渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素.pdf

第 44 卷 第 5 期2023 年 10 月OIL&GAS GEOLOGY渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素刘佳庚1，2，王艳忠1，2，操应长1，2，王淑萍3，李雪哲1，2，王铸坤1，21.深层油气全国重点实验室，中国石油大学（华东），山东 青岛 266580；2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；3.中国石油大学（华东）石油工业训练中心，山东 青岛 266580摘要：含油气盆地深层-超深层是全球油气勘探的新领域之一，而对深层-超深层优质储层发育主控因素认识不清制约了其油气勘探。以渤海湾盆地民丰洼陷陡坡带古近系沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）近岸水下扇砂砾岩储层为研究对象，综合利用铸体薄片观察、扫描电镜观察、阴极发光薄片鉴定、流体包裹体测温及古压力恢复等方法，结合埋藏史-热史分析，对储层基本特征、油气充注史、压力演化史和优质储层控制因素进行综合研究。结果表明：民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层岩石类型多样，以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主；压实作用中等-强，胶结作用以铁白云石胶结为主，其次为石英自生加大；溶解作用整体较弱，主要为长石溶蚀；储集空间以原生孔隙为主，发育少量的长石溶孔。储层中发生过2期石油充注和1期天然气充注：早期石油充注为成熟油充注，发生时间为37.225.8 Ma；晚期石油充注为高熟油充注，发生时间为12.0 Ma至今；天然气充注时间为3.6 Ma至今。储层中发育2个增压旋回，第一个增压旋回为45.024.6 Ma，第二个增压旋回为24.6 Ma至今，分别对应于2期油气充注期。有利的岩相是民丰洼陷陡坡带沙四下亚段原生孔隙主导型优质储层发育的基础，超压油气充注抑制压实和胶结作用是优质储层发育的关键，深层封闭体系中长石和碳酸盐矿物溶解作用弱、增孔量少；3 750 m以深的储层孔隙度随埋深加大而减少的速率明显下降，深层原生孔隙主导型优质储层的发育大大拓展了勘探的深度下限。关键词：沉积作用；成岩作用；超压油气充注；储层特征；沙四下亚段；民丰洼陷；渤海湾盆地中图分类号：TE122.2 文献标识码：AFactors controlling the development of deep and ultra-deep coarse-grained siliciclastic reservoirs with high quality in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Sag，Bohai Bay BasinLIU Jiageng1，2，WANG Yanzhong1，2，CAO Yingchang1，2，WANG Shuping3，LI Xuezhe1，2，WANG Zhukun1，21.Key Laboratory of Deep Oil and Gas，China University of Petroleum（East China），Qingdao，Shandong 266580，China；2.School of Geosciences，China University of Petroleum（East China），Qingdao，Shandong 266580，China；3.Petroleum Industry Training Center，China University of Petroleum（East China），Qingdao，Shandong 266580，ChinaAbstract：Deep and ultra-deep layers within petroliferous basins have emerged as new targets in global oil and gas exploration.However，the major factors influencing the development of high-quality reservoirs within these layers remain poorly understood，posing challenges for effective