埃及阿布吉拉迪盆地AESW区块上白垩统碎屑岩沉积相及储层特征

2018-12-04赫恩杰陈洪德王贺华张艺久柳世成欧阳静芸

成都理工大学学报（自然科学版） 2018年6期

田雨, 赫恩杰, 陈洪德, 王贺华, 徐兵, 何巍,袁浩, 张艺久, 柳世成, 邓勇, 欧阳静芸

(1．振华石油控股有限公司，北京 100031; 2.成都理工大学沉积地质研究院，成都 610059；3．成都北方石油勘探开发技术有限公司，成都 610000)

阿布吉拉迪盆地是埃及西沙漠地区最为重要的含油气盆地之一，因其发育以白垩系碎屑岩为主要储集层系而受到广泛关注[1-3]。目前关于该盆地白垩系碎屑岩沉积环境及储层方面的研究，主要是围绕上白垩统Abu Roas组C段(简称为AR-C段)展开[2,4]。而Abu Roash组G段(简称为AR-G段)作为重要的目的层段之一，相关的沉积微相及储层特征等方面研究还鲜有报道，沉积储层特征及分布规律认识不清楚，将直接影响油气勘探部署及后期开发方式的选取。开展碎屑岩岩石学分析，明确沉积微相类型及储层特征，对阿布吉拉迪盆地Abu Roash组碎屑岩储层整体高效勘探开发具有重要意义。

本文以阿布吉拉迪盆地Alam El Shawish West 区块(简称为AESW区块)上白垩统AR-G段碎屑岩为例，在前人研究的基础上，通过岩心、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、压汞实验、物性分析、地化分析数据及测井等资料分析，对碎屑岩沉积微相进行划分，并重点分析储层岩石学、储集空间、孔隙结构、物性特征、储层类型及储层控制因素等特征，希望能够为阿布吉拉迪盆地上白垩统碎屑岩的勘探开发提供地质依据。

1 地质背景

阿布吉拉迪盆地位于埃及西沙漠地区北部，北以卡塔拉隆起为界与北埃及盆地相隔，南为锡特拉地台，东部为卡塔尼亚-卡塔拉隆起(图1)。盆地呈东西向长条状不对称展布，东西长约330 km，南北宽为50～75 km[1]，面积约1.75×104km2[6]。

阿布吉拉迪盆地是在前寒武纪结晶基底之上发育的中生代-新生代沉积盆地[6]。基底由前寒武纪岩浆岩和变质岩组成。受构造运动影响，盆地发生多次抬升，导致多套地层遭受剥蚀，基底之上保留古生代寒武纪、奥陶纪、石炭纪以及侏罗纪以来的沉积地层(图1)。白垩系为盆地内部重要的目的层系，由下至上发育下统Kharita组、上统Bahariya组及Abu Roash组等多套储集岩。按照岩石类型及组合特征差异，Abu Roash组由上至下可以进一步划分为7个岩性单元：A、B、C、D、E、F、G，其中B、D、F段为碳酸盐岩集中发育层段，其他各段则主要为碎屑岩沉积。

AESW区块位于阿布吉拉迪盆地中部偏南地区，区内目前有6个油气田，分别为Kar、Ass、Bar、Mag、Bah及Bah-SE(图1)。AR-G段为区内重要产层之一，发育碎屑岩及碳酸盐岩沉积，其中碎屑岩为本次研究的重要目标。

图1 AESW区块位置及地层综合柱状图Fig.1 Location and stratigraphic column of the AESW Block (据IHS[5]修改,单井地层资料据Bah-5井)

2 沉积相类型及特征

在岩心观察的基础上，结合测井曲线及古生物组合特征，认为AESW区块AR-G段碎屑岩以潮坪沉积为主，主要发育潮间带及潮下带亚相，并可进一步划分为多种微相类型。划分标志主要包括：羽状双向交错层理、对称波状纹层、脉状层理、透镜状层理及双黏土层等典型的潮坪相沉积构造(图2)。另外，大量的小孢子、淡水藻类及小型浮游生物等混生，也是潮坪相沉积的一大特征。

图2 AESW区块AR-G段典型潮坪相沉积构造标志Fig.2 Typical tidal flat sedimentary structures of the Abu Roash G Member in the AESW Block

