摘要：通过地层对比、野外露头剖面观测、单井岩心观察，样品测试等手段，对南堡凹陷周边凸起地区的岩溶作用、成岩作用、油气成藏及控油因素进行了详细研究。结果发现，该区的岩溶作用较为发育，主要为：①野外露头见大的溶洞，岩心观察有岩溶角砾、溶蚀孔洞及黄铁矿集合体等；②录井表现为钻时突然降低甚至钻具放空，井漏；③测井解释有大型溶蚀孔洞发育带、溶蚀孔洞发育带等。成岩作用分为建设性成岩作用、破坏性成岩作用以及双重性成岩作用。油气藏类型主要有潜山不整合油气藏和构造块状油气藏，控制油气成藏的关键因素是岩溶缝洞型储层有效储集体发育程度、烃源岩的好坏及与构造的关系，尤其是油气运移通道是否发育直接影响了周边凸起有利部位的油气富集程度。

关键词：南堡凹陷；碳酸盐岩；古岩溶；成岩作用；油气藏形成；成岩作用；油气藏类型

南堡凹陷是一个中生代开始发育的含油气凹陷^[1]，位于华北板块北部，系渤海湾盆地黄骅坳陷内的次一级负向构造单元，处于黄骅坳陷北端，北靠燕山褶皱带，东邻渤中坳陷，西为沧县隆起(图1)，分布有西河潜山、老王庄潜山、西南庄-柏各庄潜山、马头营潜山和姜各庄潜山等5个潜山带。

 

    区内主要的大型区域升降运动可区别出“三降两升”5个地史发展期，即第一沉降期为早元古代至晚元古代早期，第一抬升期为晚元古代末期，第二沉降期为寒武纪至中奥陶世末，第二抬升期为晚奥陶世至早石炭世，第三沉降期为中石炭世至晚二叠世。

    经野外露头观测、薄片鉴定以及岩心观察研究，寒武-奥陶系碳酸盐岩主要为石灰岩类、白云岩类及页岩类，具体有以下岩石类型：白云质灰岩、竹叶状灰岩、生物碎屑灰岩、鲕状灰岩、泥(细)晶灰岩、泥灰岩、泥质条带灰岩、泥(细)晶白云岩、灰质白云岩以及粉砂质页岩等多种岩石类型。

    古岩溶作用对油气成藏具有非常重要的意义^[2]，界上与沉积间断或不整合面有关的古岩溶是油气的重要储层之一。本区古岩溶作用十分明显，且区内具备较好的岩溶发育条件。

2.1.1 寒武-奥陶系碳酸盐岩是形成古岩溶的物质基础

    在地质历史中分布最广的可溶岩是碳酸盐岩，研究区各组地层除馒头组发育泥岩外，其余各组均发育有碳酸盐岩，其中以石灰岩和白云岩为主要岩石类型，均为可溶性岩石。在常温状态含高浓度的碳酸水介质条件下，石灰岩比白云岩的溶蚀速度大，其溶蚀速度随方解石的含量增加而增加，但在含一定量硫酸根的高浓度碳酸水介质条件下，对白云岩的溶蚀速度的影响大于石灰岩。

2.1.2 大规模的沉积间断和风化剥蚀

    经地层对比发现，寒武系顶部层位变化较大，上覆地层也不相同。反映出在寒武系末期，不同地区的风化、剥蚀、淋滤的时间相差较大，在潜山带的高部位寒武系地层全部剥蚀掉，其上覆盖层为侏罗系、新近系馆陶组或明化镇组，仅在西南庄断裂的西南部有奥陶系的冶里组；马头营凸起WT1井至乐亭凹陷南缘的L1井区块寒武系地层顶部为风山组，上覆盖层为侏罗系或新近系的馆陶组地层，缺失奥陶系和上古生界地层，或直到缺失古近系地层，寒武系地层呈长时间暴露。不同地区奥陶系顶部残留着不同组段的地层，与不同时期沉积的上覆地层呈不整合接触，在凸起上与侏罗系地层接触，在高部位直接与新近系地层接触，在凹陷内与石炭、二叠系不整合接触，表明奥陶系地层在不同地区暴露的时间、或受风化剥蚀、淋滤的时间相差亦很大，从而导致在储集空间的发育上有很大差别。

