陵水凹陷北坡海底扇孔隙演化和成岩相研究

曾小明 于 佳 潘 燕 陈晓武 张 辉

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)



陵水凹陷北坡海底扇孔隙演化和成岩相研究

曾小明 于 佳 潘 燕 陈晓武 张 辉

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

琼东南盆地陵水凹陷北坡海底扇储层岩性较细，物性较差，并且对其低渗的成因不明、甜点的展布也不清。通过利用岩石薄片、扫描电镜、粒度分析、压汞以及物性等资料来分析其孔隙演化，并从成岩相的研究角度来预测其甜点展布。研究结果认为研究区梅山组二段储层孔隙类型主要为原生粒间孔和铸模孔，处在中成岩阶段A期。从沉积因素和成岩作用两个方面总结出了研究区的孔隙演化模式：沉积环境控制了原始孔隙度的大小，后期机械压实是孔隙减小的主要原因，溶解作用对孔隙增大起到了巨大贡献。研究区主要识别和划分出了中等压实长石溶蚀相、中等压实海绿石胶结相和强压实弱溶蚀相3种成岩相，甜点主要分布在水动力较强的海底扇内扇中等压实长石溶蚀相中。

孔隙演化 成岩相 梅二段 海底扇 琼东南盆地

随着石油勘探和钻井技术的发展，目前海底扇已成为世界各地油气田重要的产油气储层，同时也是未来的勘探重点。近年来，我国南海海域油气勘探取得了较大的进展，在海底扇中发现了大量的气田[1-3]。其中琼东南盆地的陵水凹陷北坡通过钻井证实了在梅山组二段(以下简称梅二段)发育海底扇沉积[4]，并且天然气储量规模较大，但整体上其勘探程度、地质认识程度都相对较低，目前的研究重点集中在宏观上的构造演化、层序划分、成藏体系和沉积相等方面[5-6]，而对微观上的成岩作用和孔隙演化的研究则很少。储层的孔喉结构控制了储层物性特征，而沉积物沉积后的孔喉会受到成岩作用改造，成岩作用决定了其后期的孔隙演化[7]。本次研究通过岩芯常规物性分析、铸体薄片、扫描电镜、粒度分析、黏土X衍射等分析化验资料，对陵水凹陷北坡海底扇储层成岩作用和孔隙演化进行系统研究，来阐明研究区储层低渗的成因，并从成岩相的角度来预测甜点(优质储层)的分布，来指导下一步的油气勘探方向。

1 区域地质概况

琼东南盆地位于我国南海北部陆缘，是一个非典型被动大陆边缘盆地，构造上可划分为北部坳陷带、中部隆起带、中央坳陷带和南部隆起带四个一级构造单元[8-9]。研究区位于中部隆起带的陵水低凸起(陵水凹陷北坡)上(图1)，紧邻大而成熟的生烃灶陵水凹陷，泥底辟和深部大断裂发育，可以有效沟通深部的烃源岩和储集体，构成了良好的成藏系统。其中梅二段海底扇是由陆架边缘三角洲提供沉积物，经滑动和滑塌，然后经峡谷水道搬运，在末端形成海底扇[4]。储层岩性较细，主要为粉砂岩和泥质粉砂岩、少量的细砂岩；物性较差，主要表现为低渗特征。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过对岩芯、壁芯和薄片资料统计分析，表明研究区岩性较细，以灰色泥质粉砂岩和粉砂岩为主，少量的细砂岩。砂岩岩石类型主要为长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩(图2)，石英相对含量为77.9%～87.9%，平均为82.7%，其中单晶石英含量较高；长石相对含量为6.0%～10.3%，平均为8.5%；岩屑相对含量为4.3%～12.4%，平均为8.8%，其中岩屑以云母片岩、云母石英片岩等变质岩岩屑为主，少量的喷出岩岩屑。储层泥质含量较高，约9.2%～13.6%。颗粒磨圆为次圆状—次棱角状，分选好—中等，颗粒间主要为点—线式接触。砂岩成分成熟度较高，结构成熟度中等，表明其经过长距离搬运的远源沉积特点。

2.2 孔隙结构特征

通过铸体薄片观察，梅二段储层面孔率变化大，分布在12%～28%之间，平均为17%。孔隙类型以原生粒间孔和铸模孔为主、次为粒间溶孔和生物体腔孔，少量的粒内溶孔。喉道类型以孔隙缩小型喉道为主，喉道半径较小，中值分布在0.047～0.623 μm，平均为0.259 μm。孔隙配位数较小，分布在0.52～1.11之间。

