劉叢寧，王時(shí)林，楊 嵐

（中國(guó)石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063004）

1 區(qū)域地質(zhì)概況

南堡3號(hào)構(gòu)造帶位于南堡凹陷東南部，西鄰南堡2號(hào)構(gòu)造帶，東部緊鄰曹妃甸次凹，南與沙壘田凸起相接，整體呈東西向展布（圖1）。地層發(fā)育較全，自下而上發(fā)育太古界、青白口系、府君山組、饅頭組、毛莊組、徐莊組、張夏組、沙河街組、東營(yíng)組、館陶組、明化鎮(zhèn)組和平原組，主要含油層系為寒武系、沙河街組和館陶組[1-3]，鉆探證實(shí)，東三段和沙一段地層發(fā)育異常高孔隙帶，鑄體薄片分析結(jié)果表明，原生孔隙相對(duì)含量超過50%，部分地層含量高達(dá)80%以上。

2 異常高孔隙帶劃分及分布特征

圖1 南堡3號(hào)構(gòu)造帶位置

為了客觀分析南堡3號(hào)構(gòu)造帶不同孔隙帶的儲(chǔ)集空間類型，將儲(chǔ)層最大孔隙度正常演化趨勢(shì)線與平均孔隙度正常演化趨勢(shì)線相結(jié)合，將儲(chǔ)層孔隙度劃分為異常高孔隙度、正常高孔隙度和低孔隙度 3個(gè)等級(jí)。其中孔隙度大于“儲(chǔ)層最大孔隙度正常演化趨勢(shì)線”的儲(chǔ)層為異常高孔隙度儲(chǔ)層；孔隙度小于混合巖相砂巖“儲(chǔ)層最大孔隙度正常演化趨勢(shì)線”，大于“平均孔隙度正常演化趨勢(shì)線”的儲(chǔ)層為正常高孔隙度儲(chǔ)層；孔隙度小于“平均孔隙度正常演化趨勢(shì)線”的儲(chǔ)層為低孔隙度儲(chǔ)層。

沙河街組和館陶組異常高孔隙帶既可能是原生異常高孔隙帶，也可能是次生異常高孔隙帶（次生孔隙發(fā)育帶），為了系統(tǒng)確定南堡3號(hào)構(gòu)造帶沙河街組和館陶組異常高孔隙帶的類型，以“一體化配套測(cè)試的巖石薄片-儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)”為基礎(chǔ)，精確定量統(tǒng)計(jì)巖石鑄體薄片中原生孔隙（原生面孔率）和次生孔隙（次生面孔率）的含量，根據(jù)原生面孔率和次生面孔率的相對(duì)高低，確定南堡3號(hào)構(gòu)造帶沙河街組和館陶組儲(chǔ)層異常高孔隙帶的類型。

采用孔隙度直方圖法[4-6]，厘定出南堡3號(hào)構(gòu)造帶的最大孔隙度（圖2a）和平均孔隙度正常演化趨勢(shì)線（圖2b）。在南堡3號(hào)構(gòu)造帶混合巖相砂巖儲(chǔ)層最大孔隙度演化趨勢(shì)線確定的基礎(chǔ)上，建立南堡 3號(hào)構(gòu)造帶的現(xiàn)今孔隙度-深度剖面，確定了孔隙度高值帶發(fā)育特征（圖2c）。

從南堡3號(hào)構(gòu)造帶整體來(lái)看，南堡3號(hào)構(gòu)造帶存在 3個(gè)異常高孔隙帶，對(duì)應(yīng)的深度范圍分別是3 100～3 300 m、3 400～3 600 m 和 3 900～4 200 m。3 900～4 200 m深度范圍內(nèi)，以沙一段和東三段儲(chǔ)層為主，異常高孔隙度儲(chǔ)層的原生面孔率都大于50%。

