Buried Hill Reservoir Characteristics and Its Geophysical Identification Methods for Condensate Gas Field of Bozhong A
-
摘要: 渤中A凝析气田为典型的大型太古代变质岩潜山气田，岩性主要为片麻岩、变质二长花岗岩、变质花岗闪长岩和碎裂二长花岗岩，储集空间以裂缝-孔隙和孔隙-裂缝的组合类型为主. 纵向上潜山划分为半风化带和潜山内幕，半风化带普遍发育网状缝和粒内溶蚀孔，形成储集性能好的块状储集体，潜山内幕非均质性强，储集性能差于半风化带；裂缝是有效的储集空间又是良好的渗流通道，大断层附近裂缝相对富集. 孔隙型储层的储集空间多为粒间孔和溶蚀孔，主要发育在潜山顶部或潜山内幕断层附近；半风化带储层物性及其溶蚀孔隙展布与断裂密切相关，古地貌高点和断裂系统发育耦合区是有利的储层发育区带；裂缝的密度和开度对气井无阻流量和产量有重要影响.Abstract: Bozhong A condensate gas field is a typical large Archean metamorphic buried hill gas field. Its reservoir lithology is mainly composed of gneiss, metamorphic monzogranite, metamorphic granodiorite and cataclastic monzogranite. The reservoir space is dominated by fracture⁃pore and pore⁃fracture combination types. Vertically, the buried hill is divided into semi⁃weathered zone and buried hill interior. The semi⁃weathered zone is generally developed with network fractures and intragranular dissolution pores, forming a massive reservoir with good reservoir guality. The buried hill interior is highly heterogeneous, and the reservoir guality is worse than that of the semi⁃weathered zone; Fracture system are both effective reservoir space and good seepage channel. The fracture is relatively rich near the major fracture. The reservoir space of porous reservoirs is mainly intergranular pores and dissolution pores, which are mainly developed at the top of the buried hill or near the fault inside the buried hill; The physical properties of the reservoir and the distribution of its dissolution pores in the semi⁃weathered zone are closely related to the faults; The density and opening of the fractures have an important impact on the open flow and production of the gas well.
-
0. 引言
随着中浅层勘探程度不断增加，深层勘探已成为下一步的勘探重点.近年来，渤海海域逐渐加大了深层油气勘探的力度，并在渤中19–6构造大型变质花岗岩潜山凝析气藏之上的古近系深层及附近（埋深大于3 500 m）孔店组首次发现了大量的油气（侯明才等，2019；施和生等，2019；徐长贵等，2019），开辟了渤海海域油气勘探的新层系，为渤海油气储量的接替提供了必要的保障.但钻探发现，深层储层物性整体较差，非均质性较强，因此，深层储层物性的品质对油气的勘探评价具有极其重要的影响，而深层优质储层的成因机理以及优质储层的预测逐渐成为目前勘探和评价阶段急需解决的主要问题之一，也是国内学者研究的热点之一（何登发等，2019；林红梅等，2019；王清斌等，2019；庞小军等，2020；廖计华等，2022；徐珂等，2023）.
目前，国内外对储层的研究逐渐由定性描述向定量表征方面发展（Li et al.，2017；Wang et al.，2017；郭龙龙等，2020；王彤等，2020；Xiao et al.，2021），前人利用粒度、分选、铸体薄片统计、常规物性分析、流体包裹体温度等资料，结合埋藏史，对碎屑岩储层的控制因素和孔隙演化进行了定量表征.而渤海海域古近系深层（埋深大于3 500 m）储层方面的研究较为薄弱.近年来，在渤中19–6构造大型变质岩潜山之上的孔店组深层发现了大量油气，掀起了渤海海域孔店组砂砾岩研究的热潮，但前人研究主要集中在沉积和储层定性描述方面（Du et al.，2020；贾海松等，2020；刘强虎等，2020；张铜耀和郝鹏，2020；王启明等，2021），缺乏对深层孔店组砂砾岩优质储层成因及量化表征方面的系统研究，严重制约了该地区深层孔店组优质储层的预测和砂砾岩勘探进程.因此，本文通过对深层储层差异的定量分析，查明了深层砂砾岩优质储层主要控制因素，恢复了整个成岩过程中的古孔隙演化，明确了油气充注期的古孔隙度，对深层砂砾岩勘探评价过程中的优质储层预测具有重要的指导意义.
本文以渤海海域渤中19–6构造和渤中25–1构造深层孔店组砂砾岩为研究对象，通过5口井的岩心资料分析、800多个物性数据分析、600多个铸体薄片的观察和统计、200多个扫描电镜观察、200多个粒度分析、300多个粘土矿物数据分析、100多个包裹体数据统计，对2个构造深层孔店组砂砾岩储层的岩石学、物性、储集空间以及优质储层控制因素系统性定量分析的基础上，结合2个构造的埋藏史，定量恢复了成岩过程中孔隙度的差异演化，探讨了深层砂砾岩优质储层差异的成因，为该地区以及类似地区深层砂砾岩优质储层的预测和勘探评价提供帮助.
1. 研究区概况
渤中凹陷位于渤海海域的中部，东、南、西、北分别与渤东低凸起、渤南低凸起、埕北低凸起、沙垒田凸起、石臼坨凸起接壤.研究区位于渤海海域渤中凹陷的西南部（图 1），由渤中19–6构造和渤中25–1构造组成，东部与渤中凹陷主洼和渤南低凸起过渡，南部与黄河口凹陷相接，西部与埕北低凸起、渤中凹陷西南次洼相邻，北部为渤中西南次洼和渤中凹陷主洼夹持的构造脊.
渤中19–6构造及围区古近系、新近系和第四系地层均发育（侯明才等，2019；施和生等，2019；徐长贵等，2019）（图 1），古近系主要发育孔店组砂砾岩、沙河街组（沙三段、沙一段）暗色泥岩与砂岩互层、东营组（东三段、东二段、东一段）泥岩与砂岩，新近系主要发育馆陶组砂砾岩夹薄层泥岩、明化镇组砂岩与泥岩互层.孔店组砂砾岩、沙河街组砂岩为古近系的主要储层，沙三段、沙一段和东三段暗色泥岩为该区的主要烃源岩和盖层，孔店组砂砾岩上覆暗色泥岩盖层连续厚度400 m以上，形成良好的储盖组合.近年来，在渤中19–6构造和渤中25–1构造孔店组储层中发现了大量油气，储层主要为砂砾岩（图 1），埋深分布在3 500~4 200 m之间，2个构造的储层具有明显的差异性.
2. 储层沉积和岩石学特征
2.1 储层沉积学特征
渤中19–6构造及围区孔店组沉积时期，沉积区与北部物源区之间发育持续活动的断层（图 2），物源区沟谷体系极其发育，母岩类型为变质花岗岩（Du et al.，2020；王启明等，2021），前人对沉积区沉积相类型的认识主要有2种观点（侯明才等，2019；Du et al.，2020；王启明等，2021）：即筛积沉积和扇三角洲沉积，本文认为孔店组主要以扇三角洲沉积为主（Du et al.，2020；王启明等，2021）（图 2a）.
图 2 研究区孔店组沉积相（a）、钻井特征（b）及地震特反射特征（c）Fig. 2. Sedimentary facies (a), drilling (b) and seismic special reflection characteristics (c) in Ek钻井揭示（图 2b，图 3），渤中19–6构造孔店组储层主要由杂色、灰绿色砂砾岩夹粗‒细砂岩为主，局部夹薄层泥岩，整体上由多个下粗上细的正旋回叠置而成，砂体纵向上连续，总体厚度大，砾石发育.测井上，该构造孔店组砂砾岩分为2段，下段GR、RD、RS均较高，呈高阻高GR特点，表明砾石和杂基含量较高，GR曲线中异常高值段较少，表明泥岩夹层较少；上段GR和RD、RS均变低，表明砾石和杂基含量减少，GR曲线中出现较多的异常高值，表明泥岩夹层较多.岩心上，主要以砂质砾岩、细‒中砾岩为主，长石风化较严重，常呈明显的灰色高岭土状分布于颗粒间，表明砂砾岩储层暴露地表时间较长；地震上，具有明显的杂乱弱振幅反射特征.在上述钻井、测井、岩心和地震分析的基础上，结合前人研究成果（Du et al.，2020；王启明等，2021），认为该构造发育一套扇三角洲平原粗粒砂砾岩沉积，其中，发育正旋回的砂质砾岩、粗砂岩等主要为分流河道微相，粉砂岩和泥岩为分流河道间微相.
渤中25–1构造孔店组储层与渤中19–6呈逐渐过渡，是渤中19–6构造砂砾岩沉积向湖盆方向的进一步延伸（图 2）.钻井上，以粗砂岩、中‒细砂岩、粉砂岩夹薄层砾岩为主（图 2b），纵向上与泥岩呈互层出现，粒度相对较细（图 3），砾岩占比小（在30%以内），砾石含量少（图 2b，图 3），单层厚度和总厚度均较小；发育各种交错层理和脉状层理（图 2b），泥岩厚度相对较大；测井上，高GR与低GR段交互发育，表明砂岩与泥岩互层沉积；地震上，该构造地震反射较连续，频率变低，振幅变强；结合前人研究（Du et al.，2020；王启明等，2021），认为该构造主要为扇三角洲前缘沉积，其中，主体部分为发育正旋回的水下分流河道微相，部分可见反粒序的河口坝微相（Du et al.，2020；王启明等，2021），局部见细砂岩、粉砂岩组成的席状砂微相，发育少量由泥质粉砂岩、粉砂岩组成的分流河道间微相.
