尤 麗 招湛杰 吳仕玖 李 才 代 龍 徐守立

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524907）

0 引言

烏石凹陷是南海北部北部灣盆地已證實(shí)的富生烴凹陷之一［1-2］，其東南靠流沙凸起，北鄰企西隆起，西部及西南部以流沙凸起與海頭北凹陷和邁陳凹陷相隔。烏石凹陷自下而上發(fā)育古近系長(zhǎng)流組、流沙港組、潿洲組和新近系下洋組、角尾組、燈樓角組以及第四系地層，其中流沙港組和潿洲組為主要的含油氣層段。古近系流沙港組儲(chǔ)層是重要的勘探層系，且在東區(qū)以流沙港組二段和流沙港組三段勘探為主，中區(qū)以流沙港組一段為主。烏石凹陷中區(qū)已鉆井揭示，從古近系流沙港組二段至潿洲組發(fā)育多套儲(chǔ)蓋組合，主力層段流沙港組一段Ⅴ油組上覆濱淺湖泥巖與其下伏三角洲砂巖是組合之一。區(qū)域沉積研究認(rèn)為，流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層為北部物源三角洲相、南部物源扇三角洲相、西北部物源濱 — 淺湖灘壩相沉積，為三大物源體系。烏石凹陷中區(qū)流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層埋深為2 800～4 200 m，屬于深埋藏儲(chǔ)層，由于埋深大，成巖作用強(qiáng)，儲(chǔ)層物性以低滲為主，局部發(fā)育中滲儲(chǔ)層，且具有強(qiáng)非均質(zhì)性特點(diǎn)［3］。為此，尋找有利儲(chǔ)層是實(shí)現(xiàn)烏石凹陷增儲(chǔ)上產(chǎn)、釋放產(chǎn)能的首要問題，明確流沙港組一段儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性的主控因素是有利儲(chǔ)層分布確定的關(guān)鍵點(diǎn)。因此，開展烏石凹陷流沙港組一段儲(chǔ)層特征展布研究，明確儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性的主控因素，為烏石凹陷中區(qū)中深層有利儲(chǔ)層分布、勘探目標(biāo)優(yōu)選，進(jìn)而增儲(chǔ)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義［4-5］。

1 儲(chǔ)層巖石學(xué)與儲(chǔ)集性特征

根據(jù)已鉆6口井的壁心、巖屑砂巖鑄體薄片觀察與統(tǒng)計(jì)，南部扇三角洲沉積的W5-1井、W7-4d井儲(chǔ)集砂巖成分成熟度偏低，巖石類型近巖屑單元，以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，個(gè)別為巖屑砂巖；北部三角洲與西北部濱淺湖灘壩的其余井儲(chǔ)集砂巖成分成熟度較高，表現(xiàn)為長(zhǎng)石巖屑石英砂巖和巖屑石英砂巖為主（圖1）。

圖1 烏石凹陷流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)集砂巖成分圖

根據(jù)4口井的巖心、壁心實(shí)測(cè)物性對(duì)比（表1），流沙港組一段Ⅴ油組以三角洲相的W7-2井物性最好，為低孔、中—低滲特征，孔隙度變化在3.8%～18.2%間，平均為10.6%，滲透率平均為22.8 mD。W7-3井與南物源扇三角洲前緣的W5-1井、W7-4d井物性相對(duì)較差，W5-1井略好于W7-3井、W7-4d井，W5-1井的平均孔隙度為12.6%，平均滲透率為14.5 mD，為低孔、低滲特征。W7-3井、W7-4d井分別為低孔、特低—低滲特征，低—特低孔、特低滲特征。

結(jié)合測(cè)井解釋成果顯示，西物源灘壩相的W2-1d井埋深較深，物性最差，由東往西、由北往南物性具變差趨勢(shì)，相近埋深的W7-3井物性與含油氣性明顯差于W7-1井?？紫额愋褪且源紊诪橹鳌⒃?/p>

表1 烏石凹陷流一段Ⅴ油組儲(chǔ)層實(shí)測(cè)物性對(duì)比表

孔其次的組合型，次生孔以長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔和鑄?？诪橹?，原生孔表現(xiàn)為粒間孔，發(fā)育高嶺石晶間微孔。

2 儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性的主控因素

2.1 沉積環(huán)境的先決控制

沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層物性的影響體現(xiàn)在沉積相帶、泥質(zhì)雜基、粒度與分選性差異。沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層物性的影響起著先決控制作用，表現(xiàn)為不同沉積相帶由于粒度和分選性的差異，不僅決定著儲(chǔ)層的原始孔隙度，而且影響著壓實(shí)作用破壞原生孔隙的程度和溶解作用的次生改造程度。

