南堡凹陷高尚堡油田深层储层成岩作用及孔隙演化

高阳，张建丽，李海燕，于兴河

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2.中国石化中原油田分公司信息化管理处，河南 濮阳 457001；3.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249）

南堡凹陷高尚堡油田深层储层成岩作用及孔隙演化

高阳1，张建丽2，李海燕3，于兴河1

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2.中国石化中原油田分公司信息化管理处，河南 濮阳 457001；3.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249）

利用薄片、扫描电镜、X衍射等多种分析、测试手段，对高尚堡地区深层沙河街组三段2+3亚段（Es32+3）的储层成岩作用与孔隙演化进行了系统研究。结果表明：储层主要经历了压实、胶结、溶解等成岩作用，目前处于早成岩B期与中成岩A期成岩阶段。由于塑性组分含量高，储层早期经历强烈的压实作用，原始孔隙度损失约20.8%；胶结物以碳酸盐为主。伴随有机质的热演化，早成岩B期开始长石等易溶矿物在有机酸的选择性溶解作用下发生溶蚀，开始出现石英次生加大与自生高岭石沉淀，同时蒙脱石向伊利石与绿泥石转化，伊/蒙混层由无序向有序过渡。中成岩A期砂岩原始孔隙已残留较少，长石、岩屑的溶解作用则贡献7.5%的次生孔隙，促成深层有利储层的发育。

储层；成岩作用；孔隙演化；沙河街组；高尚堡

南堡凹陷为渤海湾盆地黄骅坳陷北部一小型含油气凹陷，是在华北地台基底之上，经中—新生代块断运动而成。受边界断层与高柳断层等同沉积正断层活动控制，古近纪南堡凹陷形成半地堑式盆地结构，以“北断南超”为特点［1-2］，北部以西南庄断层与柏各庄断层为盆缘边界，南部呈缓坡超覆在沙垒田凸起之上［3-4］。研究区位于南堡凹陷东北部高柳断层上升盘，北部以高北断层为界，为被断层复杂化的披覆背斜构造，具有北陡南缓、西高东低的特点。高尚堡地区深层主要指古近系沙河街组（Es），沙三段为其主要目的层系，目前钻井所揭示的主要是Es32+3亚段，储层埋深3 400～3 800m。沙河街组向上依次为古近系东营组（Ed），新近系馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）及第四系平原组（Q）。

古近纪南堡凹陷处于断陷湖盆发育阶段，深层砂砾岩扇体紧邻深洼区油气源，且油源断裂发育，成藏条件优越［5-6］。但在同沉积断层控制下，湖盆陡岸粗碎屑沉积成分成熟度低，长石、岩屑等易溶组分体积分数高，储层成岩作用类型多样，非均质性强［7-8］，储集体空间演化直接控制着储层质量［9］，是制约深层勘探的关键。为此，本研究以岩心观察为基础，通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、镜质体反射率、黏土X衍射及储层物性分析等多种手段，对高尚堡Es32+3亚段储层成岩作用与孔隙演化进行系统研究，为该区深层储层评价与预测提供借鉴。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

高尚堡地区Es32+3亚段砂岩储集体为在湖盆断陷阶段背景下发育的扇三角洲沉积［10-11］，岩石结构组成复杂，各粒级砂岩、砂砾岩均有，且多由2个或2个以上粒级组成，其中以中—粗砂与中—细砂为主，其次为含砾砂岩与砂砾岩。岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，分别为67.13%和25.17%。在碎屑组分中，长石平均体积分数为38.20%，以碱性长石为主，溶解现象普遍发育。岩屑主要为酸性喷出岩岩屑，平均35.10%。石英体积分数较低，平均26.70%（见图1）。

图1 高尚堡油田Es32+3储层砂岩成分分类三角图

薄片统计分析及X衍射结果表明：填隙物总体积分数为一般为2%～12%；可见斑块状分布云母质杂基，偶见呈薄膜状围绕颗粒分布的重结晶云母；胶结物以方解石为主，见少量白云石，另有自生黏土矿物、硅质胶结等；砂岩分选中等—差，磨圆以次棱—次圆为主，颗粒支撑，孔隙式胶结为主，部分样品可见镶嵌—薄膜式胶结、镶嵌—接触式胶结。总体以低成分成熟度、低结构成熟度为特征。

