1. 引言
河流相广泛发育在我国中–新生代陆相含油气盆地中，特别是湖盆萎缩，进入冲积平原发育阶段，以河流相沉积为主。据不完全统计，河流相储层中石油储量占我国已开发油田动用储量的一半左右 [1]，河流相作为重要的储油岩系，开展河流相砂体储集性能的研究具有重要的理论和现实意义。储集层的形成要经历长期而复杂的过程，是地质埋藏史中各种地质因素相互作用的产物 [2]，研究表明，砂岩储层的形成受多种因素控制，包括岩性、沉积微相、成岩作用等多个方面。
胜利油区进入新近系馆陶组沉积期发育大量河流相沉积，沙二段湖泊收缩阶段也发育有辫状河和曲流河相沉积 [1] - [6]。本次我们选取了济阳坳陷分布较为典型、研究比较细致的东营凹陷和沾化凹陷作为重点研究对象(图1)。利用物理模拟实验，对该地区的河流相砂体开展深入研究，详细论述了物源、埋深、成岩作用等对储层发育的影响，并确定了研究区的成岩作用类型和成岩期次。
2. 研究区储层物性特征
根据岩芯资料统计发现，东营凹陷馆陶组河流相现有取心在500~1500 m，沾化凹陷馆陶组河流相取心在1100~1600 m段；胜坨地区沙二段河流相取心在1800~2300 m段，沾化沙二多在2400~3300 m段。因此我们主要以这些深度段的取芯井资料为主来研究河流相储层物性特征。
通过对比胜利油区东营凹陷馆陶组、沾化孤东地区馆陶组和沙二段储层部分取心井埋深1000 m左右(800~1500 m)河道砂体的平均物性参数(表1)，我们可以看到：东营凹陷馆陶组和孤东馆陶组储层在孔隙度、渗透率以及碳酸盐含量方面数值大致相同，其物性相近。这主要是因为这两个区河流相储层的埋深大致相同，且层位一致；而沾化沙二的物性与二者相比要差的多，这可能是由于其埋深较大，且它们处于不同层位，所处的成岩阶段和成岩作用类型不同。
Table 1. Reservoir properties of several sections of Shengli oilfield
表1. 胜利油区各区块储层物性参数
3. 实验模拟物源对河流相储层物性的控制作用
沉积环境控制着储层砂体的发育程度，是影响储层物性的重要因素。前人 [2] [7] [8] [9] [10] 对河流相储层各微相物性进行了详尽的研究，通过综合理论研究和勘探实践结合，形成了一些为地质研究者所公认的认识。即，河道是沉积物的主要搬运通道和沉积场所，水动力较强，沉积物粒度最粗，分选较好，因此储层物性较好。曲流河的天然堤与决口扇砂体均形成于洪水期，组成砂体的碎屑颗粒中杂基含量高，相对来说物性较差。辫状河以河床亚相的河心砂坝微相最好，其余依次为：辫状水道微相、河道边缘微相、河间滩地微相，而以泛滥平原亚相最差。
另外，研究人员普遍认为物源对储层物性有着重要影响 [4] [7] - [13]，物源的影响一方面体现在它被搬运距离的远近，可以用沉积物的分选、磨圆、粒度等来进行定性和定量的研究；另一方面是物源本身岩性和组成的差异对物性的影响，关于这一点研究较少。
鉴于本区物源区 [13] [14] 有陈家庄凸起、滨县凸起、青坨子凸起、广饶凸起，主要母岩类型以花岗质的岩浆岩和变质岩为主，碎屑岩储层以长石类砂岩、砂砾岩为主。为了验证物源组成对储层物性的影响，我们在母岩主要为火山岩的青岛地区海滨选取了砂样，根据本区实际情况进行配比。主要是模拟不同物源的相同粒度分布砂样(常温下)随深度变化的差异，实验中利用压力的增加来代替深度变化，压力变化从常压(0.1 MPa)至285 MPa，如地层密度设定为2.6 g/cm3，则模拟深度可从地表至10,000多米深处。设计实验及测试数据如下(表2)，各组实验均在12小时内均匀加压完成。
Table 2. Experiment data
表2. 实验测试数据
为了更直观的了解实验结果，我们将压力转换成深度，并做出了孔、渗随深度变化的趋势图(图2，图3)。从图中可以看出，岩样来源不同，即使其粒度相差不大，它们的孔渗也有差异。但总体而言，孔渗随埋深(压力)增大而变化的趋势大致相同。即孔隙度随深度增加而逐渐变小，但在某些深度略有回升，埋深到7000 m以下则孔隙度持续减小；渗透率随深度增加持续减小。另外我们发现干的现代河砂和湿度较大的河砂物性参数相差很大，这是由于湿的河砂里面所含的水分充填了部分孔隙，并对渗透率造成了一定影响；两一方面，干的砂岩和湿度较大的砂岩本身的抗压能力也不一样 [15]，或多或少也会影响物性变化。
