黄骅坳陷孔南地区碎屑岩潜山内幕储层特征及控制因素

张 晶，李双文，付立新，龙礼文，姚 军，卢 异

（1.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室，兰州730020；3.中国石油大港油田分公司，天津300280）

黄骅坳陷孔南地区碎屑岩潜山内幕储层特征及控制因素

张 晶1，2，李双文1，2，付立新3，龙礼文1，2，姚 军1，2，卢 异3

（1.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室，兰州730020；3.中国石油大港油田分公司，天津300280）

黄骅坳陷孔南地区上古生界碎屑岩潜山是重要的油气勘探领域，勘探程度非常低，其主力勘探层系下石盒子组储层特征及控制因素研究尚属空白。综合利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性分析等资料，对研究区下石盒子组潜山内幕储层特征及控制因素进行了深入研究。结果表明：下石盒子组属于辫状河沉积体系，岩石类型主要为河道微相的灰色中—粗粒岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩；潜山内幕储层的储集空间以次生粒间溶蚀孔和构造裂缝为主，孔隙度为5%～10%，渗透率为0.5～10.0 mD，属特低孔、（超）低渗的裂缝-孔隙型储层。沉积、成岩和构造作用是控制储集层优劣的3大因素，其中微相、岩相和构造作用决定潜山内幕储层的形成与发育，优质储层在平面上主要分布于河道、心滩砂体与裂缝带叠合区。综合研究认为，Ⅰ类储层位于逆冲推覆带主体部位，是今后获得潜山内幕勘探突破的首选储层。

碎屑岩潜山；储层特征；控制因素；裂缝预测；下石盒子组；黄骅坳陷

0 引言

古潜山是我国重要的油气勘探领域。目前，国内外对古潜山储层方面的研究主要集中在太古界变质岩潜山和下古生界碳酸盐岩潜山领域［1-2］，对非潜山上古生界致密砂岩储层特征做过较多的研究工作［3-4］，并取得了许多认识，而国内对上古生界碎屑岩潜山研究工作相对较少，且主要集中在油气成藏规律方面的研究［5-6］，对碎屑岩潜山内幕储层特征、控制因素及相对优质储层的预测与评价等方面的研究还比较薄弱，国外更是未见相关文献。黄骅坳陷孔南地区上古生界煤系烃源岩保存完整，热演化程度高，是寻找煤成气的有利地区［7］。近年来，孔南地区乌马营、孔西下古生界碳酸盐岩潜山油气勘探取得了突破性进展［8］，而上古生界碎屑岩潜山的勘探程度非常低，基础研究薄弱。2011年在王官屯潜山部署的wg1井首次在二叠系下石盒子组获工业气流［9］，证实了孔南地区上古生界碎屑岩潜山具有良好的含气性和勘探潜力，但由于该区砂岩致密，储层非均质性强，储层发育的主控因素不明确，因此，开展下石盒子组碎屑岩潜山的储层特征研究，深入分析优质储层控制因素，对于孔南地区上古生界碎屑岩潜山内幕的优质储层预测及天然气勘探具有一定的理论价值。

1 区域地质概况

孔南地区是近年来天然气勘探的重要战略接替区，位于渤海湾盆地黄骅坳陷南部，北以孔店-羊三木凸起为界，南到乌马营潜山构造带，受西部沧东断层和东部徐西断层控制，区内发育沧东、南皮2大凹陷及多个潜山构造带。笔者研究的区域位于孔店潜山构造带以南，包括乌马营潜山、乌马营-官西逆冲推覆体和王官屯潜山，该区上古生界发育NNE—NE、近EW向2组方向的断裂构造，构造特征复杂（图1），为一套海退旋回地层，包括下部海相、滨海-海陆交互相以及上部内陆河流相沉积建造，岩性由灰色、灰黑色煤系和碳酸盐岩序列渐变为红色陆相碎屑岩序列，体现了沉积环境的变迁。下石盒子组是碎屑岩潜山储集砂体发育的主要层位，也是增储上产的主力目的层段（图2）。笔者重点对该段储层特征及控制因素进行研究，旨在为碎屑岩潜山天然气勘探提供依据。

图1 孔南地区构造位置及井位分布Ⅰ.乌马营潜山；Ⅱ.乌马营—官西逆冲推覆体；Ⅲ.王官屯潜山；Ⅳ.南皮凹陷；Ⅴ.沧东构造带；Ⅵ.沧东凹陷；Ⅶ.孔店潜山；Ⅷ.扣村潜山Fig.1 The structural location and wells distribution in Kongnan area

