咸化湖盆深部优质储集层形成机制与分布规律
——以渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组四段上亚段为例

孟涛，刘鹏，邱隆伟，王永诗，刘雅利，林红梅，程付启，曲长胜

（1. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 266555；2. 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

咸化湖盆深部优质储集层形成机制与分布规律
——以渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组四段上亚段为例

孟涛1,2，刘鹏2，邱隆伟1，王永诗2，刘雅利2，林红梅2，程付启1，曲长胜1

（1. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 266555；2. 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

以渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组四段上亚段为例，基于钻井取心，开展岩心常规分析、铸体和普通薄片鉴定、扫描电镜分析以及流体包裹体测试，依据所获数据资料系统研究咸化湖盆成岩环境演化及深部优质储集层发育主控因素。该咸化湖盆储集体经历了先碱后酸、碱酸交替的成岩环境，早期碱性成岩环境下大量碳酸盐胶结物充填原生孔隙，使储集体孔隙度由初始37.30%锐减到18.77%，也使原生孔隙免于压实，保留可溶蚀空间。中后期酸性成岩环境下，早期碳酸盐胶结物溶蚀增孔10.59%，深部优质储集层得以形成。膏盐岩、烃源岩、断裂体系及沉积体展布共同控制优质储集层分布，渤南洼陷沙河街组四段上亚段深部优质储集层位于北部陡坡带，埋深为3 400～4 400 m，岩性以近岸水下扇扇端细砂岩和部分扇中细砾岩为主。图11参25

渤海湾盆地；渤南洼陷；古近系沙河街组四段；咸化湖盆；优质储集层；形成机制

0 引言

前人对深部优质储集层研究较关注构造作用形成的裂缝带[1]以及碳酸盐岩中的溶蚀孔洞[2]，普遍认为碎屑岩严重致密化[3-4]，不发育有效储集层，深部缺乏优质碎屑岩储集层的传统认识一直指导着渤南洼陷的油气勘探。渤南洼陷为渤海湾盆地济阳坳陷的一个次级构造单元，其 62%的探明储量储藏于中浅层古近系沙河街组三段（简称沙三段）2 000～3 200 m深度的次生孔隙带中，但随着油气勘探向以沙河街组四段上亚段（简称沙四段上亚段）为代表的咸化湖盆深层转变，发现沙四段上亚段储集层并不遵循沙三段 2 000～3 200 m深度段次生溶蚀孔隙较发育的规律，反而在2 800～3 200 m深度段出现了大量方解石胶结造成的异常低孔带。由于烃源岩热演化过程中产生的有机酸易使方解石胶结物溶蚀[5-7]，从而在深部储集层中可能存在次生孔隙带。由此，本文以渤南洼陷古近系沙四段上亚段为例，利用钻井取心开展了沉积、储集层和地球化学方面的分析测试，依据所获数据，以咸化湖盆成岩环境演变分析为主线，开展深部优质储集层形成机制与分布规律研究，以期指导咸化湖盆深层油气勘探。

1 研究区概况

渤南洼陷位于中国东部渤海湾盆地济阳坳陷东北部，是一北断南超的箕状洼陷，受多期构造运动的影响，发育北东、北东东向及一系列近东西向断裂。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。沙四段上亚段沉积期水体盐度较高[8]，为一咸化湖盆，自下而上发育低位域、湖侵域和高位域，构成一套完整的三级层序，存在近岸水下扇扇三角洲、砂岩滩坝、碳酸盐岩滩坝、盐湖等沉积类型（见图1）。沙四段上亚段2 800～3 200 m深度段储集层普遍发育大量方解石胶结物充填原生孔隙现象（见图2a—2e），同时也存在绿泥石以及丝片状伊利石等碱性成岩环境下形成的黏土矿物胶结物（见图2f），由于方解石充填孔隙空间，使原生孔隙免于压缩（见图 2b—2c、图 2e），从而保存了可溶蚀空间，为咸化湖盆深层优质储集层的发育奠定基础。

