引用本文
邹磊落, 董文韬, 刘国全, 崔宇, 徐雯婧, 钟巍. 黄骅坳陷深凹区储层特征、主控因素及发育模式[J]. 录井工程, 2025,36(4): 138-145.
ZOU Leiluo, DONG Wentao, LIU Guoquan, CUI Yu, XU Wenjing, ZHONG Wei. Reservoir characteristics,controlling factors and development patterns in the deep sag area of Huanghua depression[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(4): 138-145.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.04.020  
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黄骅坳陷深凹区储层特征、主控因素及发育模式
邹磊落, 董文韬, 刘国全, 崔宇, 徐雯婧, 钟巍
中国石油大港油田公司勘探开发研究院
通讯作者：董文韬 助理工程师,1996年生,2023年毕业于中国石油大学（北京）地质学专业,硕士,现在中国石油大港油田公司勘探开发研究院主要从事油气地质综合研究工作。通信地址：300280 天津市滨海新区海滨街幸福路1278号。E-mail：dongwtao@petrochina.com.cn

作者简介：邹磊落 高级工程师,1983年生,2009年毕业于长江大学矿物学、岩石学、矿床学专业,硕士,现在中国石油大港油田公司勘探开发研究院主要从事勘探规划与油气资源评价工作。通信地址：300280 天津市滨海新区海滨街幸福路1278号。E-mail：zouleiluo@126.com

收稿日期: 2025-07-17
基金: 中国石油大港油田公司科技项目“勘探战略与规划计划方案研究”（编号：2025-D2-KT-15）
摘要

为研究黄骅坳陷古近系深凹区优势储层的形成与分布规律,以CT 1和HT 1井钻井取心为基础,综合分析钻井、录井、测井、地震等资料,对深凹区砂岩储层特征、主控因素及发育模式进行分析研究,认为黄骅坳陷深凹区优势储层的形成与分布受沉积相和成岩相控制;砂岩储层岩性主要为长石砂岩,孔隙结构以Ⅱ-Ⅲ类为主,储层以低孔-特低孔、低渗-特低渗为主,具有较大厚度、较粗粒度、较高成熟度的优势沉积相是深凹区有效储层发育的基础;受优势沉积微相、超压保孔、油气早期强充注作用控制,深凹区埋深5 000 m仍发育有效储层,形成“主相带厚层砂岩快速深埋保孔、油气早期充注溶孔”的有利发育模式。2024年在沧东凹陷深凹区CT 1井区构造低部位部署XH 1、XH 2井,分别获得25.3 m3/d和59.2 m3/d的高产工业油流,证实深凹区具备效益开发的潜力。

关键词: 黄骅坳陷; 深凹区; 储层特征; 主控因素; 发育模式
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Reservoir characteristics,controlling factors and development patterns in the deep sag area of Huanghua depression
ZOU Leiluo, DONG Wentao, LIU Guoquan, CUI Yu, XU Wenjing, ZHONG Wei
Exploration and Development Research Institute ,PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300280,China
Abstract

In order to study the formation and distribution law of the dominant reservoirs in the deep sag area of the Paleogene system in Huanghua depression,this paper analyzes the sandstone reservoir characteristics, the main controlling factors and development patterns in the deep sag area based on the drilling coring of wells CT 1 and HT 1,and comprehensively analyzes the data of drilling,mud logging,well logging and seismic data. The study concludes that the formation and distribution of dominant reservoirs in the deep sag area of Huanghua depression are controlled by sedimentary and diagenetic facies. The lithology of sandstone reservoirs is mainly feldspathic sandstone, the pore structure is dominated by class Ⅱ-Ⅲ,and the reservoirs are dominated by low porosity-ultra-low porosity, low-permeability-ultra-low-permeability reservoirs,and dominant sedimentary facies with larger thickness,coarser grains, and higher maturity are the basis for the development of effective reservoirs in deep sag area. Under the control of sedimentary microfacies, overpressure porosity-keeping and eatly-stage strong charging of oil and gas, effective reservoirs are still developed at a burial depth of 5 000 m in the deep sag area.A favorable development pattern is formed, featuring "thick-bedded sandstone with rapid deep burial,porosity preservation and early-stage strong charging of oil and gas in dissolved pores." In 2024,wells XH 1 and XH 2 were deployed in the tectonically low part of the CT 1 well area of the deep sag area in the east of Cangdong Sag,and obtained high-yield industrial production rates of 25.3 m3/d and 59.2 m3/d respectively, which confirmed that the deep sag area has the potential of benefit development.

