引用本文
王恩泽, 刘国勇, 庞雄奇, 李昌荣, 吴卓雅. 南堡凹陷中深层碎屑岩储集层成岩演化特征及成因机制[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(2): 321-333.
WANG Enze, LIU Guoyong, PANG Xiongqi, LI Changrong, WU Zhuoya. Diagenetic evolution and formation mechanisms of middle to deep clastic reservoirs in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin, East China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(2): 321-333.  
Doi: 10.11698/PED.2020.02.10
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南堡凹陷中深层碎屑岩储集层成岩演化特征及成因机制
王恩泽1,2, 刘国勇3, 庞雄奇1,2, 李昌荣1,2, 吴卓雅1,2
1. 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249
2. 中国石油大学（北京）地球科学学院,北京102249
3. 中国石油冀东油田公司,河北唐山 063004

第一作者简介：王恩泽（1995-）,男,河北唐山人,现为中国石油大学（北京）地球科学学院在读硕士研究生,从事致密深层油气系统成藏机理方面研究。地址：北京市昌平区,中国石油大学地球科学学院,邮政编码：102249。E-mail：wangenze9939@163.com

联系作者简介：庞雄奇（1961-）,男,湖北崇阳人,中国石油大学（北京）教授,从事油气富集成藏规律以及油气资源评价方面的工作。地址：北京市昌平区,中国石油大学地球科学学院,邮政编码：102249。E-mail：Pangxq@cup.edu.cn

收稿日期: 2019-06-28
基金项目: 国家科技重大专项“南堡凹陷油气富集规律与增储领域”（2016ZX05006-006）
摘要

基于矿物学和岩石学资料,对渤海湾盆地南堡凹陷古近系沙河街组储集层性质、成岩作用特征与演化进行了分析,利用多元回归分析定量表征了优质储集层形成的主控因素,揭示了中深层优质砂岩储集层的成因机制。研究表明,南堡凹陷中深层碎屑岩优质储集层的发育主要受控于沉积微相、溶蚀作用和刚性颗粒含量,南堡凹陷不同构造带沙河街组优质储集层成因机制差异明显。南部3号构造沙河街组一段属于低孔、中高渗储集层,整体处于中成岩A2亚段,其优质储集层的形成主要得益于抗压实保孔作用,溶蚀增孔作用为辅。高尚堡构造沙河街组三段整体属于致密储集层,处于中成岩A1亚段,其致密砂岩储集层有利勘探区发育主要受控于溶蚀增孔作用。本研究为渤海湾断陷盆地深层碎屑岩储集层评价与勘探部署研究提供了借鉴,从优质储集层发育的角度认为东部地区深层碎屑岩勘探仍然具有很大潜力。图13表3参40

关键词: 中深层碎屑岩储集层; 优质储集层; 成岩演化; 南堡凹陷; 渤海湾盆地; 古近系沙河街组
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A
Diagenetic evolution and formation mechanisms of middle to deep clastic reservoirs in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin, East China
WANG Enze1,2, LIU Guoyong3, PANG Xiongqi1,2, LI Changrong1,2, WU Zhuoya1,2
1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
2. College of Geoscience, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
3. PetroChina Jidong Oilfield Company, Tangshan 063004, China
Abstract

The reservoir properties, diagenetic features and evolution of the Paleogene Shahejie Formation (Es) in the Nanpu sag, Bohai Bay Basin were analyzed based on mineralogical and petrological data, and the main controlling factors and formation mechanisms of medium to deep high-quality reservoir were revealed by multiple regression analysis. The results show that the sedimentary microfacies, rigid grains content, and dissolution process are the key factors controlling the formation of high-quality clastic reservoir in middle to deep depth in the Nanpu sag. The formation mechanisms of middle to deep sandstones of the Es in different structural belts differ widely in formation mechanism. The Es1 (uppermost member of Es) sandstone reservoirs in the Nanpu No.3 structural belt is low porosity, moderate to high permeability reservoir in the middle diagenesis A2 stage on the whole, and the formation of high-quality reservoirs is mainly attributed to strong compaction resistance ability primarily, and dissolution process secondarily. The Es3 (third member of Es) sandstones in Gaoshangpu structural belt is classified as tight sandstones in the middle diagenesis A1 stage, in which the development of favorable reservoirs is primarily controlled by dissolution. This study provides references for reservoir evaluation of deep clastic reservoirs and exploration deployment in the Bohai Bay rift basin. As there are high-quality reservoirs, it is believed that the deep clastic reservoirs in the east part of Bohai Bay Basin still have significant exploration potential.

