趙曉東，時(shí)陽，文雯，李亮，張博明，林師瑤, 陳剛強(qiáng)

1)中國石油大學(xué)(北京)克拉瑪依校區(qū)石油學(xué)院，新疆克拉瑪依，834000；2)中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山，063000；3)中國石油冀東油田公司陸上作業(yè)區(qū)，河北唐山，063000; 4)中國石油川慶鉆探工程有限公司川西鉆探公司，成都，610051

內(nèi)容提要: 利用巖芯、薄片、掃描電鏡和分析化驗(yàn)等資料，對(duì)南堡凹陷南部深層古近系沙一段(沙河街組一段)優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層特征進(jìn)行了分析并揭示其成因機(jī)制。研究表明：①南堡凹陷南部沙一段優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層屬于低孔中滲儲(chǔ)層，發(fā)育原生孔隙、次生孔隙和微裂縫；②沙一段沉積期處于強(qiáng)水動(dòng)力沉積環(huán)境，辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體普遍發(fā)育，巖性主要為中粗砂巖、含礫砂巖和砂礫巖等粗巖性，巖石類型主要為巖屑長石砂巖，石英、巖漿巖巖屑等剛性組分含量高，儲(chǔ)層在強(qiáng)壓實(shí)作用下仍保留了局部原生殘余粒間孔，部分剛性組分強(qiáng)壓條件下形成微裂縫；③沙一段與東三段為區(qū)域不整合接觸，大氣水的酸性流體在成巖初期以及烴源巖成熟之后產(chǎn)生的有機(jī)酸在成巖后期通過油源斷裂和不整合面進(jìn)入儲(chǔ)層，造成長石、易溶碎屑等組分溶蝕形成次生孔隙，溶蝕作用不僅增加孔隙空間，而且擴(kuò)大喉道寬度。結(jié)論認(rèn)為：粗巖性和高剛性顆粒含量為原生孔隙的保存提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；油源斷層、不整合面為酸性流體的進(jìn)入提供路徑，促進(jìn)了次生孔隙發(fā)育。

受南堡凹陷中北部高柳斷層的影響，在南堡凹陷中南部高柳斷層的下降盤沉積了厚度較大的古近系地層，導(dǎo)致南堡凹陷南部古近系沙一段(沙河街組一段)與南堡凹陷北部沙三段(沙河街組三段)Ⅳ～Ⅴ油組埋深相當(dāng)，埋深超過4000 m。普遍認(rèn)為隨著地層埋深的增加，儲(chǔ)層物性受壓實(shí)作用發(fā)生致密化而失去商業(yè)價(jià)值(戴金星等，2012；Zhou Yong et al., 2016；楊華等，2017；Lai Jin et al., 2017)。在南堡凹陷，前期勘探研究認(rèn)為有效碎屑巖儲(chǔ)層埋深下限為4000 m(郝建明和邱隆偉，2008；姜福杰等，2013；李業(yè)會(huì)等，2014)，受地質(zhì)認(rèn)識(shí)、勘探成本、地表?xiàng)l件等因素限制，南堡凹陷南部深層油氣勘探進(jìn)展較慢。隨著南堡凹陷淺層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量油氣產(chǎn)量逐年降低(楊榮超等，2015)，深層油氣勘探成為重要的勘探目標(biāo)(張善文，2006；蔣凌志等，2009；鄒才能等，2010；蔣有錄等，2015；羅曉榮等，2016；李威等，2021)。前人在烴源巖評(píng)價(jià)、地層、構(gòu)造演化、沉積環(huán)境、油氣系統(tǒng)分析等方面的研究表明南堡凹陷南部沙一段是有利的油氣成藏層位(鄭紅菊等，2007；汪澤成等，2008；Dong Yuexia et al., 2010；王華等，2011；朱光有等，2011；Guo Yingchun et al., 2013；董月霞等，2014)，但是否在深層超過4000 m埋深的沙一段發(fā)育優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層？勘探實(shí)踐證實(shí)，位于南堡凹陷南部的堡古2井在沙一段4248.0～4257.4 m鉆探獲得孔隙度11.7%、滲透率12.7×10-3μm2的優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層，8 mm油嘴放噴自然產(chǎn)能為日產(chǎn)油118 m3、天然氣11×104m3，表明南堡凹陷南部深層發(fā)育優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層，并且該儲(chǔ)層要優(yōu)于南堡凹陷北部相同埋深儲(chǔ)層。圍繞堡古2井區(qū)的勘探突破，前人開展了大量研究工作。董月霞等(2014)認(rèn)為南堡凹陷南部沙一段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層為辮狀河三角洲沉積，母巖類型、沉積環(huán)境和異常高壓是儲(chǔ)層物性控制的主導(dǎo)因素；趙迎東等(2018)認(rèn)為南堡凹陷南部優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分選好、雜基含量少，儲(chǔ)層抗壓實(shí)能力強(qiáng)，有利于孔隙保存；Kashif Muhammad等(2019)在研究南堡凹陷南部沙一段儲(chǔ)層特征時(shí)提出粗粒砂巖發(fā)育大孔隙和連通孔隙，具有較高的孔隙度和滲透率，而細(xì)粒砂巖和粉砂巖發(fā)育大量的小孔隙，但連通性較差，具有高孔隙度和低滲透率特征；吳浩等(2019)認(rèn)為南堡凹陷南部堡古2井區(qū)沙一段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素為異常增孔地質(zhì)作用；王恩澤等(2020)認(rèn)為南堡凹陷南部沙一段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成以抗壓實(shí)?？鬃饔脼橹鳎芪g增孔作用為輔。國內(nèi)外學(xué)者在沉積儲(chǔ)層研究方面取得了豐富成果，但對(duì)于深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層的成因機(jī)制缺乏深入分析，制約了南堡凹陷南部深層油氣進(jìn)一步勘探開發(fā)。本論文利用巖芯、薄片、掃描電鏡和分析化驗(yàn)等資料，對(duì)南堡凹陷南部深層沙一段儲(chǔ)層的儲(chǔ)集特征進(jìn)行了分析，并探討了其成因機(jī)制，可以為渤海灣盆地類似地質(zhì)條件深層油氣勘探提供一定借鑒。

