北黃海盆地東部坳陷中生界次生孔隙的發育規律

高丹，程日輝，沈艷杰，候世林，付秋林，王嘹亮

1. 沈陽師范大學古生物學院，沈陽 110034

2. 自然資源部東北亞古生物演化重點實驗室，沈陽 110034

3. 吉林大學地球科學學院，長春 130061

4. 遼寧省地質礦產研究院有限責任公司，沈陽 110000

5. 廣州海洋地質調查局，廣州 510075

北黃海盆地是中國近海含油氣盆地之一，其獨特的大地構造位置和復雜的油氣地質特征，使其得到廣泛關注。中、朝雙方已在該區開展了一些地質、地球物理和油氣勘探工作，認為中生界是有利的油氣勘探層[1-2]，并在東部坳陷的侏羅系和白堊系獲工業油流[3-4]，然而，一些鉆探的實施并沒有顯著的油氣突破。分析認為，東部坳陷的中生界厚度大，烴源巖條件好[2]，具有良好的油氣勘探前景[5-6]。因此，尋找優質儲層和有利的成藏位置是油氣勘探的重要問題。已有研究認為，東部坳陷中生界儲層物性總體欠佳，對油氣產能影響較大[7-9]。隨著研究工作的不斷進展，筆者認為，對次生孔隙成因和次生孔隙帶分布的探討是確定優質儲層的核心問題。

本文通過對研究區鉆井的巖心觀察及砂巖樣品的巖石薄片（包括鑄體薄片）鏡下鑒定，運用陰極發光、掃描電鏡等方法，結合孔滲數據的分析，研究儲層的基本特征及其孔隙類型，分析次生孔隙的發育規律和控制因素，預測次生孔隙帶，尋找優質儲層，為油氣勘探提供依據。

1 區域地質背景

北黃海盆地位于中國黃海海域的北部（圖1a），是一個發育在中朝地臺基底之上的中—新生代沉積盆地[10]，地理上位于山東半島、遼東半島和朝鮮半島之間，構造上屬于中朝板塊的東南部，為華北地臺向東部海域延伸的部分，東鄰朝鮮北部狼林地塊，與朝鮮安州盆地相接，南部為蘇魯-臨津江造山帶（下揚子板塊與中朝板塊碰撞帶）[11]，西為郯廬斷裂和渤海灣盆地，北部為遼東隆起。北黃海盆地發育東部坳陷、中部坳陷、西部坳陷、南部凹陷群、中央隆起和中西部隆起等6個二級構造單元[12-13]，其中，東部坳陷是北黃海盆地內面積最大、最主要的一個沉積坳陷，也是北黃海盆地內唯一發現油流的沉積坳陷[14-15]，為目前勘探的重點區。

東部坳陷構造演化經歷了晚侏羅世—早白堊世裂陷、晚白堊世—古新世構造反轉、始新世—漸新世裂陷、晚漸新世—早中新世構造反轉及中中新世—第四紀區域沉降5個階段[16]。中生界為一套河湖相碎屑巖沉積，中、上侏羅統構成了最主要的生烴層系，儲層主要為下白堊統和上侏羅統的碎屑巖[14-19]。多期構造演化導致本區地質構造復雜，形成多個凹陷和凸起（圖1b）。其中，中部凹陷是主要的生烴凹陷，中Ⅱ構造帶及其附近區域（中部地區）和中部凸起傾末端及其附近區域（東部地區）是有利的儲層發育位置，也是主要鉆井區，但因白堊紀后期的強烈抬升和嚴重剝蝕，以及來源于東部火山活動的火山灰，形成了本區“有藏無效，有儲不良”的致密砂巖型儲層[20]。目前在中部地區鉆井5口，東部地區鉆井2口，并取得了詳細的巖心資料，較為完整地揭示了東部坳陷重點勘探區中生界的巖性、巖相特征，為本文研究提供了可靠基礎。

圖 1 北黃海盆地東部坳陷鉆井地理位置Fig.1 Sketch map showing the locations of drilling wells in the Eastern Depression，North Yellow Sea Basin

2 儲層基本特征

2.1 巖石類型

本區儲層巖石類型以細砂巖、粗砂巖和砂礫巖為主，有少量中砂巖和粉砂巖。巖性以巖屑石英砂巖、巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖和長石石英砂巖。骨架顆粒中，石英含量為20%～85%，長石含量5%～35%，巖屑含量5%～70%。巖屑類型以花崗巖屑、流紋巖屑及凝灰巖屑為主，其次為安山巖屑，有少量的沉積巖屑。砂巖分選中—差，顆粒磨圓差，多為次圓—棱角狀，顆粒間以線接觸關系為主。雜基平均含量為15%，以凝灰質和黏土礦物為主。膠結物平均含量10%，主要為碳酸鹽和硅質等，為孔隙式膠結。

