西湖凹陷KX构造平湖组储层特征及主控因素研究

赵 晨，王付洁，刘 舒，巩兴会

（1. 成都理工大学能源学院，成都 610059；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院，上海 200120；3. 同济大学海洋地质国家重点实验室，上海 200092）

西湖凹陷KX构造平湖组储层特征及主控因素研究

赵 晨1，2，王付洁3，刘 舒2，巩兴会2

（1. 成都理工大学能源学院，成都 610059；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院，上海 200120；3. 同济大学海洋地质国家重点实验室，上海 200092）

摘 要：西湖凹陷KX构造始新统平湖组是重要产气层系。利用大量薄片、岩心和分析化验资料，对该平湖组储集层进行了详细的岩石学特征、储层物性分析以及影响储层发育的主控因素的研究。结果表明，该套储层的岩石类型以长石岩屑质石英砂岩主，填隙物丰富、分选中等—好、成分成熟度低、磨圆程度高；孔隙类型以次生孔隙为主；喉道类型以片状、弯曲片状喉道为主；孔喉组合类型为中孔小喉、小孔小喉组合；储层物性较差，为低孔低渗储层；平湖组储层主要受潮汐改造的分流河道微相控制，压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用等成岩作用是研究区储集层物性的主要控制因素。

关键词：西湖凹陷；KX构造；平湖组；储层特征；主控因素

西湖凹陷是东海陆架盆地内油气资源最为丰富的凹陷[1]，随着近年来勘探力度不断加大，近两年集中在KX构造上连续钻探了多口探井，在平湖组均获得油气流，显示了平湖组良好的勘探前景。但是，储层物性差异大，产能大小不一，导致进一步勘探开发方向的不明确。因此，明确对储层特征以及影响因素的认识，加强深部低孔渗储层的再研究，为勘探开发提供依据和方向。

1　区域地质概况

西湖凹陷是处于东海陆架盆地东部坳陷中部的古近系含油气盆地[2]。西湖凹陷新生界主要发育新近系上新统三潭组，中新统柳浪组、玉泉组、龙井组，古近系渐新统花港组、始新统平湖组和古新统（未钻遇）。盆地经历了断陷、坳陷和区域沉降三个发展阶段，平湖组为断陷期沉积[3]，是西湖凹陷最重要的油气勘探目的层之一[4-8]。

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KX构造平湖组为半封闭海湾—受潮汐影响三角洲沉积的海陆过渡环境，总体上是海退沉积背景。主要发育两大类含油气储层，分别是平中下段潮道砂体和平上段三角洲前缘的水下分流河道和河口坝砂体。目前该构造已经钻探多口探井，钻井揭示平湖组埋藏较深（3 350～4 900 m），最深的气层深度达4 800 m。

2　储层特征

2.1储层岩石学特征

研究区五口井距离较近，平湖组储层的物源不具备明显的差异性，从而表现为矿物成分的相似性。骨架含有较高的长石和岩屑。

该研究区钻井主要储层段（3 300～4 200 m）砂岩主要为细砂岩，粉细砂岩次之。根据平湖组75个薄片样品中石英Q、长石F、岩屑R的含量统计结果表明，碎屑成分中石英50%～85%，平均值69.2%、长石4%～19%，平均12.05%、岩屑11%～40%，平均18.7%（表1）。根据Fork分类原则，平湖组砂岩段发育长石岩屑质石英砂岩占47%、岩屑质石英砂岩占21%和长石质岩屑砂岩占12%（图1）。从Q-F-R三端元的含量与不稳定组分F+R之比指数看出，该深度骨架组分成熟度高，以Q/（R+F）为指标衡量砂岩的成分成熟度，其成分成熟度较低。

表1　平湖组岩屑颗粒组成

图1　平湖组砂岩成分三角图

平湖组砂岩段碎屑岩颗粒的粒度以细粒（0.101～0.271 mm，占47.19%）、极细粒（0.036～0.097 mm，占38.94%）为主，粒度曲线多表现为两段式，以悬浮和跳跃为主，Φ值介于1～4；砂岩以细—中砂岩为主，平均粒度区间值为0.1～0.338 mm。分选程度中等—好，分选中等的占样品数58.4%，分选好的占样品数的41.3%；磨圆程度多为次棱角状、次棱角—次圆状和次圆状，其中次棱角状占样品总数的48.7%；碎屑颗粒接触关系以线接触—缝合线接触为主，颗粒支撑为主要支撑方式占99.1%；胶结类型主要为孔隙—压嵌式胶结。