Keyword: middle to deep clastic reservoir; high-quality reservoir; diagenetic evolution; Nanpu sag; Bohai Bay Basin; Shahejie Formation
0 引言

渤海湾盆地是中国最主要的含油气盆地之一, 广泛发育富油气凹陷和区带[1], 南堡凹陷是其中一个“ 小而肥” 的富油气凹陷[2, 3, 4, 5], 最新资源评价结果表明其油气资源量超过10× 108 t[6]。近年来, 随着油气勘探程度的提高, 中浅层（3 500 m以浅）油气产量逐渐下降, 中深层（3 500 m以深）油气勘探成为未来最主要的勘探目标[7, 8, 9, 10, 11, 12]。随着深度的增加, 砂岩储集层物性逐渐变差甚至发生致密化。前人研究认为, 南堡凹陷有效砂岩储集层深度下限为4 000 m[3]。但在南堡3号构造PG2井区古近系沙河街组一段（4 248.0~4 257.4 m）钻探获日产油118 m3（8 mm油嘴, 自然产能）、天然气11× 104 m3的高产工业油气流, 证明南堡凹陷砂岩储集层在埋深大于4 000 m时仍具有较大勘探潜力。故油田亟需对以往所认定的“ 中深层无效储集层” 进行研究。碎屑岩成岩演化是影响储集层质量的关键因素之一[13, 14], 明确储集层成岩特征才能准确分析中深层优质储集层主控因素与成因机制, 从而指导未来油气勘探。本文选取南堡凹陷3号构造沙河街组一段（Es1, 整体埋深超过4 000 m）与高尚堡构造沙河街组三段（Es3, 整体埋深超过3 500 m）砂岩储集层进行对比研究, 通过铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析及物性测试等手段, 系统分析研究区储集层特征与成岩作用, 并利用多元回归定量分析表征南堡凹陷南北不同物源体系优质砂岩储集层的主控因素及其影响程度, 探讨中深层致密背景下优质储集层成因机制, 为深层勘探提供借鉴。

1 区域地质概况

渤海湾盆地是发育在华北克拉通之上的新生代断陷湖相盆地, 盆地面积约为20× 104 km2[1, 6], 发育6个次级坳陷, 南堡凹陷位于黄骅坳陷北部, 南侧以沙垒田凸起分隔, 北侧紧邻西南庄— 柏各庄断层, 为北断南超的单断脊状凹陷, 面积为1 932 km2[3, 6, 15, 16]。南堡凹陷发育8个构造带, 本文研究区位于南堡3号构造带与高尚堡构造带（见图1）。

图1 南堡凹陷构造略图（据文献[18]修改）

南堡凹陷第三系发育齐全, 自下而上可分为古近系沙河街组（Es）, 东营组（Ed）和新近系的馆陶组（Ng）以及明化镇组（Nm）[4, 17]（见图2）。沙河街组沉积环境为浅湖— 深湖相以及湖相三角洲, 东营组沉积环境为滨浅湖相以及湖相三角洲沉积, 馆陶组与明化镇组沉积环境为河流相沉积, 地层岩性特征分布见图2。

图2 南堡凹陷地层综合柱状图（据文献[18]修改）

勘探实践证实, 南堡凹陷发育3套烃源岩, 分别是Es3, Es1与Ed3（东营组三段）[6, 17]。储集层主要为古近系东营组湖相三角洲与新近系河流相砂体[17]。馆陶组火成岩和明化镇组中广泛分布的泥岩可作为区域性盖层。

2 中深层砂岩沉积储集层特征
2.1 沉积环境与岩石学特征

2.1.1 沉积环境

南堡凹陷南部缓坡带沙一段主要发育物源来自沙垒田凸起的辫状河三角洲沉积体系, 在南堡3号构造主体发育辫状河三角洲前缘和前三角洲亚相[12, 18], 可细分为水下分流河道、分流间湾、河口坝和席状砂4种沉积微相。水下分流河道表现为底粗顶细的正粒序特征, 自然电位曲线呈箱形和钟形。河口坝具有粒度向上变粗的特征, 自然电位测井曲线呈漏斗状。席状砂单层砂体厚度较小, 自然电位测井曲线呈指状。分流间湾岩性主要为暗色泥岩和粉砂岩, 自然电位测井曲线呈较平齿状。水下分流河道与河口坝砂体是本区主要的油气储集砂体。南堡凹陷北部陡坡带沙三段主要发育物源来自柏各庄凸起的扇三角洲沉积体系[19], 研究区分布扇三角洲前缘和前扇三角洲亚相, 沉积微相主要为水下分流河道、分流间湾、河口坝等; 水下分流河道和河口坝砂体为主要储集砂体（见图3）。

图3 南堡凹陷沙河街组测井沉积微相识别图（据文献[12]、[19]修改）

2.1.2 岩石学特征

根据砂岩三端元分法[20], 南堡3号构造沙一段砂岩储集层以岩屑长石砂岩为主, 其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩（见图4）。岩屑主要由变质岩碎屑、少量沉积岩和火成岩岩屑组成, 成分成熟度较高。岩性为砂砾岩、不等粒中— 粗砂岩。颗粒分选系数较高, 平均为1.96。粒度中值为0.078~3.100 mm, 平均为0.89 mm。磨圆类型为次圆状, 结构成熟度中等（见表1）。

