珠江口盆地东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及主控因素

梁 卫，周小康，卫 哲，吴婷婷，梁 杰

（中海石油深圳分公司，广州510240）

珠江口盆地东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及主控因素

梁 卫，周小康，卫 哲，吴婷婷，梁 杰

（中海石油深圳分公司，广州510240）

通过观察珠江口盆地东沙隆起珠江组钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片，结合该区碳酸盐岩层序划分方案，探讨层序界面控制下的岩性、岩相发育特征，以及孔隙发育特征。结果表明，高位体系域发育生物礁灰岩及生屑滩灰岩储层，发育原生孔隙、次生孔隙等孔隙类型。在海侵体系域主要发育潟湖相、台坪相致密灰岩，偶夹台缘滩、台内滩等灰岩储层，后期往往受到成岩埋藏作用的改造发育溶蚀孔洞和裂缝。该区碳酸盐岩的主控因素主要是在高位体系域Ⅳ级海退半旋回暴露条件下形成的次生孔隙、受礁滩相带控制的原生孔隙及其他溶蚀作用控制的次生孔隙。

珠江口盆地；珠江组；碳酸盐岩；储层特征；主控因素

珠江口盆地位于南海北部大陆架南缘，呈“下断上拗”的构造格局，古近纪沉积湖相地层，新近纪沉积海相地层。东沙隆起位于盆地中央隆起带东缘，呈NE向展布（图1），在23.03Ma B.P.之前处于暴露剥蚀状态；在23.03Ma B.P.之后，随着珠江口盆地发生了区域性大规模的沉降，开始接受海相沉积[1，2]。在持续海侵的大背景下，东沙隆起在中新世发育了珠江组碳酸盐岩台地，形成一个孤立镶边台地，多期碳酸盐岩叠置发育，总面积达到40 000km2[3]。在碳酸盐台地发育期间，海平面经历了多次快速上升、相对稳定、缓慢下降暴露溶蚀又再次快速上升的循环。笔者曾经将中新统珠江组碳酸盐岩划分为4个沉积层序、8个体系域及5个层序边界（图2）；在这5个层序边界中有4个Ⅰ型层序边界，1个Ⅱ型层序边界[4]。众所周知，层序边界周围往往发育优良的储层[5]，尤其是Ⅰ型层序边界对碳酸盐岩储层的次生孔隙发育起明显的控制作用。

20世纪80年代在流花大油气田发现之后，胡平忠从经典碳酸盐岩成岩理论出发，认为本区生物礁及生物滩受淡水淋滤，储层被溶蚀形成次生孔隙，从而成为良好储层[3]。但是随着层序地层学的发展，层序对于碳酸盐岩储层发育的影响得到越来越多的研究，迫切需要利用新的理论对本区的成岩主控因素进行重新梳理。

本区碳酸盐岩储层经历了多期建设性和破坏性的成岩作用改造，孔隙发育带和致密隔挡层的形成原因复杂多样。近些年来，国内外研究层序、海平面变化、构造不整合以及沉积相对碳酸盐岩储层发育的控制作用取得比较深入的进展[5-7]；但是本区在对单井储层类型和发育特征分析的时候，由于缺乏新理论的指导，导致在平面上和纵向上储层发育规律的总结不够深入，尤其是储层发育的主控因素长期以来模糊不清。笔者利用薄片、岩心资料对本区碳酸盐岩储层在层序地层格架下的基本发育特征进行了重新梳理，统计了薄片观察中储层的储集空间发育类型，结合压汞等试验资料对储集孔隙类型进行了分类研究，最后结合层序界面划分结果，对层序界面控制储层发育的特点进行分析。

1 储层岩石学

在东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层发育的岩石类型比较简单，主要为生物礁灰岩、生屑滩灰岩，岩石孔隙结构多被微晶或微亮晶胶结[8]。依据本区碳酸盐岩层序划分方案[4]，对本区所有碳酸盐岩钻井进行分析后，发现碳酸盐岩在高位体系域主要为生物礁灰岩及滩灰岩，在海侵体系域主要发育潟湖相、台坪相灰岩，偶夹台缘滩、台内滩相灰岩。生物礁灰岩及滩灰岩是本区主要的储层类型，往往发育大量的原生孔隙和次生孔隙，后期又容易受到暴露溶蚀的改造，物性条件极佳。台缘滩、台内滩相灰岩原生孔隙较差，受暴露溶蚀改造机会少，往往以埋藏溶蚀孔隙和裂缝为主。