exploration.This study focuses on the coarse-grained siliciclastic reservoirs in the nearshore subaqueous fan in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Sag.By combining methodologies including casting thin section observation，scanning electron microscopy（SEM），cathodoluminescence microscopy-based identification of minerals in thin sections，fluid inclusion thermometry，and paleopressure reconstruction，as well as the analytical results of the burial and thermal history，we comprehensively examine the reservoirsessential characteristics，hydrocarbon charging history，pressure evolution，and factors controlling the development of high-quality reservoirs.文章编号：0253-9985（2023）05-1203-15doi：10.11743/ogg20230510收稿日期：2023-06-09；修回日期：2023-08-07。第一作者简介：刘佳庚（1995），男，博士研究生，沉积学、储层地质学。Email：。通信作者简介：王艳忠（1980），男，博士、教授，沉积学、储层地质学。Email：。基金项目：国家自然科学基金项目（42272165）。第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质The findings include：（1）The coarse-grained siliciclastic reservoirs in the study area are predominantly lithic arkoses and feldspathic litharenites.They exhibit medium to strong compaction and are dominated by ferrodolomite cementation，followed by quartz overgrowth.They show overall weak dissolution dominated by feldspar dissolution.The reservoir spaces comprise mostly primary pores，along with some others developed from feldspar dissolution.（2）Two oil charging stages and one natural gas charging stage were identified：an early mature-oil charging between 37.225.8 Ma and a later highly-mature-oil charging from 12 Ma onwards.The natural gas charging has lasted till now since 3.6 Ma.（3）The reservoirs have experienced two distinct pore pressure-increasing cycles：4524.6 Ma and from 24.6 Ma to present，corresponding to the two hydrocarbon charging stages.