1.2 孔隙类型及特征

受压实、胶结作用影响，Es32+3亚段储层以次生孔隙为主，残留部分原生孔隙，局部发育裂缝。原生孔隙多为剩余粒间孔，镜下呈不规则多边形，体积分数为25.43%；其次为杂基内微孔隙，体积分数为13.32%，但孔隙连通性较差。次生孔隙以长石、岩屑等颗粒溶解而形成的粒间溶孔最为发育，颗粒边缘呈锯齿状参差不齐，体积分数为40.18%；其次为粒内溶孔、占11.03%；铸模孔、胶结物内溶孔及裂缝体积分数较小，分别为4.73%，2.89%，2.42%（见表1）。孔隙直径多分布在50～300 μm，平均150 μm。孔喉特征以缩颈型喉道为主，孔缩型及片状喉道为次，少量微喉道。根据铸体薄片资料分析，喉道平均宽度为5.73～19.97 μm，配位数一般—低，在0.02～0.42，孔隙连通性一般—差。

表1 高尚堡地区Es32+3储集空间类型

2 成岩作用类型及特征

2.1 压实作用

Es32+3亚段储层埋藏深度大、塑性组分体积分数高，压实作用是其主要成岩作用之一。表现为：1）碎屑颗粒重新排列，随埋深增加，颗粒之间由点-线接触—线-点接触—线接触—凹凸接触过渡，反映机械压实作用由中等至强烈的特点（见图2a，2b）；2）塑性颗粒如泥岩岩屑与火山岩岩屑等发生塑性变形，进入孔隙中形成假杂基（见图2c）；3）刚性颗粒如石英、长石及结晶岩屑部分发生破碎，见长石沿解理缝裂开；4）长条状矿物如云母和长石发生弯曲与断裂（见图2d）。

压实作用可使砂岩储层物性急剧降低，镜下观察显示，研究区Es32+3储层经压实后剩余粒间孔隙在3.13%～14.11%，平均为10.58%。据Beard与Weyl提出的砂岩原始孔隙度与分选系数函数关系（原始孔隙度=（20.91+22.9/分选系数）%），可知Es32+3储层原始孔隙度为31.38%（分选系数平均2.1）。则压实作用可损失孔隙度17.26%～28.24%，平均20.80%，视压实率55.00%～90.00%，平均为66.27%，为中等—强烈压实。随埋藏深度的增加，压实作用有较明显的变化规律：3 800m以上视压实率一般小于75%，为中—强压实；3 800m以下视压实率一般大于75%，为强烈压实；视压实率小于45%的样品，基质胶结物（方解石）体积分数高，胶结作用强，反映了胶结作用对压实作用的“缓冲”作用。

2.2 胶结作用

研究区胶结物分布广泛，体积分数在1%～16%，一般为2%～7%。胶结物类型主要有碳酸盐矿物、自生黏土矿物、自生石英与长石、沸石及铁泥质胶结物等。胶结作用也是使孔隙度降低的主要因素之一，研究区视胶结率多在10.00%～25.00%，平均14.50%，可使原始孔隙损失3.14%～7.85%，平均4.55%。

2.2.1 碳酸盐胶结

方解石是研究区主要胶结作用产物，常伴生少量白云石。镜下可见2种形态（见图2a，2e）：早期方解石多为孔隙充填式胶结，泥晶方解石和白云石多与泥质共生，形成灰泥质或云泥质，呈斑块状或条带分布于颗粒之间的孔隙中；晚期（铁）方解石胶结多为连晶式，晶粒粗大，可达中晶，晶粒状方解石与白云石呈星点状零星分布，并有交代碎屑颗粒（主要是长石）的现象，紧密充填于压实的骨架颗粒之间。

2.2.2 自生黏土胶结

黏土矿物的成分、产状以及演化不仅对储层物性有重要影响，同时也是储层成岩阶段的指示物。扫描电镜与X衍射分析显示，研究区自生黏土矿物主要包括高岭石、绿泥石、伊利石、伊/蒙混层及少量绿/蒙混层，未见单纯的蒙脱石出现。

图2 高尚堡地区深层碎屑岩成岩作用

镜下可见高岭石充填于粒间孔中，分布不均匀，单体呈假六方片状，集合体呈书页状、蠕虫状和手风琴状，分布于粒间，呈孔隙式充填（见图2k）。通常认为，高岭石是有机酸溶解长石的产物，高岭石富集区也常指示着次生孔隙发育带的存在［12-14］。研究区高岭石主要集中分布于3 400～3 600m井段，相对体积分数仅次于绿泥石，一般15%～57%。在3 580m之下则少有高岭石分布，相对体积分数一般小于20%。

