北黄海盆地是中国近海含油气盆地之一，其独特的大地构造位置和复杂的油气地质特征，使其得到广泛关注。中、朝双方已在该区开展了一些地质、地球物理和油气勘探工作，认为中生界是有利的油气勘探层^[1-2]，并在东部坳陷的侏罗系和白垩系获工业油流^[3-4]，然而，一些钻探的实施并没有显著的油气突破。分析认为，东部坳陷的中生界厚度大，烃源岩条件好^[2]，具有良好的油气勘探前景^[5-6]。因此，寻找优质储层和有利的成藏位置是油气勘探的重要问题。已有研究认为，东部坳陷中生界储层物性总体欠佳，对油气产能影响较大^[7-9]。随着研究工作的不断进展，笔者认为，对次生孔隙成因和次生孔隙带分布的探讨是确定优质储层的核心问题。

本文通过对研究区钻井的岩心观察及砂岩样品的岩石薄片（包括铸体薄片）镜下鉴定，运用阴极发光、扫描电镜等方法，结合孔渗数据的分析，研究储层的基本特征及其孔隙类型，分析次生孔隙的发育规律和控制因素，预测次生孔隙带，寻找优质储层，为油气勘探提供依据。

1.   区域地质背景

北黄海盆地位于中国黄海海域的北部（图1a），是一个发育在中朝地台基底之上的中—新生代沉积盆地^[10]，地理上位于山东半岛、辽东半岛和朝鲜半岛之间，构造上属于中朝板块的东南部，为华北地台向东部海域延伸的部分，东邻朝鲜北部狼林地块，与朝鲜安州盆地相接，南部为苏鲁-临津江造山带（下扬子板块与中朝板块碰撞带）^[11]，西为郯庐断裂和渤海湾盆地，北部为辽东隆起。北黄海盆地发育东部坳陷、中部坳陷、西部坳陷、南部凹陷群、中央隆起和中西部隆起等6个二级构造单元^[12-13]，其中，东部坳陷是北黄海盆地内面积最大、最主要的一个沉积坳陷，也是北黄海盆地内唯一发现油流的沉积坳陷^[14-15]，为目前勘探的重点区。

图  1  北黄海盆地东部坳陷钻井地理位置

Figure  1.  Sketch map showing the locations of drilling wells in the Eastern Depression，North Yellow Sea Basin

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东部坳陷构造演化经历了晚侏罗世—早白垩世裂陷、晚白垩世—古新世构造反转、始新世—渐新世裂陷、晚渐新世—早中新世构造反转及中中新世—第四纪区域沉降5个阶段^[16]。中生界为一套河湖相碎屑岩沉积，中、上侏罗统构成了最主要的生烃层系，储层主要为下白垩统和上侏罗统的碎屑岩^[14-19]。多期构造演化导致本区地质构造复杂，形成多个凹陷和凸起（图1b）。其中，中部凹陷是主要的生烃凹陷，中Ⅱ构造带及其附近区域（中部地区）和中部凸起倾末端及其附近区域（东部地区）是有利的储层发育位置，也是主要钻井区，但因白垩纪后期的强烈抬升和严重剥蚀，以及来源于东部火山活动的火山灰，形成了本区“有藏无效，有储不良”的致密砂岩型储层^[20]。目前在中部地区钻井5口，东部地区钻井2口，并取得了详细的岩心资料，较为完整地揭示了东部坳陷重点勘探区中生界的岩性、岩相特征，为本文研究提供了可靠基础。

2.   储层基本特征

2.1   岩石类型

本区储层岩石类型以细砂岩、粗砂岩和砂砾岩为主，有少量中砂岩和粉砂岩。岩性以岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩和长石石英砂岩。骨架颗粒中，石英含量为20%～85%，长石含量5%～35%，岩屑含量5%～70%。岩屑类型以花岗岩屑、流纹岩屑及凝灰岩屑为主，其次为安山岩屑，有少量的沉积岩屑。砂岩分选中—差，颗粒磨圆差，多为次圆—棱角状，颗粒间以线接触关系为主。杂基平均含量为15%，以凝灰质和黏土矿物为主。胶结物平均含量10%，主要为碳酸盐和硅质等，为孔隙式胶结。

受不同方向物源的影响，东部坳陷碎屑岩物质成分存在明显的分区性，表现为东部地区的岩屑含量较高，主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，填隙物以凝灰质为主。中部地区的石英、长石含量相对较高，以岩屑石英砂岩、长石石英砂岩和岩屑长石砂岩为主，填隙物以碳酸盐胶结物和黏土矿物为主，发育有少量凝灰质。总的来说，中部地区整体表现为一套成分和结构成熟度中等的碎屑岩；东部地区为结构和成分成熟度相对偏低的碎屑岩。