受不同方向物源的影響，東部坳陷碎屑巖物質成分存在明顯的分區性，表現為東部地區的巖屑含量較高，主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖，填隙物以凝灰質為主。中部地區的石英、長石含量相對較高，以巖屑石英砂巖、長石石英砂巖和巖屑長石砂巖為主，填隙物以碳酸鹽膠結物和黏土礦物為主，發育有少量凝灰質。總的來說，中部地區整體表現為一套成分和結構成熟度中等的碎屑巖；東部地區為結構和成分成熟度相對偏低的碎屑巖。

2.2 孔滲特征

研究區巖心物性分析表明，儲層孔隙度為0.2%～18%，平均值為6.7%。根據石油行業儲層孔隙度分析標準（SY/T6285-1997），對本區的孔隙度分布頻率進行統計，結果顯示研究區中生界砂巖儲層孔隙度主要為5%～10%，約占分析樣品的53.33%。屬于特低孔；其次分布于＜5%的區間，占分析樣品的32.9%，屬于超低孔；孔隙度為10%～15%的樣品占13.12%，屬于低孔；孔隙度15%～25%的樣品僅占0.65%，總體表現為以特低孔為主，超低孔為輔的特征。

儲層滲透率分布于（0.002～16.1）×10?3μm2，平均值為0.45×10?3μm2。對巖心的滲透率頻率分布結果顯示，研究區中生界砂巖儲層滲透率分布于（0.1～1）×10?3μm2的樣品最多，占分析樣品的47.53%，屬于超低滲；小于0.1×10?3μm2的非滲儲層所占比例為44.73%；滲透率為（1～10）×10?3μm2的樣品所占比例為7.1%，屬于特低滲；滲透率分布于（10～50）×10?3μm2的樣品所占比例為0.65%，屬于低滲。總體表現為以超低滲為主，同時含較多非滲層的特點。

綜合分析顯示，東部坳陷以特低孔、超低滲致密砂巖型儲層為主。

2.3 孔隙類型

根據巖心、鑄體薄片和掃描電鏡等分析研究，中生界儲層孔隙可分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫（表1）。

表 1 北黃海盆地東部坳陷中生界儲層孔隙類型及特征Table 1 The Mesozoic reservoir porosity types and characteristics in the Eastern Depression，the North Yellow Sea Basin

本區僅殘留少量未被壓實的原生孔隙（圖2a），發育在較淺的地層中，包括粒間孔和雜基微孔隙，粒間孔主要為膠結作用剩余的孔隙，雜基微孔隙主要包括原生黏土礦物晶間孔（圖2b）和凝灰質填隙物內孔（圖2c）。本區的殘余原生孔隙多細小，且零星分布，主要發育在埋藏較淺的地層中，含量極少，不具有連通性，不能作為有效的儲集空間。

次生孔隙是本區主要的孔隙類型，是本區的主要儲集空間，也是本區優質儲層發育的有利孔隙類型，包括粒間溶孔、粒內溶孔和微收縮孔。

粒間溶孔包括碎屑顆粒的邊緣被溶解以及顆粒間填隙物溶解而形成的孔隙，表現為石英和長石等碎屑顆粒邊緣的港灣狀溶蝕孔，凝灰質中易溶組分、同沉積碳酸鹽膠結物和碳酸鹽交代其他填隙物后發生溶蝕-溶解作用形成的孔隙（圖2d）。

粒內溶孔是巖石中骨架顆粒的溶蝕-溶解作用形成的孔隙，包括石英、長石和巖屑在不同條件下的溶蝕溶解（圖2e），還包括碳酸鹽礦物交代顆粒后被溶解而形成的孔隙（圖2f）。部分巖石中的粒內孔可與粒間孔相連，孔隙間具有一定的連通性。微收縮孔主要為礦物的蝕變作用（圖2g）和凝灰質脫玻化作用形成的孔隙，這類孔隙通常較小。

裂縫也是改善本區儲層物性的重要孔隙類型，常見的為顆粒表面的破裂縫（圖2h），由于本區強烈的構造活動導致巖石發生破碎而形成的裂縫。

3 次生孔隙帶發育規律

本區以特低孔、超低滲的致密砂巖型儲層為主，原生孔隙大量喪失，次生孔隙作為主要的儲集空間，其發育程度和連通性是影響儲層發育的重要內容，次生孔隙及其發育帶是優質儲層發育的有利場所。

縱向上，本區次生孔隙主要集中于2000～3700 m深度內，不同鉆井的次生孔隙發育深度和孔隙的發育數量略有不同，具體發育位置見圖3。基本特征表現為：厚層砂巖中較發育；各鉆井在地層分界處（即中侏羅統和上侏羅統分界處及上侏羅統和下白堊統分界處）孔隙度值較高，是次生孔隙發育的主要位置。

