李偉，左倩媚，張道軍，朱繼田，姚哲

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

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瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷黃流組儲層特征及主控因素

李偉1，左倩媚1，張道軍1，朱繼田1，姚哲1

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

在利用鉆井和巖心資料基礎上，結合鑄體薄片、常規(guī)物性、壓汞實驗等分析測試手段，對瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷黃流組儲層特征及其影響因素進行了分析。研究表明，中央峽谷黃流組砂巖以巖屑石英砂巖為主，砂巖粒級較細且分選好，成熟度較高。原生粒間孔為主要孔隙類型，孔隙結構普遍為中孔細喉型。儲層物性總體表現(xiàn)為中孔-特高孔、中滲-特高滲的特征。沉積微相和成巖作用是影響黃流組儲層物性的主要因素，深水濁流沉積的水道砂巖是發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的前提，同時中央峽谷特殊的水深和溫壓條件是影響儲層成巖作用的重要因素。海水深度大，而實際地層埋深淺，儲層總體處于低溫常壓環(huán)境中，以致成巖作用程度普遍不強，但中央峽谷黃流組儲層物性的內(nèi)在差異仍主要受控于壓實作用，中央峽谷自西向東，水深增加，實際地層埋深變淺，壓實作用減弱，儲層孔隙度和滲透率較好，總體上峽谷東部氣層含氣飽和度也較西部高。

中央峽谷；黃流組；儲層特征；主控因素

1 引言

深水油氣資源非常豐富，隨著近年來全球深水油氣勘探不斷取得重大突破，深水區(qū)正逐漸成為未來世界油氣產(chǎn)量和儲量增長的重要領域。近年來，通過對外合作與自營并主的油氣勘探方略的實施，目前南海北部深水油氣勘探與油氣地質(zhì)研究已取得了重大的進展和一些成果，先后在珠江口盆地南部深水區(qū)白云凹陷和瓊東南盆地深水區(qū)樂東、陵水凹陷獲得重大油氣發(fā)現(xiàn)[1—6]，證實南海北部深水區(qū)具有巨大的油氣資源潛力和勘探前景，有望成為南海北部油氣可持續(xù)發(fā)展及油氣資源戰(zhàn)略接替的新領域和新的油氣儲量增長點。其中，瓊東南盆地深水區(qū)由于勘探程度低，受勘探鉆井及化驗分析資料較少等條件限制，前人的研究主要集中在構造演化特征、烴源巖地球化學特征、成藏條件分析、沉積物充填演化等方面[4—5，7—12]，對于瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷黃流組儲層特征認識方面鮮有成果公開發(fā)表。近兩年，瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷陵水段新增多口探井，在黃流組均鉆遇厚層濁積水道砂巖，砂巖巖性特征及沉積特征橫向變化較小，且儲層物性條件好，但不同井區(qū)儲層物性仍存在內(nèi)在差異，因此有必要對中央峽谷黃流組儲層特征進行綜合分析，研究深水條件下儲層物性分布規(guī)律特征及其主控因素，以期能為后續(xù)深水油氣勘探開發(fā)提供技術支撐。

2 區(qū)域地質(zhì)背景

瓊東南盆地位于南海海域西北部，以1號斷層為界與鶯歌海盆地相隔，是在前第三系基底基礎上發(fā)育起來的新生代陸緣拉張斷陷型含油氣盆地。盆地構造演化經(jīng)歷了3個階段，即古近紀裂陷階段、新近紀早期的裂后早期熱沉降階段和新近紀中晚期裂后晚期加速沉降階段，具有下斷上坳的雙層結構[13—14]。瓊東南深水區(qū)是指該盆地水深大于300 m的區(qū)域， 面積約5×104km2，主要包括中央坳陷和南部隆起兩個一級構造單元，其中中央坳陷主要由樂東—陵水凹陷、北礁凹陷、松南—寶島凹陷、長昌凹陷以及陵南低凸起、松南低凸起組成(圖1)。盆地充填演化史可劃分為古近紀從陸相湖盆充填到海陸過渡環(huán)境充填階段，以及新近紀從濱淺海相到深海相的連續(xù)沉積階段，海水深度逐步加深[15—16]。

圖1 瓊東南盆地構造區(qū)劃及鉆井位置圖Fig.1 Tectonic division and well sites in Qiongdongnan Basin

