0.   引言

变质岩是潜山油气藏重要的储集层之一，世界范围内变质岩潜山油气储量占潜山油气藏总储量的75%^[1-3]。作为盆地基底的太古界变质岩潜山，裂缝是重要的储集空间类型^[4-7]，原生孔隙一般不发育。裂缝主要是构造运动的结果，构造应力释放为裂缝的产生提供了动力条件^[8-9]。风化淋滤对裂缝起改造作用，不仅产生风化性质的裂缝，而且由于裂缝的沟通，大气淡水渗入地下发生溶蚀作用，产生大量次生孔隙^[10-12]。

潜山是渤海海域最早开展油气勘探的领域，历经多年勘探，在变质岩、花岗岩等基岩类中潜山屡获突破^[7-13]。近年来，渤海西南部海域新太古界变质岩潜山油气勘探获得整装大型油气新发现——渤中19-6气田^[14-15]。关于该区变质岩潜山，前人的认识主要集中于关键构造期构造格局、潜山形成演化、成藏模式、储层特征及主控因素等方面^[16-19]，但储层研究不够细致，多数停留在岩性、储集空间、裂缝及物性等基本储层特征的描述，储层主控因素的证据略显不足，优质储层的纵向及平面规律、成因机理及发育模式仍然不清，难以有效指导后续井位部署。笔者以渤海西南部海域新发现的渤中19-6气田为例，利用钻井、测井、岩芯及薄片等资料，结合区域构造应力场研究及野外地质露头观察，研究主要含气层系新太古界潜山风化带优质储层发育规律，并探讨成因机理，为渤中19-6气田后续勘探开发提供理论依据。

1.   区域地质背景

研究区主体为渤中19-6构造带，处于渤海湾盆地渤中凹陷西南部深层近SN向展布的构造脊上，东南与渤南低凸起相邻，西部与埕北低凸起相邻，南部与黄河口凹陷相接，北为渤中凹陷主洼，表现为渤中凹陷西南次洼和南次洼夹持的、具有洼中隆特征的背斜构造带（图1a）^[14-17]。

图  1  渤海西南部区域构造位置^[17]（a）及新太古界潜山地层综合柱状图（b）

Figure  1.  Regional tectonic background ^[17] （a） and stratigraphic composite histogram （b） of Neoarchean in the southwestern Bohai Sea

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研究区自上而下分别钻遇第四系，新近系馆陶组和明化镇组，古近系东营组、沙河街组、孔店组及新太古界潜山。含气层系以新太古界潜山凝析气藏为主，埋藏深度3 850～5 500 m，顶部披覆有一套孔店组稳定分布的砂砾岩，下部岩性主要为混合岩化花岗岩、片麻岩、麻粒岩等。受区域板块运动的影响，渤海西南部海域潜山主要经历印支期、燕山期、喜山期3期构造运动^[20-26]，多期构造运动产生大量裂缝，受大气淡水风化淋滤作用的影响，次生孔隙发育，储层整体表现为双重介质特征^[27]。潜山储层非均质性极强，纵向上具有明显的分带性，自上而下划分为风化带和内幕带（图1b）。其中，风化带纵向上厚度一般不超过350 m，自上而下风化作用逐渐减弱，孔隙发育逐渐减少，孔隙度、渗透率平均值分别为4.0%、3.6×10⁻³ μm²，表现为低孔低渗特征。内幕带风化作用影响极弱，主要为致密基岩，岩石密度大，孔隙发育变差。风化带为研究区潜山勘探开发的主要层系。

2.   优质储层发育规律

2.1   平面优质储层发育规律

古地貌与潜山储层发育具有正相关性。利用平衡剖面技术^[28-30]对研究区印支、燕山期等关键构造时期的古地貌进行了恢复。根据古地貌恢复结果，早印支期SN向挤压^[22-23]使得研究区由南向北挤压逆冲，整体形成北高南低的格局，X4、X7、X9、X11井区为古褶皱核部，近EW向展布，其他井区为古褶皱翼部（图2a）。晚印支期NE—SW向挤压^[6，22-23]对早印支期构造格局进行改造，整体构造格局未发生大的变化，X7、X11井区古地貌略低于X4、X9、X11井区（图2b）。燕山期处于NW—SE向挤压和左行走滑双重应力场^[24-26]，对研究区进行持续改造，X2、X14井区成为走滑区，古地貌变高（图2c）。

