渤海湾盆地辫状河三角洲沉积与深部储集层特征——以南堡凹陷南部古近系沙一段为例

董月霞，杨赏，陈蕾，王琦，曹中宏

（1. 中国石油冀东油田公司；2. 中国石油冀东油田公司勘探开发研究院）

1 研究区概况

图1 研究区区域构造位置图

南堡凹陷为渤海湾盆地的 1个次级构造单元，其北部与燕山相连，南部和东部毗邻渤海，凹陷面积1 932 km2（见图1）。南堡凹陷是发育在中生界基底之上的单断箕状凹陷，北断南超，北侧和东侧以边界断层与老王庄凸起、西南庄凸起、柏各庄凸起等相邻，南侧以缓坡与沙垒田凸起相接。自古近纪以来，南堡凹陷长期接受周边凸起区的物源供给，其中北部物源区和东部物源区的研究及勘探程度均较高。南侧的沙垒田凸起前第三系基底的主体是太古宇花岗岩，地质背景分析认为从古生代到古近纪沙河街组沉积期一直是隆起剥蚀区，南堡凹陷南部地区南堡 3号—南堡 1号构造[1-4]长期接受沙垒田凸起的物源供给，具有发育辫状河三角洲的沉积构造背景。近几年随着勘探工作的不断推进，钻井证实了南部物源区的存在。南堡 3号构造的PG2井在古近系沙河街组一段砂岩中测井解释7个油层（共计64.6 m），在4 248.0～4 257.4 m井段试油，射开1个油层（层厚9.4 m），日产油118 m3（8 mm油嘴），日产气11×104m3，原油密度0.794 6 g/cm3，压力系数1.25。砂岩油气层的单层自然产量远高于来自北部物源区的高柳地区相同层位、相同埋深的砂岩储集层的产量，突破了以往南堡凹陷砂岩有效储集层的勘探深度界限（4 000 m）。基于已有的钻井资料，本研究从构造背景、沉积环境、成岩作用等方面深入探讨南部物源区古近系沙一段储集层特征及其控制因素。同时在母岩性质和沉积体系方面，对比南北物源的异同，揭示南堡凹陷南部沙一段在深层形成优质高产储集层的原因，从而为南堡凹陷和渤海湾盆地深层油气勘探提供依据。

2 沉积相及微相特征

南堡凹陷构造演化经历了古近纪裂陷和新近纪拗陷两大阶段[1-2]。沙河街组沉积期为裂陷活动的早期，北西—南东向的伸展拉张作用较强，凹陷中发育一系列北东—南西向断裂。这些断裂一方面控制了中生界基底之上第三系构造带的展布，同时也成为物源区向南堡凹陷注入物源的通道。随着凹陷的持续沉降和断裂的持续活动，来自沙垒田凸起的花岗岩碎屑物质沿斜坡和输砂断层持续向凹陷输入（见图2），形成了大型辫状河三角洲沉积和半深湖沉积。研究区沙一段钻遇地层厚度一般为328～750 m，储集层厚度一般约为94～170 m，是一套辫状河三角洲前缘相带的砂泥岩地层，砂层较为发育，单砂层厚度一般为8～30 m，最大单层厚度达83.6 m。

图2 南堡凹陷构造纲要

南堡3号构造NP306×1井岩心相标志和单井相分析表明，研究区发育辫状河三角洲前缘分流河道、河口坝、决口扇和间湾等沉积微相（见图3）。分流河道微相的岩性主要为砂砾岩及含砾不等粒砂岩，块状构造，无明显的岩性界面，但存在粒度的粗细变化，整体表现为多个正韵律层理；砾石主要为石英砾，粒度较粗，分选差，砾石呈定向排列，同时夹有炭质条带，测井相表现为箱型及钟型。河口坝微相的岩性主要为含砾不等粒砂岩、粗砂岩、含砾泥质细砂岩及泥质粉砂岩，自下而上岩性逐渐变粗，夹少量炭质泥岩及炭屑，见平行层理，具有典型的倒粒序特征，测井相表现为漏斗形。

在沉积物搬运过程中，水动力条件的差异导致碎屑物质发生粒度分异，因此不同沉积微相的颗粒粒度、岩石成分和结构等都不同，从而影响成岩过程中砂岩原生孔隙的保留或次生孔隙的形成[5-6]，进一步影响储集层的发育。粒度偏粗的中—粗砂岩和细砂岩在埋藏压实过程中原生孔隙的保留要好于粒度偏细的极细砂岩和粉砂岩[7]。研究区的钻井取心见明显的牵引流沉积特征（见图 4），强水动力条件下的辫状河三角洲前缘分流河道为较纯的粗砂岩或砂砾岩沉积，其对应的储集层一般为油气高产层。

