位于渤海湾盆地埕宁隆起带埕北低凸起的埕岛油田，发现了众多的潜山油气藏，这些潜山的形成是盆地基底受印支、燕山期构造运动作用以及多期伸展作用的结果^[1-4]。由于遭受强烈构造运动及剥蚀作用，潜山地层结构较为复杂，局部地区出露前寒武系变质结晶岩层并发现油气藏。该区前寒武系为一套巨厚的混合变质岩，在漫长的历史时间中，经历多次的岩浆活动以及构造运动，使得这套地层岩石普遍发生热变质、区域变质和强烈的混合岩化作用，形成了一套介于花岗岩和变质岩之间的过渡性岩石^[5-9]。岩性极为致密，且具有极强非均质性，岩石原生孔隙不发育，能够成为有效储层取决于后期的地质作用改造。因此利用埕北古7块丰富的钻井、测井、录井以及三维地震资料，综合分析前寒武系变质岩潜山储层特征及影响因素，指导区域储层评价及勘探开发部署。

埕北古7潜山位于埕岛油田南部埕北断裂带，为燕山期区域埕岛潜山中部潜山带北北东向走滑构造带内，走滑挤压作用下形成的逆推潜山，潜山地层为前寒武纪花岗片麻岩，两翼低部位有少量古生界残留，中生界覆盖潜山之上。潜山轴向北西向，西高东低，东北翼较陡，南翼稍缓。东西宽约1 000 m，南北长约3 000 m（图 1、图 2）。据测试及分析化验资料，埕北古7潜山地层流体在地下为油气两相^[10]，气顶平均埋深3 150 m，油顶平均埋深3 300 m。平均地面原油密度为0.850 g/cm³，平均地面原油黏度8.48 mPa • s，地层水矿化度9 509.22 mg/L，水型为NaHCO₃，油藏类型为断块—残丘型凝析气顶潜山油藏。

图 1(Fig. 1)

图 1 埕北古7潜山顶面构造

图 2(Fig. 2)

图 2 埕北古7井东西向叠前时间偏移地震解释剖面

区域上这套巨厚的混合变质岩，岩性以混合岩化二长片麻岩、混合花岗岩和多种片麻岩为主，斜长角闪岩、黑云母石英片岩、黑云母斜长变粒岩及伟晶岩和各类脉岩也有分布等。地层储集空间与碳酸盐岩类似，主要包括次生溶蚀孔隙及裂缝^[11]，但受其岩性、风化程度以及变质作用的影响，这套岩石的裂缝及溶蚀孔隙发育有其特殊性。

埕北古7块已钻的7口井揭示垂直厚度在200 m以内。录井描述主要为片麻岩，偶见其它岩性（埕北古7井见5 m煌斑岩，埕北古701井见4 m角闪岩），测井解释主要岩性为花岗岩、混合花岗岩、混合片麻岩、片麻岩和构造角砾岩。据镜下资料，岩石为粒状变晶结构，片麻岩构造，矿物成分主要为斜长石、石英和黑云母等，岩屑主要是结晶岩屑，另见砂岩和泥岩岩屑，黏土矿物包含伊利石、高岭石、绿泥石和伊/蒙间层，6 ~ 29 μm孔隙不均分布，见有钾长石溶蚀现象，见有石英、钠长石、片状伊利石和金红石等充填分布，裂缝发育，充填方解石，部分充填泥纹杂基（图 3）。

图 3(Fig. 3)

图 3 埕北古 7 井岩心扫描电镜图像

依据岩心分析埕北古7块太古界平均孔隙度为2.0%，岩心分析渗透率为0.298×10^-3 μm²；依据测井解释结果平均孔隙度为5.2%，渗透率为0.593×10^-3 μm²，为低孔、特低渗储层（图 4）。但岩心测定的为岩块物性，说明基岩较为致密，对裂缝型油藏的储层物性不具有代表性。

图 4(Fig. 4)

图 4 埕北古7井3 145 ~ 3 146.1 m岩心照片

与岩性描述相比，电成像图像不仅能够提供沉积构造、成岩作用、地层岩性、裂缝及孔洞发育信息，而且能够通过井壁诱导缝及破损分析给出地应力信息^[12]。埕北古7块共有5口井获取了微电阻率成像测井资料。借助这些资料，进行裂缝、溶蚀以及井旁构造应力分析。这套地层的储集空间主要为裂缝及溶蚀孔洞，目前利用取心及成像测井资料可以实现裂缝的定量评价，而溶蚀程度多以定性观察对比为主。岩心观测及微电阻率成像测井图显示，埕北古7块太古界裂缝非常发育，主要为高导缝，高阻缝发育较少，钻井诱导缝在个别井局部井段有发育，裂缝有效性和延展性较好（图 5）。高导缝在电成像图上裂缝特征都表现为低阻暗色的正弦条纹曲线，沿裂缝常常有溶蚀现象发育。高阻缝为闭合缝或充填缝，在成像图上表现为亮黄色或白色的正弦线，常是前期裂缝为后期胶结物充填或闭合。裂缝发育程度以及裂缝产状差异较大。受溶蚀的影响，常见裂缝宽度相对扩大的现象，但溶蚀程度存在较大差异。

图 5(Fig. 5)

