渤海湾盆地南堡凹陷是重要的富油凹陷，2004年冀东油田老堡南1井在南堡凹陷二号断裂带奥陶系古潜山测试获得高产工业油气流，揭示了该区块含油气性较丰富，但其东块、中块和西块分别表现出不同的储层特征，反映出碳酸盐岩潜山非均质性强、储层横纵向变化快等特征^[1-2]。

碳酸盐岩潜山形成有效储层最重要的控制因素为岩溶作用^[3-4]。国内学者针对碳酸盐岩潜山岩溶储层的识别、岩石学特征、演化期次、分布范围、储集空间类型和控制因素等方面均进行了研究。兰光志等^[5]根据四川盆地威远构造二叠系和震旦系碳酸盐岩潜山古岩溶发育时的岩层产状和固结程度，将碳酸盐岩古岩溶分为褶皱型和水平型两大类。王振宇等^[6]通过塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩潜山储层发育特征将古岩溶作用划分为准同生岩溶、风化壳岩溶和埋藏岩溶三大类，并根据录井、钻井、地质和地球物理响应特征，分别总结出各类岩溶储层的主要识别标志。王军杰等^[7]依据靖边气田储层特征结合沉积、成岩、构造运动等因素，将气田主力气层岩溶期次划分为早表生期、裸露风化期、半裸露浅埋藏期、中埋藏期和深埋藏期。其中裸露风化期风化剥蚀作用最为强烈，对岩溶储层影响作用也最大，并通过古地貌、风化储层厚度、岩性差异和岩溶作用强弱各影响因素的总结对岩溶储层的差异性进行了研究，指明了不同小层可能的储层发育有利区。胡明毅等^[8]根据塔里木盆地哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩潜山的勘探成果，总结出(准)同生岩溶作用、风化岩溶作用和埋藏热液岩溶作用，并结合钻井、测井、岩心、地震等资料对各种岩溶作用下形成的储层特征进行了分析总结。

综上所述，关于岩溶储层的研究现已取得一定成果，但针对南堡凹陷古生界碳酸盐岩潜山岩溶模式研究较少，并且缺少对同一构造带不同构造位置岩溶差异及原因分析的认识。本文旨在对南堡凹陷二号断裂带不同区块的岩溶储层差异特征及影响因素进行分析研究，补充南堡凹陷碳酸盐岩潜山岩溶模式，以期对南堡凹陷二号断裂带碳酸盐岩潜山及相似岩溶特征的潜山油藏勘探提供借鉴。

南堡凹陷二号断裂带位于渤海湾南堡凹陷西南端，受断裂控制分为东块、中块和西块[图 1(a)]。其中西块钻探了NP1和NP2井，中块钻探了NP3，NP4和NP5井，东块钻探了NP6，NP7和NP8井。根据8口井钻井揭示情况，古生界潜山地层至下而上分别为寒武系府君山组、馒头组、张夏组、崮山组、凤山-长山组、奥陶系冶里组、亮甲山组和马家沟组[图 1(b)]。含油层段较为集中，可分为上下2段，上段称为上油组，主要为马家沟组、亮甲山组、冶里组和凤山-长山组地层，下段称为下油组，主要为馒头组和府君山组地层。结合测试资料，3个区块油层发育程度及产能均有较大差异，中块在上油组和下油组均有油层发育，厚度分别为91 m和31 m，而东块和西块仅在上油组发育油层，厚度分别为120 m和29 m；3个区块仅在上油组进行了测试，西块、中块和东块平均日产油量分别为130 m³，310 m³和860 m³，反映出该区域潜山不同区块岩溶作用强度存在差异。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海湾盆地南堡凹陷二号断裂带区域位置(a)和古生界碳酸盐岩潜山岩性综合柱状图(b) Fig. 1 Regional location(a)and comprehensive lithologic column of Paleozoic carbonate buried hill(b) in No. 2 fault zone of Nanpu Sag, Bohai Bay Basin

