粤中地区三水盆地布心组湖相碳酸盐岩致密油储层特征

唐 鑫 萍

(中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280)

0 引 言

湖相碳酸盐岩在陆相沉积盆地中广泛发育，在国内外很多盆地均已获得工业油流，比如中国准噶尔盆地、柴达木盆地、四川盆地、渤海湾盆地[1-4]，美国Great Salt Lake盆地、Ridge盆地、Pyramid Lake盆地，东非大裂谷Tanganyika盆地，玻利维亚 Palaeo-Andean盆地，阿根廷Andina盆地等[5-11]。受湖盆沉积环境的影响，湖相碳酸盐岩物性总体较为致密，且多与泥质烃源岩互层或共生发育，其中储存的油气多具有致密油气的特征[1-4,12-15]。诸多盆地的勘探实践表明，以湖相碳酸盐岩为储层的致密油分布范围广、资源潜力大。

储层研究被称为非常规油气研究的“灵魂”[16-17]。致密油储层研究主要包括岩性、物性、含油气性、烃源岩特性等要素，这些要素可为致密油“甜点”分布的预测乃至钻探目标的优选提供直接决策依据[18-21]。近两年，湖相碳酸盐岩致密油储层研究的新进展主要集中于准噶尔盆地二叠系芦草沟组、柴达木盆地渐新统、四川盆地侏罗系大安寨组。这些研究揭示了该类储层的特点：岩性普遍具有混积岩特征，即为多种矿物或岩性组分所混合；储集空间以纳米—微米级孔隙为主，包括矿物晶间孔、生物体腔孔、溶蚀扩大孔及其微裂缝系统；优选储层段经水平井多段多簇压裂改造后，增产效果显著[1-4,12-13,22-24]。

粤中地区三水盆地古近系布心组地层中发育大面积碳酸盐岩。前人研究表明：三水盆地碳酸盐岩是在湖盆演化过程中贫物源阶段内源沉积的产物，形成于较干旱炎热气候下的半咸水环境，呈条带状分布于盆地的斜坡区域，分为灰泥坪、碳酸盐岩台地两种沉积相类型[25-26]。这些研究为该区致密油勘探工作的开展提供了重要基础。近年来，随着研究的深入，湖相碳酸盐岩岩性复杂、储层非均质性强的矛盾日益凸显，急需开展针对性的储层研究。本文聚焦三水盆地古近系布心组湖相碳酸盐岩的岩性、物性、烃源岩特性等储层要素，为该区的致密油研究奠定基础，并为相似岩性背景的致密油研究提供参考。

1 区域地质背景

图1 粤中地区三水盆地古近系构造区划Fig.1 Tectonic Division of Paleogene in Sanshui Basin of Central Guangdong Area

三水盆地为中国南方中小盆地群之一，是粤中地区最大的盆地，位于珠江三角洲西北部，北起广东省清远市，南至佛山市，西抵肇庆市，东至广州市，面积为3 375 km2。盆地构造位置处于华南陆缘，是晚白垩世华南陆缘伸展、破裂形成的一个中—新生代陆相断陷盆地，呈近SN向展布，总体为不规则菱形[27-29]。盆地内可分为东、西部两个斜坡，南、北部两个凹陷及中北部宝竹背斜5个构造单元(图1)。盆地以上古生界海相碳酸盐岩及中生界火成岩为基底，沉积地层包括白垩系、古近系和第四系。古近系从老到新依次发育古新统莘庄组和始新统布心组、西布组、华涌组。前人经过大量勘探工作[30]，在宝竹背斜发现了宝月、竹山岗两个油气田，主要油气产层为古近系布心组。研究表明，布心组是盆地烃源岩的主要发育层段，其岩性主要为泥岩、灰岩、砂岩，分为一段、二段和三段，其中碳酸盐岩主要发育于布心组二段和三段。

2 岩石学与岩相特征

岩芯、薄片、扫描电镜分析结果表明，粤中地区三水盆地古近系布心组碳酸盐岩岩性主要为泥灰岩、云质泥灰岩、生物灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。X射线衍射(XRD)分析结果表明，岩石矿物成分主要为方解石，部分为白云石、黏土矿物，含少量石英、长石、黄铁矿、硬石膏、铁白云石、菱铁矿(表1)。矿物成分中，石英、长石、黏土矿物与陆源沉积物有关，这种混源沉积特征在国内外湖相碳酸盐岩中普遍出现，其原因在于湖相沉积水体范围相对较小，容易受陆源沉积物影响[31-34]。

