南堡凹陷东营组储层特征及影响因素分析

吴琳娜，吴海涛，刘翠琴，卿 颖，唐小云

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063004）

南堡凹陷是位于黄骅坳陷的一个次级构造单元，属于走滑伸展性断陷盆地，其构造演化在古近系东营期处于由断陷向坳陷的过渡阶段［1］，沉积演化特点与渤海湾盆地的演化规律基本一致，即东营期构成一个完整的沉积旋回，东营组发育齐全，自下而上分为东三段、东二段和东一段。东营组处于凹陷沉降的发育期，沉积厚度较大，最大厚度可达3000 m，为一套以湖相为主的扇三角洲、三角洲、水下扇的碎屑岩沉积，由泥岩、粉砂岩、砂岩和含砾砂岩不等厚互层组成［2］，储层沉积类型主要为冲积扇－扇三角洲－湖相沉积体系。近年在高南、柳南、老爷庙和滩海地区的勘探中，发现了一批具有一定规模的东营组油气藏，证实了凹陷内东营组油气藏具有较大的勘探潜力，因此研究储层物性特征及影响因素具有一定意义。

1 储层岩石学特征

南堡凹陷东营组为断陷湖盆沉积，从湖盆的早期快速断陷，到东二段时期湖盆面积达到了最大，至东一段时期湖盆逐渐萎缩消亡，东三段到东一段构成了一个完整的沉积旋回。东营组岩石学特征受母岩、沉积相差异、构造活动强弱及成岩作用改造等多种因素影响。

1.1 成份特征

薄片鉴定资料统计表明，研究区东营组储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩、岩屑长石砂岩［3］；碎屑成份主要为石英，其次为岩屑、长石；岩屑成份主要为中酸性火山岩类、碳酸盐岩类、硅质岩、石英岩，少量花岗岩、混合岩、千枚岩、片岩和砂岩、泥岩等（图1）；从碎屑成份组成看，物源来源既有盆外物源，又有盆内物源，主要为侏罗系、白垩系等地层的中酸性火山岩和沉积岩等。

图1 南堡凹陷东营组岩石成分分类图

1.2 结构特征

碎屑颗粒粒级从粉砂至砾石均有，主要为细粒、中粒，砾石、粗粒和粉粒较少；分选以中等为主，尤以细－中粒、中－细粒结构的双众数组合最常见；磨圆度以次棱－次圆、次圆－次棱为主。

1.3 填隙物特征

南堡凹陷东营组碎屑岩填隙物总体含量不高，平均值小于9%，少数样品含量可达30%以上。东营组填隙物主要为碳酸盐类胶结物和泥质杂基，成份包括方解石、含铁方解石、白云石、含铁白云石、铁白云石、菱铁矿、石英次生加大、长石次生加大、黏土类矿物、黄铁矿及沸石等，其中，黏土类矿物有高岭石、伊利石、I／S混层、蒙脱石、绿泥石等。

综合上述碎屑成份、结构以及填隙物特征，由于埋藏深度较浅，南堡凹陷东营组砂岩岩石学特征成份成熟度和结构成熟度总体以中等为主。其特征主要受沉积相和成岩作用控制，浅层受沉积相控制为主，成岩作用影响弱，深层成岩作用影响增强，沉积相的控制作用减弱。

南堡凹陷在经历了沙河街期末的构造抬升后，于渐新世东营期再次断陷沉降接受沉积。南堡凹陷东营期沉积演化特点与渤海湾盆地的演化规律基本一致，即从东三段到东一段构成了一个完整的沉积旋回。湖平面从东营组早期的上升一直持续到东一段中期，然后退出，在这之间水体有小规模的升降和深度变化，至东二段中期，湖盆水域面积达最大，至东一段湖盆逐渐萎缩消亡。

