0 引言

随着常规油气资源的大量开采和资源量的衰减，寻找深部油气资源是未来油气勘探的现实和战略需求及重要趋势之一^[1-2]。2015年，顺北油田的突破证实深埋藏碳酸盐岩领域具有良好的勘探潜力^[3-4]，近年来顺北1区主干断裂带奥陶系油气勘探开发取得重大进展，多口滚动评价井均获高产工业油气流，主干断裂带是规模储集体发育的有利部位这一认识被不断认可，对断裂特征、演化和成因的研究不断深入^[5-7]；而对于顺北地区储集体特征、发育影响因素及成因研究相对较弱^[8-10]，特别是对于不同类型储集空间(孔、缝、洞)影响因素缺乏针对性的系统研究。因此，本次研究以同一条断裂带不同位置的S2井、S1-3井和S1-7井3口典型取心井实际资料为基础，通过岩心及薄片观察、物性测试、X衍射、阴极发光等技术手段，从储集体特征及其充填物特征入手，开展充填物与断裂—裂缝体系和流体性质之间的关系研究，进而对不同储集空间控制因素进行分析，以期加深对研究区埋深储集体的认识，也为储集体成因研究奠定基础。

顺北油田位于顺托果勒低隆北缓坡(图 1)，受盆地内部多期次构造运动以及多方向应力作用，顺北地区形成一系列级别不同、规模不等的断裂^[11-13]。加里东早期断裂活动在顺北地区较强，表现为早期伸展构造环境下正断层控制的地堑或半地堑。加里东中—晚期断裂形成于近南北向弱挤压应力场，断裂在应力场作用下形成了一系列近南北向、北东向—北北东向与北北西向的走滑断层及其继承性活动。海西早期，在北北西向差异挤压应力场作用下顺北地区断裂活动加剧，表现为张扭断层为主；海西晚期—印支期，受盆地北部南天山造山作用影响^[14]，顺北地区先存断裂继续活动，形成走滑断层或继承性小型断陷；燕山—喜山期，由于距离盆地南部前陆盆地演化构造活跃区较远^[15]，顺北地区受影响较小、构造活动相对较弱。总的来看，顺北地区断裂具有多期形成、早期形成后期继承的特点。

图 1 研究区所处构造位置(a)及井位图(b) Fig. 1 Structural position(a) and well location map(b) of the study area

图选项

顺北地区中下奥陶统地层埋深较大，平均井深超过7 500 m，钻井揭示主要产油层位为中奥陶统一间房组和中下奥陶统鹰山组。一间房组厚度约120 m，鹰山组仅1口钻井钻穿，钻至地层深度约8 400 m，揭示地层厚度较大。根据前人成果^[16]及岩心薄片、岩性组合特征分析，中下奥陶统一间房组和鹰山组上段主要为开阔台地沉积。其中：一间房组中上段主要发育以深灰色—浅灰色砂屑泥晶灰岩和泥晶砂屑灰岩为主的台内低能生屑滩；一间房组底部和鹰山组上段主要发育以深灰色—灰色泥晶砂屑灰岩为主的台内滩和泥晶灰岩为主的台坪。根据岩性及其组合、电性特征和沉积构造特征，建立单井地层综合柱状图(图 2)。

GR.自然伽马；CAL.井径；RLLS.浅侧向电阻率；RLLD.深侧向电阻率；DT.声波时差；DEN.密度。 图 2 S2井地层综合柱状图 Fig. 2 Stratigraphic histogram of the Well S2

图选项

实际钻井资料显示，顺北地区主干断裂带附近井区漏失、放空普遍，特别是顺北1井区沿主干断裂带的钻井有8口钻遇了漏失、放空，占完钻井数的66.67%，指示其发育洞穴型储集空间。虽然洞穴型储集空间测试均获得高产工业油气，证实了主干断裂带是油气富集的有利区域，但其产能变化差异较大，既有高产稳产井，也有高产衰减井；而且由于资料所限，对洞穴型储集体内部开展的特征研究较少。笔者通过钻井及生产测试数据分析认为，储集体内部较为复杂，主要表现为岩石类型多样、储集空间组合样式多样且充填程度差异较大、同一主干断裂带邻井之间产能差异较大、溶蚀孔洞的分布与裂缝规律性不明显等特征。

