西湖凹陷保俶斜坡中部深部储层控制因素分析

沈 珊，湛佳能

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；2.中石化海洋石油工程有限公司上海物探分公司，上海 200120）

位于东海陆架盆地的西湖凹陷油气资源丰富[1-3]。保俶斜坡中部作为西湖凹陷油气勘探的主要油气聚集带之一，现已发现武云亭、宝云亭、孔雀亭、冷泉亭等含油气构造[4-5]。随着勘探目的层系向深层拓展，深部储层问题已成为地质研究的重点。保俶斜坡中部目前已有钻井揭示的深部（4 000 m以下）储层中皆有油气发现，但3 900 m以下储层普遍为特低渗（K＜ 1×10-3μm2）[6]，所以深部优质储层的预测对平北地区油气勘探具有重要意义。

1 区域地质概况

西湖凹陷位于东海陆架盆地东北部，是一个呈北东东向展布的狭长型中-新生代沉积、古近系富油气凹陷[7-8]。构造格局上，自西向东可以分为5个Ⅱ级构造带（图1），研究区覆盖了保俶斜坡带中部的宝云亭、孔雀亭、碧松亭等若干含油气构造，是近年来东海油气勘探的重要区域。该地区油气集中赋存在始新统平湖组[9]，且据目前已有钻井揭示：其深部（4 000 m以下）储层均有一定的油气发现。始新统平湖组系断坳转换期的潮坪海湾-受潮汐影响的三角洲沉积，储层主要以平湖组中上段的受潮汐影响的三角洲前缘水下分流河道砂体和平湖组下段的潮道砂为主[10-11]。前人对这一地区的平湖组储层特征及成岩演化等方面已有一定研究[12-16]，但对于其深部（4 000 m以下）储层主控因素方面讨论较少。利用该地区252片铸体薄片、85个扫描电镜、421块岩心物性等资料，对研究区深部储层的控制因素进行分析，以期为该地区进一步油气勘探提供依据。

2 研究区深部储层基本特征

2.1 岩石学特征

研究区平湖组深部（4 000 m以下）储层岩性以长石岩屑质石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩（图2）。从砂岩成分来看，长石含量平均为9.71%，岩屑为21.95%，合计31.66%，不稳定成分较高，有利于后期溶蚀改造形成次生孔隙。砂岩以细—中粒砂岩为主，部分中粒、粗—中粒砂岩。分选为中等—好，磨圆度以次棱—次圆为主，杂基含量5%左右，结构成熟度中等。碎屑颗粒的接触关系以点—线和凹凸—线为主，少量线接触，胶结类型以接触—压嵌式胶结为主，其次为接触—孔隙和次生加大—孔隙胶结。胶结物以硅质和钙质为主，含少量的铁方解石、铁白云石胶结。

图1 西湖凹陷区域构造格局及研究区位置图

图2 研究区深层砂岩（平湖组）成分三角图（Q：石英，F：长石，R：岩屑）

2.2 孔隙特征

研究区平湖组深部储层的孔隙以次生溶蚀孔隙为主（70%左右，部分深度段高达90%以上），有一定量的原生粒间孔（30%左右）保存下来。原生粒间孔多为边缘平直的三角形或多边形，未见明显溶蚀痕迹（图3a）。研究区次生溶蚀孔隙以粒间溶孔为主，多为围绕原生粒间孔发育的碎屑颗粒或杂基、胶结物等部分溶蚀形成，粒间溶孔的边缘常呈不规则状（图3b）；次生溶蚀孔隙中碎屑颗粒（多为长石）内部溶蚀形成的粒内溶孔相对次之，可见长石溶蚀的“肋条状”残余（图3c）；铸模孔局部发育，隐约见颗粒轮廓（图3d）。

图3 研究区深层砂岩孔隙类型及特征

2.3 储层物性特征

根据研究区6口井钻井421块（B3井70块、B4井81块、K3井95块、K5井106块、K4井36块、S1井33块）样品取心资料分析，平湖组深部储层（4 000 m以下）的孔隙度从6%以下到26%均有分布，但大部分分布在10% ~ 18%之间，渗透率则大部分分布在（1 ~ 100）×10-3μm2之间，这说明该地区平湖组深部也发育大量优质储层（图4）。

