南堡凹陷高尚堡油田深層儲層成巖作用及孔隙演化

高陽，張建麗，李海燕，于興河

（1.中國地質(zhì)大學（北京）能源學院，北京 100083；2.中國石化中原油田分公司信息化管理處，河南 濮陽 457001；3.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249）

南堡凹陷高尚堡油田深層儲層成巖作用及孔隙演化

高陽1，張建麗2，李海燕3，于興河1

（1.中國地質(zhì)大學（北京）能源學院，北京 100083；2.中國石化中原油田分公司信息化管理處，河南 濮陽 457001；3.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249）

利用薄片、掃描電鏡、X衍射等多種分析、測試手段，對高尚堡地區(qū)深層沙河街組三段2+3亞段（Es32+3）的儲層成巖作用與孔隙演化進行了系統(tǒng)研究。結(jié)果表明：儲層主要經(jīng)歷了壓實、膠結(jié)、溶解等成巖作用，目前處于早成巖B期與中成巖A期成巖階段。由于塑性組分含量高，儲層早期經(jīng)歷強烈的壓實作用，原始孔隙度損失約20.8%；膠結(jié)物以碳酸鹽為主。伴隨有機質(zhì)的熱演化，早成巖B期開始長石等易溶礦物在有機酸的選擇性溶解作用下發(fā)生溶蝕，開始出現(xiàn)石英次生加大與自生高嶺石沉淀，同時蒙脫石向伊利石與綠泥石轉(zhuǎn)化，伊/蒙混層由無序向有序過渡。中成巖A期砂巖原始孔隙已殘留較少，長石、巖屑的溶解作用則貢獻7.5%的次生孔隙，促成深層有利儲層的發(fā)育。

儲層；成巖作用；孔隙演化；沙河街組；高尚堡

南堡凹陷為渤海灣盆地黃驊坳陷北部一小型含油氣凹陷，是在華北地臺基底之上，經(jīng)中—新生代塊斷運動而成。受邊界斷層與高柳斷層等同沉積正斷層活動控制，古近紀南堡凹陷形成半地塹式盆地結(jié)構，以“北斷南超”為特點［1-2］，北部以西南莊斷層與柏各莊斷層為盆緣邊界，南部呈緩坡超覆在沙壘田凸起之上［3-4］。研究區(qū)位于南堡凹陷東北部高柳斷層上升盤，北部以高北斷層為界，為被斷層復雜化的披覆背斜構造，具有北陡南緩、西高東低的特點。高尚堡地區(qū)深層主要指古近系沙河街組（Es），沙三段為其主要目的層系，目前鉆井所揭示的主要是Es32+3亞段，儲層埋深3 400～3 800m。沙河街組向上依次為古近系東營組（Ed），新近系館陶組（Ng）、明化鎮(zhèn)組（Nm）及第四系平原組（Q）。

古近紀南堡凹陷處于斷陷湖盆發(fā)育階段，深層砂礫巖扇體緊鄰深洼區(qū)油氣源，且油源斷裂發(fā)育，成藏條件優(yōu)越［5-6］。但在同沉積斷層控制下，湖盆陡岸粗碎屑沉積成分成熟度低，長石、巖屑等易溶組分體積分數(shù)高，儲層成巖作用類型多樣，非均質(zhì)性強［7-8］，儲集體空間演化直接控制著儲層質(zhì)量［9］，是制約深層勘探的關鍵。為此，本研究以巖心觀察為基礎，通過巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、鏡質(zhì)體反射率、黏土X衍射及儲層物性分析等多種手段，對高尚堡Es32+3亞段儲層成巖作用與孔隙演化進行系統(tǒng)研究，為該區(qū)深層儲層評價與預測提供借鑒。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

高尚堡地區(qū)Es32+3亞段砂巖儲集體為在湖盆斷陷階段背景下發(fā)育的扇三角洲沉積［10-11］，巖石結(jié)構組成復雜，各粒級砂巖、砂礫巖均有，且多由2個或2個以上粒級組成，其中以中—粗砂與中—細砂為主，其次為含礫砂巖與砂礫巖。巖石類型以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，分別為67.13%和25.17%。在碎屑組分中，長石平均體積分數(shù)為38.20%，以堿性長石為主，溶解現(xiàn)象普遍發(fā)育。巖屑主要為酸性噴出巖巖屑，平均35.10%。石英體積分數(shù)較低，平均26.70%（見圖1）。

