引用本文
金宝强, 陈建波, 邓猛, 缪飞飞, 舒晓. 渤海BZ油田沙河街组低渗储层成岩作用及演化特征[J]. 录井工程, 2023,34(1): 99-106.
JIN Baoqiang, CHEN Jianbo, DENG Meng, MIAO Feifei, SHU Xiao. Diagenesis and evolutionary characteristics of the low permeability reservoirs of the Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(1): 99-106.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.01.016  
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渤海BZ油田沙河街组低渗储层成岩作用及演化特征
金宝强, 陈建波, 邓猛, 缪飞飞, 舒晓
中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院

金宝强 高级工程师,1979年生,2006年毕业于成都理工大学矿产普查与勘探专业,硕士学位,现在中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院主要从事油气地质综合研究相关工作。通信地址：300459 天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局。电话：（022）66500988。E-mail：jinbq@cnooc.com.cn

收稿日期: 2022-12-25
基金: 中国海洋石油总公司重大专项“渤海典型低孔低渗油藏勘探开发关键技术研究与实践”（编号：CNOOC-KJ125ZDXM07LTDTJ02）
摘要

为解决渤海BZ油田沙河街组低渗油藏储层成因机理不明确及成岩作用定量化表征难的问题,利用岩心、岩石铸体薄片及扫描电镜等分析资料,对该油田沙河街组岩石学特征、储集空间、成岩作用、演化特征、演化阶段的定量表征进行了研究。结果表明：沙河街组储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主,其中沙二段储层粒度分选、颗粒接触关系和储集空间类型均优于沙三段;沉积过程中主要发育机械压实及压溶、胶结和溶蚀等成岩作用,整体处于中成岩阶段A 2亚期,局部区域达到中成岩阶段B亚期;孔隙度演化分析表明,机械压实作用是沙河街组储层低渗的主要成因,在储层孔隙度损失过程中作用最大,其中沙三段相比沙二段机械压实作用更加明显,胶结和溶蚀作用对储层孔隙度损失和增加的影响基本相当。

关键词: 岩石学特征; 成岩作用; 机械压实作用; 成岩序列; 演化特征; 孔隙度演化
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Diagenesis and evolutionary characteristics of the low permeability reservoirs of the Shahejie Formation in BZ oilfield,Bohai sea
JIN Baoqiang, CHEN Jianbo, DENG Meng, MIAO Feifei, SHU Xiao
Bohai Petroleum Research Institute of CNOOC China Limited,Tianjin Branch,Tianjin 300452, China
Abstract

In order to solve the problems of unclear formation mechanism and difficuly in quantitative characterization of diagenesis of low permeability reservoirs in Shahejie Formation in Bohai BZ oilfield, the analysis data of core, rock casting sheet and scanning electron microscope are used to study the petrological characteristics, reservoir space diagenesis and evolutionary characteristics and stages of the Shahejie Formation. The results show that the rock types of Shahejie Formation reservoirs are dominated by lithic feldspar sandstone. Reservoir grain-size sorting, particle contact relationship and reservoir space type of Es2 is better than the Es3; during the deposition process, the main diageneses such as mechanical compaction, pressure solution, cementation and dissolution are developed in A 2 substage of mesodiagenesis stage on the whole, and some local area reaches B substage of mesodiagenesis stage. The analysis of porosity evolution shows that mechanical compaction is the main cause of the low permeability for reservoirs of the Shahejie Formation. It plays an absolute destructive role in the process of reservoir porosity loss. Compared with Es2, mechanical compaction of Es3 is more obvious. The impact of cementation and dissolution reservoir porosity loss and increase is basically the same.

Keyword: petrological characteristics; diagenesis; mechanical compaction; diagenetic sequence; evolutionary characteristics; porosity evolution
0 引言