（4）Favorable lithofacies lay the foundation for the development of high-quality reservoirs dominated by primary pores in the study area.The inhibitive effects of overpressure hydrocarbon charging on compaction and cementation are crucial to the development of high-quality reservoirs.The weak dissolution of feldspar and carbonate minerals in the deep closed system leads to a low increment in porosity.However，the reduction rate of the reservoir porosity with depth declines significantly at burial depths beyond 3 750 m，and the development of deep high-quality reservoirs dominated by primary pores expands the lower limit of depth for exploration.Key words：sedimentation，diagenesis，overpressure hydrocarbon charging，reservoir characteristics，lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation，Minfeng subsag，Bohai Bay Basin引用格式：刘佳庚，王艳忠，操应长，等.渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素 J.石油与天然气地质，2023，44（5）：1203-1217.DOI：10.11743/ogg20230510.LIU Jiageng，WANG Yanzhong，CAO Yingchang，et al.Factors controlling the development of deep and ultra-deep coarse-grained siliciclastic reservoirs with high quality in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Sag，Bohai Bay Basin J.Oil&Gas Geology，2023，44（5）：1203-1217.DOI：10.11743/ogg20230510.含油气盆地深层-超深层是全球油气勘探的“三新”领域之一，整体低渗-致密背景下相对高孔、高渗的优质储层是深层-超深层勘探的甜点1-3。中国东部盆地3 500 m以深统称为深层，4 500 m以深的地层统称为超深层4-5。前人研究认为，深层碎屑岩优质储层储集空间主要为次生孔隙，原生孔隙为次要的储集空间6-8。近年来，随着对含油气盆地深层-超深层的油气勘探，先后在北海地堑 4 800 m9、墨西哥湾盆地6 000 m10、渤海湾盆地沾化凹陷4 000 m11、塔里木盆地7 000 m深度12等深层-超深层发现了以原生孔隙为主导的碎屑岩优质储层。渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带古近系沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）（Es4x）埋藏深度在3 600 m以深，近岸水下扇砂砾岩体具有良好的源-储配置13-15。近年来，在研究区民丰洼陷陡坡带新钻探了丰深斜11和丰深斜101井等高产凝析油气井，沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩油气藏逐渐成为民丰洼陷深层-超深层未来重要的增储阵地。前人研究认为，次生孔隙发育带是民丰洼陷陡坡带砂砾岩储层最主要的储集空间，并识别出4个次生孔隙发育带，分别为沙四上亚段2 8003 500 m和3 7504 050 m深处，以及沙四下亚段4 3004 500 m和4 700 m4 900 m深处，且认为埋藏过程中-酸性流体的溶蚀是深层次生孔隙主导型优质储层发育的机理16-19。然而，对新钻井岩心研究发现，研究区沙四下亚段储集空间以边缘规则、无溶蚀残余和被沥青普遍充填的残余原生孔隙为主，无次生孔隙发育带。民丰洼陷沙四下亚段深层油气成藏的关键问题在于优质储层的发育，而其与沉积充填、成岩作用改造、油气充注和地层超压等因素密切相关20。前人主要针对民丰洼陷油气来源、成藏历史及压力演化进行了研究，对优质储层控制因素的研究相对薄弱21-25。