海中凹陷3号断裂带南缘储层特征研究*

刘冲

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司中海油实验中心，广东 湛江 524057)

海中凹陷位于北部湾西部，与涠西南凹陷相隔于三号断裂带及涠西南低突起，南部、东部相邻企西隆起[1]。目前海中凹陷正处于勘探初期阶段,根据已钻探井资料发现有油气存在。海中凹陷勘探程度低、潜力大,是北部湾盆地油气勘探主要的后备资源,对盆地勘探的可持续发展、新产能基地的建立具有重要意义[2,3]。本文通过对该区储层的岩石学特征、孔隙类型及结构特征、物性特征等方面的研究，分析其控制因素，进一步认识和预测该区储层的发育规律。

1 储层岩石学特征

该区岩石类型主要为细粒的岩屑石英砂岩和石英砂岩，粒度均匀，分选中等偏好。石英质量分数在78.1%～96.3%之间，平均84.9%；长石质量分数在2.3%～8.2%之间，平均5.7%；岩屑质量分数较高，在3.0%～12.2%之间，平均9.4%。长石风化较深，表面模糊不清，亦有附着细小水云母。岩屑以变质岩和云母为主，变质岩主要为云母片岩和云母石英片岩。受压实作用影响，部分变质岩被挤压变形呈假杂基状与泥质杂基混杂堆积较难分辩。岩屑含量较高，成分成熟度中等。

胶结物主要为次生石英加大边以及少量的粉晶铁白云石和少量铁方解石等，泥质不发育处，石英加大边较发育；铁白云石不均匀充填孔隙，表明铁白云石在压实作用增强之前生成。 该区储层杂基成分较高，基本为陆源黏土矿物，以填隙物不均匀包裹颗粒表面的形式存在。泥质填隙物的质量分数介于1.0%～13.0%，平均5.0%。根据黏土矿物X射线衍射分析数据，黏土矿物成分以伊利石、伊/蒙混层和高岭石为主。黏土含量较高，沉积水动力不强，结构成熟度较低。

2 孔隙类型及结构特征

2.1 孔隙类型

通过岩石铸体薄片观察，该区储层储集空间的孔隙类型主要包括剩余的原生粒间孔隙(图1a)和后期溶蚀形成的次生溶蚀孔隙。 原生孔隙的发育主要受岩石结构和沉积构造等因素控制。压实作用和胶结作用损失大量原生粒间孔，另外，孔隙内充填有少量填隙物，亦有少量石英加大边的普遍延伸至孔隙占据原生粒间孔。

次生孔隙是孔隙类型的主要组成部分，主要包括铸模孔和粒内溶孔(图1b)，以及少量填隙物溶蚀产生的粒间溶蚀孔隙。粒内孔隙主要由长石沿节理溶蚀形成的网状、筛孔状长石溶孔。铸模孔连通性差，图1b中铸模孔相邻云母局部压实较强，表面铸模孔形成于较强压实作用之后。

2.2 孔隙结构

储层孔隙形状不规则，原生粒间孔孔径细小，呈孤立的三角状、不规则形状，次生铸模孔连通性差，孔隙孤立存在(图1c)。面孔率介于0.5%～8.0%，平均3.5%。孔隙直径大小不一，基本在20～60 μm之间，孔隙分布不均，配位数分布在0～1之间。喉道不发育，少量喉道狭窄，呈窄片状、弯片状(图1a)。连通性较差，孔隙配位数与喉道宽度影响岩石的渗透率。

a ①：原生粒间孔；②：窄片状喉道为主，单偏光 b ①：铸模孔； ②：网状长石溶孔，单偏光 c：颗粒排列紧密，铸模孔较为孤立

3 储集物性特征

通过对油气富集的涠西南凹陷各井区统计分析发现,涠洲组的主力储层涠二段、涠三段属于中高孔中高渗储层，其物性在纵向上分布特征为随埋深增加孔渗逐渐变小、物性呈变差的趋势，当埋深增加至流沙港组时储层物性呈现为低孔低渗特征。 但是根据海中凹陷涠洲组的实验样品分析，该区涠二段、涠三段实验测试的孔隙度分布范围为5.0%～15.7%，孔隙度均值为9.7%，渗透率分布范围为0.04～0.68 mD，渗透率均值为0.23 mD。实验结果表明海中凹陷涠洲组为低孔特低渗储层，这将导致该区涠洲组储层的储集空间大幅度收缩，渗流能力急剧变差，不利于油气储集。