2.1.3 有利的断裂构造

    区内发育有两大主要的断裂构造，西南庄断裂和柏各庄断裂，其为地下水的运移和渗透提供了有利的空间。经研究发现，该区油气分布主要沿这两大断裂分布，其中一个重要的原因就是断裂与岩溶发育具有非常密切的关系。

2.2.1 野外特征

    野外调研发现，许多野外露头或采石场均见有零星的岩溶发育，其中个别露头或采石场岩溶发育显著，如长山沟一人工采石场俯君山组石灰岩中就见发育有较大的溶洞构造(图1)，溶洞洞径介于0.5～2m，且溶洞中多被泥质所充填。

    从野外观察来看，早期沿裂缝溶蚀的孔洞被硅质、铁质等硬质陆源碎屑物质充填，后经埋藏，在上覆压力的作用下产生压裂缝。

2.2.2 岩心特征

    1) 岩溶角砾岩：岩溶角砾岩是判别岩溶现象的有力证据之一。在岩溶作用过程中，不饱和碳酸盐的大气淡水和地下水对化学性质活泼的碳酸盐矿物、易溶的盐类矿物淋滤、渗透，造成了这些矿物的溶解，形成了溶蚀孔洞缝，当溶蚀作用继续发展到一定程度岩石会发生崩落，从而产生了角砾岩。经岩心观察发现，工区内钻井岩心中见滑塌角砾岩，如N11井1460.5m凤山组出现有滑塌角砾岩；N33井1806.03m奥陶系下马家沟组见角砾岩，角砾最大者约2cm×3cm。

    2) 溶蚀孔洞：Z8X1洞，孔径约1mm，洞沿裂缝分布，首先微溶蚀充填物，边缘还有溶蚀扩大现象。N21井1681.38m岩心段泥质白云岩发育溶蚀孔洞共计20个，孔洞形态不规则，最大者直径为5mm，最小者直径为1mm。

    3) 黄铁矿特征：风化壳中存在还原环境下形成的矿物，研究区内还原黄铁矿普遍存在，并表现出多种分布形式：①在N8井风化壳顶部岩心中可见黄铁矿，呈宏观团块状分布于岩石中；②黄铁矿细小晶粒(粉末状)呈星散分布，也有富集成透镜状者；③黄铁矿呈细粒状集合体，与沥青或黏土充填白云石、方解石晶间；④黄铁矿呈细脉状充填于溶缝内和缝壁及缝合线内；⑤黄铁矿交代白云石环带构造，并有铁质浸染。

2.2.3 录井特征

    古岩溶作用形成的溶蚀孔洞在录井上主要表现为钻时的突然降低，甚至钻具放空、井漏，本区与其他地区相比钻具放空、井漏等现象属于较不发育类型，但也存在一些井有较明显的大型溶蚀洞穴。如Z8X1井在钻井过程中于1651.0～1652.79 m钻具放空1.79m，泥浆漏失3095m³，清水32148m³。中途测试日产水124m³，累计产水1026.8m³。由此推测发育大-中型溶洞。

    由于钻遇各种角砾岩等缘故，可能出现蹩钻、跳钻等现象。如果地层压力较高，油气显示较好还可能出现井涌、井喷、油气浸等情况。从岩屑上看，可见一些角砾岩、垮塌岩及陆源石英、磁铁矿、铁泥质岩屑及黄铁矿等。在油气显示井段常见原油或沥青质充填于角砾岩的边缘或较粗粒的白云岩晶间。

2.2.4 测井特征

    溶蚀孔洞是本区最重要的储层，由于地下水或地表水的溶解淋滤，使岩石原来的孔隙或裂隙进一步溶蚀扩大^[3]，最终形成不同规模的溶蚀孔洞，根据溶蚀孔洞的规模，研究区潜山储层中的溶蚀孔洞电性相应特征可分为以下几类：