圖1 高尚堡油田Es32+3儲層砂巖成分分類三角圖

薄片統(tǒng)計分析及X衍射結(jié)果表明：填隙物總體積分數(shù)為一般為2%～12%；可見斑塊狀分布云母質(zhì)雜基，偶見呈薄膜狀圍繞顆粒分布的重結(jié)晶云母；膠結(jié)物以方解石為主，見少量白云石，另有自生黏土礦物、硅質(zhì)膠結(jié)等；砂巖分選中等—差，磨圓以次棱—次圓為主，顆粒支撐，孔隙式膠結(jié)為主，部分樣品可見鑲嵌—薄膜式膠結(jié)、鑲嵌—接觸式膠結(jié)?？傮w以低成分成熟度、低結(jié)構成熟度為特征。

1.2 孔隙類型及特征

受壓實、膠結(jié)作用影響，Es32+3亞段儲層以次生孔隙為主，殘留部分原生孔隙，局部發(fā)育裂縫。原生孔隙多為剩余粒間孔，鏡下呈不規(guī)則多邊形，體積分數(shù)為25.43%；其次為雜基內(nèi)微孔隙，體積分數(shù)為13.32%，但孔隙連通性較差。次生孔隙以長石、巖屑等顆粒溶解而形成的粒間溶孔最為發(fā)育，顆粒邊緣呈鋸齒狀參差不齊，體積分數(shù)為40.18%；其次為粒內(nèi)溶孔、占11.03%；鑄?？?、膠結(jié)物內(nèi)溶孔及裂縫體積分數(shù)較小，分別為4.73%，2.89%，2.42%（見表1）?？紫吨睆蕉喾植荚?0～300 μm，平均150 μm?？缀硖卣饕钥s頸型喉道為主，孔縮型及片狀喉道為次，少量微喉道。根據(jù)鑄體薄片資料分析，喉道平均寬度為5.73～19.97 μm，配位數(shù)一般—低，在0.02～0.42，孔隙連通性一般—差。

表1 高尚堡地區(qū)Es32+3儲集空間類型

2 成巖作用類型及特征

2.1 壓實作用

Es32+3亞段儲層埋藏深度大、塑性組分體積分數(shù)高，壓實作用是其主要成巖作用之一。表現(xiàn)為：1）碎屑顆粒重新排列，隨埋深增加，顆粒之間由點-線接觸—線-點接觸—線接觸—凹凸接觸過渡，反映機械壓實作用由中等至強烈的特點（見圖2a，2b）；2）塑性顆粒如泥巖巖屑與火山巖巖屑等發(fā)生塑性變形，進入孔隙中形成假雜基（見圖2c）；3）剛性顆粒如石英、長石及結(jié)晶巖屑部分發(fā)生破碎，見長石沿解理縫裂開；4）長條狀礦物如云母和長石發(fā)生彎曲與斷裂（見圖2d）。

壓實作用可使砂巖儲層物性急劇降低，鏡下觀察顯示，研究區(qū)Es32+3儲層經(jīng)壓實后剩余粒間孔隙在3.13%～14.11%，平均為10.58%。據(jù)Beard與Weyl提出的砂巖原始孔隙度與分選系數(shù)函數(shù)關系（原始孔隙度=（20.91+22.9/分選系數(shù)）%），可知Es32+3儲層原始孔隙度為31.38%（分選系數(shù)平均2.1）。則壓實作用可損失孔隙度17.26%～28.24%，平均20.80%，視壓實率55.00%～90.00%，平均為66.27%，為中等—強烈壓實。隨埋藏深度的增加，壓實作用有較明顯的變化規(guī)律：3 800m以上視壓實率一般小于75%，為中—強壓實；3 800m以下視壓實率一般大于75%，為強烈壓實；視壓實率小于45%的樣品，基質(zhì)膠結(jié)物（方解石）體積分數(shù)高，膠結(jié)作用強，反映了膠結(jié)作用對壓實作用的“緩沖”作用。

2.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)膠結(jié)物分布廣泛，體積分數(shù)在1%～16%，一般為2%～7%。膠結(jié)物類型主要有碳酸鹽礦物、自生黏土礦物、自生石英與長石、沸石及鐵泥質(zhì)膠結(jié)物等。膠結(jié)作用也是使孔隙度降低的主要因素之一，研究區(qū)視膠結(jié)率多在10.00%～25.00%，平均14.50%，可使原始孔隙損失3.14%～7.85%，平均4.55%。