图1 研究区地理位置图Fig.1 The location map of the study area

图2 梅二段岩石类型Fig.2 Classification of M2 sandstone

2.3 物性特征

通过岩芯和壁芯实验分析得到其孔隙度分布在14.8～26.8%，平均为22.5%，渗透率主要分布在0.1～26.9×10-3μm2，平均为7.6×10-3μm2，主要表现为中孔低渗储层特征(图3)，局部发育特低渗和中渗储层(甜点)，孔渗关系较好。储层物性和岩性有一定的相关性，岩性越粗，物性越好。

图3 梅二段物性特征Fig.3 Physical properties characteristics of M2 sandstone

3 成岩序列

根据黏土X衍射、孢粉颜色和包裹体等分析化验结果，表明梅二段储层镜质体反射率分布在0.84%～0.89%之间，孢粉颜色为深黄—桔黄，热变指数(TAI)分布在2.83～2.95之间，最大热解温度主要分布在440℃～449℃之间。伊/蒙混层中蒙皂石占15%～20%，为部分有序混层带，颗粒间以点—线接触为主。碳酸盐胶结物以亮晶铁方解石为主，次为菱铁矿，石英次生加大多为Ⅱ级。储层埋藏深度3 500～3 900 m，孔隙类型以原生粒间孔和铸模孔为主。根据中华人民共和国石油天然气行业标准(SY/T5477—2003)，认为梅二段储层处于中成岩A期(图4)。

4 孔隙演化

4.1 原始孔隙计算

为了表征后期成岩作用对储层孔隙变化的定量影响，首先需要相对准确地恢复储层的原始孔隙度(Ф0)，这关系到后面的计算出来的压实率和胶结率等参数的大小。因此原始孔隙度的确定是储层进行孔隙演化定量分析的首要基础数据[10-12]。而原始孔隙度的大小与沉积物的粒度大小、磨圆和分选等岩石参数都有关系，但主要受岩石颗粒的分选控制。目前确定原始孔隙度的方法通常有两种：一是选择相似沉积环境下现代沉积物的孔隙度测试结果作为所有样品的原始孔隙度[13-14]，即根据不同的沉积环境，简单的把35%[15]、40%[16]或45%[17]等作为其原始孔隙度；二是由Beard和Weyl根据湿砂填集实验的结果建立的图版或拟合的公式来确定[18]，计算公式为Ф0=20.91+22.90/S0，其中S0为特拉斯克(Trask)分选系数，其值为粒度累积概率曲线上概率值为25%和75%处所对应的颗粒直径比值的开方，可由激光粒度实验资料分析等方法得到。

研究区储层为海底扇沉积，搬运距离较远，粒度较细，分选较好，分选系数S0在1.65～1.80之间，通过采用方法二，计算得到的原始孔隙度分布在33%～35%之间。

4.2 后期成岩作用对孔隙的影响

松散的沉积物在地表沉积后，其后的孔隙演化取决于埋藏过程中受到的成岩作用类型和强度。研究区梅二段储层主要经历了破坏性的压实和胶结作用、建设性的溶解作用，交代作用较弱。各阶段的成岩作用都是相互联系的，共同控制了储层的孔隙演化过程。下面具体来分析一下各成岩作用特征以及对储层孔隙度的定量影响：

4.2.1 压实作用

压实作用对原生孔隙的破坏是不可逆的，并且随着埋藏深度的加深，压实作用越强，原生孔隙损失越多。由于研究区梅二段储层埋藏深度约3 500～3 900 m，压实作用主要表现为机械压实，压溶很少见，薄片上可观察到云母等塑性颗粒弯曲变形程度中等(图5a)、刚性颗粒有一定的定向排列，颗粒接触关系以点—线和线接触为主。常用压实率Y来定量表示压实作用对岩石孔隙体积损失程度：Y=(Ф0-Ф1)/Ф0×100%，其中Ф0为原始孔隙体积，Ф1为粒间体积，其值为粒间孔隙体积和胶结物体积之和，一般通过薄片分析得到。本次压实作用采用分类标准为：Y≥50%，强压实；50%>Y>30%，中等压实；Y≤30%，弱压实。

