代 龍 李 才 尤 麗 吳仕玖 鐘 佳 徐守立

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

潿西南凹陷處于南海西部海南島西北面的海域，為北部灣盆地北部坳陷的二級(jí)構(gòu)造單元，從北到南分別發(fā)育有北東向一號(hào)、二號(hào)斷裂帶和北東向?yàn)橹飨虮蔽鞣较蚵N尾的三號(hào)斷裂帶[1-2]。潿西南凹陷二號(hào)斷裂帶東段處于生油洼陷中心地帶，研究區(qū)內(nèi)發(fā)育多條大型溝源斷裂，具有優(yōu)越的油氣運(yùn)聚條件，是潿西南凹陷勘探的重要區(qū)帶，古近系流沙港組一段是最主要的勘探層位[3-6]，該段儲(chǔ)層埋深在2000～3700m，儲(chǔ)層埋深大，物性非均質(zhì)性強(qiáng)，其主控因素認(rèn)識(shí)不足極大地制約了該區(qū)油氣勘探成效。前人已對(duì)該區(qū)凹陷圈閉類型、沉積相、成藏等方面做了大量的研究工作，取得了一些重要成果，但針對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層特征及有效儲(chǔ)層主控因素方面的研究相對(duì)較少。因此，本次研究綜合利用巖石學(xué)、礦物學(xué)、地球化學(xué)等多種研究方法和手段，對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層特征進(jìn)行系統(tǒng)研究總結(jié)，明確有利儲(chǔ)層發(fā)育的影響因素，為該區(qū)流沙港組油氣勘探和開發(fā)提供有利的地質(zhì)依據(jù)。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 巖石學(xué)特征

據(jù)研究區(qū)9口井的110個(gè)井壁心觀察、鑄體薄片和掃描電鏡等資料分析，二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段儲(chǔ)集砂巖巖石類型以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，其次為長(zhǎng)石巖屑石英砂巖（圖1）。巖石碎屑顆粒組分以石英和巖屑為主，次為長(zhǎng)石。鏡下薄片觀察表明：儲(chǔ)集砂巖粒級(jí)以細(xì)、中砂巖為主，其次為粉砂巖和極細(xì)砂巖，砂巖顆粒呈次棱—次圓狀，點(diǎn)—線接觸為主，少數(shù)為凹凸接觸，分選中等，成分成熟度指數(shù)，即石英／（長(zhǎng)石＋巖屑）值為0.6～5.8，整體上砂巖呈低—中等成分成熟度。

圖1 二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段砂巖巖石類型圖

1.2 儲(chǔ)集空間特征

通過對(duì)壁心鑄體薄片和掃描電鏡的觀察，流沙港組一段發(fā)育的孔隙類型包括原生粒間孔、殘余粒間孔、粒間溶孔、鑄?？?、粒內(nèi)溶孔和雜基微孔。其中，主要的孔隙類型為殘余粒間孔和粒間溶孔，其次為粒內(nèi)溶孔和鑄模孔。受機(jī)械壓實(shí)作用和膠結(jié)作用的影響，殘余粒間孔形態(tài)一般不規(guī)則[7-8]，棱角突出，內(nèi)部填充物較少（圖2a）；粒間溶孔（圖2a、2b）是研究區(qū)重要的孔隙類型，形態(tài)多呈不規(guī)則狀、多邊形狀等，部分孔隙呈溶蝕港灣狀；粒內(nèi)溶孔（圖2c）主要發(fā)生在長(zhǎng)石碎屑顆粒和巖屑碎屑顆粒內(nèi)部，由溶蝕溶解作用形成，常見長(zhǎng)石顆粒溶解成星斑狀；鑄?？壮Ｒ婇L(zhǎng)石鑄模孔和易溶巖屑鑄?？?，通常與粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔伴生。

圖2 二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段砂巖顯微照片圖

1.3 物性特征

綜合5口井的92個(gè)樣品常規(guī)物性分析，流沙港組一段儲(chǔ)層孔隙度分布在2.7%～20.0%，平均值為12.6%；滲透率分布范圍為0.1～113.4mD，平均值為19.3mD。總體在低孔、低滲儲(chǔ)層背景上發(fā)育了部分中孔、中滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性分布范圍廣，呈現(xiàn)較強(qiáng)的非均質(zhì)性。實(shí)測(cè)儲(chǔ)層物性分析表明，孔隙度和滲透率之間具有較好的正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為0.77，孔隙度與滲透率的大小呈指數(shù)增長(zhǎng)，說明流沙港組一段砂巖儲(chǔ)層的滲濾通道主要依賴于孔隙，為典型的孔隙型儲(chǔ)層。

