南堡凹陷深層儲層成巖作用與孔隙演化
——以3 號構造帶古近系沙一段為例

楊佳奇，紀友亮，吳浩，孟令箭

1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2.中國地質大學（北京）能源學院，北京 100083

3.蘭州大學地質科學與礦產資源學院，甘肅省西部礦產資源重點實驗室，蘭州 730000

4.中國石油冀東油田勘探開發研究院，河北唐山 063004

0 引言

渤海灣盆地一直是我國石油與天然氣勘探的重點盆地之一，而南堡凹陷作為其中一個勘探程度相對較高的油氣富集區域[1-4]，已開展了多年的油氣勘探和開發，前人研究認為南堡凹陷中深層儲層具有豐富的油氣潛力[5]。近年來，油氣勘探逐漸由中淺層（埋深低于3 500 m）構造—地層油氣藏轉向中深層（埋深超過3 500 m）巖性油氣藏[6-11]。在南堡凹陷3號構造帶深部（深度大于4 000 m）地層中也發現了滲透率為(100～1 000)×10-3μm2，孔隙度大于15%，且粒度相對較粗的優質砂巖儲層[12-13]，尤其是3 號構造帶中的PG2井區，已獲得工業性油氣流，證實了南堡凹陷深層油氣勘探具有巨大的潛力[14]。學者對于南堡凹陷深層儲層的研究取得了諸多進展，對深層優質儲層的成因機制、主控因素以及油氣資源量進行了大量的研究[5,12-16]，但并未開展針對深層儲層孔隙度定量演化的相關研究，制約了后續的勘探開發。

儲層成巖作用控制著孔隙演化[12]，只有明確儲層的成巖作用，才能對儲層孔隙度演化進行系統研究，從而更準確地指導后續勘探[17-19]。選取南堡凹陷3號構造帶深部沙一段儲層為研究對象，基于儲層特征和成巖作用的系統研究，重建儲層成巖演化序列并定量計算各成巖作用對儲層孔隙度的影響，進而建立儲層孔隙度定量演化模式，以期為南堡凹陷深部儲層油氣勘探提供一定借鑒。

1 地質背景

渤海灣盆地位于中國東部，是我國第二大含油氣盆地，由近50個凹陷組成，南堡凹陷位于渤海灣盆地黃驊坳陷的東北部[4,12,20-22]，其北鄰燕山，整個凹陷的面積約為1 932 km2[1-2,13-14]。南堡凹陷作為渤海灣盆地內重要的生烴凹陷，發育在華北地臺基底之上，其表現為一個東斷西超的復合箕狀凹陷[3]。就構造單元劃分而言，南堡凹陷可劃分為陸上的北堡構造、老爺廟構造和高尚堡—柳贊構造，以及灘海部分的南堡1～5號構造兩個主要的區域[23]（圖1）。

圖1 南堡凹陷3 號構造帶構造位置及井位圖Fig.1 Map showing the structural location and the distribution of drilling wells of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

南堡凹陷沉積序列主要由一系列碎屑巖夾火山巖構成，沉積了5 000～9 000 m 厚的新生代地層[4,24]。自下而上沉積沙河街組（Es）、東營組（Ed）、館陶組（Ng）以及明化鎮組（Nm），其中沙河街組沉積相帶主要為辮狀河三角洲相，東營組為濱淺湖相，館陶組和明化鎮組主要為河流相[13,24-26]。南堡凹陷經歷了與華北地臺相同的多幕裂陷演化，形成多個區域性不整合，其中東營組末期所形成的不整合導致東營組剝蝕明顯，以高柳斷層為界，以北的高柳地區剝蝕強度相對較高，以南地區剝蝕量一般小于300 m。

前人研究發現，南堡凹陷在沙三段、沙一段以及東三段共發育3 套烴源巖，儲層主要分布于沙河街組、東營組三角洲沉積相砂體以及新近系河流相砂體之中，3號構造帶含油層位主要為東三段下亞段以及沙一段，而新近系廣泛發育的火山巖和泥巖可作為研究區內區域性蓋層[13,25-26]。

2 儲層基本特征

2.1 沉積學特征

3號構造帶沙一段物源主要為沙壘田凸起，發育辮狀河三角洲前緣沉積體系，三角洲前緣亞相內發育水下分流河道、河口壩及席狀砂等沉積微相[12]。水下分流河道微相與河口壩微相砂體構成了研究區內深層主要的儲層。其中厚層砂體沉積微相類型主要以疊置河道為主，厚度一般為3～9 m，測井曲線呈現出典型的鐘型、箱型等特征，其次為河口壩，厚度一般為2～4 m，測井曲線呈現出漏斗形等特征（圖2）。

