东海盆地西湖凹陷花港组储层孔隙演化与油气充注关系

刘 勇，徐国盛，曾 兵，徐昉昊，张 武，高 耀，袁海锋

(1.成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610059；2.中海石油(中国)有限公司 上海分公司，上海 200335)

西湖凹陷是中国近海海域油气资源较丰富且具有较大勘探开发潜力的沉积凹陷之一[1-4]。西湖凹陷致密砂岩气资源量巨大，约占整个凹陷天然气总资源量的80%[5]。随着西湖凹陷渐新统花港组和始新统平湖组低渗致密砂岩气勘探不断取得突破，天然气探明储量快速增长，目前，低渗致密砂岩气已成为该区油气勘探开发的主体[6]。然而低渗致密砂岩储层非均质性强，孔隙度低、连通性差，储层致密化与油气充注的先后顺序直接关系到低渗致密砂岩能否形成有效的油气聚集[7-8]。本文对西湖凹陷中央反转构造带中北部低渗致密砂岩储层进行研究，在储层基本特征分析基础之上，采用岩石薄片鉴定、扫描电镜、电子探针、流体包裹体分析等测试技术，利用孔隙恢复定量计算方法对花港组储层孔隙演化进行系统恢复，并进一步探讨孔隙演化与油气充注的关系，以期为本地区花港组低渗致密砂岩气勘探提供依据。

1 区域地质背景

西湖凹陷位于东海陆架盆地东北部，呈北北东向展布，南北长约400 km，东西宽约100 km，面积约5.18×104km2(图1)[9]。

西湖凹陷形成始于晚白垩世，为一典型的弧后裂谷凹陷，其构造演化经历了始新世的断坳期、渐新世—中新世的拗陷期和上新世—第四纪的整体沉降期3个重要阶段。根据新生代的构造格局、沉积特点、断裂发育及油气富集等特征，由西向东可将西湖凹陷划分为西部缓坡(斜坡)带、中央反转构造带和东部陡坡断隆带3个次级构造单元。凹陷内以新生代碎屑沉积为主，其沉积厚度达9 000～15 000 m，地层自下而上依次为：古新统(E1)、始新统瓯江组(E21o)和平湖组(E22p)、渐新统花港组(E3h)、中新统龙井组(N11l)、玉泉组(N12y)和柳浪组(N13l)、上新统三潭组(N2s)及第四系东海群(Qdh)[10](图1)。本次研究的目的层为花港组，其纵向上可划分为上、下两段。按自上而下进行地层细分，花港组上段包含H1—H5共5个小层，花港组下段包含H6—H12共7个小层。

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

图1 东海盆地西湖凹陷构造位置及地层综合柱状图

研究区花港组主要为河流相沉积，单套砂体累积厚度最大可达上百米，其储层物性具有较强的非均质性。通过对1687件岩石薄片的观察发现，研究区花港组砂岩的石英含量普遍在62%～80%，长石含量为15%～20%，岩屑含量为16%～25%。按赵澄林等砂岩分类命名原则[11]，花港组储层的岩石类型主要是长石岩屑质石英砂岩，占各类砂岩总量的91.7%；少量的长石质石英砂岩和长石砂岩，分别占砂岩总量的4.62%和2.07%；其余各种砂岩(长石质岩屑砂岩、岩屑砂岩、岩屑石英砂岩)在含量上均不足1%(图2)。

此外，研究区花港组砂岩分选中—好，磨圆次棱—次圆，粒度总体较粗，主要为细—中砂岩，次为粗—中砂，少量砂岩甚至达到巨砂和砾石粒度级别，显示具有较高的结构成熟度。与西湖凹陷其他构造区相比，区内花港组砂岩具有杂基、胶结物、高岭石含量低的特征，其杂基平均含量为3.30%～4.97%，碳酸盐胶结物平均含量为1.0%～3.0%，硅质胶结物平均含量为0.51%～1.13%，高岭石平均含量仅为0.004%～1.27%。因此，中央反转构造带中北部花港组储层砂岩几乎均为洁净砂岩(杂基含量小于15%的砂岩)[12]。

