吳琳娜，吳海濤，劉翠琴，卿 穎，唐小云

（中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063004）

南堡凹陷是位于黃驊坳陷的一個次級構造單元，屬于走滑伸展性斷陷盆地，其構造演化在古近系東營期處于由斷陷向坳陷的過渡階段［1］，沉積演化特點與渤海灣盆地的演化規(guī)律基本一致，即東營期構成一個完整的沉積旋回，東營組發(fā)育齊全，自下而上分為東三段、東二段和東一段。東營組處于凹陷沉降的發(fā)育期，沉積厚度較大，最大厚度可達3000 m，為一套以湖相為主的扇三角洲、三角洲、水下扇的碎屑巖沉積，由泥巖、粉砂巖、砂巖和含礫砂巖不等厚互層組成［2］，儲層沉積類型主要為沖積扇－扇三角洲－湖相沉積體系。近年在高南、柳南、老爺廟和灘海地區(qū)的勘探中，發(fā)現(xiàn)了一批具有一定規(guī)模的東營組油氣藏，證實了凹陷內東營組油氣藏具有較大的勘探潛力，因此研究儲層物性特征及影響因素具有一定意義。

1 儲層巖石學特征

南堡凹陷東營組為斷陷湖盆沉積，從湖盆的早期快速斷陷，到東二段時期湖盆面積達到了最大，至東一段時期湖盆逐漸萎縮消亡，東三段到東一段構成了一個完整的沉積旋回。東營組巖石學特征受母巖、沉積相差異、構造活動強弱及成巖作用改造等多種因素影響。

1.1 成份特征

薄片鑒定資料統(tǒng)計表明，研究區(qū)東營組儲層巖石類型以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖、巖屑長石砂巖［3］；碎屑成份主要為石英，其次為巖屑、長石；巖屑成份主要為中酸性火山巖類、碳酸鹽巖類、硅質巖、石英巖，少量花崗巖、混合巖、千枚巖、片巖和砂巖、泥巖等（圖1）；從碎屑成份組成看，物源來源既有盆外物源，又有盆內物源，主要為侏羅系、白堊系等地層的中酸性火山巖和沉積巖等。

圖1 南堡凹陷東營組巖石成分分類圖

1.2 結構特征

碎屑顆粒粒級從粉砂至礫石均有，主要為細粒、中粒，礫石、粗粒和粉粒較少；分選以中等為主，尤以細－中粒、中－細粒結構的雙眾數(shù)組合最常見；磨圓度以次棱－次圓、次圓－次棱為主。

1.3 填隙物特征

南堡凹陷東營組碎屑巖填隙物總體含量不高，平均值小于9%，少數(shù)樣品含量可達30%以上。東營組填隙物主要為碳酸鹽類膠結物和泥質雜基，成份包括方解石、含鐵方解石、白云石、含鐵白云石、鐵白云石、菱鐵礦、石英次生加大、長石次生加大、黏土類礦物、黃鐵礦及沸石等，其中，黏土類礦物有高嶺石、伊利石、I／S混層、蒙脫石、綠泥石等。

綜合上述碎屑成份、結構以及填隙物特征，由于埋藏深度較淺，南堡凹陷東營組砂巖巖石學特征成份成熟度和結構成熟度總體以中等為主。其特征主要受沉積相和成巖作用控制，淺層受沉積相控制為主，成巖作用影響弱，深層成巖作用影響增強，沉積相的控制作用減弱。

南堡凹陷在經歷了沙河街期末的構造抬升后，于漸新世東營期再次斷陷沉降接受沉積。南堡凹陷東營期沉積演化特點與渤海灣盆地的演化規(guī)律基本一致，即從東三段到東一段構成了一個完整的沉積旋回。湖平面從東營組早期的上升一直持續(xù)到東一段中期，然后退出，在這之間水體有小規(guī)模的升降和深度變化，至東二段中期，湖盆水域面積達最大，至東一段湖盆逐漸萎縮消亡。