勘探结果表明，渤中19–6构造孔店组扇三角洲平原上段分流河道砂砾岩和渤中25–1构造孔店组扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝（含砾）中、粗砂岩含油性较好，是研究区孔店组产能相对较好的主要储集层沉积微相.
2.2 储层岩石学差异
渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩储层岩石类型具有明显的差异性（图 3），与渤中25–1构造相比，渤中19–6构造孔店组储层的粒度粗，砾石含量高，厚度大，岩屑含量高，石英含量低，以长石质岩屑砂岩为主（表 1）.
表 1 研究区孔店组岩石成分统计表Table Supplementary Table Rock composition statistics of Kongdian Formation in the study area构造 石英(%) 钾长石(%) 斜长石(%) 岩屑(%) 杂基(%) 胶结物(%) 渤中19-6 2.0~40.0/16.9 1.0~35.0/21.1 3.0~42.0/13.1 3.0~94.0/32.6 0.0~12.0/3.6 0.0~5.0/0.96 渤中25-1 18.0~58.0/41.6 9.5~42.0/32.3 1.0~10.0/4.9 1.5~56.0/17.1 1.0~8.0/3.5 0.0~4.5/1.4 微观上，渤中19–6构造孔店组储层以长石质岩屑砂岩为主（图 3a，2c），石英含量低（平均含量为16.9%）（表 1），长石以钾长石为主（平均含量为21.1%），斜长石次之（平均含量为13.2%），岩屑以花岗岩岩屑为主（平均含量为32.6%）（图 3a）；渤中25–1构造以岩屑质长石砂岩和长石砂岩为主（图 3b，2c），石英含量较高（平均含量为41.3%）（表 1），长石以钾长石为主（平均含量为32.3%），斜长石次之（平均含量为4.9%），岩屑以变质花岗岩岩屑为主（平均含量为17.1%）（图 3b）.杂基以泥质为主（渤中19–6构造平均含量为3.6%，渤中25–1构造平均含量为3.5%），胶结物含量较少.
3. 物性及孔隙类型差异
3.1 物性差异
渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩物性具有明显的差异性（表 2，图 4），与渤中25–1构造相比，渤中19–6构造孔隙度低，但渗透率较高.其中，渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层平均孔隙度为8.8%，平均渗透率为3.3 mD，具有特低孔‒特低渗的特点；渤中25–1构造平均孔隙度为12.3%，平均渗透率为1.4 mD，具有低孔‒超低渗的特点.
表 2 研究区孔店组物性和储集空间类型统计Table Supplementary Table Statistics of physical properties and storage space types of Ek in the study area构造 物性 储集空间类型 孔隙度（%） 渗透率（mD） 原生孔（%） 粒内溶蚀孔（%） 粒间溶蚀孔（%） 渤中19-6 1.2~20.9/8.8 0.01~129.7/3.3 0.0~-2.0/0.04 0.0~8.0/2.2 0.0~6.0/1.6 渤中25-1 2.0~17.7/12.3 0.01~49.7/1.40 0.0~5.0/0.6 0.0~3.0/0.5 0.0~9.0/2.1 
图 4 孔店组储层物性特征a.孔隙度与渗透率交会图；b.孔隙度分布直方图；c.渗透率分布直方图Fig. 4. Reservoir physical properties features in Ek3.2 储集空间类型差异
与渤中25–1构造孔店组砂砾岩相比，渤中19–6构造孔店组储层中粒内溶蚀孔更发育（表 2，图 5），粒内溶蚀孔往往沿着钾长石解理或压裂缝溶蚀，这也是渤中19–6构造渗透率相对较高的主要原因之一.
图 5 研究区孔店组镜下储集空间特征a.原生孔隙+粒间溶蚀孔，粒内溶蚀孔+裂缝，BZ19-6-a，3 595 m，铸体薄片，单偏光；b.粒内溶蚀孔+裂缝，粒间溶蚀孔，BZ19-6-b，3 851.84 m，铸体薄片，单偏光；c.粒内溶蚀孔+裂缝，BZ19-6-b，4 049.29 m，铸体薄片，单偏光；d.粒内溶蚀孔+裂缝，裂缝，BZ19-6-b，3 853.17 m，铸体薄片，单偏光；e.原生孔+粒间溶蚀孔为主，粒内溶蚀孔，BZ25-1-c，3 657.87 m，铸体薄片，单偏光；f.原生孔+粒间溶蚀孔为主，局部发育粒内溶蚀孔，BZ25-1-c，3 682.6 m，铸体薄片，单偏光；g.原生孔+粒间溶蚀孔，长石粒内溶蚀孔，BZ25-1-c，3 679.24 m，铸体薄片，单偏光；h.粒间溶蚀孔为主，BZ25-1-c，3 679.24 m，铸体薄片，单偏光Fig. 5. Microscopic features of the reservoir space in the Ek渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层中发育大量的长石粒内溶蚀孔（平均含量为2.2%），且往往沿长石解理和与解理缝呈一定角度的裂缝溶蚀形成粒内溶蚀孔；粒间溶蚀孔（平均含量为1.6%）也较发育，粒间溶蚀孔大多数是多个颗粒接触处的长石溶蚀；见少量原生孔（平均含量为0.04%）和微裂缝.而渤中25–1构造以粒间溶蚀孔（平均含量为2.1%）为主，粒间溶蚀孔同样是多个颗粒接触处的长石边缘溶蚀；原生孔（平均含量为0.6%）和粒内溶蚀孔（平均含量为0.5%）次之，该构造未见裂缝发育.
4. 储层物性差异的控制因素
4.1 沉积作用对优质储层的控制
前人研究表明（朱宁等，2019；徐燕红等，2020；张琴等，2021），不同构造储层的沉积微相、岩性、粒度、杂基、分选等与孔隙度均具有相关关系.渤中19–6构造及围区深层孔店组主要发育扇三角洲砂砾岩储层（Du et al.，2020；王启明等，2021），储层的沉积微相、岩性、粒度、杂基与孔隙度具有较好的相关性（图 6），与渤中25–1构造相比，渤中19–6构造孔店组储层以分流河道砂质砾岩为主，岩性粒度更粗，孔隙度更差，而渗透率却较好，渗透率可能受到后期成岩改造作用更强烈.
图 6 沉积微相、岩性、粒度与储层物性之间的关系Fig. 6. Relationship between sedimentary microfacies, lithology, grain size and reservoir physical properties渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层粒度粗，主要发育扇三角洲平原厚层分流河道砂质砾岩、砾岩夹薄层分流河道间粉、细砂岩，分流河道平均孔隙度为8.8%，平均渗透率为3.27 mD；孔隙度较低，渗透率较高（图 6a）.其中，砂质砾岩和含砾粗砂岩孔隙度最高（图 6b），平均孔隙度为9.2%，平均渗透率为3.17 mD；砾岩次之，平均孔隙度为6.7%，平均渗透率为3.84 mD；粉砂岩、细砂岩最差，平均孔隙度为6.5%，平均渗透率为5.1 mD.
渤中25–1构造以扇三角洲前缘水下分流河道和河口坝含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩为主，局部见粉砂岩，水下分流河道平均孔隙度为13.1%，孔隙度较高（图 6a）.其中，粗砂岩和中砂岩孔隙度最高（图 6b），前者平均孔隙度为13.9%，平均渗透率为3.08 mD；后者平均孔隙度为13.5%，平均渗透率为1.1 mD.含砾粗砂岩和砂质砾岩次之，前者平均孔隙度为13.2%，平均渗透率为1.13 mD；后者平均孔隙度为11.5%，平均渗透率为0.55 mD.细砂岩和粉砂岩最差，前者平均孔隙度为10.8%，平均渗透率为0.33 mD；后者平均孔隙度为9.7%，平均渗透率为0.08 mD.
研究区砂砾岩储层粒度均值与孔隙度呈正相关关系（图 6c），表明储层整体粒度越粗，孔隙度越低；渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层粒度明显较粗，孔隙度低.而粒度均值与渗透率呈负相关关系，表明渗透率可能与后期成岩作用有关.
研究区孔店组砂砾岩储层中杂基含量与孔隙度呈负相关关系（图 7a），即杂基含量越多，孔隙度越低.但由于渤中19–6构造与渤中25–1构造杂基含量相近（平均值为3.5%），两个构造孔隙度差异受泥质杂基影响较小.渤中19–6构造和渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层分选系数相近（图 7b），分选对孔隙的影响较小.前者分选系数平均值为2.0；后者分选系数平均值为1.95.