1 地質(zhì)背景

南堡凹陷位于渤海灣盆地的北部(圖1a)，面積1932 km2，其南部為沙壘田凸起，北部為西南莊—柏各莊凸起，按照地質(zhì)特點(diǎn)及油氣田發(fā)育特點(diǎn)，將南堡凹陷分為8個(gè)次級(jí)構(gòu)造帶(圖1b；周海明等，2000；Jiang Fujie et al., 2018)，研究區(qū)位于南堡凹陷南部的南堡3號(hào)構(gòu)造帶(圖1c)，目的層為古近系沙河街組一段(簡稱“沙一段”)，埋深超過4000 m。研究區(qū)沙河街組自下而上分為沙三段、沙二段和沙一段，其中：沙三段發(fā)育厚層暗色泥巖，沙二段發(fā)育薄層紅色泥巖，沙一段下部為厚層暗色泥巖，上部為砂泥巖互層。沙一段與東三段之間為不整合接觸，該不整合為南堡凹陷的區(qū)域性不整合(董月霞等，2014；Zhang Jianguo et al., 2017；張磊等，2018)。研究區(qū)南部為斜坡沉積背景(圖1b)，長期接受南部沙壘田凸起物源供給，具有“溝槽輸砂”的沉積特征，為辮狀河三角洲沉積(董月霞等，2014；文雯等，2017；王恩澤等，2020)。研究區(qū)發(fā)育沙一段下部和沙三段兩套優(yōu)質(zhì)烴源巖，均已進(jìn)入生烴高峰期(Guo Yingchun et al., 2013；張順等，2017)。沙一段儲(chǔ)層中油源來自沙一段下部烴源巖，為Ⅱ型干酪根，有機(jī)質(zhì)含量較高，鏡質(zhì)體反射率為0.8%(鄭紅菊等，2007；朱光有等，2011)。沙一段頂部發(fā)育厚層砂巖儲(chǔ)層，良好的“下生上儲(chǔ)式”源—儲(chǔ)配置關(guān)系使得沙一段成為油氣勘探的重要層位。東二段上部發(fā)育的厚約200 m淺灰色泥巖段為南堡凹陷區(qū)域性蓋層，另外在東三段發(fā)育多套30～50 m的深灰色、灰色泥巖段，形成了目的層段的多套局部蓋層，有效保護(hù)了油氣藏。與沙一段烴源巖溝通的油源斷裂及沙一段與東三段之間的不整合面共同構(gòu)成良好的油氣運(yùn)移通道(汪澤成等，2008；顏世永等，2010；Chen Xiangfei et al., 2016；王洪宇等，2020)。堡古2井是第1口揭露該區(qū)深層碎屑巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的風(fēng)險(xiǎn)勘探井，隨后在堡古2井以西約18 km處鉆探的堡探3井在相鄰層位也獲得成功(圖1b)，表明南堡凹陷南部深層具有大面積連續(xù)油藏分布的可能。

圖1 渤海灣盆地南堡凹陷南部地區(qū)綜合地質(zhì)圖Fig. 1 Comprehensive geological map of the southern Nanpu Sag, Bohai Bay Basin(a)南堡凹陷位置圖；(b)南堡凹陷古近系沙一段沉積期古地貌圖(據(jù)王華等，2011修改)；(c)南堡3號(hào)構(gòu)造古近系沙一段頂面構(gòu)造圖(a)locations of the Nanpu Sag;(b)palaeogeomorphologic map of sedimentary period of Paleogene Es1 in Nanpu Sag (modified from Wang Hua et al., 2011&);(c)buried depth of Paleogene Es1 in Nanpu No.3 structure

2 深層碎屑巖儲(chǔ)層基本特征

2.1 沉積特征

南堡凹陷古近系大部分地區(qū)沉積物源來自盆地東部和北部，主要以扇三角洲沉積體系為主(徐安娜等，2006；夏景生等，2017；Zhang Jiankun et al., 2019)，但研究區(qū)沉積物源來自南部的沙壘田凸起(王政軍等，2015；杜慶祥等，2016；圖1b)，主要為辮狀河三角洲沉積體系，該物源持續(xù)供給南堡凹陷南部地區(qū)，沙壘田凸起花崗巖的母巖類型為研究區(qū)沉積物剛性顆粒的富集提供了較好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

