涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征及控制因素

高 凌，张明伟，严 恒，李 磊

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征及控制因素

高 凌，张明伟，严 恒，李 磊

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

本文通过薄片鉴定、扫描电镜、物性和孔隙结构分析，对涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征和控制因素展开研究。结果表明：研究区流三段储层岩石类型主要为长石石英砂岩，由含砾砂岩和细砂岩组成。储集空间以粒间孔、粒间溶孔为主，次为粒内溶孔，还见少量裂缝。砂砾岩储层主要为特低孔和中孔特低渗储层；储层物性受到岩性、沉积环境和成岩作用的共同控制。综合分析认为研究区流三段中以中粗砂岩为主，发育滨浅湖滩坝、分流河道、水下分流河道和河道沉积微相的储集砂体物性相对较好，可作为后续勘探开发研究目标。

涠洲10-A油田及围区；流三段；储层特征；控制因素

涠西南凹陷涠洲10-A油田自发现以来，前人先后进行过多轮的地质油藏研究，尤其是有关流三段沉积相、储层评价和开发地质研究等方面取得了一定的科研成果[1-4]。流三段属于低渗储层，研究程度较薄弱，且储层的复杂性影响了已开发区挖潜调整、西区储量动用和东南部潜力构造的滚动勘探。因此，本文仅就涠洲10-A油田及围区流三段储层特征、控制因素展开讨论，期望为该区油气藏的高效勘探开发提供基础地质资料。

1 区域地质背景

涠洲10-A油田位于北部湾盆地涠西南凹陷①号断层东南侧下降盘，是一个被断层复杂化的断鼻构造。断层发育，走向以NEE为主，1号、2号、3号断层明显地将整个构造分为北、中、南三大断块，各大断块又被次一级断层分割成不同的小断块[5-6]。涠洲10-A油田及围区流三段沉积时期，物源来自北部的涠西南凹陷①断裂带上升盘，在①号断裂带下降盘发育了多期裙带状冲积扇-湖泊扇三角洲沉积体系，岩性较粗，主要为砂砾岩、中-粗砂岩，自下而上为不断湖侵的沉积序列，由早期冲积扇、扇三角洲、滨浅湖滩坝渐变为后期深水湖泊沉积，湖泊作用逐渐增强[7-9]。

2 储层特征

2.1储层岩石学特征

按砂岩成分-成因分类原则[10]，涠洲10-A油田及围区流三段储层岩石学统计结果可知，储层岩性为含砾中、粗砂岩和细砂岩；岩石类型为长石石英砂岩。石英含量为59.2%～68.6%，多晶石英含量占21.8%～48.3%；长石含量5.3%～15.1%，岩屑含量0.7%～5.5%；泥质含量为6.5%～22.6%(图1)。胶结物含量低，为0.2%～3.4%，胶结物除了方解石、白云石、菱铁矿外，还出现微量黄铁矿。成分成熟度差-中等。碎屑颗粒以次棱角状-次圆状为主，呈颗粒支撑，点-线接触为主，分选中等-差，储层以孔隙式胶结为主，结构成熟度低(表1)。

图1 涠洲10-A油田及围区岩芯岩石类型三角图版

2.2储集空间类型

储层的孔隙空间是指储集岩中未被固体物质所充填的空间，也称其为储集空间，是储集油气的场所。根据研究区13口井的岩石薄片鉴定结果分析，认为研究区流三段主要的储集空间类型为粒间孔、粒间溶孔，次为粒内溶孔，还见少量裂缝。

粒间孔是颗粒堆积时，由于颗粒相互支撑构成的孔隙。这类孔隙是研究区流三段最主要的原生孔隙。孔径相对较大，孔道相对粗，连通较好，孔内充填物较少，可形成连通性良好的储集空间(图2(a)，图2(b)和图2(c))。

粒间溶孔主要指沿颗粒边缘发生溶蚀而形成的孔隙，溶蚀作用从颗粒边缘开始，逐渐深入到颗粒内部，所形成的溶孔通常分布不均，孔隙形态不规则，并残留有较多未溶的杂基或胶结物，连通性极好[11]。本区粒间溶孔发育，孔径范围大，最大可达100 μm，常与长石溶孔半生(图2(c)，图2(d)，图2(e))。

