陈世悦，张顺,，王永诗，谭明友

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院；2.中国石化胜利油田勘探开发研究院；3.中国石化胜利油田物探研究院）

渤海湾盆地东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相类型及储集层特征

陈世悦1，张顺1,2，王永诗2，谭明友3

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院；2.中国石化胜利油田勘探开发研究院；3.中国石化胜利油田物探研究院）

通过岩心精细观察描述、薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜分析等技术，建立了东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相划分方案，明确了主要岩相类型的储集空间类型及特征，并对主要岩相的孔隙微观结构特征进行了分析。结果表明：①富有机质纹层状灰岩相孔隙结构极为复杂，孔径具有多尺度性，微裂缝的存在沟通了孔隙，增大了储集层的孔渗性能；②中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩相孔隙多尺度性特征不显著，介孔开放性较好，大孔开放性较差，孔缝连通性一般；③富有机质夹层状灰岩相储集空间类型多样，孔径的多尺度性较强，孔隙的连通性较好，孔缝沟通明显，方解石重结晶晶间孔缝成为大孔的最主要部分；④贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩储集空间类型较单一，裂缝欠发育，孔隙连通性较差。综合油气生成潜力、油气可流动性、油气储集性能、可压裂性等因素，预测富有机质纹层状灰岩、富有机质灰质纹层状细粒混合沉积岩为有利岩相类型。图7表1参29

细粒沉积岩；岩相划分；有利岩相；储集空间；孔隙结构；东营凹陷；古近系

1 研究区概况及问题提出

细粒沉积岩主要从沉积物的粒径角度定义，成分上包含黏土矿物、粉砂、碳酸盐、有机质、生物硅质等，在油气勘探开发实际工作中，主要指由2种以上物质构成的粒度较细（粒径小于0.1 mm的颗粒含量大于50%）的沉积岩类型[1-2]。随着油气勘探领域向湖盆中心推进，湖相深水细粒沉积岩已成为油气勘探开发新领域。近年来，随着细粒沉积岩与储集层研究的不断深入，在富有机质泥页岩的基本特征[3-4]、成因[5]、分布以及致密储集层的微观结构特征[6-7]等方面取得了诸多研究成果。这些研究成果丰富了细粒沉积学理论，对页岩油（气）、致密油（气）的勘探起到了重要指导作用，但在细粒沉积岩的分类、微观结构剖析、岩相划分等方面研究稍显薄弱，缺少从岩相角度对细粒沉积储集层的研究及其可压裂性的系统评价。

渤海湾盆地是由一系列古近系箕状凹陷组成的断陷盆地[8]，古近系为典型湖泊沉积体系，经历了湖泊扩张和湖泊萎缩两个二级旋回。湖盆扩张鼎盛时期，在盆地内形成了大量细粒沉积岩，其中，半深湖—深湖相细粒沉积岩是重要的烃源岩，也是细粒沉积储集层发育的重要层段。本文以渤海湾盆地东营凹陷沙河街组三段—四段细粒沉积岩为研究对象（见图1），建立细粒沉积岩岩相划分方案；对发育的主要岩相类型的宏观、微观矿物岩石学特征及有机地球化学特征进行分析，结合测井曲线响应及气候演化等，分析主要岩相的垂向演化特征；对储集空间类型及储集层微观孔隙结构进行表征，建立主要岩相类型与储集层特征之间的联系；综合油气生成潜力、油气可流动性、油气储集性能、可压裂性等因素，预测可能的优势岩相类型，以期更好地指导细粒沉积岩油气的勘探和开发工作。

