曾小明，鄒明生，張 輝，于 佳，陳曉武，莫馮陽

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)流沙港組三段儲層物性主控因素及分布規(guī)律

曾小明，鄒明生，張 輝，于 佳，陳曉武，莫馮陽

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

南海北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)流沙港組三段扇三角洲儲層砂體厚度大、巖性復(fù)雜、物性變化快、優(yōu)質(zhì)儲層展布不清，制約了下一步的開發(fā)部署。利用分析化驗(yàn)、鉆測井和測試資料，從沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造三方面來探討其對儲層物性的控制作用。沉積環(huán)境中的泥質(zhì)雜基含量和分選磨圓對物性影響較大;成巖作用中的壓實(shí)作用和溶解作用決定了孔隙的后期演化;古構(gòu)造和斷裂系統(tǒng)控制了酸性流體運(yùn)移方向和路徑?？拷髷嗔训纳热侵尥馇熬壗说乃路至骱拥纼樱捎陔s基含量低，分選磨圓較好，溶解作用強(qiáng)，物性較好，產(chǎn)能較高，是研究區(qū)的優(yōu)質(zhì)儲層。

主控因素;流沙港組三段;優(yōu)質(zhì)儲層;扇三角洲;烏石凹陷;北部灣盆地

南海北部灣盆地面積約3.98×104km2，海域油氣資源豐富，但目前只在潿西南凹陷進(jìn)行了油氣開采。隨著潿西南凹陷的開采，已開始面臨諸多油田開發(fā)中后期的問題，急需找到新的替代產(chǎn)量。近年來，烏石凹陷東區(qū)的勘探取得了較大的突破和進(jìn)展，在流沙港組三段(以下簡稱流三段)發(fā)現(xiàn)了較大的儲量，但是其儲層存在巖性復(fù)雜、物性較差、非均質(zhì)性強(qiáng)、有的井測試為高產(chǎn)、有的井測試為低產(chǎn)、優(yōu)質(zhì)儲層成因和展布范圍不清的問題。為此，本次研究從沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造3個方面來分析探討其對物性的影響，據(jù)此來預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層的展布，以指導(dǎo)下一步的開發(fā)方案制定，最終進(jìn)行開發(fā)實(shí)施。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

烏石凹陷位于南海北部灣盆地南部坳陷的東部，是新生代形成的具有“南斷北超”結(jié)構(gòu)特征的箕狀凹陷，北臨企西隆起，南靠流沙凸起［1］(圖1)。研究區(qū)流三段地層比較厚，約200～650 m，巖性主要為砂礫巖和含礫砂巖，沉積體系為物源來自北東方向粗粒扇三角洲，其中L3Ⅱ油組為其主力油組，油層厚度可達(dá)57 m。

圖1 研究區(qū)地理位置Fig.1 Location of study area

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

薄片資料統(tǒng)計分析表明，研究區(qū)砂巖巖石類型主要為巖屑砂巖，石英絕對含量為10.5%～83.3%，平均為28.7%;長石絕對含量為3.2%～14.6%，平均為6.9%;巖屑(包括多晶石英)絕對含量為14.0%～73.1%，平均為46.2%。顆粒間主要呈點(diǎn)—線式接觸，顆粒磨圓以次圓—次棱角狀為主，分選中—差。砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度都較低，表現(xiàn)為近源快速沉積特征。填隙物主要包括泥質(zhì)雜基和膠結(jié)物，其中泥質(zhì)雜基含量較高，約2.4%～13.5%，平均為5.2%，而膠結(jié)物含量較低，約0.5%～5.0%，平均為1.5%，主要為自生黏土礦物(高嶺石、伊利石等)，含少量的鐵方解石、菱鐵礦等碳酸鹽膠結(jié)物。

2.2 物性特征

從薄片分析來看，流三段儲層面孔率變化較大，分布在5.0%～23.0%之間，平均為13.2%?？傮w上來看，面孔率由北東向西南方向逐漸變小，與構(gòu)造趨勢比較一致;但滲透率變化趨勢不一樣，滲透率的高值區(qū)分布在中部的W4、W7和W8井。從巖心和壁心分析化驗(yàn)資料來看，其孔滲關(guān)系比較復(fù)雜，決定滲透率大小的不是孔隙度的大小，而是喉道的大小和分布。流三段孔隙度主要分布在15.0%～22.0%，平均值為18.4%;滲透率主要分布在(0.1～222.8)×10－3μm2，平均值為39.4×10－3μm2，主要表現(xiàn)為中孔低滲特征，局部發(fā)育中孔中滲儲層。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)

