Question

　成岩演化史及储层评价

Answer 1

一、成岩演化

本区下第三系碎屑岩中各种埋藏成岩作用主要受埋深和地温影响，随埋深增加，成岩作用逐渐加强（表10-2）。根据本区内大芦家、临9-13断块区、临58区、商三区东的标准地层剖面图及地层剥蚀情况分别作了四个区的埋藏史曲线（图10-2）。现对这四个区的成岩埋藏史作如下分述与对比：

1.大芦家区（图10-2A）

本区沉积过程中，湖盆是连续沉降的。沙二沉积中期以前，沙三地层的埋深小于1500m，从埋藏开始后，砂质沉积物在孔隙水的作用下逐渐发生早期碳酸盐胶结作用，主要是方解石沉淀，但由于Ca₂₊和

有限，所以只能在局部形成早期方解石胶结物。因此本阶段的主要成岩作用是机械压实，在此深度范围内随埋深的增加，沉积物的原生孔隙迅速减少。

东营组沉积初沙三段埋深达2200m以上，属于早期碳酸盐胶结阶段，形成大量的早期碳酸盐矿物，使砂岩完全固结。本阶段末期，由于孔隙水显酸性，所以发生了一次小规模溶蚀作用，被溶的主要是早期碳酸盐及长石等易溶矿物。

东营组沉积初到馆陶组沉积末厚度大约3300m左右，本区储层开始进入晚成岩阶段，有机质进入生油门限，分散于生油岩中的有机质随温度升高的逐渐成熟，在向烃类转化过程中产生大量有机酸和CO₂，使碳酸盐、长石等不稳定矿物发生较大规模的溶蚀，产生大量次生孔隙。

从明化镇组沉积到第四系沉积期，由于溶蚀作用使砂岩抗压强度下降及埋藏深度大，导致晚期压实作用显著，加上晚期碳酸盐沉淀及硅质沉淀等自生矿物的充填（但量不十分充足而足以抑制压实作用），使得孔隙度进一步下降，这可能是导致本区砂岩最终孔隙度低的主要原因。

2.临9-13断块区（图10-2B）

本区在沙三段沉积末期（埋深约1000m）以前属压实期。沙二开始沉积时水体较浅，沉降幅度较小，这时的主要成岩作用是早期碳酸盐胶结及早期石英加大，在沙一末期发生过一次小的溶蚀。从沙二段、沙一段到东营组早期，湖盆持续沉降，接受沉积，东营组后期湖盆抬升，使东营组（Ed₂）和馆陶组（Ng₃）呈不整合接触。从馆陶组开始，又处于下降阶段，直至明化镇组沉积结束。在馆陶组沉积过程中发生了一次较大规模的溶蚀。从明化镇组沉积末期开始，晚期碳酸盐大量沉淀，晚期石英加大也较强烈，致使孔隙度进一步降低。本区沙三储层埋藏虽较浅，但其成岩作用程度较高。这与东营组末期地层抬升遭受剥蚀有关，现在虽然埋藏较浅，但在地层抬升前沙三曾处于较大的埋深（2700m），并使其具有了较高的古地温（70～120℃）。

3.临58区（图10-2C）

本区在东营组沉积开始以前（埋深约1000m），一直处于压实期。沙二段、沙一段沉积时水体浅，沉降幅度小。从东营组开始，湖盆持续沉降，接受沉积，东营组沉积后期湖盆抬升，使得东营组大部分遭受剥蚀，造成了东营组和馆陶组之间的不整合接触。在此期间，主要成岩作用是早期碳酸盐胶结，沙三段遭受了一次小规模溶蚀。从馆陶组沉积开始时，又处于持续下降阶段，直至明化镇沉积结束。在此期间早期碳酸盐大量沉淀，并在明化镇沉积末期，遭受一次规模较大的溶蚀。在此以后，晚期碳酸盐开始大量沉淀，使孔隙度进一步降低。

图10-2　惠民凹陷沙三段埋藏成岩演化曲线

本区成岩埋藏演化过程与临9-13断块区相似，但由于本区在遭受剥蚀以前沙二的成岩作用程度较低，只有沙三段下部的部分储层进入晚成岩A₁期。

4.商三区（图10-2D）

本区沉积过程中，湖盆持续下降。从埋藏直至馆陶组沉积结束，沙三段一直处于压实期。明化镇组沉积早期（从1700m至2100m），早期碳酸盐大量出现，并且伴有早期石英加大，使得岩石完全固结。从明化镇沉积早期约1700m开始，早期碳酸盐及长石等不稳定矿物遭受溶蚀，岩屑主要为燧石岩屑，此外还见少量泥岩、安山玄武岩岩屑。本区储层中也出现少量内碎屑，如生物壳、鲕粒等。

