东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及其主控因素

刘 学 唐 海 吴婷婷 曾 驿

(1. 西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500; 2. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司， 广东 深圳 518000)

东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及其主控因素

刘 学1，2唐 海1吴婷婷2曾 驿2

(1. 西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500; 2. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司， 广东 深圳 518000)

针对东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层非均质性强的特点，利用岩心、岩石薄片和测录井资料，研究储层岩石特征、储集空间类型、储层物性及主控因素。研究表明，区内优质储层基本发育在生物礁灰岩和生屑滩灰岩中；生物礁灰岩和生屑滩灰岩均发生(准)同生、表生期大气淡水溶蚀作用，形成粒内(间)溶孔、铸模孔及溶缝；储层在流花地区具有高孔、高渗特征，陆丰和惠州地区物性稍差；储集性能受高位体系域及其四级层序海退半旋回、沉积相和成岩作用的影响，分布在台地边缘礁滩的灰岩均为该区有利储集岩。

储层特征； 主控因素； 生物礁滩； 珠江组； 东沙隆起

东沙隆起位于南海北部大陆架南缘，珠江口盆地中央隆起带东段[1]，呈北东向展布。该段西接番禺低隆起，北邻珠一坳陷，东南邻南部隆起带 — 潮汕坳陷，西南与珠二坳陷白云凹陷相连，是一个被南北坳陷夹持、由北东向南西倾没的大型鼻状隆起[2-3]。随着渐新世末海侵作用的加强，东沙隆起逐渐淹没于水下，古珠江三角洲退出，区内环境变得温暖、水浅，为碳酸盐岩的发育创造了良好的条件，也使其成为礁滩型碳酸盐岩油气藏发育的重要场所[4]。下中新统珠江组是东沙隆起碳酸盐岩储层的主要分布层段，含有丰富的油气资源。20世纪80年代，发现了迄今为止最大的海上生物礁油田(LH11-1)，石油地质储量达2×108t，之后相继发现多个生物礁油藏，如LH4-1、LF15-1、LF22-1等[5]。生物礁是南海东北部含油气盆地中油气成藏规模仅次于砂岩的储层类型。东沙隆起碳酸盐台地多期发育，其储层非均质性很强，储层物性横向变化非常大。在此，为配合该地区碳酸盐岩油藏的进一步勘探工作，对珠江组碳酸盐岩储层特征及分布规律进行详细研究。

1 珠江组储层特征

1.1 主要储集岩类型

根据东沙隆起21口钻井总长约670 m碳酸盐岩岩心的1 000件左右岩石薄片观察资料，认为该区江组储层岩石的类型较单一(主要包括生物礁灰岩及生屑滩灰岩)，且岩石结构多为微晶或微亮晶结构。图1所示为东沙隆起珠江组储集岩类及储集空间类型图版。生物礁灰岩的岩石类型主要有骨架岩、黏结岩和障积岩[2]。

骨架岩主要是珊瑚所形成的抗浪骨架，于L1和L4井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。黏结岩主要包括藻纹层灰岩和藻黏结灰岩，是由珊瑚藻、藻屑及泥晶基质组成。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。障积岩由原地生长的生物形成，如珊瑚藻等，对生屑及灰泥基质起到阻碍或遮挡作用，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。

生屑滩灰岩是珠江组碳酸盐岩储层主要岩石类型之一，岩性主要为骨屑(指藻屑以外的其他生屑)藻屑灰岩、藻屑骨屑灰岩、有孔虫藻屑灰岩、藻屑有孔虫灰岩等生屑灰岩，生屑分选较好，粒间、粒内溶孔发育。