生物礁灰岩主要有骨架岩、黏结岩和障积岩，造礁生物大部分是珊瑚藻，偶见珊瑚、苔藓、绿藻、海绵等。居礁生物有大有孔虫、有孔虫、腕足、棘皮、腹足、介形虫等。骨架岩主要是珊瑚所形成的抗浪骨架，在岩心上可见枝状珊瑚格架，骨架间充填灰泥杂基及胶结物、生物屑等（图3-A）。黏结岩主要为藻纹状灰岩和藻黏结灰岩，主要组分为珊瑚藻、藻屑及泥晶基质，珊瑚藻多呈结核状藻团（即红藻石）及纹层状，其水动力条件较为动荡，内部结构比较松散且富有孔隙。障积岩为原地生长的生物，如珊瑚藻等，对生屑及灰泥基质起到障碍或遮挡作用，水动力条件相对较弱，抗浪能力较弱，主要有藻黏微晶生屑灰岩、藻黏微晶-亮晶生屑灰岩（图3-B）。在L井区大量发育礁灰岩和滩灰岩，在H井区礁灰岩和滩灰岩呈互层状产出。

台缘滩灰岩和台内滩灰岩主要发育各种类型的生屑灰岩。生屑灰岩主要为骨屑（藻屑以外的其他生屑）藻屑灰岩、有孔虫藻屑灰岩、藻屑有孔虫灰岩、藻屑骨屑灰岩等。生物碎屑主要有藻屑、大有孔虫、有孔虫、腕足、腹足、厚壳蛤、介形虫、棘皮等。随着由台缘相带往台内相带过渡，藻屑含量逐渐变少，有孔虫生屑、内碎屑、抱球虫屑含量逐渐变多。在L井区，普遍发育亮晶胶结，反映较强的水动力环境（图3-C）。在H井区，普遍为泥晶胶结，反映水动力较弱。

台坪相、潟湖相灰岩主要发育泥晶灰岩、抱球虫灰岩，生屑含量极低，物性极致密（图3-D）。

2 储集空间类型

东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层储集空间类型主要为孔隙和裂缝。孔隙分为原生孔隙和次生孔隙，裂缝分为构造缝、溶蚀缝及压溶缝（表1，图4）。F井区以原生孔隙为主，主要以原生粒间孔和生物体腔孔为主，还包括部分藻骨架内孔、遮蔽孔以及一些生物潜穴和钻孔等。L井区珠江组灰岩储层主要为粒内溶孔和粒间溶孔，原生孔隙较少见。而含油段（L井区SQ3的HST段）的孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔和非选择性溶孔为主，其次是铸模孔、藻间孔及藻架孔。H井区珠江组灰岩储层孔隙相对不发育，平均总面孔率不足1%，孔隙大多被泥晶基质或亮晶胶结物充填，少量藻架孔及溶孔、残余粒间孔等。

2.1 原生孔隙

原生粒间孔是岩石形成时期在碳酸盐岩颗粒之间未被基质充填和胶结物充填的孔隙空间，它是碳酸盐岩储层主要的孔隙类型之一[5]。在本区，碳酸盐岩的原生孔隙类型主要是原生粒间孔、生物体腔孔、藻间孔、剩余原生粒间孔、藻架孔等（图4）。

珠江组碳酸盐岩的生屑灰岩在生物颗粒（包括藻屑、骨屑和有孔虫）之间的孔隙，大部分是在沉积时期形成的（图4-A）。粒间孔多为不规则的形态，直径为0.03～0.2mm。这类孔隙主要发育在滩相灰岩中，储集性能好，可构成良好储层。在F井区的SQ1高位体系域中发育大量原生孔隙，占总孔隙的50%以上，其他地区其他体系域原生孔隙较少发育。

在基质或者胶结物较少发育时，剩余原生粒间孔会在藻屑、骨屑和有孔虫等颗粒间发育（图4-B）。孔隙多呈不规则形状，发育数量也较少。在H井区的SQ1和SQ2层序中广泛发育剩余原生粒间孔，占总孔隙60%以上，是主要的储集空间类型。