图  2  渤海西南部变质岩潜山印支、燕山期古地貌

Figure  2.  The Indosinian and Yanshanian paleogeomorphology of the metamorphic buried hills in the southwestern Bohai Sea

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古褶皱核部、走滑区裂缝储层发育程度及储层物性整体好于古褶皱翼部。位于古褶皱核部的X4、X9、X7、X11井区及走滑区的X2、X14井区单井平均储层厚度95～227 m，净毛比0.50～0.83，裂缝密度2.2～5.7 条/m，裂缝开度44～245 μm，孔隙度3.2%～6.5%，渗透率（1.4～14.3）×10⁻³ μm²，古褶皱翼部单井平均储层厚度25～87 m，净毛比0.15～0.59，裂缝密度1.7～4.3 条/m，裂缝开度24～54 μm，孔隙度2.4%～4.1%，渗透率（0.2～0.5）×10⁻³ μm²。同处于古褶皱核部，古地貌较高部位的X4、X9井区裂缝储层发育程度及储层物性整体略好于古地貌较低部位的X7、X11井区，X4、X9井区单井平均储层厚度177～214 m，净毛比0.59～0.69，裂缝密度3.7～4.9 条/m，孔隙度3.2%～6.0%，渗透率1.4～6.1×10⁻³ μm²，X7、X11井区单井平均储层厚度34～144 m，净毛比0.32～0.60，裂缝密度2.2～3.3 条/m，孔隙度3.2%～3.9%，渗透率（1.9～2.5）×10⁻³ μm²。

储层发育程度不仅与古地貌有关，也与断层有关。离断层越近，裂缝储层越发育。根据研究区X1，X4—X17井区风化带已钻井资料分析，离断层由100 m至0 m，储层净毛比可由0.16增加到0.74（图3）。Y3井成像资料证实，4 820～5 010 m钻遇断层，电阻率整体较低，储层发育好（图4a），裂缝密度、开度均较大，且溶蚀作用明显，常见裂缝边缘有溶蚀加大现象，次生孔隙较发育（图4b、d），4 650～4 750 m未钻遇断层，电阻率整体较高，储层发育差（图4a），显示岩性较为致密，裂缝密度、开度均较小，且溶蚀现象不明显（图4e、f）。X7井古地貌较X8、X11井略低，由于离断层距离较近（图1a、2），储层净毛比较X8、X11井高，位于古地貌较低部位的X7井储层净毛比达0.60，位于古地貌较高部位的X8井、X11井储层净毛比仅0.33～0.44。

图  3  渤海西南部变质岩潜山风化带储层净毛比与离断层距离交汇图

Figure  3.  Intersection of the net/gross ratio and the distance from fault for weathered metamorphic buried hills in the southwestern Bohai Sea

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图  4  Y3井潜山柱状图及成像测井图

Figure  4.  Histogram and imaging log of Well Y3

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2.2   纵向优质储层发育规律

相比裂缝密度、倾角，裂缝开度、储层厚度对气井产能影响更大^[31]，能较好反映潜山纵向优质裂缝品质。研究区潜山风化带下部优质裂缝发育好于风化带上部。根据裂缝开度及储层厚度解释结果，风化带下部单井裂缝开度范围为26～230 μm，平均94 μm，风化带上部单井裂缝开度范围为19～250 μm，平均79 μm（图5a），风化带下部裂缝开度>20 μm的单井储层厚度范围为21～145 m，平均66 m，风化带上部单井裂缝开度>20 μm的储层厚度范围5～75 m，平均36 m（图5b）。裂缝开度大，渗透率也高，风化带下部单井开度>20 μm的渗透率范围（2.7～12.6）×10⁻³ μm²，平均4.9×10⁻³ μm²，风化带上单井开度>20 μm的渗透率范围（0.3～9.7）×10⁻³μm²，平均3.8×10⁻³ μm²（图5c）。