平湖组砂岩段的填隙物包括杂基和胶结物。杂基是碎屑岩中细小的机械成因组分，大部分由粒度一般小于0.031 5 mm的泥质黏土组成。胶结物以泥质和碳酸盐矿物（方解石、白云石）为主，其质量分数在10%～11%左右，主要有鳞片状黏土矿物，次有泥、细晶方解石，以及高岭石和石英次生加大等。

2.2储层物性特征

根据平湖组的砂组实测物性资料，平湖组的主要取心段砂岩实测孔隙度在9.05%～22.23%之间，大部分样点孔隙度在13%左右，渗透率区间值在0.63×10-3～190×10-3µm2，平均值为9.47× 10-3µm2。从岩心和壁心实测的孔隙度和渗透率与埋深关系图（图2）可以看出，大致以4 200 m为界，此深度以上，平均孔隙度大于12%，平均渗透率大于5×10-3µm2，属于常规储层的范畴；此深度以下的，储层具有低孔隙和低渗透特征。

从平湖组岩心分析的孔隙度和渗透率数据建立的孔渗关系表明，整体上岩心孔隙度与渗透率相关性较好，孔渗相关系数为0.750 7，渗透率升降趋势与孔隙度的升降趋势相一致，说明储层孔隙连通性较好，孔隙度越大，渗透率越大表明砂岩的储、渗能力主要依赖于砂岩的基质孔隙与喉道。

2.3储层孔隙结构特征

2.3.1孔隙类型、形态及大小

（1）储层孔隙类型

根据孔隙的成因和分布，并结合形态和结构，研究区储层孔隙类型以次生孔隙为主。其中，粒间溶孔和残余粒间孔占总孔隙体积的80%以上，其次为长石溶孔、岩屑溶蚀孔隙、晶间孔和少量裂隙孔隙。

粒间溶孔：平湖组主要的孔隙为颗粒边缘及粒间胶结物和杂基溶解所形成颗粒之间的溶蚀再生孔隙，往往是在原生粒间孔或其它孔隙的基础上发展起来的，是原生和次生的混合孔隙。粒间溶孔中次生溶蚀部分大于原生孔隙部分的为次生粒间溶孔，孔径主要集中在200～400 μm；粒间溶孔中原生部分大于次生部分的为混合粒间溶孔，是较大原生粒间孔基础上颗粒边缘溶解而成的粒间溶孔，孔径主要集中在150～350 μm，在研究层中均有分布（图2a）。

残余粒间孔：此类孔隙是平湖组研究层位重要的孔隙类型，存在于骨架颗粒之间，由于压实和胶结作用的改造，储层中大部分原生粒间孔由未被陆源杂基和自生胶结物堵塞的原始粒间孔隙所代替。孔径主要集中在100～300 μm，形态较规则，多呈近三角形、四角形和不规则形状。另外发现石英次生加大后的残余粒间孔，此类孔隙孔径小，连通性差（图2b）。

长石溶孔与岩屑溶蚀孔隙：平湖组储集层可见大量长石，沿不稳定节理、双晶缝发生溶蚀作用，溶孔呈不规则网格状、蜂窝状或者被全部溶蚀为铸模孔。此类孔隙是平湖组仅次于残余粒间孔的重要的孔隙类型，常见与溶蚀粒间孔隙伴生分布，但分布很不均匀（图2c）。岩屑溶蚀孔隙在平湖组中极为常见，主要是岩浆岩屑中可溶性组分被选择性溶蚀而成细孔状溶孔，岩屑颗粒多为部分溶蚀。此类孔隙是平湖组又一重要的孔隙类型，具有肉眼可见的较大溶孔，但分布很不均匀（图2d）。

晶间孔与裂缝孔隙：晶间孔多为孔隙析出高岭石晶间孔隙，对储层渗流能力有一定的贡献，但其孔喉分选好，多无充填，对气层的储集能力贡献不大（图2e）。根据研究区地质背景，微裂隙在平湖组各层中均较发育，主要受区域应力作用、成岩收缩缝作用和溶蚀作用而形成的微裂缝，改善了储层的连通性和渗透性（图2f）。

（2）储层孔隙形态及大小

影响储层储集空间和渗流能力的最重要微观因素是孔隙结构特征，通过扫描电镜检测分析结果表明：平湖组砂岩的孔隙形态一般为弧三角形、多角形或者不规则形；主流孔隙半径为30～400 µm，平均孔隙半径90～110 µm。孔径分布变化范围较大，显示孔隙结构的非均质性强，孔隙中等偏小、喉道中等偏细。由铸体薄片分析可知，引起原生粒间孔隙变小的主要原因是孔隙中的泥质及胶结物充填和石英的次生加大。

