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《東北石油大學學報》2015年第六期

摘要：

烏石凹陷東區主要儲層流二段、流三段分別發育三角洲和扇三角洲相沉積儲層，儲層物性包括高滲、中滲及低滲，非均質性強，產能差異大．采用常規物性、測井解釋、巖石薄片與鏡質體反射率、全巖／黏土X線衍射等方法，分析儲層特征，根據沉積作用、成巖作用等探討流二段、流三段儲層非均質性主控因素．結果表明，沉積相帶及分選性差異是流三段儲層非均質性主控因素，較遠源區分選性好的水下分流河道發育有利儲層；沉積相帶及壓實作用是流二段儲層非均質性主控因素，北部弱壓實區為最有利儲層，其次為中部的中等壓實區，第三為南部的近強壓實區．該結果為烏石凹陷流沙港組整體評價與目標優選提供地質依據．

關鍵詞：

儲層非均質性；沉積作用；成巖作用；有利儲層；烏石凹陷；流沙港組

烏石凹陷是南海西部北部灣盆地的富生烴凹陷之一［1－3］，其東區流二段、流三段中深層（1500～4000m）為當前主要油氣勘探目的層系．鉆井資料揭示，流二段、流三段儲層非均質性強、產能差異大，其中流三段近源區儲層物性差，測試產能低［4］．人們對中深層強非均質性儲層特征和主控因素進行研究，如張福順等分析巴楚地區泥盆系東河塘組儲集空間和物性特征，認為東河塘組為高成分成熟度和結構成熟度的石英砂巖，孔隙空間以溶蝕粒間孔為主要類型，儲層物性以低孔低滲為特征，優質儲層受沉積相帶和成巖改造作用的雙重控制［5］；秦秋寒等分析臨江地區扶楊Ⅰ油層儲集空間類型和主控因素，認為扶楊Ⅰ油層為中低孔低滲的碎屑砂巖儲層，發育原生孔隙和次生溶蝕孔隙2種儲集空間類型，以次生溶蝕孔隙為主，儲層物性主控因素前期為沉積條件和埋深，后期為溶解作用和膠結、交代作用［6］；樂錦鵬等利用巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡及陰極發光等，研究蘇北盆地張家垛油田阜三段儲層，認為儲層特征與發育控制因素對于油氣聚集起重要作用［7］；朱如凱等通過對四川盆地上三疊統須家河組沉積體系的分析和儲集層主控因素的解剖，研究低孔低滲背景下相對優質儲集層的形成條件，并對有效儲集層進行區域評價預測；蒲秀剛等對渤海灣盆地黃驊坳陷歧口凹陷中深層開展儲集層特征及控制因素分析，研究碎屑巖有利儲集相帶分布規律，尋找相對優質的儲集層段；楊曉萍等分析典型巖性油氣藏中低孔隙度低滲透率儲層的形成原因及優質儲層的形成與分布規律，認為儲層的發育受沉積作用［8］、成巖作用［9－10］等影響，沉積作用決定儲層組分與原始孔隙度特征，成巖作用對儲層后期改造．在沉積體系基礎上，筆者利用巖心觀察、巖石薄片分析、常規物性、測井解釋、鏡質體反射率、全巖／黏土X線衍射等資料，進行儲層特征研究，包括巖石學、儲集性特征，重點沉積作用和成巖作用方面確定研究區儲層物性主控因素，指出有利儲層分布，并預測有利區帶物性特征，為該區整體評價與目標優選提供地質依據．

1地質概況

烏石凹陷是南海西部北部灣盆地南部坳陷的一個次級構造單元［11－13］，其東南依流沙凸起，北鄰企西隆起，西部及西南部以流沙凸起與海頭北凹陷和邁陳凹陷相隔（見圖1）．烏石凹陷的發育演化受中生代末期至新生代的區域性伸展作用控制，自下而上發育古近系長流組、流沙港組（分為流三段、流二段和流一段）、潿洲組和新近系及第四系地層，其中始新統的流沙港組和漸新統的潿洲組為主要的含油氣層段．從流沙港組至潿洲組發育多套儲蓋組合，其中流三段廣泛發育三角洲沉積與流二段濱、淺湖相泥巖組合；流二段發育凹陷邊部三角洲、凹陷中心灘壩沉積與流二段濱、淺湖泥巖、油頁巖組合，是烏石凹陷東區兩套重要儲蓋組合．烏石凹陷東區按構造位置可分為斜坡帶的烏石A井區與斜坡近凹帶的烏石B井區．

