珠江口盆地東部地區不同地溫梯度下儲層特征響應關系*

張 麗 陳淑慧

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000; 2.中海石油深海開發有限公司 廣東深圳 518000)

珠江口盆地東部地區不同地溫梯度下儲層特征響應關系*

張 麗1,2陳淑慧1，2

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000; 2.中海石油深海開發有限公司 廣東深圳 518000)

珠江口盆地東部地區從北往南，地溫梯度整體升高，不同地溫梯度范圍的儲層物性隨埋深變化趨勢不同，低孔低滲深度下限差異明顯。在大量鑄體薄片和巖心分析的基礎上，結合掃描電鏡、X-衍射、壓汞測試等資料，開展該地區不同地溫梯度下的儲層特征響應研究，結果表明：①高地溫梯度下壓實強度高、速率快、壓實減孔效應明顯。②高地溫梯度下成巖演化快，成巖作用復雜，鐵白云石等晚期膠結物類型多，淺埋藏條件下長石等易溶顆粒已不完全溶解并伴隨高嶺石的沉淀，高嶺石伊利石化深度淺。③高地溫梯度導致的成巖演化的加速最終使砂巖儲層的孔隙結構多為小孔細喉型。④不同地溫梯度地區低孔低滲的埋深界線不同，低地溫梯度區為4 600 m，中低地溫梯度區為3 500～4 000 m，中高和高地溫梯度區分別為3 200和2 600 m。⑤低地溫梯度區中深部儲層甜點尋找方向為原始沉積條件優、成分和結構成熟度高的中粗粒以上粒級砂巖，抗壓實能力強，可保存較多的原生孔；而超壓保護、有效次生孔隙發育和早期烴類充注可成為高溫盆地中深層儲層甜點的有利條件。

珠江口盆地東部地區；地溫梯度；儲層特征；響應關系；低孔低滲；埋深界線

前人通過開展不同地溫梯度(Geothermal Gradient，下文簡稱G)與砂巖孔隙度關系的研究，發現地溫場對孔隙度有明顯的控制作用，如孔隙度為10%～15%的地層在2～4 ℃/100 m地溫梯度范圍內其深度差異可達2.5～3.0 km[1]。在地溫梯度較低的盆地和地區，砂巖孔隙度衰減較緩慢，有效儲層一般分布較深，高溫場盆地則反之。例如，塔里木盆地地溫梯度在2.0～2.2 ℃/100 m之間，屬于低溫冷盆，主要油氣儲集層埋深都在3 500 m以下，甚至達到近6 000 m；而松遼盆地主要生、產油區現今平均地溫梯度為4.2 ℃/100 m，是中國大型盆地中地溫梯度較高分布區之一，主力油層埋深在1 000～2 500 m之間[2-4]，其中徐家圍子斷陷為松遼盆地深層最大的含氣斷陷，其高地溫梯度區安達-升平隆起帶和徐東斜坡帶砂巖儲層成巖作用較強，勘探深度下限分別為2 500 m和2 600 m，而中地溫梯度區徐東坳陷和徐西坳陷成巖作用較弱，勘探深度下限分別為3 100 m和2 700 m[5]。

受新生代巖石圈拉張減薄產生的熱異常影響，珠江口盆地南部深水區基底熱流值高于北部淺水區[6-7]，由北往南(從陸架到陸坡方向)地溫梯度整體升高(圖1)，不同地溫梯度范圍的儲層物性隨埋深變化趨勢不同，低孔低滲深度下限差異明顯。

圖1 珠江口盆地東部地區地溫梯度分布Fig.1 Distribution of geothermal gradient in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

本文在大量鑄體薄片和巖心分析的基礎上，運用掃描電鏡、X-衍射和壓汞測試等實驗手段，開展了該地區不同地溫梯度與儲層特征響應關系的研究，分析了不同地溫梯度儲層甜點的經濟下限，探討了低、高地溫梯度中深部儲層甜點勘探方向。

