董靚雯，劉 闖，沈 珊

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120）

TJT構(gòu)造位于東海陸架盆地西湖凹陷保俶斜坡中南段，其南部為同一構(gòu)造帶的PH油氣田，北部為同一構(gòu)造帶的BYT油氣田[1-2]（圖1），中上始新統(tǒng)平湖組構(gòu)造系統(tǒng)屬于平湖主斷裂（正斷裂）向保俶斜坡北部掃帚狀展開的樞紐部位[3-4]。因此，研究區(qū)內(nèi)發(fā)育眾多受平湖主斷裂控制的半背斜構(gòu)造，油氣成藏條件好，目前5口探井中三口測試獲工業(yè)氣流，T1井射開層段3 310.00～3 317.30 m，T3井射開層段3 500.4～3 519.5 m，T4井測試井段4 386.5～4 459.5 m，均為凝析氣藏。研究區(qū)內(nèi)4 000 m以下具有油氣顯示，且有少量常規(guī)資料。本文著眼于平湖組深層勘探問題，做一些拋磚引玉的探討。

圖1 西湖凹陷構(gòu)造格局簡圖（左）及TJT構(gòu)造平湖組下段頂面構(gòu)造圖（T23，右）Fig. 1 Simplified diagram of the structure pattern,Xihu Sag（left）；Structure map of Lower Pinghu Formation，TJT structure（right）

西湖凹陷中上始新統(tǒng)平湖組自下而上經(jīng)歷了一個水進至水退的沉積環(huán)境演化過程[5-6]，而這一過程又可以進一步細(xì)化為次一級海平面升降控制的低位域→水進域→高位域→水退域的體系域演化。低位域及水進域，通常發(fā)育較厚的潮道砂體；高位域以瀉湖潮坪（含瀉湖沼澤薄層泥炭）為特征；水退域多發(fā)育潮汐三角洲，具有清晰的進積特征。

本文以TJT構(gòu)造5口鉆井資料，通過一些常規(guī)技術(shù)手段，探討深部砂體的有利儲集空間及成藏條件之利弊，為本地區(qū)深層勘探開拓思路。

1 研究區(qū)深部儲層基本特征

1.1 巖石學(xué)特征

TJT構(gòu)造的鉆井薄片資料顯示：平湖組儲層為淺灰色細(xì)砂巖、中砂巖和粉砂巖，以細(xì)-中粒砂巖為主，偶見粗-中粒砂巖。巖石類型以長石巖屑質(zhì)石英砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖為主，雜基含量普遍低于5%（圖2）。

圖2 TJT構(gòu)造平湖組砂巖成分三角圖Fig. 2 Triangular diagram of sandstone composition of Pinghu Formation in TJT structure

從成分成熟度看，穩(wěn)定礦物石英組分(Q)普遍少于75%，T2井僅50%；而不穩(wěn)定礦物長石和巖屑（F＋R）普遍大于25%，這些不穩(wěn)定組分為成巖階段的儲集空間改造提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

結(jié)構(gòu)成熟度（粒度資料，圖3）凸顯出潮汐環(huán)境下分選較差、粒度跨度較大的兩個跳躍總體，如T4井4 089.2 m（潮汐三角洲）以及T2井3 235 m（潮汐三角洲）；也有高能水動力條件的分選很好的粒度特征，如T4井4 406 m（潮汐三角洲）。

圖3 TJT構(gòu)造儲層砂體粒度概率累計曲線圖Fig. 3 Probability cumulative grain-size curves of sediments in the study area