圖 2 孔隙類型a. B5井 3 360.7 m 粒間殘余原生孔隙；b. B4井 2 220.17 m 高嶺石晶間孔；c. D7井 2 014.74 m 凝灰質填隙物間孔；d. B6井 3 043.02 m 鈣質膠結溶蝕孔；e. B3井2 421.43 m長石粒內溶孔（藍色為孔隙）；f. B6井3 045.82 m 方解石溶解（藍色為孔隙）；g. B6井 3 043.02 m 蝕變收縮孔（長石蝕變為高嶺石）；h. B4井 2221.62 m 長石表面破裂縫。Fig.2 The types of porea. Well B5 3 360.7 m: Intergranular residual primary pore；b. Well B4 2 220.17 m: Intercrystalline Pore of Kaolinite；c. Well D7 2 014.74 m: Tuffaceous interstitial pore；d. Well B6 3 043.02 m :Solution pore of calcareous cementation；e. Well B3，2 421.43 m: Dissolved Pores（blue pores）in feldspar grains；f. Well B6，3 045.82 m: Calcite dissolution（blue pores）；g. Well B6 3 043.02 m: Altered shrinkage pores（Feldspar altered to Kaolinite）；h. Well B4 2 221.62 m: Surface crack of feldspar.

平面上，不同地區的次生孔隙發育程度也存在差異，中部地區次生孔隙的發育程度要好于東部地區（圖4），具體特征如下：中部地區鉆井多且層位發育齊全，砂層厚度較大，孔隙度高值點較多，位于構造高位的B2、B3和B6井次生孔隙發育程度要好于其他鉆井，巖性以細砂巖—粗砂巖為主，且砂體連通性較好，可形成有效的次生孔隙發育帶，是本區優質儲層發育的主要場所。而東部地區次生孔隙發育層位砂層厚度相對較小，如圖4中D7和D8兩口井所示，東部地區中生界地層深度相差較大，且各粒級巖性均有發育，常含泥質，孔隙度值偏低，次生孔隙發育程度低，砂體連通性差，未形成次生孔隙帶。

根據本區各鉆井的發育位置及次生孔隙的發育規律，認為中部地區各井地層不整合處的次生孔隙可相互連通形成次生孔隙帶（圖4），即中部地區地層不整合風化界面附近是有利的次生孔隙帶發育位置，為有利的油氣儲集層。

圖 3 各井孔隙度隨深度演化曲線及次生孔隙發育特征Fig.3 Variation of porosity with depth and developmental characteristics of secondary pores

圖 4 次生孔隙帶分布圖Fig.4 Distributions of secondary pore zone

4 次生孔隙發育的影響因素

本區次生孔隙帶的發育是油氣成藏的主要因素之一。次生孔隙帶的形成與沉積作用、成巖作用和構造作用有密切關系，是各因素共同作用的結果。次生孔隙作為主要的儲集空間，次生孔隙帶是重要的油氣運移通道。

4.1 沉積因素

東部坳陷的沉積受多方向物源的影響，物源-沉積體系的發育為儲層發育提供了物質基礎。東部地區有較強的火山活動，樣品中巖屑占優勢，火山碎屑含量較高。巖屑（尤其是火山巖屑）抗壓實能力弱，易發生變形使儲層物性降低。雜基中大量的凝灰質堵塞孔隙，降低孔隙度。東部的火山活動影響范圍較大，中部地區同樣受到了一定的影響，為空落火山灰，充填于孔隙中。但中部地區的沉積主要受西南部和北部風化物源控制[21]，石英含量較高，抗壓能力要強于東部，儲層物性較好。來自于北部物源的沉積物有大量灰巖或碳酸鹽礦物，以膠結物形式充填在孔隙中，降低了孔隙度，但卻保留了原始粒間孔隙框架。巖屑、長石、凝灰質和鈣質為次生孔隙的形成奠定了物質基礎。在溶蝕、溶解作用下，這些易變、易溶組分發生溶蝕、溶解便可形成次生孔隙。

砂層中同沉積的鈣質和凝灰質等細粒填隙物充填于骨架顆粒間，中部地區以鈣質膠結為主，東部地區以凝灰質膠結為主。這些填隙物的存在堵塞了原始的孔隙空間，同時支撐了孔隙的空間格架，在溶蝕、溶解等作用發生時，便會釋放空間，形成 次生孔隙，改善儲層物性。

