2023, Vol. 32
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经过多年勘探开发，渤海湾盆地陆续发现了大量碳酸盐岩潜山油气藏. 潜山油田经历了多期构造演化过程，导致潜山断裂系统复杂，岩性种类多样，储集层展布具有明显的非均质性及差异性，其储集物性难以精准预测[1-2]. 同时受海上资料录取、稀井网及开发成本，井网密度大，单井控储能力差，潜山研究不够系统深入，油气田开发程度远低于陆上油田，储层认识及规律尚不明确，难以准确把握，给油气田中后期滚动挖潜和高效开发带来了极大的困难. Z油田是渤海正在开发的碳酸盐岩潜山油田，因受构造、岩溶、沉积等影响，储层控制因素和分布规律不同，造成该区碳酸盐岩改造作用强，非均质性异常突出，主控因素及分布规律认识不清，导致常规的储层描述方法难以满足油气藏精细开发需求[3-4]. 本文利用研究区内岩电特征、微观薄片、地震及生产动态等资料，开展储层储集空间及地质发育模式研究，对碳酸盐岩储层进行深入解剖，理清其发育的沉积机理和主控因素，明确碳酸盐岩的平面展布和发育规律，旨在为油气田下步滚动挖潜及综合调整提供地质依据和重要支撑.
1 地质概况区域上，Z油田位于东西展布的渤南潜山带中部，属古潜山油田，中生代以前处于较高的隆起背景上. 中生代的断块活动，使基底倾斜抬升，形成北西走向、北东倾没的单斜潜山(图 1). 油田邻近生油凹陷，古近系生油岩覆盖于潜山之上，与潜山大面积接触，形成了典型的新生古储沉积特点，具有优越的油气聚集成藏条件. 依据潜山储层发育规律，将下古生界碳酸盐岩潜山储层纵向上分为上、下两个油组. 上油组岩性为不等粒白云岩、中-细晶白云岩，储集空间类型以孔隙-裂缝型为主，单井油气层厚度分布在31.8~246.5 m，平均有效孔隙度2.9%，试井分析有效渗透率52.0 mD；下油组岩性为粉晶、细晶白云岩夹薄层泥岩，储集空间类型为裂缝-孔隙型，单井油层厚度分布在31.3~74.9 m，平均有效孔隙度3.5%.
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图 1 Z油田区域位置图 Fig.1 Regional location map of Z Oilfield 1—凹陷(sag)；2—凸起(uplift)；3—走滑断层(strike-slip fault)；4—正断层(normal fault)；5—研究区(study area) |
古生界碳酸盐岩潜山地层岩性较复杂[5]，研究区岩性主要为白云岩，其次为石灰岩. 白云岩主要有泥晶白云岩、细晶(微晶)白云岩、中晶白云岩、粗晶(亮晶)白云岩以及颗粒白云岩；石灰岩主要有砂屑灰岩、鲕粒灰岩、泥晶灰岩等及云质灰岩.
