琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及主控因素

李伟，左倩媚，张道军，朱继田，姚哲

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)



琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及主控因素

李伟1，左倩媚1，张道军1，朱继田1，姚哲1

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

在利用钻井和岩心资料基础上，结合铸体薄片、常规物性、压汞实验等分析测试手段，对琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及其影响因素进行了分析。研究表明，中央峡谷黄流组砂岩以岩屑石英砂岩为主，砂岩粒级较细且分选好，成熟度较高。原生粒间孔为主要孔隙类型，孔隙结构普遍为中孔细喉型。储层物性总体表现为中孔-特高孔、中渗-特高渗的特征。沉积微相和成岩作用是影响黄流组储层物性的主要因素，深水浊流沉积的水道砂岩是发育优质储层的前提，同时中央峡谷特殊的水深和温压条件是影响储层成岩作用的重要因素。海水深度大，而实际地层埋深浅，储层总体处于低温常压环境中，以致成岩作用程度普遍不强，但中央峡谷黄流组储层物性的内在差异仍主要受控于压实作用，中央峡谷自西向东，水深增加，实际地层埋深变浅，压实作用减弱，储层孔隙度和渗透率较好，总体上峡谷东部气层含气饱和度也较西部高。

中央峡谷；黄流组；储层特征；主控因素

1 引言

深水油气资源非常丰富，随着近年来全球深水油气勘探不断取得重大突破，深水区正逐渐成为未来世界油气产量和储量增长的重要领域。近年来，通过对外合作与自营并主的油气勘探方略的实施，目前南海北部深水油气勘探与油气地质研究已取得了重大的进展和一些成果，先后在珠江口盆地南部深水区白云凹陷和琼东南盆地深水区乐东、陵水凹陷获得重大油气发现[1—6]，证实南海北部深水区具有巨大的油气资源潜力和勘探前景，有望成为南海北部油气可持续发展及油气资源战略接替的新领域和新的油气储量增长点。其中，琼东南盆地深水区由于勘探程度低，受勘探钻井及化验分析资料较少等条件限制，前人的研究主要集中在构造演化特征、烃源岩地球化学特征、成藏条件分析、沉积物充填演化等方面[4—5，7—12]，对于琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征认识方面鲜有成果公开发表。近两年，琼东南盆地深水区中央峡谷陵水段新增多口探井，在黄流组均钻遇厚层浊积水道砂岩，砂岩岩性特征及沉积特征横向变化较小，且储层物性条件好，但不同井区储层物性仍存在内在差异，因此有必要对中央峡谷黄流组储层特征进行综合分析，研究深水条件下储层物性分布规律特征及其主控因素，以期能为后续深水油气勘探开发提供技术支撑。

2 区域地质背景

琼东南盆地位于南海海域西北部，以1号断层为界与莺歌海盆地相隔，是在前第三系基底基础上发育起来的新生代陆缘拉张断陷型含油气盆地。盆地构造演化经历了3个阶段，即古近纪裂陷阶段、新近纪早期的裂后早期热沉降阶段和新近纪中晚期裂后晚期加速沉降阶段，具有下断上坳的双层结构[13—14]。琼东南深水区是指该盆地水深大于300 m的区域， 面积约5×104km2，主要包括中央坳陷和南部隆起两个一级构造单元，其中中央坳陷主要由乐东—陵水凹陷、北礁凹陷、松南—宝岛凹陷、长昌凹陷以及陵南低凸起、松南低凸起组成(图1)。盆地充填演化史可划分为古近纪从陆相湖盆充填到海陆过渡环境充填阶段，以及新近纪从滨浅海相到深海相的连续沉积阶段，海水深度逐步加深[15—16]。

