田曉平，張 汶，周連德，沈孝秀，郭 維

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 前言

渤海灣盆地南堡凹陷是重要的富油凹陷，2004年冀東油田老堡南1 井在南堡凹陷二號斷裂帶奧陶系古潛山測試獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，揭示了該區(qū)塊含油氣性較豐富，但其東塊、中塊和西塊分別表現(xiàn)出不同的儲層特征，反映出碳酸鹽巖潛山非均質(zhì)性強(qiáng)、儲層橫縱向變化快等特征［1-2］。

碳酸鹽巖潛山形成有效儲層最重要的控制因素為巖溶作用［3-4］。國內(nèi)學(xué)者針對碳酸鹽巖潛山巖溶儲層的識別、巖石學(xué)特征、演化期次、分布范圍、儲集空間類型和控制因素等方面均進(jìn)行了研究。蘭光志等［5］根據(jù)四川盆地威遠(yuǎn)構(gòu)造二疊系和震旦系碳酸鹽巖潛山古巖溶發(fā)育時的巖層產(chǎn)狀和固結(jié)程度，將碳酸鹽巖古巖溶分為褶皺型和水平型兩大類。王振宇等［6］通過塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖潛山儲層發(fā)育特征將古巖溶作用劃分為準(zhǔn)同生巖溶、風(fēng)化殼巖溶和埋藏巖溶三大類，并根據(jù)錄井、鉆井、地質(zhì)和地球物理響應(yīng)特征，分別總結(jié)出各類巖溶儲層的主要識別標(biāo)志。王軍杰等［7］依據(jù)靖邊氣田儲層特征結(jié)合沉積、成巖、構(gòu)造運(yùn)動等因素，將氣田主力氣層巖溶期次劃分為早表生期、裸露風(fēng)化期、半裸露淺埋藏期、中埋藏期和深埋藏期。其中裸露風(fēng)化期風(fēng)化剝蝕作用最為強(qiáng)烈，對巖溶儲層影響作用也最大，并通過古地貌、風(fēng)化儲層厚度、巖性差異和巖溶作用強(qiáng)弱各影響因素的總結(jié)對巖溶儲層的差異性進(jìn)行了研究，指明了不同小層可能的儲層發(fā)育有利區(qū)。胡明毅等［8］根據(jù)塔里木盆地哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖潛山的勘探成果，總結(jié)出（準(zhǔn)）同生巖溶作用、風(fēng)化巖溶作用和埋藏?zé)嵋簬r溶作用，并結(jié)合鉆井、測井、巖心、地震等資料對各種巖溶作用下形成的儲層特征進(jìn)行了分析總結(jié)。

綜上所述，關(guān)于巖溶儲層的研究現(xiàn)已取得一定成果，但針對南堡凹陷古生界碳酸鹽巖潛山巖溶模式研究較少，并且缺少對同一構(gòu)造帶不同構(gòu)造位置巖溶差異及原因分析的認(rèn)識。本文旨在對南堡凹陷二號斷裂帶不同區(qū)塊的巖溶儲層差異特征及影響因素進(jìn)行分析研究，補(bǔ)充南堡凹陷碳酸鹽巖潛山巖溶模式，以期對南堡凹陷二號斷裂帶碳酸鹽巖潛山及相似巖溶特征的潛山油藏勘探提供借鑒。

1 區(qū)域背景

南堡凹陷二號斷裂帶位于渤海灣南堡凹陷西南端，受斷裂控制分為東塊、中塊和西塊［圖1（a）］。其中西塊鉆探了NP1 和NP2 井，中塊鉆探了NP3，NP4 和NP5 井，東塊鉆探了NP6，NP7 和NP8 井。根據(jù)8 口井鉆井揭示情況，古生界潛山地層至下而上分別為寒武系府君山組、饅頭組、張夏組、崮山組、鳳山—長山組、奧陶系冶里組、亮甲山組和馬家溝組［圖1（b）］。含油層段較為集中，可分為上下2 段，上段稱為上油組，主要為馬家溝組、亮甲山組、冶里組和鳳山—長山組地層，下段稱為下油組，主要為饅頭組和府君山組地層。結(jié)合測試資料，3 個區(qū)塊油層發(fā)育程度及產(chǎn)能均有較大差異，中塊在上油組和下油組均有油層發(fā)育，厚度分別為91 m 和31 m，而東塊和西塊僅在上油組發(fā)育油層，厚度分別為120 m和29 m；3 個區(qū)塊僅在上油組進(jìn)行了測試，西塊、中塊和東塊平均日產(chǎn)油量分別為130 m3，310 m3和860 m3，反映出該區(qū)域潛山不同區(qū)塊巖溶作用強(qiáng)度存在差異。

