马达班湾盆地某区块上新统砂岩成岩作用对储层的影响

王英超，王强，孙作兴

马达班湾盆地某区块上新统砂岩成岩作用对储层的影响

王英超1，王强2，孙作兴3

（1．中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江524057；2.中国地质调查局武汉地质调查中心武汉430205；3.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

缅甸马达班湾盆地位于油气富集的弧后走滑拉张盆地构造位置，寻找有利储层成为该区油气勘探取得突破的关键。运用铸体薄片和X射线衍射等岩矿分析技术对缅甸马达班湾盆地某区块上新统砂岩储层岩石矿物特征和成岩作用进行了分析，认为研究区砂岩储层岩石类型主要为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩，多为中等成熟。总体上，压实作用、胶结作用和溶解作用对研究区储层物性的影响均较小；研究区南部影响储层物性的主要因素为压实作用。研究区整体上破坏性成岩作用对孔隙度损失的影响较小，综合认为上新统具备形成油气储层的有利条件。

储层砂岩；岩石学特征；成岩作用；上新统；马达班湾盆地

0 引言

研究区为缅甸马达班湾盆地的一个勘探区块，该区为弧后走滑拉张盆地，在大地构造上该类型盆地被认为是油气资源十分富集的区域［1-2］。目前，国内外学者针对该区块所在的安达曼海海域的一些研究结果为：从构造演化上来看，安达曼海海域主要经历的是断（裂）陷、凹陷及后期的继承性张扭阶段（弧后走滑拉张）［3-4］，自弧后盆地形成以来以持续接受沉降为主，无明显抬升剥蚀，地层时代较新；沉积上表现为湖泊—滨浅海—三角洲沉积相发育，现今盆地接受来自正北方向的Irrawaddy流域和东北方向的Salween流域的物源供给，表现为碎屑岩（三角洲）和碳酸盐岩类型的储层，发育上新统—更新统的三角洲前缘砂、泥岩互层［5］；研究区浅层存在甲烷含量高的天然气，中深层发现了高二氧化碳含量的天然气。

目前，该区处于勘探初期，钻井较少，各种资料均较匮乏，而针对该区成岩作用对储层影响方面的研究则更是罕见。鉴于该区处于油气资源十分丰富的弧后盆地这样的特殊大地构造位置，寻找有利储层成为油气勘探取得突破的关键。笔者以该区的钻井资料为基础，运用铸体薄片和X射线衍射等岩矿分析技术对研究区上新统储层砂岩岩石矿物特征和成岩作用等进行分析和研究，探讨该区块上新统储层成岩作用对孔隙演化的影响，并结合该区储层物性特征提出可能较为有利的勘探层段，以期为该区下一步勘探方向的提出提供借鉴。

1 地质概况

马达班湾盆地是安达曼海的次级盆地［6］，其北部为伊诺瓦底三角洲，南与北苏门答腊和丹老阶地相接，东邻泰马半岛，西起安达曼—尼科巴岛弧，面积约13 779 km2，为典型的弧后盆地［7］。研究区位于马达班湾盆地的北偏西方向（图1），距离缅甸最大的城市仰光约280 km。本次研究主要基于该区块A，B，C，D，E共5口井的资料，这5口井均位于该区块高部位上。目的层位分别为上新统的L3，L4，L5， L7，L9段储层。

图1 马达班湾盆地构造简图Fig.1Structural sketch of Moattama Bay Basin

表1 E井储层砂岩岩性表Table 1Lithologic character of reservoir sandstones of E well

表2 各井储层砂岩数据表Table 2Data of reservoir sandstone in various wells

该区块中浅层储层砂岩主要为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩，石英砂岩次之，并见少部分长石石英岩屑砂岩或岩屑长石石英砂岩（表1）。岩性按粒度主要分为粉砂岩、细砂岩和泥质粉砂岩，粒级主要为粉砂和极细粒（表2）。成分成熟度为2.1～9.9，多为中等成熟，小部分高成熟和极高成熟，A，B，C井的成分成熟度比D，E井的稍高。砂岩的分选性为中—好，碎屑颗粒的磨圆度为次棱—次圆状或次圆—次棱状。岩石基本为颗粒支撑，填隙物结晶度为细晶和粉晶。D井和E井发育较多的泥质杂基（体积分数为8.3%～73.0%）和少量粉晶白云石，原始孔隙得以大量保存，泥质杂基和白云石多分布不均，对砂岩喉道的堵塞影响较小；A，B，C等3口井则完全相反，在薄片中发现大量的碳酸盐胶结物，并交代碎屑颗粒，占据了大量的原生粒间孔隙。

