深层储层原生孔隙成岩作用保存机制及模式——以珠江口盆地惠州凹陷南部恩平组和文昌组为例

常思远， 陈冬霞， 汪 成， 王翘楚， 刘子驿， 王福伟

(1. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249 )

0 引言

随世界对油气资源需求量的加大，深层油气资源逐步取代中浅层，深层油气藏成为未来油气勘探开发的重要领域之一[1]。2008～2018年，全球深层—超深层(储层埋深大于4.0 km)石油探明储量约为1.43×1010t，深层—超深层天然气探明储量约为9.10×109t[2]。深层油气资源存在物性差异，多数储层平均孔隙度约为5%，平均渗透率小于1×10-3μm2[3]。非均质性强，开采难度大，识别优质储层是油气勘探开发的关键。

近年来，在塔北隆起西侧英买力地区埋深为4.9～5.2 km的巴西改组深层储层，黄骅坳陷东北部南堡凹陷4构造带埋深为3.8～4.2 km的古近系深层储层，准噶尔盆地腹部埋深为3.5～4.5 km的深层储层，以及北海盆地埋深为3.4～4.4 km的侏罗统深层储层发现大量原生孔隙。人们对不同地区深层储层原生孔隙保存机制进行研究：塔北巴西改组深层储层原生孔隙主要是由杂基含量少和低地温使压实作用不充分而保存的[4]；黄骅坳陷古近系深层储层原生孔隙是油气充注抑制碳酸盐胶结和异常高压抑制压实作用共同形成的[5]；准噶尔盆地深层储层原生孔隙分布受控于厚层欠压实泥岩带[6]；北海盆地侏罗统深层储层原生孔隙是在早期绿泥石包膜抑制石英次生加大形成的[7]。不同地区深层储层原生孔隙的保存机制存在差异，不同控制因素对深层储层原生孔隙的影响程度也不同。

中国南海东部珠江口盆地惠州凹陷勘探开发取得进展，深层恩平组、文昌组发现较多油气显示。研究区储层孔隙类型以原生孔隙为主，原生孔隙的保存机制是形成深层优质储层的关键[8-10]。目前，研究区储层埋藏深，导致成岩流体—成岩环境—成岩矿物复杂，使成岩演化机理认识不清。以珠江口盆地惠州凹陷南部恩平组和文昌组为研究对象，结合岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、储层物性、埋藏史等资料，分析储层特征，研究深层储层成岩作用原生孔隙保存机制，建立原生孔隙保存模式，为研究区深层勘探及完善深层优质储层形成机理提供指导。

1 区域地质概况

珠江口盆地是中国近海新生代被动大陆边缘的裂谷盆地，惠州凹陷是重要的油气富集区，位于华南大陆南缘珠江口盆地的珠一坳陷中部，东西两侧分别以惠陆低凸起和惠西低凸起陆丰凹陷、西江凹陷相分隔，面积约为1×104km2。惠州凹陷整体经历晚白垩世—早渐新世断陷期、晚渐新世—中中新世拗陷阶段和晚中新世—至今的块断升降期，研究区位于惠州凹陷南部，分布西江23洼、西江24洼、惠州25转换斜坡带、惠州26洼等构造单元(见图1(a))。

受多期构造运动影响，惠州凹陷南部主要沉积古近系神狐组、文昌组、恩平组、珠海组和新近系珠江组、韩江组、粤海组、万山组。目的层埋深为3.5～4.5 km，其中，恩平组发育湖沼、河流—三角洲平原沉积，沉积一套灰白色砂岩与黑灰色泥岩互层的岩性组合；文昌组以湖相沉积为主，发育一套厚层暗色泥岩，二者组成研究区重要的烃源岩层与储集层(见图1(b))。

图1 珠江口盆地惠州凹陷南部构造划分及综合柱状图Fig.1 Structural division and comprehensive histogram in the Southern Huizhou Sag, Pearl River Mouth Basin

