三水盆地布心组灰泥灰岩储层特征

唐鑫萍

（中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280）

依据碳酸盐岩岩石学定义，灰泥（亦被称为泥晶）指粒径为泥粒级的方解石组分，灰泥灰岩（micritic limestone）指灰泥含量超过50%的灰岩，具有灰泥支撑结构[1]。灰泥灰岩组分细小，一般形成于弱水动力沉积环境，在海相、湖相地层中广泛发育[2–4]。与其他碳酸盐岩相比，灰泥灰岩因组分单一、颗粒含量低、孔渗性发育差，在常规油气领域地质研究中不易引起重视。近年来，随着非常规油气勘探开发技术的进步，不少地区在灰泥灰岩中获得工业油气流，如柴达木盆地渐新统、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地侏罗系大安寨组等[5–9]，灰泥灰岩因此逐渐成为碳酸盐岩储层研究的热点。

前人研究表明，三水盆地古近系布心组湖相地层中广泛发育碳酸盐岩。该区碳酸盐岩颗粒含量较低、胶结物以灰泥为主，岩性主要为泥灰岩、灰泥灰岩，宏观上呈条带状分布于盆地的斜坡区[10–12]，灰泥灰岩是其中最主要的岩石类型，而专门的储层研究尚属空白，制约了该区碳酸盐岩勘探开发工作，因此，该类型储层研究非常有必要。

1 地质背景

三水盆地位于广东省珠江三角洲西北部，面积为3 375 km2。盆地构造位置处于华南陆缘，是晚白垩世华南陆缘伸展、破裂形成的中–新生代陆相断陷盆地[12–13]。盆地可分为东西两个斜坡、南北两个凹陷和中北部宝竹背斜，共5个构造单元（图1）。古近系从下到上依次发育莘庄组、布心组、西布组、华涌组地层，布心组为主要的含油层系，岩性主要为泥岩、灰岩、砂岩。

图1 三水盆地古近系构造单元划分

2 岩石学特征

三水盆地布心组灰泥灰岩的矿物成分主要为方解石，含量85%以上，白云石含量小于5%，黏土矿物、石英、长石等陆源成因矿物含量小于10%。岩石结构组分主要为灰泥、生物化石或化石碎片、粉砂–砂屑级别的内碎屑等。按照岩石的结构组分差异，该区灰泥灰岩可分为生物灰泥灰岩、块状灰泥灰岩、砂屑灰泥灰岩3种类型（图2）。

生物灰泥灰岩颜色为灰色–深灰色，油气显示多为油斑级别（图2a），单层厚度4～8 m，发育叠层石等生物成因构造，常见枝管藻、蓝绿藻、螺、介形虫等生物化石（图2b），生物（碎屑）含量10%～30%。块状灰泥灰岩颜色为深灰色，油气显示多为荧光级别（图2d），单层厚度1～4 m，呈块状结构，颗粒含量小于5%（图2e）。砂屑灰泥灰岩颜色为灰色–深灰色，油气显示多为油迹–油斑级别（图2g），单层厚度3～6 m，发育生物搅动构造，砂屑含量10%～20%，见少量介形虫、螺等生物化石（图2h）。

图2 三水盆地布心组碳酸盐岩特征

综合分析表明，该区灰泥灰岩颗粒含量均小于30%，岩性总体较细，均为灰泥支撑结构；颜色较暗，为灰色–深灰色；油气显示活跃，岩心出筒时油气味比较浓，一般具有荧光、油迹或油斑级别的显示。

3 沉积特征

为明确该区灰泥灰岩的沉积特征，在岩石学分析的基础上，本文开展了灰岩测井相分析，建立岩石–测井响应关系，以开展灰岩井间对比研究，明确其岩相分布特征。

通过岩心刻度的测井曲线分析，明确灰岩具有低自然伽马（GR）、高电阻率（RD）特征，与泥岩围岩高自然伽马、低电阻率具有明显的区别。生物灰泥灰岩的测井曲线形态为箱形，具有顶底突变的特征；砂屑灰泥灰岩的测井曲线形态为漏斗形，具有顶突变、底渐变的特征；块状灰泥灰岩测井曲线形态为指形（图3）。