2.2   孔渗特征

研究区岩心物性分析表明，储层孔隙度为0.2%～18%，平均值为6.7%。根据石油行业储层孔隙度分析标准（SY/T6285-1997），对本区的孔隙度分布频率进行统计，结果显示研究区中生界砂岩储层孔隙度主要为5%～10%，约占分析样品的53.33%。属于特低孔；其次分布于＜5%的区间，占分析样品的32.9%，属于超低孔；孔隙度为10%～15%的样品占13.12%，属于低孔；孔隙度15%～25%的样品仅占0.65%，总体表现为以特低孔为主，超低孔为辅的特征。

储层渗透率分布于（0.002～16.1）×10⁻³ μm²，平均值为0.45×10⁻³ μm²。对岩心的渗透率频率分布结果显示，研究区中生界砂岩储层渗透率分布于（0.1～1）×10⁻³ μm²的样品最多，占分析样品的47.53%，属于超低渗；小于0.1×10⁻³ μm²的非渗储层所占比例为44.73%；渗透率为（1～10）×10⁻³ μm²的样品所占比例为7.1%，属于特低渗；渗透率分布于（10～50）×10⁻³ μm²的样品所占比例为0.65%，属于低渗。总体表现为以超低渗为主，同时含较多非渗层的特点。

综合分析显示，东部坳陷以特低孔、超低渗致密砂岩型储层为主。

2.3   孔隙类型

根据岩心、铸体薄片和扫描电镜等分析研究，中生界储层孔隙可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝（表1）。

表  1  北黄海盆地东部坳陷中生界储层孔隙类型及特征

Table  1.  The Mesozoic reservoir porosity types and characteristics in the Eastern Depression，the North Yellow Sea Basin

孔隙类型		特征
原生孔隙	粒间孔	胶结作用剩余孔隙
	杂基微孔隙	黏土矿物晶间孔、凝灰质填隙物孔
次生孔隙	粒间溶孔	粒间填隙物溶蚀
	粒内溶孔	石英、长石粒内溶蚀
	微收缩孔	矿物蚀变、凝灰质脱玻化
裂缝		碎屑颗粒表面破裂缝、构造裂隙

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本区仅残留少量未被压实的原生孔隙（图2a），发育在较浅的地层中，包括粒间孔和杂基微孔隙，粒间孔主要为胶结作用剩余的孔隙，杂基微孔隙主要包括原生黏土矿物晶间孔（图2b）和凝灰质填隙物内孔（图2c）。本区的残余原生孔隙多细小，且零星分布，主要发育在埋藏较浅的地层中，含量极少，不具有连通性，不能作为有效的储集空间。

图  2  孔隙类型

a. B5井 3 360.7 m 粒间残余原生孔隙；b. B4井 2 220.17 m 高岭石晶间孔；c. D7井 2 014.74 m 凝灰质填隙物间孔；d. B6井 3 043.02 m 钙质胶结溶蚀孔；e. B3井2 421.43 m长石粒内溶孔（蓝色为孔隙）；f. B6井3 045.82 m 方解石溶解（蓝色为孔隙）；g. B6井 3 043.02 m 蚀变收缩孔（长石蚀变为高岭石）；h. B4井 2221.62 m 长石表面破裂缝。

Figure  2.  The types of pore

a. Well B5 3 360.7 m: Intergranular residual primary pore；b. Well B4 2 220.17 m: Intercrystalline Pore of Kaolinite；c. Well D7 2 014.74 m: Tuffaceous interstitial pore；d. Well B6 3 043.02 m :Solution pore of calcareous cementation；e. Well B3，2 421.43 m: Dissolved Pores（blue pores）in feldspar grains； f. Well B6，3 045.82 m: Calcite dissolution（blue pores）；g. Well B6 3 043.02 m: Altered shrinkage pores（Feldspar altered to Kaolinite）； h. Well B4 2 221.62 m: Surface crack of feldspar.

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次生孔隙是本区主要的孔隙类型，是本区的主要储集空间，也是本区优质储层发育的有利孔隙类型，包括粒间溶孔、粒内溶孔和微收缩孔。

粒间溶孔包括碎屑颗粒的边缘被溶解以及颗粒间填隙物溶解而形成的孔隙，表现为石英和长石等碎屑颗粒边缘的港湾状溶蚀孔，凝灰质中易溶组分、同沉积碳酸盐胶结物和碳酸盐交代其他填隙物后发生溶蚀-溶解作用形成的孔隙（图2d）。

