南堡凹陷碎屑巖儲(chǔ)層質(zhì)量層間差異及成因

摘 要 【目的】隨著勘探程度的提高，中深層已成為成熟探區(qū)油氣勘探開(kāi)發(fā)的重要目標(biāo)，其儲(chǔ)層控制因素和發(fā)育規(guī)律是油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的關(guān)鍵?！痉椒ā坷脪呙桦婄R、鑄體薄片、壓汞分析等技術(shù)，分層系分析了南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶古近系碎屑巖儲(chǔ)層巖石學(xué)、孔滲、孔隙結(jié)構(gòu)特征及儲(chǔ)層質(zhì)量差異原因?！窘Y(jié)果】不同層系砂巖組分相似，均以巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，但儲(chǔ)層質(zhì)量層間差異明顯。東營(yíng)組二段（東二段）、三段（東三段）儲(chǔ)層質(zhì)量隨埋藏深度增大而快速變差，但下伏的沙河街組一段（沙一段），儲(chǔ)層質(zhì)量反而有所改善，表現(xiàn)出“反常”的儲(chǔ)層演化現(xiàn)象。統(tǒng)計(jì)證實(shí)，從沙一段到東二段，儲(chǔ)層孔隙度和滲透率平均值降低，分別從16.61%和9.58×10-3 μm2降至12.96%和3.39×10-3 μm2。受構(gòu)造演化控制的沉積相是產(chǎn)生儲(chǔ)層演化層間“反?！钡闹饕颉！窘Y(jié)論】沙一段到東三段、東二段，裂陷活動(dòng)增強(qiáng)、地貌變陡，曲流河三角洲演變?yōu)檗p狀河三角洲，儲(chǔ)層粒度增粗、砂巖成分與結(jié)構(gòu)成熟度降低，砂巖抗壓能力下降，壓實(shí)減孔率增大，導(dǎo)致下部的沙一段儲(chǔ)層原生孔隙保存較好。此外，深層溶蝕強(qiáng)度增大、異常高壓發(fā)育的成巖環(huán)境差異，進(jìn)一步加大了儲(chǔ)層質(zhì)量的層間“反常”。

關(guān)鍵詞 儲(chǔ)層質(zhì)量；層間差異；沉積相；成巖作用；南堡凹陷

第一作者簡(jiǎn)介 唐禾元，男，1997年出生，碩士研究生，儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)，E-mail： heyuantang1997@foxmail.com

通信作者 鮮本忠，男，教授，博士生導(dǎo)師，沉積學(xué)與儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)，E-mail： xianbzh@cup.edu.cn

中圖分類號(hào) P618.13 文獻(xiàn)標(biāo)志碼 A

0 引言

埋藏過(guò)程中儲(chǔ)層的層間差異及質(zhì)量評(píng)價(jià)是開(kāi)展沉積盆地油氣勘探與開(kāi)發(fā)高效部署的重點(diǎn)和難點(diǎn)[1]。碎屑巖儲(chǔ)集層的形成需要經(jīng)歷一系列成巖作用，導(dǎo)致儲(chǔ)層質(zhì)量通常隨深度增大而不斷變差。國(guó)內(nèi)外學(xué)者的大量研究表明，孔隙的形成及演化受沉積作用、成巖作用、構(gòu)造作用、埋藏史、地溫、異常高壓及流體等多種因素的綜合影響[2?6]。

南堡凹陷油氣資源豐富，是渤海灣盆地重要的富烴凹陷。隨著南堡凹陷油氣勘探的不斷深入，勘探開(kāi)發(fā)的目標(biāo)逐漸由淺層轉(zhuǎn)向中深層[7]。前人對(duì)南堡凹陷古近系碎屑巖儲(chǔ)層的研究主要集中在儲(chǔ)集空間、孔隙結(jié)構(gòu)、成巖作用、成巖演化等方面[8?11]。古近系的沙河街組和東營(yíng)組是南堡4號(hào)構(gòu)造帶的重點(diǎn)勘探層位，其中東二段是冀東油田產(chǎn)能建設(shè)與升級(jí)的主要含油層系[12]，沙一段也發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油流，并發(fā)現(xiàn)埋藏相對(duì)較深的沙一段儲(chǔ)層質(zhì)量反而優(yōu)于其上覆的東三段和東二段[13?14]，揭示了南堡凹陷古近系碎屑巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性很強(qiáng)，可能受到構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、沉積環(huán)境的差異以及復(fù)雜的埋藏成巖過(guò)程的控制。油氣勘探的目標(biāo)層系日漸轉(zhuǎn)向中深部，中深層低孔低滲儲(chǔ)層廣泛發(fā)育的背景下，如何探索巖石內(nèi)部成分、結(jié)構(gòu)差異及其影響下的儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)律，準(zhǔn)確評(píng)價(jià)不同層系儲(chǔ)層質(zhì)量的差異性特征及主控因素，建立優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)地質(zhì)模型，成為包括南堡凹陷在內(nèi)的我國(guó)東西部地區(qū)中—高勘探程度沉積盆地中深層油氣勘探科技攻關(guān)的重點(diǎn)和難點(diǎn)。

