白云凹陷珠江组深水扇砂岩储层特征及控制因素

郑荣才 马奇科 杨宝泉 李 云 朱国金

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中海石油研究中心，北京100027）

白云凹陷位于珠二拗陷东部的陆架坡折带（图1－A），面积约11 000km2，自北向南的海域水深由200m迅速加大为2km，是珠江口盆地最深和规模最大的富烃凹陷［1］。位于白云凹陷东侧深水海域的荔湾井区（图1－A）是珠江口盆地中新统珠江组深水扇沉积体系最发育的部位，其油气地质条件与国外众多已投入开发的深水海域深水扇油气藏［2－7］相比较，存在许多共同之处而具备巨大的油气勘探开发潜力，相继钻获的数口高产油气井已证明珠江组深水扇油气藏具有极高商业价值。几年来，为满足勘探开发需要，对该深水扇地震地质、沉积－层序及有利储层发育相带展布规律已展开了 深 入 研 究［2－5，8－12］，而 对 储 层 特 征 和 控制因素研究甚少；因此，本文仅就荔湾井区珠江组深水扇储层特征、控制因素和分布规律展开讨论，期望为珠江组深水扇油气藏的高效勘探开发提供基础地质资料。

1 储层特征

1.1 储层分布特征

荔湾井区珠江组下部为下超在代表“白云运动”的23.8Ma B.P.Ⅰ型层序界面之上的深水扇沉积体系［3，4］，于低位体系域沉积阶段先后经历了盆地扇和斜坡扇2个连续演化过程，发育有分别相当盆地扇（砂体1）和斜坡扇（砂体2）的2套砂体［8－11］。剖面上，此2套砂体呈透镜状叠置（图1－C），以砂体2具有相对较稳定的发育层位和更大的发育规模。平面上，荔湾井区与相邻的流花井区珠江组深水扇砂体都呈自北北西向南南东方向延伸的鸟足状分布（图1－B），可划分出内扇、中扇、外扇3个亚相和包括内扇主水道、中扇分支水道和水道间、中扇前缘扇状体和滑塌朵体等众多的微相类型［9－11］。在已钻井区域内，A井钻获的珠江组砂体1厚度为14～20m，岩性以含硅质小砾石的粗粒砂岩和中－粗粒砂岩为主；在相带展布格局中，该井位于率先发育的盆地扇内扇主水道位置（图1－B），具备非常有利于储层发育的沉积微相条件。B井、D井和H井钻获的珠江组砂体2厚度为23～36m，岩性以含泥砾和炭泥屑的中－细粒砂岩为主，次为中－粗粒砂岩；在相带展布格局中，此3口井都位于相继盆地扇之后发育的斜坡扇内扇主水道和向中扇分支水道过渡的退积位置（图1－B），也都为有利于储层发育的沉积微相带。而C井位于中扇分支水道间位置，岩性为大段泥岩夹薄层粉－细粒砂岩；E井、F井和G井则分布在中扇前缘―外扇过渡带，岩性以大段泥岩夹薄层粉砂岩和抱球虫灰岩为主：此4口井都位于不利于储层发育的沉积微相带（图1－B）。

图1 白云凹陷荔湾井区沉积相和储层分布图Fig.1 Sedimentary facies and reservoirs distribution over the Liwan area of the Baiyun sag

1.2 储层岩石学特征

按砂岩成分－成因分类原则［12］，珠江组深水扇储层岩性以中－粗粒长石岩屑砂岩和中－细粒岩屑长石砂岩为主，极少量为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩（图2）。各类碎屑含量（质量分数）：石英为60.67%～70.55%，个别样品＞75%，以单晶石英为主，少量多晶石英；长石为17.21%～28.7%，以微斜长石最常见，次为斜长石；岩屑为11.65%～35.66%，主要为火成岩屑，部分为浅变质岩屑和同生泥岩屑：总体上具有成分成熟度低和不稳定组分含量高的特点。结构特征为：分选性较好，杂基的质量分数低，一般＜3%。碎屑以颗粒支撑的点接触为主，部分为点－线接触，孔隙式胶结为主，局部为孔隙－接触式胶结，总体上具有结构成熟度较高的特点；胶结作用由少量杂基与含量很低的硅质胶结物混合构成，固结程度普遍很低、很疏松，孔隙非常发育，岩心在室内敞放数十天即自然吸水风化成沙，仅局部被方解石胶结的斑块具有致密坚硬的抗风化性质。