图2 孔南地区综合柱状图Fig.2 Integrated column of Kongnan area

2 碎屑岩潜山储层特征

2.1 岩石学特征

统计分析孔南及邻区4口探井的43块砂岩样品薄片鉴定资料，认为下石盒子组储层的岩石成分主要为中-粗粒岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩，岩屑长石砂岩次之。碎屑颗粒具有高石英、高岩屑和低长石含量的特点，成分成熟度较低-中等，但各岩石组分在不同地区有所差异。乌马营潜山岩石成分以石英为主，体积分数为75%～84%；其次为岩屑，主要为片岩、变质砂岩、火山岩和泥岩岩屑，体积分数为7%～25%；长石含量较低，以钾长石为主，平均体积分数为5%。往北向王官屯潜山、扣村潜山长石含量逐渐增加，王官屯潜山下石盒子组储层以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩，wg1井长石体积分数为6%～35%，扣村潜山k24井长石体积分数为15%～51%（图3）。填隙物以泥质、硅质和碳酸盐胶结物为主，体积分数一般低于18%。研究区砂岩粒度较粗，以含砾砂岩、中—粗砂岩为主（图版Ⅰ-1）。碎屑岩结构成熟度中等，孔隙-接触式胶结，见薄膜-镶嵌式胶结。碎屑颗粒以次圆状、次圆状—次棱角状为主，分选中等—较好。

图3 孔南地区下石盒子组岩石成分三角图Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.3 Triangular diagrams of rock composition of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

2.2 储集空间类型

通过对铸体薄片及扫描电镜等资料的统计与分析，认为孔南地区下石盒子组储层的原生孔隙分布局限，只有5%的样品残留有原生粒间孔。潜山内幕储集空间以裂缝-孔隙型双孔介质储层为主，溶蚀粒间孔和微裂缝约占总孔隙的87.6%，自生矿物晶间孔和溶蚀粒内孔次之。

2.2.1 溶蚀粒间孔

溶蚀粒间孔是由粒间胶结物、泥质杂基和碎屑颗粒受成岩流体影响并遭受溶解而成，其发育改善了储层的微观孔隙结构。孔南地区溶蚀粒间孔有2种成因：一种是由石英、长石碎屑颗粒边缘局部溶解形成的粒间孔隙（图版Ⅰ-2～Ⅰ-3）；另一种是颗粒间高岭石胶结物溶解形成的粒间孔隙（图版Ⅰ-4）。2.2.2裂缝

孔南地区的岩石类型主要为形成于河流沉积环境中的岩屑石英砂岩。在印支期—燕山早期的强烈挤压逆冲构造背景下［8-10］，石英砂岩的脆性特征及破碎颗粒容易形成大量的构造微裂缝。微裂缝一般沿颗粒边缘延伸，少量切割颗粒，基本上未被充填，是沟通低渗透砂岩储层孔隙的主要通道（图版Ⅰ-5～Ⅰ-6）。

2.2.3 晶间孔

晶间孔是自生矿物晶体之间的微孔隙，对储层物性具有一定的改善作用。孔南地区黏土矿物晶间孔较为常见，镜下观察可见结晶程度较好的高岭石和伊利石等黏土矿物充填于孔隙中，这些黏土矿物晶体之间发育5～10 μm的微孔隙（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-7）。推测其成因主要为：研究区山西—太原组属于煤系地层，沉积之后孔隙水中含有较为丰富的有机酸，有机酸向上部地层运移时，酸的浓度降低，溶蚀作用相对较弱，而下石盒子组不稳定组分高岭石化强烈，形成高岭石晶间孔。

2.3 砂体分布规律及储集物性

下石盒子组沉积期间，孔南地区属于海退后内陆河流相沉积［9］，辫状河道控制主砂体的空间展布，河床分布范围广，砂体发育，剖面上呈现出“砂包泥”的特点，单砂层厚度为10～22 m，砂岩累计厚度为80～170 m。下石盒子组地层上粗下细，砂地比大于40%，最高可达60%。砂岩平面分布较为稳定，其砂岩发育区呈北东向带状展布，富砂带主要分布在乌马营和王官屯地区。