2.2.4.1 大型溶蚀孔洞发育带

    其测井响应特征表现为双侧向电阻率急剧下降(一般小于100Ω·m)，且出现正幅度差；井径异常扩大，出现尖峰状或箱状高值；声波时差异常扩大，密度测井值异常降低；孔隙度曲线值明显增加，呈现出突变的特征；由于泥质充填少或没有充填而出现伽马曲线降低；自然电位曲线负异常明显，钻井显示钻具放空、泥浆漏失。以庄8X1井的1640～1740m为例，其电阻率曲线值明显降低(电阻率值由基岩的1000Ω·m降至不足100Ω·m，有的甚至不足10Ω·m，如井段1703～1704 m电阻率只有3～4Ω·m)，深电阻率大于浅电阻率；井径扩大异常明显，由略大于钻头直径的24.5cm扩大至30～60cm，局部扩大为64cm。密度测井值由基岩的2.7g/cm³下降到1.2～2.2g/cm³左右，最低可降为1.02g/cm³；测井解释孔隙度值由基岩的0.08%突变到2.0%～2.6%；自然伽马曲线略有降低，由基岩的10～20API下降到4～8API(泥质充填较少)；自然电位由原先的-40～-50mV下降至-70mV左右。从图2可以看出曲线特征变化频繁，总厚度将近100m，应为大型溶蚀孔洞发育带，测井在该段也全部解释为I级裂缝带。

2.2.4.2 类溶蚀孔洞发育带

    在电测相应特征上与大型溶蚀孔洞发育带较相似，只是厚度明显减少，规模变小，多以单个溶蚀孔洞出现，这在本区发育较多。如唐2X1井1770～1790m(图3)，其中1774～1777m推测为较大溶洞，但局部泥质充填较严重，伽马曲线呈现高值，但与周围泥岩相比要低许多，自然电位负异常不明显。这类溶洞顶部和底部常常与裂缝发育带伴生，亦为油气聚集有力的部位。

 

2.2.4.3 类小型溶洞及溶孔带

    小型溶洞及溶孔在测井曲线上特征不太明显，只在溶蚀孔洞发育段表现为深浅侧向电阻率曲线显示较低的电阻率值，且出现正幅度差，即深侧向电阻率值大于浅侧向电阻率值，自然伽马比纯石岩段略高；声波时差和中子测井值增大，密度测井值降低，并有扩径现象。在岩心和薄片上较易观察。也可以用微电阻率成像测井(FMI)来进行观察。

研究区古岩溶作用因暴露地表时间过长，充填作用强，导致垂向分带不明显。总体溶洞不太发育，井漏、钻具放空现象较少，且相对比较孤立；井漏和放空现象多发生在风化壳以下200m范围内(表1)；由于多次的地质构造运动，使寒武-奥陶系碳酸盐岩多次暴露地表，加之构造裂缝较发育，致使古岩溶作用影响的深度较深，局部保存有较发育的大型溶蚀孔洞带(如庄8X1井1640～1740m)，若有较好的运移通道相连接，加之古近系油源较充足，应能获得较好的油气产能。

    南堡凹陷周边凸起地区碳酸盐岩成岩作用主要以溶蚀作用、破裂作用、胶结作用、空隙充填作用、压实(溶)作用、重结晶作用以及交代作用等。各种成岩作用相互叠加，强烈地改造着碳酸盐沉积物的原始面貌^[1]。

    碳酸盐岩是一种化学性较活泼的岩石，具有可溶蚀性，而且基本上贯穿其成岩作用的各个阶段，只是溶蚀强度有明显差异。该成岩作用常常导致孔、洞的大量发育，对改善储层的储集性能具有非常积极的意义。如南33井1826.27m奥陶系下马家沟组岩心表面见有方解石充填物的溶蚀孔洞，洞径约3×6mm，肉红色石灰岩边缘还见溶蚀形成的港湾状(见图4)。

 

    破裂作用按成因可分为多种类型，如沉积作用、成岩作用、构造作用、风化作用等，都可以形成各种裂缝，但最常见、最有意义的仍然是构造裂缝。研究区构造裂缝发育期次以海西早期、海西晚期为主，其次为加里东期，再次为印支 山期等，早期构造裂缝基本被完全充填。晚期构造裂缝多以高角度缝为主，常与断裂紧密伴生，具成组成带展布特征。构造裂缝具有控制和促进岩溶作用发育的特点，又是油气垂向运移的主要通道，还可以与溶蚀孔洞一起，构成各类缝洞型储层，成为油气储集的主要空间，是增加碳酸盐岩储层孔隙度的主要成岩作用之一。

