天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 10: 1415 - 1427

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.019

天然气地质学

渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系碎屑岩储层特征及控制因素

  • 李祖兵 , 1 ,
  • 崔俊峰 , 2 ,
  • 宋舜尧 3 ,
  • 成亚斌 3 ,
  • 卢异 3
展开
  • 1. 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室，重庆 401331
  • 2. 中国石油勘探开发研究院，河北 廊坊 065007
  • 3. 中国石油大港油田勘探开发研究院，天津 300280
崔俊峰(1970-),男,陕西西安人,高级工程师,硕士,主要从事油气勘探综合研究.E-mail:.

李祖兵(1978-),男,四川广安人,副教授，博士,主要从事油气田储层地质及开发地质研究与教学工作.E-mail: .

收稿日期: 2020-02-13

  修回日期: 2020-04-15

  网络出版日期: 2020-09-30

收起

Reservoir characteristics and controlling factors of Permian clastic rocks in Qibei-Dongguang area of Huanghua Depression， Bohai Bay Basin

  • Zu-bing LI , 1 ,
  • Jun-feng CUI , 2 ,
  • Shun-yao SONG 3 ,
  • Ya-bin CHENG 3 ,
  • Yi LU 3
Expand
  • 1. Chongqing Key Laboratory of Complex Oil and Gas Field Exploration and Development，Chongqing University of Science and Technology，Chongqing 401331，China
  • 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Langfang 065007，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Dagang Oilfield Company，Tianjin 300280，China

Received date: 2020-02-13

  Revised date: 2020-04-15

  Online published: 2020-09-30

Supported by

The Science and Technology Innovation Fund of CNPC（Grant No. 2013D-5006-0104）.

Fold

本文亮点

针对渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系碎屑岩储层特征及控制因素认识程度不够的问题，综合应用岩心、物性分析、X⁃射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、压汞及测录井等资料对二叠系碎屑岩储层特征及控制因素进行了研究。研究表明：研究区二叠系碎屑岩的岩石种类较多，发育岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩，以及少量的长石砂岩和岩屑砂岩。储集空间发育有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及其他岩类的溶蚀孔隙、溶缝和裂缝，但以溶蚀孔隙为主；储层存在中孔中渗、低孔低渗和特低孔特低渗3类，中孔中渗储层占比较少，以低孔低渗为主。储层发育主要受沉积作用、成岩作用及构造作用的综合控制。沉积过程中的分选性对储层孔隙度的发育程度控制强于岩性对孔隙度发育的控制；成岩过程中的压实作用和胶结作用对储层孔隙发育均有影响，但压实作用对储集孔隙发育的影响强于胶结作用对孔隙发育的影响；构造作用形成的各类断裂不仅为地下流体与岩石颗粒发生溶蚀作用提供了场所，也为溶蚀作用发生所需流体的来源及溶蚀后的流体流动提供了通道。

本文引用格式

李祖兵 , 崔俊峰 , 宋舜尧 , 成亚斌 , 卢异 . 渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系碎屑岩储层特征及控制因素[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(10) : 1415 -1427 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.019

Highlights

In order to further study the characteristics and main controlling factors of Permian clastic reservoirs in Qibei-Dongguang area of Huanghua Depression in Bohai Bay Basin， the core， physical properties， X-ray diffraction， cast thin sections， scanning electron microscope， mercury injection and logging data of Permian clastic rocks in the study area were comprehensively applied， and the characteristics and main controlling factors of Permian clastic reservoirs were studied from the aspects of lithologic characteristics， reservoir space characteristics and physical properties. The study shows that Permian clastic rock lithology combination in the study area is complex， which developed lithic arkose， feldspathic lithic sandstone and lithic quartz sandstone， and a small quantity of feldspar sandstone and lithic sandstone. The main types of reservoir space include intergranular pore， dissolution pore， dissolution fracture， fracture and combination of fracture and pore， etc.， and the overall performance is dominated by dissolution pore. There are three types of reservoir physical properties： medium porosity and medium permeability， low porosity and low permeability and extra-low porosity and extra-low permeability， but the main ones are low-porosity and low-permeability. The spatial distribution and development degree of reservoir mainly by sedimentation， diagenesis and tectonism of comprehensive control. In the process of deposition of perassic clastic rocks， the control of the porosity is stronger than that of lithology. The compaction and cementation in the diagenesis process have an influence on the pore development of the reservoir， but the compaction is stronger than the cementation. At about 80 Ma ago crustal uplift and rapidly falling process of all kinds of fracture and fracture not only for the source of the subsurface fluid and fluid flow provides a channel after the dissolution， more underground fluid and rock particles formed by the dissolution of all kinds of dissolution porosity provides a place.