泥灰岩为灰—灰白色，发育波状层理、水平层理，具干裂结核构造，偶见生物化石；矿物成分主要由方解石、黏土矿物组成，含少量石英、白云石；方解石多呈他形，少量呈半自形；黏土矿物以片状高岭石、伊利石、伊蒙混层为主。云质泥灰岩颜色、构造、化石发育情况与泥灰岩一致；矿物成分主要由方解石、黏土矿物、白云石组成；方解石、黏土矿物形态与泥灰岩一致；白云石多为半自形—自形，呈斑块状、条带状分布。生物灰岩为灰—深灰色，发育叠层石等生物成因构造，生物十分发育，常见枝管藻、蓝绿藻、螺、介形虫等生物化石；矿物成分上，方解石占绝对优势，占90%左右；胶结物主要为泥晶，局部含亮晶。泥晶灰岩为深灰色，发育生物搅动构造，见少量介形虫、螺等生物化石；矿物成分主要为方解石，含少量黏土矿物；方解石晶粒较细，多为泥晶级别。泥晶砂屑灰岩颜色、构造、化石发育情况、矿物组分与泥晶灰岩一致；不同的是，方解石多形成内碎屑颗粒，颗粒级别为粉砂—砂级，从而形成泥晶(粉)砂屑灰岩或含(粉)砂屑的泥晶灰岩，本文统一称为泥晶砂屑灰岩。

研究区碳酸盐岩有以下共同点：一是岩性较细，基质含量高，颗粒含量较低，仅部分生物浅滩灰岩的颗粒含量(质量分数，下同)超过50%；二是胶结物主要为泥晶，仅部分岩石裂缝和部分生物腔体内发育亮晶胶结物；三是单层厚度较薄，一般为1～7 m，总体表现为较弱水动力的细粒岩沉积环境；四是油气显示活跃，基质孔、裂缝中普遍含油，泥灰岩一般为荧光—油迹显示，生物灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩显示级别一般为油迹—油斑，岩芯出筒时常见原油从裂缝出渗出(图2～6)。

为明确各岩石类型的分布规律，首先开展了岩芯-测井响应分析。研究区碳酸盐岩具有低自然伽马、高深侧向电阻率特征，与泥岩有明显区别。生物灰岩测井曲线形态为箱型，泥灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩测井曲线形态均为指型。

据侯明才等的研究[25-26,35]，三水盆地碳酸盐岩发育的东部斜坡和西部斜坡均为缓坡构造背景，碳酸盐岩在缓坡基底之上发育且受湖浪控制；在优势岩相上，从滨湖、浅湖至半深湖有一定的分异。本文在前人研究基础上，综合岩芯样品和测井曲线，开展了井间岩性对比。依据泥岩颜色及泥地比划分了半深湖、浅湖、滨湖3种沉积相。半深湖岩性主要为泥岩，含少量深色泥灰岩，泥岩为灰黑—黑色；浅湖岩性主要为泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩、生物灰岩与泥岩互层，泥岩为深灰色；滨湖岩性主要为泥灰岩、云质泥灰岩、钙质砂岩与泥岩互层，具有陆源-内源混合沉积的特征，泥岩为灰—杂色。

表1 布心组碳酸盐岩X射线衍射矿物分析结果

图2 Q5井604.9 m深度处泥灰岩岩芯、显微镜及扫描电镜图像Fig.2 Core, Microscope and SEM Images of Muddy Limestone at 604.9 m Depth in Well Q5

图3 Q5井592.8 m深度处云质泥灰岩岩芯、显微镜及扫描电镜图像Fig.3 Core, Microscope and SEM Images of Dolomitic Muddy Limestone at 592.8 m Depth in Well Q5

图4 Q5井843.6 m深度处生物灰岩岩芯、显微镜及扫描电镜图像Fig.4 Core, Microscope and SEM Images of Biological Limestone at 843.6 m Depth in Well Q5

图5 H1A井1 461.8 m深度处泥晶灰岩岩芯、显微镜及扫描电镜图像Fig.5 Core, Microscope and SEM Images of Micrite Limestone at 1 461.8 m Depth in Well H1A

图6 H1A井1 463.5 m深度处泥晶砂屑灰岩岩芯、显微镜及扫描电镜图像Fig.6 Core, Microscope and SEM Images of Micritic Arenaceous Limestone at 1 463.5 m Depth in Well H1A

考虑到云质泥灰岩与泥灰岩均发育于滨湖，在测井上难以区分，且云质泥灰岩含量较少，故在井间对比时，将二者统一归为(云质)泥灰岩。同样地，泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩均发育于浅湖，在测井上难以区分，且泥晶砂屑灰岩含量较少，故在井间对比时，将二者统一归为泥晶(砂屑)灰岩。井间对比结果表明碳酸盐岩主要发育于滨、浅湖区域。从滨湖至浅湖，碳酸盐岩类型具有一定的分异性：滨湖主要为(云质)泥灰岩；浅湖主要为生物灰岩、泥晶(砂屑)灰岩，含少量泥灰岩。(云质)泥灰岩、泥晶(砂屑)灰岩、生物灰岩井间可对比性较强，在井间具有一定的连续性；在纵向上，各类碳酸盐岩与泥岩形成间互沉积(图7)。