1.2 孔隙特征

研究區(qū)分析化驗如巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等資料表明，研究區(qū)砂巖儲層的孔隙類型以次生溶蝕孔隙為主，但仍保留少量原生粒間孔。次生溶蝕孔隙可見粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔（圖4a）以及鑄?？住ＹY料顯示，粒間溶孔占孔隙類型的比例最高，其次是粒內(nèi)溶孔、鑄?？?，兩者含量接近。全區(qū)不穩(wěn)定的長石、巖屑普遍發(fā)生溶蝕（圖4c、圖4d），石英普遍次生加大（圖4f、圖4g、圖4h），粒間孔內(nèi)分布高嶺石、伊利石等填隙物（圖4f、圖4g），可見碎屑巖向高嶺石轉(zhuǎn)化，局部孔隙中分布有菱鐵礦。砂巖中孔隙相對發(fā)育，孔隙分布不均、喉道不規(guī)則，大部分喉道系可變斷面的收縮部分，次為片狀、彎片狀喉道。

圖4 TJT構(gòu)造平湖組砂巖孔隙類型及特征Fig. 4 Pore types and characteristics of TJT reservoirs

1.3 儲層物性特征

盡管研究區(qū)現(xiàn)有4口井（T5井沒有取心）255塊物性樣品缺失3 600～4 000 m的統(tǒng)計資料（圖5），縱觀2 800～4 600 m深度間物性變化：埋深3 600 m以上地層，儲層孔隙度基本都大于10%，滲透率大于10×10-3μm2，為中孔中高滲儲層（圖6a），其中95%的樣品孔隙度10%以上，滲透率大于1×10-3μm2，接觸關(guān)系以線-點和點-線為主；埋深4 000 m以下地層，仍有相當(dāng)一部分樣品孔隙度為低空-中孔，滲透率為低滲-中滲（圖6b）。以T4井為例：41%的樣品孔隙度10%以上，滲透率大于1×10-3μm2的樣品也達(dá)到40%。顆粒接觸關(guān)系以點線、線接觸為主，少量凹凸-線接觸（圖5）。

圖5 TJT氣田儲層孔隙度和滲透率隨深度變化圖Fig. 5 Relationship between porosity/permeability and burial depth of TJT gas field

圖6a TJT氣田深層物性分段統(tǒng)計(3 600 m之上)Fig. 6a Porosity & permeability distribution histogram of TJT gas field (above 3 600 m)

圖6b TJT構(gòu)造深層物性分段統(tǒng)計(4 000 m之下)Fig. 6b Porosity & permeability distribution histogram of TJT gas field (under 4 000 m)

TJT構(gòu)造4 000 m以下儲層在西湖凹陷的區(qū)域性儲層分類評價中可以達(dá)到Ⅲ類儲層的下限。

西湖凹陷Ⅲ類儲層的發(fā)育條件及特征：Ro為0.6%～0.85%，地溫為110～145 ℃，處于成巖晚期Ⅲ幕階段；次生孔和原生孔減少，但與烴源巖配套好的地區(qū)，次生孔隙保存仍較好，加之異常高壓的發(fā)育，可改善儲集層的儲集條件。這類儲層目前在PH油氣田、BYT油氣田已被大量驗證：BYT某井3 767.0～3 956.8 m井段兩層異常高壓產(chǎn)層的壓力系數(shù)為1.18～1.38，Ro為0.8%～0.85%，孔隙度為13.69%～16.67%，滲透率為（10～12）×10-3μm2；再如，PH某井3 619～3 623.5 m井段產(chǎn)層的壓力系數(shù)為1.57，Ro為0.7%，孔隙度為11%～20%，滲透率為（10～49）×10-3μm2。

從T1井鏡煤反射率資料看（圖7），TJT構(gòu)造4 000 m以下地層已進入Ro為0.8%～0.85%，且有鹽水包裹體資料（圖8）證實地溫達(dá)到150 ℃以上，這表明深部有利儲層已經(jīng)受到壓實作用、堿性成巖環(huán)境的壓制，將成為深部成藏的難點。

圖7 T1井鏡煤反射率統(tǒng)計Fig. 7 Relationship between vitrinite reflectance and burial depth of well T1

圖8 T3、T4井石英次生加大邊鹽水包裹體均一溫度Fig. 8 Relationship between homogenization temperature of inclusions and burial depth of well T3、T4