0 引言

近年来，随着对渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系烃源岩特征及成藏规律认识程度的提高，先后钻探的港古1501井、港古1503井、港古1505井、港古1507井及中1502井，均获得了工业油气流。其中，港古1505井在二叠系2 318.6~2 344 m井段下石盒子组砂岩地层中共获得油层14 m/3层，用5 mm油嘴放喷获得工业油气流；中1502井在二叠系2 477.7~2 536.3 m井段下石盒子组砂岩储层中获得油层25.9 m/3层，经试油后获得工业油气流。以此突破为契机，首次在港北潜山实现了规模增储，形成了3 000×104 t级的效益增储区域。
前人对研究区二叠系的沉积环境、构造演化、储层特征、油气成藏及储层成岩等方面做了大量的研究工作，已取得了较为丰硕的研究成果。陈世悦等［1］在对渤海湾盆地各坳陷内部上百口井的钻井资料研究的基础上，结合岩心、测录井及地震资料，探究了渤海湾盆地石炭系—二叠系含煤岩系沉积环境，建立了含煤岩系的沉积模式，揭示了岩系残余地层的分布规律。张津宁等［2］等以黄骅坳陷潜山宏观展布特征为研究重点，利用三维地震资料，解剖了潜山结构特征，讨论了潜山的演化过程，分析了古生界、中生界的地层空间展布与变化特征。韩国猛等［3］利用实物钻井取心、井壁取心，综合分析钻井、录井、测井和地震资料，对黄骅凹陷二叠系致密砂岩储层特征、主控因素进行了分析，提出了印支期古构造对二叠系优势储层的形成与分布的控制作用。勒子濠等［4］综合运用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜等资料，对黄骅坳陷二叠系砂岩储层的储集性能和成岩作用特征进行了研究。赵贤正等［5］结合研究区800 km2的地震资料和91口井的钻井资料，分析认为歧口凹陷歧北斜坡南侧在古近纪为挠曲坡折的缓坡带，并探究了斜坡的控砂成藏机制。这些研究成果对研究区二叠系碎屑岩储层的形成与分布研究奠定了基础，但对研究区二叠系碎屑岩储层的成因研究鲜有涉及。尽管在研究区下石盒子组碎屑岩储层中获得了勘探突破，但对其特征、成因及发育控制因素认识不够仍然是制约研究区二叠系的区域目标评价及区带优选的瓶颈之一。本文在前人研究基础上，基于研究区二叠系的岩心、铸体薄片、扫描电镜、X⁃射线衍射、测录井和压汞资料，对二叠系碎屑岩储层特征、成因及发育主控因素展开系统分析，研究成果为研究区下一步的区带评价及目标优选提供理论支撑。

1 区域地质特征

研究区处于渤海湾盆地中心地带，位于黄骅坳陷北部，由沧县隆起、埕宁隆起所限，勘探面积近1.8×104 km2（图1）。研究区二叠系自下而上依次发育有山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组，其地层特征为：山西组发育有深灰色、灰紫色厚层泥岩、灰黑色炭质泥岩、灰色砂岩、灰色泥质粉砂岩及煤层，厚度为0~179 m；下石盒子组发育灰色、灰紫色厚层泥岩、灰色细砂岩、中砂岩及砂砾岩，厚度为0~268 m；上石盒子组以泥岩和粉砂岩等细碎屑岩为主，夹灰色及紫灰色泥岩，厚度为0~318 m；石千峰组为厚层状紫灰色、浅红色泥岩与灰色砂岩互层，局部夹砂砾岩，个别井区发育少量的火山岩，厚度为0~700 m（图2）。因构造作用导致不同井区的地层厚度、埋深及平面展布特征差异较大［图3（a）］，但在研究区二叠系具有南厚北薄的展布特征［图3（b）］。从图3（a）中可以看出，断裂作用导致不同潜山构造以及同一潜山构造不同位置处的地层厚度变化较大。太10井和歧古1井的上石盒子组和石千峰组完全缺失，而乌深1井、王古1井和孔71井的二叠系地层发育完整，从乌深1井→王古1井→孔71井→太10井方向地层厚度具有逐渐减薄的趋势。
图1 研究区构造特征