2.3.2喉道形态类型和大小

研究区储层喉道类型以片状喉道和弯曲片状喉道为主，缩颈型喉道也有较多分布，管束状喉道相对较少。

片状喉道与弯曲片状喉道是研究区储层主要的喉道类型。片状喉道的平上段多为宽片状喉道，储层压实作用相对较弱，颗粒之间以线接触和点—线接触为主；平中段和平下段多为窄片状喉道，储层压实作用相对较强，颗粒之间以线接触为主。弯曲片状喉道在平下段中的含量明显多于平上段，连通孔隙的能力相对较弱，层压实作用和胶结作用均较强，颗粒之间以线接触为主，常见凹凸接触。

图2　平湖组孔隙类型特征

缩颈型喉道在研究区储层也有较多分布，此类喉道在平上段的含量明显多于平中段，连通孔隙的能力强，储层受压实和胶结作用弱，颗粒之间以点接触和点—线接触为主，流体在岩石中较易渗流。管束状喉道在研究区平中段和平下段都有发育，但分布较少。

2.3.3孔喉组合关系

铸体薄片资料显示，岩石的孔隙较发育，但孔隙间的连通性仍然较差。这是由于压实作用很强，再加上颗粒间的硅质及泥质胶结的成岩背景，决定了平湖组气藏砂体的孔隙结构普遍较差，即使很大程度上溶蚀作用加大了孔隙的空间，但也是局部改善了与喉道的连通性。所以整体上平湖组砂岩孔喉组合类型为中孔小喉、小孔小喉组合。

3　深层储层物性主控因素分析

研究区沉积作用和成岩作用是控制油气储层物性的两个基本因素[9]，储层物性的好坏最终取决于这两个因素之间的组合关系[10]。沉积物沉积之后，其孔隙空间的变化主要取决于沉积物所受成岩作用的类型和强度。

3.1沉积作用对储层物性的控制

该研究区平湖组含气砂岩段为半封闭海湾—受潮汐影响三角洲沉积的海陆过渡环境，砂岩储层整体发育较好，砂地比在23%～30%之间，平均27%，单砂层砂体厚度在1～50.5 m之间，单层平均厚度10.9 m，主力砂体横向上较连续，薄砂体横向上变化较快。

通过物性与粒度统计表明，平湖组的深部储层，两者呈负相关性，也就是碎屑颗粒越粗，分选性也比较好，平均粒径越小，储层渗透率也就越高。从中看出受潮汐改造的分流河道微相是有力的沉积微相，对储层物性具有较强的控制作用。

3.2成岩作用对储层物性的影响

在相同沉积环境、相近埋藏深度、相似岩石成分和粒度条件下，成岩作用对储层的改造直接导致了现今储层微观孔隙结构的格局，是控制储层物性的重要因素[11]。通过对研究区平湖组资料的分析，认为主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用。

3.2.1压实作用

图3　平湖组砂岩物性与埋深关系图（岩心、壁心数据）

压实作用是平湖组砂岩原生孔隙减少致使低渗的主要原因之一。根据研究区5口井显示，实测岩心和壁心的孔隙度与渗透率随埋藏深度增加而逐渐下降（图3），表明平湖组岩石的压实作用较为强烈，砂岩呈较致密块状，胶结物中泥质及碳酸盐含量较多，使岩石物性相对变差，下段原生粒间孔相对上段明显下降，这是造成原生孔隙下降的主要原因，表明成岩压实作用直接导致原生粒间孔随埋藏深度的增加而降低。统计显示，深层的压实相样品平均压实率为79.3%，因压实作用孔隙度平均减小了30.4%。

3.2.2胶结作用

平湖组的胶结作用主要有碳酸盐胶结作用和绿泥石环边胶结作用。一方面，碳酸盐矿物占原生粒间孔隙，充填次生孔隙及裂缝，致使储层孔隙降低，造成岩石致密化。统计显示，深层储层的样品平均胶结率为35.1%，由此损失的孔隙度平均达10.7%，表明胶结作用是中深层储集层物性变差的重要因素。

另一方面，沉淀自生矿物中绿泥石环边胶结物，其本身作为胶结物占据部分原生粒间孔隙,但在本区对储层的影响更多的表现为建设性成岩作用，早期形成的绿泥石环边，可提高岩石的机械强度和抗压实能力，阻止其次生加大现象的发生，起到一定的支撑作用，有利于保护孔隙。

