北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组二段下亚段页岩油储层非均质性特征

邓勇，范彩伟，胡德胜，何卫军，张建新

［中海石油（中国）有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057］

页岩油是全球重要的战略接替能源，已在美国、加拿大、阿根廷等国实现商业开发。以美国为例，据2021年EIA（美国能源信息署）的统计数据，该国2020年页岩油产量达3.60 × 108t，占其原油总产量的65 %，页岩油商业开发的成功直接帮助美国实现了能源独立，成为石油净出口国，由此深刻影响着世界能源格局［1］。相较国外，中国页岩油勘探起步虽然较晚，但已取得明显的进展，近年来在准噶尔盆地芦草沟组、鄂尔多斯盆地延长组、渤海湾盆地沙河街组、四川盆地下侏罗统、松辽盆地青山口组、苏北盆地阜宁组以及北部湾盆地流沙港组相继取得重大突破和进展［2-9］。与北美海相克拉通盆地页岩油不同，中国页岩油主要分布在陆相淡水或咸水盆地中，具有构造背景较不稳定、分布面积小、沉积相变快、沉积厚度大、成熟度低、有机质类型多样、非均质性强等特点［1，10-13］。上述特征导致中国页岩油勘探开发难度较大，页岩油甜点段的评价与预测有赖于对储层非均质性特征的精细解剖。因此，通过对陆相泥页岩进行精细岩相划分，探究岩相微相对储层各性质的控制作用，对中国页岩油勘探评价具有重要的应用实践意义。

涠西南凹陷是北部湾盆地目前唯一的油气产区，整体勘探程度较高，成熟区常规油气勘探潜力下降明显，页岩油成为该区新领域勘探的重点方向，2022年部署的首口页岩油勘探井WY-1井取得重大突破，日产原油20 m3，表明中国海上页岩油具有很好的勘探前景［9］。古近系流沙港组二段下亚段（流二下亚段）页岩是本区页岩油勘探的主要目的层之一，目前已对其生产能力、储集性、可动性和可压性进行了初步研究［9］。然而，关于其储层非均质性特征及其岩相控制因素方面的研究还未涉及。本文在精细岩相划分的基础上，结合测井及分析化验资料，分析目的层各岩相的页岩油储层特征，探讨岩相对储层非均质性发育的控制作用，以期为流沙港组二段（流二段）页岩油储层甜点评价及预测提供理论依据。

1 区域地质概况

涠西南凹陷位于北部湾盆地北部坳陷带，是盆地内的三级构造单元，北部是近北西-南东向的涠西南断裂，南部为涠西南低凸起，东部为企西隆起，面积约3800 km2，是目前北部湾盆地勘探程度较高、油气显示最丰富的凹陷（图1a）。涠西南凹陷内北部一号断裂为控洼边界断裂，在流二段沉积时期强烈活动，控制了流二段烃源层的发育；二号断裂为A洼陷和B洼陷的分隔断层，呈雁列式展布，主要在流一段及涠洲组沉积时期活动，为涠西南凹陷重要的构造变换带和油气富集区（图1b）［14］。涠西南凹陷为中古生界基底上发育起来的典型伸展断陷盆地，古近系主要经历了3期裂陷阶段，分别对应古新统长流组、始新统流沙港组和渐新统涠洲组，流沙港组沉积期为湖盆发育的鼎盛时期，以半深湖-深湖及三角洲沉积为主，岩性以深灰色、暗色页岩为主，夹有薄层-厚层砂岩、粉砂岩，也是涠西南凹陷的主力烃源岩［15］。流沙港组依据岩相特征进一步分为流一段、流二段和流三段，其中流二段是最有利的烃源岩（图1c）。