Fig.1 Structural feature map of the study area

图2 研究区二叠系地层柱状图

Fig.2 The column chart of Permian strata in the study area

图3 研究区二叠系地层展布特征

(a)过东光潜山—乌马营潜山—孔店凸起—歧口凹陷的深度偏深度域剖面图;(b)乌深1井—孔71井—太10井二叠系地层对比剖面图

Fig.3 The distribution characteristic of Permian strata in the study area

2 储层特征

2.1 岩性特征

通过对研究区二叠系6口取心井（东古1井、港古1501井、港古16102井、官古1601井、乌深1井和徐7井）的岩心观察与描述，研究区二叠系碎屑岩储层发育有含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、泥岩及各种泥质砂岩［图4（a）—图4（f）］。根据镜下观察并统计可知：含砾砂岩中的砾石含量为15%~23%，粗砂含量为18%~30%，中砂含量为15%~35%，细砂含量为20%~25%。砾石成分主要有凝灰岩砾、石英砾、多晶石英砾、泥质粉砂岩砾、微斜长石砾和花岗岩砾等。
图4 研究区二叠系碎屑岩岩石学特征照片

(a)港古16102井,二叠系,1 923.39 m,细砂岩,中间夹细砾岩;(b)港古16102井,二叠系,1 981.82 m,灰色细砂岩,见滑塌作用形成的砾、砂、泥混合沉积;(c)乌深1井,二叠系,4 857.7 m,灰白色粗晶石英砂岩,成分以石英为主,长石次之,暗色矿物分布不均;(d)乌深1井,二叠系,4 860.15 m,浅灰色含砾不等粒砂岩,不等粒结构砾石分布不均,砾径一般为2~4 mm,最大为15 mm,次圆状,分选差,硅质胶结致密;(e)徐7井,二叠系,1 296.8 m,灰白色中砂岩,方解石充填裂缝,裂缝发育;(f)徐7井,二叠系,1 304.38 m,灰绿色泥岩,具不规则分布的鲕状结构,鲕粒为黄色,为泥质外壳;(g)官古1601井,3 694.98 m,二叠系,细粒岩屑砂岩,正交偏光,铸体薄片;(h)官144井,2 435.32 m,二叠系,极细—细粒岩屑砂岩,正交偏光,铸体薄片

Fig.4 Petrological features of the Permian clastic rocks in the study area

结合目的层段268块铸体薄片和74个X-射线衍射分析资料发现，研究区二叠系砂岩的分选较差，呈次棱角状—次圆状，多呈线接触和凹凸接触，点接触较少［图4（g），图4（h）］。按其含量多少计算表明，研究区二叠系碎屑岩以岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩及岩屑质石英砂岩为主，夹少量的长石砂岩和岩屑砂岩。岩石成分成熟度较高，结构成熟度中等，在平面上分布差异较大（图5）。
图5 研究区二叠系碎屑岩组成三角图

Fig.5 The triangulation of the Permian clastic rocks in the study area

研究区北部的歧口凹陷区域主要发育岩屑质长石砂岩和少量的长石质岩屑砂岩，沧东地区主要发育岩屑质石英砂岩和长石质岩屑砂岩，并发育少量的岩屑砂岩。岩屑质长石砂岩中的岩屑多为花岗岩屑、碳酸盐岩屑、凝灰岩屑等。长石质岩屑砂岩中的中砂含量为10%~22%，细砂含量为78%~90%，成分成熟度及结构成熟度均低。由于沧东凹陷在二叠系沉积时离物源较歧口凹陷近［6-8］，致使沧东凹陷不稳定组分较歧口凹陷的多。

