马达班湾盆地某区块成岩作用对储层的影响

王英超，孙作兴，李景辉

（1.中海油能源发展钻采工程研究院湛江实验中心，广东 湛江 524057；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化江苏油田，江苏 扬州 225265）

研究区为缅甸马达班湾盆地一个勘探区块，该区为弧后走滑拉张盆地,在大地构造上该类型盆地被公认为是油气资源十分富集的区域[1-2]。目前,国内外学者针对安达曼海海域的一些研究认为：本区从构造演化上来看，安达曼海域主要经历的是断（裂）陷、凹陷及后期的继承性张扭阶段（弧后走滑拉张）的过程[3-4]。自弧后盆地形成以来，以持续接受沉降为主，无明显抬升剥蚀，地层时代较新。沉积上表现为湖泊—滨浅海—三角洲沉积相，现今盆地接受来自正北方向的Irrawaddy流域和东北方向的Salween流域的物源供给，表现为碎屑岩（三角洲）和碳酸盐岩类型的储层，沙泥互层特征明显[5]。研究区油气显示为：浅层存在甲烷含量高的天然气，中深层发现了CO2含量高的天然气。

然而，该区存在构造运动复杂、地震资料匮乏、钻井较少、整体处于勘探初期阶段，所以相对可借鉴的资料、参考文献等较少，而针对本区在成岩作用对储层的影响方向上的研究则更是罕见。针对该区所处油气资源十分丰富的弧后盆地特殊大地构造位置，找寻大油气产区成为本区能否有突破性勘探进展所面临的难点问题。

以该区的钻井资料为基础，开展了岩石薄片和岩矿分析等工作，运用岩石薄片等岩矿分析技术对缅甸马达班湾盆地某区块上新统砂岩储层岩石矿物特征、成岩作用等进行了分析和研究，探讨了该区块上新统储层岩矿特征及成岩作用对孔隙演化的影响。研究区压实作用发育为弱—中等程度，总体压实作用不强；胶结作用为弱—极弱、中等—较强；研究区储层段溶解作用普遍发育较弱。针对该区的储集性能提出了较为有利的勘探层段，对下一步勘探方向具有借鉴意义。另外，近年针对国外碎屑岩储层油气勘探的研究也越来越多，对国内石油地质勘探工作有重要的借鉴意义[6-7]。

1 地质概况

该区块位于缅甸海上马达班湾盆地东部中心，马达班湾盆地是安达曼海的次级盆地[8]，其北部为伊诺瓦底三角洲，南与北苏门答腊和丹老阶地相接，东临泰马半岛，西以安达曼断层—尼科巴岛弧相隔，面积约13 779 km2，为典型的弧后盆地[9]。研究区构造位于马达班湾盆地的该区块北偏西方向，距离仰光约280 km。本次主要根据该构造上五口井A、B、C、D、E的资料进行研究，五口井均位于该构造高部位上，目的层位为上新统的L3、L4、L5、L7、L9段储层。

该区块中浅层段储层砂岩岩性按粒度分类主要为粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩，粒级主要为粉砂、极细粒，砂岩分选中等，碎屑颗粒以次圆、次棱角状为主，砂岩碎屑成分以石英和长石为主，主要为长石石英砂岩、岩屑石英砂岩，石英砂岩次之，尚见少部分长石石英岩屑砂岩或岩屑长石石英砂岩。成分成熟度2.1～9.9，多为中等成熟，少部分高成熟和极高成熟，A、B、C井的成分成熟度比D、E井的稍高。砂岩的分选性在中和好之间，碎屑颗粒的磨圆度为次棱—次圆或次圆—次棱。岩石基本为颗粒支撑，填隙物结晶度为细晶、粉晶。D、E两口井仅发育较多的泥质杂基（8.3%～73%）和少量粉晶白云石，但原始孔隙得以大量保存。此外，泥质杂基和白云石多分布不均匀，对砂岩喉道的堵塞影响较小。但A、B、C三口井则完全相反，在薄片中发现大量的碳酸盐胶结物发育，并交代碎屑颗粒，占据大量的原生粒间孔隙。

2 成岩作用及其对储层物性影响

砂岩的孔隙演化往往受控于砂岩的成岩作用[10-11]，研究区各个组段的储层砂岩也不例外，其孔隙的演化取决于压实、胶结和溶解三大成岩作用的影响。

2.1 压实作用

缅甸该区块中浅层段储层L3～L9段陆源碎屑颗粒基本呈游离—点状接触，可见云母受压力折曲、海绿石受压呈“假杂基状”，说明储层经过了一定的压实作用。

根据分析资料，获得各井的压实作用参数。本次利用S.EHRENBERG等(1989)提出来的定量研究压实作用强度[12-14]，它是恢复古压实特征的有效方法。就是把现今压实后的岩石总体积（包括粒间空间）恢复到压实前（即沉积时）的岩石总体积（包括粒间空间）。计算公式如下：

