复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术及其在南海西部海域的应用*

尤 丽 张迎朝 杨希冰 吴仕玖 招湛杰 代 龙 钟 佳 徐守立

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

随着南海西部海域油气勘探程度的加深，勘探领域逐渐向中深层拓展，如莺歌海-琼东南盆地(简称莺-琼盆地)中新统[1]、北部湾盆地与珠江口盆地古近系[2]。南海西部中深层存在强非均质性[3]和低渗储层[4-6]、高温超压环境[5-7]，在沉积体、成岩场与流体作用等方面表现出复杂多样特点[8-9]，发育(扇)三角洲、水道-海底扇[1,10]等复杂沉积体，具有高温常压、高温超压等复杂温压场[11]，存在多期油气充注及CO2、大气淡水等流体作用[11-13]，因此，复杂沉积体、成岩场、流体作用背景下储层演化与形成机制是制约该地区中深层油气勘探突破的关键问题。而对于复杂领域储层而言，储集条件除与沉积、成岩和构造作用密切相关外，储层孔隙演化史与油气充注、特殊成因机制关系也很重要[14-15]。本文以莺-琼盆地中新统重力流水道-海底扇、高温超压储层与北部湾盆地乌石凹陷流沙港组二段(扇)三角洲、高温常压储层为例，系统研究其储层岩相-储集相特征，建立储层孔隙、成岩演化及与油气充注的匹配关系，明确储集条件形成机制，圈定有利储层分布，形成了复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术序列，应用于南海西部中深层重点油气勘探领域并取得了显著成效。

1 复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术序列

针对南海西部中深层面临的复杂沉积类型、成岩场背景、多类型流体作用，认识与刻画不同或相同沉积体储层岩相-储集相特征，划分区域沉积与成岩场特征，明确不同地质条件岩相、成岩和孔隙演化及与油气等流体充注的耦合关系，确定储层物性主控因素与有效储层成因机制，建立不同沉积体、温压场、流体影响的储层物性预测模型，叠合成储主控因素圈定有利储层分布区，预测有利区物性特征，为重点区带、目标评价及钻井部署提供依据，形成了复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术序列，主要包括以下3个方面。

1.1 岩相-孔喉结构精细表征技术

该技术是从沉积岩岩性、组分、结构、地球化学等方面剖析岩石学特征，并结合区域沉积、成岩等背景反映沉积与成岩环境响应记录，揭示沉积岩形成的沉积环境、成岩过程中成岩环境的演替，综合岩石薄片、常规压汞、恒速压汞、核磁共振等技术手段刻画储层孔喉结构特征。该技术实现了从定性到定量、从二维到三维、从评价到恢复、从静态到动态精细表征储层岩相及孔喉结构特征，恢复沉积环境及成岩过程，研究沉积环境、成岩环境、孔喉结构等对储层物性的影响，明确了不同沉积环境造成不同储集条件差异的原因，进而指出储层发育机制。

1.2 孔隙演化定量恢复及关键时刻储层物性预测技术

早期储层演化研究多限于对现今储层成岩类型、强度与储集性进行定性或半定量评价，缺乏储层成岩、孔隙演化与油气充注的配置研究[7]。孔隙定量化恢复及关键时刻储层物性预测技术是在区域岩相、成岩相、储集相研究的基础上，明确区域成岩演化、孔隙演化，建立区域成岩孔隙演化共生序列，并结合埋藏史与成藏史，明确成岩孔隙演化与成藏期次时间匹配关系，明确储层为“先致密、后充注”或“先充注、后致密”类型，进而确定上述不同储层类型有利储层控制因素，明确不同成藏期储层储集性、成岩相特征，预测成藏关键时刻储层物性特征，在一定程度上实现了储层演化与成藏条件的时空配置研究。