本文以南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶古近系沙河街組一段（沙一段，Es1），東營(yíng)組三段（東三段，Ed3）、東營(yíng)組二段（東二段，Ed2）為研究對(duì)象，綜合利用物性測(cè)試及掃描電鏡、鑄體薄片、高壓壓汞等技術(shù)，系統(tǒng)開(kāi)展了三個(gè)層段儲(chǔ)層巖石學(xué)、儲(chǔ)集物性及孔隙結(jié)構(gòu)特征研究，分析了層間儲(chǔ)層質(zhì)量的差異性及其影響因素，旨在深化研究區(qū)中深層儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)律，為我國(guó)東西部地區(qū)中—高勘探程度沉積盆地中深層油氣儲(chǔ)層預(yù)測(cè)提供地質(zhì)支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

南堡凹陷位于渤海灣盆地黃驊凹陷東北部，勘探面積1 362 km2。構(gòu)造位置上北以西南莊斷層—柏各莊斷層為界，南以沙壘田凸起為界[15]。南堡凹陷自中生代就處于裂陷期，中新生代構(gòu)造演化可分為早期的侏羅系—白堊系與晚期沙河街組—東營(yíng)組的兩期斷陷和侏羅系、白堊系、沙河街組、東營(yíng)組四幕裂陷。在沙河街組三段—二段經(jīng)歷強(qiáng)烈斷裂活動(dòng)，在沙一段由抬升轉(zhuǎn)為斷陷，斷裂活動(dòng)性相對(duì)減弱；東營(yíng)組時(shí)期高柳斷層活動(dòng)性增強(qiáng)，到東營(yíng)組末期構(gòu)造抬升，地層剝蝕作用較強(qiáng)烈，裂陷活動(dòng)逐漸消失；之后館陶組開(kāi)始進(jìn)入坳陷沉積期，斷裂活動(dòng)性明顯變?nèi)鮗16]。根據(jù)構(gòu)造特征，南堡凹陷可劃分為南堡1-5號(hào)構(gòu)造帶、北堡、老爺廟、林雀、老堡、高尚堡、曹妃甸等11個(gè)次級(jí)構(gòu)造區(qū)塊（圖1）。研究區(qū)南堡4號(hào)構(gòu)造帶，主體面積約220 km2，受西北方的西南莊斷層、東北方的柏各莊斷層及內(nèi)部斷層斷裂帶控制，形成了“北斷南超”的構(gòu)造格局[18]。

南堡凹陷古近系自下而上發(fā)育古近系沙河街組與東營(yíng)組，其中沙河街組細(xì)分為沙一段、沙二段、沙三段、沙四段，東營(yíng)組細(xì)分為東一段、東二段、東三段。研究的目的層為沙一段、東三段、東二段，其中沙一段內(nèi)可識(shí)別出兩個(gè)三級(jí)層序（沙一上亞段層序與沙一下亞段層序），東三段內(nèi)識(shí)別出兩個(gè)三級(jí)層序（東三上亞段層序與東三下亞段層序），而東二段只識(shí)別為一個(gè)三級(jí)層序。主要發(fā)育辮狀河三角洲和正常（曲流河）三角洲沉積，其中水下分流河道、河口壩等沉積微相均可作為良好儲(chǔ)集體。近年來(lái)，南堡4號(hào)構(gòu)造北部在沙一段、東三段、東二段發(fā)現(xiàn)了較大儲(chǔ)量規(guī)模的低滲透油藏，普遍存在油層厚度薄、產(chǎn)量低、豐度低、埋藏深等特點(diǎn)[13]，規(guī)模性優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)成為制約后續(xù)油氣勘探的主要問(wèn)題之一。

