涠西南凹陷二号带东段流一段储层物性主控因素研究

代 龙 李 才 尤 丽 吴仕玖 钟 佳 徐守立

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

0 引言

涠西南凹陷处于南海西部海南岛西北面的海域，为北部湾盆地北部坳陷的二级构造单元，从北到南分别发育有北东向一号、二号断裂带和北东向为主向北西方向翘尾的三号断裂带[1-2]。涠西南凹陷二号断裂带东段处于生油洼陷中心地带，研究区内发育多条大型沟源断裂，具有优越的油气运聚条件，是涠西南凹陷勘探的重要区带，古近系流沙港组一段是最主要的勘探层位[3-6]，该段储层埋深在2000～3700m，储层埋深大，物性非均质性强，其主控因素认识不足极大地制约了该区油气勘探成效。前人已对该区凹陷圈闭类型、沉积相、成藏等方面做了大量的研究工作，取得了一些重要成果，但针对研究区储层特征及有效储层主控因素方面的研究相对较少。因此，本次研究综合利用岩石学、矿物学、地球化学等多种研究方法和手段，对研究区储层特征进行系统研究总结，明确有利储层发育的影响因素，为该区流沙港组油气勘探和开发提供有利的地质依据。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

据研究区9口井的110个井壁心观察、铸体薄片和扫描电镜等资料分析，二号断裂带东段流沙港组一段储集砂岩岩石类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，其次为长石岩屑石英砂岩（图1）。岩石碎屑颗粒组分以石英和岩屑为主，次为长石。镜下薄片观察表明：储集砂岩粒级以细、中砂岩为主，其次为粉砂岩和极细砂岩，砂岩颗粒呈次棱—次圆状，点—线接触为主，少数为凹凸接触，分选中等，成分成熟度指数，即石英／（长石＋岩屑）值为0.6～5.8，整体上砂岩呈低—中等成分成熟度。

图1 二号断裂带东段流沙港组一段砂岩岩石类型图

1.2 储集空间特征

通过对壁心铸体薄片和扫描电镜的观察，流沙港组一段发育的孔隙类型包括原生粒间孔、残余粒间孔、粒间溶孔、铸模孔、粒内溶孔和杂基微孔。其中，主要的孔隙类型为残余粒间孔和粒间溶孔，其次为粒内溶孔和铸模孔。受机械压实作用和胶结作用的影响，残余粒间孔形态一般不规则[7-8]，棱角突出，内部填充物较少（图2a）；粒间溶孔（图2a、2b）是研究区重要的孔隙类型，形态多呈不规则状、多边形状等，部分孔隙呈溶蚀港湾状；粒内溶孔（图2c）主要发生在长石碎屑颗粒和岩屑碎屑颗粒内部，由溶蚀溶解作用形成，常见长石颗粒溶解成星斑状；铸模孔常见长石铸模孔和易溶岩屑铸模孔，通常与粒间溶孔和粒内溶孔伴生。

图2 二号断裂带东段流沙港组一段砂岩显微照片图

1.3 物性特征

综合5口井的92个样品常规物性分析，流沙港组一段储层孔隙度分布在2.7%～20.0%，平均值为12.6%；渗透率分布范围为0.1～113.4mD，平均值为19.3mD。总体在低孔、低渗储层背景上发育了部分中孔、中渗优质储层，储层物性分布范围广，呈现较强的非均质性。实测储层物性分析表明，孔隙度和渗透率之间具有较好的正相关性，相关系数为0.77，孔隙度与渗透率的大小呈指数增长，说明流沙港组一段砂岩储层的渗滤通道主要依赖于孔隙，为典型的孔隙型储层。

2 储层物性主控因素

2.1 沉积作用主控储层物性

沉积作用本质上是由沉积环境差异造成储集岩粒度和泥质杂基差异，进而影响储层物性[9-11]。储层物性与粒度中值的关系表明，孔隙度、渗透率与砂岩粒度呈正相关性，粒级愈粗，孔、渗性愈好，储层物性整体上呈变好趋势。镜下铸体薄片分析显示，流沙港组一段砂岩中的杂基含量绝大部分低于8%。埋深浅于3200m时，浅层压实作用相对弱，孔隙较发育，沉积水动力越强，泥质杂基含量越低，储层物性越好。在埋藏深度大于3200m时，由于成岩作用强，孔隙度变低，泥质含量稍高，储层物性下降很快。反映出针对中深层勘探，水动力较强而形成的净砂岩才可能成为有利储层。

2.2 成岩作用改造储层物性

2.2.1 压实作用减少孔隙

通过研究区泥岩自生黏土演化分析，流沙港组一段伊／蒙混层中蒙脱石的含量小于或等于25%，局部小于10%，流沙港组一段处于近强—强压实阶段。在显微镜下观察发现，碎屑颗粒之间以点—线接触为主，局部呈凹凸状接触，压实程度较强。流沙港组一段粒间体积演化研究表明（图3a、3b），压实损失孔隙度随深度增大而增加，相应的损失孔隙度约在20%～27%，3200m以下损失量可达30%。相对应的储层层内面孔率为5%～12%，实测储层内壁心孔隙度为8%～14%，综合反映了压实作用是导致流沙港组一段储层物性变差的主导因素。