圖2 南堡凹陷3 號構造帶沉積特征Fig.2 Stratigraphic columns of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

2.2 巖石學特征

3 號構造帶沙一段238 個樣品的巖性成分分析結果表明，石英含量主要分布范圍為21%～50%，平均為40.8%，長石含量16%～47%，平均為30.8%，巖屑含量7%～54%，平均為20.2%，其中巖屑主要成分為變質巖巖屑，成分成熟度高。根據沙一段儲層巖石類型三角圖可知，研究區內儲層巖石類型以巖屑質長石砂巖為主（圖3）。分選系數1.05～4.72，平均為1.88，磨圓為次棱角—次圓狀，巖性以含礫砂巖和砂礫巖為主，中等結構成熟度。

圖3 南堡凹陷3 號構造帶沙一段儲層巖石類型三角分類圖Fig.3 Ternary diagram of Es1 reservoirs rock type of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

2.3 物性特征

根據取心井段數據統計：研究區內砂巖的孔隙度分布較廣，主要集中在10%～15%之間，平均為12.4%（圖4a），滲透率主要集中在（10～1 000）×10-3μm2之間，平均值為92.3×10-3μm2（圖4b）。根據石油行業儲層孔隙度分級標準（SY/T 6285—1997），儲層整體表現為中低孔中滲特征。

圖4 南堡凹陷3 號構造帶沙一段儲層孔隙度（a）與滲透率（b）頻率分布Fig.4 Histogram of (a) porosity and (b) permeability distribution frequency in the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

2.4 儲集空間類型及特征

研究區儲層孔隙類型主要為原生孔隙和次生孔隙，其中原生孔隙含量相對較低，鑄體薄片鑒定結果表明，原生孔隙面孔率分布范圍為0.1%～7.9%，平均為4.8%，次生溶蝕孔隙面孔率分布范圍為0～18.7%，平均為8.0%。原生孔隙格架相對清楚（圖5a，b），次生孔隙主要為長石和巖屑溶蝕后的粒內孔或粒間孔（圖5c，d），部分還可見顆粒破碎裂縫（圖5e），該類裂縫雖然對于儲層的孔隙度影響不大，但對儲層的滲透率影響相對較大，連通的微裂縫可以極大的增加儲層的滲透率（圖5f）。

圖5 南堡凹陷3 號構造帶沙一段儲層孔隙類型（a）NP3-82井，4 341.51 m，（-），箭頭指示剩余粒間孔隙；（b）NP306x1井，4 234.07 m，（-），箭頭指示原生粒間孔隙；（c）PG2井，4 254.18 m，(-)，箭頭指示長石部分溶蝕孔隙；（d）NP3-82井，4 341.51 m，（-），箭頭指示巖屑溶蝕孔隙；（e）NP3-82井，4 341.51 m，（-），箭頭指示石英顆粒破裂裂縫；（f）NP306x1井，4 244.59 m，（-），箭頭指示顆粒破碎裂縫溝通孔隙Fig.5 Pore types of the reservoir in the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3 成巖作用

3 號構造帶沙一段對儲層物性起到重要控制作用的成巖作用主要有中等—強的壓實作用、類型多樣的膠結作用以及強烈的溶解作用[27]。

3.1 壓實作用

3 號構造帶沙一段儲層埋深超過4 000 m，經歷了中等—強的壓實作用。根據鏡下薄片觀察，壓實作用主要表現為：1）塑性顆粒形變：由于研究區內巖石類型主要為巖屑質長石砂巖，其中含有大量的塑性顆粒，如云母等，其抗壓實能力比石英等剛性顆粒較差，隨著儲層埋深加大，塑性顆粒受壓實作用的影響發生變形，導致原生孔隙減少（圖6a，b）；2）顆粒接觸方式：隨著儲層受上覆地層的壓力逐漸增大，顆粒之間接觸方式逐漸由點—線接觸變為縫合線接觸，從而導致儲層損失大量的孔隙（圖6c，d）；3）巖石顆粒破碎：在深層，由于上覆壓力超過部分顆粒所能承受的最大壓力，導致部分顆粒沿解理縫發生破裂而形成裂縫（圖6e，f）。

