南華北盆地譚莊凹陷下白堊統(tǒng)成巖相分布及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)

張　琴，朱筱敏，陳　祥，朱世發(fā)，季漢成，蔣永福

（1.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京1 02249；2.河南石油勘探局，河南 南陽 473132）

南華北盆地譚莊凹陷下白堊統(tǒng)成巖相分布及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)

張琴1，朱筱敏1，陳祥2，朱世發(fā)1，季漢成1，蔣永福2

（1.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京1 02249；2.河南石油勘探局，河南 南陽 473132）

摘要：利用普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及物性等分析化驗(yàn)資料，對(duì)影響南華北盆地譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層物性的壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等成巖作用強(qiáng)度進(jìn)行了定量計(jì)算，得出了不同井和不同層段的視壓實(shí)率、視膠結(jié)率和視溶蝕孔隙度，厘定了成巖強(qiáng)度劃分標(biāo)準(zhǔn)。將下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層劃分為5種成巖相類型，其中Ⅰ和Ⅱ類成巖相為較好的儲(chǔ)集相帶，Ⅲ類為中等儲(chǔ)集相帶，Ⅳ和Ⅴ類為差的儲(chǔ)集相帶。通過成巖相分布預(yù)測(cè)，結(jié)合沉積體系及次生孔隙發(fā)育分布規(guī)律，認(rèn)為譚莊凹陷南部扇三角洲的北部區(qū)域、北部三角洲的南部區(qū)域處于中等-較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相帶，為各層段的有利儲(chǔ)集相帶。

關(guān)鍵詞：成巖作用；成巖相；儲(chǔ)層預(yù)測(cè)；下白堊統(tǒng)；譚莊凹陷；南華北盆地

目前在油氣勘探中成巖作用和成巖相既是研究重點(diǎn)又是難點(diǎn)［1］?！俺蓭r相”一詞引入碎屑巖儲(chǔ)層研究以來，不同學(xué)者對(duì)其定義的理解也不盡一致。成巖相的研究是在沉積相研究的基礎(chǔ)上擴(kuò)展的，強(qiáng)調(diào)的是巖石目前所具有的可觀測(cè)成巖特征的面貌，也就是以儲(chǔ)集體巖石的次生成巖特征（包括膠結(jié)物成分與膠結(jié)類型、壓實(shí)和溶蝕組構(gòu)、孔隙類型及分布等）方面的差異為依據(jù)，來劃分并定義成巖相的［2～6］。鄭榮才等將“碎屑巖儲(chǔ)層成巖相”定義為在特定沉積和成巖物理化學(xué)環(huán)境中的物質(zhì)表現(xiàn)和成巖作用組合與演化的總體特征。不同成巖相組合控制了不同的儲(chǔ)層孔隙發(fā)育特征和儲(chǔ)集物性，所以成巖相的劃分有助于儲(chǔ)層的區(qū)域評(píng)價(jià)和預(yù)測(cè)［7］。

根據(jù)南華北盆地譚莊凹陷6口鉆井的樣品分析，下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層孔隙度普遍較低，滲透率則更差，各井中孔隙度平均值最大不超過8.42％，最大平均滲透率不超過1.079×10-3μm2，大部分層段滲透率小于1×10-3μm2，所以下白堊統(tǒng)屬于低孔低滲儲(chǔ)層，有必要對(duì)成巖相進(jìn)行劃分，以預(yù)測(cè)有利的儲(chǔ)集相帶分布。

1　區(qū)域地質(zhì)背景

南華北盆地譚莊凹陷位于河南省東部周口坳陷中部凹陷帶的中部，呈北西西向展布，南以葉魯斷裂為界，北以商水?dāng)嗔雅c臨穎凸起分界，東為沈丘凹陷和新橋次凹陷，西與舞陽凹陷、襄城凹陷及平頂山凸起相連，面積為650 km2。譚莊凹陷包含3個(gè)三級(jí)構(gòu)造單元，即北部斜坡帶、雙樓田鼻狀構(gòu)造帶、東部斷階帶（圖1）［8～11］。

譚莊凹陷現(xiàn)有探井9口，而鉆遇下白堊統(tǒng)的井只有7口，鉆遇層系比較全、各種資料也較為豐富的有周參12井、周15井、周18井、巴1井。譚莊凹陷下白堊統(tǒng)成巖作用及儲(chǔ)層研究工作始于1986年，主要通過周參12井、巴1井開展了儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征、成巖作用、孔隙結(jié)構(gòu)以及孔隙演化規(guī)律研究［12，13］。