圖1 渤海灣盆地南堡凹陷二號斷裂帶區(qū)域位置（a）和古生界碳酸鹽巖潛山巖性綜合柱狀圖（b）Fig.1 Regional location（a）and comprehensive lithologic column of Paleozoic carbonate buried hill（b）in No.2 fault zone of Nanpu Sag，Bohai Bay Basin

2 古潛山巖溶儲層特征

2.1 巖溶儲層巖石學(xué)特征

通過巖心、壁心和錄井資料分析，南堡凹陷二號斷裂帶古生界潛山巖性以泥—細(xì)晶灰（云）巖為主，縱向上潛山頂部發(fā)育巖溶角礫云巖，巖石結(jié)構(gòu)為角礫支撐結(jié)構(gòu)，角礫內(nèi)部壓實破碎現(xiàn)象明顯，反映巖性為潛山風(fēng)化剝蝕原地堆積產(chǎn)物，薄片上可見高、低角度縫和少量溶蝕孔，但方解石充填嚴(yán)重。潛山內(nèi)部巖性以泥—細(xì)晶灰?guī)r為主，同時在上油組的亮甲山組、冶里組和下油組的饅頭組、府君山組發(fā)育多套粉—細(xì)晶白云巖層段。在巖心及薄片觀察中，灰?guī)r和白云巖層段均有裂縫發(fā)育，含油層段巖心較為破碎，現(xiàn)場巖心觀察含油飽滿、油味較濃。根據(jù)實鉆井情況，灰?guī)r、白云巖均可作為有效儲層。同時崮山組和張夏組地層發(fā)育多套穩(wěn)定分布的泥巖、灰質(zhì)泥巖和云質(zhì)泥巖，未見儲集空間，顏色為紅紫色，為潛山內(nèi)部地層標(biāo)志層。潛山內(nèi)部局部可見安山巖，厚度薄、發(fā)育局限，巖心及薄片觀察顏色為灰色，巖性致密（圖2）。

圖2 南堡凹陷二號斷裂帶古生界碳酸鹽巖潛山各類儲層巖石學(xué)特征（a）巖溶角礫云巖，顆粒分選磨圓差，角礫狀結(jié)構(gòu)，角礫內(nèi)發(fā)育裂縫，巖心照片，NP1 井，馬家溝組，3 491.56 m；（b）巖溶角礫云巖，可見溶孔及裂縫，孔徑變化差異較大，裂縫多被方解石充填，薄片照片，NP1 井，馬家溝組，3 491.70 m；（c）泥粉晶灰?guī)r，可見沿裂縫較發(fā)育的溶蝕孔洞，巖心照片，NP7 井，冶里組，3 642.23～3 642.33 m；（d）泥晶灰?guī)r，泥晶結(jié)構(gòu)，見未充填裂縫和沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔，薄片照片，NP7 井，冶里組，3 645.65 m；（e）粉—細(xì)晶白云巖，裂縫發(fā)育，巖心較為破碎，含油飽滿，巖心照片，NP6 井，亮甲山組，3 425.75～3 425.95 m；（f）粉晶白云巖，孔隙及裂縫均較為發(fā)育，薄片照片，NP6 井，亮甲山組，3 437.66 m；（g）安山巖，塊狀構(gòu)造，巖性致密，巖心照片，NP4 井，鳳山-長山組，3 681.10～3 681.20 m；（h）安山巖，斑狀結(jié)構(gòu)，斑晶主要為長石，中部見1 條微裂縫，未充填，薄片照片，NP4 井，鳳山-長山組，3 681.23 mFig.2 Petrological characteristics of various reservoirs of Paleozoic carbonate buried hill in No.2 fault zone of Nanpu Sag

2.2 儲集空間類型及儲層物性

通過成像測井、巖心及薄片資料分析，古生界潛山儲層具有雙重孔隙介質(zhì)特征，儲集空間以沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔洞、溶蝕擴(kuò)大縫和裂縫為主，反映了裂縫對儲集空間的形成具有重要的控制作用［9］。

