张艺楼，吴 浩，纪友亮，宋 燕，孟令箭，吴琳娜

(1. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 3. 兰州大学 地质科学与矿产资源学院，甘肃省西部矿产资源重点实验室，甘肃 兰州 730000；4. 中国石油冀东油田公司 勘探开发研究院，河北 唐山 063004)

随着南堡凹陷高柳地区油气勘探与开发程度的不断提高，现今勘探方向逐渐向凹陷南部地区转变，而南部地区古近系东营组广泛发育优质碎屑岩储层，是勘探与开发的重点层位。然而，由于构造活动、沉积环境的变化及其复杂的埋藏史和成岩作用使得储层非均质性强，勘探过程中为能明确一个经济有效的储层，储层质量的厘定变成了主要的风险因素(Dutton and Loucks，2010； Loucks and Dutton，2019)。低渗透-致密储层中油气的运移和聚集过程根本受控于微-纳米级孔喉体系(Nelson，2009； Desboisetal.，2011； 邹才能等，2012)，储层微观孔隙类型及含量、孔喉大小及分布、孔隙结构组成等往往决定着储层质量(Loucksetal.，2012； Sakhaee-Pour and Bryant，2014； 赵丽敏等，2019)。

前人对南堡凹陷南部东营组的研究取得了诸多有益的成果和认识，主要集中在沉积相、储层储集空间及控制因素、成藏等方面(管红等，2009； 万涛等，2011； 王时林等，2014； 杨尚儒等，2018)，但对东二段储层孔隙结构差异特征及其对储层质量的影响缺乏深入分析，制约了下步的勘探与开发。本文在前人研究基础上，以南堡凹陷南部2号和4号构造带为例，综合岩石薄片、铸体薄片图像分析、扫描电镜、X衍射、压汞、物性分析等资料，在储层岩石学基本特征研究基础上，对东二段储层孔隙结构差异特征及其对储层质量的影响进行了研究，欲为今后南堡凹陷南部油气的有效勘探开发提供地质依据。

1 地质概况

南堡凹陷是中国东部渤海湾盆地黄骅坳陷北部的一个次级构造单元，为典型“北断南超、北陡南缓”的具箕状构造特征的中新生代陆相断陷湖盆。南堡凹陷南部地区东以柏各庄断层为界，西以西南庄断层为界，南至沙垒田凸起，北邻高柳断层，勘探面积约1 362 km2(图1)。依据构造演化特征，将南堡凹陷南部划分为林雀次洼、曹妃甸次洼与柳南次洼3个负向构造单元以及老爷庙、南堡1～南堡5号共6个正向构造单元(Dongetal.，2010； Zhouetal.，2016)。古近系东营组沉积期，南堡凹陷南部为沉积与沉降中心，东营组二段(简称“东二段”，Ed2)为冀东油田储量升级和产能建设的主要含油层系(朱光有等，2011)，为受边界断层控制的扇三角洲沉积，分流河道、河口坝及席状砂体为主要的储集层(张帆等，2018)。南堡凹陷南部东二段有利储层主要发育在2号和4号构造带，本文选择2号构造带7口探井和4号构造带10口探井对孔隙结构差异特征及其对储层质量的影响开展系统研究，采样井位置见图1。

图 1 南堡凹陷南部构造位置及其古近系东二段沉积相分布特征Fig. 1 Study area location and sedimentary facies distribution of Paleogene Ed2 reservoirs in southern Nanpu Sag

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

通过对两构造带砂岩岩石薄片的鉴定与统计，发现南堡凹陷南部4号和2号构造带东二段分别以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主(图2)。4号构造带东二段端员组分中石英、长石、岩屑的平均质量分数分别为40.6%、30.1%、29.3%；而2号构造带东二段端员组分中石英、长石、岩屑的质量分数分别为32.9%、26.8%、40.2%。4号构造带储集层成分中石英和长石含量相对2号构造带储层高，岩屑含量相对2号构造带较低，但岩屑种类分布相差不大，两者均见变质岩和火山岩岩屑，约占岩屑总量的30%～36%，含少量沉积岩岩屑，还有极少量的云母，含量小于1%(图3)。根据全岩衍射分析结果，4号构造带东二段储层粘土矿物总量平均质量分数为10.5%，以高岭石和伊蒙混层为主； 2号构造带东二段粘土矿物总量平均质量分数为10.1%，以高岭石和绿泥石为主。两个构造带粘土总量相近，但主要粘土矿物含量的不同暗示其经历的成岩作用具有显著差异。

图 2 南堡凹陷4号与2号构造带古近系东二段砂岩岩石类型Fig. 2 Sandstone detrital composition of Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Sag

图 3 南堡凹陷4号与2号构造带古近系东二段砂岩碎屑类型Fig. 3 Types of sandstone clastics of Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Sag