2 储层特征

珠江口盆地惠州凹陷南部恩平组主要发育长石岩屑质石英砂岩，文昌组主要发育长石岩屑砂岩(见图2(a))，其中w(石英)介于17.0%～87.5%，平均为35.0%；w(长石)介于3.0%～40.0%，平均为28.5%；w(岩屑)介于15.0%～62.0%，平均为28.0%(见图2(b))。孔隙度介于1.9%～17.3%，平均为13.3%；渗透率介于(0.034～152.683)×10-3μm2，平均为18.050×10-3μm2(见图3)。储层分选以中等为主，粒度以中砂岩、粗砂岩为主，孔隙类型以原生孔隙为主，次生孔隙次之。沉积微相主要以水动力较强的水下分流河道为主，少部分为堤岸、河口坝和前缘席状砂沉积微相(见图4)，原生孔隙贡献的面孔率介于0～27.00%，平均为6.36%；次生孔隙贡献的面孔率介于0～14.00%，平均为1.44%，各孔隙类型面孔率分布范围和平均值见表1。原生孔隙主要为原生粒间孔，为经压实作用后未被其他物质充填的原生颗粒之间的孔隙，同时存在由方解石、高岭石、石英次生加大，以及黄铁矿等次生矿物充填后形成的充填剩余原生粒间孔(见图5 (a-d))。次生孔隙以长石沿解理发育的蜂窝状粒内溶孔(见图5(e-g))为主，其次是经历压实作用后，粒间孔变小，对孔内充填的硅质胶结或伊利石杂基进行溶蚀而形成的粒间溶孔(见图5(h))；此外，扫描电镜可观察自生高岭石黏土矿物晶体之间的晶间孔也有发育(见图5(i))。整体上，碎屑颗粒之间大多呈线接触特征，并偶见有凹凸接触特征(见图5(f-h))。

图2 惠州凹陷南部恩平组、文昌组岩性三角图及碎屑组分柱状图Fig.2 Lithological triangle map and clastic composition content of the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

图3 惠州凹陷南部恩平组、文昌组孔隙度、渗透率与埋深关系Fig.3 The relationship between porosity, permeability and burial depth of the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

表1 惠州凹陷南部恩平组、文昌组不同孔隙类型面孔率

图4 惠州凹陷南部恩平组、文昌组沉积微相、分选、粒度、孔隙类型分布直方图Fig.4 Histogram of sedimentary microfacies, sorting, grain size, and pore type distribution of the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

图5 惠州凹陷南部恩平组、文昌组孔隙类型镜下特征Fig.5 Microscopic characteristics of reservoir pore types of the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

3 原生孔隙影响因素

在岩石沉积或成岩过程中形成的原生孔隙，最初孔隙度达到40%，随埋深的增大，原生孔隙减小；粒间孔发生晶体沉淀与生长，形成胶结物堵塞粒间孔，压实作用和胶结作用是导致原生孔隙损失的两大因素[8,11-13]。

惠州凹陷恩平组、文昌组镜下可识别的接触类型主要为线接触，局部可见点接触、凹凸接触(见图6(a-c))，整体呈较强的压实作用。胶结物类型主要为黏土矿物胶结和碳酸盐胶结，少量为硅质胶结。黏土矿物胶结以高岭石胶结为主，一种为长石蚀变形成的晶体较小的早期成岩产物(见图6(g))，另一种为呈蠕虫状分布(见图6(d、f))。碳酸盐胶结物主要为铁方解石，以孔隙式产出，充填于孔隙间(见图6(e、h))。硅质胶结主要为石英次生加大边(见图6(i))。整体上，恩平组胶结物质量分数普遍小于5.0%(见图7(a(i)))，文昌组胶结物质量分数介于5.0%～10.0%(见图7(a(ii)))，胶结物质量分数与孔隙度呈负相关关系。根据HOUSEKNECHT D W等[12]提出的评估压实作用与胶结作用图版，惠州凹陷恩平组、文昌组由压实作用导致的原生孔隙损失率普遍介于40.0%～ 70.0%，由胶结作用导致的原生孔隙损失率普遍小于20.0%，文昌组相比于恩平组埋深更深、胶结物质量分数更高，所以文昌组压实作用与胶结作用导致的原生孔隙损失更大(见图7(b))。