生物体腔孔是碳酸盐岩孔隙类型中极具特色的一种，主要发育在颗粒内或者生物体壳内。生物死亡后，在其机体内的有机质部分腐烂分解，由于快速成岩体腔孔没有被灰泥充填或胶结，而保存下来的孔隙。本区珠江组的生物化石种类极丰富，导致体腔孔的类型和分布较丰富，而且常常和原生粒间孔隙相伴生（图4-C）。这类储层多见于礁相及滩相储层中，储集性能较好。

藻间孔及藻架孔是在珊瑚藻的颗粒间和珊瑚藻的格架间发育的孔隙，由造礁生物之一珊瑚藻在生长过程中，或者是在藻黏结的过程中形成的孔隙。本区藻间孔往往存在于礁灰岩之中，孔隙较大，孔径范围较宽，常达1～4mm；但是绝大多数的孔隙被泥晶充填，或者孤立存在，因此藻间孔的渗透率很低（图4-D）。

2.2 次生孔隙

次生孔隙对于碳酸盐岩的储集性能具有极为重要的意义，它形成在岩石成岩之后，由成岩作用、后生作用以及表生成岩作用等多个成岩阶段改造而形成[8]。本区灰岩的次生孔隙是由于在颗粒之间的胶结物或基质经过反复的溶蚀而形成的，溶蚀影响大，时而波及周围的颗粒，往往形成较好的孔隙度和渗透率，进而构成良好的油气储集空间。次生孔隙在各个体系域和各地区都广泛发育，主要发育在礁滩相灰岩之中，跟层序界面有很强的相关性。层序暴露界面附近以及界面之下的高位体系域往往发育极大量的次生孔隙，发育的程度主要取决于渗流带暴露溶蚀时间的长短。其主要储集类型包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等，较为常见，连通性较好，渗透率高。在L井区以次生孔隙为主，占总孔隙的90%以上；在F井区次生孔隙仅仅发育在SQ1HST的顶部区域；H井区次生孔隙不发育。

粒间溶孔主要发育于L井区TST、H井区和F井区TST，其中L井区此类型孔隙的连通性一般较好（图4-E）。

粒内溶孔是生屑颗粒内部经过选择性溶蚀形成的孔隙，连通性较差（图4-F），如在藻屑的生殖窠中或有孔虫房室中形成的溶孔。一般本区的粒内溶孔在内部边缘往往存在早期的亮晶方解石胶结。溶孔在滩相颗粒灰岩中常见到，高位域中大量发育。溶孔的孔隙边缘比较圆滑，但是形态不规则，大小不一，常同粒间溶孔相连。溶解作用多在裂缝、溶缝等连通性好的地方发生，有时候沿红藻的生长纹层发生溶蚀。

铸模孔是颗粒经历泥晶化后颗粒骨架全部被溶蚀形成的空间，只保留了颗粒的泥晶套和原始颗粒形态的孔隙，连通性较差[8]（图4-G）。本区铸模孔的主要类型是藻屑和有孔虫屑的原始颗粒被大气淡水的淋滤溶蚀，易溶文石、高镁方解石早期被交代溶蚀，在藻屑骨屑灰岩、藻屑有孔虫灰岩等岩类中常见，孔隙大多保持了原始颗粒的规则形态，易于辨认。铸模孔有全充填、马芽状晶体半充填及无充填3种类型。铸模孔发育的同时往往伴随着大量各类溶蚀现象的发生，是识别溶蚀形成的层序界面，以及高位体系域层段的标志。

2.3 裂缝

碳酸盐岩储层中裂缝既可作为储集空间，也是重要的渗滤通道。东沙隆起珠江组灰岩储层裂缝类型包括构造缝、压溶缝及溶蚀缝（图5），量较少，仅仅占总孔隙的10%以下。

构造缝是构造应力作用使岩石发生破裂而产生的裂缝[9]，在本区与沉积和溶蚀暴露没有直接联系。压溶缝主要是因压溶作用而形成的缝隙，宽度一般＜1mm，通称缝合线。在压溶缝内部经常见到沥青、泥质、黏土矿物、残余有机质、亮晶方解石及少量白云石的充填，在灰岩层段顶部和中低部都有广泛发育，主要受埋藏成岩作用的控制（图5-C）。有些缝合线伴有溶蚀。