图1 渤南洼陷区域位置及沙四段上亚段综合柱状图

2 咸化湖盆成岩环境主控因素

渤南洼陷沙四段上亚段致密胶结带中的碳酸盐胶结物与早期沉积的膏盐岩产生的碱性流体有关，而碳酸盐胶结物能否被溶蚀并形成次生孔隙则与中后期酸性流体的活动相关。酸、碱性流体的活动时间及浓度共同决定深部优质储集层形成的时间和规模。

2.1 膏盐岩演化决定碱性流体

碱性流体的来源有2种：①咸化湖盆中碱层和碱卤水的存在维持着同生期和准同生期碱性成岩环境[9-10]，同时沉积的石膏向硬石膏转化过程中产生的碱性流体维持着早、中成岩期的碱性环境[9,11]，由于咸化湖盆环境有“深水”和“浅水”之分，湖盆中的盐类物质来源也众说纷纭[12]，因此又衍生出断裂活动造成深部地层碱性热液上涌[13]、海侵遗留的盐类物质形成碱卤水[12]、长期干旱环境形成巨厚碱层等学说[9]；②有机质在高成熟状态下产生凝析油和湿气，破坏有机酸组成，使流体酸性减弱并向碱性转化[13]，晚期成岩环境为弱碱性，但该机制对碱性流体浓度影响较小。

图2 渤南洼陷沙四段上亚段早期碱性环境下碳酸盐以及黏土矿物胶结照片（取样点平面位置见图1）

渤南洼陷沙四段上亚段碱性流体的产生主要归因于咸化湖盆的沉积特点。首先大量硫酸盐类及少量氯化物的沉积[8]标志着这一时期碱层和碱卤水广泛存在，为准同生期乃至早期成岩阶段碱性成岩环境的形成与维持提供了物质基础[9]。因此，渤南洼陷沙四段上亚段碱层和碱卤水沉积层段的孔隙水性质在沉积初期受沉积环境影响呈碱性。随着沉积、埋藏直至早期成岩作用发生，碱性流体与非碱性流体交换，碱性流体浓度不断降低（见图3）。当埋深接近800 m、古地温高于42 ℃时，石膏开始向硬石膏转化并产生碱性流体，转化的第1阶段脱去大量吸附水[9]（见图4a），转化产物为生石膏（CaSO4·2H2O），这一阶段维持着高浓度碱性流体（见图3）；当埋深超过2 000 m、古地温高于90 ℃时，生石膏向熟石膏转化，这一阶段脱结晶水（见图4a），脱水量小于脱吸附水阶段[14]，在水体交换影响下碱性流体浓度继续降低（见图3）；当埋深超过4 300 m、古地温超过150 ℃时，熟石膏最终脱掉剩余结晶水向硬石膏（CaSO4）转化[14]（见图4a），脱水量的进一步减少使碱性流体浓度降低速率加快（见图3）。总体上，受膏盐岩沉积及成岩演化影响，碱性流体浓度呈高—低—高—低变化（见图3）。

图3 渤南洼陷沙四段上亚段酸、碱性流体演化模式

2.2 烃源岩演化控制酸性流体

成岩环境中的酸性流体主要与烃源岩生烃过程中优先排出的有机酸有关[15]，因此成岩过程中的酸性流体活动往往与成藏期次密切相关。据渤南洼陷成藏期次研究，沙四段上亚段存在 3期成藏，分别是东营组沉积期、馆陶组沉积末期以及明化镇组沉积末期[16-18]，3期成藏对应的主力烃源岩层系的古地温分别为90、105以及130 ℃[16-18]。同时，据获得的烃类包裹体所伴生盐水包裹体均一温度测试数据可知：现今主力烃源岩层系（埋深3 000～3 700 m）样品的包裹体均一温度集中于85～95、100～110和120～135 ℃这3个温度区间（见图 5a），分别对应东营组沉积期、馆陶组沉积期以及明化镇组沉积期（见图 4），与前人认识基本一致[16-18]。