岩石颗粒以中、细、粉砂质碎屑为主，且以后两者出现较多，分选中等或中等偏差，棱角状—次棱角状；胶结物主要为方解石、含铁方解石、白云石、含铁白云石，局部还出现较明显的硅质胶结；杂基主要为泥晶方解石、泥晶白云石及泥质。

储层成岩作用演化程度随埋深不同有些差异，但总体已达到晚成岩A期或B期。随埋深的增加及成岩演化程度的加深，岩石中储层物性受成岩作用的影响也随之变强，孔隙度一般1%～30%，渗透率变化的幅度更大，从n×10^-3μm²到nμm²都可出现。

二、储集空间特征

由储层沉积及成岩作用导致了孔隙类型的多样性，通过岩石薄片、铸体薄片、图像分析及扫描电镜观察，本区沙河街组储层中的孔隙据成因可分为原生孔隙和次生孔隙两大类，根据其结构又可对其作出进一步分类（表10-3）。

1.原生孔隙

多出现于一些埋藏较浅的砂岩中，且多数因碳酸盐矿物胶结而缩小，孔隙中没有明显的溶蚀痕迹。对盘27井、盘61井、肖10-4井等井的取心分析表明，在埋深小于2000m的条件下，原生孔隙出现较多，2000m深度之下一般呈原生微孔隙出现。

2.次生孔隙

次生孔隙是本区储层中最为主要的储集空间类型，它包括粒间溶孔、粒内溶孔、微孔隙、收缩孔缝与微裂缝等类型，它们分别具有不同的特征：

粒间溶孔　是本区内最发育的一种孔隙类型，约占孔隙总量的90%以上。粒间溶孔有两种成因，一是粒间填隙物（胶结物和杂基）被溶蚀而成，二是碎屑颗粒被明显溶蚀而成，前者中一般或多或少有填隙物的残余，后者则一般不见填隙物残余。这两种成因的孔隙类型也可以相伴出现。粒间溶孔过度发育可以形成超粒大孔隙（约0.5～1mm）或伸长状孔隙（图10-11）。

粒内孔隙　在长石和石英等碎屑颗粒中都发育，且在长石中更为常见，主要表现为沿解理缝形成的溶蚀孔，呈现蜂窝状的形态，有时也沿解理缝溶蚀，扩大而形成铸模孔。铸模孔在生物灰岩及鲕粒灰岩中更为常见，常表现为生物壳或鲕核的溶蚀（图10-1H）。

微孔隙　主要为粘土矿物晶片因部分溶蚀而成，这种孔隙在较深层或深层含泥质杂基的砂岩中较常见，因呈微孔隙状出现，它对储层物性无影响。

表10-3　中央隆起带西部孔隙分类表

收缩孔隙　较少出现，主要为粘土杂基或泥质岩屑脱水收缩而成。

裂隙　伴随埋藏成岩的各个阶段都发育，微裂隙可超出颗粒的范围并和孔隙相连通，因为存在数量少，对储层物性影响不大。

三、孔隙结构

本区孔隙结构根据压汞曲线特征可分为三类（表10-4）。

（1）第一类孔隙结构的压汞曲线具有较小的中值压力（P_c50）、束缚水饱和度（S_min），较大的孔隙度和渗透率，毛管压力曲线分选好，曲线出现平台，平均喉径较大，储层的储集性能较好。

（2）第二类孔隙结构的压汞曲线的P_c50力大，S_min也较大，K、Φ都较小，毛管压力曲线分选好，曲线出现平台，R50较小，储层的储集性能较好。压汞曲线分选较差，这可能是因为溶蚀孔隙的不均匀发育而造成的。

（3）第三类孔隙结构的压汞曲线的P_c50、S_min都很大，K、Φ很小，毛管压力曲线分选好，曲线出现平台，但R₅₀很小，储层的储集性能差。

四、储层结构模式

储层结构模式与储层中碎屑组分、胶结物、杂基、成岩作用等因素有关。储层结构模式的差异造成了储层物性的差异及储层非均质性。本区沙河街组储层结构从微观特征上可以分为以下五种类型（图10-3）：

