引言

对沉积盆地内砂岩储层质量的准确评估和预测是油气勘探、开发和提高采收率的关键。影响储层质量的因素很多，主要包括构造背景、沉积环境、层序地层格架、成岩作用、埋藏史、烃类充注、异常高压、古地温、膏盐效应等^[1-6]。各种控制优质储层形成的因素及组合各不相同，因此，研究特定地质背景下储层的成岩作用和物性控制因素，分析其形成演化机制及展布规律，对指导类似区域的油气勘探具有重大意义。

古近系沙河街组是渤海湾盆地油气勘探的重要目的层段，油气资源丰富。渤海海域内相继发现了一批沙河街组油气藏，莱州湾凹陷具有典型的“北断南超”箕状特征，油气成藏条件十分有利，垦利A油田位于凹陷内中央断裂带上，油藏埋藏在2 000 m以下，属于典型的海上中深层油田。前人研究多集中于宏观构造演化、沉积相与油气成藏^[7-9]，对该地区的储层微观研究尚少，因此，在借鉴前人研究成果的基础上，利用铸体薄片、扫描电镜、物性、流体包裹体等多种分析手段，综合分析油田范围内沙三上段储层成岩作用及物性控制因素，对莱州湾凹陷后期储层预测及油气勘探具有重要意义。

1 研究区概况

垦利A油田位于莱州湾凹陷南斜坡中央构造带，属于凹中隆构造，北邻凹陷生烃中心(图 1)^[6]，油气运聚条件十分有利^[10]。受多期构造运动的影响，发育近东西向、北东向断裂。凹陷内充填第四系平原组，新近系馆陶组、明化镇组及古近系的沙河街组、东营组。

垦利A油田的含油气层段沙三上段，发育辫状河三角洲前缘沉积，具有典型前积特征(图 2a)，物源主要来自西南方向的垦东凸起，沙三上段为一完整的基准面旋回，底部水进体系域受辫状河和湖浪的双重作用，厚层砂体呈大范围连片展布，且砂体间连通性较强，砂体物性好，为有利的油气储集层段(图 2b)，而高位域由于湖平面较高，沉积以泥岩为主。

2 储层基本特征 2.1 储层岩石学特征

138块样品薄片鉴定结果的统计表明，垦利A油田古近系沙三上段储层主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图 3)。储层成分成熟度较低，富含长石、岩屑，石英含量较低，石英体积分数在23.0%~45.0%，平均仅32.4%，长石含量29.0%~48.0%，平均37.2%，岩屑17.0%~41.0%，平均30.4%，岩屑以花岗岩、变质岩为主；储层结构成熟度较高，颗粒分选好-中等，磨圆中等，颗粒支撑，泥质填隙物含量平均低于5%，以中细砂岩为主，次为中粗砂岩及细粉砂岩。综上所述，沙三上段储层具有高结构成熟度及低成分成熟度、低泥质含量的“一高两低”特征。

2.2 储层物性特征

根据岩芯与壁芯实测物性数据统计结果(图 4)，垦利A油田沙三上段砂岩储层孔隙度主要分布在15.3%~34.4%，平均29.1%，其中，高孔(25.0%~30.0%)和特高孔(30.0%~35.0%)占77.7%；渗透率在3.3~3 754.5 mD，平均1 117.7 mD，其中，高渗(500~2 000 mD)和特高渗(>2 000 mD)占54.6%，属于高孔-高渗储层^[11]。

2.3 储集空间特征

铸体薄片显示孔隙类型仍以原生粒间孔为主(图 5a)，可见次生粒间孔、粒内溶孔、铸模孔等；裂缝较为发育(图 5b)，可见绕颗粒的粒间裂缝和粒内裂缝，是储层特高渗的主要原因，也是强烈构造运动的反映。根据岩芯压汞资料分析(图 6)，储层毛管压力曲线以粗歪度为主，排驱压力在0.020~0.114 MPa，饱和度中值压力在0.070~ 1.834 MPa，孔喉半径平均在1.577~11.770 $\mu$m，属于大中孔-中细喉型的孔喉结构。孔隙形态多为不规则形，喉道多为孔隙缩小型，裂缝则呈板状喉道，这为流体的运移提供了大型板状渗流通道。

