楊佳奇，紀(jì)友亮，吳浩，孟令箭

1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083

3.蘭州大學(xué)地質(zhì)科學(xué)與礦產(chǎn)資源學(xué)院，甘肅省西部礦產(chǎn)資源重點實驗室，蘭州 730000

4.中國石油冀東油田勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063004

0 引言

渤海灣盆地一直是我國石油與天然氣勘探的重點盆地之一，而南堡凹陷作為其中一個勘探程度相對較高的油氣富集區(qū)域[1-4]，已開展了多年的油氣勘探和開發(fā)，前人研究認(rèn)為南堡凹陷中深層儲層具有豐富的油氣潛力[5]。近年來，油氣勘探逐漸由中淺層（埋深低于3 500 m）構(gòu)造—地層油氣藏轉(zhuǎn)向中深層（埋深超過3 500 m）巖性油氣藏[6-11]。在南堡凹陷3號構(gòu)造帶深部（深度大于4 000 m）地層中也發(fā)現(xiàn)了滲透率為(100～1 000)×10-3μm2，孔隙度大于15%，且粒度相對較粗的優(yōu)質(zhì)砂巖儲層[12-13]，尤其是3 號構(gòu)造帶中的PG2井區(qū)，已獲得工業(yè)性油氣流，證實了南堡凹陷深層油氣勘探具有巨大的潛力[14]。學(xué)者對于南堡凹陷深層儲層的研究取得了諸多進(jìn)展，對深層優(yōu)質(zhì)儲層的成因機(jī)制、主控因素以及油氣資源量進(jìn)行了大量的研究[5,12-16]，但并未開展針對深層儲層孔隙度定量演化的相關(guān)研究，制約了后續(xù)的勘探開發(fā)。

儲層成巖作用控制著孔隙演化[12]，只有明確儲層的成巖作用，才能對儲層孔隙度演化進(jìn)行系統(tǒng)研究，從而更準(zhǔn)確地指導(dǎo)后續(xù)勘探[17-19]。選取南堡凹陷3號構(gòu)造帶深部沙一段儲層為研究對象，基于儲層特征和成巖作用的系統(tǒng)研究，重建儲層成巖演化序列并定量計算各成巖作用對儲層孔隙度的影響，進(jìn)而建立儲層孔隙度定量演化模式，以期為南堡凹陷深部儲層油氣勘探提供一定借鑒。

1 地質(zhì)背景

渤海灣盆地位于中國東部，是我國第二大含油氣盆地，由近50個凹陷組成，南堡凹陷位于渤海灣盆地黃驊坳陷的東北部[4,12,20-22]，其北鄰燕山，整個凹陷的面積約為1 932 km2[1-2,13-14]。南堡凹陷作為渤海灣盆地內(nèi)重要的生烴凹陷，發(fā)育在華北地臺基底之上，其表現(xiàn)為一個東斷西超的復(fù)合箕狀凹陷[3]。就構(gòu)造單元劃分而言，南堡凹陷可劃分為陸上的北堡構(gòu)造、老爺廟構(gòu)造和高尚堡—柳贊構(gòu)造，以及灘海部分的南堡1～5號構(gòu)造兩個主要的區(qū)域[23]（圖1）。

圖1 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶構(gòu)造位置及井位圖Fig.1 Map showing the structural location and the distribution of drilling wells of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

南堡凹陷沉積序列主要由一系列碎屑巖夾火山巖構(gòu)成，沉積了5 000～9 000 m 厚的新生代地層[4,24]。自下而上沉積沙河街組（Es）、東營組（Ed）、館陶組（Ng）以及明化鎮(zhèn)組（Nm），其中沙河街組沉積相帶主要為辮狀河三角洲相，東營組為濱淺湖相，館陶組和明化鎮(zhèn)組主要為河流相[13,24-26]。南堡凹陷經(jīng)歷了與華北地臺相同的多幕裂陷演化，形成多個區(qū)域性不整合，其中東營組末期所形成的不整合導(dǎo)致東營組剝蝕明顯，以高柳斷層為界，以北的高柳地區(qū)剝蝕強(qiáng)度相對較高，以南地區(qū)剝蝕量一般小于300 m。