2 岩相划分及岩石学特征

岩相是指一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合［17］，是岩石类型及沉积构造的综合，是沉积环境在岩性上的综合表现［18］。研究页岩油储层非均质性，寻找有利甜点段，确定有利岩相是基础。对国内外页岩油区块的调研发现，国外以海相型页岩油为主，岩相主要以硅质泥岩、钙质泥岩、混积碳酸盐岩和碳酸盐岩类为主，储集空间以粒间孔、晶间孔、有机孔和微裂隙为主，孔渗发育非均质性受岩相控制，甜点段具有高总有机碳含量（TOC）、高孔渗、厚层型，源-储一体等特征；国内页岩油可分为淡水湖盆和咸化湖盆两大类。淡水湖盆以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）为例，主要发育细砂岩、粉砂岩、暗色泥岩、黑色页岩4大岩类，孔隙类型主要为粒间孔、溶蚀孔、晶间孔及微裂隙，泥页岩孔隙度一般小于2 %，渗透率小于0.01 × 10-3μm2，有机质含量高，可动烃含量平均为0.47 %；咸化湖盆以济阳坳陷为例，主要发育纹层状泥质灰岩/灰质泥岩，层状泥质灰岩/灰质泥岩，块状灰质泥岩/泥岩，碳酸盐岩含量高，孔隙类型包括粒间孔、晶间孔、微裂缝和有机孔，孔隙度变化较大（3 %～16 %），TOC为0.6 %～16.7 %，整体非均质性强，孔渗性较差。

目前，对于涠西南凹陷流二下亚段岩相的研究相对较少，缺少明确的划分方案。页岩岩相研究的重点集中在结构（粒度）、（构造）层理及成分特征。结构特征能够反映沉积物源、沉积位置、水体能量及岩石性质（比如孔隙度和渗透率），层理特征则可指示沉积物输入与沉积过程、底层水能量以及生物扰动现象，而成分特征与细粒沉积物沉积时及沉积后的物理、化学和生物耦合反应密切相关［19］。前人对于岩相的划分也多基于矿物组成、沉积构造、有机质丰度等［20-25］。其中，矿物组成是决定页岩岩相类型的根本因素［1，17］，矿物组成一定程度上能够反映物质来源和水介质条件，决定着页岩的储集空间。不同的矿物组成决定了页岩的孔隙类型及结构［26］。

本文在全岩X射线衍射矿物组分分析的基础上，以长英质矿物、黏土矿物和碳酸盐矿物含量为三端元，采用斯伦贝谢［27］的矿物组分划分方法（图2），结合岩石的结构（粒度）特征，将涠西南凹陷流二下亚段划分为4类岩相：富硅黏土质泥岩相、混合质泥岩相、富黏土硅质粉砂岩相及（混合）硅质砂岩相（表1）。岩相类型与沉积构造、有机质丰度等关系密切，对应良好。

表1 北部湾盆地涠西南凹陷流二下亚段岩相划分和WY-1井各岩相厚度占比Table 1 Lithofacies division in the E2l2（1） and statistics of the thickness proportion of each lithofacies in well WY-1，Weixinan Sag， Beibu Gulf Basin

图2 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段岩相划分依据及主要矿物组成Fig.2 Lithofacies division basis and main mineral compositions in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.矿物组成分布； b.不同岩相岩石矿物组分含量

2.1 富硅黏土质泥岩相

富硅黏土质泥岩相岩心观察为深灰色，层状构造，岩心及薄片上为较亮层与较暗层交互（图3a）。可见少量0.5 ～ 1.0 cm宽的含黄铁矿层与厚约0.5 cm的含粉砂纹层（图3a），发育黄铁矿结核与沥青质团块。镜下可见棕色的藻碎片，颗粒为粉砂级石英，基质为泥级黏土，粒径多在32 μm以下（图4a）。该类岩相是富有机质页岩的一种，TOC整体较高，岩心测试TOC多大于4 %，平均值为5.72 %（表1），有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，具有良好的生烃潜力。X射线衍射分析显示黏土矿物含量多在50 % ～ 60 %，碳酸盐矿物含量小于10 %，具有黏土矿物和长英质矿物含量较高，碳酸盐矿物含量低的特征（图2）。富硅黏土质泥岩相主要发育于半深湖-深湖沉积环境中，远离物源，具有相对低能、稳定的水动力条件。在WY-1井流二下亚段分布比例最大，厚度占比达60.23 %，主要分布在流二下亚段上部。

图3 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段不同岩相岩心照片Fig.3 Core photos of different lithofacies in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.富硅黏土质泥页相，层状构造，见含粉砂纹层和黄铁矿结核，埋深3005.66 ～ 3005.79 m；b.混合质泥岩相，层状构造，见沥青团块、含黄铁矿纹层，埋深3007.50 ～ 3007.62 m；c.富黏土硅质粉砂岩相，发育变形构造，埋深3028.78 ～ 3028.89 m；d.富黏土硅质粉砂岩相，发育变形构造、火焰构造、流水波纹构造，埋深3027.62 ～ 3027.77 m；e.（混合）硅质砂岩相，块状构造，埋深3027.28 ～ 3027.41 m；f.（混合）硅质砂岩相，块状构造，底部发育冲刷面，见正粒序，埋深3026.87 ～ 3027.00 m