2 研究區(qū)儲層物性影響因素

2.1 沉積微相

沉積微相的差異決定了砂體的結(jié)構(gòu)成熟度，不僅體現(xiàn)在砂體成巖改造前的物性中，也因其滲流條件影響著儲層的成巖階段改造[7-9]。

沉積微相中諸多因素影響著砂體的垂向以及橫向滲流條件，如大小潮變動下的泥質(zhì)披蓋、頻繁出現(xiàn)的內(nèi)部侵蝕面、漲落潮交替下的三角洲疊加。有障壁海岸背景的水動力場中，高能、低能環(huán)境的快速相變造成了巨厚砂體的內(nèi)部往往由多種微相組合而成[10-11]。

T3井兩段取心（圖9A、圖9B）呈現(xiàn)出典型的Ⅲ類儲層特點（中孔中滲），也是目前保俶斜坡平湖組油氣賦存的主要儲層類型。T4井4 080 m段的潮汐三角洲砂體（圖9C）呈現(xiàn)出頂部與底部的差異，由于底部系砂泥交互的向上變粗沉積層序，滲流性較差反映出沉積微相對物性的影響。T4井4 400～4 460 m之間兩個壁心資料，呈現(xiàn)出潮道砂體頂部與底部的差異，頂部溶蝕作用較強，孔滲性更好。

圖9 研究區(qū)典型井取心層段微相物性分析Fig. 9 Physical properties and sedimentary microfacies of typical wells coring interval in research area

2.2 成巖作用

砂體儲層形成后，其物性變化在埋藏成巖過程中主要受成巖作用控制。長石的溶解度受控于溫度、壓力、長石類型、pH值、有機酸等多因素的影響[12-15]。結(jié)合黏土礦物組合、伊利石/蒙皂石混層黏土礦物的轉(zhuǎn)化、伊利石結(jié)晶度，和巖石的結(jié)構(gòu)構(gòu)造特點及孔隙類型，研究區(qū)對儲層影響較大的成巖作用有壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

2.2.1 壓實作用

壓實作用貫穿整個埋藏史，在成巖作用早期對原始孔隙的影響最為強烈。砂巖巖石薄片中顆粒以點、線、凹凸接觸方式記錄了隨著深度變化的壓實作用（圖5），即使在T4井4 457 m的深度，也可以觀察到顆粒之間排列緊密，局部可見剛性顆粒的破裂。顆粒之間的接觸關(guān)系多為線接觸為主，膠結(jié)類型多為孔隙式膠結(jié)（圖10a），殘存具棱角狀的原生粒間孔，長條形顆粒多數(shù)沿某一優(yōu)勢方向定向排列，塑性礦物發(fā)生形變。

2.2.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)平湖組巖石膠結(jié)類型以石英次生加大為主，也存在方解石等碳酸鹽類礦物膠結(jié)和高嶺石等自生黏土礦物充填膠結(jié)作用。

（1）硅質(zhì)膠結(jié)作用

硅質(zhì)膠結(jié)體現(xiàn)在石英的次生加大和自生石英的充填作用（圖4e、圖4f、圖4h）。石英的次生加大較為發(fā)育，次生加大級別一般為II級。石英次生加大邊作為硅質(zhì)膠結(jié)物，環(huán)繞在碎屑石英顆粒周圍，次生加大邊和原生石英顆粒之間具有明顯的“塵線”。掃描電鏡下可見晶體形態(tài)完整的自生石英和高嶺石、伊利石等黏土礦物一起充填于顆粒之間的孔隙中。

（2）碳酸鹽膠結(jié)作用

碳酸鹽膠結(jié)物有方解石、鐵方解石、白云石、鐵白云石等，平均含量4.8%，最高可達(dá)28%，其中方解石含量最高，且4 000 m以下的薄片資料中比較常見（圖4c、圖4d）。鑄體薄片中（圖10b）可見紫紅色方解石充填于顆粒之間，局部可見方解石膠結(jié)物具有云質(zhì)環(huán)邊，掃描電鏡下（圖10c）可見碳酸鹽礦物顆粒充填在孔隙中。

