西湖凹陷Y构造带花港组储层特征及物性影响因素分析

王乐闻，刘 舒，杨彩虹，王 琳，李 喆，王 岭

（1. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

西湖凹陷Y构造带花港组储层特征及物性影响因素分析

王乐闻1，刘 舒1，杨彩虹2，王 琳1，李 喆1，王 岭1

（1. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

Y构造带花港组储层整体属于特低孔、中-特低渗储层，在储层整体致密的背景下发育3个次生孔隙发育带。作者通过物性分析、显微镜观察、阴极发光分析以及扫描电镜分析认为，研究区花港组储层溶蚀孔隙发育。沉积环境是研究区储层物性最重要的影响因素，沉积粒度一定程度上影响了研究区砂岩储层物性，富岩屑、富长石的沉积环境为后期溶蚀孔隙的发育提供了物质基础；成岩作用是研究区储层物性重要的影响因素，压实及压溶作用是研究区储层物性变差的主要因素，而溶蚀作用则是深部储层物性变好的主要因素；断裂带热事件也是研究区深部储层次生高孔带发育的重要原因之一。关键词：西湖凹陷；Y构造带；储层特征；成岩作用；热事件

Y构造带位于西湖凹陷中央背斜带中段，带内发育多个大型挤压反转背斜构造。研究表明，Y构造带主要目的层花港组储层砂体较为发育，砂体类型主要以三角洲前缘水下分流河道砂体与三角洲平原分流河道砂体为主[1]。钻探证实Y构造带深层花港组储层在整体致密的背景下发育次生孔隙带。依据物性分析、显微镜观察、阴极发光及扫描电镜等分析资料，本文对研究区储层特征及物性影响因素进行了分析。

1 储层特征

1.1 储层物性特征

Y构造带研究区储层砂体主要发育在渐新统花港组。通过对研究区花港组大量的物性数据统计分析可以看到，Y构造带花上段孔隙度主要分布在8% ～ 12%区间内，均值在9.8%左右；渗透率分布区间跨度较大，主要分布在（0.1 ～ 0.8）×10-3μm2这个区间内，均值在24.4×10-3μm2；研究区花下段孔隙度主要分布在4% ～ 12%区间内，均值在8.5%左右；渗透率主要分布在（0.1 ～ 0.4）×10-3μm2这个区间内，均值在1.7×10-3μm2（图1）。参照《海上石油天然气储量计算规范》中的物性分类标准，研究区花上段储层主要属于特低孔、中-低渗储层，花下段属于特低孔、特低渗储层。

图1 Y构造带花港组储层孔渗分布图

而通过Y构造带孔渗数据与深度的关系图可知，3 400 m埋深以上，孔隙度、渗透率逐渐变小，孔隙度由15%降到5%，渗透率由10×10-3μm2降到0.1×10-3μm2；3 400 m ～ 3 860 m埋深范围孔隙度分布范围在1.8% ～ 23.4%之间，渗透率分布范围在（0.01 ～ 261）×10-3μm2之间，发育3个明显的次生孔隙发育带；3 860 m埋深以下，储层孔隙度多小于10%，渗透率多小于1×10-3μm2。研究区储层物性与深度存在明显的线性相关关系，同时3个次生孔隙发育带则明显地证实了相对优质储层的存在（图2）。

1.2 储层岩石学特征

1.2.1 岩石类型及碎屑组分特征

研究区薄片分析资料（图3 ）显示花上段及花下段岩石类型多样，以长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑质石英砂岩为主，含少量长石砂岩、石英砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩等。

统计显示（图4），花上段砂岩骨架颗粒中石英质量分数平均66.6%、长石平均15.4%、岩屑平均18%；花下段砂岩骨架颗粒质量分数与花上段相似，砂岩骨架颗粒中石英质量分数平均66.3%、长石平均16.5%、岩屑平均17.2%。它们均具有高长石、高岩屑的特征，反映研究区花港组受富岩屑、富长石物源的影响。

1.2.2 填隙物特征

填隙物包括杂基和胶结物[2]。薄片观察和统计结果表明，研究区花港组填隙物主要为碳酸盐岩胶结物、自生黏土矿物、硅质次生加大、黏土杂基等（图5）。填隙物中杂基的成分主要是泥质，胶结物的成分主要是碳酸盐、硅质，少量黏土矿物等。碳酸盐胶结物主要是方解石、白云石等，黏土矿物主要是高岭石等。

图2 Y构造带物性与岩屑、长石质量分数纵向深度关系图

图3 Y 构造带花港组岩石类型分类三角图

图4 Y构造带储层岩石碎屑颗粒含量分布图

1.2.3 岩石结构特征

研究区花港组砂岩结构成熟度中等-好，砂岩主要以细粒为主，颗粒分选中等-好（表1）；颗粒磨圆度次棱-次圆状为主，少量棱角-次棱角状。颗粒接触关系以点-线和线-凹凸接触方式为主，胶结类型以接触、接触-压嵌、压嵌-接触型为主。