Keyword: Huanghua depression; deep sag area; reservoir characteristics; main controlling factor; development pattern
0 引言

大港探区经历60余年的勘探开发, 主要正向构造带主体及斜坡区勘探程度高, 探井密度> 0.5口/km2, 基本实现了含油气连片分布, 常规石油探明程度已经超过50%, 发现了北大港-板桥、南大港-埕海、枣园-王官屯等26个油气田[1], 规模效益增储的难度越来越大。深凹区以往被认为是生烃中心、油气运聚发散区, 砂体不发育, 加之埋藏深、勘探成本高, 一直未深入开展研究工作, 成为探区内仅存的未勘探区域。

以往在靠近深凹区的斜坡地带部署探井, 钻探结果普遍显示储层物性差, 产量低, 未能有效成藏[2]。2022年以来, 大港油田将勘探重点转向深凹区, 在沧东凹陷深凹区孔二段和歧口凹陷深凹区东三段取得风险勘探突破, 新增两个亿吨级规模增储阵地, 证实断陷湖盆深凹区具备大型岩性油气藏勘探潜力[3]。本文借助岩石薄片鉴定、高压压汞分析等实验手段以及钻录测井等现场资料, 对比深凹区储层岩石学特征、孔隙类型、成岩演化特征、储层物性等方面的差异, 总结断陷盆地深凹区储层发育主控因素及发育模式, 以期为下一步黄骅坳陷乃至整个渤海湾盆地深凹区岩性油气藏勘探部署提供重要的依据和参考。

1 地质概况

黄骅坳陷位于渤海湾盆地中部, 构造上处于埕宁隆起和沧县隆起之间, 总面积约1.1× 104 km2[4]。在华北地台基础上, 受印支、燕山、喜山等多期构造运动影响, 地层差异沉降, 形成隆凹相间的构造格局[5, 6]。以孔店凸起为界, 北部为歧口凹陷区, 南部为沧东凹陷区。

歧口凹陷区受北大港潜山构造带分隔形成歧口主凹和板桥次凹两个深凹区, 古近系自下而上发育沙河街组、东营组两个具备独立油气成藏条件的三级层序单元, 主要发育重力流、辫状河三角洲、扇三角洲、滨浅湖等沉积体系, 厚度4 000~6 000 m, 最大埋深可达8 000~9 000 m[7, 8, 9]。沧东凹陷区受孔店中央隆起带分割形成沧东次凹和孔东次凹两个深凹区, 古近系自下而上发育孔店组、沙河街组和东营组等三级层序单元, 其中孔店组是主要含油气层系, 厚度2 000~2 500 m, 最大埋深6 000~7 000 m, 孔一下亚段为主要储层发育段, 孔二段为主要生烃层系, 湖盆中心以细粒沉积为主, 边缘发育扇三角洲和辫状河三角洲等沉积体系[10, 11, 12]。

2 储层特征
2.1 岩石学特征

通过对沧东凹陷区和歧口凹陷区古近系深凹区及周缘6口井进行岩心观察和薄片鉴定统计得出, 储层段（试油出油层段）主要岩石类型为岩屑长石砂岩（表1）。碎屑组分中石英平均含量为38.6%; 长石平均含量为38.1%, 以钾长石为主, 部分长石见高岭土化; 岩屑平均含量为23.3%, 以岩浆岩、变质岩岩屑为主, 沉积岩岩屑极少见, 反映物源主要来自火山岩区和变质岩区。填隙物平均含量为13.3%, 其中杂基平均含量为6.1%, 主要为泥质; 胶结物以方解石和白云石为主, 平均含量为5.5%。较高石英含量与变质石英岩岩屑构成刚性骨架, 抑制机械压实作用, 保存粒间孔隙; 高长石含量与普遍发育的高岭土化现象指示酸性流体溶蚀, 火山岩岩屑中玻屑、斜长石等不稳定组分也为后期溶蚀提供物质基础, 有利于形成粒内溶蚀孔和铸模孔。高刚性骨架及易溶颗粒均对深凹区有效储层发育起到建设性作用。

表1 黄骅坳陷深凹区重点层段岩石组分统计 %
2.2 孔隙类型

黄骅坳陷古近系中-深层砂岩储层整体致密低渗。通过铸体薄片分析表明, 深凹区古近系储层储集空间以次生孔隙为主, 保留部分原生孔隙。由于深凹区沉积持续稳定沉降, 断裂不发育, 薄片及岩心未见到明显裂缝, 储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔为主（图1）。粒间溶孔主要由长石颗粒和以岩浆岩为主的岩屑溶蚀改造形成, 孔隙形态不规则, 常呈现港湾状等溶蚀残余边界, 孔隙内常见矿物溶蚀残余, 此类孔隙扩大了粒间孔的伸展范围, 改善原生孔渗性能, 连通性较好; 粒内溶孔及铸模孔成因与粒间溶孔的成因类似, 虽然提升了储层孔渗性能, 但受到颗粒（矿物）外部轮廓的限制, 此类孔隙的发育没有显著增加孔喉的连通效应。