图1 琼东南盆地构造区划及钻井位置图Fig.1 Tectonic division and well sites in Qiongdongnan Basin

中央峡谷体系位于琼东南盆地深水区中央坳陷，整体呈S型NE向展布，西起乐东凹陷，向东延伸至西沙海槽，终止于南海西北次海盆，平面上自西向东分为乐东-陵水段、松南-宝岛段、长昌段等3个区带，整体上表现出东深西浅的特征[4—9]。黄流组时期中央峡谷主要沉积充填浊积水道、浊积席状砂、天然堤及漫溢沉积、块体流、深海泥质沉积5种沉积微相。乐东-陵水段的峡谷均以浊积水道沉积为主，松南以东峡谷段为浊积水道与块体流互层沉积，但在不同区带不同沉积物所占比例有一定差异。浊积水道砂和浊积席状砂是深水区油气勘探的主要储层类型[8]。近年多口探井在陵水段浊积水道砂岩储层钻遇较厚气层，证实了黄流组浊积水道具有较大勘探潜力。

3 储层特征

3.1 岩石学特征

综合分析中央峡谷陵水段多口探井225个岩(壁)心、岩屑样品薄片镜下鉴定结果表明，研究区黄流组砂岩类型基本相同，以岩屑石英砂岩为主，其次为石英砂岩，岩石成分成熟度相对较高(图2)。其中石英主要成分为单晶石英，含量在32.5%～90%之间，平均含量为61.4%，多晶石英平均含量3.96%；长石包括钾长石和斜长石，平均含量分别为3.81%和0.02%；岩屑以变质岩岩屑为主，平均含量6.82%；填隙物主要包括泥质杂基和碳酸盐胶结物，其中碳酸盐胶结物以铁方解石为主，其次为方解石、白云石和铁白云石。结构上，砂岩粒级偏细，以细砂岩、极细砂岩、粉砂岩较为普遍，岩石结构主要为颗粒支撑，胶结类型以孔隙式为主，碎屑颗粒之间以点接触为主，分选中等-好，多呈次棱-次圆状(图3a)，砂岩结构成熟度亦较高。

图2 黄流组砂岩组分三角图Fig.2 Triangle diagram of sandstone components in Huangliu Formation1.石英砂岩；2.长石石英砂岩；3.岩屑石英砂岩；4.长石岩屑石英砂岩；5.长石砂岩；6.岩屑长石砂岩；7.混杂砂岩；8.长石碉屑砂岩；9.岩屑砂岩1.Quartz sandstone; 2.feldspathic quartz sandstone; 3.lithic quartz sandstone; 4.feldspathic lithic quartz sandstone; 5.feldspar sandstone; 6.lithic feldspar sandstone; 7.greywacke; 8.feldspathic debris sandstone; 9.debris sandstone

图3 黄流组储层镜下微观特征Fig.3 Characteristics of reservoir under microscope in Huangliu Formationa.E-1井，3 330.98 m，碎屑颗粒较细且分选好，颗粒之间点接触，孔隙式胶结，铸体薄片，单偏光；b.E-1井，3 340.75 m，孔隙类型多以原生粒间孔为主，其次为长石粒内溶孔、粒间溶孔、生物体腔孔，铸体薄片，单偏光；c.E-4井，3 456.0 m，原生粒间孔隙充填铁白云石、片状伊蒙混层，形成剩余粒间孔，扫描电镜a.Well E-1, 3 390.98 m, clastic particles is fine and well sorted, pore-type cementation, cast thin section, single polarization; b.Well E-1, 3 340.75 m, pore type is mainly primary intergranular pore, followed is dissolution pore and organism pore, cast thin section, single polarization; c.Well E-4, 3 456.0 m, primary intergranular pore is filled iron dolomite and illite smectite layer clay, with residual intergranular pore developing, scanning electron microscope