孔隙定量分析表明，研究區(qū)流三段由于埋藏深度較大，原生孔隙保存較少。儲層孔隙類型以次生孔隙為主，原生孔隙占7.9%～36.5%，次生孔隙占63.5%～92.1%。其中，次生孔隙中鑄?？渍?0.9%，長石粒內(nèi)溶孔占19.4%，巖屑粒內(nèi)溶孔占13.2%，粒間溶孔占12.1%，其他的占4.4%。喉道類型復(fù)雜多樣，縮頸型喉道、片狀喉道、彎片狀喉道、管束狀喉道都可見。

3 物性主控因素

儲層物性主要受沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造的共同控制，三者在時空上相互影響和聯(lián)系［2－9］。構(gòu)造位置和構(gòu)造活動會影響儲層的沉積環(huán)境及流體運(yùn)移路徑和強(qiáng)度;沉積環(huán)境又決定了儲層的巖石組分和成熟度，后期還影響成巖作用的類型和強(qiáng)度;成巖作用最終決定了孔隙的后期演化。不同成因類型的儲層其各因素的影響程度不一樣［10］。

3.1 沉積環(huán)境

綜合巖心觀察描述、粒度分析、測井相等相標(biāo)志，認(rèn)為研究區(qū)流三段為物源來自于北東方向的水進(jìn)型扇三角洲，其中主力油組L3Ⅱ油組以扇三角洲前緣沉積為主，扇三角洲前緣又可進(jìn)一步細(xì)分為內(nèi)前緣、外前緣近端和外前緣遠(yuǎn)端(圖2)。

不同的沉積微相帶，其水動力條件、碎屑成分、粒度、分選、磨圓度和雜基含量都不一樣，這決定了其初始的孔隙結(jié)構(gòu)，同時還影響后期的孔隙演化［11］。對于扇三角洲來說，沉積環(huán)境中雜基含量和顆粒分選磨圓通常是物性的主控因素之一［12］(圖3)。一方面，分選磨圓差的碎屑巖儲層的原始孔隙度就低［13］，同時雜基的存在會堵塞孔隙和喉道，還會抑制早期膠結(jié)物的發(fā)育，雜基在壓實(shí)過程中還是良好的潤滑劑，并且顆粒大小混雜堆積，分選磨圓差可增強(qiáng)早期的機(jī)械壓實(shí)作用，對原生孔隙破壞能力會更大;另一方面，雜基的存在會阻礙地下酸性流體的活動，抑制了溶解作用，使得孔隙后期無法得到有效的改善，孔隙連通性會變差［14］。

3.1.1 扇三角洲內(nèi)前緣

圖2 北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)L3Ⅱ油組沉積相Fig.2 Sedimentary facies of L3Ⅱin eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

扇三角洲內(nèi)前緣水下分流河道沉積微相帶(W1、W2、W3、W5、W9和W11井)，巖性以砂礫巖為主，由于地形較陡，表現(xiàn)為近物源快速沉積，粒度累積概率曲線上以跳躍—懸浮兩段式為主，懸浮段發(fā)育，重力流特征(圖4);測井上表現(xiàn)為大套箱狀砂體，巖心上表現(xiàn)為砂泥巖混雜堆積，呈塊狀或者粗尾遞變構(gòu)造;碎屑顆粒分選磨圓差，以次棱角狀為主;巖石組分中巖屑含量較多，同時雜基含量也高(6.8%～8.9%)，表現(xiàn)為雜基支撐;孔喉半徑小，分布在0.862～2.047 μm，排驅(qū)壓力大，雖然孔隙度較大(18.2%～23.2%)，但孔隙連通性差，配位數(shù)只有0.61～0.90，多為死孔隙，物性較差，滲透率分布在(10.7～34.4)×10－3μm2，表現(xiàn)為低滲特征(表1)。3.1.2 扇三角洲外前緣