圖6 南堡凹陷3 號構造帶沙一段壓實作用（a）NP3-82井，4 339.51 m，（+），箭頭指示云母壓實變形；（b）PG2井，4 256.37 m，（+），箭頭指示塑性顆粒變形；（c）NP3-26井，4 212.50 m，（+），箭頭指示縫合線接觸；（d）PG2井，4 254.06 m，（-），箭頭指示縫合線接觸；（e）NP306x1，井，4 240.83 m，（-），箭頭指示石英顆粒破裂；（f）NP3-82井，4 925.87 m，（-），箭頭指示石英顆粒破碎Fig.6 Compaction of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3.2 膠結作用

3 號構造帶沙一段儲層存在多種類型的膠結作用，包括碳酸鹽膠結、硅質膠結和黏土礦物膠結，其中黏土礦物和碳酸鹽膠結物含量相對較高，石英加大次之。

3.2.1 碳酸鹽膠結

研究區內碳酸鹽膠結物類型主要為方解石、白云石以及鐵方解石等，其中存在兩期方解石膠結，含量分布在0.6%～36.9%之間，平均為5.9%。早期方解石膠結物以微晶、亮晶或嵌晶方式充填在原生孔隙中，在一些早期方解石膠結發育的砂巖中，溶解作用不發育，方解石幾乎占據了所有原生孔隙，且方解石大量膠結的砂巖，顆粒之間以點接觸為主（圖7a）。鏡下研究發現這種早期方解石膠結發生在巖石受到充分壓實之前，呈現出基底式膠結的特征，巖石顆粒呈漂浮狀或點接觸分布于早期方解石膠結物中，其能夠有效抑制后期的壓實作用[28]，表明砂巖儲層在壓實作用相對較弱的時候發育膠結物。掃描電鏡下可見粒間方解石以嵌晶式充填孔隙（圖7b），同時部分方解石、鐵方解石和白云石膠結物充填在長石等次生溶蝕孔隙中，說明其形成時期晚于長石、巖屑溶解作用（圖7c）。鏡下可見沿方解石膠結物邊緣發生白云石交代作用（圖7d）。

3.2.2 黏土礦物膠結

根據掃描電鏡和X 衍射分析可以鑒別伊蒙混層、伊利石、綠泥石、高嶺石。研究區儲層的黏土礦物膠結物中伊蒙混層含量最高，伊利石次之，綠泥石和高嶺石含量較少（表1）。自生黏土礦物含量分布范圍1.7%～13.8%，平均為5.5%。高嶺石含量最低，絕對含量小于0.3%，多為片狀膠結（圖7e）。由于沙一段火山物質和鐵鎂礦物含量相對較低，導致綠泥石的相對含量較低，綠泥石薄膜主要以襯墊的方式發育在三角洲前緣分流河道砂體中（圖7f）。伊蒙混層和伊利石含量豐富，分布廣泛，以搭橋狀、絲縷狀存在于顆粒襯邊或顆粒表面，或直接充填于顆粒間的孔隙中（圖7g）。

表1 南堡凹陷3號構造帶沙一段儲層自生黏土礦物相對含量分析統計表Table 1 Relative content of authigenic clay minerals in the Es1 Formation reservoirs of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3.2.3 硅質膠結

研究區沙一段砂巖中的硅質膠結主要是石英次生加大，發育于石英顆粒外圍，加大邊寬度一般小于30 μm（圖7h），具有2～3期加大特征，表明成巖作用的多期旋回性。掃描電鏡下可以觀察到定向菱面形的自形石英晶體填充粒間孔隙（圖7i）。根據鏡下薄片統計，石英膠結物體積分布在0.5%～3.4%，平均值為1.6%。

圖7 南堡凹陷3 號構造帶沙一段膠結作用（a）PG2井，4 255.46 m，(-)，箭頭指示方解石膠結；（b）NP306X1井，4 249.69 m，SEM，箭頭指示粒間方解石嵌晶式膠結；（c）NP3-82井，4 925.87 m，（+），箭頭指示碳酸鹽膠結物充填粒內溶蝕孔隙；（d）NP306x1井，4 226.15 m，（+），箭頭指示白云石交代方解石；（e）PG2井，3 651.85 m，SEM，箭頭指示自生高嶺石；（f）NP3-82井，4 339.39 m，SEM，箭頭指示綠泥石襯墊式膠結；（g）NP306X1井，4 219.0 m，SEM，箭頭指示伊利石搭橋狀、粒表襯墊產出；（h）NP306x1井，4 217.91 m，（+），箭頭指示石英次生加大；（i）NP306x1井，4 245.79 m，SEM，石英次生加大充填孔隙Fig.7 Cementation of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3.3 溶解作用

