霸县凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷中北部，是一个典型的单断箕状凹陷，勘探面积约2 400 km²，具有西断东超的分带特征，以牛东边界大断层为界，自西向东依次划分为陡坡带、洼槽区及斜坡带等。经过近40年的大规模油气勘探，目前已找到了Jxw，O，Є，C—P，Es₄，Es₃，Es₂，Es₁，Ed及Ng共11套含油气层系，发现了岔河集―高家堡、苏桥―文安、霸县断阶、雁翎―刘李庄及鄚州共5个复式油气聚集带，累计探明石油地质储量近1.5亿t，天然气地质储量约150亿m³。

近年来，随着兴隆1、牛东1、牛东2等超深探井的钻探^[1-2]，揭示了霸县凹陷洼槽区在埋深大于3 500 m的古近系深层发育厚度巨大的半深湖亚相暗色泥岩，Es₃—Es₄的中等―优质烃源岩厚度可达900余m，油气资源潜力较大。最新资源评价结果表明，霸县凹陷剩余石油资源量达3.81亿t，剩余天然气资源量约780亿m³，而这些丰富的剩余油气资源绝大部分赋存于深层岩性油气藏中。由于深层砂体埋藏深，储层的储集性能普遍较差，导致深层岩性油气藏勘探程度较低且难度较大。前人^[3-6]研究表明，在特定条件下，深层是有优质储层发育的，但由于对深层砂体储层的控制因素及深层岩性油气藏的分布规律仍缺乏系统认识，这在很大程度上制约了深层岩性油气藏的勘探进程。本次研究根据近年来的最新钻、测井资料，在深入研究霸县凹陷古近系深层砂体储层特征的基础上，探讨影响深层储层物性的主控因素和有效储层的物性下限，以明确深层岩性油气藏的勘探前景，以期为该区油气的下一步勘探提供依据。

随着冀中坳陷岩性油气藏勘探的不断深入，将埋深大于3 500 m的碎屑岩储层定义为深层储层。霸县凹陷钻遇古近系深层砂体的探井已达40余口，特别是近年来兴隆1、文安1及牛东1等风险探井的钻探，极大地丰富了古近系深层岩心、钻井、录井、试油及测井等资料，为本次深层储层特征及影响因素的研究奠定了基础。

霸县凹陷古近系深层砂体主要发育于初始断陷分割和断陷扩张深陷两大充填阶段，形成了中下部层序组合，即Es₃，Es₄，Ek的SQ1—SQ8共8个三级层序^[7]。根据岩电组合特征和岩心观察结果，结合地震相、测井相及大量分析化验等资料，在古近系深层可识别出辫状河三角洲相、扇三角洲相及水下扇共3种砂体类型，且扇三角洲相和辫状河三角洲相砂体具有多期叠置、继承性发育等特征^[8]（图 1）。扇三角洲相主要分布于西部陡坡带，沿牛东边界断层呈大型朵状体向洼槽区伸展，砂体面积为10.0~30.0 km²，其中，构成扇三角洲前缘亚相的深层砂体以水下辫状河道沉积为主，岩性主要为含砾砂岩和中粗砂岩，单砂层厚度通常为3.0~5.0 m，最厚可达10.0 m。辫状河三角洲相主要发育于东部斜坡带，在文安斜坡大范围分布，砂体面积一般为30.0~50.0 km²，其中，辫状河三角洲前缘亚相沉积的砂体主要分布于斜坡内带和洼槽区，微相类型主要为水下分流河道、河口坝及席状砂等，砂泥分异较好，砂岩粒级相对较细，以中细砂岩和粉砂岩为主，单砂层厚度通常为2.0~3.0 m。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 霸县凹陷古近系沉积相 Fig. 1 Sedimentary facies of Paleogene in Baxian Sag