圖2 南堡3號(hào)構(gòu)造帶孔隙度演化趨勢(shì)線

3 異常高孔隙帶儲(chǔ)層成因分析

3.1 沉積作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

孔隙度、滲透率作為儲(chǔ)層控制因素及儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的參數(shù)，不能準(zhǔn)確地反映不同深度儲(chǔ)層質(zhì)量的好壞，而孔隙度差值（某一深度處儲(chǔ)層的孔隙度減去孔隙度下限的差值）、滲透率差值（某一深度處儲(chǔ)層滲透率減去滲透率下限的差值）能夠消除埋藏深度對(duì)分析結(jié)果的影響，合理有效地確定有效儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素[7-9]。對(duì)不同沉積微相物性資料的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，辮狀河三角洲前緣亞相中的水下分流河道是儲(chǔ)層發(fā)育最有利相帶，物性最好，平均孔隙度差值大于3.00%，平均滲透率差值大于160.00×10-3μm2。濁積巖和辮狀河三角洲前緣水下分流河道間平均孔隙度差值均小于0，平均滲透率差值均小于5.00×10-3μm2，主要發(fā)育非有效儲(chǔ)層（表1）。不同巖性的儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表明，含礫砂巖和中粗砂巖儲(chǔ)層物性最好，平均孔隙度差值分別為3.7%和4.9%，平均滲透率差值分別為180.41×10-3μm2和70.14×10-3μm2，是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育最有利的巖性；細(xì)砂巖和粉砂巖儲(chǔ)層物性較次，平均孔隙度差值均小于0，平均滲透率差值 1.00×10-3～5.00×10-3μm2，是有效儲(chǔ)層發(fā)育相對(duì)較有利的巖性；泥質(zhì)砂巖和砂質(zhì)泥巖儲(chǔ)層平均孔隙度差值均小于0，平均滲透率差值0～2.00×10-3μm2，為無(wú)效儲(chǔ)層（表2）。

表1 異常高孔隙帶儲(chǔ)層不同沉積微相與有效儲(chǔ)層物性差值的關(guān)系

表2 異常高孔隙帶儲(chǔ)層不同巖性與有效儲(chǔ)層物性差值的關(guān)系

南堡3號(hào)構(gòu)造帶異常高孔隙帶儲(chǔ)層辮狀河三角洲前緣水下分流河道儲(chǔ)層巖石顆粒組分以石英、長(zhǎng)石、碳酸鹽巖屑及火山巖巖屑等為主，總含量達(dá)90%以上；剛性顆粒含量高的砂巖，尤其是石英含量高的砂巖，在沉積物受上覆地層壓實(shí)作用過程中，具有更強(qiáng)的抗壓能力，能夠承受的上覆壓力更大，減孔量低于石英含量低的砂巖，保留更多、更好的原生孔隙。因此，南堡3號(hào)構(gòu)造異常高孔隙帶儲(chǔ)層辮狀河三角洲前緣水下分流河道與濁積巖沉積環(huán)境中分選較好、雜基含量較少的砂體為有效儲(chǔ)層乃至異常高孔隙帶的形成提供了有利的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

南堡3號(hào)構(gòu)造異常高孔隙帶儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)深度為 3 900～4 200 m，成巖作用研究結(jié)果表明，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是異常高孔隙帶儲(chǔ)層孔隙度降低的主要成巖作用[10-13]，而溶解作用有效地改善了異常高孔隙帶儲(chǔ)層的物性。

3.2.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用貫穿于儲(chǔ)層成巖作用的始終，為主要的破壞性成巖作用之一。隨著埋深增大，上覆壓力不斷增加，巖石壓實(shí)程度不斷增強(qiáng)，顆粒緊密堆積，孔隙空間逐漸減少。薄片觀察表明，壓實(shí)作用的表現(xiàn)形式主要有：顆粒之間以點(diǎn)線接觸、凹凸接觸為主，云母等塑性顆粒發(fā)生撓曲變形，石英、長(zhǎng)石等顆粒出現(xiàn)壓實(shí)破碎現(xiàn)象。

3.2.2 膠結(jié)作用

南堡3號(hào)構(gòu)造帶沙一段和東三段儲(chǔ)層膠結(jié)作用普遍，膠結(jié)物類型多樣。主要發(fā)育的膠結(jié)作用有：碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)、黃鐵礦膠結(jié)等。其中，以碳酸鹽膠結(jié)作用為主，硅質(zhì)膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)、黃鐵礦膠結(jié)作用次之。碳酸鹽膠結(jié)物主要以方解石、白云石膠結(jié)為主；硅質(zhì)膠結(jié)作用主要以石英次生加大邊的形式出現(xiàn)，石英次生加大可見兩期；黏土礦物膠結(jié)物包含高嶺石，伊利石和綠泥石等，其中主要為高嶺石；黃鐵礦膠結(jié)物普遍發(fā)育，但含量較低，黃鐵礦膠結(jié)物的出現(xiàn)表明儲(chǔ)層經(jīng)歷了較封閉還原的成巖環(huán)境。