根據(jù)鉆井揭露的譚莊凹陷下白堊統(tǒng)巖性組合特征，將其自下而上劃分為：巴村組（K1b）、永豐組下段（K1y1）、永豐組上段（K1y2）、商水組（K1s）。下白堊統(tǒng)主要為一套扇三角洲-湖泊-三角洲相砂泥巖沉積。巖性由巴村組—商水組呈粗—細(xì)—粗，紅—灰—紅的變化規(guī)律。由于白堊紀(jì)時(shí)受南側(cè)斷層的影響，凹陷呈南深北淺的構(gòu)造格局。在南部邊緣形成了許多扇三角洲沉積，北面主要為三角洲沉積，較深湖相也主要分布在南部較深凹陷處，在淺湖-較深湖相中局部含濁積砂體。

2　成巖相劃分

國外關(guān)于成巖相的劃分依據(jù)、分類命名和側(cè)重點(diǎn)各有不同［1］。目前國內(nèi)外學(xué)者主要根據(jù)成巖礦物、成巖事件、成巖環(huán)境等進(jìn)行成巖相的劃分和命名，直接反映了成巖作用和成巖階段的特征［14～20］。

綜合考慮研究區(qū)不同井的埋藏史，在研究譚莊凹陷下白堊統(tǒng)各成巖階段內(nèi)出現(xiàn)的各種成巖作用特征的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖石結(jié)構(gòu)、構(gòu)造和礦物組合關(guān)系對(duì)孔隙的影響順序和程度綜合進(jìn)行分析。前期對(duì)本區(qū)儲(chǔ)層成巖作用的研究表明，下白堊統(tǒng)對(duì)儲(chǔ)層物性具有明顯控制作用的成巖作用類型主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。各種成巖作用對(duì)儲(chǔ)集物性的影響程度我們用壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用的強(qiáng)度來衡量，從而進(jìn)一步劃分出成巖相，對(duì)成巖相的特征進(jìn)行分析。

圖1　南華北盆地譚莊凹陷構(gòu)造單元?jiǎng)澐郑〒?jù)河南油田研究院，2007）Fig.1　Division of structural units in the Tanzhuang Sag，the southern North China Basin（after E＆amp；PResearch Institute，Henan Oilfield，2007）

2.1成巖作用強(qiáng)度定量計(jì)算

本次研究所涉及的成巖作用強(qiáng)度的定量計(jì)算步驟包括碎屑巖初始孔隙度恢復(fù)、壓實(shí)后粒間剩余孔隙度的恢復(fù)、視壓實(shí)率計(jì)算、視膠結(jié)率計(jì)算、視溶蝕孔隙度計(jì)算等［21，22］，以巴1井?dāng)?shù)據(jù)為例（表1）。

2.1.1碎屑巖初始孔隙度恢復(fù)

恢復(fù)砂巖初始孔隙度是定量評(píng)價(jià)不同類型成巖作用對(duì)原生孔隙消亡和次生孔隙產(chǎn)生所起作用的基本前提，通常采用Beard和Weyl對(duì)不同分選的儲(chǔ)集砂巖的初始孔隙度計(jì)算關(guān)系式。

初始孔隙度（％）=20.91％+22.90So％式中：So為分選系數(shù)；φ75與φ25為篩析法粒度測(cè)得的試驗(yàn)數(shù)據(jù)，分別為粒度累積曲線上75％和25％處的粒徑φ值。

2.1.2壓實(shí)后粒間剩余孔隙度恢復(fù)

壓實(shí)后恢復(fù)粒間剩余孔隙主要用于評(píng)價(jià)壓實(shí)作用對(duì)原生粒間孔的破壞程度。恢復(fù)剩余粒間孔隙度也是定量評(píng)價(jià)后期膠結(jié)作用、交代作用對(duì)孔隙的破壞程度以及次生孔隙的形成對(duì)孔隙的改善程度的前提。壓實(shí)后粒間剩余孔隙的恢復(fù)可利用以下關(guān)系式：

壓實(shí)后粒間剩余孔隙度（％）=粒間膠結(jié)物

上式中，粒間膠結(jié)物總量、面孔率及溶孔百分含量是由鑄體薄片統(tǒng)計(jì)獲得的。

2.1.3視壓實(shí)率

主要根據(jù)巖石的視壓實(shí)率大小來劃分壓實(shí)強(qiáng)度的等級(jí)，綜合考慮研究區(qū)的實(shí)際情況并參考相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，確定了壓實(shí)強(qiáng)度的分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，與其他劃分標(biāo)準(zhǔn)不同的是本標(biāo)準(zhǔn)細(xì)化了壓實(shí)強(qiáng)度，將一般都劃分為三級(jí)的壓實(shí)強(qiáng)度的方案改為四級(jí)，突出壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響（表2）。