南堡凹陷南部深層沙一段主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣的水下分流河道、水下分流間灣、河口壩和席狀砂等4種沉積微相(董月霞等，2014)。水下分流河道的巖性主要為中粗砂巖(圖2a)、含礫砂巖(圖2a)和砂礫巖(圖2b)等粗粒巖性，垂向上粒度向上變細(xì)(圖2a、c)，自然電位為鐘形或箱形組合，自然伽馬呈齒化箱形，深測向電阻率與淺側(cè)向電阻率有明顯幅度差(圖2k)，粒度概率曲線主要為兩段式(圖2i)，C—M圖以NO—OP段為主(圖2j)，搬運(yùn)方式為強(qiáng)水動(dòng)力作用的牽引流，在河道底部常見沖刷面構(gòu)造(圖2c)，同樣反映了強(qiáng)水動(dòng)力的沉積特點(diǎn)。水下分流間灣的巖性主要為深灰色泥巖(圖2d)和夾砂質(zhì)條帶泥巖(圖2e)，自然電位曲線光滑、負(fù)異常，聲波時(shí)差高，深淺側(cè)向曲線幅差不明顯。河口壩的巖性主要為灰色中砂巖、細(xì)砂巖(圖2f)，碳屑發(fā)育，垂向上粒序與水下分流河道相反，為底細(xì)頂粗的反粒序特征(圖2f)，自然電位呈漏斗狀，自然伽馬呈齒化漏斗狀，深測向電阻率與淺側(cè)向電阻率有幅度差，但幅度差小于水下分流河道(圖2l)，交錯(cuò)層理發(fā)育(圖2g)，反映了強(qiáng)水動(dòng)力的沉積特點(diǎn)。席狀砂的巖性粒度偏細(xì)，主要由粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖組成(圖2h)，單砂體薄，自然電位呈指狀突進(jìn)。研究區(qū)主要的油氣儲(chǔ)集砂體為水下分流河道與河口壩砂體，水下分流河道砂體連通性較好，多口井鉆遇了該沉積砂體；河口壩砂體發(fā)育較為局限，僅在南堡306×3井至南堡3-27井井區(qū)鉆遇了該砂體(圖1c)。

圖2 渤海灣盆地南堡凹陷南部主要沉積砂體巖芯、粒度及測井響應(yīng)特征Fig. 2 Characteristics of core, grain size and logging response by main sedimentary sand bodies in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin(a)堡古2井，4253.58 m，沙一段，由下到上為含礫砂巖漸變?yōu)橹写稚皫r，正粒序特征；(b)南堡306×1井，4243.80 m，沙一段，塊狀砂礫巖；(c)堡古2井，4255.04 m，沙一段，沖刷面，沖刷面之下為細(xì)砂巖，之上由砂礫巖向含礫砂巖漸變；(d)堡古2井，4666.31 m，沙一段，深灰色泥巖；(e)南堡3-27井，4391.01 m，沙一段，深色泥巖夾砂質(zhì)條帶；(f)南堡306×3井，4974.33 m，沙一段，由下到上為細(xì)砂巖漸變?yōu)橹猩皫r，反粒序特征；(g)南堡306×1井，4249.41 m，沙一段，槽狀交錯(cuò)層理；(h)南堡3-27井，4319.55 m，沙一段，粉砂巖與泥質(zhì)粉砂巖互層，頂部為灰黑色泥巖；(i)堡古2井，4255.73 m，沙一段粒度概率曲線圖，兩段式；(j)堡古2井C—M圖，發(fā)育NO—OP段；(k)南堡3-26井，水下分流河道的巖—電測井響應(yīng)特征；(l)南堡306×3井，河口壩的巖—電測井響應(yīng)特征。SP—自然電位；GR—自然伽馬；RLLD—深側(cè)向電阻率；RLLS—淺側(cè)向電阻率(a) Pg2, 4253.58 m, Es1, the gravel-bearing sandstone gradually changes to medium—coarse sandstone from bottom to top, Positive grain order; (b) Np306×1, 4243.80 m, Es1, massive sandstone; (c) Pg2, 4255.04 m, Es1, erosion surface, Below the scouring surface is fine sandstone, and above it gradually changes from conglomerate to conglomerate sandstone; (d) Pg2, 4666.31 m, Es1, deep grey mudstone; (e) Np3-27, 4391.01 m, Es1, sandy banding of dark mudstone; (f) Np306×3, 4974.33 m, Es1, degradation from fine sandstone to medium sandstone from bottom to top with inverse grain order characteristics; (g) Np306×1, 4249.41 m, Es1, trough cross stratification; (h) Np3-27, 4319.55 m, Es1, interbedded siltstone and argillaceous siltstone with grey black mudstone at top; (i) Pg2, 4255.73 m, grain-size probability curve of Es1, two-segment; (j) C—M diagram of Pg2, development of NO—OP segment; (k) NP3-26, Rock—electric logging response characteristics of subaqueous distributary channel; (l) Np306×3, Rock—electric logging response characteristics of estuary dam; SP — natural potential; GR — gamma ray；RLLD — deep lateral resistivity; RLLD — shallow lateral resistivity

2.2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

通過研究區(qū)3口井127個(gè)巖芯薄片鑒定結(jié)果，根據(jù)砂巖三端元分法，南堡凹陷南部深層沙一段儲(chǔ)層巖石類型以巖屑長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖(圖3a)。石英含量21%～50%，平均值42.6%；長石含量16%～33%，平均值27.3%；巖屑含量7%～35%，平均值18.1%。巖屑主要為巖漿巖巖屑(3%～15%，平均值8.9%)，含沉積巖巖屑(1%～8%，平均值4.3%)和變質(zhì)巖巖屑(1%～15%，平均值4.9%)，巖漿巖巖屑占巖屑總量的49.2%，巖漿巖巖屑類型為酸性和中性巖漿巖。巖石組分含量表明：①剛性顆粒石英含量較高，石英、長石和巖屑的比例為2.4∶1.5∶1，具有“高石英、低巖屑”的特點(diǎn)，成分成熟度較高；②巖屑中剛性巖屑(巖漿巖巖屑)含量較高，巖漿巖巖屑、變質(zhì)巖巖屑和沉積巖巖屑的比例接近2∶1∶1。碎屑粒徑主要在0.35～2.0 mm，平均為0.89 mm，磨圓為次圓狀，分選較好。石英在鏡下可見次生加大邊(圖3b)，在鏡下可見鉀長石(圖3c)、斜長石(圖3d)和微斜長石(圖3c)等多種類型長石，巖漿巖巖屑鏡下呈齒狀嵌晶結(jié)構(gòu)(圖3e)。