尽管砂岩相当发育，但根据研究区5口井31块岩心样品实测及大量测井解释数据表明，下石盒子组砂岩仍主要表现出低孔、低渗的特征。例如，在深度为3 500～5 000 m时，孔隙度为3.09%～12.87%，平均为7.14%，主要分布区间为5%～10%；渗透率为0.1～18.1mD，平均为2.14mD，主要分布区间为0.5～10.0 mD，为典型的特低孔、特低渗—超低渗储层。非均质性强，随埋深的变化特征不明显［图4（a）］，表明该区储层发育主要受原始沉积相带和构造裂缝的控制。孔隙度与渗透率总体为正相关，即随着孔隙度的增大渗透率呈上升趋势，部分数据点远离关系曲线，这与储层发育次生孔隙、非均质性强及存在裂缝等有关［图4（b）］。整体而言，下石盒子组储集物性较差，但也存在相对较好的储层。

图4 孔南地区下石盒子组储层孔隙度与深度（a）和渗透率（b）的关系Fig.4 The relations of reservoir porosity with depth（a）and permeability（b）of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

3 储层物性影响因素分析

下石盒子组碎屑岩储层分布广泛，但优质储层的发育程度影响富集高产区的评价。对于碎屑岩潜山而言，沉积环境、成岩和构造作用等共同控制了砂岩储层的储集性能［6，11-12］，其中微相、岩相和构造作用决定了潜山内幕储层的形成与发育。

3.1 沉积环境的影响

有利的微相、岩相是潜山内幕相对优质储层发育的基础。沉积环境对储层分布的影响是利用沉积微相来描述的，不同的沉积微相类型其砂体之间储集性能有明显差异。下石盒子组发育辫状河沉积环境［9］，河道沉积为孔南地区形成带状大面积分布的厚砂体，是储层发育的有利区。根据该区主要沉积微相类型与孔隙度和渗透率的统计分析表明，河道和心滩微相的储层物性好于其他沉积微相（表1）。

表1 孔南地区下石盒子组不同沉积微相储层物性对比Table1 Reservoir properties of different microfacies of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

不同的沉积环境导致了沉积物粒度的差异，砂岩粒度大小与储层物性存在明显的正相关性［12］。孔南地区砂岩粒度较粗，主要为含砾砂岩和中-粗砂岩，其抗压能力强，在深部流体充注前，能保持较高的孔隙度和较好的连通性，有利于深部可溶性流体的充注，可形成较大规模的溶蚀孔隙。同时，石英含量越高，储集层的物性就越好。研究区石英砂岩、岩屑石英砂岩的物性普遍均较好；有利的微相为辫状河河道和心滩。

3.2 成岩作用的影响

沉积环境和沉积相控制储集砂体的类型，而后期的成岩作用则控制主要的储集空间，因而是影响储层性质的又一重要因素，其主要表现在胶结作用和溶蚀作用2个方面［13］。成岩作用在储层砂岩的埋藏演化过程中对孔隙度和渗透率的破坏及改造起关键作用［14］。

3.2.1 压实-压溶作用

下石盒子组储层埋藏深度为3 500～5 000 m，埋藏较深，压实作用较为强烈。根据岩心薄片观察，颗粒主要呈点-线接触（图版Ⅰ-2），有的甚至呈凹凸接触或缝合线接触。压溶作用使得砂岩颗粒间的排列更加紧密，溶解出的SiO2可作为硅质胶结物的主要来源。

3.2.2 胶结作用

胶结作用是使研究区储集物性变差的一个主要因素。根据岩心薄片观察，孔南地区的胶结充填方式主要有2种：一种是石英次生加大边，另一种是呈细粒状多晶石英包裹颗粒，以第一种最为普遍，石英具窄边次生加大（图版Ⅰ-8）。硅质胶结作用缩小了粒间孔隙，其多发育在石英颗粒含量较高及黏土杂基较少的砂岩中。黏土杂基充填孔隙或包裹颗粒常阻碍石英的增生作用。

孔南地区黏土矿物胶结物包括高岭石、伊利石和少量绿泥石，常见伊/蒙混层中的蒙脱石体积分数小于50%，表明蒙脱石向伊利石转化程度较高，且伊利石呈鳞片状、羽毛状和纤维状充填于粒间孔（图版Ⅰ-7）。由于自生伊利石结构较疏松，在流体流动过程中容易迁移，堵塞喉道，降低储层的渗透性。