中央峽谷體系位于瓊東南盆地深水區(qū)中央坳陷，整體呈S型NE向展布，西起樂東凹陷，向東延伸至西沙海槽，終止于南海西北次海盆，平面上自西向東分為樂東-陵水段、松南-寶島段、長昌段等3個區(qū)帶，整體上表現(xiàn)出東深西淺的特征[4—9]。黃流組時期中央峽谷主要沉積充填濁積水道、濁積席狀砂、天然堤及漫溢沉積、塊體流、深海泥質(zhì)沉積5種沉積微相。樂東-陵水段的峽谷均以濁積水道沉積為主，松南以東峽谷段為濁積水道與塊體流互層沉積，但在不同區(qū)帶不同沉積物所占比例有一定差異。濁積水道砂和濁積席狀砂是深水區(qū)油氣勘探的主要儲層類型[8]。近年多口探井在陵水段濁積水道砂巖儲層鉆遇較厚氣層，證實了黃流組濁積水道具有較大勘探潛力。

3 儲層特征

3.1 巖石學特征

綜合分析中央峽谷陵水段多口探井225個巖(壁)心、巖屑樣品薄片鏡下鑒定結果表明，研究區(qū)黃流組砂巖類型基本相同，以巖屑石英砂巖為主，其次為石英砂巖，巖石成分成熟度相對較高(圖2)。其中石英主要成分為單晶石英，含量在32.5%～90%之間，平均含量為61.4%，多晶石英平均含量3.96%；長石包括鉀長石和斜長石，平均含量分別為3.81%和0.02%；巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，平均含量6.82%；填隙物主要包括泥質(zhì)雜基和碳酸鹽膠結物，其中碳酸鹽膠結物以鐵方解石為主，其次為方解石、白云石和鐵白云石。結構上，砂巖粒級偏細，以細砂巖、極細砂巖、粉砂巖較為普遍，巖石結構主要為顆粒支撐，膠結類型以孔隙式為主，碎屑顆粒之間以點接觸為主，分選中等-好，多呈次棱-次圓狀(圖3a)，砂巖結構成熟度亦較高。

圖2 黃流組砂巖組分三角圖Fig.2 Triangle diagram of sandstone components in Huangliu Formation1.石英砂巖；2.長石石英砂巖；3.巖屑石英砂巖；4.長石巖屑石英砂巖；5.長石砂巖；6.巖屑長石砂巖；7.混雜砂巖；8.長石碉屑砂巖；9.巖屑砂巖1.Quartz sandstone; 2.feldspathic quartz sandstone; 3.lithic quartz sandstone; 4.feldspathic lithic quartz sandstone; 5.feldspar sandstone; 6.lithic feldspar sandstone; 7.greywacke; 8.feldspathic debris sandstone; 9.debris sandstone

圖3 黃流組儲層鏡下微觀特征Fig.3 Characteristics of reservoir under microscope in Huangliu Formationa.E-1井，3 330.98 m，碎屑顆粒較細且分選好，顆粒之間點接觸，孔隙式膠結，鑄體薄片，單偏光；b.E-1井，3 340.75 m，孔隙類型多以原生粒間孔為主，其次為長石粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、生物體腔孔，鑄體薄片，單偏光；c.E-4井，3 456.0 m，原生粒間孔隙充填鐵白云石、片狀伊蒙混層，形成剩余粒間孔，掃描電鏡a.Well E-1, 3 390.98 m, clastic particles is fine and well sorted, pore-type cementation, cast thin section, single polarization; b.Well E-1, 3 340.75 m, pore type is mainly primary intergranular pore, followed is dissolution pore and organism pore, cast thin section, single polarization; c.Well E-4, 3 456.0 m, primary intergranular pore is filled iron dolomite and illite smectite layer clay, with residual intergranular pore developing, scanning electron microscope

3.2 儲集空間特征

3.2.1 孔隙類型

利用鑄體薄片、掃描電鏡等手段對黃流組砂巖進行鏡下觀測發(fā)現(xiàn)，中央峽谷黃流組發(fā)育的孔隙類型包括：原生粒間孔隙和粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、生物體腔孔等多種類型次生孔隙。其中原生粒間孔是黃流組儲層的主要孔隙類型，該類孔隙沉積期孔徑較大，經(jīng)歷壓實作用和膠結作用后孔徑減小甚至消失，孔隙形狀不規(guī)則，常呈三角形、多角狀，成為剩余粒間孔；其次鑄?？纵^為常見，該類孔隙孔徑較大，多為長石顆粒全部溶解而留下空間，保留著被溶蝕顆粒的幾何形狀，粒間溶孔常在顆粒周邊呈港灣狀，粒內(nèi)溶孔在顆粒內(nèi)部且數(shù)量多，呈蜂窩狀(圖3b、3c)。