2.2 储集物性特征

通过对官144井、乌深1井、官古1601井、徐7井等268块铸体薄片面孔率及187块岩样物性测试数据统计表明（图6），研究区二叠系碎屑岩储层总体为低孔低渗储层。岩心平均孔隙度为8.6%~19.3%，有53%样品的孔隙度分布在8.0%~11.0%之间，有10%左右样品的孔隙度分布在17.0%~20.0%之间［图6（a）］；样品渗透率分布在（0.06~142）×10-3 μm2之间，有65%的样品渗透率分布在（0.1~1）×10-3 μm2之间，渗透率大于1×10-3 μm2的占比不足10%［图6（b）］。
图6 二叠系岩样测试的孔隙度和渗透率分布特征

(a)二叠系岩样测试的孔隙度分布直方图；(b)二叠系岩样测试的渗透率分布直方图

Fig.6 Distribution characteristics of porosity and permeability of Permian rock samples

2.3 储集空间特征

通过对官144井、乌深1井、官古1601井、徐7井等268块铸体薄片的统计表明：研究区二叠系碎屑岩储层的储集空间主要为原生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙和裂缝，按其特征及成因可分为孔隙和裂缝2类5种类型（表1），其中，次生溶蚀孔隙占比为67.24%，原生孔隙占比为22.41%，裂缝占比为10.35%。
表1 研究区二叠系砂岩储集空间特征

Table 1 Spatial characteristics of Permian sandstone reservoirs in the study area

储集空间类型 主要岩石类型 成因 组合特征
孔隙 原生粒间孔 岩屑砂岩、含砾砂岩、石英砂岩 岩石颗粒间未被胶结或仅部分被胶结充填；或分布于粒间的胶结物被全部或部分溶蚀 数量不多，多与次生的溶蚀孔隙、溶蚀缝及裂缝相连
粒间溶孔 长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩及凝灰质砂岩 分布于岩石颗粒间的胶结物被部分或全部溶蚀，镜下可见颗粒边缘不规则状 连通性较好，多与微裂缝及裂缝连接
粒内溶孔 含砾不等粒岩屑砂岩、中—粗粒岩屑砂岩 易于溶蚀的岩石颗粒、杂基颗粒在合适成岩环境中发生溶蚀 连通性较好，多与微裂缝及裂缝连接
裂缝 溶蚀缝 含砾砂岩、不等粒砂岩和含砾砂岩 在成岩过程中的差异压实及构造力作用下，形成各类微裂缝及构造裂缝。原有的裂缝在流体作用下发生溶蚀作用，形成不规则的裂缝 多于孔隙、裂缝及构造—溶蚀缝相连
裂缝 各类岩石中均有分布，但以含砾砂岩为主 在构造应力作用下岩石发生破裂而成 常与各类孔隙、溶缝相连
（1）原生粒间孔。原生粒间孔占比较少，仅在个别薄片中可见，多为原生粒间孔与其他类型的孔隙共存［图7（a）—图7（c）］。原生粒间孔主要发育于岩屑砂岩、含砾砂岩和石英砂岩中那些不易溶蚀的石英颗粒及岩屑颗粒之间，颗粒之间没有或很少被胶结物胶结。此类孔隙很少独立存在，多与其他储集空间共生。
图7 研究区二叠系储层微观结构特征照片

(a)官144井,2 444.91 m,二叠系,粒间孔,单偏光,铸体薄片;(b)官古1601井,3 693.19 m,二叠系,粒间孔、杂基溶孔,单偏光,铸体薄片;(c)官144井,2 443.01 m,二叠系,粒间孔、长石溶孔,单偏光,铸体薄片;(d)乌深1井,4 858.05 m,二叠系,长石高岭石化之后的高岭石溶孔,单偏光,铸体薄片;(e)乌深1井,4 858.5 m,二叠系,长石溶孔,单偏光,铸体薄片;(f)官古1601井,3 688.01 m,二叠系,喷出岩屑溶孔,单偏光,铸体薄片;(g)港古1501井,2 290.1 m,二叠系,张裂缝,单偏光,铸体薄片;(h)官144井,2 431.7 m,二叠系,裂缝,单偏光,铸体薄片