研究區(qū)不同沉積相帶物性對(duì)比顯示（表1），北部三角洲相儲(chǔ)層物性好于南部扇三角洲相儲(chǔ)層，南部物源扇三角洲相沉積儲(chǔ)層分選性以差、中等為主，低滲、特低滲儲(chǔ)層，北部與西北部發(fā)育的三角洲沉積儲(chǔ)層分選性以中等為主，中—低滲特征，西北部濱、淺湖灘壩相儲(chǔ)層物性較差。分選性差是南部扇三角洲前緣相W5-1井與W7-4d井物性差的主要原因。三角洲相水下分流河道、河口壩、席狀砂微相均可以發(fā)育有利儲(chǔ)層，相比較而言，水下分流河道儲(chǔ)層由于泥質(zhì)雜基少、粒度粗、厚度大，其物性優(yōu)于河口壩，席狀砂微相儲(chǔ)層物性較差。W7-1井目的層水下分流河道由于沉積水動(dòng)力較強(qiáng)、泥質(zhì)雜基含量較少，平均含量?jī)H為1.9%，平均測(cè)井孔隙度為14.1%，儲(chǔ)層物性好于河口壩，優(yōu)于席狀砂，河口壩和席狀砂平均測(cè)井孔隙度分別為13.8%、13.4%，泥質(zhì)雜基含量平均為3.9%、6.5%。沉積環(huán)境導(dǎo)致的粒度差異對(duì)儲(chǔ)層物性的影響明顯。當(dāng)粒度中值小于1 000 μm時(shí)，儲(chǔ)層物性與粒度中值呈明顯的正相關(guān)性，說明粒度對(duì)該段儲(chǔ)層物性影響較明顯；當(dāng)粒度中值大于1 000 μm，由于分選性的影響，儲(chǔ)層物性與粒度中值呈一定的負(fù)相關(guān)性特征。

2.2 壓實(shí)作用的破壞性影響

壓實(shí)作用是破壞性成巖作用之一。儲(chǔ)層砂巖在埋藏成巖過程中遭受強(qiáng)烈的壓實(shí)作用，主要表現(xiàn)為顆粒重排、變形甚至產(chǎn)生壓裂縫，并通過碎屑顆粒接觸關(guān)系變化、壓實(shí)損失的孔隙度與壓實(shí)率來定性、定量評(píng)價(jià)壓實(shí)強(qiáng)度。隨著埋深增加，碎屑顆粒由點(diǎn)—線—凹凸、縫合狀接觸變化，壓實(shí)率增大，壓實(shí)強(qiáng)度增強(qiáng)，進(jìn)而儲(chǔ)層物性變差。壓實(shí)損失的孔隙度與壓實(shí)率通過以下公式進(jìn)行計(jì)算：

研究區(qū)古近系儲(chǔ)層物性隨埋深變化顯示，隨著埋深的增加，壓實(shí)率增大，由埋深2 900 m附近壓實(shí)率65%左右變化到埋深3 800 m附近壓實(shí)率80%左右，局部甚至高達(dá)90%以上，壓實(shí)強(qiáng)度增強(qiáng)，儲(chǔ)層物性變差，壓實(shí)作用是儲(chǔ)層縱向物性變差與目的層表現(xiàn)為低滲為主的主要原因。結(jié)合成巖參數(shù)，伊／蒙混層中蒙脫石的含量為5%～25%，確定流沙港組一段Ⅴ油組處于中成巖階段A2期—中成巖階段B期，壓實(shí)程度較強(qiáng)。橫向?qū)Ρ蕊@示，流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層壓實(shí)率由東W7-2井細(xì)、中砂巖與粗、極粗砂巖分別為80.3%、65.7%，往西W7-4d井細(xì)、中砂巖與粗、極粗砂巖分別為99.2%、82.2%，呈增大趨勢(shì)（圖2），壓實(shí)強(qiáng)度增強(qiáng)，對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層物性變差，這說明壓實(shí)強(qiáng)度的不同是橫向物性差異的重要控制因素。相對(duì)比，粗、極粗砂巖較細(xì)、中砂巖相近埋深壓實(shí)率明顯較小，反映了粗砂巖在成巖過程中的抗壓實(shí)能力強(qiáng)于細(xì)、中砂巖，這是因?yàn)榇稚皫r剛性石英顆粒和石英巖屑含量高，抗壓實(shí)能力強(qiáng)，有利于原生孔隙保存，進(jìn)而儲(chǔ)層物性好［5］70。