粒内溶孔指碎屑颗粒内部所含可溶矿物被溶解，或沿颗粒解理等易溶部位发生溶解而成的孔隙。这类孔隙分布不均，大小悬殊。连通性好，但含量低。粒内溶孔为本区次生孔隙的主要类型，在长石中最常见(图2(e)，图2(f)和图2(g))。

研究区流三段砂砾岩中还见有少数未被充填的微裂缝，以粒间缝为主，部分为沿层理发育的水平裂缝和网状裂缝，微裂缝为流体大规模运移提供了通道，为次生溶孔的产生创造了条件(图2(d)和图2(h))。

2.3储层物性

根据研究区流三段977块样品的孔隙度、渗透率分析数据统计，并按照碎屑岩天然气藏储层分类国家标准(SY/T5601—2009)，显示砂砾岩物性偏低，孔隙度以特低孔和中孔为主，少量低孔和高孔；渗透率以特低渗为主，部分低渗和中渗，少量高渗。

孔隙度单样品最高值34.9%、最低值2.1%，平均值约14.6%。从孔隙度表和直方图可以看出(表2、图3)，孔隙度主要分布在5%～10%区间，其中15%～25%的中等孔隙度样品占了样品数的36.23%，5%～15%的低孔隙度样品占了样品数的53.94%，显示流三段砂砾岩主要为特低孔和中孔储层，部分低孔和高孔储层。

渗透率单样品最高值4 481×10-3μm2、最低值0.01×10-3μm2，平均值约169×10-3μm2。从渗透率表和直方图来看(表3、图4)，渗透率主要分布在小于1×10-3μm2区间，占样品总数38.38%，(1～10)×10-3μm2的低渗透样品占样品总数的23.64%，显示流三段砂砾岩主要为特低渗储层，部分低渗和中渗储层，少量高渗储层。

由于岩芯分析数据分布不均，体现不出研究区流三段储层物性全貌，因此，在上述岩芯分析的基础上，结合研究区流三段2 349个通过声波测井解释换算的孔隙度数据综合研究流三段储层物性特征。

表1 涠洲10-A油田及围区流三段岩石组分、结构特征表

图2 涠洲10-A油田及围区流三段储层孔隙类型和发育特征

表2 涠洲10-A油田及围区流三段储层孔隙度表

数据来源：据实测物性资料统计。

表3 涠洲10-A油田及围区流三段储层渗透率表

数据来源：据实测物性资料统计。

图3 涠洲10-A油田及围区流三段储层孔隙度分布直方图(数据来源：据实测物性资料统计)

根据研究区流三段2 349个测井解释的孔隙度、渗透率分析数据统计，砂砾岩孔隙度以中孔为主，部分特低孔和低孔，少量高孔，相比岩芯的物性统计结果，砂砾岩孔隙度偏好；渗透率以特低渗为主，部分低渗和中渗，少量高渗，这与岩芯的物性统计结果基本一致。整体上，研究区流三段既有特低孔特低渗储层，也有中孔中渗的优质储层。

孔隙度单样品最高值39.1%、最低值0%，平均值约14%。从孔隙度表和直方图可以看出(表4、图5)，孔隙度主要分布在15%～25%的中孔隙度区间，占总数的44.78%，小于10%的特低孔隙度和10%～15%的低孔隙度样品分别占总数的28.57%、22.39%，显示流三段砂砾岩主要为中孔，部分为特低孔和低孔储层，少量高孔储层。

渗透率单样品最高值3767×10-3μm2、最低值0.1×10-3μm2(26口井均有分布)，平均值128.9×10-3μm2。从渗透率表和直方图来看(表5、图6)，渗透率主要分布在小于10×10-3μm2的特低渗透率区间，占样品总数41.51%，(10～100)×10-3μm2的低渗透样品和(100～500)×10-3μm2的中渗透样品分别占样品总数的30.27%和20.77%，显示流三段砂砾岩主要为特低渗储层，部分低渗和中渗储层，少量高渗储层。

图4 涠洲10-A油田及围区流三段储层渗透率分布直方图(数据来源：据实测物性资料统计)