2 資料與方法

本次研究數(shù)據(jù)來(lái)源于南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶古近系，具體包括測(cè)井及錄井資料。其中，基于巖心錄井資料制作砂巖普通巖石薄片295 塊，主要來(lái)自NP401X33、43-X4830、43-X4805等6口井；鑄體巖石薄片、高壓壓汞37份，主要來(lái)自NP403X14、43-4950、4-68、4-80等11口井。

利用砂巖普通薄片、鑄體薄片進(jìn)行儲(chǔ)層巖石學(xué)和成巖作用研究，結(jié)合巖石學(xué)特征和儲(chǔ)層物性測(cè)試，開(kāi)展儲(chǔ)層物性特征研究，綜合利用高壓壓汞測(cè)試結(jié)果和掃描電鏡分析開(kāi)展儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分析。高壓壓汞采用GB/T 29171—2012《巖石毛管壓力曲線的測(cè)定》標(biāo)準(zhǔn)，利用美國(guó)corelab CMS300和美國(guó)AutoPoreⅣ 9500壓汞儀測(cè)定。

在常規(guī)儲(chǔ)層巖石學(xué)、物性與成巖作用研究基礎(chǔ)上，根據(jù)前人提出的經(jīng)驗(yàn)公式（式1～6）定量討論成巖強(qiáng)度差異[19?21]：

COPL = Фo - [ IGV × （100 - Фo ） ] /（100 - IGV）（1）

CEPL = （Фo - COPL ） × （CEM/IGV ） （2）

CRPI = CRP × （100 - COPL ）/100 （3）

COPL - P = （COPL/Фo ） × 100% （4）

CEPL - P = （CEPL/Фo ） × 100% （5）

CRPI - P = （CEPL/TP） × 100% （6）

式中：COPL 為壓實(shí)作用減少孔隙度（%），CEPL 為膠結(jié)作用減少孔隙度（%），CRPI 為溶蝕作用增加孔隙度（%）；Φ0為原始孔隙度（%），可以用Beard et al.[19]提出的原始孔隙度與分選系數(shù)之間的經(jīng)驗(yàn)公式Φ0=20.91+22.9/So求得；IGV為負(fù)膠結(jié)物孔隙度（%），即原生孔隙度與膠結(jié)物體積之和（%）；CEM為膠結(jié)物含量（%），CRP為溶蝕孔含量（%）；COPL-P為壓實(shí)作用減孔率（%），CEPL-P為膠結(jié)作用減孔率（%），CRPL-P為溶蝕作用增孔率；TP為面孔率（%）。

3 儲(chǔ)層基本特征

3.1 巖石學(xué)特征及差異

研究區(qū)巖石類型以巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主（圖2）。沙一段到東二段石英平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為51%、45%、37%，東二段石英含量低，其成分成熟度較東三段和沙一段低，指示了近物源的沉積環(huán)境。東二段與東三段巖屑類型及含量相似，以巖漿巖和變質(zhì)巖巖屑為主，沙一段巖屑含量較低，占比為13%，以變質(zhì)巖和沉積巖巖屑為主。

儲(chǔ)層巖石的碎屑結(jié)構(gòu)特征對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量起著至關(guān)重要的作用，粒度粗細(xì)、分選好壞、膠結(jié)類型、磨圓度以及顆粒間接觸關(guān)系是主要的評(píng)價(jià)指標(biāo)。東二段巖性以中砂巖為主，東三段以細(xì)砂巖為主，沙一段以細(xì)砂巖和不等粒砂巖為主。分選系數(shù)介于1.22～3.78，平均為1.60，隨深度加深，分選逐漸變好。東二段磨圓度以次圓為主，東三段以次棱—次圓為主，沙一段以次棱、次棱—次圓為主。從接觸關(guān)系上來(lái)看，自東二段到沙一段顆粒接觸程度逐漸降低，反應(yīng)壓實(shí)作用影響變小，沙一段以點(diǎn)接觸為主，受壓實(shí)作用影響較小，東二段、東三段受壓實(shí)作用影響相對(duì)較強(qiáng)，以點(diǎn)—線接觸為主（表1）。