图4 南堡凹陷沙河街组岩石学特征三端元图

表1 南堡凹陷沙河街组储集层特征

高尚堡地区沙三段砂岩储集层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩（见图4）, 其中岩屑含量较高, 主要由火成岩和变质岩岩屑组成, 沉积岩岩屑含量较少。长石主要由斜长石和钾长石组成, 成分成熟度较低。储集层颗粒平均分选系数1.52, 颗粒分选良好。粒度中值为0.09~0.27 mm, 平均为0.17 mm。磨圆类型为次棱状到次圆状, 结构成熟度中等（见表1）。

2.2 储集层特征

2.2.1 储集层物性

南堡3号构造沙一段储集层整体属于低孔、中— 高渗储集层, 高尚堡沙三段储集层整体属于致密储集层（见图5）。无论是南堡3号构造沙一段还是高尚堡沙三段, 其孔渗相关性均较好。总体上南堡3号构造沙一段储集层物性优于高尚堡沙三段, 特别是砂岩渗透率呈现明显优势。沙一段储集层即使是在孔隙度较低的情况下（小于10%）, 仍具有较高的渗透率（大于100× 10-3 μ m2）（见表1）。

图5 南堡凹陷沙河街组储集层物性图

2.2.2 储集空间类型

由铸体薄片观察可见, 南堡凹陷沙河街组发育原生孔隙与次生孔隙2类储集空间, 经过成岩作用改造后, 原生孔隙形状较不规则（见图6a— 图6d）, 次生孔隙主要为长石和岩屑颗粒溶蚀形成的不规则孔隙（见图6a— 图6e）。同时还可见储集层微裂缝（见图6d、图6f）, 砂岩中微裂缝对孔隙度的贡献有限, 但却能显著提高储集层渗透率[3], 相比于高尚堡构造, 南堡3号构造沙一段微裂缝更发育, 这也是南堡3号构造沙一段储集层孔隙度较低, 但渗透率却中— 高的原因之一。

图6 南堡凹陷沙河街组储集层储集空间类型
PIP— 原生孔隙, SIDP1— 次生粒间孔, SIDP2— 次生粒内孔, MF— 微裂缝
（a）原生孔隙, 次生粒内孔（G94-4井, 3 671.09 m）; （b）次生粒间孔（GJ3102-8井, 3 499.95 m）; （c）次生粒间孔（G66X3井, 4 077.50 m）; （d）原生孔隙, 次生粒间孔, 次生粒内孔与微裂缝（PG2井, 4 252.50 m）; （e）次生粒间孔（PG2井, 4 251.90 m）; （f）微裂缝（NP306X3井, 4 987.51 m）; （g）原生孔隙（G66X3井, 4 074.89 m）; （h）粒间溶孔与原生孔隙（PG2井, 4 251.90 m）; （i）粒内溶孔（G8X1井, 3 830.98 m）

南堡3号构造沙一段储集层以原生孔隙为主, 储集层面孔率为微量（小于1%）至11.2%, 平均为4.6%。其中原生面孔率为微量至4.7%, 平均值为2.6%。次生溶蚀孔隙面孔率为微量至8.2%, 平均值为2%（样品数为67）。高尚堡沙三段储集层以次生孔隙为主, 储集层面孔率为微量至9.5%, 平均为6.2%。其中原生面孔率从微量至2.7%, 平均为1.7%。次生孔隙面孔率为微量至7.2%, 平均为4.5%（样品数为31）（见表1）。

2.3 成岩作用特征

由于沙河街组整体埋深较大（高尚堡构造带沙三段储集层大部分大于3 500 m, 南堡3号构造带沙一段储集层大部分超过4 000 m）, 压实作用明显, 颗粒之间接触关系主要为线接触, 少部分存在缝合线接触, 储集层整体压实程度较高（见图7a、图7b）。

图7 南堡凹陷沙河街组储集层成岩作用特征
（a）缝合线接触（G23X8井, 4 259.00 m）; （b）点接触, 线接触, 凹凸接触（PG2井, 4 252.09 m）; （c）石英次生加大（NP306X3井, 4 981.26 m）; （d）石英次生加大（G66X3井, 4 074.67 m）; （e）方解石胶结物（G66X3井, 4 074.20 m）; （f）铁方解石胶结物（PG2井, 4 251.44 m）; （g）长石溶蚀（PG2井, 4 254.95 m）; （h）长石溶蚀（GJ3102-8井, 3 490.76 m）; （i）岩屑溶蚀（GJ3102-8井, 3 492.50 m）

