董月霞，楊賞，陳蕾，王琦，曹中宏

（1. 中國石油冀東油田公司；2. 中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院）

1 研究區(qū)概況

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖

南堡凹陷為渤海灣盆地的 1個次級構(gòu)造單元，其北部與燕山相連，南部和東部毗鄰渤海，凹陷面積1 932 km2（見圖1）。南堡凹陷是發(fā)育在中生界基底之上的單斷箕狀凹陷，北斷南超，北側(cè)和東側(cè)以邊界斷層與老王莊凸起、西南莊凸起、柏各莊凸起等相鄰，南側(cè)以緩坡與沙壘田凸起相接。自古近紀(jì)以來，南堡凹陷長期接受周邊凸起區(qū)的物源供給，其中北部物源區(qū)和東部物源區(qū)的研究及勘探程度均較高。南側(cè)的沙壘田凸起前第三系基底的主體是太古宇花崗巖，地質(zhì)背景分析認(rèn)為從古生代到古近紀(jì)沙河街組沉積期一直是隆起剝蝕區(qū)，南堡凹陷南部地區(qū)南堡 3號—南堡 1號構(gòu)造[1-4]長期接受沙壘田凸起的物源供給，具有發(fā)育辮狀河三角洲的沉積構(gòu)造背景。近幾年隨著勘探工作的不斷推進(jìn)，鉆井證實了南部物源區(qū)的存在。南堡 3號構(gòu)造的PG2井在古近系沙河街組一段砂巖中測井解釋7個油層（共計64.6 m），在4 248.0～4 257.4 m井段試油，射開1個油層（層厚9.4 m），日產(chǎn)油118 m3（8 mm油嘴），日產(chǎn)氣11×104m3，原油密度0.794 6 g/cm3，壓力系數(shù)1.25。砂巖油氣層的單層自然產(chǎn)量遠(yuǎn)高于來自北部物源區(qū)的高柳地區(qū)相同層位、相同埋深的砂巖儲集層的產(chǎn)量，突破了以往南堡凹陷砂巖有效儲集層的勘探深度界限（4 000 m）。基于已有的鉆井資料，本研究從構(gòu)造背景、沉積環(huán)境、成巖作用等方面深入探討南部物源區(qū)古近系沙一段儲集層特征及其控制因素。同時在母巖性質(zhì)和沉積體系方面，對比南北物源的異同，揭示南堡凹陷南部沙一段在深層形成優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)儲集層的原因，從而為南堡凹陷和渤海灣盆地深層油氣勘探提供依據(jù)。

2 沉積相及微相特征

南堡凹陷構(gòu)造演化經(jīng)歷了古近紀(jì)裂陷和新近紀(jì)拗陷兩大階段[1-2]。沙河街組沉積期為裂陷活動的早期，北西—南東向的伸展拉張作用較強(qiáng)，凹陷中發(fā)育一系列北東—南西向斷裂。這些斷裂一方面控制了中生界基底之上第三系構(gòu)造帶的展布，同時也成為物源區(qū)向南堡凹陷注入物源的通道。隨著凹陷的持續(xù)沉降和斷裂的持續(xù)活動，來自沙壘田凸起的花崗巖碎屑物質(zhì)沿斜坡和輸砂斷層持續(xù)向凹陷輸入（見圖2），形成了大型辮狀河三角洲沉積和半深湖沉積。研究區(qū)沙一段鉆遇地層厚度一般為328～750 m，儲集層厚度一般約為94～170 m，是一套辮狀河三角洲前緣相帶的砂泥巖地層，砂層較為發(fā)育，單砂層厚度一般為8～30 m，最大單層厚度達(dá)83.6 m。

圖2 南堡凹陷構(gòu)造綱要

南堡3號構(gòu)造NP306×1井巖心相標(biāo)志和單井相分析表明，研究區(qū)發(fā)育辮狀河三角洲前緣分流河道、河口壩、決口扇和間灣等沉積微相（見圖3）。分流河道微相的巖性主要為砂礫巖及含礫不等粒砂巖，塊狀構(gòu)造，無明顯的巖性界面，但存在粒度的粗細(xì)變化，整體表現(xiàn)為多個正韻律層理；礫石主要為石英礫，粒度較粗，分選差，礫石呈定向排列，同時夾有炭質(zhì)條帶，測井相表現(xiàn)為箱型及鐘型。河口壩微相的巖性主要為含礫不等粒砂巖、粗砂巖、含礫泥質(zhì)細(xì)砂巖及泥質(zhì)粉砂巖，自下而上巖性逐漸變粗，夾少量炭質(zhì)泥巖及炭屑，見平行層理，具有典型的倒粒序特征，測井相表現(xiàn)為漏斗形。