3.2 物性特征差異

南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶古近系砂巖在整體低孔低滲的背景下，局部發(fā)育少量中孔中滲型儲(chǔ)層。儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)表明，沙一段儲(chǔ)層孔隙度介于4.20%～23.90%，平均值為16.61%；滲透率介于0.46×10-3～96.48×10-3 μm2，平均值為9.58×10-3 μm2，孔、滲分布頻率多集中在15%～20%與1×10-3～10×10-3 μm2區(qū)間（圖3d，f）；東三段儲(chǔ)層孔隙度介于4.30%～28.80%，平均值為13.74%；滲透率介于0.05×10-3～20.91×10-3 μm2，平均值為2.39×10-3 μm2；東二段儲(chǔ)層孔隙度介于0.15%～20.50%，平均值為12.96%；滲透率介于0.002×10-3～59.00×10-3 μm2，平均值為3.39×10-3 μm2。結(jié)合各層段孔隙度垂向演化（圖3）發(fā)現(xiàn)，同一層段樣品，孔隙度隨埋藏深度的增加而變差，但不同層位孔隙度隨埋藏深度變化下降幅度存在較大差異。沙一段埋藏深度更大但孔隙度下降不明顯（圖3a），而東三段與東二段孔隙度隨埋藏深度變化更加明顯（圖3b，c）。綜上，沙一段埋藏深度雖然較大，但儲(chǔ)層孔滲分布頻率與孔滲均值均優(yōu)于東三段與東二段（圖3d，e）。

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征差異

壓汞曲線可以很好地反應(yīng)儲(chǔ)集層微觀孔喉特征。對(duì)研究區(qū)沙一段、東三段、東二段的孔喉特征參數(shù)分析發(fā)現(xiàn)，排驅(qū)壓力、中值壓力與物性好壞呈負(fù)相關(guān)，沙一段排驅(qū)壓力平均為1.0 MPa，低于東三段的1.2 MPa和東二段的2.7 MPa。孔喉半徑與孔滲呈正相關(guān)，沙一段最大孔喉半徑為3.5 μm，平均孔喉半徑為0.62 μm，中值孔喉半徑平均為0.23 μm。均質(zhì)系數(shù)與儲(chǔ)層物性呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，沙一段均質(zhì)系數(shù)為0.2，小于其他兩段。整體來(lái)看，沙一段儲(chǔ)層孔喉特征參數(shù)較東三段、東二段好，但分選系數(shù)略高，非均質(zhì)性略強(qiáng)，說(shuō)明沙一段儲(chǔ)集層存在連通性好的粗孔喉，同時(shí)也存在連通性差的細(xì)微孔喉（表2）。

沙一段、東三段、東二段的壓汞曲線形態(tài)可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三種類型（圖4a～c）。Ⅰ型壓汞曲線（圖4中藍(lán)色曲線）形態(tài)呈向下凹的斜線，曲線平臺(tái)段不明顯或發(fā)育位置很低，α角角度較小，代表分選較好、略粗歪度的毛管曲線類型。Ⅱ型壓汞曲線（紅色）形態(tài)可見(jiàn)平緩的傾斜直線段，有明顯的平臺(tái)段且發(fā)育位置較高，α角角度小，代表分選好、略細(xì)歪度的毛管曲線類型。Ⅲ型壓汞曲線（黃色）形態(tài)為上凸的斜線狀，α角角度很大，未見(jiàn)明顯的平緩臺(tái)階段，代表分選差、細(xì)歪度的毛管曲線類型。