通过对S2、S1-3和S1-7三口典型取心井14回次近500块岩心及200余件铸体薄片系统观察，顺北地区中下奥陶统岩性主要为砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩和泥晶灰岩(图 3a，b)，局部夹少量硅质岩。硅质分条带状(图 3c，d)和团块状两种(图 3e)，颜色均为灰白色，条带宽度可达2 cm，长度约20 cm，团块大小约100 mm×70 mm。X衍射全岩矿物组成定量分析(表 1)表明，方解石是最主要的矿物成分(质量分数平均90.0%以上)，其次是少量的黏土矿物(平均4.9%)和石英(平均3.0%)，极少量的白云石、菱铁矿、黄铁矿、斜长石和石膏等。岩石结构组分含少量生屑和砂屑，生屑分布局限，以介形、棘皮、腕足和三叶虫为主，大多破碎，少量完整(图 3f)，总体体积分数低于20%，大小约2 mm×5 mm；砂屑体积分数变化较大，变化区间10%~60%，偶见砾屑，粒径0.5~2.0 mm，分布不均匀，局部富集，次圆状至棱角状，分选较好，纯白云岩不发育。

a. S2井，一间房组，7 366.09 m，泥晶砂屑灰岩，可见颗粒外缘泥晶化，单偏光；b. S5井，一间房组，7 331.47 m，砂屑泥晶灰岩，生物以三叶虫为主，体积分数约8%，可见少量裂缝，总体孔隙不发育，单偏光；c，d. SP2井，鹰山组上段，7 536.00~7 536.24 m，砂屑泥晶灰岩，见充填溶洞，洞长240 mm，洞宽绕岩心一周，内部被垮塌灰岩全充填，垮塌灰岩粒屑最大30 mm×40 mm，呈棱角状，洞边缘见一条宽20 mm灰白色硅质条带；e. SP2井，鹰山组上段，7 536.10 m，砂屑泥晶灰岩，可见溶蚀孔洞被灰色硅质团块及沥青充填；f. SP2井，一间房组，7 520.12 m，砂屑灰岩，见少量贝壳类生屑，放射状条纹清晰可见，最大约3 mm×4 mm。 图 3 顺北地区典型岩心及薄片照片 Fig. 3 Typical core and thin section photos of Shunbei area

图选项

根据S1-3井、S2井和S1-7井岩心及薄片观察统计，顺北地区中下奥陶统储集体裂缝发育，孔隙欠发育，结合钻井响应特征认为其为裂缝-孔洞型储集体，但大多被充填，导致孔隙度和渗透率值普遍较低。通过对34件取心岩石样品孔隙度和渗透率测试，平均孔隙度1.87%，平均渗透率1.53×10^-3 μm²，渗透率范围0.02×10^-3~28×10^-3 μm²，跨度3个数量级，主要受裂缝充填程度影响。其中：一间房组孔隙度主要分布在0.5%~3.0%区间，平均孔隙度1.78%，渗透率主要分布在0.01×10^-3~0.10×10^-3 μm²区间；鹰山组上段孔隙度主要分布在0.5%~1.0%和2.0%~3.0%区间，平均孔隙度2.57%，渗透率主要分布在0.10×10^-3~1.00×10^-3 μm²区间，储集性能整体优于一间房组，但孔渗不具备明显相关性，表明储集体渗透率与孔隙结构无关，主要受裂缝体系控制。

除钻井响应特征指示的洞穴型储集空间外，通过对顺北地区3口取心井中下奥陶统14回次近500块岩心样品观察和200余件铸体薄片统计分析后认为，一间房组和鹰山组上段储集体类型均为裂缝型和裂缝-孔洞型。其中：裂缝主要为构造裂缝，包括高角度裂缝(图 4a)和低角度近水平裂缝两种(图 4b)；偶见伴生溶蚀孔洞(图 4c)，直径一般为几百μm至10 cm。孔洞内常被部分或全部充填，未充填部分可作为油气有效的储集空间。顺北地区次生孔隙发育与岩相关系不明显，不具有组构选择性(图 4d)，整体含量较少，与裂缝和孔洞储集性能相比贡献最小，不是主要的储集空间类型。充填物类型主要为方解石、沥青和石英，且方解石充填最为常见、分布最广泛(图 4e，g)。阴极发光片显示缝洞内充填方解石存在多期胶结(图 4f，h)，颜色不发光—暗色光—桔黄色明亮环带，指示成岩介质存在变化，成岩过程复杂。沥青和石英在不同储集空间中具有明显不同的分布特征。其中，沥青仅充填在裂缝系统内，主要是缝合线和少量水平缝(图 5)，表明裂缝必然是油气运移通道，且缝合线多为成岩作用改造的结果，其充填物特征对油气充注相对时间有一定的指示意义^[17-18]。3口取心井缝合线充填特征(表 2)表明，S2井缝合线沥青充填比例为61.54%、S1-3井缝合线沥青充填比例为63.64%、S1-7井缝合线沥青充填比例为100%。对比3口井所处断裂位置后推测认为：1号主干断裂带内油气充注运移过程为北东方向，且充注时间晚于成岩作用改造时间；石英几乎全部充填于溶洞内，形成斑状石英团块构造，指示受富硅流体改造作用强烈。

