滑双君，于 超，孙超囡

（中国石油大港油田勘探开发研究院，天津300280）

歧口凹陷深层储层控制因素与有效储层下限分析

滑双君，于 超，孙超囡

（中国石油大港油田勘探开发研究院，天津300280）

歧口凹陷中深层碎屑岩储集性能总体为中－低孔～中低－特低渗型，深层（大于3500m）储层中，低孔低渗储层占85％以上，储集空间类型主要为次生孔隙。虽然中深层储集体由于埋藏压实作用的影响，总体储集性能（尤其深层储层）偏差，但在沉积、压力、成岩等多因素的共同影响下，仍发育异常孔隙而成为有效的油气储集空间。有效储层是指在现有工艺条件下能够采出具有工业价值产液量的储集层，其下限具有动态变化的特点。以产液层孔隙度8.0％，产气层孔隙度7％作为当前勘探技术条件下划分深层有效储层的底界限，歧口凹陷勘探深度石油是4550m，天然气大于5800m，在渤海湾盆地内勘探深度较大。

歧口凹陷；中深层；储层控制因素；有效储层下限

歧口凹陷位于黄骅坳陷中北部，受北部燕山褶皱带、西部沧县隆起、南部埕宁隆起、东部沙垒田凸起所夹持，勘探面积5000多平方公里。近年来歧口中深层，尤其是深层（＞3500m）勘探获得重大突破，新增探明储量中，中深层储量占45.1％，深层储量占18.24％。同时钻探资料也证实深层储层相对致密，非均质性强，储集性能是制约中深层油气勘探成效的关键因素之一。因此，开展中深层储层发育特征、控制因素以及有效储层下限分析将对歧口凹陷油气勘探部署、规模增储增效产生重要的指导作用。

1 中深层储层发育特征

根据储层物性评价标准（SY／T6285－1997），歧口凹陷中深层碎屑岩储集性能以Ⅲ～Ⅵ为主，为中－低孔～中低－特低渗储集层，大于3500m储集层中低孔低渗储层占85％以上。3500m～4000m，孔隙度主频区分布于10％～15％，占71.6％；4000m～4500m，＞4500m孔隙度主频区分布于5％～10％，分别占54.9％和60.3％。储集空间类型中次生孔隙占85％以上，最常见的是粒间溶蚀孔、颗粒内溶蚀孔等溶蚀孔隙。溶蚀的岩石组分主要为长石和岩屑。

纵向上，随储集体的持续深埋，储层物性整体呈现降低的趋势（见图1），但孔隙度与深度之间并非线性变化关系［1］。2500m以下由于后期溶蚀作用等因素的影响仍存在多个次生孔隙发育段，为油气聚集提供了良好的储集空间。

图1 歧口凹陷沙三段孔隙度、渗透率随埋深变化散点图

2 有效储层主控因素分析

歧口凹陷中深层储集体由于埋藏压实作用的影响，虽然总体储集性能（尤其深层储层）偏差，但在沉积、压力、成岩等多因素的共同影响下［2，3］，仍发育异常孔隙，而成为有效的油气储集空间。

2.1 沉积因素

沉积因素是控制储集性能的“先天”因素，不同沉积环境下形成的储集体在岩石成分、结构构造、孔隙微观结构等方面存在明显不同，因而从根本上影响了有效储层的发育。

2.1.1 物质成分构成

物质的原始构成往往是影响储集性能的先决条件。歧口凹陷中深层岩石成分具有高长石、高岩屑物质的特点。长石含量30％～50％，岩屑含量17％～20％。高含量的长石和岩屑组分虽然在成岩过程被快速压实，减少储集空间，但同时对中深层储层而言也为后期的溶蚀作用奠定了物质基础。实验证明铝硅酸盐矿物的溶解是形成次生孔隙的重要机理，其在乙酸和草酸中的溶解度远远大于碳酸盐矿物［2］。镜下观察也显示，中深层储层溶蚀对象以长石、岩屑为主，经常可见溶蚀成蜂窝状的长石和碎屑颗粒，极大地改善了中深层的储集性能（图2）。

图2 歧口凹陷中深层碎屑岩溶蚀作用镜下特征

2.1.2 沉积相类型

沉积相决定了储集体最初的构成形态，继而在后期成岩过程中仍然对有效储层的发育起主导作用，不同的沉积相类型，同一沉积相不同微相类型储集性能有明显差异。以歧北地区为例：歧北斜坡区沙三段发育滨浅湖滩坝、扇三角洲、辫状河三角洲、远岸水下扇等沉积相类型。统计表明，辫状河三角洲和扇三角洲前缘水下分支河道、河口坝、滨浅湖砂坝等微相储集性最好；辨状河三角洲和扇三角洲前缘分支河道侧翼及远岸水下扇主水道等微相储集性中等；辫状河三角洲和扇三角洲前缘席状砂、远砂坝储集性相对较差（表1）。

