摘要：通過地層對比、野外露頭剖面觀測、單井巖心觀察，樣品測試等手段，對南堡凹陷周邊凸起地區的巖溶作用、成巖作用、油氣成藏及控油因素進行了詳細研究。結果發現，該區的巖溶作用較為發育，主要為：①野外露頭見大的溶洞，巖心觀察有巖溶角礫、溶蝕孔洞及黃鐵礦集合體等；②錄井表現為鉆時突然降低甚至鉆具放空，井漏；③測井解釋有大型溶蝕孔洞發育帶、溶蝕孔洞發育帶等。成巖作用分為建設性成巖作用、破壞性成巖作用以及雙重性成巖作用。油氣藏類型主要有潛山不整合油氣藏和構造塊狀油氣藏，控制油氣成藏的關鍵因素是巖溶縫洞型儲層有效儲集體發育程度、烴源巖的好壞及與構造的關系，尤其是油氣運移通道是否發育直接影響了周邊凸起有利部位的油氣富集程度。

關鍵詞：南堡凹陷；碳酸鹽巖；古巖溶；成巖作用；油氣藏形成；成巖作用；油氣藏類型

南堡凹陷是一個中生代開始發育的含油氣凹陷^[1]，位于華北板塊北部，系渤海灣盆地黃驊坳陷內的次一級負向構造單元，處于黃驊坳陷北端，北靠燕山褶皺帶，東鄰渤中坳陷，西為滄縣隆起(圖1)，分布有西河潛山、老王莊潛山、西南莊-柏各莊潛山、馬頭營潛山和姜各莊潛山等5個潛山帶。

 

    區內主要的大型區域升降運動可區別出“三降兩升”5個地史發展期，即第一沉降期為早元古代至晚元古代早期，第一抬升期為晚元古代末期，第二沉降期為寒武紀至中奧陶世末，第二抬升期為晚奧陶世至早石炭世，第三沉降期為中石炭世至晚二疊世。

    經野外露頭觀測、薄片鑒定以及巖心觀察研究，寒武-奧陶系碳酸鹽巖主要為石灰巖類、白云巖類及頁巖類，具體有以下巖石類型：白云質灰巖、竹葉狀灰巖、生物碎屑灰巖、鮞狀灰巖、泥(細)晶灰巖、泥灰巖、泥質條帶灰巖、泥(細)晶白云巖、灰質白云巖以及粉砂質頁巖等多種巖石類型。

    古巖溶作用對油氣成藏具有非常重要的意義^[2]，界上與沉積間斷或不整合面有關的古巖溶是油氣的重要儲層之一。本區古巖溶作用十分明顯，且區內具備較好的巖溶發育條件。

2.1.1 寒武-奧陶系碳酸鹽巖是形成古巖溶的物質基礎

    在地質歷史中分布最廣的可溶巖是碳酸鹽巖，研究區各組地層除饅頭組發育泥巖外，其余各組均發育有碳酸鹽巖，其中以石灰巖和白云巖為主要巖石類型，均為可溶性巖石。在常溫狀態含高濃度的碳酸水介質條件下，石灰巖比白云巖的溶蝕速度大，其溶蝕速度隨方解石的含量增加而增加，但在含一定量硫酸根的高濃度碳酸水介質條件下，對白云巖的溶蝕速度的影響大于石灰巖。

2.1.2 大規模的沉積間斷和風化剝蝕

    經地層對比發現，寒武系頂部層位變化較大，上覆地層也不相同。反映出在寒武系末期，不同地區的風化、剝蝕、淋濾的時間相差較大，在潛山帶的高部位寒武系地層全部剝蝕掉，其上覆蓋層為侏羅系、新近系館陶組或明化鎮組，僅在西南莊斷裂的西南部有奧陶系的冶里組；馬頭營凸起WT1井至樂亭凹陷南緣的L1井區塊寒武系地層頂部為風山組，上覆蓋層為侏羅系或新近系的館陶組地層，缺失奧陶系和上古生界地層，或直到缺失古近系地層，寒武系地層呈長時間暴露。不同地區奧陶系頂部殘留著不同組段的地層，與不同時期沉積的上覆地層呈不整合接觸，在凸起上與侏羅系地層接觸，在高部位直接與新近系地層接觸，在凹陷內與石炭、二疊系不整合接觸，表明奧陶系地層在不同地區暴露的時間、或受風化剝蝕、淋濾的時間相差亦很大，從而導致在儲集空間的發育上有很大差別。

