引言

近年来，关于咸化湖盆的一些石油地质问题逐渐成为研究热点^[1-5]，咸化湖盆成因^[6-9]、生烃^[10-11]、成藏^[12-16]已有较为成熟的认识，但咸化湖盆中存在成岩致密带这一现象还鲜有人提及。咸化湖盆在沉积早期得益于较高的古盐度多沉积有膏盐岩，膏盐岩中石膏向硬石膏转化以及黏土矿物转化产生的碱性流体使咸化湖盆储集体在沉积期乃至成岩早期处于碱性成岩环境下^[17]，因此，咸化湖盆储集体中普遍可见碱性环境下的碳酸盐岩胶结物，大量胶结物充填原生孔隙，使咸化湖盆储集体在成岩早期便致密化。即便中后期排烃过程中伴随的有机酸运移至此，但致密的储集体没有可容纳有机酸的空间，有机酸路过不留，早期致密的储集体难被溶蚀改造，进而形成成岩致密带，成岩致密带对油气运移、成藏、富集等都存在影响，具有重要的石油地质意义。本文以渤南洼陷沙四上亚段为例，分析了咸化湖盆成岩致密带的形成机制并论述了其石油地质意义，以期为咸化湖盆油气勘探提供指导。

1 区域地质概况

渤南洼陷是济阳拗陷沾化凹陷的三级负向构造单元，北临埕东凸起，南临陈家庄凸起，西与义和庄凸起相邻，东为孤岛凸起，发育北东、北东东向及一系列近东西向断裂（图 1）。洼陷内充填古近系的孔店组、沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。研究层位沙四上亚段为一完整的三级层序，受沉积期的地形高差以及成岩期埋藏压实等因素影响，现今埋藏深度跨度较大，为2 000~4 400 m。其内部发育的各次级层序由于沉积期水体和物源供应等存在差异，形成了不同类型沉积体^[13]。其中在低位域沉积期，古水体平均盐度12.3‰，主要沉积灰色厚层砾岩、砂岩夹滨浅湖暗色泥岩^[18]；湖侵和高位域沉积期，古水体盐度较高，平均盐度为18.7‰，在洼陷边部以砾岩、砂岩为主，夹薄层泥岩、灰岩，洼陷中部发育较厚膏盐岩^[18]，夹厚层暗色泥岩。总体上，渤南洼陷沙四上亚期古水体盐度普遍大于12‰，为一咸化湖盆。

研究中，为将成岩参数定量化，在渤南洼陷沙四上亚段各体系域中都进行了广泛的取样，包括膏盐岩发育段以及膏盐岩上下的扇三角洲、砂岩滩坝、灰岩沉积体等，取样点位置见图 1。所有样品均由中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院石油地质测试中心进行分析测试，最终获得了大量分析化验资料和数据，为本次研究奠定了基础。

2 成岩致密带形成与分布 2.1 成岩致密带形成机制

本文提及的成岩致密带是储集空间被大量碳酸盐岩胶结物充填所致，为碱性成岩环境下的产物^[17]，研究区大量出现的碳酸盐岩胶结物以及石英溶蚀现象都可佐证碱性成岩环境的存在（图 2）。碱性流体的产生多因石膏向硬石膏转化^[17]以及黏土矿物之间的转化^[19]，因此，咸化湖盆成岩致密带的产生与膏盐岩分布具有密切关系。

咸化湖盆膏盐岩中的石膏向硬石膏转化过程中产生的大量碱性流体，使膏盐岩沉积层段的储集体在成岩早期整体处于较强的碱性成岩环境下^[17]，这一阶段，大量碳酸盐岩胶结物出现并填充原生孔隙，使原生孔隙所剩无几，颗粒呈点线接触（图 3），同时，强烈的胶结作用有效地阻滞了压实作用的发生；随着埋深的增大，烃源岩热演化程度升高并发生排烃作用，在生排烃过程中伴随的有机酸影响着这一早期较强胶结带，但由于早期大量碳酸盐岩胶结物充填原生孔隙，酸性流体进入后，没有足够的孔隙空间容纳有机酸（图 3），因此，早期碳酸盐岩胶结物和长石等矿物的溶蚀作用都较微弱，并有石英次生加大现象出现，这一时期虽发育少量粒间溶蚀孔，但储集体仍保持致密，从而形成了成岩致密带。

