南堡3号构造储层原生异常高孔隙带成因机制分析

刘丛宁，王时林，杨 岚

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063004）

1 区域地质概况

南堡3号构造带位于南堡凹陷东南部，西邻南堡2号构造带，东部紧邻曹妃甸次凹，南与沙垒田凸起相接，整体呈东西向展布（图1）。地层发育较全，自下而上发育太古界、青白口系、府君山组、馒头组、毛庄组、徐庄组、张夏组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组和平原组，主要含油层系为寒武系、沙河街组和馆陶组[1-3]，钻探证实，东三段和沙一段地层发育异常高孔隙带，铸体薄片分析结果表明，原生孔隙相对含量超过50%，部分地层含量高达80%以上。

2 异常高孔隙带划分及分布特征

图1 南堡3号构造带位置

为了客观分析南堡3号构造带不同孔隙带的储集空间类型，将储层最大孔隙度正常演化趋势线与平均孔隙度正常演化趋势线相结合，将储层孔隙度划分为异常高孔隙度、正常高孔隙度和低孔隙度 3个等级。其中孔隙度大于“储层最大孔隙度正常演化趋势线”的储层为异常高孔隙度储层；孔隙度小于混合岩相砂岩“储层最大孔隙度正常演化趋势线”，大于“平均孔隙度正常演化趋势线”的储层为正常高孔隙度储层；孔隙度小于“平均孔隙度正常演化趋势线”的储层为低孔隙度储层。

沙河街组和馆陶组异常高孔隙带既可能是原生异常高孔隙带，也可能是次生异常高孔隙带（次生孔隙发育带），为了系统确定南堡3号构造带沙河街组和馆陶组异常高孔隙带的类型，以“一体化配套测试的岩石薄片-储层物性数据”为基础，精确定量统计岩石铸体薄片中原生孔隙（原生面孔率）和次生孔隙（次生面孔率）的含量，根据原生面孔率和次生面孔率的相对高低，确定南堡3号构造带沙河街组和馆陶组储层异常高孔隙带的类型。

采用孔隙度直方图法[4-6]，厘定出南堡3号构造带的最大孔隙度（图2a）和平均孔隙度正常演化趋势线（图2b）。在南堡3号构造带混合岩相砂岩储层最大孔隙度演化趋势线确定的基础上，建立南堡 3号构造带的现今孔隙度-深度剖面，确定了孔隙度高值带发育特征（图2c）。

从南堡3号构造带整体来看，南堡3号构造带存在 3个异常高孔隙带，对应的深度范围分别是3 100～3 300 m、3 400～3 600 m 和 3 900～4 200 m。3 900～4 200 m深度范围内，以沙一段和东三段储层为主，异常高孔隙度储层的原生面孔率都大于50%。

图2 南堡3号构造带孔隙度演化趋势线

3 异常高孔隙带储层成因分析

3.1 沉积作用对储层的影响

孔隙度、渗透率作为储层控制因素及储层评价的参数，不能准确地反映不同深度储层质量的好坏，而孔隙度差值（某一深度处储层的孔隙度减去孔隙度下限的差值）、渗透率差值（某一深度处储层渗透率减去渗透率下限的差值）能够消除埋藏深度对分析结果的影响，合理有效地确定有效储层发育的控制因素[7-9]。对不同沉积微相物性资料的统计结果表明，辫状河三角洲前缘亚相中的水下分流河道是储层发育最有利相带，物性最好，平均孔隙度差值大于3.00%，平均渗透率差值大于160.00×10-3μm2。浊积岩和辫状河三角洲前缘水下分流河道间平均孔隙度差值均小于0，平均渗透率差值均小于5.00×10-3μm2，主要发育非有效储层（表1）。不同岩性的储层物性统计表明，含砾砂岩和中粗砂岩储层物性最好，平均孔隙度差值分别为3.7%和4.9%，平均渗透率差值分别为180.41×10-3μm2和70.14×10-3μm2，是优质储层发育最有利的岩性；细砂岩和粉砂岩储层物性较次，平均孔隙度差值均小于0，平均渗透率差值 1.00×10-3～5.00×10-3μm2，是有效储层发育相对较有利的岩性；泥质砂岩和砂质泥岩储层平均孔隙度差值均小于0，平均渗透率差值0～2.00×10-3μm2，为无效储层（表2）。