2.2 混合质泥岩相

混合质泥岩相岩心上表现为深灰色，与富硅黏土质泥岩相相比略浅，滴酸起泡，层状构造，岩心及薄片上同样为较亮层与较暗层交互，可见少量0.5 ～ 1.0 cm宽的含黄铁矿层与厚约0.5 cm的含粉砂纹层，发育黄铁矿结核与沥青团块（图3b）。镜下可见棕色的藻碎片及富含方解石的团块，颗粒为粉砂级石英或方解石，基质为泥级黏土，粒径多在32 μm以下（图4b，c）。该类岩相同样是富有机质页岩的一种，TOC整体偏高，岩心分析TOC多大于4 %，平均值为5.19 %（表1），有机质类型也为Ⅰ-Ⅱ1型，具有良好的生烃潜力。混合质泥岩相黏土矿物含量、碳酸盐矿物含量和长英质矿物含量均在20 % ～ 50 %，X射线衍射分析显示碳酸盐矿物成分主要为方解石（图2）。这类岩相发育于半深湖-深湖沉积环境中，水体略浅，最显著的特征就是具有较高含量的方解石，常常与富硅黏土质泥岩相频繁互层，是沉积水体低幅震荡条件下的产物。WY-1井流二段较发育，厚度占比在32.76 %，主要分布在流二下亚段中部和下部。

2.3 富黏土硅质粉砂岩相

富黏土硅质粉砂岩相岩心观察为浅灰色-灰色，岩心上多见变形构造，发育冲刷面、火焰构造等（图3c，d）。薄片上见富黏土层，多见针状白云母，颗粒主要为粉砂级石英，占50 %以上，粒径多在32.0 ～62.5 μm，基质为泥级黏土（图4d，e）。该类岩相TOC偏低，岩心测试TOC在0.49 % ～ 3.79 %，平均值为1.58 %（表1），有机质类型为Ⅱ2型，可能是受陆源有机质输入的影响。X射线衍射矿物组成分析显示，长英质矿物含量在50 % ～ 80 %，碳酸盐矿物含量小于10 %，表现为长英质矿物含量较高，碳酸盐矿物含量低的特征（图2）。富黏土硅质粉砂岩相发育于重力流沉积物中，高能、瞬时沉积，故而含有大量的陆源石英。在WY-1井流二下亚段以夹层形式发育于富硅黏土质泥岩相或混合质泥岩相之间，发育相对较少，厚度占比为6.26 %。

2.4 （混合）硅质砂岩相

（混合）硅质砂岩相包括混合硅质砂岩相和硅质砂岩相两种岩相。混合硅质砂岩相岩心上表现为浅灰色，块状构造（图3e）。薄片上见铁白云石等碳酸盐矿物，颗粒主要为中砂级石英或燧石，粒径多在250 ～ 500 μm（图4f，g）。该类岩相TOC低，岩心测试TOC小于1 %（表1）。长英质矿物含量主要在50 % ～ 80 %，黏土矿物含量在10 % ～ 40 %，碳酸盐矿物含量在10 % ～40 %，具有长英质矿物含量高、含有相对较多铁白云石、黏土矿物含量低的特征（图2）。该类岩相为重力流搬运沉积物，属事件性沉积。在WY-1井流二下亚段少量发育，厚度仅占0.62 %，多夹于富黏土硅质粉砂岩之间，分布在流二下亚段下部。

硅质砂岩相岩心观察为浅灰色，块状构造，发育粒序层理，底部见冲刷面（图3f）。岩心上可见两层，厚约15 cm。镜下观察颗粒主要为中-粗砂级石英颗粒或燧石，粒径多在250 ～ 1000 μm，黏土基质十分少（图4h，i）。该类岩相TOC低，岩心测试TOC小于1 %（表1），孔隙不发育。X射线衍射矿物组成分析显示，长英质矿物含量大于80 %，具有石英含量高，碳酸盐矿物及黏土矿物含量低的特征（图2）。与混合硅质砂岩相的区别主要是两方面：①碳酸盐矿物（铁白云石）含量低；②粒度更粗。硅质砂岩相也是重力流搬运事件性沉积。在WY-1井流二下亚段发育极少，厚度占比仅为0.13 %，分布在流二下亚段下部。