3 储集层特征

3.1 岩石学特征

图3 研究区NP306×1井沙一段岩心单井相分析图（GR—自然伽马，API；RLLD—深侧向电阻率，Ω·m）

图4 研究区沙一段辫状河三角洲砂岩C-M分析图（C—累计质量百分比为1%的颗粒直径，μm；M—粒度中值，μm）

图5 研究区沙一段岩石类型及砂岩组分分布图

岩心观察与薄片鉴定资料显示，研究区沙一段储集层的岩石类型以岩屑质长石砂岩为主，伴有少量的长石质岩屑砂岩和长石砂岩（见图5a）。陆源碎屑成分中，石英、长石和岩屑的平均含量分别为 44%、33%和 23%，成分成熟度中等。岩屑以变质岩岩屑为主，见少量酸性岩浆岩和沉积岩岩屑（见图5b）。填隙物平均含量 6.02%，其中泥质杂基占 4.40%，胶结物占1.62%。通过粒度资料分析以及岩石薄片、铸体薄片的镜下观察，研究区砂岩以砂砾岩、含砾不等粒砂岩、中—粗砂岩为主，粒度中值数据统计显示以细砾—粗砂为主（见图6a），分选系数统计发现，碎屑颗粒分选较好（见图6b），磨圆度以次棱—次圆为主，结构为颗粒支撑，杂基含量少[8]，结构成熟度中等。

图6 研究区沙一段粒度中值和分选系数统计图

3.2 储集层物性特征

3.2.1 储集层孔渗特征

根据取心井段的物性分析化验资料统计：研究区沙一段砂岩孔隙度一般为 4.2%～22.7%，平均值为12.8%；渗透率一般为（0.1～996.7）×10−3μm2，平均为 154.9×10−3μm2。从图 7 可以看出，孔隙以中低孔为主，少量特低孔；渗透率相对较好，以中渗为主，局部高渗，储集层整体特征为低孔、中—高渗。

3.2.2 储集空间类型与特征

根据岩心观察、显微薄片鉴定、铸体薄片分析和扫描电镜结果，并综合考虑岩石成因、孔隙大小和形态，研究区的砂岩储集空间以原生孔隙和次生溶蚀孔为主，具体储集空间类型及其基本特征如下[9-16]。

图7 研究区沙一段孔隙度和渗透率直方图

①原生孔隙：研究区内储集层发育的原生孔隙主要为剩余原生粒间孔（主要是岩层经机械压实作用及胶结作用之后剩余的粒间孔隙），多呈不规则多边形（见图 8a）。由于研究区砂岩储集层岩性主要为砂砾岩、含砾不等粒砂岩和中—粗砂岩，且刚性碎屑颗粒含量较高，因此，虽经历了长期埋藏成岩作用，但仍保存了大量的剩余原生粒间孔（见图8a、8b）。

②粒间溶孔：主要指填隙物溶解后形成于碎屑颗粒之间的孔隙。被溶解的填隙物主要为碳酸盐胶结物和杂基，溶孔边缘大多呈港湾状、树枝状等不规则形态（见图8c、8d）。有时此类溶孔可根据溶解后填隙残留物识别，图8d溶扩粒间孔中可见残留物。

③粒内溶孔：在长石、岩屑内部溶解形成的孔隙。研究区砂岩中长石含量较高，平均为 33%，长石晶体内部溶孔在常规薄片和扫描电镜中均较常见，长石常自外表面、解理面、双晶面等处发生溶解。当颗粒溶蚀强烈时，可形成“蜂窝状”和“残骸状”的粒内溶孔（见图8e、8f）。

④铸模孔：岩石中碎屑、颗粒、粒间胶结物或杂基，其中任一类组分被选择性溶蚀后形成的孔隙，以及其中任一类组分被易溶矿物交代后再被溶蚀形成的孔隙。研究区铸模孔主要由长石等不稳定碎屑颗粒溶蚀后形成，形状不规则（见图8g、8h）。

⑤裂缝：薄片观察发现，研究区沙一段主要发育构造缝和成岩压实形成的微裂缝。构造缝呈直线状（见图8i），为较明显的应力作用形成；微裂缝包括颗粒内、杂基内以及岩石内的裂隙（见图8j）。裂缝的发育对储集空间的影响较小，但可有效改善储集层的渗透性。

