南堡凹陷曹妃甸油田奥陶系潜山岩溶带特征及油藏模式

张 汶，杜春晓，孙风涛，张婕茹，吕世聪

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

南堡凹陷曹妃甸油田奥陶系潜山岩溶带特征及油藏模式

张 汶，杜春晓，孙风涛，张婕茹，吕世聪

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

南堡凹陷西南端曹妃甸油田奥陶系潜山在沉积后经历了漫长的地质改造，其岩溶带结构与储层分布特征均有别于周边潜山油藏。受成岩期胶结作用影响，研究区潜山岩溶带并没有发育碳酸盐岩岩溶的完整模式。通过钻井、取心、测井、测试等资料分析，研究区碳酸盐岩潜山岩性以白云岩为主，但结晶程度有差异，为泥–细晶白云岩。岩溶带中储层的发育受岩性的控制和影响，主要发育在岩性以细晶白云岩为主的三个层段内，储集空间主要包括孔隙、溶洞及裂缝，为低孔低渗储层。岩溶带油藏类型为层状的岩性–构造油藏。

南堡凹陷；奥陶系；碳酸盐岩潜山；岩溶带结构；储层分布

碳酸盐岩潜山一直是我国油气地质研究的重点之一，尤其是20世纪50年代以来，中国岩溶储层勘探理论与实践取得了重大进展，相继在四川、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木等盆地发现碳酸盐岩岩溶储层油气田，岩溶储层也成为重要的油气勘探领域[1～4]。渤海湾盆地已探明多个碳酸盐岩潜山油气藏，如已投入开发生产的渤中28油气田。碳酸盐岩潜山储层发育受多因素影响，不同沉积背景下的储层分布特征差异较大，本次研究的南堡凹陷西南端曹妃甸油田虽然岩性、层位与渤中28油田相近，但其储层控制因素、发育特征和成藏模式与渤中28油田截然不同。随着南堡凹陷碳酸盐岩潜山勘探工作不断推进，对该区域潜山油藏储层发育控制因素和分布特征进行分析和总结，对于完善碳酸盐岩油气田的勘探开发思路具有一定的意义。

1 地质概况

曹妃甸油田位于南堡凹陷西南部，紧邻沙垒田凸起，处于凸起向凹陷过渡的断阶带上，构造条件优越，同时，南堡凹陷多套地层广泛发育优质烃源岩，油源充足，具有形成大中型油气田的物质基础[5～7]（图1）。古潜山自上而下钻遇地层为下奥陶统亮甲山组、冶里组，上寒武统凤山组、长山组、崮山组和中寒武统张夏组、徐庄组；储层主要发育在潜山构造高部位的细晶白云岩层段内，方解石含量一般不超过10%，陆源碎屑多为泥质，含量1%～4%。岩心分析储层孔隙度 2%～15%，平均 4.4%；渗透率为 0.1×10–3～11×10–3μm2。构造裂缝约占储集空间的58%，晶间孔和各类溶蚀孔洞约占42%，是一套致密的溶蚀孔隙、裂缝型含油储层。

2 潜山岩溶带特征

2.1 岩性特征

根据钻井、取心、岩石薄片等资料分析，研究区碳酸盐岩潜山岩性以白云岩为主，但结晶程度有差异，为泥–细晶白云岩，其中四个层段岩溶作用较为明显；第一个层段为潜山顶部的岩溶角砾层段，即风化壳结构中的残积层，岩性主要为云质角砾岩；另外三个层段分别发育在亮甲山组和崮山组，其岩性主要为细晶白云岩，裂缝和溶蚀孔、洞相对较发育；同时，亮甲山组底部有侵入岩岩脉，岩性为辉绿岩，较致密，并对其上覆白云岩有变质的作用。

图1 曹妃甸油田区域位置

潜山顶部发育一套灰色云质岩溶角砾岩，砾石主要为白云岩和灰岩，角砾支撑结构，自下而上角砾增大，裂缝主要发育高角度缝和网状缝，但多被方解石充填，顺其裂缝可见少量溶蚀孔和岩溶垮塌特征，形成的孔洞基本被方解石完全充填，发育在3 442.4～3 447.7 m。

潜山岩性主要为灰色–深灰色泥晶云岩，发育高角度裂缝，见少量的溶蚀孔洞，多被方解石充填。其中3 444.7～3 447.7 m发育云质干化角砾岩，角砾成分为泥晶白云岩，呈水平层状发育，为潮坪相沉积特征，岩性较致密。

从 CFD2井钻井、薄片资料来看，潜山含油层段岩性以粉～细晶白云岩为主，多为泥晶白云岩不均匀重结晶而成；结晶粒度大小较不均匀，结晶粒度较粗岩石脆性较好，裂缝更为发育，粉～细晶白云岩层段形成裂缝条数明显多于泥晶白云岩层段，且多为高角度裂缝，基本上被方解石充填，可见未充填或半充填缝、洞；主要发育在3 447.7～3 448.2 m和3 706.3～3 709.5 m两段。