图4 Bs4井膏盐岩与烃源岩演化过程及其伴生流体变化（井位见图1）

渤南洼陷沙四段上亚段埋藏初期古地温较低，在埋深浅于1 200 m、古地温小于60 ℃时沉积有机质处于生物化学生气阶段（见图4b），在厌氧细菌的作用下产生腐殖酸、富非酸等，酸性流体浓度不断升高[19]（见图3）。随沉积物埋深超过1 200 m、古地温超过60 ℃，有机质在埋藏演化过程中产生大量短链羧酸[20]（见图4b），75～90 ℃是短链羧酸浓度最大时期。古地温达到90 ℃时烃源岩开始排烃，对应着第1成藏期[16-18]。由于大量有机酸的排出往往在烃类排出之前，因此古地温未到 90 ℃时酸性流体浓度达到最高点（见图 3）；当埋深超过2 100 m、古地温超过90 ℃，初次成藏后烃源岩压力释放，随埋深增加烃源岩热演化继续（见图4b），但有机酸不再大量排出，酸性流体浓度呈下降趋势（见图3）。随埋深继续增大，烃源岩热演化程度进一步升高，古地温达到105 ℃时发生第2期成藏，酸性流体浓度又出现局部峰值（见图3）。值得一提的是酸性流体浓度最高的古地温区间为80～120 ℃（见图 3），这是因为温度过低的情况下细菌分解有机酸，而温度超过120 ℃时羧酸阴离子发生热脱羧作用则转变成烃类和CO2[20]。第2期成藏后，有机酸不再排出，酸性流体浓度逐渐降低，并在古地温超过120 ℃时出现急剧下降趋势（见图3）。随着第3期成藏开始，酸性流体浓度急剧下降的趋势得到抑制，并出现短暂回升（见图3），古地温超过130 ℃，大量羧酸阴离子再次发生热脱羧作用转变成烃类和CO2（见图4b），有机酸浓度进一步降低。有机酸除在烃源岩热演化过程中直接生成外，还可在晚期成岩阶段（Ro值大于1.3%）由烃类与硫酸盐的热化学还原反应生成[21-23]。渤南洼陷沙四段上亚段咸化湖盆广泛沉积硫酸盐沉积物，因此当埋深超过4 400 m、古地温大于150 ℃时，硫酸盐热化学反应可生成大量中高含硫天然气[23]，反应产生的H2S溶于水形成少量硫酸，但由于羧酸不断转化为 CO2，使酸性流体浓度依然呈快速下降趋势，在古地温大于160 ℃时酸性流体演化已近尾声（见图4）。总体上，受烃源岩热演化阶段控制，酸性流体浓度呈低—高—低变化。

图5 渤南洼陷沙四段上亚段流体包裹体均一温度分布

图6 渤南洼陷沙四段上亚段中期酸性环境与晚期碱性环境下成岩照片（取样点平面位置见图1）

2.3 酸、碱性流体控制下的成岩环境

酸、碱性流体活动规律证实咸化湖盆成岩早期受沉积环境影响，在沉积、埋藏直到古地温小于70 ℃时地层水性质为碱性（见图3），碳酸盐胶结物大量发育，至今在相对较浅地层中仍能见到方解石胶结物充填原生孔隙的现象（见图2）。究其原因主要是埋藏较浅，中后期生排烃过程中产生的酸性流体难以波及，方解石胶结物未被溶蚀或溶蚀较弱。此外在一些未成藏的储集层中发现的低温盐水包裹体，其宿主矿物多为方解石胶结物（见图5b），也证实了早期古地温较低时碱性成岩环境的存在。随时间的推移、埋深的增大，古地温超过70 ℃时，酸性流体浓度超过碱性流体浓度，使得浓度更高、量更大的酸性流体中和浓度相对较低、量相对较少的碱性流体，流体性质总体表现为酸性，酸性成岩环境持续到古地温150 ℃时（见图3），酸性成岩环境下石英次生加大出现（见图6a），长石溶蚀形成的书页状高岭石胶结物也有出现（见图6b），同时普遍可见早期方解石胶结物的溶蚀现象（见图6c—6g）。均一温度跨度较大、深度分布较广的流体包裹体都宿主于石英次生加大部分这一现象表明酸性成岩环境的作用时间较长、影响范围较广（见图5b）。当埋深超过4 400 m时，古地温普遍大于150 ℃（见图4），酸性流体浓度的快速降低使成岩后期再次经历碱性成岩环境（见图3），后期碱性成岩环境下少量铁质碳酸盐胶结物出现（见图6h—6i），同时铁质碳酸盐胶结物中流体包裹体均一温度相对较高也反映出后期碱性成岩环境的存在（见图5b）。