不同类型的白云岩、灰岩在镜下具有不同的显微结构特征. 1)泥晶云岩：陆源石英呈棱角状，边缘多被白云石溶蚀，较均匀星散分布；晶间溶孔大小不等，呈圆—不规则状，不均匀星散分布；溶斑常见细晶他形白云石充填，泥质含量一般小于7%. 2)粉晶(微晶)云岩：白云石晶体呈自形—半自形晶，偶见他形晶，晶体普遍含泥机质；具晶间溶孔，结构均一，质较纯，泥质含量少(一般不超过6%)，部分晶间隙为炭质沥青(有机质)充填. 3)砂屑(角砾)粉晶云岩：由泥晶白云石组成，粒度大约0.05~0.5 mm，部分具泥晶套，多呈长条不规则状，定向排列，条带状密集相间分布；基质为球粒状白云石；砂屑一般呈局部分布. 4)亮晶鲕粒云岩：鲕粒大小为0.25~0.65 mm，呈圆—椭圆状，部分碎裂，由泥晶白云石组成，大部分边缘可见同心纹；胶结物为大小均匀的细粉晶白云石，部分围绕鲕粒呈栉壳状生长，普见粒内溶孔，面孔率4%~8%，亦见少量粒间溶孔；泥质含量少，一般小于3%. 5)粉晶角砾云岩：角砾一般呈棱角状，部分界限不够明显，大小不等，为0.2~0.7 mm，局部富集；角砾由多结构组成，为质较纯的细粉晶粒状云石；从研究区的岩心照片及微观结构分析，角砾岩包含构造角砾及岩溶角砾. 6)砂屑灰岩：指内碎屑含量大于50%、颗粒支撑结构的石灰岩；根据颗粒间充填物的不同可细分为粒间亮晶方解石灰岩、填隙为主的亮晶砂屑灰岩和粒间灰泥充填为主的泥晶砂屑灰岩；亮晶砂屑灰岩以浅灰、灰色为主，单层厚度大，呈中厚层状产出. 7)鲕粒灰岩：以亮晶鲕粒灰岩为常见，鲕粒含量约80%，多为正常鲕，见少量复鲕，另含少量藻砂屑；颗粒分选良好，粒间为多期的亮晶方解石胶结，胶结物含量15%~20%. 8)泥晶灰岩：以深灰色为主，颗粒含量小于10%，灰泥含量大于90%，可含少量粉屑、球粒和生屑；泥质含量一般在6%~12%，泥质含量增高时，可过渡为含泥灰岩、泥质灰岩.
2.2 储集空间类型通过对研究区碳酸盐岩常规岩心薄片及铸体薄片的观察，结合电镜扫描资料，归纳总结其储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、溶缝、溶沟、构造缝为主，铸模孔、粒间孔、晶模孔少见. 根据孔隙的成因、大小、形态以及岩石组构等关系进行分类(表 1). 碳酸盐岩储层的储集空隙(孔、洞、缝、喉)类型较多，但由于地层老，经历的地史时期长，成岩作用复杂，空隙多被白云石、方解石、石英和泥质等严重充填. 残留的储集空间有晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔，晚期的构造缝和少量的溶蚀缝(图 2).
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表 1 Z油田碳酸盐岩储集空间类型表 Table 1 Types of reservoir space for carbonate rocks in Z Oilfield |
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图 2 Z油田下古生界碳酸盐岩储层储集空间薄片特征 Fig.2 Thin section characteristics of Lower Paleozoic carbonate rock reservoir space in Z Oilfield a—粒间孔，灰岩，孔径0.1~1.0 mm (intergranular pore in limestone，with pore size of 0.1-1.0 mm)；b—粒内孔，生屑灰岩，孔径0.1~0.5 mm (intragranular pore in bioclastic limestone，with pore size of 0.1-0.5 mm)；c—晶间孔，白云岩、白云质灰岩，孔径0.02~0.2 mm (intercrystalline pore in dolomite/dolomite limestone，with pore size of 0.02-0.2 mm)；d—粒间溶孔，碎屑角砾岩、泥晶角砾岩，孔径0.02~0.4 mm (intergranular dissolution pore in debris/micrite breccia，with pore size of 0.02-0.4 mm)；e—粒内溶孔，生屑灰岩、白云质生屑灰岩，孔径0.03~0.3 mm (intragranular dissolution pore in bioclastic limestone/dolomite bioclastic limestone，with pore size of 0.03-0.3 mm)；f—残余孔，灰岩、白云岩，孔径0.02~0.04 mm (residual pore in limestone/dolomite，with pore size of 0.02-0.04 mm)；g—构造缝，白云岩、灰质白云岩，缝度0.02~0.04 mm (structural fracture in dolomite/limy dolomite，with fracture width of 0.02-0.04 mm)；h—成岩缝，角砾岩、灰岩、白云岩，裂面弯曲，缝度0.01~0.02 mm (diagenetic fracture in breccia/limestone/dolomite，with curved fracture of 0.01-0.02 mm wide)；i—溶缝、溶沟，缝度0.5~2 mm (dissolved fracture/dissolved groove，with fracture width of 0.5-2 mm) |
研究表明，成岩作用及构造作用是控制研究区碳酸盐岩储层发育的主要因素，而成岩作用中的白云岩化作用、溶蚀及淋滤作用决定着碳酸盐岩储层孔隙的发育和空间分布[6-8]. 因受多期构造作用影响，发育众多断裂和由断裂活动而产生的裂缝. 构造作用产生的裂缝不仅扩大了储层的储集空间，还增加了储层的渗透性[9-10]. 沉积分异作用使储层早期分异，在特定条件下，储层早期分异可决定区域上的最终储集面貌. 这些因素共同控制了研究区碳酸盐岩储层的发育、分布特征和储层质量.
