于颗粒表面、接触处或颗粒之间，晶体较方解石小很多；铁白云石自形程度较差，晶体较小，主要充填于孔隙中。碳酸盐胶结物可分为2期：早期方解石胶结物大部分被溶蚀（图版Ⅰ-3）；晚期铁方解石和（铁）白云石胶结物（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-5），特别是粒间铁方解石胶结物晶形好，向颗粒一侧的边界十分平直，说明晚期粒间溶孔内再次发生碳酸盐胶结［17］。

黏土矿物胶结物有伊利石、伊/蒙混层、高岭石和少量绿泥石。根据41个样品的X射线衍射资料，研究区沙三段黏土矿物以伊利石为主，相对体积分数平均为80.74%（图5），其次为伊/蒙混层，相对体积分数平均为11.11%，高岭石、绿泥石和绿/蒙混层平均相对体积分数均小于5%。依据扫描电镜，伊利石主要以颗粒包裹和孔隙搭桥式存在于储层中，其形态主要有片状和丝状（图版Ⅰ-6、图版Ⅰ-7）；高岭石主要以孔隙充填式存在于储层中，其形态大部分为书页状，这些黏土矿物的存在降低了储层的渗透性。

图5 渤中25-1油田黏土矿物含量随深度变化Fig.5The distribution of average content of clay minerals with depth in Bozhong 25-1 oilfield

（3）溶蚀作用

铸体薄片和扫描电镜鉴定结果表明，研究区沙三段储层中的长石和岩屑溶蚀现象较普遍，造成粒内溶孔和铸模孔等次生孔隙发育（图版Ⅰ-3、图版Ⅰ-8），碳酸盐胶结物溶蚀较弱。面孔率统计数据显示，次生溶蚀形成的孔隙并不多，平均体积分数为2.34%，说明沙三段储层溶蚀作用强度有限。根据薄片观察结果，3 400 m以下长石和岩屑的溶蚀现象很普遍，垂向上变化规律不明显，但是在平面上，靠近物源的BZ25-1-5井区溶蚀作用较强（图版Ⅰ-8），向北远离物源的其他井区长石和岩屑的溶蚀程度很低（图版Ⅰ-9）。

3.2 成岩序列与孔隙演化

根据研究区储层中黏土矿物的演化特征，特别是伊/蒙混层比随深度的变化规律（图6），认为沙三段储层现今埋藏深度为3 400～3 800 m，先后经历了早成岩阶段A期和B期、中成岩阶段A期，目前处在中成岩阶段B期。

储层埋藏深度小于1 000 m时，黏土矿物中伊/蒙混层矿物的蒙脱石体积分数大于70%，处于早成岩阶段A期，发育机械压实作用、少量的石英次生加大及早期方解石胶结，此时孔隙以原生孔隙为主，现今仍旧可以看到一些残存的原生孔隙（图版Ⅰ-3、图版Ⅰ-4）。

图6 渤中25-1油田沙三段储层成岩演化模式Fig.6Diagenesis evolution model of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

储层埋藏深度为1 500～2 300 m时，伊/蒙混层中的蒙脱石体积分数为50%～70%，储层演化进入早成岩阶段B期。该阶段压实作用和胶结作用进一步增强，特别是石英次生加大和碳酸盐胶结。除此之外，长石和岩屑等颗粒溶蚀现象普遍，并出现高岭石胶结。经过压实和胶结作用之后，储层物性明显降低（参见图4），开始发育一些次生孔隙，如粒内溶孔和铸模孔。

储层埋藏深度为2 300～3 400 m时，伊/蒙混层中的蒙脱石体积分数小于50%，储层处于中成岩阶段A期。该阶段的主要特征是溶蚀作用较强，次生孔隙相对发育，改善了储层物性，但仍存在黏土矿物胶结和晚期碳酸盐胶结，此时的黏土矿物大量向伊利石转化（参见图5）。

储层现今埋藏深度超过3 400 m，已进入中成岩阶段B期。晚期含铁方解石和铁白云石等碳酸盐胶结物充填次生粒间溶孔，储层变得致密，储集性能变差。强烈的胶结作用进一步降低了储层物性，导致储层渗透性变差（参见图3、图6）。

4 储层低渗成因及有利储层分布

4.1 储层低渗成因

4.1.1 沉积条件的影响

研究区沙三段主要发育近岸水下扇砂岩，属于重力流沉积物，尽管其粒度较粗，但成分成熟度和结构成熟度均较低，不具分选或分选较差。根据Beard等［18］提出的恢复砂岩原始孔隙的计算公式，求得研究区沙三段储层原始孔隙度为30.6%。该类砂岩堆积速度快，填隙物中杂基多，平均体积分数为6.62%（117个样品，变化范围为1%～27%），故该类砂岩原生孔隙不发育。

4.1.2 成岩作用的影响

在储层埋藏过程中（大于3 400 m），由于压实作用强烈，研究区沙三段储层原始孔隙减少或粒间体积减小（参见图4），压实减孔效应明显。早期碳酸盐胶结物含量低，后期就不会出现太多由碳酸盐胶结物溶蚀作用产生的次生孔隙；长石和岩屑微弱溶蚀后形成的一些次生孔隙又被晚期碳酸盐胶结物充填，这些晚期胶结物向颗粒一侧的边界十分平直（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-5），它们的充填进一步造成了次生孔隙的损失；颗粒之间杂基的含量较高，导致黏土矿物转化程度较高，孔隙之间的伊利石搭桥分布（图版Ⅰ-7），直接降低了储层的渗透性。这些成岩演化的结果直接导致储层物性变差，形成低渗储层。