图2 珠江组深水扇砂岩投点图Fig.2 Plot of Q－F－R for Zhujiang Formation sandstones

上述珠江组下部深水扇砂岩所具有的低成分成熟度和高结构成熟度的岩石学特征，与深水扇沉积物来自于陆架边缘三角洲前缘砂体崩塌形成的砂质碎屑流块状搬运和冻结式沉积有关［13］，因此，深水扇砂岩的物质组分和结构类型都继承了陆架边缘三角洲砂体的近源（低成分成熟度）和高能（高结构成熟度）特征。

1.3 储集空间类型

珠江组深水扇砂岩的储集空间主要由原生孔隙组成，占孔隙总体积的93.2%；其次为次生孔隙和裂缝。

1.3.1 原生孔隙

包括原生粒间孔、剩余原生粒间孔和生物体腔孔，各类原生孔隙特征如下。

a.原生粒间孔。碎屑颗粒大多数呈点接触，部分呈点－线接触，反映砂岩仅受到弱至中等强度的压实作用；因此，大部分原生粒间孔呈保存很好的三角形和多边形，孔径一般为0.1～0.5mm，孔喉配位数在3～4以上，具有孔喉大和连通性好等特点（图3－A），为深水扇砂岩储层中最普遍和最重要的孔隙类型。

b.剩余原生粒间孔。剩余原生粒间孔为经压实和胶结作用改造后剩余的原生粒间孔，孔径小于原生粒间孔，分布范围为0.05～0.3mm（图3－B，C），孔喉配位数3～4，也为深水扇砂岩储层的重要孔隙类型。

c.生物体腔孔。珠江组砂岩中普遍含有孔虫、腹足和双壳类等个体较完整的生物化石而发育有少量生物体腔孔（图3－D，E），单个生物体腔孔的大小变化很大，分隔性很强，其中较大的体腔孔有时被泥、粉砂质外来物充填（图3－D）。由于具生物体腔孔的化石含量总体上很低，其对储层孔隙度的贡献非常有限。

1.3.2 次生孔隙

包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝等，各类次生孔隙特征如下。

a.粒间溶孔。是在原生粒间孔或剩余原生粒间孔的基础上，由溶蚀作用使孔隙周围的长石、岩屑及泥质杂基和胶结物等受到不同程度的溶蚀扩大而形成的孔隙（图3－E，F，G），因此又被称为溶扩粒间孔，孔隙形态极不规则，边缘常呈溶蚀港湾状，孔喉配位数在3～4以上，连通性极好，含量有限，但属于深水扇砂岩储层中最有效的储集空间类型。

b.粒内溶孔。珠江组砂岩中常见沿长石解理发育的粒内溶孔，多呈蜂窝状分布（图3－C，H），粒内溶孔的孔喉配位数多为3～4，连通性好，但其含量低，为深水扇砂岩储层中次要的储集空间类型。

图3 珠江组砂岩储层中的孔隙类型和发育特征Fig.3 Types of the pores in the Zhujiang Formation sandstone reservoirs

c.铸模孔。较为少见，一般由长石颗粒溶解而成，孔内无或很少有次生矿物充填物（图3－E），往往与粒间溶孔和粒内溶孔相伴生，也为深水扇砂岩储层中很次要的储集空间类型。