表4 涠洲10-A油田及围区流三段储层孔隙度表

数据来源：据实测物性资料统计。

表5 涠洲10-A油田及围区流三段储层渗透率表

数据来源：据实测物性资料统计。

图5 涠洲10-A油田及围区流三段储层孔隙度分布直方图(数据来源：据测井解释资料统计)

图6 涠洲10-A油田及围区流三段储层渗透率分布直方图(数据来源：据测井解释资料统计)

3 储层控制因素分析

砂砾岩在形成过程中经历了埋藏前的沉积作用和埋藏后的成岩作用。沉积相对于砂体的宏观分布起重要控制作用，控制着碎屑岩原始的组分、结构和构造[12]，成岩作用控制着碎屑岩埋藏之后的一系列成岩变化。本次研究在前人研究的基础上，类比江苏油田、胜利油田和中原油田等新生代陆相断陷盆地中冲积扇、扇三角洲和滨浅湖滩坝等砂砾岩体储层的影响因素[13-17]，结合油田具体生产的动静态资料，主要探讨岩性、沉积环境和成岩作用对涠洲10-A油田及围区流三段储层的控制作用。

3.1岩性对物性的控制作用

通过对研究区13口井岩石薄片鉴定结果的分析，表明流三段储层物性与岩性有明显的对应关系。研究区流三段储层岩石类型有石英砂岩、石英杂砂岩、长石石英砂岩、长石石英杂砂岩、长石砂岩、长石杂砂岩等，由孔渗直方图可以明显看出砂岩的物性总体较杂砂岩好，其中又以长石石英砂岩的物性最好(表6、图7)。从研究区流三段不同粒级岩性物性分布图表可以看出，中砂岩的物性为最好，粗砂岩次之(表7、图8)。另外泥质含量的高低也直接影响到储层物性的好坏。

3.2沉积微相对物性的控制作用

沉积微相不但在宏观上对砂体的形态、规模、类型起控制作用，影响砂体平面和纵向展布及层间、层内非均质性，而且在微观上也决定岩石的填隙物量、碎屑颗粒大小及岩石结构等特征。因此，沉积环境对储层物性起源控性的作用[18-20]。

表6 涠洲10-A油田及围区流三段不同成分岩性物性分布特征

表7 涠洲10-A油田及围区流三段不同粒度岩性物性分布特征

图7 涠洲10-A油田及围区流三段不同成分岩性物性分布直方图

图8 涠洲10-A油田及围区流三段不同粒度岩性物性分布特征

研究区流三段主要优势沉积微相类型有冲积扇的河道沉积、扇三角洲的水上非水道化砂(泥)质碎屑流沉积、分流河道、水下分流河道和水下非水道化砂(泥)质碎屑流沉积及湖泊的滨浅湖滩坝等[7]，对各微相砂体沉积特征进行分类统计分析发现，沉积微相砂体的沉积特征与物性指标之间有较好的相关性，不同沉积微相砂体的储层物性具有较大的差异，其中以滨浅湖滩坝、分流河道、水下分流河道和河道沉积微相砂体物性相对较好，孔隙度平均值分别为21.46%、16.31%、16.24%、16.13%，渗透率平均值分别为435.5×10-3μm2、302.21×10-3μm2、226.7×10-3μm2、22.31×10-3μm2，总体上表现为中孔-中渗特点，是相对优质储层(表8、图9)。

表8 涠洲10-A油田及围区流三段不同沉积微相物性分布特征

图9 涠洲10-A油田及围区流三段不同粒级岩性物性分布特征

3.3成岩作用对物性的控制作用

成岩作用对储层物性的影响是伴随埋藏深度增加以及成岩过程的进行而实现的，其影响包括改善和破坏两个方面[21-25]。从研究区流三段砂砾岩主要成岩现象和成岩过程来看，成岩作用对储层的改造作用很明显，其中对储层物性影响最大是压实作用，其次是胶结作用和溶解作用。

3.3.1 压实作用

成岩作用是研究区最普遍的一种成岩作用，通过减小原生孔隙空间对储层起破坏作用，一般随深度增加，压实作用越强[26-29]。岩石鉴定资料显示，随深度增加，大多数砂砾岩颗粒间的接触关系从点接触→线接触→镶嵌接触，甚至发展为缝合接触。孔隙度、渗透率随着埋深增加而降低。由研究区流三段储层孔隙度-深度关系图(图10)可以明显看出，随深度增加，孔隙度逐渐减小，2 250 m以下孔隙度值大部分分布在0～20%范围内。由于孔隙度与渗透率呈明显的正相关性，因此随深度增加，渗透率亦逐渐减小。