沙河街组储集层胶结物主要包括碳酸盐胶结物、石英次生加大与黏土矿物。碳酸盐胶结物主要为方解石（见图7e）, 以孔隙填充物和交代物形式出现。南堡3号构造沙一段碳酸盐胶结物含量从微量到23.2%, 平均值为5.9%, 局部可见铁方解石（见图7f）。高尚堡沙三段碳酸盐胶结物含量从微量到27.4%, 平均为3.3%, 以微晶和填隙物的形式出现。

石英次生加大是许多含油气盆地储集层物性降低的主要原因[21, 22]。南堡3号构造沙一段石英胶结物含量从微量到4.3%, 平均为0.9%, 而高尚堡沙三段石英胶结物含量从微量到4.3%, 平均为2.0%。石英胶结物主要表现为微晶石英和石英次生加大（见图7c、图7d）, 自生石英次生加大普遍发育, 并填充了颗粒间孔隙（见图8a）。

图8 南堡凹陷沙河街组储集层黏土矿物类型
I— 伊利石, I/S— 伊蒙混层, Ch— 绿泥石, K— 高岭石; MQ— 微晶石英; F— 长石
（a）微晶石英与伊利石（PG2井, 4 248.98 m）; （b）粒表伊蒙混层（PG2井, 4 251.21 m）; （c）伊利石（PG2井, 4 251.78 m）; （d）绿泥石（NP306X1井, 4 240.21 m）; （e）高岭石（NP306X6井, 4 413.56 m）; （f）绿泥石（G66X3井, 4 074.20 m）; （g）高岭石（G8X1井, 3 813.15 m）; （h）伊蒙混层（G8X1井, 3 813.85 m）; （i）伊利石（G8X1井, 3 827.15 m）

沙河街组黏土矿物主要发育在颗粒表面并充填粒间孔隙。南部沙一段黏土矿物含量范围较大, 为2%~15.7%, 平均含量为7.8%。其中主要以伊蒙混层和伊利石为主（见图8a— 图8c）, 伊蒙混层含量为61%~96%, 平均值为77.8%; 伊利石含量为3.2%~33.9%, 平均为13.9%。少见绿泥石（见图8d）, 含量为微量到21%, 平均为5.6%。高岭石含量较低, 镜下偶见（见图8e）, 分布范围从微量到9%, 平均为2.7%。北部沙三段黏土矿物与沙一段差别明显, 整体含量为6.4%~15.5%, 平均为11.8%。其中主要以伊蒙混层和高岭石为主（见图8g、图8h）, 平均含量分别为58.4%和19.2%, 其次为绿泥石和伊利石（见图8f、图8i）, 平均含量分别为12.5%和9.0%。

溶蚀作用是深部优质碎屑岩储集层发育的重要机制之一[23, 24, 25, 26]。研究区主要溶蚀矿物为长石和岩屑（见图7g— 图7i）, 且以长石溶蚀为主。长石颗粒沿边缘或解理缝溶蚀, 形成不规则粒内溶孔。沙一段和沙三段储集层溶蚀作用都较为普遍, 相对而言沙三段储集层溶蚀作用更为明显和常见。

2.4 成岩演化序列

按照成岩阶段划分标准[27]和中国标准分类方案“ 碎屑岩成岩阶段划分” （ST/T5477-2003）, 根据渤海湾盆地古热流值及相关边界参数[28], 重建了研究区成岩演化序列[22, 29, 30]。研究区储集层经历了早成岩（深度小于2 km, 古地温小于70 ℃, Ro值小于0.5%）与中成岩阶段（深度大于2 km, 古地温大于70 ℃, Ro值大于0.5%）。

南堡3号构造沙一段储集层早成岩阶段成岩作用主要包括机械压实作用及方解石与石英次生加大胶结作用。压实作用是储集层物性降低的最主要因素。埋藏过程中随着上覆压力增加, 沉积物受机械压实作用发生颗粒重排列和接触关系变化[24, 31]。早成岩阶段岩石处于半固结状态, 压实作用对储集层物性影响较大。同时方解石作为早期胶结物开始析出, 石英次生加大也开始出现。有研究认为早成岩阶段成岩作用主要受大气降水影响[32], 但沙一段储集层沉积环境主要为湖泊相与湖相三角洲[3, 25], 沉积物很少暴露在大气降水中, 因此, 只有少量的长石或岩屑可能受大气淋滤溶蚀, 碎屑颗粒的溶蚀主要来自烃源岩有机质成熟形成的有机酸[12, 18]。中成岩阶段成岩作用包括：强烈的压实作用进一步减少储集层物性; 石英次生加大进一步发育; 伊利石和伊蒙混层的富集; 长石等不稳定矿物的溶蚀。石英次生加大胶结作用以及伊利石和伊蒙混层的形成导致了储集层物性进一步变差。长石溶蚀形成了大量次生孔隙, 为烃类充注提供了空间。压实作用进一步降低原始孔隙度并导致韧性颗粒变形, 颗粒形成线接触甚至缝合线接触。随着埋藏深度和温度的升高, 烃源岩中干酪根成熟产生的CO2和有机酸导致了长石和方解石胶结物的溶蚀。如前所述, 沙一段砂岩中长石含量较高, 因此产生了大量次生孔隙, 这是次生孔隙形成的主要机制。之后储集层进入中成岩A2亚段, 由于有机酸浓度的降低, 晚期碳酸盐胶结物（主要为铁方解石）形成（见图9）, 溶蚀作用减弱, 部分溶蚀孔被压实与胶结作用破坏, 同时长石溶蚀形成的高岭石在高温下向伊利石转化, 这也是南堡3号构造伊利石富集的原因[22, 33]。