图 7 分选、杂基含量与储层物性之间的关系Fig. 7. Relationship between sorting, hetero-base content and reservoir physical properties4.2 成岩作用对优质储层的控制
前人研究表明，压实作用和胶结作用是碎屑岩储层主要的破坏性成岩作用（朱宁等，2019；徐燕红等，2020；张琴等，2021）.通过铸体薄片、扫描电镜等的分析认为，压实作用是渤中19–6构造及围区孔店组储层低孔低渗的主要因素，胶结作用是次要因素，大量伊利石的发育造成储层渗透率变得更低.要查明不同构造各成岩作用对孔隙度影响的差异性，首先要明确它们的原始孔隙度.
在上述砂砾岩储层物性数据中，选取了同时有孔隙度、分选、薄片等数据的样本104个，以便更好地进行了成岩作用和孔隙演化的定量研究.其中，选取的渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层实测孔隙度分布在6.9%~14.04%，平均值为10.6%；渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层实测孔隙度分布在10.6%~15.9%，平均值为13.2%.
目前，国内外学者普遍认为原始孔隙度与分选系数具有明显的相关关系（Scherer，1987）.
Φ0=20.91+(22.9/Sd), (1) 式中，Φ0为原始孔隙度，%；Sd为Trask分选系数.
利用上述公式，计算得到渤中19–6构造孔店组储层原始孔隙度分布在26.7%~35.9%，平均值为32.6%；渤中25–1构造孔店组储层原始孔隙度分布在30.3%~36.4%，平均值为32.8%.结果表明，渤中19构造与渤中25–1构造孔店组储层尽管粒度不同，但由于分选性相近，造成它们的原始孔隙度相近.因此，分选不是它们孔隙度差异的主要原因，而不同粒度在埋藏后的差异成岩演化是孔隙度差异的主要成岩因素.
4.2.1 压实作用是储层致密和裂缝发育的主要因素
压实作用是储层物性变差的主要成岩作用（朱宁等，2019；王彤等，2020）.但是，研究区孔店组砂砾岩储层遭受强烈的压实作用后对储层的影响具有两面性，一方面降低了储层物性，呈低孔低渗特点（图 4）；另一方面，在渤中19–6孔店组砂砾岩储层中形成了大量粒内缝和少量穿砾缝（图 5b~5d），提高储层的渗透率.压实作用对研究区不同构造孔店组砂砾岩储层的影响具有差异性.渤中19–6构造及围区孔店组储层埋深分布在3 500~4 500 m之间，压实作用非常强烈.铸体薄片揭示（图 8），与渤中25–1构造相比，渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层压实更强烈.
图 8 研究区孔店组储层成岩作用特征a.压实作用，缝合线接触，原生孔隙不发育，BZ19-6-a，3 595 m，正交光；b.压实作用，颗粒遭受强烈挤压发生错动形成裂缝，BZ19-6-b，4 051.93 m，单偏光；c.铁白云石胶结作用，局部溶蚀孔被铁白云石充填，BZ19-6-b，4 166.5 m，单偏光；d.含铁方解石胶结作用，铁方解石溶蚀孔和裂缝，BZ19-6-b，3 855.07 m，单偏光；e.硅质和黏土矿物胶结作用，石英被伊利石包裹，BZ19-6-b，4 170 m，扫描电镜；f.溶解作用和黏土矿物胶结，钾长石溶蚀，米粒状高岭石充填溶蚀孔，BZ19-6-b，3 850.21 m，单偏光；g.溶解作用，压实作用形成压裂缝，长石沿解理和压裂缝溶蚀形成网状孔缝，BZ19-6-b，3 855.07 m，单偏光；h.溶解作用和烃类充注，烃类充填孔缝，BZ19-6-b，4 049.87 m，单偏光；i.压实作用，线‒凹凸接触为主，粒间溶蚀孔发育，BZ25-1-c，3 945.1 m，单偏光；j.压实作用，云母被压断和变形，颗粒之间线‒凹凸接触为主，BZ25-1-c，3 679.24 m，正交光；k.方解石胶结作用，含铁方解石充填粒内和粒间溶蚀孔，BZ25-1-a，3 965 m，单偏光；l.铁方解石胶结作用，铁方解石充填溶蚀孔，BZ25-1-c，3 664.67 m，单偏光；m.硅质和伊利石胶结作用，次生石英分布在伊利石之间，伊利石呈包壳包裹颗粒，BZ25-1-c，3 661 m，扫描电镜；n.溶解作用，长石边缘和内部溶蚀形成粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔，BZ25-1-c，3 658 m，单偏光；o.溶解作用，长石溶蚀形成铸模孔，BZ25-1-c，3 664.6 m，单偏光；p.石英及石英次生加大边溶蚀，BZ25-1-c，3 679.24 m，正交光Fig. 8. Diagenesis characteristics of the Ek reservoir in the study area渤中19–6构造孔店组砂砾岩骨架颗粒之间以凹凸‒缝合线接触（图 8a），原生孔隙极其不发育；由于强烈的压实作用，长石颗粒沿解理或与解理呈一定角度发生错断（图 8b），形成大量的粒内缝（图 8b，8g），长石沿粒内缝溶蚀形成大量的缝‒溶孔.渤中25–1构造孔店组砂砾岩骨架颗粒之间以线‒凹凸接触（图 8i，8j），残留少部分粒间原生孔，粒间原生孔周围长石发生溶蚀，形成原生孔与粒间溶蚀孔的混合孔隙；另外可见被压断的云母，代表储层遭受了较强烈的压实作用.
为了更好地进行不同构造之间储层受压实作用强弱程度对比，前人建立了相应的计算公式来定量分析压实作用的程度（Wang et al.，2017；朱宁等，2019；王彤等，2020；郭龙龙等，2020；徐燕红等，2020；庞小军等，2020）.
利用实测孔隙度（Φsc）和铸体薄片中原生孔面孔率（S1）、总面孔率（S0）、原始孔隙度（Φ0），建立了它们与剩余原始孔隙度（Φ1）之间的关系.
Φ1=Φsc×S1/S0, (2) 压实作用损失的孔隙度（Φ2），
Φ2=Φ0−Φ1, (3) 压实作用程度可以用压实损孔率（Φ3）表示.
Φ3=Φ2/Φ0×100%, (4) 为了查明不同构造孔店组砂砾岩储层在埋藏后遭受压实作用程度，利用上述公式，计算得到了渤中19–6构造与渤中25–1构造孔店组储层剩余原生孔隙度（Φ1）、遭受压实作用损失的孔隙度（Φ2）和压实作用损孔率（Φ3），结果发现（表 3）：渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层剩余原生孔隙度（Φ1）分布在0%~2.6%，平均值为0.1%；压实作用平均损失孔隙度（Φ2）为32.6%；平均压实损孔率（Φ3）为99.7%.渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层剩余原生孔隙度（Φ1）分布在0%~13.3%，平均值为1.8%；压实作用平均损失孔隙度（Φ2）为31%；平均压实损孔率（Φ3）为94.7%.
表 3 各构造孔店组成岩作用对孔隙度影响统计Table Supplementary Table Statistics of lost or increased porosity of each diagenesis in Ek构造名称 压实作用 胶结作用 溶解作用 损失孔隙度(%) 损孔率(%) 损失孔隙度(%) 损孔率(%) 增加孔隙度(%) 增孔率(%) 渤中19-6 26.7~35.9/32.6 91.8~100.0/99.7 0.0~5.0/0.96 0.0~12.8/2.2 6.9~14.4/10.5 20.5~45.4/32.2 渤中25-1 21.0~36.4/31.0 61.2~100.0/94.7 0.0~4.5/1.4 0.0~9.8/3.2 0.7~15.9/11.4 1.9~50.7/35.1 压实程度计算表明，研究区孔店组砂砾岩储层均遭受了较强烈的压实作用，且渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层遭受的压实程度明显要大于渤中25–1构造.渤中19–6构造孔店组储层受到强烈压实，形成了大量的压力缝（图 8b，8g），提高了储层的渗透率（图 4a）.压实作用对渤中19–6构造及围区深层孔店组储层物性的影响具有两面性：一方面，由于深埋强压实造成原生孔隙度严重损失（表 3）；另一方面，由于强压实作用在砂砾岩储层中形成了大量的裂缝（图 8b，8g），提高了储层的渗透率（图 4a）.
因此，强压实作用是渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩储层致密化的主要原因，但同时也是渤中19–6构造深层孔店组渗透率大于渤中15–1构造的主要原因.
4.2.2 胶结作用导致储层物性进一步致密
晚期胶结作用是储层物性变差的主要成岩作用之一（朱宁等，2019；王彤等，2020）.铸体薄片、扫描电镜分析发现，储层中主要发育碳酸盐胶结（铁方解石、铁白云石）（图 8c，8d，8k，8l）、硅质胶结（石英次生加大）和黏土矿物胶结（伊利石）（图 8e，8m），但含量较少（表 1），均为成岩晚期形成的胶结物.胶结物主要发育在厚度小于2 m的薄储层以及储层顶部和底部，大部分主体储层碳酸盐胶结物含量较少，且碳酸盐胶结物主要以含铁的方解石和白云石为主，往往交代碎屑颗粒（图 8c，8d，8l），为成岩晚期的产物.δ18O–δ13C判别图解可以大体判断碳酸盐胶结物的成因（尤丽等，2021），碳氧同位素分析表明（图 9a，9b），研究区孔店组砂砾岩储层受有机酸脱羧和深部热液的共同影响，在储层中形成了大量充填于颗粒溶蚀孔中的铁方解石和铁白云石（图 9c，9d）.另外，硅质和伊利石胶结普遍发育（图 8m，8p，9e），但平均含量也较少.由于铁方解石和铁白云石的胶结物充填孔隙，对孔隙度具有较大的破坏作用（图 9f），使得储层进一步致密.