综上所述，渤南洼陷沙四段上亚段储集体从沙四段上亚段沉积初期（距今约50 Ma）到沙三段沉积中期（古地温70 ℃、距今约40 Ma）为碱性成岩环境，自沙三段沉积中期到明化镇组沉积晚期（古地温150 ℃、距今约2.5 Ma）为酸性成岩环境，明化镇组沉积晚期以来再次经历碱性成岩环境（见图 3、图 4）。受此控制，其成岩演化序列为方解石胶结物产生—石英次生加大出现—方解石胶结物溶蚀—长石、岩屑溶蚀—铁质碳酸盐胶结物出现（见图2、图5b、图6）。

3 成岩环境控制下的深部优质储集层

3.1 储集层成因机制及其特征

由咸化湖盆酸、碱性流体活动规律可知，咸化湖盆储集体在早期成岩过程中多发生碱性成岩作用，同时多成藏期伴随的有机酸幕式注入又控制着中后期酸性成岩作用[16-18]。早期碱性成岩作用的强弱影响着中后期酸性成岩作用发生的时间，是深部优质储集层形成的关键。早期较强的碱性成岩环境下发育大量碳酸盐胶结物，充填原生孔隙，有效阻碍压实作用，使原生孔隙空间得以保存（见图2）。中后期酸性流体注入到少量未被早期胶结物充填的孔隙中，由于酸性流体与可溶于酸的矿物接触面积局限，在有机酸注入较长时间内仅少量碳酸盐胶结物发生溶蚀，产生的次生孔隙较少。但随时间推移，溶蚀空间逐渐增大，可容纳更多的酸性流体，因此多期成藏过程中有机酸的幕式注入既维持酸性成岩环境，又与溶蚀空间增大构成良性循环，使得在成岩中后期产生大量溶蚀孔隙（见图6c—6h），具有“早期强胶结、后期强溶蚀”的成岩演化规律。

酸性成岩环境作用下，储集体的成岩演化过程可划分初始溶蚀阶段、快速溶蚀阶段、稳定溶蚀阶段、快速压实阶段（见图7）。初始溶蚀阶段为有机酸注入初期，少量碳酸盐胶结物发生溶蚀，目前研究区埋深2 800～3 200 m储集体对应于这一阶段。快速溶蚀阶段和稳定溶蚀阶段是有机酸注入与次生溶蚀孔隙增大的良性循环阶段，大量碳酸盐胶结物发生溶蚀并伴随石英次生加大现象，埋深在3 400～3 700 m的储集体次生孔隙发育程度达到峰值（见图 7）。随着埋深的不断增大，地层压力逐渐大于次生溶蚀孔隙中的流体压力，次生孔隙被快速压实，流体排向低压区，这一阶段虽有酸性溶蚀作用发生，但压实作用更为强烈，总体呈现出压实减孔效应。埋深达4 400 m时，颗粒排列已非常紧密，机械压实作用已趋于极限，到达稳定压实阶段，伴随着晚期弱碱性成岩环境的出现，这一阶段出现铁质碳酸盐胶结物，储集体孔隙度普遍小于5%，储集层致密。总体上，咸化湖盆储集体在有机酸注入后发生大规模溶蚀的时间较晚，溶蚀孔隙大量出现的层位埋深较大，从而在深部形成次生孔隙发育的优质储集层。

渤南洼陷深层发育的优质储集层多属于近岸水下扇扇端中细砂岩，少部分扇中细砾岩也发育优质储集层，其储集空间主要为酸性流体溶蚀形成的次生孔隙（见图6b—6h），孔隙类型包括粒间溶孔、粒内溶孔以及铸模孔等。常规物性分析表明深层发育的优质储集层物性相对较好，孔隙度主要介于10%～20%，渗透率介于（1～100）×10-3μm2，总体上属于中—低孔、中—低渗储集层。