因此，本研究对民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩开展储层基本特征、油气充注-压力演化史及优质储层控制因素等地质研究，研究成果可为深层-超深层碎屑岩储层评价和预测研究指明方向。1地质概况民丰洼陷位于东营凹陷东北部，北接陈家庄凸起，南抵中央隆起带，西以胜北断层为界，东临青坨子凸起，区域形态表现为向南倾没的特点（图1a）26。剖面上自北向南依次为北部陡坡带、民丰洼陷、中央洼陷带、牛庄洼陷和南部缓坡带（图1b），民丰洼陷为陈南铲式边界断层控制下的陡坡带27。民丰洼陷陡坡带古近系自下而1204第 5 期刘佳庚，等.渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素上依次发育孔店组（Ek）、沙河街组（Es）和东营组（Ed）28，其中，沙河街组自下而上可分为沙四段（Es4）、沙三段（Es3）、沙二段（Es2）和沙一段（Es1）。沙四段可分为沙四下亚段（Es4x）和沙四上亚段（Es4s）（图1c）29。沙四下亚段沉积时期，以自西向东发育的丰深4古冲沟、丰深1古冲沟和丰8古冲沟为主要物源通道，在陈南断层下降盘发育大规模近岸水下扇砂砾岩体30-31。民丰洼陷沙四下亚段烃源岩是研究区的主力烃源岩29，烃源岩厚度中心位于丰深2井附近，随着与烃源灶距离的增加，现今和历史时期的镜质体反射率都逐渐减低，生烃强度减小，因此，距烃源岩厚度中心更近的丰深4沟和丰深1沟比丰8沟具有更好的成藏条件32。沙四下亚段钻井主要分布在永北断裂带附近，其中，丰深1古冲沟供源区的丰深1井和丰深斜101井，丰深4古冲沟供源区的丰深斜11井为高产凝析油井（图1d）。2储层基本特征2.1岩石学特征民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩整体上表现为厚度大、相变快、岩性粒度粗和分选磨圆差的特点。储层岩石类型主要为杂基支撑砾岩、颗粒支撑砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩和砂岩，泥岩颜色为灰色、深灰色，多发育在较细正粒序的上部，少与砾岩、砾质砂岩等粗碎屑岩互层沉积。按照四组分三端元的分类陈家庄林樊家凸起里则镇洼陷青城凸起鲁西隆起博兴洼陷滨县凸起陈家庄凸起青坨子凸起利津洼陷央中隆起民丰洼陷牛庄洼陷广饶凸起020 km丰深5丰8丰斜801丰801丰气1丰深10丰深斜9丰深6丰深3丰深101丰深1丰深1-斜1丰深4丰深2永斜941盐18盐16陈家庄凸起丰深斜11丰深斜101胜北断层02 km丰深4沟丰深1沟丰8沟0246810牛庄洼陷南部缓坡带中央洼陷带民丰洼陷北部斜坡带PP5 kmArT.PzMzEk-Es4xEs4sEs3EdEs2-Es1Ng-Qp系统组、段地层代号古近系渐新统始新统古新统东营组沙一段沙二段沙三段沙四段上段下段沙河街组组孔店EdEs1Es2Es3Es4Ek岩性剖面岩性描述灰绿色、灰色、少量杂色泥岩与砂岩、含砾砂岩不等厚互层灰色、深灰色、灰绿色泥岩夹砂岩生物灰岩、少量白云岩红色、灰绿色泥岩、灰色泥岩与砂岩、含砾砂岩互层,夹炭质页岩下部深灰色泥岩、褐色油页岩夹少量薄层砂岩、白云岩，中部厚层深灰色泥岩夹薄砂岩，上部灰岩、泥岩与厚层砂岩互层夹炭质页岩和含砾砂岩下部紫红色、灰绿色泥岩夹砂岩、薄层灰岩，中部蓝灰色泥岩夹白色石膏、泥质白云岩、杂色泥岩，上部灰色泥岩夹灰岩砂岩、油页岩棕红色砂岩和紫红色泥岩互层灰色、深灰色泥岩夹砂岩acbdPP胜北断层陈家庄凸起深度/kmN0PP丰深1井位研究区范围地层超覆线物源方向砂岩粉砂岩泥岩油页岩灰岩石膏层炭质页岩古近系剥蚀带白云岩含砾砂岩凸起或隆起边界主要断层剖面位置陈南断裂图1 东营凹陷民丰洼陷陡坡带构造位置及重点井分布Fig.1 Tectonic location and key well distribution of the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Saga.东营凹陷构造单元划分平面图16；b.东营凹陷构造单元划分剖面图16；c.民丰洼陷古近系地层综合柱状图29；d.民丰洼陷重点井位分布图1205第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质方案，统计砂岩碎屑组分的相对含量，发现研究区砂岩类型以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度较低，岩屑类型以沉积岩岩屑（主要为白云岩岩屑和灰岩岩屑）为主，变质岩岩屑含量次之，火成岩岩屑含量最低。