a. SP3井，一间房组，7 436.87 m，灰色泥晶灰岩，连通高角度缝，缝宽1~2 mm，几乎贯穿岩心，方解石全充填；b. SP3井，一间房组，7 437.06 m，灰色泥晶灰岩，发育水平缝，缝长4~6 cm，缝宽1.0~2.0 mm，半充填；c. S1-3井，一间房组，7 278.72 m，浅黄灰色砂屑泥晶灰岩，大型溶蚀孔洞被方解石晶簇半充填；d. S1-7井，一间房组，7 355.54 m，亮晶含生屑泥晶灰岩，可见溶蚀孔隙，微裂缝发育，油迹富集，单偏光；e. S2井，一间房组，7 445.54 m，黄灰色泥晶灰岩，溶洞内充填的巨晶方解石，伴有沥青侵染；f. e对应的阴极发光片，存在不发光暗色光桔黄色明亮环带三期胶结；g. S7井，一间房组，6 804.2 m，灰色泥晶灰岩，裂缝充填方解石；h. g对应的阴极发光片，存在不发光暗色光桔黄色光明亮黄色四期胶结。 图 4 研究区主要储集空间类型及充填物特征 Fig. 4 Main reservoir space types and filling characteristics in the study area

图选项

充填物总数为1 220。 图 5 研究区不同井区储集空间类型及充填物分布图 Fig. 5 Distribution of reservoir space types and fillings in different well areas in the study area

图选项

钻井漏失放空及地震反射特征、岩心及薄片统计表明，储集体类型包括洞穴型、裂缝型和裂缝-孔洞型。其中：洞穴型储集体由于其特殊的宏观表现形式较易识别，其也是早期勘探主要的目标储集体类型，前人在此取得了较好的勘探成果，表明洞穴是油气富集的一种储集空间类型，但同时也钻遇完全充填不含油气的洞穴型储集体，分析认为主要受流体改造与油气充注耦合关系作用影响；裂缝型储集体在研究区发育较为普遍，从宏观岩心和微观薄片尺度均可见大量裂缝发育，沿主干断裂带已发现多口工业油气井，证实了裂缝可在一定条件下作为油气富集的储集空间类型，同时，裂缝的发育可提高储集体渗透性并为流体或油气的充注提供通道，因此，裂缝是研究区最重要的储集空间类型；裂缝-孔洞型储集体中，油气沿裂缝通道进入孔洞储集体富集成藏。总的来说，顺北地区中下奥陶统碳酸盐岩储集体是有利的油气富集区，目前采用的打井侧钻沟通地层裂缝的勘探方式取得较好成效，也从生产角度证实了裂缝对于油气的重要作用。

现有勘探成果表明断裂带对于储集体的发育至关重要，断裂-裂缝体系在不同尺度上对不同储集空间类型均有明显的控制作用。

宏观上，表现为沿断裂带部署的井位成功率较高，已发现多口工业油气井。顺北1井区主干断裂带上有8口井钻遇了漏失，漏失率达88.9%，所有井常规测试均获得了高产工业油气流，证实钻遇了大型洞穴型储集体，且钻井钻遇放空、漏失部位的地震反射特征均为较为明显的断裂发育处，说明断裂带对洞穴型的储集体具有明显的控制作用。

微观上，断裂带对裂缝和溶洞型储集空间也有较明显的控制作用。上述对储集体特征的研究表明，研究区裂缝类型可以分为构造缝和成岩缝两种，其中构造缝又分为高角度裂缝和和低角度近水平裂缝，成岩缝主要为缝合线。对典型井发育裂缝类型与断裂带关系的研究(表 3)表明，主干断裂带上钻井具有高角度裂缝密度高(0.20条/块)、水平缝密度低(0.36条/块)、平均缝宽小的特征，而其他断裂部位钻井上具有水平缝密度高(1.27~1.69条/块)、高角度裂缝密度低(0.02~0.03条/块)、平均缝宽大的特征；分析认为主干断裂带对高角度裂缝有明显的控制作用，水平缝与次级断裂带之间关系密切，且次级断裂带之间水平缝最为发育。