2.2 储层物性特征

图2 东海盆地西湖凹陷中央反转构造带中北部花港组砂岩岩石类型

根据钻井岩心孔隙度、渗透率实测资料统计发现，研究区花港组储层孔隙度集中分布在6%～12%，渗透率差异性较大且集中分布在(0.1～10)×10-3μm2，表明花港组储层物性较差，整体上属于致密砂岩储层。依据《SY/T6285-1997中国石油天然气行业储层分级标准》[13]，区内花港组H3小层的储集物性相对较好，属于中孔—中渗和低孔—低渗储层；花港组H4和H5小层的储集物性次之，属于低孔—低渗和特低孔—特低渗储层；花港组H6和H7小层的储集物性最差，均属于特低孔—特低渗储层。

3 储层成岩序列与孔隙演化

3.1 储层孔隙恢复定量计算

研究区花港组从沉积埋藏到固结成岩过程中经历的各种成岩作用，都会对储层孔隙数量造成直接影响。为了探讨在各种成岩作用约束下储层孔隙的演化过程，本次研究将各种成岩作用视为理想的相对独立过程，利用孔隙定量恢复计算方法对储层孔隙演化进行定量恢复，最后将恢复计算结果与岩石样品实测物性进行比对和误差分析，以确保恢复结果的可靠性[14]。

研究区花港组储层砂岩分选较好，可将其原始孔隙度Φ1设定为40%[15-17]，然后按照压实、胶结、溶解的成岩作用顺序，依次对各成岩作用结束后储层的残余孔隙度进行定量恢复计算。原始计算数据来源于研究区4口钻井的138个花港组铸体薄片孔隙鉴定结果以及对应样品的实测物性资料。

利用公式1(表1)对压实作用结束后的储层孔隙度(Φ2)(包括早期胶结物占据孔隙和现今残余原生孔隙)进行计算，结果显示压实作用导致储层86.88%的原生孔隙损失，Φ2仅为4.44%～7.23%，平均值为5.21%。胶结作用是导致储层孔隙度降低的另一个重要成岩因素。据公式2(表1)计算，胶结作用后的储层孔隙度(Φ3)保持在1.55%～3.52%之间，平均值为2.29%。溶解作用对于储层孔隙度和渗透率的改善具有积极的建设性作用。利用公式3(表1)对溶解作用增加的储层孔隙度(Φ4)进行计算，结果显示溶解作用使储层孔隙度增加5.45%～8.41%，平均增加6.46%。花港组储层在各种成岩作用的综合影响下，计算的现今平均孔隙度(Φ5)最终降低至8.75%。由于微裂缝对花港组储层孔隙贡献不大，故微裂缝暂未纳入本次恢复计算中。

表1 东海盆地西湖凹陷花港组储层孔隙恢复定量计算公式及选取参数

表2东海盆地西湖凹陷花港组储层孔隙恢复定量计算结果

Table2QuantitativecalculationresultsofreservoirporosityrecoveryofHuagangFormationinXihuSag,EastChinaSeaBasin%

井号层位压实后孔隙度Φ2胶结后孔隙度Φ3溶蚀增加孔隙度Φ4计算现今孔隙度Φ5实测现今孔隙度Φ6D1H34．572．228．4110．6312．55D4H37．233．526．259．779．76D5H54．601．555．457．007．17D6H3-H54．441．875．727．597．62平均值5．212．296．46 8．75 9．28

另外，本次花港组储层Φ5与实测现今平均孔隙度(Φ6=9.28%)相差较小(表2)，其绝对误差仅为0.53%，相对误差也仅为5.71%，表明孔隙恢复计算过程的可信度较高。

3.2 储层成岩序列与孔隙演化

借助岩石薄片鉴定、电子探针、镜质体反射率(Ro)、黏土矿物X衍射分析、烃源岩最大热解峰温(Tmax)、包裹体均一温度等分析测试资料，依据《SY/T5477-2003碎屑岩成岩阶段划分标准》[18]，按照自生矿物和成岩事件的先后顺序，将花港组储层经历的成岩序列划分为：同生阶段、早成岩阶段(A、B期)、中成岩阶段(A、B期)。将成岩序列划分与孔隙恢复定量计算有机结合，可以实现对各成岩阶段下花港组储层孔隙的系统恢复，并建立起完整的储层成岩—孔隙演化模式。

3.2.1 同生阶段

研究区花港组在同生阶段经历的主要成岩作用有：铝硅酸盐骨架颗粒的水化作用，有机质的有氧呼吸作用，泥微晶碳酸盐的胶结作用(如早期菱铁矿)。由于埋深增大，松散沉积物受到的上覆岩层载荷逐渐增加，同生阶段开始出现压实作用，使得碎屑颗粒间的原生粒间孔隙度从最初的40%下降至25%～30%，此时碎屑颗粒间接触关系以点接触为主。