儲層微觀孔隙主要有粒間孔、粒間溶孔、晶間孔和晶間溶孔4 類，其中粒間孔和粒間溶孔發(fā)育在云質(zhì)角礫巖層段，基本被方解石充填；晶間孔和晶間溶孔為潛山內(nèi)幕基質(zhì)孔隙，受壓實和充填作用影響后，基本難以形成有效連通的孔隙。

裂縫對儲集空間有2 方面重要的控制作用，一方面裂縫自身可以儲集油氣，另一方面裂縫溝通相鄰的孔洞，從而形成縫洞系統(tǒng)，改善了儲層滲流能力［10］。通過巖心及薄片觀察，主要發(fā)育構(gòu)造縫和溶蝕縫2 種類型，其中構(gòu)造縫按裂縫傾角大小由高到低可分為垂直縫、高角度縫、斜交縫和低角度縫，其走向為近北東向和近北西向，與主控斷裂走向一致；溶蝕縫則多為沿構(gòu)造縫溶蝕形成，在成像測井及巖心上可常見裂縫溶蝕加寬現(xiàn)象［圖3（a）—（d）］。

圖3 南堡凹陷二號斷裂帶古生界碳酸鹽巖潛山儲層成像測井資料圖和巖心照片F(xiàn)ig.3 Imaging logging data and core photos of Paleozoic carbonate buried hill reservoirs in No.2 fault zone of Nanpu Sag

孔洞是由直徑小于10 mm 的小洞和孔隙組合而成的，根據(jù)巖心觀察主要為溶蝕孔洞，常與裂縫共生發(fā)育［圖3（e）—（f）］，同樣為重要的儲集空間。結(jié)合鉆井情況，孔洞較發(fā)育的區(qū)塊在鉆井和測井上有較明顯的響應(yīng)特征，在孔洞相對發(fā)育的東塊和中塊，NP9 和NP7 井進(jìn)潛山后鉆井液漏失量分別為1 200 m3和500 m3，并出現(xiàn)鉆時降低等現(xiàn)象，同時成像測井上表現(xiàn)為暗色斑塊，常規(guī)測井常顯現(xiàn)出井徑擴(kuò)大、聲波時差增大、密度減小、高電阻背景下的低電阻等特征。

潛山上油組東塊、中塊和西塊平均孔隙度分別為3.6%，2.3%和1.4%，平均滲透率分別為39.3 mD，17.6 mD 和2.4 mD。中塊潛山下油組平均孔隙度1.8%，平均滲透率8.6 mD。儲層物性從東向西逐漸變差，整體上具有低孔低滲特征。

3 巖溶儲層控制因素及演化模式

在漫長的地質(zhì)作用過程中，由于構(gòu)造運(yùn)動抬升或海（湖）平面相對降低，使得下伏碳酸鹽巖地層隆起暴露于海（湖）平面之上，形成表生成巖環(huán)境而遭受淋濾和風(fēng)化剝蝕，該時期所形成的巖溶常被稱為表生期巖溶。新疆塔里木盆地塔河油田根據(jù)古地貌形態(tài)和縫洞成因?qū)⒈砩趲r溶帶劃分為落水洞、駐水洞、滲流井、廳堂洞和末梢洞等復(fù)雜的縫洞系統(tǒng)，反映了表生期巖溶為碳酸鹽巖潛山儲層發(fā)育的優(yōu)勢區(qū)帶［11-12］。結(jié)合南堡凹陷二號斷裂帶古生界潛山鉆井揭示情況，頂部為巖溶角礫云巖，角礫支撐結(jié)構(gòu)，內(nèi)部壓實破碎現(xiàn)象明顯，具有原地破碎滑塌堆積等特征。這些現(xiàn)象多見于表生期巖溶帶內(nèi)距不整合面較近的區(qū)域，同時，各井上油組含油層段均發(fā)育在潛山頂面以下220 m 范圍內(nèi)，含油層段裂縫發(fā)育程度從上至下逐漸變差，裂縫開度逐漸變小，儲層物性逐漸變差，具有明顯的表生期巖溶作用特征。同時，巖溶控制因素包括古地貌、古氣候、古水文、巖石類型、構(gòu)造活動等，但對于同一研究區(qū)域，各區(qū)塊的地層巖性及古氣候環(huán)境相近［13］。因此，油田范圍內(nèi)表生期巖溶儲層發(fā)育程度主要受古地貌和裂縫雙重因素共同作用控制，而南堡凹陷古生界地層受印支期、燕山期和喜山期“兩升三降”構(gòu)造運(yùn)動的影響，在古近系沉積前形成了1 期大型的不整合面，為表生期巖溶作用提供了有利的地質(zhì)背景［14］。