Fig. 7 Microstructure characteristics of Permian reservoir in study area

（2）次生溶蚀孔隙。主要为粒内溶孔、粒间溶孔，但常见岩屑、填隙物和胶结物的溶蚀孔隙［图7（d）—图7（f）］。长石和岩屑的粒内溶孔和粒间溶孔是研究区二叠系碎屑岩主要的储集空间类型，其他类型的溶蚀孔隙对储层的发育起着重要的补充作用。这类溶蚀孔隙在镜下表现为孔隙大小、延伸方向及孔隙边缘极不规则，多呈锯齿状；有的孔隙发生局部溶蚀，有的发生均匀溶蚀，有的岩石颗粒几乎完全被溶蚀而形成残余溶蚀孔隙。从各类孔隙数量的统计结果看，长石溶孔、岩屑溶孔、杂基溶孔及高岭石溶孔较发育，所占比例分别为33%、20.51%、17.95%和15.38%，其他溶孔占比均在3%以内。
（3）裂缝。从岩心中很难见到明显的裂缝存在，但镜下可见构造作用和成岩作用形成的裂缝。构造作用形成的裂缝常表现出裂缝切穿岩石颗粒或沿岩石颗粒边缘剥离，呈现“X”型裂缝［图7（g），图7（h）］。成岩负荷压作用形成的裂缝常常分布于岩石颗粒与颗粒之间，并沿岩石颗粒边缘剥离成缝［9-13］，很少见到沿岩石颗粒中央破裂的各类裂缝［图7（g）］。构造缝则是在构造应力作用下，岩石发生破裂而形成的裂缝，常表现出呈“X”型形态［图7（h）］。裂缝在地下流体的作用下，常常形成宽度不一的溶蚀缝。裂缝与其他类型的原生孔隙伴生时可形成低孔高渗的储层，若与其他的溶蚀孔隙伴生可形成高孔高渗的优质储层［14-21］。

2.4 储集层微观结构特征

通过对研究区二叠系铸体薄片的面孔率及其对应深度的物性测试、微观结构（压汞测试）分析表明：研究区二叠系储层存在中孔中渗、低孔低渗、特低孔特低渗3类储集层（表2，图8）。
表2 二叠系储集层孔喉结构及储层物性特征

Table 2 Pore throat structure and reservoir physical properties of Permian reservoir

储层分级 物性参数 孔隙结构参数 微相 岩性 孔隙类型 发育层段 主要成岩作用
孔隙度/%

渗透率/

（10-3 μm2）

 孔喉中值半径/μm 排驱压力/MPa
中孔中渗 大于15 80~150 >0.9 <0.2 水下分流河道、河流相 粗砂岩、中砂岩及含砾砂岩 各类溶蚀孔及微裂缝 石千峰组和下石盒子组顶部 风化淋滤、成岩溶蚀及裂缝
低孔低渗 10~15 12~80 0.3~0.9 0.2~1.3 分流间湾、滩坝 细砂岩、粉砂岩、泥质细砂岩及含砾砂岩 溶蚀孔隙和原生孔隙 各层段均有分布 强烈的压实、胶结作用和少量的成岩缝
特低孔特低渗 3~10 0.07~12 0.03~0.3 大于1.3 分流间湾、堤岸、河漫滩 粉砂岩、泥质中砂岩、泥质细砂岩 原生孔、少量的粒间孔 山西组的顶部、下石盒子组底部 压实作用、胶结作用
图8 研究区二叠系储层毛管压力特征

Fig.8 Characteristic map of capillary pressure of Permian reservoir in study area

2.4.1 中孔中渗储层

此类储层的毛管曲线形态表现为粗歪度，分选相对较好，以粗孔细喉为主，中值喉道半径为0.7 μm，孔喉相对集中，具有较低的排驱压力（一般小于0.5 MPa，对应的最大孔喉半径大于1.3 μm）和低中值压力（小于1.0 MPa），孔隙度大于15%，渗透率为（80~150）×10-3 μm2（图8中的I类）。储集空间有各类溶蚀孔隙、微裂缝和少量的原生孔隙，孔隙的连通性和储集性能好，是目的层段的优质储层，但此类储层所占比例不高，仅为30%左右。下石盒子组河道砂体含砾中砂岩储集物性最好，其最大孔隙度为19%，最大渗透率为142.0×10-3 μm2。

2.4.2 低孔低渗储层

此类储层是孔隙结构相对较好的一类储层。毛管压力曲线表现为细歪度，分选好至中等，排驱压力（一般为6~11 MPa）和中值压力（3~12 MPa）均较高。以中孔细喉为主，喉道中值半径为0.23~0.78 μm（图8中的II类）。主要分布在细砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩中，储集空间仍以各类溶蚀孔隙和少量的原生粒间孔为主，孔隙的连通性及储集性能较好，是目的层段主要的储集类型，占比为50%左右。此类储层的孔隙度主要分布在10%~15%之间，渗透率为（12~80）×10-3 μm2。