d.晶间微孔。仅在充填溶孔的热液高岭石集合体中发育有较丰富的晶间微孔（图3－G），此类型孔隙对储层的贡献非常有限，在常规的储层物性特征研究中可忽略不计。

e.裂缝。局部较发育，以呈不连续分布的高角度成岩压裂缝为主（图4），部分为顺层理发育的水平裂缝和网状裂缝，对改善储层局部的孔、渗性有重要的意义。

图4 砂岩中的成岩压裂缝Fig.4 Diagenetic fractures in sandstones A井，3143.29m井段

1.4 储层物性和孔隙结构特征

1.4.1 储层物性

据4口井306件样品实测孔隙度与渗透率资料，珠江组深水扇砂岩储层的孔隙度为10.0%～30.5%，集中在18%～24%之间，平均值为22.49%；渗 透率 为 0.1×10－3～3080×10－3μm2，集中在128×10－3～1024×10－3μm2之间，平均值为860.75×10－3μm2。按碎屑岩天然气藏储层分类国家标准（SY／T5601－2009），属中－高孔高渗型储层。孔隙度与渗透率具明显正相关性（图5），相关系数为0.61，说明储集和渗流空间主要依靠基质岩孔喉条件，属孔隙型储层，但局部发育的裂缝可进一步改善局部的储层渗透性。

1.4.2 孔隙结构

图5 砂岩孔隙度和渗透率相关性Fig.5 The correlation between porosity and permeability of sandstones

珠江组深水扇砂岩储层排驱压力（pd）很小，仅为0.021～0.158MPa，平均值为0.055MPa，表明储层渗透率高；中值压力（pc50）也很低，为0.049～0.999MPa，平均为0.197MPa，表明储层原始产能较高；最大孔喉半径（rc10）为4.732～36.5μm，平均为18.168μm；中值孔喉半径（rc50）为0.768～13.86μm，平均为7.474μm，总体上以粗喉结构为主，孔喉配位数为3～4；分选系数（σ）为0.45～0.82，平均0.556，孔喉分选好。上述数据说明储层具有好的孔隙结构，具备中－高孔、高渗、高产条件。

2 储层发育条件和控制因素分析

2.1 陆架坡折带对储层发育的控制

在大规模的白云运动过程中，白云凹陷由珠海组沉积期的陆架边缘三角洲突变为珠江组沉积期的陆坡和深水盆地沉积环境［2－5］，来自于陆架边缘三角洲的大量沉积物随重力流沿陆坡上的峡谷向盆地方向搬运，于陆架坡折带上的峡谷区和坡折带下部的深海区形成具有典型“源－渠－汇”沉积模式的深水扇沉积体系［13］。显然，陆架坡折带所具有的独特沉积环境和水动力条件，为砂质碎屑流沉积提供了有利构造背景和古地形条件，同时控制了珠江组水道砂体的沉积过程和分布区域，是形成珠江组深水扇沉积体系最基本的条件［2－5］。

2.2 沉积特征与储层发育的关系

2.2.1 沉积微相与储层发育的关系

在荔湾井区珠江组深水扇沉积体系中，可识别出内扇、中扇、外扇3个亚相和众多微相类型［9－11］。据各微相类型砂岩的物性资料统计（表1），以内扇主水道和中扇分支水道砂质碎屑流沉积的中－粗粒和中－细粒砂岩物性为最好，最有利于储层发育；其次为中扇前缘扇状朵体近源浊流沉积的粉－细粒砂岩；扇状朵体最前端时有发育的滑塌体砂岩物性普遍较差；而内扇和中扇水道间溢堤及外扇远源低密度浊流沉积的粉－细粒砂岩物性更差，大多数已属于不利于储层发育的沉积微相类型。

表1 荔湾井区珠江组砂岩储层各类储集岩孔隙度和渗透率Table 1 Porosity and permeability of all types of reservoirs in the Zhujiang Formation sandstone reservoirs of Liwan area

2.2.2 砂岩粒度与储层发育的关系

通过对荔湾井区A井、C井和D井珠江组深水扇砂岩粒度与相关孔隙度和渗透率的关系统计（表2），最有利储层发育的砂岩为中粒砂岩，次为细粒砂岩和粗粒砂岩，而微粒砂岩和粉砂岩不太有利于储层发育，与深水扇内扇主水道和中扇分支水道砂体各以中－粗粒和中－细粒砂岩为主的岩性组合特征相吻合。

表2 珠江组不同粒度的砂岩孔隙度和渗透率Table 2 Reservoir porosity and permeability ofsandstones with different sizes in Zhujiang Formation