溶蚀孔洞的形成是成岩作用改造的结果^[19-21]，顺北地区断裂-裂缝体系对溶蚀孔洞的影响主要体现在通道作用上。通过对比不同断裂带位置典型井溶洞发育和充填物情况可知：次级断裂带之间钻井溶洞发育密度最高，平均1.36条/块，以方解石充填为主，占比85.43%；其次为主干断裂带与次级断裂带之间，钻井溶洞发育密度平均0.56条/块，以方解石充填为主，占比69.7%；主干断裂带上钻井溶洞发育密度最低，仅0.07条/块，充填物主要为石英充填，占比71.43%。推测认为是由于流体进入主干断裂带时初始运移动力较强，致使流体流速较快，溶蚀作用反应不充分，流体溶解度损失量很小；而进入次级断裂带后流体流速降低，有利于具备溶解度的流体对储集体进行改造，形成溶蚀孔洞。因此流体性质的差异是造成充填物类型不同的根本因素。

顺北地区埋深碳酸盐岩储集体充填物普遍存在，证实受流体改造作用明显，充填物类型多样体现了流体性质在不同井区存在变化，而充填物的分布特征差异也表明不同性质的流体规模不同。在缝洞充填物中，既有方解石，又有石英和沥青。前者是碱性成岩流体条件下的沉淀物，而后二者是酸性成岩流体条件下的沉淀物^[22-24]，三者不可能同期发育。根据充填物类型又将酸性成岩流体分为富硅流体和成烃流体，因此，必然存在不同性质流体对储集体改造的相对时间顺序。对脉体或孔洞内方解石充填物颗粒进行微钻取样的Sr同位素测试结果表明，⁸⁷Sr/⁸⁶Sr主要分布在0.708 507~0.709 370区间，平均值0.708 802，基本位于前人中奥陶世海水值范围^[25]；因此，推断研究区方解石主要为沉积后地层海水改造形成。另外，在岩相学研究基础上结合脉体切割关系和充填物类型划分了流体改造期次及其相对时间顺序(图 6、图 7)，流体改造期次及序列为：沉积早期成岩胶结(不发光方解石)—第一期构造破裂缝—第一期油气充注(伴生成烃流体改造)—沉积后富钙地层水持续改造(橙红色-橙黄色方解石，脉体孔洞充填)—第二期构造破裂—局部井区深部富硅热液流体改造(石英脉、团块)—第二期油气充注(伴生成烃流体改造)。

a，b. SP3井，鹰山组，7 540.95 m，早期成岩胶结方解石阴极不发光(蓝色线圈)，晚期方解石颗粒阴极发光橙红色，早期方解石破裂缝中见一期沥青充填(颗粒内黄线)，阴极不发光或弱红色(C1、C2)；c，d. S2井，鹰山组，7 524.00 m，泥晶灰岩，早期成岩方解石阴极不发光，被一期破裂缝切割，缝中充填一期早期沥青(c图蓝色线条)，阴极发光表现为橙红色(d图黄色箭头)；e，f. SP3井，一间房组，7 433.17 m，泥晶灰岩，可见两期次方解石，早期阴极不发光(蓝色线圈)，颗粒内有破裂缝并被早期橙红色阴极发光特征沥青充填(粉色线条)，第二期方解石橙黄色阴极发光(黑色线圈)，与早期方解石线接触，颗粒间缝有亮黄色晚期沥青充填(绿色线条)，局部存在埋藏期外源流体改造形成亮黄色方解石(紫色箭头)；g，h. S1-7井，一间房组，7 437.35 m，晚期方解石颗粒阴极发光橙红色(黑色线圈)，可见晚期构造破裂缝发育在颗粒内部或贯穿颗粒(绿色线条)，构造节理缝被亮黄色晚期沥青充填。C1.第一期早期不发阴极光方解石；C2.第二期不发阴极光方解石。 图 6 方解石充填物阴极发光特征及裂隙交切关系 Fig. 6 Cathodoluminescence characteristics of calcite filling and intersection relation between fracture

