高 凌，張明偉，嚴(yán) 恒，李 磊

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

潿西南凹陷潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層特征及控制因素

高 凌，張明偉，嚴(yán) 恒，李 磊

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

本文通過(guò)薄片鑒定、掃描電鏡、物性和孔隙結(jié)構(gòu)分析，對(duì)潿西南凹陷潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層特征和控制因素展開(kāi)研究。結(jié)果表明：研究區(qū)流三段儲(chǔ)層巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石石英砂巖，由含礫砂巖和細(xì)砂巖組成。儲(chǔ)集空間以粒間孔、粒間溶孔為主，次為粒內(nèi)溶孔，還見(jiàn)少量裂縫。砂礫巖儲(chǔ)層主要為特低孔和中孔特低滲儲(chǔ)層；儲(chǔ)層物性受到巖性、沉積環(huán)境和成巖作用的共同控制。綜合分析認(rèn)為研究區(qū)流三段中以中粗砂巖為主，發(fā)育濱淺湖灘壩、分流河道、水下分流河道和河道沉積微相的儲(chǔ)集砂體物性相對(duì)較好，可作為后續(xù)勘探開(kāi)發(fā)研究目標(biāo)。

潿洲10-A油田及圍區(qū)；流三段；儲(chǔ)層特征；控制因素

潿西南凹陷潿洲10-A油田自發(fā)現(xiàn)以來(lái)，前人先后進(jìn)行過(guò)多輪的地質(zhì)油藏研究，尤其是有關(guān)流三段沉積相、儲(chǔ)層評(píng)價(jià)和開(kāi)發(fā)地質(zhì)研究等方面取得了一定的科研成果[1-4]。流三段屬于低滲儲(chǔ)層，研究程度較薄弱，且儲(chǔ)層的復(fù)雜性影響了已開(kāi)發(fā)區(qū)挖潛調(diào)整、西區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用和東南部潛力構(gòu)造的滾動(dòng)勘探。因此，本文僅就潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層特征、控制因素展開(kāi)討論，期望為該區(qū)油氣藏的高效勘探開(kāi)發(fā)提供基礎(chǔ)地質(zhì)資料。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

潿洲10-A油田位于北部灣盆地潿西南凹陷①號(hào)斷層?xùn)|南側(cè)下降盤(pán)，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的斷鼻構(gòu)造。斷層發(fā)育，走向以NEE為主，1號(hào)、2號(hào)、3號(hào)斷層明顯地將整個(gè)構(gòu)造分為北、中、南三大斷塊，各大斷塊又被次一級(jí)斷層分割成不同的小斷塊[5-6]。潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段沉積時(shí)期，物源來(lái)自北部的潿西南凹陷①斷裂帶上升盤(pán)，在①號(hào)斷裂帶下降盤(pán)發(fā)育了多期裙帶狀沖積扇-湖泊扇三角洲沉積體系，巖性較粗，主要為砂礫巖、中-粗砂巖，自下而上為不斷湖侵的沉積序列，由早期沖積扇、扇三角洲、濱淺湖灘壩漸變?yōu)楹笃谏钏闯练e，湖泊作用逐漸增強(qiáng)[7-9]。

2 儲(chǔ)層特征

2.1儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

按砂巖成分-成因分類(lèi)原則[10]，潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層巖石學(xué)統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，儲(chǔ)層巖性為含礫中、粗砂巖和細(xì)砂巖；巖石類(lèi)型為長(zhǎng)石石英砂巖。石英含量為59.2%～68.6%，多晶石英含量占21.8%～48.3%；長(zhǎng)石含量5.3%～15.1%，巖屑含量0.7%～5.5%；泥質(zhì)含量為6.5%～22.6%(圖1)。膠結(jié)物含量低，為0.2%～3.4%，膠結(jié)物除了方解石、白云石、菱鐵礦外，還出現(xiàn)微量黃鐵礦。成分成熟度差-中等。碎屑顆粒以次棱角狀-次圓狀為主，呈顆粒支撐，點(diǎn)-線(xiàn)接觸為主，分選中等-差，儲(chǔ)層以孔隙式膠結(jié)為主，結(jié)構(gòu)成熟度低(表1)。

