乌石凹陷流沙港组二段有利储层发育控制因素

吴 仕玖 尤 丽 招湛杰 代 龙 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

乌石凹陷是南海西部海域北部湾盆地已证实的富生烃凹陷之一[1-2]，勘探目的层系主要集中在古近系流沙港组二段（以下简称流二段）。已钻井揭示流二段主要发育北部物源三角洲相沉积储层和南部物源扇三角洲相沉积储层，储集砂体发育，储层埋深1 500～4 000 m，物性从特低孔、特低渗到高孔、高渗均有分布，储层物性非均质性强，有利储层发育主控因素与分布是制约该区油气勘探开发的关键因素之一。为此，寻找流二段有利储层分布成为乌石凹陷增储上产、释放产能的必要途径[3]。因此，笔者利用乌石凹陷研究区已钻井的岩（壁）心观察、铸体薄片分析、黏土X射线衍射、常规物性、测井解释等资料，开展流二段储层岩石组分、成岩强度与孔喉结构等特征研究，确定流二段有利储层发育主控因素，提出有利储层分布与勘探方向，为区带目标优选与评价提供有利支撑。

1 地质背景

乌石凹陷位于北部湾盆地南部拗陷的东北部，其北部以企西隆起南缘为界，西南部以流沙凸起与海头北凹陷相隔，东南部与流沙凸起相邻，与迈陈凹陷相隔，总体上呈近东西向展布，面积约为2 600 km2。乌石凹陷整体上可分为东、西两个洼陷，分别受⑦号和⑥号断层控制[4]（图1）。东洼呈典型箕状断陷形态，南断北超，自南向北依次为南部陡坡带、东北部中央反转构造带和北部缓坡带。西洼同为箕状断陷，为北断南超，但缺少中央反转构造带。乌石凹陷古近系自下而上发育古新统长流组、始新统流沙港组和渐新统涠洲组，分别充填冲积相、湖相、三角洲和河流相沉积[5]。区域上，乌石凹陷共发育流沙港组三段、流沙港组二段、流沙港组一段和涠洲组三段4种成藏组合类型，其中流二段为最重要的烃源岩层和储集岩层。

图1 乌石凹陷区域位置与井位分布图

2 区域储层特征

为认识乌石凹陷流二段储层特征，开展储层岩石学、孔隙类型与孔喉结构、孔隙度与渗透率、成岩作用与成岩阶段等特征研究，明确研究区各区带储层特征的差异性。

2.1 储层岩石学与储集性特征

图2 乌石凹陷流二段储层物性与喉道分布关系图

已钻井岩（壁）心及铸体薄片分析表明，流二段储集岩岩性以粉、细砂岩为主，但北部缓坡—东北部中央反转构造带储层较南部陡坡带—凹陷中心储层粒度粗、含砂率高、单层厚度大。在岩石类型方面，北部缓坡带W9、W4构造主要为岩屑石英砂岩；东北部中央反转构造带W2构造主要为长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，湖底扇相W1构造多样；南部陡坡带西段—凹陷中心W13、W7构造以长石岩屑砂岩为主，东段W5、W10、W11构造以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主。根据乌石凹陷流二段储层21口井的常规物性、压汞、铸体薄片分析结果认为，流二段储层孔喉结构、孔隙类型具有明显的分区性，且与物性相匹配（图2）。在北部缓坡带浅埋深W9、W4构造，孔隙喉道以较细喉型为主，孔隙类型以粒间孔＋少量次生孔组合为特征（图3a），物性为中渗特征。在东北部中央反转构造带浅—中等埋深W2、W1构造，孔隙喉道以细—较细喉型为主，孔隙类型以粒间孔＋次生孔组合为特征（图3b），物性为低—中渗特征。在南部陡坡带东段中—深埋深的W5、W10和W11构造，孔隙喉道分别以微细喉型和细—较细喉为主，孔隙类型分别以次生孔＋部分粒间孔（图3c）和粒间孔＋部分次生孔组合为特征，物性分别为特低渗和低、中渗特征。在南部陡坡带西段深埋深的W13构造与凹陷中心W7构造，孔隙喉道分别以细—较细喉型和细—微细喉为主，孔隙类型均以次生孔＋少量粒间孔组合为特征（图3d），物性分别为低、中渗和特低渗特征。从整体上看，北部缓坡—东北部中央反转构造带储层较南部陡坡带—凹陷中心储层喉道粗、粒间孔发育，南部陡坡带西段—凹陷中心储层较南部陡坡带东段储层喉道粗、次生孔发育。