3.1 沉积作用沉积相控制了各种沉积岩性的分布，也控制了早期白云岩化过程[11-13]. 研究区寒武系及奥陶系碳酸盐岩地层发育有开阔台地和局限台地两个大相. 开阔台地相进一步划分为颗粒滩和滩间海两个亚相及鲕粒滩、生屑滩和泥灰坪3种微相类型；局限台地相划分为潮坪亚相及云坪、灰坪、泥坪等5种微相类型.
据研究区不同岩相的物性孔隙度统计(表 2)，可以看出白云岩储层不仅物性最好，而且厚度最大，其次是灰质白云岩的物性较好，不同的岩性其储层厚度及物性差别较大. 从渗透率的分布特征可以看出，白云岩及灰质白云岩渗透率较大. 白云岩储层的渗透率较高，为377×10-3 μm2；还有灰质白云岩储层，其平均渗透率378×10-3 μm2. 除泥岩外，生屑灰岩储层的平均渗透率最差，为124×10-3 μm2.
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表 2 沉积环境与物性关系统计表 Table 2 Relationship between sedimentary environment and physical properties |
研究区碳酸盐岩埋藏深，经历的成岩作用异常复杂. 不同类型的储层中，成岩作用的控制程度受多种因素和条件制约，从而导致了储集性的差异[14]. 成岩作用分为建设性成岩作用(白云岩化、岩溶、溶蚀等)和破坏性成岩作用(胶结、充填、压溶等). 据近百块岩石薄片观察，影响储集性的主要成岩作用有白云石化作用、岩溶作用、胶结作用、充填作用、溶解作用.
白云石化作用是沉积物脱离水体后经历早期成岩作用之后所发生的一种交代作用. 白云石化程度与孔隙大小和数量有密切关系，同时，白云石化作用使原生沉积组构遭到破坏[15-16]. 统计发现，白云石含量35%~60%时，其白云石晶间孔最为发育，孔隙的直径也较大. 在部分白云石晶间孔隙中，见有机质充填物，表明这些孔隙曾经运移或储藏过碳氢化合物. 对改善岩石的储集条件起了主导作用，白云石晶间孔、晶间隙为后期的溶解作用打下良好的基础[17-18].
岩溶储层的发育分布受古岩溶地貌的严格控制，不同的古岩溶地貌单元有着不同的水动力条件并控制着古岩溶的发育. 根据镜下薄片鉴定，研究区溶蚀作用主要有以下识别标志：1)胶结不整合的存在；2)大气淡水胶结物的存在；3)非选择性溶蚀现象形成的溶斑；4)渗流淋滤不规则孔隙的存在. 古岩溶的淋滤和溶蚀对储层的改造固然会因岩溶本身的沉积、充填或后期的胶结等作用而减弱，但研究区各类溶孔得以部分保留构成主要储集空间，说明它仍不失为研究区碳酸盐岩储层主要的有利影响因素；其次，白云石化有助于晶间孔的发育，对储集条件的改善亦起了重要作用.