1 物性特征

通過對珠江口盆地東部地區70口井4 000多個樣品的實測物性數據進行統計(高地溫梯度區數據點受深層樣品條件限制，僅限于埋深3 200 m之上)，結果顯示不同地溫梯度下儲層物性垂向變化趨勢不同，低孔低滲儲層的深度下限差異明顯(圖2)，其中G<4 ℃/100 m、4 ℃/100 m≤G<4.5 ℃/100 m、G≥4.5℃/100 m的低孔低滲儲層深度點分別為4 000、2 600和2 300 m。G≥4.5 ℃/100 m的砂巖儲層在埋深超過2 600 m時滲透率快速下降至1 mD以下，屬于超低滲，甚至非滲儲層；4 ℃/100 m≤G<4.5 ℃/100 m的砂巖儲層在埋深超過3 200 m時滲透率下降至10 mD以下，仍存在特低滲儲層；G<4 ℃/100 m的砂巖儲層在埋深5 000 m附近仍可見到低滲儲層。

圖2 珠江口盆地東部地區不同地溫梯度范圍儲層孔隙度、滲透率與埋深關系Fig.2 Plot of porosity，permeability vs.burial depth under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

2 地溫梯度與儲層特征響應關系

2.1 壓實作用差異

對研究區不同地溫梯度下砂巖的顆粒接觸關系進行統計(在挑選樣品時，對粒度級別在極細粒及以下、泥雜基含量高、膠結作用強烈的砂巖數據都進行了剔除，下同)，發現在相同埋深范圍內，地溫梯度越高，顆粒接觸關系越緊密，以線接觸為主的區域占比越高，表明高地溫梯度區的壓實強度更高(圖3)。其中，G≥4.5 ℃/100 m和4 ℃/100 m≤G<4.5 ℃/100 m的砂巖分別在埋深2 500～3 000 m和3 000～3 500 m的區間內即不存在以點接觸為主的區域，而G<4 ℃/100 m的砂巖在埋深3 500～4 000 m仍存在點接觸。

垂向上，隨著埋深增加，上覆壓力不斷增強，壓實程度不斷增加，砂巖顆粒接觸關系從點接觸到線接觸，甚至凹凸接觸，其中線接觸代表了較強的壓實作用，G≥4.5 ℃/100 m、4 ℃/100 m≤G<4.5 ℃/100 m和G<4 ℃/100 m的線接觸集中出現的深度點分別為埋深2 300、2 500和3 000 m(圖4)，說明高地溫梯度區砂巖壓實速率快。

根據上述現象，選取不同埋深范圍不同地溫梯度的井進行儲層孔隙演化分析[8]，結果表明地溫梯度越高，儲層壓實減孔效應越明顯，其中3 ℃/100 m≤G<4 ℃/100 m、4≤G<4.5 ℃/100 m和G≥4.5 ℃/100 m時壓實剩余粒間孔隙度為±10%所對應的埋深分別為4 000、3 000和2 500 m(圖5)。

圖3 珠江盆地東部地區相同埋深范圍內不同地溫梯度下砂巖壓實強度對比Fig.3 Comparison of compaction strength under different geothermal gradients in the same burial depth range in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

圖4 珠江盆地東部地區不同地溫梯度范圍內砂巖顆粒接觸關系Fig.4 Particle contact relationships under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

2.2 成巖階段差異

根據碎屑巖成巖階段劃分標準[9]，利用地化參數、伊蒙混層比、自生粘土礦物產狀、溶蝕作用對象及規模、接觸關系及孔隙類型等指標進行綜合判斷，研究區G<4 ℃/100 m的儲層在埋深3 000 m時的鏡質體反射率(Ro)多大于0.5%，普遍進入中成巖階段；而G≥4 ℃/100 m的儲層成巖演化速度快，埋深2 000 m時已處于中成巖期。中成巖期各類成巖作用活躍且復雜，高地溫梯度下成巖演化快，在埋深較淺時即進入中成巖階段，首先表現為在埋深超過2 000 m時粒間孔快速減少，而溶蝕孔增加，儲層的孔隙類型以粒間溶孔和長石、巖屑等易溶顆粒的粒內溶孔或鑄膜孔為主，且伴隨著其產物高嶺石的沉淀(圖6a～d)。

