潿西南凹陷二號帶東段流一段儲層物性主控因素研究

代 龍 李 才 尤 麗 吳仕玖 鐘 佳 徐守立

（中海石油（中國）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構造單元，從北到南分別發育有北東向一號、二號斷裂帶和北東向為主向北西方向翹尾的三號斷裂帶[1-2]。潿西南凹陷二號斷裂帶東段處于生油洼陷中心地帶，研究區內發育多條大型溝源斷裂，具有優越的油氣運聚條件，是潿西南凹陷勘探的重要區帶，古近系流沙港組一段是最主要的勘探層位[3-6]，該段儲層埋深在2000～3700m，儲層埋深大，物性非均質性強，其主控因素認識不足極大地制約了該區油氣勘探成效。前人已對該區凹陷圈閉類型、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，但針對研究區儲層特征及有效儲層主控因素方面的研究相對較少。因此，本次研究綜合利用巖石學、礦物學、地球化學等多種研究方法和手段，對研究區儲層特征進行系統研究總結，明確有利儲層發育的影響因素，為該區流沙港組油氣勘探和開發提供有利的地質依據。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

據研究區9口井的110個井壁心觀察、鑄體薄片和掃描電鏡等資料分析，二號斷裂帶東段流沙港組一段儲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，次為長石。鏡下薄片觀察表明：儲集砂巖粒級以細、中砂巖為主，其次為粉砂巖和極細砂巖，砂巖顆粒呈次棱—次圓狀，點—線接觸為主，少數為凹凸接觸，分選中等，成分成熟度指數，即石英／（長石＋巖屑）值為0.6～5.8，整體上砂巖呈低—中等成分成熟度。

圖1 二號斷裂帶東段流沙港組一段砂巖巖石類型圖

1.2 儲集空間特征

通過對壁心鑄體薄片和掃描電鏡的觀察，流沙港組一段發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，其次為粒內溶孔和鑄?？?。受機械壓實作用和膠結作用的影響，殘余粒間孔形態一般不規則[7-8]，棱角突出，內部填充物較少（圖2a）；粒間溶孔（圖2a、2b）是研究區重要的孔隙類型，形態多呈不規則狀、多邊形狀等，部分孔隙呈溶蝕港灣狀；粒內溶孔（圖2c）主要發生在長石碎屑顆粒和巖屑碎屑顆粒內部，由溶蝕溶解作用形成，常見長石顆粒溶解成星斑狀；鑄?？壮Ｒ婇L石鑄?？缀鸵兹軒r屑鑄?？?，通常與粒間溶孔和粒內溶孔伴生。

圖2 二號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個樣品常規物性分析，流沙港組一段儲層孔隙度分布在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?？傮w在低孔、低滲儲層背景上發育了部分中孔、中滲優質儲層，儲層物性分布范圍廣，呈現較強的非均質性。實測儲層物性分析表明，孔隙度和滲透率之間具有較好的正相關性，相關系數為0.77，孔隙度與滲透率的大小呈指數增長，說明流沙港組一段砂巖儲層的滲濾通道主要依賴于孔隙，為典型的孔隙型儲層。

2 儲層物性主控因素

2.1 沉積作用主控儲層物性

沉積作用本質上是由沉積環境差異造成儲集巖粒度和泥質雜基差異，進而影響儲層物性[9-11]。儲層物性與粒度中值的關系表明，孔隙度、滲透率與砂巖粒度呈正相關性，粒級愈粗，孔、滲性愈好，儲層物性整體上呈變好趨勢。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，淺層壓實作用相對弱，孔隙較發育，沉積水動力越強，泥質雜基含量越低，儲層物性越好。在埋藏深度大于3200m時，由于成巖作用強，孔隙度變低，泥質含量稍高，儲層物性下降很快。反映出針對中深層勘探，水動力較強而形成的凈砂巖才可能成為有利儲層。

2.2 成巖作用改造儲層物性

2.2.1 壓實作用減少孔隙

通過研究區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—強壓實階段。在顯微鏡下觀察發現，碎屑顆粒之間以點—線接觸為主，局部呈凹凸狀接觸，壓實程度較強。流沙港組一段粒間體積演化研究表明（圖3a、3b），壓實損失孔隙度隨深度增大而增加，相應的損失孔隙度約在20%～27%，3200m以下損失量可達30%。相對應的儲層層內面孔率為5%～12%，實測儲層內壁心孔隙度為8%～14%，綜合反映了壓實作用是導致流沙港組一段儲層物性變差的主導因素。

2.2.2 膠結作用充填孔隙

膠結物在研究區總體不多，主要為碳酸鹽膠結物，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。儲層物性與碳酸鹽膠結物總體上呈負相關性，膠結物含量低于5%時，對孔隙度和滲透率無明顯影響，而在膠結物含量大于5%時，孔隙度和滲透率值隨膠結物含量增加而快速降低。膠結物充填孔隙，堵塞孔喉，在壓實作用的基礎上導致儲層孔隙度和滲透率進一步變差。