图 9 研究区孔店组储层中胶结物成因以及胶结物、钾长石与孔隙度的关系a.白云石胶结物碳、氧同位素散点图；b.碳酸盐胶结物成因判别图；c.铁白云石胶结，3 818.8 m，BZ19-6-b；d.铁白云石、铁方解石胶结，4 170 m，BZ19-6-d；e.次生石英、伊利石胶结，3 850.03 m，BZ19-6-bFig. 9. Origin of the cement and relationship between cement, potash feldspar and porosity of formation reservoir in Ek用胶结损失孔隙度（Φ4）和胶结损孔率（Φ5）来表征胶结作用减孔程度.
胶结作用损失的孔隙度（Φ4）可以用胶结物面孔率（S2）、总面孔率（S0）、实测孔隙度（Φsc）来表征.
Φ4=Φsc×S2/S0, (5) 研究区孔店组砂砾岩储层中胶结物主要充填于溶解孔隙和原生孔隙中，因此，胶结作用程度（胶结损孔率）（Φ5）可以用胶结损失孔隙度（Φ4）、原生孔隙度（Φ0）和溶解增加的孔隙度（Φ6）来表征.
Φ5=Φ4/(Φ0+Φ6)×100%, (6) 研究区孔店组砂砾岩储层中胶结物含量整体较少（平均值为1.04%），胶结作用损孔率平均值为1.4%.其中，渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层胶结作用损失孔隙度平均值为0.96%，平均损孔率为2.2%（表 3）；渤中25–1构造胶结作用损失孔隙度平均值为1.4%，平均损孔率为3.2%.
胶结作用占据了储集空间，并堵塞吼道，进一步使储层物性变差（图 9a）.
4.2.3 溶解作用是深部优质储层发育的主要控制因素
渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩储层溶解作用均非常强烈，溶蚀孔是研究区砂砾岩储层的主要孔隙类型（图 8f，8g，8n，8o）.铸体薄片分析发现，钾长石与面孔率呈正相关关系（图 9b），储层中发生了钾长石的大量溶解（图 5、图 8f，8h），骨架颗粒紧密接触，粒间孔隙较少，胶结物的溶解较少；因此，大量的钾长石为溶解作用提供了物质基础.与渤中25–1构造相比，渤中19–6构造砂砾岩储层的溶解除了长石边缘、长石内部整体的溶解外，发育大量的沿长石解理溶解形成的溶蚀孔，以及与解理呈一定角度的裂缝的溶解（图 8g）.结合前人的研究成果（徐昉昊等，2020；卢欢等，2020）和研究区孔店组砂砾岩储层中的流体、包裹体、铸体薄片中溶解现象，以及与上覆地层剥蚀关系等，发现研究区孔店组砂砾岩主要的溶解作用是大气淡水、有机酸和CO2等酸性流体对碎屑储层中长石的溶解.
研究区深层孔店组的上覆地层是沙三段，缺失沙四段（图 2c）（王清斌等，2019），表明该区在沙四段暴露地表遭受了长时间的大气淡水淋滤作用，钾长石发生强烈的风化黏土化和溶解（图 8b，8f，8g，8h）.
原油分析表明，孔店组原油酸值含量分布在0.02~0.92 mgKOH/g之间，且孔店组上覆地层沙三段为研究区内主要的烃源岩层（侯明才等，2019；施和生等，2019；王清斌等，2019；徐长贵等，2019），利用镜质体反射率、电缆测温等数据，建立了沙三段、沙一二段烃源岩和孔店组砂砾岩储层的埋藏史，对沙三段烃源岩的埋藏史分析表明（图 10），烃源岩在2 100 m时成熟并开始大量排烃；上述酸值和烃源岩演化史均表明，研究区孔店组上覆沙三段烃源岩均形成了大量有机酸，且就近优先进入邻近孔店组砂砾岩储层中，对长石等进行溶解作用.溶蚀孔中的碳酸盐胶结物的碳氧同位素分析发现（图 9a，9b），储层发育大量与有机酸脱羧作用有关的碳酸盐胶结物，进一步说明碳酸盐胶结物之前发生了有机酸的溶解作用.
图 10 研究区孔店组砂砾岩、沙三段至沙一段烃源岩的埋藏史和生烃史a.渤中19-6构造; b.渤中25-1构造Fig. 10. Burial history and hydrocarbon generation history of Kongdian glutenite, Es3 to Es1 source rock研究区孔店组储层中发现大量CO2和H2S，CO2含量可达6.88%~16.27%，H2S含量可达15.84%~21.54%，且包裹体温度大于现今孔店组地层温度，出现分布在150~200 ℃之间或大于200 ℃的数据（图 14），这些温度明显大于埋藏史和现今地层测试温度；溶蚀孔中铁白云石和铁方解石的碳氧同位素分析表明（图 9a，9b），研究区存在过深部热液和无机CO2；上述证据表明可能存在深部热流体和无机CO2对储层的溶解改造作用.
图 14 研究区孔店组砂砾岩储层孔隙度定量演化综合模式a.渤中19-6构造; b.渤中25-1构造Fig. 14. Comprehensive model map of quantitative evolution of porosity in glutenite reservoir of Ek为了查明不同构造溶解强度的差异性，用溶解作用增加的孔隙度（Φ6）和溶解增孔率（Φ7）来表征.其中，溶解作用增加的孔隙度（Φ6）可由溶蚀面孔率（S3）、总面孔率（S0）与实测孔隙度Φsc得到.
Φ6=Φsc×S3/S0, (7) 溶解作用的强度可用溶解增孔率Φ7表示：
Φ7=Φ6/Φ0×100%, (8) 计算结果表明（表 3），不同构造孔店组深层砂砾岩储层均遭受了较强烈的溶解，但渤中19–6构造与渤中25–1构造孔店组深层砂砾岩储层遭受溶解作用的强度不同.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层溶解作用增加的平均孔隙度为10.5%，平均增孔率为32.2%；渤中25–1构造溶解作用增加的平均孔隙度为11.4%，平均增孔率为35.1%.
因此，渤中25–1构造孔店组砂砾岩遭受的溶蚀强度明显大于渤中19–6构造，这是由于渤中25–1构造砂砾岩储层更靠近生烃洼陷（王清斌等，2019；徐长贵等，2019），烃源岩生成的烃类优先进入渤中25–1构造，且渤中25–1构造砂砾岩储层发育更强的异常高压作用，导致渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层的溶蚀作用强于渤中19–6构造.
4.2.4 异常高压促进了溶解作用
渤中19–6构造及围区异常高压带主要发育在3 300 m以下的地层中，对应的储层中发育异常高孔渗发育带（图 11）.研究区深层孔店组砂砾岩储层实测压力系数分布在1.2~1.6之间，平均值为1.3，属于异常高压储层发育带.但不同构造发育的异常高压具有明显的差异性，渤中25–1构造孔店组储层中的压力系数明显大于渤中19–6构造，渤中25–1构造孔店组储层压力系数分布在1.52~1.56之间，平均值为1.53；而渤中19–6构造孔店组压力系数分布在1.23~1.34之间，平均值为1.29.前人研究表明（王彤等，2020），异常高压能够促进长石和碳酸盐胶结物溶解、能够保存原生孔隙以及能够促进伊利石的生成等.
图 11 研究区孔店组砂砾岩异常高压差异及其对储层的影响Fig. 11. The difference of abnormal high pressure of Kongdian glutenite and its influence on reservoir研究区孔店组砂砾岩中的异常高压对储层主要有以下3方面的影响：（1）减小上覆地层对储层的压力，减少碳酸盐胶结物和石英次生加大（段威等，2015；尤丽等，2019），保存部分原生孔隙；渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层压力系数大于1.5（图 11），属于较高异常高压，与渤中19–6构造相比（剩余原生孔隙度平均值为0.1%），渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层保存了较多的原生孔隙（剩余原生孔隙度平均值为1.8%）（图 5b，5e）.（2）促进长石和碳酸盐胶结物的溶解，异常高压增加了烃源岩排放有机酸的时间（段威等，2015；尤丽等，2019），有利于更多的有机酸生成和排出，也有利于有机酸进入储层；高温超压能够促进CO2在流体中的溶解（段威等，2015；尤丽等，2019），产生大量的H+；它们进一步促进了长石和碳酸盐胶结物的溶解作用，形成了大量的溶蚀孔隙（图 8f，8g，8n，8o）；在纵向上孔店组发育异常高孔带（图 11），与异常高压作用密切相关；与渤中19–6构造相比（溶解作用增加的孔隙度平均值为10.5%），渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层中长石等的溶解作用更强，提供的溶蚀孔隙度更多（溶解作用增加的孔隙度平均值为11.4%），且较高异常高压作用有利于渤中19–6构造和渤中25–1构造孔店组储层中溶蚀孔的保存.（3）促进了黏土矿物向伊利石的转化，在储层中形成大量的伊利石（图 11），伊利石包裹颗粒，并堵塞吼道（图 8e，8m），进一步降低了储层的渗透率（图 11）；渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层黏土矿物中的伊利石含量分布在93%~99%，平均值为97.6%，渤中19–6构造黏土矿物中的伊利石含量为29%~98%，平均值为68.3%，表明渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层黏土矿物受更强异常高压的影响，更易向伊利石转化，这种转化不利于储层的渗透性（图 11），这也是渤中25–1构造渗透率比渤中19–6低的原因之一.