通过岩心、壁心和录井资料分析，南堡凹陷二号断裂带古生界潜山岩性以泥-细晶灰(云)岩为主，纵向上潜山顶部发育岩溶角砾云岩，岩石结构为角砾支撑结构，角砾内部压实破碎现象明显，反映岩性为潜山风化剥蚀原地堆积产物，薄片上可见高、低角度缝和少量溶蚀孔，但方解石充填严重。潜山内部岩性以泥-细晶灰岩为主，同时在上油组的亮甲山组、冶里组和下油组的馒头组、府君山组发育多套粉-细晶白云岩层段。在岩心及薄片观察中，灰岩和白云岩层段均有裂缝发育，含油层段岩心较为破碎，现场岩心观察含油饱满、油味较浓。根据实钻井情况，灰岩、白云岩均可作为有效储层。同时崮山组和张夏组地层发育多套稳定分布的泥岩、灰质泥岩和云质泥岩，未见储集空间，颜色为红紫色，为潜山内部地层标志层。潜山内部局部可见安山岩，厚度薄、发育局限，岩心及薄片观察颜色为灰色，岩性致密(图 2)。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 南堡凹陷二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山各类储层岩石学特征 (a)岩溶角砾云岩，颗粒分选磨圆差，角砾状结构，角砾内发育裂缝，岩心照片，NP1井，马家沟组，3 491.56 m；(b)岩溶角砾云岩，可见溶孔及裂缝，孔径变化差异较大，裂缝多被方解石充填，薄片照片，NP1井，马家沟组，3 491.70 m；(c)泥粉晶灰岩，可见沿裂缝较发育的溶蚀孔洞，岩心照片，NP7井，冶里组，3 642.23~3 642.33 m；(d)泥晶灰岩，泥晶结构，见未充填裂缝和沿裂缝发育的溶蚀孔，薄片照片，NP7井，冶里组，3 645.65 m；(e)粉-细晶白云岩，裂缝发育，岩心较为破碎，含油饱满，岩心照片，NP6井，亮甲山组，3 425.75~3 425.95 m；(f)粉晶白云岩，孔隙及裂缝均较为发育，薄片照片，NP6井，亮甲山组，3 437.66 m；(g)安山岩，块状构造，岩性致密，岩心照片，NP4井，凤山-长山组，3 681.10~3 681.20 m；(h)安山岩，斑状结构，斑晶主要为长石，中部见1条微裂缝，未充填，薄片照片，NP4井，凤山-长山组，3 681.23 m Fig. 2 Petrological characteristics of various reservoirs of Paleozoic carbonate buried hill in No. 2 fault zone of Nanpu Sag

通过成像测井、岩心及薄片资料分析，古生界潜山储层具有双重孔隙介质特征，储集空间以沿裂缝发育的溶蚀孔洞、溶蚀扩大缝和裂缝为主，反映了裂缝对储集空间的形成具有重要的控制作用^[9]。

储层微观孔隙主要有粒间孔、粒间溶孔、晶间孔和晶间溶孔4类，其中粒间孔和粒间溶孔发育在云质角砾岩层段，基本被方解石充填；晶间孔和晶间溶孔为潜山内幕基质孔隙，受压实和充填作用影响后，基本难以形成有效连通的孔隙。

裂缝对储集空间有2方面重要的控制作用，一方面裂缝自身可以储集油气，另一方面裂缝沟通相邻的孔洞，从而形成缝洞系统，改善了储层渗流能力^[10]。通过岩心及薄片观察，主要发育构造缝和溶蚀缝2种类型，其中构造缝按裂缝倾角大小由高到低可分为垂直缝、高角度缝、斜交缝和低角度缝，其走向为近北东向和近北西向，与主控断裂走向一致；溶蚀缝则多为沿构造缝溶蚀形成，在成像测井及岩心上可常见裂缝溶蚀加宽现象[图 3(a)-(d)]。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 南堡凹陷二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山储层成像测井资料图和岩心照片 Fig. 3 Imaging logging data and core photos of Paleozoic carbonate buried hill reservoirs in No. 2 fault zone of Nanpu Sag