图6 惠州凹陷南部恩平组、文昌组减孔作用镜下特征Fig.6 Microscopic characteristics of reservoir porosity reduction in Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

图7 惠州凹陷南部恩平组、文昌组胶结物质量分数与孔隙度、粒间体积的关系Fig.7 Relationship between cement mass fraction and porosity and intergranular volume of reservoirs in Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

4 原生孔隙保存机制——压实作用抑制

4.1 地温梯度

砂岩的压实作用表现为两种方式，一种是机械压实作用，另一种是热效应压实作用。机械压实作用表现埋深加大，导致上覆岩石载荷增大而引起原生孔隙减少。热效应压实作用表现地层温度升高，使岩石或矿物内部的激活能增加，各组成部分或质点之间的内聚力降低，导致岩石和矿物易于变形，造成岩石或矿物的破裂强度或屈服强度降低，最终使原生孔隙减小[14]。在成岩过程中，地温场不仅影响水岩反应的类型和速率，还影响砂岩的压实速率，高地温梯度下，砂岩的压实速率越快，储层的压实减孔效应越明显，原生孔隙损失越快[8,15-17]。

惠州凹陷地温梯度(G)平均为3.1 ℃/100 m，属于较低的地温梯度，与张丽等[17]研究的珠二坳陷高地温梯度(地温梯度>4 ℃/100 m)的镜下薄片比较：在砂岩颗粒的接触关系方面，二者为点接触—线接触—凹凸接触，但存在较大差异，用线接触代表较强的压实作用，惠州凹陷线接触埋深最浅为3.0 km，最深为4.5 km，在埋深4.0～4.5 km之间还可观察到点接触。珠二坳陷地温梯度介于4.0～4.5 ℃/100 m时，线接触埋深最浅为2.5 km，最深为3.7 km；地温梯度大于4.5 ℃/100 m时，线接触埋深最浅为2.0 km，最深为2.4 km。随地温梯度的增大，线接触的埋深越浅，线接触的埋深范围更窄(见图8)。由图8可知，在相同埋深下，高地温梯度砂岩颗粒呈紧密的凹凸接触；较低的地温梯度砂岩颗粒之间处于线接触，局部可观察到点接触。因此，较低的地温梯度降低砂岩的压实速率，导致压实作用不充分，有利于原生孔隙的保存。

4.2 埋藏方式

埋藏方式对原生孔隙的保存有重要作用，一方面，在早期浅埋藏阶段形成的方解石胶结物使颗粒之间呈点接触，并承载上覆地层压力，抑制压实作用；另一方面，由于早期较长时间浅埋藏使岩石骨架颗粒的排列和颗粒之间的接触方式已经定型，晚期快速埋藏阶段时间短，压实作用没有对改变颗粒排列和颗粒接触方式发挥充分作用[4,18-20]。

惠州凹陷沉积埋藏史见图9。由图9可知，自47.8 Ma开始沉积，沉积至43.8、33.0 Ma时，发生两次抬升，30.0 Ma开始，构造稳定，持续沉降。整体特征为：早期沉降缓慢，同时沉降幅度小，文昌组埋深在1.0 km左右；晚期沉降迅速，沉降幅度大。这种早期较长时间浅埋藏、晚期快速持续埋藏的方式，使岩石颗粒在早期成岩阶段排列方式和接触方式基本定型；同时，一些早期的碳酸盐胶结物充填于颗粒之间，在后期快速埋藏过程中，压实作用对颗粒的排列方式和接触方式改变减弱，有利于原生孔隙的保存(见图6(a))。