湖盆初始裂陷期主要发育近岸水下扇体系、扇三角洲体系、滑塌浊积扇体系、湖泊体系；湖盆深陷期主要发育近岸水下扇体系、滑塌浊积扇体系、湖泊体系，仅在湖盆缓坡带发育扇三角洲体系。这一阶段的沉积体系发育的最大特点是沿盆缘控制沉积的主干断裂的下降盘发育以重力流沉积为主的各种类型的扇体，尤其是洪水流成因的近岸水下扇极为发育；断陷晚期湖盆逐渐被充填，随着湖盆内外古地势高差的减小，古地貌的坡度逐渐减小，重力流沉积越来越不发育，湖盆以发育三角洲体系、滨浅湖体系、河流体系为主，最后仅能发育河流体系。

2 成岩作用和成岩演化

东营组储集岩在成岩改造过程中，主要经历了机械压实作用、胶结交代作用和溶解作用［4］，不同的成岩作用在不同成岩阶段所表现的强弱、主次不一样。

机械压实作用在浅层影响不大，为弱－中等压实，颗粒之间以点接触为主；中、深层逐渐成为主要成岩改造作用，为较强－强压实，表现为颗粒接触关系由点接触变为点－线接触到线接触为主，孔隙明显减少，孔隙之间连通性变差，对储层物性起到明显的破坏性作用。

胶结交代作用在东营组储层普遍发育，表现为石英和长石的次生加大现象、碳酸盐胶结物的充填交代及各种自生黏土矿物的蚀变充填等，分布较少，含量一般小于10%，仅少数样品含量较高，可达30%。

溶解作用在东营组普遍发育，其溶蚀对象随着深度的变化而有所不同，在浅层主要表现为对原生粒间孔的改造扩大，及粒间杂基和沉积岩类岩屑颗粒的溶蚀改造为主；在中、深层主要对火山岩、硅质岩等不稳定岩屑和长石颗粒的溶蚀改造，及对早期充填粒间的碳酸盐等胶结物的溶解为主。溶蚀作用的存在，改善了中、深部储层的储集性能，它是主要的建设性成岩作用。

由于埋藏深度较浅，南堡凹陷东营组储集岩总体上成岩作用中等偏弱。中浅层机械压实作用较弱，中深层机械压实作用中等。溶蚀作用普遍发育，浅层原生孔隙发育，有利于溶蚀作用进行，溶蚀改造孔十分发育，中深层残余原生孔相对减少，溶蚀微孔隙十分发育。

依据主要成岩阶段划分指标［5］，包括Ro、Tmax和包裹体测温等有机质成熟度参数、泥岩I／S混层的演化、砂岩中不同自生矿物的分布、岩石的结构特征和不同埋深孔隙的发育特点，结合各种主要成岩作用的分布规律及成岩相组合特征，对东营组储集岩进行了成岩阶段的划分。

南堡凹陷东营组储集岩成岩阶段主要受埋藏深度控制，浅层东一段和东二段以早成岩B期－中成岩A1期为主，局部达中成岩A2期，中深层东三段以中成岩A1－中成岩A2期为主（图2）。

图2 南堡凹陷东营组Ro与深度关系

根据成岩阶段与伊蒙混层演化关系，从伊蒙混层比直方图（图3）可知，东营组东一段到东三段所处的成岩阶段从早成岩B－中成岩B均有，其中以中成岩A1为主，占35%，其次是早成岩B，占34%，局部达中成岩B期。同样，从成岩演化特征可知，东营组成岩阶段已达中成岩A2－中成岩B期。

图3 南堡凹陷东营组伊蒙混层中蒙脱石含量直方图

3 孔隙类型与物性特征

根据分析化验资料综合分析得出，研究区东营组主要孔隙类型有原生改造孔（粒间溶孔）、颗粒溶孔、铸模孔、晶间孔和泥质微孔等，此外，铸体薄片下还可见微裂缝，但发育不普遍。