2.1.4視膠結(jié)率

根據(jù)譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集巖體的視膠結(jié)率大小，將膠結(jié)程度定量分為三級(jí)（表2）。

2.1.5視溶蝕孔隙度

根據(jù)本區(qū)溶蝕作用發(fā)育情況，將儲(chǔ)集巖的溶蝕程度分為三個(gè)等級(jí)（表2）。

表1　南華北盆地譚莊凹陷巴1井下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層粒度及物性數(shù)據(jù)Table 1　Data of granularity and physical p roperties of the Lower Cretaceous reservoir rocks in the Ba-1 well in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

根據(jù)以上定量計(jì)算成巖作用強(qiáng)度的步驟，對(duì)譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層成巖資料進(jìn)行了整理、統(tǒng)計(jì)和分析，計(jì)算出視壓實(shí)率、視膠結(jié)率和視溶蝕孔隙度并對(duì)其進(jìn)行了劃分，得出了壓實(shí)強(qiáng)度、膠結(jié)強(qiáng)度及溶蝕強(qiáng)度標(biāo)準(zhǔn)（表2）。壓實(shí)強(qiáng)度分為弱、中、較強(qiáng)、強(qiáng)4個(gè)標(biāo)準(zhǔn)，膠結(jié)程度和溶蝕程度都分為弱、中、強(qiáng)3個(gè)標(biāo)準(zhǔn)。

2.2成巖相劃分

在各種成巖強(qiáng)度劃分標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及物性等分析化驗(yàn)資料，將譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層劃分為5種成巖相（表3），即分別為Ⅰ類——中等壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相，Ⅱ類——較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相，Ⅲ類——強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相，Ⅳ類——較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相，Ⅴ類——強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相。通過成巖相的研究發(fā)現(xiàn)，本區(qū)總體膠結(jié)作用強(qiáng)，且膠結(jié)物主要為碳酸鹽礦物；周參12井及巴1井附近溶蝕作用中等，其他井區(qū)溶蝕程度較弱；巴1井附近壓實(shí)作用最強(qiáng)，其他井區(qū)壓實(shí)中等-較強(qiáng)。

3　不同成巖相特征

3.1Ⅰ類：中等壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相

周參12井商水組地層，埋深在2 000 m左右，處于早成巖B期，為一套扇三角洲平原沉積（表3）。掃描電鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，原生孔隙保存較多且次生溶蝕孔隙發(fā)育（圖2）。經(jīng)定量計(jì)算，視溶蝕孔隙度為10.1％，屬中等溶蝕；視壓實(shí)率為45.6％，屬中等壓實(shí)；視膠結(jié)率為52.87％，屬強(qiáng)膠結(jié)。綜合分析，周參12井商水組成巖相類型為中等壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相。Ⅰ類成巖相為本區(qū)下白堊統(tǒng)所發(fā)育的最有利的儲(chǔ)集相帶。

表3　南華北盆地譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層成巖相特征Table 3　Characteristics of the diagenetic facies of the Lower Cretaceous reservoirs in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

圖2　南華北盆地譚莊凹陷周參12井下白堊統(tǒng)商水組儲(chǔ)層成巖相特征Fig.2　Characteristics of the diagenetic facies of reservoirs in the Cretaceous Shangshui Formation in Zhoucan-12 well in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

3.2Ⅱ類：較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相

周參12井永豐組上段和下段，埋深大于2 300 m，現(xiàn)今處于中成巖A—中成巖B期，主要為扇三角洲前緣沉積（表3）。普通薄片和掃描電鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，原生孔隙被大量破壞，顆粒間接觸關(guān)系為線-點(diǎn)接觸，且顆粒邊緣溶蝕現(xiàn)象明顯（圖3）。經(jīng)定量計(jì)算，視溶蝕孔隙度為7.9％，屬中等溶蝕；視壓實(shí)率為50.3％，屬較強(qiáng)壓實(shí)；視膠結(jié)率為50％～70％，屬強(qiáng)膠結(jié)。綜合分析，周參12井永豐組上段及下段成巖相類型為較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相。Ⅱ類成巖相為本區(qū)下白堊統(tǒng)所發(fā)育的比較有利的儲(chǔ)集相帶。