经薄片观察估算，研究区压实率大约34%～55%，即表示压实作用损失的原生孔隙达11%～19%(表1)，表现为中等—强压实。

表1 陵水凹陷北坡梅二段孔隙度演化史

4.2.2 胶结作用

胶结作用和压实作用一样，都会导致岩石孔隙体积减小，但两者相互制约和约束，比如早期胶结作用形成的碳酸盐胶结物会抑制后期的压实作用。研究区胶结类型以孔隙式胶结为主，胶结物主要为自生海绿石、次为菱铁矿和铁方解石。具体表现为：①海绿石，自生矿物，颗粒粒径较大，形态多样，多呈椭圆状和不规则形态(由于其刚形成时，是一种柔软的凝胶质，形态易受到水动力条件和颗粒碰撞挤压影响)[19-21]，在单偏光镜下中呈浅绿、黄绿色(图5b)，含量较多，最大可达10%；②碳酸盐胶结物，含量约0.5%～3.5%，主要为铁方解石和菱铁矿。泥晶方解石和白云石早期碳酸盐胶结物经溶解或蚀变后，保存下来的极少，而粉晶菱铁矿保存下来的较多，在镜下呈球粒状(图5d)，铁方解石和铁白云石晚期胶结物呈亮晶粒状分布于粒间残余孔隙内(图5c)；③黄铁矿，含量较少，形成于成岩早期，在扫描电镜下呈莓球状晶粒集合体(图5h)；④自生黏土矿物，根据黏土X衍射发现，研究区黏土矿物主要有绿泥石、高岭石、伊利石和伊/蒙混层(图5g)。其中绿泥石含量最高，达到36.5%，其次为伊利石29.6%，伊/蒙混层28.9%，高岭石含量最低，为5.0%。自生绿泥石通常形成于偏碱性富铁或富镁的沉积环境中[16]，形成的绿泥石部分以孔隙衬边形式存在(图5h)，通常被绿泥石包裹的石英颗粒无次生加大现象，说明这种绿泥石包膜抑制了后期石英次生加大，局部还可观察到自生绿泥石和自生石英相互竞争生长，对储层起到一定的保护作用[22-23]；⑤硅质胶结，以充填粒间孔隙的微晶自生石英集合体为主，石英次生加大少见，其中硅质主要来源于长石的溶蚀。常用胶结率J来定量表示胶结作用对岩石孔隙体积损失程度：J=Ф2/Ф1×100%，其中Ф2为胶结物含量，Ф1为粒间体积，其值为粒间孔隙体积和胶结物体积之和[24]。本次胶结作用采用分类标准为：J≥50%，强胶结；50%>J>30%，中等胶结；J≤30%，弱胶结。

经薄片观察估算，研究区胶结率大约10%～38%，即表示胶结作用损失的原生孔隙达2%～12%(表1)，表现为弱—中等胶结。

4.2.3 溶解作用

研究区溶解作用较强，对孔隙增加起到了较大的贡献，梅二段储层被溶解组分主要为钾长石和钠长石颗粒，少量的碳酸盐胶结物和生物碎屑，产生了较多的粒间溶孔和铸模孔，少量的粒内溶孔和生物体腔孔(图5e)。其中长石溶蚀多沿解理缝进行，形成粒间和粒内溶孔；溶蚀程度强时，形成蜂巢状溶孔(图5i)；溶蚀强度更强时，颗粒呈港湾状、圆弧状或者只存留残骸形成铸模孔(图5f)。梅山组下部崖城组烃源岩处在过成熟阶段，形成富含有机酸的流体通过底劈形成的断裂系统向上运移溶蚀梅山组储层。常用溶蚀率R来定量表示溶蚀作用对岩石孔隙体积增加的贡献程度[25]：R=Ф3/Ф×100%，其中Ф3为溶蚀产生的孔隙体积，Ф为现今孔隙度。本次溶解作用采用以下的分类标准：R≥50%，强溶解；50%>R>30%，中等溶解；R≤30%，弱溶解。

经薄片观察估算，研究区溶蚀率大约17%～35%，即表示由溶解作用增加的次生孔隙达4%～13%(表1)，表现为弱—中等溶解。

4.3 孔隙演化

通过计算得到原始孔隙度，根据岩石埋藏过程中受到的成岩作用和孔隙体积的变化，再结合区域埋藏史和地热史，总结出陵水凹陷北坡海底扇储层成岩序列与孔隙演化模式(图6)。通过前面资料分析认为，成岩作用主要是按照：①机械压实作用使孔隙急剧减少；②早期胶结使孔隙接着减少；③长石和碳酸盐胶结物等溶蚀使孔隙增加；④晚期碳酸盐和硅质胶结再次使孔隙减少，这样的成岩序列进行。具体表现为：在早成岩阶段，成岩环境为碱性，主要表现为较强烈的机械压实、早期碳酸盐胶结以及自生海绿石胶结，导致孔隙大幅减少，损失的孔隙达到11%～18%；在中成岩阶段A期，有机质处于成熟阶段，有机质往外排放大量的有机酸，成岩环境为酸性，对早期碳酸盐胶结物和长石等不稳定组分进行溶蚀，溶蚀作用较强，次生孔隙发育，溶蚀增加的次生孔隙达4%～13%；在中成岩阶段B期，成岩环境为弱碱性，晚期碳酸盐和硅质胶结物发育，孔隙体积进一步减小；在晚成岩阶段，成岩环境为碱性，压实作用和胶结作用强，但会产生微裂缝，导致次生孔隙增加。

