南華北地區(qū)上古生界儲層影響因素分析

杜建波 田景春 何明喜 張 翔 馬榮芳

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國石化 河南油田研究院，河南 南陽473132）

南華北地區(qū)上古生界為華北克拉通盆地的一部分，殘存分布面積5.7×104km2（圖1），殘存厚度一般為0.4～1.3km，主體發(fā)育一套海陸過渡相含煤沉積，為南深北淺的巨型聚煤盆地［1］。儲集巖以濱岸砂巖、海陸過渡三角洲砂巖為主，可分為潮道砂體、障壁島砂體、海灘砂體、三角洲砂體、河流砂體等，其中主要儲集砂體（大占砂巖、砂鍋窯砂巖、田家溝砂巖、平頂山砂巖等）均具有層位相對穩(wěn)定的區(qū)域性分布規(guī)律。雖然南華北地區(qū)上古生界砂巖以長石石英砂巖和巖屑長石砂巖為主，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較高，并占地層厚度的20.6%～33.2%；但砂巖物性卻普遍較差（表1），平均孔隙度為2%～3%，滲透率為0.05×10－3～0.4×10－3μm2。通過對儲層發(fā)育的影響因素分析，為南華北地區(qū)上古生界儲層預(yù)測、進一步油氣勘探奠定基礎(chǔ)。

圖1 南華北地區(qū)上古生界殘存展布圖Fig.1 Residual stratigraphic distribution of the Upper Paleozoic in the south of North China

表1 南華北地區(qū)上古生界砂巖實測物性數(shù)據(jù)表Table 1 Measured sandstone physical property data of the Upper Paleozoic in the south of North China

1 沉積作用對儲層的影響

沉積作用是儲層研究的基礎(chǔ)。沉積作用不僅在一定程度上決定了儲層巖石的原始組分和巖石結(jié)構(gòu)，在宏觀上控制儲層分布范圍［2］，而且影響后期的成巖作用類型和強度，從而形成不同的原始孔隙度和滲透率。

1.1 碎屑巖原始物質(zhì)組分

南華北地區(qū)上古生界碎屑巖物質(zhì)成分以石英、長石、巖屑為主。其中，石英抗壓實能力強，含量高可使得顆粒間的原生粒間孔得以更好地保存；長石溶蝕強度大，含量越高，溶蝕孔隙就越發(fā)育；而巖屑和雜基抗壓實能力弱，容易充填于碎屑顆粒之間，使儲層物性變差。研究表明：巖屑質(zhì)量分數(shù)＞30%時，儲層孔隙度一般＜5%；雜基質(zhì)量分數(shù)＞5%時，儲層面孔率一般＜5%。

區(qū)內(nèi)晚古生代各時期由于沉積環(huán)境不同，多由不同的沉積物質(zhì)組成，各類組分含量也存在較大差異（表2）。

1.2 結(jié)構(gòu)、形態(tài)及分選性

南華北地區(qū)上古生界碎屑巖主要包括障壁島砂巖、潮道砂巖、河流砂巖、三角洲砂巖等。其中，河道儲集巖由于河道往復(fù)遷移，在平面上呈帶狀展布；三角洲砂體在平面上則呈朵狀展布。儲集巖主要為中—細砂巖，物性以低孔－低滲為主。碎屑巖結(jié)構(gòu)及物性分析見表3和圖2。

表2 南華北地區(qū)二疊系巖石成分Table 2 Rock compositions of the Upper Paleozoic in the south of North China

表3 南華北地區(qū)上古生界碎屑巖結(jié)構(gòu)及物性特征Table 3 Clastic structure and physical properties of the Upper Paleozoic in the south of North China

圖2 南華北地區(qū)二疊系砂巖孔隙度分布直方圖Fig.2 Sandstone porosity distribution histogram of the Upper Paleozoic in the south of North China