3.2.2 孔隙結構

孔隙和喉道是孔隙結構的兩大重要構成，孔隙和喉道的形態(tài)、大小分布、相互連通情況和組合關系決定著儲層的儲集能力和滲流能力。圖像分析主要反映常規(guī)儲層中孔隙的大小分布情況，通過鑄體薄片鏡下圖像分析統(tǒng)計表明黃流組砂巖孔隙大小分布較集中，孔徑分布主要在30～100 μm之間，孔隙主要為中孔。目前常規(guī)儲層中測定喉道大小分布普遍采用壓汞法，壓汞資料表明黃流組砂巖中喉道半徑主要分布在3～10 μm之間，屬于細喉類型，同時毛管壓力曲線平臺普遍較低且長，說明砂巖孔隙結構分選較好。綜合分析認為黃流組孔隙結構為中孔細喉型，孔喉大小分布較均勻，孔隙空間連通性好(表1)。

表1 黃流組儲層孔隙結構綜合參數(shù)表

注：數(shù)據(jù)表示最小值～最大值/平均值。

3.3 物性特征

對234塊樣品常規(guī)物性測試結果進行統(tǒng)計分析表明(圖4)，中央峽谷黃流組儲層孔隙度主要在16%～35%之間，平均孔隙度為27.79%；滲透率主要分布在10×10-3～1 000×10-3μm2范圍，平均滲透率為433.14×10-3μm2，儲層物性總體表現(xiàn)為中孔-特高孔、中滲-特高滲的特征，孔隙度和滲透率之間具有較好的正相關性。中央峽谷黃流組孔隙度和滲透率變化范圍較大，峽谷西區(qū)W-1井的物性明顯低于東區(qū)探井的物性。

4 控制因素分析

4.1 水深和溫壓條件

分析沉積成巖因素對于黃流組儲層的影響，首先應該明確深水區(qū)水深條件和溫壓場特征的特殊性。瓊東南盆地自新近紀以來持續(xù)沉降，沉積物埋深不斷加大，現(xiàn)今地層埋深為地層最大埋深，溫壓系統(tǒng)即為地層埋藏過程中最大溫度和壓力。研究區(qū)黃流組地層壓力系數(shù)主要分布在1.17～1.23之內(nèi)，地層壓力差異小，屬于常壓環(huán)境；地層溫度主要分布在50～125℃范圍，從低溫到高溫變化較大，但地溫梯度變化范圍小，在3.5～4.0℃/(100 m)之間。水深對于地層溫壓條件影響較大，中央峽谷位于瓊東南盆地深水區(qū)，水深普遍在1 000 m以上，海水深度自西向東逐漸增大，剝?nèi)ズＫ疃群簏S流組上覆巖層實際厚度并不大，因此地層壓力不高；同時扣除水深后中央峽谷內(nèi)黃流組實際地層埋深西部深東部淺，在相近的地溫梯度下，地層溫度西部高東部低(表2)。

圖4 黃流組儲層孔隙度與滲透率相關關系Fig.4 The relation of porosity with permeability in the reservoir of Huangliu Formation

層位井名水深/m深度段/m壓力系數(shù)地層溫度/℃地溫梯度/℃·100m-1W-1井97543750～3940117～11911319～12521402A-1井104135402～35620119～11938971～9449353E-1井14472330149～348949119～1226700～8307365黃流組E-2井154713227～3370119～1205781～6672339E-3井1530532085～3421119～1216178～7905378E-4井1446231772～345981186～1226490～780345E-7井1252234678～350841192～11986932～9246377E-8井1365133984～3435012767～826375

4.2 沉積因素

沉積作用是儲層形成的基礎和先決條件，沉積相帶控制著沉積砂體的宏觀展布，其對儲層物性的影響具體表現(xiàn)在沉積微相帶、粒度、泥質(zhì)含量、分選性等方面。中央峽谷陵水段探井黃流組儲層主要是該時期中央峽谷內(nèi)部濁流沉積形成的濁積水道砂巖，成熟度均較高，分選性普遍較好，同時砂巖粒級差別小，砂巖粒度與儲層物性之間并無明顯相關性。中央峽谷主要受西部物源體系影響，隨著沉積物搬運距離的增加，水動力條件減弱，峽谷東部泥質(zhì)含量總體高于西部，但黃流組泥質(zhì)含量較低，平均泥質(zhì)含量均低于6%(圖5)，其對于研究區(qū)儲層物性的影響有限；但局部泥質(zhì)雜基含量高亦可造成儲層孔隙度降低，如峽谷東部的E-2井泥質(zhì)含量明顯高于周圍其他井區(qū)，其孔隙度偏低。