扇三角洲外前緣近端的水下分流河道沉積微相帶(W4、W7和W8井)，水動力條件較強(qiáng)，巖性以含礫砂巖和中粗砂巖為主，沉積物經(jīng)過了一定距離的搬運(yùn)，粒度累積概率曲線上以滾動—跳躍—懸浮三段式為主，少量的跳躍—懸浮兩段式，牽引流特征;經(jīng)過了一定的淘洗，分選磨圓更好，以次棱—次圓狀為主，巖石組分中巖屑含量也減少，泥質(zhì)被帶走的更多，雜基含量更少(3.5%～5.1%)，表現(xiàn)為顆粒支撐(圖4);孔喉半徑分布在2.913～2.667 μm，排驅(qū)壓力較小，孔隙連通性有所改觀，配位數(shù)分布在1.00～1.10，物性變好，滲透率可達(dá)(102.2～484.6)×10－3μm2，表現(xiàn)為中滲特征(表1)。

扇三角洲外前緣遠(yuǎn)端水下分流河道和席狀砂沉積微相帶(W10井)，水動力條件較弱，巖性以中—細(xì)砂巖為主，測井上表現(xiàn)為中低幅漏斗形;粒度累積概率曲線上以跳躍—懸浮兩段式為主，雖然其分選磨圓較好(圖4)，但其粒度較細(xì)，泥質(zhì)含量高(10.8%)，孔喉半徑小(1.002 μm)，排驅(qū)壓力大，物性較差，滲透率約3.4×10－3μm2，表現(xiàn)為低滲—特低滲特征(表1)。

3.2 成巖作用

研究區(qū)儲層物性特征和成巖作用關(guān)系研究表明，對儲層物性和孔隙演化影響最大的是壓實(shí)作用和溶解作用，其次是膠結(jié)作用。

3.2.1 壓實(shí)作用

圖3 北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)儲層泥質(zhì)含量、分選系數(shù)和滲透率關(guān)系Fig.3 Relationship between clay content，sorting coefficient and permeability in eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

圖4 北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)流三段不同沉積相帶儲層特征物性為薄片特征中壁心樣品分析化驗(yàn)結(jié)果。Fig.4 Reservoir characteristics in different sedimentary facies of L3in eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

表1 北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)流三段不同沉積相帶儲層物性及孔隙結(jié)構(gòu)Table 1 Reservoir properties and pore geometry in different sedimentary facies of L3in eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

壓實(shí)作用的強(qiáng)弱不僅和埋深有關(guān)系，還受到沉積物的粒徑、分選、巖石組分的影響，在相同的埋深下儲層的粒度越細(xì)、泥質(zhì)和巖屑含量越高、分選越差，受到的壓實(shí)作用越強(qiáng)［15－19］。由于研究區(qū)抗壓實(shí)能力弱的巖屑和泥質(zhì)含量高、埋深較大(約2 400～2 900 m)，流三段儲層發(fā)生了較強(qiáng)烈的壓實(shí)作用，壓實(shí)作用損失的孔隙可達(dá)21.6%～27.7%，是孔隙減小的主要原因。薄片上主要表現(xiàn)為:云母和巖屑等塑性顆粒產(chǎn)生塑性變形，顆粒被擠入孔隙中，堵塞孔隙(圖5a);石英等剛性顆粒出現(xiàn)破裂現(xiàn)象，顆粒間呈線接觸(圖5b)。在不同相帶，壓實(shí)作用強(qiáng)度也不一樣，內(nèi)前緣顆粒比外前緣粗，埋深也更淺，導(dǎo)致內(nèi)前緣壓實(shí)率平均為68.1%，外前緣壓實(shí)率平均為78.4%，外前緣壓實(shí)作用強(qiáng)度比內(nèi)前緣要高。

3.2.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)膠結(jié)作用較弱，膠結(jié)物含量較少，分布在0.5%～11%之間，平均為2.7%，膠結(jié)率為12.1%～39.3%，表現(xiàn)為弱膠結(jié)。一方面是由于研究區(qū)儲層的泥質(zhì)雜基含量比較高(圖5c)，儲層油氣充注強(qiáng)度大，抑制了碳酸鹽和硅質(zhì)等膠結(jié)物的發(fā)育［20］;另一方面成巖早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物經(jīng)溶解或蝕變后，保存下來的量極少。膠結(jié)物主要為自生黏土礦物，少量的鐵方解石、鐵白云石和菱鐵礦，其中鐵方解石和鐵白云石呈亮晶粒狀分布于粒間殘余孔隙內(nèi)，自生黏土礦物(高嶺石、伊利石等)也會堵塞孔隙和喉道(圖5f)，使物性降低。