2 成巖作用對儲層的影響

成巖作用是儲集空間形成的關(guān)鍵［3］，它影響儲集空間的演化過程和儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征，并最終決定儲層物性的好壞。研究表明，南華北地區(qū)上古生界砂巖儲層儲集空間類型主要為孔隙型和裂隙型。按成因可分為原生孔隙、次生孔隙和微裂縫3種類型，包括粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔、晶間微孔及顆粒微裂隙等孔隙類型。絕大多數(shù)碎屑巖儲層都處于晚成巖階段，成巖作用極強，砂巖致密，物性普遍較差。除強烈的機械壓實對原生孔隙的破壞作用較大外；另一重要原因是膠結(jié)作用較強，包括泥質(zhì)膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)等。膠結(jié)物對原生孔隙起著堵塞作用，成巖作用對碎屑巖儲層的影響主要表現(xiàn)在以下方面（圖3）。

2.1 壓實作用

壓實作用是造成沉積物體積收縮、孔隙度減少、巖石致密的主要因素之一。由于埋藏較深，壓實作用對研究區(qū)上古生界砂巖儲層的破壞作用很大［4］。研究結(jié)果表明：壓實作用對原生粒間孔隙度的損失率一般是60%～70%，最高可達100%；孔隙度的損失量一般是25%～30%，保留下來的原生粒間孔隙度一般為8%～13%。在巖石薄片中，上古生界砂巖碎屑顆粒之間以線接觸為主，山西組和太原組甚至可見到凹凸接觸和縫合線接觸關(guān)系，并多見塑性巖屑變形，剛性顆粒（石英、長石等）破裂、錯斷，以及剛性碎屑（石英、硅質(zhì)巖屑等）被嵌入到塑性碎屑中的強烈壓實現(xiàn)象。但區(qū)內(nèi)有些層段因為砂巖中早期方解石亮晶膠結(jié)物充填特別發(fā)育，從而抑制了壓實作用，其碎屑顆粒多呈點式接觸甚至懸浮狀，原生孔隙度可高達30%～40%?？傮w分析區(qū)內(nèi)上古生界壓實作用較強，砂巖原生粒間孔隙大部分已經(jīng)消失，對砂巖物性破壞嚴重。

圖3 南華北地區(qū)上古生界成巖序列及孔隙演化Fig.3 Sandstone diagenetic sequence and pore evolution of the Upper Paleozoic in the south of North China

2.2 膠結(jié)充填作用

膠結(jié)充填作用可造成原生粒間孔和次生孔隙的減少甚至消失，南華北地區(qū)上古生界砂巖中的膠結(jié)充填作用主要包括各類碳酸鹽礦物、自生黏土礦物的充填作用和交代作用，以及石英顆粒次生加大等硅質(zhì)礦物的充填作用。

2.2.1 碳酸鹽礦物和黏土礦物的充填作用

區(qū)內(nèi)各層段砂巖中，碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)育廣泛，主要包括方解石、白云石、菱鐵礦等。由方解石及鐵方解石等在巖石中的產(chǎn)出特征來看，存在多期充填，其中，以早期充填為主，晚期次之。但晚期多充填孔洞及裂隙，對砂巖儲層物性破壞性大。

自生黏土礦物主要為高嶺石和伊利石［5］。高嶺石以充填孔隙為主（圖4），其次為交代長石等顆粒；伊利石則充填孔隙或沿顆粒邊緣分布。區(qū)內(nèi)自生黏土常和泥質(zhì)雜基混雜，而且分布較普遍，二者質(zhì)量分數(shù)最高可達15%，平均為1.6%～10.2%；由于其占據(jù)孔隙空間，堵塞連通喉道，對儲層破壞較明顯。

圖4 高嶺石膠結(jié)物Fig.4 The kaolinite cements

2.2.2 石英顆粒次生加大及自生石英膠結(jié)物

南華北地區(qū)探井資料顯示，上古生界砂巖硅質(zhì)膠結(jié)作用較為普遍，主要表現(xiàn)為石英顆粒次生加大（圖5）和自生石英充填于碎屑顆粒之間。次生加大石英與原生石英顆粒之間邊界清晰，鏡下常以黏土薄膜加以區(qū)分。石英次生加大邊一般發(fā)育不完全，很少見到環(huán)邊狀。硅質(zhì)膠結(jié)物對砂巖儲層物性破壞較大，當自生石英膠結(jié)物的質(zhì)量分數(shù)達到4.5%～5%時，砂巖的有效孔隙度即降至3%以下，成為非儲層。區(qū)內(nèi)上二疊統(tǒng)平頂山砂巖膠結(jié)物中石英的質(zhì)量分數(shù)一般為5%～10%，多以自生加大形式出現(xiàn)在石英顆粒周圍，堵塞孔隙，且沉積環(huán)境為氧化的酸性水，在成巖過程中基本無石英溶蝕現(xiàn)象，次生孔隙極不發(fā)育，整體評價為非儲集層。