圖5 珠江盆地東部地區儲層壓實損失孔隙度、壓實剩余粒間孔隙度與埋深關系Fig.5 Plot of porosity loss by compaction,remaining intergranular porosity vs.burial depth in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

值得注意的是，高嶺石含量并不與次生孔隙峰值完全對應，而是出現了急劇下降的現象，G≥4.5 ℃/100 m、4 ℃/100 m≤G<4.5 ℃/100 m和G<4 ℃/100 m時高嶺石含量急劇減少的界線分別為埋深2 300、2 600和3 500 m(圖7)。以G<4 ℃/100 m為例，根據Ro縱向變化規律，埋深在3 500 m時儲層已進入中成巖A2期，地層溫度為120～140 ℃，而有機酸保存的最佳溫度為80～120 ℃[10]，因此，有機酸濃度的降低使得長石溶解形成的產物高嶺石含量也隨之減少，更為重要的是當溫度超過120 ℃時，高嶺石會發生向伊利石的轉化而導致高嶺石含量急劇減少。以G≥4.5 ℃/100 m和4 ℃/100 m≤G<4.5 ℃/100 m計算埋深2 300和2 600 m的地層溫度也正好在120 ℃附近，這些都說明高嶺石含量急劇減少的原因主要與有機酸濃度的降低和高嶺石的伊利石化有關。

此外，高地溫梯度區儲層在埋深2 000～3 000 m時鐵方解石、白云石和鐵白云石等中晚期膠結類型和含量增多，而仍處于早成巖B期的低地溫梯度區儲層的膠結類型則為方解石、菱鐵礦和黃鐵礦等早期膠結物(圖8)。

2.3 孔隙結構對比

不同地溫梯度儲層存在差異化成巖作用，對孔隙結構也必然存在影響。本次選取研究區W3-2井漸新統珠海組和P35-2D井中新統珠江組進行對比，二者均為陸架邊緣三角洲環境，沉積條件相近，成分和結構成熟度較高。

W3-2井漸新統珠海組埋深小，但地溫梯度高(4.73 ℃/100 m)，Ro為0.63%～0.74%，處于中成巖A1晚期，并已進入了A2期，顆粒之間以點-線和線接觸為主(圖6e)，壓實作用較強，膠結類型雜多，包括各類碳酸鹽礦物、高嶺石、粘土礦物和黃鐵礦，粘土礦物主要為伊蒙混層和伊利石。鏡下薄片和掃描電鏡觀察，其主要的成巖作用演化序列為長石的溶蝕及其產物高嶺石的沉淀→高嶺石向伊利石的轉化→晚期鐵白云石膠結長石、高嶺石產出，孔隙類型以鑄膜孔和粒間溶孔為主，粒間孔不發育(圖6f～h)。壓汞測試結果顯示，其孔隙結構為小孔細喉型，滲透率低(圖9)。

而P35-2D井中新統珠江組埋深大，但地溫梯度低(3.88 ℃/100 m)，Ro為0.50%～0.66%，仍處于中成巖A1期，顆粒之間均為點-線接觸，壓實作用中等，膠結類型簡單，以高嶺石膠結為主，粘土礦物類型為分散充填于粒間的伊蒙混層和高嶺石，孔隙發育，以三角形和不規則狀的原生粒間孔為主，連通性較好，其次為溶蝕孔和高嶺石晶間孔(圖6i～k)。壓汞測試結果顯示，其孔隙結構為大孔粗喉型，滲透率高(圖9)。