2.1.3 有利的斷裂構造

    區內發育有兩大主要的斷裂構造，西南莊斷裂和柏各莊斷裂，其為地下水的運移和滲透提供了有利的空間。經研究發現，該區油氣分布主要沿這兩大斷裂分布，其中一個重要的原因就是斷裂與巖溶發育具有非常密切的關系。

2.2.1 野外特征

    野外調研發現，許多野外露頭或采石場均見有零星的巖溶發育，其中個別露頭或采石場巖溶發育顯著，如長山溝一人工采石場俯君山組石灰巖中就見發育有較大的溶洞構造(圖1)，溶洞洞徑介于0.5～2m，且溶洞中多被泥質所充填。

    從野外觀察來看，早期沿裂縫溶蝕的孔洞被硅質、鐵質等硬質陸源碎屑物質充填，后經埋藏，在上覆壓力的作用下產生壓裂縫。

2.2.2 巖心特征

    1) 巖溶角礫巖：巖溶角礫巖是判別巖溶現象的有力證據之一。在巖溶作用過程中，不飽和碳酸鹽的大氣淡水和地下水對化學性質活潑的碳酸鹽礦物、易溶的鹽類礦物淋濾、滲透，造成了這些礦物的溶解，形成了溶蝕孔洞縫，當溶蝕作用繼續發展到一定程度巖石會發生崩落，從而產生了角礫巖。經巖心觀察發現，工區內鉆井巖心中見滑塌角礫巖，如N11井1460.5m鳳山組出現有滑塌角礫巖；N33井1806.03m奧陶系下馬家溝組見角礫巖，角礫最大者約2cm×3cm。

    2) 溶蝕孔洞：Z8X1洞，孔徑約1mm，洞沿裂縫分布，首先微溶蝕充填物，邊緣還有溶蝕擴大現象。N21井1681.38m巖心段泥質白云巖發育溶蝕孔洞共計20個，孔洞形態不規則，最大者直徑為5mm，最小者直徑為1mm。

    3) 黃鐵礦特征：風化殼中存在還原環境下形成的礦物，研究區內還原黃鐵礦普遍存在，并表現出多種分布形式：①在N8井風化殼頂部巖心中可見黃鐵礦，呈宏觀團塊狀分布于巖石中；②黃鐵礦細小晶粒(粉末狀)呈星散分布，也有富集成透鏡狀者；③黃鐵礦呈細粒狀集合體，與瀝青或黏土充填白云石、方解石晶間；④黃鐵礦呈細脈狀充填于溶縫內和縫壁及縫合線內；⑤黃鐵礦交代白云石環帶構造，并有鐵質浸染。

2.2.3 錄井特征

    古巖溶作用形成的溶蝕孔洞在錄井上主要表現為鉆時的突然降低，甚至鉆具放空、井漏，本區與其他地區相比鉆具放空、井漏等現象屬于較不發育類型，但也存在一些井有較明顯的大型溶蝕洞穴。如Z8X1井在鉆井過程中于1651.0～1652.79 m鉆具放空1.79m，泥漿漏失3095m³，清水32148m³。中途測試日產水124m³，累計產水1026.8m³。由此推測發育大-中型溶洞。

    由于鉆遇各種角礫巖等緣故，可能出現蹩鉆、跳鉆等現象。如果地層壓力較高，油氣顯示較好還可能出現井涌、井噴、油氣浸等情況。從巖屑上看，可見一些角礫巖、垮塌巖及陸源石英、磁鐵礦、鐵泥質巖屑及黃鐵礦等。在油氣顯示井段常見原油或瀝青質充填于角礫巖的邊緣或較粗粒的白云巖晶間。

2.2.4 測井特征

    溶蝕孔洞是本區最重要的儲層，由于地下水或地表水的溶解淋濾，使巖石原來的孔隙或裂隙進一步溶蝕擴大^[3]，最終形成不同規模的溶蝕孔洞，根據溶蝕孔洞的規模，研究區潛山儲層中的溶蝕孔洞電性相應特征可分為以下幾類：