图1 东沙隆起珠江组储集岩类及储集空间类型图版

1.2 储集空间类型及其特征

研究区珠江组储层的储集空间成因复杂、类型较多，以次生的孔、洞、缝为主，并发育粒间孔、生物体腔孔、生物骨架孔等原生孔隙。

(1) 原生孔隙主要为高能礁滩环境下形成的粒间孔、生物体腔孔、生物骨架孔，储集性能良好，但后期胶结作用导致部分原生孔隙被充填而消失。

(2) 粒间溶孔是颗粒之间胶结物或基质经反复溶蚀而形成的孔隙，溶蚀范围较广，常涉及周围的颗粒。充填于颗粒间灰泥被淋滤，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。此类孔隙在珠江组灰岩中较为常见，连通性较好，但是孔隙形态极不规则。该类孔隙主要发育于流花地区SQ3-TST及惠州和陆丰地区SQ1-TST。

(3) 粒内溶孔是生屑等颗粒内部被选择性溶蚀而形成的孔隙，如藻屑、骨屑或有孔虫形成的溶孔，溶蚀后颗粒内部边缘多被亮晶方解石胶结，孔隙形态不规则，部分与粒间溶孔相连，主要发育于流花地区SQ3-HST及惠州和陆丰地区SQ1-HST。

(4) 铸模孔是组成颗粒的矿物晶体全部被溶蚀所形成的颗粒模型孔隙空间，其连通性较差。在淡水作用下，一些生物硬体内易溶的高镁方解石、文石被溶解掉，此时孔隙形态即为颗粒的形态大小。孔隙大多呈不规则形态，且分散分布，主要发育于流花地区SQ3-HST及惠州和陆丰地区SQ1-HST。

此外，对研究区储渗有贡献的裂缝主要是构造缝和压溶缝。构造缝是以高角度缝为主，压溶缝多被泥质或其他不溶残余物充填，沿缝合线有溶蚀孔、洞分布。

1.3 储层物性特征

物性特征是决定储层储集性能的关键[6]。为研究区内珠江组储层物性特征，选取20口碳酸盐岩井，总计1 177个岩心样品进行分析。分析表明，东沙隆起惠州、陆丰和流花地区珠江组的孔隙度和渗透率具有较大差异性，流花地区样品物性较好，储层具有高孔、高渗特征，陆丰和惠州地区物性依次变差。图2所示为3地区的岩心孔隙度、渗透率分布范围直方图。

在这3个地区中，惠州地区的孔隙度和渗透率存在最低值，平均孔隙度为6.4%(主要介于4%～8%)，同时90%以上的样品渗透率均小于1×10-3μm2；其孔渗相关系数约0.44，孔渗正相关关系较差，即孔隙度增大，渗透率增大不明显。陆丰地区储层表现出高孔、低渗特征，其孔隙度主要介于8%～20%，平均孔隙度为17.2%，与流花地区的平均孔隙度大致相当。其孔渗相关系数高达0.9，显示出了渗透率对于孔隙度的强烈依赖性，而该区约60%的样品渗透率小于10×10-3μm2，平均渗透率为27.87×10-3μm2。此渗透率大大低于流花地区，表明该区孔隙结构复杂，孔隙连通性较差。流花地区的孔隙度和渗透率最高，平均孔隙度为17.5%，平均渗透率为323.63×10-3μm2；约50%的样品孔隙度介于8%～20%，约40%的样品孔隙度为20%；渗透率主要集中于10×10-3～1 000×10-3μm2，其中约40%的样品渗透率达100×10-3μm2以上。该区孔渗相关性仅次于陆丰地区(相关系数约为0.7)，表明流花地区渗透率主要通过其普遍发育的次生孔隙获得，其储层高孔、高渗特征主要与其孔隙构成以粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等次生孔占主导有关，属于孔隙型储层，即渗透率随孔隙度增大而逐渐增大。

图2 3地区的岩心孔隙度、渗透率分布范围直方图

2 储层发育主控因素分析

2.1 高位体系域及其四级海退半旋回的控制作用

通过岩心观察及薄片鉴定、测录井、地震及其古生物等资料对东沙隆起珠江组碳酸盐岩进行层序地层学研究，自下而上共识别出4个三级层序(SQ1～SQ4)，每个三级层序又细分为海进体系域(TST)和高位体系域(HST)[7]。东沙隆起珠江组碳酸盐岩发育受三级层序海平面升降控制，珠江组灰岩储层发育受高位体系域控制，灰岩优质储层明显受控于四级海退半旋回。高位体系域(HST)海平面停滞并下降，碳酸盐台地整体为水体相对较浅、能量较高、生长速度较快的沉积环境，礁滩灰岩发育且规模明显增大。三级海平面海退背景下四级旋回中海退半旋回，未(弱)成岩的礁滩相沉积物频繁暴露，接受(准)同生期大气淡水的溶蚀改造，是优质灰岩储层发育的主控因素。