图10 涠洲10-A油田及围区流三段孔隙度-深度关系图

3.3.2 胶结作用

胶结作用通过减少原生粒间孔和次生溶孔进一步破坏储层物性。研究区流三段胶结物主要为碳酸盐胶结物，少量黏土矿物、硅质和黄铁矿等胶结物。碳酸盐胶结物主要有方解石、铁方解石、白云石、菱铁矿等，多以粒间充填物的形式出现，缩小或堵塞吼道，对原生孔隙造成一定的破坏，使储层物性变差。黏土矿物胶结物以高岭石最为常见，多呈片状、薄片状充填于粒间孔隙，少量片状伊利石、水云母以环边的形式生长在碎屑颗粒表面[30-32]；硅质胶结物主要表现为石英的次生加大和自形石英晶体的产出，它们的含量相对较低，对储层的破坏作用不大。

3.3.3 溶蚀作用

溶蚀作用能有效改善储集空间。研究区流三段以碎屑颗粒长石的溶蚀现象最为丰富(图11)，常优选节理面溶蚀，颗粒边缘呈不规则状、港湾状，或表面呈“蜂窝状”。其主要发生在碎屑颗粒粒度相对较粗的河道沉积、分流河道和水下分流河道等优势微相砂砾岩中。

图11 涠洲10-A油田及围区流三段储层溶蚀现象扫描电镜图

4 结 论

1)涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层岩性为含砾中、粗砂岩和细砂岩，孔隙式胶结为主，结构成熟度低。

2)储集空间类型为粒间孔、粒间溶孔，次为粒内溶孔，还见少量裂缝。

3)研究区储层物性偏低，主要为特低孔和中孔特低渗储层；储层物性明显受到岩性、沉积环境和成岩作用的控制。

4)综合分析认为，涠洲10-A油田及围区流三段中以中粗砂岩为主，发育滨浅湖滩坝、分流河道、水下分流河道和河道沉积微相的储集砂体物性相对较好，用以指导后续勘探开发研究工作。

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Reservoircharacteristicsandcontrolfactorsofmember3oftheLiushagangformation，WZ10-Aoilfieldandsurroundingareas，Weixinansag

GAO Ling，ZHANG Mingwei，YAN Heng，LI Lei

(Zhanjiang Branch，CNOOC China Limited，Zhanjiang524057，China)

Based on the thin section identification，scanning electron microscope，physical property and pore structures，this paper discusses the reservoirscharacteristicsand controlling factorsof Member3of the Liushagang formation in WZ10-A oilfield and surrounding areas，Weixinan sag in detail.Our result shows that the sandstones types of member3of Liushagang formation is feldspar quartz sandstone，the rock types intervals are gravel-bearing sandstone and fine sandstone.The dominant reservoir space was intergranular pores and intergranular dissolved pores，followed byintergranular dissolve pores，and rare fractures.The sandy conglomerate has ultra-low porosity and ultra-low permeability reservoir，and middle porosity and ultra-low permeability reservoir.Lithology，sedimentary facies and diagenesis are the factors affecting reservoir property.Comprehensive analysis shows thatthe medium-coarse sandstonesare highquality reservoirs，the beach bar，distributary channels，distributary channel of fan delta front and riverway are fine reservoirs.It is the target of exploration and exploitation.

WZ10-A oilfield and surrounding area；member3of liushagang formation；reservoir characteristic；control factor

2017-03-02责任编辑：宋菲

“十三五”国家科技重大专项“近海大中型油气田形成条件及勘探技术”资助(编号：2016ZX05024-006)

高凌(1987-)，女，汉族，硕士研究生，现为中海石油(中国)有限公司湛江分公司工程师，主要从事油气地质综合研究，E-mail：gaoling5@cnooc.com.cn。

张明伟(1985-)，男，汉族，硕士研究生，现为中海石油(中国)有限公司湛江分公司工程师，主要从地球物理油气勘探研究工作，E-mail：zhangmw6@cnooc.com.cn。

TE121.3

：A

：1004-4051(2017)09-0156-08