绿泥石相对体积分数 17.00%～90.00%，平均57.86%，分布较普遍、相对体积分数最高，且随埋深增加其体积分数增高，多呈叶片状和花朵状，分布于粒间及粒表。伊利石相对体积分数远较绿泥石和高岭石低，扫描电镜下呈丝状、片状，分布于粒表或粒间。伊/蒙混层相对体积分数较高岭石略低，相对体积分数在3.00%～43.00%，平均21.22%，且随着埋深的增加，伊/蒙混层相对体积有降低的趋势，伊/蒙混层比亦呈总体下降的趋势，3 900m处已降至30%。扫描电镜下伊/蒙混层呈丝状、蜂窝状、絮状，分布于粒表或粒间（见图2k，2l）。2.2.3 硅质胶结

研究区硅质胶结主要以石英次生加大形式出现。偏光显微镜下见石英次生加大普遍发育，加大级别最高达Ⅱ—Ⅲ级（见图2f）。扫描电镜下普遍见粒间孔中分布的自生石英晶体（见图2j）。

2.3 溶解作用

溶解作用是改善储层物性的重要途径，其对次生孔隙的贡献一方面受控于溶解矿物类型与产物，另一方面则受控于地下流体环境的流通性。研究区3 000～3 800m的次生孔隙发育带与超压带、有机酸高值带及地层水高矿化度带对应（见图3），水岩作用强烈，大量溶解反应促成了次生孔隙的形成［15-17］。

图3 高尚堡地区镜质体反射率、压力及地层水矿化度与孔隙度关系

镜下常见长石溶解，次为岩屑的溶解，偶见石英微弱溶解，且仅发生在边缘。碳酸盐溶解少见，这是因为在深层条件下有机酸对硅酸盐发生选择性溶解［12-14］，而对碳酸盐矿物的溶解能力有限，砂岩次生孔隙形成的主要原因即是长石等矿物的溶解［18-19］。

长石溶解一般首先沿解理缝、双晶缝、裂纹等薄弱部位发生，镜下多见长石边缘溶解成锯齿状或港湾状，或内部溶解，呈蜂巢状、残缕状，仅见少量长石完全溶解形成铸模孔（见图2g，2h，2i）通过铸体薄片下面孔率计算，溶解作用可为研究区贡献7.5%的次生孔隙，其发育程度决定了深层有利储层的发育。

3 成岩序列及孔隙演化

构造演化史显示，南堡凹陷在新生代经历了完整的断陷—坳陷演化阶段，研究区Es32+3储层深埋地下保存完整［20-22］。目前其镜质体反射率（Ro）为0.6%～1.3%，地温梯度相对稳定，有机质演化已达成熟阶段，综合伊蒙混层比、自生矿物等资料综合分析，认为高尚堡深层Es32+3亚段储层处于早成岩B期—中成岩A期，其分界线大致在3 600m左右（见图4）。

图4 高尚堡油田Es32+3储层孔隙演化

3.1 早成岩A期（Es3—Es1）

埋深小于2 000m，古地温小于65℃，Ro＜0.35%。成岩作用表现为以强烈机械压实作用为主，孔隙粒间水大量排出，并形成一定规模的早期泥晶碳酸盐胶结物。

作为研究区主力烃源岩，Es34+5亚段湖相泥岩于Es1时期进入生烃门限，有机质生烃过程中所排出的有机酸沿断层与储集层运移［23-24］，对Es32+3储层进行溶解而产生次生孔隙。但该时期溶解作用对次生孔隙发育的贡献有限，孔隙类型仍以原生孔隙为主。在压实和胶结作用影响下原始孔隙度可急剧降至15%。

3.2 早成岩B期（Ed3—Ng）

埋深2 000～3 600m，古地温 65～120℃，Ro为0.35%～0.60%。这一阶段机械压实作用仍占主导，颗粒多呈点-线接触，且以点接触为主，压实作用中等—强烈。随着温压的增加，有机质进入成熟阶段，开始大量生烃并排出有机酸，导致不稳定碎屑颗粒长石与岩屑等在富含有机酸的孔隙水作用下发生溶解。溶解析出的Al，Fe，Mg，SiO2等进入孔隙水中，促成了硅质胶结、高岭石、伊利石以绿泥石等自生矿物的形成。