圖3 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段儲(chǔ)層巖石學(xué)特征Fig. 3 Petrology characteristics of reservoirs of Es1 in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Baisin(a)南堡凹陷南部深層儲(chǔ)層巖石學(xué)特征三端元圖: Ⅰ—石英砂巖；Ⅱ—長石石英砂巖；Ⅲ—巖屑石英砂巖；Ⅳ—長石砂巖；Ⅴ—巖屑長石砂巖；Ⅵ—長石巖屑砂巖；Ⅶ—巖屑砂巖；(b)堡古2井，4254.60 m，沙一段，石英一級(jí)灰白干涉色，次生加大，正交光；(c)堡古2井，4252.09 m，沙一段，鉀長石，卡斯巴雙晶；微斜長石，格子雙晶，正交光；(d)堡古2井，4524.02 m，沙一段，斜長石，聚片雙晶，正交光；(e)堡古2井，4214.31 m，沙一段，巖漿巖巖屑，齒狀嵌晶結(jié)構(gòu)(a) Three-terminal element diagram of petrological features of deep reservoir in the south of Nanpu Sag: Ⅰ—Quartzose sandstone；Ⅱ—Feldspathic quartz sandstone；Ⅲ—Debris-arkosic sandstone；Ⅳ—Arkose；Ⅴ—Debris-arkosic sandstone；Ⅵ—Feldspar lithic sandstone；Ⅶ—Debris sandstone; (b) Pg2, 4254.60 m, Es1, Primary gray-white interference color of quartz, secondary enlargement, orthogonal light; (c) Pg2, 4252.09 m, Es1, potassium feldspar, casba double crystal; Microcline, tartan twinning, orthogonal light; (d) Pg2, 4254.02 m, Es1, plagioclase, polysynthetic twin, orthogonal light; (e) Pg2, 4214.31m, Es1, magmatic debris, tooth-shaped poikilitic texture

2.3 儲(chǔ)層物性特征

通過研究區(qū)5口井126個(gè)碎屑巖樣品物性測試，統(tǒng)計(jì)儲(chǔ)層孔隙度分布范圍為3.2%～15.6%，平均值10.9%；滲透率分布范圍1.059×10-3μm2～121×10-3μm2，平均值26.36×10-3μm2，屬于低孔中滲儲(chǔ)層(圖4)。研究區(qū)孔隙度、滲透率相關(guān)性為0.64，相關(guān)性較好。但也有部分樣品表現(xiàn)出孔隙度較低、滲透率高的特征，例如南堡306×6井的部分樣品孔隙度小于10%，滲透率可以達(dá)到(20～40)×10-3μm2，說明該類儲(chǔ)層雖然孔隙不大，但是喉道的連通性較好。

圖4 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段孔隙度與滲透率關(guān)系Fig. 4 Diagram of porosity and permeability of Es1 in the southern Nanpu Sag, Bohai Bay Basin

2.4 儲(chǔ)集空間類型

2.4.1孔隙類型

通過巖石薄片鑒定、鑄體薄片圖像和掃描電鏡圖像等實(shí)驗(yàn)分析，研究區(qū)主要發(fā)育3類儲(chǔ)集空間：原生孔隙、次生孔隙和微裂縫(表1)。原生孔隙與次生孔隙比例接近1∶1，微裂縫在局部樣品發(fā)育。①原生孔隙：南堡凹陷南部深層的原生孔隙形狀較為規(guī)則，多以三角形和多邊形出現(xiàn)，邊緣清晰(圖5a～g)。原生面孔率為微量～7.0%，平均值為2.5%，占總面孔率的53.2%(樣品數(shù)153)。主要為原生殘余粒間孔，粒間常見黏土礦物、自生六方柱狀微晶石英(圖5c)、碳酸鹽礦物(圖5d)和球粒狀黃鐵礦微晶集合體。黏土礦物主要為絲縷狀伊利石，呈孔隙充填式及襯墊式充填粒間分布在顆粒邊緣或表面(圖5b～f)。原生孔隙一般分布較為均勻，單獨(dú)個(gè)體較大，常與粒緣喉道構(gòu)成有效的孔喉網(wǎng)絡(luò)。②次生孔隙：研究區(qū)次生孔隙主要為粒間溶孔，其次為粒內(nèi)溶孔。常呈港灣狀、不規(guī)則狀以及鑄模孔，邊緣模糊(圖5a～g)，主要是由長石和易溶巖屑顆粒等組分溶蝕形成。次生面孔率為1.0%～9.0%，平均值為2.2%，占總面孔率的46.8%(樣品數(shù)153)。在鏡下可見長石的淋濾溶蝕(圖5e)和長石沿節(jié)理縫被溶蝕(圖5f)。次生孔隙一般為原生孔隙的擴(kuò)大部分，可以有效改善儲(chǔ)層的孔喉結(jié)構(gòu)，從而增大儲(chǔ)層的儲(chǔ)集能力和滲流能力。③微裂縫：研究區(qū)微裂縫主要包括受到構(gòu)造作用發(fā)生破裂而形成的微裂縫、成巖過程中受到壓實(shí)作用發(fā)生破裂的壓裂縫以及長石顆粒的解理縫等。研究區(qū)部分微裂縫被碳酸鹽、黏土等礦物充填，但仍有大部分微裂縫未被充填(圖5a、g、i)，順著微裂縫方向的溶蝕可進(jìn)一步增加孔喉的連通性(圖5f)，從而使得無效孔隙變成有效孔隙。