3.2.2 早成岩阶段A期

当埋藏深度超过1 000 m并进入早成岩阶段A期，花港组经历的主要成岩作用为压实作用，此时储层砂岩处于弱固结—半固结状态。早成岩阶段A期花港组成岩流体介质偏碱性，储层砂岩开始出现围绕碎屑颗粒生长的早期环边绿泥石胶结物(图3a)，而局部pH值相对较高的层段还可见堵塞部分原生粒间孔的方解石胶结物(图3b)。早成岩阶段A期结束时，花港组储层孔隙度降低至20%～30%。

3.2.3 早成岩阶段B期

当埋藏深度介于1 500～2 500 m时，花港组储层进入早成岩阶段B期。该成岩阶段花港组储层的伊/蒙混层(I/S)中蒙皂石含量为50%～70%。随着地层温压的升高，蒙脱石向伊利石转化，长石或泥质蚀变成因的自生高岭石开始胶结(图3c)，石英次生加大也开始发育，这导致储层孔隙度降低1.28%。压实作用继续进行并导致储层原生粒间孔隙度累计损失了25.97%。与此同时，淋滤下渗的大气淡水与早期有机酸成因的混合酸性流体使得花港组成岩环境逐渐趋于酸性。铝硅酸盐矿物、杂基、岩屑等在酸性溶解作用下开始形成少量溶蚀孔隙和杂基微孔，储层孔隙度增加1.53%。早成岩阶段B期结束时，花港组储层孔隙度保持在14.28%。

3.2.4中成岩阶段A期

当花港组埋藏深度在2 500～3 800 m时，储层开始进入中成岩A期。随着地层温压的进一步升高，黏土矿物转化速度逐渐加快，伊/蒙混层(I/S)中蒙皂石含量降低至35%～50%。压实作用继续对花港组施加影响，颗粒接触关系开始以线接触为主(图3d)，压实作用导致原生孔隙度损失掉7.94%。此外，石英的次生加大进一步使孔隙度降低0.62%。此时烃源层中的有机质开始进入低成熟—成熟阶段(Ro=0.5%～1.3%)。伴随有机质大量生成油气，以有机酸来源为主的酸性流体开始向花港组储层大量充注。在较强的酸性成岩环境下，储层中的长石、岩屑等易溶矿物组分受到强烈的溶解作用而形成众多次生溶蚀孔隙(图3e)，储层孔隙度增加4.63%。中成岩阶段A期结束时，花港组储层的孔隙度降低至10.35%。

3.2.5 中成岩阶段B期

图3 东海盆地西湖凹陷花港组储层成岩作用特征

a.早期环边绿泥石胶结,D3井,5 097 m,H9,20×10(-)；b.局部原生粒间孔充填早期方解石胶结物,D3井,4 695 m,H6,10×10(-);c.自生高岭石胶结,D1井,2 774 m,H2,10×10(-);d.碎屑颗粒呈线接触,D1井,3 090 m,H3,10×10(+);e.岩石受到强烈酸性溶蚀,D1井,3 127.3 m,H3,10×10(-);f.碎屑颗粒局部凹凸接触,D4井,4 381 m,H5,10×10(+);g.长石粒内溶孔充填晚期铁方解石,D2井,5 057 m,H9,5×10(-);h.铁白云石呈不规则分布,D2井,5 086 m,H9,10×10(-);i.自生黏土矿物堵塞粒间孔隙,D5井,3 896 m,H3,10×10(+)

Fig.3 Diagenesis characteristics of Huagang Formation in Xihu Sag, East China Sea Basin

当埋藏深度超过3800m时，花港组储层进入中成岩阶段B期。此时，烃源层中的有机质处于高成熟阶段(Ro=1.3%～2.0%)，储层中伊/蒙混层(I/S)中的蒙皂石含量仅为15%～35%。由于压实作用贯穿花港组整个成岩过程，受其影响碎屑颗粒间开始出现更为紧密的凹凸接触(图3f)。随着中成岩阶段A期的溶蚀作用对有机酸性物质的大量消耗，加之有机质脱羧基作用减弱，CO2来源减少，使得花港组储层的成岩环境在中成岩阶段B期逐渐向碱性演变，次生溶蚀孔隙发育速度也随之减缓。在酸碱成岩环境过渡期间，溶蚀作用增加孔隙度仅为0.3%。进入弱碱性成岩环境后，储层开始出现充填于剩余原生粒间孔及次生溶蚀孔的铁方解石和铁白云石(图3g，h)、自生伊利石和自生绿泥石等黏土矿物堵塞孔隙(图3i)、局部长石的次生加大等成岩现象。储层孔隙度在以上各类胶结作用下降低了1.02%。由于此时大部分花港组储层逐渐趋于致密，压实作用对储层物性影响减弱，压实减孔仅为0.88%。最终花港组储层平均孔隙度降低至8.75%。