2 儲(chǔ)層物性主控因素

2.1 沉積作用主控儲(chǔ)層物性

沉積作用本質(zhì)上是由沉積環(huán)境差異造成儲(chǔ)集巖粒度和泥質(zhì)雜基差異，進(jìn)而影響儲(chǔ)層物性[9-11]。儲(chǔ)層物性與粒度中值的關(guān)系表明，孔隙度、滲透率與砂巖粒度呈正相關(guān)性，粒級(jí)愈粗，孔、滲性愈好，儲(chǔ)層物性整體上呈變好趨勢(shì)。鏡下鑄體薄片分析顯示，流沙港組一段砂巖中的雜基含量絕大部分低于8%。埋深淺于3200m時(shí)，淺層壓實(shí)作用相對(duì)弱，孔隙較發(fā)育，沉積水動(dòng)力越強(qiáng)，泥質(zhì)雜基含量越低，儲(chǔ)層物性越好。在埋藏深度大于3200m時(shí)，由于成巖作用強(qiáng)，孔隙度變低，泥質(zhì)含量稍高，儲(chǔ)層物性下降很快。反映出針對(duì)中深層勘探，水動(dòng)力較強(qiáng)而形成的凈砂巖才可能成為有利儲(chǔ)層。

2.2 成巖作用改造儲(chǔ)層物性

2.2.1 壓實(shí)作用減少孔隙

通過研究區(qū)泥巖自生黏土演化分析，流沙港組一段伊／蒙混層中蒙脫石的含量小于或等于25%，局部小于10%，流沙港組一段處于近強(qiáng)—強(qiáng)壓實(shí)階段。在顯微鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，碎屑顆粒之間以點(diǎn)—線接觸為主，局部呈凹凸?fàn)罱佑|，壓實(shí)程度較強(qiáng)。流沙港組一段粒間體積演化研究表明（圖3a、3b），壓實(shí)損失孔隙度隨深度增大而增加，相應(yīng)的損失孔隙度約在20%～27%，3200m以下?lián)p失量可達(dá)30%。相對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層層內(nèi)面孔率為5%～12%，實(shí)測(cè)儲(chǔ)層內(nèi)壁心孔隙度為8%～14%，綜合反映了壓實(shí)作用是導(dǎo)致流沙港組一段儲(chǔ)層物性變差的主導(dǎo)因素。

2.2.2 膠結(jié)作用充填孔隙

膠結(jié)物在研究區(qū)總體不多，主要為碳酸鹽膠結(jié)物，包括（鐵）方解石（圖2d）、菱鐵礦和（鐵）白云石，其次含有極少量的石英加大邊和高嶺石。儲(chǔ)層物性與碳酸鹽膠結(jié)物總體上呈負(fù)相關(guān)性，膠結(jié)物含量低于5%時(shí)，對(duì)孔隙度和滲透率無明顯影響，而在膠結(jié)物含量大于5%時(shí)，孔隙度和滲透率值隨膠結(jié)物含量增加而快速降低。膠結(jié)物充填孔隙，堵塞孔喉，在壓實(shí)作用的基礎(chǔ)上導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度和滲透率進(jìn)一步變差。

圖3 二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段壓實(shí)作用對(duì)孔隙影響關(guān)系圖