5. 成岩阶段及成岩序列
通过渤中19–6构造及围区各构造孔店组黏土矿物中伊/蒙混层中伊利石含量、镜质体反射率、地层温度等，结合《淡水‒半咸水水介质碎屑岩成岩阶段划分标准》（2003），综合确定了渤中19–6构造及围区各构造孔店组砂砾岩储层现今成岩阶段（图 12）.
渤中19–6构造孔店组黏土矿物中伊蒙混层中的蒙皂石含量分布在0%~20%，平均值为13.9%；黏土矿物主要为伊利石，其含量分布在29%~98%，平均值为72.6%；现今地层实测温度分布在124.1~152.2 ℃，平均值为134.1 ℃；该构造孔店组主要为凝析气；孔隙减少，出现长石压裂缝和次生孔隙；综合判断，其孔店组目前已进入中成岩B期.渤中25–1构造孔店组镜质体反射率分布在0.57%~1.08%，平均值为0.75%；黏土矿物中伊蒙混层中的蒙皂石含量分布在0%~10%，平均值为2.7%；黏土矿物主要为伊利石，其含量分布在93%~99%，平均值为97.6%；现今地层实测温度分布在104.6~135.9 ℃，平均值为130.2 ℃；该构造孔店组主要为原油；保留部分原生孔隙，同时发育大量次生孔隙；综合判断，其孔店组目前已进入中成岩A2期.
埋藏后，渤中19–6构造及围区各构造孔店组砂砾岩主要经历了以下成岩演化序列：机械压实—长石、岩屑溶蚀和硅质胶结—异常高压、伊利石形成、铁方解石（白云石）胶结.渤中19–6构造与渤中25–1构造孔店组砂砾岩的孔隙度在成岩过程中经历了差异演化.
6. 孔隙差异演化定量分析
6.1 各成岩阶段对应的埋藏深度和地质时间
利用镜质体反射率、地层实测温度、录井、声波时差等资料，结合各主要剥蚀期的剥蚀厚度，运用Genesis 4.9软件可以得到各构造孔店组的埋藏史和生烃史，然后根据研究区孔店组成岩阶段划分中早成岩A期、早成岩B期、中成岩A1期、中成岩A2期、中成岩B期的古地温和镜质体反射率，可以确定孔店组砂砾岩储层在各成岩阶段对应的埋藏深度和地质时间底界（图 10，图 14）.
渤中19–6构造孔店组早成岩A期、早成岩B期、中成岩A1期、中成岩A2期、中成岩B期对应的古温度底界分别为65 ℃、85 ℃、125 ℃、140 ℃、152 ℃；对应的埋藏深度分别为：1 375 m、2 130 m、3 250 m、3 750 m、4 250 m；地质时间分别为26 Ma、14 Ma、4.5 Ma、1 Ma、0 Ma.
渤中25–1构造孔店组早成岩A期、早成岩B期、中成岩A1期、中成岩A2期对应的古温度底界分别为65 ℃、85 ℃、125 ℃、140 ℃；对应的埋藏深度分别为：1 200 m、2 000 m、3 370 m、3 680 m；地质时间分别为27.5 Ma、14 Ma、3 Ma、0 Ma.
6.2 各成岩阶段以及油气充注期对应的孔隙度确定方法
在上述确定的孔店组早成岩A期、早成岩B期、中成岩A1期、中成岩A2期以及油气首次充注、开始大量充注时对应的古埋深底界基础上，利用Athy提出的埋藏深度与孔隙度的关系（公式9），可以恢复孔店组早成岩A期、早成岩B期、中成岩A1期、中成岩A2期以及油气首次充注、开始大量充注时底界对应的古孔隙度，以及油气充注期对应的孔隙度.
Athy（1930）提出的埋深与孔隙度之间的关系式如下：
Φh=Φ0×eah, (9) 其中，Φh为某一深度对应的孔隙度；Φ0为原始孔隙度；a为常数；h为埋藏深度.
油气包裹体统计表明，研究区孔店组砂砾岩储层油气开始充注时的古温度为100 ℃，油气大规模充注时古温度为120 ℃（图 13），由于古温度正好处于酸性溶解期，为储层提供了大量的溶蚀孔，有利于油气进入储层.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层中的油气开始充注时对应的地质时期约为10 Ma，该时期对应的埋深为2 570 m，孔隙度约为15.5%；油气大规模充注时对应的地质时间约为6 Ma，该时期对应的埋深为3 100 m，孔隙度约为13.3%.渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层中的油气开始充注时对应的地质时期约为9 Ma，该时期对应的埋深为2 500 m，孔隙度约为17.6%；油气大规模充注时对应的地质时间约为4 Ma，该时期对应的埋深为3 200 m，孔隙度约为14.8%.因此，该地区的油气均具有先充注后致密的特点.
图 13 研究区孔店组砂砾岩储层中包裹体温度分布Fig. 13. Temperature distribution of inclusions in glutenite reservoirs of Kongdian Formation6.3 孔隙度差异演化定量分析
渤中19–6构造及围区不同构造深层孔店组砂砾岩储层具有明显的差异性，渤中19–6构造孔店组以砂砾岩为主，而渤中25–1构造以粗砂岩、中‒细砂岩夹薄层砾岩为主；填隙物均以泥质杂基为主（平均值为3.5%），含少量的胶结物（平均值为1.3%）.在埋藏的过程中，各构造储层孔隙度经历了差异演化过程.综合研究区孔店组砂砾岩储层的埋藏史、成岩演化史以及烃源岩的生烃史，结合上述成岩演化序列、各成岩阶段、成藏期孔隙度的计算方式，建立了渤中19–6构造和渤中25–1构造深层孔店组砂砾岩储层孔隙的定量演化模式（图 14），明确了该区孔隙演化的差异性.
渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩储层形成于65~52 Ma，物源供给充足，河流水动力强，碎屑物在物源区搬运距离远，分选中等，结构成熟度中等，渤中19–6构造孔店组砂砾岩原始孔隙度分布在26.7%~35.9%，平均值为32.6%；渤中25–1构造孔店组砂砾岩原始孔隙度分布在30.3%~36.4%，平均值为32.8%.
早成岩A期，孔店组砂砾岩储层先经历了大气淡水淋滤作用，再经历了强烈的埋藏压实作用，古温度小于65 ℃，镜质体反射率小于0.35%.该时期结束时，相当于东二段.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层埋深为1 375 m，经历的埋藏时间约为26 Ma，受早成岩A期的压实作用后，孔隙度由32.6%减小至21.4%，损失孔隙度约为11.3%，减孔率约为34.4%.渤中25–1构造孔店组储层埋深为1 200 m，经历的埋藏时间约为24.5 Ma，受早成岩A期的压实作用后，孔隙度由32.8%减小至24.3%，损失孔隙度约为8.5%，减孔率约为25.7%.与渤中25–1构造相比，渤中19–6构造孔店组在早成岩A期的储层埋藏深，孔隙度损失较多.
早成岩B期，孔店组砂砾岩储层主要经历了较强的压实作用和微弱的胶结作用，古温度分布在65~85 ℃，镜质体反射率为0.35% < Ro < 0.5%.该时期相当于东二段至馆陶组.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层埋深为2 130 m，经历的埋藏时间约为12 Ma，受早成岩B期的压实作用后，孔隙度由21.4%减小至17.3%，损失孔隙度约为4.2%，减孔率约为12.7%.渤中25–1构造孔店组储层埋深2 000 m，经历的埋藏时间约为13.5 Ma，受早成岩B期的压实作用后，孔隙度由24.3%减小至19.9%，损失孔隙度约为4.4%，减孔率约为13.3%.与渤中25–1构造相比，由于渤中19–6构造孔店组中成岩B期埋藏相差不大，孔隙度损失基本相近.
中成岩A1期，该阶段为油气首次充注和大规模充注开始期，孔店组砂砾岩储层主要经历了较弱的埋藏压实作用，较强的长石、变质花岗岩岩屑的溶解作用，硅质胶结作用，以及高岭石的形成，胶结作用相对较弱，溶解作用较强，古温度分布在85~125 ℃之间，镜质体反射率0.5% < Ro < 0.7%.该时期结束时，相当于馆陶组后期.由于烃源岩的生排烃作用，泥岩中形成的超压传递到砂砾岩储层中，使得砂砾岩储层中发育异常高压力，烃源岩中的异常高压力拓宽了生烃的时间窗口，促进了深部热液中CO2的溶解，有利于H+离子的发育，增强了长石、岩屑和碳酸盐胶结物的溶解程度.相当于馆陶组至明化镇组.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层埋深为3 250 m，经历的埋藏时间约为9.5 Ma，受中成岩A1期的压实作用和溶解作用影响，孔隙度由17.3%减小至12.6%，损失孔隙度约为4.7%（该孔隙度是由该阶段压实作用、胶结作用损失的孔隙度减去溶蚀增加的孔隙度得到的），减孔率约为14.4%（该孔隙度是由该阶段压实作用、胶结作用减孔率减去溶蚀增孔率得到的）；该时期的孔隙度主要为溶蚀孔，溶蚀增加的孔隙度约为11.5%，增孔率为35.3%.渤中25–1构造孔店组储层埋深为3 370 m，经历的埋藏时间约为11 Ma，受中成岩A1期的压实作用和溶解作用后，孔隙度由19.9%减小至14.2%，损失孔隙度约5.7%，减孔率约为17.4%；该时期的孔隙度主要为溶蚀孔，溶蚀增加的孔隙度约为12.8%，增孔率为39.1%.