受成岩作用（机械压实作用）影响，随着储层埋藏深度的增加，原生孔隙逐渐减少，储层物性总体表现为从东一段到东三段明显变差。东一段储层物性以中－高孔、中－高渗为主，中－高孔占96.7%，中高渗含量达54.6%；东二段物性明显比东一段差，以中孔、低－特低渗为主，中孔占63.37%，低－特低渗占85.9%；东三段物性最差，以中－低孔、特低渗为主，中－低孔占52%，特低渗占90.6%。总体来看东营组孔隙度和渗透率呈正相关关系，当孔隙度为低孔时（φ＜15%）渗透率以特低渗（K＜10×10－3μm2）为主，此类储层含量相对较少，储层以中－低孔、低－特低渗储层为主。

4 储层发育主控因素

4.1 沉积相对储层的影响

沉积作用对储层的影响十分明显，同一物源体系内不同砂体微相的形态与规模、矿物组分、结构、沉积构造以及表现出的物理性质都有着明显的差异，这些差异还影响着沉积之后的成岩作用。研究区东营组主要发育扇三角洲、三角洲沉积体系，沉积微相对储层物性的控制作用明显，有利微相储层物性可达到特高孔－特高渗到高孔－高渗。分流河道是最有利的微相类型，其中又以水下分流河道最好，该微相特高－高孔占41.6%，渗透率特高－高渗达23.4%；水上分流河道特高－高孔占40.7%，渗透率达40.7%。其次是浊积砂体和河口坝，浊积砂体中－高孔占90.6%，无特高孔，渗透率中－高渗达49.7%，特高渗占1.3%；河口坝中－高孔占89.6%，无特高孔，渗透率中－高渗达20.5%，无特高渗。席状砂、分流河道间等微相物性差，其中席状砂微相中－高孔占66%，无特高孔，渗透率以特低渗为主，占94.6%（图4）。可见沉积微相对储层物性的影响是非常明显的，其对储层物性控制的内在因素主要是储集砂体的组构，即成份和结构的控制。

图4 南堡凹陷东营组不同微相孔隙度、渗透率直方图

4.2 岩石组份对储层的影响（碎屑成份、填隙物）

碎屑岩的成份主要受沉积物源的控制，其次是沉积搬运过程中重力的分异作用，也是沉积相差异的内在表现之一。研究区碎屑成份对储层物性的影响主要是岩屑、长石和胶结物的含量。东营组岩屑对储层物性的影响主要是岩屑的总量和长石的含量。由于研究区溶蚀孔隙十分发育，溶蚀的主要对象是长石和岩屑，因此岩屑的含量越高，其溶蚀孔隙更加发育，其物性也更好。长石为研究区储层主要的溶蚀对象之一，但是长石含量并不与储层物性呈正相关关系，这主要是由于长石溶蚀强烈造成的。

研究区东营组填隙物对储层物性的影响主要是填隙物总量和自生黏土矿物高岭石。填隙物包括杂基和胶结物，胶结物包括各类自生矿物，如自生石英、长石及自生黏土矿物等。填隙物含量对储层影响不大，当填隙物含量小于8%时，储层物性与填隙物含量没有明显相关性；当填隙物含量大于8%时，储层物性与填隙物含量呈反相关关系，随着填隙物含量增加，储层孔隙度和渗透率快速降低。研究区东营组储层填隙物含量一般小于8%，它是影响东营组储层的次要因素。

高岭石是东营组储层主要的自生黏土矿物类型，其含量超过4%的样品多于90%，其成因主要是长石受溶蚀蚀变而成的。高岭石的相对含量与储层孔渗有着很好的正相关关系，即储层物性越好，其自生黏土矿物中高岭石相对含量越高，这主要是因为，高岭石为长石受溶蚀蚀变的产物，高岭石含量越高说明溶蚀作用越强，当然储层的孔渗也就越高。当高岭石向伊利石和绿泥石转变时，亦即黏土矿物中高岭石相对含量降低时储层物性会逐渐变差，这主要是因为高岭石转变成伊利石和绿泥石时，晶间孔消失，孔隙下降，同时薄膜状绿泥石和丝状伊利石会堵塞喉道，使渗透率快速下降。

