鄭勝，呂成福，陳國(guó)俊，張功成，梁建設(shè)，李超，張義娜，徐勇

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南海西北部晚中新世紅河海底扇儲(chǔ)集層特征

鄭勝1, 2，呂成福1，陳國(guó)俊1，張功成3，梁建設(shè)3，李超1，張義娜3，徐勇1, 2

(1. 甘肅省油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國(guó)科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅蘭州，730000；2. 中國(guó)科學(xué)院大學(xué)，北京，100049；3. 中海油研究總院，北京，100027)

通過粒度分析、巖石鑄體薄片、物性分析和掃描電鏡等手段，分析遠(yuǎn)源紅河海底扇儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征、成巖作用、孔隙結(jié)構(gòu)及物性演化，研究海底扇儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能及成因機(jī)制。研究結(jié)果表明：紅河海底扇主要儲(chǔ)層可以分為碎屑流成因的中扇水道砂體、濁流成因的下扇水道砂體和末端朵葉砂體3類。儲(chǔ)層具有較好的孔隙度，但滲透率較低，以中孔特低滲為典型特征，孔隙類型以粒間溶蝕擴(kuò)大孔為主，喉道一般為分選中等的細(xì)喉型、砂巖內(nèi)部發(fā)育致密的薄層鈣質(zhì)砂巖。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育在海底扇前端的下扇末端朵葉體，巖性為厚層的巖屑質(zhì)石英細(xì)砂巖和中砂巖。儲(chǔ)層孔隙度較高得益于遠(yuǎn)源重力流砂巖具有良好的顆粒骨架且泥質(zhì)含量較低，早期碳酸鹽膠結(jié)物得以大量發(fā)育并在晚期發(fā)生強(qiáng)烈溶蝕；滲透率較低的主要原因是后期綠泥石膠結(jié)物的廣泛發(fā)育從而堵塞了喉道。

孔隙結(jié)構(gòu)；物性；成巖作用；重力流；深水扇；南海北部

隨著油氣勘探開發(fā)難度的逐漸加大和技術(shù)的進(jìn)步，現(xiàn)今油氣勘探具有從陸地到海洋、從淺水到深水的發(fā)展趨勢(shì)，所以，海洋深水油氣勘探已經(jīng)成為全球油氣勘探的熱點(diǎn)問題[1?2]。大型海底扇作為海洋深水油氣勘探的主要目標(biāo)，同時(shí)也是全球沉積學(xué)研究的前沿和重點(diǎn)。近年來，國(guó)際上深水油氣勘探取得的巨大成功，極大地促進(jìn)了有關(guān)深水扇系統(tǒng)的研究。目前的研究主要是針對(duì)海底扇的沉積格架、模式等宏觀沉積特 征[2?4]，而對(duì)于海底扇儲(chǔ)層，認(rèn)為海底扇砂巖的孔隙主要由原始顆粒格架決定[5]，混合型碳酸鹽濁積碎屑巖中普遍發(fā)生膠結(jié)作用[6]，碳酸鹽膠結(jié)物在海底扇下扇末端砂巖中普遍發(fā)育于鈣質(zhì)結(jié)核[7]。可見，海底扇儲(chǔ)層的儲(chǔ)集特征及主控因素研究明顯不足，而儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能是油氣藏評(píng)價(jià)的重要指標(biāo)，現(xiàn)今海洋油氣勘探中海底扇儲(chǔ)層一般分布在海洋的深水區(qū)，勘探開發(fā)的難度大、成本高，人們尤為關(guān)注海底扇的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布及儲(chǔ)集性能。王英民等[1]在鶯歌海盆地和瓊東南盆地結(jié)合部發(fā)現(xiàn)一個(gè)大型海相深水扇沉積——紅河海底扇，并對(duì)該海底扇的成因、物源等宏觀沉積特征進(jìn)行了研究，認(rèn)為該扇體物源主要來自于遠(yuǎn)源的紅河水系，是富砂/泥型的海底扇。該扇富砂部分面積超過5 000 km2，最大沉積厚度超過2 km[1, 8]。由于鉆遇該扇體的YC35-1-2井在黃流組有氣層發(fā)現(xiàn)，使海洋油氣勘探開發(fā)工作者對(duì)紅河海底扇的油氣勘探寄予較高期望，但同時(shí)對(duì)該扇體儲(chǔ)集條件問題也存在很大爭(zhēng)議，因?yàn)閷?duì)于遠(yuǎn)源海底扇的儲(chǔ)集層來說，其沉積環(huán)境、巖石結(jié)構(gòu)和成巖環(huán)境有別于其他類型的碎屑巖儲(chǔ)層。在此，本文作者選取唯一鉆遇該扇體并進(jìn)行系統(tǒng)取心的YC35-1-2井為研究對(duì)象，通過X線衍射、鑄體薄片、壓汞分析以及實(shí)測(cè)孔隙度和滲透率等手段，分析遠(yuǎn)源紅河海底扇碎屑巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集特性及演化規(guī)律，并討論成巖作用對(duì)遠(yuǎn)源碎屑巖儲(chǔ)層物性的影響，以期對(duì)該地區(qū)遠(yuǎn)源海底扇油氣勘探開發(fā)提供科學(xué)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景與紅河扇沉積特征