3.2 储集空间特征

3.2.1 孔隙类型

利用铸体薄片、扫描电镜等手段对黄流组砂岩进行镜下观测发现，中央峡谷黄流组发育的孔隙类型包括：原生粒间孔隙和粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、生物体腔孔等多种类型次生孔隙。其中原生粒间孔是黄流组储层的主要孔隙类型，该类孔隙沉积期孔径较大，经历压实作用和胶结作用后孔径减小甚至消失，孔隙形状不规则，常呈三角形、多角状，成为剩余粒间孔；其次铸模孔较为常见，该类孔隙孔径较大，多为长石颗粒全部溶解而留下空间，保留着被溶蚀颗粒的几何形状，粒间溶孔常在颗粒周边呈港湾状，粒内溶孔在颗粒内部且数量多，呈蜂窝状(图3b、3c)。

3.2.2 孔隙结构

孔隙和喉道是孔隙结构的两大重要构成，孔隙和喉道的形态、大小分布、相互连通情况和组合关系决定着储层的储集能力和渗流能力。图像分析主要反映常规储层中孔隙的大小分布情况，通过铸体薄片镜下图像分析统计表明黄流组砂岩孔隙大小分布较集中，孔径分布主要在30～100 μm之间，孔隙主要为中孔。目前常规储层中测定喉道大小分布普遍采用压汞法，压汞资料表明黄流组砂岩中喉道半径主要分布在3～10 μm之间，属于细喉类型，同时毛管压力曲线平台普遍较低且长，说明砂岩孔隙结构分选较好。综合分析认为黄流组孔隙结构为中孔细喉型，孔喉大小分布较均匀，孔隙空间连通性好(表1)。

表1 黄流组储层孔隙结构综合参数表

注：数据表示最小值～最大值/平均值。

3.3 物性特征

对234块样品常规物性测试结果进行统计分析表明(图4)，中央峡谷黄流组储层孔隙度主要在16%～35%之间，平均孔隙度为27.79%；渗透率主要分布在10×10-3～1 000×10-3μm2范围，平均渗透率为433.14×10-3μm2，储层物性总体表现为中孔-特高孔、中渗-特高渗的特征，孔隙度和渗透率之间具有较好的正相关性。中央峡谷黄流组孔隙度和渗透率变化范围较大，峡谷西区W-1井的物性明显低于东区探井的物性。

4 控制因素分析

4.1 水深和温压条件

分析沉积成岩因素对于黄流组储层的影响，首先应该明确深水区水深条件和温压场特征的特殊性。琼东南盆地自新近纪以来持续沉降，沉积物埋深不断加大，现今地层埋深为地层最大埋深，温压系统即为地层埋藏过程中最大温度和压力。研究区黄流组地层压力系数主要分布在1.17～1.23之内，地层压力差异小，属于常压环境；地层温度主要分布在50～125℃范围，从低温到高温变化较大，但地温梯度变化范围小，在3.5～4.0℃/(100 m)之间。水深对于地层温压条件影响较大，中央峡谷位于琼东南盆地深水区，水深普遍在1 000 m以上，海水深度自西向东逐渐增大，剥去海水深度后黄流组上覆岩层实际厚度并不大，因此地层压力不高；同时扣除水深后中央峡谷内黄流组实际地层埋深西部深东部浅，在相近的地温梯度下，地层温度西部高东部低(表2)。

图4 黄流组储层孔隙度与渗透率相关关系Fig.4 The relation of porosity with permeability in the reservoir of Huangliu Formation

层位井名水深/m深度段/m压力系数地层温度/℃地温梯度/℃·100m-1W-1井97543750～3940117～11911319～12521402A-1井104135402～35620119～11938971～9449353E-1井14472330149～348949119～1226700～8307365黄流组E-2井154713227～3370119～1205781～6672339E-3井1530532085～3421119～1216178～7905378E-4井1446231772～345981186～1226490～780345E-7井1252234678～350841192～11986932～9246377E-8井1365133984～3435012767～826375