2.2.4.1 大型溶蝕孔洞發育帶

    其測井響應特征表現為雙側向電阻率急劇下降(一般小于100Ω·m)，且出現正幅度差；井徑異常擴大，出現尖峰狀或箱狀高值；聲波時差異常擴大，密度測井值異常降低；孔隙度曲線值明顯增加，呈現出突變的特征；由于泥質充填少或沒有充填而出現伽馬曲線降低；自然電位曲線負異常明顯，鉆井顯示鉆具放空、泥漿漏失。以莊8X1井的1640～1740m為例，其電阻率曲線值明顯降低(電阻率值由基巖的1000Ω·m降至不足100Ω·m，有的甚至不足10Ω·m，如井段1703～1704 m電阻率只有3～4Ω·m)，深電阻率大于淺電阻率；井徑擴大異常明顯，由略大于鉆頭直徑的24.5cm擴大至30～60cm，局部擴大為64cm。密度測井值由基巖的2.7g/cm³下降到1.2～2.2g/cm³左右，最低可降為1.02g/cm³；測井解釋孔隙度值由基巖的0.08%突變到2.0%～2.6%；自然伽馬曲線略有降低，由基巖的10～20API下降到4～8API(泥質充填較少)；自然電位由原先的-40～-50mV下降至-70mV左右。從圖2可以看出曲線特征變化頻繁，總厚度將近100m，應為大型溶蝕孔洞發育帶，測井在該段也全部解釋為I級裂縫帶。

2.2.4.2 類溶蝕孔洞發育帶

    在電測相應特征上與大型溶蝕孔洞發育帶較相似，只是厚度明顯減少，規模變小，多以單個溶蝕孔洞出現，這在本區發育較多。如唐2X1井1770～1790m(圖3)，其中1774～1777m推測為較大溶洞，但局部泥質充填較嚴重，伽馬曲線呈現高值，但與周圍泥巖相比要低許多，自然電位負異常不明顯。這類溶洞頂部和底部常常與裂縫發育帶伴生，亦為油氣聚集有力的部位。

 

2.2.4.3 類小型溶洞及溶孔帶

    小型溶洞及溶孔在測井曲線上特征不太明顯，只在溶蝕孔洞發育段表現為深淺側向電阻率曲線顯示較低的電阻率值，且出現正幅度差，即深側向電阻率值大于淺側向電阻率值，自然伽馬比純石巖段略高；聲波時差和中子測井值增大，密度測井值降低，并有擴徑現象。在巖心和薄片上較易觀察。也可以用微電阻率成像測井(FMI)來進行觀察。

研究區古巖溶作用因暴露地表時間過長，充填作用強，導致垂向分帶不明顯。總體溶洞不太發育，井漏、鉆具放空現象較少，且相對比較孤立；井漏和放空現象多發生在風化殼以下200m范圍內(表1)；由于多次的地質構造運動，使寒武-奧陶系碳酸鹽巖多次暴露地表，加之構造裂縫較發育，致使古巖溶作用影響的深度較深，局部保存有較發育的大型溶蝕孔洞帶(如莊8X1井1640～1740m)，若有較好的運移通道相連接，加之古近系油源較充足，應能獲得較好的油氣產能。

    南堡凹陷周邊凸起地區碳酸鹽巖成巖作用主要以溶蝕作用、破裂作用、膠結作用、空隙充填作用、壓實(溶)作用、重結晶作用以及交代作用等。各種成巖作用相互疊加，強烈地改造著碳酸鹽沉積物的原始面貌^[1]。

    碳酸鹽巖是一種化學性較活潑的巖石，具有可溶蝕性，而且基本上貫穿其成巖作用的各個階段，只是溶蝕強度有明顯差異。該成巖作用常常導致孔、洞的大量發育，對改善儲層的儲集性能具有非常積極的意義。如南33井1826.27m奧陶系下馬家溝組巖心表面見有方解石充填物的溶蝕孔洞，洞徑約3×6mm，肉紅色石灰巖邊緣還見溶蝕形成的港灣狀(見圖4)。

 

    破裂作用按成因可分為多種類型，如沉積作用、成巖作用、構造作用、風化作用等，都可以形成各種裂縫，但最常見、最有意義的仍然是構造裂縫。研究區構造裂縫發育期次以海西早期、海西晚期為主，其次為加里東期，再次為印支 山期等，早期構造裂縫基本被完全充填。晚期構造裂縫多以高角度縫為主，常與斷裂緊密伴生，具成組成帶展布特征。構造裂縫具有控制和促進巖溶作用發育的特點，又是油氣垂向運移的主要通道，還可以與溶蝕孔洞一起，構成各類縫洞型儲層，成為油氣儲集的主要空間，是增加碳酸鹽巖儲層孔隙度的主要成巖作用之一。

