北部湾盆地乌石凹陷流一段储层物性主控因素研究

尤 丽 招湛杰 吴仕玖 李 才 代 龙 徐守立

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524907）

0 引言

乌石凹陷是南海北部北部湾盆地已证实的富生烃凹陷之一［1-2］，其东南靠流沙凸起，北邻企西隆起，西部及西南部以流沙凸起与海头北凹陷和迈陈凹陷相隔。乌石凹陷自下而上发育古近系长流组、流沙港组、涠洲组和新近系下洋组、角尾组、灯楼角组以及第四系地层，其中流沙港组和涠洲组为主要的含油气层段。古近系流沙港组储层是重要的勘探层系，且在东区以流沙港组二段和流沙港组三段勘探为主，中区以流沙港组一段为主。乌石凹陷中区已钻井揭示，从古近系流沙港组二段至涠洲组发育多套储盖组合，主力层段流沙港组一段Ⅴ油组上覆滨浅湖泥岩与其下伏三角洲砂岩是组合之一。区域沉积研究认为，流沙港组一段Ⅴ油组储层为北部物源三角洲相、南部物源扇三角洲相、西北部物源滨 — 浅湖滩坝相沉积，为三大物源体系。乌石凹陷中区流沙港组一段Ⅴ油组储层埋深为2 800～4 200 m，属于深埋藏储层，由于埋深大，成岩作用强，储层物性以低渗为主，局部发育中渗储层，且具有强非均质性特点［3］。为此，寻找有利储层是实现乌石凹陷增储上产、释放产能的首要问题，明确流沙港组一段储层物性非均质性的主控因素是有利储层分布确定的关键点。因此，开展乌石凹陷流沙港组一段储层特征展布研究，明确储层物性非均质性的主控因素，为乌石凹陷中区中深层有利储层分布、勘探目标优选，进而增储具有重要的现实意义［4-5］。

1 储层岩石学与储集性特征

根据已钻6口井的壁心、岩屑砂岩铸体薄片观察与统计，南部扇三角洲沉积的W5-1井、W7-4d井储集砂岩成分成熟度偏低，岩石类型近岩屑单元，以长石岩屑砂岩为主，个别为岩屑砂岩；北部三角洲与西北部滨浅湖滩坝的其余井储集砂岩成分成熟度较高，表现为长石岩屑石英砂岩和岩屑石英砂岩为主（图1）。

图1 乌石凹陷流沙港组一段Ⅴ油组储集砂岩成分图

根据4口井的岩心、壁心实测物性对比（表1），流沙港组一段Ⅴ油组以三角洲相的W7-2井物性最好，为低孔、中—低渗特征，孔隙度变化在3.8%～18.2%间，平均为10.6%，渗透率平均为22.8 mD。W7-3井与南物源扇三角洲前缘的W5-1井、W7-4d井物性相对较差，W5-1井略好于W7-3井、W7-4d井，W5-1井的平均孔隙度为12.6%，平均渗透率为14.5 mD，为低孔、低渗特征。W7-3井、W7-4d井分别为低孔、特低—低渗特征，低—特低孔、特低渗特征。

结合测井解释成果显示，西物源滩坝相的W2-1d井埋深较深，物性最差，由东往西、由北往南物性具变差趋势，相近埋深的W7-3井物性与含油气性明显差于W7-1井。孔隙类型是以次生孔为主、原生

表1 乌石凹陷流一段Ⅴ油组储层实测物性对比表

孔其次的组合型，次生孔以长石粒内溶孔和铸模孔为主，原生孔表现为粒间孔，发育高岭石晶间微孔。

2 储层物性非均质性的主控因素

2.1 沉积环境的先决控制

沉积环境对储层物性的影响体现在沉积相带、泥质杂基、粒度与分选性差异。沉积环境对储层物性的影响起着先决控制作用，表现为不同沉积相带由于粒度和分选性的差异，不仅决定着储层的原始孔隙度，而且影响着压实作用破坏原生孔隙的程度和溶解作用的次生改造程度。