图选项

a，b. S2井，一间房组，7 442.63 m，硅质岩，右上角可见早期阴极不发光方解石(蓝色圆圈，C1)和晚期橙黄色方解石(粉色圆圈，C2)，颗粒内和颗粒间孔隙被沥青充填；c，d.右下角硅质岩裂隙间可见细小微裂缝和孔隙，微裂缝内沥青阴极微弱橙红色，孔隙内存在两期沥青充填(P1, P2)。C1.早期方解石；C2.晚期方解石；P1.早期沥青；P2.晚期沥青。 图 7 硅质充填物阴极发光特征及其与油气充注相对时间顺序 Fig. 7 Cathodoluminescence characteristics of siliceous fillings and their relative time sequence with hydrocarbon filling

图选项

对比分析1 220件储集体经不同性质流体改造后形成的不同类型充填物在不同储集空间内充填占比情况(表 4)，认为：碱性成岩流体对储集体影响最为广泛，受影响的储集空间类型最多，溶洞和高角度缝方解石充填率达到80%，缝合线构造也有25%的充填比例；酸性成岩流体对储集体也有一定的影响，但从充填物分布特征来看，影响范围较为局限，表明顺北地区埋深碳酸盐岩储集体主要受碱性富钙流体改造。

缝合线是压溶成因^[26-27]，低角度水平缝是构造成因，缝合线和低角度水平缝在宏观岩心上的表现差异主要在于形态特征：缝合线多为锯齿状裂缝构造；而水平缝则是受断裂影响下形成的构造缝，且两者都是低角度裂缝。这间接说明成烃流体的运移路径主要沿着低角度裂缝；因此，成烃流体对低角度裂缝储集空间影响较大，对溶洞和高角度裂缝影响较小。推测认为是由于生排烃时伴生的成烃流体并非主要沿纵向垂距离运移(需克服自身重力，阻力较大)，而是借助排烃动力优先进入阻力更小的低角度水平裂缝体系层状运移，同时对围岩进行改造饱和后沉淀形成沥青充填物。

对4件硅质岩薄片进行镜下显微观测后发现，硅质产状为斑状连片分布(图 7c)，并非原始沉积构造形成的硅质结核状分布，两者有明显的差异；故认为镜下硅质是储集体沉积后经历富硅流体改造后形成的，为次生成因。此外，从分布特征上来看，硅质岩仅局部分布在溶蚀孔洞或裂缝体系内，硅质纯净，平均体积分数达90%以上，与其他沉积期矿物如方解石、砂屑等基本没有混合，且不存在类似于方解石充填物的广泛分布特征，显示出了局部受流体改造次生成因的结果。从富集程度上来看，硅质均为裂缝体系内条带状分布或溶蚀孔洞内团块状分布，与运移通道和储集空间有明显的依附关系，而显微观察在围岩基质内并未发现硅质存在；因此，认为研究区储集体沉积期后经历过一期富硅流体改造，局部形成次生硅质岩。结合地质背景及上述地质流体主要来源于地层海水改造的认识可以推断，在断裂发育的背景下，断裂带可以作为流体运移通道使地表或埋深流体对储集体进行改造，但上述Sr同位素地球化学研究结果证实储集体并未遭受大气水改造，也就是说其可能受控于断裂带强度、断开的层位以及流体饱和度的影响，上覆地层中的流体不是研究区主要的地质流体来源；因此，推测富硅流体主要来源于下覆地层，这也与前人对于富硅流体来源的研究认识一致^[28]。王小林等^[29]对白云石与富硅流体的水-岩反应实验结果显示，白云石与富硅流体在100 ℃即可反应形成CO₂，而在相同的温度条件下方解石的溶解度高于白云石^[30]，即灰岩与富硅流体更易发生化学反应。塔里木盆地顺南地区奥陶系鹰山组灰岩地层流体包裹体测温结果显示，石英中原生流体包裹体的均一温度在201~252 ℃之间^[31]，在如此高的温度条件下，富硅流体对灰岩强烈不饱和^[32]，富硅流体对于围岩拥有很强的改造能力。且两者作用产生的CO₂是重要的酸性气体，对于深埋条件下储集空间改造和保存具有重要意义^[33]。由此推测，顺北地区储集体也受到过富硅流体改造，该流体对灰岩强烈不饱和，在向上运移过程中与围岩不断反应，溶解度逐渐降低，直至由溶解作用慢慢转变为沉淀作用，在运移路径终点位置形成硅质团块状构造，而在运移裂缝中充填形成硅质条带状构造。

