图1 有效耗水区间与生排烃高峰、压力系数、地层水矿化度对比

图2 油气“压-吸充注”成藏示意图

（a：砂岩储层“耗水作用”发生前；b：砂岩储层“耗水作用”发生后；c：油气“压”、“吸”充注后）

图3 “压-吸充注型”油藏发育模式图

■本报记者 潘锋

随着我国东部陆相断陷盆地中浅层系的勘探程度不断提高，勘探空间越来越小，深部层系逐渐引起关注。而传统油气成藏理论认为深部层系多位于盆地负向构造单元，岩性致密，油气成藏极为不利。针对盆地深部油气成藏的关键问题，中国石化胜利油田启动了一系列针对深层油气成藏机理与分布规律、勘探潜力评价的攻关项目。项目组在胜利油田分公司副总经理、总地质师张善文，胜利油田分公司油气勘探高级专家王永诗、张守鹏，地质科学研究院油气勘探首席专家石砥石等的带领下，经过多年的攻关，取得了成藏理论与勘探技术的重大突破和勘探的重大发现。

1.发现并证实了济阳坳陷深层碎屑岩成岩过程中的“耗水作用”。通过成岩过程中水－岩反应研究并经模拟试验证实，发现了长石的高岭石化和高岭石的绿泥石化过程中的两类“耗水作用”；在早成岩阶段，储层以压实排水为主，在中－晚成岩阶段（埋深2500~3900 米），“耗水作用”占主导，且与封闭体系内烃源岩生、排烃高峰段、异常高压发育段基本一致，储层耗水量巨大，是油气成藏的有效耗水区间。

从成岩过程中矿物转化的化学反应原理出发，发现了长石的高岭石化和高岭石的绿泥石化过程中的两类主要“耗水作用”。其化学反应式如下：

钠长石的高岭石化反应式：2NaAlSi3O8+2CO2+3H2O =Al2Si2O5(OH)4+2NaHCO3+ 4SiO2

钾长石的高岭石化反应式：2KAlSi3O8+2CO2+3H2O=Al2Si2O5(OH)4+2KHCO3

+4SiO2

高岭石的绿泥石化反应式：5CaMg-（CO3）2+Al2Si2O5（OH）4+SiO2+2H2O= Mg5Al2Si3O10-（OH）8+5CaCO3+5CO2

水－岩反应模拟实验证实了酸性条件下斜长石蚀变形成高岭石的序列为斜长石→勃姆石→高岭石，且蚀变后反应物体积减少。由此可见，在地层条件下，砂岩组分中的长石发生蚀变转化为高岭石，高岭石进一步转化为绿泥石，这两个化学反应过程均需要消耗一定量的孔隙水，且伴随着反应后矿物体积的明显减少，这一现象称为“耗水作用”。“耗水作用”使砂岩中长石含量大量减少，高岭石含量大量增加，自生石英大量出现。

基于济阳坳陷碎屑岩储层耗水标志性矿物的统计分析，建立了成岩过程中长石的高岭石化过程中耗水量和压实排水量的计算方法。

长石的高岭石化过程中耗水量计算方法：

W=A×V 公式1

（式中：V-储集层总体积，m3；A-单位体积储集层耗水量，t/m3；W-砂岩储集层总耗水量，kg）

压实成岩过程下，沉积物中原始孔隙水被压实排出，排出水量等于孔隙体积减少量，可依据砂、泥岩孔隙度随埋深变化关系曲线计算得出。

M＝H×（φ1-φ2）/（1-φ1）×S×ρ水 公式2

（式中：M-压实排水量，kg；H-计算区间段压实后的地层厚度，m；φ1-φ2-计算区间段压实前、后平均孔隙度；S-面积，m2；?籽水－水的密度，kg/m3）。

按照以上量化关系，对济阳坳陷东营凹陷不同深度段砂岩储层耗水量与排水量（W－M）进行了定量评价。研究发现，成岩耗水量与压实排水量的平衡点大致对应于埋深2500米。在“耗水作用”占主导的2500~3900米深度内，储层耗水量高达72.48亿吨，这一“耗水作用”深度段与烃源岩生、排烃高峰段、异常高压发育段基本一致，称为有效耗水区间（图1）。

2.创立了含油气盆地深层烃源岩生烃增压和储层成岩耗水降压联控下的“压-吸充注”成藏理论。在有效耗水区间内，生烃作用使烃源岩产生高压，“耗水作用”使储层矿物体积缩减、岩石孔隙率增加，内部产生负压，二者耦合增大了成藏动力，油气由“压”、“吸”作用而充注成藏。这一理论指出了邻近优质烃源岩的大规模、强耗水储集体，无论有无构造圈闭，都将是有利成藏区，是对传统油气成藏理论的丰富和发展。济阳坳陷深层大面积分布的陡坡带砂砾岩、洼陷带浊积岩、缓坡带滩坝砂岩等储集体，均大规模发育“压-吸充注型”油藏，勘探潜力巨大，且被勘探实践证实。