研究区不同沉积相带物性对比显示（表1），北部三角洲相储层物性好于南部扇三角洲相储层，南部物源扇三角洲相沉积储层分选性以差、中等为主，低渗、特低渗储层，北部与西北部发育的三角洲沉积储层分选性以中等为主，中—低渗特征，西北部滨、浅湖滩坝相储层物性较差。分选性差是南部扇三角洲前缘相W5-1井与W7-4d井物性差的主要原因。三角洲相水下分流河道、河口坝、席状砂微相均可以发育有利储层，相比较而言，水下分流河道储层由于泥质杂基少、粒度粗、厚度大，其物性优于河口坝，席状砂微相储层物性较差。W7-1井目的层水下分流河道由于沉积水动力较强、泥质杂基含量较少，平均含量仅为1.9%，平均测井孔隙度为14.1%，储层物性好于河口坝，优于席状砂，河口坝和席状砂平均测井孔隙度分别为13.8%、13.4%，泥质杂基含量平均为3.9%、6.5%。沉积环境导致的粒度差异对储层物性的影响明显。当粒度中值小于1 000 μm时，储层物性与粒度中值呈明显的正相关性，说明粒度对该段储层物性影响较明显；当粒度中值大于1 000 μm，由于分选性的影响，储层物性与粒度中值呈一定的负相关性特征。

2.2 压实作用的破坏性影响

压实作用是破坏性成岩作用之一。储层砂岩在埋藏成岩过程中遭受强烈的压实作用，主要表现为颗粒重排、变形甚至产生压裂缝，并通过碎屑颗粒接触关系变化、压实损失的孔隙度与压实率来定性、定量评价压实强度。随着埋深增加，碎屑颗粒由点—线—凹凸、缝合状接触变化，压实率增大，压实强度增强，进而储层物性变差。压实损失的孔隙度与压实率通过以下公式进行计算：

研究区古近系储层物性随埋深变化显示，随着埋深的增加，压实率增大，由埋深2 900 m附近压实率65%左右变化到埋深3 800 m附近压实率80%左右，局部甚至高达90%以上，压实强度增强，储层物性变差，压实作用是储层纵向物性变差与目的层表现为低渗为主的主要原因。结合成岩参数，伊／蒙混层中蒙脱石的含量为5%～25%，确定流沙港组一段Ⅴ油组处于中成岩阶段A2期—中成岩阶段B期，压实程度较强。横向对比显示，流沙港组一段Ⅴ油组储层压实率由东W7-2井细、中砂岩与粗、极粗砂岩分别为80.3%、65.7%，往西W7-4d井细、中砂岩与粗、极粗砂岩分别为99.2%、82.2%，呈增大趋势（图2），压实强度增强，对应储层物性变差，这说明压实强度的不同是横向物性差异的重要控制因素。相对比，粗、极粗砂岩较细、中砂岩相近埋深压实率明显较小，反映了粗砂岩在成岩过程中的抗压实能力强于细、中砂岩，这是因为粗砂岩刚性石英颗粒和石英岩屑含量高，抗压实能力强，有利于原生孔隙保存，进而储层物性好［5］70。

图2 乌石凹陷流沙港组一段Ⅴ油组不同储集砂岩压实率对比图

2.3 自生高岭石胶结影响

胶结作用对储层物性的影响体现在胶结物的成分与强度上。砂岩铸体薄片与扫描电镜观察表明，研究区胶结物总体不发育，胶结物平均含量为0～5%，以自生黏土为主，局部发育石英加大边，偶见碳酸盐胶结物（含量总体小于5%）对储层物性影响不大。自生黏土表现为以自生高岭石为主。研究区自生高岭石尽管含量不高，但其呈片状和蠕虫状集合体充填于粒间，堵塞孔隙，降低储层物性。储层物性与自生黏土含量的关系图显示（图3），孔隙度、渗透率与自生黏土含量呈一定负相关特征，也说明自生黏土高岭石胶结是本区储层物性重要的影响因素，尤其是对渗透率影响更加显著。本区各井自生高岭石不同程度发育，W7-3井自生高岭石含量明显较高，含量大于3%，严重堵塞孔隙，这是造成相近埋深、相近压实强度W7-3井的物性差于W7-1井的主要原因。W7-4d井与W5-1井发育部分高岭石充填，W7-2井仅有少量高岭石充填孔隙，含量小于1%，是其物性较好的原因之一。W7-3井由于较高自生高岭石胶结影响，测井响应上其自然伽马与密度明显大于W7-1井（图3），由于其密度较大，在均方根振幅属性上异常明显。