2.2.3 砂体规模与储层发育的关系

据荔湾井区已钻井单砂体劈分与横向对比分析，发现水道微相的单砂体厚度与宽度呈明显正相关性，因而可以用单砂体的厚度代表砂体发育规模。就已钻井揭露和解释的单砂体厚度与砂体成因类型的关系而言，一般厚度＞2m的单砂体几乎都为内扇主水道碎屑流沉积的砂体，而厚度为0.5～2m的单砂体多为中扇分流水道碎屑流和近源浊流沉积的砂体，厚度＜0.5m的单砂体多为近－半远源浊流沉积的砂体。对应单砂体的厚度加大，砂体的平均孔隙度和渗透率明显趋于变好（表3），与沉积微相和砂岩粒度对储层质量的控制也是相一致的。

表3 珠江组不同厚度的砂体孔隙度和渗透率Table 3 Reservoir porosity and permeability of sandstones with different thicknesses in Zhujiang Formation

2.3 成岩作用与储层发育的关系

白云凹陷珠江组荔湾井区深水扇取心段埋藏深度范围在3.05～3.22km之间，理论上已进入中成岩阶段A期；但据珠江组深水扇沉积体系中泥岩夹层的镜质体反射率分析结果，Ro仅为0.3%～0.43%，反映珠江组的成岩作用尚处在相当于埋藏深度为2～2.5km的早成岩阶段B期，仍保持了平均为22.49%、最高可达30.5%的较高孔隙度。目前已证实，埋深超过3km的砂岩中孔隙仍可得到较好保存的原因与以下几种情况有关：①油气进入到岩石中，降低或中止了沉淀胶结物的成岩反应。②超压，未受到该深度应得到的正常成岩强度的压实应力作用改造，如北海Ekofisk油田Central Graben主力产层的埋深普遍超过3km，储层孔隙度仍高达40%，且以原生孔隙为主，与储层具备广泛的超压作用有关［14］。③未遭受深埋藏环境的成岩改造和构造破裂作用，如加拿大Scotian陆棚相储层［15］。白云凹陷在23.8～13.8Ma B.P.时间段的实测沉降速率始终保持增长趋势，在17.5～13.8Ma B.P.期间进入沉降速率达190m／Ma的最快速时期而进入超压状态［16］。朱俊章等利用流体包裹体方法得出白云凹陷深水区珠江组来自恩平组烃源岩的油气充注时间较晚，发生于8Ma B.P.至现今的漫长期间内［17］，因此，珠江组深水扇砂岩储层原生孔隙得到较好保存的原因与油气充注成藏前存在超压作用有关。石万忠等通过对珠江口盆地白云凹陷地层压力演化与油气运移模拟［18］，确定珠江口盆地新生代地层压力随着构造运动的发生经历了50～38Ma B.P.，38～30Ma B.P.和18.5～0 Ma B.P.这3次超压旋回，白云凹陷中心是超压旋回的主体部位，以相当于珠江组深水扇砂岩储层油气充注成藏前的第三旋回超压作用最强。因此，于23.8Ma B.P.之后沉积的珠江组深水扇在埋藏成岩演化过程中，在23.8～18.5Ma B.P.期间仅经历了相当于2～2.5km最大埋藏深度的早成岩阶段A→B期的机械压实、压溶、次生矿物充填胶结及溶蚀作用改造，于18.5～8.0Ma B.P.期间超前地进入了第三期超压旋回。超压旋回过程中高孔隙流体压力有效地抵抗了更深埋藏阶段的成岩改造作用，以成岩强度仍维持在早成岩阶段B期和保存有较好的原生孔隙为显著特点。因此，珠江组深水扇所经历的成岩改造作用总体较弱，无论是破坏性的抑或建设性的成岩作用对储层发育的影响都不很强烈，具备形成中－高孔高渗孔隙型储层的成岩条件。