图8 珠江口盆地不同地温梯度砂岩颗粒接触关系(图(a-b)数据来源于文献 [17])Fig.8 Contact relationship of sandstone particles under different geothermal gradients in the Pearl River Mouth Basin (fig.(a-b) data are from reference[17])

图9 惠州凹陷南部Hz25-7-2井埋藏史Fig.9 Burial history of well Hz25-7-2 in the southern part of Huizhou Sag

4.3 碳酸盐差异胶结

碳酸盐胶结作用的最终结果是占据孔隙空间，堵塞孔隙，降低储层物性，对储层物性起破坏性作用；早期胶结物的形成对碎屑颗粒提供支撑作用，有效抑制压实作用对孔隙空间的破坏，为后期溶蚀提供物质基础，对储层物性也有积极的一面[21-25]。

4.3.1 碳酸盐胶结物赋存状态

结合镜下薄片观察，惠州凹陷发育3期碳酸盐胶结物。第一期碳酸盐胶结物呈连晶状胶结于碎屑颗粒之间，碎屑颗粒通常呈点接触或不接触，碎屑颗粒未见明显由压实作用产生的压裂纹，为早期形成的碳酸盐胶结物(见图10(a))；同时，阴极发光显示早期碳酸盐胶结物呈亮橙色(见图10(g-h))。第一期碳酸盐胶结物主要形成于压实期以前，对之后的压实作用起抑制作用，是一种建设性成岩作用，一方面增强砂岩的抗压实能力，另一方面为后期的溶蚀作用提供可溶物质。第二期碳酸盐胶结物成分主要为铁方解石，镜下呈紫红色，阴极发光呈暗橙色，主要充填于颗粒之间(见图10(b、i))，或是交代长石(见图10(c))、黑云母(见图10(d))，碎屑颗粒多呈线接触，表明砂岩受到较强的压实作用。第三期碳酸盐胶结物主要为无色的铁白云石，多呈分散状分布于剩余粒间孔(见图10(e-f))，阴极发光呈无色(见图10(i))。

图10 惠州凹陷南部恩平组、文昌组碳酸盐胶结物镜下特征Fig.10 Characteristics of carbonate cemented objectives in the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

4.3.2 碳酸盐胶结物对储层物性的影响

碳酸盐胶结物的形成占据孔隙空间，结合孔隙度、碳酸盐胶结物质量分数与埋深的关系，相对高的碳酸盐胶结物质量分数对应的孔隙度相对较低(见图11(a))。碳酸盐胶结物对储层是一种破坏性成岩作用，通过统计碳酸盐胶结物质量分数与砂泥接触面距离关系，表现差异胶结的现象，对储层原生孔隙保存有积极的一面。与砂泥接触面距离<1 m时，w(碳酸盐胶结物)>10.0%；与砂泥接触面距离介于1～2 m时，w(碳酸盐胶结物)介于3.0%～10.0%；与砂泥接触面距离>2 m时，w(碳酸盐胶结物)<3.0%(见图11(a))。这种差异胶结的现象是由水岩反应强度的差异造成的，随埋深的增加，泥岩受压实作用排水，通过砂泥岩界面向砂岩内部渗透，在紧邻泥岩部位的砂岩处形成碳酸盐胶结，导致砂体的顶底部变得致密，连通性差，阻止之后的胶结作用，使砂体中部形成疏松层，保护原生孔隙。碳酸盐胶结为后期次生孔隙提供酸性流体的通道，使砂体中部的物性好于砂体两端的(见图11(b))。

4.4 早期油气充注

油气充注对储层原生孔隙保存产生影响，油气占据孔隙，一方面为颗粒增加抗压实能力，另一方面导致孔隙水无机离子浓度降低，使石英次生加大边、碳酸盐矿物沉淀和黏土矿物的生长受到抑制，二者对储层原生孔隙的保存起积极作用。

图11 惠州凹陷南部恩平组、文昌组碳酸盐胶结物质量分数特征与模式Fig.11 Characteristics and models of carbonate cement mass fractions in the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