研究區內存在豐富的可溶解組分，如長石、部分易溶巖屑、碳酸鹽膠結物以及硅質膠結物等，為溶解作用的進行提供了物質基礎，鑄體薄片下可以觀察到大量的溶解作用發生的現象。長石和巖屑等不穩定組分溶蝕現象非常普遍，形成了粒內和粒間次生孔隙（圖8a）。一般情況下，鉀長石較偏酸性的斜長石容易溶蝕[23,29]，儲層中斜長石多呈現部分溶蝕現象，部分長石顆粒被徹底溶蝕，但通過孔隙的形狀以及殘余的解理和雙晶紋可以進行辨別（圖8b，c）。由于儲層在早期發生碳酸鹽膠結，這一部分膠結物極易在之后的酸性地層水或有機酸的作用下溶解，進而發育粒間溶蝕孔隙（圖8d），掃描電鏡下也可觀察到碳酸鹽膠結物發生溶解作用（圖8e）。同時長石溶蝕之后形成的孔隙被方解石充填，這部分方解石也發生了部分溶解作用（圖8f），說明儲層發生了多期的溶解作用，但方解石溶解作用相對于長石、巖屑的溶蝕較弱。與長石和巖屑溶蝕相比，石英溶蝕較弱，僅在石英顆粒或者石英加大邊邊緣發生微弱溶蝕（圖8g～i）。

圖8 南堡凹陷3 號構造帶沙一段溶解作用（a）NP3-82井，4 341.51m，（-），箭頭指示巖屑溶蝕；（b）PG2井，4 254.18m，(-)，長石沿著節理發生部分溶蝕；（c）NP3-82井，4 339.5m，(-)，長石顆粒溶蝕；（d）NP306x1井，4 225.3m，（-），箭頭指示碳酸鹽膠結物溶蝕；（e）NP3-19井，4 133.58m，SEM，碳酸鹽膠結物溶蝕；（f）NP306x1井，4 240.83m，（-），箭頭指示碳酸鹽充填物溶蝕；（g）PG2井，4 254.18m，(+)，箭頭指示石英次生加大弱溶蝕；（ha）NP306x1井，4 220.9m，（-），箭頭指示石英加大邊溶蝕；（i）NP3-82井，4 343.86m，SEM，石英次生加大邊溶蝕Fig.8 Dissolution of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu sag

4 成巖演化序列

研究區內鏡質體反射率分布范圍為0.98%～1.33%，均值為1.14%；Tmax分布范圍為423 ℃～466 ℃，平均為448 ℃（表2）；X衍射分析結果表明，伊蒙混層中蒙脫石所占比例分布在10%～35%之間，均值為19%。依據《碎屑巖成巖階段劃分規范》，確定3號構造帶沙一段儲層處在中成巖階段A期的A2亞期。

表2 南堡凹陷3號構造帶沙一段巖石熱解溫度Tmax與鏡質體反射率Ro值測定Table 2 Rock pyrolysis temperature Tmax and vitrinite reflectance Ro values of the Es1 Formation reservoir of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

根據礦物之間的充填、切割、交代等現象，以及礦物的形成條件分析研究區成巖演化序列。結果表明，研究區儲層發育兩期方解石膠結，鏡下顯示，方解石大量膠結的儲層中，顆粒之間呈現點—線接觸，顯示此時壓實作用并不強烈，應在成巖早期階段（圖7a）；部分方解石膠結物充填長石、巖屑溶蝕孔隙（圖7c），故判斷第二期方解石膠結發生在長石、巖屑大量溶蝕之后，鏡下還可觀察到白云石交代方解石的現象（圖7d），因此判斷白云石膠結時間在方解石膠結之后。自生高嶺石、自生硅質的沉淀通常與長石等不穩定礦物的溶蝕有關，據此認為高嶺石膠結、石英次生加大與長石溶蝕同期發生[19,30]。油氣充注分別發生在10 Ma和3 Ma兩個時期[16]，同時壓實作用貫穿儲層整個埋藏過程。