3.2 储集层孔隙演化

渤南洼陷沙四段上亚段储集体孔隙演化过程分析是以岩心取样做大量分析化验为基础的，由于碳酸盐岩储集体原始孔隙度较难求取，本文主要据样品分析化验资料对碎屑岩储集体的孔隙演化进行初步定量分析。由于研究区碎屑岩储集体出现的交代作用多为方解石交代长石，储集空间变化甚微，因此孔隙定量演化的研究主要关注压实、胶结和溶蚀3种成岩作用。

由渤南洼陷沙四段上亚段成岩环境分析可知，沙三段沉积中期之前整体处于碱性成岩环境，属早成岩期（见图8）。选取早成岩期对应深度范围内的样品点，样品的初始孔隙度可利用Sneider图版据分选系数求得均值为37.30%，而早成岩期对应埋深范围内的样品点，其现今孔隙度据岩心测定均值为18.77%，早成岩期碱性成岩环境下未出现大量石英溶蚀现象，而是以碳酸盐胶结为主，因此由溶蚀增加的孔隙度可视为0。通过镜下观察统计，胶结作用减少的孔隙度可据胶结物含量估算出，均值为15.52%，由初始孔隙度37.30%减去现今实测孔隙度18.77%再扣除胶结作用减少的孔隙度15.52%，可得由压实作用减少的孔隙度为3.01%。

早成岩期大量碳酸盐胶结物充填原生孔隙空间，形成欠压实现象，但当储集体埋深到2 000 m以下时，主力烃源岩层系埋深可达2 800 m，Ro值大于0.5%，烃类开始生成，进入中成岩A期。选取中成岩A期对应埋深范围内的样品点，中成岩A期的初始孔隙度可视为早成岩期结束时孔隙度（18.77%），由中成岩A期溶蚀面孔率与孔隙度之间拟合关系可估算出溶蚀增加孔隙度为4.67%。此外中成岩A期，早期碳酸盐胶结物为酸性流体溶蚀的主要对象，因此可据面孔率与残留的碳酸盐胶结物含量之和估算出经历了早成岩期和中成岩A期后胶结作用减少的孔隙度为16.46%，此值减去早成岩期胶结作用减少的孔隙度15.52%可得中成岩A期胶结作用减少的孔隙度为 0.94%，再由中成岩 A期的初始孔隙度18.77%减去现今实测孔隙度17.80%，再减去胶结作用减少的孔隙度0.94%，然后加上溶蚀作用增加的孔隙度4.67%，便可得压实作用减少的孔隙度4.70%（见图 8）。依据这一方法可分别获得中成岩 B和晚成岩期孔隙的定量演化特征，其中中成岩B期溶蚀增加孔隙度为 5.92%（见图 8），综合中成岩 A、B两期，碳酸盐胶结物溶蚀增孔可达10.59%，此外由于中成岩B期及晚成岩期酸性流体的溶蚀对象不但有早期碳酸盐胶结物，还有长石等矿物，所以应分别在镜下估算出胶结物溶蚀孔隙与长石溶蚀孔隙各占比例。

3.3 储集层分布规律

酸、碱性流体的交替作用影响着大规模次生孔隙发育的时间，因此对深部优质储集层形成与分布起决定作用的是酸、碱性流体浓度及其影响范围，由于早期碱性流体影响范围与膏盐岩分布、断裂体系的展布等因素密切相关，中后期酸性流体的影响范围则与烃源岩分布和断裂输导有关，而沉积体展布又是酸、碱流体先后作用的物质基础。因此咸化湖盆深部优质储集层的发育主要受控于膏盐岩分布、烃源岩分布、断裂体系及沉积体展布4种因素。