图9 南堡凹陷沙河街组储集层成岩序列与相对优质储集层演化模式（修改自文献[12]、[18-19]）

高尚堡沙三段成岩阶段特征与南堡3号构造沙一段大体类似, 但因高尚堡沙三段埋深相对南堡3号构造的沙一段为浅, 整体处于中成岩A1亚段, 长石与岩屑溶蚀产生的次生孔隙还未被后期压实与胶结作用大规模破坏, 这也解释了北部沙三段次生孔隙较为富集的现象。同时由于埋藏深度较浅地温较低, 高岭石还未完全转化为伊利石, 未出现晚期碳酸盐胶结物（见图9）。

3 中深层优质储集层主控因素与成因机制

一般而言, 随着埋深的增加, 储集层物性逐渐变差, 绝大多数中深层储集层的物性都远差于相同地区浅层储集层。但是在某些条件下, 中深层依然存在相对优质储集层[12, 18], 而这些储集层是否发育是决定中深层油气系统资源潜力的决定性因素之一[18]。中深层相对优质储集层的形成机理较为复杂, 根据目前国内外研究成果, 中深层优质储集层的形成机制主要包括：原始沉积条件[12]; 深层溶蚀作用[18, 26]; 异常高压[25]; 烃类早期充注[25]; 砂泥配置[18, 23]和构造裂缝的存在[22, 23, 26]。针对不同研究区, 其中深层相对优质储集层形成机理也不尽相同; 对于同一研究区, 不同的影响因素可能共同作用于同一目的层。因此, 本节在传统主控因素分析的基础之上, 通过数学地质的方法, 精细刻画了不同影响因素对于研究区储集层影响的相对大小, 进而揭示控制南堡凹陷中深层相对优质储集层形成的成因机制并对有利勘探区进行了预测。

3.1 优质储集层主控因素

3.1.1 沉积环境以及岩石原始组分和结构对优质储集层的控制

有利的沉积环境有助于砂体的发育。以高尚堡构造带Es33亚段为例, 其沉积微相图与砂岩储集层平面分布如图10所示。水下分流河道微相主要集中在构造带的东部和东北部, 河口坝也普遍发育, 席状砂分布较少, 分流间湾分布于构造带南部和西部。砂岩储集层的沉积厚度与沉积微相的平面分布具有较好的相关性。沉积环境即能影响沉积砂体规模, 也可以控制储集层的岩石结构（粒度与分选性）, 进而影响储集层的原始物性[22, 26, 27, 34]。与低能环境（间湾）相比, 强水动力沉积环境（水下分流河道）中沉积物粒度粗, 普遍具有更好的抗压实能力[14, 26]。根据沙一段储集层不同沉积微相物性（粒径, 孔隙度和渗透率）统计结果显示, 水下分流河道粒度最粗, 粒度中值为1.06 mm, 分选性相对较好。砂岩孔隙度为12%~16%, 平均为13.1%。渗透率为（40~640）× 10-3 μ m2, 平均为60.4× 10-3 μ m2。在铸体薄片中可观察到大量原生孔隙（见图11）, 指示了储集层具较好的物性。相对于水下分流河道, 河口坝和席状砂粒径较小, 物性较差, 铸体薄片也显示储集层不发育孔隙（见图11）。相同的规律也在沙三段致密储集层有所体现, 对于水下分流河道、河口坝和席状砂, 储集层孔隙度, 渗透率和粒度中值分别为：13.4%, 2.52× 10-3 μ m2, 0.21 mm; 10.1%, 0.74× 10-3 μ m2, 0.19 mm; 9.2%, 1.1× 10-3 μ m2, 0.17 mm。

图10 南堡凹陷高尚堡构造Es33亚段沉积微相（a）与砂岩储集层厚度（b）图

图11 南堡凹陷3号构造Es1沉积微相与储集层性质图[18]