圖5 黃流組儲層填隙物含量和孔隙度大小分布圖Fig.5 The fillings content and porosity distribution in reservior of Huangliu Formation

4.3 成巖作用

成巖作用影響著沉積期后儲層物性的改造演化，分為建設性成巖作用和破壞性成巖作用。黃流組儲層在成巖過程中，主要存在壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等3種成巖作用過程，且各成巖作用過程又受到研究區(qū)特殊的水深條件和溫壓條件的影響。

壓實作用是指沉積物沉積后在上覆地層作用下，孔隙度降低的過程，對儲層的破壞性較大。通過薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)黃流組砂巖碎屑顆粒之間多以點接觸為主，塑性礦物未見明顯壓彎變形現(xiàn)象，這是因為砂巖碎屑顆粒分選好，雜基和塑性巖屑等含量低，抗壓實能力強，同時中央峽谷海水深度大，黃流組實際地層埋深淺，壓實作用程度較弱，原生粒間孔得以大部分保存較好?？紤]到研究區(qū)水深普遍在1 000 m以上，因此按海水密度1.03 g/cm3，巖層平均密度一般大于2.3 g/cm3[17]將海水深度換算成地層厚度。從儲層孔隙度和滲透率與水深換算后的地層埋深之間的關系可以看出(圖6)，換算后隨著地層實際埋深逐漸增加，巖層密度逐漸增大，聲波時差逐漸減小，壓實作用程度逐漸增強，儲層的孔隙度和滲透率總體上呈明顯降低趨勢；同時峽谷西部井區(qū)埋深大，東部埋深小，因此愈往峽谷東部黃流組儲層物性愈好。另外壓實作用與黃流組氣層含氣飽和度存在一定關系，據(jù)鉆井現(xiàn)場資料如峽谷西部的W-1井、W-2井黃流組平均含氣飽和度在50%～60%；而峽谷東部探井黃流組平均含氣飽和度在60%～70%，峽谷東部與西部含氣飽和度差異明顯。分析認為峽谷西部實際地層埋深大，壓實作用強，從而影響儲層的孔隙結構，使碎屑顆粒排列更緊密，砂巖更加致密，大部分孔喉半徑減小，孔隙毛管壓力增加，束縛水不易排出，從而不利于天然氣的聚集，導致含氣飽和度較低。因此壓實作用是控制研究區(qū)儲層物性、電性和含氣性空間差異性的主要因素之一。

圖6 黃流組儲層測井密度、聲波時差、物性與埋深的關系Fig.6 The relationships between buried depth and logging density, interval acoustic transit time, porosity and permeability in Huangliu Formation

膠結作用是僅次于壓實作用的另一破壞性成巖作用，常見硅質(zhì)膠結、碳酸鹽膠結和黏土礦物膠結。其中碳酸鹽膠結是黃流組儲層較為普遍的膠結類型，但碳酸鹽膠結物含量總體較低，平均含量不超過4%，膠結物主要為鐵方解石和鐵白云石，以泥、粉晶形式存在，分布于松散接觸的碎屑顆粒之間，充填在粒間孔隙中，降低儲層物性。綜合前文分析(表2，圖5)發(fā)現(xiàn)，黃流組膠結物發(fā)育程度與地層溫度仍具有一定正相關性，峽谷西區(qū)W-1井區(qū)地層溫度明顯較高，膠結物含量偏高，膠結作用程度越強，對儲層物性破壞程度越強。

溶蝕作用是地層中酸性水溶液和巖石在一定溫度與壓力下相互反應的結果，是一種有利于改善儲層物性的建設性成巖作用。黃流組儲層溶蝕現(xiàn)象較普遍，次生溶孔是僅次于原生粒間孔存在的另一儲集空間類型，包括長石和巖屑部分溶蝕而形成的粒內(nèi)溶孔、碎屑顆粒全部溶解而形成的鑄?？?。同時黃流組儲層溶蝕作用程度同樣受到溫壓條件的影響，大部分礦物的溶解度會隨著溫度和壓力的降低而降低，黃流組地層常壓低溫環(huán)境中，孔隙流體與巖石的化學反應較慢，以致溶蝕作用程度不強。