湖盆初始裂陷期主要發(fā)育近岸水下扇體系、扇三角洲體系、滑塌濁積扇體系、湖泊體系；湖盆深陷期主要發(fā)育近岸水下扇體系、滑塌濁積扇體系、湖泊體系，僅在湖盆緩坡帶發(fā)育扇三角洲體系。這一階段的沉積體系發(fā)育的最大特點是沿盆緣控制沉積的主干斷裂的下降盤發(fā)育以重力流沉積為主的各種類型的扇體，尤其是洪水流成因的近岸水下扇極為發(fā)育；斷陷晚期湖盆逐漸被充填，隨著湖盆內外古地勢高差的減小，古地貌的坡度逐漸減小，重力流沉積越來越不發(fā)育，湖盆以發(fā)育三角洲體系、濱淺湖體系、河流體系為主，最后僅能發(fā)育河流體系。

2 成巖作用和成巖演化

東營組儲集巖在成巖改造過程中，主要經歷了機械壓實作用、膠結交代作用和溶解作用［4］，不同的成巖作用在不同成巖階段所表現(xiàn)的強弱、主次不一樣。

機械壓實作用在淺層影響不大，為弱－中等壓實，顆粒之間以點接觸為主；中、深層逐漸成為主要成巖改造作用，為較強－強壓實，表現(xiàn)為顆粒接觸關系由點接觸變?yōu)辄c－線接觸到線接觸為主，孔隙明顯減少，孔隙之間連通性變差，對儲層物性起到明顯的破壞性作用。

膠結交代作用在東營組儲層普遍發(fā)育，表現(xiàn)為石英和長石的次生加大現(xiàn)象、碳酸鹽膠結物的充填交代及各種自生黏土礦物的蝕變充填等，分布較少，含量一般小于10%，僅少數(shù)樣品含量較高，可達30%。

溶解作用在東營組普遍發(fā)育，其溶蝕對象隨著深度的變化而有所不同，在淺層主要表現(xiàn)為對原生粒間孔的改造擴大，及粒間雜基和沉積巖類巖屑顆粒的溶蝕改造為主；在中、深層主要對火山巖、硅質巖等不穩(wěn)定巖屑和長石顆粒的溶蝕改造，及對早期充填粒間的碳酸鹽等膠結物的溶解為主。溶蝕作用的存在，改善了中、深部儲層的儲集性能，它是主要的建設性成巖作用。

由于埋藏深度較淺，南堡凹陷東營組儲集巖總體上成巖作用中等偏弱。中淺層機械壓實作用較弱，中深層機械壓實作用中等。溶蝕作用普遍發(fā)育，淺層原生孔隙發(fā)育，有利于溶蝕作用進行，溶蝕改造孔十分發(fā)育，中深層殘余原生孔相對減少，溶蝕微孔隙十分發(fā)育。

依據(jù)主要成巖階段劃分指標［5］，包括Ro、Tmax和包裹體測溫等有機質成熟度參數(shù)、泥巖I／S混層的演化、砂巖中不同自生礦物的分布、巖石的結構特征和不同埋深孔隙的發(fā)育特點，結合各種主要成巖作用的分布規(guī)律及成巖相組合特征，對東營組儲集巖進行了成巖階段的劃分。

南堡凹陷東營組儲集巖成巖階段主要受埋藏深度控制，淺層東一段和東二段以早成巖B期－中成巖A1期為主，局部達中成巖A2期，中深層東三段以中成巖A1－中成巖A2期為主（圖2）。

圖2 南堡凹陷東營組Ro與深度關系

根據(jù)成巖階段與伊蒙混層演化關系，從伊蒙混層比直方圖（圖3）可知，東營組東一段到東三段所處的成巖階段從早成巖B－中成巖B均有，其中以中成巖A1為主，占35%，其次是早成巖B，占34%，局部達中成巖B期。同樣，從成巖演化特征可知，東營組成巖階段已達中成巖A2－中成巖B期。

圖3 南堡凹陷東營組伊蒙混層中蒙脫石含量直方圖

3 孔隙類型與物性特征

根據(jù)分析化驗資料綜合分析得出，研究區(qū)東營組主要孔隙類型有原生改造孔（粒間溶孔）、顆粒溶孔、鑄模孔、晶間孔和泥質微孔等，此外，鑄體薄片下還可見微裂縫，但發(fā)育不普遍。