由于两种岩相在流二段发育较少（厚度占比 ＜ 1 %），且性质相似，故将两种岩相合在一起进行分析。

3 储层非均质性

3.1 储层物性特征

页岩油储层作为非常规储层的一种类型，其特点在于页岩本身不仅作为油气系统的烃源岩和盖层，也可作为储存油气的储集层，具有典型的源-储一体的特征。储集层物性的好坏能直接影响页岩内部的储集能力、油气富集模式与赋存状态，决定着开发产出的经济效益大小。但页岩储层岩相变化快、微裂缝与纳米孔隙发育，不同岩相物性之间差异较大，且本身非均质性强，因此研究其物性对于开发页岩油储层至关重要。

孔隙度与渗透率作为能直接表征储层物性的重要参数，是页岩油赋存状态与富集模式的主控因素。通过常规物性测试实验数据分析涠西南凹陷流沙港组页岩油储层物性特征，流二下亚段储层的孔隙度范围为2.6 % ～ 16.7 %，平均为8.4 %；渗透率范围为（0.01 ～2.75 ） × 10-3μm2，平均为0.52 × 10-3μm2。

流二下亚段整体孔、渗变化大，不同岩相之间有明显差异。混合质泥岩相孔隙度范围为2.9 % ～ 4.9 %，平均为3.9 %；渗透率范围为（0.11 ～ 0.80） ×10-3μm2，平均为0.40 × 10-3μm2；富硅黏土质泥岩相孔隙度范围为2.6 % ～ 16.2 %，平均为6.5 %；渗透率范围为（0.12 ～ 1.58） × 10-3μm2，平均为0.40 × 10-3μm2；（混合）硅质砂岩相孔隙度范围为8.0 % ～ 16.7 %，平均为11.7 %；渗透率范围为（0.04 ～ 2.75） × 10-3μm2，平均为0.89 × 10-3μm2；富黏土硅质粉砂岩相孔隙度范围为4.7 % ～ 11.9 %，平均为8.5 %；渗透率范围为（0.01 ～ 1.73） × 10-3μm2，平均为0.26 × 10-3μm2。（混合）硅质砂岩相物性最好，孔隙度一般在10.0 %以上，渗透率在1.00 × 10-3μm2以上（表2）。富黏土硅质粉砂岩相、富硅黏土质泥岩相等岩相次之；混合质泥岩相物性最差。孔隙度与渗透率有一定的相关性，指示粒间孔可能为主要渗流空间。

表2 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段各岩相物性统计Table 2 Statistics of physical properties of each lithofacies in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basin

本次研究利用扫描电镜、高压压汞实验等技术综合分析，定量表征涠西南凹陷流二下亚段页岩油储层的孔隙流体分布、孔喉分布、孔隙结构以及主要流体渗滤通道分布。

3.2 储集空间类型及孔喉分布非均质性特征

页岩微观储渗空间的类型、结构、大小及分布会影响页岩储层的储集能力、页岩油的赋存状态及其渗流和开采产出条件。地质条件控制储渗空间的发育，而有机质含量、类型及成熟度对有机孔隙至关重要［28-30］。

岩样薄片观察、扫描电镜观察综合分析发现，涠西南凹陷流二下亚段储集空间类型不仅包括孔隙，还有微裂缝（图5）［31-33］。其中孔隙类型有3类，分别是粒间孔隙、晶间孔隙以及少量的溶蚀孔隙。样品页岩中多发育晶间孔隙与微裂缝，其中黄铁矿集合体晶间孔隙较发育，且部分被有机质和黏土矿物充填；细砂岩中多发育粒间孔隙与微裂缝，被黏土矿物和自生石英等充填，粒间孔隙内多充填书页状高岭石，见少量晶间孔隙；微孔隙和微缝隙多在有机质或黄铁矿边缘发育。

图5 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段孔隙类型扫描电镜照片Fig.5 SEM images showing different types of pores in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.粒间孔，埋深3053.0 m；b.粒间孔，埋深3060.2 m；c.溶蚀孔隙（方解石），埋深3060.2 m；d.晶间孔隙，埋深2959.0 m；e.晶间孔隙，埋深2971.0 m；f.晶间孔隙，埋深3053.0 m；g.微裂缝，埋深2971.0 m；h.微裂缝，埋深2988.3 m；i.微裂缝，埋深3035.2 m

