渤海沙四上亞段砂礫巖低滲儲(chǔ)層成因機(jī)制研究

渤海沙四上亞段砂礫巖低滲儲(chǔ)層成因機(jī)制研究

0低滲透儲(chǔ)層致密史—引言低滲透石油和天然氣資源在中國(guó)的石油和天然氣資源中占有重要地位。隨著未來石油礦的勘探程度的逐漸加深，其比例也在繼續(xù)上升。因此,低滲透儲(chǔ)層在當(dāng)前和今后一段時(shí)間內(nèi)無疑是我國(guó)石油勘探的主戰(zhàn)場(chǎng),加強(qiáng)對(duì)低滲透儲(chǔ)層特征的認(rèn)識(shí),明確低滲透儲(chǔ)層的成因機(jī)制具有重要意義。低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制應(yīng)包括儲(chǔ)層物性主控因素和儲(chǔ)層致密史—油氣成藏史匹配關(guān)系2個(gè)方面。目前對(duì)低滲透儲(chǔ)層物性主控因素的研究比較深入[3,4,5,6,7,8,9,10,11,12],而僅有少數(shù)學(xué)者對(duì)儲(chǔ)層致密史—油藏成藏史的匹配關(guān)系進(jìn)行了初步的探討。成藏關(guān)鍵時(shí)期儲(chǔ)層物性很大程度上決定著油氣能否大規(guī)模進(jìn)入儲(chǔ)層。先期中高滲充注成藏、后期致密化的低滲透儲(chǔ)層與先期致密化、后期充注成藏的低滲透儲(chǔ)層的勘探開發(fā)潛力存在較大差異。因此,加強(qiáng)低滲透儲(chǔ)層致密史—成藏史匹配關(guān)系的研究,對(duì)于勘探階段鉆前預(yù)測(cè)低滲透儲(chǔ)層勘探潛力具有重要的指導(dǎo)意義。渤南洼陷北帶沙四上亞段砂礫巖體發(fā)育,這類砂礫巖體緊鄰烴源巖分布,成藏條件優(yōu)越,勘探潛力大。目前,針對(duì)渤南北部陡坡帶的砂礫巖體油氣勘探取得了較大突破,義更103井、義104-1側(cè)井、義109-1井都獲得了高產(chǎn)工業(yè)油流。但是,渤南洼陷沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖在埋藏演化過程中經(jīng)歷了多期膠結(jié)作用、多期溶解作用和復(fù)雜交代作用,導(dǎo)致儲(chǔ)層物性經(jīng)歷了復(fù)雜的演化過程。同時(shí)渤南洼陷北帶沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖在埋藏演化過程中經(jīng)歷了多期油氣充注作用。成藏時(shí)期物性特征決定了現(xiàn)今砂礫巖油藏的分布規(guī)律。對(duì)成藏時(shí)期砂礫巖儲(chǔ)層物性分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清,直接影響了砂礫巖體油氣下一步勘探部署。因此,筆者綜合運(yùn)用鉆井取心、巖石薄片、壓汞測(cè)試、物性測(cè)試等資料,結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景,明確渤南洼陷北帶沙四上亞段近岸水下扇低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制與形成時(shí)間,并針對(duì)不同成因類型的低滲透儲(chǔ)層,結(jié)合儲(chǔ)層物性演化史—油藏成藏史及試油試采成果等進(jìn)行儲(chǔ)層評(píng)價(jià),為渤南北帶沙四上亞段近岸水下扇儲(chǔ)層的勘探開發(fā)提供一定的理論指導(dǎo)。1巖石區(qū)界面內(nèi)緣古近紀(jì)構(gòu)造演化渤南洼陷位于濟(jì)陽坳陷北部的沾化凹陷內(nèi),為一北東走向、北陡南緩、東陡西緩、北斷南超的箕狀斷陷湖盆。北以埕南斷層為界與埕東凸起相連,西以義東斷層為界與義和莊凸起相鄰,南部緊臨陳家莊凸起斜坡帶,東部以孤西斷層為界,與孤北洼陷相鄰,面積約為600km2。