劉成鑫

（上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

東海西湖凹陷平湖主斷裂下盤砂礫巖儲層特征及主控因素

劉成鑫

（上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

利用巖心、薄片、掃描電鏡等資料，運(yùn)用巖石學(xué)、沉積學(xué)等方法對東海平湖地區(qū)平湖主斷裂下盤砂礫巖儲層進(jìn)行了分析， 認(rèn)為儲層以砂質(zhì)礫巖和礫質(zhì)砂巖為主，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度都不高；孔隙類型以粒間孔為主，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔；儲層儲集性能總體上是中孔中滲到低孔低滲。該區(qū)砂礫巖沉積相為近岸水下扇，可進(jìn)一步分為扇根、扇中和扇緣亞相，其中以扇中亞相辮狀水道微相儲層物性最好，可提供最有利的油氣儲集空間。經(jīng)過對研究區(qū)成巖機(jī)理研究認(rèn)為，影響研究區(qū)砂礫巖儲層的主要成巖作用為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶解作用。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用為破壞性的成巖作用，溶蝕作用為建設(shè)性的成巖作用。巖石結(jié)構(gòu)及巖石顆粒成分均降低砂礫巖的孔隙空間。

砂礫巖儲層；儲層特征；主控因素；平湖主斷裂下盤；東海

西湖凹陷是東海陸架盆地主要的含油氣凹陷，其保俶斜坡帶是主要的油氣富集帶之一。前人對保俶斜坡帶的研究主要集中于構(gòu)造帶上盤，而構(gòu)造帶的下盤一直作為勘探禁區(qū)沒有受到重視。近年來，隨著上海石油天然氣有限公司在構(gòu)造帶下盤成功鉆遇砂礫巖油氣層，經(jīng)壓裂獲取了較好的產(chǎn)能（日產(chǎn)油107 m3，日產(chǎn)氣14×104m3），取得了西湖凹陷新區(qū)勘探突破，這勢必引起了石油地質(zhì)家們對保俶斜坡帶控盆斷裂下盤砂礫巖儲層成藏組合的關(guān)注。筆者以獲得油氣突破的砂礫巖儲層作為研究對象，通過應(yīng)用巖石學(xué)、沉積學(xué)等分析方法，初步揭示該砂礫巖儲層特征和主控因素，為西湖凹陷平湖主斷裂下盤砂礫巖儲層甩開勘探提供決策依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

西湖凹陷位于東海陸架盆地的東北部，面積約4.6×104km2，其西側(cè)為虎皮礁、海礁及魚山凸起，東鄰釣魚島隆褶帶，新生代最大沉積厚度超過10 km。根據(jù)新生代的構(gòu)造格局、沉積特點(diǎn)、斷裂發(fā)育及油氣賦存狀態(tài)等特征，西湖凹陷由西向東可劃分為保俶斜坡帶、三潭深凹、浙東中央背斜帶、白堤深凹和天屏斷裂帶5個次級構(gòu)造單元[1-3]。

作為西湖凹陷一個組成部分的保俶斜坡帶，具備良好的石油地質(zhì)條件，是油氣運(yùn)移與聚集的有利場所。研究區(qū)位于保俶斜坡帶中南部，西靠海礁凸起，東臨平湖主斷裂，處于該主斷裂下盤高帶（圖1）。

圖1 研究區(qū)位置及區(qū)劃簡圖

研究區(qū)新生代地層層序自下而上分別為：古新統(tǒng)、始新統(tǒng)寶石組和平湖組，漸新統(tǒng)花港組，中新統(tǒng)龍井組、玉泉組和柳浪組，上新統(tǒng)三潭組及第四系東海群[1，2]。研究區(qū)主斷裂下盤砂礫巖屬于始新統(tǒng)平湖組。

前人的研究成果[3-5]表明，研究區(qū)所在的西湖凹陷新生代經(jīng)歷了3個構(gòu)造演化階段，即古新世—始新世的裂谷期、漸新世—中新世的反轉(zhuǎn)期、上新世至第四紀(jì)的區(qū)域沉降期。

2 砂礫巖儲層特征

2.1 砂礫巖儲層的巖石學(xué)特征

2.1.1 巖性特征

礫巖相中礫石大小混雜，分選差，磨圓度較好，大部分為次圓狀，最大粒徑可達(dá)13 cm，一般1 ～ 3 cm（圖2）。成分主要為中酸性噴出巖及部分變質(zhì)巖，其中噴出巖可占到礫石成分的90%。礫巖基本上為雜基支撐，以礫巖為骨架的孔隙空間大多被砂級顆粒充填，而由砂粒組成的孔隙又被黏土顆粒充填，構(gòu)成了復(fù)雜的雙模態(tài)結(jié)構(gòu)或復(fù)模態(tài)結(jié)構(gòu)。