4.2 有利储层分布

根据研究区低渗储层的成因分析，该区有利储层的分布受控于沉积条件和成岩作用。近岸水下扇顺物源方向砂体厚度减薄，粒度变小，杂基含量增多（图版Ⅰ-2），从而引起原生孔隙发育程度、压实作用、胶结作用和溶蚀作用的差异，导致储层物性存在差异（表2）。例如，尽管BZ25-1-5井区沙三段埋藏深度大，但其临近物源，孔隙度和渗透率均高于BZ25-1-2，BZ25-1-3和BZ25-1-4井区的储层。

由于近端扇砂体靠近物源，砂岩厚度大、颗粒粗，抗压实能力强，且充填颗粒之间的杂基含量相对远端扇较少，原生孔隙保存相对较多，因此，粒间早期碳酸盐胶结物发育，后期长石、岩屑和碳酸盐胶结物溶蚀后形成的次生孔隙也相对较多（图版Ⅰ-3）。由此认为该区近端扇储层物性相对较好。

表2 渤中25-1油田沙三段近端扇和远端扇的储层特征差异Table 2Reservoir differences between proximal fan and distal fan of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

反之，远源的远端扇砂岩粒度细，初期压实强，原生孔隙保存较少，早期碳酸盐胶结弱，后期溶蚀形成的次生孔隙也相对较少，晚期碳酸盐胶结后（图版Ⅰ-9）孔隙度较低。此外，远源地区杂基含量高，黏土矿物转化过程中伊利石含量增高，严重降低了储层的渗透性（图版Ⅰ-6），导致储层物性变差（表2）。

5 结论

（1）渤中25-1油田沙河街组沙三段发育近岸水下扇沉积的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，砂岩结构成熟度和成分成熟度都比较低。

（2）渤中25-1油田沙河街组沙三段砂体埋藏深度为3 400～3 800 m，处于中成岩演化阶段B期。沉积条件和成岩演化控制了该区沙三段的储层物性。重力流沉积背景导致储层原生孔隙不发育，杂基含量高；在后期成岩演化过程中，强压实、强胶结和弱溶蚀作用使储层物性进一步变差。

（3）近岸水下扇近端砂体厚度大、粒度粗、杂基少、压实弱、初始物性好，早期胶结物保存部分原生粒间体积，后期发生溶蚀作用并形成溶蚀粒间孔，储层质量相对较好，而远端砂体则相反。因此，有利储层分布在近端扇砂体内。

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图版Ⅰ说明：渤中25-1油田沙三段储层成岩作用特征。1.BZ25-1-5井，3 679.24 m，近端扇粒度粗，压实强，石英次生加大；2.BZ25-1-2井，

3 545.00 m，远端扇砂体杂基含量高，压实强；3.BZ25-1-5井，3 658.15 m，近端扇溶蚀形成溶蚀孔隙，残留碳酸盐胶结物；4.BZ25-1-5井，3 674.94 m，近端扇砂层厚，较弱的晚期碳酸盐胶结；5.BZ25-1-1井，3 400.00 m，远端扇砂层薄，晚期碳酸盐胶结强烈；6.BZ25-1-3井，3 553.20 m，片状、丝状伊利石充填粒间孔隙；7.BZ25-1-4井，3 488.32 m，储层孔隙之间充满了片状伊利石；8.BZ25-1-5井，3 657.57 m，近端扇早期溶蚀的粒间孔隙保存较多；9.BZ25-1-2井，3 415.55 m，远端扇晚期碳酸盐胶结，未见早期溶蚀

（本文编辑：王会玲）

Characteristics and origin of low permeability reservoir of the third member of Shahejie Formation in Bozhong 25-1 oilfield

SUN Haitao1，LI Chao2，ZHONG Dakang1，ZHOU Junliang2
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Tianjin Branch，CNOOC，Tianjin 300452，China）

The third member of Shahejie Formaiton in Bozhong 25-1 oilfield is consisted of lithic arkose and feldspathic litharenite,with the current burial depth of 3 300～3 800 m,and the diagenetic evolution reached the middle diagenetic stage.During the diagenetic process,the reservoir physical properties were mainly changed by compaction,cementation and dissolution,and became medium porosity and low permeability reservoir.The reservoir properties were mainly controlled by sedimentary background and diagenetic evolution.Firstly,the gravity flow sedimentary background caused the less primary pores and plenty matrix;secondly,the intense compaction and cementation and weak dissolution caused the medium porosity and low permeability.The relatively high quality reservoir mainly developed in proximal deposited sand bodies,where the reservoir physical properties are high.

lowpermeabilityreservoir；gravityflow；diagenesis；ShahejieFormation；Bozhong25-1oilfield

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）03-0011-06

2014-02-25；

2014-03-21

国家自然科学基金项目“砂泥成岩系统内成岩物质交换及其对砂岩溶蚀和胶结的影响”（编号：41302108）、国家重点基础研究发展计划（973）项目子课题“中国西部叠合盆地深部有效碎屑岩储层成因机制与发育模式”（编号：2011CB201104）及中国石油大学（北京）科研基金“不同类型盆地内砂岩孔隙与物性演化研究”（编号：KYJJ2012-01-18）联合资助

孙海涛（1985-），男，博士，讲师，主要从事沉积储层方面的教学与科研工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）地球科学学院。E-mail：haitao141141@163.com。