3.2.3 溶解作用

由于研究區(qū)流三段的巖石類型主要為巖屑砂巖，成分成熟度較低，含有較多的長石和巖屑等不穩(wěn)定組分，這為后期的溶蝕作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。并且流三段處在中成巖A期，有機(jī)質(zhì)處在成熟熱演化生油階段，往外排出大量的有機(jī)酸，對儲層中不穩(wěn)定組分有較強(qiáng)的溶蝕作用，溶解作用增加的孔隙度達(dá)4.5%～18%，溶解率達(dá)63.5%～92.1%，表現(xiàn)為強(qiáng)溶解特征。其中被溶解組分主要為長石顆粒，少量的巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物。長石的溶蝕往往沿解理開始，隨著溶蝕程度的增加，分別形成長石粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔(圖5d)、蜂窩狀溶孔直至鑄?？祝?1－22］(圖5e)。研究區(qū)溶解作用較強(qiáng)，產(chǎn)生的較多次生孔隙，對孔隙和喉道有擴(kuò)大作用，極大地改善了孔隙結(jié)構(gòu)。

3.3 構(gòu)造

古構(gòu)造和斷裂對次生孔隙的發(fā)育有重要的控制作用，因?yàn)楣艠?gòu)造和斷裂系統(tǒng)控制了酸性流體運(yùn)移路徑和方向［23］，同時在油氣充注后，改變了流體性質(zhì)，可以抑制成巖后期碳酸鹽和自生黏土礦物的沉淀，弱化石英的次生加大［24－29］，有利于孔隙的保存，因此長期繼承性的構(gòu)造高部位通常次生孔隙發(fā)育，物性較好。研究區(qū)斷裂比較發(fā)育，流三段的斷層可以溝通流二段成熟的烴源巖。流二段烴源巖排出的酸性流體先通過斷裂向上進(jìn)行垂向運(yùn)移，然后進(jìn)入儲集層進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移，對儲層中的不穩(wěn)定組分進(jìn)行溶蝕形成次生孔隙。大斷層面附近通常微斷層或者裂縫較發(fā)育，對流體的流動起到了較大的貢獻(xiàn)作用，因此次生孔隙比較發(fā)育，而隨著離斷面距離的增大，酸性流體消耗量加大，pH值會升高，溶蝕能力減弱［30－31］(圖6)。因此研究區(qū)W8和W4井距斷層只有10～30 m，同時W8井是一個古構(gòu)造高點(diǎn)(圖1)，更容易接觸到酸性流體，并且流體的輸入和輸出能力較強(qiáng)，可及時將溶解產(chǎn)物高嶺石和硅質(zhì)等帶走［32］，有效次生孔隙度才得以形成。

圖5 北部灣烏石凹陷東區(qū)流三段儲層鑄體薄片和掃描電鏡特征Fig.5 Casting thin sections and SEM characteristics of L3in eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

圖6 北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)斷裂控制有機(jī)酸運(yùn)移路徑模式Fig.6 Organic acid migration path controlled by fractures in eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

4 優(yōu)質(zhì)儲層分布

前文研究表明，沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造共同控制了流三段儲層的物性展布特征，物性最好的地方主要集中在大斷裂附近的扇三角洲外前緣近端相帶。扇三角洲內(nèi)前緣雖然表現(xiàn)為大套厚層箱狀砂體，但由于其泥質(zhì)雜基含量高，顆粒分選磨圓差，原始孔隙度較小，雜基支撐，壓實(shí)作用強(qiáng)，孔隙連通性差，物性較差。外前緣遠(yuǎn)端，巖性較細(xì)，泥質(zhì)含量重，埋深大，壓實(shí)作用強(qiáng)，原生孔隙保存較少，次生孔隙不發(fā)育，物性較差。而扇三角洲外前緣近端，分選磨圓變好，原始孔隙度較大，泥質(zhì)含量較小，顆粒支撐，溶解作用強(qiáng)，次生孔隙發(fā)育，孔隙連通性較好，物性較好，可以作為良好的油氣儲集層。這與測試資料吻合情況較好，扇三角洲內(nèi)前緣的W1、W2和W5井DST測試日產(chǎn)原油分別為44.3，2.2，1.8 m3(圖7);而在扇三角洲外前緣近端W8的側(cè)鉆井DST測試日產(chǎn)原油可達(dá)189.1 m3;扇三角洲外前緣遠(yuǎn)端W10井雖然沒有做DST測試，但進(jìn)行了MDT測試，測試結(jié)果多為干點(diǎn)。