    壓實(溶)作用在工區較為常見，由于上覆沉積物增多、壓力增大，巖石不斷被壓實，當壓力增大到一定程度時，巖石中水被擠壓、流動，并對其周邊巖石進行溶蝕。壓溶作用的常見標志是縫合線構造，石灰巖中的縫合線是壓溶作用所產生的破裂面，通常呈鋸齒狀產出，縫合線的錐軸一般與主壓應力方向一致^[4]。研究區碳酸鹽巖儲層壓溶作用亦相當發育，縫合線一般呈不規則港灣狀產出。經對35個巖心樣品鏡下鑒定發現，共發育有近70余條縫合線構造，平均每個樣品發育有2條縫合線，但大多被泥質全充填，少數為有機質、泥鐵質充填。壓溶作用主要發生在各埋藏成巖期，常使碳酸鹽巖形成吻合組構，是孔隙減小的重要因素之一。但另一方面由于構造抬升卸載，導致縫合線開啟，成為油氣運移和地下水活動的通道，部分縫合線經埋藏溶蝕作用后擴大變粗而形成縫合線溶擴孔洞，在縫合線周圍還形成眾多的細小溶蝕孔洞，且部分為瀝青和原油所充填。

    膠結作用是研究區碳酸鹽巖中極為普遍的一類成巖作用類型，膠結礦物類型較多，常見黃鐵礦，呈細微脈狀、顯微條帶狀、細粒集合體浸染狀、球狀及宏觀團塊狀分布于巖石、裂隙、粒間及孔洞縫中。薄片鑒定發現，方解石是一種常見的膠結物，常常對半自形-自形白云石進行膠結，少量的黏土礦物充填膠結于晶間及微裂隙中。上述膠結作用主要發生在海底成巖及淺地表大氣淡水成巖環境，可以使沉積物中的原生孔隙及早期溶蝕孔隙全被填塞，造成碳酸鹽巖孔隙度的急劇降低，對儲層儲集空間具有破壞作用，使儲集層儲集性能變差。

    充填作用是影響碳酸鹽巖縫洞型儲層有效性的最主要的成巖作用，常常對儲層的儲集性能起著決定性作用，尤其是裂縫的充填可使其失去儲集和連通作用^[5]。縫、孔、洞的充填方式有機械充填和化學充填兩類，充填物類型有泥質、有機質、硅質、砂泥質和結晶方解石等。依據充填物的特征，可以判斷充填作用發生的期次。陰極發光鑒定表明，部分巖石發育3期裂縫。一期裂縫呈曲線狀展布，先期灌入陸源砂，其中石英發藍紫色和棕色光，長石發天藍色光；后期砂粒間充填泥狀方解石和黃鐵礦，分別發橘黃色-棕紅色光和不發光。二期裂縫近直線狀延展，被方解石全充填，不發光或發橘黃-棕紅色光。三期裂縫呈曲線狀或近直線狀延展，先被發橘黃-棕紅色的方解石充填，后被發橘黃色光的方解石全充填。本區寒武-奧陶系碳酸鹽巖中的充填作用非常普遍，縫、孔、洞大多被不同程度地充填，充填物以方解石、泥質、黃鐵礦、硅質以及有機質等為主。充填作用是影響區內碳酸鹽巖縫洞型儲層的一類主要成巖作用，發育普遍，影響嚴重，特別是對早期空隙的充填非常嚴重，是本區油氣勘探需要考慮的重要因素之一。

    重結晶作用也是區內常見的成巖作用類型，其常常導致礦物晶體的大小和形狀發生變化，使礦物晶體結構變粗，晶間空隙增大，有利于改善儲層的儲集空間。重結晶作用還可以使晶粒增大發展到將晶間孔基本填滿，晶間孔隙變得極為微細，則孔隙度大大降低，有效儲集空間變差，甚至消失。如早期構造形成的高角度寬縫被方解石重結晶充填后基本填塞了儲集空間。研究區俯君山組、崮山組、鳳山組、冶里組以及亮甲山組地層的巖心取樣經偏光薄片鑒定均見有方解石重結晶現象。

    交代作用在巖心薄片鑒定中非常常見，尤其以白云石交代方解石為主要類型，如俯君山組、張夏組、崮山組、長山組、鳳山組、冶里組、亮甲山組等組地層巖心取樣薄片鑒定均見有白云石交代方解石的現象。另外于毛莊組還見有石灰巖中鮞粒被粗粒方解石交代的現象。

    綜上分析，古巖溶、溶蝕、破裂等作用由于使原巖產生了大量次生孔隙從而改善了其儲集性，可稱之為建設性成巖作用；而膠結、空隙充填、壓實(溶)等成巖作用因為降低了碳酸鹽巖的原生和次生孔隙度，稱之為破壞性成巖作用；重結晶、交代等成巖作用對孔隙的增大與減少都有影響，故稱其為雙重性成巖作用。