前人研究發(fā)現(xiàn)，南堡凹陷在沙三段、沙一段以及東三段共發(fā)育3 套烴源巖，儲層主要分布于沙河街組、東營組三角洲沉積相砂體以及新近系河流相砂體之中，3號構(gòu)造帶含油層位主要為東三段下亞段以及沙一段，而新近系廣泛發(fā)育的火山巖和泥巖可作為研究區(qū)內(nèi)區(qū)域性蓋層[13,25-26]。

2 儲層基本特征

2.1 沉積學(xué)特征

3號構(gòu)造帶沙一段物源主要為沙壘田凸起，發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積體系，三角洲前緣亞相內(nèi)發(fā)育水下分流河道、河口壩及席狀砂等沉積微相[12]。水下分流河道微相與河口壩微相砂體構(gòu)成了研究區(qū)內(nèi)深層主要的儲層。其中厚層砂體沉積微相類型主要以疊置河道為主，厚度一般為3～9 m，測井曲線呈現(xiàn)出典型的鐘型、箱型等特征，其次為河口壩，厚度一般為2～4 m，測井曲線呈現(xiàn)出漏斗形等特征（圖2）。

圖2 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沉積特征Fig.2 Stratigraphic columns of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

2.2 巖石學(xué)特征

3 號構(gòu)造帶沙一段238 個樣品的巖性成分分析結(jié)果表明，石英含量主要分布范圍為21%～50%，平均為40.8%，長石含量16%～47%，平均為30.8%，巖屑含量7%～54%，平均為20.2%，其中巖屑主要成分為變質(zhì)巖巖屑，成分成熟度高。根據(jù)沙一段儲層巖石類型三角圖可知，研究區(qū)內(nèi)儲層巖石類型以巖屑質(zhì)長石砂巖為主（圖3）。分選系數(shù)1.05～4.72，平均為1.88，磨圓為次棱角—次圓狀，巖性以含礫砂巖和砂礫巖為主，中等結(jié)構(gòu)成熟度。

圖3 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段儲層巖石類型三角分類圖Fig.3 Ternary diagram of Es1 reservoirs rock type of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

2.3 物性特征

根據(jù)取心井段數(shù)據(jù)統(tǒng)計：研究區(qū)內(nèi)砂巖的孔隙度分布較廣，主要集中在10%～15%之間，平均為12.4%（圖4a），滲透率主要集中在（10～1 000）×10-3μm2之間，平均值為92.3×10-3μm2（圖4b）。根據(jù)石油行業(yè)儲層孔隙度分級標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 6285—1997），儲層整體表現(xiàn)為中低孔中滲特征。

圖4 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段儲層孔隙度（a）與滲透率（b）頻率分布Fig.4 Histogram of (a) porosity and (b) permeability distribution frequency in the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

2.4 儲集空間類型及特征

研究區(qū)儲層孔隙類型主要為原生孔隙和次生孔隙，其中原生孔隙含量相對較低，鑄體薄片鑒定結(jié)果表明，原生孔隙面孔率分布范圍為0.1%～7.9%，平均為4.8%，次生溶蝕孔隙面孔率分布范圍為0～18.7%，平均為8.0%。原生孔隙格架相對清楚（圖5a，b），次生孔隙主要為長石和巖屑溶蝕后的粒內(nèi)孔或粒間孔（圖5c，d），部分還可見顆粒破碎裂縫（圖5e），該類裂縫雖然對于儲層的孔隙度影響不大，但對儲層的滲透率影響相對較大，連通的微裂縫可以極大的增加儲層的滲透率（圖5f）。

圖5 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段儲層孔隙類型（a）NP3-82井，4 341.51 m，（-），箭頭指示剩余粒間孔隙；（b）NP306x1井，4 234.07 m，（-），箭頭指示原生粒間孔隙；（c）PG2井，4 254.18 m，(-)，箭頭指示長石部分溶蝕孔隙；（d）NP3-82井，4 341.51 m，（-），箭頭指示巖屑溶蝕孔隙；（e）NP3-82井，4 341.51 m，（-），箭頭指示石英顆粒破裂裂縫；（f）NP306x1井，4 244.59 m，（-），箭頭指示顆粒破碎裂縫溝通孔隙Fig.5 Pore types of the reservoir in the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3 成巖作用