在明確成巖作用特征及礦物共生組合關系的基礎上，結合油氣充注、成巖階段劃分及生烴史等共同約束條件綜合分析，重建了南堡凹陷3號構造帶沙一段砂巖儲層成巖演化序列，各成巖事件和成巖礦物形成相對順序如圖9所示，早期方解石膠結→第一期油氣充注→早期方解石溶解/長石、巖屑溶解/高嶺石膠結/石英次生加大→第二期油氣充注→晚期方解石/白云石/含鐵方解石膠結→石英加大邊弱溶蝕/碳酸鹽膠結物弱溶蝕，壓實作用貫穿始終。

圖9 南堡凹陷3 號構造帶沙一段成巖演化序列Fig.9 Diagenetic evolution sequence of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

5 孔隙度定量計算與演化模式

5.1 孔隙度定量計算

以成巖演化序列為約束，利用反演回剝的原理來計算不同成巖作用對儲集層孔隙度的影響。本研究應用Lundegard[31]提出的孔隙度定量計算公式，具體的計算方法為：1）由于切片效應會造成視分選性[32]，為此可以依據儲集層初始孔隙度OP與Trask分選系數So之間的關系式OP=20.91+22.9/S0[33]，來計算初始孔隙度；2）鑄體薄片的面孔率與儲層的孔隙度之間存在差異[34-35]，因此利用面孔率與孔隙度之間建立的函數關系，將面孔率轉化為孔隙度；3）壓實損失的孔隙度COPL、膠結損失的孔隙度CEPL和溶蝕增加的孔隙度CRPI計算公式分別如下[32,36]：

式中：IGV表示粒間孔隙體積，是粒間孔、粒間膠結物和雜基之和[37-38]；IGV表征壓實后的粒間體積與壓實后巖石體積之比；CEM為膠結物含量占現今巖石體積的百分比；CRP代表鑄體薄片統計的溶蝕面孔率。

計算結果顯示，3號構造帶深部沙一段儲層壓實作用減少的孔隙占初始孔隙的4.7%～99.9%，平均為77.7%；膠結作用減少的孔隙占初始孔隙的0～95.3%，平均為16.0%（表3），由此可見，壓實作用是儲集層孔隙減少的主要因素。通過上式計算得出不同成巖作用損失和增加的孔隙度，結果如圖10所示，沙一段儲層原始孔隙度為33.1%，現今平均孔隙度為13.6%，其中壓實作用是造成孔隙度降低的主要原因，損失孔隙度17.0%，其次為膠結作用對孔隙度的影響，導致孔隙度降低10.1%，溶解作用則是儲層改善的最主要的因素，溶蝕作用增加孔隙度7.6%。

圖10 南堡凹陷南部3 號構造帶沙一段儲層孔隙度演化參數及定量計算值Fig.10 Parameters and quantitative porosity evolution of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

表3 南堡凹陷3號構造帶沙一段儲集層壓實、膠結作用減孔影響評價表Table 3 Assessment of the importance of compaction processes and cementation in reducing porosity in the Es1 Formation sandstones of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

5.2 儲層演化模式

研究區儲層從沉積開始經歷了一系列的成巖作用，結合研究區儲層的埋藏史、地熱史、烴源巖成熟史、成巖演化序列和孔隙度定量計算結果（圖11），恢復了沙一段深層儲層的演化模式。

5.2.1 早成巖階段（40～28 Ma）

3 號構造帶沙一段距今約40 Ma 開始沉積，由于靠近物源且水動力條件較強，沉積顆粒較粗，初始孔隙度均值為33.1%（圖10）。在早成巖階段儲層處于快速埋深階段，埋深一般小于1 800 m，鏡質體反射率Ro<0.5%，伊蒙混層中蒙脫石的比例超過50%，沙一段底界溫度小于85 ℃（圖11）。該時期沉積水體控制了地層水酸堿度，較低的礦化度導致地層水呈堿性特征，早期方解石膠結和機械壓實是該時期主要的成巖作用。沙一段儲層被方解石部分或完全膠結，同時這一部分碳酸鹽膠結物能夠有效抑制壓實作用，顆粒之間主要為點—線、線接觸。在壓實過程中，硬度較高的顆粒受地層壓力影響重新排列，而硬度較低的云母等受力變形，導致砂巖的孔隙度在早期階段大幅下降，壓實損失孔隙度50%～70%，膠結損失孔隙度10%～60%，以剩余粒間原生孔隙為主，孔隙度由原始33.1%降低至約15%（圖10）。