孔洞是由直径小于10 mm的小洞和孔隙组合而成的，根据岩心观察主要为溶蚀孔洞，常与裂缝共生发育[图 3(e)-(f)]，同样为重要的储集空间。结合钻井情况，孔洞较发育的区块在钻井和测井上有较明显的响应特征，在孔洞相对发育的东块和中块，NP9和NP7井进潜山后钻井液漏失量分别为1 200 m³和500 m³，并出现钻时降低等现象，同时成像测井上表现为暗色斑块，常规测井常显现出井径扩大、声波时差增大、密度减小、高电阻背景下的低电阻等特征。

潜山上油组东块、中块和西块平均孔隙度分别为3.6%，2.3% 和1.4%，平均渗透率分别为39.3 mD，17.6 mD和2.4 mD。中块潜山下油组平均孔隙度1.8%，平均渗透率8.6 mD。储层物性从东向西逐渐变差，整体上具有低孔低渗特征。

在漫长的地质作用过程中，由于构造运动抬升或海(湖)平面相对降低，使得下伏碳酸盐岩地层隆起暴露于海(湖)平面之上，形成表生成岩环境而遭受淋滤和风化剥蚀，该时期所形成的岩溶常被称为表生期岩溶。新疆塔里木盆地塔河油田根据古地貌形态和缝洞成因将表生期岩溶带划分为落水洞、驻水洞、渗流井、厅堂洞和末梢洞等复杂的缝洞系统，反映了表生期岩溶为碳酸盐岩潜山储层发育的优势区带^[11-12]。结合南堡凹陷二号断裂带古生界潜山钻井揭示情况，顶部为岩溶角砾云岩，角砾支撑结构，内部压实破碎现象明显，具有原地破碎滑塌堆积等特征。这些现象多见于表生期岩溶带内距不整合面较近的区域，同时，各井上油组含油层段均发育在潜山顶面以下220 m范围内，含油层段裂缝发育程度从上至下逐渐变差，裂缝开度逐渐变小，储层物性逐渐变差，具有明显的表生期岩溶作用特征。同时，岩溶控制因素包括古地貌、古气候、古水文、岩石类型、构造活动等，但对于同一研究区域，各区块的地层岩性及古气候环境相近^[13]。因此，油田范围内表生期岩溶储层发育程度主要受古地貌和裂缝双重因素共同作用控制，而南堡凹陷古生界地层受印支期、燕山期和喜山期“两升三降”构造运动的影响，在古近系沉积前形成了1期大型的不整合面，为表生期岩溶作用提供了有利的地质背景^[14]。

通过潜山储层段成像测井资料分析，裂缝走向以北东方向为主，其次为北西方向，2组裂缝的走向与区域构造断裂的走向一致。结合薄片资料，沿裂缝常形成溶蚀孔洞，从而组合成缝洞系统，反映了裂缝对储层具有明显的控制作用。根据区域构造演化分析，在加里东-海西期构造运动相对较弱，古地貌平缓，太古界、元古界和古生界之间为平行不整合沉积；进入印支期开始，区域上开始出现大规模构造抬升运动，在北东向应力挤压作用下主要发育了4组北西向断裂，形成了东南高西北低的构造格局，并且构造高部位开始遭受风化剥蚀，岩溶作用发育；到了燕山早期，盆地开始受到北西向挤压作用，在地质应力作用下，构造格局进一步复杂，东块相对于西块抬升并继续遭受风化剥蚀，同时断裂发育程度得到进一步加强，该时期主要形成了3组北东向断裂，将整个构造区划分为现今的西块、中块和东块；进入燕山中晚期，构造反转，盆地开始受到北西向拉张作用，在地质应力作用的影响下，东南高西北低的地貌形态更加凸显；进入喜山期后，盆地主要受北东向拉张作用逐渐伸展沉降，断裂系统也进一步复杂化，并在古生界地层之上开始沉积新生界地层(图 4)。整体上来看，受印支和燕山早期挤压应力作用，形成2组断裂体系，控制了岩溶储层的分布范围和发育程度^[15-16]。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 南堡凹陷二号断裂带构造演化过程 Fig. 4 Tectonic evolution of No. 2 fault zone in Nanpu Sag