总体而言，研究区内储层段岩性以白云岩为主，岩石力学性质较脆，在构造应力作用下易于破裂，同时，其裂缝的发育受岩性的影响，结晶颗粒粒度越粗，则裂缝、溶洞越发育，裂缝发育段岩性基本上以细晶白云岩为主。

2.2 储集空间特征

根据岩心观察、薄片资料及FMI资料研究，研究区潜山储集空间主要包括孔隙、溶洞、裂缝3种基本类型，受成岩期胶结作用的影响，未–半充填的孔、洞、缝主要发育在岩性以细晶白云岩为主的层段中（表1、表2）。

表1 潜山储层与基岩孔隙特征

表2 潜山储层与基岩裂缝特征

孔隙主要有晶间孔和溶蚀孔2种类型。晶间孔主要形成于重结晶和白云岩化作用，根据薄片资料统计情况，晶间孔孔径为0.01～1.20 mm，平均为0.15 mm，面孔率0～8.0%，平均为1.1%。溶蚀孔主要包括晶间溶孔和粒间溶孔，薄片观察孔径为0.01～1.60 mm，平均为0.20 mm，面孔率0～22.5%，平均为6.7%。

洞多以孤立状分布，洞径大小为5～10 mm，根据成因类型细分为砾间洞、砾间溶洞和晶间溶洞 3种类型。砾间洞为溶塌角砾的砾间支撑洞，据岩心观察，研究区潜山顶部风化破碎带较发育此类储集空间，洞径2～20 mm，呈多棱角不规则状，几乎全被白云石、硅质、方解石、泥质等充填。砾间溶洞为角砾之间填隙物被溶蚀扩大而成的洞，主要见于潜山顶面风化破碎带，洞径2～10 mm，多被白云石、方解石和硅质充填。晶间溶洞为晶间孔、洞受地层水溶蚀加大而成，偶见于粉–细晶白云岩中，多被白云石、方解石充填。

裂缝根据成因可分为构造缝、构–溶缝、溶蚀缝3种类型。该区储层段裂缝较发育，裂缝线密度达15条/m，并且产状以斜交缝和垂直缝为主，占裂缝总数的近90%，但多被白云石和方解石充填。构造缝为构造应力作用形成，产状以中–高角度为主，缝宽0.1～25.0 mm，占总裂缝数的22%。构–溶缝为构造缝受地层水溶蚀扩大而成，产状以中–高角度为主，缝宽0.1～3.0 mm，占总缝数的56%。溶蚀缝为溶蚀作用形成的裂缝，多发育在潜山顶部风化壳，缝宽0.01～0.25 mm，占总缝数的22%。

2.3 电性特征

由于潜山内部基岩以泥晶云岩为主，岩性致密，测井孔隙度低，但电阻率测量值极高，导致在储层段深、浅侧向电阻率远低于围岩电阻率并出现正幅度差的特点。基岩泥晶云岩段自然伽马曲线具有“低、平、直”的特征，且电阻率值极高，多在10 000 Ω·m以上，同时，测井曲线呈现出高密度、低中子、低声波时差的特征。储层段自然伽马曲线高低不等，电阻率曲线呈高阻背景下的低阻特征，曲线呈相对低密度、高中子、高声波时差的特点。

2.4 物性发育特征

根据研究区各口井岩心和壁心分析统计，潜山储层孔隙度主要分布在2%～5%，平均值4.4%；渗透率主要分布在 0.01×10–3～0.10×10–3μm2，平均值2.4×10–3μm2，依据非碎屑岩储层分类标准，该区储层物性类型为低孔低渗型储层（图2）。

图2 曹妃甸油田潜山储层孔隙度、渗透率分布情况

2.5 储层发育控制因素

对于裂缝型潜山，构造作用对储层发育有较大的影响，构造断裂作用所形成的裂缝有利于改善储集性能，裂缝可以沟通孔隙、提高储层的渗透率，同时也有利于孔隙水和地下水的活动及溶蚀孔洞的发育，形成孔、洞、缝系统。CFD1井潜山裂缝走向以NE方向为主，其次是NW方向，两组裂缝的分布与潜山顶面构造图中的断裂系统基本吻合，说明裂缝受构造作用控制明显。

一般来说，裂缝的发育程度与岩性也密切相关，构造裂缝在白云岩中最发育，岩石裂缝减少的顺序依次为：泥质白云岩＞白云岩＞白云质灰岩＞灰岩＞砂岩＞硬石膏＞石膏。曹妃甸油田岩性主要为泥晶云岩，其结晶程度越高，裂缝越发育。从CFD2井细晶白云岩中裂缝较为发育，并且常呈高角度或直立分布；而泥晶或微晶白云岩中裂缝不发育。

本研究区潜山并没有发育碳酸盐岩岩溶的完整模式，不能识别出特别明显的垂直渗流带和水平潜流带；其潜山岩溶的发育主要受岩性的控制和影响，白云岩结晶粒度越粗，则越容易产生裂缝，地表水和地层水顺裂缝更易生成溶蚀缝、洞；同时，储层的物性好坏还与后期成岩作用有关，潜山内部发育的裂缝由于胶结作用的影响，大部分被白云石和方解石完全充填，被充填段储层物性变差，而未充填或半充填段储层物性较好[8-17]。