图8 研究区沙一段储集空间类型

4 储集层物性主控因素

断陷盆地储集层物性受原始沉积条件、后期成岩改造及构造作用等多种因素影响[9-18]。在储集层形成与演化过程中，沉积作用是控制储集层发育的主导因素。它不仅控制储集岩体的分布，还影响储集层的基本形态和所经历的成岩作用类型及成岩强度。研究区沙一段在4 000 m以深仍能形成优质高产储集层的原因在于：①沙垒田凸起物源体系的沉积作用（母岩类型及沉积环境）；②构造运动及成岩作用的影响[17-18]。

4.1 原始沉积物组构与储集层物性关系

母岩类型决定了岩石的组成成分。不同母岩矿物组成不同，其抗风化能力主要取决于组成矿物的稳定性。因此母岩提供的原始物质的刚性颗粒含量越高，越有利于成岩作用改造储集层物性，形成良好储集层；而塑性颗粒或杂基含量高的砂岩，机械压实引起的岩屑颗粒的塑性变形以及形成的假杂基可以完全破坏颗粒之间的孔隙。南堡凹陷南部物源区母岩类型较简单，主要为太古宇花岗岩，而北部物源区母岩类型相对复杂，包括中—古生界沉积岩、岩浆岩和古生界变质岩等（见图9）。

图9 南堡凹陷前第三系古地质图

对比来自南部物源体系的南堡3号构造PG2井区和来自北部物源体系的高北地区的样品（见表 1）可见，PG2井区岩屑含量为9%～40%，平均为24.4%，明显低于高北地区。特别是PG2井砂岩中岩屑以变质岩岩屑为主，占4%～40%，平均为21.7%，而高北和M36井区岩屑以岩浆岩岩屑为主，平均含量为33%和19.7%，远高于PG2井区（岩浆岩岩屑含量为4.2%）。PG2井区的砂岩储集层物性明显好于相同埋深、相同层位的高北地区和M36井区砂岩储集层物性，说明陆源碎屑中较高的酸性、中基性喷出岩含量使砂岩储集层物性变差。

由此可见，对于形成优质储集层，花岗岩母岩优于岩浆岩。来自沙垒田凸起的太古宇花岗岩母岩为研究区优质储集层发育提供了优良的物质基础。

4.2 沉积相带与储集层物性关系

沉积相带是控制优质储集层发育的基本因素。南堡凹陷北部陡岸带发育一系列扇三角洲沉积体系，而南部缓坡带发育辫状河三角洲沉积体系。与扇三角洲沉积体系相比，辫状河三角洲沉积体系发育的古地形坡度较小，因此沉积过程中沉积物被搬运更远、颗粒分选更充分，砂体平面分布范围更广，单砂体规模更大，单层砂岩垂向厚度大，层内非均质性弱。

对比南堡凹陷南北两个物源体系相同组段、相近埋深的砂岩储集层物性发现，不同物源体系、不同沉积微相的砂岩储集层的物性相差较大（见表 2）。辫状河三角洲前缘亚相中，水下分流河道砂体储集层物性（孔隙度和渗透率）整体上明显好于河口坝砂体，河口坝砂体好于决口扇砂体；辫状河三角洲前缘亚相水下分流河道砂体明显好于扇三角洲前缘亚相水下分流河道砂体，特别是渗透率的优势更为明显。沉积环境控制骨架颗粒粒度、物理化学性质以及自生矿物的析出和溶蚀[9-12]。

表1 南北物源区岩屑类型及结构对比表

表2 南北物源区不同沉积微相沙一段砂岩储集层物性统计表

研究区沙一段发育辫状河三角洲沉积体系，强水动力条件下形成分流河道和河口坝等沉积微相，其岩石粒度粗、分选较好（见图6a、6b），磨圆度以次棱—次圆为主，颗粒支撑，杂基含量少。具备这种岩石学特征的砂岩：①易形成较大的连续孔喉通道（见图8g），后期成岩演化过程中可以减缓成岩作用进程，有利于保留更多的原生孔隙；②与外界流体连通性好，也为后期次生孔隙的溶蚀提供了场所，利于形成次生孔隙，从而形成高效储集层。具有较大、较连续的孔喉通道是该区砂岩储集层具有较好产能的决定性因素。

表 2显示研究区储集层的渗透率和油气产量明显高于北部物源区。深部砂岩油气藏勘探的关键是寻找优质储集层，断陷盆地缓坡带常发育辫状河三角洲沉积体系，其决定岩石的初始物性、抗压实能力和次生孔隙的发育程度。与陡岸带扇三角洲沉积体系相比，是形成优质储集层的先决条件[13]。