2.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

方解石是研究區(qū)主要膠結(jié)作用產(chǎn)物，常伴生少量白云石。鏡下可見2種形態(tài)（見圖2a，2e）：早期方解石多為孔隙充填式膠結(jié)，泥晶方解石和白云石多與泥質(zhì)共生，形成灰泥質(zhì)或云泥質(zhì)，呈斑塊狀或條帶分布于顆粒之間的孔隙中；晚期（鐵）方解石膠結(jié)多為連晶式，晶粒粗大，可達中晶，晶粒狀方解石與白云石呈星點狀零星分布，并有交代碎屑顆粒（主要是長石）的現(xiàn)象，緊密充填于壓實的骨架顆粒之間。

2.2.2 自生黏土膠結(jié)

黏土礦物的成分、產(chǎn)狀以及演化不僅對儲層物性有重要影響，同時也是儲層成巖階段的指示物。掃描電鏡與X衍射分析顯示，研究區(qū)自生黏土礦物主要包括高嶺石、綠泥石、伊利石、伊/蒙混層及少量綠/蒙混層，未見單純的蒙脫石出現(xiàn)。

圖2 高尚堡地區(qū)深層碎屑巖成巖作用

鏡下可見高嶺石充填于粒間孔中，分布不均勻，單體呈假六方片狀，集合體呈書頁狀、蠕蟲狀和手風琴狀，分布于粒間，呈孔隙式充填（見圖2k）。通常認為，高嶺石是有機酸溶解長石的產(chǎn)物，高嶺石富集區(qū)也常指示著次生孔隙發(fā)育帶的存在［12-14］。研究區(qū)高嶺石主要集中分布于3 400～3 600m井段，相對體積分數(shù)僅次于綠泥石，一般15%～57%。在3 580m之下則少有高嶺石分布，相對體積分數(shù)一般小于20%。

綠泥石相對體積分數(shù) 17.00%～90.00%，平均57.86%，分布較普遍、相對體積分數(shù)最高，且隨埋深增加其體積分數(shù)增高，多呈葉片狀和花朵狀，分布于粒間及粒表。伊利石相對體積分數(shù)遠較綠泥石和高嶺石低，掃描電鏡下呈絲狀、片狀，分布于粒表或粒間。伊/蒙混層相對體積分數(shù)較高嶺石略低，相對體積分數(shù)在3.00%～43.00%，平均21.22%，且隨著埋深的增加，伊/蒙混層相對體積有降低的趨勢，伊/蒙混層比亦呈總體下降的趨勢，3 900m處已降至30%。掃描電鏡下伊/蒙混層呈絲狀、蜂窩狀、絮狀，分布于粒表或粒間（見圖2k，2l）。2.2.3 硅質(zhì)膠結(jié)

研究區(qū)硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英次生加大形式出現(xiàn)。偏光顯微鏡下見石英次生加大普遍發(fā)育，加大級別最高達Ⅱ—Ⅲ級（見圖2f）。掃描電鏡下普遍見粒間孔中分布的自生石英晶體（見圖2j）。

2.3 溶解作用

溶解作用是改善儲層物性的重要途徑，其對次生孔隙的貢獻一方面受控于溶解礦物類型與產(chǎn)物，另一方面則受控于地下流體環(huán)境的流通性。研究區(qū)3 000～3 800m的次生孔隙發(fā)育帶與超壓帶、有機酸高值帶及地層水高礦化度帶對應（見圖3），水巖作用強烈，大量溶解反應促成了次生孔隙的形成［15-17］。

圖3 高尚堡地區(qū)鏡質(zhì)體反射率、壓力及地層水礦化度與孔隙度關系

鏡下常見長石溶解，次為巖屑的溶解，偶見石英微弱溶解，且僅發(fā)生在邊緣。碳酸鹽溶解少見，這是因為在深層條件下有機酸對硅酸鹽發(fā)生選擇性溶解［12-14］，而對碳酸鹽礦物的溶解能力有限，砂巖次生孔隙形成的主要原因即是長石等礦物的溶解［18-19］。

