东海西湖凹陷平湖主断裂下盘砂砾岩储层特征及主控因素

刘成鑫

（上海石油天然气有限公司，上海 200041）

东海西湖凹陷平湖主断裂下盘砂砾岩储层特征及主控因素

刘成鑫

（上海石油天然气有限公司，上海 200041）

利用岩心、薄片、扫描电镜等资料，运用岩石学、沉积学等方法对东海平湖地区平湖主断裂下盘砂砾岩储层进行了分析， 认为储层以砂质砾岩和砾质砂岩为主，结构成熟度和成分成熟度都不高；孔隙类型以粒间孔为主，其次为粒间溶孔和粒内溶孔；储层储集性能总体上是中孔中渗到低孔低渗。该区砂砾岩沉积相为近岸水下扇，可进一步分为扇根、扇中和扇缘亚相，其中以扇中亚相辫状水道微相储层物性最好，可提供最有利的油气储集空间。经过对研究区成岩机理研究认为，影响研究区砂砾岩储层的主要成岩作用为压实作用、胶结作用和溶解作用。压实作用和胶结作用为破坏性的成岩作用，溶蚀作用为建设性的成岩作用。岩石结构及岩石颗粒成分均降低砂砾岩的孔隙空间。

砂砾岩储层；储层特征；主控因素；平湖主断裂下盘；东海

西湖凹陷是东海陆架盆地主要的含油气凹陷，其保俶斜坡带是主要的油气富集带之一。前人对保俶斜坡带的研究主要集中于构造带上盘，而构造带的下盘一直作为勘探禁区没有受到重视。近年来，随着上海石油天然气有限公司在构造带下盘成功钻遇砂砾岩油气层，经压裂获取了较好的产能（日产油107 m3，日产气14×104m3），取得了西湖凹陷新区勘探突破，这势必引起了石油地质家们对保俶斜坡带控盆断裂下盘砂砾岩储层成藏组合的关注。笔者以获得油气突破的砂砾岩储层作为研究对象，通过应用岩石学、沉积学等分析方法，初步揭示该砂砾岩储层特征和主控因素，为西湖凹陷平湖主断裂下盘砂砾岩储层甩开勘探提供决策依据。

1 地质概况

西湖凹陷位于东海陆架盆地的东北部，面积约4.6×104km2，其西侧为虎皮礁、海礁及鱼山凸起，东邻钓鱼岛隆褶带，新生代最大沉积厚度超过10 km。根据新生代的构造格局、沉积特点、断裂发育及油气赋存状态等特征，西湖凹陷由西向东可划分为保俶斜坡带、三潭深凹、浙东中央背斜带、白堤深凹和天屏断裂带5个次级构造单元[1-3]。

作为西湖凹陷一个组成部分的保俶斜坡带，具备良好的石油地质条件，是油气运移与聚集的有利场所。研究区位于保俶斜坡带中南部，西靠海礁凸起，东临平湖主断裂，处于该主断裂下盘高带（图1）。

图1 研究区位置及区划简图

研究区新生代地层层序自下而上分别为：古新统、始新统宝石组和平湖组，渐新统花港组，中新统龙井组、玉泉组和柳浪组，上新统三潭组及第四系东海群[1，2]。研究区主断裂下盘砂砾岩属于始新统平湖组。

前人的研究成果[3-5]表明，研究区所在的西湖凹陷新生代经历了3个构造演化阶段，即古新世—始新世的裂谷期、渐新世—中新世的反转期、上新世至第四纪的区域沉降期。

2 砂砾岩储层特征

2.1 砂砾岩储层的岩石学特征

2.1.1 岩性特征

砾岩相中砾石大小混杂，分选差，磨圆度较好，大部分为次圆状，最大粒径可达13 cm，一般1 ～ 3 cm（图2）。成分主要为中酸性喷出岩及部分变质岩，其中喷出岩可占到砾石成分的90%。砾岩基本上为杂基支撑，以砾岩为骨架的孔隙空间大多被砂级颗粒充填，而由砂粒组成的孔隙又被黏土颗粒充填，构成了复杂的双模态结构或复模态结构。