（3）黏土礦物膠結(jié)作用

伊利石一般以絲片狀、絲縷狀、搭橋狀的形態(tài)充填于粒間孔隙和粒內(nèi)溶蝕孔隙，或賦存于顆粒表面。伊利石單體常趨于絲狀，而其聚合物主要為網(wǎng)格狀，通過分割孔隙空間的方式降低物性[14,16]。

黏土礦物以伊利石為主，平均相對含量為43%，其次為高嶺石和伊蒙混層，平均相對含量分別為30%和18%，綠泥石相對含量最少，平均相對含量僅9%，未見綠蒙混層。高嶺石在巖石薄片中呈現(xiàn)為蠕蟲狀、小米粒狀，掃描電鏡下（圖10e、圖10h）可見假六邊形單晶、書頁狀、鱗片狀。由于高嶺石是長石溶蝕的副產(chǎn)物之一，因此常見高嶺石和長石溶蝕伴生。綠泥石的產(chǎn)出形態(tài)包括片狀、針葉狀、絨球狀（圖10h），常以薄膜的形式包裹在顆粒表面，或以孔隙襯邊的形式產(chǎn)出。伊/蒙混層（I/S）在掃描電鏡下（圖10d）表現(xiàn)為蜂窩狀或絲絮狀，常包裹于顆粒表面。X衍射黏土礦物分析顯示，伊蒙混層中伊利石占比最大，約84%，蒙皂石僅含16%。

圖10 TJT構(gòu)造平湖組砂巖成巖作用Fig. 10 Diagenetic characteristics of TJT structure

2.2.3 溶蝕作用

長石類不穩(wěn)定組分在有機酸的作用下易發(fā)生溶蝕作用，其原因在于烴源巖生排烴過程中形成的有機酸促進鋁離子形成有機絡(luò)合物，造成鋁硅酸鹽礦物的溶解[17-19]，也有學(xué)者認(rèn)為大氣水對長石的淋濾作用形成次生孔隙，后期地層深埋藏保存下來[20-21]。

研究區(qū)巖石薄片下可見長石類礦物的溶解，顆粒邊緣呈溶蝕港灣狀，局部可見整個碎屑顆粒被完全溶蝕，形成具有原碎屑顆粒外邊緣形態(tài)的鑄模孔（圖10f）。掃描電境下可見長石的溶蝕蝕變現(xiàn)象，蝕變?yōu)闀摖罨蝼[片狀高嶺石、絲縷狀或絲片狀伊利石、針葉狀或絨球狀綠泥石、蜂窩狀伊/蒙混層等黏土礦物，也可以向片狀云母轉(zhuǎn)化，上覆地層的壓實作用使得形成的云母發(fā)生形變（圖10g）。

成巖過程交織著兩對矛盾：壓實與抗壓實，溶蝕與膠結(jié)。

顆粒接觸關(guān)系記錄了（圖5餅圖）隨埋深增加不斷嚴(yán)重的壓實作用，而石英次生加大有利于增強顆粒間的抗壓實能力，其發(fā)生的先決條件是酸性成巖環(huán)境。

伴隨有機質(zhì)熱演化出現(xiàn)的有機酸排入臨近砂體將促使砂巖成巖環(huán)境轉(zhuǎn)為酸性。在酸性成巖環(huán)境中，不穩(wěn)定的長石、巖屑不斷被溶蝕，其溶蝕殘骸附著大量次生黏土，這是各種次生黏土的主要來源。但是，隨著埋深增大，有機酸消耗殆盡，成巖環(huán)境轉(zhuǎn)向弱堿性、堿性，碳酸鹽膠結(jié)作用出現(xiàn)[22]。