3.1 古地貌和裂縫控制了巖溶儲層的發(fā)育和分布

通過潛山儲層段成像測井資料分析，裂縫走向以北東方向為主，其次為北西方向，2 組裂縫的走向與區(qū)域構(gòu)造斷裂的走向一致。結(jié)合薄片資料，沿裂縫常形成溶蝕孔洞，從而組合成縫洞系統(tǒng)，反映了裂縫對儲層具有明顯的控制作用。根據(jù)區(qū)域構(gòu)造演化分析，在加里東—海西期構(gòu)造運(yùn)動相對較弱，古地貌平緩，太古界、元古界和古生界之間為平行不整合沉積；進(jìn)入印支期開始，區(qū)域上開始出現(xiàn)大規(guī)模構(gòu)造抬升運(yùn)動，在北東向應(yīng)力擠壓作用下主要發(fā)育了4 組北西向斷裂，形成了東南高西北低的構(gòu)造格局，并且構(gòu)造高部位開始遭受風(fēng)化剝蝕，巖溶作用發(fā)育；到了燕山早期，盆地開始受到北西向擠壓作用，在地質(zhì)應(yīng)力作用下，構(gòu)造格局進(jìn)一步復(fù)雜，東塊相對于西塊抬升并繼續(xù)遭受風(fēng)化剝蝕，同時斷裂發(fā)育程度得到進(jìn)一步加強(qiáng)，該時期主要形成了3組北東向斷裂，將整個構(gòu)造區(qū)劃分為現(xiàn)今的西塊、中塊和東塊；進(jìn)入燕山中晚期，構(gòu)造反轉(zhuǎn)，盆地開始受到北西向拉張作用，在地質(zhì)應(yīng)力作用的影響下，東南高西北低的地貌形態(tài)更加凸顯；進(jìn)入喜山期后，盆地主要受北東向拉張作用逐漸伸展沉降，斷裂系統(tǒng)也進(jìn)一步復(fù)雜化，并在古生界地層之上開始沉積新生界地層（圖4）。整體上來看，受印支和燕山早期擠壓應(yīng)力作用，形成2 組斷裂體系，控制了巖溶儲層的分布范圍和發(fā)育程度［15-16］。

圖4 南堡凹陷二號斷裂帶構(gòu)造演化過程Fig.4 Tectonic evolution of No.2 fault zone in Nanpu Sag

從構(gòu)造演化過程可以看出，受印支期北東向應(yīng)力強(qiáng)擠壓作用，南堡凹陷二號斷裂帶古生界潛山形成了東南高西北低的構(gòu)造格局，整體上地層開始抬升，遭受風(fēng)化剝蝕，大氣降水通過裂縫和溶蝕的孔洞下滲，并順著地層傾向發(fā)生第1期巖溶作用；進(jìn)入燕山早期，受燕山早期西北向應(yīng)力擠壓作用，地層進(jìn)一步抬升，古潛山暴露范圍漸漸擴(kuò)大，后期巖溶作用會在前期的基礎(chǔ)上繼續(xù)風(fēng)化剝蝕，因此其巖溶作用范圍逐漸加深且范圍也逐步加大，同時，構(gòu)造高部位受風(fēng)化作用的影響開始破碎，并向湖盆中心搬運(yùn)，導(dǎo)致其古生界地層厚度相對構(gòu)造斜坡處變??；燕山中晚期開始，構(gòu)造開始反轉(zhuǎn)，受北西向拉張作用的影響，盆地開始沉降，湖平面上升，巖溶作用逐漸減弱，并在古生界地層之上開始沉積新生界地層（圖5）。從巖溶作用演化模式可以看出，巖溶高地和巖溶斜坡是風(fēng)化淋濾作用最強(qiáng)的地區(qū)，因此也是巖溶作用最發(fā)育的區(qū)域，但巖溶高地由于受到剝蝕搬運(yùn)其巖溶儲層難于保留，故巖溶斜坡帶為巖溶儲層的有利發(fā)育區(qū)，而巖溶洼地為匯水區(qū)，溶蝕作用較弱，巖溶儲層厚度較薄，整體上巖溶儲層縱剖面上呈透鏡狀分布［17］。