4.3 后期快速沉降与储集层物性关系

从南堡凹陷构造沉降演化可以看出（见图10），沙河街组沉积之后，东营组沉积初期研究区经历了一次快速沉降，使得沙一段欠压实。欠压实形成的超压可以抵消上覆地层压力，从而一定程度上减缓成岩作用，保护一部分原生孔隙和早期溶解作用形成的次生孔隙，特别是保存了岩屑颗粒间喉道，甚至可对其进行改善。

图10 研究区某点构造沉降速率图

已有钻井资料的地层压力系数统计表明，南堡凹陷沙一段广泛发育超压，地层压力系数达到 1.31，而东营组的压力系数仅为1.09（见图11），PG2井沙一段地层的实测压力系数为 1.25。根据测井数据编制的泥岩压实曲线也反映了研究区3 800 m以深存在次生孔隙发育带。由于后期快速沉降作用，使孔隙流体中存在超压，抑制了压实作用，减缓了成岩作用的进程，同时使流体能够有更多的空间自由活动，促进溶蚀作用的发生，从而为4 000 m以深局部层段优质砂岩储集层的发育提供了保障。

图11 南堡凹陷分层位地层压力系数分布

5 结论

南堡凹陷南部古近系沙一段辫状河三角洲沉积主要发育前缘分流河道和河口坝砂体，岩性为砂砾岩、含砾不等粒砂岩和中—粗砂岩，结构成熟度及成分成熟度均中等。储集层类型为低孔、中高渗型；储集空间以原生孔隙和次生溶蚀孔为主。

埋深大于4 000 m的砂岩仍能保存较好的储集性能，主要存在 3个方面的有利因素：①刚性颗粒含量较高的花岗岩母岩为深层优质储集层发育提供了物质基础；②辫状河三角洲前缘相带分选较好的粗粒级砂岩是优质储集层发育先决条件；③超压环境下保护的原生孔隙和溶蚀作用是发育优质储集层的必要保障。

渤海湾盆地隆坳相间，箕状单断湖盆缓坡带辫状河三角洲沉积体系普遍发育，可以推测渤海湾盆地4 000 m以深仍然广泛发育具有较高自然油气产能的优质砂岩储集层，常规砂岩油气藏勘探有望进一步向深部拓展。

[1] 周海民, 魏忠文, 曹中宏, 等. 南堡凹陷的形成演化与油气的关系[J]. 石油与天然气地质, 2000, 21(4): 345-349.Zhou Haimin, Wei Zhongwen, Cao Zhonghong, et al. Relationship between formation, evolution and hydrocarbon in Nanpu depression[J]. Oil & Gas Geology, 2000, 21(4): 345-349.

[2] 董月霞, 周海民, 夏文臣. 南堡凹陷第三系层序地层与油气成藏的关系[J]. 石油与天然气地质, 2003, 24(1): 39-41.Dong Yuexia, Zhou Haimin, Xia Wenchen. Relationship between Tertiary sequence stratigraphy and oil reservoiring in Nanpu depression[J]. Oil & Gas Geology, 2003, 24(1): 39-41.

[3] 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.Liu Yanli, Qiu Chunguang, Deng Hongwen, et al. Control of the structure of the Paleogene Dongying Formation upon fan-delta deposition in the Nanpu Depression, Jidong oilfield[J]. Oil & Gas Geology, 2008, 29(1): 95-101.

[4] 范柏江, 刘成林, 庞雄奇, 等. 渤海湾盆地南堡凹陷断裂系统对油气成藏的控制作用[J]. 石油与天然气地质, 2011, 32(2):192-198.Fan Bojiang, Liu Chenglin, Pang Xiongqi, et al. Control of fault system on hydrocarbon accumulation in Nanpu Sag, the Bohai Bay Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2011, 32(2): 192-198.

[5] Morad S, Al-Ramadan K, Ketzer J M, et al. The impact of diagenesis on the heterogeneity of sandstone reservoirs: A review of the role of depositional facies and sequence stratigraphy[J]. AAPG Bulletin,2010, 94(8): 1267-1309.

[6] 李易隆, 贾爱林, 何东博. 致密砂岩有效储层形成的控制因素[J].石油学报, 2013, 34(1): 71-82.Li Yilong, Jia Ailin, He Dongbo. Control factors on the formation of effective reservoirs in tight sands: Examples from Guang’an and Sulige gasfields[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(1): 71-82.