3 物性特征

常规物性分析表明，粤中地区三水盆地古近系布心组碳酸盐岩孔隙度为2.8%～9.6%，渗透率一般小于1 mD，岩石较为致密。致密的特征使赋存在碳酸盐岩中的油气在以往常规开采方式下难以形成工业油气流，因此，研究区碳酸盐岩早期探井具有“井井见油、井井不流”的特征。

镜下特征表明，看似致密的储层其实并非“铁板一块”，岩石内部常见裂缝和基质孔隙，部分生物灰岩中可见溶蚀孔(图4)。微米CT扫描分析结果表明：在孔隙度为4.6%的泥晶灰岩内部，孔隙平均半径为1.799 μm，大量微米级孔隙存在于基质内部，微米尺度的粒间胶结物发育，孔隙空间分布较为分散且连通性差；喉道平均半径为0.573 5 μm，呈层状分布；孔喉配位数为3.8，吼道发育数量明显高于孔隙(图8)。综合显微镜、扫描电镜、微米CT扫描分析结果，岩石呈多尺度孔隙分布特征，基质内部存在较大储集空间。

显微镜下可见裂缝和基质孔在各个岩石类型中均有发育，而溶蚀孔仅发育于生物灰岩，其原因可能与生物灰岩的颗粒含量相对较多、生物较为发育有关。因为较多的颗粒含量有利于原始粒间孔的保存，虽然原始生物体腔孔在成岩早期易被方解石颗粒充填，但这些充填的方解石颗粒也容易在后期被溶蚀，从而形成溶蚀孔。鉴于溶蚀孔在储集空间的重要意义[36-37]，将生物灰岩的孔隙结构归为溶蚀孔-裂缝型，其他碳酸盐岩的孔隙结构归为基质孔-裂缝型。

4 源储配置关系

常规油气藏储层内的油气是在浮力作用下从烃源岩运移而来的，储层与烃源岩在空间分布上的界限比较明显，因此，常规油气藏储层研究一般不涉及烃源岩特性。但致密油储层内的原油以原位滞留或短距离运移为主，浮力作用受限，使储层与烃源岩在空间分布上的界限不明显，又使烃源岩特性成为致密油能否成藏的关键[14-15]。因此，致密油储层研究离不开与储层紧邻的烃源岩研究，即烃源岩特性研究，亦可称为源储配置关系研究[38-39]。

钻井位置见图1连井线；GR值为自然伽马，单位为API；RD值为深侧向电阻率，单位为Ω·m图7 三水盆地东部斜坡布心组碳酸盐岩连井沉积相Fig.7 Sedimentary Facies of Carbonate Rocks of Buxin Formation in East Slope of Sanshui Basin

实验由中国石油勘探开发研究院非常规油气重点实验室采用MicroXCT-400型微米三维立体成像仪完成；微米CT扫描分辨率为1.08 μm图8 H1A井1 461.8 m深度处碳酸盐岩微米CT扫描成像模型图片Fig.8 Images of Micro CT Scanning Model for Carbonate Rock at 1 461.8 m Depth in Well H1A

前人大量研究表明，粤中地区三水盆地在渐新世后发生强烈隆升剥蚀，原型盆地边缘剥蚀较为严重，现存的三水残余盆地均为原型盆地相对靠内部的部分[40-42]。受其影响，布心组暗色泥岩分布范围广，基本覆盖整个残余盆地，厚度为200～300 m。广覆式分布的烃源岩成为致密油成藏的有利因素。

鉴于碳酸盐岩主要分布在布心组二段和三段，为研究紧邻碳酸盐岩储层的烃源岩特征，本文统计了这两段地层的烃源岩参数。结果表明：布心组烃源岩干酪根类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，均为Ⅱ型；镜质体反射率(Ro)一般为0.8%～1.8%，均为成熟烃源岩。有机质类型、成熟度在研究区变化不明显，因此，本文的烃源岩特性研究着重分析有机质丰度(表2)，烃源岩总有机碳一般为1%～2%，总烃(HC)含量一般为(450～1 000)×10-6，生烃潜量(S1+S2)一般为(6～11)×10-3，有机质丰度较高。该统计结果与刘春莲等的研究结果[43-45]大体相符。