图  5  渤海西南部海域变质岩潜山风化带单井裂缝开度、储层厚度及渗透率分布直方图

Figure  5.  Histograms of fracture aperture, and reservoir thickness and permeability of weathered metamorphic buried hills in the southwestern Bohai Sea

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纵向上孔隙度发育规律与裂缝开度、渗透率规律相反。风化带上部储层孔隙发育程度整体好于风化带下部。根据测井解释结果，研究区风化带上部单井孔隙度范围为2.5%～6.5%，平均4.0%，风化带下部单井孔隙度范围为0.7%～4.8%，平均3.2%。

2.3   优质裂缝发育方向规律

受多期构造运动的控制，潜山裂缝发育呈现多组特征，裂缝走向主要有3组：近EW向、NW—SE向和NE—SW向（图6a）。近EW向的裂缝开度更大，裂缝有效性更强。根据研究区11口井3 856个深度点的裂缝开度与裂缝走向交汇结果，近EW向（方位范围45°～135°）的裂缝开度较近SN向（方位范围135°～225°）大，近EW向开度20 μm以上的裂缝数量占该方向的37%，平均开度105 μm，近SN向开度20 μm以上的裂缝数量占该方向的27%，平均开度62 μm（图6b）。

图  6  渤海西南部海域变质岩潜山裂缝走向与开度关系

Figure  6.  Fracture strikes and aperture of the metamorphic buried hills in the southwestern Bohai Sea

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3.   优质储层成因机理

3.1   平面优质储层成因机理

构造作用是控制裂缝储层发育程度的主要因素。研究区经历多期次、多旋回的构造应力叠加，变质岩潜山内部受到强烈改造，产生大量裂缝。裂缝储层发育程度与应力场强度有关，应力场强度越大，裂缝越发育。挤压环境下，古褶皱核部为应力集中发育部位，应力强度场更大，裂缝较古褶皱翼部更加发育^[19，32]。古构造位置与古地貌具有对应关系，一般古褶皱核部为褶皱背斜发育带，古地貌往往较高，古褶皱翼部为褶皱向斜发育带，古地貌往往较低。研究区潜山经历印支、燕山多期挤压，每期挤压构造核部及古地貌高部位均主要出现X4、X9、X11井区，裂缝较其他井区更发育。断层是裂缝发育的高级演化阶段，反映构造应力的集中释放。离断层越近，应力场强度越大，裂缝越发育^[33-34]。

风化淋滤作用对储层的改造也不容忽视，古地貌高部位、断层附近风化淋滤作用也较强^[35]，储层经溶蚀改造，易产生次生孔隙。受构造作用和风化淋滤作用的双重影响，X4、X9、X11井区不仅裂缝更加发育，由于断层和裂缝对大气淡水的沟通，溶蚀作用也强，孔隙也更加发育，其他井区古地貌较低，构造应力场和溶蚀作用均不够强，裂缝及孔隙储层发育均较差。

3.2   纵向优质储层成因机理

风化淋滤作用控制裂缝充填程度^[10，35]，充填是导致风化带纵向上裂缝开度、渗透率变化的主要成因机理。风化带上部风化淋滤作用强，黏土化作用明显，裂缝充填程度较高，且泥质充填较多（图7a，图8a、b），风化带下部风化淋滤作用弱，裂缝充填程度较低，泥质充填较少（图7a，图8c、d）。根据研究区薄片资料，风化带上部裂缝全充填和部分充填的比例占到77%，且充填物类型以主要为泥质，风化带下部裂缝全充填和部分充填的比例占到64%，且充填物类型以主要为碳酸盐岩。