[7] 张伙兰, 裴健翔, 张迎朝, 等. 莺歌海盆地东方区中深层黄流组超压储集层特征[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(3): 284-293.Zhang Huolan, Pei Jianxiang, Zhang Yingzhao, et al. Overpressure reservoirs in the mid-deep Huangliu Formation of the Dongfang area,Yinggehai Basin, South China Sea[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(3): 284-293.

[8] 徐素玉, 何镜宇. 沉积岩石学[M]. 武汉: 中国地质大学出版社,1991: 5-10, 80-90.Xu Suyu, He Jingyu. The sedimentary petrology[M]. Wuhan: China University of Geosciences Press, 1991: 5-10, 80-90.

[9] 张文才, 李贺, 李会军, 等. 南堡凹陷高柳地区深层次生孔隙成因及分布特征[J]. 石油勘探与开发, 2008, 35(3): 308-312.Zhang Wencai, Li He, Li Huijun, et al. Genesis and distribution of secondary porosity in the deep horizon of Gaoliu area, Nanpu Sag[J].Petroleum Exploration and Development, 2008, 35(3): 308-312.

[10] 袁静, 王乾泽. 东营凹陷下第三系深部碎屑岩储层次生孔隙垂向分布及成因分析[J]. 矿物岩石, 2001, 21(1): 43-47.Yuan Jing, Wang Qianze. Distribution and generation of deep reservoir secondary pores, Paleogene, Dongying Sag[J]. Journal of Mineralogy and Petrology, 2001, 21(1): 43-47.

[11] 朱筱敏, 王英国, 钟大康, 等. 济阳坳陷古近系储层孔隙类型与次生孔隙成因[J]. 地质学报, 2007, 81(2): 197-204.Zhu Xiaomin, Wang Yingguo, Zhong Dakang, et al. Pore types and secondary pore evolution of Paleogene reservoir in the Jiyang Sag[J].Journal of Geology, 2007, 81(2): 197-204.

[12] 张以明, 侯方浩, 方少仙, 等. 冀中饶阳凹陷下第三系沙河街组第三段砂岩次生孔隙形成机制[J]. 石油与天然气地质, 1994, 15(3):208-215.Zhang Yiming, Hou Fanghao, Fang Shaoxian, et al. Secondary pore formation mechanism of third member of Shahejie Formation,Raoyang Depression[J]. Oil & Gas Geology, 1994, 15(3): 208-215.

[13] 李明刚, 禚喜准, 陈刚, 等. 恩平凹陷珠海组储层的孔隙度演化模型[J]. 石油学报, 2009, 30(6): 862-867.Li Minggang, Zhuo Xizhun, Chen Gang, et al. Application of porosity evolution model to reservoir assessment of Zhuhai Formation in Enping Sag[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(6):862-867.

[14] 徐徽, 何幼斌. 岐口凹陷沙河街组次生孔隙特征及成因研究[J].海洋石油, 2006, 26(2): 7-12.Xu Hui, He Youbin. Study on characteristics and causes of the forming of secondary pores in Shahejie Formation of Qikou Depression[J]. Offshore Oil, 2006, 26(2): 7-12.

[15] 张琴, 钟大康, 朱筱敏, 等. 东营凹陷下第三系碎屑岩储层孔隙演化与次生孔隙成因[J]. 石油与天然气地质, 2003, 24(3):281-285.Zhang Qin, Zhong Dakang, Zhu Xiaomin, et al. Pore evolution and genesis of secondary pores in Paleogene clastic reservoirs in Dongying Sag[J]. Oil & Gas Geology, 2003, 24(3): 281-285.

[16] 朱国华. 碎屑岩储集层孔隙的形成、演化和预测[J]. 沉积学报,1992, 10(3): 114-123.Zhu Guohua. Origin and evolution and prediction of porosity in clastic reservoir rocks[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1992, 10(3):114-123.

[17] 苏妮娜, 金振奎, 璠宋. 黄骅坳陷北大港构造带沙河街组碎屑岩储层特征及其控制因素[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版,2009, 33(6): 27-31.Su Ni’na, Jin Zhenkui, Song Fan. Clastic reservoir characteristics of Shahejie Formation in Beidagang structural belt of Huanghua depression and its controlling factors[J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2009, 33(6): 27-31.

[18] 门相勇, 王峰, 李雪峰. 准噶尔盆地腹部深层碎屑岩储层次生孔隙特征及影响因素分析[J]. 中国石油勘探, 2011, 16(4): 14-19.Men Xiangyong, Wang Feng, Li Xuefeng. Characteristics and analysis of influence factors of secondary pores in deep clastic reservoir of the hinterland of Junggar basin[J]. China Petroleum Exploration, 2011, 16(4): 14-19.