粒内溶孔是岩石中骨架颗粒的溶蚀-溶解作用形成的孔隙，包括石英、长石和岩屑在不同条件下的溶蚀溶解（图2e），还包括碳酸盐矿物交代颗粒后被溶解而形成的孔隙（图2f）。部分岩石中的粒内孔可与粒间孔相连，孔隙间具有一定的连通性。微收缩孔主要为矿物的蚀变作用（图2g）和凝灰质脱玻化作用形成的孔隙，这类孔隙通常较小。

裂缝也是改善本区储层物性的重要孔隙类型，常见的为颗粒表面的破裂缝（图2h），由于本区强烈的构造活动导致岩石发生破碎而形成的裂缝。

3.   次生孔隙带发育规律

本区以特低孔、超低渗的致密砂岩型储层为主，原生孔隙大量丧失，次生孔隙作为主要的储集空间，其发育程度和连通性是影响储层发育的重要内容，次生孔隙及其发育带是优质储层发育的有利场所。

纵向上，本区次生孔隙主要集中于2000～3700 m深度内，不同钻井的次生孔隙发育深度和孔隙的发育数量略有不同，具体发育位置见图3。基本特征表现为：厚层砂岩中较发育；各钻井在地层分界处（即中侏罗统和上侏罗统分界处及上侏罗统和下白垩统分界处）孔隙度值较高，是次生孔隙发育的主要位置。

图  3  各井孔隙度随深度演化曲线及次生孔隙发育特征

Figure  3.  Variation of porosity with depth and developmental characteristics of secondary pores

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平面上，不同地区的次生孔隙发育程度也存在差异，中部地区次生孔隙的发育程度要好于东部地区（图4），具体特征如下：中部地区钻井多且层位发育齐全，砂层厚度较大，孔隙度高值点较多，位于构造高位的B2、B3和B6井次生孔隙发育程度要好于其他钻井，岩性以细砂岩—粗砂岩为主，且砂体连通性较好，可形成有效的次生孔隙发育带，是本区优质储层发育的主要场所。而东部地区次生孔隙发育层位砂层厚度相对较小，如图4中D7和D8两口井所示，东部地区中生界地层深度相差较大，且各粒级岩性均有发育，常含泥质，孔隙度值偏低，次生孔隙发育程度低，砂体连通性差，未形成次生孔隙带。

图  4  次生孔隙带分布图

Figure  4.  Distributions of secondary pore zone

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根据本区各钻井的发育位置及次生孔隙的发育规律，认为中部地区各井地层不整合处的次生孔隙可相互连通形成次生孔隙带（图4），即中部地区地层不整合风化界面附近是有利的次生孔隙带发育位置，为有利的油气储集层。

4.   次生孔隙发育的影响因素

本区次生孔隙带的发育是油气成藏的主要因素之一。次生孔隙带的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用有密切关系，是各因素共同作用的结果。次生孔隙作为主要的储集空间，次生孔隙带是重要的油气运移通道。

4.1   沉积因素

东部坳陷的沉积受多方向物源的影响，物源-沉积体系的发育为储层发育提供了物质基础。东部地区有较强的火山活动，样品中岩屑占优势，火山碎屑含量较高。岩屑（尤其是火山岩屑）抗压实能力弱，易发生变形使储层物性降低。杂基中大量的凝灰质堵塞孔隙，降低孔隙度。东部的火山活动影响范围较大，中部地区同样受到了一定的影响，为空落火山灰，充填于孔隙中。但中部地区的沉积主要受西南部和北部风化物源控制^[21]，石英含量较高，抗压能力要强于东部，储层物性较好。来自于北部物源的沉积物有大量灰岩或碳酸盐矿物，以胶结物形式充填在孔隙中，降低了孔隙度，但却保留了原始粒间孔隙框架。岩屑、长石、凝灰质和钙质为次生孔隙的形成奠定了物质基础。在溶蚀、溶解作用下，这些易变、易溶组分发生溶蚀、溶解便可形成次生孔隙。

砂层中同沉积的钙质和凝灰质等细粒填隙物充填于骨架颗粒间，中部地区以钙质胶结为主，东部地区以凝灰质胶结为主。这些填隙物的存在堵塞了原始的孔隙空间，同时支撑了孔隙的空间格架，在溶蚀、溶解等作用发生时，便会释放空间，形成次生孔隙，改善储层物性。