鶯歌海盆地與瓊東南盆地為南海西北部的新生代盆地。鶯歌海盆地位于我國(guó)海南島的西南側(cè)，呈北西向展布，其北側(cè)為紅河入?？?，東側(cè)與瓊東南盆地相連；瓊東南盆地位于海南島東南側(cè)，呈北東向展布，東側(cè)與南海西北次海盆相通(圖1)。受新生代大陸邊緣拉張、印?歐板塊碰撞、南海海底擴(kuò)張等多種構(gòu)造活動(dòng)控制和影響，鶯?瓊盆地具有明顯不同的構(gòu)造演化背景[9]，鶯歌海盆地為受紅河斷裂系控制的走滑拉分盆地[10]，而瓊東南盆地主要受南海擴(kuò)張影響，先后經(jīng)歷了古近紀(jì)裂陷階段和新近紀(jì)坳陷階段2個(gè)構(gòu)造演化過程[11?12]，具有典型斷坳雙層充填結(jié)構(gòu)。漸新世早期在瓊東南盆地發(fā)生海侵，沉積了一套海陸過度相地層，漸新世晚期海侵進(jìn)一步擴(kuò)大至鶯歌海盆地，使鶯?瓊盆地充填了濱淺海相和海相三角洲沉積，此時(shí)鶯歌海盆地北部紅河物源可以提供大量沉積物[10, 13]。鶯?瓊盆地早中新世至中中新世海侵不斷擴(kuò)大，主要發(fā)育一套濱淺海相沉積，局部為碳酸鹽臺(tái)地相沉積；晚中新世為一套濱淺海相及半深海相的沉積，此時(shí)瓊東南盆地主體為淺海?半深海沉積；上新世發(fā)育一套以巨厚泥巖為主的淺海?半深海相沉積[14?15]。

圖1 南海西北部鶯—瓊盆地構(gòu)造區(qū)域圖

YC35-1-2井位于紅河扇前端，鉆遇黃流組和梅山組上部地層，并且從梅山組上部至黃流組二段中部(4 654.3~4 835.4 m)連續(xù)取心段180 m，這為揭示該扇體的儲(chǔ)層性質(zhì)提供很好條件。根據(jù)巖心、巖屑錄井和測(cè)井曲線分析，可以把紅河海底扇的取心段地層從下到上劃分為3期：第1期海底扇包含中扇和下扇2個(gè)亞相，前者砂巖儲(chǔ)層主要為碎屑流水道沉積，后者砂巖儲(chǔ)層為以濁流方式搬運(yùn)的水道沉積和末端朵葉體沉積；第2期和第3期海底扇屬于下扇亞相，砂巖儲(chǔ)層主要為末端朵葉體沉積。所以，紅河海底扇砂巖儲(chǔ)層總體可以分為碎屑流成因的中扇水道砂體、濁流成因的下扇水道砂體和末端朵葉砂體3類，并且末端朵葉砂體最為發(fā)育，最大單層厚度可達(dá)32.7 m。

2 儲(chǔ)層巖性與巖石學(xué)特征

通過對(duì)不同沉積微相砂巖的巖石薄片和粒度進(jìn)行分析可以發(fā)現(xiàn)，受沉積相帶和沉積物搬運(yùn)方式影響，海底扇儲(chǔ)層巖石性質(zhì)有很大差別(圖2)。下扇末端朵葉體一般發(fā)育濁流成因的厚層塊狀細(xì)砂巖和中砂巖，分選較好，泥質(zhì)含量略高；下扇水道發(fā)育以砂質(zhì)為主的濁流沉積，巖性為細(xì)砂巖、中砂巖和含細(xì)礫粗砂巖，分選中等。中扇水道主要發(fā)育砂礫質(zhì)碎屑流沉積，巖性為砂礫巖和含礫粗砂巖,砂巖基質(zhì)一般由粗砂和巨砂組成，也含有少量中砂、細(xì)砂、粉砂和黏土，礫石粒徑一般在3~9 mm之間，最大粒徑可達(dá)3 cm，分選差，局部層段也發(fā)育薄層由泥質(zhì)和粉?細(xì)砂巖支撐的泥質(zhì)砂礫巖。總的來看，紅河海底扇主要砂巖儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量(體積分?jǐn)?shù))較低，最高不超過6.7%。