1.3 成岩-储集相定量评价及有利储层预测技术

以往多以沉积相或结合井点定性或半定量评价成岩相[5]和预测有利储层。对于中深层储层而言，成岩作用已是储层物性的关键影响因素，仅以沉积相带进行有利储层预测并不能完全解决优势沉积相储层物性非均质性的原因。成岩-储集相定量评价及有利储层预测技术是在宏观沉积体落实的前提下进行储层岩相、成岩相、储集相对比研究，根据区域孔渗演化与压实演化、胶结与溶解强度关系建立不同沉积体、温压场背景成岩相划分方案，对压实、胶结、溶蚀相进行定量评价与区域展布分析，剖析其对储集相发育的关键控制因素，叠合控制有利储层的关键岩相、成岩相与储集相分布，预测有利储层分布，建立区域孔渗演化模型，定量化预测有利区储集岩性、物性特征，指出有利勘探方向。

2 在莺-琼盆地中新统重力流沉积、高温超压领域的应用

2.1 储层特征

莺-琼盆地中新统梅山组和黄流组主要发育三角洲、滨海、浅海、海底扇和轴向水道沉积[1,16-17],其中重力流水道-海底扇沉积以粉、细砂岩为主，含少量中、粗砂岩，岩石类型主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩等。莺-琼盆地普遍发育高温超压背景，且由东方区—乐东区—乐东-陵水凹陷地温梯度变低[11]，进而导致由东方区—乐东区—乐东-陵水凹陷成岩、孔隙演化变慢。随着埋深由2 700 m增加至4 800 m，储层孔隙度纵向变化不明显，孔隙度主要为10%～15%(图1)，孔隙类型表现为以残余粒间孔为主、发育部分粒内溶孔的组合特点(图2)；储层渗透率变化大，主要为1～100 mD(图1)，非均质性强。以大乐东区为例，由于差异地温梯度分布与异常超压保护等作用，由斜坡区到凹陷中心进入相同成岩阶段的深度明显加深，成岩演化变慢，相同层位以浅埋藏的斜坡区储层厚度、物性最优，凹陷斜坡带的乐东B区孔隙度在10%左右，低孔特征为主；凹陷中心的乐东A区尽管埋深在3 800 m附近，仍然发育中孔。

图1 莺-琼盆地中新统储层物性演化特征

图2 莺-琼盆地中新统储层微观特征

2.2 有利储层控制因素

莺-琼盆地中新统重力流、高温超压储层储集条件形成受控于差异沉积体的母质与高温超压、天然气充注、超压形成时间等因素影响的差异压实、胶结影响。

不同粒级砂岩渗透率随埋深演化特征显示(图1c)， 在相近埋深条件下，储集岩粒度越粗，渗透率明显偏好。东方区埋深2 700～3 300 m的细砂岩渗透率明显优于极细砂岩，粉砂岩的渗透率明显较差；大乐东区发育东、西两大物源影响的水道-海底扇沉积储层[1,16-17]。类比东方区，认为凹陷中心以西物源的较粗、低泥质杂基沉积体最有利；凹陷斜坡以东物源的厚层、粗粒沉积体抗压实程度强，利于深部有利储层发育，相近埋深储层物性较好。对于乐东-陵水凹陷，斜坡区陵水A区极细砂岩渗透率优于粉砂岩，且往凹陷中心方向的2井泥质杂基含量较低，储层渗透率较好，凹陷方向中砂岩渗透率优于细砂岩。这表明，沉积环境造成的储集岩厚度、粒度与泥质杂基含量是该地区有利储层的重要控制因素。

区域温压场显示，东方区—乐东区—乐东-陵水凹陷普遍发育高温、超压，且由东方区—乐东区—乐东-陵水凹陷、由斜坡—凹陷斜坡—凹陷中心，相同层位地温梯度降低、压力系数增强[11,18-19]，进而成岩演化变慢，对应进入各成岩期深度变深(图3)，这是东方区埋深2 700～5 000 m储层孔隙度纵向变化不大且发育粒间孔+次生孔孔隙组合的主要原因，也是乐东区相近埋深条件下凹陷中心储层孔隙度明显优于斜坡区或凹陷斜坡区的主要原因。乐东区凹陷中心发育较早期超压[11,19]、天然气充注[20-21]，该时期储层压实程度不强，孔隙度在15%左右，利于天然气充注成藏；同时早期超压、天然气充注一定程度抑制了压实、胶结作用进行，保护了粒间孔，由凹陷中心往斜坡区受钙质胶结影响增强；凹陷斜坡区发育较晚期超压、天然气充注，受压实作用影响程度强于凹陷中心；斜坡区不发育超压，钙质胶结强，储层物性随埋深增加呈显著变差趋势。由此可见，高温超压、天然气充注是影响该地区有利储层发育的关键因素。