流花地区珠江组灰岩储层主要发育于SQ3-HST层，储层A段至E段纵向非均质特征明显。B1、B3、和D段为高孔隙段，均发育于四级旋回海退半旋回。A、B2、C和E段为低孔隙段，其中A段为SQ4海侵期海底胶结形成硬底的低孔隙段，B2、C和E段低孔隙段均为四级旋回海侵半旋回。惠州地区珠江组灰岩储层主要发育于SQ1-HST台内礁滩灰岩，以及高部位的HZ28-4-1、HZ34-1-1、HZ35-1-1井SQ2-HST台地边缘礁滩灰岩。惠州地区珠江组灰岩储层有2个较好孔隙段，上段发育于SQ2-HST，溶孔较大；下段发育于SQ1-HST，溶孔较小，均受控于四级海退半旋回。个别井在SQ2-TST发育台缘斜坡塔礁礁滩灰岩，海侵期四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。陆丰地区珠江组灰岩储层发育于SQ1-HST，灰岩储层发育明显受控于四级海退半旋回。

2.2 沉积相的控制作用

通过对东沙隆起珠江组碳酸盐岩缓坡、局限台地、开阔台地、台地边缘滩、台地边缘礁、台地前斜坡6种沉积相类型的岩心实测孔隙度统计，发现珠江组碳酸盐岩的储集性能与沉积相之间存在相关性。根据不同沉积相类型平均孔隙度的大小，认为台地边缘礁的储集性能最好，台地边缘滩次之。

沉积相是控制灰岩储层原生孔隙发育的关键因素，孔隙发育除与生物格架有关外，也受颗粒大小、分选、形状及胶结物含量等因素的影响。生物礁相通常发育于高能环境，生物形成格架支撑生长，抵抗风浪冲击，沉积物颗粒在强水流中受到不同程度的磨蚀作用，灰泥及细颗粒大部分不能保留，易形成灰泥基质少、具骨架或藻黏结结构的礁灰岩，为原生孔隙发育及后期次生孔隙改造创造了良好条件。溶蚀作用的实现需要大量流体通过，而且原生孔隙也是一些溶蚀孔隙的前身，对次生孔隙的发育具有先导作用，在很大程度上可影响溶蚀孔隙的发育与演化，为储集空间的形成提供基础[8-9]。

高能环境中的生物礁灰岩原生孔隙发育成熟，如果这些孔隙不被胶结物充填，或很少充填，便可保存下来，为后期溶蚀作用提供流体通道，形成次生孔隙发育的良好储集空间。 L4、L1、L3井台缘堡礁不仅规模大而且物性最好，平均孔隙度为20%，平均渗透率为400×10-3μm2。在台地边缘滩中，原生孔隙有所发育，只有部分能形成好储层，物性不如台地边缘礁相良好。F2井台缘生屑滩规模大，物性较好，平均孔隙度为20%，平均渗透率为77×10-3μm2。

