陳 平，馬英俊，施 琰，成 為

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州 225012)

邁陳凹陷位于北部灣盆地中南部雷—瓊坳陷區(qū)，北臨流沙港凸起，南靠臨高—燈樓角凸起，東接徐聞凸起。凹陷自下而上發(fā)育古新統(tǒng)長流組、始新統(tǒng)流沙港組、漸新統(tǒng)潿洲組、中新統(tǒng)下洋組、角尾組和上新統(tǒng)登樓角組地層［1-3］。北部灣盆地諸凹陷目前發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要集中在流沙港組，而邁陳凹陷東部目前所發(fā)現(xiàn)的油氣藏以潿洲組為主［4-14］。其中以XW6油藏最為富集，油氣層主要分布在漸新統(tǒng)潿洲組三段(E3w3)和潿洲組二段(E3w2)底部，因此以XW6

油藏潿洲組油層為例進(jìn)行儲(chǔ)層特征及影響因素研究，為下一步勘探、開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 巖石學(xué)特征

1.1 巖礦特征

研究區(qū)漸新統(tǒng)潿二段以不等粒巖屑長石砂巖等為主，潿三段以含礫不等粒長石巖屑砂巖為主;巖石的結(jié)構(gòu)成熟度普遍較低，潿二段巖石成分成熟度相對較高，潿三段巖石成分成熟度相對較低。碎屑顆粒分選多為差或中—差，磨圓度主要為次棱—次圓，膠結(jié)類型以接觸為主(表1)。

1.2 粒度特征

根據(jù)粒度參數(shù)統(tǒng)計(jì)，潿洲組儲(chǔ)層粒度參數(shù)差異較大。潿三段粒徑平均值在0.33～5.05 φ，從巨砂到粉砂均有分布;標(biāo)準(zhǔn)偏差0.92～2.38;偏度和峰度值的分布范圍較寬分別為0.07～0.64和0.78～2.01，分選差。潿二段粒徑平均值在2.07～4.37 φ，以細(xì)砂為主;標(biāo)準(zhǔn)偏差1.76～2.1;偏度和峰度值的分布范圍較窄，分別為0.45～0.60和0.98～1.79，分選總體中—差。

2 物性及孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1 物性特征

研究區(qū)潿二段儲(chǔ)層物性較好，以中孔—中低滲儲(chǔ)層為主。17個(gè)巖心分析樣品統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，孔隙度10% ～15%的低孔儲(chǔ)層占23.5%，孔隙度15%～25%的中孔儲(chǔ)層占76.5%;滲透率小于1 ×10-3μm2的超低滲和滲透率(1～10)×10-3μm2的特低滲樣品均占17.6%，滲透率(10～50)×10-3μm2的低滲儲(chǔ)層占23.6%，滲透率(50～100)×10-3μm2的中滲儲(chǔ)層占41.2%。

與潿二段相比，潿三段儲(chǔ)層物性相對較差，以特低孔、低孔—超低滲、低滲儲(chǔ)層為主。60個(gè)巖心分析樣品統(tǒng)計(jì)中，孔隙度5% ～10%的特低孔儲(chǔ)層占25%，孔隙度10% ～15%的低孔儲(chǔ)層占60%，孔隙度15%～25%的中孔儲(chǔ)層僅占15%，沒有高孔儲(chǔ)層發(fā)育;滲透率頻率統(tǒng)計(jì)表現(xiàn)為典型的負(fù)偏態(tài)，滲透率小于 1×10-3μm2的超低滲樣品為26.7%，滲透率(1～10)×10-3μm2的特低滲和(10～50)×10-3μm2的低滲儲(chǔ)層分別占51.6%和16.7%，僅有5%的中滲儲(chǔ)層發(fā)育。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)鑄體薄片分析，潿二段孔隙結(jié)構(gòu)相對較好。在6個(gè)樣品中，面孔率為3.12% ～13.11%，平均7.99%;孔隙類型以粒內(nèi)溶孔、原生粒間孔為主，少量鑄?？住⒘ｉg溶孔、微孔，可變斷面的收縮部分是主要喉道。

潿三段鑄體薄片分析結(jié)果顯示，孔隙結(jié)構(gòu)普遍較差。在9個(gè)分析樣品中，面孔率在1.86% ～9.56%之間，平均4.4%;孔隙類型以粒內(nèi)溶孔、原生粒間孔、粒間溶孔為主，少量微孔。毛管壓力分析結(jié)果與鑄體薄片分析結(jié)果相似，在15個(gè)實(shí)驗(yàn)樣品中，排驅(qū)壓力為0.116 1～0.860 6 MPa;最大孔喉半徑0.854 1～7.150 9 μm;部分毛管壓力曲線有平臺(tái)(圖1)。