3 储层成岩作用

盆地埋藏或隆升时，成岩作用在空间、时间上的分布控制着储层的保存、改善或破坏^[12-14]。垦利A油田成岩强度较弱，影响储层质量的主要成岩作用为压实作用、胶结作用及溶蚀作用。

3.1 压实作用

沙三上段机械压实作用主要表现为颗粒变形，如云母的弯曲和破裂(图 7a)，以及泥质变形形成假基质，颗粒间整体以点-线接触为主，未见凹凸接触和缝合线接触，压实强度属于中压实程度，较弱的压实程度使原生粒间孔隙得以保存。

3.2 胶结作用

根据样品薄片观察统计，垦利A油田辫状河三角洲前缘储层胶结物一般不超过10.0%，平均4.2%；胶结类型可见硅质胶结、自生黏土矿物、碳酸盐胶结及黄铁矿和石盐晶体胶结，主要发育硅质胶结和自生黏土矿物胶结。

3.2.1 硅质胶结

沙三上段储层硅质胶结发育程度低，胶结物主要以两种形式存在：自生石英微晶和石英次生加大(图 7b)，主要以自生石英微晶为主。自生石英微晶主要发育在有伊/蒙混层包壳的石英碎屑周边，并延伸至临近的粒间孔中，其晶体一般较小，且未大量连片出现；石英次生加大，一般发育在无包壳的石英碎屑周边，次生加大边不明显，次生加大级别一般在Ⅰ~Ⅱ级。

3.2.2 碳酸盐胶结

蓝色铸体薄片中，碳酸盐胶结物在茜素红染色下呈紫红色(图 7c)，表明其方解石胶结物中含铁，成岩作用已进入中成岩阶段，且白云石基本不发育。含铁方解石主要呈微晶状或斑块状产出，主要集中在储层物性差的小孔喉间隙。

3.2.3 自生黏土矿物胶结

沙三上段储层为水进体系域下的辫状河三角洲前缘砂体，水体动荡，杂基含量低，黏土矿物以自生为主。电子探针定量分析结果表明，自生黏土矿物中高岭石含量超过60%；伊/蒙混层和伊利石次之，约占30%；贫绿泥石，仅占不足10%。

高岭石常出现在原生粒间孔(图 7d)和长石溶蚀孔附近，晶型自行程度高，主要呈书页状、蠕虫状集合体产出，储层中的自生高岭石多为斜长石在酸性条件下的蚀变产物。

自生的伊/蒙混层及伊利石以附着在颗粒表面并向孔隙空间延伸(图 7e)，以伊/蒙混层为主，部分伊蒙混层形态由蒙脱石向伊利石转化，可见丝片状伊利石呈搭桥状，堵塞孔隙空间，降低了储层物性。

绿泥石发育较少，多发育在石英颗粒周边，以颗粒包壳和孔隙充填形式出现(图 7f)，以绒球状集合体形式出现，包壳的存在一定程度上阻止了石英的次生加大。

3.2.4 黄铁矿及石盐胶结

利用扫描电镜在沙三上段储层中发现了莓球状黄铁矿(图 7g)、八面体状黄铁矿单晶集合体(图 7h)及立方体状石盐单晶集合体(图 7i)，以充填粒间孔隙形式存在，含量较少。一般认为黄铁矿是早成岩阶段弱碱性还原环境下的产物，而石盐晶体多在富含Na$^+$等碱性阳离子的环境下形成，因而具有成岩环境的指示意义。

3.3 溶蚀作用

溶蚀作用是垦利A油田优质储层发育的重要因素，溶蚀作用有效改善了储层孔渗物性，先后发育早期碱性溶蚀和后期酸性溶蚀两种，但酸性溶蚀对物性的改造更明显。

3.3.1 碱性溶蚀

薄片和扫描电镜显示储层中部分石英颗粒存在明显溶蚀作用(图 5a)，石英颗粒被溶蚀形成晶体内部孔隙(图 7j)或者被强烈溶蚀呈港湾状，普遍认为石英发生明显的溶蚀作用是在pH>8.5的碱性环境下^{[15, 16, 17]}，沉积物源中富含火山物质和石英晶体溶蚀孔被后期自生伊/蒙混层、高岭石等黏土矿物充填，因此，推测在成岩作用早期，由于火山岩岩屑早期蚀变释放大量碱性阳离子，流体逐渐呈碱性环境，并造成了石英等矿物的溶蚀。