2.3 成岩作用的控制作用

溶蚀作用对珠江组灰岩，特别是台地边缘礁滩灰岩的改造具有普遍性。珠江组灰岩多发育于层序暴露界面之下的高位体系域，受建设性成岩作用 —— (准)同生期、表生期大气淡水淋滤的影响，形成大量粒内溶孔、粒间溶孔和铸模孔。珠江组灰岩(准)同生、表生期大气淡水溶蚀作用具有一定层位性，主要分布于流花地区SQ3-HST，惠州地区SQ1-HST、SQ2-HST，陆丰地区SQ1-HST。流花地区的SB2、SB3、SB4及SB5(局部)层序界面普遍见暴露标志，界面之下的高位体系域灰岩(准)同生期、表生期大气淡水淋滤作用较强烈。台地边缘堡礁LH11-1-1A井所处地势较高，生物礁顶面紧贴海平面呈纵向上加积生长，灰岩厚约400 m，前后共遭受3次(SB2、SB3、SB4)(准)同生期或表生期暴露淋滤。其中SB4遭受的作用强度最大，SQ3-HST大气淡水淋滤作用强烈，造成孔隙类型多样，有些呈蜂窝状，孔渗性能好。相反，斜坡塔礁H3井和台内点礁F5井处于地势相对较低的陆棚或开阔台地内部，灰岩厚度分别为116 m和37.5 m，处于海退半旋回时期。其灰岩遭受暴露淋滤的时间相对较短，大气淡水淋滤作用对灰岩储层的改造不够彻底，平均渗透率分别为11×10-3μm2和33×10-3μm2，远低于L1井的平均渗透率(L1井的平均渗透率为400×10-3μm2)。其中干层物性最差，孔隙度分别可低至1.3%和6.5%，十分致密，而油层物性变好，孔隙度最高可分别恢复至13%和29%。经过岩石薄片观察表明，干层内的孔隙组成以原生粒间孔或晶间孔为主，随着成岩演化而逐渐被胶结作用所充填，基本未经受大气淡水的淋滤作用。

3 结 语

东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层基本发育于生物礁灰岩及生屑滩灰岩中，储集空间以各种粒内溶孔、粒间溶孔及铸模孔为主，储集类型以孔隙型为主。不同地区储集性能差异较大，仅流花地区储层的孔隙度与渗透率偏高，属于高孔、高渗型储层，陆丰地区和惠州地区物性依次变差。

东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层发育的主控因素可归纳如下：高位体系域及其四级海退半旋回期间海平面下降，灰岩暴露溶蚀强烈，有利于礁滩相储层接受成岩作用改造，提升储集性能，使得灰岩优质储层在纵向上主要分布在高位体系域及其四级海退半旋回，从而控制了储层的空间分布；不同沉积相控制储层的岩石类型，台地边缘礁滩相发育原生孔隙，为后期的溶蚀作用提供了良好的物质基础；成岩作用控制了储层孔隙类型及其演化，(准)同生期和表生期大气淡水淋滤作用的改造是优质储层发育的重要影响因素。

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Characteristics and Main Controlling Factors of Carbonate Reservoirs in Zhujiang Formation, Dongsha Massif

LIUXue1,2TANGHai1WUTingting2ZENGYi2

(1.College of Petroleum and Gas Engineering of Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;2.Shenzhen Branch, China National Offshore Oil Corporation (China) Ltd., Shenzhen Guangdong 518000, China)

Based on core observation, rock sheet and logging data, this paper studied the petrologic characteristics, reservoir space types, physical properties and main controlling factors of carbonate reservoirs of Zhujiang Formation in Dongsha Massif, which is characterized with strong heterogeneity. The results show that high-quality reservoirs mainly developed in reef limestone and clastic beach limestone. And because of atmospheric and fresh water dissolution in the contemporaneous and supergene periods, the main reservoir spaces include intragranular dissolved pores, intergranular dissolved pores, moldic pores and dissolved fractures. The reservoir has the properties of high porosity and high permeability in Liuhua area, becoming lower in Lufeng and Huizhou areas. Reservoir qualities are affected by regressive cycles of fourth-order sequence of highstand system tract, sedimentary facies and diagenesis. The reef limestone and beach limestone in marginal carbonate platform are favorable reservoirs.

reservoir characteristics; main controlling factors; reefbeach; Zhujiang Formation; Dongsha Massif

2017-03-21

国家科技重大专项“海洋深水区勘探关键技术”(2008ZX05025-003)，“南海北部深水区储层识别技术与评价”(2011ZX05025-003)

刘学(1987 — )，男，哈尔滨人，西南石油大学油气田开发工程专业2013级在读硕士研究生，工程师，研究方向为油气勘探开发一体化。

P631

A

1673-1980(2017)04-0059-05