图3 乌石凹陷流沙港组一段V油组储层物性与自生黏土、测井参数关系图

自生高岭石形成多与自生蒙脱石在成岩酸性条件下向高岭石转化及长石等不稳定组分溶解产生高岭石沉淀有关，但由于长石溶解机理不同等原因，高岭石沉淀位置及其对物性的影响不同。由于大气淡水淋滤形成［6］，表现为近断裂带储层溶解作用强，物性好，自生高岭石含量较高；远离断裂则正好相反。与有机酸溶解沉淀有关［7］，表现为近烃源岩溶解强，储层物性好，高岭石少沉淀；远离烃源岩低压区，溶解作用较弱，储层物性较差，高岭石沉淀多。与含油气酸性流体的充注有关［8-9］，该类自生高岭石明显受控于油源断裂，表现为近油源断裂，储层物性好，高岭石沉淀较少，形成油气藏；远离油源断裂，储层物性较差，高岭石沉淀多，含油气性较差，同时具有自生高岭石、伊利石、绿泥石和自生石英的自生矿物共生特征。研究区目的层自生高岭石的形成主要与含油气酸性流体的充注对长石溶蚀溶解有关，明显受控于油源断裂，近油源断裂的W7-1井区含油气的酸性流体沿油源断裂快速向上运移，对流沙港组一段Ⅴ油组储层溶蚀溶解，形成次生孔隙，产生的高岭石被易流动的孔隙水带走，很少沉淀，W7-1井区储层物性好进而成藏；W7-3井远离油源断裂，由流沙港组二段烃源岩产生的含油气酸性流体只能沿不整合面或储集层缓慢的运移，对储层溶蚀溶解产生的高岭石难被带走，就地沉淀，进而形成储层物性差难以成藏的特点。

2.4 强溶解作用的显著改善

通过已钻井铸体薄片与扫描电镜观察，研究区流沙港组一段Ⅴ油组储层溶解作用发育，且以有机酸溶解长石等不稳定组分形成次生孔隙，明显改善储层物性。Surdam R C和Crossey L J等的实验表明，在进入生油窗之前，有机质热演化过程中产生的有机酸对不稳定组分进行溶蚀溶解，形成次生孔隙，这一过程主要发生在有机质低成熟—成熟阶段［10］，对应为中成岩阶段A期。根据伊／蒙混层中蒙脱石的百分含量、镜质体反射率等参数演化与储层岩石接触关系等特征，确定乌石中区在埋深1 900～2 850 m附近处于中成岩阶段A1期，埋深2 900～3 400 m处于中成岩阶段A2期，目的层流沙港组一段Ⅴ油组埋深多处于3 000～3 600 m，局部埋深超过4 000 m，泥岩黏土矿物伊／蒙混层中蒙脱石的含量主体处于15%～25%，部分小于15%，甚至低于10%，测得的镜质体反射率Ro为0.5%～0.7%，碎屑颗粒以线接触为主，确定处于中成岩阶段A～B期。另外，各黏土矿物在适宜条件下可发生转化［11-12］，在转化过程中脱出的层间水及含H+的酸性混合液对不稳定矿物溶蚀溶解，形成次生孔隙。

3 优质储层分布

通过上述研究认为，沉积环境对乌石凹陷中区流沙港组一段Ⅴ油组储层物性起着显著的控制作用，压实强度是储层物性横向差异的主要控制因素，相近压实强度物性差异主要受控于油源断裂的自生高岭石胶结程度。对区域压实强度定量评价及进行平面展布预测（图4），总体由东往西南、由中等压实—近强压实—强压实—较强压实—强压实变化。综合沉积相带、压实强度展布与油源断裂，确定块1为优质储层区，其处于三角洲相、中等—近强压实，预测为中渗特征；块2东部与块4西北部为有利储层区，处于三角洲／扇三角洲相、强压实区，并发育油源断裂，粗、中、细粒砂岩均可发育有利储层，预测为低、中渗特征；块2西部、块3、块4东南部为次级有利储层区，其为三角洲／扇三角洲沉积储层，处于较强压实区，发育油源断裂，粗、中砂岩均可发育有利储层，预测为特低—低渗、见中渗特征。

图4 乌石凹陷中区流沙港组一段V油组沉积—成岩相分布图

4 结论

1）流沙港组一段Ⅴ油组储层埋深大于2 800 m，储集层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，部分为长石岩屑石英砂岩和岩屑石英砂岩；物性特征以低渗为主，局部为中渗。储层物性具强非均质性特点。

2）沉积环境对乌石中区流沙港组一段Ⅴ油组储层物性的先决控制作用明显，压实强度是储层物性非均质性的主要控制因素，高岭石胶结程度是相近压实强度物性差异的主要原因。

3）自生高岭石胶结程度受控于油源断裂，其形成主要与酸性流体的充注对长石溶蚀溶解有关，表现为近油源断裂储层物性好，高岭石沉淀较少，形成油气藏；远离油源断裂，储层物性较差，高岭石沉淀多，含油气性较差。

4）由储层发育控制因素确定区块1为优质储层区，预测其为中渗特征；块2东部与块4西北部为有利储层区，预测其为低、中渗特征；块2西部、块3、块4东南部为次级有利储层区，预测为特低—低渗、见中渗特征。

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