2.2 成岩致密带分布规律

在经历了成岩早期的较强碳酸盐岩胶结作用后，随着时间推移，渤南洼陷沙四上亚段烃源岩发生了多期排烃^[20]，膏盐岩沉积层段储集体在排烃过程中伴随的有机酸影响下，初期形成的少量粒间溶蚀孔不断注入酸性流体，溶蚀孔隙增大，致使有机酸与可溶于酸的矿物接触面积变大，周而复始溶蚀孔隙不断增多，从而使经历了较长埋藏时间、埋深较大的膏盐岩段储集体又开始产生大规模次生孔隙，这一埋藏深度在渤南洼陷沙四上亚段为3 200 m，3 200 m之下虽仍然为膏盐岩沉积段，但孔隙度已开始回弹，发育次生孔隙（图 2f，图 4），因此，成岩致密带在垂向上主要发育在2 800~3 200 m的膏盐岩沉积段（图 5）。这一层段本应次生孔隙较发育，但却出现孔隙度普遍小于12%的异常低孔现象（图 4，图 5）。偏光显微镜下发现：成岩致密带上的储集体以岩屑砂岩、长石砂岩为主（图 2），砂岩样品的方解石胶结物含量接近40%，同时，白云石胶结物也呈现出比上、下地层高的趋势，镜下普遍可见碳酸盐岩胶结物充填原生孔隙的现象（图 2b，图 2c，图 2d，图 2e），与上、下地层在成岩现象上存在差异性（图 2a，图 2f）。在碳酸盐岩胶结物充填下，这一层段胶结率普遍大于0.5，原生孔隙所剩无几，储层致密，同时强胶结使原生孔隙免于压实，造成了弱压实现象（图 2b，图 2c，图 2d，图 2e），压实率只有0.2（图 4）。

此外，非膏盐岩沉积层段的储集体在成岩早期受到碱性流体影响较弱，虽产生了碳酸盐岩胶结物，但仍保留有大量原生孔隙（图 3），初次排烃伴随的有机酸运移至此时，可容纳有机酸的空间较大，因此，有机酸与可溶于酸的矿物接触面积较大，形成了较多的次生溶蚀孔隙（图 3）；但随着埋深的增大，初期形成的次生孔隙逐渐被压实，从而深部地层中的储层变得更致密。膏盐岩层段和非膏盐岩层段储集体的孔隙演化规律共同构成了现今渤南洼陷沙四上亚段储集体孔隙度的“双峰”特征（图 5），造成双峰的根本原因即为成岩致密带的存在。

3 成岩致密带的石油地质意义 3.1 对储层预测的指示意义

成岩致密带胶结作用强烈，储层致密，孔隙度普遍小于工业可动用的下限12%，这一层段内不利于优质储层的分布，因此成岩致密带的发育位置指导着有利储层预测。

由成岩致密带的分布深度可知，现今埋深2 800~3 200 m的储层次生孔隙发育较差，整体为不利储层。而成岩致密带的特征表明，胶结率与压实率互补，共同降低孔隙度，实际对次生孔隙发育起决定性作用的是溶蚀作用。研究区溶蚀作用的发生主要受烃源岩生排烃过程中伴随的有机酸影响，因此认为，次生溶蚀孔隙较发育的储层应是既错开与成岩致密带的对接又紧邻烃源岩的洼陷中心地带，在渤南洼陷沙四上亚段这一区域位于膏盐岩分布区的南北两侧，其中在成岩致密带上方主要分布有扇三角洲前缘砂体（图 6a）、混迹岩滩坝以及埋深浅于2 800 m的灰岩滩坝（图 6b），在成岩致密带下方分布有近岸水下扇扇端砂体（图 6a），这几类沉积体即组成了研究区次生溶蚀孔隙较发育的有利储层。需要指出的是，研究区不但有次生孔隙较发育的有利储层，还有受沉积作用影响原生孔隙保存较好的有利储层，主要为南部缓坡带发育的扇三角洲平原与前缘之间的过渡砂体，此类砂体虽经过一系列沉积、成岩作用，部分原生孔隙被破坏，但由于原始孔隙度较高，加之埋深普遍浅于2 500 m，保留了较多的原生孔隙，因此具有较高孔隙度，故南部扇三角洲平原与前缘之间的过渡砂体即为原生孔隙较发育的有利储层。