2流二段、流三段儲層特征

流三段主力油組Ⅱ油組發育扇三角洲沉積儲層，較近源區以砂礫巖和含礫砂巖為主，遠源區含砂率變低，以細、中和含礫砂巖為主，成分成熟度較低，單晶石英體積分數不高，以大量多晶石英為主要巖屑特征，巖石類型為巖屑砂巖；流二段為較遠源區的三角洲沉積特征，以細、中砂巖為主，發育含礫砂巖，成分成熟度較高，以單晶石英為主，其次為以多晶石英為主的巖屑和鉀長石，巖石類型以長石巖屑石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，局部發育長石巖屑砂巖和巖屑砂巖．物性分析數據表明，流二段、流三段儲層物性非均質性強，高滲、中滲、低滲與特低滲儲層發育，流二段物性好于流三段的．流三段主力油組Ⅱ油組近源區的A－2和A－7井計算孔隙度平均分別為18．4％、18．6％，計算滲透率平均分別為50．4×10－3、97．1×10－3μm2，為低—中孔、中—低滲特征，連通性略差（見圖2（a））；往遠源區方向物性變好，A－4井實測平均孔隙度為19．0％，實測平均滲透率為673．6×10－3μm2，為低—中孔、低—中滲特征，局部發育高滲特征，粒間孔與粒內溶孔等發育，連通性好（見圖2（b））．流二段儲層物性縱向上隨埋深增加呈變差趨勢，具有明顯分帶性，與成巖階段演化對應（見圖3），深度1500～1800m為早成巖B—中成巖階段A1過渡期，為中—高孔特征；1800～2200m為中成巖階段A1期，為高—中孔特征；2400～2800m為中成巖階段A2期，為低—中孔特征；2800m以下為中成巖階段B期，為低—特低孔特征，相近深度受多因素影響，滲透率變化較大．

3儲層物性主控因素

烏石凹陷流沙港組已進入中成巖A—中成巖B期，儲層儲集性能受沉積作用和成巖作用等共同影響．沉積作用主要控制儲層砂體分布及儲層原始孔隙度，由于沉積相帶、分選性差異等儲層物性不同，受它影響產生的儲集巖粒度、成分等差異對后期成巖作用形成先天性影響［14－15］；后期的成巖作用通過壓實、膠結作用降低粒間孔與溶蝕作用，形成次生孔隙，對儲層尤其是深埋藏儲層的物性影響顯著［16－18］．

3．1沉積作用的控制流三段Ⅱ油組以扇三角洲前緣水下分流河道為有利儲集相帶，對比較近源與遠源區鉆井資料顯示，較近源區井如A－2井儲集巖為厚層、箱狀砂巖，分選性以中—差、差為主，少量為中等．巖心觀察可見以分選性較差的砂礫巖和含礫砂巖為主（見圖2（c）），儲層物性較差，測試產能低．遠源區井如A－4井，分選性以中等為主，物性偏好．沉積作用造成的碎屑顆粒分選性差異是流三段主力油組Ⅱ油組近源區物性差于遠源區的主要控制因素．烏石凹陷流二段A／B井區不同沉積相帶儲層厚度對比結果（見表1）顯示，三角洲前緣水下分流河道（A井區）物源供給充足、含砂率高、粒度較粗，為有效儲層，儲層物性以中滲為主，發育高、低滲儲層，好于湖底扇（B井區）沉積儲層的以低滲為主的特征．相同沉積相帶存在粒度等差異，儲層物性明顯不同，三角洲前緣相A－7井較A－1井含砂率高、粒度偏粗，是儲層物性較好的重要原因；湖底扇相B－2上部和B－1井含砂率高、粒度偏粗，物性好于其他井；B－3井盡管粒度粗，但受高泥質和高自生高嶺石影響，儲層物性明顯變差．說明沉積作用對流二段儲層物性具有決定性作用，表現為不同沉積相帶或相同沉積相帶不同粒級砂巖儲層物性明顯不同．沉積作用是流二段、流三段儲層物性的主控因素，三角洲前緣和扇三角洲的水下分流河道是流二段、流三段儲層發育的主要有利相帶，有利相帶內受粒度、分選性差異和后期成巖作用等影響，儲層物性差異明顯．三角洲前緣湖底扇微相為流二段次有利儲集相帶，受局部較粗粒度和強溶蝕作用影響，也可發育有利儲層．