圖5 南堡凹陷二號斷裂帶古生界碳酸鹽巖潛山巖溶儲層演化模式（1）Fig.5 Evolution model of Paleozoic carbonate buried hill karst reservoirs in No.2 fault zone of Nanpu Sag

古生界潛山地層為碳酸鹽巖沉積，其上為新生界砂泥巖，其下為元古—太古界花崗片麻巖，巖性差異大，在地震剖面上古生界頂?shù)酌婢哂袕?qiáng)反射特征，易于識別。根據(jù)殘余厚度法將古生界底面深度與頂面深度相減，可以得到該沉積時期的地層沉積厚度，即新生界沉積前巖溶古地貌（圖6）。從古地貌圖中可以看出，整體上具有東南高西北低的特點(diǎn)，對于古地貌高點(diǎn)，地層厚度為50～200 m，古地貌斜坡帶地層厚度為200～400 m，古地貌低洼區(qū)地層厚度為400～550 m。以上特征反映古生界潛山受構(gòu)造作用的影響，古地貌相差較大，決定了巖溶作用在不同區(qū)域?qū)⒕哂胁煌谋憩F(xiàn)特征［18-19］。

圖6 南堡凹陷二號斷裂帶古生界碳酸鹽巖潛山巖溶期古地貌圖（殘余厚度法）Fig.6 Paleogeomorphology of Paleozoic carbonate buried hill in No.2 fault zone of Nanpu Sag during karst period（residual thickness method）

綜上所述，古生界潛山古地貌可劃分為巖溶高地、巖溶斜坡和巖溶洼地3 個區(qū)帶，其中巖溶斜坡區(qū)的巖溶作用最為強(qiáng)烈、巖溶儲層厚度最大；巖溶高地由于位于古地貌高點(diǎn)，地層剝蝕量較大厚度薄，導(dǎo)致巖溶儲層厚度較小；巖溶洼地由于巖溶作用較弱，巖溶儲層厚度也較小。

3.2 埋藏期膠結(jié)作用對巖溶儲層的破壞

通過巖心及薄片觀察，潛山儲層無論灰?guī)r或白云巖，裂縫及溶蝕孔洞均較為發(fā)育，但縫洞等儲集空間常被方解石充填，反映了表生期巖溶帶縫洞系統(tǒng)較為發(fā)育但充填情況嚴(yán)重的特征。方解石的沉淀主要在于孔隙水對碳酸鹽的飽和情況，當(dāng)碳酸鹽在孔隙水中未達(dá)到飽和時會對縫洞產(chǎn)生溶蝕，而當(dāng)碳酸鹽在孔隙水中達(dá)到飽和時會在縫洞中產(chǎn)生沉淀［20-21］。因此，巖溶斜坡帶由于地表水和地層水勢能較高不斷下滲，可長期保持孔隙水中碳酸鹽不飽和的狀態(tài)，以溶解作用為主；巖溶洼地為孔隙水匯聚區(qū)，由于流動性差，導(dǎo)致孔隙水中碳酸鹽含量過飽和，從而以膠結(jié)作用為主。盆地沉降后整體上巖溶儲層均會遭受埋藏充填作用，但相對而言，巖溶高地和巖溶斜坡溶蝕程度要強(qiáng)于巖溶洼地，導(dǎo)致其充填后仍存在較多未充填或半充填縫洞（圖7）。

圖7 南堡凹陷二號斷裂帶古生界碳酸鹽巖潛山儲層掃描電鏡及陰極發(fā)光（a）見裂縫被全充填，NP2 井，3 745.5 m，SEM；（b）為（a）的局部放大，裂縫充填物為白云石；（c）見裂縫被全充填，NP7 井，3 762.9 m，SEM；（d）為（c）的局部放大，裂縫充填物為方解石；（e）方解石脈發(fā)橘黃和亮黃色光，反映兩期充填作用特征，NP2 井，3 790.0 m，陰極發(fā)光；（f）方解石脈發(fā)橘紅和棕紅色光，反映兩期充填作用特征，NP7 井，3 758.0 m，陰極發(fā)光Fig.7 SEM and cathodoluminescence data of Paleozoic carbonate buried hill reservoir in No.2 fault zone of Nanpu Sag