在沉積物搬運(yùn)過程中，水動力條件的差異導(dǎo)致碎屑物質(zhì)發(fā)生粒度分異，因此不同沉積微相的顆粒粒度、巖石成分和結(jié)構(gòu)等都不同，從而影響成巖過程中砂巖原生孔隙的保留或次生孔隙的形成[5-6]，進(jìn)一步影響儲集層的發(fā)育。粒度偏粗的中—粗砂巖和細(xì)砂巖在埋藏壓實過程中原生孔隙的保留要好于粒度偏細(xì)的極細(xì)砂巖和粉砂巖[7]。研究區(qū)的鉆井取心見明顯的牽引流沉積特征（見圖 4），強(qiáng)水動力條件下的辮狀河三角洲前緣分流河道為較純的粗砂巖或砂礫巖沉積，其對應(yīng)的儲集層一般為油氣高產(chǎn)層。

3 儲集層特征

3.1 巖石學(xué)特征

圖3 研究區(qū)NP306×1井沙一段巖心單井相分析圖（GR—自然伽馬，API；RLLD—深側(cè)向電阻率，?·m）

圖4 研究區(qū)沙一段辮狀河三角洲砂巖C-M分析圖（C—累計質(zhì)量百分比為1%的顆粒直徑，μm；M—粒度中值，μm）

圖5 研究區(qū)沙一段巖石類型及砂巖組分分布圖

巖心觀察與薄片鑒定資料顯示，研究區(qū)沙一段儲集層的巖石類型以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，伴有少量的長石質(zhì)巖屑砂巖和長石砂巖（見圖5a）。陸源碎屑成分中，石英、長石和巖屑的平均含量分別為 44%、33%和 23%，成分成熟度中等。巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，見少量酸性巖漿巖和沉積巖巖屑（見圖5b）。填隙物平均含量 6.02%，其中泥質(zhì)雜基占 4.40%，膠結(jié)物占1.62%。通過粒度資料分析以及巖石薄片、鑄體薄片的鏡下觀察，研究區(qū)砂巖以砂礫巖、含礫不等粒砂巖、中—粗砂巖為主，粒度中值數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示以細(xì)礫—粗砂為主（見圖6a），分選系數(shù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，碎屑顆粒分選較好（見圖6b），磨圓度以次棱—次圓為主，結(jié)構(gòu)為顆粒支撐，雜基含量少[8]，結(jié)構(gòu)成熟度中等。

圖6 研究區(qū)沙一段粒度中值和分選系數(shù)統(tǒng)計圖

3.2 儲集層物性特征

3.2.1 儲集層孔滲特征

根據(jù)取心井段的物性分析化驗資料統(tǒng)計：研究區(qū)沙一段砂巖孔隙度一般為 4.2%～22.7%，平均值為12.8%；滲透率一般為（0.1～996.7）×10?3μm2，平均為 154.9×10?3μm2。從圖 7 可以看出，孔隙以中低孔為主，少量特低孔；滲透率相對較好，以中滲為主，局部高滲，儲集層整體特征為低孔、中—高滲。

3.2.2 儲集空間類型與特征

根據(jù)巖心觀察、顯微薄片鑒定、鑄體薄片分析和掃描電鏡結(jié)果，并綜合考慮巖石成因、孔隙大小和形態(tài)，研究區(qū)的砂巖儲集空間以原生孔隙和次生溶蝕孔為主，具體儲集空間類型及其基本特征如下[9-16]。

圖7 研究區(qū)沙一段孔隙度和滲透率直方圖

①原生孔隙：研究區(qū)內(nèi)儲集層發(fā)育的原生孔隙主要為剩余原生粒間孔（主要是巖層經(jīng)機(jī)械壓實作用及膠結(jié)作用之后剩余的粒間孔隙），多呈不規(guī)則多邊形（見圖 8a）。由于研究區(qū)砂巖儲集層巖性主要為砂礫巖、含礫不等粒砂巖和中—粗砂巖，且剛性碎屑顆粒含量較高，因此，雖經(jīng)歷了長期埋藏成巖作用，但仍保存了大量的剩余原生粒間孔（見圖8a、8b）。

②粒間溶孔：主要指填隙物溶解后形成于碎屑顆粒之間的孔隙。被溶解的填隙物主要為碳酸鹽膠結(jié)物和雜基，溶孔邊緣大多呈港灣狀、樹枝狀等不規(guī)則形態(tài)（見圖8c、8d）。有時此類溶孔可根據(jù)溶解后填隙殘留物識別，圖8d溶擴(kuò)粒間孔中可見殘留物。