(a)長石發生溶解形成長石粒內溶孔(A)，高嶺石呈鱗片狀充填粒間(B),L28-2井，埋深2 497.8 m；(b)見長石顆粒溶蝕強烈，形成粒內溶孔，L28-2井，埋深2 537.3 m；(c)長石發生溶蝕，產物高嶺石原地沉淀，W3-2井，埋深2 673.2 m；(d)鉀長石(Or)沿解理溶蝕，產生粒內微孔隙，W3-2井，埋深2 440.3 m；(e)中粒為主，線接觸，粒間孔不發育，W3-2井,埋深2 794.7 m；(f)長石的溶蝕及其產物高嶺石沉淀，鑄?？?、粒間溶蝕孔發育，W3-2井,埋深2 794.7 m；(g)鱗片狀高嶺石向絲片狀伊利石轉化，W3-2井,埋深2 528.4 m；(h)晚期鐵白云石膠結長石、高嶺石產出，W3-2井,埋深2 794.7 m；(i)中粒為主，點-線接觸，原生粒間孔(三角形和不規則狀)較發育，P35-2D井,埋深3 355.28 m；(j)溶蝕孔和高嶺石晶間孔，P35-2D井,埋深3 355.28 m；(k)粒間高嶺石、片狀伊蒙混層分散充填于粒間，孔隙發育，P35-2D井,埋深3 355.28 m。圖6 珠江口盆地東部地區砂巖儲層顯微特征Fig.6 Microscopic characteristics of sandstone reservoir in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

圖7 珠江盆地東部地區儲層粘土礦物相對含量與埋深關系Fig.7 Plot of relative amounts of clay minerals vs.burial depth in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

圖8 珠江盆地東部地區儲層不同地溫梯度范圍的膠結類型Fig.8 Types of cement under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

圖9 珠江盆地東部地區W3-2井珠海組及P35-2D井珠江組儲層孔隙分布Fig.9 Pore distribution of Zhuhai Formation in W3-2 and Zhujiang Formation in P35-2D in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

因此，該地區高地溫梯度下成巖演化快，各類成巖作用復雜，致使砂巖儲層在較強的壓實作用下孔隙體積快速減少，長石的不完全溶蝕及其產物高嶺石的沉淀使孔隙微孔化，鱗片狀高嶺石向絲縷狀、片狀伊利石的加速轉化縮小孔喉半徑，晚期鐵白云石等的膠結進一步堵塞孔隙和喉道，最終導致砂巖儲層的孔隙結構明顯變差，多為小孔細喉型。

3 地溫梯度與儲層甜點經濟深度

上述分析表明，地溫梯度對珠江口盆地東部地區儲層砂巖的成巖演化和孔隙結構的影響明顯，最終造成儲層物性的差異。通過對研究區不同地溫梯度區儲層孔隙度和滲透率與埋深關系的統計(圖10、11)，確定出不同地區儲層甜點的經濟下限。其中，珠一坳陷西江主洼由于其相對厚的地殼、相對不活躍的基底構造活動以及缺乏隔熱性能好的蓋層，造成其地溫梯度相比周圍地區低，為2.62 ℃/100 m[11]，其低孔低滲界線為埋深4 600 m；中低地溫梯度區的恩平(3.35 ℃/100 m)、惠州(3.38 ℃/100 m)和陸豐凹陷(3.12 ℃/100 m)的低孔低滲界線分別為埋深3 500、3 700和4 000 m；中高地溫梯度區(番禺低隆起)和高地溫梯度區(白云凹陷深水區)的低孔滲界線分別為埋深3 200 m和2 600 m。

圖10 珠江口盆地東部地區不同地溫梯度區儲層孔隙度與埋深關系Fig.10 Plot of porosity vs.burial depth in area under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

圖11 珠江口盆地東部地區不同地溫梯度區儲層滲透率與埋深關系Fig.11 Plot of permeability vs.burial depth in area under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