根据兴隆1、牛东1、牛东2等井2 980余块岩石薄片镜下鉴定结果，霸县凹陷古近系深层碎屑岩储层的岩石类型以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主（图 2），成分成熟度指数为0.9~1.5，成熟度较高。砂岩碎屑组分中石英体积分数为45.0%~60.0%，最高达70.0%；长石体积分数为30.0%~45.0%，最高达54.0%；岩屑含量相对较低，体积分数仅为0~10.0%，主要为酸性喷出岩和变质岩。填隙物含量相对较低，体积分数为10.0%~12.0%，主要为方解石、白云石及泥质杂基等，偶见石英、长石等次生加大，其中碳酸盐（方解石和白云石）体积分数平均为7.0%~13.0%，泥质杂基体积分数平均为2.0%~5.0%。深层碎屑岩储层分选性以中等和好为主，磨圆度多为次圆状和次棱―次圆状，具有较高的结构成熟度[图 3（a）~3（c）]。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 霸县凹陷古近系深层碎屑岩储层岩石类型三角图 Fig. 2 Triangular diagram of rock types of Paleogene deep clastic reservoirs in Baxian Sag

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 霸县凹陷古近系深层储层岩石学特征及储集空间类型 Fig. 3 Lithology characteristics and reservoir space types of Paleogene deep zones in Baxian Sag （a）文安1井，4 154.01 m，含泥不等粒岩屑长石砂岩，泥质不均匀分布，方解石多呈连晶状分布于粒间，交代颗粒，正交偏光；（b）兴隆1井，4 280.90 m，中砂质细粒岩屑长石砂岩，方解石和白云石分布于粒间，交代颗粒，石英和长石普遍具次生加大现象，正交偏光；（c）岔81井，3 825.00 m，中砂质细粒长石砂岩，少量方解石、白云石分布于粒间，交代颗粒，正交偏光；（d）文安1井，4 150.80 m，少量方解石、白云石胶结、交代颗粒，孔隙主要为粒间溶孔，其次为长石粒内溶孔，偶见铸模孔，具一定的连通性，单偏光；（e）文安1井，4 151.30 m，少量方解石、白云石胶结、交代颗粒，孔隙主要为粒间溶孔，其次为长石粒内溶孔，偶见铸模孔，具一定的连通性，单偏光；（f）兴隆1井，4 284.15 m，少量方解石、白云石胶结、交代颗粒，孔隙主要为粒间溶孔和长石粒内溶孔，单偏光

深层储层的储集空间类型主要为次生孔隙，其中粒间溶孔和粒内溶孔相对较发育，其次为晶间孔、铸模孔及构造溶蚀缝等[参见图 3（d）~3（f）]，储层物性普遍较差，以特低孔、特低渗为主，但也有部分层段储集性能较好，为中/低孔、中/低渗储层（图 4）。根据500余块岩心实测样品分析结果和4 000余层近20 km测井解释资料，孔隙度大于10.0%的储层占35.0%~45.0%，渗透率大于1.0 mD的储层占13.0%~37.0%。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 霸县凹陷古近系深层（3 500~5 500 m）深度与储层物性关系 Fig. 4 Relationship between reservoir properties and depth of Paleogene deep zones (3 500-5 500m) in Baxian Sag

深层有效储层的形成关键取决于次生孔隙的形成和保存，即在次生孔隙发育带具有形成大量次生孔隙的有利条件，而在次生孔隙减少带又能够有效减缓次生孔隙的消亡。根据对次生孔隙的成因及其演化过程的研究，结合砂体类型、储层物性、成岩作用及温压场等的分析，认为霸县凹陷古近系深层有效储层主要受母岩类型、沉积相带、成岩相带、欠压实作用及油气早期充注五大因素控制。

根据碎屑组分和重矿物组合可知，霸县凹陷古近系深层物源区母岩类型以变质岩和岩浆岩为主，凹陷周边的太古界长英质片麻岩和中酸性岩浆岩为该区提供了较丰富的石英和长石碎屑，并构成了深层砂岩碎屑的主要组分，形成了以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主的岩石类型。碎屑组分中石英体积分数为45.0%~60.0%，长石体积分数为30.0%~45.0%（参见图 2）。富含长石的岩石在浅埋藏时，原生孔隙发育，为形成深层有效储层奠定了基础；在中埋藏时，含量较高的长石碎屑和含量适中的方解石、白云石等碳酸盐胶结物易发生溶蚀，形成各种次生孔隙[参见图 3（d）~3（f）]。