3.2 对油气成藏的影响 3.2.1 成岩致密带上、下存在两类油气聚集方式

由成岩致密带研究可知，2 800~3 200 m深度段内的储集体孔隙度普遍小于12%，低于其上、下层段内储集体的孔隙度，为一封隔层。通过已发现油气藏的系统解剖，结合成岩致密带的分布发现：成岩致密带上、下存在两类油气富集方式，即“成岩致密带下”富集方式及“成岩致密带上”富集方式。

由渤南洼陷L33到C7井沙四上亚段南北向油气分布可见，3 200 m以下的洼陷带及陡坡带，从深洼带的天然气聚集向北部、南部分别连续过渡为扇根封堵的砂砾岩油藏以及砂砾岩体上倾尖灭、滩坝砂岩性油藏（图 7）。

钻探表明，该深度段油藏主要受储层物性控制，储层物性差，存在异常高压，无明显边底水，试油结果表现为“非油即干”，具有近源、高压、低渗储层、低丰度大面积油气分布的特征，也即是“成岩致密带下”油气聚集模式。而2 800 m以上油气孤立聚集，具有明显的边底水，储层中高孔渗，伴随常压，油藏呈现的是高丰度、局限面积分布，具有常规油气聚集的特征，如L21、L10井油藏（图 7），即“成岩致密带上”油气聚集模式，这一油气聚集模式主要分布在南部盆缘。

之所以会在“成岩致密带”上、下形成两类不同的油气聚集方式，通过定量计算发现，成岩致密带下的油柱若要摆脱毛细管力的束缚，在浮力和剩余压力差的驱动下向上发生二次运移，阻力与动力平衡时所对应的孔隙度为11.14%^[21]，具体计算原理如下：通过初次运移聚集在致密储层中的油气，在地层压力差、浮力等成藏动力的驱动下，如能克服自身的毛细管力，则能向上运移，使得油气连续聚集的范围增大。由于向上储层物性变好，需要克服的毛细管阻力逐渐变小，在某一深度油气将挣脱致密储层的束缚，在浮力的作用下运移到构造、地层等常规圈闭聚集成藏（图 7）。油气能够挣脱毛细管力的束缚，在浮力和剩余压力差的驱动下向上发生二次运移所对应的孔隙度值，即为成岩致密带下连续聚集油气藏的分布上限，研究区这一孔隙度值为11.14%，计算过程祥见文献[21]。“成岩致密带”孔隙度普遍小于12.00%，因此“成岩致密带”可有效抑制油气二次运移，但当有断层沟通油源与上部储层时，油气可通过断层向上发生二次运移，遇有效圈闭聚集成藏，从而在“成岩致密带”上、下形成了两类油气聚集方式。

3.2.2 成岩致密带内外油气富集程度和产能存在差异

成岩致密带内物性较低，不但可有效抑制油气二次运移，而且可使成岩致密带内外储层的油气富集程度和产能存在较大差异。

研究中利用了“油气综合显示值”定量描述法表征油气富集程度^[22]，即综合利用试油、测井解释、录井油气显示等资料，通过数理统计获取各种资料的置信度与等级分值，从而计算每口井各层段的“油气综合显示值”。计算发现：成岩致密带内（2 800~3 200 m）油气综合显示值较低，一般低于10，而在成岩致密带外油气综合显示值最大可达30，油气综合显示值在垂向上的分布和孔隙度相似，也呈“双峰”特征（图 5，图 8）。此外，成岩致密带内产能极低，一般日产液小于20 t，而在成岩致密带外产液量相对较高（图 8），油气综合显示和产能的不同也印证了成岩致密带对油气富集差异的控制。

4 结论

（1）渤南洼陷沙四上亚段为一咸化湖盆，发育有膏盐岩；石膏向硬石膏转化过程中产生的大量碱性流体使膏盐岩层段储集体原生孔隙被碳酸盐岩胶结物所填充，强胶结作用使原生孔隙所剩无几，造成后期有机酸与可溶矿物的接触面积变小，大量溶蚀发生的时间滞后，成岩致密带得以形成。

（2）渤南洼陷沙四上亚段的成岩致密带主要分布在2 800~3 200 m；成岩致密带上碳酸盐岩胶结物含量高，具有强胶结、弱压实的特征，胶结率普遍大于0.5，压实率小于0.2；成岩致密带的存在使渤南洼陷沙四上亚段储集体孔隙度垂向展布呈“双峰”特征。

（3）成岩致密带内储层致密，物性较差，其发育位置可指导有利储层预测；成岩致密带上、下存在两类油气聚集方式，同时成岩致密带内外油气富集程度和产能也存在差异。