圖1 潿洲10-A油田及圍區(qū)巖芯巖石類(lèi)型三角圖版

2.2儲(chǔ)集空間類(lèi)型

儲(chǔ)層的孔隙空間是指儲(chǔ)集巖中未被固體物質(zhì)所充填的空間，也稱(chēng)其為儲(chǔ)集空間，是儲(chǔ)集油氣的場(chǎng)所。根據(jù)研究區(qū)13口井的巖石薄片鑒定結(jié)果分析，認(rèn)為研究區(qū)流三段主要的儲(chǔ)集空間類(lèi)型為粒間孔、粒間溶孔，次為粒內(nèi)溶孔，還見(jiàn)少量裂縫。

粒間孔是顆粒堆積時(shí)，由于顆粒相互支撐構(gòu)成的孔隙。這類(lèi)孔隙是研究區(qū)流三段最主要的原生孔隙。孔徑相對(duì)較大，孔道相對(duì)粗，連通較好，孔內(nèi)充填物較少，可形成連通性良好的儲(chǔ)集空間(圖2(a)，圖2(b)和圖2(c))。

粒間溶孔主要指沿顆粒邊緣發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，溶蝕作用從顆粒邊緣開(kāi)始，逐漸深入到顆粒內(nèi)部，所形成的溶孔通常分布不均，孔隙形態(tài)不規(guī)則，并殘留有較多未溶的雜基或膠結(jié)物，連通性極好[11]。本區(qū)粒間溶孔發(fā)育，孔徑范圍大，最大可達(dá)100 μm，常與長(zhǎng)石溶孔半生(圖2(c)，圖2(d)，圖2(e))。

粒內(nèi)溶孔指碎屑顆粒內(nèi)部所含可溶礦物被溶解，或沿顆粒解理等易溶部位發(fā)生溶解而成的孔隙。這類(lèi)孔隙分布不均，大小懸殊。連通性好，但含量低。粒內(nèi)溶孔為本區(qū)次生孔隙的主要類(lèi)型，在長(zhǎng)石中最常見(jiàn)(圖2(e)，圖2(f)和圖2(g))。

研究區(qū)流三段砂礫巖中還見(jiàn)有少數(shù)未被充填的微裂縫，以粒間縫為主，部分為沿層理發(fā)育的水平裂縫和網(wǎng)狀裂縫，微裂縫為流體大規(guī)模運(yùn)移提供了通道，為次生溶孔的產(chǎn)生創(chuàng)造了條件(圖2(d)和圖2(h))。

2.3儲(chǔ)層物性

根據(jù)研究區(qū)流三段977塊樣品的孔隙度、滲透率分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，并按照碎屑巖天然氣藏儲(chǔ)層分類(lèi)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)(SY/T5601—2009)，顯示砂礫巖物性偏低，孔隙度以特低孔和中孔為主，少量低孔和高孔；滲透率以特低滲為主，部分低滲和中滲，少量高滲。

孔隙度單樣品最高值34.9%、最低值2.1%，平均值約14.6%。從孔隙度表和直方圖可以看出(表2、圖3)，孔隙度主要分布在5%～10%區(qū)間，其中15%～25%的中等孔隙度樣品占了樣品數(shù)的36.23%，5%～15%的低孔隙度樣品占了樣品數(shù)的53.94%，顯示流三段砂礫巖主要為特低孔和中孔儲(chǔ)層，部分低孔和高孔儲(chǔ)層。

滲透率單樣品最高值4 481×10-3μm2、最低值0.01×10-3μm2，平均值約169×10-3μm2。從滲透率表和直方圖來(lái)看(表3、圖4)，滲透率主要分布在小于1×10-3μm2區(qū)間，占樣品總數(shù)38.38%，(1～10)×10-3μm2的低滲透樣品占樣品總數(shù)的23.64%，顯示流三段砂礫巖主要為特低滲儲(chǔ)層，部分低滲和中滲儲(chǔ)層，少量高滲儲(chǔ)層。

由于巖芯分析數(shù)據(jù)分布不均，體現(xiàn)不出研究區(qū)流三段儲(chǔ)層物性全貌，因此，在上述巖芯分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合研究區(qū)流三段2 349個(gè)通過(guò)聲波測(cè)井解釋換算的孔隙度數(shù)據(jù)綜合研究流三段儲(chǔ)層物性特征。