图1 黄骅坳陷深凹区储层溶蚀作用示例

2.3 成岩演化特征

深凹区储层在漫长的埋藏演化过程中, 经历了复杂而活跃的成岩改造。通过对深凹区孔二段、东三段储层I/S（伊蒙混层中伊利石百分含量）、Tmax（最高岩石热解峰温）及Ro（镜质体反射率）等参数的分析, 根据碎屑岩成岩阶段划分行业标准[13], 确定深凹区孔二段处于中成岩A晚期-中成岩B早期, 东三段处于中成岩A晚期（表2）。深凹区储层普通薄片及铸体薄片分析表明, 压实作用、溶蚀作用、胶结作用是制约储层储集物性的三大因素。

表2 黄骅坳陷深凹区古近系储层成岩阶段划分

受控于较大的埋深, 储层整体上压实效应较强, 颗粒普遍可见凹凸接触, 零星可见缝合线接触以及刚性颗粒的破碎（图1c）; 胶结作用也是导致深凹区储层物性变差的主要原因之一, 主要胶结物为方解石、白云石。通过粒度、面孔率、溶孔百分含量、孔隙度等参数计算沧东凹陷和歧口凹陷深凹区原始孔隙度（压实前）、视溶蚀孔隙度、视压实率、视胶结率（表3）, 再根据碎屑岩成岩强度划分标准[14, 15], 得出黄骅坳陷深凹区古近系孔二段和东三段储层整体属细-粉砂岩储层, 中强压实、强胶结、弱溶蚀成岩相。

表3 黄骅坳陷深凹区古近系储层成岩作用参数

但沧东凹陷、歧口凹陷两个地区的储层存在一定的差异性：受埋深等因素影响, 沧东凹陷深凹区CT 1井相较于歧口凹陷深凹区HT 1井原始孔隙度较低、压实作用较强（视压实率高30%左右）, 但胶结程度更低（视胶结率低30%左右）, 溶蚀程度更高（视溶蚀孔隙度高1%~2%）, 在较强的压实条件下, 展现出相对弱胶结和强溶蚀的特征。

2.4 储层物性特征

深凹区古近系以低孔-特低孔、低渗-特低渗储层为主。沧东凹陷深凹区CT 1井井壁取心实测表明, 孔二段砂岩储层埋深4 800 m, 孔隙度5%~10%, 渗透率1~10 mD, 核磁测井孔隙度5.6%~9.08%; 歧口凹陷深凹区HT 1井井壁取心实测表明, 东三段砂岩储层埋深4 150~4 350 m, 孔隙度平均13.32%, 渗透率平均5.17 mD。CT 1井和HT 1井古近系储层孔隙度和渗透率线性相关明显, 显示为孔隙型储层（图2）。

图2 黄骅坳陷深凹区储层孔隙度与渗透率交会

基于研究区10个样品点的压汞毛管压力曲线数据分析, 沧东凹陷深凹区CT 1井主要储层段平均孔喉半径0.152 μ m, 最大孔喉半径1.057 μ m, 平均排驱压力1.57 MPa, 平均退汞效率33.6%; 歧口凹陷深凹区HT 1井主要储层段平均孔喉半径0.165 μ m, 最大孔喉半径1.124 μ m, 平均排驱压力0.98 MPa, 平均退汞效率37.1%。两个深凹区整体表现均为低排驱压力（1.57 MPa以下）、高平均孔喉半径（0.15 μ m以上）、低退汞效率（37.1%以下）, 样品在中高压段（1~10 MPa）进汞量占比高、孔隙结构以Ⅱ -Ⅲ 类为主, 但不同样本的曲线形态差异较大, 反映孔隙结构具有较强非均质性（图3）。

图3 黄骅坳陷深凹区储层压汞曲线

总体来看, CT 1井孔二段砂岩储层比HT 1井东三段砂岩储层埋藏深度大700~900 m, 孔隙度小2%~3%, 渗透率相当; CT 1井储层孔隙喉道较宽且渗流能力较强, 但孔隙连通性较差, 渗流性能非均质性显著, 需采用针对性增产措施改善连通性。实际生产中, CT 1井相对于HT 1井采用了更大规模体积压裂, 储层产出情况相比HT 1井更好。