3 號構(gòu)造帶沙一段對儲層物性起到重要控制作用的成巖作用主要有中等—強(qiáng)的壓實作用、類型多樣的膠結(jié)作用以及強(qiáng)烈的溶解作用[27]。

3.1 壓實作用

3 號構(gòu)造帶沙一段儲層埋深超過4 000 m，經(jīng)歷了中等—強(qiáng)的壓實作用。根據(jù)鏡下薄片觀察，壓實作用主要表現(xiàn)為：1）塑性顆粒形變：由于研究區(qū)內(nèi)巖石類型主要為巖屑質(zhì)長石砂巖，其中含有大量的塑性顆粒，如云母等，其抗壓實能力比石英等剛性顆粒較差，隨著儲層埋深加大，塑性顆粒受壓實作用的影響發(fā)生變形，導(dǎo)致原生孔隙減少（圖6a，b）；2）顆粒接觸方式：隨著儲層受上覆地層的壓力逐漸增大，顆粒之間接觸方式逐漸由點—線接觸變?yōu)榭p合線接觸，從而導(dǎo)致儲層損失大量的孔隙（圖6c，d）；3）巖石顆粒破碎：在深層，由于上覆壓力超過部分顆粒所能承受的最大壓力，導(dǎo)致部分顆粒沿解理縫發(fā)生破裂而形成裂縫（圖6e，f）。

圖6 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段壓實作用（a）NP3-82井，4 339.51 m，（+），箭頭指示云母壓實變形；（b）PG2井，4 256.37 m，（+），箭頭指示塑性顆粒變形；（c）NP3-26井，4 212.50 m，（+），箭頭指示縫合線接觸；（d）PG2井，4 254.06 m，（-），箭頭指示縫合線接觸；（e）NP306x1，井，4 240.83 m，（-），箭頭指示石英顆粒破裂；（f）NP3-82井，4 925.87 m，（-），箭頭指示石英顆粒破碎Fig.6 Compaction of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3.2 膠結(jié)作用

3 號構(gòu)造帶沙一段儲層存在多種類型的膠結(jié)作用，包括碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)，其中黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物含量相對較高，石英加大次之。

3.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

研究區(qū)內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物類型主要為方解石、白云石以及鐵方解石等，其中存在兩期方解石膠結(jié)，含量分布在0.6%～36.9%之間，平均為5.9%。早期方解石膠結(jié)物以微晶、亮晶或嵌晶方式充填在原生孔隙中，在一些早期方解石膠結(jié)發(fā)育的砂巖中，溶解作用不發(fā)育，方解石幾乎占據(jù)了所有原生孔隙，且方解石大量膠結(jié)的砂巖，顆粒之間以點接觸為主（圖7a）。鏡下研究發(fā)現(xiàn)這種早期方解石膠結(jié)發(fā)生在巖石受到充分壓實之前，呈現(xiàn)出基底式膠結(jié)的特征，巖石顆粒呈漂浮狀或點接觸分布于早期方解石膠結(jié)物中，其能夠有效抑制后期的壓實作用[28]，表明砂巖儲層在壓實作用相對較弱的時候發(fā)育膠結(jié)物。掃描電鏡下可見粒間方解石以嵌晶式充填孔隙（圖7b），同時部分方解石、鐵方解石和白云石膠結(jié)物充填在長石等次生溶蝕孔隙中，說明其形成時期晚于長石、巖屑溶解作用（圖7c）。鏡下可見沿方解石膠結(jié)物邊緣發(fā)生白云石交代作用（圖7d）。

3.2.2 黏土礦物膠結(jié)

根據(jù)掃描電鏡和X 衍射分析可以鑒別伊蒙混層、伊利石、綠泥石、高嶺石。研究區(qū)儲層的黏土礦物膠結(jié)物中伊蒙混層含量最高，伊利石次之，綠泥石和高嶺石含量較少（表1）。自生黏土礦物含量分布范圍1.7%～13.8%，平均為5.5%。高嶺石含量最低，絕對含量小于0.3%，多為片狀膠結(jié)（圖7e）。由于沙一段火山物質(zhì)和鐵鎂礦物含量相對較低，導(dǎo)致綠泥石的相對含量較低，綠泥石薄膜主要以襯墊的方式發(fā)育在三角洲前緣分流河道砂體中（圖7f）。伊蒙混層和伊利石含量豐富，分布廣泛，以搭橋狀、絲縷狀存在于顆粒襯邊或顆粒表面，或直接充填于顆粒間的孔隙中（圖7g）。