储层岩石的碎屑结构特征对于储层质量起着重大的作用，粒度大小、分选好坏、胶结情况、磨圆度以及颗粒间的接触关系是主要指标。统计表明南堡凹陷4号和2号构造带东二段分选中等，磨圆为次圆-次棱，胶结类型均为孔隙型，接触为点接触或点-线接触关系。两区块主要差异在于粒度特征，4号构造带东二段储层主要粒径范围为0.10～1.48 mm，最大粒径均值为1.13～1.64 mm，而2号构造带东二段储层主要粒径范围为0.06～0.52 mm，最大粒径均值为0.50～0.62 mm(表1)。

表1 南堡凹陷4号与2号构造带东二段砂岩碎屑成分结构特征Table 1 Structure characteristics of sandstone clastics of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 tectonic belts in Nanpu Sag

注：括号内为平均值。

2.2 物性特征及孔隙类型

实测岩心的孔渗数据统计结果表明，4号构造带东二段储层的孔隙度为14%～20%，平均为18.6%，渗透率为1.0 ～30.0 mD，平均为8.3 mD； 2号构造带东二段储层的孔隙度为12%～20%，平均为15.4%，渗透率分布在0.1 ～1.0 mD，平均为0.89 mD。就孔隙度而言，两个构造带分布则相似，均以中-低等孔为主(图4a)。针对渗透率，4号构造带主要以低渗储层为主，而2号构造带则以致密储层为主(图4b)。孔隙控制着储层的储集性能，喉道对于渗流能力起着关键的作用，孔隙度和渗透率相关性表明4号构造带孔隙度和渗透率相关性较好，孔喉联通性好，而2号构造带的相关性较差(图4c)，指示孔隙度不是控制储层渗透率的主要因素(龙更生等，2011； 张建坤等，2017； Wuetal.，2017，2018)。

根据铸体薄片和扫描电镜资料可知，南堡凹陷南部东二段储层储集空间类型主要有原生粒间孔、次生溶蚀孔(颗粒和粒间溶孔)及粘土矿物微孔隙(图5)。分别对4号构造带和2号构造带东二段储层储集空间类型统计表明，4号构造带储层储集类型主要以原生粒间剩余孔隙为主，发育少量的次生孔隙和微孔隙(图5、图6a、6b)，孔喉间连通性相对较好；而2号构造带储层储集类型主要以次生溶蚀孔隙和微孔隙为主，发育少量的剩余粒间孔(图5、图6c～6f)，孔喉间连通性相对较差。不同类型储集空间组合特征对渗透性的影响较大，研究认为从微孔-溶蚀孔主导型到原生粒间孔主导型的储层，其孔隙结构特征具有明显的改善趋势(盛军等，2018)。

图 4 南堡凹陷4号与2号构造带古近系东二段储层物性特征Fig. 4 Physical properties of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Saga—孔隙度分布频率图； b—渗透率分布频率图； c—孔隙度与渗透率相关性图a—porosity distribution frequency； b—permeability distribution frequency； c—relationship between porosity and permeability

图 5 南堡凹陷4号和2号构造带古近系东二段孔隙类型含量频率图Fig. 5 Pore types distribution of Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Sag

2.3 孔喉大小分布特征

压汞曲线是定量反映油气储层微观孔喉数量及其分布规律最有效的手段，主要反映孔喉大小及其控制的进汞饱和度。通过对南堡凹陷4号与2号构造带东二段砂岩的压汞实验分析，得到了毛管压力与汞饱和度曲线。图7所示为覆盖两构造带典型的毛管压力曲线，在进汞早期曲线出现一个近水平的台阶，4号构造带东二段样品相比2号构造带东二段的水平台阶显得更平更宽。4号构造带东二段孔喉分选系数为1.0，2号构造带东二段的则为3.53；4号构造带东二段的平均排驱压力为1.14 MPa，2号构造带东二段的则为2.08 MPa,其与渗透率呈现一定的负相关性，即渗透率越大排驱压力越小，其孔喉分选性也相对较好；4号构造带东二段平均中值压力为3.75 MPa，2号构造带东二段的则为4.24 MPa，也同样表现出与渗透率的负相关性(表2)。此外，4号构造带东二段样品具有较集中的最大进汞饱和度，主要分布在65～77 MPa，平均为70.21 MPa；而2号构造带东二段样品最大进汞饱和度分布区间为40～74 MPa，分布范围大，平均为56.69 MPa。两构造带退汞效率均较低，主要分布在15%～30%。根据压汞数据计算出两构造带东二段储层进汞增量与孔喉半径关系曲线(图8)，以4号构造带NP4-80井为例，4号构造带东二段孔喉分布主要呈现单峰式，进汞增量主要集中在喉道半径大于1 μm的范围；2号构造带东二段储层的孔喉分布也主要为单峰式，进汞增量主要集中在孔喉半径小于1 μm的范围。