钻井资料表明潜山碳酸盐岩岩性自上而下明显划分为白云岩(含白云质灰岩、灰色白云岩)—致密鲕粒灰岩(含泥岩)—白云岩(含白云质灰岩、泥质灰岩). 储层划分为上油组和下油组，已钻井揭示厚度不等，受控于沉积、成岩、溶蚀等作用影响，上下油组厚度差异较大，上下油组之间被80~150 m厚的致密鲕粒灰岩所分隔. 上油组储层位于碳酸盐岩潜山顶面，在新生代古近系碎屑岩地层沉积前，古潜山碳酸盐岩地层出露地表，长期遭受风化剥蚀、表生水淋滤、构造运动形成表层风化带，其下受地表水的垂直渗流，发育垂直淋滤带，上油组发育表层风化带与垂直渗流带两个带，孔、洞、缝非常发育. 下油组碳酸盐岩地层与底部太古宙花岗岩基底呈不整合面接触，成岩过程中受横向沿层地层水运动影响，发生溶蚀作用，当碳酸盐岩地层暴露地表后，遭受表生淋滤作用，储层得到进一步改造，储集空间以晶间溶孔、粒间溶孔、溶蚀缝为主，属于潜山内幕溶蚀型储层(图 3).
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图 3 Z油田下古生界碳酸盐岩储层垂向分带 Fig.3 Vertical zoning of Lower Paleozoic carbonate rock reservoir in Z Oilfield 1—白云岩(dolomite)；2—灰岩(limestone)；3—溶洞(karst cave)；4—裂缝(fracture)；5—串珠状裂缝(bead-like fracture) |
无论是风化壳型岩溶还是埋藏溶蚀型岩溶，其形成和发育无疑要受到构造运动的影响，尤其是研究区存在多个不整合面，每一次不整合作用与每一次构造运动都密切相关[19-20]. 岩心、薄片观察及钻井资料分析表明，因受多期构造作用影响，发育众多断裂和由断裂活动而产生的裂缝.
从区域资料和断层展布特征分析，研究区断层复杂交错，潜山内幕岩性为花岗岩. 受多期构造运动的影响，潜山内幕断层较发育，为岩浆的溢流提供了通道. 研究区在部分井区存在凝灰岩，反映在一定的历史时期发生了火山构造作用，导致岩浆沿断裂流动. 风化壳岩溶带主要发育在碳酸盐岩潜山顶部，由于构造运动作用，在漫长的地质时期内，碳酸盐岩地层暴露地表，长期遭受风化剥蚀、大气淡水淋滤作用，在风化壳附近形成岩溶带，发育大量裂缝. 据9口钻井188个岩心样品资料统计分析，上油组裂缝厚度为17.6~58.1 m，合计为279.2 m，裂缝孔隙度比例45%~55%；下油组裂缝厚度为0~45.9 m，合计为121.5 m，裂缝孔隙度比例13%. 因此，上油组储层的裂缝较下油组发育，说明整个碳酸盐岩沉积过程中或沉积以后，后期的构造运动对储层的改造作用较强. 或者有可能在碳酸盐岩沉积之后，构造运动使得地壳抬升，顶部碳酸盐岩遭受剥蚀，形成裂缝. 总之，研究区碳酸盐岩储层裂缝也是受构造等多因素作用的结果.
4 储层地质模式及平面展布综合利用钻测井、分析化验、岩电响应特征等资料，以“沉积模式指导，古地貌控制”的储层预测方法[21-24]，开展了古潜山储层发育规律研究. 研究目的层段储层以白云岩为主，上油组主要为裂缝型储层，下油组主要为裂缝-孔隙型储层. 上油组地层厚度在50~445 m之间，储层厚度在16~136 m之间；下油组地层厚度在63~415 m之间，储层厚度在3~46 m之间. 无论从单井储层厚度、裂缝发育厚度，还是从储层厚度与地层厚度的比值来看，上油组储层较下油组发育，分布区域较下油组范围大，而且裂缝参数上部发育，下部不发育. 碳酸盐岩地层厚度总体呈现中间薄，向南、北方向逐渐变厚的趋势，各井储层分布的位置及发育的厚度差异极大，显示出井间储层非均质性极强，将对后期的开发影响较大(图 4).