图3 三水盆地Q5井布心组测井相

以此为基础，开展了井间灰岩对比，为避免灰岩对比的“穿相”现象，首先划分沉积相，在沉积相内进行同类灰岩的对比工作。依据泥地比及泥岩颜色划分了半深湖、浅湖、滨湖3个沉积亚相。半深湖亚相岩性主要为泥岩、少量深色泥灰岩，泥岩颜色为灰黑色–黑色；浅湖亚相岩性主要为灰泥灰岩与泥岩互层，泥岩颜色为深灰色；滨湖亚相岩性主要为泥灰岩、钙质砂岩与泥岩互层，泥岩颜色为灰色–杂色。

井间对比结果表明，灰泥灰岩主要发育于浅湖区域，三种主要的灰泥灰岩井间可对比性较强，具有一定的连续性；纵向上各类灰泥灰岩与泥岩形成间互沉积（图4）。从图4反映的沉积特征来看，三水盆地浅湖灰岩沉积具有“颗粒较细、泥灰间互、纵向叠置”的特征，这些特征主要受控于两个因素，一方面，水动力较弱，据侯明才[10]、祝圣贤[11]等人研究，三水盆地碳酸盐岩发育的东部斜坡和西部斜坡均为缓坡构造背景，沉积环境总体缺乏较强的水动力；另一方面，湖平面频繁变化，与海洋沉积环境相比，湖盆沉积空间较小、水体变化较快，使得多种岩性纵向叠置。

图4 三水盆地东部斜坡布心组碳酸盐岩连井沉积相分析

4 储层特征

常规物性分析表明，研究区灰泥灰岩孔隙度为3.2%～8.4%，渗透率一般小于1×10-3μm2，岩石较为致密。其中，赋存的油气在以往常规开采方式下难以形成工业油气流，因此，早期探井具有“井井见油、井井不流”的特征。

三种主要的灰泥灰岩物性对比分析表明，生物灰泥灰岩孔隙度为3.9%～8.4%，平均为5.6%；砂屑灰泥灰岩孔隙度为3.6%～5.6%，平均为4.9%；块状灰泥灰岩孔隙度为3.2%～5.3%，平均为4.4%。相对而言，生物灰泥灰岩物性最好，砂屑灰泥灰岩次之，而块状灰泥灰岩物性最差。

薄片和扫描电镜分析表明，看似致密的储层内部并非“铁板一块”，在岩心观察中常见裂缝发育（图2a、d、h），在扫描电镜中常见基质孔隙（图2c、f、j），部分生物灰泥灰岩中见溶蚀孔（图2b、c）。CT扫描测试结果表明，在孔隙度4.6%的块状灰泥灰岩内部，孔隙平均半径1.79 μm，相当数量的微米级孔隙存在于基质内部，孔隙空间分布较为分散、连通性差；喉道平均半径0.57 μm，呈层状分布；孔喉配位数3.8，喉道发育数量明显高于孔隙（图5）。综合薄片、扫描电镜、CT扫描分析，岩石呈多尺度孔隙分布的特征，基质内部存在较大储集空间。

图5 三水盆地H1A井布心组碳酸盐岩微米CT扫描成像模型

孔隙类型的具体分析表明，基质孔主要为方解石晶间孔，在三种灰岩类型中均发育，而溶蚀孔仅发育于生物灰泥灰岩，其原因可能与生物灰泥灰岩中生物组分的发育程度有关：与细粒的灰泥组分相比，原始生物组分在成岩早期多数被较大颗粒的方解石晶体充填，这些方解石晶体容易在成岩后期被溶蚀，形成溶蚀孔。鉴于溶蚀孔对于储集空间的重要意义，将生物灰泥灰岩的孔隙结构归为“溶蚀孔–裂缝型”，其他灰泥灰岩的孔隙结构归为“基质孔–裂缝型”。

5 储层综合评价

在前文岩性、物性、电性、油气显示等分析的基础上，开展本区灰泥灰岩储层综合评价。鉴于物性分析揭示了本区灰泥灰岩属于致密油储层类型，在储层评价工作中引入“源储配置关系”这一因素。与常规油气不同，致密油储层内的原油以原位滞留或近距离运移为主，储层与烃源岩空间分布的界限不明显，与储层紧邻的烃源岩研究是致密油储层研究的重要部分，即烃源性研究，亦可称为源储配置关系研究。