長石溶解一般首先沿解理縫、雙晶縫、裂紋等薄弱部位發(fā)生，鏡下多見長石邊緣溶解成鋸齒狀或港灣狀，或內(nèi)部溶解，呈蜂巢狀、殘縷狀，僅見少量長石完全溶解形成鑄?？祝ㄒ妶D2g，2h，2i）通過鑄體薄片下面孔率計算，溶解作用可為研究區(qū)貢獻7.5%的次生孔隙，其發(fā)育程度決定了深層有利儲層的發(fā)育。

3 成巖序列及孔隙演化

構造演化史顯示，南堡凹陷在新生代經(jīng)歷了完整的斷陷—坳陷演化階段，研究區(qū)Es32+3儲層深埋地下保存完整［20-22］。目前其鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.6%～1.3%，地溫梯度相對穩(wěn)定，有機質(zhì)演化已達成熟階段，綜合伊蒙混層比、自生礦物等資料綜合分析，認為高尚堡深層Es32+3亞段儲層處于早成巖B期—中成巖A期，其分界線大致在3 600m左右（見圖4）。

圖4 高尚堡油田Es32+3儲層孔隙演化

3.1 早成巖A期（Es3—Es1）

埋深小于2 000m，古地溫小于65℃，Ro＜0.35%。成巖作用表現(xiàn)為以強烈機械壓實作用為主，孔隙粒間水大量排出，并形成一定規(guī)模的早期泥晶碳酸鹽膠結(jié)物。

作為研究區(qū)主力烴源巖，Es34+5亞段湖相泥巖于Es1時期進入生烴門限，有機質(zhì)生烴過程中所排出的有機酸沿斷層與儲集層運移［23-24］，對Es32+3儲層進行溶解而產(chǎn)生次生孔隙。但該時期溶解作用對次生孔隙發(fā)育的貢獻有限，孔隙類型仍以原生孔隙為主。在壓實和膠結(jié)作用影響下原始孔隙度可急劇降至15%。

3.2 早成巖B期（Ed3—Ng）

埋深2 000～3 600m，古地溫 65～120℃，Ro為0.35%～0.60%。這一階段機械壓實作用仍占主導，顆粒多呈點-線接觸，且以點接觸為主，壓實作用中等—強烈。隨著溫壓的增加，有機質(zhì)進入成熟階段，開始大量生烴并排出有機酸，導致不穩(wěn)定碎屑顆粒長石與巖屑等在富含有機酸的孔隙水作用下發(fā)生溶解。溶解析出的Al，F(xiàn)e，Mg，SiO2等進入孔隙水中，促成了硅質(zhì)膠結(jié)、高嶺石、伊利石以綠泥石等自生礦物的形成。

偏光顯微鏡下見碎屑顆粒溶解現(xiàn)象，在原地或附近形成自生高嶺石，分布普遍，充填于粒間孔中，相對體積較高?？梢姴糠质⒋紊哟?，石英加大級別Ⅰ—Ⅱ級。掃描電鏡下可見粒間、粒表綠泥石。蒙脫石向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化，伊/蒙混層開始大量出現(xiàn)，混層比為50%～70%，屬無序混層。由于有機酸對硅酸鹽的選擇性溶解，可以見到早期無鐵方解石膠結(jié)物。

受壓實作用、膠結(jié)作用和溶解作用的綜合影響，儲層有效孔隙度變化較大，在5.0%～20.0%，平均16.3%。其中溶解作用平均貢獻了7.0%的次生孔隙度?？紫额愋蜑榛旌闲?，以原生孔隙為主，次為粒間溶孔、長石晶內(nèi)溶孔、巖屑內(nèi)溶孔。

3.3 中成巖A期（Nm+Q）

埋深大于3 600m，地層溫度120～140℃，Ro＞0.6%。儲層壓實作用強烈，結(jié)構較致密，顆粒呈點-線接觸、線-點接觸。此時有機質(zhì)處于成熟階段，有機酸大量生成。同時羧酸陰離子在弱還原環(huán)境下將發(fā)生熱脫羧作用，轉(zhuǎn)變成烴類和CO2，使得溶液中的CO2濃度增高，從而降低了有機酸的濃度，但由于此時有機酸仍保持一定豐度，因而這一階段仍會發(fā)生長石大量溶解［25-26］。