渤南洼陷古近系自下而上主要發(fā)育了孔店組、沙河街組、東營(yíng)組,沙河街組自下而上可分為沙河街組四段、沙河街組三段、沙河街組二段和沙河街組一段,沙河街組四段自下而上又可分為沙四下亞段和沙四上亞段。沙四上亞段沉積時(shí)期,物源供應(yīng)充足,在洼陷北部陡坡帶埕南斷層下降盤發(fā)育了厚度達(dá)800m以上的近岸水下扇砂礫巖體沉積,是重要的油氣儲(chǔ)層。2儲(chǔ)層的基本特征2.1巖屑質(zhì)及雜基質(zhì)渤南北帶沙四上亞段近岸水下扇巖石類型主要有礫巖、礫質(zhì)砂巖、含礫砂巖、砂巖和深灰色泥巖等。礫巖和礫質(zhì)砂巖中礫石成分復(fù)雜,以灰?guī)r、花崗片麻巖為主;礫石主要為棱角狀—次圓狀,雜基支撐,雜基成分主要為灰質(zhì),少量為泥質(zhì)。砂巖以巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖為主(圖1)。石英含量為20%~45%,平均為36.4%,長(zhǎng)石含量為17%~48%,平均為33.2%,巖屑含量為15%~58%,平均為30.4%,且?guī)r屑成分復(fù)雜,類型多樣,主要是變質(zhì)巖巖屑。填隙物中雜基含量為0.5%~40%,平均為8.3%,膠結(jié)物含量為0.5%~23.5%,平均為8.1%,膠結(jié)物成分以碳酸鹽膠結(jié)物為主,其次為石英加大。分選系數(shù)范圍在1.44~3.44之間,平均為1.88,分選性較差;磨圓以次棱角狀為主,其次為次棱角狀—次圓狀?？傮w上,渤南洼陷北帶沙四上亞段砂礫巖儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較低。2.2岸水下扇砂巖巖儲(chǔ)層物性特征渤南北帶沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以次生孔隙為主,主要為長(zhǎng)石和碳酸鹽膠結(jié)物的次生溶孔。由于沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層埋藏深度在3000~4500m之間,埋藏較深,儲(chǔ)層物性較差。根據(jù)物性資料統(tǒng)計(jì)表明,孔隙度小于15%的樣品占總樣品的95.3%,基本均為一般低孔及其以下儲(chǔ)層;滲透率的分布范圍在(0.001~100)×10-3μm2之間,其中滲透率小于50×10-3μm2的樣品占總樣品的92.4%,儲(chǔ)層低滲特征明顯(圖2)。2.3孔隙結(jié)構(gòu)分類綜合利用壓汞測(cè)試資料、儲(chǔ)層物性、巖石鑄體薄片等資料,選取與儲(chǔ)層滲透率相關(guān)性較高的壓汞參數(shù)Pd與Pc50,將近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分為3大類6小類(表1):ⅠA類中孔—中喉型,對(duì)應(yīng)中孔中滲儲(chǔ)層;ⅠB類中孔—細(xì)喉型,對(duì)應(yīng)中低孔中低滲儲(chǔ)層;ⅡA類小孔—細(xì)喉型,對(duì)應(yīng)一般低孔特低孔、一般低滲特低滲儲(chǔ)層;ⅡB類小孔—細(xì)喉型,對(duì)應(yīng)特低超低孔、特低超低滲儲(chǔ)層;ⅢA類小孔—微喉型,對(duì)應(yīng)特低超低孔、超低滲儲(chǔ)層;ⅢB類微孔—微喉型,對(duì)應(yīng)超低孔超低滲儲(chǔ)層。不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的儲(chǔ)層,其滲孔比與滲透率函數(shù)關(guān)系不同(表1)。3膠結(jié)反應(yīng)作用渤南北帶沙四上亞段近岸水下扇砂礫巖儲(chǔ)層成巖作用具有強(qiáng)烈壓實(shí)、多期溶解、多期膠結(jié)和灰泥組分重結(jié)晶等特征。