3.3Ⅲ類：強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相

巴1井永豐組下段，埋深在4 400 m左右，現(xiàn)今均處于中成巖B期，沉積環(huán)境為扇三角洲前緣。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，原生孔隙被大量破壞，顆粒間接觸關(guān)系為線接觸-凹凸接觸，溶蝕現(xiàn)象普遍發(fā)育，孔隙性好（圖4）。經(jīng)定量計(jì)算，視溶蝕孔隙度為6.8％，屬中等溶蝕；視壓實(shí)率為73％，大于70％，屬強(qiáng)壓實(shí)；膠結(jié)物含量高，為6.2％，視膠結(jié)率為59％，屬強(qiáng)膠結(jié)。綜合分析，巴1井永豐組下段成巖相類型為強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相，本區(qū)第二次生孔隙發(fā)育帶主要存在于此區(qū)域。Ⅲ類成巖相代表了本區(qū)中等的儲(chǔ)集相帶類型。

圖3　南華北盆地譚莊凹陷周參12井下白堊統(tǒng)永豐組儲(chǔ)層成巖相特征Fig.3　Characteristics of the diagenetic facies of reservoirs in the Cretaceous Yongfeng Formation in Zhoucan-12 well in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

圖4　南華北盆地譚莊凹陷巴1井下白堊統(tǒng)永豐組儲(chǔ)層成巖相特征Fig.4　Characteristics of the diagenetic facies of reservoirs in the Cretaceous Shangshui Formation in Ba-1 well in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

圖5　南華北盆地譚莊凹陷周15井和周18井下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層成巖相特征Fig.5　Characteristics of the diagenetic facies in the Lower Cretaceous reservoirs of Zhou-15 and Zhou-18 wells in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

3.4Ⅳ類：較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相

周15井商水組及永豐組下段和周18井永豐組下段，現(xiàn)今均處于早成巖B—中成巖A期，沉積環(huán)境分別為扇三角洲平原和扇三角洲前緣。掃描電鏡和普通薄片觀察發(fā)現(xiàn)，原生孔隙被大量壓實(shí)破壞或膠結(jié)充填，見溶蝕現(xiàn)象但溶蝕程度弱，方解石膠結(jié)作用強(qiáng)（圖5）。經(jīng)定量計(jì)算，視溶蝕孔隙度均小于6％，屬弱溶蝕；視壓實(shí)率大于50％且小于70％，屬較強(qiáng)壓實(shí)；膠結(jié)物含量在10％左右，視膠結(jié)率都大于80％，屬強(qiáng)膠結(jié)。綜合分析，周15井商水組、永豐組下段和周18井永豐組上段成巖相類型均為較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相。周15井永豐組下段較上段壓實(shí)弱，主要原因?yàn)橄露蔚貙拥哪z結(jié)作用異常強(qiáng)烈，從而抑制了壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層的破壞，使儲(chǔ)層處于較強(qiáng)壓實(shí)的狀態(tài)。Ⅳ類成巖相為本區(qū)下白堊統(tǒng)所發(fā)育的較差的儲(chǔ)集相帶。

3.5Ⅴ類：強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相

巴1井和周15井永豐組上段，埋深分別為4 000 m左右和2 800 m左右，經(jīng)計(jì)算得出初始孔隙度分別為38.9％和28％。巴1井永豐組上段現(xiàn)今處于中成巖A期與中成巖B期的過渡時(shí)期；周15井處于早成巖B期。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，巴1井和周15井顆粒間接觸關(guān)系為凹凸-線接觸，表現(xiàn)出經(jīng)受強(qiáng)壓實(shí)過程的特點(diǎn)；鈣質(zhì)膠結(jié)現(xiàn)象普遍發(fā)育且膠結(jié)強(qiáng)度高；溶蝕作用弱，僅見顆粒邊緣被輕微溶蝕。經(jīng)定量計(jì)算，巴1井和周15井永豐組上段成巖相類型均為強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相（表3；圖6）。Ⅴ類成巖相為本區(qū)下白堊統(tǒng)所發(fā)育的差有利的儲(chǔ)集相帶。