高压压汞通过测量毛管力曲线、进汞体积，可以获得研究区页岩储层渗滤性，孔喉半径以及孔隙体积分布。压汞测试10个样品包含流二下亚段的4种岩相，根据压汞曲线分析，混合质泥岩、富硅黏土质泥岩物性相似，排驱压力高（17.215 MPa）、最大进汞饱和度低，总体渗滤性较差，孔喉半径差距相对较小。富黏土硅质粉砂岩、（混合）硅质砂岩总体渗滤性较好，最大进汞饱和度较高，排驱压力较低（1.355 MPa），孔喉半径差距较大，（混合）硅质砂岩相较富黏土硅质粉砂岩相物性更好（图6）。

图6 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段压汞曲线形态及孔喉半径分布特征Fig.6 Mercury intrusion porosimetry curves and pore throat radius distribution in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.各岩相压汞曲线，毛管压力变化快慢、汞饱和度高低可反映储层渗透性好坏；b.各岩相三段平均分形维数（S为汞饱和度，%；p为实验过程的动态毛管压力，MPa。）

混合质泥岩与富硅黏土质泥岩孔喉半径都为0.004 ～ 0.040 μm，且主要发育半径为0.004 ～0.010 μm的微孔；而富黏土硅质粉砂岩与（混合）硅质砂岩孔喉半径都分布在0.004 ～ 0.400 μm，富黏土硅质粉砂岩主要发育半径为0.040 ～ 0.100 μm的孔隙，（混合）硅质砂岩以半径为0.063 ～ 0.160 μm的孔隙为主。

通过进汞体积与孔喉半径的关系图可看出，混合质泥岩与富硅黏土质泥岩主要进汞量集中在半径为0.004 ～ 0.010 μm的孔隙中，而富黏土硅质粉砂岩与（混合）硅质砂岩主要进汞量集中在半径为0.004 ～0.100 μm的孔隙中。这表明混合质泥岩与富硅黏土质泥岩的主要储集空间是半径为0.004 ～ 0.010 μm的孔隙，而富黏土硅质粉砂岩与（混合）硅质砂岩的主要储集空间是半径为0.004 ～ 0.100 μm的孔隙（图7）。根据渗透率贡献值曲线图，混合质泥岩主要流体渗滤通道为半径0.016 ～ 0.040 μm的孔隙，富硅黏土质泥岩主要流体渗滤通道为半径0.010 ～ 0.025 μm的孔隙，富黏土硅质粉砂岩主要流体渗滤通道为半径0.063 ～ 0.160 μm的孔隙。（混合）硅质砂岩渗透率贡献值曲线具有明显双峰性，半径0.100 ～ 0.400 μm的孔隙是其主要渗流通道。富黏土硅质粉砂岩与（混合）硅质砂岩孔渗性更好（图7）。

图7 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段孔隙分布区间特征Fig.7 Diagram showing pore throat radius distribution in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.流体赋存空间的孔喉半径分布；b. 流体渗流的孔喉半径分布

3.3 可动性非均质性特征

常规岩石热解实验获得的S1值通常对应于岩石中热汽化释放的游离烃质量分数，其一定程度上能反映可动油的含量，常被用来评价储层中可动用的资源量。目前常用游离烃指数（OSI）来评价页岩油的可动性［34］。根据全岩热解和总有机碳分析实验结果，得出富硅黏土质泥岩相S1较大，平均值为8.7 mg/g，OSI值均大于100 mg/g，发生超越效应，成为潜在可动油［34-35］；混合质泥岩相S1也较大，平均值为8.1 mg/g，OSI值范围为30.2 ～ 1372.9 mg/g，平均值为305.9 mg/g；富黏土硅质粉砂岩相S1平均值为4.4 mg/g，OSI值范围为71.4 ～ 426.9 mg/g，平均值为168.2 mg/g（图8a）；（混合）硅质砂岩相S1平均值为5.2 mg/g，OSI值范围为203.9 ～ 690.9 mg/g，平均值为436.5 mg/g。整体来看，（混合）硅质砂岩相可动性最好，混合质泥岩相因游离烃含量高，整体可动性次之，富黏土硅质粉砂岩相和富硅黏土质泥岩相可动性较差。