整體上,壓實(shí)作用較為強(qiáng)烈,顆粒主要呈點(diǎn)—線接觸到線接觸,甚至呈凹凸接觸或縫合接觸;膠結(jié)作用以碳酸鹽膠結(jié)為主,其次為石英的次生加大,并可見2期石英加大,少量黃鐵礦膠結(jié);灰泥發(fā)生重結(jié)晶現(xiàn)象,而且隨著埋深的增加,灰泥重結(jié)晶程度增加,到了深層甚至出現(xiàn)了交代顆粒的現(xiàn)象。溶解作用以長(zhǎng)石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解為主,可見石英顆粒及其加大邊發(fā)生溶解。根據(jù)沉積特征和水動(dòng)力條件等,近岸水下扇可分為扇根、扇中及扇緣3個(gè)亞相,不同亞相(微相)沉積特征的差異性導(dǎo)致了埋藏過程中成巖作用的差異性。3.1扇根膠結(jié)物及溶解作用扇根亞相主要發(fā)育主水道微相,單層厚度大,巖性以雜基支撐礫巖為主,雜基含量高,顆粒呈漂浮狀,分選較差。雜基成分以灰質(zhì)為主,少量發(fā)育泥質(zhì)。扇根成巖作用主要為強(qiáng)壓實(shí)作用[圖3(a)],當(dāng)雜基為灰質(zhì)時(shí),會(huì)發(fā)生雜基重結(jié)晶現(xiàn)象,而且隨著埋深的增加,扇根重結(jié)晶程度增加,到了深層甚至出現(xiàn)了交代顆粒的現(xiàn)象[圖3(b)—圖3(d)]。扇根也可見一定的膠結(jié)作用,膠結(jié)物主要為碳酸鹽礦物,充填孔隙及顆粒壓實(shí)碎裂縫[圖3(e)]。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示,扇根碳酸鹽膠結(jié)物總體上含量偏低,以0~5%為主,且主要發(fā)育干層。溶解作用主要為長(zhǎng)石顆粒及碳酸鹽膠結(jié)物的微弱溶解[圖3(f)],未能形成較好的次生孔隙。由于扇根亞相遠(yuǎn)離烴源巖,且扇根原始物性較差,特別是經(jīng)歷壓實(shí)后損失了大量原生孔隙,導(dǎo)致內(nèi)部流體活動(dòng)困難,有機(jī)酸很難大量進(jìn)入,同時(shí)溶解物質(zhì)很難被帶出,阻礙了溶解作用的持續(xù)進(jìn)行?；夷嘀亟Y(jié)晶其實(shí)質(zhì)是碳酸鹽重結(jié)晶,前人研究表明,碳酸鹽重結(jié)晶作用需要2個(gè)條件:(1)需要達(dá)到一定的溫度和壓力條件,EzatHeydar等認(rèn)為碳酸鹽重結(jié)晶作用在50~75℃開始,可持續(xù)到4000多米;(2)灰泥重結(jié)晶需要有外來堿性高鈣熱液流體參與。扇根在持續(xù)壓實(shí)作用下孔隙水在淺層已基本排出,灰泥雜基重結(jié)晶作用需要有外來流體的參與才能發(fā)生。因此,認(rèn)為扇根灰泥雜基重結(jié)晶作用與碳酸鹽膠結(jié)作用屬于同期,也是在有外來堿性流體進(jìn)入的條件下發(fā)生的。3.2扇化巖作用特征3.2.1儲(chǔ)層及膠結(jié)物扇中辮狀水道微相巖性主要為礫巖、礫質(zhì)砂巖、含礫砂巖、中細(xì)砂巖和粉砂巖夾薄層泥巖,整體上雜基含量偏低、分選中等,厚度適中,多期扇體之間常發(fā)育湖相泥巖。扇中亞相膠結(jié)物類型多樣,主要為碳酸鹽膠結(jié)及石英次生加大,少量黃鐵礦及石膏等膠結(jié)物,含量上以碳酸鹽膠結(jié)物為主,膠結(jié)程度上,既可見膠結(jié)強(qiáng)烈的儲(chǔ)層,也可見膠結(jié)相對(duì)較弱的儲(chǔ)層;溶解作用以長(zhǎng)石溶解、碳酸鹽膠結(jié)物溶解為主,可見少量石英及巖屑的溶解。膠結(jié)強(qiáng)烈的儲(chǔ)層,溶解孔隙不發(fā)育,膠結(jié)物不僅充填粒間原生孔,而且強(qiáng)烈充填早期次生溶孔,儲(chǔ)集空間主要可見少量次生溶孔,導(dǎo)致現(xiàn)今物性較差,主要發(fā)育干層;而膠結(jié)偏弱的儲(chǔ)層,不僅粒間原生孔發(fā)育,且溶解作用也較為強(qiáng)烈,形成大量溶解孔隙,主要發(fā)育油層和水層。