2.2.2 胶结作用充填孔隙

胶结物在研究区总体不多，主要为碳酸盐胶结物，包括（铁）方解石（图2d）、菱铁矿和（铁）白云石，其次含有极少量的石英加大边和高岭石。储层物性与碳酸盐胶结物总体上呈负相关性，胶结物含量低于5%时，对孔隙度和渗透率无明显影响，而在胶结物含量大于5%时，孔隙度和渗透率值随胶结物含量增加而快速降低。胶结物充填孔隙，堵塞孔喉，在压实作用的基础上导致储层孔隙度和渗透率进一步变差。

图3 二号断裂带东段流沙港组一段压实作用对孔隙影响关系图

2.2.3 溶蚀作用增加孔隙

流沙港组一段岩石类型主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，且储层砂岩中易溶解不稳定组分（长石、岩屑等）含量大于18%，易于发育次生孔隙。烃源岩中有机质成熟时产生的有机酸和CO2酸性流体作用于储集砂岩中不稳定矿物发生溶蚀作用，形成次生孔隙，为油气聚集提供储集空间，这种现象在研究区较为常见[12]。统计分析不同深度的储层微观特征、成岩演化、有机质演化与孔隙度发现，有机碳（TOC）含量呈现相对峰值的分布，这也正说明有机酸溶蚀增孔的主要成因机制（图4）。镜下铸体薄片显示，流沙港组一段储层溶蚀作用类型有长石、岩屑等颗粒溶蚀作用，常见铸模孔和长石溶孔，溶蚀作用形成次生孔隙改善储层物性，对储层发育起到一定的积极作用。

图4 流沙港组一段成岩演化、有机质演化、完井压力与孔隙度剖面图

2.3 早期烃类充注和异常超压保护孔隙

通过荧光薄片观察发现，在流沙港组一段储层中长石解理缝及石英加大边内侧均存在油质沥青（图2f），单偏光镜下呈暗褐色，紫光下呈黄色，表明沥青充填早于石英加大边，研究区流沙港组一段储层油气充注时间较早。有沥青充填的孔隙中，钙质胶结现象较弱（图2e），未见沥青充填的区域钙质胶结现象严重（图2d），可见早期油气充注能有效抑制钙质胶结，保护早期形成的孔隙，早期形成的孔隙在后期成岩过程中又可作为有机酸运移的通道，有利于储层孔隙进一步溶蚀扩大。早期油气充注一方面能有效抑制胶结作用，另一方面有利于储层次生孔隙的发育，改善储层物性。

异常超压对储层孔隙具有较好的保护作用[13]。流沙港组一段储层以3300m为界，其上浅部储层为正常压力，3300m以下表现为明显压力异常（图4），压力系数分布在1.3～1.6范围内，相对高孔隙发育带正好对应于异常超压带。超压抑制了储层的进一步压实，同时增强了储层中不稳定矿物溶解，促进次生孔隙发育，改善了储层质量。

3 有利储层平面展布

综上所述，研究区流沙港组一段储层物性主要受储集砂岩粒度、泥质杂基含量和压实作用的影响。强压实、局部高钙质胶结以及高泥质杂基是储层物性变差的主要原因，而溶蚀作用、早期烃类充注以及异常超压通过增孔和保孔作用改善储层质量，能有效改善流沙港组一段的储层物性。通过叠合有利沉积相与成岩相组合分布图以及有效储层分类（图5），对二号断裂带东段流沙港组一段有利储层的平面分布特征进行评价。通过沉积—成岩相分析，再结合实测物性统计数据，认为二号断裂带东段流沙港组一段整体处于湖底扇—三角洲相、近强压实区，为有利储层目标区；部分发育强压实相，储层物性相对较差，但夹部分优质储层，这与早期烃类充注和异常超压发育保护孔隙有关。确定流沙港组一段辫状河三角洲前缘沉积区储层粒度粗、厚度大、泥质杂基含量少，且处于近强压实区的A2、A4区发育最有利储层，次为湖底扇沉积区存在早期烃类充注和异常超压发育的A1区，埋深大且处于强压实区的A3区储层物性相对最差。

图5 二号断裂带东段流沙港组一段沉积—成岩相叠合图

4 结论

1）二号断裂带东段流沙港组一段储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，颗粒间以点—线接触为主，呈低—中等成分成熟度；储层孔隙主要有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔4种类型；储层物性总体表现为低孔、低渗特征，部分发育中孔、中渗储层。

2）压实作用与沉积作用造成的储集岩粒度和泥质杂基含量差异是造成流沙港组一段储层优劣及其非均质性的主控因素。局部强钙质胶结在压实作用的基础上导致储层物性进一步变差；有机酸溶蚀、早期烃类充注与异常超压保护通过增孔和保孔作用改善储层质量，对储层物性起积极的建设性作用。

3）二号断裂带东段流沙港组一段辫状河三角洲前缘沉积区储层粒度粗、厚度大、泥质杂基含量少，且处于近强压实区的A2、A4区发育最有利储层，次为湖底扇沉积区存在早期烃类充注和异常超压发育的A1区，而埋深大且处于强压实区的A3区储层物性相对最差。

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