图1 渤海湾盆地东营凹陷位置图

2 岩相类型划分

2.1 岩相类型划分的原则与依据

以往有关细粒沉积岩岩相的研究多集中在海相及海陆过渡相泥页岩，多通过原始沉积构造和生物扰动特征重建泥页岩沉积时的沉积条件[9-10]。Hickey等国外学者多以层理、结构、生物群、成分、成因及纹理、矿物成分等为依据对页岩进行岩相划分[11-15]。相较于海相页岩，陆相湖盆细粒沉积岩具有矿物种类及产状多样、岩石类型丰富、垂向叠置关系多样、受气候以及物源影响更为敏感等特征，这也决定了海相泥页岩岩相划分方案不适用于陆相湖盆细粒沉积岩[16-18]。近几年部分学者[19-21]对陆相湖盆细粒沉积岩的岩相划分进行了有益探讨和研究。根据东营凹陷古近系细粒沉积岩的特征，笔者在岩相划分时遵循以下原则：①界线清晰，含义明确；②大类简单，小类区分标志明显；③尊重传统岩石学命名，在此基础上，体现湖盆细粒沉积岩在矿物成分及沉积构造上的多样性等[22]。

任何能反映沉积环境因素的岩石学及古生物学标志均可作为岩相划分标志：①矿物成分是造成岩石类型多样性的根本因素，也是深水细粒沉积岩层理构造发育的“内因”；②沉积构造是水动力特征的直观反映，详细剖析沉积构造有助于对湖盆气候、水体性质、事件沉积等微环境的研究；③有机质含量揭示细粒沉积岩的烃类富集特征，对建立与测井曲线之间的联系、进行储集层分类和评价有重要作用。因此，合理的岩相划分方案应该在沉积成因的控制下，全面考虑上述3个划分依据。除此之外，还应考虑气候及事件性沉积等因素。

2.2 东营凹陷岩相类型划分

对东营凹陷泥页岩重点取心岩心进行精细观察描述，发现细粒沉积岩在颜色、结构构造、基本岩石类型等方面具有以下特征：①以灰褐色、灰黑色、深灰色为主，也可见浅灰色、紫红色等；②层理构造类型丰富，岩心观察可识别的宏观层理构造有块状层理（厚度大于10 cm）、水平层理、波状层理、交错层理等。水平层理按单层厚度大小又可划分为页状层理（即页理）和纹理，纹层状构造最为发育；③岩石类型多样，主要包括碳酸盐岩、细粉砂岩及黏土岩。在矿物组成及组构方面，研究区细粒沉积岩具有以下特征：①黏土矿物含量较低，长英质和自生碳酸盐矿物含量较高，矿物组成变化较大，几乎不含钾长石；②黏土矿物类型主要为伊利石、伊蒙混层，绿泥石及高岭石含量低；③定向结构最为发育，主要由（富有机质）黏土层、方解石层以及很少量的白云石纹层构成；长英质矿物一般以分散状、局部富集状产出，其次呈砂质纹层夹于厚层泥岩中。此外，常见介形虫等浮游生物化石和分散状自生黄铁矿分布。在前人研究基础上[17-18]，本文分别对东营凹陷沙三段下亚段（Es3x）—沙四段上亚段（Es4s，分为Es4cs和Es4cx两个次级亚段）细粒沉积岩碳酸盐、长英质、黏土矿物的含量进行三角图投点（见图2）。

图2 东营凹陷沙三段—沙四段岩相类型三端元图

由图2可以看出，三端元矿物均不占主导的细粒混合沉积岩类数量较大，占所有细粒沉积岩总量的60%以上。据此特点，将细粒混合沉积岩进一步划分为长英质细粒混合沉积岩、灰质细粒混合沉积岩以及黏土质细粒混合沉积岩等类型。东营凹陷沙三段—沙四段细粒沉积岩主要发育纹层状灰岩相、夹层状灰岩相、页状黏土岩相、纹层状细粉砂岩相、块状细粉砂岩相、纹层状长英质细粒混合沉积岩相、纹层状灰质细粒混合沉积岩相及少量的块状灰质细粒混合沉积岩相等8类岩相（见表1，根据有机质含量进一步细分为17个小类）。