4.4.1 镜下特征

根据惠州凹陷恩平组、文昌组镜下薄片鉴定，储层填隙物中有机质质量分数达到2.0%，镜下观察有明显的油气充注痕迹和沥青显示，其赋存状态类型为：(1)以沥青形式充填于孔隙之间，储层岩石颗粒之间多表现为点—线接触，属于相对埋深较浅时期的充注(见图12(a、d-f))；(2)以沥青衬垫形式产出于粒间孔隙外围，也属于早期烃类充注演化结果(见图12(b-c))；(3)以液态形式充填于孔隙之间(见图12(h))，在荧光照片下，较早一期的油气显示为绿色光，分布于孔隙边缘，较晚一期的油气显示为黄绿色光，分布于孔隙之间(见图12(i))；(4)以沥青形式与杂基或条带状泥质混杂产出，也属于早期烃类充注的演化结果(见图12(g))。

4.4.2 储层物性影响

烃类充注类型可划分为早期烃类和晚期烃类，与原生孔隙关系表明：随早期烃类体积分数的增加，原生孔隙占比增加(见图13(a))；晚期烃类充注占据原生孔隙，与原生孔隙占比呈负相关关系(见图13(b))。早期烃类充注可以通过增加岩石颗粒的抗压性及抑制胶结物的生成而保护原生孔隙。

图13 惠州凹陷南部恩平组、文昌组烃类体积分数与原生孔隙占比关系Fig.13 Relationship between hydrocarbon volume fraction and primary pore proportion of the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

4.5 原生孔隙保存模式

惠州凹陷成岩作用下的原生孔隙保存模式见图14。由图14可知，在早期较长时间浅埋藏的背景下，岩石颗粒排列和接触方式基本定型，后期快速深埋藏使压实作用对岩石颗粒影响不充分。在埋藏过程中，一方面，砂体两端与泥岩接触，泥岩受到上覆地层压力作用而向砂体排水，使得砂体两端水岩反应强烈，产生较多的碳酸盐胶结；不仅增强砂岩颗粒的抗压实能力，而且抑制水向砂体中部运移而产生碳酸盐胶结，使得砂体中部较砂体两端更为疏松，保留大量原生孔隙。另一方面，早期的烃类充注不仅增强岩石颗粒的抗压实能力，而且降低孔隙水中的离子浓度，阻止石英次生加大的进程，对原生孔隙保存也有积极的作用。在成岩作用和埋深较深的情况下，惠州凹陷恩平组、文昌组保留大量原生孔隙。

图14 惠州凹陷南部恩平组、文昌组原生孔隙保存模式Fig.14 Preservation model of primary pores in the Enping and Wenchang Formations in the Southern Huizhou Sag

5 结论

(1)珠江口盆地惠州凹陷南部恩平组、文昌组储层埋深为3.5～4.5 km，恩平组主要发育长石岩屑质石英砂岩，文昌组主要发育长石岩屑砂岩，平均孔隙度为13.3%，平均渗透率为18.050×10-3μm2。沉积微相主要以水动力较强的水下分流河道为主，分选中等，孔隙类型主要为原生孔隙。

(2)惠州凹陷南部原生孔隙岩石颗粒的接触方式和排列方式在早期成岩阶段基本定型，一方面地温梯度为3.1 ℃/100 m，使压实作用不充分；另一方面，早期碳酸盐差异胶结和烃类充注使压实作用和胶结作用较弱，保留大量原生孔隙。

(3)惠州凹陷南部原生孔隙发育模式：恩平组、文昌组储层早期浅埋藏，后期快速埋藏和较低地温梯度，岩石颗粒排列和接触方式较早定型，压实作用不充分；同时，早期的碳酸盐胶结物充填于颗粒之间，增加岩石颗粒抗压能力及阻止砂体中部进一步胶结，砂体在保留大量原生孔隙过程中还有早期的烃类充注，在成岩作用下，储层保留大量原生孔隙。