2.2.3 溶蝕作用增加孔隙

流沙港組一段巖石類型主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，且儲(chǔ)層砂巖中易溶解不穩(wěn)定組分（長(zhǎng)石、巖屑等）含量大于18%，易于發(fā)育次生孔隙。烴源巖中有機(jī)質(zhì)成熟時(shí)產(chǎn)生的有機(jī)酸和CO2酸性流體作用于儲(chǔ)集砂巖中不穩(wěn)定礦物發(fā)生溶蝕作用，形成次生孔隙，為油氣聚集提供儲(chǔ)集空間，這種現(xiàn)象在研究區(qū)較為常見[12]。統(tǒng)計(jì)分析不同深度的儲(chǔ)層微觀特征、成巖演化、有機(jī)質(zhì)演化與孔隙度發(fā)現(xiàn)，有機(jī)碳（TOC）含量呈現(xiàn)相對(duì)峰值的分布，這也正說明有機(jī)酸溶蝕增孔的主要成因機(jī)制（圖4）。鏡下鑄體薄片顯示，流沙港組一段儲(chǔ)層溶蝕作用類型有長(zhǎng)石、巖屑等顆粒溶蝕作用，常見鑄?？缀烷L(zhǎng)石溶孔，溶蝕作用形成次生孔隙改善儲(chǔ)層物性，對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育起到一定的積極作用。

圖4 流沙港組一段成巖演化、有機(jī)質(zhì)演化、完井壓力與孔隙度剖面圖

2.3 早期烴類充注和異常超壓保護(hù)孔隙

通過熒光薄片觀察發(fā)現(xiàn)，在流沙港組一段儲(chǔ)層中長(zhǎng)石解理縫及石英加大邊內(nèi)側(cè)均存在油質(zhì)瀝青（圖2f），單偏光鏡下呈暗褐色，紫光下呈黃色，表明瀝青充填早于石英加大邊，研究區(qū)流沙港組一段儲(chǔ)層油氣充注時(shí)間較早。有瀝青充填的孔隙中，鈣質(zhì)膠結(jié)現(xiàn)象較弱（圖2e），未見瀝青充填的區(qū)域鈣質(zhì)膠結(jié)現(xiàn)象嚴(yán)重（圖2d），可見早期油氣充注能有效抑制鈣質(zhì)膠結(jié)，保護(hù)早期形成的孔隙，早期形成的孔隙在后期成巖過程中又可作為有機(jī)酸運(yùn)移的通道，有利于儲(chǔ)層孔隙進(jìn)一步溶蝕擴(kuò)大。早期油氣充注一方面能有效抑制膠結(jié)作用，另一方面有利于儲(chǔ)層次生孔隙的發(fā)育，改善儲(chǔ)層物性。

異常超壓對(duì)儲(chǔ)層孔隙具有較好的保護(hù)作用[13]。流沙港組一段儲(chǔ)層以3300m為界，其上淺部?jī)?chǔ)層為正常壓力，3300m以下表現(xiàn)為明顯壓力異常（圖4），壓力系數(shù)分布在1.3～1.6范圍內(nèi)，相對(duì)高孔隙發(fā)育帶正好對(duì)應(yīng)于異常超壓帶。超壓抑制了儲(chǔ)層的進(jìn)一步壓實(shí)，同時(shí)增強(qiáng)了儲(chǔ)層中不穩(wěn)定礦物溶解，促進(jìn)次生孔隙發(fā)育，改善了儲(chǔ)層質(zhì)量。

3 有利儲(chǔ)層平面展布

綜上所述，研究區(qū)流沙港組一段儲(chǔ)層物性主要受儲(chǔ)集砂巖粒度、泥質(zhì)雜基含量和壓實(shí)作用的影響。強(qiáng)壓實(shí)、局部高鈣質(zhì)膠結(jié)以及高泥質(zhì)雜基是儲(chǔ)層物性變差的主要原因，而溶蝕作用、早期烴類充注以及異常超壓通過增孔和?？鬃饔酶纳苾?chǔ)層質(zhì)量，能有效改善流沙港組一段的儲(chǔ)層物性。通過疊合有利沉積相與成巖相組合分布圖以及有效儲(chǔ)層分類（圖5），對(duì)二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段有利儲(chǔ)層的平面分布特征進(jìn)行評(píng)價(jià)。通過沉積—成巖相分析，再結(jié)合實(shí)測(cè)物性統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，認(rèn)為二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段整體處于湖底扇—三角洲相、近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，為有利儲(chǔ)層目標(biāo)區(qū)；部分發(fā)育強(qiáng)壓實(shí)相，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，但夾部分優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，這與早期烴類充注和異常超壓發(fā)育保護(hù)孔隙有關(guān)。確定流沙港組一段辮狀河三角洲前緣沉積區(qū)儲(chǔ)層粒度粗、厚度大、泥質(zhì)雜基含量少，且處于近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的A2、A4區(qū)發(fā)育最有利儲(chǔ)層，次為湖底扇沉積區(qū)存在早期烴類充注和異常超壓發(fā)育的A1區(qū)，埋深大且處于強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的A3區(qū)儲(chǔ)層物性相對(duì)最差。