表1 南堡凹陷3號構(gòu)造帶沙一段儲層自生黏土礦物相對含量分析統(tǒng)計表Table 1 Relative content of authigenic clay minerals in the Es1 Formation reservoirs of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3.2.3 硅質(zhì)膠結(jié)

研究區(qū)沙一段砂巖中的硅質(zhì)膠結(jié)主要是石英次生加大，發(fā)育于石英顆粒外圍，加大邊寬度一般小于30 μm（圖7h），具有2～3期加大特征，表明成巖作用的多期旋回性。掃描電鏡下可以觀察到定向菱面形的自形石英晶體填充粒間孔隙（圖7i）。根據(jù)鏡下薄片統(tǒng)計，石英膠結(jié)物體積分布在0.5%～3.4%，平均值為1.6%。

圖7 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段膠結(jié)作用（a）PG2井，4 255.46 m，(-)，箭頭指示方解石膠結(jié)；（b）NP306X1井，4 249.69 m，SEM，箭頭指示粒間方解石嵌晶式膠結(jié)；（c）NP3-82井，4 925.87 m，（+），箭頭指示碳酸鹽膠結(jié)物充填粒內(nèi)溶蝕孔隙；（d）NP306x1井，4 226.15 m，（+），箭頭指示白云石交代方解石；（e）PG2井，3 651.85 m，SEM，箭頭指示自生高嶺石；（f）NP3-82井，4 339.39 m，SEM，箭頭指示綠泥石襯墊式膠結(jié)；（g）NP306X1井，4 219.0 m，SEM，箭頭指示伊利石搭橋狀、粒表襯墊產(chǎn)出；（h）NP306x1井，4 217.91 m，（+），箭頭指示石英次生加大；（i）NP306x1井，4 245.79 m，SEM，石英次生加大充填孔隙Fig.7 Cementation of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

3.3 溶解作用

研究區(qū)內(nèi)存在豐富的可溶解組分，如長石、部分易溶巖屑、碳酸鹽膠結(jié)物以及硅質(zhì)膠結(jié)物等，為溶解作用的進(jìn)行提供了物質(zhì)基礎(chǔ)，鑄體薄片下可以觀察到大量的溶解作用發(fā)生的現(xiàn)象。長石和巖屑等不穩(wěn)定組分溶蝕現(xiàn)象非常普遍，形成了粒內(nèi)和粒間次生孔隙（圖8a）。一般情況下，鉀長石較偏酸性的斜長石容易溶蝕[23,29]，儲層中斜長石多呈現(xiàn)部分溶蝕現(xiàn)象，部分長石顆粒被徹底溶蝕，但通過孔隙的形狀以及殘余的解理和雙晶紋可以進(jìn)行辨別（圖8b，c）。由于儲層在早期發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)，這一部分膠結(jié)物極易在之后的酸性地層水或有機(jī)酸的作用下溶解，進(jìn)而發(fā)育粒間溶蝕孔隙（圖8d），掃描電鏡下也可觀察到碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶解作用（圖8e）。同時長石溶蝕之后形成的孔隙被方解石充填，這部分方解石也發(fā)生了部分溶解作用（圖8f），說明儲層發(fā)生了多期的溶解作用，但方解石溶解作用相對于長石、巖屑的溶蝕較弱。與長石和巖屑溶蝕相比，石英溶蝕較弱，僅在石英顆?；蛘呤⒓哟筮呥吘壈l(fā)生微弱溶蝕（圖8g～i）。