BZ油田是渤海海域规模最大的低渗在生产油田, 受到储层分布认识不清、成因机理不明确、海上低渗油藏开发经验不足以及经济门槛高等因素影响, 整体储量动用程度较低, 为厘清沙河街组低渗储层的沉积及储集特征, 前人陆续开展了大量研究工作, 例如：对研究区沉积特征及主控因素研究表明[1, 2, 3], 古地貌是储层沉积的主控因素, 沟谷、凹陷单元储层厚度大、品质好, 斜坡单元次之, 凸起单元储层厚度薄、品质差; 对研究区低渗储层质量及其主控因素研究指出[4, 5, 6, 7, 8, 9], 沉积条件、孔隙结构特征和成岩作用共同造成储层渗透率较低, 其中沉积条件是宏观地质因素, 成岩作用是微观决定因素; 对研究区成岩作用开展了分析[10, 11], 提出压实作用是储层低渗的主要成因, 并对成岩阶段进行了初步划分。但上述研究只针对单一层位, 缺乏对整个沙河街组储层的系统化、定量化分析, 因此有必要对研究区沙河街组低渗储层的成岩作用及其演化特征进行深入研究。本文综合利用BZ油田岩心、薄片及扫描电镜等资料的观察及统计, 采用统计学及经验公式等方法, 对沙河街组低渗储层成岩作用及其演化开展了定量分析, 为油田合理制定开发策略及方案提供了地质依据。

1 区域地质概况

BZ油田位于渤海南部海域, 区域构造上处于渤南低凸起西端, 南北两侧分别为黄河口凹陷和渤中凹陷, 是渤海海域最有利的油气聚集区之一（图1）。钻井揭示研究区自上而下发育第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组和沙河街组。沙河街组发育低渗油藏, 其主要含油层位为沙河街组二段（下称沙二段）和沙河街组三段（下称沙三段）。沙二段埋深3 200~3 400 m, 储层厚度在20~70 m之间, 发育辫状河三角洲沉积, 平均渗透率30 mD, 为常规低渗储层, 是BZ油田主力生产层位; 沙三段埋深3 300~3 900 m, 储层厚度在60~130 m之间, 发育扇三角洲沉积, 平均渗透率7.7 mD, 为低渗-特低渗储层, 由于自然产能低, 整体开发效果差, 基本处于未动用状态。沙三段沉积早期, 湖盆进入断陷期, 主要发育扇三角洲, 半深湖、深湖沉积; 沙三段沉积末期, 受喜马拉雅Ⅲ 幕构造运动的影响, 大部分地层遭受剥蚀, 使得沙三段与上覆沙二段地层呈角度不整合接触[12, 13]。沙二段沉积后, 盆地进入相对稳定的断坳过渡期, 主要发育滨浅湖、三角洲相沉积[14, 15]。

图1 渤海BZ油田区域构造位置

2 储层岩石学特征及储集空间类型
2.1 储层岩石学特征

根据BZ油田5口井307块普通及铸体薄片样品观察发现, 研究区沙二段储层以中、细砂岩为主, 局部为粗砂, 偶见砾石。岩石类型以岩屑长石砂岩为主, 组分颗粒石英、长石和岩屑平均含量分别为51.2%、34.5%和14.3%。岩屑组分以侵入岩、变质岩、喷出岩为主, 石英岩次之。填隙物以碳酸盐胶结为主, 泥质杂基相对略低, 碎屑颗粒间压实较紧密, 多以线接触为主, 局部见缝合线接触, 颗粒多呈次棱-次圆状, 分选中等, 结构成熟度中等（表1）。

表1 渤海BZ油田沙河街组岩石组分、孔隙类型及物性特征参数统计

研究区沙三段储层以中、粗砂岩为主, 多见砾石。岩石类型以岩屑长石砂岩为主, 含少量长石岩屑砂岩, 组分颗粒石英、长石和岩屑平均含量分别为46.2%、35.6%和19.2%。岩屑成分以侵入岩、变质岩、喷出岩为主。填隙物以泥质杂基和碳酸盐胶结为主。碎屑颗粒间压实紧密, 多以线-缝合线接触为主, 局部见凹凸接触。颗粒多呈次棱角状, 分选较差-差, 结构成熟度低（表1）。

2.2 储集空间类型

根据铸体薄片、扫描电镜资料分析, 研究区沙河街组低渗储层主要发育混合孔隙、次生孔隙和原生孔隙3种类型, 偶见微裂缝。沙二段储层以混合孔隙和次生孔隙为主, 占比分别为3.9%和1.6%, 原生孔隙含量较少, 占比0.1%, 偶见微裂缝发育; 沙三段储层以混合孔隙为主, 占比2.2%, 多为扩大粒间孔, 次生孔隙和原生孔隙含量次之, 占比均为0.6%, 未见微裂缝发育（表1）。