4 储层孔隙演化与油气充注关系

4.1 实验方法和研究依据

油气包裹体实验样品取自东海盆地西湖凹陷中央反转构造带中北部D4井的花港组H3和H4小层；分析测试单位为核工业北京地质研究院分析测试研究中心，测试仪器为LINKAM THMS 600型冷热台和LabRAMHR-800型激光共焦拉曼光谱仪；检测方法和依据为《EJ/T 1105—1999矿物流体包裹体温度的测定》[19]，实验温度25 ℃，湿度40%。

本文根据含油气包裹体赋存的自生成岩矿物形成世代，结合流体包裹体的岩相学特征和含油包裹体丰度指数(GOI)分析，确定含油气包裹体的发育期次，再结合包裹体期次和包裹体均一温度确定油气充注期次和时间。

4.2 花港组油气充注期次

流体包裹体保存了矿物形成时的各种原始地球化学信息(如压力、温度、pH值、盐度等)[20-22]，其中含烃流体包裹体对于指示沉积盆地内的含油气流体活动及其成藏规律具有重要的研究价值。

通过对花港组储层流体包裹体岩相学特征分析发现，能够反映油气充注活动的含烃包裹体主要赋存于石英次生加大边、切穿石英颗粒(或加大边)的成岩期后微裂隙以及方解石胶结物中(表3)。通过将花港组H3和H4小层306个含烃盐水包裹体均一温度测定结果与研究区埋藏史、热演化史对比发现，储层在埋藏成岩过程中至少经历3期油气充注(表3)。

4.2.1 第一期油气充注

第一期油气充注大约发生于19～17 Ma(表3)，对应少量均一温度区间为96～105 ℃的含烃盐水包裹体。该期油气充注来源于有机质早成熟阶段所释放的少量烃类，因此油气充注规模小(GOI<1%)且仅被形成时间早的Ⅰ期方解石胶结物所捕获。尽管第一期油气充注的成藏意义不大，但有机质在早成熟阶段排出的有机酸性流体却能对储层进行有效溶蚀，从而促进早期次生溶蚀孔的形成，并在一定程度上改善储层物性。

4.2.2 第二期油气充注

第二期油气充注大约发生在17～9 Ma(表3)，对应均一温度区间为118～150 ℃的含烃盐水包裹体。该期油气充注来源于有机质低成熟阶段(Ro=0.5%～0.7%)所释放的烃类，其形成的流体包裹体主要赋存于石英次生加大边中。第二期油气充注持续时间长，规模相对较大，对应石英次生加大边中流体包裹体的含油气性相对较高，含烃盐水包裹体丰度中等 (GOI=1%～3%)，液烃包裹体(褐色)含量高达90%左右，气烃包裹体(深灰色)占10%左右。

激光拉曼光谱(LRS)分析结果(图4)显示，第二期油气充注对应的流体包裹体中C谱峰位置为336.0 cm-1和1 605.9 cm-1，CH4谱峰位置为2 910 cm-1，且C谱峰和CH4谱峰所在位置面积较大，反映充注流体中含有大量CO2和CH4。加之发育有多期石英次生加大边，说明第二期油气充注过程中花港组储层处于强酸性成岩环境，这与有机质脱羧基生成大量有机酸有关。

4.2.3 第三期油气充注

表3东海盆地西湖凹陷花港组油气充注期次与含烃包裹体赋存矿物关系

Table3RelationshipbetweenhydrocarbonchargingstageandauthigenicmineralreservedhydrocarbonbearinginclusionsofHuagangFormationinXihuag,EastChinaSeaBasin

图4 东海盆地西湖凹陷花港组第二期油气充注有机包裹体激光拉曼光谱分析结果

图5 东海盆地西湖凹陷花港组第三期油气充注有机包裹体激光拉曼光谱分析结果

第三期油气充注时间较晚，大约为7～0 Ma(表3)，对应花港组H3小层第Ⅱ期方解石胶结物的形成。由于第Ⅱ期方解石胶结物中含烃盐水包裹体发育丰度较高(GOI=3%～4%)，局部方解石胶结物中GOI高达40%左右，其中褐色液烃包裹体含量约占70%，深灰色气烃包裹体含量约占30%。可见，第三期油气充注规模最大，是研究区花港组储层最主要的油气充注期。

