南堡4号构造中深层异常高孔带类型及成因

乔海波，赵晓东，刘晓，李亮，孙琳，苏天喜

（1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北 唐山 063000；2.中国石油冀东油田公司陆上油田作业区，河北 唐山 063200）

南堡4号构造中深层异常高孔带类型及成因

乔海波1，赵晓东1，刘晓1，李亮1，孙琳2，苏天喜1

（1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北 唐山 063000；2.中国石油冀东油田公司陆上油田作业区，河北 唐山 063200）

应用岩心、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和分析化验等资料，发现南堡4号构造中深层存在异常高孔带，并对异常高孔带的类型及成因进行了分析。研究表明：南堡4号构造在中深层3 800～3 900m和3 900～4 100m发育2个异常高孔带，储集空间以原生孔隙为主，原生面孔率百分比大于50%，均为原生孔隙型异常高孔带。分析原生异常高孔带的成因认为，沉积作用为原生异常高孔带的形成提供物质基础，刚性颗粒含量高有效抑制了压实作用，早期油气充注和早期地层超压的发育进一步抑制压实和胶结作用，有效保护了原生孔隙，从而形成了南堡4号构造中深层的原生异常高孔带。

原生孔隙；异常高孔带；中深层；南堡凹陷

0 引言

我国中浅层高孔渗优质储层的油气勘探程度相对较高，因此大部分油田将勘探开发的目标瞄准中深层油藏［1-5］。目前研究认为，在一定的地质条件下，中深层仍可发育异常高孔的优势储层［6-10］。南堡4号构造在中深层东三段、沙一段发现了工业油流，通过建立孔隙度和深度的关系，模拟出储层最大孔隙度正常演化趋势线，发现在中深层东三段和沙一段存在2个异常高孔带［11-13］。前人没有对异常高孔带进行深入的研究，对其类型、特征、成因等认识不清，这些问题制约了南堡4号构造中深层勘探的后续研究。因此，本文以矿物学和岩石学理论为指导，以岩石薄片、扫描电镜、分析化验资料为基础，探讨了南堡4号构造异常高孔带的类型及成因，为研究区后续中深层油气勘探指明了方向。

1 地质概况

南堡凹陷4号构造位于南堡凹陷东部、柏各庄断层下降盘，是一个北西走向的潜山披覆背斜构造带［14］，有利勘探面积200 km2（见图1）。

图1 南堡凹陷4号构造区域位置

南堡4号构造分为4号构造南部和4号构造北部两部分。4号构造南部主要位于蛤坨断层下降盘，构造带内发育一系列雁列式展布的断层。4号构造北部位于NP2-52井区，近年来在中深层东三段、沙一段发现具有较大储量规模的低渗透油藏，其纵向上发育多套含油层系，但存在油层厚度薄，油藏产量低、丰度低、埋藏深等特点，油藏主要受构造和岩性双重控制［15-16］。4号构造北部的中深层处于辫状河三角洲与湖泊进退发育之地，主要沉积微相为水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、远砂坝、席状砂、滨浅湖泥等，油藏埋深3 200～4 100m。

2 异常高孔带类型

异常高孔带的发现，主要是通过建立孔隙度和深度的关系，模拟出储层最大孔隙度正常演化趋势线，发现由上到下孔隙度随深度逐渐降低，但在东三下段和沙一段存在2处异常高孔带（见图2）。储层孔隙度越高，次生面孔率百分比越大，但原生面孔率百分比更大，多数大于50%，甚至超过80%。

在东三下段地层3 800～3 900m，异常高孔隙度储层的原生面孔率百分比大于50%，该深度范围内的异常高孔带为原生孔隙型异常高孔带Ⅰ；在沙一段地层 3 900～4 100m，异常高孔隙度储层的原生面孔率百分比同样大于50%，该深度范围内的异常高孔带为原生孔隙型异常高孔带Ⅱ。2处异常高孔带分别控制着东三下段和沙一段2个油藏集中发育段。