2.1 潮间带

潮间带发育低能的泥坪、高能的砂坪及中等能量的混合坪等微相。区内潮间带以泥坪及混合坪为主，其中泥坪岩石类型主要为灰-深灰色块状及层状泥岩，测井上为明显的高伽马反射。局部夹粉砂岩及极细砂岩条带，发育菱铁矿碎屑、壳体碎屑及生物扰动构造等(图3-A)。混合坪以浅灰-灰色极细-细砂岩、灰-深灰色泥质粉砂岩、灰色砂质粉砂岩及深灰色泥岩等互层沉积为主。发育平行层理、波状层理及脉状层理等，见生物扰动构造，生物碎屑发育(多为生物壳体碎片)。自然伽马呈中高值反射特征(图3-B)。

2.2 潮下带

潮下带以砂质沉积为主，区内主要发育潮汐水道及水下砂坝微相。

2.2.1 潮汐水道

潮汐水道沉积整体上呈下粗上细的正韵律变化特征，垂向上往往多期叠置发育，形成规模较大的砂体(图3-C)。水道底部可发育砾质砂岩等粗粒沉积物，与下伏地层呈侵蚀接触。其中砾石成分以泥质为主，向上砾石含量逐渐减少，泥砾长轴多平行于地层面，具定向分布特征，岩性较致密。向上过渡为中-细砂沉积，物性条件好，常见中等-严重油浸，导致岩石呈棕灰色(图3-C)，为区内重要的储层发育沉积微相类型。主要发育小型交错层理，局部见波状层理及脉状层理等。

2.2.2 水下砂坝

水下砂坝沉积整体上呈下细上粗的反韵律特征，垂向上常见多个向上变粗的砂坝叠加形成砂坝复合体。单个旋回内部向上由极细砂向细-中砂过渡，对应自然伽马值由下至上呈减小的变化趋势。常发育平行层理及波状层理，见小型交错层理及压扁层理等(图3-D)。物性条件较好，为区内另一重要的储层发育微相类型。

3 储层特征

3.1 岩石学特征

开展碎屑岩岩石学特征研究，对碎屑岩来源分析[7-11]、砂岩类型划分[8,10-11]、成岩作用类型[7,11-12]、储层特征分析[12-14]等具有重要意义。

岩心、薄片、扫描电镜及X射线衍射等结果表明：石英占据碎屑组分主体，包括单晶石英及多晶石英两类，并以单晶石英为主，单晶石英的质量分数可达75%以上，平均为57.9%；多晶石英较少，平均质量分数为1%左右。长石的质量分数为1.5%～11.5%，平均为5.6%。其中斜长石广泛发育，质量分数为0.5%～9%，平均为3.1%；钾长石在大部分样品中测得，质量分数多在4%以下。岩屑在部分样品中测得，成分主要为花岗岩及燧石等，质量分数多在2%以下。依据信荃麟的成分-成因分类方案[15]，AESW区块AR-G段砂岩类型主要为石英砂岩及长石质石英砂岩(图4)。砂岩粒度为极细砂-细砂级别，分选性中等-好，颗粒多呈次棱角-次圆状；主要为颗粒支撑，颗粒之间多呈线状、凹凸状接触：表现出较高的成分成熟度及结构成熟度特征。另外，云母、重矿物、不透明矿物、海绿石、磷酸盐、生物碎屑及碳质碎屑等颗粒均有发育，其中海绿石较为常见，平均质量分数为3.5%。

图3 AESW区块AR-G段潮坪相不同类型沉积微相综合柱状图Fig.3 Comprehensive column showing different tidal flat microfacies of the Abu Roash G Member in the AESW Block

图4 AESW区块AR-G段砂岩类型划分图Fig.4 Sandstone classification for the Abu Roash G Member in the AESW Block

胶结物类型多样，常见碳酸盐、黏土矿物、硅质及铁质等，局部见蒸发盐。其中碳酸盐胶结物以铁方解石为主，质量分数可达20%以上；菱铁矿在部分样品中发育，含量相对较少。黏土矿物以高岭石为主，个别样品的黏土矿物质量分数可达10%以上。硅质胶结物主要以石英次生加大的形式出现，质量分数一般在3.5%以下。黄铁矿普遍发育，但含量较低，质量分数<1.5%。蒸发盐胶结物以硬石膏为主，仅在个别样品中测得，质量分数多在2%以下。

3.2 储集空间类型

AESW区块AR-G段砂岩储集空间以孔隙为主(图5)，局部发育少量裂缝，规模较小。孔隙包括剩余原生粒间孔及次生的粒间、粒内溶孔等。其中剩余原生粒间孔形状较规则，常呈三角形及多边形，孔壁较光滑(图5-A)。粒间溶孔及粒内溶孔往往具有选择性，主要为长石、碳酸盐胶结物等易溶矿物发生溶解形成(图5-B、C)。其中粒间溶孔的孔壁不规则，多呈锯齿状(图5-B)，与剩余原生粒间孔伴生时，在剩余原生粒间孔基础上叠加扩大，改善储层物性条件。粒内溶孔常见于颗粒内部(图5-A、B、C)，多呈孤立的斑点状、蜂窝状分布，连通性较差，具有一定的储集性能。