    压实(溶)作用在工区较为常见，由于上覆沉积物增多、压力增大，岩石不断被压实，当压力增大到一定程度时，岩石中水被挤压、流动，并对其周边岩石进行溶蚀。压溶作用的常见标志是缝合线构造，石灰岩中的缝合线是压溶作用所产生的破裂面，通常呈锯齿状产出，缝合线的锥轴一般与主压应力方向一致^[4]。研究区碳酸盐岩储层压溶作用亦相当发育，缝合线一般呈不规则港湾状产出。经对35个岩心样品镜下鉴定发现，共发育有近70余条缝合线构造，平均每个样品发育有2条缝合线，但大多被泥质全充填，少数为有机质、泥铁质充填。压溶作用主要发生在各埋藏成岩期，常使碳酸盐岩形成吻合组构，是孔隙减小的重要因素之一。但另一方面由于构造抬升卸载，导致缝合线开启，成为油气运移和地下水活动的通道，部分缝合线经埋藏溶蚀作用后扩大变粗而形成缝合线溶扩孔洞，在缝合线周围还形成众多的细小溶蚀孔洞，且部分为沥青和原油所充填。

    胶结作用是研究区碳酸盐岩中极为普遍的一类成岩作用类型，胶结矿物类型较多，常见黄铁矿，呈细微脉状、显微条带状、细粒集合体浸染状、球状及宏观团块状分布于岩石、裂隙、粒间及孔洞缝中。薄片鉴定发现，方解石是一种常见的胶结物，常常对半自形-自形白云石进行胶结，少量的黏土矿物充填胶结于晶间及微裂隙中。上述胶结作用主要发生在海底成岩及浅地表大气淡水成岩环境，可以使沉积物中的原生孔隙及早期溶蚀孔隙全被填塞，造成碳酸盐岩孔隙度的急剧降低，对储层储集空间具有破坏作用，使储集层储集性能变差。

    充填作用是影响碳酸盐岩缝洞型储层有效性的最主要的成岩作用，常常对储层的储集性能起着决定性作用，尤其是裂缝的充填可使其失去储集和连通作用^[5]。缝、孔、洞的充填方式有机械充填和化学充填两类，充填物类型有泥质、有机质、硅质、砂泥质和结晶方解石等。依据充填物的特征，可以判断充填作用发生的期次。阴极发光鉴定表明，部分岩石发育3期裂缝。一期裂缝呈曲线状展布，先期灌入陆源砂，其中石英发蓝紫色和棕色光，长石发天蓝色光；后期砂粒间充填泥状方解石和黄铁矿，分别发橘黄色-棕红色光和不发光。二期裂缝近直线状延展，被方解石全充填，不发光或发橘黄-棕红色光。三期裂缝呈曲线状或近直线状延展，先被发橘黄-棕红色的方解石充填，后被发橘黄色光的方解石全充填。本区寒武-奥陶系碳酸盐岩中的充填作用非常普遍，缝、孔、洞大多被不同程度地充填，充填物以方解石、泥质、黄铁矿、硅质以及有机质等为主。充填作用是影响区内碳酸盐岩缝洞型储层的一类主要成岩作用，发育普遍，影响严重，特别是对早期空隙的充填非常严重，是本区油气勘探需要考虑的重要因素之一。

    重结晶作用也是区内常见的成岩作用类型，其常常导致矿物晶体的大小和形状发生变化，使矿物晶体结构变粗，晶间空隙增大，有利于改善储层的储集空间。重结晶作用还可以使晶粒增大发展到将晶间孔基本填满，晶间孔隙变得极为微细，则孔隙度大大降低，有效储集空间变差，甚至消失。如早期构造形成的高角度宽缝被方解石重结晶充填后基本填塞了储集空间。研究区俯君山组、崮山组、凤山组、冶里组以及亮甲山组地层的岩心取样经偏光薄片鉴定均见有方解石重结晶现象。

    交代作用在岩心薄片鉴定中非常常见，尤其以白云石交代方解石为主要类型，如俯君山组、张夏组、崮山组、长山组、凤山组、冶里组、亮甲山组等组地层岩心取样薄片鉴定均见有白云石交代方解石的现象。另外于毛庄组还见有石灰岩中鲕粒被粗粒方解石交代的现象。

    综上分析，古岩溶、溶蚀、破裂等作用由于使原岩产生了大量次生孔隙从而改善了其储集性，可称之为建设性成岩作用；而胶结、空隙充填、压实(溶)等成岩作用因为降低了碳酸盐岩的原生和次生孔隙度，称之为破坏性成岩作用；重结晶、交代等成岩作用对孔隙的增大与减少都有影响，故称其为双重性成岩作用。