3.2.3 溶解作用

南堡3號(hào)構(gòu)造帶沙一段和東三段儲(chǔ)層溶解作用普遍發(fā)育，顆粒、顆粒加大邊以及膠結(jié)物等都可發(fā)生不同程度的溶解，整體表現(xiàn)出以酸溶為主堿溶為輔的特征。巖屑顆粒溶解和長(zhǎng)石溶解十分發(fā)育，可見巖屑及長(zhǎng)石顆粒邊緣溶蝕、粒內(nèi)溶解，甚至可見長(zhǎng)石鑄?？紫?，碳酸鹽巖屑顆粒和膠結(jié)物溶蝕常見，石英顆粒和加大邊溶蝕作用偶見，溶解后的石英呈現(xiàn)不規(guī)則邊緣。

3.2.4 成巖階段的劃分

通過對(duì)南堡3號(hào)構(gòu)造帶儲(chǔ)層鏡質(zhì)體反射率Ro分布、生油巖熱解分析的最大熱解峰溫Tmax及泥巖中黏土礦物的演化、成巖作用演化、孔隙度演化剖面等研究，將儲(chǔ)層成巖作用階段劃分為早成巖B期、中成巖A1期、中成巖A2期、中成巖B期四個(gè)階段。南堡3號(hào)構(gòu)造帶儲(chǔ)層埋深2 840 m以上處于早成巖B期，2 840～3 900 m處于中成巖A1亞期，3 900～4 590 m為處于中成巖A2亞期，4 590 m以下處于中成巖B期；沙一段和東三段儲(chǔ)層主要埋深為3 900～4 200 m，主要處于中成巖A2亞期[14-16]。

4 成巖作用與儲(chǔ)層成因關(guān)系

儲(chǔ)層物性的主控因素分析表明，碳酸鹽膠結(jié)物的含量與儲(chǔ)層物性關(guān)系密切，是決定南堡3號(hào)構(gòu)造儲(chǔ)層物性優(yōu)劣的主要因素之一。南堡3號(hào)構(gòu)造異常高孔隙帶儲(chǔ)層內(nèi)異常高孔隙段的碳酸鹽膠結(jié)物含量明顯比正常高孔隙段和低孔隙段的碳酸鹽膠結(jié)物含量低。

通過對(duì)儲(chǔ)層中長(zhǎng)石的溶蝕量與溶蝕產(chǎn)物的相對(duì)含量進(jìn)行對(duì)比分析，未校正高嶺石晶間孔時(shí)，長(zhǎng)石溶蝕量與溶蝕產(chǎn)物含量的差值主要為-4.00%～2.45%，異常高孔隙段的長(zhǎng)石溶蝕量與溶蝕產(chǎn)物含量的差值主要為 1.00%～35.00%，平均 1.31%；高嶺石含有1/4～1/2的晶間孔，按平均值3/8的晶間孔進(jìn)行校正后，異常高孔隙段的長(zhǎng)石溶蝕量與溶蝕產(chǎn)物含量的差值主要為0～2.45%，平均為1.42%。因此，開放系統(tǒng)中長(zhǎng)石的溶蝕對(duì)儲(chǔ)層孔隙度影響顯著，南堡 3號(hào)構(gòu)造帶內(nèi)長(zhǎng)石溶蝕增加的面孔率為1.42%。顆粒溶蝕與儲(chǔ)層物性有很好的正相關(guān)關(guān)系，說(shuō)明儲(chǔ)層長(zhǎng)石與巖屑等硅酸鹽礦物的溶解，能有效地改善儲(chǔ)層物性（圖3）。因此，南堡3號(hào)構(gòu)造帶異常高孔隙帶儲(chǔ)層長(zhǎng)石與巖屑等硅酸鹽礦物的溶解，增加了儲(chǔ)層中的次生孔隙，改善了儲(chǔ)層物性，對(duì)儲(chǔ)層具有建設(shè)性作用。

圖3 南堡3號(hào)構(gòu)造帶儲(chǔ)層中溶蝕量與物性關(guān)系

5 油氣充注過程

試油結(jié)果與儲(chǔ)層實(shí)測(cè)物性統(tǒng)計(jì)表明，南堡3號(hào)構(gòu)造異常高孔隙帶儲(chǔ)層含油級(jí)別高的儲(chǔ)層孔隙度明顯高于含油級(jí)別低的儲(chǔ)層。早期的油氣進(jìn)入儲(chǔ)層中的孔隙內(nèi)，一方面增加了儲(chǔ)層的抗壓能力，在相同上覆地層壓力下，保留下更多的原生孔隙；另一方面，早期的油氣充注，能夠很好地抑制后期各種膠結(jié)作用的發(fā)生，保留下更多的殘余孔隙。