4.1.1 不整合油氣藏

    如圖5所示，柏各莊潛山寒武系俯君山組碳酸鹽巖不整合油氣藏位于唐2X1井區塊侏羅系油氣藏之下，受兩側的斷層控制，儲油層為俯君山組白云巖或白云質石灰巖，儲集空間為裂縫和溶蝕孔洞，該井在鉆進中有放空現象，根據測井資料情況看屬于縫洞復合型儲層。唐2X1寒武系俯君山組1767.98～1805m井段自1993年5月投產，初期5mm油嘴自噴日產油38.5t。

 

4.1.2 構造塊狀油氣藏

    西南莊潛山南21井區塊寒武系構造塊狀油氣藏位于西南莊斷層上升盤，其下降盤為杜林油田南38井明化鎮組斷鼻油藏，儲油層為寒武系白云巖和白云質灰巖，儲集空間為裂縫和孔洞。南21井于寒武系1659～1665m井段1層6m試油，日產油10.6m³，水7.52m³。

    本區具有豐富的油源供給、較好的儲蓋組合、有利的構造背景等油氣藏形成條件，影響其油氣成藏的主要因素有以下幾點：

    1) 巖溶縫洞型儲層有效儲集體發育程度是控制本區油氣分布和富集的關鍵因素。本區寒武奧陶系碳酸鹽巖儲層基質孔隙度低、滲透率差，難以構成有效的儲集空間，但儲集空間類型多，且具有明顯的非均質性。儲集層空間類型主要有溶蝕孔、溶洞、裂縫和縫合線，屬于巖溶縫洞型儲層。

    2) 烴源巖的好壞、油氣運移通道是否發育直接影響了凸起有利部位的油氣富集程度。潛山具備優越的構造、儲蓋組合條件，成藏的關鍵是油氣源條件，靠近西南莊大斷層附近潛山成藏好，特別是晚期斷層和持續活動的斷層，如南8、南13、南21、廟42X1油藏都緊靠大斷層。

    3) 側向對接好壞直接影響油氣富集程度。如南21井上升盤寒武系上部側向對接下降的Nm下部礫巖地層，側向封堵條件較差，上部含油性較差，但其下部對接的Ng細段，下部即成藏。

    4) 構造轉向或拐彎部位，構造具有繼承性，沿西南莊斷層兩側形成多個不同層位對接，呈屋脊狀的構造容易形成聚油構造。如南20寒武系油藏，其寒武系地層與下降盤館陶組對接，從構造圖上可看出，其構造高點正好對接，并呈屋脊狀對接，結果兩側地層均含油。

    5) 下生上儲、新生古儲、油氣在構造高部聚集成藏，構造高部位是本區主要的油氣聚集帶。從以往的油氣勘探成果圖可以看出，南堡凹陷周邊地區油氣在構造高部聚集明顯，不僅沿西南莊斷層、柏各莊斷層兩側高部位就近聚集，而且沿不整合面或輸導儲層向構造高部位聚集。

    綜上所述，區內古巖溶作用較發育，野外露頭、鉆井取心、錄井、測井特征明顯。發育有大型溶蝕孔洞發育帶、溶蝕孔洞發育帶和小型溶蝕孔洞及溶孔。碳酸鹽巖經歷了早成巖期的海底成巖和近地表成巖作用，后又受多期構造運動影響，遭受暴露溶蝕，其后隨新近紀的沉積，再次埋藏。整個過程經歷了多期次、多種類型的成巖作用，其中古巖溶、溶蝕、破裂等作用為建設性成巖作用；膠結、空隙充填、壓實(溶)等成巖作用為破壞性成巖作用；而重結晶、交代等成巖作用為雙重性成巖作用。三者的綜合效應控制和影響了碳酸鹽巖儲集性的優劣。同時，由于研究區缺乏晚期深埋藏階段的重結晶作用和白云巖化作用，巖石基質儲層儲滲性能始終未能得到明顯改善，為特低孔、特低滲儲層，使得研究區呈現出裂縫型儲層主要集中于晚期構造斷層附近、溶蝕型孔洞相對比較孤立、連通性差且充填較嚴重的現狀，在今后的勘探開發中應予以注意。

    油氣藏類型主要有潛山不整合油氣藏和構造塊狀油氣藏，控制油氣成藏的關鍵因素是巖溶縫洞型儲層有效儲集體發育程度及烴源巖的好壞、與構造的關系、油氣運移通道是否發育直接影響了周邊凸起有利部位的油氣富集程度。

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(本文作者：張家政¹ 郭建華¹ 趙廣珍² 劉喜順¹ 郭勇³ 范玉林³ 1.中南大學地學與環境工程學院；2.中國石化中原油田分公司勘探開發科學研究院；3.中國石化中原油田分公司地質錄井處)