从构造演化过程可以看出，受印支期北东向应力强挤压作用，南堡凹陷二号断裂带古生界潜山形成了东南高西北低的构造格局，整体上地层开始抬升，遭受风化剥蚀，大气降水通过裂缝和溶蚀的孔洞下渗，并顺着地层倾向发生第1期岩溶作用；进入燕山早期，受燕山早期西北向应力挤压作用，地层进一步抬升，古潜山暴露范围渐渐扩大，后期岩溶作用会在前期的基础上继续风化剥蚀，因此其岩溶作用范围逐渐加深且范围也逐步加大，同时，构造高部位受风化作用的影响开始破碎，并向湖盆中心搬运，导致其古生界地层厚度相对构造斜坡处变薄；燕山中晚期开始，构造开始反转，受北西向拉张作用的影响，盆地开始沉降，湖平面上升，岩溶作用逐渐减弱，并在古生界地层之上开始沉积新生界地层(图 5)。从岩溶作用演化模式可以看出，岩溶高地和岩溶斜坡是风化淋滤作用最强的地区，因此也是岩溶作用最发育的区域，但岩溶高地由于受到剥蚀搬运其岩溶储层难于保留，故岩溶斜坡带为岩溶储层的有利发育区，而岩溶洼地为汇水区，溶蚀作用较弱，岩溶储层厚度较薄，整体上岩溶储层纵剖面上呈透镜状分布^[17]。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 南堡凹陷二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山岩溶储层演化模式(1) Fig. 5 Evolution model of Paleozoic carbonate buried hill karst reservoirs in No. 2 fault zone of Nanpu Sag

古生界潜山地层为碳酸盐岩沉积，其上为新生界砂泥岩，其下为元古-太古界花岗片麻岩，岩性差异大，在地震剖面上古生界顶底面均具有强反射特征，易于识别。根据残余厚度法将古生界底面深度与顶面深度相减，可以得到该沉积时期的地层沉积厚度，即新生界沉积前岩溶古地貌(图 6)。从古地貌图中可以看出，整体上具有东南高西北低的特点，对于古地貌高点，地层厚度为50~200 m，古地貌斜坡带地层厚度为200~400 m，古地貌低洼区地层厚度为400~550 m。以上特征反映古生界潜山受构造作用的影响，古地貌相差较大，决定了岩溶作用在不同区域将具有不同的表现特征^[18-19]。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 南堡凹陷二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山岩溶期古地貌图(残余厚度法) Fig. 6 Paleogeomorphology of Paleozoic carbonate buried hill in No. 2 fault zone of Nanpu Sag during karst period(residual thickness method)

综上所述，古生界潜山古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地3个区带，其中岩溶斜坡区的岩溶作用最为强烈、岩溶储层厚度最大；岩溶高地由于位于古地貌高点，地层剥蚀量较大厚度薄，导致岩溶储层厚度较小；岩溶洼地由于岩溶作用较弱，岩溶储层厚度也较小。

通过岩心及薄片观察，潜山储层无论灰岩或白云岩，裂缝及溶蚀孔洞均较为发育，但缝洞等储集空间常被方解石充填，反映了表生期岩溶带缝洞系统较为发育但充填情况严重的特征。方解石的沉淀主要在于孔隙水对碳酸盐的饱和情况，当碳酸盐在孔隙水中未达到饱和时会对缝洞产生溶蚀，而当碳酸盐在孔隙水中达到饱和时会在缝洞中产生沉淀^[20-21]。因此，岩溶斜坡带由于地表水和地层水势能较高不断下渗，可长期保持孔隙水中碳酸盐不饱和的状态，以溶解作用为主；岩溶洼地为孔隙水汇聚区，由于流动性差，导致孔隙水中碳酸盐含量过饱和，从而以胶结作用为主。盆地沉降后整体上岩溶储层均会遭受埋藏充填作用，但相对而言，岩溶高地和岩溶斜坡溶蚀程度要强于岩溶洼地，导致其充填后仍存在较多未充填或半充填缝洞(图 7)。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 南堡凹陷二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山储层扫描电镜及阴极发光 (a)见裂缝被全充填，NP2井，3 745.5 m，SEM；(b)为(a)的局部放大，裂缝充填物为白云石；(c)见裂缝被全充填，NP7井，3 762.9 m，SEM；(d)为(c)的局部放大，裂缝充填物为方解石；(e)方解石脉发橘黄和亮黄色光，反映两期充填作用特征，NP2井，3 790.0 m，阴极发光；(f)方解石脉发橘红和棕红色光，反映两期充填作用特征，NP7井，3 758.0 m，阴极发光 Fig. 7 SEM and cathodoluminescence data of Paleozoic carbonate buried hill reservoir in No. 2 fault zone of Nanpu Sag