因此結合前人研究成果[12-20]，認為珠江口盆地東部地區低、高地溫梯度區中深部儲層尋找方向不同，低地溫梯度區在埋深4 000 m之下仍大有可為，應重點尋找原始沉積條件優、成分和結構成熟度高的中粗粒砂巖，其抗壓實能力強，可保存較多原生孔。如F14構造，其儲層為相對遠源、水動力強的河道主體中粗粒巖屑石英砂巖，分選中等、泥質含量低、膠結弱、粒間孔發育，孔隙結構為大孔粗喉型，產油量可達206 m3/d。而高地溫梯度區特別是G≥4.5 ℃/100 m的儲層在埋深2 300 m之下其物性迅速變差，僅發育好的沉積相帶并不足夠，超壓保護、有效次生孔隙發育和早期烴類充注可成為中深部儲層甜點的有利條件。

4 結論

1) 珠江口盆地東部地區地溫梯度與儲層特征響應關系表現為：①高地溫梯度下壓實強度高、速率快、壓實減孔效應明顯；②高地溫梯度下成巖演化快且復雜，導致淺埋藏時長石等易溶顆粒的不完全溶解并伴隨高嶺石沉淀，高嶺石伊利石化深度變淺，鐵白云石等晚期膠結物類型多；③高地溫梯度下成巖演化的加速使孔隙結構多為小孔細喉型。

2) 珠江口盆地東部地區不同地溫梯度區儲層低孔低滲埋深下限不同，低地溫梯度區(西江凹陷)為4 600 m，中低地溫梯度區(恩平、惠州和陸豐凹陷)為3 500～4 000 m，中高地溫梯度區(番禺低隆起)和高地溫梯度區(白云凹陷深水區)分別為3 200 m和2 600 m。

3) 珠江口盆地東部地區低地溫梯度區中深部儲層甜點應尋找原始沉積條件優、成分和結構成熟度高的中粗粒及以上粒級砂巖。而高地溫梯度區特別是地溫梯度大于4.5 ℃/100 m的儲層在埋深2 300 m之下其物性迅速變差，超壓保護、有效次生孔隙和早期烴類充注可成為中深部儲層甜點的有利條件。

[1] 壽建峰，朱國華.砂巖儲層孔隙保存的定量預測研究[J].地質科學，1998，33(2):244-250.SHOU Jianfeng,ZHU Guohua.Study on quantitative prediction of porosity preservation in sandstone reservoirs[J].Chinese Journal of Geology,1998，33(2):244-250.

[2] 劉震，朱文奇，孫強.中國含油氣盆地地溫-地壓系統[J].石油學報，2012，33(1)：1-17.LIU Zhen,ZHU Wenqi,SUN Qiang.Characteristics of geotemperature-geopressure systems in petroliferous basins of China[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(1):1-17.

[3] 顧家裕，寧從前，賈進華.塔里木盆地碎屑巖優質儲層特征及成因分析[J].地質論評，1998，44(1)：83-89.GU Jiayu,NING Congqian,JIA Jinhua.High-quality reservoir features and genetic analysis of clastic rocks in the Tarim Basin[J].Geological Review,1998,44(1):83-89.

[4] 林潼，李文厚，孫平，等.新疆準噶爾盆地南緣深層有利儲層發育的影響因素[J].地質通報，2013，32(9)：1461-1470.LIN Tong,LI Wenhou,SUN Ping,et al.Factors influencing deep favorable reservoirs on the southern margin of Junggar Basin,Xinjiang Province[J].Geological Bulletin of China,2013,32(9):1461-1470.

[5] 孟元林，胡安文，喬德武，等.松遼盆地徐家圍子斷陷深層區域成巖規律和成巖作用對致密儲層含氣性的控制[J].地質學報，2012，86(2)：325-334.MENG Yuanlin,HU Anwen,QIAO Dewu,et al.Regional diagenetic law and control of diagenesis over gas-bearing capacity of tight reservoirs in deep Xujiaweizi fault depression,Songliao basin[J].Acta Geologica Sinica,2012,86(2):325-334.

[6] 米立軍，袁玉松，張功成，等.南海北部深水區地熱特征及其成因[J].石油學報，2009，30(1)：27-32.MI Lijun,YUAN Yusong,ZHANG Gongcheng,et al.Characteristic and genesis of geothermal field in deep-water area of the northern South China Sea[J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(1):27-32.