2.2.3 交代作用

圖5 石英次生加大，表面被伊利石溶蝕Fig.5 Surface of the quartz overgrowths dissolved by illite of the Upper Permian Shangshihezi Formation

交代作用是一種礦物替代另一種礦物的作用，其對儲層孔隙的發(fā)育影響不大。研究區(qū)上古生界砂巖中多見膠結(jié)物對碎屑顆粒的交代作用和不同膠結(jié)物之間的交代作用。硅質(zhì)膠結(jié)物與碳酸鹽膠結(jié)物交代碎屑顆粒，主要交代石英、長石顆粒，并沿其邊緣及裂隙進行交代，程度由較弱至強烈均有。此外，黏土礦物對碎屑顆粒也有交代作用，程度相對較弱，正交鏡下可見到黏土物質(zhì)與被交代顆粒相互穿插，模糊不清。

2.3 溶蝕作用

溶蝕作用可改善儲層儲集空間［6］。南華北地區(qū)上古生界溶蝕作用可細分為碎屑顆粒溶蝕和填隙物溶蝕。其中，以碎屑顆粒溶蝕為主（多發(fā)生于長石和巖屑顆粒中），使砂巖產(chǎn)生各種溶蝕孔隙，如粒間溶蝕孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙及晶間溶蝕孔隙等（圖6）。填隙物溶蝕則主要是指充填的碳酸鹽礦物（方解石、白云石）溶蝕，可產(chǎn)生大量次生孔隙。

圖6 石英次生加大普遍，粒間溶蝕孔隙形態(tài)不規(guī)則Fig.6 Quartz overgrowths，intergranular dissolution pores in irregular shape

溶蝕所產(chǎn)生的次生孔隙在南華北地區(qū)主要包括以下2種情況：（1）在煤層上下的砂巖及含有機質(zhì)較高的厚層泥巖所夾的砂巖中，由于有機質(zhì)脫羧基作用使泥巖及煤層附近成巖環(huán)境呈酸性，長石、黑云母及已形成的碳酸鹽發(fā)生溶解，形成次生孔隙，故其孔隙度比遠離煤層的砂層要高。（2）構(gòu)造運動的抬升作用使砂巖受地表水淋濾，因介質(zhì)呈酸性，從而使得碳酸鹽和長石被溶解形成次生孔隙。南華北晚古生代大型聚煤盆地經(jīng)歷了多階段的構(gòu)造抬升，為次生孔隙發(fā)育奠定了基礎(chǔ)，因此，尋找致密砂巖背景下的次生孔隙發(fā)育帶是油氣勘探的重點之一。

3 構(gòu)造演化對儲層的影響

3.1 構(gòu)造演化對儲集體類型的控制

通過對南華北地區(qū)上古生界沉積演化過程分析，發(fā)現(xiàn)不同構(gòu)造演化階段導(dǎo)致沉積盆地類型及性質(zhì)不同，從而也導(dǎo)致不同階段儲集體的成因類型不同。如晚古生代，南華北大部分地區(qū)由早古生代的碳酸鹽巖克拉通盆地演變?yōu)樗樾紟r克拉通盆地，盆地內(nèi)儲集體也由早古生代的碳酸鹽巖儲集體（礁灘相、白云巖及喀斯特儲層等）轉(zhuǎn)變?yōu)橥砉派年懺此樾紟r儲集體（海陸過渡三角洲砂體、潮坪砂體、河流湖泊三角洲砂體等）。