表1 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段不同類型儲(chǔ)集空間面孔率統(tǒng)計(jì)表

圖5 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型Fig. 5 Types of Reservoir space of Es1 in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin(a)堡古2井，4251.21 m，原生殘余粒間孔，次生粒間溶孔，次生粒內(nèi)溶孔，顆粒壓裂縫，鑄體薄片；(b)堡古2井，4249.66 m，原生殘余粒間孔，長軸大小58 μm左右，粒表分布伊蒙混層及碳酸鹽礦物，掃描電鏡；(c)堡古2井，4249.29 m，原生殘余粒間孔，長軸大小50 μm左右，粒間分布六方柱狀微晶石英及伊利石，掃描電鏡；(d)堡古2井，4254.95 m，原生殘余粒間孔，短軸大小25 μm左右，粒間分布碳酸鹽礦物及伊利石，掃描電鏡；(e)堡古2井，4214.31 m，次生粒間溶孔，長軸大小50 μm左右，長石淋濾溶蝕，掃描電鏡；(f)堡古2井，4251.21 m，次生粒間溶孔、次生粒內(nèi)溶孔，長石沿解理縫溶蝕，部分被伊蒙混層黏土充填，掃描電鏡；(g)堡古2井，4254.5 m，原生殘余粒間孔、次生次生粒間溶孔，次生粒內(nèi)溶孔，長石顆粒解理縫，鑄體薄片；(h)南堡3-82井，4339.5 m，次生粒內(nèi)溶孔，長石顆粒溶蝕形成鑄?？祝T體薄片；(i)堡古2井，4216.43 m，構(gòu)造作用發(fā)生破裂而形成的微裂縫，呈直線狀。PIP—原生殘余粒間孔；SIDP1—次生粒間溶孔；SIDP2—次生粒內(nèi)溶孔；MF—微裂縫；I—伊利石；I/S—伊蒙混層；Qz—石英；F—長石；Cal—碳酸鹽礦物(a) Pg2, 4251.21 m, primary residual intergranular pores, secondary intergranular dissolved pores, Secondary intragranular dissolved pores, fracturing fracture, casting thin section; (b) Pg2, 4249.66 m, primary residual intergranular pores, the long axis is about 58 μm in size, surface distribution of illite—montmorillonite and carbonate minerals, SEM; (c) Pg2, 4249.29 m, primary residual intergranular pores, the long axis is about 50 μm in size，intergranular distribution of hexagonal columnar microcrystalline quartz and illite, SEM; (d) Pg2, 4254.95 m, Primary residual intergranular pores, the stub axis is about 25 μm in size，intergranular distribution of carbonate minerals and illite, SEM; (e) Pg2, 4214.31 m, secondary intergranular dissolved pores, the long axis is about 50 μm in size, leaching dissolution of feldspar, SEM; (f) Pg2, 4251.21 m, secondary intergranular dissolved pores and secondary intragranular dissolved pores, feldspar dissolved along the cleavage fracture, partially filled with illite—montmorillonite clay, SEM; (g) Pg2, 4254.5 m, primary residual intergranular pores, secondary intergranular dissolved pores, secondary intragranular dissolved pores, cleavage crack of feldspar, casting thin section; (h) Np3-82, 4339.5 m, secondary intragranular dissolved pores, the feldspar particles were dissolved to form the mold hole, casting thin section; (i) Pg2, 4216.43 m, micro-fracture formed by rupture of structure are linear; PIP—primary residual intergranular pores; SIDP1—secondary intergranular dissolved pores; SIDP2—secondary intergranular dissolved pores; MF—micro-fracture; I—illite; I/S—illite—montmorillonite; Qz—quartz; F—feldspar; Cal—carbonate minerals

2.4.2喉道類型

通過鑄體薄片觀察，南堡凹陷南部深層沙一段儲(chǔ)層喉道主要為片狀或彎片狀喉道，縮頸型喉道和孔隙縮小型喉道比較少見(圖6a、b)。喉道是決定儲(chǔ)層的滲透能力的關(guān)鍵(王瑞飛等，2008；趙曉東等，2015)，以堡古2井59#樣品(4252.50 m)樣品和70#樣品(4254.26 m)為例，兩者巖性均為含礫砂巖，實(shí)驗(yàn)測得59#樣品孔隙度12.2%，滲透率68.8×10-3μm2；70#樣品孔隙度12.7%，滲透率1.48×10-3μm2，兩個(gè)樣品孔隙度相似，但滲透率卻具有明顯的差異。通過鑄體薄片圖像分析(圖7a、b)，59#樣品喉道平均值為25.03 μm，連通孔隙占總孔隙47.1%，而70#樣品喉道平均值僅有9.16 μm，連通孔隙僅占總孔隙19.6%，表明喉道的大小決定了連通孔隙的多少，從而決定了儲(chǔ)層的滲透能力。兩者的孔隙數(shù)目、壓實(shí)過程相似，主要的區(qū)別在于59#樣品喉道受強(qiáng)溶蝕作用擴(kuò)大變粗(圖6a)，而70#樣品溶蝕作用較弱未能有效改善孔隙的連通性(圖6b)。