3.3.2 酸性溶蚀

垦利A油田储层的酸性溶蚀对象主要是长石和碳酸盐胶结物。储层的酸性成岩环境多是由于盆地内有机质逐渐成熟过程中，不断释放有机酸所致^[18-19]，其有机质镜质体反射率$R_{\rm o}$测定值(表 1)表明，有机质镜质体反射率在0.4%~0.6%，烃源岩中有机质仍处于低成熟阶段，此时有机酸大量排出，根据化学自发反应的优先性，有机酸首先溶蚀长石，其次才是碳酸盐胶结物。扫描电镜下长石沿解理顺层溶蚀形成次生孔隙(图 7k)或者溶蚀呈骨架状(图 7l)，碳酸盐胶结物溶蚀形成次生孔隙或者强烈溶蚀恢复原始粒间孔隙，可见碳酸盐胶结物呈漂浮状(图 7c)。

4 储层成岩演化序列

垦利A油田沙三上段储层镜质体反射率为0.4%~ 0.6%，伊/蒙混层中蒙脱石质量分数在30%~ 50%，表明沙三上段储层成岩阶段已演化至中成岩A1亚期，所经历的成岩作用依次为压实作用-早期碳酸盐胶结/碱性溶蚀-伊/蒙混层转化-酸性溶蚀/高岭石胶结。综合分析其成岩特征，恢复了其成岩演化序列(图 8)。

早成岩阶段A期，沙三上段储层内部火山岩蚀变释放大量Na$^+$、K$^+$等碱性阳离子，成岩环境转变为碱性，同时释放的Fe$^{2+}$、Mg$^{2+}$等阳离子，为绿泥石、黄铁矿提供了物质基础，硅质颗粒与胶结物被碱性溶蚀，一部分被黏土矿物包裹；早成岩阶段B期，温度的增加使Ca$^{2+}$沉淀形成方解石，并充填粒间孔隙，虽然一定程度上抵抗了压实作用，但此时物性损失达到最大。进入中成岩A1亚期，随着有机质释放有机酸，成岩环境逐渐变为酸性，长石及碳酸盐胶结物发生大量溶蚀，仅物性差的孔隙内剩有碳酸盐残留物，长石溶蚀形成大量自生高岭石。

5 储层物性控制因素 5.1 构造背景

垦利A油田处于凹陷南部斜坡，受边界滑脱断层F$_1$控制(图 1)，现今构造变形主要受拉张应力作用控制，以张性正断层为主。由垦利A油田边界断层F$_1$断距分布蛛网图(图 9)可以看出，油田处于F$_1$断裂活动最强烈的区域，沙三上段沉积后，断距最高达600 m。利用地层测试，目前，沙三上段平均温度为83.9 ℃，而流体包裹体均一温度有超过90.0 ℃的样品(图 10)，表明油气充注的过程，伴随着深部热液的流动。强烈的构造运动使裂缝发育，也为后期有机酸进入储集空间改善物性、油气充注及热流体流动带走溶蚀物质提供便利条件。

5.2 沉积环境与水动力

垦利A油田不同层段储层物性数据见表 2，对比可以发现，沙三上段的水进体系域储层砂地比，测井解释平均孔隙度、渗透率均为最高，填隙物含量也很低，表明沙三上段储层沉积物性最好。

沉积作用对物性的控制主要是两方面：一是近源沉积，长石含量相对较高，长石通过后期溶蚀增孔而改善储层物性；二是沙三上段水进体系域发育的近源辫状河三角洲前缘，湖浪和河流的双重水动力作用下，砂岩结构成熟度高，杂基含量低，储层初始物性基础好。