图 6 南堡凹陷4号与2号构造带古近系东二段孔隙类型图Fig. 6 Pore types of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No. 4 and No. 2 structural belts in Nanpu Saga—原生粒间孔，NP43-X4805井，3 599.39 m，孔隙度13.6%，渗透率1.428 mD(-)； b—原生粒间孔，NP43-X4805井，3 615.26 m，孔隙度16.6%，渗透率7.46 mD(-)； c—粒间溶孔，少量长石粒内溶孔，石英次生加大，NP2-6井，3 615.4 6 m(-)； d—粒间溶孔，少量粒内溶孔及高岭石晶间微孔，NP2-6井，3 616.04 m(-)； e—微孔隙，NP2-15井，2 900.80 m(SEM)； f—微孔隙，NP2-15井，2 901.70 m(SEM)a—primary intergranular pore, well NP43-X4805, 3 599.39 m, φ=13.6%, K=1.428 mD, plainlight； b—primary intergranular pore well NP43-X4805, 3 615.26 m, φ=16.6%, K=7.46 mD, plainlight； c—intergranular pores with a small amount of feldspar intrargranular pores and quartz overgrowth, well NP2-6, 3 615.46 m, plainlight； d—intergranular dissolved pore, a little intragranular dissolved pores and kaolinite intercrystalline pores, well NP2-6, 3 616.04 m, plainlight； e—micropores, well NP2-15, 2 900.80 m, SEM； f—micropores, well NP2-15, 2 901.70 m, SEM

图 7 南堡凹陷4号和2号构造带东二段毛管压力曲线Fig. 7 Capillary pressure curves of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 tectonic belts in Nanpu Sag

3 孔喉大小对储层物性的控制

岩石孔隙结构主要是指孔隙和与之连通的喉道的大小、分布及其相互组合关系，其复杂程度与储层的物性有很大的关系。为定量研究南堡凹陷南部东二段储层孔喉大小对储层物性的影响，对压汞曲线进行了分析，计算出每个样品的孔喉所控制的孔隙体积对渗透率的贡献率。

根据压汞资料，对于4号构造带东二段的砂岩，在进汞早期阶段，小比例的相对较大孔喉控制了渗透率，在此孔喉区间累积渗透率贡献率曲线较陡，快速增加至约90%，而累积进汞饱和度此时约为15%～20%。随着汞的继续注入，累积渗透率贡献值曲线表现为平缓增加，缓慢增加到99.9%，而累积进汞饱和度快速增加，从4.5 μm处开始曲线变陡，即大量的汞被继续注入孔隙中(图9a、9b)。这表明相对小的孔喉对渗透率的影响较小，主要是中-大孔隙控制的喉道对渗透率有重要贡献，但小孔隙对于4号构造带砂岩储层的储集性却有重要的作用(李占东等，2008； 吴浩等，2017)。例如4号构造带NP4-80井，3 328.47 m的样品在中-大孔喉控制下，渗透率贡献值达到98%，此时累积进汞饱和度约为40%；而其最大进汞饱和度为75%，所以近35%的汞饱和度被中-小喉所控制(图9b)。

表2 南堡凹陷4号和2号构造带东二段储层孔隙结构参数Table 2 Pore structure parameters of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 tectonic belts in Nanpu Sag

注： 括号内为平均值。

图 8 南堡凹陷4号和2号构造带东二段进汞增量与孔喉半径关系曲线Fig. 8 The relationship between mercury increment and pore throat radius of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 tectonic belts in Nanpu Sag

2号构造带东二段砂岩储层在进汞早期阶段是中喉道控制了渗透率，在2～6 μm的孔喉范围之间，累积渗透率贡献值缓慢上升，累积进汞饱和度也开始增加；随着汞的继续注入，在孔喉半径约为0.50 ～2.00 μm时，累积进汞饱和度快速增加，而累积渗透率贡献值也急剧增加到95%(图9c、9d)。整体上，4号构造带东二段储层，渗透率主要由中大孔喉控制；而2号构造带东二段储层，渗透率主要受微孔-中孔控制，渗透率小。

4 不同构造带砂岩微观孔隙结构差异的原因

4.1 沉积作用

结合前人研究可知，研究区两个构造带东二段时期沉积环境为扇三角洲前缘亚相，均发育水下分流河道(吴浩等，2019)，4号构造带其储集砂体具有较高的结构成熟度、较粗的粒度、较好的分选和磨圆度等特征(表1)，其面孔率为0.47%～16.06%，平均值为7.17%，因此孔喉之间的连通性也较好，孔隙结构好；而2号构造带储集砂体相比较4号构造带，其粒度较小，且面孔率为0.21%～12.0%，平均值为6.02%(表3)，因此孔喉连通性差，孔渗物性较差。