4.1.1 不整合油气藏

    如图5所示，柏各庄潜山寒武系俯君山组碳酸盐岩不整合油气藏位于唐2X1井区块侏罗系油气藏之下，受两侧的断层控制，储油层为俯君山组白云岩或白云质石灰岩，储集空间为裂缝和溶蚀孔洞，该井在钻进中有放空现象，根据测井资料情况看属于缝洞复合型储层。唐2X1寒武系俯君山组1767.98～1805m井段自1993年5月投产，初期5mm油嘴自喷日产油38.5t。

 

4.1.2 构造块状油气藏

    西南庄潜山南21井区块寒武系构造块状油气藏位于西南庄断层上升盘，其下降盘为杜林油田南38井明化镇组断鼻油藏，储油层为寒武系白云岩和白云质灰岩，储集空间为裂缝和孔洞。南21井于寒武系1659～1665m井段1层6m试油，日产油10.6m³，水7.52m³。

    本区具有丰富的油源供给、较好的储盖组合、有利的构造背景等油气藏形成条件，影响其油气成藏的主要因素有以下几点：

    1) 岩溶缝洞型储层有效储集体发育程度是控制本区油气分布和富集的关键因素。本区寒武奥陶系碳酸盐岩储层基质孔隙度低、渗透率差，难以构成有效的储集空间，但储集空间类型多，且具有明显的非均质性。储集层空间类型主要有溶蚀孔、溶洞、裂缝和缝合线，属于岩溶缝洞型储层。

    2) 烃源岩的好坏、油气运移通道是否发育直接影响了凸起有利部位的油气富集程度。潜山具备优越的构造、储盖组合条件，成藏的关键是油气源条件，靠近西南庄大断层附近潜山成藏好，特别是晚期断层和持续活动的断层，如南8、南13、南21、庙42X1油藏都紧靠大断层。

    3) 侧向对接好坏直接影响油气富集程度。如南21井上升盘寒武系上部侧向对接下降的Nm下部砾岩地层，侧向封堵条件较差，上部含油性较差，但其下部对接的Ng细段，下部即成藏。

    4) 构造转向或拐弯部位，构造具有继承性，沿西南庄断层两侧形成多个不同层位对接，呈屋脊状的构造容易形成聚油构造。如南20寒武系油藏，其寒武系地层与下降盘馆陶组对接，从构造图上可看出，其构造高点正好对接，并呈屋脊状对接，结果两侧地层均含油。

    5) 下生上储、新生古储、油气在构造高部聚集成藏，构造高部位是本区主要的油气聚集带。从以往的油气勘探成果图可以看出，南堡凹陷周边地区油气在构造高部聚集明显，不仅沿西南庄断层、柏各庄断层两侧高部位就近聚集，而且沿不整合面或输导储层向构造高部位聚集。

    综上所述，区内古岩溶作用较发育，野外露头、钻井取心、录井、测井特征明显。发育有大型溶蚀孔洞发育带、溶蚀孔洞发育带和小型溶蚀孔洞及溶孔。碳酸盐岩经历了早成岩期的海底成岩和近地表成岩作用，后又受多期构造运动影响，遭受暴露溶蚀，其后随新近纪的沉积，再次埋藏。整个过程经历了多期次、多种类型的成岩作用，其中古岩溶、溶蚀、破裂等作用为建设性成岩作用；胶结、空隙充填、压实(溶)等成岩作用为破坏性成岩作用；而重结晶、交代等成岩作用为双重性成岩作用。三者的综合效应控制和影响了碳酸盐岩储集性的优劣。同时，由于研究区缺乏晚期深埋藏阶段的重结晶作用和白云岩化作用，岩石基质储层储渗性能始终未能得到明显改善，为特低孔、特低渗储层，使得研究区呈现出裂缝型储层主要集中于晚期构造断层附近、溶蚀型孔洞相对比较孤立、连通性差且充填较严重的现状，在今后的勘探开发中应予以注意。

    油气藏类型主要有潜山不整合油气藏和构造块状油气藏，控制油气成藏的关键因素是岩溶缝洞型储层有效储集体发育程度及烃源岩的好坏、与构造的关系、油气运移通道是否发育直接影响了周边凸起有利部位的油气富集程度。

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(本文作者：张家政¹ 郭建华¹ 赵广珍² 刘喜顺¹ 郭勇³ 范玉林³ 1.中南大学地学与环境工程学院；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院；3.中国石化中原油田分公司地质录井处)