中成岩A2至B期，该阶段为油气大规模充注期，由于油气的侵位和异常高压力的增强，以及大量CO2和H2S等深部酸性热流体的持续充注，阻碍了碳酸盐胶结物的大量形成，仅发育少量铁方解石、铁白云石和黄铁矿等胶结物，胶结物总含量大约为0.9%，并形成大量的伊利石（在黏土矿物中的比例平均值可达82.9%），而孔店组砂砾岩储层主要经历了铁方解石、铁白云石、伊利石等的胶结作用，古温度分布在125~152 ℃，镜质体反射率Ro > 0.7%.该时期相当于明化镇组至今.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层埋深为4 055 m，经历的埋藏时间约为4.5 Ma，受中成岩A2至B期强烈的压实作用和胶结作用的影响，孔隙度由12.6%减小至10.6%，损失孔隙度约为2.0%，减孔率约为6.1%，胶结导致该时期孔隙度迅速减少，但受CO2、H2S等酸性流体溶蚀作用的影响，形成大量压裂缝和节理溶蚀缝，提高了该构造的渗透率.渤中25–1构造孔店组储层埋深为3 680 m，经历的埋藏时间约为3 Ma，受中成岩A2期的压实作用和胶结作用影响，孔隙度由14.2%减小至13.2%，损失孔隙度约为1.0%，减孔率约为3.1%.该时期依然发育异常高压，且渤中25–1构造孔店组储层中的异常高压（压力系数为1.53）大于渤中19–6构造（压力系数为1.3），异常高压促进了长石等溶解作用，叠加高温高压（图 13，图 14），同时形成了大量的伊利石；因此，虽然渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层的最终孔隙度大于渤中19–6构造，由于缺少裂缝并发育更多的伊利石，导致渗透率明显小于渤中19–6构造（图 4）.
总之，渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩储层孔隙度经历了大气淡水增孔‒早成岩期长期、快速埋藏、快速压实减孔‒中成岩A1期中长期、快速埋藏、缓慢压实减孔、有机酸和超压大量溶蚀增孔、油气首次充注‒中成岩A2或B期短期、快速埋藏、缓慢胶结减孔（或溶蚀缝形成）和油气大规模充注的演化过程（图 15）.渤中19–6构造和渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层均遭受了强烈的压实作用和较弱的胶结作用，强压实作用下的裂缝是渤中19–6构造储层渗透率相对较高的原因，而超压作用下的溶解作用渤中25–1构造储层溶解作用更强，孔隙更发育，由于缺少裂缝并发育更多的伊利石，渗透率相对较低.
图 15 研究区孔店组砂砾岩储层孔隙空间及孔隙度差异演化模式Fig. 15. Diagram of differential evolution model of pore space and porosity of Kongdian glutenite reservoir7. 结论
（1）渤中19–6构造及围区深层孔店组发育扇三角洲砂砾岩储层，埋深分布在3 500~4 200 m，储层物性差，为深部砂砾岩致密储层.渤中19–6构造孔店组储层以扇三角洲平原分流河道为主，以特低孔‒特低渗为主，储集空间主要为大量钾长石沿解理、压裂缝、颗粒边缘溶解形成的溶蚀孔；渤中25–1构造主要以扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝等为主，以低孔‒特低渗为主，储集空间主要为粒间溶蚀孔，见少量原生孔.渤中19–6构造孔店组储层渗透率低，而渤中25–1构造孔隙度高.
（2）储层主要经历了大气淡水淋滤增孔‒早成岩期快速压实减孔‒中成岩A1期缓慢减孔以及有机酸、深部热流体大量溶蚀增孔、油气首次充注‒中成岩A2、B期缓慢胶结减孔、溶蚀缝形成和油气大规模充注.渤中19–6构造孔店组砂砾岩储层经历了早成岩期、中成岩A1期和中成岩A2至B期，渤中25–1构造砂砾岩储层主要经历了早成岩期、中成岩A1期和中成岩A2期，对应的孔隙度演化过程迥异.
（3）富钾长石骨架颗粒（钾长石和变质花岗岩）、大气淡水淋滤、有机酸、深部热液溶蚀和超压的叠加是渤中19–6构造及围区深层孔店组砂砾岩优质储层发育的主要控制因素.渤中19–6构造和渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层均遭受了强烈的压实作用和较弱的胶结作用.强压实和大量伊利石发育是2个构造物性差的主要原因.其中，渤中25–1构造孔店组砂砾岩储层压实作用相对较弱，原生孔隙保留较多，超压作用和溶解作用强是孔隙度相对较高的主要因素，裂缝不发育以及伊利石大量发育是该构造渗透率较低的主要原因；而粗粒、晚期强压实形成的粒内溶蚀孔‒缝是渤中19–6构造砂砾岩储层渗透率相对较高的主要因素.
-
图 1 渤中A凝析气田区域构造位置图
Fig. 1. Regional structural location map of Bozhong A gas condensate field
图 2 渤中A凝析气田太古界潜山顶面构造图
Fig. 2. Top structure map of Archaean buried hill in Bozhong A condensate gas field
图 3 渤中A凝析气田气藏模式图
Fig. 3. Gas reservoir model diagram of Bozhong A condensate gas field
图 4 渤中A凝析气田中新太古界壁心照片及岩石薄片
变质二长花岗岩中斑晶为蚀变钾长石、黑云母、斜长石和钾长石：APF. 蚀变钾长石；BM. 黑云母；P. 斜长石；F. 钾长石. 黑云二长片麻岩中斑晶为蚀变钾长石、黑云母和石英：APF. 蚀变钾长石；BM. 黑云母；Q. 石英. 闪长玢岩中斑晶为角闪石：H. 角闪石
Fig. 4. Meso⁃Neoarchean side wall core photos and rock slices of Bozhong A condensate gas field
图 5 渤中A凝析气田中新太古界潜山变质岩岩性识别图版
Fig. 5. Lithological identification chart of metamorphic rocks in Meso⁃Neoarchean buried hill of Bozhong A condensate gas field
图 6 渤中A凝析气田中新太古界潜山侵入岩岩性识别图版
Fig. 6. Lithologic identification chart of Meso⁃Neoarchean buried hill intrusive rocks in Bozhong A condensate gas field
图 7 渤中A凝析气田中新太古界潜山不同类型储集空间储层测井响应特征图
a. BZA⁃18井中新太古界潜山孔隙型储层测井响应；b. BZB⁃8d井中新太古界潜山裂缝-孔隙型储层测井响应；c. BZA⁃18井中新太古界潜山孔隙-裂缝型储层测井响应；d. BZA⁃2Sa井中新太古界潜山裂缝型储层测井响应特征图
Fig. 7. Logging response characteristics of different types of reservoir spaces in Meso⁃Neoarchean buried hill in Bozhong A condensate gas field
图 8 渤中A凝析气田中新太古界潜山裂缝倾角分布直方图和走向玫瑰花图
Fig. 8. Distribution histogram and trend rose diagram of fracture dip angle in Meso⁃Neoarchean buried hill in Bozhong A condensate gas field
图 9 BZA⁃18井中新太古界潜山测井响应特征图
Fig. 9. Logging response characteristics of Meso⁃Neoarchean buried hill of well BZA⁃18
图 10 BZA⁃18井中新太古界潜山斯通利波时差、常规测井及成像测井关系图
Fig. 10. Stoneley wave time difference, conventional logging and imaging logging diagram of Meso⁃Neoarchean buried hill of well BZA⁃18
图 11 渤中A凝析气田10、18井区叠后储层预测结果
a. 均方根振幅属性（0~800 m）; b. 均方根振幅属性（0~800 m）
Fig. 11. Prediction results of post stack reservoir in well block 10 and 18 of Bozhong A condensate gas field
图 12 渤中A凝析气田叠前各向异性参数γ反演结果
a. 各向异性参数γ属性（0~800 m）；b. 各向异性参数γ属性（0~800 m）
Fig. 12. Inversion results of prestack anisotropic parameters in Bozhong A condensate field
表 1 渤中A凝析气田地层简表
Table 1. Brief table of Bozhong A condensate gas field formation
表 2 渤中A凝析气田中新太古界潜山变质岩岩性测井识别标准
Table 2. Lithologic logging identification standard of metamorphic rocks in Meso⁃Neoarchean buried hill of Bozhong A condensate gas field
岩石测井分类 常规测井响应特征 自然伽马GAPI 岩性系数f 变质二长花岗岩类 > 133 < 0.04 变质花岗闪长岩类 < 133 < 0.04 碎裂二长花岗岩类 > 133 > 0.04 碎裂花岗闪长岩类 < 133 > 0.04 
下载: 导出CSV
表 3 渤中A凝析气田中新太古界潜山侵入岩岩性测井识别标准
Table 3. Lithologic logging identification standard of Meso⁃Neoarchean buried hill intrusive rocks in Bozhong A condensate gas field
岩石测井分类 常规测井响应特征 自然伽马GAPI 岩性系数f 基性侵入岩 < 120 > 0.05 中性侵入岩 > 120 < 0.05
下载: 导出CSV
表 4 研究区中新太古界潜山气层有效厚度确定标准
Table 4. Determination standard of effective thickness of Meso⁃Neoarchean buried hill gas reservoir in study area
层位 储层类型 岩性 物性 含油性 电性 定性标准 孔隙度 显示 △tg 深电阻率 纵波时差 斯通利波时差差值 （深电阻率-浅电阻率）/深电阻率 录井 常规测井 成像测井 阵列声波测井 % % Ω·m μs/ft μs/ft 新太古界 孔隙型、裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型 变质岩 ≥2 荧光以上 ≥19 ≤510 ≥53 ≥4 - 气测组分齐全 高阻背景下的低阻特征，三孔隙度增大及深浅侧向有一定的幅度差 直观识别潜山地层裂缝发育段 利用中心频率和斯通利波时差曲线识别裂缝发育段 裂缝型 - 荧光以上 ≥19 ≤30 000 - ≥1.5 ≥0.29