圖8 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段溶解作用（a）NP3-82井，4 341.51m，（-），箭頭指示巖屑溶蝕；（b）PG2井，4 254.18m，(-)，長石沿著節(jié)理發(fā)生部分溶蝕；（c）NP3-82井，4 339.5m，(-)，長石顆粒溶蝕；（d）NP306x1井，4 225.3m，（-），箭頭指示碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕；（e）NP3-19井，4 133.58m，SEM，碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕；（f）NP306x1井，4 240.83m，（-），箭頭指示碳酸鹽充填物溶蝕；（g）PG2井，4 254.18m，(+)，箭頭指示石英次生加大弱溶蝕；（ha）NP306x1井，4 220.9m，（-），箭頭指示石英加大邊溶蝕；（i）NP3-82井，4 343.86m，SEM，石英次生加大邊溶蝕Fig.8 Dissolution of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu sag

4 成巖演化序列

研究區(qū)內(nèi)鏡質(zhì)體反射率分布范圍為0.98%～1.33%，均值為1.14%；Tmax分布范圍為423 ℃～466 ℃，平均為448 ℃（表2）；X衍射分析結(jié)果表明，伊蒙混層中蒙脫石所占比例分布在10%～35%之間，均值為19%。依據(jù)《碎屑巖成巖階段劃分規(guī)范》，確定3號構(gòu)造帶沙一段儲層處在中成巖階段A期的A2亞期。

表2 南堡凹陷3號構(gòu)造帶沙一段巖石熱解溫度Tmax與鏡質(zhì)體反射率Ro值測定Table 2 Rock pyrolysis temperature Tmax and vitrinite reflectance Ro values of the Es1 Formation reservoir of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

根據(jù)礦物之間的充填、切割、交代等現(xiàn)象，以及礦物的形成條件分析研究區(qū)成巖演化序列。結(jié)果表明，研究區(qū)儲層發(fā)育兩期方解石膠結(jié)，鏡下顯示，方解石大量膠結(jié)的儲層中，顆粒之間呈現(xiàn)點—線接觸，顯示此時壓實作用并不強(qiáng)烈，應(yīng)在成巖早期階段（圖7a）；部分方解石膠結(jié)物充填長石、巖屑溶蝕孔隙（圖7c），故判斷第二期方解石膠結(jié)發(fā)生在長石、巖屑大量溶蝕之后，鏡下還可觀察到白云石交代方解石的現(xiàn)象（圖7d），因此判斷白云石膠結(jié)時間在方解石膠結(jié)之后。自生高嶺石、自生硅質(zhì)的沉淀通常與長石等不穩(wěn)定礦物的溶蝕有關(guān)，據(jù)此認(rèn)為高嶺石膠結(jié)、石英次生加大與長石溶蝕同期發(fā)生[19,30]。油氣充注分別發(fā)生在10 Ma和3 Ma兩個時期[16]，同時壓實作用貫穿儲層整個埋藏過程。

在明確成巖作用特征及礦物共生組合關(guān)系的基礎(chǔ)上，結(jié)合油氣充注、成巖階段劃分及生烴史等共同約束條件綜合分析，重建了南堡凹陷3號構(gòu)造帶沙一段砂巖儲層成巖演化序列，各成巖事件和成巖礦物形成相對順序如圖9所示，早期方解石膠結(jié)→第一期油氣充注→早期方解石溶解/長石、巖屑溶解/高嶺石膠結(jié)/石英次生加大→第二期油氣充注→晚期方解石/白云石/含鐵方解石膠結(jié)→石英加大邊弱溶蝕/碳酸鹽膠結(jié)物弱溶蝕，壓實作用貫穿始終。

圖9 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段成巖演化序列Fig.9 Diagenetic evolution sequence of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

5 孔隙度定量計算與演化模式

5.1 孔隙度定量計算

以成巖演化序列為約束，利用反演回剝的原理來計算不同成巖作用對儲集層孔隙度的影響。本研究應(yīng)用Lundegard[31]提出的孔隙度定量計算公式，具體的計算方法為：1）由于切片效應(yīng)會造成視分選性[32]，為此可以依據(jù)儲集層初始孔隙度OP與Trask分選系數(shù)So之間的關(guān)系式OP=20.91+22.9/S0[33]，來計算初始孔隙度；2）鑄體薄片的面孔率與儲層的孔隙度之間存在差異[34-35]，因此利用面孔率與孔隙度之間建立的函數(shù)關(guān)系，將面孔率轉(zhuǎn)化為孔隙度；3）壓實損失的孔隙度COPL、膠結(jié)損失的孔隙度CEPL和溶蝕增加的孔隙度CRPI計算公式分別如下[32,36]：