2.4.3 特低孔特低渗储层

此类储层的毛管压力曲线表现为分选较好，细歪度，喉道中值半径分布在0.03~0.13 μm之间，排驱压力高（大于30 MPa）。该类储层的孔隙度为3%~10%，渗透率为（0.07~12）×10-3 μm2（图8中的III类）。主要分布于山西组的顶部和下石盒子组底部的粉砂岩、泥质中砂岩和泥质细砂岩中。
还有一类储层在压汞曲线上表现为分选差，偏粗歪度。主要分布在致密的砂岩或泥质含量较高的砂岩中，一般不具有储集性能（图8中的IV类）。

3 储层发育主控因素

根据岩心描述与镜下薄片的观察发现，研究区二叠系碎屑岩主要发育岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩，并含有少量的长石砂岩和岩屑砂岩。储集空间以长石和岩屑发生溶蚀作用形成粒间溶孔和粒内溶孔为主，裂缝和原生粒间孔隙的占比不大，储层总体上表现为低孔低渗，高孔高渗和中孔中渗的比重不大。综合储层的成因和分布特征，认为研究区二叠系储层发育与空间展布受沉积作用、成岩作用和构造作用的综合控制。

3.1 沉积作用对储层发育的影响

沉积作用在宏观上控制着各类沉积环境及其产物的空间展布，微观上控制着岩石颗粒的分选、磨圆、填隙物的含量及其接触关系［21-22］。根据物性分析及测井解释成果制作的孔隙度与分选系数、岩性与孔隙度、长石含量与面孔率、岩屑含量与面孔率的关系图中可以看出，分选系数对目的层储层物性的控制作用强于岩性的控制，长石和岩屑含量与储层面孔率的相关性较差（图9）。
图9 碎屑岩储层孔隙度与影响因素关系

(a)孔隙度与分选系数交会图;(b)孔隙度与岩性关系直方图;(c)长石含量与面孔率关系图;(d)岩屑含量与面孔率关系图

Fig. 9 The relationship between porosity and influencing factors in the clastic reservoirs

从图9（a）中可以看出，实验测得的碎屑岩孔隙度值分布在1.0%~19.5%之间，分选系数在1.0~4.0之间。当分选系数小于1.72时，其孔隙度分布在小于5.5%的范围内；当分选系数介于1.72~3.0之间时，孔隙度介于5.5%~16.5%之间；当分选系数大于3.0时，孔隙度值超过16.5%。从图9（b）中可以看出，目的层段物性最好的为细砂岩、中砂岩和不等粒砂岩，其平均孔隙度超过了10%；储层物性最差的为泥质粉砂岩和凝灰质砂岩。由此可以看出，研究区目的层段岩性与物性的关系不是特别明显，但分选系数与物性的关系较为明显。
研究区二叠系发育有湖湾亚相、滨浅湖亚相、三角洲前缘和三角洲平原的河道沉积等沉积亚相（图10）。由砂嘴、砂坝及水下隆起的屏障作用形成的湖湾亚相发育有煤层、粉砂岩、炭质泥岩，储层物性较差，以III类储层为主；滨浅湖亚相和三角洲前缘亚相的水下分流河道砂体因沉积时水体能量较强，分选较好，发育II类和III类储层；三角洲平原亚相的边滩及河道砂体的泥质含量低，储层物性较好，以II类储层为主（表3）。从图10中还可以看出，储层物性最好的为三角洲平原亚相的滩坝和河道微相，湖湾亚相的储层最不发育。
图10 港古1505井二叠系综合特征

Fig.10 Comprehensive characteristics of Permian strata in Well Ganggu 1505

表3 不同沉积环境发育的储层特征对比

Table 3 Comparison of reservoir characteristics in different sedimentary environments