3 主要岩相的基本特征

本文重点研究工区相对发育的富有机质纹层状灰岩相、富有机质夹层状灰岩相、富有机质页状黏土岩相、中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩相、贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩相的宏观、微观矿物岩石学和有机地球化学等基本特征。

表1 东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相综合分类命名方案

3.1 富有机质纹层状灰岩相

集中发育于Es3x中下部，约占Es3x—Es4s细粒沉积岩总厚度的25%。总体呈深灰色，浅色纹层与深色纹层互层，浅色纹层比例较大，界限较清晰（见图3a）。镜下观察浅色层主要为方解石层，暗色层为富有机质黏土层，层间可见细小石英颗粒半定向分布（见图3b）；有机质赋存方式以顺层状为主（见图3c）。

X射线衍射数据显示，富有机质纹层状灰岩相样品方解石含量集中在52%～67%，黏土矿物含量为10%～20%，长英质矿物含量变化较大，为12%～29%，TOC值为4.0%～4.5%，黄铁矿平均含量大于3%。Ro值变化范围较大，主要集中在0.74%～0.80%；S1（游离烃含量）为2.91～3.05 mg/g；S2（热解烃含量）主要为5.41～9.08 mg/g；氯仿沥青“A”含量为1.96%～3.36%。

3.2 富有机质夹层状灰岩相

该类灰岩又称为钙片页岩[17]，约占Es3x—Es4s细粒沉积岩总厚度的7%。岩心观察发现，方解石部分通常为白色，呈具有一定厚度的脉状或夹层状（3.0～10.0 mm）产出，垂向上可形成多个白色夹层的似叠瓦状排列（见图3d）。部分岩心截面页理间可见细小植物叶片化石和炭质结核，钙质夹层与纹层间界限清晰易辨[22]。镜下观察方解石呈重结晶状态（见图3e、3f），暗色有机质层及富含有机质黏土层夹于方解石浅色层之间。有机质兼有分散状和顺层富集的特点，含量最高可达7%；Ro值集中在0.8%～0.9%，Es4s该岩相Ro值最高可达0.93%；S1值变化范围较大，主要为3.18～4.11 mg/g，S2值普遍较高，为11.61～19.54 mg/g；氯仿沥青“A”含量为1.59%～2.72%。

图3 东营凹陷古近系细粒沉积岩岩相类型

3.3 富有机质页状黏土岩相

该岩相也被称为黑色页岩[17,23]，约占Es3x—Es4s细粒沉积岩总厚度的8%～10%，主要发育在Es3x、Es4s的湖侵体系域。颜色为黑—灰黑色，页理发育，硬度较小，多呈薄片状（见图3g）。镜下观察发现富有机质泥质纹层（暗色层）与黏土纹层（较暗色层）互层。黏土纹层中可见极少量分散状有机质；纹层的纹理特征不明显，界限不够清晰；石英颗粒顺层性及定向性较差（见图3h）。

X射线衍射结果显示，富有机质页状黏土岩相样品碳酸盐含量为10%～30%，黏土矿物及陆源碎屑含量较高，黏土矿物含量为50%～62%，平均为53%，石英含量平均为29%，另可见少量黄铁矿。有机质成层性好、含量较高（见图3i），TOC值集中在4%～6%。S1和S2普遍较高，S1值为2.79%～5.04 mg/g，平均值大于4.00 mg/g；S2值主要为18.57～34.51 mg/g；氯仿沥青“A”含量2.13%～5.05%。

3.4 中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩相

纹层状细粒混合沉积岩是东营凹陷最发育的细粒沉积岩岩相类型（见图3j—3o），其中纹层状灰质细粒混合沉积岩约占Es3x—Es4s细粒沉积岩总厚度的32%，主要发育在Es3x上部及Es4s中上部，总体呈灰色，由浅色纹层与暗色纹层在垂向上频繁叠置构成（见图3m），浅色纹层主要为隐晶方解石层，由灰泥透镜体断续组成（见图3n），局部可见连续性较好的钙质纹层；暗色层主要为有机质含量较高的黏土层。荧光薄片观察，有机质呈分散状、断续纹层状及短线状分布（见图3o）。