表1 异常高孔隙带储层不同沉积微相与有效储层物性差值的关系

表2 异常高孔隙带储层不同岩性与有效储层物性差值的关系

南堡3号构造带异常高孔隙带储层辫状河三角洲前缘水下分流河道储层岩石颗粒组分以石英、长石、碳酸盐岩屑及火山岩岩屑等为主，总含量达90%以上；刚性颗粒含量高的砂岩，尤其是石英含量高的砂岩，在沉积物受上覆地层压实作用过程中，具有更强的抗压能力，能够承受的上覆压力更大，减孔量低于石英含量低的砂岩，保留更多、更好的原生孔隙。因此，南堡3号构造异常高孔隙带储层辫状河三角洲前缘水下分流河道与浊积岩沉积环境中分选较好、杂基含量较少的砂体为有效储层乃至异常高孔隙带的形成提供了有利的物质基础。

3.2 成岩作用对储层的影响

南堡3号构造异常高孔隙带储层对应深度为 3 900～4 200 m，成岩作用研究结果表明，压实作用和胶结作用是异常高孔隙带储层孔隙度降低的主要成岩作用[10-13]，而溶解作用有效地改善了异常高孔隙带储层的物性。

3.2.1 压实作用

压实作用贯穿于储层成岩作用的始终，为主要的破坏性成岩作用之一。随着埋深增大，上覆压力不断增加，岩石压实程度不断增强，颗粒紧密堆积，孔隙空间逐渐减少。薄片观察表明，压实作用的表现形式主要有：颗粒之间以点线接触、凹凸接触为主，云母等塑性颗粒发生挠曲变形，石英、长石等颗粒出现压实破碎现象。

3.2.2 胶结作用

南堡3号构造带沙一段和东三段储层胶结作用普遍，胶结物类型多样。主要发育的胶结作用有：碳酸盐胶结、硅质胶结、黏土矿物胶结、黄铁矿胶结等。其中，以碳酸盐胶结作用为主，硅质胶结、黏土矿物胶结、黄铁矿胶结作用次之。碳酸盐胶结物主要以方解石、白云石胶结为主；硅质胶结作用主要以石英次生加大边的形式出现，石英次生加大可见两期；黏土矿物胶结物包含高岭石，伊利石和绿泥石等，其中主要为高岭石；黄铁矿胶结物普遍发育，但含量较低，黄铁矿胶结物的出现表明储层经历了较封闭还原的成岩环境。

3.2.3 溶解作用

南堡3号构造带沙一段和东三段储层溶解作用普遍发育，颗粒、颗粒加大边以及胶结物等都可发生不同程度的溶解，整体表现出以酸溶为主碱溶为辅的特征。岩屑颗粒溶解和长石溶解十分发育，可见岩屑及长石颗粒边缘溶蚀、粒内溶解，甚至可见长石铸模孔隙，碳酸盐岩屑颗粒和胶结物溶蚀常见，石英颗粒和加大边溶蚀作用偶见，溶解后的石英呈现不规则边缘。

3.2.4 成岩阶段的划分

通过对南堡3号构造带储层镜质体反射率Ro分布、生油岩热解分析的最大热解峰温Tmax及泥岩中黏土矿物的演化、成岩作用演化、孔隙度演化剖面等研究，将储层成岩作用阶段划分为早成岩B期、中成岩A1期、中成岩A2期、中成岩B期四个阶段。南堡3号构造带储层埋深2 840 m以上处于早成岩B期，2 840～3 900 m处于中成岩A1亚期，3 900～4 590 m为处于中成岩A2亚期，4 590 m以下处于中成岩B期；沙一段和东三段储层主要埋深为3 900～4 200 m，主要处于中成岩A2亚期[14-16]。

4 成岩作用与储层成因关系

储层物性的主控因素分析表明，碳酸盐胶结物的含量与储层物性关系密切，是决定南堡3号构造储层物性优劣的主要因素之一。南堡3号构造异常高孔隙带储层内异常高孔隙段的碳酸盐胶结物含量明显比正常高孔隙段和低孔隙段的碳酸盐胶结物含量低。

通过对储层中长石的溶蚀量与溶蚀产物的相对含量进行对比分析，未校正高岭石晶间孔时，长石溶蚀量与溶蚀产物含量的差值主要为-4.00%～2.45%，异常高孔隙段的长石溶蚀量与溶蚀产物含量的差值主要为 1.00%～35.00%，平均 1.31%；高岭石含有1/4～1/2的晶间孔，按平均值3/8的晶间孔进行校正后，异常高孔隙段的长石溶蚀量与溶蚀产物含量的差值主要为0～2.45%，平均为1.42%。因此，开放系统中长石的溶蚀对储层孔隙度影响显著，南堡 3号构造带内长石溶蚀增加的面孔率为1.42%。颗粒溶蚀与储层物性有很好的正相关关系，说明储层长石与岩屑等硅酸盐矿物的溶解，能有效地改善储层物性（图3）。因此，南堡3号构造带异常高孔隙带储层长石与岩屑等硅酸盐矿物的溶解，增加了储层中的次生孔隙，改善了储层物性，对储层具有建设性作用。