受成巖作用（機械壓實作用）影響，隨著儲層埋藏深度的增加，原生孔隙逐漸減少，儲層物性總體表現(xiàn)為從東一段到東三段明顯變差。東一段儲層物性以中－高孔、中－高滲為主，中－高孔占96.7%，中高滲含量達54.6%；東二段物性明顯比東一段差，以中孔、低－特低滲為主，中孔占63.37%，低－特低滲占85.9%；東三段物性最差，以中－低孔、特低滲為主，中－低孔占52%，特低滲占90.6%?？傮w來看東營組孔隙度和滲透率呈正相關關系，當孔隙度為低孔時（φ＜15%）滲透率以特低滲（K＜10×10－3μm2）為主，此類儲層含量相對較少，儲層以中－低孔、低－特低滲儲層為主。

4 儲層發(fā)育主控因素

4.1 沉積相對儲層的影響

沉積作用對儲層的影響十分明顯，同一物源體系內不同砂體微相的形態(tài)與規(guī)模、礦物組分、結構、沉積構造以及表現(xiàn)出的物理性質都有著明顯的差異，這些差異還影響著沉積之后的成巖作用。研究區(qū)東營組主要發(fā)育扇三角洲、三角洲沉積體系，沉積微相對儲層物性的控制作用明顯，有利微相儲層物性可達到特高孔－特高滲到高孔－高滲。分流河道是最有利的微相類型，其中又以水下分流河道最好，該微相特高－高孔占41.6%，滲透率特高－高滲達23.4%；水上分流河道特高－高孔占40.7%，滲透率達40.7%。其次是濁積砂體和河口壩，濁積砂體中－高孔占90.6%，無特高孔，滲透率中－高滲達49.7%，特高滲占1.3%；河口壩中－高孔占89.6%，無特高孔，滲透率中－高滲達20.5%，無特高滲。席狀砂、分流河道間等微相物性差，其中席狀砂微相中－高孔占66%，無特高孔，滲透率以特低滲為主，占94.6%（圖4）?？梢姵练e微相對儲層物性的影響是非常明顯的，其對儲層物性控制的內在因素主要是儲集砂體的組構，即成份和結構的控制。

圖4 南堡凹陷東營組不同微相孔隙度、滲透率直方圖

4.2 巖石組份對儲層的影響（碎屑成份、填隙物）

碎屑巖的成份主要受沉積物源的控制，其次是沉積搬運過程中重力的分異作用，也是沉積相差異的內在表現(xiàn)之一。研究區(qū)碎屑成份對儲層物性的影響主要是巖屑、長石和膠結物的含量。東營組巖屑對儲層物性的影響主要是巖屑的總量和長石的含量。由于研究區(qū)溶蝕孔隙十分發(fā)育，溶蝕的主要對象是長石和巖屑，因此巖屑的含量越高，其溶蝕孔隙更加發(fā)育，其物性也更好。長石為研究區(qū)儲層主要的溶蝕對象之一，但是長石含量并不與儲層物性呈正相關關系，這主要是由于長石溶蝕強烈造成的。

研究區(qū)東營組填隙物對儲層物性的影響主要是填隙物總量和自生黏土礦物高嶺石。填隙物包括雜基和膠結物，膠結物包括各類自生礦物，如自生石英、長石及自生黏土礦物等。填隙物含量對儲層影響不大，當填隙物含量小于8%時，儲層物性與填隙物含量沒有明顯相關性；當填隙物含量大于8%時，儲層物性與填隙物含量呈反相關關系，隨著填隙物含量增加，儲層孔隙度和滲透率快速降低。研究區(qū)東營組儲層填隙物含量一般小于8%，它是影響東營組儲層的次要因素。

高嶺石是東營組儲層主要的自生黏土礦物類型，其含量超過4%的樣品多于90%，其成因主要是長石受溶蝕蝕變而成的。高嶺石的相對含量與儲層孔滲有著很好的正相關關系，即儲層物性越好，其自生黏土礦物中高嶺石相對含量越高，這主要是因為，高嶺石為長石受溶蝕蝕變的產物，高嶺石含量越高說明溶蝕作用越強，當然儲層的孔滲也就越高。當高嶺石向伊利石和綠泥石轉變時，亦即黏土礦物中高嶺石相對含量降低時儲層物性會逐漸變差，這主要是因為高嶺石轉變成伊利石和綠泥石時，晶間孔消失，孔隙下降，同時薄膜狀綠泥石和絲狀伊利石會堵塞喉道，使?jié)B透率快速下降。