[7] 米立軍，柳保軍，何敏，等.南海北部陸源白云深水區油氣地質特征及勘探方向[J].中國海上油氣，2016，28(2)：10-22.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.002.MI Lijun,LIU Baojun,HE Min,et al.Petroleum geology characteristics and exploration direction in Baiyun deep water area,northern continental margin of the South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):10-22.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.002.

[8] 王瑞飛，沈平平，趙良金.深層儲集層成巖作用及孔隙演化定量模型：以東濮凹陷文東油田沙三段儲集層為例[J].石油勘探與開發，2011，38(5)：552-559.WANG Ruifei,SHEN Pingping,ZHAO Liangjin.Diagenesis of deep sandstone reservoirs and a quatitative model of porosity evolution:taking the third member of Shahejie Formation in the Wendong Oilfield,Dongpu Sag,as an example[J].Petroleum Exploration and Development，2011，38(5)：552-559.

[9] 石油地質勘探專業標準化委員會.SY/T 5477—2003 碎屑巖成巖階段劃分[S].北京：石油工業出版社，2003.Professional Standardization Committee of Petroleum Geological Exploration.SY/T 5477—2003 The division of diagenetic stages in clastic rocks[S].Beijing:Petroleum Industry Press,2003.

[10] SURDAM R C,BOESE S W,CROSSEY G J.The chemistry of secondary porosity[J].AAPG Memoir,1984,37:127-151.

[11] 杜家元，施和生，朱明，等.西江主洼相對低地溫條件下油氣成藏特征和勘探潛力分析[J].中國海上油氣，2008，20(5)：287-292.DU Jiayuan,SHI Hesheng,ZHU Ming,et al.An analysis of hydrocarbon accumulation and exploration potential under a lower geothermal condition in Xijiang sag[J].China Offshore Oil and Gas,2008,20(5):287-292.

[12] 呂孝威，張哨楠，伏美燕，等.鶯歌海盆地東方區黃流組高溫超壓砂巖儲集層發育機理[J].新疆石油地質，2014，35(1):52-58.Lü Xiaowei,ZHANG Shaonan,FU Meiyan,et al.The mechanism of high-temperature and overpressure sandstone reservior development of Huangliu formation in Dongfang area of Yinggehai basin[J].Xinjiang Petroleum Geology，2014，35(1):52-58.

[13] 謝玉洪，李緒深，童傳新.鶯歌海盆地中央底辟帶高溫高壓天然氣富集條件、分布規律和成藏模式[J].中國海上油氣，2015，27(4)：1-12.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.01.001.XIE Yuhong,LI Xushen,TONG Chuanxin.High temperature and high pressure gas enrichment condition,distribution law and accumulation model in central diapir zone of Yinggehai basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):1-12.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.01.001.

[14] 尤麗，張迎朝，李才，等.文昌10區珠海組低滲儲層“甜點”控制因素[J].東北石油大學學報，2014，38(3):18-31.YOU Li,ZHANG Yingzhao,LI Cai,et al.Factors of controlling the distribution of the low permeability reservoir “sweet spots” from Zhuhai formation of Wenchang 10 area[J].Journal of Northeast Petroleum University,2004,38(3):18-31.

[15] 尤麗.文昌區與東方區低滲儲層特征及“甜點”控制因素[R].中海石油(中國)有限公司湛江分公司，2014.YOU Li.Factors of controlling the distribution of the low permeability reservoir “sweet spots” in Wenchang and Dongfang area[R].Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,2014.

[16] 龐雄，陳長民，彭大鈞，等.南海珠江深水扇系統及油氣[M].北京：科學出版社，2007.PANG Xiong,CHEN Changmin,PENG Dajun,et al.The pearl river deep-water fan system & petroleum in South China Sea[M].Beijing:Science Press,2007.