2.2成岩作用特征民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇储层埋藏较深，经历了复杂的构造活动及成岩改造过程，成岩作用类型多样，主要包括压实作用、胶结作用、溶解作用和交代作用。压实作用整体较强，刚性颗粒（如石英、长石和花岗片麻岩岩屑）之间以线-凹凸接触为主（图2a），甚至可见压溶作用导致的云雾状颗粒接触边界（图2b）。胶结作用主要为铁白云石胶结、白云石胶结和硅质胶结，其次，发育少量铁方解石、方解石、黄铁矿、绿泥石和硬石膏等胶结物。铁白云石胶结是影响储层质量最主要的胶结作用，充填于残余粒间孔隙和长石溶孔，晶形较好（图2c，d），晶体表面无溶蚀痕迹（图2d，e）；硅质胶结主要为石英自生加大（图2f）。溶解作用整体较弱，被溶解的岩石组分主要为长石颗粒，多被溶解成蜂窝状、港湾状和犬牙状（图 2g），碳酸盐岩岩屑未被溶蚀（图2h）。交代作用可见铁白云石交代铁方解石（图2i）。abcd铁白云石f石英加大边g200 m100 m500 m200 m200 m500 m铁白云石沥青石英加大边eh i200 m铁白云石铁白云石铁方解石线接触线接触压溶作用压溶作用长石溶蚀图2 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段储层主要成岩作用特征照片Fig.2 Primary diagenetic characteristics of reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Saga.丰深斜11井，埋深4 251.50 m，细砾岩，颗粒线接触，单偏光照片；b.永斜941井，埋深4 350.00 m，粗砂岩，颗粒接触处为压溶作用，正交光照片；c.丰深斜101井，埋深4 528.80 m，细砾岩，铁白云石孔隙式胶结，晶体间充填沥青，单偏光照片；d.丰深斜101井，埋深4 529.40 m，晶形自形的铁白云石充填孔隙，SEM；e.丰深斜11井，埋深4 194.80 m，晶形自形的铁白云石充填孔隙，SEM；f.丰深斜11井，埋深4 351.40 m，石英加大边，CL；g.丰深斜101井，埋深4 529.05 m，长石溶蚀，单偏光照片；h.丰深801井，埋深4 446.00 m，碳酸盐岩岩屑未溶蚀，单偏光照片；i.丰深斜101井，埋深4 529.40 m，铁白云石交代铁方解石，单偏光照片1206第 5 期刘佳庚，等.渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素2.3储集空间特征研究区近岸水下扇砂砾岩储层最主要的储集空间为原生孔隙，孔隙边缘较平直或者较规则，周围颗粒未见被溶蚀现象，可分为原生粒间孔和胶结残余原生粒间孔。原生粒间孔内基本无填隙物（图3a，b），胶结残余原生粒间孔为胶结物充填后粒间的残余孔（图3c）。储层中溶蚀孔隙较少，主要为长石颗粒内部和颗粒边缘溶蚀孔隙，孔隙形状不规则（图3df）。长石溶蚀增孔量远小于原生孔隙，是次要的储集空间（图3d，e）。利用铸体薄片图像分析技术，针对发育在近岸水下扇扇中亚相，杂基和胶结物含量均小于10%的细砾岩、含砾砂岩和中粗砂岩，定量统计次生孔隙面孔率和总孔隙面孔率，结果发现：在埋深超过4 000 m的深层砂砾岩储层中，次生孔隙面孔率（Ss）与总面孔率（St）的比值随深度变化不明显，81%储层的Ss/St比值小于50%；Ss/St随总面孔率的减小而逐渐增大，在总面孔率大于2%时，Ss/St小于50%，储集空间以原生孔隙为主；在总面孔率小于2%时，少部分储层Ss/St大于50%，储集空间以次生孔隙占主导。整体上，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层储集空间以原生孔隙为主导，次生孔隙对储层物性贡献不大。岩心实测物性表明，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层孔隙度在 0.2%14.1%、平均值为3.6%，渗透率在（0.05010.000）10-3 m2，平均值0.18310-3 m2，属低孔超低渗储层（图4）。民丰洼陷陡坡带古近系储层孔隙度、渗透率和面孔率随深度的增加而降低，埋深小于3750 m时，储层孔隙度、渗透率和面孔率随深度增加而降低的速率较快；埋深超过3 750 m时，储层物性降低的速率明显减小（图4），且埋深超过4 200 m的砂砾岩储层其储集空间仍以原生孔隙为主（图3）。因此，3750 m是研究区储层机械压实作用的极限，超过该深度储层可能以化学压实作用为主，残余原生孔隙仍然可以大量发育，这大大拓宽了民丰洼陷深部储层勘探的深度下限。