在铸体薄片和扫描电镜中，可观察到中深层高孔带特征（见图3）。该高孔带类型主要为原生孔隙，属于原生残余粒间孔，以规则三角形和多边形出现（见图3a），边缘清晰，单独个体较大，孔隙连通性好。在普通薄片下，可观察到孔隙内富含油（见图3b），且原生残余粒间孔中还充填有薄膜式和孔隙衬里式自生黏土矿物（见图3c，3d），其对原生孔隙的影响较小。

图2 南堡4号构造中深层异常高孔带特征

图3 南堡4号构造中深层异常高孔带镜下特征

3 原生异常高孔带成因

3.1 沉积作用

南堡4号构造中深层主要发育辫状河三角洲前缘沉积，主要沉积微相为水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、席状砂等［17-20］。通过统计主要沉积微相储层物性发现，水下分流河道和河口坝微相的储层物性最好，平均孔隙度差值在3%以上，平均渗透率差值为7×10-3μm2，属于特低孔、低渗储层，但仍为研究区有效储层发育的有利沉积相带；席状砂和水下分流间湾微相的平均孔隙度差值和平均渗透率差值均小于0，为非有效储层。

不同岩性的储层物性统计结果表明：含砾砂岩、中粗砂岩和细砂岩储层的物性最好，平均孔隙度差值在3%以上，平均渗透率差值在2×10-3μm2以上（见表1），是有效储层发育的最有利岩相；粉砂岩和泥质粉砂岩储层的平均孔隙度差值和平均渗透率差值均小于0，主要发育非有效储层。南堡4号构造辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝储层的岩石颗粒粒度较粗，分选中等偏好，刚性颗粒含量高，杂基含量较少，为原生异常高孔带的形成提供了有利的物质基础。

3.2 成岩作用

南堡4号构造异常高孔带储层对应埋深为3 800～ 4 100m，成岩体系类型以Ⅴ，Ⅵ，Ⅱ类为主［12］。通过薄片镜下观察发现，压实作用和胶结作用是储层减孔的主要成岩作用，溶解作用有效改善了研究区异常高孔带的储层物性［21-22］。压实作用中—强，使粒间原生孔隙有所减少，但研究区辫状河三角洲前缘的沉积环境导致刚性颗粒含量高，能够有效抑制压实作用（见图4）。

碳酸盐胶结物的含量是决定研究区储层物性好坏的主要因素之一［23］。研究区异常高孔带储层内，异常高孔隙段的碳酸盐胶结物含量明显比正常高孔隙段、低孔隙段的碳酸盐胶结物低。统计未校正高岭石晶间孔时，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0～4.00%，平均2.20%。高岭石常含有1/4～1/2的晶间孔，按平均值3/8的晶间孔进行了校正，发现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0～4.00%，平均2.68%，所以，开放系统中长石的溶蚀对储层孔隙度影响显著，南堡4号构造异常高孔带长石溶蚀增孔的面孔率为2.68%。

因此，压实作用和胶结作用是南堡4号构造异常高孔带储层减孔的最主要因素，但研究区刚性颗粒含量高可以有效抑制压实作用，同时长石与部分岩屑（如火山岩屑）等铝硅酸盐矿物的溶解，能够产生部分次生孔隙，有效地改善储层物性，是中深层有效储层乃至异常高孔带发育的必要条件。

表1 南堡4号构造异常高孔带储层不同岩性的储层物性统计结果

图4 南堡4号构造中深层压实作用镜下特征

3.3 油气大规模充注

试油结果与储层实测物性统计表明，南堡4号构造异常高孔带含油级别高的储层孔隙度明显高于含油级别低的储层孔隙度（见图5）。

图5 南堡4号构造异常高孔带含油性与物性关系

油气充注有利于中深层优质储层的形成和发育。早期油气充填储层孔隙空间，一方面能够承受部分上覆岩层压力，减缓储层压实作用，保存原生孔隙；另一方面，油气充注能够抑制后期胶结作用的进行，使压实残余原生孔得到有效保存［24-25］。

南堡4号构造异常高孔带主要是沙一段和东三下段储层，发生了2期油气充注。第1期发生于馆陶组晚期—明化镇组早期（距今15.5～12.0 Ma），第2期发生于明化镇组晚期（距今7.0～4.0 Ma）［26］。早期油气充注能够有效抑制碳酸盐胶结物的生长，含油级别高的储层碳酸盐胶结物含量较少。根据铸体薄片观察，发生早期油气充注的孔隙，后期未被铁白云石等胶结物胶结（见图6a）；而未发生早期油气充注的孔隙，后期被铁白云石等胶结物强烈胶结（见图6b）。因此，早期油气充注是储层中碳酸盐胶结物含量少的主要原因，它有效保护了原生储层孔隙，对中深层优质储层的形成具有重要作用。