表1 歧北斜坡区沙三段不同沉积微相储集物性统计表

Rachel等研究认为沉积相对储集层物性的影响，是由于水动力条件的不同导致粒度、分选的差异造成的。歧北地区不同沉积相储集层物性与粒度中值及分选系数的关系也表明二者与物性间具有较好的相关性：同一沉积相类型粒径越小（粒度中值Ф越大），越易被压实而使储集层物性变差；分选越好（分选系数越小），颗粒大小越均匀，物性越好；不同沉积相类型之间，扇三角洲、辫状河三角洲水下分支河道、河口坝、远岸扇水道粒度中值和分选系数依次增大，物性变差（图3）。

图3 不同沉积相类型粒度中值、分选系数－物性相关图

2.2 成岩因素

歧口凹陷中深层碎屑岩在埋藏过程中成岩现象十分丰富，主要成岩作用类型有压实作用、溶蚀作用、胶结作用、交代作用、破裂作用等五种类型。其中对储集性能有改善作用的主要是后期的溶蚀作用。

歧北地区沙三段成岩演化与孔隙变化显示，随着压实作用持续增强，储集空间逐渐减少，但由于后期有机质演化以及粘土矿物转化过程中释放出大量的有机酸和CO2形成酸性流体，促成长石等硅铝酸盐矿物、方解石胶结物的溶解，形成多个次生孔隙发育带。2500～5000m深度段，各种成岩作用相互演化频繁，发生了3期方解石、白云石胶结和4期方解石、长石、岩屑的溶蚀，形成4个次生孔隙发育带。早期地层水环境处于半开启状态，碎屑岩发生淋滤溶蚀作用，储集性能较好；中晚期3200m～4000m是溶蚀作用最强，次生孔隙最发育的阶段；4500m以下，含铁方解石、长石再次溶解使深部储集性能得到有效提升（图4）。正是由于后期各种成岩作用的进行，使得中深层储层中溶蚀带与致密胶结带交替发育，溶蚀孔隙的发育为油气的运集提供了有效的储集空间［4］。

图4 歧北地区沙三段成岩演化模式图

2.3 压力因素

异常高压有利于孔隙的保存和改善［3］。歧口凹陷沙河街组主要目的层沉降量与沉积速率在渤海湾盆地中是较高的，这种快速埋藏对于碎屑岩储集层来说，有利于异常高压的形成。据统计，歧口凹陷中深层油气藏的分布多和异常压力有关，大于3000m油气藏压力系数分布于1.0～1.6之间，歧北中低斜坡、板桥斜坡区及歧口主凹区压力系数主体在1.2以上（图5）。

图5 歧口凹陷油气藏压力系数分布图

图6 歧口凹陷B29x1井超压封存系统划分图

超压一方面延缓压实作用，有助于原生孔隙及已形成的次生孔隙的保存［2］，如BH28井在4200m获得工业性油气流。按照歧口凹陷常规的孔隙度演化规律，近4200m的深度段内，孔隙度值约9％，由于超压的存在保护了原有的孔隙，孔隙度达到了14～15％，镜下观察颗粒间呈点－线接触，压实作用较弱，形成良好的储集层。另一方面，超压作用控制下可形成源储一体的流体超压封存系统，从而控制油气的分布。歧口凹陷中深层发育三个超压封存系统，顶底板均为沙三2、沙一中、东二段超压湖泛泥岩段。超压封存系统内的砂岩为相邻泥岩泄压方向，油气一般富集于泄压区内的储集层段内，多为低位和湖扩早期砂体（图6）。

3 有效储层下限分析

有效储层下限是指当储层的孔隙度、渗透率低于某一数值时，储层就失去工业价值，这一物性下限被称为油气流储层物性下限［5］（工业产层下限），也可称之为“经济基底”。

歧口凹陷中深层油气富集程度高，纵向跨越深度大。实际上，不同地区、不同深度由于储层形成条件不同，油气藏形过程中对储层的要求不同，因而有效储层下限也具有动态变化的特点［6］。

应用歧口凹陷180多口井的测试资料，分别拾取相对应的油层、水层、干层电性参数和物性资料，并按照单层（或相邻合试层）产液量3000m以浅3 t／d、3000m以深5 t／d作为划分有效储层与非有效储层的标准，分别建立了不同深度电阻率和孔隙度有效储层划分图版，确定有效储层下限值。分别为2500m以浅，Ф14％、Rt12Ω·m；2500m～3000m，Ф12％、Rt10Ω·m；3000m～3500m，Ф10％、

Rt9Ω·m；3500m～4000m，Ф9％、Rt9Ω·m；4000m～5000m，Ф8.0％、Rt8Ω·m；由此可见，虽然随深度增加碎屑岩储集性降低，但有效储层下限也在不断下降，（图7）浅层的非有效储层在深层可作为有效储层，因此深层并不缺乏有效储层的存在。

图7 歧口凹陷不同深度有效储层物性下限图版

相同地质条件下，气层相对于产液层而言对储层的要求相对要低，应用深层20余口井测试资料采用中子和密度交会法计算孔隙度，并建立孔隙度与深电阻率图版，确定气层孔隙度下限为7％（图8）。