根据潜山内部各类岩性层段的裂缝发育程度分析，其岩溶结构可划分为两部分，一是上部的岩溶残积层；二是下部的溶蚀带。岩溶残积层发育在潜山顶部，不规则的角砾大小混杂，并且完全被胶结，不具有储层特征。在岩溶残积层之下的溶蚀带内，发育三段裂缝溶孔相对较发育的细晶白云岩层段，为研究区潜山内部的储层段。

3 潜山岩溶带油藏模式

潜山地层作为研究区的主要含油层段，由于油藏埋藏较深，地震资料品质不佳，地震相标志没有明显特征，利用地震资料无法有效预测储层的分布。本文采用钻井、测井、测试等资料应用与古地貌相结合的方法开展潜山储层展布特征的研究。

3.1 潜山储层纵向分布特征

根据岩心观察、薄片资料以及钻井资料可知，潜山内部储层发育受岩性控制，主要分布在奥陶系亮甲山组和寒武系崮山组的三套细晶白云岩层段内，构造缝和溶蚀缝、洞较发育，但大部分被方解石充填，孔渗性较差，深度分别为3 451.7～3 467.5 m、3 474.7～3 488.7 m及3 686.9～3 709.1 m。同时结合测井资料和试油结论，油层主要集中在亮甲山组的两段储层内，崮山组岩溶段测试证实为水层。

3.2 潜山储层横向分布特征

依据本区钻井资料，同时结合古地貌特征、岩溶破碎带结构模式进行综合分析，构造高部位是构造作用和岩溶作用最强烈的区域，有利于储层的发育[18–20]；从实钻情况也可以看出，位于潜山高部位的CFD1井和CFD2井储层较发育，分别钻遇储层35.5 m和36.7 m。而构造低部位由于埋藏相对较深，风化作用及地表、地层水的淋滤、溶蚀作用较弱，不利于潜山储层的发育，同时，构造低部位相对更容易受到后期沉积物的充填改造，因此储层发育情况较差；实钻情况CFD5井位于CFD1井构造低部位，海拔深度-3 640 m，钻遇储层6.5 m，厚度明显变薄，并且单层厚度小于 1 m，说明岩溶作用在该深度影响已较小，同时 CFD3井位于古地貌低洼处，构造深度-3 877 m，未钻遇储层；同样CFD4井也位于古地貌低洼处，构造深度-3 740 m，未钻遇储层。因此综合考虑，本区潜山储层横向上主要分布在构造高部位，钻井揭示的储层底界-3 700 m为界，该深度以上的区域为岩溶发育区，低于该深度岩溶作用相对较弱，形成有效储层的可能性较小（图3）。

图3 曹妃甸A油田潜山亮甲山组储层发育预测图

3.3 油藏发育模式

图4 曹妃甸油田油藏模式

潜山亮甲山组油藏类型属于层状岩性–构造油藏（图4），CFD1井和CFD2井分别在亮甲山组含油层段-3 389～-3 450 m和-3 432～-3 464 m进行了试油测试，其中CFD1井酸化后最大日产油130.3 m3，CFD2井酸化后最大日产油84.5 m3，不含水，但随后含水快速上升到90%，水分析验证为地层水。由此认为 CFD2井测试层段底面离油水界面较近，油水界面为海拔-3 464 m，油层主要富集在潜山高部位。

4 结论

（1）曹妃甸油田潜山岩性以泥–细晶白云岩为主，结晶程度有差异，白云岩结晶粒度越粗，则脆性越好，裂缝更为发育，地表水和地层水顺裂缝更易生成溶蚀缝、洞。研究区范围内粉–细晶白云岩缝、洞发育程度明显高于泥晶白云岩。

（2）研究区潜山岩溶破碎带受成岩期胶结作用影响并没有发育碳酸盐岩岩溶的完整模式，不能识别出特别明显的垂直渗流带和水平潜流带；其发育主要受岩性的控制和影响，可划分为两部分，上部为岩溶残积层，该层段胶结程度高，岩性致密，为非储层段；下部为溶蚀带，其中存在三个层段裂缝溶孔相对较发育，岩性均以细晶白云岩为主，为储层段，分布在亮甲山组和崮山组。

（3）纵向上，潜山油层分布在亮甲山组的两段储层内，崮山组岩溶段测试证实为水层；平面上，亮甲山组岩溶作用主要影响构造高部位，海拔深度-3 700 m之上的区域，油藏类型属于层状的岩性–构造油藏。

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TE112.322

A

1673–8217（2017）06–0056–05

2017–06–05

张汶，工程师，1983年生，2009年研究生毕业于长江大学矿产普查与勘探专业，现从事油气田开发地质研究工作。

“十三五”国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2016ZX05058001）资助。

蒲洪果