(a) 4 714.28 m下扇末端朵葉體砂巖；(b) 4 812.52 m中扇水道砂巖

海底扇儲(chǔ)層巖石性質(zhì)差異不僅表現(xiàn)在粒度上，同時(shí)巖石礦物組成及結(jié)構(gòu)也不同(圖3)。下扇末端朵葉砂體位于海底扇最前端，沉積物主要以濁流的方式長(zhǎng)距離搬運(yùn)，致使該儲(chǔ)層巖性主要為細(xì)粒、成熟度較高的巖屑質(zhì)石英砂巖，石英體積分?jǐn)?shù)平均為75.2%，礦物分選、磨圓均很好。具有相同沉積物搬運(yùn)方式和海底扇中所處位置的下扇水道砂體，巖石礦物結(jié)構(gòu)成熟度與其類似，但長(zhǎng)石成分略有增高，巖性為長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖；而中扇水道更靠近海底扇根部，沉積物主要以碎屑流方式搬運(yùn)，巖石結(jié)構(gòu)成熟度和礦物成熟度均有所降低，顆粒磨圓中等，一般為次棱角狀—次圓狀，儲(chǔ)層巖性主要為巖屑砂巖。儲(chǔ)層中石英大約77%為來源于花崗巖母巖的單晶石英，其余則來源于變質(zhì)巖的多晶石英；長(zhǎng)石主要為鉀長(zhǎng)石，同時(shí)含有少量斜長(zhǎng)石；巖屑以變質(zhì)巖和花崗巖為主，噴出巖次之。整體上泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)較少，一般0.36%~6.7%之間，平均為2.67%，結(jié)合掃描電鏡觀察和X線衍射分析得知，泥質(zhì)主要以綠泥石和伊蒙混層為主。碎屑顆粒之間以點(diǎn)?線接觸為主,支撐方式多為顆粒支撐，儲(chǔ)層膠結(jié)物主要為黏土礦物、硅質(zhì)膠結(jié)物和碳酸鹽膠結(jié)物，目前碳酸鹽膠結(jié)物大部分被溶蝕，膠結(jié)類型以接觸式為主，局部層段以碳酸鹽孔隙式膠結(jié)，其中，碳酸鹽膠結(jié)物一般為鐵方解石和白云石，也發(fā)育一定數(shù)量的方解石和鐵白云石，偶爾可見少量的菱鐵礦。另外，砂巖中完整的生物化石及碎片也很常見。

1—石英砂巖；2—長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖；3—巖屑質(zhì)石英砂巖；4—長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖；5—長(zhǎng)石砂巖；6—巖屑長(zhǎng)石砂巖；7—長(zhǎng)石巖屑砂巖；8—巖屑砂巖

3 碎屑巖儲(chǔ)集特征

3.1 儲(chǔ)集孔隙類型

利用鑄體薄片分析和掃描電鏡觀察來研究遠(yuǎn)源海底扇砂巖儲(chǔ)層的孔隙類型及形態(tài)特征，可以發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層內(nèi)常見的孔隙類型有原生粒間孔、粒間溶蝕孔、硅質(zhì)巖屑和長(zhǎng)石粒內(nèi)溶蝕孔、鑄模溶孔、生物體內(nèi)腔孔、膠結(jié)物晶間孔、填隙物中微孔以及剛性顆粒壓裂縫等。雖然常見的孔隙類型與南海北部珠江口盆地白云凹陷珠海組的砂巖儲(chǔ)層[16]類似，但是，普遍發(fā)育的粒間溶蝕孔控制紅河扇砂體的儲(chǔ)集性能，粒內(nèi)溶蝕孔、鑄模溶孔及生物體內(nèi)腔孔對(duì)砂體儲(chǔ)集性能也有一定影響。顆粒間原生粒間孔隙大部分被后期成巖作用所改造而形成粒間擴(kuò)大溶孔，而早期基質(zhì)微孔隙、礦物解理縫及紋理縫基本都被后期硅質(zhì)或黏土膠結(jié)物所充填，喪失了作為儲(chǔ)集空間和流體運(yùn)移通道的能力。因此，為了便于統(tǒng)計(jì)分析，將研究區(qū)孔隙歸納為以下3種類型，見圖4。

(a) 粒間溶孔和生物內(nèi)腔孔，YC35-1-2井，4 834.25 m，梅一段，鑄體薄片，×100(-)；(b)碳酸鹽交代長(zhǎng)石后溶蝕形成粒內(nèi)溶孔，YC35-1-2井，4 788.56 m，黃二段，鑄體薄片，×100(?)；(c)鑄膜溶孔和超大孔，YC35-1-2井，4 834.25 m，梅一段，鑄體薄片，×100(?)；(d)長(zhǎng)石顆粒晚期壓裂縫，YC35-1-2井，4 788.56 m，黃二段，鑄體薄片，×100(?)