圖6 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段儲(chǔ)層喉道類型及特征差異Fig. 6 Types and characteristics of reservoir throats of Es1 in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin(a)堡古2井，4252.50 m，59#樣品: ① 片狀或彎片狀喉道，該類喉道溶蝕特征明顯，溶蝕后喉道擴(kuò)大變粗，呈港灣狀；② 縮頸型喉道，研究區(qū)少見；③ 孔隙縮小型喉道，研究區(qū)少見；喉道總體較粗，連通孔隙較多，孔隙連通性較好，鑄體薄片；(b)堡古2井，4254.26 m，70#樣品，喉道較細(xì)，連通孔隙較少，孔隙連通性較差，鑄體薄片(a) Pg2, 4252.50 m, sample 59#: ① Flake or curved flake throat, dissolution characteristics of this kind of throat are obvious, the throat expands and becomes thicker after dissolution, showing a harbor shape; ② Necking throat, the study area is rare; ③ Pore-reduced throat, the study area is rare, throat overall thicker, more connected pores, pore connectivity is good, casting thin section; (b) Pg2, 4254.26 m, sample 59#, fine throat, less connected pores, poor pore connectivity, casting thin section

圖7 渤海灣盆地堡古2井59#樣品(a)樣品和70#樣品(b)喉道分布直方圖Fig. 7 Histogram of throat distribution of 59 # sample (a) and 70 # sample (b) in Pg2 well, Bohai Bay Basin

3 深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因機(jī)制

深層是否發(fā)育工業(yè)性油氣流儲(chǔ)層是深層油氣勘探的主要的問題之一(賈承造等，2012；徐春春等, 2017；Guo Xusheng et al., 2019；曾慶魯?shù)龋?020)。對(duì)于碎屑巖儲(chǔ)層，普遍認(rèn)為隨著埋深的增加，壓實(shí)作用增強(qiáng)，儲(chǔ)層物性逐漸變差，但發(fā)現(xiàn)在某些地質(zhì)條件下，深層依然發(fā)育相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因機(jī)制較為復(fù)雜(鐘大康等，2007；何生等，2009；楊華等，2017；金鳳鳴等，2018；王恩澤等，2020)，主要包括沉積作用對(duì)儲(chǔ)層物性的控制、成巖作用對(duì)儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)的控制、古構(gòu)造應(yīng)力對(duì)孔隙的控制、欠壓實(shí)形成的異常高壓對(duì)儲(chǔ)層的改善以及烴類的早期充注抑制儲(chǔ)層的膠結(jié)等等。對(duì)于不同的研究區(qū)、不同的地質(zhì)特點(diǎn)，深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的成因機(jī)制存在一定的差異。本文主要針對(duì)南堡凹陷南部深層的地質(zhì)特點(diǎn)，基于原生孔隙的保存機(jī)制和次生孔喉的發(fā)育機(jī)制，從沉積物的粒徑、巖石組分和流體通道等方面討論研究區(qū)深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的成因機(jī)制，以期為渤海灣盆地及類似地質(zhì)特點(diǎn)的深層油氣勘探提供一定借鑒。

3.1 原生孔隙保存機(jī)制

儲(chǔ)層抗壓實(shí)能力主要包括沉積物粒徑和組成沉積物的巖石組分(Wang Enze et al., 2019；王恩澤等，2020)，沙壘田凸起沉積物源為高剛性顆粒富集提供了地質(zhì)條件。

3.1.1粗巖性沉積

南堡凹陷南部深層沙一段主要的油氣儲(chǔ)集砂體是水下分流河道與河口壩砂體，在研究區(qū)河口壩砂體僅在南堡306×3至南堡3-27井井區(qū)發(fā)育，較為局限，而水下分流河道廣泛分布。研究區(qū)水下分流河道的巖性主要為中粗砂巖、含礫砂巖和砂礫巖等粗巖性，粒度概率曲線圖、C—M圖以及發(fā)育的多種類型交錯(cuò)層理，均反映了強(qiáng)水動(dòng)力沉積環(huán)境。沉積環(huán)境不僅影響沉積類型，同時(shí)也控制沉積物粒徑，影響儲(chǔ)層物性(Dong Yuexia et al., 2010)。主要沉積砂體的物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明(表2)：①水下分流河道粒度最粗，粒徑峰值0.6～1.5 mm，平均粒徑為1.06 mm；孔隙度峰值9%～15%，平均值11.4%；滲透率峰值(30～50)×10-3μm2，平均值33.7×10-3μm2，在鑄體薄片中可以觀察到大量原生孔隙(圖2a)。②相比于水下分流河道，粒度較細(xì)的河口壩粒徑峰值0.6～1.5 mm，平均粒徑0.64 mm；孔隙度峰值8%～12%，平均值9.4%；滲透率峰值(2～10)×10-3μm2，平均值6.8×10-3μm2。③席狀砂粒度最小，物性最差，其粒徑峰值0.1～0.3 mm，平均粒徑為0.29 mm；孔隙度峰值4%～10%，平均值7.1%；滲透率峰值(0.1～2)×10-3μm2，平均0.4×10-3μm2。數(shù)據(jù)顯示，由于沉積環(huán)境的差異，沉積砂體的結(jié)構(gòu)、物性差異明顯，強(qiáng)水動(dòng)力沉積環(huán)境中粗巖性沉積物多，粗巖性顆粒更有利于組成穩(wěn)定巖石骨架，具有更強(qiáng)的抗壓實(shí)能力，從而減少壓實(shí)作用對(duì)原生孔隙的破壞，有利于原生孔隙的保存(王恩澤等，2020)。而在研究區(qū)粗巖性之所以抗壓，主要是粗巖性中剛性抗壓組分含量高。

表2 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段主要沉積砂體的巖性、物性統(tǒng)計(jì)表Table 2 Statistics table of lithology and physical properties of main sedimentary sand bodies of Es1 in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin

3.1.2高剛性顆粒組分

儲(chǔ)層抗壓實(shí)能力還受巖石原始組分影響，剛性顆粒含量高巖石抗壓實(shí)能力強(qiáng)，利于原生孔隙保存(董月霞等，2014；曾慶魯?shù)龋?020)。研究區(qū)沉積母巖為太古宇花崗巖，剛性組分石英和巖漿巖巖屑含量高。研究區(qū)剛性顆粒含量/總顆粒含量與原生孔隙面孔率/總面孔率關(guān)系表明，剛性顆粒組分與原生面孔率具有一定的正相關(guān)性(圖8)。研究區(qū)剛性顆粒含量/總顆粒含量普遍在45%以上，當(dāng)剛性顆粒含量/總顆粒含量高于60%時(shí)，原生孔隙得到較好的保留，說明剛性顆粒的富集一定程度上抑制了儲(chǔ)層的壓實(shí)，從而保留了原生孔隙。

圖8 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段剛性顆粒含量/總顆粒含量與原生孔隙面孔率/總面孔率關(guān)系圖Fig. 8 Diagram of the relationship between the rigid particles and the original porosity of Es1 in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin

南堡凹陷南部深層儲(chǔ)層經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實(shí)作用，沉積成巖過程中，碎屑顆粒受壓實(shí)作用發(fā)生顆粒重新排列(王恩澤等，2020)。研究區(qū)成巖演化主要經(jīng)歷了早成巖和中成巖階段，分為中成巖A1和中成巖A2兩個(gè)階段；圖9)。早成巖階段(距今34～26 Ma)，儲(chǔ)層處在淺埋藏狀態(tài)，埋深小于2 km，利用Beard和Wely公式，結(jié)合粒度分析求得的分選系數(shù)(SO=1.96)計(jì)算得到研究區(qū)初始孔隙度為32.59%，該階段巖石處于半固結(jié)狀態(tài)(圖9，A點(diǎn))，該階段因?yàn)槁裆钶^淺，所以壓實(shí)作用相對(duì)較弱，但由于巖石比較疏松，弱壓實(shí)作用仍然對(duì)巖石碎屑顆粒的排列和位移影響較大，另外，在該階段早期碳酸鹽膠結(jié)物析出，階段末期巖石固結(jié)成型，原生孔隙明顯減少(圖9，B點(diǎn))。中成巖A1階段(距今26～6 Ma)，儲(chǔ)層埋深大于2 km，壓實(shí)作用明顯變強(qiáng)，長石、泥屑、云母等塑性顆粒發(fā)生擠壓變形，孔隙空間進(jìn)一步減少，顆粒的接觸關(guān)系由點(diǎn)接觸變成點(diǎn)—線接觸，剛性顆粒由于抗壓能力強(qiáng)，不易發(fā)生變形，保留了部分原生殘余粒間孔，另外在該階段了發(fā)生了易溶礦物的溶蝕(圖9，C點(diǎn))。之后進(jìn)入中成巖A2階段(距今6～0 Ma)，儲(chǔ)層埋深超過4 km，壓實(shí)作用繼續(xù)加強(qiáng)，顆粒緊密接觸，塑性顆粒進(jìn)一步變形，孔隙空間進(jìn)一步減少，但由于剛性顆粒較多，原生孔隙減少幅度不大，部分剛性顆粒在強(qiáng)壓實(shí)作用下發(fā)生破裂形成壓裂縫，同時(shí)在該階段發(fā)生晚期碳酸鹽膠結(jié)，在一定程度上減小了原生孔隙(圖9，D點(diǎn))。研究區(qū)幾乎所有的樣品都經(jīng)歷了不同程度的膠結(jié)作用，通過視膠結(jié)率參數(shù)的計(jì)算(公式1；宋子齊等，2006；賴錦等，2013)，南堡凹陷南部深層沙一段儲(chǔ)層大多數(shù)樣品視膠結(jié)率小于20%，只有少數(shù)樣品的視膠結(jié)率大于40%，平均視膠結(jié)率為12.9%，體現(xiàn)出弱膠結(jié)作用的特征。分析表明，壓實(shí)作用是南堡凹陷南部深層沙一段儲(chǔ)層孔隙減少的主要因素，與壓實(shí)作用相比，膠結(jié)作用的影響并不明顯。

圖9 渤海灣盆地南堡凹陷南部深層剛性顆粒的抗壓保原生孔過程Fig. 9 The process of compressive preservation of pores in the deep layer of rigid particles in southern Nanpu Sag, Bohai Bay Basin

(1)