4.3 儲層砂體結構對儲層的影響

儲集砂體的結構主要受沉積物搬運距離及搬運過程中重力的分異作用控制，它是沉積相差異的內在表現(xiàn)之一。研究區(qū)砂體結構對儲層物性的影響主要是分選、磨圓、粒度及其組合方式。研究區(qū)東營組儲層以分選中等的儲集砂體為物性最好的砂體，分選中等的砂體孔隙為中－高孔的占38.7%，滲透率達中－高滲的占80.1%，而分選為好和差的砂體孔隙度為中－高孔不足20%，滲透率差異不大。

磨圓對儲層物性的影響與分選對儲層物性的影響一致，即磨圓為次圓－圓的砂體物性并不是最好，而磨圓為次圓－次棱的砂體物性最好。這種現(xiàn)象也是因為磨圓為次圓－圓的砂體往往為搬運距離比較遠，相對比較細的砂體本身成分上泥質含量較高，從而導致在研究區(qū)內磨圓好的砂體物性反而最差。

4.4 成巖作用對儲層的影響［5］

研究區(qū)成巖作用對儲集巖物性的影響以機械壓實作用、膠結作用、溶解作用為主。機械壓實作用和晚期膠結作用是破壞原始孔隙甚至次生孔隙，造成儲層物性差的主要原因，而溶解作用則有利于改善儲集巖的儲集性能。

隨著上覆地層增厚，機械壓實作用增強，儲層原生孔隙逐漸消失，物性逐漸變差；膠結作用包括各類自生黏土礦物、石英和長石次生加大邊、鈉長石以及碳酸鹽礦物等，其中最主要的是自生黏土礦物和碳酸鹽膠結物；溶蝕作用的改造，使得淺層原生孔隙較多的東一段形成大量的溶蝕改造混合孔，其孔喉間連通關系極好，而中深層由于原生孔隙很少，受溶蝕作用改造后只形成孔喉連通關系相對差的顆粒溶孔。

此外，構造作用對儲層物性也有影響，因構造生成的破裂縫對儲層孔隙度影響不大，但對于改善儲層滲透率卻作用明顯。研究區(qū)構造破裂作用相對弱，在顯微鏡下僅偶見構造微縫。

5 結論

（1）研究區(qū)東營組儲層巖石類型以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖、巖屑長石砂巖等，總體上巖石成份成熟度和結構成熟度以中等為主；其特征主要受沉積相和成巖作用控制，淺層受沉積相控制為主，成巖作用影響弱，深層成巖作用影響增強，沉積相的控制作用減弱。

（2）東營組儲集巖在成巖改造過程中，主要經歷了機械壓實作用、膠結交代作用和溶解作用。南堡凹陷東營組儲集巖成巖階段主要受埋藏深度控制，淺層東一段和東二段以早成巖B期－中成巖A1期為主，局部達中成巖A2期，中深層東三段以中成巖A1－中成巖A2期為主。

（3）東營組主要孔隙類型有原生改造孔（粒間溶孔）、顆粒溶孔、鑄模孔、晶間孔和泥質微孔等，此外，鑄體薄片下還可見微裂縫，發(fā)育不普遍。東營組儲層以中－低孔、低－特低滲儲層為主。

（4）儲層影響因素單因素分析表明，碎屑巖的碎屑和填隙物成份、沉積相和成巖作用對儲層儲集性能控制明顯，其中沉積是儲集性能的主控因素，水下分流河道、水上分流河道、濁積砂、席狀砂是有利的儲集砂體，壓實作用是儲層物性變差的主要原因，溶蝕作用是中－深層有利儲層發(fā)育的主控因素。

［1］徐安娜，鄭紅菊，董月霞，等.南堡凹陷東營組層序地層格架及沉積相預測［J］.石油勘探與開發(fā)，2006，33（4），437－443.

［2］劉延莉，邱春光，鄧宏文，等.冀東南堡凹陷古近系東營組構造對扇三角洲的控制作用［J］.石油與天然氣地質，2008，29（1），95－101.

［3］徐龍，王振奇，張昌民，等.南堡凹陷下第三系儲層特征及其影響因素［J］.江漢石油學院學報，1994，16（2），21－25.

［4］方少仙，候方浩.石油天然氣儲層地質學［M］.山東東營：中國石油大學出版社，2006：145－152.

［5］于興河，吳勝和，林承焰，等.油氣儲層地質學基礎［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009：237－250.