5.2.2 中成巖階段A1期（28～8 Ma）

地質年代約28 Ma時，沙一段儲層成巖演化進入中成巖階段A期（圖11），此時長石和部分巖屑的溶蝕對于提高儲層物性起到了重要作用。在中成巖A1期，地溫上升到90 ℃～120 ℃，有機質開始成熟，有機酸大量生成，是有機酸有利保存區和有機酸濃度最大區，致使地層水性質變為酸性環境，在10 Ma 時發生第一次油氣充注。此時早期方解石膠結物及長石和部分巖屑等顆粒發生溶解作用，形成大量不同類型的溶蝕孔隙，同時伴隨著部分高嶺石和自生石英等礦物沉淀。次生孔隙的產生顯著地改善了儲層物性，儲層以粒間—粒內溶蝕孔和剩余粒間孔為主，該期砂巖由于溶解作用孔隙度平均增加約7.6%（圖10）。

圖11 南堡凹陷3 號構造帶沙一段埋藏史和孔隙度演化圖Fig.11 Burial history and porosity evolution of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

5.2.3 中成巖階段A2期（8 Ma～現今）

隨著埋深增大至約3 000 m，成巖演化階段進入中成巖A2期（圖11），地質年代約8 Ma 時，地層溫度大于120 ℃，鏡質體反射率分布在0.8%～1.3%之間，在3 Ma時發生第二次油氣充注。黏土礦物的轉化致使酸性環境逐漸弱化，黏土膠結損失孔隙度平均為5.4%，其中又以伊蒙混層和伊利石為主。此外，晚期碳酸鹽膠結物充填了長石、巖屑溶蝕的孔隙，孔隙度損失約3.2%（圖10）。

故南堡凹陷深層儲層演化模式如下：在早成巖階段以早期碳酸鹽膠結和壓實作用為主，壓實損失孔隙度50%～70%，膠結損失孔隙度10%～60%，此時儲層以剩余粒間原生孔隙為主，孔隙度由原始33.1%降低至約15%；中成巖A1階段以溶解作用為主，溶蝕對象主要是長石、巖屑顆粒以及部分碳酸鹽膠結物；中成巖A2期成巖作用主要是晚期鐵方解石、白云石膠結，最終膠結作用減孔10.1%（圖12）。

圖12 南堡凹陷深層儲層孔隙演化模式圖Fig.12 Pore evolution model of deep reservoir in the Nanpu Sag

6 結論

（1）南堡凹陷3 號構造帶深層儲層以巖屑質長石砂巖為主，孔隙類型主要為原生剩余粒間孔和溶蝕孔，整體表現為中低孔中滲特征，儲層處于中成巖A2階段，成巖作用對儲層物性的變化起到重要控制作用，其中壓實、膠結以及溶解作用在不同程度上對儲層的物性產生影響。

（2）綜合分析研究區埋藏史、成巖作用以及成巖演化史等，重建了南堡凹陷深層儲層成巖演化序列：早期方解石膠結→第一期油氣充注→早期方解石溶解/長石、巖屑溶解/高嶺石膠結/石英次生加大→第二期油氣充注→晚期方解石/白云石/含鐵方解石膠結→石英加大邊弱溶蝕/碳酸鹽膠結物弱溶蝕，壓實作用貫穿始終。

（3）南堡凹陷深層儲層演化模式為：早成巖階段以早期碳酸鹽膠結和壓實作用為主，此時儲層以剩余粒間原生孔隙為主，孔隙度由原始33.1%降低至約15%，中成巖A1階段以溶解作用為主，溶蝕對象主要是長石、巖屑顆粒以及部分碳酸鹽膠結物，中成巖A2期成巖作用主要是晚期鐵方解石、白云石膠結。根據孔隙度定量計算結果顯示，沙一段儲層受壓實作用影響，最終造成孔隙度損失約17%，溶蝕增加孔隙度約7.6%，膠結作用減孔10.1%，其中黏土礦物膠結占主導，損失孔隙度平均為5.4%。

致謝 感謝冀東油田分公司勘探開發研究院提供的寶貴資料；感謝北京大學地球與空間科學學院王恩澤博士對本研究提出的寶貴意見；感謝審稿專家以及編輯部老師給予的寶貴修改意見。