[17] 龐雄，施和生，朱明，等.再論白云深水區油氣勘探前景[J].中國海上油氣，2014，26(3)：23-29.PANG Xiong,SHI Hesheng,ZHU Ming,et al.A further discussion on the hydrocarbon exploration potential in Baiyun deep water area[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(3):23-29.

[18] BLOCH S,LANDER R H,BONNELL L.Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstone reservoirs:origin and predictability[J].AAPG Bulletin,2002,86(2):301-328.

[19] 吳富強，寧興賢.影響渤南洼陷深部儲層次生孔隙形成的因素及其作用[J].沉積與特提斯地質，2004，24(2):76-82.WU Fuqiang,NING Xingxian.The controlling factors and processes for the formation of the secondary porosity of the deep-seated reservoir rocks in the Bonan depression,Shandong[J].Sedimentary Geology and Tethyan Geology，2004，24(2):76-82.

[20] 翟普強，朱俊章.白云深水區高地溫背景油氣成藏綜合分析[C]∥第十七屆中國科協年會-分9.南海深水油氣勘探開發技術研討會論文集.2015.ZHAI Puqiang,ZHU Junzhang.Comprehensive analysis of hydrocarbon accumulation in the high geothermal background of Baiyun deep water area[C]∥The 17th annual meeting of the China Association for science and technology-9.South China Sea deep water oil and gas exploration and development technology Symposium.2015.

(編輯：馮 娜)

Reservoir property response relationship under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin

ZHANG Li1，2CHEN Shuhui1，2

(1.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong518000,China； 2.CNOOCDeepwaterDevelopmentLtd.,Shenzhen,Guangdong518000,China)

The overall geothermal gradient of the eastern area in the Pearl River Mouth basin increases from the north to the south.The variation trend of reservoir physical property with burial depth in different geothermal gradients is different, and the difference of the maximum depth limit of low porosity and permeability reservoir is distinct.Based on abundant casting thin sections and core analysis, combining data of SEM, XRD and mercury injection etc., reservoir property responses under different geothermal gradients are carried out in the research area.The results show that: ①under high geothermal gradient, compaction strength is stronger, rate is higher, and porosity loss by compaction is more obvious; ②diagenetic evolution is faster and more complex under high geothermal gradient, resulting in more late cements such as ankerite, incomplete dissolution of soluble granules such as feldspar and kaolinite precipitation at shallow burial depth, as well as the conversion from kaolinite to illite; ③acceleration of diagenetic evolution resulted from high geothermal gradient causes pore structure poorer, usually fine pore throat; ④the burial depths of low porosity and low permeability reservoirs vary with geothermal gradients.The depths are 4 600 m, 3 500～4 000 m, 3 200 m and 2 600 m under low, low-medium, high-medium and high thermal gradients, respectively; ⑤medium-coarse sandstone with superior original deposition condition and high maturity of composition and texture in the deep reservoir under low geothermal gradient is sweet spot for exploration because more primary pores are kept due to its strong compaction resistance, while overpressure protection, effective secondary pore development, and early hydrocarbon charging are favorable conditions for medium-deep sweet spot in the high geothermal basin.

eastern area of the Pearl River Mouth basin; geothermal gradient; reservoir property; response relationship; low porosity and low permeability; burial depth boundary

張麗，女，工程師，2013年畢業于中山大學，獲碩士學位，現主要從事碎屑巖儲層研究工作。地址：廣東省深圳市南山區后海濱路(深圳灣段)3168號中海油大廈(郵編：518000)。E-mail：zhangli117@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0029-10

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.004

張麗，陳淑慧.珠江口盆地東部地區不同地溫梯度下儲層特征響應關系[J].中國海上油氣，2017,29(1)：29-38.

ZHANG Li，CHEN Shuhui.Reservoir property response relationship under different geothermal gradients in the eastern area of the Pearl River Mouth basin[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):29-38.

P631.8

A

2016-03-27 改回日期：2016-10-12

*“十三五”國家科技重大專項“珠江口盆地陸緣深水區沉積成巖過程與優質儲層形成機制研究(編號：2016ZX05026-003-003)”部分研究成果。