下载: 导出CSV
表 5 渤中A凝析气田中新太古界潜山储层特征表
Table 5. Characteristics of Meso⁃Neoarchean buried hill reservoir in Bozhong a condensate gas field
区
块层位 地层厚度 储层厚度 储层岩性 储集类型 储层物性 非均质性 孔隙度 渗透率 m m % mD 19-6 Ar 480.6~825.4 69.4~206.3 变质岩 裂缝-孔隙型 3.1~4.4 4.7~7.5 非均质 21-2 Ar 448.0 102.7 变质岩 裂缝-孔隙型 2.9 6.5 非均质
下载: 导出CSV
表 6 渤中A凝析气田宽方位地震资料储层地震相划分
Table 6. Reservoir seismic facies division of Bozhong A condensate gas field based on wide azimuth seismic data
表 7 渤中A凝析气田不同个数方程反演算法误差分析
Table 7. Error analysis of inversion algorithm for different number equations in Bozhong A condensate gas field
方程个数 理论值 反演值 相对误差分析（%） ΔIp¯Ip ΔIs¯Is γ(v) ΔIp¯Ip ΔIs¯Is γ(v) er(ΔIp¯Ip) er(ΔIs¯Is) er[γ(v)] 3 0.262 0.242 0.20 0.262 0.236 0.199 0 2.479 0.5 5 0.262 0.242 0.20 0.262 0.243 0.203 0 0.413 1.5 10 0.262 0.242 0.20 0.269 0.250 0.183 2.672 3.306 8.5 20 0.262 0.242 0.20 0.268 0.263 0.190 2.290 8.678 5.0 100 0.262 0.242 0.20 0.264 0.280 0.206 0.763 15.702 3.0 1000 0.262 0.242 0.20 0.267 0.279 0.212 1.908 15.289 6.0
下载: 导出CSV
表 8 渤中A凝析气田生产试验区开发井地质特征和生产效果对比表
Table 8. Comparison of geological characteristics and production effects of development wells in Bozhong A condensate field
井号 生产井段（m） 气层厚度（斜厚，m） 储层净毛比 储层物性 裂缝参数统计 投产初期实际 无阻流量评价 孔隙度（%） 渗透率（mD） 裂缝密度（条/m） 裂缝开度(μm) 日产气
（104 m3）日产油（m3） 压差（MPa） 推荐无阻流量 4 4 411~4 499.8
(强凤化带)220.1 55.8 4.1 3.6 1.0~16.0, 平均5 0.2~693, 平均110 30 293 3 100 A5H 4 981~5 798
强、次凤化带)324.8 39.9 4.9 6.1 0.8~17.6, 平均4.4 1.3~7 825, 平均7 28 327 14 104 A7 4 646~4 974
(强、凤化带)296.5 69.8 4.4 3.6 0.8~17.5, 平均4.3 7.5~4 049, 平均245 27 261 9 130 A4H 4 516~4 717
(强凤化带为主)302.1 77.4 5.7 5.3 0.6~27.1, 平均5.7 5.2~888, 平均57 21 195 13 80 A6 5 046~5 565
(强、凤化带)234.0 44.5 3.8 2.4 0.8~16.3, 平均3.1 3.3~546, 平均44 15 138 16 47 A2 4 435~4 733
(强、凤化带)238.3 60.0 4.9 - 0.8~18.7, 平均4.4 1.0~1 281, 平均85 5 55 26 22 A1H 4 393~4 467
(强风化带)285.8 64.2 6.0 - 0.8~15.3, 平均4.2 4.3~946，平均95 10 62 23 30 A3 4 478~5 469
(强、次凤化带、内耳带)352.5 47.7 3.4 1.4 0.9~10.6, 平均3.6 1.0~1 214，平均72 出木产能低 合计 一 - 105 1 040 - 69
下载: 导出CSV
-
Bakulin, A., Alexandrov, D., Sidorov, A., et al., 2009. Acoustic Waves in Sand⁃Screened Deepwater Completions: Comparison of Experiments and Modeling. Geophysics, 74(1): E45-E56. https://doi.org/10.1190/1.3002769 Chen, H. Z., Yin, X. Y., Zhang, J. Q., et al., 2014. Seismic Inversion for Fracture Rock Physics Parameters Using Azimuthally Anisotropic Elastic Impedance. Chinese Journal of Geophysics, 57(10): 3431-3441(in Chinese with English abstract). doi: 10.6038/cjg20141029 Deng, Y. H., 2015. Formation Mechanism and Exploration Practice of Large⁃Medium Buried⁃Hill Oil Fields in Bohai Sea. Acta Petrolei Sinica, 36(3): 253-261(in Chinese with English abstract). Fan, T. E., Niu, T., Fan, H. J., et al., 2021. Archaeozoic Buried⁃Hill Reservoir of Bozhong 19⁃6 Condensate Field: Main Controlling Factors and Development Model. Marine Geology & Quaternary Geology, 41(4): 170-178(in Chinese with English abstract). Hou, M. C., Cao, H. Y., Li, H. Y., et al., 2019. Characteristics and Controlling Factors of Deep Buried⁃Hill Reservoirs in the BZ19⁃6 Structural Belt, Bohai Sea Area. Natural Gas Industry, 39(1): 33-44(in Chinese with English abstract). Jiang, Y. L., Ye, T., Zhang, S. W., et al., 2015. Enrichment Characteristics and Main Controlling Factors of Hydrocarbon in Buried Hill of Bohai Bay Basin. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 39(3): 20-29(in Chinese with English abstract). doi: 10.3969/j.issn.1673-5005.2015.03.003 Kong, L. Y., Wang, Y. B., Yang, H. Z., 2012. Fracture Parameters Analyses in Fracture⁃Induced HTI Double⁃Porosity Medium. Chinese Journal of Geophysics, 55(1): 189-196(in Chinese with English abstract). Li, L., Gai, Y. H., Ouyang, M., et al., 2019. Technologies with Two Azimuths in West Area of South China Sea: a Case Study of Zhusan Sag. Earth Science, 44(8): 2590-2596(in Chinese with English abstract). Li, Q., Wang, W., Wang, H. L., 2021. Anisotropic AVO Inversion of Seismic Wave in HTI Media. Journal of China Coal Society, 46(6): 1925-1935(in Chinese with English abstract). Li, X., Yan, W. P., Cui, Z. Q., et al., 2012. Prospecting Potential and Targets of Buried⁃Hill Oil and Gas Reservoirs in Bohai Bay Basin. Petroleum Geology & Experiment, 34(2): 140-144, 152(in Chinese with English abstract). doi: 10.3969/j.issn.1001-6112.2012.02.007 Liu, E. R., Yue, J. H., Pan, D. M., 2006. Frequency⁃Dependent Anisotropy: Effects of Multiple Fracture Sets on Shear⁃Wave Polarisations. Chinese Journal of Geophysics, 49(5): 1401-1409(in Chinese with English abstract). doi: 10.1002/cjg2.965 Ren, S. B., Han, T. C., Fu, L. Y., et al., 2021. Pressure Effects on the Anisotropic Velocities of Rocks with Aligned Fractures. Chinese Journal of Geophysics, 64(7): 2504-2514(in Chinese with English abstract). Sheng, D., Yu, Y., Qi, X., 2021. Application of Quadrupole Array Sonic Tool in Oilfield Exploration and Development. Well Logging Technology, 45(6): 573-579(in Chinese with English abstract). Song, G. M., Zhang, Y., Li, H. Y., et al., 2020. Types and Identification Characteristics of Archean Metamorphic Rocks of Buried Hill in 19: 6 