3 成岩作用及对孔隙影响定量表征

成岩作用是致密储层物性的主要控制因素, 且随着埋深增加, 成岩作用增强, 储层物性也发生相应变化[16, 17]。根据研究区192块普通薄片、405块铸体薄片和147块扫描电镜样品的观察和分析认为, 研究区沙河街组储层经历了机械压实及压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。总体上, 成岩演化过程中, 以破坏性成岩作用为主, 这是该区形成低渗储层的主要原因。

3.1 机械压实及压溶作用

机械压实及压溶作用是研究区低渗储层形成的主导因素。机械压实作用使研究区沙河街组砂岩颗粒间呈紧密线接触特征, 可见塑性云母碎片挠曲、鲕粒挤压变形、长石颗粒刚性破裂以及泥岩屑挤压变形, 甚至形成假杂基（图2a、图2b）。随着埋藏加深及上覆地层压力增大, 压实作用逐渐由压溶作用代替, 砂岩颗粒间由缝合线接触过渡为线接触和凹凸接触, 储层孔隙度和渗透率明显降低（图2c、图2d）。

图2 渤海BZ油田沙河街组压实作用铸体薄片特征

砂岩初始孔隙恢复是定量表征压实作用损失孔隙及定量研究孔隙演化过程的前提[18, 19]。根据 Beard等[20]建立的未固结砂岩初始孔隙度与分选系数关系, 初始孔隙度ϕ 0=20.91+22.90/S0（单位：%）, 其中S0为特拉斯克分选系数, 取S0=（P25/P75）1/2（P25和P75分别代表25%和75%粒级含量的粒径）。结合研究区6口井321个数据点的粒度资料, 沙二段和沙三段储层分选系数分别取1.6和2.0, 计算沙二段和沙三段储层平均初始孔隙度分别为35.1%和32.3%。

视压实率是对压实程度及压实作用损失孔隙的定量表征, 与储层初始孔隙度、填隙物含量及次生孔隙空间体积密切相关[21]。视压实率=（初始孔隙体积-胶结物体积-粒间孔体积）/初始孔隙体积× 100%, 其中粒间孔体积=（粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率）/总面孔率× 物性分析孔隙度。根据研究区6口井薄片资料分析数据可知：沙二段储层平均视压实率69.0%, 压实后剩余粒间孔隙度17.7%, 压实损失孔隙度为17.4%, 为中等压实; 沙三段储层平均视压实率72.6%, 压实后剩余粒间孔隙度14.5%, 压实损失孔隙度为17.8%, 为中等-强压实。

3.2 胶结作用

胶结作用是研究区低渗储层形成的关键因素。镜下观察及X射线衍射资料分析表明, 研究区经历多期胶结作用, 其中以碳酸盐胶结作用最为常见, 黏土矿物胶结和硅质胶结作用次之。受多期胶结作用影响, 研究区沙河街组储层物性进一步降低。

视胶结率是对胶结程度及胶结作用损失孔隙的定量表征, 与储层胶结物含量及粒间孔隙体积密切相关[21], 其公式为视胶结率=（胶结物体积/原始孔隙体积）× 100%。根据研究区301个岩石、铸体薄片数据可知：沙二段储层平均视胶结率20.7%, 胶结后剩余粒间孔隙度11.8%, 胶结损失孔隙度5.9%; 沙三段储层平均视胶结率34.7%, 胶结后剩余粒间孔隙度11.5%, 胶结损失孔隙度3.0%。

3.2.1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结在研究区主要表现为孔隙式胶结的方解石胶结物和铁白云石胶结物（图3a）, 其中沙二段碳酸盐胶结物平均含量5.2%, 沙三段碳酸盐胶结物平均含量8.2%, 沙三段碳酸盐胶结作用明显比沙二段强烈。

图3 渤海BZ油田沙河街组胶结作用扫描电镜特征

3.2.2 黏土矿物胶结

黏土矿物胶结在研究区主要表现为孔隙桥塞式胶结的伊利石和孔隙充填式胶结的伊/蒙混层、高岭石（图3b）。研究区沙二段黏土矿物胶结物平均含量2.1%, 以伊利石为主, 平均相对含量51.7%, 伊/蒙混层次之, 平均相对含量34.0%, 高岭石相对较少, 平均相对含量13.3%, 绿泥石含量更少, 平均相对含量均小于5.0%。沙三段黏土矿物胶结物平均含量3.0%, 伊利石含量最高, 平均相对含量80.7%, 伊/蒙混层次之, 平均相对含量11.1%, 高岭石、绿泥石含量更少, 平均相对含量均小于5.0%。上述黏土矿物及其转化物将原生孔隙和次生孔隙分割成无数小孔隙, 进一步破坏了储层渗透性。