長石溶解作用中等—強烈，見晶內(nèi)溶孔和鑄模孔，以及由顆粒和粒間填隙物溶解而形成的超大溶孔，可見巖屑溶解。石英次生加大發(fā)育，級別為Ⅱ—Ⅲ級，加大較強且分布普遍。自生黏土礦物中，高嶺石開始減少，相對體積較低，且分布不普遍。綠泥石與伊利石相對體積增加。泥質(zhì)巖中蒙脫石大量向伊/蒙混層轉(zhuǎn)化，伊/蒙混層中蒙脫石層50%～15%，屬有序混層。由于有機酸的消耗，成巖環(huán)境由酸性向堿性轉(zhuǎn)變，可見少量亮晶含鐵方解石膠結(jié)，粒間見較多自生沸石晶體分布。

該階段原始孔隙在壓實作用的破壞下繼續(xù)減少，降至平均6.0%。而次生孔隙度仍保持在平均7.5%。儲層有效孔隙度為10.0%～16.0%，平均13.5%?？紫额愋鸵源紊芸诪橹鳎紫稓埩糨^少。

總體來說：隨埋深增加，Es32+3亞段儲層壓實作用不斷增強，碳酸鹽膠結(jié)由早期無鐵膠結(jié)向晚期含鐵膠結(jié)過渡；伴隨有機酸對長石等的溶解，硅質(zhì)膠結(jié)、自生高嶺石、伊利石、綠泥石等自生黏土礦物開始出現(xiàn)并逐步轉(zhuǎn)化；隨著溶解作用的增強孔隙類型也由原生孔隙向次生孔隙過渡，儲層物性總體變差，但次生孔隙的形成促成了深層有利儲層的發(fā)育。

4 結(jié)論

1）高尚堡地區(qū)深層儲層巖石類型復雜，塑性組分體積高，以低成分成熟度、低結(jié)構成熟度為特點，孔隙類型以次生孔隙為主。

2）壓實、膠結(jié)、溶解作用是研究區(qū)主要成巖作用，其中壓實作用中等—強烈，是造成儲層孔隙度降低的主要因素；膠結(jié)作用多為中等—弱膠結(jié)，對儲層影響不大；溶解作用則是改善儲層物性的主要因素。

3）Es32+3亞段儲層成巖階段目前處于中成巖A期，強烈的壓實作用使砂巖原始孔隙度損失20.8%，而溶解作用則貢獻了7.5%的次生孔隙，促成了深層有利儲層的發(fā)育。

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（編輯 趙旭亞）

Diagenesis and porosity evolution of deep Es32+3Formation in Gaoshangpu Oilfield, Nanpu Sag

GAO Yang1,ZHANG Jianli2,LI Haiyan3,YU Xinghe1
(1.School of Energy Resources,China University of Geosciences,Beijing 100083,China;2.Information Management Center,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.College of Geosciences,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The diagenesis and porosity evolution are studied systematically by using the thin-section,SEM,and X-ray analysis.The results show thatcompaction,cementation and dissolution are the main diagenetic types of Es32+3.The present diagenetic stages of Es32+3are classified as early stage B and middle stage A.Due to the abundance of plastic components,the primary porosity loss reaches 20.8%,as a result of compaction.Featured as carbonate cement,cementation shows relatively little impact on the reservoir.in the early stage B,feldspar dissolution is promoted by the release of organic acids,followed by quarts growth and authigenic kaolinite deposition. Meanwhile the montmorillonite changes to the illite and chlorite,and illite-montmorillonite mixed-layer tends to be in order.In the middle stage A,the primary porosity remains less,while the dissolution of feldspars and fragments contributes 7.5%of the secondary pores,which leads to the developmentofthe favorable reservoir in deep formation.

reservoir;diagenesis;porosity evolution;Shahejie Formation;Gaoshangpu

國家自然科學基金青年科學基金項目“深部砂巖咸水層碳封存中不同地質(zhì)條件下CO2-水-巖相互作用機理研究”（41202181）

TE122.2+1

A

10.6056/dkyqt201606005

2016-05-01；改回日期：2016-09-10。

高陽，男，1988年生，在讀博士研究生，主要從事沉積學、儲層表征與建模研究。E-mail：gaoyangdzdx@126.com。

高陽，張建麗，李海燕，等.南堡凹陷高尚堡油田深層儲層成巖作用及孔隙演化［J］.斷塊油氣田，2016，23（6）：703-708.

GAO Yang，ZHANG Jianli，LI Haiyan，et al.Diagenesis and porosity evolution of deep Es32+3Formation in Gaoshangpu Oilfield,Nanpu Sag［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（6）：703-708.