该沉积岩相灰质含量平均为30%～47%，石英含量平均为26%，碳酸盐、长英质矿物、黏土未见主导成分。TOC值为1.5%～3.8%，Ro平均值为0.58%，S1值主要为1.89～2.85 mg/g，S2值变化范围较大，主要为8.09～14.02 mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.96%～1.86%。

3.5 贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩相

主要发育于大套泥页岩发育段的底部及顶部，约约占Es3x—Es4s细粒沉积岩总厚度的8%。褐灰（或者灰）色，较均匀块状，除极少量断续纹层外，宏观无层理（见图3p）。显微镜下观察，长英质矿物、黏土矿物与隐晶碳酸盐矿物相混合（见图3q），局部见黄铁矿、介形虫碎片、炭屑等，略定向分布，总体以泥粒级的细碎屑组分为主。

X衍射结果显示，该岩相样品灰质含量集中在25%～40%，黏土矿物含量普遍小于40%，另含不等量石英、长石等陆源粉砂质碎屑，黄铁矿含量小于2%。当粉砂质碎屑含量增大时，逐渐向粉砂质泥岩及泥质粉砂岩过渡。TOC值低（1.3%～2.0%），有机质呈分散状（见图3r）、团块状或矿物沥青基质产出；Ro值集中在0.50%～0.65%，平均值小于0.60%；S1值主要为1.58～2.87 mg/g，S2值变化范围较大，主要为8.06～12.42 mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.73%～1.18%。

4 主要岩相的储集层特征

4.1 富有机质纹层状灰岩相

4.1.1 储集空间类型

该岩相垂向上矿物成分和力学性质均存在较大差异。灰质成分越高，碳酸盐对纹层结构的支撑作用越明显，从而使纹层界面成为潜在的层间微缝（见图4a），因此，层间缝是富有机质纹层状灰岩最发育的裂缝类型，主体近水平，角度多集中在0～5°，开度多为0.1～0.3 mm，在岩心及岩石薄片观察中均可见。由于欠压实作用、生烃膨胀、黏土矿物脱水及水热增压等形成的异常高压缝大量发育（见图4b）。此外，沿脆性矿物颗粒边缘发育微裂缝（见图4c），规模有限，较狭窄。

有机质多与黏土吸附构成富有机质黏土层产出。有机质在热演化过程中，易形成有机质演化孔，在黏土矿物内部及长石颗粒表面发育大量溶蚀孔隙。而分布于纹层间的长英质矿物颗粒间发育粒间孔（见图4d），往往与异常高压缝及层间微缝沟通（见图4b），明显增加了孔隙之间的连通性。此外，絮状黏土矿物中的片状黏土矿物通过边和边、面与面以及边缘与面之间定向接触形成“纸房构造”等开放孔隙，这些孔隙可以相互连通形成渗透通道（见图4e、4f），常呈弯曲状、断续状，与纹层界面近于平行。

4.1.2 孔隙结构特征

对东营凹陷纹层状灰岩样品进行高压压汞及低温氮气吸附实验测试，以表征岩相不同孔径范围的孔隙结构特征。如图4g所示，进汞曲线多数出现2～3个拐点，排替压力低，在小于1 MPa时迅速增大，说明较大孔隙发育；退汞曲线先略上凸然后下凹，进退汞曲线体积差较大，表明富有机质纹层状灰岩较大孔隙的开放程度及连通性较好。