图3 南堡3号构造带储层中溶蚀量与物性关系

5 油气充注过程

试油结果与储层实测物性统计表明，南堡3号构造异常高孔隙带储层含油级别高的储层孔隙度明显高于含油级别低的储层。早期的油气进入储层中的孔隙内，一方面增加了储层的抗压能力，在相同上覆地层压力下，保留下更多的原生孔隙；另一方面，早期的油气充注，能够很好地抑制后期各种胶结作用的发生，保留下更多的残余孔隙。

通过薄片观察，根据自生矿物之间交代切割关系及溶解充填关系分析，石英次生加大可见两期，石英加大边中的盐水包裹体均一温度存在两个众数范围，第一期为80～90 ℃，推断硅质来源为早期石英压溶作用；第二期为110～120 ℃，推断硅质来源为长石溶蚀及后期石英压溶作用。通过碳酸盐胶结物充填长石溶解孔隙及少量充填物的溶解现象，并结合包裹体均一温度分布特征，可推断储层经历了至少两期酸性溶解。由碳酸盐交代石英加大边，可知碳酸盐胶结物的形成晚于石英次生加大。碳酸盐胶结物的形成以及石英溶解均需碱性环境。部分呈团块状及立方体形态存在的黄铁矿，常对碳酸盐胶结物形成交代现象，可推断部分黄铁矿胶结物形成较晚。荧光薄片观察可以发现，长石溶孔或粒间孔中发亮黄色或者是蓝色荧光，并且早期油气充注抑制了铁白云石的产生，可推断油气充注发生在长石溶蚀之后，而晚期碳酸盐胶结晚于早期油气充注。

南堡306X1井埋藏史及热演化史（图4）研究表明，距今约33.7 ～20.0 Ma，沙一段地层温度小于75 ℃，成岩环境开放，微咸沉积水控制酸碱度，地层水呈弱碱性；距今约20～11 Ma，沙一段地层温度为80～100 ℃，有机质进入低成熟阶段，流体中等矿化度，地层呈弱酸性，Es3烃源岩成熟进入幕式排酸排烃阶段，断层沟通烃源岩，油气充注；距今约11～2 Ma，沙一段地层温度100～120 ℃，为有机酸生成高峰期，同时断层沟通地表和烃源岩，有机酸和油气进入幕式排放阶段，有机酸控制了酸碱度，地层进入高矿化度、弱酸性阶段，且以有机酸溶蚀为主；距今约 2 Ma，地层温度 120～126 ℃，地层温度120～126 ℃，断层沟通大气水和烃源岩，有机酸部分分解，断层沟通大气水，地层进入中低矿化度弱酸性混合水溶蚀作用阶段，现今地层水近中性（ph值为 6.5～8.0）。将石英加大边中的油气包裹体均一温度在埋藏史图上投点可以发现，沙一段储层发生了两期油气充注，第一期发生于馆陶组晚期-明化镇组早期（距今约15 ～12 Ma），第二期油气充注发生在明化镇组晚期（距今约7～4 Ma），在此之前成岩流体有机酸对长石等铝硅酸盐矿物颗粒进行了溶解，进一步说明油气充注发生在有机酸溶解长石颗粒之后。

图4 南堡306X1井沙一段埋藏演化史

6 结论

（1）南堡3号构造存在三个范围的异常高孔隙带，深度分别为3 100～3 300 m，3 400～3 600 m，3 900～4 200 m；有利的沉积相带为辫状河三角洲前缘水下分流河道，其中含砾砂岩和中粗砂岩是有效储层发育最有利的岩相；碳酸盐胶结物含量低于正常高孔隙段和低孔隙段的碳酸盐胶结物含量。

（2）压实作用和胶结作用对南堡3号构造异常高孔隙带储层起破坏性作用，长石与岩屑等硅酸盐矿物的溶解对异常高孔隙带储层起了建设性作用；早期油气充注和早期地层超压的发育能够抑制压实和胶结作用，有利于孔隙的保存。