3.2.3 溶蚀作用

砂岩储层微观结构证实，溶蚀作用对下石盒子组砂岩储层的储集空间贡献较大，矿物颗粒及晶间胶结物溶蚀现象普遍。研究区下石盒子组砂岩储层主要处于晚成岩A亚期，Ro值为0.93%～1.57%①张立勤，甘胜宝.大港探区前第三系沉积体系与储层评价研究.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，1998.，溶蚀作用主要发生在晚白垩世—古近系孔店组沉积末期的大量生排烃期［7-8］，与煤系地层有机质演化过程中形成的有机酸和CO2酸性水密切相关，煤系烃源岩在石炭系—二叠系煤系地层中，有丰富的腐殖型有机质，在煤化作用过程中，它们可能产生大量的CO2，H2S和CH4等气体。其中，CO2溶于地层水中使孔隙流体变为酸性，它是引起相邻层砂岩不稳定矿物溶解作用发生的主要原因。区内大部分粒间溶孔与裂缝及油气侵入有关，油气侵入的大量酸性水可以溶蚀矿物颗粒及晶间胶结物，而裂缝可以为这些酸性流体提供良好的渗流通道。因此，研究区溶孔主要为印支期-燕山早期裂缝形成之后油气进入储层时有机酸溶蚀而形成。除此之外，从逆冲推覆带中北段剥蚀区往北到扣村潜山，表生淋滤溶蚀作用逐渐加强，石炭系—二叠系地层曾2次遭受风化剥蚀，其中发生淋滤作用的主要成分是长石，如孔南邻区的k24井，可见溶蚀残余长石组分，孔隙度可达16.1%（图版Ⅰ-9）。

3.3 裂缝发育程度的影响

岩心及薄片观察表明，下石盒子组储集层中发育有大量微裂缝，裂缝的存在是潜山内幕优质储层发育的关键因素。因此，对裂缝成因进行了分析，推测其主要与构造作用和砂岩高石英含量有关。

根据构造运动史及镜下观察，孔南地区裂缝主要形成于印支期—燕山期。该区下石盒子组圈闭类型以逆冲褶皱及背斜型潜山为主，褶皱主要是印支期—燕山早期和喜山期构造应力作用下形成的，尤其是印支期—燕山早期的构造运动在东光、乌马营、王官屯及孔店等形成多个挤压背斜带［8-10］。强烈的挤压逆冲使潜山构造抬升，在挤压、揉皱变形的影响下下石盒子组构造裂缝发育。由于裂缝发育于油气充注前，裂缝周边发育与油气侵入相关的粒间及粒内溶孔，裂缝及溶孔内可见沥青分布。同时，由于研究区砂岩中石英、长石等脆性矿物的含量高，容易发生破裂而具有较高的裂缝密度。笔者采用叠后地震几何属性（地层倾角、相干、曲率等）预测了裂缝的发育程度和分布，认为裂缝发育具有明显的分区性，沿乌马营—官西逆冲推覆带主体部位裂缝发育最密集，是天然气富集高产的有利区；裂缝较发育区为推覆带以南ws1井区和北部王官屯地区，ws1井和wg1井岩石薄片中明显见到微裂缝；东部的乌马营背斜区受挤压断裂作用较小，裂缝发育程度相对较低（图5）。

图5 孔南地区下石盒子组裂缝预测平面图Fig.5 Fracture distribution prediction of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

裂缝为油气提供了储集空间，提高了储层的渗流能力。孔南地区砂岩平均渗透率为2.14 mD，在裂缝发育带渗透率可达18.13 mD。ws1井4 816.81～5 450.00 m井段，钻井液密度为1.39～1.40 g/cm3，发生漏失26次，累计漏失768.8 m3，在该段见良好的油气显示，砂岩段见明显的气测异常。因此，预测裂缝发育带的分布，对于潜山内幕储层获得富集高产具有重要意义。

3.4 烃类早期充注的影响

早期油气充注是深埋藏砂岩储层中异常孔隙形成的重要成因机制之一［15-16］。烃类早期注入孔隙，排出孔隙内的流体，延缓或抑制了成岩作用（主要是胶结作用）的进程，使孔隙得到很好的保存。孔南地区ws1井下石盒子组石英含砾砂岩粒间原油充满程度较高，轻质油及甲烷包裹体多见，石英颗粒发育次生加大边，均为灰褐色稀油沥青所包裹（图版Ⅰ-8），说明在早成岩晚期至中成岩早期阶段，位于生烃范围内的成岩演化程度较低的储集层已经接受运移来的首期油气，储层早期原油充注，抑制石英次生加大，有利于孔隙保存。

4 优质储层评价与预测

孔南地区下石盒子组潜山内幕优质储层的发育主要受控于微相、岩相、构造作用和溶蚀作用，参考国内对低孔、低渗砂岩储层评价选取的参数和标准，综合岩石类型、储层物性和孔隙类型等指标，结合沉积微相及裂缝预测结果对该区进行储层综合评价（表2）。