溶蚀缝可能为构造裂缝、压溶缝经溶蚀扩大而形成，缝壁不规则，或者是受表生期暴露溶蚀控制，微溶缝在孔隙发育层中大量存在，溶缝弯曲，大小不一，常常与溶蚀孔洞相连，与层序界面发育存在一定相关性。溶蚀缝的缝壁比较光滑，弯曲度小，垂直发育，常与溶孔互相沟通。此种溶缝比较晚才形成，缝体常常比其他缝体宽。溶蚀缝宽度范围比较大，有时在岩心上就可以直接看到（图5-A），有时需要在显微镜下才能观察到（图5-C、D）。

3 储集特征

3.1 孔渗特征

东沙隆起新生界灰岩埋藏浅，平均埋深2km左右，孔隙度为6.7%～29.3%，渗透率为（11.1～6 300）×10-3μm2。对比分析珠江组灰岩储层，L井区物性明显优于H井区及F井区。与塔里木盆地下古生界、四川盆地上古生界碳酸盐岩储层比较[10]，储集物性明显较优，但是储层厚度较薄，L井区平均厚度可达400m以上，H井区的厚度可达200～300m，F井区的厚度只有100 m左右。

L井区沉积以生物礁滩灰岩为主，厚度大，孔隙度和渗透率都较高（表2）。据多口井400余块岩心样品的孔隙度测试结果统计分析，高孔隙层（孔隙度＞20%）厚度所占总厚度的百分比在各个井中都超过50%。这些井中珠江组灰岩平均渗透率为624×10-3μm2，属中—高渗透层。渗透率＞100×10-3μm2的占50%，＞500×10-3μm2的占20%以上。L井区的储层总体上表现为高渗透性为主，但是却具有极大的非均质性，在纵向上渗透率的变化非常之大，最高与最低之间能够差到几万倍。

从国内碳酸盐岩的物性研究经验来说，孔隙度与渗透率之间的线性关系常常表现不明显[11]，但对比本区的层序界面划分方案，发现L井区在高位体系域的孔隙度与渗透率具极好的相关性。分析认为，由于高位体系域沉积层段处于碳酸盐岩台地隆起的高部位，发育礁滩储层多，在层序界面的附近往往比较容易先于H井区和F井区受到暴露溶蚀的影响，发生大量次生溶蚀，孔喉之间由于受到溶蚀影响，沟通良好，表现为高孔隙度、高渗透率的特征（图5、图6-A）。

H井区珠江组灰岩沉积以礁滩相和台坪相为特征，且储层分布不均。根据H井区孔渗关系曲线分析，孔渗关系的相关性比较差，低孔隙度对应高渗透率。渗透率异常偏大的原因是储层受裂缝发育的影响，孔喉连通性异常变好。这反映了H井区珠江组灰岩埋深较大，压实压溶作用较强导致裂缝发育（图6-B）。在层序界面附近，往往发育台地边缘生物礁滩相沉积，以残余粒间孔发育为特征，物性较F井区稍好，但是较L井区差。H5井孔隙度值分布较为集中，均值在5%～10%区间；H8井孔隙度值主要分布在15%～20%区间；H10井平均孔隙度可达18%，平均渗透率＞30×10-3μm2。

F井区珠江组灰岩厚度小，灰岩储层物性较差。F3井珠江组灰岩孔隙度及渗透率分布峰值不明显，孔隙度峰值在15%～20%区间，渗透率峰值在（1～10）×10-3μm2，且孔隙度与渗透率的相关性较好。对比层序划分方案以及沉积相，F井区孔隙发育受控于沉积相带，礁滩相发育原生孔隙（图6-C）。