5 結(jié)論

(1)研究區(qū)流三段為粗粒的扇三角洲沉積，巖性以砂礫巖和含礫砂巖為主，物性主要為中孔低滲，局部發(fā)育中孔中滲儲層。沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造是流三段儲層物性的主要控制因素，且各因素間相互影響。沉積環(huán)境是影響儲層物性的物質(zhì)基礎(chǔ)，分選磨圓好，泥質(zhì)含量低的儲層物性通常較好;成巖作用決定了孔隙的后期演化;構(gòu)造控制了酸性流體運(yùn)移路徑和方向，靠近斷層附近的儲層溶蝕作用強(qiáng)，次生孔隙發(fā)育。

(2)不同沉積相帶的儲層物性有一定的分布規(guī)律:扇三角洲內(nèi)前緣沉積速率快，砂泥巖混雜堆積，雜基含量高，重力流特征，分選磨圓差，強(qiáng)壓實(shí)、中等溶解成巖相，孔隙度較大，但孔隙連通性差，表現(xiàn)為中孔低滲特征;扇三角洲外前緣近端巖性以含礫砂巖為主，沉積物搬運(yùn)距離更遠(yuǎn)，經(jīng)過一定的淘洗，雜基含量更少，牽引流特征，分選更好，磨圓中等，強(qiáng)壓實(shí)、強(qiáng)溶解成巖相，表現(xiàn)為中孔中滲特征;扇三角洲外前緣遠(yuǎn)端巖性以中—細(xì)砂巖為主，埋深最大，粒度最細(xì)，泥質(zhì)含量重，強(qiáng)壓實(shí)、弱溶解成巖相，表現(xiàn)為中—低孔、低—特低滲特征。因此優(yōu)質(zhì)儲層分布在靠近大斷裂的扇三角洲外前緣近端的水下分流河道儲層中，是下一步優(yōu)先開發(fā)的目標(biāo)區(qū)塊。

圖7 北部灣盆地烏石凹陷東區(qū)L3Ⅱ油組沉積相連井剖面Fig.7 Cross-section showing sedimentary facies of L3Ⅱin eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

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(編輯 韓 彧)

Main controls on the distribution of the 3rd member of Liushagang Formation in eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin

Zeng Xiaoming，Zou Mingsheng，Zhang Hui，Yu Jia，Chen Xiaowu，Mo Fengyang
(Zhanjiang Branch，CNOOC Ltd，Zhanjiang，Guangdong 524057，China)

Fan delta reservoirs in the 3rd member of Liushagang Formation in the eastern Wushi Sag，Beibu Gulf Basin are characterized by large thickness of sand bodies，complicated lithology，rapid change of physical properties，and unclear distribution of good-quality reservoirs，which restricts further development.The controls of the sedimentary environment，diagenesis and structure on reservoir physical properties were studied using drilling，logging and testing data.Shale content，sorting and psephicity have a huge influence on physical properties.Compaction and dissolution controlled later reservoir porosity evolution.Paleotectonics and fracture systems controlled acid fluid migration direction and path.Underwater distributary channels of the proximal outer fan delta front near the large fault which exhibited low matrix content，good sorting and psephicity，good physical properties，high productivity and were good-quality reservoirs in the study area.

main control;3rd member of Liushagang Formation;good-quality reservoir;fan delta;Beibu Gulf Basin

TE12<2.2 class="emphasis_bold">2.2 文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A2.2

A

1001－6112(2016)06－0757－08

10.11781/sysydz201606757

2016－04－28;

2016－08－26。

曾小明(1987—)，男，碩士，工程師，從事儲層預(yù)測和儲層評價研究，E-mail:zengxm4@cnooc.com.cn。

中海油“十二五”重大專項(xiàng)“南海西部海域典型低孔低滲油氣藏勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究及實(shí)踐”(CNOOCKJ125ZDXM07LTD02ZJ11)資助。