3.2 構(gòu)造演化對儲層物性改造的控制

構(gòu)造運動對儲集巖會產(chǎn)生“外生裂隙”，可以調(diào)節(jié)儲層的主干通道和儲集空間。因此，一定程度的構(gòu)造運動是儲層物性性能改善的有利條件；但劇烈的構(gòu)造運動可能會使儲集巖發(fā)生塑性形變，從而破壞先期裂隙的中樞網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，阻塞裂隙通道，使得儲集巖滲透率大為降低，油氣難以運聚。總體分析認為，南華北地區(qū)構(gòu)造對儲層物性的影響以“建設(shè)性”為主。如煤田鉆孔涌水量統(tǒng)計（表4）表明：砂巖裂縫是區(qū)內(nèi)上古生界重要的儲集類型，研究構(gòu)造（微）裂縫的分布規(guī)律、產(chǎn)出狀態(tài)、規(guī)模大小及成因機理，落實構(gòu)造（微）裂縫發(fā)育“甜點區(qū)”，是油氣勘探的重點研究方向之一。

3.3 構(gòu)造演化對圈閉的控制作用

南華北盆地經(jīng)歷了多期次和多種類構(gòu)造的改造與疊加，最終形成了伸展、擠壓、反轉(zhuǎn)等多種類型的構(gòu)造樣式［7］。其中與伸展構(gòu)造相關(guān)的滾動背斜、翹傾斷塊以及與擠壓構(gòu)造相關(guān)的擠壓背斜、擠壓斷鼻和倒轉(zhuǎn)褶皺等構(gòu)造，為最終油氣的聚集提供了場所，為圈閉的形成創(chuàng)造了條件［8］。如區(qū)內(nèi)伊川凹陷的西部地區(qū)位于石門上沖斷層的上盤，地層剝蝕嚴重；東部地區(qū)位于石門上沖斷層的下盤，石炭—二疊—三疊系保存最好，并在3001和4001孔的上三疊統(tǒng)見良好油氣顯示，綜合評價認為是油氣勘探的有利區(qū)塊。

4 結(jié)論

南華北地區(qū)晚古生代為大型聚煤盆地，具有較大的油氣資源潛力，油氣勘探突破的關(guān)鍵因素就是儲層和后期保存。

a.南華北地區(qū)上古生界儲集巖以濱岸砂巖、海陸過渡三角洲砂巖為主，其中三角洲砂體和河流砂體是其主要儲集砂體，并具有層位展布穩(wěn)定、區(qū)域廣泛分布的特征。

b.南華北地區(qū)上古生界儲層物性主要受沉積、成巖及構(gòu)造演化的影響。其中，海陸過渡相三角洲沉積決定了區(qū)內(nèi)儲集巖主要為中—細砂巖，物性以低孔－低滲為主；成巖作用影響儲集空間的演化過程和儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征，區(qū)內(nèi)儲集空間類型以孔隙型和裂隙型為主；區(qū)內(nèi)構(gòu)造演化對儲層物性的影響以“建設(shè)性”為主。

表4 南華北地區(qū)上古生界涌水情況統(tǒng)計Table 4 Water inflow table of the Upper Paleozoic in the south of North China

c.南華北地區(qū)上古生界油氣勘探應(yīng)以巖性圈閉為主，在一定程度上開展致密砂巖巖性油氣藏勘探是其首選方向。

［1］焦大慶，張洪年，謝曉安，等.華北南部油氣地質(zhì)條件［M］.北京：地質(zhì)出版社，2009.

［2］李健，吳智勇.深層致密砂巖氣藏勘探開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

［3］雷卞軍，劉斌，李世臨，等.致密砂巖成巖作用及其對儲層的影響［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報，2008，30（6）：57－62.

［4］王瑞飛，孫衛(wèi).儲層沉積—成巖過程中物性演化的主控因素［J］.礦物學(xué)報，2009，30（3）：399－404.

［5］管俊芳，陸琦，陳林麗，等.南華北地區(qū)石炭—二疊系砂巖和泥巖中粘土礦物的形成與轉(zhuǎn)化［J］.西北地質(zhì)，2003，36（1）：74－77.

［6］唐海發(fā)，彭仕宓，趙彥超，等.致密砂巖儲層物性的主控因素分析［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2007，22（1）：59－63.

［7］陳世悅.華北地塊南部晚古生代至三疊紀沉積構(gòu)造演化［J］.中國礦業(yè)大學(xué)學(xué)報，2000，29（5）：536－540.

［8］余和中，韓守華，謝錦龍，等.華北板塊東南緣原型沉積盆地類型與構(gòu)造演化［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2006，27（2）：244－252.