沉积环境 沉积微相 岩石组合 储集层岩类 储集类型 代表层位
湖湾沉积 泥炭沼泽 粉砂岩、炭质泥岩、煤层 煤层、粉砂岩 III类 山西组
滨浅湖 砂坝、泥坪、砂坪 粉砂岩、细砂岩、泥岩 细砂岩、粉砂岩 II类+III类 本溪组
三角洲前缘 分流河道、河口坝、天然堤、洪泛平原 粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、泥岩 细砂岩、粉砂岩 II类+III类 山西组、石千峰组
三角洲平原 滩坝、天然堤、洪泛平原、河道砂 含砾砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩 含砾砂岩、细砂岩 II类 山西组、石千峰组

3.2 成岩作用对储层发育的影响

从铸体薄片观察可知，研究区二叠系碎屑岩储层经历了压实、胶结、交代、溶蚀等成岩作用，对碎屑岩储层发育影响最为明显的是压实作用、胶结作用和溶蚀作用。压实作用使得岩石颗粒接触更加紧密、粒间体积变小，喉道变细，储层的储集性能变差。溶蚀作用增加了粒间体积、提高了储层物性，改善了储集性能。构造作用导致的地层埋深的变化和断裂的形成，改变储层的压实、胶结及溶蚀作用［23-27］。

3.2.1 压实与胶结作用对物性的影响

目前所测得的储层物性大小和镜下观察到的微观结构特征，均是在埋深成岩过程中经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用后的综合显现，可利用砂岩原始孔隙（Φ o，%）与分选系数（S o，无量纲）之间的经验公式（Φ o＝20.91＋22.90/S o，S o=P 25/P 75，P 25、P 75分别代表累积曲线上颗粒含量25%和75%处所对应的颗粒直径，mm）进行计算［27］。计算表明研究区目的层段二叠系碎屑岩储层的分选系数S o为1.89~3.67，平均值为2.36；原始孔隙度介于27.15%~35.03%之间，平均为30.61%。目前测井解释得到的储层孔隙度介于8.0%~22.0%之间，由此可推算出储层的孔隙损失率在18.97%~77.16%之间。
根据对目的层段的扣24井、扣132井、官古1601井、官144井及乌深1井等井的岩石薄片观察，结合铸体薄片、X⁃射线衍射、物性测试等资料，采取定性与定量相结合的方法统计出样品的面孔率、胶结物含量、粒间体积、粒间孔隙度等参数并绘制其关系图（图11）。从图11中可以看出，分析数据点主要集中在压实区域，说明目的层段碎屑岩储层发育过程中的压实作用对储层物性的影响作用强于胶结作用。
图11 压实作用与胶结作用对储层孔隙发育影响

Fig.11 The effects of compaction and cementation on reservoir porosity development

岩石中的孔隙流体在上部重荷或侧向挤压作用下，储集流体的空间减小，流体会因体积减小而排出，也会因为埋深增加过程中流体的温压发生变化使得体积增加而向外排出。一旦在排出过程中流动不畅或受阻，便形成异常高压带。异常高压带保存了原生孔隙，也为后期的溶蚀增储作用的发生创造了条件［8］。而且，异常高压带内部储层处于欠压实状态，其储层物性受压实作用的影响较小。
从研究区不同井区二叠系的地层泥岩声波时差与其埋深关系图（图12）中可以看出，研究区二叠系地层中发育有多个异常高压带，但分布的层位、埋藏的深度以及高压带的个数均存在差异。如异常高压带主要分布在石千峰组的顶部、上石盒子组中部、下石盒子组上部以及山西组的中部。庄古2井、徐13井和孔古1601井至少存在2个异常高压带，岐古6井和岐古1601井存在1个高压带。从各井区的构造剖面图中可以［图3（a）］，研究区二叠系在不同潜山区域的埋深差异很大，造成异常压力可能由于各井区的沉降速率以及地温梯度的差异。由于目前缺少有关沉积速率及地温梯度的相关资料，这种差异性仅停留在推测阶段。
图12 研究部分井二叠系地层的泥岩与对应声波时差关系

Fig.12 Investigate the relationship between mudstone and corresponding acoustic time difference in Permian strata of some wells