表10-4　沙河街组砂岩孔隙结构特征及曲线分类

图10-3　储层结构模式

Ⅰ.溶蚀孔隙型，（+）×198；Ⅱ.弱胶结型，（+）×79；Ⅲ.碳酸盐矿物孔隙式—基底式胶结型，（一）×79；Ⅳ.杂基填集型，（+）×198；Ⅴ.生物灰岩型，（+）×79

1.溶蚀孔隙型（I）

储层组分以碎屑颗粒为主，粘土杂基和胶结物出现较少。砂岩中孔隙主要为次生孔隙，面孔率大，达25%以上，渗透率一般大于1μm²，属高孔高渗储层。该种孔隙结构储层多对应于溶蚀相，微电极曲线幅度中等，曲线起伏不大且具有相对稳定的幅度差，反映储层的储集空间总体发育较好。

2.弱胶结型（Ⅱ）

储层中组分以碎屑颗粒为主，也发育有较多的胶结物和少量粘土杂基。岩石总体呈现弱胶结特征，孔隙以次生粒间孔隙为主，粒内孔及伸长状孔隙也少量发育，连通性也较好，储层物性差别较大，但总体对应于中高孔隙储层，孔隙度一般10%～25%。

3.碳酸盐矿物孔隙式-基底式胶结型（Ⅲ）

岩性以灰质砂岩为主，岩石中胶结物含量高。孔隙主要为溶蚀孔隙及少量残留原生孔隙，组分分布不均，面孔率一般1%～10%。

4.生物灰岩型（IV）

岩性主要为生物灰岩或含较多生物碎屑的灰（云）岩，生物碎屑间填隙物主要为泥晶方解石或白云石，在成岩作用过程可发生重结晶作用、白云化作用等，也含有一定量的亮晶碳酸盐矿物，溶解作用发育不均匀，有时可形成发育的次生孔隙，有时则呈现强胶结或杂基填集型的特征，面孔率可高达30%，也可＜5%，多数具有中等以上孔渗性。

以测井曲线为基础，可以对本区未取心井段进行储层评价。

（1）I类曲线：自然电位曲线为中高幅箱形、微齿化箱形、箱形—钟形复合形，有时表现为高幅指状；微电极曲线幅度中等，曲线跳跃幅度及频率都较小，且具有稳定的幅度差；声波时差一般200～300μs/m，周波跳跃幅度和频率都较低；井径较小，一般20～25cm。该类曲线所反映的地层中砂岩含量高，隔层分布少，孔隙度和渗透率都较高，是好的储层。

（2）Ⅱ类曲线：自然电位曲线为中、中低幅微齿化箱形；微电极曲线幅度变化大，约2～6Ω·m，跳跃频率较大，但幅度较小，且具有较稳定的幅度差；声波时差一般225～275μs/m，周波跳跃幅度和频率都较低；井径较小，一般20～30cm。该类曲线对应的地层中非均质程度较大，但物性一般较好，是较好的储层。

（3）Ⅲ类曲线：自然电位曲线为中、中低幅微齿化箱形，或指状等形态；微电极曲线幅度变化较大，一般1.5～6μs/m，曲线跳跃频繁且跳跃幅度大，幅度差较小，也相对不稳定；声波曲线可具Ⅱ类曲线的特征，井径相对较大，一般25～30cm。该类曲线所对应的储层非均质性程度更高，孔渗性分布不均，总体物性较差，但仍具有一定的孔渗性。

（4）Ⅳ类曲线：自然电位曲线以低、中低幅为特征；微电极曲线跳跃幅度大，一般1～6μs/m，跳跃频率也大，但幅度差多不稳定或无明显幅度差；声波时差变化比较大，周波跳跃频繁，且幅度也大；井径也较大，一般25～30cm，变化幅度也较大。表明砂岩中胶结更强，压实紧密，储层物性较差，一般对应于低渗透层，但局部仍具有一定的孔渗性。

（5）V类曲线：自然电位曲线以中低、低幅为特征；微电极曲线跳跃幅度小，一般小于1μm，幅度差不稳定，正负不定，有时也显示较稳定；声波时差曲线周波跳跃频繁，声波时差一般大于250μs/m；井径常较大，一般达30cm左右，该类曲线对应于泥岩、泥质粉砂岩，或渗透性中的泥质砂岩隔层。