4.2 構造作用

早在20世紀90年代，地質學家就已經注意到了近地表暴露和淡水淋濾作用對砂巖物理性質的影響[22-24]。已有研究顯示，上侏羅統的底界面為燕山構造運動Ⅰ－Ⅱ幕界面（朝鮮：大寶運動）、上侏羅統與下白堊統的分界面為燕山構造運動Ⅲ幕界面（朝鮮：載寧運動）[25]。大規模的構造運動導致了中生界斷裂構造的發育以及上侏羅統和下白堊統底部不整合的形成。在致密砂巖中大斷裂和地層不整合作為流體運移的通道，其附近是形成次生孔隙的有利位置。本區侏羅系和白堊系不整合處砂層的淋濾溶蝕作用極為發育，在風化界面附近形成大面積的次生孔隙，尤其是中部地區，是有利的次生孔隙帶發育區。在地層不整合風化界面處（即上侏羅統底部和下白堊統底部）存在孔隙度異常高點（圖3），結合巖心樣品的鏡下鑒定結果顯示，孔隙類型以次生溶蝕孔為主（圖2d、2e、2f）。

同時沿斷裂的淡水淋濾作用對儲層也有一定的改善作用，中部地區高嶺土質砂巖的發育證實了斷層附近淋濾溶蝕作用的發生。因此構造作用的發生對儲層有一定的改善作用。斷裂活動使地層中形成裂縫型孔隙，與斷裂一起成為大氣降水注入地下的通道，通過淋濾溶蝕作用形成次生孔隙。F4是研究區北部的一個在中生代持續活動的大斷裂，其反轉控制了斷塊抬升和剝蝕。受F4影響的鉆井為B4、B2、B5，均發育有大量的高嶺土質砂巖（圖3），高嶺土是偏酸條件下淋濾蝕變作用的產物，高嶺土質砂巖層的孔隙度高于其他巖層，B2井中高嶺土質砂巖孔隙度最高達25.56%。

4.3 成巖因素

在全球很多沉積盆地的碎屑巖儲層中，隨著埋深的增加和原生孔隙的喪失，次生孔隙成為主要的油氣儲集空間[26]，而次生孔隙的發育與成巖過程中不穩定礦物的溶蝕、溶解作用有關[27-29]。本區成巖過程中有機酸對礦物的溶解作用對次生孔隙發育有極大的貢獻。東部坳陷中侏羅統和上侏羅統的暗色泥巖為烴源巖的主要來源。中侏羅統烴源巖生烴母質以陸源高等植物為主，有機碳含量中等，以Ⅲ型干酪根為主；上侏羅統烴源巖生烴母質為高等植物和低等水生生物混雜，兼有Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，局部發育有機碳含量高、氫指數平均為500 mg/gTOC的良好烴源巖[14]。這兩套烴源巖分別在中侏羅世和早白堊世早期進入生烴門限，開始生油[1]。前人實驗研究表明，當地溫為80～120 ℃時，烴源巖中的干酪根會發生熱裂解作用，脫去外部的含氧官能團，形成大量的有機酸，這些可溶性有機酸隨孔隙流體運移到儲集層中，促進了砂層中鋁硅酸鹽和碳酸鹽等酸溶物質的溶解，從而形成次生孔隙[30-32]。碳酸鹽礦物的溶解對本區次生孔隙形成有主要的貢獻作用。在酸性水體中，砂層中的鈣質極易發生溶解，形成次生孔隙。中部地區大量的碳酸鹽膠結物是其形成次生孔隙最為重要的物質基礎。東部地區乃至整個盆地都受到凝灰質的影響，凝灰質的脫玻化-重結晶作用會形成微收縮孔隙。同時本區凝灰質多為空落成因或未經長距離的搬運，不穩定成分較多，易發生溶蝕作用形成次生孔隙。本區含量較高的長石也是次生孔隙發育的物質基礎。在酸性條件下，長石溶蝕作用普遍發育。例如，在不受外界影響的情況下，單位體積的長石在酸性條件下發生溶解，孔隙度的增加率為4.07% ～13.56%[33]，可見長石的蝕變、溶蝕作用可形成次生孔隙。本區的碳酸鹽礦物溶解、凝灰質脫玻化（重結晶-蝕變）-溶蝕及巖屑-長石等易變、易溶組分溶蝕是形成次生孔隙的主要成巖作用。

綜合比較，中部地區次生孔隙發育程度要好于東部地區，是有利的油氣儲集區。構造、沉積、成巖綜合的孔隙度分析是預測次生孔隙帶的重要方法。除了儲層外，油氣在生成、運移、聚集和保存的過程中還受到其他多方面因素的影響，因此在實際工作中應將各因素綜合考慮，以利于油氣的勘探。

5 結論

（1）北黃海盆地東部坳陷儲層以特低孔—超低滲型為主，中部地區碎屑巖的成熟度要高于東部地區。

（2）次生孔隙是主要的儲集空間，影響次生孔隙發育的因素包括沉積作用、成巖作用和構造作用。大斷裂和地層不整合附近是次生孔隙發育的有利位置。

（3）次生孔隙帶發育在中部地區，發育位置為侏羅系和白堊系地層不整合風化界面附近。

致謝：感謝廣州海洋地質調查局對本文研究工作給予的大力支持。