3优质储层控制因素原生孔隙是民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩体最主要的储集空间，因此，研究区优质储层ab c200 m200 m500 mdfe500 m200 m200 m图3 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段储层储集空间特征单偏光照片Fig.3 Storage space characteristics of reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Saga.丰深斜101井，埋深4 532.00 m，粗砂岩，原生粒间孔隙；b.丰深1井，埋深4 322.85 m，中砂岩，原生粒间孔隙；c.丰深6井，埋深4 401.60 m，细砾岩，胶结残余原生粒间孔；d.丰深斜101井，埋深4 528.80 m，细砾岩，胶结残余原生粒间孔，长石颗粒粒内溶蚀孔隙；e.丰深斜101井，埋深4 528.80 m，细砾岩，胶结残余原生粒间孔，长石颗粒粒内溶蚀孔隙；f.永斜941井，埋深4 415.00 m，粗砂岩，长石颗粒边缘溶蚀孔隙（黄色箭头指示原生粒间孔隙和胶结残余原生粒间孔，红色箭头指示长石溶蚀孔隙。）1207第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质的分布与原生孔隙的发育和保存密切相关，主要受沉积作用、成岩改造、油气充注及流体超压等因素的影响33-40。3.1沉积作用沉积原始条件决定了不同尺度下沉积物的非均质性。不同沉积相带由于水动力的强弱不同，在砂体规模、叠置样式和泥质含量等诸多方面存在差异；即使在同一沉积相带，不同微相中的沉积岩也具有不同的结构、构造和成分等特征41。这种不同尺度的非均质性不仅造成砂岩储层原始孔隙度差异，也使沉积物在后期埋藏演化过程中发生不同成岩作用和孔隙变化，进一步控制了有效储层的形成与分布42。民丰洼陷陡坡带沙四下亚段为典型的近源和重力流沉积为主的近岸水下扇。近岸水下扇扇根亚相由断层幕式活动期的泥石流沉积、阵发性洪水沉积舌形体根部等微相组成，水体能量强，单层砂砾岩厚度大、成熟度低，主要发育泥质、砂质杂基支撑砾岩相和砾质砂岩相，储层杂基含量高、分选差、颗粒几乎无磨圆，在压实作用下可导致储层致密（图2a，图5a）。近岸水下扇010203010-21.01.52.02.53.03.54.04.55.010-1110102103104105孔隙度/深度/km渗透率/(10-3 m2)渗透率/(10-3 m2)510152025面孔率/最高孔隙度趋势线最高渗透率趋势线最高面孔率趋势线00.01020406080100510150.1110020406080100频率/%频率/%孔隙度/%n=384n=384abcde1.01.52.02.53.03.54.04.55.0深度/km1.01.52.02.53.03.54.04.55.0深度/km沙四下亚段沙三段沙二段沙一段东营组沙四上亚段沙四下亚段沙二段沙四上亚段沙四下亚段沙三段沙二段沙一段东营组沙四上亚段图4 东营凹陷民丰洼陷陡坡带储层物性特征Fig.4 Porosity and permeability characteristics of reservoirs in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Sagac.分别为孔隙度、渗透率和面孔率随深度的变化；d，e.分别为沙四下亚段孔隙度和渗透率频率分布直方图1208第 5 期刘佳庚，等.渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素扇中亚相主要为阵发性洪水沉积舌形体主体中部，砂砾岩厚度最大、分选磨圆较好、杂基含量较低，具有较高的原始孔隙度和抗压实能力，发育在阵发性洪水沉积舌形体中部的颗粒支撑砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相和中粗砂岩相，是优质储层发育的最有利位置（图3a，b，d，e）；扇中亚相扇侧缘砂体较薄，局部发育泥石流沉积，靠近扇侧缘，砂体厚度变薄且云母、泥质含量增加，成熟度变低，储层物性变差。扇缘亚相为近岸水下扇与半深湖-深湖接触的相带，由于洪水到达扇缘位置时能量明显减弱，砂岩厚度最薄，岩性最细，主要发育砂岩和粉砂岩相（图5b）。因此，在近岸水下扇扇中亚相的颗粒支撑砾岩相、含砾砂岩和中粗砂岩中，储层具有较高的原始孔隙度及较强的抗压能力，在深埋藏的成岩演化过程中原始孔隙更容易保存下来，是优质储层最发育的岩相类型。3.2成岩作用沉积作用决定了碎屑岩储层的原始非均质性，而成岩作用对储层的改造，促进了储层物性分异，加强了储层非均质性41。