3.1.2 成岩作用对于优质储集层的影响

3.1.2.1 压实作用对储集层的影响

通过储集层粒间体积与胶结物含量可以进一步计算储集层的压实和胶结率, 而根据压实和胶结率即可明确两个成岩作用对于储集层孔隙度劣质化的相对贡献。结果表明：储集层孔隙度降低主要由于压实作用, 只有极少数样品受胶结作用影响较大。研究区储集层压实率为53.5%~95.1%, 平均为69.1%。而胶结率为微量至31.2%, 平均为7.7%, 因此压实作用为孔隙度劣质化的主要机制, 抗压实能力成为了优质储集层发育的先决条件。

储集层岩石原始组分从一定程度上决定了储集层抗压实能力, 一般刚性颗粒（石英与变质岩岩屑）含量较高时, 岩石抗压实能力较强, 有利于原生孔隙保存[12, 25]。根据刚性颗粒含量与压实率统计数据可知（见表2）, 由于沙一段储集层刚性颗粒含量整体高于沙三段储集层, 沙一段储集层整体压实程度相较于沙三段储集层低, 故沙一段储集层仍然存有大量原生孔隙, 而沙三段储集层以次生溶蚀孔为主。南堡3号构造沙一段母岩来自太古宇花岗岩[3], 储集层石英含量和变质岩岩屑含量高于高尚堡沙三段储集层, 因此沙一段储集层整体刚性颗粒含量大于沙三段（沙一段为52.4%, 沙三段为43.8%）, 抗压保孔优势明显, 控制了中深层优质储集层的发育。

表2 南堡凹陷沙河街组储集层成岩作用程度与 岩石学特征统计表

3.1.2.2 胶结作用对储集层的影响

胶结作用对于储集层质量有重大影响[22, 23, 26, 34], 沙河街组储集层受不同程度胶结作用的影响。碳酸盐胶结物是研究区最主要的胶结物, 其中沙一段可识别出2期碳酸盐岩胶结, 而沙三段仅有1期。沙三段第1期胶结物主要来源于地层水, 部分样品存在连晶式胶结（见图7e）, 早期胶结作用限制了后期压实作用, 碳酸盐胶结物充填粒间孔隙并堵塞喉道, 对储集层物性有消极影响。在南堡3号构造沙一段储集层可以观察到第2期碳酸盐胶结物, 随着成岩演化, 有机酸与长石反应被大量消耗, 地层水向碱性转变, 晚期碳酸盐胶结物（主要为铁方解石）在长石以及早期方解石胶结物溶蚀孔中沉淀出现。由于晚期胶结物出现时间晚于有机酸大量充注（见图9）, 其难以被有机酸溶蚀[25], 从而影响储集层物性。

3.1.2.3 溶蚀作用对储集层的影响

溶蚀作用对于中深层优质储集层的发育有重要积极意义[12, 18, 22, 23, 26, 35]。沙一段与沙三段在砂岩储集层发育的同时也是南堡凹陷最主要的两套烃源岩[5, 36, 37], 烃源岩有机质成熟释放大量有机酸, 促使大规模溶蚀作用的发生。强水动力沉积环境（水下分流河道）形成的砂体原始物性与孔隙连通性相对较好, 有利于酸性流体的流动, 为溶蚀作用提供了便利条件[34]。高岭石可以指示长石溶蚀作用[12, 18, 24], 高尚堡沙三段储集层高岭石较为富集（平均值为19.2%）, 也反映了较强的溶蚀作用。根据成岩作用与岩石学特征统计, 溶蚀作用对于沙一段和沙三段储集层都具有重要的建设性作用。沙三段储集层长石含量要明显低于沙一段储集层, 但是其溶蚀率相较于沙一段储集层有明显优势（见表2）。其原因是沙三段是南堡凹陷生烃能力最强的烃源岩[5], 其在热演化过程中形成了大量有机酸, 而本身储集层中具有一定量长石, 为溶蚀作用的广泛发育提供了物质基础。研究区长石含量与储集层溶蚀率关系表明, 长石的富集进一步促进了次生孔隙的发育（见图12）。同时, 相比于沙一段储集层, 沙三段储集层拟合公式斜率和相关系数均较大, 表明了长石溶蚀对于沙三段储集层的建设作用更为明显。铸体薄片中大量分布的粒间和粒内溶孔（见图7h）和较高的次生面孔率（平均为4.5%）表明了沙三段储集层中长石受到了严重溶蚀。溶蚀作用对高尚堡沙三段储集层的改善作用优于南堡三号构造沙一段[19]。