3 储层发育主控因素

碎屑岩储层发育的影响因素众多[16, 17, 18, 19, 20, 21], 主要包括先天条件和后天改造两大类。综合分析认为, 黄骅坳陷深凹区古近系砂岩储层主要受优势沉积微相、超压保孔和油气早期强充注三大因素影响, 其中油气早期强充注为深凹区优势储层发育的主控因素。

3.1 优势沉积微相控制储层发育

物源强度、地形坡度、水体深度三者共同控制深凹区砂体发育, 其中物源强度控制砂体规模, 地形坡度和水体深度控制沉积相类型。黄骅坳陷主要发育盆缘半地堑型深凹和盆内向斜型深凹两种类型深凹区。盆缘半地堑型深凹主要发育近岸陡坡扇三角洲、近岸水下扇等沉积相类型（图4）; 盆内向斜型深凹主要发育远源缓坡辫状河三角洲、远岸水下扇等沉积相类型, 其中三角洲分流河道、水下扇主水道等优势沉积微相具有较大厚度、较粗粒度和较高成熟度, 奠定了深凹区储层发育的物质基础。沉积相和成岩相控制深凹区优势储层的形成与分布。

图4 黄骅坳陷深凹区沉积发育模式

3.2 超压保孔保护储层物性

黄骅坳陷受郯庐断裂带等 NNE 向构造活动控制, 从始新世初始断陷向渐新世扩张断陷, 经历了多幕断陷演化, 地层快速深埋发育超压, 起到保孔作用[22, 23]。

孔店组沉积早期, 沧东凹陷盆地主体以大型坳陷为主, 断裂活动弱。孔一段沉积时期, 沧东断裂开始强烈活动, 控制南部地区裂陷形成, 伴随断裂下切活动形成徐西断裂, 地幔上涌活动也同步加强, 诱发一定规模碱性玄武岩喷发, 形成地堑盆地及盆地中央的隆起带; 孔一段为河流冲积扇巨厚快速充填, 自下而上为湖泊-扇三角洲发育期、鼎盛期（辫状河道沉积）、衰退期（支流河道沉积、盐湖沉积）的过程, 该地层沉积时期是孔二段油源岩建造期和储集岩发育期, 6 Ma时间沉积了1 100~2 000 m, 沉积速率每年0.33 mm。沙三段裂陷中心自黄骅坳陷南区转向中北区, 该期南区虽有扩张, 但强度明显减弱。歧口凹陷断陷水平扩张速率达到每年0.9 mm的高峰, 伴随水平拉张, 出现了大幅度沉降, 相对沉降幅度达1 000~2 000 m, 海河断层及其附近多条断层由北向南呈阶梯状逐层下掉。

黄骅坳陷深凹区以生烃增压为主, 孔二段、东三段发育异常超压带。利用声波时差法建立CT 1井和HT 1井泥岩的正常压实趋势线, 预测孔隙流体压力。通过计算得到沧东凹陷深凹区CT 1井孔二段孔隙流体压力为46.7~82.0 MPa, 压力系数为0.99~1.59; 歧口凹陷深凹区HT 1井东三段孔隙流体压力为41.7~77.4 MPa, 压力系数为0.92~1.72。储层实测孔隙度高于正常压实趋势（图5中的理论曲线）, 可见异常高压减弱了压实作用, 有效保护了储层储集物性。

图5 黄骅坳陷深凹区孔隙度随深度变化

3.3 早期强充注促进溶蚀增孔

储层古地温小于160 ℃, 利于大量有机酸长时间（50 Ma）溶蚀。古地温在80~120 ℃, 干酪根脱去含氧基团产生大量有机酸; 在120~160 ℃, 地层水中CO2浓度提高, 有机酸浓度降低但仍占主导; 温度超过160 ℃, 地层水的酸碱度由CO2控制[24, 25]。由于超压对烃源岩热演化的抑制作用, 使得高有机酸发育的主生油带向深部扩展。

沧东凹陷深凹区CT 1井孔二段2、3油组烃源岩质量好, 尤其是孔二段3油组泥页岩厚度226 m, TOC2%~5%, Ro平均1.3%, 有机质类型以Ⅰ 型为主, 含油性好, S1含量在1.5~6.0 mg/g之间, 气测全烃10.00%~99.99%。基于油包裹体伴生盐水包裹体的均一温度, 结合埋藏史和生烃史可推断出CT 1井孔二段原油充注到储层的时间为孔一下亚段-孔一上亚段沉积期, 时间44~42 Ma, 此时孔二段埋深2 700 m, Ro达到0.6%（图6）, 泥岩开始大量排烃, 造成孔二段砂岩储层在早成岩阶段开始充注油气, 同时进入生烃门限以来温度保持在100~160 ℃之间, 有机酸浓度高, 持续47 Ma。综上所述, 孔二段烃源岩生烃时间早, 持续生烃时间长、生烃高峰期集中、生烃速率高, 油气充注强度大, 同时孔二段砂地比适中, 导致有机酸向砂岩中充注更充分, 溶蚀强度大。