研究層段均具有上述三類曲線特征，單從形態(tài)上無(wú)法反映層間差異，于是結(jié)合孔喉分布來(lái)討論。Ⅰ型壓汞曲線孔隙度平均為18.61%，滲透率平均為71.26×10-3 μm2，排驅(qū)壓力在三類曲線中最小，平均為0.055 MPa。該類壓汞曲線的孔喉半徑大于10 μm，孔喉組合種類多樣，粒間孔、縮頸喉道、微裂縫組合是滲透率主要貢獻(xiàn)者（圖4d，g）。Ⅱ型壓汞曲線孔隙度平均為11.26%，滲透率平均為8.56×10-3 μm2，排驅(qū)壓力略大，平均為0.68 MPa。該類曲線滲透率主要貢獻(xiàn)來(lái)源于分選好的粒間孔和縮頸狀喉道組合（圖4e，h），由于缺少微裂縫，孔喉半徑小于10 μm，物性略差于Ⅰ型。Ⅲ型壓汞曲線孔喉分布與Ⅱ型類似，但粒間孔和縮頸型喉道組合發(fā)育程度較低，孔喉半徑多小于1 μm，物性較Ⅱ型更差?？紫抖绕骄鶠?.78%，滲透率平均為1.29×10-3 μm2，排驅(qū)壓力最大，平均為3.56 MPa。滲透率主要貢獻(xiàn)來(lái)自于粒內(nèi)孔，片狀、彎片狀喉道組合和少量粒間孔，縮頸型喉道組合（圖4f，i）。

通過(guò)研究層段三種壓汞曲線類型占比顯示，沙一段Ⅰ型壓汞曲線占比為43.75%，Ⅱ型壓汞曲線占比為25%，Ⅲ型壓汞曲線占比為31.25%；東三段壓汞曲線類型占比分別為28.57%、64.29%、7.14%；東二段壓汞曲線類型占比分別為36.36%、45.45%、18.18%?？傮w來(lái)看，沙一段既發(fā)育Ⅰ型優(yōu)質(zhì)孔喉也存在孔喉半徑小的Ⅲ型孔喉，物性優(yōu)于其他層段。

3.4 砂巖儲(chǔ)層的沉積成因

莊斷層、柏各莊斷層活動(dòng)性減弱，高柳斷層開(kāi)始活動(dòng)[22?23]，盆地內(nèi)外地貌差異不明顯，地勢(shì)較平坦，水深變淺，呈現(xiàn)曲流河三角洲的沉積特征（圖5a），在水下分流河道微相中可以識(shí)別出波紋交錯(cuò)層理、楔狀交錯(cuò)層理、平行層理等層理構(gòu)造。進(jìn)入東營(yíng)組沉積時(shí)期后，斷層活動(dòng)性增強(qiáng)，其中高柳斷層活動(dòng)尤為強(qiáng)烈[22]，地貌高差增大，水體加深，早期的曲流河三角洲演變?yōu)榻刺卣鞯木哂袎K狀構(gòu)造、遞變層理等沉積構(gòu)造的辮狀河三角洲前緣沉積（圖5b，c）。

4 儲(chǔ)層質(zhì)量影響因素分析

經(jīng)儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)研究發(fā)現(xiàn)，南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶中深層碎屑巖儲(chǔ)層中，沙一段儲(chǔ)層條件優(yōu)于東三段、東二段。針對(duì)埋藏較深的儲(chǔ)層反而具有相對(duì)好的物性、孔喉特征這個(gè)現(xiàn)象，從沉積相帶、成巖作用差異及其對(duì)孔隙發(fā)育影響入手，開(kāi)展了儲(chǔ)層質(zhì)量的主要控制因素分析。

4.1 沉積相差異及其對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量的影響

結(jié)合砂體成因分析，認(rèn)為研究區(qū)沙一段沉積時(shí)期以曲流河三角洲前緣沉積為主，東營(yíng)組沉積時(shí)期主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積。物性資料顯示，曲流河三角洲前緣儲(chǔ)層平均孔隙度為17.13%，平均滲透率為10.69×10-3 μm2；辮狀河三角洲前緣儲(chǔ)層平均孔隙度為14.68%，滲透率平均值為5.26×10-3 μm2，由此反應(yīng)曲流河三角洲前緣儲(chǔ)層物性整體優(yōu)于辮狀河三角洲前緣儲(chǔ)層物性（圖6a）。