L井区珠江组灰岩储层以Ⅰ类储层为主，占总油藏厚度70%以上，储集性能最差的Ⅳ类储层仅占1%～5%。在层序SQ3的高位体系域发育大量的Ⅰ类储层，该类型储层的发育明细受控于层序界面（图7）。H井区灰岩储层整体物性较差，主要发育Ⅲ类储层，孔隙度较低，裂缝比较发育，在层序界面之下往往发育较好物性的Ⅱ类储层。F井区灰岩储层主要发育Ⅱ类—Ⅲ类储层，孔隙度范围大，以原生孔隙为主；在层序界面之下的礁滩相中，次生改造强，也能发育较优质的储层。

3.2 储层分类

碳酸盐岩储层类型多样，非均质性强，分类评价标准比较复杂[11，12]。单一的参数不能准确反映储层物性差别，实际操作中结合岩性、物性、孔隙结构类型、孔隙结构参数、毛压曲线特征及孔隙类型等参数将东沙隆起珠江组灰岩储层划分为4类（表3）。

Ⅰ类储层岩性主要为生（藻）屑灰岩，其次是藻黏结岩，岩性疏松，溶孔发育。孔隙度＞20%、渗透率为（100—几千）×10-3μm2，孔隙结构参数：饱和度中值压力（pc50）＜20MPa、最大连通孔喉半径（Rd）＞35μm、孔喉半径均值（Dm）＞5 μm、孔喉结构特征参数（1/D）＞0.2、半径＜0.1 μm的喉道控制的孔隙体积＜30%、半径＜10μm的喉道控制的孔隙体积＞20%。毛压曲线为2个不明显的平缓段及座椅式，较粗—细歪度，分布图为双峰或粗级形成峰值。

Ⅱ类储层岩性主要在藻黏结岩发育，其次在生（藻）屑灰岩中也有发育。孔隙较发育，孔隙度为15%～20%、渗透率为（10～200）×10-3μm2，孔隙结构参数：pc50为20～70MPa、Rd为10～35μm、Dm为2～5μm、1/D为0.1～0.2、半径＜0.1 μm的喉道控制的孔隙体积为20%～50%、半径＜10μm的喉道控制的孔隙体积＜10%。毛压曲线为有平缓段或无平缓段，分布图为细级形成峰值或连续渐变分布。

Ⅲ类储层在藻黏结岩、生（藻）屑灰岩中较发育，岩性较致密。孔隙度为8%～15%、渗透率＜40×10-3μm2，孔隙结构参数：pc50为10～100 MPa、Rd为10～25μm、Dm为2～5μm、1/D＜0.1、半径＜0.1μm的喉道控制的孔隙体积为20%～60%、半径＜10μm的喉道控制的孔隙体积为0%～10%。毛压曲线为没有出现平缓段或者反向，颗粒分选差，分布图显示为连续渐变分布。

Ⅳ类储层在岩性为生（藻）屑灰岩、藻黏结岩中较为少见，岩性致密，发育少量裂缝及溶蚀缝合线。孔隙度＜8%、渗透率＜5×10-3μm2，孔隙结构参数：pc50＞100MPa、Rd＜15μm、Dm＜2μm、1/D＜0.1、半径＜0.1μm的喉道控制的孔隙体积＞60%、半径＜10μm的喉道控制的孔隙体积为0%～3%。毛压曲线为直线型，细歪度，分布图为单峰型，峰值多为＜0.1μm。

4 储层发育主控因素

综合上述储层发育的规律，对比本区的碳酸盐岩层序划分方案，以及碳酸盐岩沉积相划分方案，能够比较清晰地发现本区储层发育的主要控制因素。在高位体系域层段，往往发育暴露溶蚀的溶蚀孔隙，孔渗的线性关系明显，对比图5中的L井高位体系域以及Ⅳ级层序划分方案，可以看出，高位体系域及其Ⅳ级层序海退半旋回暴露、表生期溶蚀作用以及（准）同生期溶蚀等因素综合控制了本区的储层发育。同时，灰岩储层的发育也受控于沉积相带，在生物礁滩发育区或者发育层段，往往发育较好的储层。这些生物礁滩发育的层段也受层序界面的控制，在高位体系域往往较发育。各影响因素往往互相作用，共同导致了储层发育的最终结果。

4.1 优质灰岩储层的控制因素

L井区珠江组灰岩储层主要发育在SQ3的HST，储层A段—E段纵向非均质明显。B1、B3、和D段为高孔隙段，均发育于Ⅳ级旋回海退半旋回。A、B2、C和E段位于低孔隙段，除A段为海侵期海底胶结形成硬底的低孔隙段，B2、C和E段低孔隙段均为Ⅳ级旋回海侵半旋回（图7）。