4.4 成岩相划分及有利相带

研究区梅二段储层总体上表现为低渗特征，局部发育中渗储层。低渗储层中甜点的形成和分布，与沉积因素、成岩作用密切相关，其中沉积因素的岩石颗粒的粒度大小、分选、磨圆度以及泥质含量不仅直接决定着储层的原始孔隙度，还影响着后期成岩作用，并且不同沉积相带的岩石学特征、流体性质、断裂特征以及埋深都不一样，其受到的成岩作用种类和强弱亦有所差异，成岩作用决定了后期的孔隙演化[26-27]。为此本次研究采用成岩相来表征储层受到主要的成岩作用种类和强度，成岩相是指沉积物在一定沉积和成岩环境下经历一定成岩演化的产物[28]，目前国内外对于成岩相的分类命名还没有形成统一的方案，但大部分学者对于成岩相的划分基本上都是依据成岩作用、成岩环境和成岩演化阶段的产物这三个方面[29-33]。本次研究成岩相的分类命名主要依据沉积物经历最主要的成岩作用类型、强度和成岩演化序列后表现出来的主要的成岩矿物等特征。研究区主要识别和划分出以下3种成岩相：

图6 陵水凹陷北坡储层孔隙演化模式Fig.6 Pore evolution model of reservior in the north slope of Lingshui sag

4.4.1 中等压实长石溶蚀相

中等压实长石溶蚀相主要发育在水动力较强的海底扇内扇水道沉积微相中[4]，在测井曲线上表现为高幅钟形特征，岩性主要为灰白色粉—细砂岩，其粒度相对较粗，受到的水流淘洗和冲刷程度较强，沉积的泥质较少，分选好(计算得到的原始孔隙较大)，并且岩石组分中石英含量较高(表2)，抗压实能力较强，使得压实作用强度会相对变弱，颗粒间以点接触为主，压实率介于30%～50%之间，表现为中等压实。原生粒间孔保存较多，这为后期酸性流体的流动提供了顺畅的渗流通道，易发生溶蚀作用，还可以带走溶蚀作用留下的黏土矿物等产物。研究区崖城组烃源岩处在过成熟阶段，其排出的有机酸对梅山组长石溶蚀最强烈，产生较多的粒间溶孔和铸模孔(图7)，同时对喉道有扩大作用，对于低渗储层来说，可以极其有效地改善孔喉结构，孔喉半径分布在0.774～0.934 μm之间，长石溶蚀产生的次生孔隙可达4%～11%。该类成岩相储层埋藏深度一般小于3 850 m，物性相对较好，孔隙度大于24%，渗透率分布在10～30×10-3μm2之间，属于中渗储层，是研究区的甜点。

4.4.2 中等压实海绿石胶结相

中等压实海绿石胶结相主要发育在水动力较强的海底扇中扇的水道沉积微相中[4]，在测井曲线上表现为中幅复合形特征，岩性主要为灰绿色粉砂岩(由于富含海绿石，岩石呈灰绿色)，其粒度也相对较粗，沉积的泥质较少，分选磨圆较好(表2)，颗粒接触关系以线—点接触为主，压实率介于30%～50%之间，表现为中等压实。同时还有一个主要成岩作用是胶结作用，胶结物主要为早期形成的自生海绿石，多呈椭圆状充填孔隙中(图7)，矿物粒径较大，含量可达6%～10%，相当于增加了碎屑颗粒的体积，对压实作用有一定的抑制作用，有利于原生粒间孔的保存，孔喉半径分布在0.450～0.798 μm之间。该类成岩相储层物性相对较好，孔隙度分布在19%～25%，渗透率分布在1～20×10-3μm2，多属于中渗储层，少量的低渗储层。

表2 陵水凹陷北坡梅二段成岩相类型和特征

4.4.3 强压实弱溶蚀相

强压实弱溶蚀相主要发育在水动力较弱的海底扇外扇和中扇天然堤—漫溢砂沉积微相中[4]，在测井曲线上表现为中低幅漏斗形特征，由于远离物源，其粒度较细，以泥质粉砂岩为主，泥质含量较高，抗压实作用的石英含量较低(表2)。压实作用强烈，原生孔隙保存较少，颗粒间以线接触为主(图7)，压实率大于50%，表现为强压实。喉道半径较小，小于0.450 μm，成岩阶段后期形成的酸性流体无法有效地和不稳定矿物组分接触，溶蚀作用较弱，产生的次生孔隙有限。该类成岩相储层埋藏深度也比前面两种成岩相大，大于3 850 m，物性较差，孔隙度一般小于19%，渗透率小于1×10-3μm2，多属于极低渗储层。因此强压实弱溶蚀是研究区储层物性较差的主要成因。