图  7  风化带裂缝发育野外地质露头照片

Figure  7.  Field geological outcrop of fractures in the weathering zone

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图  8  X7井变质岩潜山风化带岩芯照片

Figure  8.  Coring photos of weathering zone of Well X7

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压实作用对风化带纵向上裂缝开度、渗透率的影响同样不可忽视。在上覆岩层的压力下，裂缝倾角越大，裂缝面压力越小，裂缝垂向封闭性越弱，反之越强^[36-37]。根据研究区X7井取芯资料及野外地质露头，风化带上部风化作用强，裂缝风化呈网状，发育不规则，整体倾角较低（图7b，图8a、b），垂向封闭性较强，即抗压实能力弱，因此，裂缝开度较小，裂缝张开度小，储层连通性也差，渗透率低。风化带下部风化作用弱，以带状构造缝为主，整体倾角较高（图7b，图8c、d），垂向封闭性较弱，即抗压实能力强，裂缝保存程度好，因此，开度较大，裂缝张开度大，储层连通性也好，渗透率高。根据探井X7井裂缝倾角资料，风化带上部裂缝倾角介于40°～80°的比例占64%，平均裂缝倾角45°，风化带下部裂缝倾角介于40°～60°的比例占86%，平均裂缝倾角58°。

风化淋滤作用不仅控制纵向上的裂缝充填程度，而且影响纵向上的孔隙发育程度。风化带上部风化淋滤作用强，大气淡水渗入更易发生溶蚀作用，产生次生孔隙，风化带下部风化淋滤作用弱，大气淡水较难渗入，溶蚀作用较风化带上部弱，因此，风化带上部的孔隙度整体较风化带下部高。虽然风化带上部孔隙度较高，但受充填影响，孔隙彼此较为孤立，裂缝对孔隙沟通能力差，储层连通性整体较差。风化带下部孔隙度较低，但裂缝充填程度也低，裂缝对孔隙沟通能力强，储层连通性整体较好。

3.3   优质裂缝发育方向成因机理

印支、燕山期多期挤压是研究区裂缝发育的关键，奠定研究区裂缝发育基础。早印支期SN向挤压主要产生近EW向断层和裂缝，晚印支期NE—SW向挤压要产生NW向断层和裂缝，燕山期NW—SE向挤压主要产生左行走滑断层和NE向裂缝，印支、燕山期不同方向的挤压应力叠加使得研究裂缝呈现多组特征。

先期裂缝由于经受长时间风化淋滤作用，往往充填较多，喜山期造缝能力差，SN向拉张^{[16，19，26]}对先期裂缝起到改造和“再活化”作用，使得先期已充填裂缝再次开启。喜山期在SN向拉张作用下，研究区产生强烈裂陷演化，先期逆断层变正断层，发生强烈的构造反转^{[16，18，38-39]}，由于喜山期与早印支期构造应力性质、方向恰好相反，因此近EW方向的裂缝产生更强烈的再改造和“再活化”作用，促使近EW向裂缝开度更大，为优质裂缝走向。薄片资料显示，先期裂缝内部或者边缘形成大量的“缝缘缝”（图9a）和“缝中缝”（图9b），证实先期裂缝在拉张应力背景下的再活化，喜山期是有效裂缝形成的关键时期。

图  9  研究区喜山期“再活化”的薄片证据

Figure  9.  Evidence from thin-section observation of the Himalayan “reactivation” in the study area

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4.   优质储层发育模式

4.1   优质储层发育模式

渤海西南部变质岩潜山风化带优质储层的形成主要受多期构造运动的控制，其次受风化淋滤及压实作用的影响。优质储层发育模式可总结为“鱼背”模式（图10）。平面上，古褶皱核部、走滑区、古地貌高部位及断层附近优质储层更加发育，一方面，古褶皱核部、走滑区、古地貌高部位及断层附近构造应力场强度大，裂缝更加发育，另一方面，古褶皱核部、古地貌高部位及断层附近风化淋滤作用也强，次生孔隙也更加发育。纵向上，风化上部孔隙度更高，但由于裂缝是研究区潜山主要的储集空间类型，风化带下部裂缝开度更大，渗透率更高，优质储层较风化带上部更加发育。多期构造运动使得潜山裂缝呈现多组特征，近EW向（方位范围45°～135°）的裂缝开度更大。