渤南洼陷北帶沙四上亞段近岸水下扇扇中辮狀水道微相砂礫巖的膠結(jié)物含量與其距砂泥接觸面距離有關(guān)。距砂泥接觸面距離較近的砂礫巖膠結(jié)物含量一般較高,溶解微弱;距砂泥接觸面距離較遠(yuǎn)的砂礫巖膠結(jié)物含量相對(duì)偏低,溶解強(qiáng)烈(圖4)。通過對(duì)渤南地區(qū)沙四上亞段大量近岸水下扇扇中辮狀水道砂礫巖中膠結(jié)物含量與其距砂泥接觸面距離統(tǒng)計(jì)顯示,扇中辮狀水道距砂泥接觸面距離在0.5m以內(nèi)的砂礫巖膠結(jié)物含量一般大于10%,距砂泥接觸面距離在0.5~1.5m之間的砂礫巖膠結(jié)物含量多在5%~10%之間,距砂泥接觸面距離大于1.5m的砂礫巖膠結(jié)物含量多小于5%(圖5)。產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是在堿性環(huán)境下,泥巖中蒙脫石向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化脫水和石膏脫水釋放大量Ca2+、Mg2+、Fe2+等金屬離子進(jìn)入砂礫巖體內(nèi)部,形成碳酸鹽膠結(jié)物充填孔隙。金屬離子濃度在砂泥界面處最大、向砂體內(nèi)部逐漸降低,導(dǎo)致砂體邊緣被致密膠結(jié)、儲(chǔ)層孔隙被嚴(yán)重破壞,油氣難以進(jìn)入、后期酸性流體對(duì)其改造作用也受到抑制;而砂體內(nèi)部碳酸鹽膠結(jié)程度低、油氣易于進(jìn)入、抑制后期成巖作用,使得孔隙得以大量保存,最終形成砂泥巖界面處膠結(jié)強(qiáng)烈,向砂體內(nèi)部膠結(jié)程度逐漸變?nèi)醯默F(xiàn)象。前人研究也表明,砂泥組合地層中泥巖的成巖演化對(duì)砂泥巖界面附近砂巖的孔隙演化有較大影響,如鐘大康等研究認(rèn)為,深埋藏下(埋深大于2500m),在砂泥組合地層中,砂泥巖界面附近膠結(jié)強(qiáng)于內(nèi)部,導(dǎo)致砂泥巖界面附近的物性比砂巖內(nèi)部差;漆濱汶等研究認(rèn)為在砂巖透鏡體與鈣質(zhì)泥巖接觸帶內(nèi)會(huì)形成一個(gè)致密的鈣質(zhì)結(jié)殼,使多數(shù)砂層物性變差。3.2.2成巖作用及溶解特征扇中水道間微相巖性主要為砂巖、粉砂巖和泥巖等細(xì)粒沉積物,也可見少量含礫砂巖,總體上表現(xiàn)為砂泥互層的特征,砂巖分選偏差,雜基含量偏高,成巖作用主要發(fā)育膠結(jié)作用和交代作用。膠結(jié)作用較為強(qiáng)烈,膠結(jié)物主要為碳酸鹽礦物,可見石英次生加大及少量黃鐵礦;扇中水道間膠結(jié)物含量多大于10%,為強(qiáng)烈膠結(jié)帶。溶解作用主要為長(zhǎng)石和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解,但溶解程度微弱。儲(chǔ)集空間主要為少量次生溶孔。3.3充填膠結(jié)作用扇緣亞相巖石類型主要為泥巖夾薄層泥質(zhì)粉砂巖、砂巖及少量含礫砂巖。成巖作用特征和扇中水道間微相較為相似,主要表現(xiàn)為強(qiáng)膠結(jié)作用及交代作用,膠結(jié)物主要為碳酸鹽膠結(jié)物,含量多大于10%,石英加大也較為發(fā)育,甚至可見2期加大,并可見少量黃鐵礦膠結(jié)物;溶解作用微弱,主要為長(zhǎng)石顆粒及碳酸鹽膠結(jié)物的溶解,儲(chǔ)集空間主要為少量次生溶孔。4沙四上亞板塊儲(chǔ)層的物理演化史4.1早期儲(chǔ)層精細(xì)成巖流體fe3+在成巖作用類型及特征研究的基礎(chǔ)上,通過自生礦物的形態(tài)、交代切割關(guān)系、溶解充填關(guān)系以及流體包裹體均一溫度等分析,結(jié)合渤南洼陷北帶構(gòu)造演化史、埋藏史、熱史分析,建立沙四上亞段儲(chǔ)層成巖作用演化序列,并確定了不同成巖事件發(fā)生的時(shí)間范圍(圖6)。