從井上實鉆情況看，古地貌不同區(qū)帶具有不同充填特征。平面上位于古地貌巖溶斜坡區(qū)的NP1，NP4，NP6 和NP8井巖溶儲層厚度為80～220 m，凈毛比44%～68%，孔隙度為4%～8.6%，滲透率為60～110 mD；位于古地貌巖溶洼地的NP2，NP5 和NP7井，巖溶儲層厚度為40～80 m，凈毛比為12%～40%，孔隙度2%～5%，滲透率10～42 mD，明顯受充填作用影響，古地貌低洼區(qū)儲層物性及發(fā)育程度都弱于斜坡區(qū)?？v向上，根據(jù)NP4 和NP6 井統(tǒng)計情況，上油組儲層上半段平均孔隙度為6.6%、平均滲透率為98.5 mD、裂縫密度5.5條/m、裂縫開度200 μm；儲層下半段平均孔隙度為4.8%、平均滲透率為82.6 mD、裂縫密度4.2條/m、裂縫開度88 μm。上半段儲層物性及發(fā)育程度好于下半段，反映了充填作用在構(gòu)造低部位更為發(fā)育的特點(diǎn)。

從構(gòu)造演化和巖溶過程可以看出，巖溶儲層的形成主要受2 個地質(zhì)時期不同作用影響，其中印支—燕山早期由于造山運(yùn)動的作用，使得地層整體抬升形成了東南高西北低的構(gòu)造特征，受表生期巖溶作用的影響發(fā)育形成了大量的縫洞，為巖溶儲層的建設(shè)期。進(jìn)入喜山期后，主要為半深湖-深湖沉積環(huán)境，以泥巖沉積為主，新生界地層直接披覆于古生界潛山之上，由于該時期古生界潛山處于地下半封閉、封閉環(huán)境，孔隙水流通不暢，整體上以充填作用為主，反映其埋藏期為巖溶儲層破壞期。

4 巖溶作用差異分析

南堡凹陷二號斷裂帶古生界潛山巖溶儲層均主要受表生期巖溶作用形成，但結(jié)合井上實鉆情況，各區(qū)塊間及同區(qū)塊內(nèi)的巖溶儲層發(fā)育程度卻有一定差異。首先從鉆井過程看，中塊和東塊在鉆井過程中鉆井液漏失嚴(yán)重，分別為500 m3和1 200 m3，而西塊2 口井鉆井過程中卻均未出現(xiàn)鉆井液漏失現(xiàn)象，反映東塊和中塊地層中縫洞系統(tǒng)較西塊發(fā)育；其次各區(qū)塊井上實鉆的巖溶帶厚度也存在差異，東塊、中塊和西塊巖溶地層平均厚度分別為140 m，110 m 和50 m，反映出各區(qū)塊巖溶儲層發(fā)育受古地貌控制的特征；另外結(jié)合構(gòu)造沉積演化和古地貌特征，東塊、中塊和西塊的構(gòu)造形態(tài)整體上為受斷層控制的階梯式斷裂組合，具有東高西低的特征，各區(qū)塊構(gòu)造上的高低差異，必然導(dǎo)致其巖溶儲層發(fā)育程度的差異。巖溶斜坡等構(gòu)造高部位風(fēng)化巖溶作用強(qiáng)，儲層厚度大，構(gòu)造位置相對較低的巖溶洼地風(fēng)化巖溶作用較弱，儲層厚度相對較小［22］。

斷裂的發(fā)育程度控制著巖溶作用的強(qiáng)弱，構(gòu)造破裂形成的裂縫可加速溶蝕作用程度［23］。從前文巖心及薄片中可見，裂縫與沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔洞為巖溶儲層主要儲集空間，裂縫一方面自身可作為儲集空間保存油氣，另一方面裂縫呈網(wǎng)狀分布，有效改善了儲集層滲流能力。根據(jù)已鉆井資料分析，離斷層近或被斷層夾持的NP6 和NP4 井，巖溶儲層厚度可達(dá)到118～149.6 m，測試產(chǎn)能309～1 170 m3，而離斷層相對較遠(yuǎn)的NP1，NP8 和NP5 井，巖溶儲層厚度32～78 m，測試產(chǎn)能37～204 m3。