進(jìn)一步對(duì)比微相差異，沙一段曲流河三角洲前緣沉積以細(xì)粒巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖為主，由于經(jīng)歷長(zhǎng)距離的搬運(yùn)淘洗作用，鏡下分選好，磨圓以次棱角狀、次棱角—次圓狀為主，石英含量高，雜基含量少（圖6b，c），成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度均優(yōu)于東營(yíng)組。東三段與東二段主要發(fā)育具近源特征的辮狀河三角洲前緣沉積，粒度較粗，分選較差，雜基含量高，易被后期壓實(shí)（圖6d，e）。因此，沙一段曲流河三角洲前緣水下分流河道微相（平均孔隙度16.70%，滲透率11.32×10-3 μm2）、分流河道間微相（平均孔隙度14.55%，滲透率8.93×10-3 μm2）物性分別優(yōu)于東營(yíng)組的辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相（平均孔隙度15.73%，滲透率6.04×10-3 μm2）與分流河道間微相（平均孔隙度7.60%，滲透率0.01×10-3 μm2）（圖6a）。結(jié)合毛管壓力曲線及對(duì)應(yīng)的孔喉分布圖可以發(fā)現(xiàn)，水下分流河道微相常對(duì)應(yīng)Ⅰ型壓汞曲線，粒間孔+縮頸喉道+微裂縫的孔喉組合是滲透率主要貢獻(xiàn)者，物性較好；水下分流河道間對(duì)應(yīng)Ⅱ型壓汞曲線，粒間孔+縮頸狀喉道為其主要孔隙喉道組合；前緣席狀沙等物性較差微相對(duì)應(yīng)Ⅲ型壓汞曲線，多為片狀、彎片狀喉道組合和少量粒間孔，縮頸型喉道組合。

4.2 成巖作用對(duì)孔隙發(fā)育的影響

成巖作用對(duì)碎屑巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性起到了重要的影響作用，其中破壞性成巖作用以壓實(shí)作用和膠結(jié)作用為主，不利于儲(chǔ)層孔隙的保存，建設(shè)性成巖作用以溶蝕作用為主，是儲(chǔ)層發(fā)育的重要影響因素之一。本次通過(guò)對(duì)南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶古近系碎屑巖儲(chǔ)層的壓實(shí)、膠結(jié)作用減孔率以及溶蝕作用增孔率的定量計(jì)算（表3），并結(jié)合其他資料，明確不同層段的成巖作用強(qiáng)度差異性并對(duì)這種差異性進(jìn)行解釋。

4.2.1 壓實(shí)作用

研究區(qū)碎屑巖儲(chǔ)層普遍經(jīng)歷壓實(shí)作用，直接表現(xiàn)為石英、長(zhǎng)石等剛性顆粒破碎，云母等塑性礦物壓實(shí)變形（圖7a）。正常情況下，隨著埋藏深度加深，壓實(shí)作用越強(qiáng)，顆粒碎屑之間的接觸關(guān)系變緊密。結(jié)合表3定量討論壓實(shí)作用強(qiáng)度差異，沙一段壓實(shí)減孔率平均為38.13%，東三段為53.30%，東二段為45.87%。由此可知，東營(yíng)組壓實(shí)作用強(qiáng)度隨深度加深逐漸增大，而埋藏最深的沙一段受壓實(shí)作用影響反而較小，有利于孔隙保存。

就壓實(shí)減孔率“反?！钡脑蜻M(jìn)行深入研究，總結(jié)為沉積差異與地層超壓的綜合影響。結(jié)合前文關(guān)于沉積相觀點(diǎn)，沙一段主要發(fā)育曲流河三角洲前緣亞相，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主要發(fā)育在水下分流河道與河口壩微相，沉積物經(jīng)歷長(zhǎng)距離的搬運(yùn)與淘洗作用，分選性、磨圓性、成熟度均優(yōu)于東營(yíng)組，雜基含量低，石英顆粒含量高（平均為51%），所以沙一段抗壓實(shí)性強(qiáng)于東三段與東二段。

正常情況下，隨深度加深，壓實(shí)作用加劇會(huì)使巖石顆粒壓實(shí)、密度變大，泥巖聲波時(shí)差曲線呈逐漸減小的趨勢(shì)，而在欠壓實(shí)環(huán)境下會(huì)形成局部超壓，曲線會(huì)出現(xiàn)偏離正常壓實(shí)趨勢(shì)的異常[24]。通過(guò)對(duì)南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶的典型井NP4-57井的泥巖聲波時(shí)差特征曲線分析發(fā)現(xiàn)，在3 500 m以深的沙一段局部發(fā)育超壓，3 500 m以淺的東三段、東二段以常壓為主（圖8）。沙一段超壓能夠有效降低正常壓實(shí)對(duì)儲(chǔ)層的影響，對(duì)原生粒間孔隙有一定的保護(hù)作用。