五、储层评价

1.储层分类

根据石油天然气总公司碎屑岩储层性能评价标准（1997），结合岩性、物性、电性及微观结构等特征，结合本区具体情况，把本区内沙河街组储层分为四种类型（表10-5）：

表10-5　储层评价综合表

注：“＋＋＋”常见；“＋＋”较常见；“＋”较少见，“－”少见。

（1）Ⅰ类储层：主要由溶蚀砂岩成岩相及生物灰岩成岩相组成，也可出现较多的弱胶结成岩相。孔隙主要为次生孔隙，面孔率＞25%，渗透率＞1μm²。压汞曲线为I类或Ⅱ类为主，曲线粗歪度，平均喉半径一般＞5μm，曲线分选程度不一，多数出现平台。测井曲线以Ⅰ类为主，为高孔渗储层。

（2）Ⅱ类储层：以溶蚀相、生物灰岩成岩相及弱胶结相为主。孔隙主要为次生孔隙及少量被胶结物而缩小的原生孔隙。面孔率一般10%～25%，渗透率一般0.1～0.5μm²。压汞曲线以Ⅱ类为主，曲线偏粗歪度，分选中等。储层微观结构以弱胶结型、生物灰岩型为主，测井曲线以Ⅱ类为主，储层的非均质程度增加，为中高孔渗储层。

（3）Ⅲ类储层：主要由弱胶结砂岩成岩相，生物灰岩等岩石组成。孔隙以次生孔隙为主，但分布不均匀。压汞曲线以Ⅲ类为主，细歪度，分选较好。储层微观结构以Ⅱ、Ⅲ、V类为主。测井曲线以Ⅲ类为主，孔隙度一般10%～15%，渗透率0.01～0.1μm²，储层物性总体较差，非均质性较强，但仍具有一定的孔渗性，为中、低孔渗层。

（4）Ⅳ类储层：主要由杂基填集砂岩成岩相、强胶结成岩相所组成，孔隙度较低，分布不均匀，渗透率一般也较低，孔隙度一般＜10%，渗透率一般＜0.01μm²。储层结构模式主要为碳酸盐矿物孔隙式—基底式胶结型及杂基填集型。测井曲线以Ⅳ类或V类为主。都由物性差的岩石所组成，为差储层。

2.有利储层分布

在上述储层中，Ⅰ、Ⅱ类为有利储层。在储层分类评价的基础上，对本区70余口井的组合测井资料进行了统计，并按体系域对各井有利储层厚度进行了累计。从而大致弄清了各体系域有利储层的分布规律。

（1）层序Ⅱ：层序Ⅱ中分出三个体系域，即湖侵体系域（TST）、高水位体系域＋湖泊下降体系域（HST+FSST）以及低水位体系域（LST），各体系域中的有利储层分布具有不同特点。

低水位体系域：有利储层主要分布于临203井以西的临邑、盘河等地区，厚度一般小于25m，临16、临18、临51井范围内厚度一般小于10m；商河的大部分地区则小于5m。

湖侵体系域：本体系域中有利储层在整个中央隆起带都有分布，但以盘河和商河两地区分布较厚，特别是在商河，有利储层厚度超过100m，而盘河、临邑等地区则一般不超过70m。

高水位体系域＋下降体系域：有利储层主要分布于盘河地区，厚达50m左右，展布面积也较小。

（2）层序Ⅲ

低水位体系域：有利储层分布局限，主要分布于临81井—临56井—田27井等井往北西的区域内，且往西厚度增加。商河地区则无有利储层的分布。18井、临40井等处都有较厚的生物灰岩储层的分布，且基本都属有利储层。

湖侵体系域：总体特征和低水位体系域相似，但商河地区有利储层丰度相对较大。

高水位体系域：盘河、临邑等地区有利储层分布较少，一般小于30m，而商河地区较厚，大于30m者常见。该体系域中生物灰岩储层出现较多，商61井、盘15井、商40井、盘52井、商6井等井附近基本没有有利储层的分布，而在一些存在有利储层的位置，其厚度也不超过10m。该体系域有利储层从西往东逐渐加厚，临57井—临52井以东大部分位置厚度小于20m，往西则多数大于30m，其中盘47井处，累计厚度超过60m。

湖泊下降体系域：商河地区有利储层分布较少，一般小于15m，而盘河、临邑等地则相对较厚，一般大于20m，在临72井、临75井、临60井、临56井、商74井等处厚度较大，一般大于45m。

3.层序Ⅳ

只对其中低水位体系域进行了统计。其中有利储层也主要分布于临邑、盘河等地区，其厚度一般10～30m，往南有增大的趋势；商河地区仍分布较少，一般都小于10m。