细粒沉积岩的等温吸附曲线在一定压力范围内常与脱附曲线发生分离，若孔隙呈开放状态，即可形成脱附回线[24-27]。纹层状灰岩样品吸脱附曲线的滞回环宽大，吸附曲线变化缓慢，脱附曲线变化明显，在中等相对压力处陡直下降且脱附曲线比吸附曲线陡峭（见图4h），反映了“广体细径”的墨水瓶形等无定形孔隙，微孔较发育，充当“瓶颈”部分，这种孔隙有利于气体存储吸附，但可能对气体渗流不利[26]；曲线分离段的坡度接近平行，表明介质孔中直径较大的孔隙开放程度相对较高。

总体上，纹层状灰岩孔隙结构极为复杂，既发育微米、纳米级的基质孔隙，也发育较大的微裂缝或裂缝（见图4i）；岩相内孔径具有多尺度性，通常一个样品中相差几个量级的孔喉共存；微裂缝的存在沟通了孔隙，增大了泥页岩储集层的孔渗性能。

图4 富有机质纹层状灰岩储集空间类型及微观结构（h图中相对压力为氮气分压与液氮温度下氮气的饱和蒸汽压之比）

4.2 中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩相

4.2.1 储集空间类型

物质组成上无占优势的主导矿物是细粒混合沉积岩类最典型的特征。纹层状灰质细粒混合沉积岩中方解石含量稍高，但总体上方解石不够纯净，即便形成纹层，垂向上不同矿物层的叠置规律并不明显，纹层界限不清晰。在裂缝的发育种类和规模上均不如纹层状灰岩。借助荧光薄片观察，可以对裂缝的类型和形貌进行识别：层间微缝较为发育，但裂缝开度较小，且由于微米级灰泥透镜体的断续排列，不同矿物集合体之间的微裂缝通常延伸较短（见图5a）；异常高压缝总体上欠发育；构造缝尤其以剪性构造缝最为常见，剪性构造裂缝将纹层（组）错断，部分裂缝充填方解石。

长英质矿物含量较高但往往呈分散状，极少富集成层或砂质团块，因此顺纹层发育矿物颗粒间微米级的粒间孔（见图5b）；黏土矿物多与长英质矿物、炭屑及星散状黄铁矿较均匀混合，略显定向结构，分布于灰泥透镜体之间，扫描电镜下可见溶蚀孔缝（见图5c）；有机质成层性差，丰度较低，几乎不见有机质演化孔。

4.2.2 孔隙结构特征

进汞曲线仅存在一个较明显的增大区间，几乎不存在相对平缓的直线段（见图5d），这说明喉道的分布较分散；进退汞体积差较小，表明开放孔欠发育，孔隙之间的连通性一般。这种孔隙结构不利于页岩油气的扩散和渗透。

脱附曲线与吸附曲线在接近饱和蒸汽压时才发生明显的氮气聚集，滞后环狭小（见图5e）；吸附曲线上升缓慢，上升速率较低，反映了孔隙开放性一般，较小孔径范围内的孔隙多为一端封闭的形态；脱附曲线与吸附曲线分离，当相对压力减小时脱附曲线会出现一个明显的拐点，表明中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩的孔隙系统比较复杂，存在较大的孔隙。孔隙体积分布曲线显示，孔径在4 nm出现高峰值（见图5f），这与纹层状灰岩往往出现2～3个峰值有明显不同，说明纳米级孔隙的多尺度性并不显著。

总体上，纹层状细粒混合沉积岩孔隙结构较复杂，尽管有大孔径孔隙存在，但并不占优势，孔隙多尺度性特征不明显；介孔（孔径在2～50 nm）开放性较好，大孔开放性则较差；孔隙（缝）连通性一般。