Area of Bozhong Sag. Global Geology, 39(2): 344-352(in Chinese with English abstract). doi: 10.3969/j.issn.1004-5589.2020.02.009 Wu, Q. X., Wei, A. J., Wang, Y. C., et al., 2018. Tectonic Difference and Genetic Mechanism of Buried Hill in Southern Bohai Area. Earth Science, 43(10): 3698-3708(in Chinese with English abstract). Xue, Y., Yang, H. F., Huang, J. B., et al., 2020. Technological and Theoretical Innovations in the Shallow Hydrocarbon Migrationand Accumulation of the Bohai Sea and the Exploration Breakthroughs. China Offshore Oil Gas, 32(2): 14-23(in Chinese with English abstract). Xue, Y. A., Li, H. Y., 2018. Discovery of a Large⁃Scale Condensate Gas Field in Deep Archean Metamorphic Buried Hills in the Bohai Sea and its Geological Significance. China Offshore Oil and Gas, 30(3): 1-9(in Chinese with English abstract). Xue, Y. A., Wang, Q., Niu, C. M., et al., 2020. Hydrocarbon Charging and Accumulation of BZ19⁃6 Gas Condensate Field in Deep Buried Hills of Bozhong Depression Bohai Sea. Oil & Gas Geology, 41(5): 891-903(in Chinese with English abstract). Zhang, A. J., Wang, Y., Sun, P. Y., et al., 2019. Equivalent HTI Approximation and Characteristics of Anisotropy Induced by Multiple Sets of Vertical Fractures. Chinese Journal of Geophysics, 62(5): 1835-1848(in Chinese with English abstract). Zhao, P. F., Liu, P., Ming, J., et al., 2021. Distribution Characteristics of Volcanic Rock in CFD Oilfield and Its Controlling Effect on Reservoir. Earth Science, 46(7): 2466-2480(in Chinese with English abstract). Zhou, X. H., Wang, Q. B., Feng, C., et al., 2022. Formation Conditions and Geological Significance of Large Archean Buried Hill Reservoirs in Bohai Sea. Earth Science, 47(5): 1534-1548(in Chinese with English abstract). Zhou, X. H., Zhang, R. C., Li, H. Y., et al., 2017. Major Controls on Natural Gas Accumulations in Deep⁃Buried Hills in Bozhong Depression, Bohai Bay Basin. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 41(1): 42-50(in Chinese with English abstract). doi: 10.3969/j.issn.1673-5005.2017.01.005 Zhou, D. H., 2021. Research on Key Technologies of Deep Buried Hill Reservoir Prediction in Bohai oilfield: A Case Study of BZ 19⁃6 Buried Hill. China Offshore Oil and Gas, 2021, 33(3): 69-76(in Chinese with English abstract). Zhuang, C. X., Li, Y. H., Kong, F. T., et al., 2019. Formation Permeability Estimation Using Stoneley Waves from Logging while Drilling: Theory, Method, and Application. Chinese Journal of Geophysics, 62(11): 4482-4492(in Chinese with English abstract). doi: 10.6038/cjg2019N0122 陈怀震, 印兴耀, 张金强, 等, 2014. 基于方位各向异性弹性阻抗的裂缝岩石物理参数反演方法研究. 地球物理学报, 57(10): 3431-3441. doi: 10.6038/cjg20141029 邓运华. 2015. 渤海大中型潜山油气田形成机理与勘探实践. 石油学报, 36(3): 253-262. 范廷恩, 牛涛, 范洪军, 等. 2020. 渤中19⁃6凝析气田太古宇潜山储层发育主控因素及地质模式, 41(4): 170-178. 侯明才, 曹海洋, 李慧勇, 等. 2019. 渤海海域渤中19⁃6构造带深层潜山储层特征及其控制因素. 天然气工业, 39(1): 33-44. 蒋有录, 叶涛, 张善文, 等, 2015. 渤海湾盆地潜山油气富集特征与主控因素. 中国石油大学学报(自然科学版), 39(3): 20-30. doi: 10.3969/j.issn.1673-5005.2015.03.003 孔丽云, 王一博, 杨慧珠. 2012. 裂缝诱导HTI双孔隙介质中的裂缝参数分析. 地球物理学报, 55(1): 189-196. 李列, 盖永浩, 欧阳敏, 等, 2019. 南海西部双方位地震资料处理关键技术实践: 以珠三凹陷为例. 地球科学, 44(8): 2590-2596. doi: 10.3799/dqkx.2019.140 李勤, 王玮, 王瀚林. 2021. HTI介质地震波各向异性AVO反演. 煤炭学报, 46(6): 1925-1935. 李欣, 闫伟鹏, 崔周旗, 等, 2012. 渤海湾盆地潜山油气藏勘探潜力与方向. 石油实验地质, 34(2): 140-144. 刘恩儒, 岳建华, 潘冬明. 2006. 地震各向异性——多组裂隙对横波偏振的影响. 地球物理学报, 49(5): 1401-1409. doi: 10.3321/j.issn:0001-5733.2006.05.020 任舒波, 韩同城, 符力耘, 等, 2021. 压力对含裂缝岩石各向异性速度的影响. 地球物理学报, 64(7): 2504-2514. 盛达, 于洋, 祁晓. 2021. 随钻四极子声波测井仪在油田勘探开发中的应用. 测井技术, 45(6): 574-579. 宋国民, 张艳, 李慧勇, 等, 2020. 渤中凹陷19⁃6区太古界潜山变质岩岩石类型及鉴别特征. 世界地质, 39(2): 344-352. doi: 10.3969/j.issn.1004-5589.2020.02.009 吴庆勋, 韦阿娟, 王粤川, 等, 2018. 渤海南部地区潜山构造差异与成因机制. 地球科学, 43(10): 3698-3708. doi: 10.3799/dqkx.2018.578 薛永安, 李慧勇. 2018. 渤海海域深层太古界变质岩潜山大型凝析气田的发现及其地质意义. 中国海上油气, 30(3): 1-9. 薛永安, 王奇, 牛成民, 等, 2020. 渤海海域渤中凹陷渤中19-6深层潜山凝析气藏的充注成藏过程. 石油与天然气地质, 41(5): 891-903. 薛永安, 杨海风, 黄江波, 等, 2020. 渤海海域浅层油气运移成藏理论技术创新与勘探突破. 中国海上油气, 32(2): 14-23. 张安家, 王赟, 孙鹏远, 等, 2019. 多组垂直裂缝诱导各向异性的HTI近似及其特征分析. 地球物理学报, 62(5): 1835-1848. 赵鹏飞, 刘朋, 明君, 等, 2021. CFD油田火山岩展布特征及其对油藏的控制作用. 地球科学, 46(7): 2466-2480. doi: 10.3799/dqkx.2020.238 周东红. 2021. 渤海油田深埋潜山储层预测关键技术研究———以渤中19⁃6潜山为例. 中国海上油气, 33(3): 69-76. 周心怀, 王清斌, 冯冲, 等, 2022. 渤海海域大型太古界潜山储层形成条件及地质意义. 地球科学, 47(5): 1534-1548. 周心怀, 张如才, 李慧勇, 等, 2017. 渤海湾盆地渤中凹陷深埋古潜山天然气成藏主控因素探讨. 中国石油大学学报(自然科学版), 41(1): 42-50. 庄春喜, 李杨虎, 孔凡童, 等, 2019. 随钻斯通利波测井反演地层渗透率的理论、方法及应用. 地球物理学报, 62(11): 4482-4492. 期刊类型引用(6)
1. 官大勇，石文龙，赵弟江，张兴强，安俊睿. 渤海湾盆地渤中26-6潜山油田油气异源混合成藏特征及充注过程. 地球科学. 2025(02): 478-493 . 
本站查看2. 柏立广，王维，刘子玉，杨香华，刘志峰，刘慧. 渭河地堑南北源汇特征及其对沉积体系与储层特征的影响. 地质科技通报. 2025(02): 270-284 . 
百度学术3. 王丽娟，韩登林，马良帅，胡蓉蓉，王晨晨，马斌玉，闫康，朱朝彬. 渤海海域太古界潜山型储层特征及主控因素. 岩性油气藏. 2025(03): 84-94 . 百度学术4. 刘濮毓，龚承林，彭旸，黄晓波，王启明，李东伟，王海屹. 渤中凹陷南部东二下段湖底扇储层控制因素及孔隙定量演化. 海相油气地质. 2024(02): 164-178 . 百度学术5. 杨国军，伍坤宇，张博策，尹志昊，王家豪，王牧，何小飞，邢浩婷，邓立本，章珂，王转转. 柴达木盆地西缘古近系源-汇系统U-Pb定年和重矿物分析. 海相油气地质. 2024(03): 269-279 . 百度学术6. 王晔磊，邱隆伟，刘卫红，杨勇强，滕宝刚，吴宛秋. 碎屑岩潜山储层埋藏-抬升-再埋藏的成岩响应：以济阳坳陷孤北潜山二叠系上石盒子组为例. 地球科学. 2023(04): 1481-1495 . 本站查看其他类型引用(1)
-
下载:
百度学术
点击查看大图
计量
- 文章访问数: 169
- HTML全文浏览量: 87
- PDF下载量: 25
- 被引次数: 7