H井区珠江组灰岩储层主要发育于HST台内礁滩灰岩，以及高部位的3口井HST台地边缘礁滩灰岩。H井区珠江组灰岩储层2个较好孔隙段，上段发育在HST，溶孔较大；下段发育在HST，溶孔较小，均受控于Ⅳ级海退半旋回。个别如H3井在TST发育台缘斜坡塔礁礁滩灰岩，海侵期Ⅳ级海退半旋回暴露溶蚀改造时间短暂、强度不大，灰岩储层物性较差（图7）。

本区碳酸盐岩的层序界面是一个暴露的溶蚀界面，代表了一个大气淡水的喀斯特作用面。在此界面之下发育的高位域地层中的礁滩沉积相储层被溶蚀改造，储集性能明显改善。高位域时期海平面停止上升并且发生下降，灰岩台地整体处于水体较浅、能量大、灰岩生长速率快的环境，在台缘地势较高的位置礁滩灰岩比较发育且规模变大，生物礁以侧向形式生长。在Ⅲ级海平面海退的大背景下，Ⅳ级旋回中的海退半旋回时期，未（弱）成岩的礁滩相带灰岩储层频繁暴露，受到（准）同生期的大气淡水溶蚀改造作用影响，形成了大量的优质储层。

海侵体系域时期，海平面上升速度明显加快。生物礁以向上追补生长形式发育，灰岩台地整体变成一个能量变低、水体变深、灰岩生长速率变慢的环境，大范围接受大气淡水改造的条件缺失。本区海侵体系域中发育的灰岩储层中次生溶蚀孔隙没有大量出现。

低位体系域时期海平面大规模下降到坡折带甚至以下的位置。灰岩台地上主要以剥蚀作用为主，缺失低位体系域沉积物。前期在高位体系域已固结成岩的礁滩相灰岩大面积暴露剥蚀，接受表生期大气淡水再次更强烈的溶蚀改造。

因此，本区珠江组优质灰岩的发育明显受Ⅲ级层序海平面升降大背景之下的Ⅳ级海退半旋回的控制。Ⅳ级旋回中的海退半旋回是高位体系域中碳酸盐岩优质储层纵向发育的关键因素。

4.2 礁滩相对灰岩储层的控制

沉积相是控制灰岩储层原生孔隙发育的关键因素之一[8]。在生物礁滩相带，由于处于高能环境，生物骨架灰岩易于形成格架孔、粒间孔等大量孔隙，生物滩灰岩由于在强水流中不断受到磨蚀作用，颗粒分选好；另外，强水流动力环境使得灰泥基质保存少，原生孔隙易于保存，连通性好，为后期改造创造了优良条件。

据国外资料统计，生物礁灰岩原始孔隙度可达40%～70%。如果这些孔隙不受或很少受到胶结物的胶结充填，便可保存下来。但礁灰岩性质不稳定，易受成岩作用的影响和改造（成岩作用开始于礁的死亡部分，它在厚度仅为几毫米到几厘米的活礁之下），使原生孔隙大量减少转而形成大量次生孔隙。观察L2井薄片，暴露面以下的原生孔隙只占16%，绝大多数转化为次生孔隙。

通过对东沙隆起珠江组灰岩储层不同相带物性比较发现（表4）：①台缘堡礁不仅规模大而且物性最好，L地区3口井的平均孔隙度＞20%，渗透率为400×10-3μm2。②生屑滩规模大，物性较好，孔隙度为9.1%～31.6%，渗透率平均为77 ×10-3μm2。③台内点礁规模小，但物性较好，F3井孔隙度为18%，渗透率平均为33×10-3μm2。④斜坡塔礁规模小，物性较差，H5井孔隙度为7.8%，渗透率为（0～110）×10-3μm2。⑤台坪（潟湖）规模大，物性较差，L5井孔隙度为8%，渗透率平均为43×10-3μm2。