偏光显微镜下见碎屑颗粒溶解现象，在原地或附近形成自生高岭石，分布普遍，充填于粒间孔中，相对体积较高。可见部分石英次生加大，石英加大级别Ⅰ—Ⅱ级。扫描电镜下可见粒间、粒表绿泥石。蒙脱石向伊/蒙混层转化，伊/蒙混层开始大量出现，混层比为50%～70%，属无序混层。由于有机酸对硅酸盐的选择性溶解，可以见到早期无铁方解石胶结物。

受压实作用、胶结作用和溶解作用的综合影响，储层有效孔隙度变化较大，在5.0%～20.0%，平均16.3%。其中溶解作用平均贡献了7.0%的次生孔隙度。孔隙类型为混合型，以原生孔隙为主，次为粒间溶孔、长石晶内溶孔、岩屑内溶孔。

3.3 中成岩A期（Nm+Q）

埋深大于3 600m，地层温度120～140℃，Ro＞0.6%。储层压实作用强烈，结构较致密，颗粒呈点-线接触、线-点接触。此时有机质处于成熟阶段，有机酸大量生成。同时羧酸阴离子在弱还原环境下将发生热脱羧作用，转变成烃类和CO2，使得溶液中的CO2浓度增高，从而降低了有机酸的浓度，但由于此时有机酸仍保持一定丰度，因而这一阶段仍会发生长石大量溶解［25-26］。

长石溶解作用中等—强烈，见晶内溶孔和铸模孔，以及由颗粒和粒间填隙物溶解而形成的超大溶孔，可见岩屑溶解。石英次生加大发育，级别为Ⅱ—Ⅲ级，加大较强且分布普遍。自生黏土矿物中，高岭石开始减少，相对体积较低，且分布不普遍。绿泥石与伊利石相对体积增加。泥质岩中蒙脱石大量向伊/蒙混层转化，伊/蒙混层中蒙脱石层50%～15%，属有序混层。由于有机酸的消耗，成岩环境由酸性向碱性转变，可见少量亮晶含铁方解石胶结，粒间见较多自生沸石晶体分布。

该阶段原始孔隙在压实作用的破坏下继续减少，降至平均6.0%。而次生孔隙度仍保持在平均7.5%。储层有效孔隙度为10.0%～16.0%，平均13.5%。孔隙类型以次生溶孔为主，原生孔隙残留较少。

总体来说：随埋深增加，Es32+3亚段储层压实作用不断增强，碳酸盐胶结由早期无铁胶结向晚期含铁胶结过渡；伴随有机酸对长石等的溶解，硅质胶结、自生高岭石、伊利石、绿泥石等自生黏土矿物开始出现并逐步转化；随着溶解作用的增强孔隙类型也由原生孔隙向次生孔隙过渡，储层物性总体变差，但次生孔隙的形成促成了深层有利储层的发育。

4 结论

1）高尚堡地区深层储层岩石类型复杂，塑性组分体积高，以低成分成熟度、低结构成熟度为特点，孔隙类型以次生孔隙为主。

2）压实、胶结、溶解作用是研究区主要成岩作用，其中压实作用中等—强烈，是造成储层孔隙度降低的主要因素；胶结作用多为中等—弱胶结，对储层影响不大；溶解作用则是改善储层物性的主要因素。

3）Es32+3亚段储层成岩阶段目前处于中成岩A期，强烈的压实作用使砂岩原始孔隙度损失20.8%，而溶解作用则贡献了7.5%的次生孔隙，促成了深层有利储层的发育。

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（编辑 赵旭亚）

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

国家自然科学基金青年科学基金项目“深部砂岩咸水层碳封存中不同地质条件下CO2-水-岩相互作用机理研究”（41202181）

TE122.2+1

A

10.6056/dkyqt201606005

2016-05-01；改回日期：2016-09-10。

高阳，男，1988年生，在读博士研究生，主要从事沉积学、储层表征与建模研究。E-mail：gaoyangdzdx@126.com。

高阳，张建丽，李海燕，等.南堡凹陷高尚堡油田深层储层成岩作用及孔隙演化［J］.断块油气田，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.