1) 粒間溶孔。這是紅河海底扇砂巖儲(chǔ)層中最主要的孔隙類型，溶蝕面孔率一般在80%以上，由早期充填粒間原生孔隙及交代碎屑礦物邊緣的碳酸鹽膠結(jié)物局部或者全部溶蝕、溶解而形成，孔隙形態(tài)類似于原生粒間孔隙，但常見港灣狀，在孔隙內(nèi)部或者邊緣有時(shí)存在碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕殘骸(圖4(a))。因?yàn)樯皫r雜基含量低，所以成巖過程中早期碳酸鹽膠結(jié)物廣泛發(fā)育并且交代石英和長(zhǎng)石顆粒邊緣，后期的地層流體侵入對(duì)碳酸鹽膠結(jié)物進(jìn)行溶蝕、溶解，進(jìn)而形成了廣泛發(fā)育的粒間擴(kuò)大溶蝕孔隙，所以，這類孔隙的大量發(fā)育是早期可溶的碳酸鹽膠結(jié)物充填及交代和晚期較為強(qiáng)烈的溶蝕作用共同作用的產(chǎn)物。

2) 粒內(nèi)溶孔。這是紅河深水扇砂巖儲(chǔ)層中的次要孔隙類型，以長(zhǎng)石、硅質(zhì)巖屑顆粒內(nèi)部溶蝕孔隙最常見(圖4(b))，但是，值得注意的是：這類孔隙多為碳酸鹽膠結(jié)物交代碎屑顆粒后再經(jīng)溶蝕而形成。粒內(nèi)溶孔一般含有大量顆粒殘骸，孔隙喉道很窄，但在強(qiáng)溶蝕的情況下，某些粒內(nèi)溶蝕孔隙進(jìn)一步擴(kuò)大從而只留下礦物顆粒輪廓形成鑄?？紫?圖4(c))。碎屑顆粒及與之接觸的膠結(jié)物相繼被溶解與粒間孔隙共同形成超大孔隙(圖4(c))，其一般是在粒間溶蝕孔隙的基礎(chǔ)上進(jìn)一步溶蝕而形成。粒內(nèi)溶孔雖然對(duì)流體運(yùn)移幫助很小，但可以有效提高儲(chǔ)集空間。

3) 其他孔隙。主要為生物內(nèi)腔孔，還包括剛性顆粒壓裂縫。砂巖儲(chǔ)層內(nèi)含有一定數(shù)量的生物介殼，其內(nèi)部發(fā)育多個(gè)體腔孔，生物體腔孔之間相互聯(lián)通，由碳酸鹽礦物組成的介殼壁溶蝕后使體腔孔與外部粒間溶蝕孔相連，可以形成有效孔隙(圖4(a))。剛性顆粒壓裂縫也比較常見，早期形成的壓裂縫被碳酸鹽膠結(jié)物充填后發(fā)生溶解，晚期出現(xiàn)的壓裂縫直接產(chǎn)生了良好的孔隙(圖4(d))，雖然壓裂縫對(duì)儲(chǔ)層孔隙度影響較小，但對(duì)改善儲(chǔ)層滲透率起著重要作用。

3.2 儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)主要指孔隙空間及與之相連喉道的組合關(guān)系及特征，其中，連通孔隙的孔徑?jīng)Q定著儲(chǔ)層孔隙度，與孔隙連通的喉道數(shù)量及喉道半徑?jīng)Q定儲(chǔ)層滲透率。利用毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)及各特征參數(shù)和鑄體薄片，分析儲(chǔ)層的喉道半徑、連通狀況、分布及相互配置關(guān)系，可以發(fā)現(xiàn)紅河海底扇不同沉積類型砂體的喉道普遍偏細(xì)，半徑一般在0.13~1.33 μm，平均為0.59 μm，喉道半徑分選較差，相對(duì)分選系數(shù)平均為0.24。由于受巖石后期成巖作用的影響，不同層段的喉道特征也存在差異，因此，可以將紅河海底扇砂體的孔隙結(jié)構(gòu)分為細(xì)喉型和特細(xì)喉型。

1) 細(xì)喉型。該類結(jié)構(gòu)是紅河海底扇儲(chǔ)層中主要存在的孔隙結(jié)構(gòu)和典型特征，不同沉積類型儲(chǔ)層的孔隙

結(jié)構(gòu)略有不同?？紫镀骄膨?qū)壓力為0.31 MPa，汞飽和度中值壓力相對(duì)較高，平均為2.60 MPa，最大汞飽和度大于89.55%，平均半徑為0.27 μm，具有尖峰正偏態(tài)略細(xì)歪度，毛細(xì)管壓力曲線平臺(tái)短，喉道分選中等(圖5(a))。碎屑顆粒之間呈點(diǎn)?線接觸，黏土礦物、自生石英和殘余碳酸鹽膠結(jié)物以接觸式膠結(jié)，使原始孔隙收縮從而轉(zhuǎn)變?yōu)楹淼馈?/p>