图5 Y构造带典型井储层胶结物特征

表1 Y构造带储层岩石学特征

1.2.4 孔隙类型

研究区主要目的层花港组孔隙类型以次生孔隙为主，原生孔隙为辅（图6，图7）。原生的残余粒间孔只占孔隙类型中的极少部分。次生孔隙主要是溶蚀粒间孔、铸模孔、粒内溶孔等，原生孔隙主要是剩余粒间孔。

图6 Y构造带花港组主要孔隙类型分布图

图7 Y构造带典型井储层孔隙特征

2 储层物性影响因素

一般来说，储层储集性能受沉积环境、岩石结构、碎屑组分含量、成岩作用等多种因素的影响。通过解析Y构造带花港组储层物性与上述几种影响因素之间的关系，明确了Y构造带花港组储层物性的影响因素。

2.1 沉积环境

沉积环境不仅控制储集砂体的类型，也决定了储层孔渗特征，是一个起决定性作用的重要因素。前人对西湖凹陷储层研究的成果表明，沉积环境对储层物性的影响最大[3]。辫状河三角洲平原中分流河道砂的物性最好，其次为辫状河三角洲前缘的水下分流河道沉积，河流相的物性条件最差。Y构造带花港组沉积时期发育大型辫状河三角洲沉积体系，辫状河道砂体规模大、分布广，主要岩性为细砂岩、砂砾岩等，从B2井H3连续取心段可以看到多期河道叠加，每期河道中心砂体的物性明显好于上部河道边缘砂体物性（图8）。从河道中心到河道边缘是一个正旋回的沉积，粒度向上变细，物性变差。

2.2 粒度

沉积粒度与沉积环境有着密不可分的关系，Y构造带花港组不同粒级砂质岩类孔隙度统计结果（图9）表明，研究区花港组储层砂质岩类的孔隙度介于5% ～ 15%之间，不同粒级砂岩的物性有一定差异。总体看，含砾细砂岩、细砂岩的物性最好，平均孔隙度分别为10.4%、9.7%、渗透率分别为20.82×10-3μm2、13.58×10-3μm2，泥质粉砂砂岩和中砂岩次之，平均孔隙度分别为8.4%、8.6%，渗透率分别为1 .58×10-3μm2、1.97×10-3μm2。

图9 Y构造带代表性钻井花港组粒度与物性关系

2.3 碎屑组分

沉积砂岩的碎屑组分同样与沉积环境息息相关，而碎屑组分含量对储层物性的影响在研究区表现的较为明显。从物性与岩屑、长石含量随埋深变化的对应关系（图2）可以看出，储层物性与长石、岩屑含量正相关关系明显，岩屑及长石的含量越高，物性相对越好。岩屑、长石的含量与研究区次生孔隙带的发育层段有较好的对应关系，反映砂岩结构成熟度对物性影响不大，而成分成熟度对物性的影响较大。溶蚀作用在岩屑、长石含量较高的层段比较明显。

2.4 成岩作用

在沉积-成岩演化过程中所发生的各种成岩作用既可对储层形成起建设性作用，也可对已形成的储层起破坏作用。本文依据大量的分析、鉴定、测试资料对Y构造带的各类成岩作用进行了分析，认为对研究区储层物性影响较大的成岩作用主要是压实及压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。

2.4.1 压实及压溶作用

是西湖凹陷深层花港组砂岩储层物性变差的主要因素，存在于沉积岩成岩作用的全过程中。在Y构造带，当花港组储层埋深超过3 300 m时，颗粒多呈线-凹凸接触，局部可见选择性压溶作用（图10）。整体来看，花港组机械压实、压溶作用较强，对储层原生孔隙起到了较强的破坏作用，是储层物性降低的主要因素。

图10 Y构造带典型井花港组储层压实作用特征

2.4.2 胶结作用

胶结作用是碎屑岩型储层形成过程中经历的一种破坏性成岩作用。但其亦有有利的一面：早期胶结物的形成可起到一定的抗机械压实作用，使剩余原生粒间孔隙得以保存；胶结物中的易溶组分又为次生粒间孔隙的形成奠定了物质基础[4]。通过薄片观察、扫描电镜、阴极发光等手段对Y构造带砂岩储层中的胶结作用强度及胶结物类型开展了系统分析，该区胶结物类型主要为方解石、（含）铁方解石、白云石、（含）铁白云石、硅质、高岭石、伊利石和绿泥石等（图11）。