表1 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段巖石組分、結(jié)構(gòu)特征表

圖2 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型和發(fā)育特征

表2 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層孔隙度表

數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)實(shí)測(cè)物性資料統(tǒng)計(jì)。

表3 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層滲透率表

數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)實(shí)測(cè)物性資料統(tǒng)計(jì)。

圖3 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層孔隙度分布直方圖(數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)實(shí)測(cè)物性資料統(tǒng)計(jì))

根據(jù)研究區(qū)流三段2 349個(gè)測(cè)井解釋的孔隙度、滲透率分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，砂礫巖孔隙度以中孔為主，部分特低孔和低孔，少量高孔，相比巖芯的物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果，砂礫巖孔隙度偏好；滲透率以特低滲為主，部分低滲和中滲，少量高滲，這與巖芯的物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果基本一致。整體上，研究區(qū)流三段既有特低孔特低滲儲(chǔ)層，也有中孔中滲的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

孔隙度單樣品最高值39.1%、最低值0%，平均值約14%。從孔隙度表和直方圖可以看出(表4、圖5)，孔隙度主要分布在15%～25%的中孔隙度區(qū)間，占總數(shù)的44.78%，小于10%的特低孔隙度和10%～15%的低孔隙度樣品分別占總數(shù)的28.57%、22.39%，顯示流三段砂礫巖主要為中孔，部分為特低孔和低孔儲(chǔ)層，少量高孔儲(chǔ)層。

滲透率單樣品最高值3767×10-3μm2、最低值0.1×10-3μm2(26口井均有分布)，平均值128.9×10-3μm2。從滲透率表和直方圖來(lái)看(表5、圖6)，滲透率主要分布在小于10×10-3μm2的特低滲透率區(qū)間，占樣品總數(shù)41.51%，(10～100)×10-3μm2的低滲透樣品和(100～500)×10-3μm2的中滲透樣品分別占樣品總數(shù)的30.27%和20.77%，顯示流三段砂礫巖主要為特低滲儲(chǔ)層，部分低滲和中滲儲(chǔ)層，少量高滲儲(chǔ)層。

圖4 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層滲透率分布直方圖(數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)實(shí)測(cè)物性資料統(tǒng)計(jì))

表4 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層孔隙度表

數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)實(shí)測(cè)物性資料統(tǒng)計(jì)。

表5 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層滲透率表

數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)實(shí)測(cè)物性資料統(tǒng)計(jì)。

圖5 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層孔隙度分布直方圖(數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)測(cè)井解釋資料統(tǒng)計(jì))

圖6 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層滲透率分布直方圖(數(shù)據(jù)來(lái)源：據(jù)測(cè)井解釋資料統(tǒng)計(jì))

3 儲(chǔ)層控制因素分析

砂礫巖在形成過(guò)程中經(jīng)歷了埋藏前的沉積作用和埋藏后的成巖作用。沉積相對(duì)于砂體的宏觀(guān)分布起重要控制作用，控制著碎屑巖原始的組分、結(jié)構(gòu)和構(gòu)造[12]，成巖作用控制著碎屑巖埋藏之后的一系列成巖變化。本次研究在前人研究的基礎(chǔ)上，類(lèi)比江蘇油田、勝利油田和中原油田等新生代陸相斷陷盆地中沖積扇、扇三角洲和濱淺湖灘壩等砂礫巖體儲(chǔ)層的影響因素[13-17]，結(jié)合油田具體生產(chǎn)的動(dòng)靜態(tài)資料，主要探討巖性、沉積環(huán)境和成巖作用對(duì)潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層的控制作用。

3.1巖性對(duì)物性的控制作用

通過(guò)對(duì)研究區(qū)13口井巖石薄片鑒定結(jié)果的分析，表明流三段儲(chǔ)層物性與巖性有明顯的對(duì)應(yīng)關(guān)系。研究區(qū)流三段儲(chǔ)層巖石類(lèi)型有石英砂巖、石英雜砂巖、長(zhǎng)石石英砂巖、長(zhǎng)石石英雜砂巖、長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石雜砂巖等，由孔滲直方圖可以明顯看出砂巖的物性總體較雜砂巖好，其中又以長(zhǎng)石石英砂巖的物性最好(表6、圖7)。從研究區(qū)流三段不同粒級(jí)巖性物性分布圖表可以看出，中砂巖的物性為最好，粗砂巖次之(表7、圖8)。另外泥質(zhì)含量的高低也直接影響到儲(chǔ)層物性的好壞。