4.2.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)主要發(fā)育碳酸鹽、硅質(zhì)和黏土礦物膠結(jié)。其中沙一段以鐵白云石膠結(jié)為主，還有少量白云石與方解石膠結(jié)，自生硅質(zhì)與黏土礦物含量高（表4）；東三段同樣以鐵白云石膠結(jié)為主（圖7c），方解石含量升高，其余膠結(jié)物含量不超過(guò)1%；東二段以方解石膠結(jié)為主，主要膠結(jié)形式包括粒間充填和充填次生溶蝕孔（圖7b），也可見(jiàn)方解石交代長(zhǎng)石、巖屑顆粒，其次為鐵白云石膠結(jié)以及黏土礦物膠結(jié)，局部可見(jiàn)鐵方解石膠結(jié)，整體溶蝕作用弱。

同壓實(shí)減孔率類似，定量計(jì)算膠結(jié)減孔率，沙一段到東二段分別為21.97%、20.22%、19.41%（表3），三個(gè)研究層段膠結(jié)減孔率整體相差不大，沙一段儲(chǔ)層因膠結(jié)作用損失孔隙度與東營(yíng)組損失孔隙度差距在1%左右，對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)較小。在研究層段中，壓實(shí)減孔率平均為45.77%，膠結(jié)作用減孔率平均為20.53%，所以認(rèn)為壓實(shí)作用減孔是研究區(qū)主要減孔機(jī)制，膠結(jié)作用減孔是次要機(jī)制。

碳酸鹽膠結(jié)物是研究區(qū)最主要的膠結(jié)類型，碳酸鹽含量與儲(chǔ)層物性呈明顯的負(fù)相關(guān)，碳酸鹽含量越高，孔喉被阻塞，儲(chǔ)層孔隙度越?。▓D9a～c）；其次為黏土礦物膠結(jié)，高嶺石主要以晶間孔的形式發(fā)育（圖7d），能提供部分儲(chǔ)集空間，且隨著溶蝕作用的進(jìn)行，鉀長(zhǎng)石被溶蝕產(chǎn)生次生高嶺石沉淀[25]，一定限度內(nèi)較多的高嶺石膠結(jié)物也間接地反應(yīng)此時(shí)儲(chǔ)層中長(zhǎng)石顆粒的溶蝕作用較強(qiáng)，因此高嶺石含量在一定限度內(nèi)常與物性呈正相關(guān)。綠泥石包殼可以通過(guò)分隔孔隙水與石英表面接觸來(lái)阻止石英膠結(jié)物在碎屑石英的表面成核，從而抑制石英次生加大使孔喉縮小[26?27]，有一定的?？鬃饔?。東二段綠泥石多充填于孔隙間（圖7e），阻塞孔隙喉道，導(dǎo)致物性下降，孔隙度與綠泥石含量呈負(fù)相關(guān)（圖9i）；而沙一段與東三段（圖7f）綠泥石主要以包殼形式存在，能夠抑制石英次生加大，并且提供一定抗壓實(shí)性。在一定限度內(nèi)綠泥石含量與孔隙度呈正相關(guān)（圖9g，h），但隨著綠泥石含量增多，也會(huì)逐漸向著阻塞孔隙的方向發(fā)展。伊利石通常呈絲縷狀與毛發(fā)狀（圖7g），易以橋塞式阻塞于儲(chǔ)層孔隙喉道中，研究區(qū)沙一段與東二段伊利石含量與孔隙度呈弱相關(guān)性，伊利石膠結(jié)作用影響不明顯，而東三段相關(guān)性卻更優(yōu)（圖9k），說(shuō)明伊利石在東三段阻塞孔喉作用顯著。

4.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是改善儲(chǔ)層物性的重要成巖作用，面孔率統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，沙一段原生孔隙面孔率（5%）略大于東營(yíng)組（4.5%），但次生孔隙面孔率存在明顯差異，沙一段、東三段、東二段分別為7%、4%、2%，應(yīng)該是次生孔隙面孔率差異導(dǎo)致了總面孔率存在差異。粒間與粒內(nèi)的溶蝕作用能夠有效地改善孔喉連通性，提高儲(chǔ)層質(zhì)量。通過(guò)薄片觀察與膠結(jié)物含量統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，沙一段、東三段以方解石等碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕、長(zhǎng)石、巖屑溶蝕為主（圖7h，i），而東二段以長(zhǎng)石、巖屑溶蝕為主。