2.2 储层成岩作用与成岩阶段

已钻井揭示流二段储层成岩作用主要表现为压实，其次为溶解，局部区带发育碳酸盐胶结。该段岩（壁）心铸体薄片鉴定表明，北部缓坡带W9、W4构造埋深1 700～2 000 m，碎屑颗粒主要呈点、线—点接触（图3a）。东北部中央反转构造带W2、W1构造埋深2 400～3 000 m，碎屑颗粒主要呈点—线、线接触（图3b）。南部陡坡带东段W5、W10、W11构造埋深2 600～3 700 m，碎屑颗粒主要呈线接触（图3c），南部陡坡带西段—凹陷中心W7、W13构造埋深3 400～4 000 m，碎屑颗粒主要呈线、凹凸—线接触（图3d）。流二段溶解作用较为发育，以长石溶孔和铸模孔为主。从北部缓坡带W9、W4构造至东北部中央反转构造带W1、W2构造，至南部陡坡带东段W5、W10、W11构造，再至南部陡坡带西段—凹陷中心W7、W13构造，溶解作用产生的孔隙占所有孔隙的比重由20%上升至80%，呈增加趋势。流二段胶结作用仅在局部区带较为发育，主要表现为碳酸盐胶结，以方解石、铁方解石和菱铁矿为主。菱铁矿主要分布在W2、W9、W1构造（图3e），铁方解石主要分布在W5、W7构造（图3f）。方解石主要分布在W1构造，白云石和铁白云石在个别井较为发育（图3g）。

根据泥岩I／S中S的百分含量、镜质体反射率（Ro）等参数，对研究区古近系成岩阶段进行划分：北部缓坡—东北部中央反转构造带储层分别在1 700 m、2 400 m、2 800 m和3 200 m附近进入中成岩A1期、A2期、B期和晚成岩期，其中流二段储层以中成岩A1期和A2期为主；南部陡坡带—凹陷中心储层分别在1 800 m、2 800 m、3 400 m和4 000 m附近进入中成岩A1期、A2期、B期和晚成岩期，其中流二段储层以中成岩A2期和B期为主。

图3 乌石凹陷流二段储层典型微观特征图版图

3 有利储层主控因素

碎屑岩储集层储集性的好坏主要取决于沉积环境、成岩环境、成岩作用等因素的影响[6]。根据钻井壁心、薄片及物性资料等综合分析认为，流二段有利储层主要受沉积环境与沉积水动力造成的储层粒度及泥质杂基、古地温场造成的压实强度的控制，局部受岩石组分差异与通源断裂控制的有机酸溶解和相对早期油气充注保护的影响。

3.1 沉积环境与沉积水动力造成的粒度及泥质杂基的影响

从前述可知，三角洲储层物性好于扇三角洲储层物性，且相同沉积相带由于粒度、泥质杂基等差异，储层物性明显不同。从泥质杂基含量和粒度C-M分布上可以看出（图4），北部缓坡带W9构造和东北部中央反转构造带W2构造三角洲前缘水下分流河道，整体上较南部陡坡带W5、W10、W13构造扇三角洲前缘水下分流河道沉积水动力强，储层厚度大、储集岩粒度粗、泥质杂基低。东北部中央反转构造带W2构造较北部缓坡带W9构造储集岩粒度稍粗、泥质杂基低。南部陡坡带西段W13构造与凹陷中心W7构造较南部陡坡带东段W5、W10、W11构造沉积水动力强，储集岩粒度粗、泥质杂基低。为此，沉积水动力强且物源供给充足，储集岩厚度越大、粒度越粗，抗压实能力越强，在相近埋深条件下以厚层、粗粒砂岩储层储集性能更优。

3.2 古地温场造成的压实强度的影响

图4 乌石凹陷流二段泥质杂基含量和粒度C-M分布关系图

低地温场盆地的砂岩孔隙度衰减较缓慢，有效储层保存的深度较深，而高地温场盆地则与之相反[7]。根据钻井Ro、伊蒙混层中S%等成岩参数恢复古地温场，结果表明：南部陡坡带—凹陷中心古地温梯度较北部缓坡—东北部中央反转构造带古地温梯度明显偏低，且南部陡坡带西段—凹陷中心古地温梯度低于其东段古地温梯度。由前述可知，在相近埋深的情况下，南部陡坡带储层物性好于东北部中央反转构造带，南部陡坡带西段好于东段，与各成岩期深度相对应。这正是本区古地温场差异导致的结果，古地温梯度越低，成岩演化越慢，成岩阶段深度和次生孔隙发育范围下移，在相近埋深下，古地温梯度低的地区储层物性偏好。