3 影響儲(chǔ)層物性的主要因素

研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層物性總體較差，其中潿二段好于潿三段;對儲(chǔ)層特征和影響儲(chǔ)層物性的因素綜合分析表明，儲(chǔ)層物性與成巖作用、含油性、沉積微相及巖石類型密切相關(guān)。

3.1 成巖作用

研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層主要經(jīng)歷的成巖作用類型有:壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕作用。

3.1.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是導(dǎo)致研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層物性變差的主要原因［15-23］。在鏡下薄片可見砂巖中顆粒由于壓實(shí)作用呈點(diǎn)—線狀接觸，具定向排列;顆粒發(fā)生變形、甚至破裂，云母受壓彎曲，原生孔隙縮小(圖 2a，b)。

由于研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)成熟度普遍較差，成巖過程中的壓實(shí)作用非常強(qiáng)烈，儲(chǔ)層受埋深的影響很大，埋深越大，儲(chǔ)層物性越差。對潿洲組儲(chǔ)層物性與深度的相關(guān)關(guān)系分析表明(圖3)，儲(chǔ)層物性隨埋深的增大迅速變差，3200m以下孔隙度基本小于10%，滲透率小于1×10-3μm2。在儲(chǔ)層物性總體隨埋深增加而減小的情況下，各深度段孔滲都有一定的分布區(qū)間，這種現(xiàn)象在埋深3 000 m以上變化比較明顯，其孔隙度分布在10% ～23%左右，滲透率分布在(0.1～100)×10-3μm2之間，說明除壓實(shí)作用外，還有其他因素對儲(chǔ)層物性產(chǎn)生重要影響。

表1 北部灣盆地邁陳凹陷東部潿洲組儲(chǔ)層巖礦特征Table 1 Petrological and mineralogical characteristics of reservoirs in Weizhou Formation，eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

3.1.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層膠結(jié)物的成分以碳酸鹽為主，硅質(zhì)、黏土礦物次之，碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石、白云石。據(jù)碳酸鹽含量與孔、滲的關(guān)系圖(圖4)，碳酸鹽含量的高低對物性基本無影響。硅質(zhì)膠結(jié)主要表現(xiàn)為石英的次生加大，石英生長于孔隙之中，縮小了儲(chǔ)集空間;黏土礦物有伊利石、高嶺石、綠泥石等，分布于粒間孔及孔喉表面，在一定程度上也影響了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能(圖2c，d)。

3.1.3 溶蝕作用

從鏡下薄片、掃描電鏡等觀察，潿洲組儲(chǔ)層的溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒的溶蝕，長石和巖屑的粒內(nèi)溶蝕最為常見，是形成次生孔隙的主要原因。溶蝕作用的發(fā)生與酸性水介質(zhì)密切相關(guān)，一般情況下在有油氣充注時(shí)溶蝕作用更發(fā)育(圖2e，f)。

圖1 北部灣盆地邁陳凹陷東部潿洲組毛管壓力曲線Fig.1 Mercury injection curves of Weizhou Formation in eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

圖2 北部灣盆地邁陳凹陷東部潿洲組儲(chǔ)層成巖作用特征Fig.2 Reservoir diagenetic characteristics of Weizhou Formation in eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

3.2 油氣充注

油氣充注過程中會(huì)產(chǎn)生大量的酸性水，可以對儲(chǔ)層形成溶蝕，充注后又可以抑制成巖作用，保留較好的孔滲空間［24-25］。從潿三段分析結(jié)果來看，油跡和非含油砂巖的儲(chǔ)層孔隙度沒有明顯差異，而油斑砂巖的孔隙度明顯高于油跡和非含油的砂巖(圖5)，說明含油性越好，儲(chǔ)層物性越好，油氣充注對溶蝕孔隙的形成和儲(chǔ)滲空間的保存起到了較好的作用。

油氣充注對成巖作用的抑制在XWX6井沉積巖黏土礦物X衍射定量分析中表現(xiàn)特別典型，2 920.95～2 922.03 m(E3w3)是本井油氣顯示最好、試油產(chǎn)量最高的井段。該井段油斑含礫砂巖黏土礦物中伊蒙混層的蒙脫石所占比例(%S)高達(dá)75%～90%，其上下巖性相似，含油性差或不含油的井段黏土礦物中%S為20%，說明油氣充注使酸性環(huán)境得以保持，I/S混層中S含量基本沒有轉(zhuǎn)化(表2)。