2.3 有利储层分布与预测

莺-琼盆地中新统重力流沉积、高温超压领域发育“早期天然气充注、超压形成，晚期成岩演化中等—致密”与“早期成岩演化致密，晚期天然气充注或超压形成”两种演化模式，定量刻画区域成岩相分布，并叠合区域沉积-成岩相分布以预测有利储层分布。以乐东区为例(图4)，发育早期超压、天然气充注保护孔隙演化模式的凹陷中心储层条件最为有利，如乐东A-3等有利目标预测埋深3 900～4 200 m储层孔隙度为13%～18%，属于低—中孔特征；其次为发育后一种演化模式的凹陷斜坡区，厚层粗粒砂体、中等—近强压实区相对有利，如乐东B-1、B-2、B-3，其中靠近凹陷中心、受胶结程度影响较弱的乐东B-1更为有利，预测埋深3 500～4 500 m的细、中砂岩储层孔隙度为10%～16%。基于上述研究结果，评价乐东A-3、B-1、B-2、B-3等为有利目标，并推动系列钻探，获得了天然气地质储量，其中LDB-3a井深层获得80余米气测异常，LDB-1c井深层测试获得商业有效气藏发现。

图3 莺歌海盆地乐东区中新统黄流组储层成岩、孔隙演化与油气充注序列

图4 莺歌海盆地乐东区沉积成岩-储集相剖面

3 在北部湾盆地乌石凹陷始新统三角洲沉积、高温常压领域的应用

3.1 储层特征

北部湾盆地乌石凹陷始新统流沙港组二段发育(扇)三角洲[10,13]，储集岩以粉、细砂岩为主，北部斜坡带—乌石东区较南部陡坡带—凹陷中心储集岩粒度粗、含砂率高、单层厚度大。由于区域差异热流值与局部火山活动的影响，乌石凹陷存在南、北两个不同古地温场的成岩演化体系[3]，分别为北部较高古地温场与南部中等古地温场；从北部斜坡带—中区—南部陡坡带，进入各成岩期深度加深。钻井常规物性、铸体薄片分析表明，流二段储层储集性能具有明显的分区、分带性，横向上表现为北部—东北部斜坡带浅—中埋深的乌石9/2/1构造较南部陡坡带中—深埋的乌石7/13/6构造喉道粗、粒间孔发育、物性好，南部陡坡带西段深埋的乌石7/13构造较东段中—深埋的乌石6构造喉道粗、次生孔发育、物性好；纵向上储层物性随埋深增加而变差，相近埋深时南部陡坡带、凹陷中心物性好于东北部斜坡带，南部陡坡带西段物性好于南部陡坡带东段(图5、6)。

3.2 储层形成机制与主控因素

综合不同构造带成岩序列、不同岩性孔隙演化特征、镜质体反射率等参数，结合区域埋藏史、油气充注史[13]等，建立乌石凹陷流沙港组区域成岩、孔隙演化与油气充注序列(图6)，明确了流二段有利储层主控因素为沉积环境、水动力影响的粒度与泥质杂基含量、地温场造成的成岩演化与成岩强度以及溶解作用。

图5 北部湾盆地乌石凹陷流二段储层物性特征

图6 北部湾盆地乌石凹陷流二段储层成岩、孔隙演化与油气充注序列

乌石凹陷流二段北物源三角洲前缘水下分流河道由于物源供给充足、水动力强，储集岩含砂率高、粒度较粗、泥质杂基少，基本为有效储层，储层物性好于湖底扇沉积储层；由于储集岩厚度、粒度等差异，储层物性明显不同，相同沉积相带的储集岩厚度大、粒度越粗，抵抗压实能力越强，进入各孔隙带深度加深，相近埋深条件下储集性能更优(图6)。因此，强水动力条件形成的厚层、粗粒储集岩体是有利储层形成的前提。