图12 南堡凹陷沙河街组长石含量与溶蚀率关系图

3.2 优质储集层影响因素定量表征

储集层物性受多方面因素共同控制, 沉积环境和母岩性质决定了其粒径与分选磨圆程度及储集层成分[12, 24]。成岩作用在沉积作用基础之上对储集层物性进行进一步地改造[12, 18, 22, 26], 两者协同影响了储集层质量。目前储集层主控因素分析普遍使用单因素与储集层物性相关性分析, 该种方法在一定程度上反映了某种因素对于储集层物性的影响, 但无法定量表征各因素作用的相对大小, 从而无法准确揭示优质储集层形成的成因机制。本文采用多元统计回归分析方法, 分析了多变量对储集层的综合控制作用。选取了上文所述的主要控制因素, 包括：沉积因素（石英含量, 长石含量, 刚性岩屑含量, 软质岩屑含量, 粒径, 分选系数）和成岩作用因素（压实率, 胶结率, 溶蚀率）等参数来代表上文所讨论的主控因素, 根据研究区沙三段和沙一段储集层的实测数据, 通过SPSS软件中的多元线性回归功能, 拟合各个参数与储集层孔隙度的关系, 分别得到沙一段与沙三段砂岩储集层孔隙度与各参数关系式（见表3）, 影响因素系数的正负分别代表了建设性与破坏性影响因素, 而系数绝对值的大小代表了影响的程度, 绝对值越大则对于储集层物性的影响越显著。由此笔者对优质储集层的主控因素进行了定量表征, 以便于对优质储集层的成因机制进行探讨。

表3 南堡凹陷沙河街组储集层物性主控因素多元回归分析统计

在孔隙度多元回归方程中, 影响因素的作用和程度由方程中对应参数体现。对于沙一段储集层, 建设性因素从大到小分别为：粒径、溶蚀率、石英含量、长石含量、刚性岩屑含量; 破坏性因素从大到小分别为：压实率、胶结率、分选系数、软质岩屑含量, 该多元回归方程相关系数为0.452。对沙三段储集层而言, 建设性因素从大到小分别为：溶蚀率、粒径、长石含量、石英含量、刚性岩屑含量; 破坏性因素从大到小分别为：压实率、胶结率、分选系数、软质岩屑含量, 该多元回归方程相关系数为0.396。

3.3 南堡凹陷沙河街组优质储集层成因机制

根据上文所述储集层主控因素及影响因素定量表征结果分析了研究区沙一段和沙三段储集层的成因机制。

对于南堡3号构造带沙一段储集层而言, 储集层物性整体较好, 属于低孔、中高渗储集层（孔隙度为13.4%, 渗透率为170.33× 10-3 μ m2）, 孔隙以原生孔隙为主。原始沉积环境对于储集层质量有明显控制作用, 优质储集层主要发育在水下分流河道微相, 强水动力环境对应储集层粒度中值较大, 抗压实能力变强, 原生孔隙得以较大程度的保存; 而弱水动力沉积环境储集层（河口坝与席状砂）的粒度中值相对较小, 抗压实能力较差, 储集层物性相对较差。同时, 母岩提供的高刚性颗粒含量保证了储集层的抗压实能力, 而后期的溶蚀作用进一步改善了储集层的物性条件。因此, 有利的沉积微相、溶蚀作用的发育和高含量刚性颗粒共同控制了南堡3号构造中深层优质储集层发育[12, 18]; 而根据前文所得储集层物性定量表征公式可知, 粒径和石英含量相对于溶蚀率与长石含量而言, 对于沙一段储集层物性的影响更大。因此, 表明了对于沙一段储集层而言, 较大粒径颗粒和高刚性颗粒含量（石英和刚性岩屑）带来的强抗压实能力相对于溶蚀作用更为显著。南堡3号构造沙一段中深层优质储集层的成因机制可概括为：抗压实保孔作用为主导, 溶蚀增孔作用为辅。

对于高尚堡构造带沙三段储集层, 储集层物性整体致密（孔隙度为9.79%, 渗透率为0.48× 10-3 μ m2）, 储集空间以次生孔隙为主。原始沉积环境对于储集层优劣有一定控制作用。由于主要的储集空间类型为次生溶蚀孔, 致密储集层局部的有利勘探区主要受控于溶蚀作用强度, 强烈的溶蚀作用在致密储集层中形成局部有利勘探区。同时, 从储集层物性定量表达式可见, 溶蚀率和长石含量对于储集层物性有着显著的控制作用, 表明了对于沙三段储集层而言, 相对于抗压实保孔能力, 次生溶蚀作用对于储集层物性的改善更为明显。致密储集层有利勘探区成因机制主要为溶蚀增孔作用[19], 沉积环境与刚性颗粒保孔作用为辅。