圖5 二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段沉積—成巖相疊合圖

4 結(jié)論

1）二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段儲(chǔ)層巖石類型主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，顆粒間以點(diǎn)—線接觸為主，呈低—中等成分成熟度；儲(chǔ)層孔隙主要有殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？?種類型；儲(chǔ)層物性總體表現(xiàn)為低孔、低滲特征，部分發(fā)育中孔、中滲儲(chǔ)層。

2）壓實(shí)作用與沉積作用造成的儲(chǔ)集巖粒度和泥質(zhì)雜基含量差異是造成流沙港組一段儲(chǔ)層優(yōu)劣及其非均質(zhì)性的主控因素。局部強(qiáng)鈣質(zhì)膠結(jié)在壓實(shí)作用的基礎(chǔ)上導(dǎo)致儲(chǔ)層物性進(jìn)一步變差；有機(jī)酸溶蝕、早期烴類充注與異常超壓保護(hù)通過增孔和保孔作用改善儲(chǔ)層質(zhì)量，對(duì)儲(chǔ)層物性起積極的建設(shè)性作用。

3）二號(hào)斷裂帶東段流沙港組一段辮狀河三角洲前緣沉積區(qū)儲(chǔ)層粒度粗、厚度大、泥質(zhì)雜基含量少，且處于近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的A2、A4區(qū)發(fā)育最有利儲(chǔ)層，次為湖底扇沉積區(qū)存在早期烴類充注和異常超壓發(fā)育的A1區(qū)，而埋深大且處于強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的A3區(qū)儲(chǔ)層物性相對(duì)最差。

[1]劉景環(huán)，王瑞麗，尤麗，等.潿西南凹陷流沙港組成巖相與有效儲(chǔ)層研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2012，34（6）：175-184.

[2]孫文釗，王傳雷，楊希濱.北部灣盆地潿西南凹陷始新統(tǒng)隱蔽油氣藏類型及勘探方向[J].天然氣地球科學(xué)，2007，18（1）：84-88.

[3]楊玉卿，崔維平，蔡軍，等.北部灣盆地潿西南凹陷WZ油田古近系流沙港組一段沉積相[J].古地理學(xué)報(bào)，2012，14（5）：607-616.

[4]董貴能，李俊良.北部灣盆地潿西南凹陷流一段非構(gòu)造油氣藏[J]. 石油勘探與開發(fā)，2010，37（5）：552-560.

[5]徐新德，王碧維，李旭紅，等.北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組隱蔽油氣藏油源及成藏特征[J].天然氣地球科學(xué)，2012，23（1）：92-98.

[6]牛小兵，朱玉雙，梁曉偉，等.鄂爾多斯盆地盤古梁西長(zhǎng)6段儲(chǔ)層主控因素分析[J].巖性油氣藏，2009，21（4）：47-52.

[7]于興河.碎屑巖系油氣儲(chǔ)層沉積學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008.

[8]徐猛，馬少妍.鄂爾多斯盆地東緣A區(qū)塊盒8段儲(chǔ)層特征[J]. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2016，10（2）：30-34.

[9]尤麗，張迎朝，李才，等.基于沉積成巖—儲(chǔ)集相分析確定文昌9區(qū)低滲儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”分布[J].吉林大學(xué)學(xué)報(bào)：地球科學(xué)版，2014，44（5）：1432-1440.

[10]馬少妍，徐猛.沁水盆地北緣煤層氣井產(chǎn)氣主控因素研究[J]. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2016，10（1）：46-49.

[11]謝瑞永，黃保家，李旭紅，等.北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組烴源巖生烴潛力評(píng)價(jià)[J].地質(zhì)學(xué)刊，2014，38（4）：670-675.

[12]童傳新，孟元林，謝玉洪，等.鶯歌海盆地異常高孔帶分布與成因分析[J].礦物巖石地球化學(xué)通報(bào)，2013，32（6）：720－728.

[13]郝芳，鄒華耀，倪建華，等.沉積盆地超壓系統(tǒng)演化與深層油氣成藏條件[J].地球科學(xué)，2002，27（5）：610-615.