4 储层控制因素

通过调研储层物性影响因素等文献发现杨晓萍(2007)等分析典型岩性油气藏中低孔隙度低渗透率储层的形成原因及优质储层的形成与分布规律，认为储层的发育受沉积作用、成岩作用、构造运动等多种因素影响，沉积作用决定储层组分与原始孔隙度特征，成岩作用对储层后期改造有一定的影响[4-7]。本区储层构造裂缝少见，构造运动对储层物性的影响较小，主要针对沉积作用和成岩作用进行分析。

4.1 沉积作用

沉积环境的不同影响体现了不同的储层物性，只有具有利沉积相带的砂体才能发育较好的次生孔隙带[8]。该区为湖相沉积环境，涠三段时期靠近海1号断层的东洼消失，西洼水深变浅，沉积中心迁移至3号断裂中、东段，发育滨浅湖相(见图2)。砂体为滨浅湖滩坝砂，泥岩为浅湖泥[9]。沉积物主要是粉砂或粉、细砂与灰绿色粉砂质泥岩互层，砂岩粒度均匀，分选较好。泥质杂基含量高，反映水动力较弱结构成熟度低，储集空间狭小且连通性较差。

图2 海中凹陷涠二段、涠三段沉积相

4.2 成岩作用

沉积作用是影响储层物性的前期因素，尽管沉积作用控制了储集层的分布和储集性能，但是成岩作用直接改变储层内部结构，即使是同一微相也会发生显著变化，从而对储层物性造成影响[10,11]。

成岩作用则是储层物性改造的直接原因。压实作用是该区主要的成岩作用，该区压实作用较强，损失大量的原生粒间孔。在泥质不发育处，孔隙呈镶嵌接触，泥质丰富处由于压实作用粒间泥质扭曲变形。砂岩碎屑颗粒中岩屑含量较高，变质岩、云母等一些软性颗粒容易挤压变形，且易于杂基混淆。压实作用主要破坏孔隙的喉道，使渗透率急剧下降。

胶结作用主要是铁白云石胶结，使物性变差。粉、细晶铁白云石主要集中在孔隙内，胶结、交代颗粒，使岩石更加固结，因此主要是降低储层孔隙度，少量铁白云石堵塞孔喉，破坏渗透率。从图3a、3b中可以看出，铁白云石与孔隙度、渗透率均呈负相关性。

泥质充填是另一个影响物性的主要原因，也是沉积作用影响的直接反应形式。泥质可以使压实作用更容易进行，由图3c、3d可以看出，泥质杂基与孔隙度、渗透率均呈负相关性，因此，较高的泥质不利于储层发育。但是，泥质以杂基形式充填粒间或少量呈条带产出，由于岩石压实作用较强，泥质的充填可以阻碍压溶作用的进行。

溶解作用主要表现在长石、岩屑的溶蚀，铁白云石等碳酸盐的溶蚀，以及杂基溶蚀形成杂基微孔。长石等颗粒的溶蚀形成少量的粒内溶孔或铸模孔，使储层物性变化。碳酸盐除起到黏结颗粒的作用外，溶蚀后也会释放出一定的储集空间。以上溶蚀作用形成次生孔隙是在压实固结之后，受压实作用影响较小，故可以保存下来。

a 铁白云石与渗透率相关性 b 铁白云石与孔隙度相关性

c 泥质与渗透率相关性 d 泥质与孔隙度相关性

5 结论

(1)储集层岩石类型主要是石英砂岩和岩屑石英砂岩。岩屑含量较高，成分成熟度中等，粒度均匀以细粒为主，磨圆度介于次棱-次圆状之间，颗粒基本呈压嵌式胶结。泥质杂基充填粒间，挤压弯曲变形。

(2)孔隙类型主要为原生粒间孔和次生溶蚀孔，以原生粒间孔为主。次生孔隙主要是长石、岩屑以及碳酸盐等溶蚀形成的孔隙，孔隙度9.72%，渗透率0.23 mD，属于低孔特低渗储层。

(3)储层物性特征的控制因素主要是沉积作用和成岩作用。沉积作用为储层提供物质基础，是储层物性确立的前提因素；成岩作用在后期的物性变化中起主导作用，其中，以压实作用最为重要。

(4)该区储层沉积相为滨浅湖相，沉积物以粉、细砂为主，泥质为浅湖泥，水动力条件较弱。压实作用降低大量原生孔隙并对孔喉减小产生严重影响。盐酸盐胶结占据部分储集空间，同时，溶蚀作用也释放出少量粒间溶孔。