差异地温场造成的差异成岩演化、成岩强度明显控制储层储集条件。流二段烃源岩在新近纪处于主要生排烃期[13]，此时流二段储层压实作用不强，储层孔隙度在25%左右(图6)，利于油气充注成藏，为“早期油充注成藏、后期成岩演化中等—致密”的储层演化模式；以压实程度较弱或较低古地温场区更加有利，表现为处于中等古地温场背景的南部陡坡带—中区，成岩演化程度较弱，相近埋深储层物性好于处于较高古地温场背景的乌石东区和北部斜坡，且埋深下限更深。

溶解作用的改善是深埋藏储层储集条件形成的重要因素。流二段储层埋深主要为1 800～4 000 m(图6)，处于中成岩阶段A—B期，此时有机酸大量形成，溶解不稳定组分形成次生孔隙，南部陡坡带西段乌石13构造由于不稳定组分含量较高且更靠近生烃中心，利于有机酸的溶解作用形成，形成以次生孔为主，发育粒间孔的孔隙组合，储层渗透率明显较好；而南部陡坡带东段乌石5、6构造不稳定组分含量较少且远离生烃中心，表现为粒间孔+少量次生孔的组合，储层渗透率差。

3.3 有利储层分布与预测

在区域沉积体落实的前提下，通过分析区域储层展布特征，定量评价压实作用并对压实相进行分布预测，叠合沉积相、压实相等主控因素分布与储层类型分布，从而圈定区域有利储层分布(图7)。北部斜坡带、东区反转带的三角洲沉积、弱—中等压实区为最有利储层分布区；(扇)三角洲沉积水下分流河道沉积体、中等—近强压实区或强溶解区可以发育有利储层。上述研究结果有力支持了系列目标评价，其中乌石2、1W构造钻探获得中产商业油层发现，储层为中孔、中渗；南部陡坡带与北部斜坡(扇)三角洲沉积、近强压实区的乌石5、6构造发现了厚层油层；南部陡坡西段扇体不稳定组分含量较高、靠近生烃凹陷中心的中等—强溶蚀区储层优，据此成功评价了该区深层领域目标，WS8-1井深层获得厚层油层发现，推动了该区域的勘探。

图7 北部湾盆地乌石凹陷流二段沉积压实-储集相分布

4 结论

1) 针对南海西部海域中深层复杂沉积体、温压场、多种流体作用背景下储层演化与有利储层形成机制等关键问题，建立了复杂沉积成岩场背景有利储层评价预测技术序列，主要包括岩相-孔喉结构精细表征技术、孔隙演化定量恢复及关键时刻储层物性预测技术和成岩-储集相定量评价及有利储层预测技术等。该技术序列应用于南海西部海域中深层重点油气勘探领域，取得了显著勘探成效。

2) 莺-琼盆地中新统重力流沉积、高温超压领域发育“早期天然气充注、超压形成，晚期成岩演化中等—致密”与“早期成岩演化致密，晚期天然气充注、超压形成”两种储层模式；储集条件受控于差异沉积体的母质与高温超压、天然气充注、超压形成时间等影响下的差异压实、胶结作用；凹陷中心储层条件最有利，其次为凹陷斜坡区。在该研究结果指导下成功评价了有利目标，钻探获得天然气商业发现。

3) 北部湾盆地乌石凹陷流二段(扇)三角洲、高温超压领域发育“早期油充注、后期成岩演化中等—致密”的储层模式，有利储层形成受控于沉积水动力造成的粒度与泥质杂基、差异地温场造成的成岩演化与成岩强度、溶解作用等因素；北部斜坡为最有利储层发育区，其次为南部陡坡和凹陷中心。在该研究结果指导下成功评价了有利区带，推动了区域勘探。

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