3.3 孔隙结构特征

压汞实验结果，如压汞曲线形态、排驱压力、中值压力、中值半径及分选系数等参数在岩石孔隙结构特征及储层分类中起到非常重要的作用[16-18]。基于区内AR-G段12个岩心样品压汞实验结果，开展了储层微观孔隙结构特征分析。砂岩样品物性特征整体较好，其中孔隙度(q)为16.2%～24.4%，平均为21.6%；渗透率(K)为(0.98～341)×10-3μm2，平均为127.16×10-3μm2(表1)。不同样品压汞曲线形态存在差异，显示出储层孔喉特征存在一定差别(图6)。

样品2F～10F的压汞曲线初始段位置较低且长度较短，中间平缓段长，末端上翘段缓慢上升(图6)，表明岩石喉道分布集中、分选性好。排驱压力较小，为0.06～0.09 MPa，平均为0.077 MPa；中值压力为0.12～0.28 MPa，平均为0.184 MPa；中值半径为2.63～6.13 μm，平均为4.35 μm(表1)。孔喉半径主要集中在5.079～11.851 μm(图7)，达到粗-中喉道级别，为渗流条件最好的储层。

样品1F、12F的压汞曲线位置及初始段升高，初始段变长，中间段较长，表明分选性较好(图6)。其中2个样品排驱压力分别为0.15 MPa及0.25 MPa；中值压力分别为0.48 MPa及0.95 MPa；中值半径分别为1.53 μm及0.77 μm(表1)。2个样品孔喉半径主要集中在0.533～4.444 μm及0.356～3.555 μm(图7)，为中-细喉道级别，渗流条件中等。

样品11F的压汞曲线位置最高，初始段最长，中间段较长(图6)，分选性相对较好。排驱压力及中值压力值较大，分别为1.47 MPa及5.41MPa；中值半径较小，为0.14 μm(表1)。该样品孔喉半径分布比率最大值为27.16%，对应的孔喉半径为0.053 μm，为微喉道级别；另一个孔喉半径集中在0.267～0.533 μm，占总孔喉的31.24%(图7)，为细喉级别。整体上该样品为细-微喉道，且渗透率较低(0.98×10-3μm2)，储层渗流条件较差。

图5 AESW区块AR-G段砂岩孔隙类型及特征Fig.5 Pore types and characteristics of sandstone in the Abu Roash G Member (A)长石质石英砂岩，发育剩余原生粒间孔、粒间及粒内溶孔(蓝色)，见长石溶蚀形成的粒内溶孔(红色箭头处)，Bah-4井，铸体薄片,(-); (B)石英砂岩，主要发育粒间(蓝色)及粒内溶孔(红色箭头处)，长石几乎被完全溶蚀(红色箭头处)，Bah-4井，铸体薄片,(-); (C)长石质石英砂岩，发育粒间孔(蓝色区域)、长石溶蚀形成的粒内孔 (红色区域)，Bah-4井，扫描电镜照片; (D)石英砂岩，发育粒间孔，Bah-3井，扫描电镜照片

钻井编号深度/mq/%K/10-3 μm2排驱压力/MPa中值压力/MPa中值半径/μmBah-41FX106.1522.7 61.61 0.150.481.53 Bah-42FX108.0322.2 157.05 0.070.135.65 Bah-43FX114.2725.0 260.78 0.080.154.90 Bah-44FX115.8723.0 274.12 0.070.126.13 Bah-45FX118.6422.6 188.47 0.070.184.08 Bah-46FX120.1722.3 152.77 0.060.184.08 Bah-47FX124.6923.1 132.03 0.080.135.65 Bah-48FX130.1013.8 8.34 0.080.272.72 Bah-49FX133.7820.0 8.73 0.090.223.34 Bah-410FX134.4920.5183.800.090.282.63Kar-111FX141.1216.20.981.475.410.14Kar-112FX141.8620.27.440.250.950.77

图6 AESW区块AR-G段砂岩样品压汞曲线Fig.6 Mercury injection curves of the Abu Roash G Member sandstones in the AESW Block

图7 AESW区块AR-G段砂岩样品孔喉半径分布图Fig.7 Distribution frequency of pore throat radius of the Abu Roash G Member sandstones in the AESW Block

