南堡3號構造儲層原生異常高孔隙帶成因機制分析

劉叢寧，王時林，楊 嵐

（中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北唐山 063004）

1 區域地質概況

南堡3號構造帶位于南堡凹陷東南部，西鄰南堡2號構造帶，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）。地層發育較全，自下而上發育太古界、青白口系、府君山組、饅頭組、毛莊組、徐莊組、張夏組、沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮組和平原組，主要含油層系為寒武系、沙河街組和館陶組[1-3]，鉆探證實，東三段和沙一段地層發育異常高孔隙帶，鑄體薄片分析結果表明，原生孔隙相對含量超過50%，部分地層含量高達80%以上。

2 異常高孔隙帶劃分及分布特征

圖1 南堡3號構造帶位置

為了客觀分析南堡3號構造帶不同孔隙帶的儲集空間類型，將儲層最大孔隙度正常演化趨勢線與平均孔隙度正常演化趨勢線相結合，將儲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個等級。其中孔隙度大于“儲層最大孔隙度正常演化趨勢線”的儲層為異常高孔隙度儲層；孔隙度小于混合巖相砂巖“儲層最大孔隙度正常演化趨勢線”，大于“平均孔隙度正常演化趨勢線”的儲層為正常高孔隙度儲層；孔隙度小于“平均孔隙度正常演化趨勢線”的儲層為低孔隙度儲層。

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（次生孔隙發育帶），為了系統確定南堡3號構造帶沙河街組和館陶組異常高孔隙帶的類型，以“一體化配套測試的巖石薄片-儲層物性數據”為基礎，精確定量統計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，根據原生面孔率和次生面孔率的相對高低，確定南堡3號構造帶沙河街組和館陶組儲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號構造帶的最大孔隙度（圖2a）和平均孔隙度正常演化趨勢線（圖2b）。在南堡3號構造帶混合巖相砂巖儲層最大孔隙度演化趨勢線確定的基礎上，建立南堡 3號構造帶的現今孔隙度-深度剖面，確定了孔隙度高值帶發育特征（圖2c）。

從南堡3號構造帶整體來看，南堡3號構造帶存在 3個異常高孔隙帶，對應的深度范圍分別是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，以沙一段和東三段儲層為主，異常高孔隙度儲層的原生面孔率都大于50%。

圖2 南堡3號構造帶孔隙度演化趨勢線

3 異常高孔隙帶儲層成因分析

3.1 沉積作用對儲層的影響

孔隙度、滲透率作為儲層控制因素及儲層評價的參數，不能準確地反映不同深度儲層質量的好壞，而孔隙度差值（某一深度處儲層的孔隙度減去孔隙度下限的差值）、滲透率差值（某一深度處儲層滲透率減去滲透率下限的差值）能夠消除埋藏深度對分析結果的影響，合理有效地確定有效儲層發育的控制因素[7-9]。對不同沉積微相物性資料的統計結果表明，辮狀河三角洲前緣亞相中的水下分流河道是儲層發育最有利相帶，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，主要發育非有效儲層（表1）。不同巖性的儲層物性統計表明，含礫砂巖和中粗砂巖儲層物性最好，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，是優質儲層發育最有利的巖性；細砂巖和粉砂巖儲層物性較次，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，是有效儲層發育相對較有利的巖性；泥質砂巖和砂質泥巖儲層平均孔隙度差值均小于0，平均滲透率差值0～2.00×10-3μm2，為無效儲層（表2）。

表1 異常高孔隙帶儲層不同沉積微相與有效儲層物性差值的關系

表2 異常高孔隙帶儲層不同巖性與有效儲層物性差值的關系

南堡3號構造帶異常高孔隙帶儲層辮狀河三角洲前緣水下分流河道儲層巖石顆粒組分以石英、長石、碳酸鹽巖屑及火山巖巖屑等為主，總含量達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作用過程中，具有更強的抗壓能力，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號構造異常高孔隙帶儲層辮狀河三角洲前緣水下分流河道與濁積巖沉積環境中分選較好、雜基含量較少的砂體為有效儲層乃至異常高孔隙帶的形成提供了有利的物質基礎。

3.2 成巖作用對儲層的影響

南堡3號構造異常高孔隙帶儲層對應深度為 3 900～4 200 m，成巖作用研究結果表明，壓實作用和膠結作用是異常高孔隙帶儲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層的物性。

3.2.1 壓實作用

壓實作用貫穿于儲層成巖作用的始終，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，巖石壓實程度不斷增強，顆粒緊密堆積，孔隙空間逐漸減少。薄片觀察表明，壓實作用的表現形式主要有：顆粒之間以點線接觸、凹凸接觸為主，云母等塑性顆粒發生撓曲變形，石英、長石等顆粒出現壓實破碎現象。

3.2.2 膠結作用

南堡3號構造帶沙一段和東三段儲層膠結作用普遍，膠結物類型多樣。主要發育的膠結作用有：碳酸鹽膠結、硅質膠結、黏土礦物膠結、黃鐵礦膠結等。其中，以碳酸鹽膠結作用為主，硅質膠結、黏土礦物膠結、黃鐵礦膠結作用次之。碳酸鹽膠結物主要以方解石、白云石膠結為主；硅質膠結作用主要以石英次生加大邊的形式出現，石英次生加大可見兩期；黏土礦物膠結物包含高嶺石，伊利石和綠泥石等，其中主要為高嶺石；黃鐵礦膠結物普遍發育，但含量較低，黃鐵礦膠結物的出現表明儲層經歷了較封閉還原的成巖環境。