沙四上亞段儲(chǔ)層從沉積時(shí)到現(xiàn)今所經(jīng)歷的成巖作用演化序列依次為:壓實(shí)作用/早期黃鐵礦膠結(jié)→長(zhǎng)石溶解/石英加大→石英溶解/碳酸鹽膠結(jié)/灰泥重結(jié)晶→碳酸鹽溶解/石英加大→晚期黃鐵礦膠結(jié)。沙四上亞段沉積后至距今42.5Ma,沙四上亞段沉積時(shí)期氣候干旱,沉積水體呈弱堿性,該時(shí)期沙四上亞段儲(chǔ)層埋深在1400m以淺,地層水pH值主要受沉積時(shí)水體控制,成巖作用主要為壓實(shí)排水,隨著壓實(shí)排水儲(chǔ)層孔隙水中鹽度不斷增加,形成早期石膏沉淀。厭氧細(xì)菌分解有機(jī)質(zhì)及孔隙水中的SO42-,釋放出有機(jī)酸、H2S、CO2等氣體,在此種介質(zhì)條件下,沉積物中的Fe3+被還原成Fe2+,形成早期球粒狀黃鐵礦膠結(jié)物。距今42.5~30Ma,沙四上亞段烴源巖成熟,生成的有機(jī)酸進(jìn)入儲(chǔ)層,使地層水由弱堿性變?yōu)樗嵝?長(zhǎng)石被大規(guī)模溶解形成次生孔隙,長(zhǎng)石溶解的同時(shí)形成大量的高嶺石和SiO2,在合適的條件下沉淀形成高嶺石自生礦物和石英次生加大邊。距今30~24.6Ma,一方面由于早期溶蝕過程中有機(jī)酸被大量消耗,另一方面由于渤南洼陷沙四上亞段頂部發(fā)育厚層的膏鹽層,膏鹽層壓實(shí)排出的堿性地層水中和了剩余的有機(jī)酸使地層水由弱酸性轉(zhuǎn)為堿性。在堿性環(huán)境下,石英及早期加大邊將發(fā)生溶解作用,同時(shí)大規(guī)模的碳酸鹽將沉淀充填原生孔隙和早期形成的長(zhǎng)石溶解孔隙。該時(shí)期發(fā)生早期油氣充注,但沙四上亞段整體上RO<1.0%,未進(jìn)入大量生油氣階段,油氣充注量較少。距今24.6~14Ma,地層經(jīng)歷了抬升變淺的過程。該時(shí)期有機(jī)質(zhì)停止生烴,但是有機(jī)酸基本處于濃度最大和有利保存溫度范圍內(nèi),有機(jī)質(zhì)演化可再次生成大量有機(jī)酸,使地層水呈酸性。距今14Ma至現(xiàn)今,地層快速沉降,地層溫度迅速升高,頂界地層溫度超過160℃。油氣進(jìn)入二次生烴、且洼陷中心烴源巖進(jìn)入生烴高峰,生成大量原油和伴生氣,有機(jī)酸開始發(fā)生熱脫羧作用而大量分解,地層水酸性減弱,至距今6Ma之后,由于沙四上亞段石膏脫水排出的堿性水進(jìn)入儲(chǔ)層,使儲(chǔ)層地層水變?yōu)槿鯄A性,現(xiàn)今地層水pH值為7~9。油氣充注作為一種特殊的成巖流體對(duì)儲(chǔ)層的成巖作用具有重要影響:它一方面可提供一定量的有機(jī)酸,改變孔隙水化學(xué)組成,使地層流體pH值降低;另一方面會(huì)限制流體活動(dòng),阻礙離子間的傳遞?？梢娪蜌獬渥⒁环矫婵纱龠M(jìn)酸溶性礦物的溶解甚至強(qiáng)烈溶解,另一方面會(huì)抑制自生礦物的形成以及礦物間的交代和轉(zhuǎn)化。在確定渤南洼陷沙四上亞段油氣充注的期次及時(shí)間上,不同學(xué)者觀點(diǎn)大體一致,認(rèn)為主要發(fā)生了2期油氣充注,如張枝煥等根據(jù)包裹體均一化溫度直方圖并結(jié)合渤南洼陷埋藏史、熱演化史和生烴史的恢復(fù)情況分析認(rèn)為,渤南洼陷沙四上亞段第1期油氣充注從沙二段沉積末期直至東營(yíng)組沉積末期,該時(shí)期油氣成熟度低,充注量較少,但是在沙二期至沙一期,渤南洼陷北東向斷層(義南斷層、義東斷層、埕東斷層)處于活動(dòng)高峰期,對(duì)油氣的聚集起到破壞作用,所以第2期油氣充注的主要時(shí)期為東營(yíng)組沉積時(shí)期,充注時(shí)間為距今32.8~24.6Ma;第2期油氣充注從館陶組沉積初期到明化鎮(zhèn)組沉積初期,此期間為烴源巖主要生排烴期,并且北東向斷層(義南斷層、義東斷層、埕東斷層)活動(dòng)相對(duì)減弱,對(duì)油氣的聚集不起破壞作用,并且可以作為油氣運(yùn)移的通道,第2期油氣充注時(shí)間為距今14~6Ma。