沉积相带是深层有效储层发育的主要控制因素之一^[3-4]。不同沉积相带发育的沉积作用不同，而沉积作用对碎屑岩矿物成分、结构、分选、磨圆及杂基含量等均具有明显的控制作用，所以不同沉积相带对储层物性的影响程度不同^[9]。霸县凹陷为继承性凹陷，断陷湖盆成湖早^[7]，陡坡带、洼槽区及斜坡内带均发育有扇三角洲相和辫状河三角洲相砂体，尤其辫状河（扇）三角洲前缘亚相为较有利岩相带，控制着深层砂体储层的宏观分布。不同微相的砂岩物性统计结果表明：分流河（水）道和河口坝微相，砂岩粒级粗，单砂层厚度大，储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙为主，储层物性较好，有利于油气富集成藏；席状砂微相的薄层状砂岩，储集空间一般不发育，多为致密储层（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 霸县凹陷古近系深层碎屑岩储层物性 Table 1 Reservoir properties of Paleogene deep clastic reservoirs in Baxian Sag 井名 井段/m 沉积环境 单砂层厚度/m 孔隙度/ % 渗透率/mD 物性分类 兴隆1 4 218.0~4 254.8 席状砂 1.2~2.8 5.4~8.6 0.03~1.73 特低孔、特低渗 4 257.0~4 263.0 分流水道 6.0 10.6 11.47 低孔、低渗 牛东1 3 930.8~3 957.4 席状砂 1.0~2.6 3.2~7.6 0.01~0.49 特低孔、特低渗 4 194.0~4 201.4 分流水道 5.6 9.4 2.32 特低孔、特低渗 家59 3 780.0~3 792.4 分流水道 12.4 13.3 3.16 低孔、特低渗 岔深1 3 810.1~3 832.0 分流水道 21.9 10.1 6.80 低孔、特低渗

下载CSV 表 1 霸县凹陷古近系深层碎屑岩储层物性 Table 1 Reservoir properties of Paleogene deep clastic reservoirs in Baxian Sag

成岩相是成岩作用、成岩环境及成岩产物的综合反映，不同地区的成岩作用类型和强弱、成岩阶段、孔隙演化特征及成岩相划分等也不同^[10]。通过对成岩作用的类型和强弱、自生矿物及孔隙演化特征等的分析，将霸县凹陷古近系划分出机械压实成岩相、早期胶结成岩相、强溶蚀―弱胶结成岩相及晚期胶结―交代成岩相等。其中，强溶蚀―弱胶结成岩相是形成深层有效储层的较有利成岩相带（图 5）。溶蚀作用对于深层储层物性的改善具有至关重要的作用，即深层储层物性的明显改善与溶蚀作用及其产生的次生孔隙发育带有关^[11]。霸县凹陷古近系强溶蚀―弱胶结成岩相带控制着次生孔隙的类型、分布及发育程度等，尤其当成岩相带与有利沉积相带匹配时，更易发生选择性溶蚀，进而形成深层有效储层。研究发现，在储层成岩演化过程中，处于次生孔隙发育带的储层，其溶蚀作用与胶结作用是交替进行的，每一个强溶蚀―弱胶结成岩相带均可形成一个有利储集层段，导致深层可存在多套有效储层（参见图 4）。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 霸县凹陷古近系深层沉积-成岩演化 Fig. 5 Sedimentary-diagenetic evolution model of Paleogene deep zones in Baxian Sag

霸县凹陷古近系发育有巨厚的泥岩，受厚层泥岩封隔作用影响，普遍发育异常高压带。异常高压具有如下作用：①减轻压实作用，利于次生孔隙的保存；②抑制烃源岩有机质生烃和排烃，在一定程度上推迟有机酸的生成。因此，处于异常高压带的深层储层可存在大量次生孔隙，具有良好的储集性能。储集层、烃源岩及异常高压带的有机匹配可为次生孔隙的发育提供优越条件^{[3, 5]}。根据声波时差测井和试油测压等资料的分析，霸县凹陷古近系深层在纵向上发育多个异常高压带，地层压力以中强超压为主，压力系数可达1.2~1.5，尤其洼槽区表现最为明显（图 6）。古近系深层发育的欠压实带与次生孔隙发育带具有较好的对应关系，因此砂体的储集性能较好，构成了有利储集层段，并发育多套有效储层（参见图 4）。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 霸县凹陷古近系深层地层压力分布 Fig. 6 Distribution of reservoir pressure of Paleogene deep zones in Baxian Sag