影响储层物性的成岩作用包括：使储层致密的压实和胶结作用，为破坏性成岩作用；能够改善储层物性的溶解作用，是建设性成岩作用42。3.2.1压实、胶结作用压实作用贯穿成岩作用的始终，在早成岩阶段，埋藏深度小于2 000 m时，机械压实作用是储层减孔降渗最主要的成岩作用，该阶段储层原生孔隙大量减砾岩含砾砂岩砂岩泥岩碳酸盐强胶结 砂岩透镜体砂质条带取样点位置3 914.03 915.03 916.03 917.03 916.2埋深3 916.2 m,泥岩2 cm2 cm3 916.7埋深3 916.7 m,粉砂岩埋深3 916.7 m,粉砂岩埋深4 323.9 m,粉砂岩近岸水下扇3 882.03 884.03 886.03 888.0埋深3 885.8 m,杂基支撑砾岩埋深3 885.8 m,杂基支撑砾岩3 885.82 cm2 cm埋深3 884.8 m,杂基支撑砾岩埋深3 884.8 m,杂基支撑砾岩3 884.8a1a2b2b1c1c2d2d1扇根深度/m岩性剖面岩心照片镜下照片沉积相扇漫流沉积缘近岸水下扇泥石流沉积井号丰深6丰深1500 m500 m200 m500 m图5 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段不同沉积相带沉积特征Fig.5 Sedimentary characteristics of different sedimentary facies zones in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag，Dongying Sag1209第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质少43。随着沉积物被逐渐深埋，压实作用进一步增强，可使发育在近岸水下扇扇根、扇缘和扇中侧缘的杂基含量高、分选磨圆差的砂砾岩储层致密。发育在近岸水下扇扇中颗粒支撑的含砾砂岩和中粗砂岩中，当埋藏深度小于3 750 m时，在压实作用下原生孔隙迅速降低，在埋藏深度大于3 750 m后，达到机械压实作用的极限，原生孔隙度随深度增加而降低的速率明显下降，在深层仍保持着较好的原生孔隙，储集空间仍以原生孔隙为主（图 3ac）；颗粒间呈线-凹凸接触，塑性颗粒强烈变形或假杂基化，刚性颗粒形成微裂缝（图2a，b）。定量统计表明，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段压实作用造成的原始孔隙度损失的体积分数在50%100%，是使研究区原生孔隙损失最主要的成岩作用。胶结作用对储层物性具有双重作用，一方面早期沉淀于原生粒间孔隙的碳酸盐胶结物可抑制压实作用，在后期被酸性流体溶解，产生次生孔隙，从而改善储层物性；另一方面，强烈的胶结作用可堵塞原生孔隙，减低储层物性。碳酸盐胶结是研究区最主要的胶结作用，以晚期铁白云石胶结为主，发育少量的方解石和白云石。扫描电镜观察发现，研究区碳酸盐胶结物充填于原生孔隙或长石溶蚀孔隙内，晶体自形程度高，未被溶解（图2d，e）。定量统计表明，研究区胶结物体积分数小于 20%，胶结作用造成的原始孔隙度损失的体积分数也小于 50%。因此，胶结作用以破坏储层为主，是研究区储层减孔降渗的主要成岩作用之一。3.2.2溶解作用研究区溶解作用整体较弱，以长石溶蚀为主，碳酸盐胶结物溶解弱，扫描电镜下自形较好，未被溶解（图2d，e），且碳酸盐岩岩屑未被溶蚀（图2h）。为准确求取在埋藏成岩过程中，长石溶蚀作用对储层物性的贡献，在透射偏光镜下，圈定长石溶蚀孔隙面积占视域总面积的比值（长石溶蚀孔隙面孔率）。圈定结果表明，长石溶蚀孔隙面孔率主要集中在02.5%。在深层封闭体系中，长石溶蚀的产物近原地沉淀石英加大边及高岭石。针对发育在近岸水下扇扇中亚相，胶结物、杂基含量均小于10%的细砾岩、含砾砂岩和中粗砂岩，由镜下定量统计表明，研究区高岭石含量较少，高岭石面积含量（高岭石面积占视域总面积的比值）普遍小于0.5%，石英加大边面积含量集中在01.0%。用长石溶蚀孔隙面孔率减去产物石英加大边和高岭石的面积含量，发现长石溶蚀作用增加的面孔率普遍小于1.0%，可见长石溶蚀作用对研究区储层物性的贡献较小。3.3油气充注和流体超压沉积作用是深层-超深层碎屑岩优质储层发育的基础，成岩作用促进储层分异，油气充注和地层超压的发育是优质储层发育的关键42。流体包裹体记录了地质历史时期的地层温度、地层压力和地层流体等信息，为研究地层流体和地层温、压提供了最直接的证据44，因此，应用流体包裹体均一温度、冰点温度和气液比等数据，分析研究区不同古冲沟的油气充注史及流体压力演化史，对比发育在不同油气充注史及压力演化史下储层的物性及成岩作用的差异，探讨油气充注与地层压力对储层的影响。