綜合前文所述,確定了渤南北帶沙四上亞段近岸水下扇儲(chǔ)層成巖作用演化序列和油氣充注時(shí)間(圖6)。4.2地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層滲透率計(jì)算以“儲(chǔ)層成巖作用演化序列—儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)”約束下的地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性恢復(fù)方法為指導(dǎo),筆者以巖石鑄體薄片為對(duì)象,結(jié)合儲(chǔ)層埋藏史及成巖作用演化序列,利用圖像分析技術(shù)精確求取不同成巖事件造成的儲(chǔ)層孔隙度變化值,并采用反演回剝法恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期各主要成巖作用時(shí)期儲(chǔ)層的孔隙度;然后,以儲(chǔ)層現(xiàn)今孔隙結(jié)構(gòu)類型及其對(duì)應(yīng)下的鑄體薄片特征為基準(zhǔn),結(jié)合成巖作用演化序列及不同成巖事件造成的儲(chǔ)層孔隙度變化值,依次恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期各主要成巖階段儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)類型;最后根據(jù)現(xiàn)今不同類型儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征,確定地質(zhì)歷史時(shí)期特定階段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)所屬類型,并通過相應(yīng)的孔隙結(jié)構(gòu)類型儲(chǔ)層的孔—滲函數(shù)關(guān)系(表1),計(jì)算地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層滲透率(圖7)。通過地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性的恢復(fù),可以確定義284井3804m含礫砂巖儲(chǔ)層在距今約28Ma成為低滲儲(chǔ)層(K<50×10-3μm2),在距今26Ma成為特低滲儲(chǔ)層(K<10×10-3μm2),在距今約2Ma成為超低滲儲(chǔ)層(K<1×10-3μm2)(圖8)。因此,判斷義284井3804m含礫砂巖儲(chǔ)層低滲與特低滲形成時(shí)間位于第1期成藏期內(nèi),超低滲形成時(shí)間位于第2期成藏期后。5早期油氣充注類型針對(duì)渤南北帶沙四上亞段近岸水下扇儲(chǔ)層,采用上述物性恢復(fù)方法,對(duì)近岸水下扇不同亞相或微相、不同巖性地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性進(jìn)行了恢復(fù),并確定了不同類型儲(chǔ)層(特/超)低滲成因機(jī)制與形成時(shí)間。