式中：IGV表示粒間孔隙體積，是粒間孔、粒間膠結(jié)物和雜基之和[37-38]；IGV表征壓實后的粒間體積與壓實后巖石體積之比；CEM為膠結(jié)物含量占現(xiàn)今巖石體積的百分比；CRP代表鑄體薄片統(tǒng)計的溶蝕面孔率。

計算結(jié)果顯示，3號構(gòu)造帶深部沙一段儲層壓實作用減少的孔隙占初始孔隙的4.7%～99.9%，平均為77.7%；膠結(jié)作用減少的孔隙占初始孔隙的0～95.3%，平均為16.0%（表3），由此可見，壓實作用是儲集層孔隙減少的主要因素。通過上式計算得出不同成巖作用損失和增加的孔隙度，結(jié)果如圖10所示，沙一段儲層原始孔隙度為33.1%，現(xiàn)今平均孔隙度為13.6%，其中壓實作用是造成孔隙度降低的主要原因，損失孔隙度17.0%，其次為膠結(jié)作用對孔隙度的影響，導(dǎo)致孔隙度降低10.1%，溶解作用則是儲層改善的最主要的因素，溶蝕作用增加孔隙度7.6%。

圖10 南堡凹陷南部3 號構(gòu)造帶沙一段儲層孔隙度演化參數(shù)及定量計算值Fig.10 Parameters and quantitative porosity evolution of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

表3 南堡凹陷3號構(gòu)造帶沙一段儲集層壓實、膠結(jié)作用減孔影響評價表Table 3 Assessment of the importance of compaction processes and cementation in reducing porosity in the Es1 Formation sandstones of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

5.2 儲層演化模式

研究區(qū)儲層從沉積開始經(jīng)歷了一系列的成巖作用，結(jié)合研究區(qū)儲層的埋藏史、地?zé)崾?、烴源巖成熟史、成巖演化序列和孔隙度定量計算結(jié)果（圖11），恢復(fù)了沙一段深層儲層的演化模式。

5.2.1 早成巖階段（40～28 Ma）

3 號構(gòu)造帶沙一段距今約40 Ma 開始沉積，由于靠近物源且水動力條件較強(qiáng)，沉積顆粒較粗，初始孔隙度均值為33.1%（圖10）。在早成巖階段儲層處于快速埋深階段，埋深一般小于1 800 m，鏡質(zhì)體反射率Ro<0.5%，伊蒙混層中蒙脫石的比例超過50%，沙一段底界溫度小于85 ℃（圖11）。該時期沉積水體控制了地層水酸堿度，較低的礦化度導(dǎo)致地層水呈堿性特征，早期方解石膠結(jié)和機(jī)械壓實是該時期主要的成巖作用。沙一段儲層被方解石部分或完全膠結(jié)，同時這一部分碳酸鹽膠結(jié)物能夠有效抑制壓實作用，顆粒之間主要為點—線、線接觸。在壓實過程中，硬度較高的顆粒受地層壓力影響重新排列，而硬度較低的云母等受力變形，導(dǎo)致砂巖的孔隙度在早期階段大幅下降，壓實損失孔隙度50%～70%，膠結(jié)損失孔隙度10%～60%，以剩余粒間原生孔隙為主，孔隙度由原始33.1%降低至約15%（圖10）。

5.2.2 中成巖階段A1期（28～8 Ma）

地質(zhì)年代約28 Ma時，沙一段儲層成巖演化進(jìn)入中成巖階段A期（圖11），此時長石和部分巖屑的溶蝕對于提高儲層物性起到了重要作用。在中成巖A1期，地溫上升到90 ℃～120 ℃，有機(jī)質(zhì)開始成熟，有機(jī)酸大量生成，是有機(jī)酸有利保存區(qū)和有機(jī)酸濃度最大區(qū)，致使地層水性質(zhì)變?yōu)樗嵝原h(huán)境，在10 Ma 時發(fā)生第一次油氣充注。此時早期方解石膠結(jié)物及長石和部分巖屑等顆粒發(fā)生溶解作用，形成大量不同類型的溶蝕孔隙，同時伴隨著部分高嶺石和自生石英等礦物沉淀。次生孔隙的產(chǎn)生顯著地改善了儲層物性，儲層以粒間—粒內(nèi)溶蝕孔和剩余粒間孔為主，該期砂巖由于溶解作用孔隙度平均增加約7.6%（圖10）。