式中

COPL——压实作用损失的原始孔隙度，%；OP——原始孔隙度，%；IGV——粒间体积百分数，%（包括胶结物、自生矿物、粒间孔）。

压实强度系数为压实作用损失的孔隙度除以原始孔隙度，原始孔隙度取砂岩初始孔隙度理论值40%。为便于比较，根据压实强度系数大小，本文将压实强度系数分为5个等级（表1）。

表1 压实作用系数与压实作用强度分级Table 1 Classification of compaction factors and compaction intensity

A井压实作用强度系数为0.48～0.56，属中等压实。B井压实作用强度系数为0.24～0.42，属弱压实。C井压实作用强度系数为0.23～0.52，属弱—中压实。D井压实作用强度系数为0.34～0.67，属中压实。E井压实作用强度系数为0.31～0.66，属中压实。从单个样品上看，B井压实作用损失的孔隙度最小，总体上各井压实作用仍然是处于低的水平，使得原始孔隙能够得到很好的保存。再加上比之更弱的胶结作用，剩余粒间孔达到20%，甚至更大，勘探价值很高（图1）。

图1 L5层段压实作用与胶结作用损失孔隙度直方图Fig.1 Porosity loss histogram of compaction and cementation in L5 formation

2.2 胶结作用

胶结作用是碎屑岩成岩作用研究的一个核心问题，大部分成岩作用所经历的漫长演化史信息都可以通过对胶结物及其衍生物的研究而获得。胶结物类型尽管繁多，但归纳起来大体上有碳酸盐系列、硅酸盐系列、氧化硅系列、硫化物及硫酸盐系列及其它方面（如铁质、磷质等）。研究发现，研究区主要为碳酸盐类胶结物，发育粉晶白云石（图2），其它如海绿石（图3）、黄铁矿等在少量地层产出。

本次研究胶结作用仍采用计算胶结作用系数进行定量分析[12-13]，计算方法如下：

式中

CEPL——胶结作用损失的原始孔隙度，%；CEM——胶结物+自生矿物含量，%。

研究区南部D、E井胶结作用强度系数在0.05～0.13，平均约0.1，胶结作用损失孔隙度一般在5%左右（图1），胶结作用很弱，对原始粒间孔的损失很小，远小于压实作用损失的原始孔隙度。A、B、C井胶结作用损失孔隙度相对较高，属中—强胶结（图1）。本文将胶结强度系数分为5个等级（表2）。而且L6段储层胶结作用损失孔隙度最小，原始粒间孔保存最好（图4）。

表2 胶结作用系数与胶结作用强度分级Table 2 Classification of cementation factors and cementation intensity

图2 D井粉晶状白云石Fig.2 Crystalline dolomite in well D

图3 E井椭圆粒状的海绿石Fig.3 Ellipse granular glauconite in well E

图4 分层段成岩作用损失孔隙度折线图Fig.4 Broken line graph of porosity loss for stratified diagenesis

2.3 溶解作用

溶解作用是形成次生孔隙的主要成岩作用类型。本区溶解作用主要是碳酸盐的溶解作用，此外发育少量长石和岩屑的溶蚀。整体溶解作用发育较少，碳酸盐的溶解一般为少量粉晶白云石或粉晶铁白云石的完全溶解，仅保留其外形（图5）。其含量均值不到0.5%，占砂岩孔隙总数不到5%，溶解作用相当微弱。长石的溶解作用很弱，仅在其颗粒边缘或沿着解理缝发育少量长石溶孔，且发生溶解的长石颗粒仅为少部分（图6）。因此，总体来说长石的溶解未形成规模，对孔隙的影响微乎其微。

图5 D井铁白云石完全溶解粒内溶孔Fig.5 Intragranular dissolve pores completely dissolved for ankerite in well D

图6 E井溶解程度低的长石溶孔Fig.6 Pores slightly dissolved for feldspar in well E

碳酸盐胶结物和长石颗粒的溶解均很弱，虽然常见，但是含量极低，基本可以忽略不计。总体而言，溶解作用相当微弱，对孔隙度的提高也非常有限。

3 结论

1）首次对马达班湾盆地进行大量岩石矿物特征、成岩作用分析和研究，并且对储层物性进行分井区说明。

2）综观该区的分析、研究认为，本区压实作用为弱—中，总体压实作用不强，原始孔隙能够很好的保存；胶结作用分为中等—强区域（A、B、C井区）及弱—极弱区域（D、E井区）两个分区；溶解作用对孔隙的影响微乎其微，主要是碳酸盐的溶解作用，长石的溶解未形成规模。

3）据该区压实作用、胶结作用与溶解作用分析认为，压实作用对减少孔隙度有限，胶结作用分区影响储层物性，溶解作用对孔隙度的提高非常有限。综合认为研究区上新统为勘探有利层段。

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