3.2沉積微相對(duì)物性的控制作用

沉積微相不但在宏觀(guān)上對(duì)砂體的形態(tài)、規(guī)模、類(lèi)型起控制作用，影響砂體平面和縱向展布及層間、層內(nèi)非均質(zhì)性，而且在微觀(guān)上也決定巖石的填隙物量、碎屑顆粒大小及巖石結(jié)構(gòu)等特征。因此，沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層物性起源控性的作用[18-20]。

表6 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段不同成分巖性物性分布特征

表7 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段不同粒度巖性物性分布特征

圖7 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段不同成分巖性物性分布直方圖

圖8 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段不同粒度巖性物性分布特征

研究區(qū)流三段主要優(yōu)勢(shì)沉積微相類(lèi)型有沖積扇的河道沉積、扇三角洲的水上非水道化砂(泥)質(zhì)碎屑流沉積、分流河道、水下分流河道和水下非水道化砂(泥)質(zhì)碎屑流沉積及湖泊的濱淺湖灘壩等[7]，對(duì)各微相砂體沉積特征進(jìn)行分類(lèi)統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，沉積微相砂體的沉積特征與物性指標(biāo)之間有較好的相關(guān)性，不同沉積微相砂體的儲(chǔ)層物性具有較大的差異，其中以濱淺湖灘壩、分流河道、水下分流河道和河道沉積微相砂體物性相對(duì)較好，孔隙度平均值分別為21.46%、16.31%、16.24%、16.13%，滲透率平均值分別為435.5×10-3μm2、302.21×10-3μm2、226.7×10-3μm2、22.31×10-3μm2，總體上表現(xiàn)為中孔-中滲特點(diǎn)，是相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層(表8、圖9)。

表8 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段不同沉積微相物性分布特征

圖9 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段不同粒級(jí)巖性物性分布特征

3.3成巖作用對(duì)物性的控制作用

成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響是伴隨埋藏深度增加以及成巖過(guò)程的進(jìn)行而實(shí)現(xiàn)的，其影響包括改善和破壞兩個(gè)方面[21-25]。從研究區(qū)流三段砂礫巖主要成巖現(xiàn)象和成巖過(guò)程來(lái)看，成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的改造作用很明顯，其中對(duì)儲(chǔ)層物性影響最大是壓實(shí)作用，其次是膠結(jié)作用和溶解作用。

3.3.1 壓實(shí)作用

成巖作用是研究區(qū)最普遍的一種成巖作用，通過(guò)減小原生孔隙空間對(duì)儲(chǔ)層起破壞作用，一般隨深度增加，壓實(shí)作用越強(qiáng)[26-29]。巖石鑒定資料顯示，隨深度增加，大多數(shù)砂礫巖顆粒間的接觸關(guān)系從點(diǎn)接觸→線(xiàn)接觸→鑲嵌接觸，甚至發(fā)展為縫合接觸?？紫抖取B透率隨著埋深增加而降低。由研究區(qū)流三段儲(chǔ)層孔隙度-深度關(guān)系圖(圖10)可以明顯看出，隨深度增加，孔隙度逐漸減小，2 250 m以下孔隙度值大部分分布在0～20%范圍內(nèi)。由于孔隙度與滲透率呈明顯的正相關(guān)性，因此隨深度增加，滲透率亦逐漸減小。