③粒內(nèi)溶孔：在長石、巖屑內(nèi)部溶解形成的孔隙。研究區(qū)砂巖中長石含量較高，平均為 33%，長石晶體內(nèi)部溶孔在常規(guī)薄片和掃描電鏡中均較常見，長石常自外表面、解理面、雙晶面等處發(fā)生溶解。當(dāng)顆粒溶蝕強(qiáng)烈時，可形成“蜂窩狀”和“殘骸狀”的粒內(nèi)溶孔（見圖8e、8f）。

④鑄?？祝簬r石中碎屑、顆粒、粒間膠結(jié)物或雜基，其中任一類組分被選擇性溶蝕后形成的孔隙，以及其中任一類組分被易溶礦物交代后再被溶蝕形成的孔隙。研究區(qū)鑄?？字饕砷L石等不穩(wěn)定碎屑顆粒溶蝕后形成，形狀不規(guī)則（見圖8g、8h）。

⑤裂縫：薄片觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)沙一段主要發(fā)育構(gòu)造縫和成巖壓實形成的微裂縫。構(gòu)造縫呈直線狀（見圖8i），為較明顯的應(yīng)力作用形成；微裂縫包括顆粒內(nèi)、雜基內(nèi)以及巖石內(nèi)的裂隙（見圖8j）。裂縫的發(fā)育對儲集空間的影響較小，但可有效改善儲集層的滲透性。

圖8 研究區(qū)沙一段儲集空間類型

4 儲集層物性主控因素

斷陷盆地儲集層物性受原始沉積條件、后期成巖改造及構(gòu)造作用等多種因素影響[9-18]。在儲集層形成與演化過程中，沉積作用是控制儲集層發(fā)育的主導(dǎo)因素。它不僅控制儲集巖體的分布，還影響儲集層的基本形態(tài)和所經(jīng)歷的成巖作用類型及成巖強(qiáng)度。研究區(qū)沙一段在4 000 m以深仍能形成優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)儲集層的原因在于：①沙壘田凸起物源體系的沉積作用（母巖類型及沉積環(huán)境）；②構(gòu)造運(yùn)動及成巖作用的影響[17-18]。

4.1 原始沉積物組構(gòu)與儲集層物性關(guān)系

母巖類型決定了巖石的組成成分。不同母巖礦物組成不同，其抗風(fēng)化能力主要取決于組成礦物的穩(wěn)定性。因此母巖提供的原始物質(zhì)的剛性顆粒含量越高，越有利于成巖作用改造儲集層物性，形成良好儲集層；而塑性顆粒或雜基含量高的砂巖，機(jī)械壓實引起的巖屑顆粒的塑性變形以及形成的假雜基可以完全破壞顆粒之間的孔隙。南堡凹陷南部物源區(qū)母巖類型較簡單，主要為太古宇花崗巖，而北部物源區(qū)母巖類型相對復(fù)雜，包括中—古生界沉積巖、巖漿巖和古生界變質(zhì)巖等（見圖9）。

圖9 南堡凹陷前第三系古地質(zhì)圖

對比來自南部物源體系的南堡3號構(gòu)造PG2井區(qū)和來自北部物源體系的高北地區(qū)的樣品（見表 1）可見，PG2井區(qū)巖屑含量為9%～40%，平均為24.4%，明顯低于高北地區(qū)。特別是PG2井砂巖中巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，占4%～40%，平均為21.7%，而高北和M36井區(qū)巖屑以巖漿巖巖屑為主，平均含量為33%和19.7%，遠(yuǎn)高于PG2井區(qū)（巖漿巖巖屑含量為4.2%）。PG2井區(qū)的砂巖儲集層物性明顯好于相同埋深、相同層位的高北地區(qū)和M36井區(qū)砂巖儲集層物性，說明陸源碎屑中較高的酸性、中基性噴出巖含量使砂巖儲集層物性變差。

由此可見，對于形成優(yōu)質(zhì)儲集層，花崗巖母巖優(yōu)于巖漿巖。來自沙壘田凸起的太古宇花崗巖母巖為研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育提供了優(yōu)良的物質(zhì)基礎(chǔ)。

4.2 沉積相帶與儲集層物性關(guān)系

沉積相帶是控制優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育的基本因素。南堡凹陷北部陡岸帶發(fā)育一系列扇三角洲沉積體系，而南部緩坡帶發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系。與扇三角洲沉積體系相比，辮狀河三角洲沉積體系發(fā)育的古地形坡度較小，因此沉積過程中沉積物被搬運(yùn)更遠(yuǎn)、顆粒分選更充分，砂體平面分布范圍更廣，單砂體規(guī)模更大，單層砂巖垂向厚度大，層內(nèi)非均質(zhì)性弱。