3.2.3 溶解作用

南堡3號構造帶沙一段和東三段儲層溶解作用普遍發育，顆粒、顆粒加大邊以及膠結物等都可發生不同程度的溶解，整體表現出以酸溶為主堿溶為輔的特征。巖屑顆粒溶解和長石溶解十分發育，可見巖屑及長石顆粒邊緣溶蝕、粒內溶解，甚至可見長石鑄模孔隙，碳酸鹽巖屑顆粒和膠結物溶蝕常見，石英顆粒和加大邊溶蝕作用偶見，溶解后的石英呈現不規則邊緣。

3.2.4 成巖階段的劃分

通過對南堡3號構造帶儲層鏡質體反射率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期四個階段。南堡3號構造帶儲層埋深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 成巖作用與儲層成因關系

儲層物性的主控因素分析表明，碳酸鹽膠結物的含量與儲層物性關系密切，是決定南堡3號構造儲層物性優劣的主要因素之一。南堡3號構造異常高孔隙帶儲層內異常高孔隙段的碳酸鹽膠結物含量明顯比正常高孔隙段和低孔隙段的碳酸鹽膠結物含量低。

通過對儲層中長石的溶蝕量與溶蝕產物的相對含量進行對比分析，未校正高嶺石晶間孔時，長石溶蝕量與溶蝕產物含量的差值主要為-4.00%～2.45%，異常高孔隙段的長石溶蝕量與溶蝕產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的晶間孔進行校正后，異常高孔隙段的長石溶蝕量與溶蝕產物含量的差值主要為0～2.45%，平均為1.42%。因此，開放系統中長石的溶蝕對儲層孔隙度影響顯著，南堡 3號構造帶內長石溶蝕增加的面孔率為1.42%。顆粒溶蝕與儲層物性有很好的正相關關系，說明儲層長石與巖屑等硅酸鹽礦物的溶解，能有效地改善儲層物性（圖3）。因此，南堡3號構造帶異常高孔隙帶儲層長石與巖屑等硅酸鹽礦物的溶解，增加了儲層中的次生孔隙，改善了儲層物性，對儲層具有建設性作用。

圖3 南堡3號構造帶儲層中溶蝕量與物性關系

5 油氣充注過程

試油結果與儲層實測物性統計表明，南堡3號構造異常高孔隙帶儲層含油級別高的儲層孔隙度明顯高于含油級別低的儲層。早期的油氣進入儲層中的孔隙內，一方面增加了儲層的抗壓能力，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作用的發生，保留下更多的殘余孔隙。

通過薄片觀察，根據自生礦物之間交代切割關系及溶解充填關系分析，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眾數范圍，第一期為80～90 ℃，推斷硅質來源為早期石英壓溶作用；第二期為110～120 ℃，推斷硅質來源為長石溶蝕及后期石英壓溶作用。通過碳酸鹽膠結物充填長石溶解孔隙及少量充填物的溶解現象，并結合包裹體均一溫度分布特征，可推斷儲層經歷了至少兩期酸性溶解。由碳酸鹽交代石英加大邊，可知碳酸鹽膠結物的形成晚于石英次生加大。碳酸鹽膠結物的形成以及石英溶解均需堿性環境。部分呈團塊狀及立方體形態存在的黃鐵礦，常對碳酸鹽膠結物形成交代現象，可推斷部分黃鐵礦膠結物形成較晚。熒光薄片觀察可以發現，長石溶孔或粒間孔中發亮黃色或者是藍色熒光，并且早期油氣充注抑制了鐵白云石的產生，可推斷油氣充注發生在長石溶蝕之后，而晚期碳酸鹽膠結晚于早期油氣充注。

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 ℃，有機質進入低成熟階段，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 ℃，為有機酸生成高峰期，同時斷層溝通地表和烴源巖，有機酸和油氣進入幕式排放階段，有機酸控制了酸堿度，地層進入高礦化度、弱酸性階段，且以有機酸溶蝕為主；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，有機酸部分分解，斷層溝通大氣水，地層進入中低礦化度弱酸性混合水溶蝕作用階段，現今地層水近中性（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可以發現，沙一段儲層發生了兩期油氣充注，第一期發生于館陶組晚期-明化鎮組早期（距今約15 ～12 Ma），第二期油氣充注發生在明化鎮組晚期（距今約7～4 Ma），在此之前成巖流體有機酸對長石等鋁硅酸鹽礦物顆粒進行了溶解，進一步說明油氣充注發生在有機酸溶解長石顆粒之后。

圖4 南堡306X1井沙一段埋藏演化史

6 結論

（1）南堡3號構造存在三個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層發育最有利的巖相；碳酸鹽膠結物含量低于正常高孔隙段和低孔隙段的碳酸鹽膠結物含量。

（2）壓實作用和膠結作用對南堡3號構造異常高孔隙帶儲層起破壞性作用，長石與巖屑等硅酸鹽礦物的溶解對異常高孔隙帶儲層起了建設性作用；早期油氣充注和早期地層超壓的發育能夠抑制壓實和膠結作用，有利于孔隙的保存。