图4 研究区深层物性统计

3 研究区深部储层控制因素分析

沉积作用决定储层的原始孔隙特征，而成岩作用对储层的进一步改造影响储层物性[17]。研究区深部储层物性主要受控于成岩作用的影响：压实、胶结、溶蚀作用相互独立又相互影响。压实作用固然造成储层原生孔隙的减少，但胶结作用则增强储层的抗压实能力从而保存了部分原生孔隙；而溶蚀与胶结作用的并存或转换则反映了成岩环境的酸碱性动态变化。

3.1 压实与抗压实

储层物性和铸体薄片颗粒接触关系都反应了储层的压实作用。从研究区6口井实测孔隙度、渗透率与埋深关系整体来看（图5），孔隙度、渗透率具有随埋深增加而减小的趋势，且4 200 m具有明显的拐点特征。4 200 m以上储层物性实测样品大量出现中孔（孔隙度15% ~ 25%）中渗［（10 ~ 100）×10-3μm2］，少量高渗（＞ 100 mD）；其孔隙度均值为14.4%，渗透率均值为41.23×10-3μm2，对应其颗粒接触关系以点-线和线接触为主，且两者比例相近。而4 200 m以下储层物性迅速转向低孔（10% ~ 15%）低渗［（1 ~ 10）×10-3μm2］，并出现大量特低孔（＜10%）特低渗（＜1×10-3μm2）；物性明显变差，颗粒接触关系表现出明显的点-线接触减少，线接触增多。这说明随埋深增加，压实作用逐渐增强，导致储层物性变差。

图5 研究区深层物性、颗粒接触关系与埋深关系图

硅质胶结物在砂岩储层中一般以石英的次生加大形式出现，其对储层物性的影响具有两面性。在硅质胶结物含量较低时，石英的次生加大可以增加储层的抗压实能力，对原生孔隙起到一定的保护作用，但随着硅质胶结物含量增加，原生孔隙进一步被填充，储层物性变差。对比不同埋深储层的薄片颗粒接触关系，埋深位于4 100 m左右的K3井铸体薄片颗粒为点-线接触，而埋深位于4 200 m左右的B4、K5井为线、凹凸-线接触，从颗粒接触关系及埋深上可以判断出B4、K5井储层的压实作用明显强于K3井。但对比三口井实测孔隙度、渗透率值，其物性差别不大，结合薄片、扫描电镜资料，B4、K5井石英的次生加大普遍出现（图6a、图6b）；4 200 m以下，当埋深进一步增加，研究区储层物性明显变差，且其薄片中的石英次生加大现象普遍很强，电镜照片普遍见自生石英充填在孔隙中（图6i、图6j），同时出现碳酸盐胶结（图6k、图6l）。结合薄片颗粒接触关系分析：4 200 m以下随埋深增加，K4井铸体薄片颗粒仍以点-线接触为主，但其物性明显变差，说明研究区储层在4 200 m左右由于硅质胶结作用储层抗压实能力增强，其孔隙得到了一定保存，因此随埋深增加，其储层的硅质胶结进一步增强，自生石英充填于孔隙中，同时出现了碳酸盐胶结，方解石、铁方解石充填在孔隙中，使岩性变得致密，虽然提高了储层的抗压实能力，但降低了储层的孔隙度、渗透率。

3.2 溶蚀与胶结

3.2.1 酸性成岩环境

在储层成岩中期，伴随有机质热解生烃会产生大量有机酸，成岩环境主要为酸性，此时储层中的长石、岩屑容易发生溶蚀，形成次生溶孔，改善储层的物性。长石在有机酸的作用下溶蚀常沿着长石颗粒的边缘或沿其解理进行，形成粒间溶孔或粒内溶孔，部分溶蚀的长石颗粒多呈栅状、格状残余在孔隙中，局部见长石颗粒完全溶蚀形成的铸模孔（图3c、图3d）。