表2 孔南地区下石盒子组储层分类评价Table2 Reservoir classification evaluation of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

图6 孔南地区下石盒子组储层综合评价Fig.6 The comprehensive reservoir evaluation of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

依据储层评价标准，将研究区下石盒子组储层划分为3类，其中Ⅰ类为相对高孔、高渗天然气砂岩储层，位于乌马营—官西逆冲推覆带主体部位和wg1井区（图6），早期构造改造及剥蚀强烈，裂缝和溶蚀粒间孔普遍发育，是今后潜山内幕勘探突破的首选储层；Ⅱ类为相对中等孔渗砂岩储层，在研究区大面积发育，呈条带状分布在辫状河河道和心滩砂体中，粒度粗，连通性较好；Ⅲ类储层主要分布在河漫滩和泛滥平原微相中，分选差，杂基含量较高，孔隙连通性差，为较差储层。优质储层主要分布在河道、心滩砂体与裂缝带叠合区。

5 结论

（1）孔南地区上古生界煤成气资源丰富，是近年来天然气勘探的重要区域。碎屑岩储层的岩石成分主要为中—粗粒岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩，成分成熟度和结构成熟度均偏低-中等。下石盒子组辫状河河道砂体发育，分布稳定，是煤成气重要的工业性储层。

（2）下石盒子组碎屑岩潜山内幕储集空间以次生粒间溶蚀孔和构造裂缝为主，储层物性总体较差，孔隙度为5%～10%，渗透率为0.5～10.0 mD，属特低孔、（超）低渗的裂缝-孔隙型储层，但局部存在较高渗透率储层，孔隙度与渗透率总体为正相关。

（3）沉积、成岩和构造作用是控制储集层优劣的3大因素。其中微相、岩相和构造作用决定潜山内幕储层的形成与发育，优质储层主要分布在河道、心滩砂体与裂缝带叠合区。Ⅰ类储层位于逆冲推覆带主体部位，是今后获得潜山内幕勘探突破的首选储层。

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图版Ⅰ

（本文编辑：杨琦）

Characteristics of inner buried hill clastic reservoirs and their main controlling factors in Kongnan area,Huanghua Depression

ZHANG Jing1，2，LI Shuangwen1，2，FU Lixin3，LONG Liwen1，2，YAO Jun1，2，LU Yi3
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；2.Key Laboratory of Reservoir Description，CNPC，Lanzhou 730020，China；3.PetroChina Dagang Oilfield Company，Tianjin 300280，China）

The Upper Paleozoic clastic buried hill is an important field for oil and gas exploration in Kongnan area of Huanghua Depression,and the lower Shihezi Formation is the main gas formation with low degree of exploration.The study on the reservoir characteristics and controlling factors of lower Shihezi Formation is still a blank field.Based on the analysis of ordinary thin sections,cast thin section,scanning electronic microscope and physical properties,this paper studied reservoir characteristics of the lower Shihezi Formation in Kongnan area and their influencing factors.The result shows that clastic rock reservoir of the lower Shihezi Formation belongs to braided river sedimentary system,rock types are mainly gray medium-coarse graind lithic quartz sandstone and feldspathic sandstone of channel microfacies, the reservoir space of inner buried hill mainly includes secondary intergranular dissolved pores and structural fracture, the porosity and permeability are 5%～10%and 0.5～10 mD respectively,and the reservoir is a cracked-poroustype with super-low porosity and extra low permeability.Deposition,diagenesis and tectonization are the three factors controlling the reservoir quality,of which microfacies,lithofacies and tectonization determine the formation and development ofburied hill inner reservoir,and favorable reservoirs are laterally distributed in the stacked area of channel and diara sand and fracture-developed zones.This comprehensive study shows that the reservoir of typeⅠis located in the principal part of the thrust structure zone and the main reservoirs to increase production in the future.

clastic buried hill；reservoir characteristics；controllingfactors；fracture prediction；lower Shihezi Formation；Huanghua Depression

TE112.23

A

1673-8926（2014）06-0050-07

2014-05-05；

2014-07-20

国家油气重大专项“岩性地层油气藏成藏规律、关键技术及目标评价”（编号：2011ZX05001-003-004）和中国石油天然气股份公司重大科技专项“歧口富油气凹陷大油气田勘探及综合配套技术研究”（编号：2008-030504）联合资助

张晶（1977-），女，博士，工程师，主要从事沉积学与油气勘探的研究工作。地址：（730020）甘肃省兰州市城关区雁儿湾路535号。电话：（0931）8686380。E-mail：Jing_zhang@petrochina.com.cn。