圖2 烏石凹陷流沙港組一段Ⅴ油組不同儲(chǔ)集砂巖壓實(shí)率對(duì)比圖

2.3 自生高嶺石膠結(jié)影響

膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響體現(xiàn)在膠結(jié)物的成分與強(qiáng)度上。砂巖鑄體薄片與掃描電鏡觀察表明，研究區(qū)膠結(jié)物總體不發(fā)育，膠結(jié)物平均含量為0～5%，以自生黏土為主，局部發(fā)育石英加大邊，偶見碳酸鹽膠結(jié)物（含量總體小于5%）對(duì)儲(chǔ)層物性影響不大。自生黏土表現(xiàn)為以自生高嶺石為主。研究區(qū)自生高嶺石盡管含量不高，但其呈片狀和蠕蟲狀集合體充填于粒間，堵塞孔隙，降低儲(chǔ)層物性。儲(chǔ)層物性與自生黏土含量的關(guān)系圖顯示（圖3），孔隙度、滲透率與自生黏土含量呈一定負(fù)相關(guān)特征，也說明自生黏土高嶺石膠結(jié)是本區(qū)儲(chǔ)層物性重要的影響因素，尤其是對(duì)滲透率影響更加顯著。本區(qū)各井自生高嶺石不同程度發(fā)育，W7-3井自生高嶺石含量明顯較高，含量大于3%，嚴(yán)重堵塞孔隙，這是造成相近埋深、相近壓實(shí)強(qiáng)度W7-3井的物性差于W7-1井的主要原因。W7-4d井與W5-1井發(fā)育部分高嶺石充填，W7-2井僅有少量高嶺石充填孔隙，含量小于1%，是其物性較好的原因之一。W7-3井由于較高自生高嶺石膠結(jié)影響，測(cè)井響應(yīng)上其自然伽馬與密度明顯大于W7-1井（圖3），由于其密度較大，在均方根振幅屬性上異常明顯。

圖3 烏石凹陷流沙港組一段V油組儲(chǔ)層物性與自生黏土、測(cè)井參數(shù)關(guān)系圖

自生高嶺石形成多與自生蒙脫石在成巖酸性條件下向高嶺石轉(zhuǎn)化及長(zhǎng)石等不穩(wěn)定組分溶解產(chǎn)生高嶺石沉淀有關(guān)，但由于長(zhǎng)石溶解機(jī)理不同等原因，高嶺石沉淀位置及其對(duì)物性的影響不同。由于大氣淡水淋濾形成［6］，表現(xiàn)為近斷裂帶儲(chǔ)層溶解作用強(qiáng)，物性好，自生高嶺石含量較高；遠(yuǎn)離斷裂則正好相反。與有機(jī)酸溶解沉淀有關(guān)［7］，表現(xiàn)為近烴源巖溶解強(qiáng)，儲(chǔ)層物性好，高嶺石少沉淀；遠(yuǎn)離烴源巖低壓區(qū)，溶解作用較弱，儲(chǔ)層物性較差，高嶺石沉淀多。與含油氣酸性流體的充注有關(guān)［8-9］，該類自生高嶺石明顯受控于油源斷裂，表現(xiàn)為近油源斷裂，儲(chǔ)層物性好，高嶺石沉淀較少，形成油氣藏；遠(yuǎn)離油源斷裂，儲(chǔ)層物性較差，高嶺石沉淀多，含油氣性較差，同時(shí)具有自生高嶺石、伊利石、綠泥石和自生石英的自生礦物共生特征。研究區(qū)目的層自生高嶺石的形成主要與含油氣酸性流體的充注對(duì)長(zhǎng)石溶蝕溶解有關(guān)，明顯受控于油源斷裂，近油源斷裂的W7-1井區(qū)含油氣的酸性流體沿油源斷裂快速向上運(yùn)移，對(duì)流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層溶蝕溶解，形成次生孔隙，產(chǎn)生的高嶺石被易流動(dòng)的孔隙水帶走，很少沉淀，W7-1井區(qū)儲(chǔ)層物性好進(jìn)而成藏；W7-3井遠(yuǎn)離油源斷裂，由流沙港組二段烴源巖產(chǎn)生的含油氣酸性流體只能沿不整合面或儲(chǔ)集層緩慢的運(yùn)移，對(duì)儲(chǔ)層溶蝕溶解產(chǎn)生的高嶺石難被帶走，就地沉淀，進(jìn)而形成儲(chǔ)層物性差難以成藏的特點(diǎn)。