2.3.1 破坏性成岩作用与储层发育的关系

珠江组深水扇砂岩固结成岩过程主要经历的是机械压实、压力溶解、次生矿物的沉淀和充填胶结作用，都是使孔隙缩减的破坏性成岩过程，但从总体上看破坏性不大，有如下几个特点：①砂岩的压实强度总体较弱，颗粒间以点接触为主，部分为点－线接触，塑性岩屑和云母基本上未发生明显弯曲变形，储层以发育原生粒间孔隙为主。②胶结作用对储层的破坏性次于压实作用，主要表现为相当于石英碎屑Ⅰ－Ⅱ级次生加大边的弱硅质胶结和局部的碳酸盐胶结，其次为黏土杂基胶结。其中硅质胶结物和杂基虽然占据了2.0%～3.0%的孔隙空间，但因含量较低总体上对总孔隙度影响不大，呈斑块状不均匀分布的方解石胶结作用也仅仅对局部岩性段的致密化有较大影响［19］。③次生黏土矿物胶结物以高岭石占绝对优势，成因主要与进入孔隙的酸性热液对长石进行蚀变有关，以充填次生溶孔为主，使已加大的溶孔又有所缩小。偶见伊利石和伊／蒙混层黏土围绕颗粒生长和胶结骨架颗粒。各类次生黏土矿物含量总体很低，对缩减储层的孔隙有限，但纤细的次生黏土矿物在流体运移时易被破碎形成可移动的小碎片堵塞喉道，从而大幅度地降低储层的可渗透性。因此，低的次生黏土矿物含量对储层物性的影响虽然不大，但可形成较强的速敏性和水敏性。

2.3.2 建设性成岩作用与储层发育的关系

珠江组深水扇砂岩储层的建设性成岩作用，主要表现为早成岩阶段A期→B期早时的硅质与杂基混合的弱胶结作用，早成岩阶段B期晚时的成岩压裂和有机酸热液溶蚀作用。其中弱胶结作用的贡献表现为对原生孔隙的保存提供了部分抗压实结构，而成岩压裂和有机酸热液溶蚀作用的贡献表现为形成了部分相连通的裂缝及粒间和粒内溶孔、铸模孔、溶洞，特别是沿成岩压裂缝进行的溶蚀作用，对发育各类次生孔隙和改善储层的孔、渗性贡献更明显。

3 储层的综合评价

根据珠江组深水扇砂岩储层的物性和孔隙结构参数，按照储层分类国家标准（SY／T5601－2009）可将荔湾井区珠江组深水扇砂岩储层划分成4类储层（表4）。仅就深水扇沉积体系的发育范围而言，储层分布有如下3个特点：①内扇和中扇水道砂体以广泛发育Ⅰ类和Ⅱ类好储层为主，Ⅲ类中等储层和Ⅳ类差储层基本不发育。②中扇分流水道间和前缘扇状朵体以发育Ⅲ类中等储层为主，部分为Ⅳ类差储层。③外扇一般不利于储层发育。

储层在平面上的分布，严格受珠江组下部低位体系域的盆地扇→斜坡扇沉积演化序列和沉积相展布格局控制，如荔湾井区A井、B井和D井都位于Ⅰ类最好储层发育区（图6），都已于珠江组深水扇内扇和中扇水道砂体中钻获高产油气流，流花井区的H井也在位于Ⅰ类最好储层区发育区的珠江组深水扇内扇和中扇水道砂体中钻获高产油气流（图1），显示了此两井区珠江组深水扇砂岩储层巨大的油气资源潜力和勘探开发前景。由此可见，白云凹陷珠江组深水扇砂岩储层的预测可以砂体成因类型和发育规模为主要依据，以深水扇内扇和中扇分流水道为最有利勘探开发目标。可以相信，包括荔湾、流花等井区在内的白云凹陷珠江组深水扇沉积体系有可能成为中国油气储量增长的新亮点。

表4 珠江口盆地白云凹陷荔湾井区珠江组砂岩储层分类评价表Table 4 Classification and evaluation of the Zhujiang Formation sandstones reservoirs from Liwan area in Baiyun sag

图6 荔湾井区珠江组储层预测Fig.6 Prediction of the Zhujiang Formation reservoirs in Liwan area