综上所述，流体对于缝-洞型储集体的发育有一定的控制作用。顺北地区埋深碳酸盐岩储集体经历了多种不同性质流体的改造作用，是叠加改造作用的结果。此外，流体规模对储集体发育也有一定影响^[34]，规模越大对储集体改造作用就越强；而充填物的分布特征是用来表征流体规模的良好指标。从宏观岩心观察上来看，S1-3井沥青侵染岩心现象明显(图 8)，表明该井区成烃流体规模较大，但仅分布在7 265.00~7 267.93 m和7 269.66~7 269.85 m井段范围，与上下层段砂屑泥晶灰岩呈现夹层结构，具有层状分布特征，间接证实了存在成烃流体沿低角度水平裂缝体系层状运移的可能性。富硅流体改造后形成的石英充填物具有局部富集、整体含量不高的特点，通过X衍射对全岩矿物组成定量分析(表 1)可知，石英平均质量分数约3.0%，但方解石在整个研究区分布普遍，平均质量分数90.0%以上，也就是说富硅流体虽然溶解度很高，但规模有限，仅在局部形成硅质岩，而碱性富钙流体规模大，对储集体发育具有一定的控制作用。

图 8 S1-3井沥青侵染岩心照片 Fig. 8 Core photoes of infected by organic matter in Well S1-3

图选项

上述研究成果表明，顺北地区储集体断裂体系发育且存在多源流体改造，导致原始沉积物受后期改造作用明显；因此，沉积相对储集体发育的直接影响较弱，间接通过控制岩相及岩石类型组合来影响裂缝发育和流体对储集体围岩的改造程度。为讨论沉积作用对储集体发育的影响，考虑不同井区可能存在流体性质的变化，通过对同一井区不同岩性的裂缝发育和受流体改造程度进行对比分析(图 9)，结果表明：砂屑灰岩裂缝较为发育，且受流体改造强烈，早期大孔隙被巨晶方解石胶结；泥晶灰岩存在少量微裂缝，但溶蚀改造作用较弱，局部形成细方解石脉体，溶蚀孔洞不发育，指示流体改造强度较弱。

a. 7 331.47 m，泥晶灰岩，含少量生屑，被方解石全充填，见少量微裂缝，孔隙不发育；b. 7 332.12 m，泥晶灰岩，含少量生屑，分布不均匀、局部富集，早期孔隙和裂缝被方解石全充填，整体受流体改造较弱，溶蚀孔洞不发育；c. 7 428.00 m，砂屑灰岩，微裂缝发育，被沥青和方解石全充填，可见后期构造开启微裂缝1条，早期孔隙全部被方解石充填，局部硅质胶结；d. 7 428.00 m，砂屑灰岩，早期大孔隙被方解石全充填，线接触形成斑状胶结，微裂缝发育。 图 9 S5井不同岩性裂缝及充填物特征 Fig. 9 Characteristics of different lithologic fractures and fillings of Well S5

图选项

1) 顺北地区中下奥陶统储集体岩性主要为生屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩和泥晶灰岩，鹰山组上段沉积环境水动力条件与一间房组相比较强，孔隙度和渗透率较好。储集体类型主要为裂缝型和裂缝-孔洞型，裂缝是最主要的储集空间但大多被充填，充填物类型包括方解石、沥青和石英，其中方解石分布广泛且存在多期胶结，沥青主要分布在裂缝体系，石英主要分布在溶蚀孔洞中。

2) 顺北地区地质流体分为碱性富钙流体、酸性富硅流体和酸性成烃伴生流体，充填物的分布特征差异表明不同类型流体规模不同。碱性富钙流体溶解度较高且规模最大，导致受影响的储集空间类型最多；酸性富硅流体改造后仅在局部溶洞和少量水平缝内有石英充填，不存在类似于方解石充填物的广泛分布特征，整体分布局限，对储集体影响范围较小；酸性成烃伴生流体主要沿水平裂缝体系层状运移对低角度裂缝型储集空间影响较大，对溶洞和高角度裂缝影响较小，且改造层段岩心沥青侵染现象普遍，指示流体规模较大。

3) 顺北地区缝-洞型储集体形成主要受断裂-裂缝体系和流体性质、来源及规模影响；沉积相对储集体发育的直接影响较弱，间接通过控制岩相及岩石类型组合来影响裂缝发育和流体对储集体围岩的改造程度，且不同储集空间的影响因素不同。裂缝和洞穴型储集空间从宏观和微观上均受断裂带控制，其中主干断裂带主要影响高角度裂缝，而水平缝与次级断裂带之间关系密切，且次级断裂带之间水平缝最为发育。断裂-裂缝体系对溶蚀孔洞的影响主要体现在通道作用上。储集体充填物普遍存在且类型多样，证实受流体改造作用明显，经历多种性质流体改造，是叠加改造作用的结果。