为揭示与灰岩密切接触的泥岩有机质丰度，本文对东部斜坡灰泥灰岩较为发育的H1井和Q5井进行了泥岩总有机碳（TOC）测试，这些泥岩与灰岩互层发育，组成源储互层配置关系（图6）。依据上述沉积相划分方法，样品所在泥岩段的沉积相类型包括半深湖、浅湖、滨湖三种类型。半深湖暗色泥岩TOC值1.39%～1.87%，依据烃源岩划分标准，为好烃源岩；浅湖暗色泥岩TOC值1.02%～1.45%，亦为好烃源岩；滨湖暗色泥岩TOC值0.49%～0.72%，为差–中等烃源岩。前文提到，灰泥灰岩主要分布于浅湖相，因此浅湖的好烃源岩的发育程度，对于近源成藏的致密油来说，具有关键作用。据刘春莲[17–18]、苑坤[19]研究，三水盆地布心组烃源岩TOC高值位于半深湖–浅湖区域，浅湖斜坡区与TOC高值区有很大的重叠。

综合上述岩性、物性、含油气性、源储配置关系分析，开展本区灰泥灰岩储层初步综合评价（图6）。灰泥灰岩储层有以下共同点：①储集空间均为孔隙–裂缝双重介质，除生物灰泥灰岩发育少量溶蚀孔外，储集空间主要为裂缝和微米级别基质孔；②储层单层厚度较薄，在横向上具有一定的连续性；③纵向上呈泥岩、灰岩间互沉积，具有致密油源储共生的成藏条件，灰岩上下被泥岩所夹持，均为源储互层型的源储配置关系。

图6 三水盆地布心组碳酸盐岩致密油储层综合评价

对比分析表明，三种主要的灰泥灰岩储层特征的差异主要体现在油气显示级别、单层厚度、孔隙度、孔隙结构等方面。生物灰泥灰岩油气显示多为油斑级别，单层厚度4～8 m，孔隙结构为“溶蚀孔–裂缝型”，孔隙度大；砂屑灰泥灰岩油气显示多为油迹–油斑级别，单层厚度3～6 m，孔隙结构为“基质孔–裂缝型”，孔隙度较大；块状灰泥灰岩油气显示多为荧光级别，单层厚度1～4 m，孔隙结构为“基质孔–裂缝型”，孔隙度较小。

综合分析认为，在总体“源储互层、源内成藏”的背景下，该区灰泥灰岩油气显示级别主要由储集空间发育程度决定，即具有“物性决定含油气性”的特征；其中生物灰泥灰岩、砂屑灰泥灰岩储层物性相对较好、油气显示级别更高、厚度相对较大，为潜在的有利储层。

6 结论

（1）三水盆地布心组灰泥灰岩分为生物灰泥灰岩、砂屑灰泥灰岩、块状灰泥灰岩3种类型。该区灰泥灰岩颗粒含量均小于30%，岩性总体较细，均为灰泥支撑结构；渗透率一般小于1×10-3μm2，属于致密储层；其内部发育以裂缝、微米级基质孔隙、少数溶蚀孔组成的微观储集空间；单层厚度较薄，纵向变化快，主要分布于浅湖沉积区域，与浅湖–半深湖富有机质暗色泥岩形成间互沉积，叠置连片发育，形成互层型源储匹配关系，具有“物性决定含油气性”特征。

（2）生物灰泥灰岩油气显示多为油斑级别，单层厚度4～8 m，孔隙结构为“溶蚀孔–裂缝型”，孔隙度相对较高；砂屑灰泥灰岩油气显示多为油迹–油斑级别，单层厚度3～6 m，孔隙结构为“基质孔–裂缝型”，孔隙度相对较高；块状灰泥灰岩油气显示多为荧光级别，单层厚度1～4 m，孔隙结构为“基质孔–裂缝型”，孔隙度较低。其中，生物灰泥灰岩、砂屑灰泥灰岩储层物性相对较好、油气显示级别更高、厚度相对较大、横向连续性较好，为潜在的有利储层。