2 成岩作用及其对储层物性的影响

砂岩的孔隙演化常受控于砂岩的成岩作用［8-9］。研究区各层段储层砂岩的孔隙演化取决于压实作用、胶结作用和溶解作用三大成岩作用的影响。

2.1 压实作用

研究区中浅层L3～L9储层段陆源碎屑颗粒基本呈游离—点状接触（图版Ⅰ-1～Ⅰ-3），可见云母受压折曲及海绿石受压呈“假杂基状”分布（图版Ⅰ-4～Ⅰ-5），均说明储层经历了一定的压实作用。根据分析资料，获得了各井的压实作用参数。本次研究利用Ehrenberg［10］提出的方法定量研究压实作用强度，它是恢复古压实特征的有效方法，就是把现今压实后的岩石总体积（包括粒间空间）恢复到压实前（沉积时）的岩石总体积（包括粒间空间），计算公式如下：

表3 各层段压实作用与胶结作用损失孔隙度数据表Table 3Porosity reduced by compaction and cementation in various sections

式中：COPL为压实作用损失的孔隙度，%；OP为原始孔隙度，%；IGV为粒间体积，%。

压实强度系数为压实作用损失的孔隙度除以原始孔隙度，原始孔隙度取砂岩初始孔隙度理论值40%。为了便于比较，按压实强度系数大小将其分为5个等级，经过计算得出各井压实强度系数以及压实作用损失的孔隙度（表3）。从单井上看，压实作用强度自上而下逐渐增强，但总体仍然处于较低水平，使原始孔隙得以很好地保存。

2.2 胶结作用

胶结作用是碎屑岩成岩作用水岩反应研究的一个核心问题［11］，大部分成岩作用所经历的漫长演化史信息均可通过对胶结物及其衍生物的研究而获得。研究发现，该区主要发育碳酸盐类胶结物，主要为粉晶白云石（图版Ⅰ-6），其他如海绿石和黄铁矿等在少量地层产出（图版Ⅰ-5～Ⅰ-6）。

本次胶结作用研究是通过计算胶结作用系数进行定量分析［10，12］，计算公式如下：

CEPL=（OP-COPL）·（CEM/IGV）（2）

式中∶CEPL为胶结作用损失的孔隙度，%；CEM为胶结物+自生矿物体积分数，%。

研究区南部D，E井胶结作用很弱（参见表3），其导致的原始粒间孔的损失很小，远低于因压实作用而损失的原始孔隙。A，B，C井因胶结作用损失的孔隙度相对较高，属中—强胶结（参见表3）。

2.3 溶解作用

溶解作用是形成次生孔隙的主要成岩作用类型［13-14］。研究区溶解作用主要是碳酸盐的溶解，此外发育少量长石和岩屑的溶蚀。碳酸盐的溶解一般为少量粉晶白云石或粉晶铁白云石的完全溶解，仅保留其外形（图版Ⅰ-7～Ⅰ-8）。长石的溶解作用很弱，仅在其颗粒边缘或沿解理缝发育少量长石溶孔，且发生溶解的长石颗粒仅为一少部分（图版Ⅰ-2～Ⅰ-3）。总体而言，该区溶解作用相当微弱，对孔隙度的改善作用非常有限。

3 结论

（1）马达班湾盆地研究区块压实作用为弱—中等压实，总体压实作用不强，原始孔隙得以很好地保存；胶结作用弱—极弱、中等—较强均有分布；溶解作用对孔隙的影响微弱。

（2）平面上，研究区5口井表现为压实作用无明显差异；胶结作用在该区北部（A，B，C井区）为中等—较强，在该区南部（D，E井区）为弱—极弱；溶解作用对全区孔隙的影响有限，主要是碳酸盐的溶解，长石的溶解未形成规模。