根据包裹体均一温度分析认为，第三期油气充注时，花港组H3小层的储层已演化至中成岩A期末—中成岩B期。激光拉曼光谱(LRS)分析结果(图5)显示，H3小层捕获的含烃盐水包裹体仅见谱峰位置为2 918.6 cm-1的CH4，而未见CO2，表明此时储层中的有机酸性物质几乎被消耗殆尽。

花港组H4小层的储层物性相对较差，通过流体包裹体分析仅识别到1期油气充注(与H3小层的第三期油气充注时间对应)。H4小层埋藏更深，储层致密化时间相对较早，含烃盐水包裹体仅分布于较晚的Ⅱ期方解石胶结物中，而未能在早期石英次生加大边中检测到。可见H4小层对第三期大规模油气充注的捕获能力明显弱于H3小层，因而其油气成藏规模和勘探潜力也不及后者。

4.3 储层孔隙演化与油气充注期次耦合关系

研究区花港组储层成岩过程中孔隙演化与油气充注期次的耦合关系(图6)如下：

第一、二期油气充注分别发生在19～17 Ma和17～9 Ma，此时花港组处于埋深2 500～3 800 m的中成岩阶段A期，压实作用和胶结作用导致储层累积损失掉25%的孔隙度，并演变为平均孔隙度10.35%的低孔储层。尽管第一、二期油气充注对花港组油气成藏意义不大，但这2期油气充注带入的有机酸性流体却对储层物性改善起到了关键性作用。在酸性成岩环境下，花港组储层受到强烈溶解作用而形成大量次生溶蚀孔，储层孔隙度累积增加6.16%。在花港组储层逐渐趋于致密的背景下，酸性流体的溶解作用在较大程度上缓解了压实作用和胶结作用对于储层物性的破坏，并为后续大规模油气充注提供了有利的输导条件。

第三期油气充注发生在7～0 Ma，是区内花港组经历的规模最大、也是最重要的1期油气充注。该期油气充注时地层埋藏超过3 800 m，花港组储层遭受的压实作用继续增强，伴随着储层中有机酸性流体的消耗殆尽，孔隙流体逐渐趋于碱性，在钙质胶结(铁方解石、铁白云石为主)作用下岩石致密程度进一步提高，最终花港组储层演变为平均孔隙度8.75%的特低孔致密储层。第三期油气充注时花港组储层大部分层位已进入中成岩B期并致密化，此时埋藏较浅且处于中成岩A期末—中成岩B期的H3小层，依然维持在平均孔隙度为10.60%的低孔储层级别。因而相对储集物性更好的H3小层具有的油气成藏规模和勘探潜力也更大。

图6 东海盆地西湖凹陷花港组储层成岩—孔隙演化与油气充注期次耦合关系

5 结论

(1)西湖凹陷花港组致密砂岩储层孔隙演化依次经历了早成岩阶段B期的14.28%、中成岩阶段A期的10.35%和中成岩阶段B期的8.75%，其中压实作用、胶结作用分别导致总孔隙度降低34.75%和2.92%，而溶解作用使总孔隙度增加6.46%。花港组储层在成岩进程中孔隙演化表明，压实作用贯穿储层整个成岩过程，是导致储层孔隙大幅减少的根本原因；同时胶结作用对孔隙的破坏也不容忽视；溶解作用则有利于储层次生孔隙的形成，特别是中成岩阶段A期的强烈酸性溶解作用，对于花港组储层物性的改善起到了关键性作用。

(2)花港组储层至少经历3期油气充注。第一、二期(19～17 Ma和17～9 Ma)油气充注发生于中成岩阶段A期末以前，其成藏意义不大。但以上2期油气充注带入的有机酸性流体，对尚未致密的花港组储层物性改造起到了关键性作用，减缓了储层致密化进程，为后期大规模油气充注提供了有利条件。第三期(7～0 Ma)大规模油气充注发生在储层逐渐致密化的中成岩A期末—中成岩B期。此时埋藏较浅、尚未完全致密的花港组H3小层相对具有更好的储集物性和更高的油气捕获能力，因而H3小层是研究区现今花港组在总体致密化背景下相对最为有利的油气勘探目标。

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