綜上所述，不同成巖相類型具有不同的成巖環(huán)境，表現(xiàn)在其巖石學(xué)特征及成巖特征（包括壓實(shí)和溶蝕組構(gòu)和強(qiáng)度、膠結(jié)物成分與膠結(jié)類型、孔隙類型及分布等）明顯差異，這些差異對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量的影響異常明顯，其中Ⅰ和Ⅱ類成巖相是本區(qū)相對(duì)較好的儲(chǔ)層成巖相帶（表3）。譚莊凹陷下白堊統(tǒng)除周參12井部分商水組處于中等壓實(shí)外，其他各井下白堊統(tǒng)均處于較強(qiáng)-強(qiáng)壓實(shí)、強(qiáng)膠結(jié)、弱-中等溶蝕成巖相，大部分原生孔隙被強(qiáng)的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用所破壞，而溶蝕作用比較弱，形不成規(guī)模的次生孔隙發(fā)育帶，所以下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集物性整體較差，僅在周參12井商水組和周21井商水組相對(duì)壓實(shí)程度較弱的層段保留有原生粒間孔隙。

圖6　南華北盆地譚莊凹陷巴1井和周15井下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層成巖相特征Fig.6　Characteristics of the diagenetic facies in the Lower Cretaceous reservoirs of Zhou-15 and Ba-1 wells in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

4　成巖相分布及有利儲(chǔ)集相帶預(yù)測(cè)

根據(jù)各井各層段的成巖相特征、孔隙度演化及次生孔隙發(fā)育規(guī)律，結(jié)合不同地區(qū)的沉積相和砂體展布及埋深，本次研究做了不同層段的成巖相分布平面圖，下面以永豐組上段為例加以說明（圖7）。

永豐租上段在研究區(qū)北部發(fā)育Ⅴ和Ⅲ類成巖相；南部各井區(qū)成巖相比較復(fù)雜，周15井區(qū)以北發(fā)育Ⅲ類成巖相，以南為Ⅴ類成巖相；周14井一線以北為Ⅰ類，以南為Ⅳ類成巖相；周參12井和周21井區(qū)為Ⅱ類成巖相；周23井區(qū)為Ⅰ類成巖相。

成巖相評(píng)價(jià)的目的是確定不同類型成巖相的空間分布，定量預(yù)測(cè)有利成巖相的分布區(qū)域，進(jìn)而確定有利儲(chǔ)集層分布［1］。結(jié)合前期的沉積體系、成巖階段劃分、次生孔隙發(fā)育規(guī)律及儲(chǔ)層主控因素分析等綜合研究，對(duì)有利儲(chǔ)集相帶進(jìn)行預(yù)測(cè)。

譚莊凹陷北部各層段主要發(fā)育三角洲前緣砂體，南部主要發(fā)育扇三角洲前緣砂礫巖體。本區(qū)壓實(shí)作用受原始沉積條件的影響非常大，比如在凹陷南部的扇三角洲砂礫巖中含有大量的塑性火山碎屑巖屑，在埋藏過程中表現(xiàn)出強(qiáng)烈的變形，所

以壓實(shí)作用較強(qiáng)，為不利的成巖相帶。

圖7　南華北盆地譚莊凹陷K1y2成巖相分布Fig.7　Distribution of the diagenetic facies of the uppermember of the Cretaceous Yongfeng Formation in the Tanzhuang Sag of the southern North China Basin

溶蝕作用除了與地下水介質(zhì)的溶蝕能力和活躍程度有關(guān)以外，還與巖石本身所含易溶組分的多少以及巖石的分選性、雜基含量及巖石所處的成巖演化階段、孔隙連通性、烴類注入狀況等有關(guān)。凹陷北部下白堊統(tǒng)永豐組三角洲前緣砂巖相中，巖石的分選性好，雜基含量少，原生孔隙發(fā)育相對(duì)較好，有利于孔隙水的流動(dòng)，各種易溶碎屑顆粒被溶蝕而形成次生孔隙的機(jī)會(huì)較高，所以在3 000m左右存在次生孔隙發(fā)育帶，為有利的成巖相帶。