渤南洼陷沙四段上亚段膏盐岩沉积所需的盐类物质来源于地下热卤水，热卤水伴随着火成岩的侵入沿断裂上涌进入湖盆[24]，在湖底地形的控制下盐类物质首先流向低洼处，因此渤南洼陷东、西次洼膏盐岩厚度最大（见图9）。由于湖盆边缘有大型近岸水下扇扇体入湖，产生向湖中心的水流，在水流冲积下盐类物质无法继续向北部深洼带流动，因此膏盐岩主要集中在渤南洼陷中南部地区（见图 9）。受控于温暖潮湿的气候环境[25]，渤南洼陷沙四段上亚段沉积期形成厚层烃源岩，最厚可达300 m，由渤南洼陷北部向南厚度逐渐变薄，其展布范围和膏盐岩基本相当（见图10）。由于烃源岩的形成伴随着沙四段上亚段沉积期的始终，而膏盐岩的形成多集中于沙四段上亚段沉积的中晚期，因此在纵向上膏盐岩夹杂在烃源岩之中（见图11），2者可视为统一整体。膏盐岩和烃源岩在热演化过程中形成的酸、碱性流体主要通过 3种方式进行纵、横向运移进入到砂体中。首先层理和页理面可使酸、碱性流体横向运移，同时断层两盘膏盐岩、烃源岩与砂体的直接对接也可使酸、碱性流体进入到砂体中，此外一系列近东西向与北东向断裂的发育也可为其纵向迁移提供通道（见图 1）。因此可由膏盐岩展布、烃源岩展布以及断裂展布 3因素确定受酸、碱性流体影响的区域，而渤南洼陷沙四段上亚段沉积体受控于物源和地貌[8]，主要分布在洼陷南北两侧，所以酸、碱流体在断裂体系等输导通道的沟通下可波及到的沉积体主要集中于北部近岸水下扇扇体中、前端以及罗家鼻状构造东部的扇三角洲扇体前端（见图 10），但据深部优质储集层形成机制研究表明南部地区浅于 3 400 m的地层还未开始发生大规模酸性溶蚀，渤南洼陷沙四段上亚段深部优质储集层中的“甜点”应主要集中于3 400～4 400 m受酸、碱流体影响的北部地区近岸水下扇扇体中、前端（见图10），储集空间类型以早期碳酸盐胶结物被溶蚀形成的次生溶蚀孔隙为主（见图 6c—6d）。

图8 咸化湖盆深部优质储集层形成模式与孔隙演化

图9 渤南洼陷沙四段上亚段膏盐岩厚度分布图

3.4 油气勘探发现

咸化湖盆深部发育优质储集层的认识在勘探实践中得到验证。近年在渤南洼陷北部深洼带沙四段上亚段近岸水下扇扇中非构造圈闭部署钻探了Y283井，该井3 957～3 962 m取心井段细砾岩孔隙度为13.2%、渗透率为2.9×10-3μm2，物性良好（见图11），测试获日产15.2 t的工业油流。为确定该扇体延伸范围以及扇根封堵位置，相继在Y283井南、北两侧钻探的Y290、Y109-2等井均获成功（见图 10），由此控制了 Y283区块沙四段上亚段上千万吨的石油地质储量。据深部优质储集层主控因素认为沙四段上亚段底部扇三角洲前缘中细砂岩也为优质储集层发育区，先后部署了Y176、Y178、Y179等探井，其中Y176井3 698～3 705 m细砂岩孔隙度为16%、渗透率为3.5×10-3μm2（见图11），测试获日产5.2 t的工业油流，由此探明了Y176区块上千万吨的石油地质储量。钻探结果证实咸化湖盆深部发育优质储集层，深层有利于形成油气藏。