3.3.1流体包裹体岩相学及均一温度民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层中流体包裹体发育在石英愈合微裂缝、石英加大边内部、石英加大边尘迹线、长石溶蚀孔洞和碳酸盐胶结物中，以石英愈合微裂缝中流体包裹体最发育。流体包裹体类型主要有气-液两相盐水包裹体、单一液相油包裹体、单一气相气包裹体、气-液两相油包裹体。气-液两相盐水包裹体在单偏光下呈无色或浅灰色，常与单一液相油包裹体、单一气相气包裹体和气-液两相油包裹体共生，形成流体包裹体组合（图6）。气-液两相油包裹体和单一液相油包裹体在单偏光下颜色较深，多呈灰色、深灰色或棕色，荧光下呈蓝色光和黄色光两种颜色，以发蓝色荧光的烃类包裹体最发育（图6ad）。烃类包裹体的荧光颜色从红色橙色黄色绿色蓝白色无色的变化，反映了有机质从低成熟向高成熟的演化过程45-46，因此，黄色荧光油为成熟油，蓝色荧光油为高熟油。单一气相包裹体在单偏光下呈灰色、深灰色及无荧光。激光拉曼光谱表明，天然气成分以甲烷和氮气为主（图6e，f）。与烃类包裹体同期捕获的气-液两相盐水包裹体的均一温度，可以近似代表油气充注时的储层温度。石英愈合微裂缝中气-液两相盐水包裹体的尺寸普遍较大、数量多，多呈条带分布，因此，对石英愈合微裂缝中与烃类包裹体同期的气-液两相盐水包裹体进行测温。包裹体选取的原则为：保存完好，未发生泄露或变形；具有相似的气液比和产状，即同一流体包裹体组合。与烃类包裹体同期的气-液两相盐水包裹体均一温度测试结果表明，与黄色荧光油包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度在125170，主1210第 5 期刘佳庚，等.渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素要分布在 135150；与蓝色荧光油包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度在140175，主要分布在145170；与气包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度在160170。3.3.2油气充注期次及地层压力发育特征将与烃类包裹体同期的气-液两相盐水包裹体均一温度在埋藏史-热史演化图上投影，确定了民丰洼陷陡坡带沙四下亚段不同古冲沟的油气充注史，并利用流体包裹体均一温度和冰点温度，结合Carlos等44导出的等容式，计算了流体包裹体形成的捕获压力。丰深1古冲沟供源区的丰深斜101井经历了2期石油充注和 1 期天然气充注：早期黄色荧光油在 29.829.2 Ma时充注，地层压力为60.3462.63 MPa，古地层压力系数为1.311.36，为中超压；晚期蓝色荧光油在5.03.5 Ma时充注，地层压力为54.9166.63 MPa，古地层压力系数为 1.291.42，为中超压；以甲烷和氮气为主的天然气在2.32.0 Ma时充注，地层压力在57.0959.04 MPa，古地层压力系数为1.361.42，为中超压。丰深4古冲沟供源区的丰深斜11井同样经历了2期石油充注和1期天然气充注：早期黄色荧光油在 37.025.5 Ma 时 充 注，地 层 压 力 为 46.9464.30 MPa，古地层压力系数为 1.191.44，为中超压；晚期蓝色荧光油在2.00.7 Ma时充注，地层压力为 58.0963.95 MPa，古 地 层 压 力 系 数 为 1.441.59，为中-强超压；以甲烷和氮气为主的天然气在3.10.5 Ma时充注，地层压力在51.2957.71 MPa，古地层压力系数为1.361.45，为中超压。丰8古冲沟供源区的永斜 941 井早期黄色荧光油在 35.031.2 Ma时充注，地层压力为40.3042.30 MPa，古地层压力系数在0.961.01，为常压；晚期蓝色荧光油在4.21.7 Ma时充注，地层压力为37.1037.90 MPa，古地层压力系数为1.11.31，为弱超压-中超压；以甲烷和氮气为主的天然气在2.81.1 Ma时充注，地层压图6 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层石英愈合裂缝中流体包裹体特征Fig.6 Characteristics of fluid inclusions in the healed fractures in quartz in coarse-grained siliciclastic reservoirs