另外，古地貌中坡度陡緩對巖溶儲層發(fā)育程度也具有控制作用，坡度緩水流速度慢，流水相對存留時間長，垂向滲水量大，巖溶作用強(qiáng)。反之，坡度陡水流速度快，流水存留時間短，巖溶作用弱，因此巖溶緩坡是巖溶斜坡帶中儲層發(fā)育的最有利地帶［24］。對于緩坡帶的NP4 和NP6 井，地層傾角小于15°，巖溶儲層厚度200～220 m，凈毛比59%～68%；陡坡帶NP1 和NP8 井，地層傾角15°～35°，巖溶儲層厚度80～150 m，凈毛比44%～52%（表1）。

表1 古地貌不同巖溶帶各井鉆遇儲層情況統(tǒng)計Table 1 Statistics of drilling reservoirs in different karst zones of paleogeomorphology

綜上所述，各區(qū)塊間及同區(qū)塊內(nèi)的巖溶儲層主要受古地貌和斷裂控制，近斷裂的巖溶斜坡緩坡帶為巖溶儲層發(fā)育優(yōu)勢區(qū)。

對于潛山內(nèi)幕下油組，根據(jù)鉆井揭示情況僅在中塊NP4 井鉆遇油層，厚度31 m，與NP4 井相隔800 m 的NP5 井卻未鉆遇油層，反映了潛山內(nèi)幕具有巖性油藏特征。肖林萍［25］利用熱力學(xué)理論對埋藏條件下白云巖和灰?guī)r的溶蝕作用進(jìn)行了理論分析和計算，并得出高溫高壓條件下白云巖的溶解能力強(qiáng)于灰?guī)r，而南堡凹陷二號斷裂帶古生界潛山內(nèi)幕油層主要發(fā)育在饅頭組和府君山組，這2 個層段為潛山內(nèi)幕白云巖相對發(fā)育層段。同時，NP4 井區(qū)東面為控圈斷層，斷距大、發(fā)育時間長，綜合分析認(rèn)為，在印支—燕山早期構(gòu)造活動時期，斷層可溝通地表水對潛山內(nèi)幕進(jìn)行溶蝕作用，但由于下油組地層未出露地表，與潛山風(fēng)化殼表生巖溶帶相比，巖溶作用有限，根據(jù)目前井上實鉆情況，僅在靠近斷層附近300 m 范圍內(nèi)鉆遇油層，并且油層厚度相對上油組薄，物性也較差，平均孔隙度2.8%，平均滲透率32 mD，儲量規(guī)模小，未進(jìn)行測試，產(chǎn)能不落實，為非主力層，潛力較小，本次未做更深入研究。

5 結(jié)論

（1）南堡凹陷二號斷裂帶古生界碳酸鹽巖潛山發(fā)育2 個油組，上油組主要為馬家溝組、亮甲山組、冶里組和鳳山-長山組；下油組主要為饅頭組和府君山組。儲層段巖性以灰?guī)r和白云巖為主，儲層類型為裂縫-孔洞型，儲集空間主要為基質(zhì)孔隙和沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔洞，其中裂縫對微觀孔隙的溝通疏導(dǎo)起到關(guān)鍵作用。

（2）古生界潛山巖溶儲層的形成受雙重因素控制。印支-燕山早期在構(gòu)造演化中為造山運(yùn)動期，形成了東南高西北低的構(gòu)造格局，地層抬升遭受風(fēng)化剝蝕，受表生期巖溶作用的影響發(fā)育形成了大量的縫洞，為巖溶儲層的建設(shè)期；燕山中期到喜山期，南堡凹陷二號斷裂帶逐漸伸展沉降，主要為半深湖—深湖沉積環(huán)境，在古生界地層之上開始沉積新生界地層，由于該時期古生界潛山處于地下半封閉、封閉環(huán)境，孔隙水流通不暢，整體上以充填作用為主，反映其埋藏期為巖溶儲層破壞期。

（3）巖溶儲層發(fā)育厚度受古地貌和斷裂控制，按照巖溶作用強(qiáng)弱，可劃分為巖溶高地、巖溶斜坡和巖溶洼地?？拷鼣嗔训膸r溶斜坡帶巖溶作用最強(qiáng)烈，儲層厚度最大；巖溶高地巖溶作用雖強(qiáng)，但地層剝蝕量較大，巖溶儲層保存情況較差，厚度較??；巖溶洼地為匯水區(qū)巖溶作用弱膠結(jié)作用強(qiáng)，儲層厚度也較小。因此，巖溶儲層縱剖面上呈透鏡狀分布。