图10 渤南洼陷沙四段上亚段深部优质储集层分布图

图11 渤南洼陷沙四段上亚段近南北向沉积剖面图（剖面位置见图1）

4 结论

渤南洼陷沙四段上亚段沉积期为一咸化湖盆，其碱性成岩流体浓度经历高—低—高—低变化，酸性成岩流体浓度经历低—高—低变化。酸、碱性成岩流体共同控制沙四段上亚段的成岩环境经历碱—酸—碱变化。成岩环境控制下咸化湖盆储集体具有“次生孔隙发育时间晚、出现深度大”的成岩机制，受此影响，大规模次生孔隙产生的时间较晚、埋深较大，从而在深部储集体中形成次生孔隙发育的优质储集层。深部优质储集层展布形成与分布受控于膏盐岩、烃源岩、断裂体系以及沉积体展布 4大因素，北部近岸水下扇扇端中细砂岩和少部分扇中细砾岩储集体为渤南洼陷沙四段上亚段深部优质储集层的“甜点”，渤南洼陷沙四段上亚段深部千万吨石油地质储量的发现证实了深部优质储集层“甜点”的存在。

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Formation and distribution of the high quality reservoirs in a deep saline lacustrine basin: A case study from the upper part of the 4th member of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Jiyang depression, Bohai Bay Basin, East China

MENG Tao1,2, LIU Peng2, QIU Longwei1, WANG Yongshi2, LIU Yali2, LIN Hongmei2, CHENG Fuqi1, QU Changsheng1
(1.College of Geo-Science and Technique,China University of Petroleum(Huadong),Qingdao266555,China; 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying257015,China)

The upper part of the 4th member of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Bohai Bay Basin, East China was taken as the study object. Conventional core analysis, casting and conventional thin section inspection, scanning electron microscope observation,particle size analysis and fluid inclusion analysis were carried out on cores, and the data from these analyses and tests was used to find out the evolution of diagenetic environment of the saline lacustrine basin and the main factors controlling the deep formation of high quality reservoirs. The diagenetic environment of the saline lacustrine basin experienced alkali and acid alternation. In the early alkali diagenetic environment, large amounts of carbonate cement filled the primary pores, making the reservoir porosity reduce sharply from 37.3% to 18.77%, meanwhile, keeping the primary pores from compaction, and retaining the dissolution space. In the middle-late stage of acid diagenetic environment, early carbonate cement was dissolved, resulting in rise of reservoir porosity by 10.59%, and thus the formation of the deep high quality reservoirs. The distribution of high quality deep reservoirs is controlled by the development of gypsum salt rock, source rock, fracture system and sedimentary body distribution jointly. Deeply buried high quality reservoirs in the upper part of the 4th member of the Shahejie Formation in Bonan sag are nearshore subaqueous fan-end sandstone and some fan-medium fine conglomerate buried at 3 400-4 400 m in the north steep slope.

Bohai Bay Basin; Bonan sag; 4th member of Paleogene Shahejie Formation; saline lacustrine basin; high quality reservoir;formation mechanism

国家科技重大专项“渤海湾盆地南部油气资源潜力再认识”（2011ZX05006-001）；中国石化股份有限公司科技攻关项目“济阳坳陷非常规与常规油气藏形成机制统一性与分布相关性研究”（P16005）

TE122.2

A

1000-0747(2017)06-0896-11

10.11698/PED.2017.06.07

孟涛, 刘鹏, 邱隆伟, 等. 咸化湖盆深部优质储集层形成机制与分布规律: 以渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组四段上亚段为例[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(6): 896-906.

MENG Tao, LIU Peng, QIU Longwei, et al. Formation and distribution of the high quality reservoirs in a deep saline lacustrine basin: A case study from the upper part of the 4th member of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Jiyang depression,Bohai Bay Basin, East China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(6): 896-906.

孟涛（1979-），男，山东乐陵人，中国石化胜利油田勘探开发研究院副研究员，现为中国石油大学（华东）在读博士研究生，主要从事油气勘探研究。地址：山东省青岛经济技术开发区长江西路66号，中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，邮政编码：266555。E-mail：mengtao7988@163.com

联系作者简介：刘鹏（1986-），男，河南濮阳人，博士，中国石化胜利油田勘探开发研究院副研究员，主要从事沉积学与储集层地质学研究。地址：山东省东营市东营区聊城路 2号，中国石化胜利油田勘探开发研究院沾车勘探研究室，邮政编码：257015。E-mail：liupeng119.slyt@sinopec.com

2017-05-25

2017-10-26

（编辑 高日丽 王大锐）