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图 4 Z油田下古生界碳酸盐岩沿2—1—N8方向储层发育模式图 Fig.4 Development model of Lower Paleozoic carbonate rock reservoir along Nos. 2-1-N8 wells in Z Oilfield 1—泥岩(mudstone)；2—白云岩(dolomite)；3—灰岩(limestone)；4—花岗岩(granite)；5—断层(fault)；6—不整合面(unconformity)；7—井轨迹(well trajectory) |
在整个渤海湾盆地演化背景下，结合区域构造背景及古地貌，对潜山面上下地层的组合关系进行深入研究. 结果显示：研究区分布岩溶高地、斜坡、盆地3个二级古地貌单元和台地、残丘、阶坪、浅洼、沟谷、残台6个三级古地貌单元(图 5). 古地貌形态总体略有起伏，其中西部地区为岩溶高地，中南部、中北部、东部主要发育台地，中南部和东部的台地被东南向西北延伸的沟谷分割，残丘在台地中局部分布.
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图 5 Z油田下古生界上油组岩溶古地貌图 Fig.5 Karst paleogeomorphology of Lower Paleozoic upper oil formation in Z Oilfield 1—岩溶高地(karst highland)；2—沟谷(valley)；3—台地(platform)；4—残丘(residual hill)；5—阶坪(terrace)；6—井位(well location) |
古生界上油组储层全区发育，本文以古生界上油组为例详细阐述储层展布特点. 上油组储层南北向相对稳定分布，但受古地貌、溶蚀作用控制作用强度不同，不同井区储层厚度变化差异较大. 储层在南部和北部较发育，中间厚度较薄. 优质储层主要分布于7井区东南部和2井北部区域，该区位于岩溶斜坡(残台残丘发育区)，白云岩储层发育，优质储层厚度较大；在南部7井储层最厚，达到269.2 m；在北部2井区储层较发育，储层厚度为192.5 m，由北向南逐步变薄，N8井最薄，厚度11.9 m，N8井以南逐步变厚. N8、S1井区位于阶坪，发育灰岩储层，优质储层较薄；6D、S2井区位于沟谷，储层较薄，厚度在24.2~27.6 m. N8井—S1井区域厚度较小. S1—7—8D井之间，厚度变化为薄—厚—薄；西部S3井区储层相对发育，厚度102.3 m；4D井区位于岩溶高地，储层不发育. 下油组储层相对发育局限，4D井受控于分块断层，位于岩溶高地，新生界披覆于太古宙花岗岩，储层不发育；6D井受古地貌(沟谷)控制，优质储层不发育. 储层仅在N3/N8井区发育，N5、N1、N3、N8井位于台地、残台，优质储层相对发育；N1以北古地貌低，位于沟谷，优质储层不发育(图 6).
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图 6 Z油田下古生界上油组碳酸盐岩储层厚度图 Fig.6 Thickness map of carbonate rock reservoir of Lower Paleozoic upper oil formation in Z Oilfield 1—探井(exploratory well)；2—采油井(oil production well)；3—采气井(gas production well)；4—过路井(crossing well)；5—断层(fault)；6—等厚度线(thickness contour)；7—平台(platform) |
(1) 研究区碳酸盐岩潜山储层岩性以白云岩为主，普遍发育且分布广泛，其次为灰岩，发育比较局限. 白云岩储层物性优于灰岩，以不等粒白云岩、粉—细晶白云岩和粉晶白云岩储层物性最好. 储集空间类型主要为晶间孔、裂缝和溶蚀孔隙.
(2) 奥陶系碳酸盐岩储层发育的主控因素主要是沉积作用、成岩作用和构造作用，对储层发育及平面展布影响控制程度不同.
(3) 研究区潜山岩溶储层垂向上具有明显分带性，岩溶储层自上而下分为表层风化带、垂直渗流带及顺层溶蚀带3个带，中间被致密的鲕粒灰岩段(含泥岩)所分隔.
(4) Z油田上油组储层较下油组发育，受控于古地貌、溶蚀作用、沉积控制作用影响. 上油组储层全区相对较发育，优质储层主要分布于7井区东南部和2井北部区域，不同井区厚度存在差异；下油组储层发育局限，仅在N3/N8井区发育.
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