5.3 成岩作用

不管是构造背景还是沉积环境，都要通过成岩作用来体现对物性的改造。沙三上段储层物性保存的主要机制是早期碳酸盐胶结物的后期溶蚀和高岭石、伊/蒙混层的抗压实作用。

尽管现今碳酸盐胶结物较少，平均体积分数不超过2%，但其对储层的保护作用很明显。碳酸盐胶结物的增加，会降低储层物性，但同时储层的视压实率也会降低^[1]。碳酸盐胶结物的形成，堵塞原始孔隙以抵抗压实作用，并为后期有机酸溶蚀碳酸盐胶结物恢复储层物性提供条件。高岭石和伊/蒙混层胶结物的出现对储层物性起到破坏作用，但在一定程度上也提高了储层抗压实的强度。

5.4 地层异常压力

形成异常压力的成因有很多种，地层超压一般表现为高孔隙流体压力形式^[20-23]，这就使得砂泥岩声波速度降低，当进入超压带时会出现高声波时差的测井异常响应^[24]。以KL-A-1井为例(图 11)，其测井响应声波时差曲线在海拔-1 800 m之上为正常的趋势线，而在海拔-1 800 m之下开始出现偏离，声波时差增大，进入地层超压带，而沙三上段正处于超压带内。

地层超压的出现会降低沙三上段储层的压实程度，使得粒间孔隙得以保存^{[16, 25, 27]}。结合研究区埋藏史图，可以看出研究区埋藏可依次分为快速埋藏-缓慢埋藏-快速埋藏等3个阶段(图 12)，这可能是地层超压的形成原因：沙三上段顶部及沙一段、沙二段的厚层泥岩快速沉积，使地层水难以快速排出，地层压力随埋深逐渐增大，沙三上段埋藏初期便可能存在的地层超压，对储层物性起到了延缓变差的作用。

6 储层成岩演化模式

综合分析区域构造背景、沉积环境、成岩作用、地层压力等资料，建立沙三上段优质储层成因及成岩模式如图 13所示。以滑脱断层F$_1$为界，垦利A油田位于莱州湾凹陷南斜坡内带，而垦利B构造位于莱州湾凹陷南斜坡外带。盆地内部湖相泥岩有机质成熟时释放的有机酸及热流体沿断裂进入垦利A油田储层，并以热循环对流向低温低压区的垦利B构造流动，由于区域上断裂发育，且砂岩物性条件好，成岩流体处于开放流动状态，有机酸溶蚀后，携带溶蚀产物进入南部浅埋区，地层环境的变化使溶蚀物质再度沉淀形成胶结带，这是垦利A油田储层胶结作用弱的原因。通过镜下观察，垦利B构造沙三上段碳酸盐胶结物明显增加，多以基底式胶结为主，基本未出现明显溶蚀现象。

综上所述，垦利A油田沙三上段砂岩为优质储层，且上部直接覆盖厚层泥岩，形成了有效圈闭，成为高丰度油气藏。

7 结论

(1) 沙三上段储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，具有高结构成熟度及低成分成熟度、低泥质含量的“一高两低”特征，储层属于高孔-中高渗储层，储集空间以原生粒间孔为主，裂缝、次生粒间孔、粒内孔发育。

(2) 沙三上段储层成岩作用已演化至中成岩A1亚期：压实作用处于中压实阶段；弱胶结作用，胶结物类型多但含量低；强溶蚀作用，可分为早期碱性溶蚀和后期酸性溶蚀两类。

(3) 控制储层物性的因素主要有4类：构造背景、沉积环境、成岩作用和地层超压，强烈的构造作用不仅使裂缝发育，也为有机酸热流体和油气的充注提供便利；近源辫状河三角洲前缘，长石和岩屑含量较高为后期溶蚀增孔提供物质基础，水进体系域下受河流和湖泊双重水动力作用，杂基含量低；成岩作用早期形成的碳酸盐胶结物早期抗压实、后期酸性溶蚀是物性保存的重要保障；同时地层超压的存在也对物性保存起到积极作用。

(4) 受区域构造背景影响，酸性成岩流体自垦利A油田向南部浅埋区垦利B构造附近迁移，垦利A油田溶蚀产物随流体流出溶蚀区在浅埋区再次沉淀，导致浅层的垦利B构造物性较差，而断层F$_1$内侧垦利A优质储层发育，是油气勘探的有利区域。