3.4 物性特征

岩心物性分析结果表明，AESW区块AR-G段砂岩孔隙度及渗透率分别达26.7%及801.8×10-3μm2(图8)。孔隙度及渗透率分布图表明砂岩孔隙度主要集中在15%～25%，占所测样品总数的79.5%(图9-A)。渗透率分布峰值集中在(50～500)×10-3μm2，占样品总数的47%；次为(10～50)×10-3μm2，占样品总数的28.3%(图9-B)。

图8 AESW区块AR-G段砂岩孔隙度与渗透率关系Fig.8 Permeability vs. porosity of the Abu Roash G Member sandstones in the AESW Block

图9 AESW区块AR-G段砂岩孔隙度及渗透率分布特征Fig.9 Distribution characteristics of porosity and permeability of the Abu Roash G Member sandstones in the AESW Block

依据石油天然气行业储层孔隙度渗透率分类标准(SY/T6285-2011)，AESW区块AR-G段砂岩储层主要为中孔中渗级别，次为中孔低渗型储层。孔隙度与渗透率之间较好的正相关性进一步表明砂岩受裂缝影响相对较小，储集空间主要为孔隙，形成以孔隙型为主的砂岩储层(图8)。

4 储层控制因素

4.1 沉积微相对储层的控制作用

不同沉积环境所形成的沉积物类型存在差异，导致沉积微相对储层发育有着明显的控制作用[4,13]。如前所述，AESW区块AR-G段以潮坪沉积为主，主要发育潮间带泥坪及混合坪、潮下带潮汐水道及水下砂坝等微相类型。不同微相物性分析结果表明：水下砂坝与潮汐水道为有利的储集岩发育微相类型，其中水下砂坝砂岩物性条件最好，平均孔隙度可达22%以上；次为潮汐水道，平均孔隙度为19%左右；混合坪物性条件一般，平均孔隙度为9.2%；泥坪相以泥质沉积为主，岩性较致密，物性较差(图10)。

图10 AESW区块AR-G段不同沉积微相平均孔隙度直方图Fig.10 Histogram showing average porosity of different sedimentary microfacies of the Abu Roash G Member

4.2 成岩作用对储层的控制作用

地球化学分析结果表明，区内AR-G段镜质体反射率(Ro)可达0.6%，热解最高峰温(tmax)可达 450℃，孢粉颜色TAI值为3，依据石油天然气行业碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T 5477-2003)，AR-G段总体上达到中成岩A期。不同成岩作用对储层改造结果不同[7,12,14,19]，按照成岩作用对储层的影响，可划分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用2种类型。

4.2.1 破坏性成岩作用

破坏性成岩作用主要包括压实作用及胶结作用。①压实作用：为AESW区块AR-G段储层孔隙度降低的重要因素，在砂岩储层内部广泛发育。强烈的压实作用导致颗粒之间呈线-凹凸状接触(图11-A、B)，储集空间及渗流能力大幅度降低。②胶结作用：为砂岩物性变差的另一重要成岩作用，区内胶结物类型多样，并以铁方解石为主(质量分数可达20%以上，图11-A)，次为高岭石(含量可达10%以上，图11-B、C)；另外，硅质及黄铁矿等胶结物普遍发育(图11-C、D)，但含量相对较少。胶结物多以粒间胶结或孔隙充填物等形式出现，极大地降低了储层孔隙度，对储层起破坏性作用。

4.2.2 建设性成岩作用

溶蚀作用是区内AR-G段砂岩内部次生孔隙形成的最为重要的成岩作用类型，对储层物性改善起到重要建设性作用。被溶组分以碳酸盐胶结物及长石等易溶矿物为主，形成粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔等次生孔隙类型(图5-A、B、C)，提升了砂岩储集空间，极大地改善储层物性条件。

中侏罗统Khatatba组烃源岩(泥页岩+煤层)为主力烃源岩，以Ⅱ-Ⅲ型干酪根为主。盆地埋藏史及生烃史表明：该套烃源岩在白垩纪早期Ro值达0.55%，进入生油窗；白垩纪晚期达到生烃高峰，开始大量排烃(图12)[20]。烃类沿断裂等运移通道进入AR-G段砂岩储层，并在白垩纪晚期成藏[5]。烃类生成过程中会产生大量有机酸，进入储层时能够对长石及碳酸盐等矿物加以溶蚀[21]；同时，烃类聚集能够有效抑制胶结、交代及重结晶等成岩作用，对原生孔隙起到保护作用。区内基底断裂发育，局部可向上断至古近系。在断层沟通下，基底热液可沿断层进入AR-G段储层内部，对储层加以溶蚀改造。