砂岩相中主要有含砾砂岩、粗砂岩、粉细砂岩、泥质砂岩等四种类型的砂岩类型（图3），其中前三种为主要的含油砂岩类型，砂岩主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩。岩屑类型主要包括石英岩、喷出岩岩屑等，喷出岩岩屑蚀变强烈。泥质胶结，见完整贝类化石，部分钙化。

图2 BG4井灰绿色砾岩

图3 BG4井绿灰色含砾砂岩

2.1.2 岩性电性特征

该段砂砾岩储层测井曲线具有如下特征（图4）：

上部：自然伽马成低幅漏斗—指状，成泥包砂，砂岩岩性纯，为浅灰色粉砂岩。电阻率从砂体顶部的20.0 Ωm下降到底部6.0 Ωm左右，测井资料计算的泥质含量为1.4 %，孔隙度为22.7 %，含水饱和度为37.8 %，气测明显异常；该段纵横波速比均大于1.70，没有出现典型的气层声波特征；中子—密度没有明显的镜像交会特征，没有明显的气层特征。MDT在该层的顶部和底部分别泵抽取样，均取到纯油样。

下部：自然伽马曲线低幅箱型叠加，微齿状；以砂砾岩为主，间夹薄层泥岩和煤层。砂砾岩电阻率为5～10 Ωm，测井资料计算的泥质含量为1.9 %～3.6 %，底部砂岩致密，从上到下，物性变差，孔隙度从20 %下降到10 %以下，渗透率从80×10-3μm2下降到0.1×10-3μm2左右，含水饱和度在70 %左右，段纵横波速比均大于1.70，没有出现典型的气层声波特征；中子—密度没有明显的镜像交会特征，从上到下依次解释为油水同层，致密油层，干层等。

图4 研究区砂砾岩储层测井曲线特征

2.1.3 沉积结构与构造

砾石相的分选极差，是混杂堆积的结果，磨圆较差，为次棱角、次圆状，结构成熟度低；沉积构造特征为块状砂砾岩层，表现为近物源快速堆积的特征，其搬运机制为重力流。

砂岩相的分选磨圆较砾岩相好，表现为分选中等，磨圆以次圆为主，结构成熟度较高，沉积构造以块状粗砂岩层为主，可见正粒序。结构成熟度高，表明经过了一定距离的搬运。

2.1.4 岩矿组分及粒度

从岩心中见较多砾石，以火成岩岩块和泥砾为主，砾石粒径大小不一，形态不规则。而相邻的砂岩中，粒度种类丰富，亦见粗砂岩、中砂岩、细砂岩。

从岩矿组分来看，岩屑成分含量高，其质量分数在46 % ～ 89 %之间，岩屑类型主要为火山喷出岩及变质岩，而长石及石英的质量分数在30 %以下，含量低，成分成熟度不高。

2.2 砂砾岩储层的微观结构特征

根据岩心扫描电镜资料分析可知，孔隙类型以粒间孔为主，还可见粒间溶孔和粒内溶孔（图5）。但由于各段的岩性不同，储集空间有很大的非均质性特色。如3 446 m的细粒长石岩屑砂岩，据扫描电镜分析，分选中—好，喉道分布均匀，孔隙连通性较好，粒间孔直径8 ～ 61 μm， 喉道直径5 ～ 11 μm （图5A）；3 467 m的砾质粗粒岩屑砂岩，扫描电镜分析为分选中等偏差，孔隙连通性一般，粒间孔直径8 ～ 53 μm，喉道＜3 μm（图5B）；3 450 m的砾质粗粒岩屑砂岩，扫描电镜分析为孔隙不发育，仅个别为粒间孔和溶孔，连通性差，粒间孔直径4 ～ 17 μm，喉道不可见（图5C）。

储层毛管压力曲线形态为细歪度、细孔喉，孔喉分选中等偏差，孔喉半径变化大，一般为0.025 ～ 2.5 µm，平均孔喉半径为0.29 µm；排驱压力0.765 MPa，平均变异系数在0.864。

2.3 砂砾岩储层的物性特征

根据测井解释成果数据及岩心分析资料对研究区砂砾岩储层物性进行分析，发现平湖组P11砂砾岩储层的孔隙度变化规律接近正态分布，80 %以上样品的孔隙度为4 % ～ 10 %，最小为4.0 %，最大为22.5 %，平均为11.1 %（图6（上））。渗透率变化也较有规律，80 % 以上样品的渗透率为0.02×10-3～ 5.0×10-3μm2，最小为0.01×10-3μm2，最大为1 930×10-3μm2，平均为53.9×10-3μm2（图6下）。可见研究区主断裂下盘砂砾岩储层物性以中孔中渗到低孔低渗为主，深层存在一些物性较好的储层。