通过以上成岩相分析可知，各成岩相和沉积因素(岩性、岩石组分和沉积相带等)密切相关，为此本文根据各成岩相特征和地质研究成果[4]，得到成岩相平面分布(图8)。各成岩相的分布可在一定程度上反映储层物性的展布规律，研究区甜点主要集中在海底扇内扇水道的中等压实长石溶蚀相中。

图7 陵水凹陷北坡梅二段储层成岩相类型Fig.7 The diagenetic facies types of M2 reservior in the north slope of Lingshui sag

图8 陵水凹陷北坡梅二段储层成岩相分布图Fig.8 The diagenetic facies types of M2 reservior in the north slope of Lingshui sag

5 结论

(1) 陵水凹陷北坡梅二段海底扇发育，岩性以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，少量的细砂岩，砂岩岩石类型主要为长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩，颗粒磨圆为次圆状—次棱角状，分选好—中等，颗粒间主要为点—线式接触。物性主要表现低渗特征，局部发育中渗储层，成岩阶段处在中成岩阶段A期。

(2) 沉积环境决定了其原始孔隙度，也影响后期的成岩作用；而后期的成岩作用(压实、胶结和溶蚀作用)决定了其储层后期的孔隙演化。研究区原始孔隙度主要是按照：①机械压实使孔隙急剧减少；②早期胶结使孔隙接着减少；③长石和碳酸盐胶结物等溶蚀使孔隙增加；④晚期碳酸盐和硅质胶结再次使孔隙减少，这样的成岩序列进行的。

(3) 成岩相的划分和命名方案主要依据沉积物经历最主要的成岩作用类型、强度和成岩演化序列后表现出来的主要的成岩矿物等特征。研究区发育中等压实长石溶蚀相、中等压实海绿石胶结相和强压实弱溶蚀相3种成岩相，同时明确了强压实弱溶蚀相是研究区储层物性较差的主要成因，平面上主要分布在水动力较弱的海底扇外扇和中扇天然堤—漫溢砂沉积微相中；而甜点主要集中在中等压实长石溶蚀相上，其孔喉半径较大，物性较好，平面上主要分布在水动力较强的海底扇内扇水道沉积微相中，是下一步比较有利的勘探方向。

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Porosity Evolution and Diagenetic Facies Study of Submarine Fan Reservoir in North Slope of Lingshui Sag

ZENG XiaoMing YU Jia PAN Yan CHEN XiaoWu ZHANG Hui

(Zhanjiang Branch, CNOOC Ltd., Zhanjiang 524057, China)

The submarine fan reservoir in the north slope of Lingshui sag, Qiongdongnan basin are characterized by fine grain, unclear genesis of low permeability and unknown distribution of the “sweet spot”. This paper analyzed the porosity evolution and diagenetic facies based on the rock thin section, scanning electron microscopy, mercury injection experiment, particle size and petrophysics data. Besides, the “sweet spot” was predicted from the aspect of diagenetic facies. The results showed that primary porosity and mould pore are the main pore type in the 2nd member of Meishan Formation reservoir. The target intervals was in the middle diagenesis A stage. Porosity evolution was discussed according to sedimentation factors and diagenesis as follows: Primary pore were controlled by depositional environment, which were decreased sharply by later mechanical compaction; Dissolution played a great role in porosity increasing. Middle compaction-feldspar dissolution, middle compaction-glauconite cementation, strong compaction-weak dissolution were identified in the study area. The “sweet spot” was distributed in the inner submarine fan which had strong hydrodynamic condition and developed middle compaction-feldspar dissolution.

porosity evolution; diagenetic facies; the 2nd Member of Meishan Formation; submarine fan; Qiongdongnan Basin

1000-0550(2016)06-1198-10

10.14027/j.cnki.cjxb.2016.06.017

2015-12-27； 收修改稿日期： 2016-02-15

国家重大科技专项(2011ZX05025-002)[Foundation: National Major Scientific and Technological Special Project, No. 2011ZX05025-002]

曾小明 男 1987年出生 硕士 助理工程师 储层评价 E-mail:zengxm4@cnooc.com.cn

P618.13

A