图5 中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩储集空间类型及微观结构

4.3 富有机质夹层状灰岩相

4.3.1 储集空间类型

白色夹层状方解石质纯、含量高（普遍大于65%），且发生明显的重结晶作用（见图6a、6g），与其夹持的黏土岩往往也较纯。因此在方解石层与黏土层之间，由于作用力较小而形成开度较大的层间缝，且延伸较远，裂缝长度往往近于钙质夹层长度，且往往无充填；异常高压缝较发育，但裂缝开度及长度均有限；构造缝少见。方解石重结晶晶间孔缝是该岩相最为典型的有效储集空间类型，荧光薄片观察，方解石晶粒间、方解石与黏土之间微裂缝大量发育；方解石晶间孔径集中在20～40 μm，最大可达100 μm（见图6b）。溶蚀孔多呈蜂窝状或星散状分布于碳酸盐矿物表面以及黏土矿物之间（见图6c—6f），总体上孔缝类型多样。

4.3.2 孔隙结构特征

与大部分细粒沉积岩样品类似，不同之处在于：①吸附曲线总体上升缓慢，几乎处于平稳状态（表明该时期为单分子层逐渐向多分子层吸附过渡的阶段），但在相对压力接近1.0时，曲线急剧上升（见图6h），表明在夹层状灰岩中较大孔径的孔隙发生毛细凝聚现象，从而造成气体吸附量的快速增大；②脱附曲线分支上拐点并不明显，反映了夹层状灰岩样品的孔隙系统并不复杂，大孔发育且连通性较好。碳酸盐及黏土矿物中均发育溶蚀孔隙，一定程度上增强了孔隙之间的连通性。

孔径及孔隙体积分布曲线显示（见图6i），4 nm左右的介孔对孔体积的贡献较大。这是由于氮气吸附实验主要是针对介孔及小孔的测试，因此对于大量发育的微米级方解石重结晶晶间孔（20～40 μm）而言，低温氮气吸附并不能完全表征其对孔隙总体积的贡献。

总体上，储集空间类型多样，孔隙结构复杂，孔径的多尺度性较强，微米、纳米级孔隙均发育；孔隙连通性较好，孔缝沟通明显；方解石重结晶晶间孔缝成为大孔（或超大孔）的最主要部分。

图6 富有机质夹层状灰岩储集空间类型及微观结构

4.4 贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩

4.4.1 储集空间类型

该岩相总体致密，储集空间类型以孔隙为主，除构造缝外，宏观裂缝总体欠发育；孔隙类型以泥晶方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔（见图7a）以及长英质矿物颗粒的粒间孔最为常见，在黄铁矿含量较高（大于2%）的该岩相样品中常发育黄铁矿晶间孔（见图7b、7c、7d）。

与其他岩相类型相比，孔隙尺寸较小，根据扫描电镜及激光共聚焦显微镜观察，宏孔（孔径大于50 nm）的孔隙大小集中在2～15 µm，以多边形及不规则形状为主。球状黄铁矿分布较为集中，但并未呈紧密堆积体状，球形黄铁矿之间往往充填细小片状黏土矿物（见图7b）。黏土矿物及少量长英质矿物颗粒表面发育少量纳米级溶蚀孔隙。储集空间类型总体较为单一，除了开度小于10 µm的微裂缝，宏观裂缝整体欠发育。

4.4.2 孔隙结构特征

微裂缝整体较不发育，仅在局部断续状产出，开度及长度均有限，孔缝连通性差。氮气吸脱附曲线形态表明（见图7e），在相对压力较低（0～0.4）处吸脱附曲线不重合，即产生吸附回线，说明较小孔径孔隙具有一定透气性；吸附曲线上升缓慢，相对压力接近1.0时陡直上升，且脱附曲线产生明显拐点，说明存在较大孔径的孔隙。孔隙形貌为墨水瓶状孔和圆筒状孔，孔隙连通性一般，开放性较好；微孔和中孔较发育，4 nm左右孔隙对孔体积贡献最大（见图7f）。

总体看，贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩储集空间类型以粒间孔和晶间孔为主，其他孔隙类型发育较少，裂缝总体欠发育。孔隙孔径较小，宏孔孔径多小于15 µm；孔隙开放性较好，连通性一般。