3 深部儲層探討

4 000 m以下是否存在Ⅲ類儲層？現(xiàn)有的少量物性資料（圖5、圖6b）已經(jīng)揭示出這一可能性，是否存在有利于工業(yè)性油氣成藏的次生溶蝕帶？本文再補充兩個有利證據(jù)。

證據(jù)一：鹽水包裹體資料證實深部依然存在酸性成巖環(huán)境。

比較T3井和T4井石英次生加大邊鹽水包裹體均一溫度（圖8），T4井在4 406 m、4 452 m兩個深度樣品中，34%的溫度值高于150 ℃。

根據(jù)區(qū)域資料，平湖組氣藏儲層內(nèi)包裹體的均一溫度呈雙峰：第一組的溫度范圍105～125 ℃；第二組的溫度范圍為125～145 ℃，這反映平湖組有二期流體充注過程。顯然，T4井深部砂體的石英次生加大邊鹽水包裹體的均一溫度中部分測溫高于第二組溫度范圍，說明第二次油氣運移時期，油氣演化進入濕氣階段，TJT構(gòu)造深部地層仍然處于酸性成巖環(huán)境。由此可以推測：深部儲層中有可能發(fā)育次生溶蝕帶。

證據(jù)二：地層水礦化度資料表明深部地層滲流條件良好。

高礦化度地層水有利于孔隙、吼道間次生礦物沉淀從而破壞了儲層的流通性。T4井4 386.5～4 459.5 m的地層水樣為NaHCO3水型，礦化度6 624.30 mg/L，pH值8.04。這類水型以及弱堿性、低礦化度均反映出深部砂體孔隙吼道間滲流性良好，這既有利于次生溶蝕作用，也有利于油氣運移。

4 勘探思路分析

TJT構(gòu)造深部成藏的可能性無疑是存在的，這一結(jié)論不僅來自T4井4 386.5～4 459.5 m經(jīng)測試確認(rèn)為凝析氣藏，而且相鄰T5井4 684.5～4 699.6 m測井解釋和MDT綜合判斷為凝析氣藏（含氣飽和度40%～40.9%，地層溫度149.8～155.1 ℃）。

TJT構(gòu)造位于平湖主斷裂向北延伸帚狀展開的樞紐部位，發(fā)育平湖大斷裂及一系列伴生次級斷層，地層呈向東逐級下掉特征。發(fā)育典型的扭張（伸展-走滑）構(gòu)造樣式，表現(xiàn)為帚狀斷階。平面上斷層表現(xiàn)為斜交式帚狀組合，剖面上表現(xiàn)為順向翹傾斷塊。

T4井4 448～4 457.5 m、T5井4 766.5～4 782.5 m均為平湖組下段瀉湖沼澤相（含泥炭）包圍中的潮道砂體，這類砂體系深部砂體的主要微相類型，厚度在10～30 m之間。砂體底面、頂面均呈現(xiàn)突變狀態(tài)，底部系低水位侵蝕面，頂部系初始水進微相突變。從成藏角度看，頂?shù)酌媾c上覆、下伏泥巖物質(zhì)交換極為便利（藏內(nèi)充注），同時，也是良好的側(cè)向運移通道。

NNW向延伸的同生斷裂體系（圖1右）中早期較大的同生落差決定了海平面升降背景下的微相割據(jù)狀態(tài)。從目前T4井、T5井深部砂體對比看，砂體的主體部位的底部和頂部有利于相鄰烴源巖有機酸注入而保持持久的酸性溶蝕成巖環(huán)境，而翼部砂泥巖交互地層中的薄砂分選差必然影響側(cè)向運移。因此，低位域潮道砂體的主體部位才是深部油氣突破的研究方向。

綜上，平湖組下段的斷裂控相機制以及砂體的快速相變決定了深部儲層更多地呈現(xiàn)巖性成藏特點，這既增加了勘探的難度，無疑對鉆前研究工作提出更高的要求。