有效耗水区间内储层巨大的耗水量使孔隙内部发生“亏空”，在没有外部流体补充的情况下，储层必将出现低压。参照岩性油藏开发中地层压力下降的计算方法，储层“耗水作用”引起的地层压力下降值可由下列公式计算得出：

△P1＝M/（V×Cf） 公式3

（式中：△P1－理论压降值（Mpa）；M－砂体总耗水量（t）；V－砂体的总孔隙体积（m3）；Cf－地层压缩系数（Mpa-1），静水压力下，砂岩岩石压缩系数（Newman 经验公式），Cf=0.014104 /Φ0.438；Φ—砂岩平均孔隙度（％））

在有效耗水区间内，烃源岩大量生烃可以大幅度提高地层压力，而“耗水作用”导致碎屑岩储层内部产生负压，二者耦合增大了成藏动力，使油气由“压”、“吸”作用向储层中充注成藏（图2），形成的油藏称为“压-吸充注型”油藏。据计算，东营凹陷博兴洼陷深层沙四段滩坝砂岩成藏期的烃源层压力系数1.4～1.6，剩余压力达5～18 兆帕，而储层耗水降压理论值达3.0～6.0 兆帕，为油气在“压”、“吸”作用下由源岩层向储集层运聚提供了驱动力。

济阳坳陷有效耗水有效区间（2500~3900 米）内，古近系沙四上亚段和沙三下亚段优质烃源岩普遍发育，厚度大，位于这两套烃源岩内部或者附近大面积分布的强耗水储集体，无论有无构造圈闭，都具有形成“压-吸充注型”油藏的条件（图3），是有利成藏区。据统计，东营凹陷陡坡带沙四上亚段水下砂砾岩体分布面积达500km2，洼陷带沙三中亚段浊积岩体分布面积达850km2，缓坡带沙四上亚段滩坝砂岩分布面积达1200 km2，估算“压-吸充注型”油藏资源潜力6 亿吨以上。

3.形成了有效耗水区间内基于成因地质模型的储层预测描述评价技术。

基于砂砾岩体“正序叠加、迁移补偿”地质模型的有利相带预测描述技术：陡坡带砂砾岩体具有“垂向多旋回正序叠加、横向多扇体迁移补偿、平面多期次叠合连片”的沉积模式；针对其复杂的沉积组构，选取三孔隙度、自然伽马、深侧向电阻率测井曲线重构更为敏感的岩性识别曲线（LIC），使岩性识别率大于90%；在砂砾岩体期次划分和精细标定基础上，利用三维地震测井约束反演和属性分析，识别描述不同期次扇体；对同一期次扇体剔除扇根亚相的致密砾岩，得到扇中有利相带的范围和厚度。东营凹陷北带沙四上亚段砂砾岩体扇中有利相带分布面积超过500km2。

基于浊积岩“底形控砂、递进叠置”地质模型的单砂体预测描述技术：洼陷带浊积岩具有“底形控砂、递进叠置”的沉积模式，其发育受三角洲前缘斜坡坡角、厚度、砂岩百分含量以及浊积体滑移距离的控制。针对浊积岩的沉积特点，研发了地震振幅与相位结合预测厚砂体、地震频率与波形结合预测薄层砂，电阻率曲线重构反演预测灰质砂的单砂体预测描述技术，使砂体预测精度提高了8%。东营凹陷三角洲前方浊积岩的叠合分布面积850km2。

基于滩坝砂“三古控砂、时空一体”地质模型的薄互层预测描述技术：缓坡带滩坝砂具有“三古控砂、时空一体”的沉积模式，在空间上古物源供应速率与可容空间增加速率决定滩坝砂形成、古沉积地貌背景控制滩坝砂大面积发育、古湖水动力条件决定滩坝砂相带及展布，在时间上长期基准面旋回早期（二级层序下部）是形成滩坝砂薄互层大面积连片分布的特定层系；针对滩坝砂薄互层特点，采用相似背景分离处理技术，使目的层段地震资料频带拓宽近40 赫兹；采用地震波形分类、沿层地震特征属性优化技术，预测薄互层储层组合及分布，使储层组合预测吻合率达90%以上，储层平面分布预测吻合率达95%以上。东营凹陷滩坝砂岩有利发育区叠合分布面积1200km2。

研究成果有效指导了中国石化胜利油田在济阳坳陷深层的勘探部署，取得了多个规模潜力区勘探的重大突破，2011 年以来累计新增深层三级石油地质储量近5亿吨。成岩过程中的“耗水作用”对于陆相盆地沉积砂岩具有普遍意义。

同样，通过对渤海湾盆地济阳坳陷二叠系砂岩、鄂尔多斯盆地二叠系深盆气砂岩、加拿大阿尔伯达盆地深盆油气砂岩、美国上白垩统致密气砂岩、新西兰始新统致密气石英质砂岩等典型海相砂岩分析认为，目前海相砂岩的贫长石现象是矿物转化的结果，油气储集层原始矿物组成中，钾、钠长石普遍存在，耗水作用普遍存在于沉积物的埋藏成岩过程之中。全球范围内古生界—古近系砂岩中长石蚀变对砂体储集空间的贡献明显，油气“压吸充注”成藏模式对全球同类油气藏的勘探具有积极的意义。