图6 油气充注对碳酸盐胶结的抑制

3.4 流体超压

南堡4号构造沙一段及东三段局部发育超压。试油结果显示，研究区中深层的地层压力系数为1.09～1.28（见表2），介于超压附近，表明超压对原生异常孔隙的形成具有一定的作用。早期形成的流体超压，在有机质生烃作用过程中，压力进一步增高，并且在有利的保存条件下得到有效保存，从而能够减缓压实作用，保护储层原生孔隙，对中深层异常高孔带的发育起到积极作用。

表2 南堡4号构造中深层实测压力系数

4 结论

1）南堡4号构造中深层孔隙主要为原生残余粒间孔，原生面孔率百分比大于50%，在东三下段和沙一段存在2处异常高孔带，均为原生孔隙型异常高孔带。2处异常高孔带分别控制着东三下段和沙一段2个油藏集中发育段。

2）南堡4号构造中深层主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝沉积，岩石颗粒粒度较粗，分选中等偏好，刚性颗粒含量高，杂基含量较少，为原生异常高孔带的形成提供了有利的物质基础。压实作用和胶结作用是研究区异常高孔带储层减孔的最主要因素，刚性颗粒含量高可以有效抑制压实作用。

3）南堡4号构造中深层早期发生油气大规模充注，是储层中碳酸盐胶结物含量少的主要原因，从而有效保护储层原生孔隙，对中深层优质储层的形成具有重要作用。南堡4号构造中深层早期存在流体高压能够减缓压实作用，保护储层原生孔隙，对中深层异常高孔带的发育起到积极作用。

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（编辑 赵卫红）

Types and causes of anomalously high porosity zone in middle and deep reservoir of 4th Structure,Nanpu Depression

QIAO Haibo1,ZHAO Xiaodong1,LIU Xiao1,LI Liang1,SUN Lin2,SU Tianxi1
(1.Research Institute of Exploration and Development,Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063000,China;2.Offshore Operation Zone,Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063200,China)

Based on the data analysis of core,ordinary chip,casting lamella and scan electron microscope,anomalously high porosity zone in the middle and deep reservoir is found in the 4th Structure,Nanpu Depression.This essay tries to study the types and causes of anomalously high porosity zone.Study shows that two anomalously high porosity zones exist in the middle and deep reservoirs in 3800-3900m and 3900-4100m of the 4th Structure,Nanpu Depression.The reservoir space is mainly of primary pores and the native face rate is more than 50%,which means the anomalously high porosity zones are primary pore zones.The analysis of the causes of anomalously high porosity zones shows that sedimentation is the material base of the primary zones.High rigid particle content effectively restrains the compaction.The early oil and gas charging and early overpressure of reservoir further depress compaction and cementation,which effectively protects the primary pores and form the primary anomalously high porosity zone of the 4th Structure,Nanpu Depression.

primary pore;anomalously high porosity zone;middle and deep reservoir;Nanpu Depression

国家科技重大专项课题“南堡凹陷油气富集规律与增储领域”（2016ZX05006-006）；中石油股份公司科技重大专项“南堡及外围第四次油气资源评价”（2014E-050211）

TE122.2+3；P618.13

A

10.6056/dkyqt201606009

2016-04-19；改回日期：2016-08-27。

乔海波，男，1981年生，工程师，硕士，2007年毕业于西南石油大学油气田开发专业，现从事储层地质学与油藏评价研究工作。E-mail：qiaohaibo@petrochina.com.cn。

乔海波，赵晓东，刘晓，等.南堡4号构造中深层异常高孔带类型及成因［J］.断块油气田，2016，23（6）：726-730.

QIAO Haibo，ZHAO Xiaodong，LIU Xiao，et al.Types and causes of anomalously high porosity zone in middle and deep reservoir of 4th Structure,Nanpu Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（6）：726-730.