图8 歧口凹陷沙河街组气层孔隙度与电阻率交会图版

以产液层孔隙度8.0％，产气层孔隙度7％作为当前勘探技术条件下划分深层有效储层的底界限，结合油气层储层物性在纵向上的分布可进一步确定歧口凹陷有效勘探深度，油是4550m，天然气目前获工业气流最大深度接近5500m，根据气层孔隙度演化规律，其有效勘探深度的下限至少应大于5800m（图9）。在渤海湾盆地内歧口凹陷有效勘探深度较大，从而拓展了油气在纵向和平面上的勘探范围。

图9 歧口凹陷沙河街组深层孔隙度与深度关系图

4 结论

（1）歧口凹陷中深层碎屑岩总体为中－低孔～中低－特低渗型储层，储集空间类型以次生孔隙为主，占85％以上。

（2）沉积因素是影响有效储层发育的“先天”因素，歧北地区沙三段不同沉积微相储集性分析表明辫状河三角洲和扇三角洲前缘水下分支河道、河口坝、滨浅湖砂坝等微相储集性最好；辨状河三角洲和扇三角洲前缘分支河道侧翼及远岸水下扇主水道等微相储集性中等；辫状河三角洲和扇三角洲前缘席状砂、远砂坝储集性相对较差。

（3）中深层碎屑岩在埋藏过程中各种成岩作用相互演化频繁，2500m～5000m深度段发生了3期方解石、白云石胶结和4期方解石、长石、岩屑的溶蚀，形成4个次生孔隙发育带。

（4）异常压力可延缓压实作用，有助于原生孔隙及已形成的次生孔隙的保存。歧口凹陷中深层油气藏的分布多和异常压力有关，大于3000m油气藏压力系数分布于1.0～1.6之间。超压作用控制下可形成源储一体的流体超压封存系统，油气一般富集于泄压区内的储集层段内，多为低位和湖扩早期砂体。

（5）建立歧口凹陷不同深度有效储层下限，随深度增加碎屑岩储集性降低，有效储层下限也在不断下降。以产液层孔隙度8.0％，产气层孔隙度7％作为当前勘探技术条件下划分深层有效储层的底界限，歧口凹陷有效勘探深度油是4550m，天然气大于5800m。

［1］钟大康，朱筱敏，王红军.中国深层优质碎屑岩储层特征与形成机理分析［J］.中国科学，2008，38（增刊1）：11－18.

［2］张琴，朱筱敏，钟大康，等.山东东营凹陷古近系碎屑岩储层特征及控制因素［J］.古地理学报，2004，6（4）：493－501.

［3］李会军，程文艳，张文才，等.深层异常温压条件下碎屑岩成岩作用特征初探［J］.石油勘探与开发，2001，28（6）：28－31.

［4］蒋凌志，顾家裕，郭彬程.中国含油气盆地碎屑岩低渗透储层的特征及形成机理［J］.沉积学报，2004，22（1）：13－18.

［5］王成，邵红梅，红淑新，等，松辽盆地北部深层碎屑岩储层物性下限及与微观特征的关系［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（5）：18－24.

［6］高剑波，庞雄奇，王志欣，等.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组碎屑岩储层低渗特征及含油性主控因素［J］.中国石油大学学报，2007，31（1）：5－18.

［责任编辑 李晓霞］

Reservoir Controling Factors for Deep Clastic Reservoir and Analysis on Lower Lim its of Effective Resrvoir in the Qikou Sag

HUA Shuang-jun，YU CHAO，SUN Chao-nan
（Exploration and Development Research Institute，Petro China Dagang Oilfield Company，Tianjing 300280，China）

Themiddle－deep clastic reservoir of Qikou Sag aremedium－low in porosity and medium－low to ultra low in permeability on thewhole，in deep reservoir（deeper than 3500m），the percentage of reservoir in low porosity and low permeability is higher than 85％，themain reservoir types are secondary pores.Although reservoirs are affected by compaction，which led to bad reservoir property，the abnormal pores were developed to provide reservoir space for oil and gas because of the common influence of sedimentation，pressure and diagenesis.The effective reservoir is a kind of reservoir in which well yield with industrial value can be obtained in the current process，the lower limits are dynamically changed.Taking the producing fluid reservoir with porosity of 8％and producing gas reservoir with porosity of7％as the lower limits of deep effective reservoirs in the current process，in Qikou Sag，the exploration depth for oil is4550m；depth for gas is deeper than 5800m，showing the deeper exploration depth in Bohai Bay Basin.

qikou sag；middle－deep reservoir；controlling factors of reservoir；lower limits of effective reservoir

TE122.23

A

1004－602X（2014）04－0056－05

10.3969／J.ISSN.1004－602X.2014.04.056

2014-10-15

滑双君（1971—），女，天津静海人，大港油田勘探开发研究院高级工程师。