圖10 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段孔隙度-深度關(guān)系圖

3.3.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用通過(guò)減少原生粒間孔和次生溶孔進(jìn)一步破壞儲(chǔ)層物性。研究區(qū)流三段膠結(jié)物主要為碳酸鹽膠結(jié)物，少量黏土礦物、硅質(zhì)和黃鐵礦等膠結(jié)物。碳酸鹽膠結(jié)物主要有方解石、鐵方解石、白云石、菱鐵礦等，多以粒間充填物的形式出現(xiàn)，縮小或堵塞吼道，對(duì)原生孔隙造成一定的破壞，使儲(chǔ)層物性變差。黏土礦物膠結(jié)物以高嶺石最為常見(jiàn)，多呈片狀、薄片狀充填于粒間孔隙，少量片狀伊利石、水云母以環(huán)邊的形式生長(zhǎng)在碎屑顆粒表面[30-32]；硅質(zhì)膠結(jié)物主要表現(xiàn)為石英的次生加大和自形石英晶體的產(chǎn)出，它們的含量相對(duì)較低，對(duì)儲(chǔ)層的破壞作用不大。

3.3.3 溶蝕作用

溶蝕作用能有效改善儲(chǔ)集空間。研究區(qū)流三段以碎屑顆粒長(zhǎng)石的溶蝕現(xiàn)象最為豐富(圖11)，常優(yōu)選節(jié)理面溶蝕，顆粒邊緣呈不規(guī)則狀、港灣狀，或表面呈“蜂窩狀”。其主要發(fā)生在碎屑顆粒粒度相對(duì)較粗的河道沉積、分流河道和水下分流河道等優(yōu)勢(shì)微相砂礫巖中。

圖11 潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層溶蝕現(xiàn)象掃描電鏡圖

4 結(jié) 論

1)潿西南凹陷潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段儲(chǔ)層巖性為含礫中、粗砂巖和細(xì)砂巖，孔隙式膠結(jié)為主，結(jié)構(gòu)成熟度低。

2)儲(chǔ)集空間類(lèi)型為粒間孔、粒間溶孔，次為粒內(nèi)溶孔，還見(jiàn)少量裂縫。

3)研究區(qū)儲(chǔ)層物性偏低，主要為特低孔和中孔特低滲儲(chǔ)層；儲(chǔ)層物性明顯受到巖性、沉積環(huán)境和成巖作用的控制。

4)綜合分析認(rèn)為，潿洲10-A油田及圍區(qū)流三段中以中粗砂巖為主，發(fā)育濱淺湖灘壩、分流河道、水下分流河道和河道沉積微相的儲(chǔ)集砂體物性相對(duì)較好，用以指導(dǎo)后續(xù)勘探開(kāi)發(fā)研究工作。

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Reservoircharacteristicsandcontrolfactorsofmember3oftheLiushagangformation，WZ10-Aoilfieldandsurroundingareas，Weixinansag

GAO Ling，ZHANG Mingwei，YAN Heng，LI Lei

(Zhanjiang Branch，CNOOC China Limited，Zhanjiang524057，China)

Based on the thin section identification，scanning electron microscope，physical property and pore structures，this paper discusses the reservoirscharacteristicsand controlling factorsof Member3of the Liushagang formation in WZ10-A oilfield and surrounding areas，Weixinan sag in detail.Our result shows that the sandstones types of member3of Liushagang formation is feldspar quartz sandstone，the rock types intervals are gravel-bearing sandstone and fine sandstone.The dominant reservoir space was intergranular pores and intergranular dissolved pores，followed byintergranular dissolve pores，and rare fractures.The sandy conglomerate has ultra-low porosity and ultra-low permeability reservoir，and middle porosity and ultra-low permeability reservoir.Lithology，sedimentary facies and diagenesis are the factors affecting reservoir property.Comprehensive analysis shows thatthe medium-coarse sandstonesare highquality reservoirs，the beach bar，distributary channels，distributary channel of fan delta front and riverway are fine reservoirs.It is the target of exploration and exploitation.

WZ10-A oilfield and surrounding area；member3of liushagang formation；reservoir characteristic；control factor

2017-03-02責(zé)任編輯：宋菲

“十三五”國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“近海大中型油氣田形成條件及勘探技術(shù)”資助(編號(hào)：2016ZX05024-006)

高凌(1987-)，女，漢族，碩士研究生，現(xiàn)為中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司工程師，主要從事油氣地質(zhì)綜合研究，E-mail：gaoling5@cnooc.com.cn。

張明偉(1985-)，男，漢族，碩士研究生，現(xiàn)為中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司工程師，主要從地球物理油氣勘探研究工作，E-mail：zhangmw6@cnooc.com.cn。

TE121.3

：A

：1004-4051(2017)09-0156-08