图6 黄骅坳陷沧东凹陷深凹区CT 1井埋藏史和生烃史

歧口凹陷深凹区HT 1井油气充注期较晚, 储层流体包裹体均一温度显示两期油气充注且以第二期为主, 结合HT 1井埋藏史和生烃史分析（图7）, 第一期发生在明化镇组早期（9.5~9.0 Ma）, 流体包裹体温度为102~105 ℃; 第二期发生在明化镇组中期（6.9~2.3 Ma）, 流体包裹体温度为135~147 ℃。相较沧东凹陷深凹区CT 1井, 油气充注期晚且短, 认为是造成歧口凹陷深凹区砂岩储层油气产出情况不及沧东凹陷深凹区砂岩储层油气产出情况的主要原因。

图7 黄骅坳陷歧口凹陷深凹区HT 1井埋藏史和生烃史

4 储层发育模式

综合深凹区储层发育主控因素, 明确深凹区储层有效性主要受原始沉积相带和后期成岩作用控制, 据此建立了黄骅坳陷深凹区碎屑岩储层“ 主相带厚层砂岩快速深埋保孔、油气早期充注溶孔” 的发育模式（图8）。

图8 黄骅坳陷深凹区孔隙度随埋深变化模式

沉积初期, 三角洲分流河道、水下扇主水道等主相带优势储层快速埋藏, 原始孔隙度35%~40%, 原生孔隙发育; 沉积早期, 地层持续快速深埋, 发育异常高压, 孔隙保存较好, 由于储层和烃源岩互层分布, 源储一体, 当埋深达到2 600 m、Ro达到0.5%时烃源岩快速成熟生排烃, 有机酸大量生成, 在抑制胶结作用的同时, 使砂岩储层中的易溶组分长石、岩屑等发生溶蚀, 导致储层孔隙度升高, 形成超压-有机酸溶蚀型优势砂体; 沉积后期, 压实作用持续增强, 储层孔隙度进一步减少, 并伴随储层致密化, 储层埋深达到5 000 m依然可以保持10%左右的有效孔隙度, 为深凹区岩性油气藏的形成奠定了储集空间基础。

以黄骅凹陷深凹区储层发育模式等地质认识为指导, 2024年在沧东凹陷深凹区CT 1井区构造低部位部署XH 1、XH 2井, 其中：XH 1井测井解释砂岩油层86 m/30层, 页岩油甜点169.2 m/16层, 压后5 mm油嘴日产油25.3 m3, 获高产油流; XH 2井钻遇砂岩206 m、页岩油甜点107.1 m, 试油3 mm油嘴日产油59.2 m3, 累产油2 517 t, 返排33%。预计本区块单井最终可采储量为2.6× 104 t原油当量, 进一步证实了深凹区具备效益开发的潜力。

5 结论

（1）黄骅坳陷深凹区储层岩性以岩屑长石砂岩为主, 较高的长石含量利于溶蚀型孔隙发育。受制于较强的压实作用, 原生孔隙空间基本消耗殆尽, 储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔、铸膜孔等次生溶蚀孔隙, 整体属于中强压实、强胶结、弱溶蚀成岩相。储层以低孔-特低孔、低渗-特低渗为主, 孔隙结构以Ⅱ -Ⅲ 类为主。

（2）深凹区发育三角洲分流河道、水下扇主水道等优势沉积微相, 为储层提供物质基础, 沉积相和成岩相共同控制优势储层的形成与分布; 储层快速深埋, 超压抑制压实保存孔隙; 烃源岩生烃时间早, 持续生烃时间长、生烃高峰期集中、生烃速率高, 油气充注强度大, 与深凹区优势砂体匹配, 有机酸向砂岩中充注更充分, 发育规模酸溶孔隙。

（3）建立了黄骅坳陷深凹区碎屑岩储层“ 主相带厚层砂岩快速深埋保孔、油气早期充注溶孔” 的有利发育模式, 优势沉积微相、超压保孔、油气早期强充注共同作用, 使深凹区储层埋深达到5 000 m依然发育有效储层。

（编辑 陈娟）

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