图5 研究区砂砾岩储层孔隙类型特征

图6 研究区砂砾岩储层孔隙度及渗透率分布频率图

3 砂砾岩储层主控因素分析

通过对研究区储层的分析，认为砂砾岩、砾岩、含砾砂岩等粗碎屑沉积物的储层物性好坏与沉积环境、成岩作用和岩石学特征等密切相关。

3.1 沉积微相对砂砾岩储层物性的控制

不同沉积微相内水动力条件不同，因而形成的砂体类型也不同。其岩性、粒度、分选、填隙物特征以及砂体的岩相组合、时空展布特征均不相同，导致不同微相内的砂体物性特征各不相同。

研究区西临海礁凸起物源区，主要的沉积环境为近岸水下扇，不同的沉积微相其储层的物性不同。在研究区，扇中亚相分支水道微相的物性最好，为中、粗砂岩，孔隙度12 % ～ 18.8 %，渗透率5×10-3～ 1 930×10-3μm2；扇端亚相末梢水道微相的物性次之，为粉砂岩、泥质粉砂岩，孔隙度10 % ～ 12 %，渗透率0.127×10-3～ 1.22×10-3μm2；扇根亚相主水道微相的物性较差，为砾岩、含砾砂岩，孔隙度8 % ～ 10 %，渗透率0.083×10-3～ 1.54×10-3μm2，难以形成有效的储层（图7）。

3.2 成岩作用对砂砾岩储层物性的控制

3.2.1 压实作用对储层物性的影响

由于岩石组分的多岩屑、双模态或复模态特点，该区储层经历了复杂的压实作用。埋藏深度对压实作用强度还是有所控制，上部压实程度稍低，颗粒间多为线接触，偶有点接触；储层下部随着埋深变大，压实作用增强，颗粒间为线接触。另外，研究区砂砾岩储层孔隙度与渗透率相关性较差（图8），说明该类砂砾岩经受了较强的压实作用改造，造成储层孔隙类型和孔隙结构非常复杂所致。

3.2.2 胶结作用对储层物性的影响

胶结作用对储集物性影响较大，特别是晚期胶结作用，可使储层物性变差[6]。该区砂砾岩储层的胶结作用主要为碳酸盐胶结作用及泥质胶结（图9）。碳酸盐胶结物在本区以铁方解石为主，百分含量最高可达22 %；泥质胶结物主要为绿泥石为主，高岭石次之。因此造成储层低孔、低渗的主要因素是强烈的碳酸盐胶结及黏土矿物大量充填所致。

图7 研究区BG4井砂砾岩不同沉积微相物性特征

图8 平湖地区主断裂下盘砂砾岩储层孔隙度与渗透率关系图

图9 研究区砂砾岩储层胶结物分布特征

3.2.3 溶蚀作用对储层性的影响

在一定的成岩环境中，碎屑岩中的颗粒、杂基、胶结物、自生矿物等都可以发生一定的溶蚀作用，这是造成碎屑岩储层次生孔隙最主要的成岩作用[7]。后期溶蚀作用可使物性变好或改善。溶蚀流体不仅可扩大、增加岩石孔隙，还改善孔隙的连通性和渗流条件， 提高渗透率。研究区砂砾岩以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，其中砂砾岩的成分以凝灰质火山岩为主，并且胶结物大部分为碳酸盐类，这些易溶组分为后期溶蚀作用提供了可溶蚀的物质基础；同时储层中有机酸性流体的存在为溶蚀作用的发生提供了必备条件，有机酸性流体既可以阻止自生矿物的增长又可以溶解矿物形成新的溶蚀空间；溶蚀作用还可以使孤立的构造微裂缝连通，为油气的储集、运移提供有效的储集空间和通道。