图8 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段可动性和可压性分析Fig.8 Mobility and compressibility analysis in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina. 游离烃指数（OSI）与各岩相关系；b. 脆性指数与各岩相关系

3.4 可压性非均质性特征

当页岩中膨胀性黏土矿物含量较少，硅质、碳酸盐和长石等脆性矿物含量较多时，岩石脆性较大，因此可以用脆性矿物［主要包括石英、长石、碳酸盐矿物（方解石、白云石）］占总矿物的比值计算页岩脆性指数。但要注意X射线衍射全岩矿物分析获得为无机矿物质量分数，需要转换成其体积分数［36］。富硅黏土质泥岩脆性指数较小，范围在0.47 ～ 0.69，平均值为0.55；混合质泥岩相脆性指数也较小，范围为0.44 ～ 0.73，平均值为0.57；富黏土硅质粉砂岩相脆性指数范围为0.72 ～0.76，平均值为0.74；（混合）硅质砂岩相脆性指数范围为0.73 ～ 0.75，平均值也为0.74（图8b）。流二下亚段识别的4种岩相中，（混合）硅质砂岩相与富黏土硅质粉砂岩相的脆性矿物（石英）含量高，其可压性明显好于混合质泥岩相和富硅黏土质泥岩相。

富硅黏土质泥岩相是4种岩相中黏土含量最高的，脆性指数较小，受矿物含量影响，孔渗变化区间大，主要发育微孔，总体孔喉半径差距相对较小，渗透性较差，孔喉半径分布区间均小于0.1 μm，该岩相TOC较高，OSI值较小，是主要的烃源岩岩相；混合质泥岩相中的黏土含量仅次于富硅黏土质泥岩相，其脆性指数同样略小，孔渗性是4种岩相中最差的，孔隙度最大仅为4.9 %，主要流体渗滤通道由半径为0.016 ～ 0.040 μm的孔隙构成，其S1值较大，具有一定可动性；富黏土硅质粉砂岩相长英质矿物含量高，有较好的可压性，是流二下亚段主要的砂岩岩相，总体渗滤性较好，但孔隙非均质性最强，孔隙结构复杂程度最大，S1与OSI值较小，有一定的改造潜力；（混合）硅质砂岩相脆性矿物含量（石英、长石和碳酸盐矿物等）最高，脆性指数大，物性较好，孔隙度均大于8.0 %，孔喉半径分布均匀程度低于富黏土硅质粉砂岩相，整体物性最好，TOC值较小，OSI值较大，可动性最好。

4 储层非均质性的控制因素及其综合评价

4.1 储层非均质性的控制因素

储层非均质性受不同岩相中矿物组分的差异控制。其中，储层物性特征与各种因素密切相关，而矿物组成对无机孔隙的影响大。对流二下亚段孔隙度、渗透率与矿物组分进行分析，得出孔、渗值与石英和黏土矿物有较强的相关性（图9）。孔隙度、渗透率与石英含量呈正相关关系。其中（混合）硅质砂岩相、富黏土硅质粉砂岩相石英含量最多，对应孔、渗值也较大；孔隙度、渗透率与黏土含量呈负相关关系。其中混合质泥岩相、富硅黏土质泥岩相黏土含量最多，对应孔、渗值也较小；页岩储层可压性越好，越有利于后期的压裂开发增产。页岩裂缝的发育程度一般与页岩中脆性矿物的含量呈正相关关系，因此储层的脆性矿物含量越多，计算得到的脆性指数就越大，同各岩相有较好的对应关系，如在富黏土硅质粉砂岩相中石英含量越高，黏土含量越少，其脆性指数就越大，说明其可压性变好。通过对岩相中矿物组分含量与储层各性质的参数分析，岩相对储层非均质性有较强的控制作用。

图9 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段各岩相储层非均质性与矿物含量相关性Fig.9 Correlation between heterogeneity and mineral content for reservoirs of diverse lithofacies in the E2l2（1） in well WY-1，Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina，c，e.分别为各岩相石英含量与孔隙度、渗透率及脆性指数相关性；b，d，f. 分别为各岩相黏土矿物含量与孔隙度、渗透率及脆性指数相关性