图7 块状细粒混合沉积岩相储集空间类型及微观结构

5 优势岩相类型

优势岩相的预测应充分考虑岩相的矿物成分、沉积构造、所占比例、总体厚度及连续性、有机碳丰度、储集空间类型及发育程度、孔隙结构等，即满足“油气生成”、“油气存储”以及“工程压裂”均有利的岩相类型。

有机质是形成油气的物质基础，决定了岩石的生烃潜力，除此之外，有机质对细粒沉积岩的沉积、成岩、储集层的发育均有十分重要的作用。从生烃潜力角度，只有TOC值大于2%的细粒沉积岩相满足优势岩相的下限标准。东营凹陷有机碳丰度高的细粒沉积岩往往分布在远离物源、靠近北部陡坡带一侧的半深湖—深湖区，且呈环带状分布，从湖盆沉积中心向湖盆边缘及滨浅湖区递减；有机质含量较高的岩相类型集中在纹层状灰岩相、夹层状灰岩相、页状黏土岩相、纹层状灰质细粒混合沉积岩相等，且这些岩相类型的分布与平面上有机碳高值区的分布特征基本吻合。

在较高孔隙度细粒沉积岩段，TOC与孔隙度有较好的相关性，泥页岩中已经转化为烃类的原始生烃潜力部分S1与泥页岩中较大孔隙也具有较好的正相关关系。孔隙度越大，油的可流动性就越强[28-29]，因此从生油及页岩油的可流动性角度，富有机质页状黏土岩、富/中有机质纹层状灰岩及夹层状灰岩可视为可能的优势岩相。

储集空间类型和孔隙结构是影响泥页岩油气产能的重要因素。页岩油气，尤其是页岩气，在细粒沉积岩储集层中的储集量依赖于基质孔隙的比表面积和孔体积大小。因此，优势岩相的预测必须充分考虑储集空间类型、丰度及泥页岩孔隙结构特征，这也是岩相类型及特征研究与页岩油气勘探结合的最重要环节。从储集空间发育类型及丰度的角度，富有机质纹层状灰岩、富有机质夹层状灰岩以及富有机质页状黏土岩可视为优势岩相；从微观孔隙结构角度，夹层状灰岩相、纹层状灰岩相的孔隙类型多样、孔径具有多尺度性、孔隙连通性及开放性均良好，亦可视为优势岩相。

优势岩相的厘定还应考虑其工程性质。脆性矿物含量高有利于后期压裂，但也应注意层间缝越发育，压裂时沿层理间力的卸载会越严重，且沿纹层的抗嵌入能力越差。通过上文分析，富有机质夹层状灰岩孔缝均发育的原因主要是：①白色钙质透镜体中方解石重结晶形成晶间孔；②矿物成分在纵向上频繁变化使岩石脆性和力学性质变化，从而导致页理及层间微缝均发育。因此，从压裂工程角度，层间矿物及力学性质差异极大的夹层状灰岩并不能视为优势岩相，纹层状灰岩及纹层状灰质细粒混合沉积岩可能是对压裂有利的优势岩相。