圖3 二號斷裂帶東段流沙港組一段壓實作用對孔隙影響關系圖

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，且儲層砂巖中易溶解不穩定組分（長石、巖屑等）含量大于18%，易于發育次生孔隙。烴源巖中有機質成熟時產生的有機酸和CO2酸性流體作用于儲集砂巖中不穩定礦物發生溶蝕作用，形成次生孔隙，為油氣聚集提供儲集空間，這種現象在研究區較為常見[12]。統計分析不同深度的儲層微觀特征、成巖演化、有機質演化與孔隙度發現，有機碳（TOC）含量呈現相對峰值的分布，這也正說明有機酸溶蝕增孔的主要成因機制（圖4）。鏡下鑄體薄片顯示，流沙港組一段儲層溶蝕作用類型有長石、巖屑等顆粒溶蝕作用，常見鑄?？缀烷L石溶孔，溶蝕作用形成次生孔隙改善儲層物性，對儲層發育起到一定的積極作用。

圖4 流沙港組一段成巖演化、有機質演化、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孔隙

通過熒光薄片觀察發現，在流沙港組一段儲層中長石解理縫及石英加大邊內側均存在油質瀝青（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，研究區流沙港組一段儲層油氣充注時間較早。有瀝青充填的孔隙中，鈣質膠結現象較弱（圖2e），未見瀝青充填的區域鈣質膠結現象嚴重（圖2d），可見早期油氣充注能有效抑制鈣質膠結，保護早期形成的孔隙，早期形成的孔隙在后期成巖過程中又可作為有機酸運移的通道，有利于儲層孔隙進一步溶蝕擴大。早期油氣充注一方面能有效抑制膠結作用，另一方面有利于儲層次生孔隙的發育，改善儲層物性。

異常超壓對儲層孔隙具有較好的保護作用[13]。流沙港組一段儲層以3300m為界，其上淺部儲層為正常壓力，3300m以下表現為明顯壓力異常（圖4），壓力系數分布在1.3～1.6范圍內，相對高孔隙發育帶正好對應于異常超壓帶。超壓抑制了儲層的進一步壓實，同時增強了儲層中不穩定礦物溶解，促進次生孔隙發育，改善了儲層質量。

3 有利儲層平面展布

綜上所述，研究區流沙港組一段儲層物性主要受儲集砂巖粒度、泥質雜基含量和壓實作用的影響。強壓實、局部高鈣質膠結以及高泥質雜基是儲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淤|量，能有效改善流沙港組一段的儲層物性。通過疊合有利沉積相與成巖相組合分布圖以及有效儲層分類（圖5），對二號斷裂帶東段流沙港組一段有利儲層的平面分布特征進行評價。通過沉積—成巖相分析，再結合實測物性統計數據，認為二號斷裂帶東段流沙港組一段整體處于湖底扇—三角洲相、近強壓實區，為有利儲層目標區；部分發育強壓實相，儲層物性相對較差，但夾部分優質儲層，這與早期烴類充注和異常超壓發育保護孔隙有關。確定流沙港組一段辮狀河三角洲前緣沉積區儲層粒度粗、厚度大、泥質雜基含量少，且處于近強壓實區的A2、A4區發育最有利儲層，次為湖底扇沉積區存在早期烴類充注和異常超壓發育的A1區，埋深大且處于強壓實區的A3區儲層物性相對最差。

圖5 二號斷裂帶東段流沙港組一段沉積—成巖相疊合圖

4 結論

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

2）壓實作用與沉積作用造成的儲集巖粒度和泥質雜基含量差異是造成流沙港組一段儲層優劣及其非均質性的主控因素。局部強鈣質膠結在壓實作用的基礎上導致儲層物性進一步變差；有機酸溶蝕、早期烴類充注與異常超壓保護通過增孔和?？鬃饔酶纳苾淤|量，對儲層物性起積極的建設性作用。

3）二號斷裂帶東段流沙港組一段辮狀河三角洲前緣沉積區儲層粒度粗、厚度大、泥質雜基含量少，且處于近強壓實區的A2、A4區發育最有利儲層，次為湖底扇沉積區存在早期烴類充注和異常超壓發育的A1區，而埋深大且處于強壓實區的A3區儲層物性相對最差。

[1]劉景環，王瑞麗，尤麗，等.潿西南凹陷流沙港組成巖相與有效儲層研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，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隱蔽油氣藏類型及勘探方向[J].天然氣地球科學，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].古地理學報，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造油氣藏[J]. 石油勘探與開發，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，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6段儲層主控因素分析[J].巖性油氣藏，2009，21（4）：47-52.

[7]于興河.碎屑巖系油氣儲層沉積學[M].北京：石油工業出版社，2008.

[8]徐猛，馬少妍.鄂爾多斯盆地東緣A區塊盒8段儲層特征[J]. 天然氣技術與經濟，2016，10（2）：30-34.

[9]尤麗，張迎朝，李才，等.基于沉積成巖—儲集相分析確定文昌9區低滲儲層“甜點”分布[J].吉林大學學報：地球科學版，2014，44（5）：1432-1440.

[10]馬少妍，徐猛.沁水盆地北緣煤層氣井產氣主控因素研究[J]. 天然氣技術與經濟，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價[J].地質學刊，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].礦物巖石地球化學通報，2013，32（6）：720－728.

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