3.3 岩石组分差异与通源断裂控制的有机酸溶解的影响

流二段溶解作用普遍发育，且上覆下伏均为优质烃源岩，推测其与有机酸有关。同时，流二段断裂体系较为发育，在东北部中央反转构造带W2、W1构造以及南部陡坡带W7、W12构造等均可见较大断裂。在断裂体系发育、不稳定组分含量高且紧邻生烃灶的区域，储层溶解作用强，次生孔隙发育[8]，如南部陡坡带西段W13-1井（图3h）。此外，次生孔隙发育程度除与储层中可溶性组分的含量有关外，还与烃源岩的发育程度有关[9]。生烃强度越大，有机酸的产量越高，就越有利于次生孔隙的发育。南部陡坡带西段W13等构造紧邻生烃强度大的生烃主洼，早期排烃强度大、次生溶蚀作用强、持续时间长，对储层次生改造影响较为显著。

3.4 相对早期油气充注保护的影响

据相关文献表明，烃类充注在一定程度上抑制了石英、伊利石等自生矿物胶结作用的进行，油气形成产生的超压能缓冲后期压实作用，有利于深部原生孔隙的保存，同时油气中携带的有机酸能溶蚀改造原生孔隙而形成次生孔隙[10-11]。本区成藏研究也表明[12]，乌石凹陷流沙港组具有早晚两期油气充注高峰期，其中早期原油充注发生在涠洲组二段至涠洲组一段沉积期，对应于28.4～23.0 Ma；晚期原油充注发生在角尾组沉积期至现今，对应于10.6～0 Ma。研究区储层孔隙演化与成藏期次关系表明，北部缓坡—东北部中央反转构造带油气充注时间早，在距今28～16 Ma，孔隙度为15%～25%；南部陡坡带—凹陷中心油气充注时间晚，在距今10～0 Ma，孔隙度为10%～15%（图5）。此外，南部陡坡带西段较东段更近生烃主洼，优先受到有机酸的运移充注，溶解作用强，物性偏好。

4 有利储层分布

图5 乌石凹陷流沙港组储层孔隙演化与成藏期次关系图

图6 乌石凹陷流二段沉积压实—储集相展布图

在成岩相划分的基础上开展研究区流二段沉积压实—储集相研究，确定有利储层的分布与勘探方向（图6）。综合分析认为，流二段有利储层分布主要集中在北部缓坡—东北部中央反转构造带和南部陡坡带两个区带。其中三角洲沉积、中等压实区的北部缓坡带W4、W9构造和东北部中央反转构造带W2构造等，物性为高—中渗特征，以Ⅱ1类储层为主，为最有利的储层分布区，其中W6构造为最有利的勘探方向。其次为扇三角洲沉积、近强压实区的南部陡坡带、东北部中央反转构造带W1构造、北部缓坡带W9构造西南等，物性为中—低渗特征，以Ⅱ2和Ⅲ类储层为主，为较有利的储层分布区，其中又以南部陡坡带西段扇体发育有利储层，该区W8构造为较有利的勘探方向。经钻探揭示，北部缓坡带W6-1井流二段储集岩以细、中砂岩为主，埋深2 000～2 600 m，测井孔隙度平均为23.5%。南部陡坡带西段W8-1井流二段储集岩以细、中、粗砂岩为主，埋深3 100～3 800 m，孔隙类型以长石溶孔和铸模孔为主（图3i），实测孔隙度平均为15.1%，证实了南部陡坡带西段扇体较东段扇体成岩演化慢、不稳定组分含量高、次生孔隙发育，且埋深下限加深，拓展了南部陡坡带的勘探下限。

5 结论

1）流二段北部缓坡—东北部中央反转构造带储层较南部陡坡带—凹陷中心储层压实弱、喉道粗、粒间孔发育，南部陡坡带西段扇体较东段扇体储层压实弱、不稳定组分含量高、喉道粗、次生孔隙发育。

2）流二段有利储层主要受沉积环境与沉积水动力造成的粒度及泥质杂基、古地温场造成的压实强度的控制，局部受岩石组分差异与通源断裂控制的有机酸溶解和相对早期油气充注保护的影响。

3）流二段三角洲沉积、中等压实的北部缓坡—东北部中央反转构造带是最有利的储层分布区，次为扇三角洲沉积、近强压实区的南部陡坡带，且以水动力较强的南部陡坡带西段中等—强溶蚀扇体发育有利储层。提出北部缓坡带W6构造为最有利的勘探方向，次为南部陡坡带西段W8构造，并得到钻探证实。