3.2 次生孔隙發(fā)育機(jī)制

3.2.1溶蝕作用過程

南堡凹陷南部深層沙一段與東三段為不整合接觸，為油氣運(yùn)移的主要通道(汪澤成等，2008；Guo Yingchun et al., 2013；Chen Xiangfei et al., 2016；張磊等，2018)。研究區(qū)溶蝕作用較為普遍，這主要與區(qū)域不整合以及下生上儲(chǔ)的源儲(chǔ)配置有關(guān)，油源斷層與不整合面構(gòu)成的酸性流體通道為酸性流體進(jìn)入碎屑巖儲(chǔ)層提供路徑。研究區(qū)酸性流體主要包括在成巖初期的大氣水的酸性流體以及烴源巖成熟之后產(chǎn)生的有機(jī)酸，酸性流體的進(jìn)入導(dǎo)致長石、易溶巖屑溶蝕進(jìn)而形成次生孔隙(王恩澤等，2020)。在早成巖階段研究區(qū)古沉積環(huán)境主要為湖相三角洲和湖泊相(董月霞等，2014)，沉積物大都在水體之下，很少直接暴露在大氣水下，所以只有少量的長石或易溶巖屑可能受大氣水的淋濾溶蝕，研究區(qū)碎屑顆粒的溶蝕主要與烴源巖成熟之后產(chǎn)生的有機(jī)酸有關(guān)。烴源巖成熟階段，有機(jī)酸脫羧產(chǎn)生CO2和H+形成酸性流體，酸性流體順著油源斷層進(jìn)入不整合面，再由不整合面區(qū)域性輸入到儲(chǔ)層中，儲(chǔ)層中長石、易溶碎屑與酸性流體在一定溫度和壓力下相互反應(yīng)，發(fā)生溶解(圖10)。另外，研究區(qū)碳酸鹽含量較低，平均值僅有3.13%，這主要也與溶蝕作用有關(guān)。

圖10 渤海灣盆地南堡凹陷南部深層南堡3-26井—南堡3-27井酸性流體輸入過程示意圖(剖面位置見圖1c)Fig. 10 Schematic diagram of the acidic fluid input process in wells NP 3-26—NP 3-27 in the southern deep layer of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin (the location of the profile is shown in Fig. 1c)

3.2.2溶蝕增孔、擴(kuò)喉

南堡凹陷南部深層沙一段次生孔隙主要為粒間溶孔，表明大部分易溶顆粒首先從顆粒邊緣開始溶解。當(dāng)酸性流體通過儲(chǔ)集空間溶蝕礦物顆粒時(shí)，不僅增加孔隙空間，而且擴(kuò)大喉道寬度。根據(jù)其成因，可以將喉道分為原生喉道和次生喉道，原生喉道一般為壓實(shí)成因喉道，次生喉道為溶蝕成因喉道(劉翰林等，2017；Meng Wei et al., 2020)。原生喉道多為原生殘余粒間孔經(jīng)過壓實(shí)作用形成，其位于礦物顆粒的交匯處，與原生孔隙連通(王偉等，2019)。次生喉道是對(duì)原生喉道進(jìn)一步改造的結(jié)果，溶蝕可以新增或進(jìn)一步擴(kuò)大原生喉道的寬度而演變?yōu)榇紊淼?，從而進(jìn)一步增加孔隙的連通性。在儲(chǔ)層溶蝕前，僅發(fā)育原生喉道，原生喉道雖然較寬但連通孔隙的數(shù)目有限(圖11a)；溶蝕后，一方面可以對(duì)原有部分原生喉道進(jìn)行擴(kuò)寬，另一方面可以增加新的次生喉道，次生喉道雖然較窄但卻能與孔隙形成有效孔喉網(wǎng)絡(luò)，從而增加孔隙連通性，提高儲(chǔ)層的滲透能力(圖11b)。以堡古2井59#樣品(4252.50 m)樣品和70#樣品(4254.26 m)為例，次生喉道可以增加儲(chǔ)層約27.5%的儲(chǔ)層連通性，但對(duì)孔隙空間的增加較為局限，這也是研究區(qū)“低孔中滲”儲(chǔ)層形成的原因，在研究區(qū)溶蝕對(duì)于增加儲(chǔ)層滲透能力要優(yōu)于儲(chǔ)集能力。

圖11 渤海灣盆地南堡凹陷南部沙一段溶蝕前后喉道與孔隙連通示意素描圖(底圖為堡古2井4251.88 m鑄體薄片)Fig. 11 Sketch drawing of the connection between throat and pore before and after dissolution of Es1 in the south of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin (the bottom diagram is 4251.88 m cast thin section of Pg2)(a)溶蝕前，有限的孔喉連通網(wǎng)絡(luò)；(b)溶蝕后，形成了有效的孔喉連通網(wǎng)絡(luò)，提高了儲(chǔ)層滲透能力(a) limited pore throat connectivity network before dissolution；(b) after dissolution, an effective pore throat connectivity network is formed, which improves the reservoir permeability

4 結(jié)論

(1)南堡凹陷南部深層沙一段優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)集砂體為中粗砂巖、含礫砂巖和砂礫巖等粗巖性砂體，為辮狀河三角洲沉積，沉積母巖為南部沙壘田凸起的太古花崗巖，石英、巖漿巖巖屑等剛性組分含量高，巖石類型以巖屑長石砂巖為主。

(2)南堡凹陷南部深層沙一段優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層主要發(fā)育原生孔隙、次生孔隙和微裂縫3類儲(chǔ)集空間，原生孔隙與次生孔隙含量相當(dāng)；喉道主要為片狀或彎片狀喉道；儲(chǔ)層平均孔隙度為10.9%，平均滲透率為26.36×10-3μm2，屬于低孔中滲儲(chǔ)層。

(3)南堡凹陷南部深層沙一段優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層成因機(jī)制主要是：粗巖性沉積和高剛性巖石組分含量為儲(chǔ)層的抗壓保原生孔、微裂縫的形成提供物質(zhì)基礎(chǔ)，油源斷裂、不整合面為酸性流體的進(jìn)入提供路徑，進(jìn)一步導(dǎo)致溶蝕增孔、增喉擴(kuò)喉。粗巖性、高剛性組分含量、油源斷層與不整合面構(gòu)成的酸性流體通道是該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵，為儲(chǔ)層的抗壓實(shí)作用和溶蝕作用奠定基礎(chǔ)，溶蝕作用對(duì)孔隙空間的增加較為局限但能形成有效孔喉網(wǎng)絡(luò)，提高儲(chǔ)層滲透性。