由于储集层成因机制的差别, 储集层物性差异较大。相比于高尚堡构造沙三段储集层, 南堡3号构造沙一段砂岩储集层成岩演化阶段更高, 部分次生溶蚀孔隙被后期压实和胶结作用破坏, 其次生面孔率远小于高尚堡沙三段砂岩。南堡3号构造沙一段优质储集层主要受控于原始沉积作用提供的强抗压实能力, 更多的原生孔隙在埋藏过程中被保存下来。相比于次生孔隙, 原生孔隙具有更好的连通性[38], 同时微裂缝发育, 因此储集层具有中高渗的特点。而高尚堡地区致密砂岩有利勘探区的形成主要受控于次生溶蚀作用, 虽然其成岩演化程度相对较低, 次生孔隙得以保存, 但次生孔隙连通性相对较差, 同时沉积物整体粒度较小, 刚性颗粒含量（石英与变质岩岩屑）低[3, 18], 储集层抗压实能力较差, 不利于微裂缝形成, 储集层质量低于南堡沙一段砂岩。

3.4 南堡凹陷沙河街组未来有利勘探区预测

由于不同构造带的相对优质储集层形成机制不同, 因此其有利勘探区的预测原则也不同。针对南堡3号构造的沙一段储集层, 沉积环境是优质储集层形成的最主要控制因素。因此在预测其有利勘探区时, 应以沉积微相为指导, 选取最为有利的沉积环境作为未来勘探的区域。本文以南堡3号构造Es11亚段为例, 选择水下分流河道作为1级有利勘探区（最有利勘探区）, 以河口坝和席状砂作为2级有利勘探区（有利勘探区）, 以分流间湾作为非有利勘探区（见图13a）。而对于高尚堡沙三段储集层, 虽然其原始沉积环境对于优质储集层有一定的控制作用, 但更主要的受控于溶蚀作用强度, 强烈的溶蚀作用在致密储集层中形成局部有利勘探区。因此其有利勘探区的预测应以沉积环境为基础, 同时叠加溶蚀作用强度。由于研究区沙三段溶蚀主要来自于烃源岩热演化产生的有机酸, 故本文选择烃源岩排烃强度作为衡量溶蚀强度的参数, 其排烃强度越大, 则产生的有机酸越多, 储集层越容易发生溶蚀作用。根据沙三段烃源岩排烃强度与储集层沉积微相, 以Es33亚段为例将储集层划分为1, 2和3级（相对有利勘探区）有利勘探区和非有利勘探区（见图13b）。

图13 南堡凹陷沙河街组油气有利勘探区示意图

本次研究探讨了同一凹陷内两套不同相对优质储集层的成因机制。研究表明, 尽管是同一凹陷不同区带、不同层系优质储集层成因机制也不尽相同, 应在明确储集层成因机制的前提下进行优质储集层有利区预测。

综上所述, 深层碎屑岩优质储集层发育的因素较多, 笔者认为中国东部断陷盆地深层碎屑岩勘探仍然具有很大潜力, 未来应根据中深层碎屑岩储集层发育的成因机制预测相对优质储集层的空间分布, 进而指导油气高效勘探。

4 结论

南堡凹陷沙河街组储集层以碎屑岩为主, 南堡3号构造沙一段为辫状河三角洲前缘沉积, 以岩屑长石砂岩为主, 储集空间主要为原生孔隙, 属于低孔、中高渗储集层; 高尚堡沙三段为扇三角洲前缘沉积, 以长石岩屑砂岩为主, 局部发育次生孔隙, 属于致密储集层, 但局部发育致密储集层有利勘探区。

南堡凹陷沙河街组储集层整体处于中成岩阶段A期, 其中南堡3号构造沙一段储集层处于中成岩A2亚段, 高尚堡沙三段储集层处于中成岩A1亚段。主要包括3种成岩作用, 分别为压实作用, 胶结作用和溶蚀作用, 其中压实作用是研究区储集层物性劣质化最主要的因素, 胶结作用对于储集层有一定破坏性影响, 溶蚀作用在很大程度上提升了储集层的物性。

南堡3号构造沙一段深层优质储集层的成因机制可以概括为：抗压实保孔作用为主导, 溶蚀增孔作用为辅; 高尚堡构造带致密储集层有利勘探区的成因机制主要为溶蚀增孔作用, 沉积环境与刚性颗粒保孔作用为辅。抗压实作用和溶蚀作用是研究区中深层碎屑岩优质储集层发育的重要因素, 未来中深层油气勘探更应着重关注强水动力环境中粗粒沉积和高排烃强度区的碎屑沉积储集层。

符号注释：

C— — 胶结率, %; D— — 溶蚀率, %; F— — 长石含量, %; H— — 刚性岩屑含量, %; M— — 粒径, mm; P— — 压实率, %; Q— — 石英含量, %; R— — 相关系数, 无因次; RLLD— — 深侧向电阻率, Ω · m; S— — 软质岩屑含量, %; SC— — 分选系数, 无因次; SP— — 自然单位, API; ϕ — — 孔隙度, %。

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