图 9 南堡凹陷4号和2号构造带古近系东二段储层孔喉大小对孔隙度和渗透率的控制Fig. 9 Controls of pore throat sizes on porosity and permeability of Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Sag

表3 南堡凹陷4号与2号构造带储层成岩相类型及特征Table 3 Diagenetic facies types and features of Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Sag

4.2 成岩作用

成岩作用后期改造对4号和2号构造带东二段储层砂岩微观孔隙结构差异形成也起着关键作用。通过镜下观察定性分析、定量计算两个构造带储层的视胶结率、视溶蚀率和视压实率(图10)，根据成岩强度分级标准(吴胜和，2010)，对成岩作用强度进行了分级，划分了两个构造带的成岩相类型(表3)。

4号构造带东二段储层主要发育中溶蚀弱压实弱胶结成岩相。储层颗粒间呈现点-线接触，线-线接触，岩石粒度较大，增强了岩石骨架的抗压实能力，粒间原生孔隙发育，使得储层连通性较好，流体改造容易，长石、易溶岩屑及胶结物发生了不同程度的溶蚀，形成少量的粒内溶孔等次生孔隙或不规则边缘(图10a、10b)，视溶蚀率为25%～75%，视压实率小于50%，平均孔隙度为18.58%，平均渗透率为8.3 mD。

2号构造带东二段储层主要发育强压实中溶蚀弱胶结成岩相。压实作用强，储层颗粒间以凹凸接触、线-线接触为主(图10c、10d)，由于早期压实强烈，原生粒间孔隙被大量破坏，但储层岩石类型以长石质岩屑砂岩为主，丰富的溶解组分为溶蚀的进行提供了物质基础，生成的次生溶蚀孔并伴生高岭石矿物。该成岩相视压实率为75%～90%，视溶蚀率为50%～75%，视胶结率小于50%，平均孔隙度为15.36%，平均渗透率为0.89 mD，指示其孔隙度虽中等，但溶蚀形成的次生孔隙连通性差，因此相比4号构造带其物性较差。

图 10 南堡凹陷4号和2号构造带古近系东二段成岩相镜下特征(-)Fig. 10 Diagenetic facies characteristics of the Paleogene Ed2 reservoirs along the No.4 and No.2 structural belts in Nanpu Sag(-)a—中溶蚀弱压实弱胶结成岩相，NP4-66井，3 855.80 m； b—中压实弱溶蚀弱胶结相，NP43-X4805井，4 249.69 m； c—强压实中溶蚀弱胶结相，LP1井，3 084.75 m； d—强压实中溶蚀弱胶结相，NP2-6井，3 415.02 ma—medium compaction, weak dissolution and weak cementation phase, well NP4-66, 3 855.80 m； b—medium compaction, weak dissolution and weak cementation phase, well NP43-X4805, 4 249.69 m；c—strong compaction, medium dissolution and weak cementation phase, well LP1, 3 084.75 m； d—strong compaction, medium dissolution and weak cementation phase, well NP2-6, 3 415.02 m

5 结论

(1) 4号构造带东二段储层以岩屑质长石砂岩为主，碎屑成分平均为Q40.6F30.1R29.3，2号构造带则以长石质岩屑砂岩为主，碎屑成分平均为Q32.9F26.8R40.2； 4号构造带储层成分、结构成熟度较2号构造带好。

(2) 4号构造带东二段主要以低渗储层为主，而2号构造带则以致密储层占主导； 4号构造带东二段砂岩储集空间以原生剩余粒间孔为主，孔喉间连通性相对较好； 2号构造带东二段储集空间则以次生孔隙为主，孔喉间的连通性相对较差。

(3) 孔喉大小控制着储层质量，4号和2号构造带东二段孔喉分布均主要呈现单峰式，4号构造带进汞增量主要集中在喉道半径大于1 μm，而2号构造带东二段进汞增量主要由小于1 μm的孔喉所贡献；4号构造带东二段储层渗透率主要被大中孔所控制，2号构造带则主要由微孔-中孔所控制；虽然小孔喉对渗透率影响较小，但对储层储集性却十分重要。

(4) 沉积作用和后期成岩改造是储层孔隙结构差异特征的根本原因；4号构造带储层粒度粗、分选磨圆较好，抗压实能力强，耦合较强的溶蚀作用使得储层面孔率较高，且孔隙连通性好；2号构造带储层粒度小，强压实作用使得孔喉连通性较差，溶蚀作用对孔喉的改造作用不大，使得储层面孔率较低，孔喉结构差。