4.3 储层砂体结构对储层的影响

储集砂体的结构主要受沉积物搬运距离及搬运过程中重力的分异作用控制，它是沉积相差异的内在表现之一。研究区砂体结构对储层物性的影响主要是分选、磨圆、粒度及其组合方式。研究区东营组储层以分选中等的储集砂体为物性最好的砂体，分选中等的砂体孔隙为中－高孔的占38.7%，渗透率达中－高渗的占80.1%，而分选为好和差的砂体孔隙度为中－高孔不足20%，渗透率差异不大。

磨圆对储层物性的影响与分选对储层物性的影响一致，即磨圆为次圆－圆的砂体物性并不是最好，而磨圆为次圆－次棱的砂体物性最好。这种现象也是因为磨圆为次圆－圆的砂体往往为搬运距离比较远，相对比较细的砂体本身成分上泥质含量较高，从而导致在研究区内磨圆好的砂体物性反而最差。

4.4 成岩作用对储层的影响［5］

研究区成岩作用对储集岩物性的影响以机械压实作用、胶结作用、溶解作用为主。机械压实作用和晚期胶结作用是破坏原始孔隙甚至次生孔隙，造成储层物性差的主要原因，而溶解作用则有利于改善储集岩的储集性能。

随着上覆地层增厚，机械压实作用增强，储层原生孔隙逐渐消失，物性逐渐变差；胶结作用包括各类自生黏土矿物、石英和长石次生加大边、钠长石以及碳酸盐矿物等，其中最主要的是自生黏土矿物和碳酸盐胶结物；溶蚀作用的改造，使得浅层原生孔隙较多的东一段形成大量的溶蚀改造混合孔，其孔喉间连通关系极好，而中深层由于原生孔隙很少，受溶蚀作用改造后只形成孔喉连通关系相对差的颗粒溶孔。

此外，构造作用对储层物性也有影响，因构造生成的破裂缝对储层孔隙度影响不大，但对于改善储层渗透率却作用明显。研究区构造破裂作用相对弱，在显微镜下仅偶见构造微缝。

5 结论

（1）研究区东营组储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩、岩屑长石砂岩等，总体上岩石成份成熟度和结构成熟度以中等为主；其特征主要受沉积相和成岩作用控制，浅层受沉积相控制为主，成岩作用影响弱，深层成岩作用影响增强，沉积相的控制作用减弱。

（2）东营组储集岩在成岩改造过程中，主要经历了机械压实作用、胶结交代作用和溶解作用。南堡凹陷东营组储集岩成岩阶段主要受埋藏深度控制，浅层东一段和东二段以早成岩B期－中成岩A1期为主，局部达中成岩A2期，中深层东三段以中成岩A1－中成岩A2期为主。

（3）东营组主要孔隙类型有原生改造孔（粒间溶孔）、颗粒溶孔、铸模孔、晶间孔和泥质微孔等，此外，铸体薄片下还可见微裂缝，发育不普遍。东营组储层以中－低孔、低－特低渗储层为主。

（4）储层影响因素单因素分析表明，碎屑岩的碎屑和填隙物成份、沉积相和成岩作用对储层储集性能控制明显，其中沉积是储集性能的主控因素，水下分流河道、水上分流河道、浊积砂、席状砂是有利的储集砂体，压实作用是储层物性变差的主要原因，溶蚀作用是中－深层有利储层发育的主控因素。

［1］徐安娜，郑红菊，董月霞，等.南堡凹陷东营组层序地层格架及沉积相预测［J］.石油勘探与开发，2006，33（4），437－443.

［2］刘延莉，邱春光，邓宏文，等.冀东南堡凹陷古近系东营组构造对扇三角洲的控制作用［J］.石油与天然气地质，2008，29（1），95－101.

［3］徐龙，王振奇，张昌民，等.南堡凹陷下第三系储层特征及其影响因素［J］.江汉石油学院学报，1994，16（2），21－25.

［4］方少仙，候方浩.石油天然气储层地质学［M］.山东东营：中国石油大学出版社，2006：145－152.

［5］于兴河，吴胜和，林承焰，等.油气储层地质学基础［M］.北京：石油工业出版社，2009：237－250.