2)特細(xì)喉型。該類孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)育在大套厚層砂巖內(nèi)部的鈣質(zhì)砂巖夾層或者下扇末端朵葉體粉砂巖和細(xì)砂巖中?？紫镀骄膨?qū)壓力為2.42 MPa，汞飽和度中值壓力高，平均為14.76 MPa，最大汞飽和度大于84.59%，平均半徑為0.22 μm。下扇末端朵葉體粉砂巖和細(xì)砂巖具有尖峰正偏態(tài)細(xì)歪度，毛細(xì)管壓力曲線平臺(tái)短，喉道分選較中等；鈣質(zhì)砂巖夾層具有雙峰正偏態(tài)細(xì)歪度，毛細(xì)管壓力曲線平臺(tái)略發(fā)育，喉道分選較差(圖5(b))。喉道類型有2種：一種為大量的黏土礦物和硅質(zhì)接觸式膠結(jié)而形成的孔隙縮小喉道，另一種為碳酸鹽膠結(jié)物基底式膠結(jié)形成管束狀喉道。

(a) 細(xì)喉型；(b) 特細(xì)喉型；(c) 細(xì)喉型；(d) 特細(xì)喉型

3.3 儲(chǔ)集層物性特征及演化規(guī)律

儲(chǔ)層孔隙度和滲透率是油氣成藏的前提條件，也是油氣藏評(píng)價(jià)和開發(fā)的主要參數(shù)。從儲(chǔ)層砂巖樣品實(shí)測(cè)孔隙度和滲透率來看，紅河海底扇砂巖儲(chǔ)層具有較好的孔隙度和較低的滲透率，其孔隙度主要分布在10%~16%之間，平均為11.4%，滲透率主要分布在(0.08~5.40)×10?3μm2之間，平均為1.5×10?3μm2。根據(jù)中國(guó)石油天然氣總公司的儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)，可以將紅河海底扇砂巖儲(chǔ)層分為中孔特低滲儲(chǔ)層和低孔特低滲儲(chǔ)層2種類型，但整體上具有中孔特低滲儲(chǔ)層特征，中孔儲(chǔ)層占總儲(chǔ)層的87%。巖石孔隙度與滲透率的關(guān)系如圖6所示。從圖6可以看出：孔隙度與滲透率具有較好的相關(guān)性，這與儲(chǔ)層主要發(fā)育粒間溶蝕次生孔隙有關(guān)。因?yàn)榱ｉg擴(kuò)大溶孔型碎屑巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間和喉道半徑同時(shí)增大，其往往具有較好的孔隙度?滲透率相關(guān)性，而粒內(nèi)溶孔往往僅對(duì)儲(chǔ)集空間有貢獻(xiàn)，孔喉半徑?jīng)]有改變，仍然很小，所以，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)明顯減小。研究區(qū)海底扇儲(chǔ)層中地層流體幾乎全部溶蝕了孔隙內(nèi)及粒間的早期碳酸鹽充填物，這種溶蝕在擴(kuò)大了孔隙度的同時(shí)也增加了滲透率。

圖6 紅河海底扇砂巖儲(chǔ)層孔隙度與滲透率關(guān)系

儲(chǔ)層物性在縱向上也有一定的變化規(guī)律，取心段下部第1期海底扇中扇水道砂體的平均孔隙度略低(7.9%)且變化范圍比較寬泛，最低為3.2%，最高可達(dá)14.3%，這說明受沉積物搬運(yùn)方式的影響，致使不同期次的水道砂體非均質(zhì)性較強(qiáng)，其上部同屬第1期海底扇的下扇水道和末端朵葉體孔隙度穩(wěn)定，一般都在10.3%~11.9%之間。而取心段中上部的第2期和第3期海底扇下扇末端朵葉體的孔隙度相對(duì)穩(wěn)定且較高(平均為13.7%)，但大套厚層末端朵葉砂體內(nèi)部偶爾也發(fā)育薄層鈣質(zhì)砂巖夾層，其孔隙度較低(實(shí)測(cè)孔隙度為4.1%和5.1%)?？梢姡汉５咨葍?chǔ)層中下扇末端朵葉砂體不僅厚度大、分選好，而且儲(chǔ)層物性明顯好于中扇水道砂體的物性，是海底扇理想的儲(chǔ)集層。

4 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

通過上述分析可以看出，紅河海底扇儲(chǔ)層總體具有孔隙度較好、滲透率較差的特征，其孔隙度演化規(guī)律明顯且在一定程度上受沉積相帶所控制，但是成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響更加深遠(yuǎn)。通過儲(chǔ)集空間類型、孔隙結(jié)構(gòu)以及成巖礦物與孔隙之間關(guān)系等綜合分析認(rèn)為，成巖作用是造成儲(chǔ)層現(xiàn)今面貌的重要因素，主要成巖作用為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、交代作用及溶蝕作用，依據(jù)其對(duì)儲(chǔ)層物性影響方式及程度，可以將研究區(qū)成巖作用分為建設(shè)性和破壞性成巖作用。