3.2.2 溶蚀作用对储层发育的影响

在成岩过程中，压实和胶结作用均是储集孔隙减少的成岩作用，而溶蚀作用是增大储集空间的成岩作用［3，10，17，19，22］。溶蚀作用是目的层段十分常见的并且对碎屑岩储集空间发育贡献最大的成岩作用，尽管在岩心上很少见到各类溶蚀孔隙，但在镜下可见长石溶孔、岩屑溶孔、高岭石溶孔、火山岩岩屑溶孔、杂基溶孔以及各种类型的溶蚀缝等（图7），而且长石溶孔、岩屑溶孔和高岭石溶孔出现的几率最大，溶缝主要沿岩石颗粒边缘进行溶蚀，很少见石英溶蚀孔。这反映出研究区二叠系溶蚀流体主要为酸性或酸性至弱碱性流体，很少有碱性较强的流体。
通过对官古1601井、官古1501井、官144井、乌深1井及徐7井等的镜下特征观察与统计，研究区二叠系碎屑岩储层中不仅岩石颗粒发生了溶蚀作用，胶结物也发生了溶蚀作用。个别薄片中还可以见到初期胶结物被溶蚀、再胶结及后期胶结物再溶蚀等现象。这也反映出研究区二叠系碎屑岩储层发生了多期的胶结作用和溶蚀作用。岩石溶孔的面孔率分布在0.1%~2.8%之间，平均为1.28%；岩屑溶孔的面孔率分布在0.1%~2.5%之间，平均为1.08%；高岭石溶孔的面孔率分布在0.1%~2.1%之间，平均为0.8%；溶蚀空间对整个面孔率的贡献率为40.1%~100%，平均为91.4%。

3.3 构造作用储层发育的影响

通过对研究区不同井区部分井的地层埋藏特征资料分析可知，研究区构造频繁，二叠系自埋藏成岩至今至少经历了2次大的抬升过程，最后一次抬升后又迅速下降直至目前的地层埋深（图13）。从图13（a）和图13（b）中可以看出，乌深1井和王古1井均有接近150 Ma的时间段处于浅埋藏阶段［镜质体反射率（R O）值在0.5%左右］，在距今80 Ma左右时地壳抬升后迅速下降。在浅埋藏阶段，主要发生压实、胶结和少量的溶蚀作用，早期的胶结作用可阻碍地层的进一步被压实。地层抬升会降低储层的压实程度，抑制压实作用对储层物性发育的影响。地层上拱抬升或挤压抬升过程会造成储层裂缝的发育，从而增加储层的储集空间，改善储层的储集性能；构造断裂作用造成地层迅速埋深，促使地层流体沿断层面流动。断面的存在不仅为地层流体的流动提供了通道，也为岩石颗粒与流体的充分接触发生溶蚀作用提供了场所，会造成沿断裂面附近分布的岩石颗粒、胶结物、微裂隙都会发生不同程度的溶蚀作用。随着埋深的增加，有机质逐渐成熟达到生油门限并向油气转化，转化过程中形成的有机酸开始与岩石发生溶蚀作用形成各类溶蚀孔隙［10，22］。在迅速埋深阶段的成岩作用除了压实、胶结外，溶蚀作用是主要的成岩作用。
图13 乌深1井（a）与王古1井(b)二叠系地层埋藏特征对比

(a)乌深1井二叠系地层埋藏特征;(b)王古1井二叠系地层埋藏特征

Fig.13 The comparison of the burial characteristics of Permian strata in Well Wushen 1 and Wanggu 1

4 结论

（1）研究区二叠系碎屑岩储层的岩石种类较多，发育有岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩，及少量的长石砂岩和岩屑砂岩。研究区北部主要发育岩屑质长石砂岩和少量的长石质岩屑砂岩，南部以岩屑质石英砂岩和长石质岩屑砂岩为主，并发育少量的岩屑砂岩。
（2）研究区二叠系碎屑岩储层总体表现为低孔低渗储层，局部存在中孔中渗的优质储层。储集空间有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及其他岩石的溶蚀孔隙、溶缝及裂缝等类型，但长石和岩屑溶孔是目的层段碎屑岩主要的储集空间类型。
（3）研究区二叠系碎屑岩储层发育受控于沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积过程的分选性对储层孔隙度的控制程度强于岩性对储层孔隙度的控制，成岩过程中的压实作用对储层孔隙发育的影响强于胶结作用对储层孔隙发育的影响。构造作用形成的断裂助推了地层发生快速埋深，断裂的存在不仅为地下流体与岩石颗粒发生溶蚀作用提供了场所，也为溶蚀作用发生所需流体及溶蚀后的流体流动提供了通道。

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