（3）纵向上，A，B，C，E井区总体上随着深度增加因压实作用而损失的孔隙度增加，而位于研究区西南部的D井区则相反；各井区胶结作用和溶解作用分布无明显规律，且对孔隙的影响十分有限。综合认为研究区上新统储层为勘探有利层段。

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图版Ⅰ说明：缅甸马达班湾盆地某区块上新统储层砂岩薄片照片。1.含石英、长石、岩屑及云母，岩屑中可见白云岩岩屑，碎屑定向排列，磨圆度以棱角状为主，分选中等，以点接触为主，粒间孔发育，D井，1 995.0 m，单偏光，×5；2.含石英、长石及岩屑，颗粒间呈点状接触，粒间孔及少量长石溶孔发育，E井，1 588.0 m，单偏光，×10；3.含石英、长石及岩屑，碎屑定向排列，点状接触，以粒间孔为主，并见长石溶孔及少量粒内微裂缝，D井，444.0 m，单偏光，×5；4.含石英、长石及海绿石等碎屑，碎屑略显定向分布，磨圆度较差，以粒间孔为主，颗粒内溶孔及粒间溶孔次之，被溶物为杂基，E井，1 586.0 m，单偏光，×10；5.含大量云母、泥质团块及黏土杂基，碎屑分选差、成分成熟度低，少量铁方解石充填孔隙，粒间孔不发育，微孔隙含量偏高，E井，1 611.0 m，单偏光，×5；6.含较多黏土杂基，少量菱铁矿交代泥质，碎屑大小混杂，磨圆度呈棱—次棱角状，具粒间孔及微孔隙，D井，1 757.5 m，单偏光，×5；7.含泥质或菱铁质填隙物，碎屑定向排列，分选中等，具粒间孔及少量微孔隙，D井，893.0m，单偏光，×2.5；8.含长石及岩屑，铁白云石充填部分粒间孔并发生溶蚀，形成少量碳酸盐溶孔，D井，1 987.0 m，单偏光，×10

（本文编辑：于惠宇）

Diagenesis and its influence on reservoirs of Pliocene in a block of Moattama Bay Basin

WANG Yingchao1，WANG Qiang2，SUN Zuoxing3
（1.Zhanjiang Branch，CNOOC Energy Technology&Service-Drilling&Production Co.，Zhanjiang 524057，Guangdong，China；2.Wuhan Center of Geological Survey，China Geological Survey，Wuhan 430205，China；3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，Beijing 100083，China）

The Moattama Bay Basin is located in the back arc strike slip and extensional tectonic position with oil and gas enrichment,seeking favorable reservoirs become the key for the breakthrough of petroleum exploration in this area. ByusingtechniquesofcastingthinsectionandX-diffraction,thispaperanalyzedmineralcharacteristicsanddiagenesis of Pliocene sandstone reservoirs in a block of Moattama Bay Basin.It is believed that the rock types of sandstone reservoir are mainly feldspar quartz sandstone and lithic quartz sandstone,with moderate maturity mostly.As a whole, the study area experienced diagenesis of compaction,cementation and dissolution,which influenced reservoir properties little.Inthesouthofthestudyarea,compactionisamainfactorinfluencesthereservoirpropertiesdominantly.Destructive diagenesis has little effect on the porosity loss,so Pliocene formations possess advantages of forming hydrocarbonbearingreservoirsinthisarea.

reservoir sandstones；petrological characteristics；diagenesis；Pliocene；Moattama BayBasin

TE122.2

：A

2014-03-02；

2014-05-07

国家科技重大专项“西非及亚太地区被动大陆边缘盆地油气勘探开发一体化技术”（编号：2008ZX05000）资助

王英超（1979-），男，硕士，工程师，主要从事石油地质学与油气地球化学方面的研究工作。地址：（524057）广东省湛江市坡头区22号信箱。E-mail：wangych1@cnooc.com.cn。

1673-8926（2014）05-0047-04