4.1 破壞性成巖作用

紅河海底扇砂巖在埋藏成巖過程中遭受較強(qiáng)的機(jī)械壓實(shí)作用，化學(xué)壓實(shí)作用鮮有發(fā)生，巖石主要表現(xiàn)為顆粒重排及剛性顆粒產(chǎn)生壓裂縫、塑性巖屑明顯變形，顆粒之間主要為點(diǎn)?線接觸，這種壓實(shí)作用致使儲(chǔ)層普遍損失較多的粒間孔隙。除常見的機(jī)械壓實(shí)作用以外，膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的破壞也較為顯著，普遍存在的膠結(jié)物為碳酸鹽、硅質(zhì)和黏土礦物，在以碳酸鹽為基底式膠結(jié)的砂巖內(nèi)硅質(zhì)和綠泥石膠結(jié)不發(fā)育，通過薄片偏光鏡下觀察，儲(chǔ)層膠結(jié)物生產(chǎn)的世代關(guān)系為碳酸鹽→硅質(zhì)→綠泥石。膠結(jié)作用對(duì)紅河海底扇儲(chǔ)層物性的嚴(yán)重破壞表現(xiàn)在2個(gè)方面，一是顆粒間黏土礦物和硅質(zhì)的接觸式膠結(jié)致使儲(chǔ)層滲透率較低，二是碳酸鹽膠結(jié)物基底式膠結(jié)使大套砂巖儲(chǔ)層內(nèi)部形成致密的鈣質(zhì)砂巖夾層。膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響主要表現(xiàn)在膠結(jié)物成分、含量和膠結(jié)類型上。

1) 碳酸鹽膠結(jié)。目前大部分樣品中碳酸鹽含量較低(平均為2.1%)，只是以溶蝕殘余物零星存在，但4 714.28，4 740和4 812 m左右存在3個(gè)碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)育集中段，膠結(jié)物含量高達(dá)20.1%，碳酸鹽多以基底式膠結(jié)，不僅充填原生粒間孔隙而且堵塞喉道，致使儲(chǔ)層孔隙度迅速降低至4.1%、滲透率降低至0.02×10?3μm2。碎屑顆粒之間多呈“漂浮”狀或點(diǎn)接觸(圖7(a))，這說明碳酸鹽大量發(fā)育時(shí)，砂巖并沒有經(jīng)過嚴(yán)重地壓實(shí)改造，鈣質(zhì)砂巖夾層是早期成巖作用或者同沉積時(shí)期的產(chǎn)物。該夾層碳酸鹽膠結(jié)物類型主要為方解石、鐵方解石和白云石，早期碳酸鹽膠結(jié)物成分為方解石，常被后期白云石和含鐵方解石交代，含量不高；中期碳酸鹽膠結(jié)物成分為主要為含鐵方解石，也含有少量白云石，多呈潔凈亮晶狀，常常交代石英和長(zhǎng)石顆粒。大量碳酸鹽膠結(jié)物的形成可能是由于堆積在海底的松散沉積物含有較多的Ca2+和Mg2+，之后在形成重力流向海底搬運(yùn)的過程中，沉積物與海水進(jìn)一步混合，從而使沉積物中富Ca2+和Mg2+，當(dāng)沉積物埋深逐漸加大時(shí)，壓實(shí)作用使分布于砂、泥巖中的孔隙水向碎屑巖孔隙中聚集，加之地層溫度逐漸上升，孔隙水pH也相應(yīng)由弱堿性轉(zhuǎn)化為較強(qiáng)堿性，致使孔隙水對(duì)碳酸鹽的溶解度降低從而先后析出方解石、鐵方解石和白云石等碳酸鹽礦物。

2) 黏土礦物和硅質(zhì)的接觸式膠結(jié)。海底扇儲(chǔ)層目前普遍發(fā)育的黏土礦物(平均體積分?jǐn)?shù)為4.5%)和硅質(zhì)(平均體積分?jǐn)?shù)為5.8%)膠結(jié)物，雖然在全巖中含量較低，但對(duì)儲(chǔ)層滲透率產(chǎn)生了極大的破壞。硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英次生加大邊的形式出現(xiàn)，以Ⅲ級(jí)加大為主，形成比較完整的石英六方雙錐晶形，多從碎屑石英顆粒表面向粒間孔隙內(nèi)擴(kuò)展，占據(jù)部分粒間孔隙和喉道。硅質(zhì)膠結(jié)物的發(fā)育降低了一定數(shù)量的孔隙度，但對(duì)滲透率的不利影響更為明顯，其顯著地縮小了喉道半徑，某些石英顆粒之間的喉道甚至完全被硅質(zhì)膠結(jié)堵死。由于砂巖中黏土雜基含量少并且黏土膠結(jié)物形成較晚，這對(duì)硅質(zhì)膠結(jié)的形成提供了條件。在儲(chǔ)層基本沒有發(fā)生剛性石英顆粒壓溶和斜長(zhǎng)石、鉀長(zhǎng)石等不穩(wěn)定酸性礦物較少溶解的情況下，硅質(zhì)膠結(jié)物的形成可能是由于早期蒙脫石向高嶺石轉(zhuǎn)化過程中提供了大量的SiO2。