图  10  渤海西南部变质岩潜山优质储层发育模式

Figure  10.  Model of the dominant metamorphic reservoir in the southwestern Bohai Sea

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4.2   优质储层形成过程

受区域板块运动的影响，研究区潜山在印支、燕山期主要经受构造挤压作用的叠加改造，产生大量不同方向的裂缝。早印支期研究区由南向北挤压逆冲，X4、X7、X9、X11井区为古褶皱核部，近EW向展布（图2a），同时主要产生近EW向的断层和张裂缝。晚印支期NE—SW向挤压对早印支期构造格局进行改造， X7、X11井区古地貌略低于X4、X9、X11井区（图2b），同时主要产生NW—SE向的断层和张裂缝。燕山期处于NW—SE向挤压和左行走滑双重应力场，NW—SE向挤压主要产生NE—SW向的断层和张裂缝，左行走滑使得X2、X14井区成为走滑区（图2c）。多期构造挤压作用使得古褶皱核部的X4、X7、X9、X11井区及走滑区的X2、X14井区成为优质裂缝储层发育区。

印支、燕山期在经历强烈构造运动的同时，也在经历长时间的大气淡水风化淋滤作用。风化淋滤作用是一把“双刃剑”，一方面，风化淋滤作用使得古褶皱核部、古地貌高部位和断层附近溶蚀作用较强，次生孔隙发育，对储层发育起建设性作用；另一方面，风化淋滤作用控制已形成裂缝的充填程度，对储层发育起破坏性作用，风化带上部黏土化作用强，泥质充填多，充填程度过高甚至在潜山顶部形成一层以泥质为主的风化壳，裂缝开度变小，裂缝沟通能力变差，储层连通性也相应变差，风化带下部泥质充填少，裂缝开度相对大，由于未充填裂缝延伸较远，裂缝沟通能力强，储层连通性也好，因此渗透率较高。研究区潜山储集空间以裂缝为主，孔隙彼此较为孤立，裂缝延伸远，对基质孔隙起连通作用，裂缝较孔隙更能反映优质储层发育。综合裂缝开度、渗透率及孔隙度研究结果，纵向上，优质储层在风化带下部更发育。

进入到喜山期，应力场性质发生了变化，由先期挤压变为拉张，造缝能力变弱，主要对已充填裂缝起“再活化”作用。喜山期应力场为SN向拉张，方向与早印支期应力场近乎平行，但恰好相反，因此对早印支期形成的近东向裂缝改造和活化作用最强，最终，近EW方向的裂缝开度更大（图6b）。

另外，研究区在喜山期主要发生沉积埋藏事件，近100 Ma沉积地层超过4 000 m，由于风化带上部裂缝风化呈网状，多数不规则，倾角较低，抗压实能力弱，裂缝开度变小，风化带下部网状缝发育少，整体倾角较高，增加了裂缝的抗压实性，结果也使得裂缝开度较风化带上部大。

5.   结论

（1）渤海西南部海域变质岩潜山平面上优质储层主要在古褶皱核部、走滑区、古地貌高部位及断层附近发育，不仅构造应力场强度大，裂缝极为发育，而且风化淋滤作用强，溶蚀作用产生大量次生孔隙。

（2）纵向上，风化带下部裂缝开度更大，渗透率更高，风化带上部孔隙度更高，其形成主要受风化淋滤与压实作用的共同控制，风化带下部风化淋滤与压实作用均弱，泥质充填少，裂缝保存程度好，风化带上部溶蚀作用强，次生孔隙更加发育。

（3）近EW向（方位范围45°～135°）裂缝开度更大，为优质裂缝发育方向，其形成主要受喜山期“再活化”的控制，喜山期SN向拉张与早印支期构造应力性质、方向恰好相反，近EW向裂缝活化能力更强。

（4）优质储层发育模式可总结为“鱼背”模式，其形成经历了印支期和燕山期的挤压成缝、风化淋滤对裂缝的充填、喜山期的拉张“再活化”及沉积埋藏过程的再压实。