从井上实钻情况看，古地貌不同区带具有不同充填特征。平面上位于古地貌岩溶斜坡区的NP1，NP4，NP6和NP8井岩溶储层厚度为80~220 m，净毛比44%~68%，孔隙度为4%~8.6%，渗透率为60~110 mD；位于古地貌岩溶洼地的NP2，NP5和NP7井，岩溶储层厚度为40~80 m，净毛比为12%~40%，孔隙度2%~5%，渗透率10~42 mD，明显受充填作用影响，古地貌低洼区储层物性及发育程度都弱于斜坡区。纵向上，根据NP4和NP6井统计情况，上油组储层上半段平均孔隙度为6.6%、平均渗透率为98.5 mD、裂缝密度5.5条/m、裂缝开度200 μm；储层下半段平均孔隙度为4.8%、平均渗透率为82.6 mD、裂缝密度4.2条/m、裂缝开度88 μm。上半段储层物性及发育程度好于下半段，反映了充填作用在构造低部位更为发育的特点。

从构造演化和岩溶过程可以看出，岩溶储层的形成主要受2个地质时期不同作用影响，其中印支-燕山早期由于造山运动的作用，使得地层整体抬升形成了东南高西北低的构造特征，受表生期岩溶作用的影响发育形成了大量的缝洞，为岩溶储层的建设期。进入喜山期后，主要为半深湖-深湖沉积环境，以泥岩沉积为主，新生界地层直接披覆于古生界潜山之上，由于该时期古生界潜山处于地下半封闭、封闭环境，孔隙水流通不畅，整体上以充填作用为主，反映其埋藏期为岩溶储层破坏期。

南堡凹陷二号断裂带古生界潜山岩溶储层均主要受表生期岩溶作用形成，但结合井上实钻情况，各区块间及同区块内的岩溶储层发育程度却有一定差异。首先从钻井过程看，中块和东块在钻井过程中钻井液漏失严重，分别为500 m³和1 200 m³，而西块2口井钻井过程中却均未出现钻井液漏失现象，反映东块和中块地层中缝洞系统较西块发育；其次各区块井上实钻的岩溶带厚度也存在差异，东块、中块和西块岩溶地层平均厚度分别为140 m，110 m和50 m，反映出各区块岩溶储层发育受古地貌控制的特征；另外结合构造沉积演化和古地貌特征，东块、中块和西块的构造形态整体上为受断层控制的阶梯式断裂组合，具有东高西低的特征，各区块构造上的高低差异，必然导致其岩溶储层发育程度的差异。岩溶斜坡等构造高部位风化岩溶作用强，储层厚度大，构造位置相对较低的岩溶洼地风化岩溶作用较弱，储层厚度相对较小^[22]。

断裂的发育程度控制着岩溶作用的强弱，构造破裂形成的裂缝可加速溶蚀作用程度^[23]。从前文岩心及薄片中可见，裂缝与沿裂缝发育的溶蚀孔洞为岩溶储层主要储集空间，裂缝一方面自身可作为储集空间保存油气，另一方面裂缝呈网状分布，有效改善了储集层渗流能力。根据已钻井资料分析，离断层近或被断层夹持的NP6和NP4井，岩溶储层厚度可达到118~149.6 m，测试产能309~1 170 m³，而离断层相对较远的NP1，NP8和NP5井，岩溶储层厚度32~78 m，测试产能37~204 m³。