3．2成巖作用的后期改造流二段、流三段儲層已進入中成巖A－B期，經歷多種成巖變化，其中破壞性成巖作用主要包括壓實作用和以碳酸鹽膠結物、自生高嶺石為主要膠結特征的膠結作用；建設性成巖作用主要包括后期溶解作用．

3．2．1壓實、膠結作用烏石凹陷流二段、流三段儲層物性隨著埋深的增加呈變差趨勢，碎屑顆粒接觸關系為點—線—局部凹凸狀接觸特征，說明壓實作用為該區原始粒間孔隙減小、物性變差的主要原因．成巖階段對比結果（見圖3）可見，由烏石A井區至烏石B井區方向，各成巖期深度呈加深趨勢，烏石A井區流二段、流三段地層處于中成巖A1－A2期，孔隙類型以剩余粒間孔與粒內溶孔為主要特征；烏石B井區流二段、流三段處于中成巖A2－B期，局部達到晚成巖期，孔隙類型以次生孔隙為主要特征，烏石A井區流二段、流三段儲層物性較好的主要原因是其成巖強度弱于烏石B井區的．烏石A井區流二段砂巖被壓實作用減小的孔隙度占原始孔隙度的30％～60％，屬弱—中等壓實；烏石B井區流二段砂巖被壓實作用減小的孔隙度占原始孔隙度的50％～80％，屬中等—強壓實．烏石A井區壓實強度差異導致儲層物性不同，處于弱—中等壓實過渡區的A－7和A－2井壓實程度偏弱，平均計算孔隙度分別為26．4％、26．0％，計算滲透率平均分別為739．7×10－3、755．6×10－3μm2，呈中—高孔、高—中滲物性特征；處于中等壓實區的A－1和A－5井呈中孔、中—低滲物性特征．砂巖薄片鑒定結果表明，流三段儲層膠結作用較弱，流二段儲層碳酸鹽膠結物和自生高嶺石膠結導致局部物性降低．流二段儲層面孔率與碳酸鹽膠結物、自生高嶺石體積分數關系見圖4．由圖4可見，以面孔率表征的儲層物性與碳酸鹽膠結物、自生高嶺石體積分數呈明顯負相關關系，且不同沉積相帶膠結類型與強度不同．由于局部較高的鐵方解石和（鐵）白云石膠結，使流二段三角洲前緣水下分流河道沉積儲層物性明顯變差（見圖4（a）），如A－1井巖心薄片鏡下可見鐵方解石充填孔隙，茜素紅染色呈紫紅色特征（見圖2（d）），與同為水下分流河道沉積的A－7井相比儲層物性較差，原因是該井流二段儲層局部發育高碳酸鹽膠結；遠源湖底扇沉積的烏石B井區碳酸鹽膠結物以菱鐵礦膠結為主，對儲層物性影響不明顯，偶見鐵方解石膠結降低儲層物性．自生高嶺石膠結是湖底扇沉積井區儲層物性的重要控制因素，根據砂巖薄片鑒定結果（見圖4（b）），B－3和B－5井自生高嶺石體積分數較高，堵塞孔喉，是兩井物性較差的主要原因；三角洲前緣水下分流河道沉積儲層高嶺石體積分數低，對儲層物性影響較?。畨簩嵶饔檬菫跏枷萘鞫?、流三段儲層粒間孔減小的主要原因；其次是以鐵方解石為主的碳酸鹽膠結物和自生高嶺石，其中碳酸鹽膠結物對水下分流河道沉積儲層影響較強，自生高嶺石對湖底扇沉積儲層影響較強．