4.3 次生孔隙发育的控制因素

珠江组灰岩普遍被各种类型的溶蚀作用所改造。在层序暴露界面之下的高位体系域溶蚀作用大量发育，且较强烈，是本区最重要的建设性成岩作用，主要包括同生期的大气淡水淋滤、埋藏期的地下水溶蚀以及表生期的大气淡水淋滤等各种类型。同生期，未（弱）固结成岩的礁体和滩体暴露，受到大气淡水淋滤作用，形成大量的粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔和溶缝等。表生溶蚀期，早期固结成岩的礁滩储层再次暴露大气中，大气降雨导致大规模溶蚀孔洞体系发育，比同生期更为强烈。在钻井过程中，经常遇到井漏、放空等钻井事故，表明地下发育有大型的喀斯特洞穴。在L2井的灰岩层中段的高位体系域发育高孔隙的灰岩储层段，孔隙内充满油层的底水，薄片分析表明该段以地下水溶蚀的次生孔隙为主。

珠江组灰岩同生、表生期大气淡水溶蚀作用具有一定层位性，主要分布于L井区HST、H井区HST及F井区HST。L井区在SB层序界面普遍见暴露标志，界面之下的高位体系域灰岩同生、表生期大气淡水淋滤作用较强烈。L2井灰岩遭受3次暴露，其中顶部强度最大，造成孔隙类型多样，有些被溶蚀呈蜂窝状，原始结构全部被破坏（图7）。

5 结论

Ⅲ级层序海平面升降大背景之下的Ⅳ级海退半旋回是控制本区碳酸盐岩优质储层发育的关键因素；同时，它也控制着优质礁滩沉积相的发育规模，从而控制了优质原生孔隙发育的规模与纵、横方向上的展布。

本区灰岩储层的岩性主要为生物礁灰岩及生屑滩灰岩。储层空间类型丰富多样，从宏观整体的分析来看，主要受层序界面控制下的高位体系域中礁滩储层与非礁滩相储层展布的影响。L井区珠江组灰岩储层礁滩最为发育，主要以粒间溶孔、粒内溶孔和非选择性溶孔为主，其次是铸模孔、藻间孔及藻架孔。H井区灰岩沉积以礁滩相和台坪相为特征，且储层分布不均，主要以粒间、粒内溶孔和裂缝为主。F井区储层以原生孔隙、残余原生孔隙为主，偶见溶蚀孔隙。

本区属于海相的海上勘探区块，岩心等直接的地质资料极度匮乏，故而成岩研究手段极其有限，研究结论常存在一定程度的多解性，比如在次生孔隙的成因方面就存在比较多的看法，这些都有待于今后利用更多的实际资料进一步探讨。

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Characteristics and key controlling factors of Zhujiang Formation carbonate rock reservoir in Pearl River Mouth Basin，China

LIANG Wei，ZHOUXiao-kang，WEI Zhe，WUTing-ting，LIANGJie
Shenzhen Branch Ltd.，CNOOC，Guangzhou510240，China

According to the sequence stratigraphy classification，the paper concludes the characteristics of lithology and lithofacies and the pore characters using the cores and rock slices of Miocene Zhujiang Formation in the Dangsha uplift of the Pearl River Mouth Basin，China.In the HST，there are reef limestone and grainstone of banks.There exist primary pores and secondary pores in the reservoir.In the TST，there are lagoon limestone and platform limestone with tight property.Occasionally there are limestone reservoirs of epiplatform banks and interplatform banks mixing in the lagoon facies. These limestone reservoirs were regular reformed by the burial diagenesis to develop solution holes and cracks.The key controlling factors of the carbonate rock reservoir are the secondary pores happening below the sequence boundary and the primary pores controlled by the bank reef facies.

Pearl River Mouth Basin；Zhujiang Formation；carbonate rock；reservoir characteristic；key controlling factor

TE122.23

A

10.3969/j.issn.1671-9727.2015.02.04

1671-9727（2015）02-0169-11

2014-07-04。

国家自然科学基金重大研究计划项目（91228208）。

梁卫（1967-），男，博士，高级工程师，从事油气勘探开发研究、管理工作，E-mail：liangw＠cnooc.com.cn。

周小康（1981-），男，硕士，工程师，从事油气勘探研究工作，E-mail：zhouxk＠cnooc.com.cn。