砂巖相中主要有含礫砂巖、粗砂巖、粉細(xì)砂巖、泥質(zhì)砂巖等四種類型的砂巖類型（圖3），其中前三種為主要的含油砂巖類型，砂巖主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖。巖屑類型主要包括石英巖、噴出巖巖屑等，噴出巖巖屑蝕變強(qiáng)烈。泥質(zhì)膠結(jié)，見完整貝類化石，部分鈣化。

圖2 BG4井灰綠色礫巖

圖3 BG4井綠灰色含礫砂巖

2.1.2 巖性電性特征

該段砂礫巖儲層測井曲線具有如下特征（圖4）：

上部：自然伽馬成低幅漏斗—指狀，成泥包砂，砂巖巖性純，為淺灰色粉砂巖。電阻率從砂體頂部的20.0 Ωm下降到底部6.0 Ωm左右，測井資料計算的泥質(zhì)含量為1.4 %，孔隙度為22.7 %，含水飽和度為37.8 %，氣測明顯異常；該段縱橫波速比均大于1.70，沒有出現(xiàn)典型的氣層聲波特征；中子—密度沒有明顯的鏡像交會特征，沒有明顯的氣層特征。MDT在該層的頂部和底部分別泵抽取樣，均取到純油樣。

下部：自然伽馬曲線低幅箱型疊加，微齒狀；以砂礫巖為主，間夾薄層泥巖和煤層。砂礫巖電阻率為5～10 Ωm，測井資料計算的泥質(zhì)含量為1.9 %～3.6 %，底部砂巖致密，從上到下，物性變差，孔隙度從20 %下降到10 %以下，滲透率從80×10-3μm2下降到0.1×10-3μm2左右，含水飽和度在70 %左右，段縱橫波速比均大于1.70，沒有出現(xiàn)典型的氣層聲波特征；中子—密度沒有明顯的鏡像交會特征，從上到下依次解釋為油水同層，致密油層，干層等。

圖4 研究區(qū)砂礫巖儲層測井曲線特征

2.1.3 沉積結(jié)構(gòu)與構(gòu)造

礫石相的分選極差，是混雜堆積的結(jié)果，磨圓較差，為次棱角、次圓狀，結(jié)構(gòu)成熟度低；沉積構(gòu)造特征為塊狀砂礫巖層，表現(xiàn)為近物源快速堆積的特征，其搬運(yùn)機(jī)制為重力流。

砂巖相的分選磨圓較礫巖相好，表現(xiàn)為分選中等，磨圓以次圓為主，結(jié)構(gòu)成熟度較高，沉積構(gòu)造以塊狀粗砂巖層為主，可見正粒序。結(jié)構(gòu)成熟度高，表明經(jīng)過了一定距離的搬運(yùn)。

2.1.4 巖礦組分及粒度

從巖心中見較多礫石，以火成巖巖塊和泥礫為主，礫石粒徑大小不一，形態(tài)不規(guī)則。而相鄰的砂巖中，粒度種類豐富，亦見粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖。

從巖礦組分來看，巖屑成分含量高，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)在46 % ～ 89 %之間，巖屑類型主要為火山噴出巖及變質(zhì)巖，而長石及石英的質(zhì)量分?jǐn)?shù)在30 %以下，含量低，成分成熟度不高。

2.2 砂礫巖儲層的微觀結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)巖心掃描電鏡資料分析可知，孔隙類型以粒間孔為主，還可見粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔（圖5）。但由于各段的巖性不同，儲集空間有很大的非均質(zhì)性特色。如3 446 m的細(xì)粒長石巖屑砂巖，據(jù)掃描電鏡分析，分選中—好，喉道分布均勻，孔隙連通性較好，粒間孔直徑8 ～ 61 μm， 喉道直徑5 ～ 11 μm （圖5A）；3 467 m的礫質(zhì)粗粒巖屑砂巖，掃描電鏡分析為分選中等偏差，孔隙連通性一般，粒間孔直徑8 ～ 53 μm，喉道＜3 μm（圖5B）；3 450 m的礫質(zhì)粗粒巖屑砂巖，掃描電鏡分析為孔隙不發(fā)育，僅個別為粒間孔和溶孔，連通性差，粒間孔直徑4 ～ 17 μm，喉道不可見（圖5C）。

儲層毛管壓力曲線形態(tài)為細(xì)歪度、細(xì)孔喉，孔喉分選中等偏差，孔喉半徑變化大，一般為0.025 ～ 2.5 μm，平均孔喉半徑為0.29 μm；排驅(qū)壓力0.765 MPa，平均變異系數(shù)在0.864。