3．2．2溶解作用溶解作用對深埋藏有利儲層發育具有重要建設性作用，溶解強度受控于沉積時的母質基礎與溶解作用的發育，如中成巖期由有機質脫羧引起的溶蝕作用對儲集空間的形成具有重要影響［19－20］．研究區流二段、流三段儲層發生溶解作用的礦物主要為長石和巖屑，形成粒內溶孔和鑄?？?，是研究區的主要儲集空間．流二段作為區域烴源巖層，可發育大量有機酸，形成次生孔隙；同時儲層附近發育可溝通油源的斷裂，有利于有機酸對流三段儲層的溶蝕，形成次生孔隙．流二段三角洲前緣水下分流河道的烏石A井區如A－7井壓實程度較弱，粒間孔和溶蝕、溶解作用并存，連通性和儲層物性好（見圖2（e））；湖底扇區局部較好物性儲層受強溶解作用影響，如B－2井上部存在的高孔隙度、滲透率儲層特征，也與溶蝕作用發育有關．

4有利儲層分布

沉積相帶及其造成的分選性差異是流三段儲層非均質性的主控因素．研究區主力油組Ⅱ油組儲層開發條件比遠源區的水下分流河道微相的有利，但埋深加大，分析發育有利儲層的條件．綜合孔隙度、滲透率演化與成巖演化特征，建立烏石A／B井區孔隙度、滲透率演化模型（見圖5），以油藏特低滲上限標準5．0×10－3μm2作為儲層物性下限，確定細、中、粗砂巖分別在埋深3200、3500、4000m附近進入特低滲帶，認為流三段較遠源區分選性好的細、中、粗砂巖分別在埋深3200、3500、4000m以內發育有利儲層．A－8井流三段Ⅱ油組處于較遠源、近強壓實區，埋深2400～2700m儲層物性以中孔、中滲為主，局部呈低滲特征，測試為高產油層．沉積相帶和壓實作用是流二段儲層非均質性主控因素，流二段儲層厚度大，淺埋深區發育有利儲層．定量評價壓實強度并進行壓實強度展布，流二段烏石A井區三角洲沉積區從北到南由弱壓實—中等壓實—近強壓實變化，對應儲層類型以Ⅰ、Ⅱ類為主，變化為Ⅱ、Ⅲ類儲層；烏石B井區湖底扇沉積區埋深較大，處于近強壓實—強壓實—極強壓實展布，近強壓實區發育以Ⅲ、Ⅳ類儲層為主，局部發育Ⅱ類儲層（見圖6）．疊合優勢沉積相、成巖相與儲集相，確定處于水下分流河道、弱壓實區的烏石A井區的北部為最有利儲層帶，儲層物性以中—高孔、高—中滲為主；處于水下分流河道、中等壓實的烏石A井區的中部為有利區，儲層物性特征以高—中孔、中滲為主，水下分流河道末端局部鈣質膠結，儲層物性略偏差，儲層物性特征以中孔、中—低滲為主；處于烏石A井區南部的分流河道末端、近強壓實區，以低孔、低滲為主．其中，處于烏石A井區中部中等壓實區的A－8和A－9井儲層物性較好，為中滲特征；南部近強壓實區的A－10和A－11井受較強壓實作用影響，儲層物性偏差，為低滲特征．

5結論

（1）烏石凹陷東區主要儲層流二段、流三段分別發育三角洲、扇三角洲沉積儲層，巖石類型分別以為巖屑砂巖、長石巖屑石英砂巖為主，儲層物性為高滲、中滲、低滲，儲層物性非均質性強．（2）沉積相帶及其造成的分選性差異是流三段Ⅱ油組儲層物性非均質性主控因素，較遠源區的水下分流河道沉積的細、中、粗砂巖分別在3200、3500和4000m以內的中等—近強壓實區，發育有利儲層．（3）沉積相帶和壓實作用是流二段儲層物性非均質性主控因素，流二段儲層厚度大、淺埋深區發育有利儲層，烏石凹陷A井區北部的弱壓實區為最有利儲層，以高—中滲為主；其次為烏石凹陷A井區中部的中等壓實區，以中滲為主；第三為烏石凹陷A井區南部的近強壓實區，以低滲為主．

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作者：尤麗 招湛杰 李才 吳仕玖 徐守立 劉才 單位：中海石油（中國）有限公司 湛江分公司