4 结论

a.白云凹陷荔湾井区珠江组深水扇内扇和中扇水道微相的砂岩储层具有成分成熟度低和结构成熟度高的性质，继承了砂质碎屑流形成前的陆架边缘三角洲前缘砂体的近源高能成因特征，非常有利于中－高孔高渗型优质储层的发育。

b.储集空间以原生粒间孔和剩余原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔、粒内溶孔和少量铸模孔及生物体腔孔，成岩压裂缝对改善储层的孔、渗性也有贡献，优质储层的发育、保存与砂体超前进入超压旋回有关。

c.储层发育主要受陆架坡折带、沉积相和成岩作用3个因素复合控制，其中陆架坡折带控制了储层发育位置和产状特征；沉积相对储层发育的控制包括沉积微相、砂岩粒度和单砂体厚度三要素，由此三要素联合控制了储层的发育规模和品质，以内扇和中扇水道砂体为最有利于储层发育的沉积相类型；成岩作用对储层总体影响甚小，在进行储层预测和评价时可暂不考虑。因此，在实施具体的勘探开发方案时可以砂体的发育位置、成因类型和产出规模为主要依据。

［1］代一丁，庞雄.珠江口盆地珠二坳陷石油地质特征［J］.中国海上油气（地质），1999，13（3）：169－173.

［2］彭大钧，庞雄，黄先律，等.南海珠江深水扇系统的形成模式［J］.石油学报，2007，28（5）：7－11.

［3］庞雄，陈长明，施和生，等.相对海平面变化与南海珠江深水扇系统的响应［J］.地学前缘，2005，12（3）：167－177.

［4］庞雄，陈长明，彭大钧，等.南海珠江深水扇系统的层序地层学研究［J］.地学前缘，2007，14（1）：220－229.

［5］庞雄，陈长民，彭大钧，等.南海珠江深水扇系统及油气［M］.北京：科学出版社，2007.

［6］Saller A H，Noah J T，Ruzuar A P，et al.Linked lowstand delta to basin－floor fan deposition，offshore Indonesia：An analog for deep－water reservoir systems［J］.AAPG Bulletin，2004，88：21－46.

［7］Dutton S P，Flanders W A，Mark D.Barton Reservoir characterization of a Permian deep－water sandstone，East Ford field，Delaware basin［J］.AAPG Bulletin，2003，87：609－627.

［8］李云，郑荣才，高博禹，等.深水扇沉积研究现状和展望 以珠江口盆地白云凹陷珠江深水扇系统为例［J］.地质论评，2010，56（4）：549－560.

［9］李云，郑荣才，朱国金，等.珠江口盆地荔湾3－1气田珠江组深水扇沉积相分析［J］.沉积学报，2011，29（4）：665－676.

［10］王昌勇，郑荣才，高博禹，等.珠江口盆地荔湾井区珠江组海底扇深水沉积特征［J］.中国地质，2010，37（6）：1628－1637.

［11］王昌勇，朱国金，高博禹，等.荔湾3－1井区珠江组深水扇高分辨率层序分析及应用［J］.沉积学报，2011，29（6）：1122－1129.

［12］曾允孚，夏文杰.沉积岩石学［M］.北京：地质出版社，1986：112－114.

［13］徐强，王英民，王丹，等.南海白云凹陷深水区渐新世－中新世断阶陆架坡折沉积过程响应［J］.沉积学报，2010，28（5）：906－916.

［14］Feazel C T，Keany J，Peterson R M.Cretaceous and Tertiary chalk of the Ekofisk Field Area，central North Sea［C］／／Carbonate Petroleum Reservoirs.New York：Springer－Verlag，1985：495－507.

［15］Ings S J，MacRae R A，Shimeld J W，et al.Diagenesis and porosity reduction in the late Cretaceous Wyandot Formation，offshore Nova Scotia：A comparison with Norwegian North Sea Chalks［J］.Bulletin of Canadian Petroleum Geology，2005，53（3）：237－249.

［16］廖杰，周蒂，赵中贤，等.珠江口盆地白云凹陷裂后异常沉降的数值模拟［J］.中国科学：D辑，2011，41（4）：504－517.

［17］朱俊章，施和生，庞雄，等.利用流体包裹体方法分析白云凹陷 LW3－1－1井油气充注期次和时间［J］.中国石油勘探，2010（1）：52－56.

［18］石万忠，陈红汉，陈长民，等.珠江口盆地白云凹陷地层压力演化与油气运移模拟［J］.地球科学：中国地质大学学报，2006，31（2）：229－236.

［19］陈国俊，吕成福，王琪，等.珠江口盆地深水区白云凹陷储层孔隙特征及影响因素［J］.石油学报，2010，31（4）：566－572.