2.3 砂礫巖儲層的物性特征

根據(jù)測井解釋成果數(shù)據(jù)及巖心分析資料對研究區(qū)砂礫巖儲層物性進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)平湖組P11砂礫巖儲層的孔隙度變化規(guī)律接近正態(tài)分布，80 %以上樣品的孔隙度為4 % ～ 10 %，最小為4.0 %，最大為22.5 %，平均為11.1 %（圖6（上））。滲透率變化也較有規(guī)律，80 % 以上樣品的滲透率為0.02×10-3～ 5.0×10-3μm2，最小為0.01×10-3μm2，最大為1 930×10-3μm2，平均為53.9×10-3μm2（圖6下）?？梢娧芯繀^(qū)主斷裂下盤砂礫巖儲層物性以中孔中滲到低孔低滲為主，深層存在一些物性較好的儲層。

圖5 研究區(qū)砂礫巖儲層孔隙類型特征

圖6 研究區(qū)砂礫巖儲層孔隙度及滲透率分布頻率圖

3 砂礫巖儲層主控因素分析

通過對研究區(qū)儲層的分析，認(rèn)為砂礫巖、礫巖、含礫砂巖等粗碎屑沉積物的儲層物性好壞與沉積環(huán)境、成巖作用和巖石學(xué)特征等密切相關(guān)。

3.1 沉積微相對砂礫巖儲層物性的控制

不同沉積微相內(nèi)水動力條件不同，因而形成的砂體類型也不同。其巖性、粒度、分選、填隙物特征以及砂體的巖相組合、時空展布特征均不相同，導(dǎo)致不同微相內(nèi)的砂體物性特征各不相同。

研究區(qū)西臨海礁凸起物源區(qū)，主要的沉積環(huán)境為近岸水下扇，不同的沉積微相其儲層的物性不同。在研究區(qū)，扇中亞相分支水道微相的物性最好，為中、粗砂巖，孔隙度12 % ～ 18.8 %，滲透率5×10-3～ 1 930×10-3μm2；扇端亞相末梢水道微相的物性次之，為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，孔隙度10 % ～ 12 %，滲透率0.127×10-3～ 1.22×10-3μm2；扇根亞相主水道微相的物性較差，為礫巖、含礫砂巖，孔隙度8 % ～ 10 %，滲透率0.083×10-3～ 1.54×10-3μm2，難以形成有效的儲層（圖7）。

3.2 成巖作用對砂礫巖儲層物性的控制

3.2.1 壓實(shí)作用對儲層物性的影響

由于巖石組分的多巖屑、雙模態(tài)或復(fù)模態(tài)特點(diǎn)，該區(qū)儲層經(jīng)歷了復(fù)雜的壓實(shí)作用。埋藏深度對壓實(shí)作用強(qiáng)度還是有所控制，上部壓實(shí)程度稍低，顆粒間多為線接觸，偶有點(diǎn)接觸；儲層下部隨著埋深變大，壓實(shí)作用增強(qiáng)，顆粒間為線接觸。另外，研究區(qū)砂礫巖儲層孔隙度與滲透率相關(guān)性較差（圖8），說明該類砂礫巖經(jīng)受了較強(qiáng)的壓實(shí)作用改造，造成儲層孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)非常復(fù)雜所致。

3.2.2 膠結(jié)作用對儲層物性的影響

膠結(jié)作用對儲集物性影響較大，特別是晚期膠結(jié)作用，可使儲層物性變差[6]。該區(qū)砂礫巖儲層的膠結(jié)作用主要為碳酸鹽膠結(jié)作用及泥質(zhì)膠結(jié)（圖9）。碳酸鹽膠結(jié)物在本區(qū)以鐵方解石為主，百分含量最高可達(dá)22 %；泥質(zhì)膠結(jié)物主要為綠泥石為主，高嶺石次之。因此造成儲層低孔、低滲的主要因素是強(qiáng)烈的碳酸鹽膠結(jié)及黏土礦物大量充填所致。