4.2 沉积因素

沉积作用是储层形成的基础和先决条件，沉积相带控制着沉积砂体的宏观展布，其对储层物性的影响具体表现在沉积微相带、粒度、泥质含量、分选性等方面。中央峡谷陵水段探井黄流组储层主要是该时期中央峡谷内部浊流沉积形成的浊积水道砂岩，成熟度均较高，分选性普遍较好，同时砂岩粒级差别小，砂岩粒度与储层物性之间并无明显相关性。中央峡谷主要受西部物源体系影响，随着沉积物搬运距离的增加，水动力条件减弱，峡谷东部泥质含量总体高于西部，但黄流组泥质含量较低，平均泥质含量均低于6%(图5)，其对于研究区储层物性的影响有限；但局部泥质杂基含量高亦可造成储层孔隙度降低，如峡谷东部的E-2井泥质含量明显高于周围其他井区，其孔隙度偏低。

图5 黄流组储层填隙物含量和孔隙度大小分布图Fig.5 The fillings content and porosity distribution in reservior of Huangliu Formation

4.3 成岩作用

成岩作用影响着沉积期后储层物性的改造演化，分为建设性成岩作用和破坏性成岩作用。黄流组储层在成岩过程中，主要存在压实作用、胶结作用和溶蚀作用等3种成岩作用过程，且各成岩作用过程又受到研究区特殊的水深条件和温压条件的影响。

压实作用是指沉积物沉积后在上覆地层作用下，孔隙度降低的过程，对储层的破坏性较大。通过薄片镜下观察发现，研究区黄流组砂岩碎屑颗粒之间多以点接触为主，塑性矿物未见明显压弯变形现象，这是因为砂岩碎屑颗粒分选好，杂基和塑性岩屑等含量低，抗压实能力强，同时中央峡谷海水深度大，黄流组实际地层埋深浅，压实作用程度较弱，原生粒间孔得以大部分保存较好。考虑到研究区水深普遍在1 000 m以上，因此按海水密度1.03 g/cm3，岩层平均密度一般大于2.3 g/cm3[17]将海水深度换算成地层厚度。从储层孔隙度和渗透率与水深换算后的地层埋深之间的关系可以看出(图6)，换算后随着地层实际埋深逐渐增加，岩层密度逐渐增大，声波时差逐渐减小，压实作用程度逐渐增强，储层的孔隙度和渗透率总体上呈明显降低趋势；同时峡谷西部井区埋深大，东部埋深小，因此愈往峡谷东部黄流组储层物性愈好。另外压实作用与黄流组气层含气饱和度存在一定关系，据钻井现场资料如峡谷西部的W-1井、W-2井黄流组平均含气饱和度在50%～60%；而峡谷东部探井黄流组平均含气饱和度在60%～70%，峡谷东部与西部含气饱和度差异明显。分析认为峡谷西部实际地层埋深大，压实作用强，从而影响储层的孔隙结构，使碎屑颗粒排列更紧密，砂岩更加致密，大部分孔喉半径减小，孔隙毛管压力增加，束缚水不易排出，从而不利于天然气的聚集，导致含气饱和度较低。因此压实作用是控制研究区储层物性、电性和含气性空间差异性的主要因素之一。

图6 黄流组储层测井密度、声波时差、物性与埋深的关系Fig.6 The relationships between buried depth and logging density, interval acoustic transit time, porosity and permeability in Huangliu Formation

胶结作用是仅次于压实作用的另一破坏性成岩作用，常见硅质胶结、碳酸盐胶结和黏土矿物胶结。其中碳酸盐胶结是黄流组储层较为普遍的胶结类型，但碳酸盐胶结物含量总体较低，平均含量不超过4%，胶结物主要为铁方解石和铁白云石，以泥、粉晶形式存在，分布于松散接触的碎屑颗粒之间，充填在粒间孔隙中，降低储层物性。综合前文分析(表2，图5)发现，黄流组胶结物发育程度与地层温度仍具有一定正相关性，峡谷西区W-1井区地层温度明显较高，胶结物含量偏高，胶结作用程度越强，对储层物性破坏程度越强。