长石在有机酸作用下溶蚀的过程如下：

因此该过程常伴随硅质胶结以石英次生加大方式普遍出现，黏土矿物以高岭石为主（图6e、图6f）。随着溶蚀作用进一步加深，K+、Na+等金属元素迁移出去，高岭石会进一步溶蚀形成伊利石。在酸性环境中，蒙脱石也会经伊/蒙混层逐渐转化形成伊利石。

图6 研究区深部储层（平湖组）成岩作用表现

长石在有机酸作用下蚀变形成高岭石的过程是一个脱去K+、Na+、SiO2的过程，矿物成分转变的同时体积明显减小，形成一定的孔隙，因此长石转化成高岭石的过程有利于次生孔隙的形成，高岭石可以指示长石溶蚀和次生孔隙的发育。根据研究区6口井72块岩石样品的X衍射数据分析，该地区深部储层（4 000 m以下）长石、高岭石含量随埋深变化具有较好的相关性。4 200 m以上储层随埋深增加，长石含量明显减少，高岭石含量明显增加；4 200 m以下储层随埋深增加，长石含量逐渐增加，高岭石含量明显减少，这说明4 200 m以上储层随埋深增加，溶蚀作用逐渐增强，4 200 m左右研究区储层受溶蚀作用的影响最大，当埋深继续增加，溶蚀作用逐渐减弱（图7）。

溶蚀作用的影响因素主要有：充足的有机酸供给、储层中可溶组分的含量、流体运移通道。

（1）有机酸供给

研究区紧邻三潭深凹，整体处于区内发育的古新统、始新统主力烃源岩覆盖和包围之中，烃源岩发育。根据研究区有机地化资料并结合区域地质资料综合分析，研究区的生烃门限约为2 600 ~ 2 750 m。因此，研究区深部储层是在中新世末（上覆地层达到2 700 m厚）侵入大量伴随烃源岩热演化过程产生的有机酸，上新世伊始进入酸性成岩环境有利于储层溶蚀改造。

图7 研究区深层长石、高岭石含量与埋深关系图

（2）可溶组分含量

酸性成岩环境下，储层中的长石、泥质岩屑、碳酸盐胶结物等常被溶解形成次生孔隙。通过研究区6口井252块样品铸体薄片和85块样品扫描电镜照片观察，综合X衍射等资料分析认为，研究区深部储层中可溶蚀组分比较丰富：研究区4 000 m以下砂岩储层中不稳定组合达31.66%，其中长石含量平均为10%左右。以钾长石和斜长石为主，在有机酸的作用下，钾长石、斜长石溶蚀形成高岭石的现象在研究区储层样品中普遍出现（图6c、图6f），4 200 m以上长石的次生溶蚀作用广泛而强烈。而可溶组分较低的储层段，比如B3井、B4井4 200 m左右储层的长石含量低于3%，高岭石在黏土矿物中含量低于5%；则对应储层物性孔隙度10% ~ 20%，渗透率大部分仅在10×10-3μm2左右。泥质岩屑的溶蚀在研究区局部存在，常呈细小蜂窝状、麻点状微孔（图6d）；碳酸盐胶结物溶蚀主要是方解石溶蚀，该现象在研究区比较少见。

（3）流体运移通道

长石溶蚀的过程是一个去K+、Na+、SiO2的过程，当储层具备良好的流体运移通道时，K+和Na+等金属离子及SiO2可以被孔隙水流动带出，不形成或形成较少的高岭石、伊利石等黏土矿物，产生一定量的次生孔隙，改善储层物性；若储层内流体运移通道不畅，长石溶蚀形成的高岭石、伊利石等和自生石英堵塞在粒间孔隙中，形成局部高盐度从而转向沉淀，则不利于次生孔隙形成。根据实测物性数据分析，K3井在4 108 ~ 4 112 m取心段、K5井在4 194 ~ 4 196 m和4 198 ~ 4 200 m取心段都发育较好的次生溶蚀现象。结合岩心观察情况分析，以K3井为例，K3井次生溶蚀发育层段为24 m左右的厚砂体，岩性为含砾粗砂岩，为低孔-中孔、中渗-高渗储层，而其顶部、底部发育的板状交错层理形成物性致密层带，实测样品表明物性明显变差，为低孔低渗的非渗透带（图8）。这样的岩性组合构成了砂体内部或独立、或在侧向汇合的，由致密层理、泥质披盖等沉积控制的不确定流动单元。流动单元内，储层中长石溶蚀产生的金属离子和SiO2可以被孔隙水顺利带出，形成一定量的次生孔隙，使储层的孔隙度、渗透率值在局部得到一定程度的改善。在平湖组中频繁出现的巨厚潮道砂体内，这一现象或许很普遍。