2.4 強(qiáng)溶解作用的顯著改善

通過已鉆井鑄體薄片與掃描電鏡觀察，研究區(qū)流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層溶解作用發(fā)育，且以有機(jī)酸溶解長(zhǎng)石等不穩(wěn)定組分形成次生孔隙，明顯改善儲(chǔ)層物性。Surdam R C和Crossey L J等的實(shí)驗(yàn)表明，在進(jìn)入生油窗之前，有機(jī)質(zhì)熱演化過程中產(chǎn)生的有機(jī)酸對(duì)不穩(wěn)定組分進(jìn)行溶蝕溶解，形成次生孔隙，這一過程主要發(fā)生在有機(jī)質(zhì)低成熟—成熟階段［10］，對(duì)應(yīng)為中成巖階段A期。根據(jù)伊／蒙混層中蒙脫石的百分含量、鏡質(zhì)體反射率等參數(shù)演化與儲(chǔ)層巖石接觸關(guān)系等特征，確定烏石中區(qū)在埋深1 900～2 850 m附近處于中成巖階段A1期，埋深2 900～3 400 m處于中成巖階段A2期，目的層流沙港組一段Ⅴ油組埋深多處于3 000～3 600 m，局部埋深超過4 000 m，泥巖黏土礦物伊／蒙混層中蒙脫石的含量主體處于15%～25%，部分小于15%，甚至低于10%，測(cè)得的鏡質(zhì)體反射率Ro為0.5%～0.7%，碎屑顆粒以線接觸為主，確定處于中成巖階段A～B期。另外，各黏土礦物在適宜條件下可發(fā)生轉(zhuǎn)化［11-12］，在轉(zhuǎn)化過程中脫出的層間水及含H+的酸性混合液對(duì)不穩(wěn)定礦物溶蝕溶解，形成次生孔隙。

3 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布

通過上述研究認(rèn)為，沉積環(huán)境對(duì)烏石凹陷中區(qū)流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層物性起著顯著的控制作用，壓實(shí)強(qiáng)度是儲(chǔ)層物性橫向差異的主要控制因素，相近壓實(shí)強(qiáng)度物性差異主要受控于油源斷裂的自生高嶺石膠結(jié)程度。對(duì)區(qū)域壓實(shí)強(qiáng)度定量評(píng)價(jià)及進(jìn)行平面展布預(yù)測(cè)（圖4），總體由東往西南、由中等壓實(shí)—近強(qiáng)壓實(shí)—強(qiáng)壓實(shí)—較強(qiáng)壓實(shí)—強(qiáng)壓實(shí)變化。綜合沉積相帶、壓實(shí)強(qiáng)度展布與油源斷裂，確定塊1為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層區(qū)，其處于三角洲相、中等—近強(qiáng)壓實(shí)，預(yù)測(cè)為中滲特征；塊2東部與塊4西北部為有利儲(chǔ)層區(qū)，處于三角洲／扇三角洲相、強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，并發(fā)育油源斷裂，粗、中、細(xì)粒砂巖均可發(fā)育有利儲(chǔ)層，預(yù)測(cè)為低、中滲特征；塊2西部、塊3、塊4東南部為次級(jí)有利儲(chǔ)層區(qū)，其為三角洲／扇三角洲沉積儲(chǔ)層，處于較強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，發(fā)育油源斷裂，粗、中砂巖均可發(fā)育有利儲(chǔ)層，預(yù)測(cè)為特低—低滲、見中滲特征。

圖4 烏石凹陷中區(qū)流沙港組一段V油組沉積—成巖相分布圖

4 結(jié)論

1）流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層埋深大于2 800 m，儲(chǔ)集層巖石類型以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，部分為長(zhǎng)石巖屑石英砂巖和巖屑石英砂巖；物性特征以低滲為主，局部為中滲。儲(chǔ)層物性具強(qiáng)非均質(zhì)性特點(diǎn)。

2）沉積環(huán)境對(duì)烏石中區(qū)流沙港組一段Ⅴ油組儲(chǔ)層物性的先決控制作用明顯，壓實(shí)強(qiáng)度是儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性的主要控制因素，高嶺石膠結(jié)程度是相近壓實(shí)強(qiáng)度物性差異的主要原因。

3）自生高嶺石膠結(jié)程度受控于油源斷裂，其形成主要與酸性流體的充注對(duì)長(zhǎng)石溶蝕溶解有關(guān)，表現(xiàn)為近油源斷裂儲(chǔ)層物性好，高嶺石沉淀較少，形成油氣藏；遠(yuǎn)離油源斷裂，儲(chǔ)層物性較差，高嶺石沉淀多，含油氣性較差。

4）由儲(chǔ)層發(fā)育控制因素確定區(qū)塊1為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層區(qū)，預(yù)測(cè)其為中滲特征；塊2東部與塊4西北部為有利儲(chǔ)層區(qū)，預(yù)測(cè)其為低、中滲特征；塊2西部、塊3、塊4東南部為次級(jí)有利儲(chǔ)層區(qū)，預(yù)測(cè)為特低—低滲、見中滲特征。

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