3.2.3 硅质胶结

硅质胶结在研究区主要表现为粒间硅质胶结物和石英次生加大, 其中以石英次生加大最为常见。扫描电镜证实, 研究区沙河街组储层石英加大多处于Ⅲ 级, 石英颗粒表面被较完整石英自行晶面及石英小雏晶包围（图3c）; 而粒间硅质胶结物多为规则石英晶体簇, 或形态规则石英晶体（图3d）。由于石英次生加大及硅质胶结物占据部分孔隙空间, 造成储层物性进一步降低。

3.3 溶蚀作用

研究区溶蚀作用以长石和岩屑溶蚀为主, 多形成粒内溶孔、扩大粒间孔和铸模孔等（图4a、图4b）, 可有效改善低渗储层质量。同时研究区内方解石嵌晶胶结物充填粒间, 溶蚀现象不明显, 碳酸盐胶结物溶蚀作用整体较弱, 对低渗储层质量改造能力差（图4c）。

图4 渤海BZ油田沙河街组溶蚀作用铸体薄片及扫描电镜特征

视溶蚀率是对溶蚀作用改造储层质量、增加孔隙的定量表征, 主要表征次生孔隙发育情况[21], 视溶蚀率=（溶蚀孔隙体积/原始孔隙体积）× 100%。根据研究区139个铸体薄片数据可知：沙二段储层平均视溶蚀率14.2%, 溶蚀后增加孔隙度5.0%; 沙三段储层平均视溶蚀率7.7%, 溶蚀后增加孔隙度2.5%。

3.4 交代作用

根据岩石铸体薄片、扫描电镜等资料, 研究区沙河街组储层偶见少量方解石矿物交代作用（图4d）, 其对储层物性改造作用较弱, 可忽略不计。

4 成岩演化序列及孔隙定量演化
4.1 成岩阶段划分及特征

根据自生矿物组合、分布、演化及形成顺序, 黏土矿物及混层黏土矿物的转化, 岩石结构、构造特征、孔隙类型及有机质成熟度4项指标综合判断, 研究区沙河街组成岩作用经历了早成岩A、B期和中成岩A 1、A 2、B期共5个亚期, 目前沙二段整体处于中成岩A 2亚期, 局部达到中成岩B亚期, 沙三段整体处于中成岩B亚期（图5）。

图5 渤海BZ油田沙河街组储层孔隙定量演化模式

4.1.1 中成岩A 2亚期

从埋藏史看, 研究区沙二段埋深至1 300 m左右时, 受喜山运动影响, 短暂抬升至埋深900 m左右, 而后持续沉降至现今深度[5]。在中成岩A 1亚期, 有机质进入低成熟阶段, 产生大量有机酸、溶蚀长石、岩屑和碳酸盐矿物等易溶组分, 从而生成大量次生溶蚀孔隙。

中成岩A 2亚期, 有机质进入成熟阶段, 受胶结作用影响, 沙二段压实作用强度逐渐减弱, 颗粒间以线接触为主, 局部见缝合线接触。进入中成岩A 2亚期中晚期后, 古地温达到110~140℃, 高岭石向伊利石转变, 并可见铁白云石胶结物及Ⅲ 级石英次生加大。根据岩石薄片和扫描电镜观察（图2c、2d、图3c）, 大部分次生加大石英颗粒表面被完整自形晶面包裹, 部分石英自生晶体向孔隙空间生长, 交错相接, 堵塞孔隙; 可见叶片状自生或者集合体为束状高岭石和伊/蒙混层黏土矿物、呈发丝状和片状自生伊利石, 此时期蒙皂石基本消失; 长石、岩屑等碎屑颗粒及碳酸盐胶结物常被溶解, 孔隙类型除部分保留的原生孔隙外, 以次生孔隙为主。