3.3 岩石学特征对砂砾岩储层物性的控制

3.3.1 岩石结构对储层物性的影响

岩石结构对储层物性的影响主要表现在粒度和分选性对储层物性的影响。本区储层粒度变化较大，从砾岩至粉砂岩都有，由于储层埋藏深，经历的后期改造较大，粒度与物性的相关性不大，无明显的规律性。本区由于近物源，碎屑物搬运距离短、快速堆积，分选性总体较差，这是造成本区储层渗透率低的原因。

3.3.2 岩石颗粒成分对储层物性的影响

本区砂砾岩储层碎屑颗粒组分的一个十分重要的特征就是石英含量相对较低，而岩屑含量高，且岩屑主要为中酸性喷出岩岩屑及部分变质岩岩屑。喷出岩岩屑一般多属于塑性—半塑性岩屑，在压实作用下比石英更易变形，从而降低岩石有效的储集空间及通道的连通性。

4 结论

（1）研究区砂砾岩储层以砂质砾岩和砾质砂岩为主，结构成熟度和成分成熟度都不高；孔隙类型以粒间孔为主，其次为粒间溶孔和粒内溶孔；储层储集性能总体上是中孔中渗到低孔低渗。

（2）该区砂砾岩沉积相为近岸水下扇，可进一步分为扇根、扇中和扇缘亚相，其中以扇中亚相辫状水道微相储层物性最好，可提供最有利的油气储集空间。经过对研究区成岩机理研究认为，影响研究区砂砾岩储层的主要成岩作用为压实作用、胶结作用和溶解作用。压实作用和胶结作用为破坏性的成岩作用，溶蚀作用为建设性的成岩作用。岩石结构及岩石颗粒成分均降低砂砾岩的孔隙空间。

[1]王国纯. 东海盆地地质构造特征[J]. 石油勘探与开发， 1986，13（6）： 1-8.

[2]王国纯. 东海盆地地质特征与油气富集有利地区探讨[J]. 石油实验地质， 1987， 9（1）： 42-48.

[3]周志武. 中国新生代沉积盆地[M]. 石油工业出版社， 1987.

[4]杨兆宇. 东海新生代沉积盆地的类型和成盆期[J]. 海洋地质与第四纪地质， 1992， 12（2）： 1-11.

[5]梁连喜， 蒲庆南， 梁若冰， 等. 东海西湖凹陷地质结构与局部构造特征[J]. 海洋地质译丛， 1997（3）： 1-6.

[6]王行信， 周书欣. 泥岩成岩作用对砂岩储层胶结作用的影响[J]. 石油学报， 1992， 13（4）： 20-30.

[7]黄洁， 朱如凯， 侯读杰， 等. 深部碎屑岩储层次生孔隙发育机理研究进展[J]. 地质科技情报， 2007，26（6）: 76-82.

Characteristics and Controlling Factors of Glutenite Reservoir in the Footwall of Major Pinghu Fault in Xihu Sag, East China Sea

LIU Chengxin
（Shanghai Petroleum Corporation Ltd., Shanghai 200041, China）

Based on the data of cores, thin sections, scanning electron microscopy, petrology and sedimentology, the author analyzed the characteristics of glutenite reservoirs in the footwall of Pinghu major fault in Xihu Sag, East China Sea, and thinks that the reservoirs are mainly composed of sandy gravels and gravelly sandstones, with middling maturity of texture and composition; the pore types are dominated by intergranular pore, followed by intergranular dissolved pore and intragranular dissolved pore; reservoir performance is generally in the scope of medium porosity and permeability to low porosity and permeability. The sedimentary facies of glutenite in the area belongs to the coastal subaqueous fan, and can be further divided into root fan, middle fan and marginal fan, of which the reservoirs of braided channel microfacies in the middle fan are the best in physical properties, and can supply the favorable reservoir space for oil and gas. The study of diagenesis mechanism in the study area shows that compaction, cementation and dissolution are the main diageneses that affect the reservoir property. Compaction and cementation are destructive diagenesis, and dissolution is constructive. The texture and composition of rock particles reduce the pore space of glutenite.

Glutenite reservoir; reservoir characteristics; controlling factor; footwall of major Pinghu fault; East China Sea

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.02.027

1008-2336（2017）02-0027-06

2016-11-18；改回日期：2017-01-03

刘成鑫，男，1977年生，高级工程师，2007年毕业于同济大学并获得博士学位，主要从事油气沉积储层及成藏研究工作。

E-mail：liucx@shpc.com.cn。