圖7 研究區(qū)BG4井砂礫巖不同沉積微相物性特征

圖8 平湖地區(qū)主斷裂下盤砂礫巖儲層孔隙度與滲透率關(guān)系圖

圖9 研究區(qū)砂礫巖儲層膠結(jié)物分布特征

3.2.3 溶蝕作用對儲層性的影響

在一定的成巖環(huán)境中，碎屑巖中的顆粒、雜基、膠結(jié)物、自生礦物等都可以發(fā)生一定的溶蝕作用，這是造成碎屑巖儲層次生孔隙最主要的成巖作用[7]。后期溶蝕作用可使物性變好或改善。溶蝕流體不僅可擴(kuò)大、增加巖石孔隙，還改善孔隙的連通性和滲流條件， 提高滲透率。研究區(qū)砂礫巖以巖屑砂巖和長石巖屑砂巖為主，其中砂礫巖的成分以凝灰質(zhì)火山巖為主，并且膠結(jié)物大部分為碳酸鹽類，這些易溶組分為后期溶蝕作用提供了可溶蝕的物質(zhì)基礎(chǔ)；同時儲層中有機(jī)酸性流體的存在為溶蝕作用的發(fā)生提供了必備條件，有機(jī)酸性流體既可以阻止自生礦物的增長又可以溶解礦物形成新的溶蝕空間；溶蝕作用還可以使孤立的構(gòu)造微裂縫連通，為油氣的儲集、運(yùn)移提供有效的儲集空間和通道。

3.3 巖石學(xué)特征對砂礫巖儲層物性的控制

3.3.1 巖石結(jié)構(gòu)對儲層物性的影響

巖石結(jié)構(gòu)對儲層物性的影響主要表現(xiàn)在粒度和分選性對儲層物性的影響。本區(qū)儲層粒度變化較大，從礫巖至粉砂巖都有，由于儲層埋藏深，經(jīng)歷的后期改造較大，粒度與物性的相關(guān)性不大，無明顯的規(guī)律性。本區(qū)由于近物源，碎屑物搬運(yùn)距離短、快速堆積，分選性總體較差，這是造成本區(qū)儲層滲透率低的原因。

3.3.2 巖石顆粒成分對儲層物性的影響

本區(qū)砂礫巖儲層碎屑顆粒組分的一個十分重要的特征就是石英含量相對較低，而巖屑含量高，且?guī)r屑主要為中酸性噴出巖巖屑及部分變質(zhì)巖巖屑。噴出巖巖屑一般多屬于塑性—半塑性巖屑，在壓實(shí)作用下比石英更易變形，從而降低巖石有效的儲集空間及通道的連通性。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)砂礫巖儲層以砂質(zhì)礫巖和礫質(zhì)砂巖為主，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度都不高；孔隙類型以粒間孔為主，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔；儲層儲集性能總體上是中孔中滲到低孔低滲。

（2）該區(qū)砂礫巖沉積相為近岸水下扇，可進(jìn)一步分為扇根、扇中和扇緣亞相，其中以扇中亞相辮狀水道微相儲層物性最好，可提供最有利的油氣儲集空間。經(jīng)過對研究區(qū)成巖機(jī)理研究認(rèn)為，影響研究區(qū)砂礫巖儲層的主要成巖作用為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶解作用。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用為破壞性的成巖作用，溶蝕作用為建設(shè)性的成巖作用。巖石結(jié)構(gòu)及巖石顆粒成分均降低砂礫巖的孔隙空間。

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Characteristics and Controlling Factors of Glutenite Reservoir in the Footwall of Major Pinghu Fault in Xihu Sag, East China Sea

LIU Chengxin
（Shanghai Petroleum Corporation Ltd., Shanghai 200041, China）

Based on the data of cores, thin sections, scanning electron microscopy, petrology and sedimentology, the author analyzed the characteristics of glutenite reservoirs in the footwall of Pinghu major fault in Xihu Sag, East China Sea, and thinks that the reservoirs are mainly composed of sandy gravels and gravelly sandstones, with middling maturity of texture and composition; the pore types are dominated by intergranular pore, followed by intergranular dissolved pore and intragranular dissolved pore; reservoir performance is generally in the scope of medium porosity and permeability to low porosity and permeability. The sedimentary facies of glutenite in the area belongs to the coastal subaqueous fan, and can be further divided into root fan, middle fan and marginal fan, of which the reservoirs of braided channel microfacies in the middle fan are the best in physical properties, and can supply the favorable reservoir space for oil and gas. The study of diagenesis mechanism in the study area shows that compaction, cementation and dissolution are the main diageneses that affect the reservoir property. Compaction and cementation are destructive diagenesis, and dissolution is constructive. The texture and composition of rock particles reduce the pore space of glutenite.

Glutenite reservoir; reservoir characteristics; controlling factor; footwall of major Pinghu fault; East China Sea

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.02.027

1008-2336（2017）02-0027-06

2016-11-18；改回日期：2017-01-03

劉成鑫，男，1977年生，高級工程師，2007年畢業(yè)于同濟(jì)大學(xué)并獲得博士學(xué)位，主要從事油氣沉積儲層及成藏研究工作。

E-mail：liucx@shpc.com.cn。