4.1.2 中成岩B亚期

根据钻井及成藏演化史看, 研究区BZ-5井沙三段和BZ-B4井沙二段下部埋深范围超过3 550 m, 已进入中成岩B亚期, 古地温范围为140~175℃。通过X射线衍射黏土矿物分析, 泥岩中有伊利石及伊/蒙混层黏土矿物, 蒙皂石层小于15%, 属于超点阵或卡尔克博格有序混层带; 岩石中石英次生加大为Ⅲ 级, 多呈镶嵌状, 高岭石随着深度的增加其含量减少逐步向伊利石转化, 高岭石在埋深3 000 m左右时含量最高, 高岭石含量最高处, 砂岩的溶蚀作用强烈, 溶孔发育, 其孔隙度和渗透率也最高, 因此认为高岭石在各井纵向上大量出现的井段是次生孔隙发育的一个标志。在BZ-5井3 550 m以下高岭石含量基本为0, 在其他取心井中还有少量发现。通过扫描电镜观察（图3d）, 颗粒间石英自形晶体相互连接, 岩石致密, 同时在BZ-B4井有少量裂缝发育。

4.2 成岩演化序列

根据对研究区各井成岩作用及自生矿物成因分析, 结合镜下观察的各类成岩现象, 建立了研究区沙河街组地层成岩演化序列。沙河街组成岩作用序次整体上为：早期黏土膜形成及快速压实→ 石英次生加大、方解石沉淀及快速压实→ 石英次生加大、长石颗粒溶解、自生高岭石形成及缓慢压实→ 长石岩屑溶蚀→ 晚期铁白云石胶结、伊利石胶结及石英次生加大→ 后期溶蚀作用, 其中快速压实作用主要出现在早成岩阶段（图5）。

4.3 孔隙定量演化

研究区沙河街组地层埋藏过程中, 受压实作用、早期胶结（早期碳酸盐、硅质胶结等）、晚期胶结（铁方解石、铁白云石胶结等）和溶蚀作用改造, 形成低渗储层。从压实与胶结作用关系图板（图6）来看, 沙二段和沙三段储层绝大部分样品均落在以压实作用为主的区域, 表明在储层孔隙减小的过程中压实作用占据主导, 压实作用是BZ油田沙河街组储层低渗的主要原因。根据渤海BZ油田沙河街组储层孔隙度演化计算结果（表2）, 各成岩作用对沙河街组储层孔隙度改造变化的计算数据为：沙二段储层初始孔隙度35.1%, 压实作用损失孔隙度17.4%, 胶结作用损失孔隙度5.9%, 而溶蚀作用增加孔隙度5.0%, 计算成岩作用后现今孔隙度16.8%, 与岩心实测孔隙度17.2%相近, 吻合程度较高; 沙三段储层初始孔隙度32.3%, 压实作用损失孔隙度17.8%, 胶结作用损失孔隙度3.0%, 而溶蚀作用增加孔隙度2.5%, 计算成岩作用后现今孔隙度14.0%, 与岩心实测孔隙度14.1%相近, 吻合程度高。

图6 渤海BZ油田沙河街组储层压实、胶结作用对孔隙演化影响

表2 渤海BZ油田沙河街组储层孔隙度演化计算结果

总体来看, 机械压实作用损失孔隙度最大, 为沙河街组储层低渗主导因素, 且沙三段相比沙二段机械压实作用更明显; 胶结作用和溶蚀作用改造储层质量能力有限, 其对储层孔隙度损失和增加影响基本相当。

5 结论

（1）渤海BZ油田沙河街组储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主。沙二段粒度分选中等, 碎屑颗粒多次棱-次圆状, 杂基含量较低, 碎屑颗粒间多为线接触, 储集空间以混合孔隙和次生孔隙为主; 沙三段粒度分选较差, 碎屑颗粒多次棱状, 杂基含量较高, 碎屑颗粒间多为线-缝合线接触, 局部见凹凸接触, 储集空间以混合孔隙为主。

（2）沙河街组储层发育压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩演化序列研究表明, 目前沙二段整体处于中成岩A 2亚期, 局部达到中成岩B亚期, 沙三段整体处于中成岩B亚期。

（3）孔隙定量演化分析表明, 机械压实作用损失孔隙度最大, 为沙河街组储层低渗主导因素, 且沙三段相比沙二段机械压实作用更明显; 研究区胶结作用和溶蚀作用改造储层质量能力有限, 其对储层孔隙度损失和增加影响基本相当。

(编辑 唐艳军)

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