另外，古地貌中坡度陡缓对岩溶储层发育程度也具有控制作用，坡度缓水流速度慢，流水相对存留时间长，垂向渗水量大，岩溶作用强。反之，坡度陡水流速度快，流水存留时间短，岩溶作用弱，因此岩溶缓坡是岩溶斜坡带中储层发育的最有利地带^[24]。对于缓坡带的NP4和NP6井，地层倾角小于15°，岩溶储层厚度200~220 m，净毛比59%~68%；陡坡带NP1和NP8井，地层倾角15°~35°，岩溶储层厚度80~150 m，净毛比44%~52%(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 古地貌不同岩溶带各井钻遇储层情况统计 Table 1 Statistics of drilling reservoirs in different karst zones of paleogeomorphology 井名 岩溶地层厚度/m 储层厚度/m 净毛比/% 地层倾角/(°) 古地貌位置 NP1 80 35.2 44 26 岩溶斜坡 NP4 200 118 59 10 NP6 220 149.6 68 8 NP8 150 78 52 20 NP3 60 33 55 18 岩溶高地 NP2 40 4.8 12 28 岩溶洼地 NP5 80 32 40 30 NP7 60 16.8 28 30

下载CSV 表 1 古地貌不同岩溶带各井钻遇储层情况统计 Table 1 Statistics of drilling reservoirs in different karst zones of paleogeomorphology

综上所述，各区块间及同区块内的岩溶储层主要受古地貌和断裂控制，近断裂的岩溶斜坡缓坡带为岩溶储层发育优势区。

对于潜山内幕下油组，根据钻井揭示情况仅在中块NP4井钻遇油层，厚度31 m，与NP4井相隔800 m的NP5井却未钻遇油层，反映了潜山内幕具有岩性油藏特征。肖林萍^[25]利用热力学理论对埋藏条件下白云岩和灰岩的溶蚀作用进行了理论分析和计算，并得出高温高压条件下白云岩的溶解能力强于灰岩，而南堡凹陷二号断裂带古生界潜山内幕油层主要发育在馒头组和府君山组，这2个层段为潜山内幕白云岩相对发育层段。同时，NP4井区东面为控圈断层，断距大、发育时间长，综合分析认为，在印支-燕山早期构造活动时期，断层可沟通地表水对潜山内幕进行溶蚀作用，但由于下油组地层未出露地表，与潜山风化壳表生岩溶带相比，岩溶作用有限，根据目前井上实钻情况，仅在靠近断层附近300 m范围内钻遇油层，并且油层厚度相对上油组薄，物性也较差，平均孔隙度2.8%，平均渗透率32 mD，储量规模小，未进行测试，产能不落实，为非主力层，潜力较小，本次未做更深入研究。

(1)南堡凹陷二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山发育2个油组，上油组主要为马家沟组、亮甲山组、冶里组和凤山-长山组；下油组主要为馒头组和府君山组。储层段岩性以灰岩和白云岩为主，储层类型为裂缝-孔洞型，储集空间主要为基质孔隙和沿裂缝发育的溶蚀孔洞，其中裂缝对微观孔隙的沟通疏导起到关键作用。

(2)古生界潜山岩溶储层的形成受双重因素控制。印支-燕山早期在构造演化中为造山运动期，形成了东南高西北低的构造格局，地层抬升遭受风化剥蚀，受表生期岩溶作用的影响发育形成了大量的缝洞，为岩溶储层的建设期；燕山中期到喜山期，南堡凹陷二号断裂带逐渐伸展沉降，主要为半深湖-深湖沉积环境，在古生界地层之上开始沉积新生界地层，由于该时期古生界潜山处于地下半封闭、封闭环境，孔隙水流通不畅，整体上以充填作用为主，反映其埋藏期为岩溶储层破坏期。

(3)岩溶储层发育厚度受古地貌和断裂控制，按照岩溶作用强弱，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地。靠近断裂的岩溶斜坡带岩溶作用最强烈，储层厚度最大；岩溶高地岩溶作用虽强，但地层剥蚀量较大，岩溶储层保存情况较差，厚度较小；岩溶洼地为汇水区岩溶作用弱胶结作用强，储层厚度也较小。因此，岩溶储层纵剖面上呈透镜状分布。