通過(guò)定量計(jì)算得到溶蝕作用增加孔隙度，沙一段溶蝕作用最強(qiáng)，孔隙度增加5.43%，東三段其次，孔隙度增加2.15%，東二段溶蝕作用最弱，孔隙度增加1.72%。由于溶蝕增孔率與面孔率呈負(fù)相關(guān)（式6），所以東三段增孔率（26.03%）小于東二段增孔率（30.54%），沙一段溶蝕作用增孔率最高為46.47%（表3）。

結(jié)合成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)以及鏡質(zhì)體反射率Ro、伊蒙混層比I/S/%等數(shù)據(jù)（圖10），對(duì)研究區(qū)地層成巖階段進(jìn)行劃分。由于沙一段伊蒙混層比多在0～15%、15%～35%，整體達(dá)到中成巖A階段，同時(shí)部分儲(chǔ)層已達(dá)到中成巖B階段，大量有機(jī)酸生成匹配連通性好的孔隙喉道，使得溶蝕作用對(duì)沙一段儲(chǔ)層的改造最強(qiáng)，次生溶蝕孔發(fā)育。東三段成巖演化程度與沙一段類似，伊蒙混層比大部分集中在15%～35%，成巖階段達(dá)到中成巖A1段，部分進(jìn)入中成巖A2段，此時(shí)有機(jī)酸大量產(chǎn)生，溶蝕作用強(qiáng)，但由于東三段顆粒間壓實(shí)作用極強(qiáng)，有機(jī)酸等流體在孔隙中運(yùn)移被限制，導(dǎo)致對(duì)孔喉的改造不徹底，使得溶蝕增孔不明顯。東二段演化程度相對(duì)較弱，伊蒙混層比大部分集中在15%～35%、35%～50%，主體達(dá)到中成巖A1階段，但部分仍處于早成巖階段，有機(jī)酸含量低，不利于溶蝕作用。此外，地層中發(fā)育超壓不僅能保護(hù)原生孔隙，還可以抑制有機(jī)酸生成，使得烴源巖發(fā)生熱演化生酸高峰的深度明顯更深[28]。因此，研究區(qū)儲(chǔ)層能夠在埋藏更深的沙一段進(jìn)行更強(qiáng)的溶蝕。

5 結(jié)論

（1） 南堡凹陷4號(hào)構(gòu)造帶古近系不同層系砂巖儲(chǔ)層巖性相似，但儲(chǔ)層質(zhì)量差異明顯，呈隨埋深增大、時(shí)代變老，儲(chǔ)層質(zhì)量反而變好的“反?！毖莼F(xiàn)象。埋藏較淺的上覆地層?xùn)|二段、東三段砂巖孔隙度與滲透率數(shù)值平均值分別為12.96% 和13.74%，3.39×10-3 μm2和2.39×10-3 μm2；但埋深較大的下伏地層沙一段中砂巖平均孔隙度、滲透率反而分別增加至16.61%、9.58×10-3 μm2。

（2） 研究區(qū)儲(chǔ)層孔滲“反常”現(xiàn)象的主要原因是受構(gòu)造演化影響的沉積作用，其次為加強(qiáng)的成巖演化作用。深部地層沉積作用搬運(yùn)距離遠(yuǎn)、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度高，其巖石抗壓能力則越強(qiáng)，原生孔隙相對(duì)發(fā)育且保存度好。與此同時(shí)，埋深較大的下伏地層溶蝕程度增大、異常高壓保孔作用，也進(jìn)一步擴(kuò)大了儲(chǔ)層質(zhì)量演化的“反常”現(xiàn)象。

（3） 隨著埋藏深度加大，研究區(qū)儲(chǔ)層質(zhì)量并不總是變差。準(zhǔn)確區(qū)分不同層系沉積環(huán)境、沉積作用和成巖演化的差異，從原生孔隙發(fā)育程度與保存條件、成巖過(guò)程的儲(chǔ)層貢獻(xiàn)研究?jī)?chǔ)層發(fā)育演化規(guī)律，這為構(gòu)造活動(dòng)型沉積盆地的儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和油氣勘探提供了新的思路。

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