通過薄片觀察，根據(jù)自生礦物之間交代切割關(guān)系及溶解充填關(guān)系分析，石英次生加大可見兩期，石英加大邊中的鹽水包裹體均一溫度存在兩個(gè)眾數(shù)范圍，第一期為80～90 ℃，推斷硅質(zhì)來(lái)源為早期石英壓溶作用；第二期為110～120 ℃，推斷硅質(zhì)來(lái)源為長(zhǎng)石溶蝕及后期石英壓溶作用。通過碳酸鹽膠結(jié)物充填長(zhǎng)石溶解孔隙及少量充填物的溶解現(xiàn)象，并結(jié)合包裹體均一溫度分布特征，可推斷儲(chǔ)層經(jīng)歷了至少兩期酸性溶解。由碳酸鹽交代石英加大邊，可知碳酸鹽膠結(jié)物的形成晚于石英次生加大。碳酸鹽膠結(jié)物的形成以及石英溶解均需堿性環(huán)境。部分呈團(tuán)塊狀及立方體形態(tài)存在的黃鐵礦，常對(duì)碳酸鹽膠結(jié)物形成交代現(xiàn)象，可推斷部分黃鐵礦膠結(jié)物形成較晚。熒光薄片觀察可以發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)石溶孔或粒間孔中發(fā)亮黃色或者是藍(lán)色熒光，并且早期油氣充注抑制了鐵白云石的產(chǎn)生，可推斷油氣充注發(fā)生在長(zhǎng)石溶蝕之后，而晚期碳酸鹽膠結(jié)晚于早期油氣充注。

南堡306X1井埋藏史及熱演化史（圖4）研究表明，距今約33.7 ～20.0 Ma，沙一段地層溫度小于75 ℃，成巖環(huán)境開放，微咸沉積水控制酸堿度，地層水呈弱堿性；距今約20～11 Ma，沙一段地層溫度為80～100 ℃，有機(jī)質(zhì)進(jìn)入低成熟階段，流體中等礦化度，地層呈弱酸性，Es3烴源巖成熟進(jìn)入幕式排酸排烴階段，斷層溝通烴源巖，油氣充注；距今約11～2 Ma，沙一段地層溫度100～120 ℃，為有機(jī)酸生成高峰期，同時(shí)斷層溝通地表和烴源巖，有機(jī)酸和油氣進(jìn)入幕式排放階段，有機(jī)酸控制了酸堿度，地層進(jìn)入高礦化度、弱酸性階段，且以有機(jī)酸溶蝕為主；距今約 2 Ma，地層溫度 120～126 ℃，地層溫度120～126 ℃，斷層溝通大氣水和烴源巖，有機(jī)酸部分分解，斷層溝通大氣水，地層進(jìn)入中低礦化度弱酸性混合水溶蝕作用階段，現(xiàn)今地層水近中性（ph值為 6.5～8.0）。將石英加大邊中的油氣包裹體均一溫度在埋藏史圖上投點(diǎn)可以發(fā)現(xiàn)，沙一段儲(chǔ)層發(fā)生了兩期油氣充注，第一期發(fā)生于館陶組晚期-明化鎮(zhèn)組早期（距今約15 ～12 Ma），第二期油氣充注發(fā)生在明化鎮(zhèn)組晚期（距今約7～4 Ma），在此之前成巖流體有機(jī)酸對(duì)長(zhǎng)石等鋁硅酸鹽礦物顆粒進(jìn)行了溶解，進(jìn)一步說(shuō)明油氣充注發(fā)生在有機(jī)酸溶解長(zhǎng)石顆粒之后。

圖4 南堡306X1井沙一段埋藏演化史

6 結(jié)論

（1）南堡3號(hào)構(gòu)造存在三個(gè)范圍的異常高孔隙帶，深度分別為3 100～3 300 m，3 400～3 600 m，3 900～4 200 m；有利的沉積相帶為辮狀河三角洲前緣水下分流河道，其中含礫砂巖和中粗砂巖是有效儲(chǔ)層發(fā)育最有利的巖相；碳酸鹽膠結(jié)物含量低于正常高孔隙段和低孔隙段的碳酸鹽膠結(jié)物含量。

（2）壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)南堡3號(hào)構(gòu)造異常高孔隙帶儲(chǔ)層起破壞性作用，長(zhǎng)石與巖屑等硅酸鹽礦物的溶解對(duì)異常高孔隙帶儲(chǔ)層起了建設(shè)性作用；早期油氣充注和早期地層超壓的發(fā)育能夠抑制壓實(shí)和膠結(jié)作用，有利于孔隙的保存。