霸县凹陷古近系有效烃源岩发育，有机质成熟时排出的有机酸可发生溶蚀作用，形成较发育的次生孔隙；同时，深层油气早期生成、早期充注可抑制胶结作用的发生，使次生孔隙得以有效保存；另外，深层泥岩压实快速脱水为各种流体（有机酸、烃类）在粒间孔隙中发生溶蚀、充注等作用提供了动力条件，并可在纵向上发育多个次生孔隙发育带（参见图 4），为深层有效储层的形成提供了有利条件^[6]。

有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性，通常用孔隙度、渗透率的某个确定值来度量^{[4, 12]}。根据前人^{[4, 12]}总结的含油产状法、测试法、试油法、孔隙度-渗透率交会法、经验统计法、分布函数曲线法、最小有效孔喉半径法及束缚水饱和度法等较成熟的有效储层物性下限求取方法，依据霸县凹陷古近系深层储层物性与含油气性关系，并结合试油结果，确定采用含油产状法和孔隙度-渗透率交会法初步探讨深层有效储层物性下限。结果表明，3 500~5 500 m深层砂岩储层能够成为油层的测井解释孔隙度下限约为9%，渗透率下限约为0.5 mD；气层的有效储层测井解释孔隙度下限约为7.0%，渗透率下限约为0.1 mD（图 7）。根据霸县凹陷深层储层物性与埋深关系，推测深层油气成藏的勘探下限埋深可达5 500 m，具有较大的深层勘探空间。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 霸县凹陷古近系深层储层测井解释物性与含油性关系 Fig. 7 Relationship between reservoir properties and oilbearing properties of Paleogene deep zones in Baxian Sag

霸县凹陷古近系深层砂体具有“多元控砂”^[13]的特征，洼槽区陡缓两侧发育的扇三角洲前缘亚相和辫状河三角洲前缘亚相砂体均具有良好的岩性油气藏成藏条件，勘探潜力大。洼槽区深层发育300~1 000 m的中等—好烃源岩，镜质体反射率（R_o）为0.50%~1.48%，热解峰温（T_max）为440℃~467℃，有机质热演化处于成熟—高成熟阶段，为深层砂体储层供烃的层段长达2 000 m以上，油气源供给充足。水下辫状河道、分流河道等多期河道叠置砂体，分布面积和厚度较大，储集性能较好，常常发育粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙，为深层油气聚集成藏提供了良好的储集空间。深层砂体在洼槽区横向变化快，易形成砂岩透镜体、上倾尖灭等岩性圈闭以及构造-岩性等复合圈闭，具有“优势成藏”^[13]的有利条件，可形成自生自储型岩性油气藏（图 8）。近年来，通过在文安斜坡内带和岔-高-鄚反转构造带翼部深化岩性油气藏勘探，构建了多种类型的岩性油气藏成藏模式，相继钻探的文安1、文安11、鄚50及鄚51等井均获得工业油气流。其中，文安1井在Es₄的4 150~4 483 m段发育有效储层，实测有效孔隙度最大为16.0%，平均为10.3%；有效渗透率最大为9.14 mD，平均为2.13 mD。采用常规抽汲方式试油，获得日产油7.26 t、日产水17.89 m³的自然产能，初步展现了古近系深层良好的勘探前景。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 霸县凹陷古近系深层油气成藏模式 Fig. 8 The hydrocarbon accumulation model of Paleogene deep zones in Baxian Sag

（1）霸县凹陷古近系深层（3 500~5 500 m）发育多期叠置的扇三角洲相和辫状河三角洲相砂体，储层的储集性能较好。有效储层主要受母岩类型、沉积相带、成岩相带、欠压实作用及油气早期充注五大因素控制。

（2）深层砂岩油层的测井解释孔隙度下限约为9.0%，渗透率下限约为0.5 mD；气层的测井解释孔隙度下限约为7.0%，渗透率下限约为0.1 mD，深层勘探下限埋深可达5 500 m。钻探证实，霸县凹陷古近系深层具有较好的岩性油气藏成藏条件，发现了多个岩性油气藏，是深化岩性油气藏勘探和寻求规模储量发现的新领域。