除此之外，成岩作用对储集层的非均质性也具有较强的控制作用。由于有机质演化处于早期阶段，有机质成熟度低，镜质体反射率（Ro）在0.8 %左右，处于中-低成熟阶段，未发育大量有机质孔（图5），故而富硅黏土质泥岩相与混合质泥岩相储集空间发育较少，孔渗较低，未形成良好储层。富黏土硅质粉砂岩由于含有较多黏土矿物（图4d，e），在压实作用下，孔隙度迅速降低，但由于成岩作用尚处于早期阶段，仍保留一定的储集空间，从而具有较高的物性特征。（混合）硅质砂岩相中含有较多铁白云石胶结物（图4f，g），胶结物使储集空间大幅度减少，但由于胶结作用并非十分强烈，且（混合）硅质砂岩相之间的硅质砂岩相并未发育大量铁白云石胶结物（图4h，i），仍保存大量储集空间，表明胶结作用影响程度有限。研究区目的层储集空间主要为粒间孔，成岩作用多为破坏性成岩作用，故而处于早期的、成岩作用不强的条件对（混合）硅质砂岩相、富黏土硅质粉砂岩相的原生粒间孔的保存有利，而对富硅黏土质泥岩、混合质泥岩相的有机质孔发育不利。

4.2 流二段页岩油甜点段典型井综合评价

通过岩心观察、薄片鉴定、基质孔渗实验、扫描电镜及高压压汞实验等结果的综合研究，并结合元素测井的矿物组分测量结果对WY-1井流二下亚段进行岩相识别，流二下亚段的储层性质与岩相有着较好的对应关系。同时，该目的层段从储集性的纵向展布特征可以看出，流二下亚段底部储集性最好，其岩相主要为（混合）硅质砂岩相和富黏土硅质粉砂岩相互层，孔隙度最大17.3 %，平均值为11.7 %，渗透率平均值为0.16 × 10-3μm2；从可动性的纵向展布特征可以看出，流二下亚段底部可动性最好，S1较大，最大为7.9 mg/g，OSI值均大于100 mg/g，最小为172 mg/g，可发生超越效应，成为潜在可动油；从可压性的纵向展布特征可以看出，流二下亚段除（混合）硅质砂岩相和富黏土硅质粉砂岩相互层段外，脆性指数普遍偏低，可压性差，底部脆性指数整体较高，为0.15 ～0.47，平均为0.36，可压性较好（图10）。综合储集性、可动性以及可压性等储层特征，流二下亚段底部（混合）硅质砂岩相和富黏土硅质粉砂岩相互层段是研究区主要甜点段。

图10 北部湾盆地涠西南凹陷WY-1井流二下亚段测井综合图Fig.10 Composite logging analysis of the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basin

5 结论

1） 通过对矿物组成、粒度、沉积构造和有机地化参数进行分析，可在WY-1井流二下亚段识别出富硅黏土质泥岩相、混合质泥岩相、富黏土硅质粉砂岩相及（混合）硅质砂岩相4类岩相。其中，富硅黏土质泥岩相黏土矿物含量高，TOC值大，厚度占比大，主要分布在流二下亚段上部；混合质泥岩相具有较高含量的方解石，TOC值大，厚度占比较大，主要分布在流二下亚段中部；富黏土硅质粉砂岩相石英含量较高，TOC值小，厚度占比较小，主要分布在流二下亚段下部。（混合）硅质砂岩相石英含量高，TOC值小，厚度占比小，主要分布在流二下亚段下部。

2） 基于基质孔渗、高压压汞、电镜扫描等实验，判定了各岩相的储集性具有较强的非均质性，4种岩相分形维数偏大，整体孔隙结构较差，其中（混合）硅质砂岩相孔参值最大，而混合质泥岩、富硅黏土质泥岩物性相似，渗滤性较差，孔喉半径变化相对较小，以发育微孔为主；流二下亚段下部除了作为主要储集空间类型的粒间孔之外，还发育晶间孔隙、溶蚀孔隙以及微裂缝。

3） 游离烃含量及矿物组分含量分析表明，流二下亚段的可动性与可压性存在明显的非均质性，不同岩相之间差异较大，受岩相控制显著。（混合）硅质砂岩相与富黏土硅质粉砂岩相可压性较好，（混合）硅质砂岩相与混合质泥岩相的可动性较好，有较好的生油潜力；综合评价流二下亚段储集性、可动性以及可压性等储层特征的非均质性，底部（混合）硅质砂岩相和富黏土硅质粉砂岩相互层段整体最好，中部富黏土硅质粉砂岩相与混合质泥岩相互层段次之，上部富硅黏土质泥岩相最差。