本區(qū)大部分地區(qū)及層段碳酸鹽膠結(jié)物非常發(fā)育，其中一個(gè)可能的原因是本區(qū)發(fā)育的深色泥巖中大都含有一定的碳酸鹽。碳酸鹽含量高時(shí)，烴源巖（泥巖）熱解形成的有機(jī)酸首先與它本身發(fā)生反應(yīng)，導(dǎo)致水介質(zhì)pH值升高，Ca和Mg離子含量增大，同時(shí)也抑制了草酸從泥巖排出（草酸與鈣形成草酸鈣沉淀），這樣進(jìn)入儲(chǔ)層的水介質(zhì)pH值相對(duì)較高，有機(jī)酸中草酸含量低，其在儲(chǔ)層中溶解碳酸鹽和硅酸鹽的能力也相對(duì)較弱，而且如果水介質(zhì)相對(duì)于CaCO3飽和時(shí)，其進(jìn)入儲(chǔ)層后與孔隙水混合還會(huì)發(fā)生碳酸鹽沉淀反應(yīng)［23］。這也是本區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物非常發(fā)育而不被溶解的重要因素，所以本區(qū)強(qiáng)膠結(jié)成巖相發(fā)育，為不利的儲(chǔ)集相帶。

綜合考慮本區(qū)的沉積體系、次生孔隙及成巖相帶的分布規(guī)律認(rèn)為，在周18井、周21井、周參12井及周23井區(qū)、南部扇三角洲的北部區(qū)域、北部三角洲的南部區(qū)域及周18井一線附近的滑塌濁積扇砂體處于中等-較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱-中等溶蝕成巖相帶，為各層段的有利儲(chǔ)集相帶。而北部三角洲的北部區(qū)域由于埋藏較深，處于強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相，為差的儲(chǔ)集相帶；南部扇三角洲的南部由于靠近物源，巖石的結(jié)構(gòu)成熟度極差造成原生孔隙及次生孔隙均不發(fā)育，屬于較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相，也是差的儲(chǔ)集相帶。

5　結(jié)論

1）對(duì)下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層物性具有明顯控制作用的成巖作用類型主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。通過對(duì)視壓實(shí)率、視膠結(jié)率和視溶蝕孔隙度的定量計(jì)算，得出了壓實(shí)強(qiáng)度、膠結(jié)強(qiáng)度及溶蝕強(qiáng)度標(biāo)準(zhǔn)。壓實(shí)強(qiáng)度分為弱、中、較強(qiáng)、強(qiáng)4個(gè)標(biāo)準(zhǔn)，膠結(jié)程度和溶蝕程度都分為弱、中、強(qiáng)3個(gè)標(biāo)準(zhǔn)。

2）根據(jù)成巖強(qiáng)度的計(jì)算和劃分標(biāo)準(zhǔn)，將譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層劃分為5種成巖相，即分別為Ⅰ類——中等壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相；Ⅱ類——較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相；Ⅲ類——強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相；Ⅳ類——較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相；Ⅴ類——強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相。

3）通過成巖相帶預(yù)測(cè)認(rèn)為，南部扇三角洲的北部區(qū)域、北部三角洲的南部區(qū)域處于中等-較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相帶，為下白堊統(tǒng)各層段的有利儲(chǔ)集相帶。

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（編輯張亞雄）

中圖分類號(hào)：TE122.2

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：0253-9985（2010）04-0472-09

收稿日期：2010-05-24。

第一作者簡(jiǎn)介：張琴（1973—），女，副教授，層序地層學(xué)和儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)。

Distribution of diagenetic facies and prediction of high-quality reservoirs in the
Lower Cretaceous of the Tanzhuang Sag，the southern North China Basin

Zhang Qin1，Zhu Xiaomin1，Chen Xiang2，Zhu Shifa1，Ji Hancheng1and Jiang Yongfu2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Henan Petroleum Exploration Bureau，Nanyang，Henan 473132，China）

Abstract：Using data such as ordinary thin sections，casting thin sections，scanning electron microscope observations and testing，we quantitatively calculate the diagenesis intensity parameters such as compaction，cementation and dissolution，which influence physical properties of the Lower Cretaceous reservoirs in the Tanzhuang sag，southern North China Basin.The apparent rates of compaction，cementation and dissolution porosity in different wells and intervals are obtained and the division standards of diagenesis intensity are determined.The Lower Cretaceous reservoirs are divided into five types of diagenetic facies.The type-Ⅰand type-Ⅱare good reservoir facies belts，the typeⅢis fair reservoir facies belt，while the typeⅣand type-Ⅴare poor reservoir facies belts.By predicting distribution of diagenetic facies and in combination with study of depositional systems and distribution pattern of secondary pores，we believe that the northern part of the southern fan delta and the southern part of the northern delta in the Tanzhuang sag，with moderate to-relatively high compaction，high cementation and moderate dissolution，are favorable reservoir facies belts for each interval.

Keywords：diagenesis，diagenetic facies，reservoir prediction，Lower Cretaceous，Tanzhuang Sag，southern North China Basin