4. 成岩演化作用对河流相储层的控制作用
储层的原始孔隙结构和分布规律除了受沉积因素的控制之外，在埋藏成岩过程也会受到成岩过程的改造，成岩作用既可以促进次生孔隙的发育也可以破坏原生孔隙，使原生孔隙分布规律发生变化，预测河流相次生孔隙的分布规律是研究河流相储层成岩作用的主要内容。
4.1. 河流相储层的主要成岩作用类型
4.1.1. 压实和压溶作用
压实和压溶作用是砂岩储层孔渗衰减的主要因素。
压实作用主要发生在成岩作用早期，从成岩作用的现象来讲它可以造成石英和长石等刚性颗粒的破
Figure 2. Porosity changes as the depth (pressure) accretion
图2. 孔隙度随深度(压力)增大变化趋势图
Figure 3. Permeability changes as the depth (pressure) accretion
图3. 渗透率随深度(压力)增大变化趋势图
裂和粒间接触程度的提高。虽然不同类型砂岩孔隙度衰减速率不同，但总体而言，孔隙度均迅速减小，一般来讲，它主要发生在3000 m以上(见图4)。
Figure 4. Well Gao58, 1012.5 m, granule sand compaction, line contact, plain light, ×100
图4. 高58井，1012.5 m，细粒砂岩压实作用,线接触，单偏光，×100倍
压溶作用造成碎屑颗粒间的线接触、凹凸以及石英的次生加大等，从而造成孔隙度的大大降低，主要发生在3000 m以下 [11] [16] [17]，但就本区而言在较浅的部位也可见这种现象，这主要是因为济阳凹陷的地温梯度较高造成的 [18] [19] [20] [21] [22]。
4.1.2. 胶结作用
胶结作用是使储层孔隙衰减的重要因素。常见的胶结物有二氧化硅、碳酸盐、硫酸盐和粘土矿物等。工区二氧化硅胶结物的含量一般小于10%，随埋藏深度的增加而增加，主要表现为石英的次生加大现象(见图5)，由于它形成后不易再受到溶蚀，因此，二氧化硅胶结的储层一般具有低孔渗的特点，在深部储层尤其明显。此外石英次生加大作用也会改变储层的孔隙结构，影响流体渗流，降低储层渗透率。
本区碳酸盐胶结分布普遍，主要是方解石、铁方解石、白云石、铁白云石(图6)。方解石和铁方解石胶结物出现的深度浅，属早期碳酸盐胶结物；而白云石和铁白云石则出现在较深部位，属晚期碳酸盐胶结物。
碳酸盐胶结物的胶结方式主要是孔隙式胶结，部分有基底式胶结和嵌晶式胶结。它是使储层孔渗降低的主要因素。统计结果显示，储层孔隙度和碳酸盐含量成负相关，其含量最多可达30%。
虽然早期碳酸盐胶结物使原生孔隙受到充填，但同时它也抑制了早期压实和压溶作用的发生，为次生溶蚀作用准备了易溶物质。
碳酸盐胶结物在纵向上分布不均，在2000 m到3000 m之间含量最高(本区1000 m以下碳酸盐胶结已经比较发育)，形成几个高碳酸盐含量带，在高碳酸盐含量带之间是高的次生孔隙发育带。
Figure 5. Well Tuo35, 1908.21 m, quartz secondary enlargement, plain light, ×200
图5. 坨35井，1908.21 m，石英次生加大，单偏光，×200倍
Figure 6. Well Gudong 18, 1400 m calcite cementation, plain light, ×50
图6. 孤东18井，1400 m，方解石胶结单偏光，×50
常见的硫酸盐胶结物为石膏和硬石膏。硬石膏胶结物一般是晚期胶结物，分布不均呈斑块状，最高达25%。对储层的物性起到破坏作用。
除了上面讲到的主要胶结物外，在砂岩中起到胶结作用的还有粘土矿物、黄铁矿、沸石等。这些矿物含量变化大，它们的出现降低了储层的孔渗性。
4.1.3. 交代作用
砂岩中的石英长石等碎屑颗粒常被碳酸盐和粘土矿物等交代。控制石英和长石被碳酸盐交代的主要因素是PH值和温度。PH值增大时，促使碳酸盐的沉淀，同时造成石英和长石被交代(图7)。因此，随着地层埋藏深度的增加，碎屑颗粒的碳酸盐化有增强的趋势。纯粹的交代作用对储层的孔渗性影响不大。胶结交代作用将使储层的孔渗性大大降低。