5 結論

(1)中央峽谷陵水段黃流組濁積水道砂巖粒度較細，分選較好，以巖屑石英砂巖為主，次為石英砂巖。砂巖成分成熟度和結構成熟度均較高，儲集空間以原生粒間孔為主，其次為鑄?？准捌渌愋痛紊芸?。黃流組儲層物性好，總體表現(xiàn)出中-特高孔、中-特高滲特征。

(2)中央峽谷特殊的水深和溫壓條件是影響儲層成巖作用的重要因素，因海水深度大，而實際地層埋深淺，黃流組儲層總體處于低溫常壓環(huán)境中，以致成巖作用程度普遍不強。但峽谷西區(qū)因實際地層埋深大，地層溫度高，成巖作用程度高于西部，如碳酸鹽膠結作用和壓實作用；普遍存在的溶蝕現(xiàn)象，一定程度改善儲層物性。

(3)沉積微相和成巖作用是控制黃流組儲層物性的兩個主要因素。分選較好且成熟度較高的濁積水道砂巖是發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的前提條件，但局部泥質(zhì)含量高和膠結嚴重造成儲層物性降低；壓實作用是控制研究區(qū)儲層物性的主要因素，也是造成黃流組含氣飽和度在中央峽谷內(nèi)部西低東高的重要原因。峽谷內(nèi)部自西向東，實際地層埋深變淺，壓實作用減弱，儲層物性增加，孔隙系統(tǒng)的儲集滲流能力越好，孔隙毛管壓力越低，越利于天然氣的聚集，含氣飽和度較高。由此預測中央峽谷東部黃流組濁積水道砂巖儲層具有較大油氣勘探潛力。

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Characteristics and controlling factors about the reservoir of Huangliu Formation in the central canyon of Qiongdongnan Basin

Li Wei1，Zuo Qianmei1，Zhang Daojun1，Zhu Jitian1，Yao Zhe1

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.，Zhanjiang524057，China)

Based on the use of drilling and core data， combined with the identification of casting thin sections， scanning electron microscopy， capilllary pressure experiment and so on， we analyze the reservoir characteristics and controlling factors of Huangliu Formation in the central canyon of Qiongdongnan Basin. The research shows that the finely granular lithic quartz-sandstone is dominated in the Huangliu Formation， and the sorting degree of sandstone is good， indicating the high maturity of rock composition and structure. Primary intergranular pore is the dominant reservoir space type， and the pore texture of sandstone is characterized by medium pore and fine throat at large. The reservoir propertity has the characterise of medium-ultrahigh porosity and medium-ultrahigh permeability. Sedimentary facies and diagenesis are the main factors on reservoir property. The channel sandstone of deep-water turbidity current deposits is the precondition of the development of high-quality reservoir， and the special water depth and temperature-pressure condition are the important factors that affect the diagenesis of reservoir. Because of deep seawater and shallowly buried stratum， the reservoir of Huangliu Formation is in the environment of low temperature and normal pressure in general， so that the diagenesis is generally not strong. But the differences of reservoir porosity and permeability is mainly controlled by compaction. From the west to the east in the central canyon， the depth of seawater increases gradually and the buried depth of stratum gets shallower， the compaction in the west is stronger than the east of central canyon， so the porosity and permeability of reservoir in the east is relatively high， as also as the gas saturation．

central canyon; Huangliu Formation; characteristics of reservoir; controlling factors

2016-04-20；

2016-07-15。

國家科技重大專項課題(2011ZX05025)。

李偉(1986—)，男，河南省信陽市人，工程師，從事沉積儲層研究。E-mail:liwei36@cnooc.com.cn

P736.2

A

0253-4193(2016)11-0117-08

李偉，左倩媚，張道軍，等. 瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷黃流組儲層特征及主控因素[J]. 海洋學報， 2016， 38(11): 117-124， doi:10.3969/j.issn.0253-4193.2016.11.011

Li Wei， Zuo Qianmei， Zhang Daojun， et al. Characteristics and controlling factors about the reservoir of Huangliu Formation in the central canyon of Qiongdongnan Basin[J]. Haiyang Xuebao， 2016， 38(11): 117-124， doi:10.3969/j.issn.0253-4193.2016.11.011