2.4.3 溶蚀作用

图11 Y构造带典型井花港组储层胶结作用特征

Y构造带溶蚀作用明显，常见大量斜长石溶蚀形成蜂窝状粒间溶孔，甚至铸模孔。但长石溶蚀明显的部位高岭石含量并不高，说明长石溶蚀形成的高岭石大部分被带出反应体系，仅少量充填在长石的粒内溶孔中。经薄片和扫描电镜观察，研究区花港组砂岩中被溶蚀的主要矿物成分是长石和岩屑，溶蚀作用的发生是研究区深部储层物性变好的主要因素（图12）。

2.5 断裂带热事件改造

高伟中等[5]研究西湖凹陷热事件对储层发育的控制作用后认为，在热事件发生较为频繁的地区，与热事件相关的溶蚀作用是西湖凹陷深部储层次生孔隙发育的另一个重要因素。在Y构造带，热事件对储层改造的证据同样存在。研究区内断裂带上的B1井、B3井等井地层水中SO42-质量浓度达到1 500 mg/L之上，实属异常。分析认为深部热液流体内含有的H2S气体沿断裂带向上运移并遇水反应，在孔隙水内形成大量硫酸根。大量SO42-形成的酸性孔隙水进入储层并发生溶蚀作用，导致了深部储层次生高孔带的发育。

2.6 影响储层发育的其他因素

一般来说，异常高压往往是深层储层物性变好的关键因素之一。Y构造带深层异常高压也普遍存在，但研究区资料显示，异常高压段砂岩储层的物性反而较差，物性较好的储层均发育在正常压力系统下，所以，异常高压在研究区对储层物性的影响甚微。

图12 Y构造带典型井花港组储层溶蚀作用特征

3 结论

（1）Y构造带花港组储层整体属于特低孔-低孔、中-特低渗储层，在储层整体致密的背景下发育3个次生孔隙发育带；研究区花港组储层岩石类型较为多样，以长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石砂岩为主，且受富岩屑、富长石物源的影响；研究区花港组储层孔隙类型以次生孔隙为主，溶蚀孔隙发育。

（2）沉积环境是研究区储层物性最重要的影响因素。沉积粒度一定程度上影响了研究区砂岩储层物性，富岩屑、富长石的沉积环境也为后期溶蚀孔隙的发育提供了物质基础。

（3）成岩作用是研究区储层物性重要的影响因素。压实及压溶作用是研究区储层物性变差的主要因素，而溶蚀作用的发生是研究区深部储层物性变好的主要因素；热事件同样是Y构造带储层物性影响因素之一，研究区深部热液流体内含有的硫化氢沿断裂带运移与水反应形成的硫酸根导致了深部储层次生高孔带的发育。

[1]陈琳琳， 李昆. 西湖凹陷G构造深部次生溶蚀带成岩相分析[J]. 海洋石油， 2015， 35（3）： 12-19.

[2]曾允孚， 夏文杰. 沉积岩石学[M]. 北京： 地质出版社， 1986：112-114.

[3]杨彩虹， 须雪豪， 王乐闻，等. 东海西湖凹陷沉积体系及储集条件研究[R]. 内部资料，

[4]丁晓琪. 鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区中生界隐蔽油气藏勘探[D]. 成都： 成都理工大学， 2009.

[5]高伟中， 杨彩虹， 赵洪. 东海盆地西湖凹陷热事件对储层的改造及其机理探讨[J]. 石油实验地质， 2015， 37（5）： 548-554.

Reservoir Characteristics and Influence Factors of Huagang Formation in Y Structure, Xihu Sag

WANG Lewen1, LIU Shu1, YANG Caihong2, WANG Lin1, LI Zhe1, WANG Ling1
（1. Institute of Exploration and Development, SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China；2. SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China）

The reservoirs of Huagang Formation in Y structure generally belong to the scope of ultra-low porosity, medium to ultralow permeability. The presence of three secondary pore zones, however, improves the reservoir properties. Based on the study of analytic data including physical property test, microscopic observation, cathode luminescence and scanning electron microscopy (SEM), it can be concluded that the dissolution pores are well developed in the reservoir of Huagang formation. Sedimentary environment is the most important factor affecting the physical properties of reservoirs in the study area. Particle size influences the physical property to some extent, and the sediments rich in debris and feldspar are advantageous to the development of dissolution pores. Another significant factor affecting reservoir physical property is diagenesis. The compaction and pressure solution are the main factors that deteriorate the physical properties of reservoirs. However, the dissolution makes the deep reservoir better in physical properties in local areas. The third important factor for forming the secondary pore in the study area is fault thermal event.

Xihu Sag; Y Structure; reservoir characteristics; diagenesis; thermal event

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2016.04.027

1008-2336（2016）04-0027-06

2016-07-20；改回日期：2016-09-05

王乐闻 ，男，1988年生，工程师，硕士，2012年毕业于成都理工大学矿产普查与勘探专业，主要从事油气地质综合研究。

E-mail：wanglewen.shhy@sinopec.com。