3.2.3溶蚀作用

平湖组储集层的次生孔隙主要是在成岩环境过程中，有机质成岩作用产生大量有机水溶液后对碎屑、基质组分和碳酸盐组分的溶蚀而成，并且蒙脱石向伊蒙混层、伊利石等黏土矿物转化产生的酸性水也是形成次生孔隙的主要因素之一。另外，矿物的溶解度会随着压力的增加而加大，促进溶解作用的进行，使储层保持较高的异常储集空间，这些溶孔在平湖组储层下段普遍存在，是平湖组深层优质储集层发育的重要控制因素。

在平湖组深层储层所取的岩样中，岩石孔隙以溶蚀孔隙为主，占52.0%，得到的岩样平均溶蚀率为41.2%，使平均孔隙度增加到22.7%，从而使次生溶孔对总面孔率的贡献值大于原生孔隙，储层物性在一定程度上得到了改善。

3.2.4破裂作用

研究认为破裂作用对平湖组储集层物性有很大改观，尤其是渗透率。随埋藏深度的增加，上覆地层压力的不断增加，使岩石颗粒发生破裂和微裂缝。通过岩样分析，裂缝面孔率约为1%～4%（图2f）。由于微裂缝的形成，酸性流体沿着微裂缝侵入，发生溶蚀作用，这为流体运移提供通道，利于溶蚀后高浓度流体的迁出，促进溶蚀作用的进一步加强，若溶蚀严重甚至可形成铸模孔。

4　结论

通过对平湖组储集层进行了详细的岩石学和物性特征研究，讨论了深层储层物性主控因素，得到如下结论：

（1）平湖组储层砂岩为细砂岩为主，岩石类型以长石岩屑质石英砂岩主。具有分选中等—好、线接触—缝合线接触、孔隙—压嵌式胶结、骨架组分成熟度高、成分成熟度低的岩石学特征；孔隙类型以次生孔隙为主；孔喉组合类型为中孔小喉、小孔小喉组合；填隙物中杂基主要为泥质黏土，胶结物以碳酸盐为主。

（2）平湖组的砂组段为低孔低渗的储层，岩心孔—渗相关性较好表明砂岩的储、渗能力主要依赖于砂岩的基质孔隙与喉道。

（3）分流河道控制下的粗粒颗粒分布对储层物性具有较强的控制作用，孔隙结构特征受控于储集层岩石学特征。成岩过程中，储层物性明显受压实、胶结、溶蚀和破裂等作用影响。压实作用及成岩后期的碳酸盐岩、黏土类、硅质矿物的胶结作用是孔隙度降低的主要因素，不利于储层发育。溶蚀作用和因破裂作用所引起的促进溶蚀作用是储层发育的主控因素，绿泥石环边胶结物有利于保护剩余原生粒间空隙。

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石油前沿技术为世界加油

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摘编自《石油商报》2014年1月15日

中图分类号：TE122.2

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2014.01.011

收稿日期：2013-11-12；改回日期：2013-11-26

第一作者简介：赵晨，男，1988年生，助理工程师，硕士研究生，油气田开发地质，主要从事开发地质研究。

文章编号：1008-2336（2014）01-0011-06

Reservoir Characteristics and Main Controlling Factors of the Pinghu Formation of KX Structure of Xihu Depression

ZHAO Chen1,2, WANG Fujie3, LIU Shu2, GONG Xinghui2
（1. College of Energy Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China; 2. Institute of SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China; 3. State Key Laboratory of Marine Geology, Tongji University, Shanghai 200092, China）

Abstract:The study on KX structure in the Xihu depression is one of the key regions of the present offshore exploitation targets. The petrographical reservoir characteristics, the reservoir development characteristics and the main control factors on hydrocarbon accumulation have been studied by using large number of thin-sections and core data, and other analytical testing data. The study results indicate that the reservoir rocks are dominated by feldspar lithic quartzite sandstone, with rich pore-f i lling contents, being well-sorted, with low composition maturity, and high-rounded. The pore types are mainly secondary pores. The throat types are mainly laminated and curved lamellar throat. The pore structure feature is mainly mesoporous-small throats and small pores throats. The reservoirs are characterized by low porosity and permeability. The reservoir rocks were deposited under the control of distributary channel, and the main controlling factors on sandstone reservoirs in Pinghu formation are diagenetic compaction，cementation and dissolution．

Key words:Xihu depression; KX structure; Pinghu Formation; reservoir characteristics; main controls factor