黏土膠結(jié)物其主要成分是綠泥石，其質(zhì)量占總黏土礦物的65%以上，其次為伊蒙混層。儲(chǔ)層內(nèi)綠泥石雖然普遍發(fā)育，但含量略低且發(fā)育時(shí)期較晚，并沒有形成有效的綠泥石黏土膜從而及時(shí)保護(hù)原生粒間孔隙及喉道。綠泥石普遍呈接觸式膠結(jié)，除對(duì)粒間孔隙有少量影響外，對(duì)儲(chǔ)層物性的影響主要體現(xiàn)在堵塞喉道(圖7(b)和7(c))，使得滲透率降低。綠泥石的接觸式膠結(jié)是紅河海底扇儲(chǔ)層滲透率較低的最主要原因。硅質(zhì)膠結(jié)發(fā)育的喉道內(nèi)，自生綠泥石在早期硅質(zhì)膠結(jié)的基礎(chǔ)上進(jìn)一步充填喉道，這種綠泥石經(jīng)常與自生石英共生(圖7(d))，而在其他喉道內(nèi)自生綠泥石則直接充填。

4.2 建設(shè)性成巖作用

建設(shè)性成巖作用是指有利于原生孔隙保存和次生孔隙形成的成巖作用，紅河海底扇砂巖廣泛發(fā)育的建設(shè)性成巖作用主要為碳酸鹽膠結(jié)物的交代及溶蝕，尤其是溶蝕作用對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層物性的改善十分關(guān)鍵。目前，儲(chǔ)層內(nèi)仍存在的沒有被溶蝕的鈣質(zhì)砂巖致密層在致密層與常規(guī)儲(chǔ)層交界處可以看到，未溶蝕區(qū)域碳酸鹽呈基底式、孔隙式膠結(jié)，而在溶蝕區(qū)域內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物僅以殘骸形式存在，石英、長(zhǎng)石顆粒邊緣呈港灣狀，并殘存未溶解的碳酸鹽(圖7(e))，這種溶蝕現(xiàn)象在孔隙度較好的常規(guī)儲(chǔ)層內(nèi)也較常見。常規(guī)儲(chǔ)層的樣品中未見碳酸鹽膠結(jié)物區(qū)域，可見石英次生加大邊不均勻生長(zhǎng)，呈規(guī)則內(nèi)弧形(圖7(f))，這說明該處早期被碳酸鹽所占據(jù)，石英次生加大在自生碳酸鹽與石英顆粒之間生長(zhǎng)，后期碳酸鹽被溶蝕而形成孔隙。所以，雖然儲(chǔ)層內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物含量較低，但早期碳酸鹽膠結(jié)物曾廣泛發(fā)育于紅河海底扇砂巖全部?jī)?chǔ)層，溶蝕作用使儲(chǔ)層物性明顯改善具有較大的孔隙度。碳酸鹽交代石英、長(zhǎng)石和硅質(zhì)巖屑對(duì)儲(chǔ)層物性的也有一定影響，石英和長(zhǎng)石的溶解需要孔隙水具有較高的pH，而碳酸鹽對(duì)pH比較敏感。在研究區(qū)儲(chǔ)層長(zhǎng)石僅發(fā)生輕微溶蝕，這說明儲(chǔ)層孔隙水不具有較高的pH，碳酸鹽交代作用使巖石中不易溶蝕的礦物變成易溶的礦物，為溶蝕作用發(fā)生并改善儲(chǔ)層物性提供了良好的條件，尤其是研究區(qū)粒內(nèi)溶孔的發(fā)育幾乎都與這種交代作用 有關(guān)。

(a) 亮晶鐵方解石基底式膠結(jié)，YC35-1-2井，4 714.28 m，黃二段，鑄體薄片，×100(+)；(b) 綠泥石膠結(jié)物堵塞喉道，YC35-1-2井，4 741.32 m，黃二段，鑄體薄片，×200(?)；(c) 綠泥石完全堵塞喉道，YC35-1-2井，4 741.32 m，黃二段，SME；(d) 早期硅質(zhì)膠結(jié)的基礎(chǔ)上自生綠泥石進(jìn)一步充填喉道，YC35-1-2井，4 788.56 m，黃二段，SME；(e) 碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕界面，YC35-1-2井，4 812.25 m，梅一段，鑄體薄片，×25(?)；(f) 石英次生加大邊不均勻生長(zhǎng)呈規(guī)則內(nèi)弧形，碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕殘骸，YC35-1-2井，4 695.9 m，黃二段，鑄體薄片，×200(?)