依據(jù)沙四上亞段近岸水下扇不同亞相或微相、不同巖性儲(chǔ)層物性演化表明,沙四上亞段近岸水下扇存在5種不同低滲成因類型的儲(chǔ)層(圖8):Ⅰ類低滲儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲特低滲、灰泥重結(jié)晶超低滲型;Ⅱ類低滲儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲、膠結(jié)特低超低滲型;Ⅲ類低滲儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲、特低滲型;Ⅳ類低滲儲(chǔ)層為溶蝕改善物性,壓實(shí)膠結(jié)低滲型;Ⅴ類低滲儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲,壓實(shí)膠結(jié)特低超低滲型(表2)。根據(jù)儲(chǔ)層物性演化史—成藏史的匹配關(guān)系、儲(chǔ)層含油性以及試油試采成果等,分析不同低滲成因類型儲(chǔ)層的勘探潛力,并進(jìn)行儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)。Ⅰ類儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲特低滲、灰泥重結(jié)晶超低滲型[圖8(a)],主要分布在扇根大套雜基支撐礫巖中,分選差,原始物性條件差。沉積初期至距今42.5Ma,早期的快速壓實(shí)使物性快速降低,并導(dǎo)致儲(chǔ)層形成一般低滲。距今42.5~30Ma,在有機(jī)酸作用下發(fā)生微弱溶解,但溶解作用物性的增加遠(yuǎn)小于壓實(shí)作用物性的減小,因此物性仍持續(xù)降低并導(dǎo)致儲(chǔ)層形成特低滲。距今30~24.6Ma,發(fā)生灰泥重結(jié)晶作用,使得物性進(jìn)一步降低導(dǎo)致儲(chǔ)層超低滲。距今24.6Ma至現(xiàn)今,壓實(shí)作用和灰泥重結(jié)晶作用持續(xù)增強(qiáng),后期溶解作用微弱,物性持續(xù)降低。由于該類低滲儲(chǔ)層在第1期油氣成藏前已經(jīng)形成一般低滲、特低滲,難以形成有效的早期油氣充注,儲(chǔ)層遭受嚴(yán)重破壞,現(xiàn)今為非滲儲(chǔ)層,具小孔或微孔—微喉型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心為無顯示—熒光含油級(jí)別,該類儲(chǔ)層潛力小,為較差儲(chǔ)層,如義110井3521~3537m雜基支撐中礫巖儲(chǔ)層,采取壓裂措施后仍為干層。Ⅱ類儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲、膠結(jié)特低超低滲型[圖8(b)],主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂巖,分選中等,原始物性中等。沉積初期至距今42.5Ma,成巖作用以壓實(shí)作用為主,儲(chǔ)層物性變差。距今42.5~30Ma,在有機(jī)酸作用下發(fā)生溶解,但溶解作用物性的增加小于壓實(shí)作用物性的減小,因此,物性仍持續(xù)降低并導(dǎo)致儲(chǔ)層形成一般低滲。距今30~24.6Ma,在堿性流體作用下發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)作用,并且早期油氣充注過程要略早于碳酸鹽膠結(jié)作用。在早期油氣充注的過程中,油氣首先充注構(gòu)造高部位和物性更好的扇中辮狀水道距泥巖較遠(yuǎn)部位,扇中辮狀水道距泥巖較近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂油氣充注量有限,含油飽和度低。前人研究表明,烴類充注對(duì)儲(chǔ)層成巖作用的抑制與含油飽和度有密切關(guān)系,只有在儲(chǔ)層的孔隙完全或大部分被油氣所占據(jù),造成孔隙水呈不連續(xù)的孤立滯留狀態(tài),才可扼制成巖作用的繼續(xù)進(jìn)行,否則只要孔隙水尚能自由的運(yùn)動(dòng),成巖作用就不會(huì)停止。因此,扇中辮狀水道距泥巖較近部位、扇中水道間和扇緣薄層砂油氣充注對(duì)后期成巖作用的抑制有限。