Figure 7. Well Gao 41, 888.5 m, calcite metasomatosis, orthogonal light, ×200
图7. 高41井 888.5 m，方解石交代正交光，×200倍
4.1.4. 粘土矿物的转化
储层中粘土矿物的含量对其物性和敏感性有一定影响，常见的粘土矿物包括：伊利石、高岭石(图8)、绿泥石、蒙皂石、伊/蒙混层粘土矿物。一般伊利石和绿泥石随埋深增加而增加，而蒙皂石和伊/蒙混层粘土矿物中的蒙皂石层的含量随埋深的增加而减小，高岭石在3000 m时含量最多。
工区河流相储层中粘土矿物的含量和储层孔渗有一定关系，高岭石含量高的地方砂岩溶蚀作用强烈，溶孔发育，其孔隙度和渗透率也较高，因此，一般认为高岭石的大量出现是次生孔隙发育的标。
Figure 8. Well Gudong 18, 1467.39, grain kaolinize, plain light, ×200
图8. 孤东18井，1467.39 m，颗粒高岭石化，单偏光，×200倍
4.1.5. 溶蚀作用
上述成岩作用对储层物性产生了不利影响，而溶蚀作用却大大改善了储层(特别是深层)物性。溶蚀作用是大气淡水、有机质演化产生的酸性地层流体对长石、碳酸盐和盐岩等易溶物质进行溶蚀(图9)。它可以在纵向上形成几个次生孔隙发育带。
Figure 9. Well Tuo35, 1922 m, corrode plain light, ×100
图9. 坨35井，1922 m，溶蚀作用单偏光，×100倍
4.2. 成岩阶段划分
在埋藏成岩过程中，处于不同成岩阶段的储层成岩强度不同，因此其物性也不同。前人曾用多种方法 [18] [19] [20] [21] 来确定本区的地温梯度(见表3，表4)，得到现今地温梯度在3.5℃~4.1℃/100m。而按照我们所取的馆陶组和沙二段所处的深度在500~3300 m来计算，地温应在50℃~130℃之间。
Table 3. Geothermal gradient from different researchers
表3. 不同学者地温梯度统计
Table 4. Geothermal gradient changes under different depth (from Gong Yuling, 2003)
表4. 不同深度地温梯度变化(据龚育龄，2003)
本区镜下所发现的河流相储层的成岩作用主要是压实、压溶、胶结、交代等；在500~1700 m主要发育原生孔隙，颗粒之间主要是点–线接触；根据其孔渗参数的变化我们确定其次生孔隙在2400~3100 m最为发育。
参照含油气区碎屑岩成岩阶段划分及鉴定标准，结合前人统计的本区镜质体反射率值及其他相关工作 [22] [23] [24]，综合以上各种因素，我们认为研究区河流相储层可分为早成岩A期到晚成岩A期三个成岩阶段(图10)。
Figure 10. Reservoir diagenesis evolution sequences of fluvial facies in work area
图10. 研究区河流相储层成岩演化序列图
5. 结论
实验模拟结果揭示，河流相储层物性的变化受地温梯度、压力(沉积物的埋深)、成岩作用以及构造运动等因素控制。济阳坳陷不同地区相同层位、相近埋深的河流相储层物性相差较小。
沉积初期，物源的岩石成分组成、粒度和磨圆等对储层物性有很大影响。在埋藏过程中，物源组成的差异并不会从根本上影响储层物性的演化趋势，但埋藏过程中的储层物性参数会受到沉积早期的岩石组成和结构的约束。济阳坳陷河流相储层经历了压实、胶结、交代、次生加大、溶蚀等主要成岩作用类型，储层物性随埋深的增大而变差。
目前研究区馆陶组处于早成岩阶段，东营凹陷胜坨地区沙二处于早成岩B期，沾化凹陷沙二段处于晚成岩A期。早成岩B期开始成岩作用成为控制储层物性的主导因素。本区现今的地温梯度较高，平均3.55℃/100m，造成济阳坳陷(特别是胜坨地区)较浅部位所处的成岩阶段相对较高。
研究区在1700 m以上以原生孔隙为主，在1700 m以下发育混合孔隙，其中在1800 m~2000 m及2400 m~3100 m之间次生孔隙发育明显。
基金项目
中石化胜利油田分公司科技项目(编号：YKK1910)。
参考文献