为揭示与碳酸盐岩密切接触的泥岩有机质丰度，对东部斜坡碳酸盐岩较为发育的H1井和Q5井进行了泥岩样品总有机碳测试。这些泥岩与碳酸盐岩互层发育，形成互层型源储配置关系(图9)。依据上述沉积相划分方法，样品所在泥岩段的沉积相包括半深湖、浅湖、滨湖3种类型。半深湖泥岩总有机碳为1.6%～2.2%，依据烃源岩划分标准[38-39]，其为好烃源岩；浅湖泥岩总有机碳为1.0%～1.7%，亦为好烃源岩；滨湖泥岩总有机碳为0.58%～0.89%，为中等烃源岩。

表2 布心组烃源岩有机质丰度统计结果

图9 布心组碳酸盐岩致密油储层综合评价Fig.9 Comprehensive Evaluation of Tight Oil Reservoir of Carbonate Rocks in Buxin Formation

布心组碳酸盐岩主要分布于滨、浅湖相，因此，浅湖好烃源岩的发育对于近源成藏的致密油来说具有关键作用。据苑坤等研究可知，三水盆地布心组二段、三段烃源岩有机质丰度高值位于半深湖—浅湖区域，除布心组三段西部斜坡浅湖区发育三角洲沉积导致总有机碳较低以外，浅湖斜坡区与总有机碳高值区有很大的重叠[45]。刘春莲等对布心组烃源岩沉积环境的系统研究[43-44]指出：一方面，咸化湖的水体分层环境有利有机质保存；另一方面，由于斜坡区亦是后期火山热活动较集中的区域，有利于提高原始有机质转化率，使得斜坡区浅湖相亦大面积发育总有机碳大于1%的好烃源岩。

5 储层综合评价

以H1井和Q5井岩性、物性、含油气性、烃源岩特性为基础，开展储层初步综合评价分析(图9)。滨湖和浅湖碳酸盐岩储层有以下共同点：一是储集空间均为孔隙-裂缝双重孔隙，除浅湖生物灰岩发育少量溶蚀孔外，主要储集空间均为裂缝和微米级基质孔隙；二是储层在横向上均具有一定连续性；三是均为泥岩、灰岩间互沉积，具有致密油源储共生的成藏条件，灰岩上、下均被泥岩所夹持，为互层型源储配置关系。

对比分析表明：①滨湖碳酸盐岩岩性为泥灰岩、云质泥灰岩，其中含较多的黏土矿物，而方解石、白云石等脆性矿物的含量较低；孔隙度为2.8%～4.5%，物性较差；油气显示一般为荧光—油迹，灰岩紧邻的滨湖泥岩总有机碳为0.58%～0.89%，为中等烃源岩。②浅湖碳酸盐岩岩性为泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩、生物灰岩，方解石、白云石等脆性矿物的含量较高；孔隙度为4.0%～9.6%，物性相对较好；油气显示一般为油迹—油斑，甚至含油，灰岩紧邻的浅湖泥岩总有机碳为1.0%～1.7%，源储配置关系好。相比之下，浅湖碳酸盐岩为有利储层。

6 结 语

(1)粤中地区三水盆地古近系布心组湖相碳酸盐岩致密油储层岩性主要为泥灰岩、云质泥灰岩、生物灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩；岩石矿物成分主要为方解石，部分为白云石、黏土矿物，含少量石英、长石、黄铁矿、硬石膏、铁白云石、菱铁矿；具有一定混源沉积特征。碳酸盐岩主要发育于滨、浅湖区域，滨湖主要为泥灰岩，浅湖主要为生物灰岩、泥晶(砂屑)灰岩，含少量泥灰岩。

(2)储层内发育有由裂缝、微米级基质孔隙、少数溶蚀孔组成的储集空间，组成基质孔-裂缝型、溶蚀孔-裂缝型两种孔隙结构。基质孔、裂缝中普遍含油，泥灰岩一般为荧光—油迹显示，生物灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩一般为油迹—油斑显示，岩芯出筒时常见原油从裂缝出渗出，油气显示活跃。

(3)浅湖—半深湖形成的暗色泥岩总有机碳为1%～2%，高丰度的暗色泥岩与碳酸盐岩相互叠置，形成良好的互层型源储配置关系。储层初步综合评价表明：浅湖碳酸盐岩岩性为泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩、生物灰岩，方解石含量高；孔隙度一般为4.0%～9.6%，物性相对较好；油气显示非常活跃，一般为油迹—油斑，甚至含油；灰岩紧邻的浅湖泥岩总有机碳为1.0%～1.7%，源储配置关系好，为潜在有利储层。

(4)最后需要指出的是，从三水盆地和其他盆地湖相碳酸盐岩的实际情况来看，湖相碳酸盐岩成分和分布均具有复杂性和非均质性。本文定位于致密油储层潜力分析，旨在为该区的致密油研究奠定基础，后期需开展系统的沉积研究以明确储层成因及分布，以期获得更全面、更深入的致密油储层认识。