4.2   构造作用

早在20世纪90年代，地质学家就已经注意到了近地表暴露和淡水淋滤作用对砂岩物理性质的影响^[22-24]。已有研究显示，上侏罗统的底界面为燕山构造运动Ⅰ－Ⅱ幕界面（朝鲜：大宝运动）、上侏罗统与下白垩统的分界面为燕山构造运动Ⅲ幕界面（朝鲜：载宁运动）^[25]。大规模的构造运动导致了中生界断裂构造的发育以及上侏罗统和下白垩统底部不整合的形成。在致密砂岩中大断裂和地层不整合作为流体运移的通道，其附近是形成次生孔隙的有利位置。本区侏罗系和白垩系不整合处砂层的淋滤溶蚀作用极为发育，在风化界面附近形成大面积的次生孔隙，尤其是中部地区，是有利的次生孔隙带发育区。在地层不整合风化界面处（即上侏罗统底部和下白垩统底部）存在孔隙度异常高点（图3），结合岩心样品的镜下鉴定结果显示，孔隙类型以次生溶蚀孔为主（图2d、2e、2f）。

同时沿断裂的淡水淋滤作用对储层也有一定的改善作用，中部地区高岭土质砂岩的发育证实了断层附近淋滤溶蚀作用的发生。因此构造作用的发生对储层有一定的改善作用。断裂活动使地层中形成裂缝型孔隙，与断裂一起成为大气降水注入地下的通道，通过淋滤溶蚀作用形成次生孔隙。F4是研究区北部的一个在中生代持续活动的大断裂，其反转控制了断块抬升和剥蚀。受F4影响的钻井为B4、B2、B5，均发育有大量的高岭土质砂岩（图3），高岭土是偏酸条件下淋滤蚀变作用的产物，高岭土质砂岩层的孔隙度高于其他岩层，B2井中高岭土质砂岩孔隙度最高达25.56%。

4.3   成岩因素

在全球很多沉积盆地的碎屑岩储层中，随着埋深的增加和原生孔隙的丧失，次生孔隙成为主要的油气储集空间^[26]，而次生孔隙的发育与成岩过程中不稳定矿物的溶蚀、溶解作用有关^[27-29]。本区成岩过程中有机酸对矿物的溶解作用对次生孔隙发育有极大的贡献。东部坳陷中侏罗统和上侏罗统的暗色泥岩为烃源岩的主要来源。中侏罗统烃源岩生烃母质以陆源高等植物为主，有机碳含量中等，以Ⅲ型干酪根为主；上侏罗统烃源岩生烃母质为高等植物和低等水生生物混杂，兼有Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，局部发育有机碳含量高、氢指数平均为500 mg/gTOC的良好烃源岩^[14]。这两套烃源岩分别在中侏罗世和早白垩世早期进入生烃门限，开始生油^[1]。前人实验研究表明，当地温为80～120 ℃时，烃源岩中的干酪根会发生热裂解作用，脱去外部的含氧官能团，形成大量的有机酸，这些可溶性有机酸随孔隙流体运移到储集层中，促进了砂层中铝硅酸盐和碳酸盐等酸溶物质的溶解，从而形成次生孔隙^[30-32]。碳酸盐矿物的溶解对本区次生孔隙形成有主要的贡献作用。在酸性水体中，砂层中的钙质极易发生溶解，形成次生孔隙。中部地区大量的碳酸盐胶结物是其形成次生孔隙最为重要的物质基础。东部地区乃至整个盆地都受到凝灰质的影响，凝灰质的脱玻化-重结晶作用会形成微收缩孔隙。同时本区凝灰质多为空落成因或未经长距离的搬运，不稳定成分较多，易发生溶蚀作用形成次生孔隙。本区含量较高的长石也是次生孔隙发育的物质基础。在酸性条件下，长石溶蚀作用普遍发育。例如，在不受外界影响的情况下，单位体积的长石在酸性条件下发生溶解，孔隙度的增加率为4.07% ～13.56% ^[33]，可见长石的蚀变、溶蚀作用可形成次生孔隙。本区的碳酸盐矿物溶解、凝灰质脱玻化（重结晶-蚀变）-溶蚀及岩屑-长石等易变、易溶组分溶蚀是形成次生孔隙的主要成岩作用。

综合比较，中部地区次生孔隙发育程度要好于东部地区，是有利的油气储集区。构造、沉积、成岩综合的孔隙度分析是预测次生孔隙带的重要方法。除了储层外，油气在生成、运移、聚集和保存的过程中还受到其他多方面因素的影响，因此在实际工作中应将各因素综合考虑，以利于油气的勘探。

5.   结论

（1）北黄海盆地东部坳陷储层以特低孔—超低渗型为主，中部地区碎屑岩的成熟度要高于东部地区。

（2）次生孔隙是主要的储集空间，影响次生孔隙发育的因素包括沉积作用、成岩作用和构造作用。大断裂和地层不整合附近是次生孔隙发育的有利位置。

（3）次生孔隙带发育在中部地区，发育位置为侏罗系和白垩系地层不整合风化界面附近。

致谢：感谢广州海洋地质调查局对本文研究工作给予的大力支持。