5 結(jié)論

1) 紅河海底扇主要儲(chǔ)層可以分為碎屑流成因的中扇水道砂體、濁流成因的下扇水道砂體和末端朵葉砂體3類。下扇末端朵葉體儲(chǔ)層一般發(fā)育厚層塊狀、成熟度較高的巖屑質(zhì)石英細(xì)砂巖和中砂巖；下扇水道發(fā)育長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英細(xì)砂巖、中砂巖和含細(xì)礫粗砂巖；中扇水道更靠近海底扇根部，主要發(fā)育巖屑砂礫巖和含礫粗砂巖。其中，海底扇前端的下扇末端朵葉體為儲(chǔ)層質(zhì)量最好的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，這與以往三角洲、濁積扇的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布有很大區(qū)別，油氣勘探開發(fā)中應(yīng)引起注意。

2) 紅河海底扇砂巖儲(chǔ)層以中孔特低滲為特征，作為主力儲(chǔ)層的末端朵葉體孔隙度相對(duì)穩(wěn)定且較高，平均為13.7%，孔隙類型以粒間溶蝕擴(kuò)大孔為主，喉道一般為分選中等的細(xì)喉型，致使?jié)B透率較低。厚層砂巖內(nèi)部發(fā)育的薄層鈣質(zhì)砂巖為特低孔特低滲儲(chǔ)層，孔隙結(jié)構(gòu)由孤立的粒內(nèi)溶孔、膠結(jié)物晶間微孔隙與分選差的特細(xì)喉道組成。雖然紅河海底扇儲(chǔ)層滲透率較低，但天然氣(甲烷分子直徑為0.414 nm)完全能夠聚集成藏，也不存在勘探開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)。

3) 由于砂質(zhì)沉積物經(jīng)過長(zhǎng)距離搬運(yùn)后又經(jīng)重力流運(yùn)移至海底，儲(chǔ)層砂巖形成了良好的顆粒骨架且泥質(zhì)含量較低，這是紅河海底扇儲(chǔ)層具有良好孔隙度的先決條件。早期大量發(fā)育的碳酸鹽膠結(jié)物在晚期發(fā)生了強(qiáng)烈溶蝕作用，這是儲(chǔ)層具有良好孔隙度的根本原因。局部的硅質(zhì)膠結(jié)充填一部分孔隙喉道，而后期綠泥石膠結(jié)物的廣泛發(fā)育并充填喉道是海底扇儲(chǔ)層滲透率較低的主要原因。

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Reservoir characteristics of Late Miocene Red River submarine fan, northwestern South China Sea

ZHENG Sheng1, 2, Lü Chengfu1, CHEN Guojun1, ZHANG Gongcheng3, LIANG Jianshe3, LI Chao1, ZHANG Yina3, XU Yong1, 2

(1. Key Laboratory of Petroleum Resources of Gansu Province & Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Institute of Geology and Geophysics, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China?2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China;3. China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) Research Institute, Beijing 100027, China)

The grain size analysis, casting thin section, reservoir properties analysis, scanning electron microscope and other technologies were applied to analyze the petrology characteristics, diagenesis, pore structure and reservoir properties evolution of distant source Red River submarine fan reservoir, and the reservoir properties of submarine fan and generation mechanism were researched. The results show that the main lithofacies of Red River submarine fan are composed of mid-fan channel sandstone brought by debris flow, the lower fan channel sandstone brought by turbidity current and terminal lobe sandstone. The reservoir is characterized by relatively high porosity and low permeability. The typical characteristic has medium porosity and extra-low permeability. The pore type is mainly intergranular dissolution with enlargement. The pore throat is generally thin with medium sorted. Thin tight calcareous sandstone is developed within the main sandstone. The good quality reservoir is developed at the terminal lobe of lower fan in submarine fan

front, and the lithofacies has thick lithic quartz fine sandstone and middle-grained sandstone. The relatively high porosity is due to the gravity flow sandstone from distant source which contains good particle skeleton with low clay content. The early carbonate cements can extensively develop and form strong dissolution. The low permeability is due to wide development of chlorite cements at late stage, which blocks the pore throat.

pore structure; reservoir properties; diagenesis; gravity flow; deep-water fan; northern South China Sea

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.05.025

TE122.2+3

A

1672?7207(2015)05?1754?09

2014?05?11；

2014?08?18

國(guó)家重大科技專項(xiàng)(2011ZX05025-006)；甘肅省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)專項(xiàng)基金資助項(xiàng)目(1309RTSA041) (Project(2011ZX05025-006) supported by Major Program of National Science and Technology; Project(1309RTSA041) supported by the Key Laboratory Program of Gansu Province)

呂成福，博士，副研究員，從事儲(chǔ)層沉積學(xué)研究；E-mail : bailu2005@163.com

(編輯 趙俊)