图 5 埕北古7井微电阻率成像测井上的裂缝和溶蚀孔洞特征

从成像测井裂缝评价统计分析看（表 1），裂缝集中发育段在150 m以内，裂缝水动力宽度在23 ~ 99.8 μm，裂缝倾角在10 ~ 90°，倾向及走向受构造应力方向影响，与主应力方向一致或小角度斜交，受构造期次影响部分井纵向上发育两期不同产状的裂缝。埕北古7井210 m井段中总体裂缝相对发育段合计158 m，裂缝密度为3.4 ~ 12.1条/m。纵向上发育两期裂缝，且顺裂缝发育方向有明显的溶蚀扩大。上段主应力方向为北北东向，裂缝走向北西向，倾向北东向；下段主应力方向为北西向，裂缝走向北东向，倾向北西向，储集空间类型为孔洞—裂缝型。

表 1(Table 1)

表 1 成像测井裂缝评价

表 1 成像测井裂缝评价

根据录井显示、常规测井以及成像测井的综合解释成果，埕北古7井储层厚145.6 m，储地比达69.4%（表 2），有效储层达108.3 m，占总储层的74.0%。埕北古701井构造部位低，储层发育相比埕北古7井差，储层厚度103.4 m，储地比达47.7%，有效储层47.5 m，占总储层的45.9%。5口开发井有效储层厚度及储地比差别大，其中CBG7-1井储地比为40.7%，其余4口井在57% ~ 72%之间。钻井过程中多口井发生严重漏失，可见储层内部发育大的裂缝或溶蚀孔洞。

表 2(Table 2)

表 2 埕北古7块储层钻遇统计分析

表 2 埕北古7块储层钻遇统计分析

从平面上分析，储层具有构造高部位最为发育，东侧发育程度较高，北翼次之，而南翼发育较差的特点。储层发育受构造曲率、断层距离两个方面影响。构造曲率反映了构造应力的强弱，从而间接反映了储层裂缝发育程度。整个埕北古7潜山是夹持于北北东向走滑断层间的逆推挤压断块潜山（图 1、图 2），整个山体受逆推挤压作用，构造变形轴部曲率最大，北翼构造较陡曲率次之，南翼构造平缓曲率最小。而东侧主要受紧邻的走滑断层影响。从实钻情况看，埕北古7井处于褶皱变形轴部，储层最为发育。而埕北古701井及埕北古7-1井处于构造平缓的南翼，钻井证实储层发育程度低；北翼及东侧构造较陡，紧邻断层，储层均较发育，3口井在钻井过程中发生了不同程度的钻井液漏失。

从埕北古7块太古界储层对比结果看（图 6），潜山储层普遍发育，但受多种因素影响，纵向上发育上下两套储层集中段，根据其控制因素可分为风化裂缝型储层及构造裂缝型储层段。

图 6(Fig. 6)

图 6 埕北古7块太古界储层对比

（1）风化裂隙型储层段

风化裂隙型储层段是不整合面附近风化及溶蚀作用下形成的以小微裂缝及溶蚀孔隙为主要储集空间的储层集中发育段。分布于不整合面以下100 m以内，储层以风化破裂缝为主，裂缝发育程度高，裂缝规模较小，溶蚀孔均匀，储集性能良好。从对比图上可以看出，风化壳储层钻井过程中油气显示比较集中，岩屑录井一般为荧光级别，测井曲线上表现为伽马尖峰高值、电位正异常（海水基泥浆）、较低电阻率。从地层发育及风化剥蚀期的角度分析，这套地层形成到寒武系沉积之间经历了数十亿年的风化期^[13]，后期又经历了多次构造运动，风化淋滤对孔、缝储层进一步改造，形成了区域整体发育，且具有一定厚度的风化壳储层。

（2）构造裂缝型储层段

构造裂缝型储层段是受构造应力及后期溶蚀作用改造形成的以较大裂缝及孔洞为储集空间的储层集中发育段。该储层发育段主要集中在100 m以下井段，一般井上钻遇显示厚度大，钻井过程中常发生井漏，岩屑录井显示级别较高，常见到油斑、油浸级别显示，测井曲线上伽马基值明显抬升，电位接近基值，电阻率表现为明显抬升。储集空间以规模较大的构造裂缝及顺裂缝发育的溶蚀孔洞为主，由于溶蚀作用发育，裂缝极少被充填。钻井过程中往往发生油气侵或钻井液严重漏失。该段储层发育明显受到构造应力作用影响，在挤压褶皱轴部、断层附近发育，而斜坡或褶皱翼部发育较少^[14]。

通过岩石薄片观察、岩心及成像测井资料分析，结合构造演化及断层发育情况，对埕北古7块前寒武系潜山变质岩储层特征及影响因素进行了分析，取得了以下认识：

（1）该区变质岩具有粒状变晶结构，片麻岩构造，矿物成分主要为斜长石、石英和黑云母等，岩屑主要是结晶岩屑，另见砂岩和泥岩岩屑，黏土矿物包含伊利石、高岭石、绿泥石和伊/蒙间层。

（2）通过对区块岩心描述及电成像分析得出，该区裂缝发育程度高，顺裂缝面常见溶蚀扩大现象，成为良好的油气储集空间。裂缝产状与地应力分析结果一致，包括风化破裂缝及构造裂缝。

（3）储层发育具有平面差异性及纵向分段性。构造曲率及断层展布影响了储层的平面差异性，沉积演化及构造期次影响了储层的纵向分段性。