圖11 南堡凹陷3 號構(gòu)造帶沙一段埋藏史和孔隙度演化圖Fig.11 Burial history and porosity evolution of the Es1 Formation of the No.3 structural belt in the Nanpu Sag

5.2.3 中成巖階段A2期（8 Ma～現(xiàn)今）

隨著埋深增大至約3 000 m，成巖演化階段進(jìn)入中成巖A2期（圖11），地質(zhì)年代約8 Ma 時，地層溫度大于120 ℃，鏡質(zhì)體反射率分布在0.8%～1.3%之間，在3 Ma時發(fā)生第二次油氣充注。黏土礦物的轉(zhuǎn)化致使酸性環(huán)境逐漸弱化，黏土膠結(jié)損失孔隙度平均為5.4%，其中又以伊蒙混層和伊利石為主。此外，晚期碳酸鹽膠結(jié)物充填了長石、巖屑溶蝕的孔隙，孔隙度損失約3.2%（圖10）。

故南堡凹陷深層儲層演化模式如下：在早成巖階段以早期碳酸鹽膠結(jié)和壓實作用為主，壓實損失孔隙度50%～70%，膠結(jié)損失孔隙度10%～60%，此時儲層以剩余粒間原生孔隙為主，孔隙度由原始33.1%降低至約15%；中成巖A1階段以溶解作用為主，溶蝕對象主要是長石、巖屑顆粒以及部分碳酸鹽膠結(jié)物；中成巖A2期成巖作用主要是晚期鐵方解石、白云石膠結(jié)，最終膠結(jié)作用減孔10.1%（圖12）。

圖12 南堡凹陷深層儲層孔隙演化模式圖Fig.12 Pore evolution model of deep reservoir in the Nanpu Sag

6 結(jié)論

（1）南堡凹陷3 號構(gòu)造帶深層儲層以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，孔隙類型主要為原生剩余粒間孔和溶蝕孔，整體表現(xiàn)為中低孔中滲特征，儲層處于中成巖A2階段，成巖作用對儲層物性的變化起到重要控制作用，其中壓實、膠結(jié)以及溶解作用在不同程度上對儲層的物性產(chǎn)生影響。

（2）綜合分析研究區(qū)埋藏史、成巖作用以及成巖演化史等，重建了南堡凹陷深層儲層成巖演化序列：早期方解石膠結(jié)→第一期油氣充注→早期方解石溶解/長石、巖屑溶解/高嶺石膠結(jié)/石英次生加大→第二期油氣充注→晚期方解石/白云石/含鐵方解石膠結(jié)→石英加大邊弱溶蝕/碳酸鹽膠結(jié)物弱溶蝕，壓實作用貫穿始終。

（3）南堡凹陷深層儲層演化模式為：早成巖階段以早期碳酸鹽膠結(jié)和壓實作用為主，此時儲層以剩余粒間原生孔隙為主，孔隙度由原始33.1%降低至約15%，中成巖A1階段以溶解作用為主，溶蝕對象主要是長石、巖屑顆粒以及部分碳酸鹽膠結(jié)物，中成巖A2期成巖作用主要是晚期鐵方解石、白云石膠結(jié)。根據(jù)孔隙度定量計算結(jié)果顯示，沙一段儲層受壓實作用影響，最終造成孔隙度損失約17%，溶蝕增加孔隙度約7.6%，膠結(jié)作用減孔10.1%，其中黏土礦物膠結(jié)占主導(dǎo)，損失孔隙度平均為5.4%。

致謝 感謝冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院提供的寶貴資料；感謝北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院王恩澤博士對本研究提出的寶貴意見；感謝審稿專家以及編輯部老師給予的寶貴修改意見。