综合油气生成潜力、油气可流动性、油气储集性能、岩相发育厚度及可压裂性等因素，预测富有机质纹层状灰岩相、富有机质灰质纹层状细粒混合沉积岩相为有利岩相类型。

6 结论

湖相深水细粒沉积岩岩相划分要遵循：①界线清晰，含义明确；②大类简单，小类区分标志明显；③尊重传统，并充分体现矿物成分及宏微观沉积构造上的多样性等原则，矿物组成、沉积构造、有机质丰度、颜色以及其他混入物等都可以作为岩相类型划分的重要依据。富有机质纹层状灰岩、富有机质夹层状灰岩、中有机质纹层状灰质细粒混合沉积岩、富有机质页状黏土岩、贫有机质块状灰质细粒混合沉积岩是主要发育的岩相类型。不同岩相类型发育的储集空间类型及孔隙结构特征存在差异。纹层状灰岩孔隙结构极为复杂，既发育微米、纳米级的基质孔隙，也发育较大的微裂缝或裂缝；岩相内孔径具有多尺度性，通常一个样品中相差几个量级的孔喉共存；微裂缝的存在沟通了孔隙，增大了泥页岩储集层的孔渗性能。纹层状灰质细粒混合沉积岩孔隙多尺度性特征不明显，介孔开放性较好，大孔开放性则较差；孔隙（缝）连通性一般。富有机质夹层状灰岩储集空间类型多样，孔隙结构复杂，孔隙孔径的多尺度性较强，微米级、纳米级孔隙均发育；孔隙的连通性较好，孔缝沟通明显；方解石重结晶晶间孔缝成为大孔（或超大孔）的最主要部分。综合油气生成潜力、油气可流动性、油气储集性能、可压裂性等因素，预测富有机质纹层状灰岩、富有机质灰质纹层状细粒混合沉积岩为有利岩相类型。

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（编辑 黄昌武）

Lithofacies types and reservoirs of Paleogene fine-grained sedimentary rocks in Dongying Sag,Bohai Bay Basin

CHEN Shiyue1,ZHANG Shun1,2,WANG Yongshi2,TAN Mingyou3
(1.College of Geo-Resources and Information,China University of Petroleum,Qingdao 266555,China; 2.Geological Scientific Research Institute,Sinopec Shengli Oilfield Company,Dongying 257015,China; 3.Geophysical Research Institute of Sinopec Shengli Oilfield,Dongying 257022,China)

By applying such technologies as detailed description of cores,identification of thin sections,X-ray diffraction analysis,and scanning electron microscopy,this paper establishes the lithofacies division scheme of the fine-grained sedimentary rocks in the Paleogene of the Dongying Sag,confirms the reservoir space types and characteristics of the major lithofacies,and analyzes the micro-structure characteristics of their pores.The research results show that:(1) the pore structure of the organic-rich laminated limestone facies is very complex,with multi-scale aperture.The micro-fractures connect the pores,and increase the porosity and permeability of reservoirs; (2) the pore structure of the laminated calcareous fine-grained mixed sedimentary facies with moderate organic content has not apparent multi-scale feature,but with better mesoporous opening property,poorer macroporous opening property,and ordinary connectivity of pores and fractures; (3) the reservoir space types of the organic-rich interbedded limestone facies are various,with stronger multi-scale aperture,better pore connectivity,apparent communication between pores and fractures,and the intercrystal pores and fractures in calcite recrystallization are the most important part of the macro-pores; (4) the reservoir space types of the organic-poor massive calcareous fine-grained mixed sedimentary facies are relatively simple,with undeveloped fractures,and poorer pore connectivity.By combining oil and gas generation potential,oil and gas flow ability,oil and gas reservoir properties and fracturing properties etc.,the organic-rich laminated limestone and the organic-rich limy laminated fine-grained mixed sedimentary rocks are predicted as the favorable lithofacies.

fine-grained sedimentary rock; lithofacies division; favorable lithofacies; reservoir space; pore structure; Dongying Sag; Paleogene

国家自然科学基金项目（41372107）

TE122.2

A

1000-0747(2016)02-0198-11

10.11698/PED.2016.02.05

陈世悦（1963-），男，陕西山阳人，博士，中国石油大学（华东）教授，主要从事沉积学方面的教学与研究工作。地址：山东青岛经济技术开发区长江西路66号，中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，邮政编码：266580。E-mail:chenshiyue@vip.sina.com

联系作者：张顺（1985-），男，山东桓台人，博士，现为中国石化胜利油田勘探开发研究院博士后，主要从事油气储集层地质学方面的研究工作。地址：山东省东营市聊城路2号，胜利油田勘探开发研究院，邮政编码：257015。E-mail:satisfactoryshun@163.com

2014-10-13

2016-01-15