图8 K3井岩芯段次生溶蚀带分析

3.2.2 碱性成岩环境

当有机质演化程度进一步加深，地层温度随埋深增加进一步升高，烃源岩热解产生的有机酸会发生脱羧，原先的酸性环境遭到破坏，地层水逐渐转变成碱性。碱性成岩环境下的胶结作用具有以下特征：

（1）黏土矿物转化沉淀

在碱性成岩环境下，在酸性条件下稳定存在的高岭石会逐渐转化成伊利石、绿泥石，纤维状、搭桥状、毛发状的伊利石和玫瑰花状、绒球状的绿泥石充填在孔喉中（图6g、图6h），影响储层的孔渗条件。如果后期孔隙水转变为酸性，伊利石、绿泥石则会发生退变作用重新转化成高岭石。

（2）碳酸盐胶结

随埋深增加、pH值升高，碳酸盐胶结普遍出现。根据研究区铸体薄片观察，4 200 m以下储层方解石连晶胶结普遍出现，少量铁方解石、铁白云石胶结（图6k、图6l）。碳酸盐胶结可以一定程度的提高储层的抗压实作用，从颗粒接触关系随埋深变化图中可以看出（图5），4 200 m以下仍存在大量的点-线接触，但另一方面碳酸盐胶结充填了粒间孔和溶蚀孔，使储层物性变差。如果后期孔隙水转变为酸性，碳酸盐胶结会再次发生溶蚀。

（3）钠长石晶体沉淀

酸性条件下不稳定的长石在一定的碱性环境中可以发生稳定沉淀[18-20]。据研究区电镜资料分析，其4 200 m以下储层中普遍见自生钠长石晶体，呈细小自形晶体充填在溶蚀孔隙中，且自生钠长石无溶蚀痕迹，表面光滑未被高岭石交代，这说明其形成晚于次生溶蚀。研究区常见自生钠长石与伊利石的矿物组合（图6j），认为是钾长石钠长石化的产物[21]。

4 结论

（1）西湖凹陷保俶斜坡中部地区（4 000 m以下）储层岩性以长石岩屑质石英砂岩为主，长石和岩屑含量较高，粒度以细-中粒为主，分选为中等-好，磨圆度以次棱-次圆为主，孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主，仍有少量原生孔隙保存下来。

（2）成岩作用的两对矛盾：压实与抗压实、溶蚀与胶结共同作用，相互影响，是影响研究区深部储层物性的主要因素。压实作用减少储层的原生孔隙，硅质胶结可以增加储层抗压实能力，保存一部分的原生孔隙；酸性条件下主要发生长石、岩屑等的溶蚀作用形成次生孔隙，大大改善储层物性，碱性条件下碳酸盐胶结充填在粒间孔和溶蚀孔中，大大降低了储层的孔隙度、渗透率。

（3）发育于不同沉积相的砂体单元内部往往包含着由致密层理、泥质披盖等砂质或泥质非渗透性隔层所控制的次生溶蚀带。砂体内部由沉积微相与成岩作用共同控制的渗流单元将揭示深部甜点问题中技术瓶颈：既要准确构建岩相内部流动单元，又要预测砂体分布是否与有利构造以及地下流体势相契合。

（4）综合对研究区深部（4 000 m以下）储层的分析，研究区4 200 m左右储层的抗压实能力较强，且在该埋深次生溶蚀现象普遍，当埋深继续增加，成岩环境逐渐由酸性向碱性转变，溶蚀作用逐渐减弱，压实作用随埋深增加逐渐增强，储层物性逐渐变差，综上所述认为保俶斜坡中部地区埋深4 200 m左右存在物性甜点。