對比南堡凹陷南北兩個物源體系相同組段、相近埋深的砂巖儲集層物性發(fā)現(xiàn)，不同物源體系、不同沉積微相的砂巖儲集層的物性相差較大（見表 2）。辮狀河三角洲前緣亞相中，水下分流河道砂體儲集層物性（孔隙度和滲透率）整體上明顯好于河口壩砂體，河口壩砂體好于決口扇砂體；辮狀河三角洲前緣亞相水下分流河道砂體明顯好于扇三角洲前緣亞相水下分流河道砂體，特別是滲透率的優(yōu)勢更為明顯。沉積環(huán)境控制骨架顆粒粒度、物理化學(xué)性質(zhì)以及自生礦物的析出和溶蝕[9-12]。

表1 南北物源區(qū)巖屑類型及結(jié)構(gòu)對比表

表2 南北物源區(qū)不同沉積微相沙一段砂巖儲集層物性統(tǒng)計表

研究區(qū)沙一段發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，強(qiáng)水動力條件下形成分流河道和河口壩等沉積微相，其巖石粒度粗、分選較好（見圖6a、6b），磨圓度以次棱—次圓為主，顆粒支撐，雜基含量少。具備這種巖石學(xué)特征的砂巖：①易形成較大的連續(xù)孔喉通道（見圖8g），后期成巖演化過程中可以減緩成巖作用進(jìn)程，有利于保留更多的原生孔隙；②與外界流體連通性好，也為后期次生孔隙的溶蝕提供了場所，利于形成次生孔隙，從而形成高效儲集層。具有較大、較連續(xù)的孔喉通道是該區(qū)砂巖儲集層具有較好產(chǎn)能的決定性因素。

表 2顯示研究區(qū)儲集層的滲透率和油氣產(chǎn)量明顯高于北部物源區(qū)。深部砂巖油氣藏勘探的關(guān)鍵是尋找優(yōu)質(zhì)儲集層，斷陷盆地緩坡帶常發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，其決定巖石的初始物性、抗壓實能力和次生孔隙的發(fā)育程度。與陡岸帶扇三角洲沉積體系相比，是形成優(yōu)質(zhì)儲集層的先決條件[13]。

4.3 后期快速沉降與儲集層物性關(guān)系

從南堡凹陷構(gòu)造沉降演化可以看出（見圖10），沙河街組沉積之后，東營組沉積初期研究區(qū)經(jīng)歷了一次快速沉降，使得沙一段欠壓實。欠壓實形成的超壓可以抵消上覆地層壓力，從而一定程度上減緩成巖作用，保護(hù)一部分原生孔隙和早期溶解作用形成的次生孔隙，特別是保存了巖屑顆粒間喉道，甚至可對其進(jìn)行改善。

圖10 研究區(qū)某點(diǎn)構(gòu)造沉降速率圖

已有鉆井資料的地層壓力系數(shù)統(tǒng)計表明，南堡凹陷沙一段廣泛發(fā)育超壓，地層壓力系數(shù)達(dá)到 1.31，而東營組的壓力系數(shù)僅為1.09（見圖11），PG2井沙一段地層的實測壓力系數(shù)為 1.25。根據(jù)測井?dāng)?shù)據(jù)編制的泥巖壓實曲線也反映了研究區(qū)3 800 m以深存在次生孔隙發(fā)育帶。由于后期快速沉降作用，使孔隙流體中存在超壓，抑制了壓實作用，減緩了成巖作用的進(jìn)程，同時使流體能夠有更多的空間自由活動，促進(jìn)溶蝕作用的發(fā)生，從而為4 000 m以深局部層段優(yōu)質(zhì)砂巖儲集層的發(fā)育提供了保障。

圖11 南堡凹陷分層位地層壓力系數(shù)分布

5 結(jié)論

南堡凹陷南部古近系沙一段辮狀河三角洲沉積主要發(fā)育前緣分流河道和河口壩砂體，巖性為砂礫巖、含礫不等粒砂巖和中—粗砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度及成分成熟度均中等。儲集層類型為低孔、中高滲型；儲集空間以原生孔隙和次生溶蝕孔為主。

埋深大于4 000 m的砂巖仍能保存較好的儲集性能，主要存在 3個方面的有利因素：①剛性顆粒含量較高的花崗巖母巖為深層優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；②辮狀河三角洲前緣相帶分選較好的粗粒級砂巖是優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育先決條件；③超壓環(huán)境下保護(hù)的原生孔隙和溶蝕作用是發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲集層的必要保障。

渤海灣盆地隆坳相間，箕狀單斷湖盆緩坡帶辮狀河三角洲沉積體系普遍發(fā)育，可以推測渤海灣盆地4 000 m以深仍然廣泛發(fā)育具有較高自然油氣產(chǎn)能的優(yōu)質(zhì)砂巖儲集層，常規(guī)砂巖油氣藏勘探有望進(jìn)一步向深部拓展。

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