在堿性環(huán)境下,儲(chǔ)層被碳酸鹽致密膠結(jié),從而迅速形成特低滲和超低滲。距今24.6Ma至現(xiàn)今,后期酸性流體進(jìn)入困難,對(duì)儲(chǔ)層改造有限,儲(chǔ)層壓實(shí)作用持續(xù)增強(qiáng),現(xiàn)今為非滲,具小孔或微孔—微喉型孔隙結(jié)構(gòu),為較差儲(chǔ)層。如義91井3676~3681m粉砂巖儲(chǔ)層,試油結(jié)果為干層。Ⅲ類儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲、特低滲型[圖8(c)],主要分布在扇根顆粒支撐礫巖和扇中辮狀水道中厚層砂礫巖的底部,分選中等,原始物性中等。距今42.5~30Ma,成巖作用以壓實(shí)作用為主,物性降低。距今42.5~30Ma,在有機(jī)酸作用下發(fā)生微弱溶解,但溶解作用物性的增加要小于壓實(shí)作用物性的減小,因此物性仍持續(xù)降低。距今30~24.6Ma,發(fā)生第1期油氣充注和碳酸鹽膠結(jié)作用,由于早期油氣充注時(shí)儲(chǔ)層并未形成低滲,因此油氣可部分充注儲(chǔ)層,而且堿性金屬離子濃度在砂泥界面處最大、向砂體內(nèi)部逐漸降低,導(dǎo)致砂體邊緣被致密膠結(jié),中厚層砂礫巖的底部碳酸鹽膠結(jié)作用并不強(qiáng),持續(xù)的壓實(shí)作用使物性降低并導(dǎo)致儲(chǔ)層形成一般低滲。距今24.6至現(xiàn)今,壓實(shí)作用持續(xù)增強(qiáng),后期溶解作用微弱,物性持續(xù)降低,導(dǎo)致儲(chǔ)層特低滲。由于該類儲(chǔ)層第1期油氣充注要早于一般低滲形成時(shí)間,早期油氣可充注儲(chǔ)層,后期只遭受一定程度的破壞,現(xiàn)今為特低滲儲(chǔ)層,具中孔細(xì)喉或小孔細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu),為較好儲(chǔ)層。如義283井3957~3962m灰色油跡砂礫巖儲(chǔ)層,試油結(jié)結(jié)果顯示為低產(chǎn)油層,日產(chǎn)油2.35t。Ⅳ類儲(chǔ)層為溶蝕改善物性,壓實(shí)和膠結(jié)作用低滲型[圖8(d)],主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖遠(yuǎn)部位,分選較好,原始物性較好。沉積初期至距今42.5Ma,成巖作用以壓實(shí)作用為主,儲(chǔ)層物性變差。距今42.5~30Ma,在有機(jī)酸作用下發(fā)生溶解,使儲(chǔ)層物性顯著增加。距今30~24.6Ma,發(fā)生早期油氣充注,油氣優(yōu)先充注這些物性較好的儲(chǔ)層且充注油氣充注量相對(duì)較大,含油飽和度高。在后期的堿性環(huán)境下,油氣充注有效抑制了碳酸鹽膠結(jié)作用,使儲(chǔ)層得以良好的保護(hù),儲(chǔ)層物性降低較少。距今24.6~6Ma,發(fā)生第2期酸性溶解作用,但溶解作用物性的增加量要小于壓實(shí)作用物性的減小量,在此期間儲(chǔ)層形成一般低滲。距今6Ma至現(xiàn)今,形成少量晚期黃鐵礦膠結(jié),現(xiàn)今為一般低滲儲(chǔ)層,具中孔中喉或中孔細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu),為好儲(chǔ)層。如義173井4108~4124.5m深灰色油浸細(xì)砂巖儲(chǔ)層,試油結(jié)果為油層,日產(chǎn)油6.51t。Ⅴ類儲(chǔ)層為壓實(shí)低滲,壓實(shí)膠結(jié)特低超低滲型[圖8(e)],主要分布在扇中辮狀水道中厚層砂礫巖距泥巖較遠(yuǎn)部位。分選中等,原始物中等。沉積初期至距今42.5Ma,主要發(fā)生早期的壓實(shí)作用,使儲(chǔ)層物性變差。距今42.5~30Ma,