溶蚀作用是地层中酸性水溶液和岩石在一定温度与压力下相互反应的结果，是一种有利于改善储层物性的建设性成岩作用。黄流组储层溶蚀现象较普遍，次生溶孔是仅次于原生粒间孔存在的另一储集空间类型，包括长石和岩屑部分溶蚀而形成的粒内溶孔、碎屑颗粒全部溶解而形成的铸模孔。同时黄流组储层溶蚀作用程度同样受到温压条件的影响，大部分矿物的溶解度会随着温度和压力的降低而降低，黄流组地层常压低温环境中，孔隙流体与岩石的化学反应较慢，以致溶蚀作用程度不强。

5 结论

(1)中央峡谷陵水段黄流组浊积水道砂岩粒度较细，分选较好，以岩屑石英砂岩为主，次为石英砂岩。砂岩成分成熟度和结构成熟度均较高，储集空间以原生粒间孔为主，其次为铸模孔及其他类型次生溶孔。黄流组储层物性好，总体表现出中-特高孔、中-特高渗特征。

(2)中央峡谷特殊的水深和温压条件是影响储层成岩作用的重要因素，因海水深度大，而实际地层埋深浅，黄流组储层总体处于低温常压环境中，以致成岩作用程度普遍不强。但峡谷西区因实际地层埋深大，地层温度高，成岩作用程度高于西部，如碳酸盐胶结作用和压实作用；普遍存在的溶蚀现象，一定程度改善储层物性。

(3)沉积微相和成岩作用是控制黄流组储层物性的两个主要因素。分选较好且成熟度较高的浊积水道砂岩是发育优质储层的前提条件，但局部泥质含量高和胶结严重造成储层物性降低；压实作用是控制研究区储层物性的主要因素，也是造成黄流组含气饱和度在中央峡谷内部西低东高的重要原因。峡谷内部自西向东，实际地层埋深变浅，压实作用减弱，储层物性增加，孔隙系统的储集渗流能力越好，孔隙毛管压力越低，越利于天然气的聚集，含气饱和度较高。由此预测中央峡谷东部黄流组浊积水道砂岩储层具有较大油气勘探潜力。

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Characteristics and controlling factors about the reservoir of Huangliu Formation in the central canyon of Qiongdongnan Basin

Li Wei1，Zuo Qianmei1，Zhang Daojun1，Zhu Jitian1，Yao Zhe1

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.，Zhanjiang524057，China)

Based on the use of drilling and core data， combined with the identification of casting thin sections， scanning electron microscopy， capilllary pressure experiment and so on， we analyze the reservoir characteristics and controlling factors of Huangliu Formation in the central canyon of Qiongdongnan Basin. The research shows that the finely granular lithic quartz-sandstone is dominated in the Huangliu Formation， and the sorting degree of sandstone is good， indicating the high maturity of rock composition and structure. Primary intergranular pore is the dominant reservoir space type， and the pore texture of sandstone is characterized by medium pore and fine throat at large. The reservoir propertity has the characterise of medium-ultrahigh porosity and medium-ultrahigh permeability. Sedimentary facies and diagenesis are the main factors on reservoir property. The channel sandstone of deep-water turbidity current deposits is the precondition of the development of high-quality reservoir， and the special water depth and temperature-pressure condition are the important factors that affect the diagenesis of reservoir. Because of deep seawater and shallowly buried stratum， the reservoir of Huangliu Formation is in the environment of low temperature and normal pressure in general， so that the diagenesis is generally not strong. But the differences of reservoir porosity and permeability is mainly controlled by compaction. From the west to the east in the central canyon， the depth of seawater increases gradually and the buried depth of stratum gets shallower， the compaction in the west is stronger than the east of central canyon， so the porosity and permeability of reservoir in the east is relatively high， as also as the gas saturation．

central canyon; Huangliu Formation; characteristics of reservoir; controlling factors

2016-04-20；

2016-07-15。

国家科技重大专项课题(2011ZX05025)。

李伟(1986—)，男，河南省信阳市人，工程师，从事沉积储层研究。E-mail:liwei36@cnooc.com.cn

P736.2

A

0253-4193(2016)11-0117-08

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