圖3 北部灣盆地邁陳凹陷東部潿洲組儲(chǔ)層物性與深度關(guān)系Fig.3 Correlation between reservoir physical properties and depth of Weizhou Formation in eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

圖4 北部灣盆地邁陳凹陷東部潿洲組儲(chǔ)層物性與碳酸鹽含量關(guān)系Fig.4 Correlation between reservoir physical properties and carbonate content of Weizhou Formation in eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

圖5 北部灣盆地邁陳凹陷東部XW6油藏潿洲組儲(chǔ)層含油性與孔隙度關(guān)系Fig.5 Correlation between oil content and porosity of XW6 oil reservoir in eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

3.3 沉積微相和巖石類型

相同埋深情況下，沉積微相和巖石類型對研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層的物性起著重要的控制作用。研究區(qū)潿洲組儲(chǔ)層主要有礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖等4種巖石類型。不同巖石類型與儲(chǔ)層孔隙度相關(guān)關(guān)系分析表明，相同埋深條件下，含礫砂巖與細(xì)砂巖類儲(chǔ)層孔隙度最好，粉砂巖類次之，礫巖類最差(圖6)。

選擇分析樣品相對較多的XWX6井，利用粉末粒度定量分析結(jié)果，分別對潿二段、潿三段平均粒徑與儲(chǔ)層孔隙度進(jìn)行相關(guān)關(guān)系分析。結(jié)果顯示，潿二段平均粒徑與孔隙度之間有一定的正相關(guān)關(guān)系;潿三段平均粒徑與孔隙度之間的相關(guān)性不好，其中平均粒徑1～3 φ之間儲(chǔ)層孔隙度相對較好(圖6)。

巖石類型主要由沉積微相控制。潿二段儲(chǔ)層主要為三角洲前緣水下分支河道砂體，儲(chǔ)層粒徑越大、儲(chǔ)層物性越好，所以相同埋深情況下，沉積時(shí)水動(dòng)力強(qiáng)，沉積顆粒粗的相帶是潿二段儲(chǔ)層發(fā)育的有利區(qū)帶。潿三段儲(chǔ)層主要為扇三角洲平原、前緣水道砂礫巖體，粗碎屑礫巖分選差，成巖作用強(qiáng)，儲(chǔ)層物性差，分選相對較好的含礫砂巖和細(xì)砂巖類成巖作用相對較弱，儲(chǔ)層物性相對較好。因此扇三角洲平原、前緣的相對細(xì)的相帶是潿三段儲(chǔ)層發(fā)育的有利相帶。

表2 北部灣盆地邁陳凹陷東部XWX6井潿洲組儲(chǔ)層黏土礦物X衍射定量分析統(tǒng)計(jì)Table 2 Quantitative statistics of X-ray diffraction of clay minerals of XW6 reservoir in eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

圖6 北部灣盆地邁陳凹陷東部潿洲組儲(chǔ)層巖石類型、平均粒徑與孔隙度關(guān)系Fig.6 Correlation between rock types，average grain sizeand porosity of Weizhou Formationin eastern Maichen Sag，Beibuwan Basin

4 結(jié)論

(1)邁陳凹陷東部潿二段儲(chǔ)層以不等粒巖屑長石砂巖為主，潿三段儲(chǔ)層以含礫不等粒長石巖屑砂巖為主。

(2)潿二段以中孔—中低滲—中細(xì)喉類儲(chǔ)層為主，儲(chǔ)集空間主要為粒內(nèi)溶孔、原生粒間孔，儲(chǔ)層物性較好;潿三段以特低孔、低孔—超低滲、低滲—細(xì)微喉類儲(chǔ)層為主，儲(chǔ)集空間主要為粒內(nèi)溶孔、原生粒間孔、粒間溶孔，儲(chǔ)層物性相對較差。

(3)潿洲組儲(chǔ)層物性與成巖作用、含油性、沉積微相及巖石類型密切相關(guān)。壓實(shí)作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差的主要原因;油氣充注對溶蝕孔隙的形成和儲(chǔ)滲空間的保存起到了較好的作用;相同埋深情況下，沉積微相和巖石類型對儲(chǔ)層的物性起著重要的控制作用。

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(編輯 黃 娟)