流沙港组储层特征与分布范文

《东北石油大学学报》2015年第六期

摘要：

乌石凹陷东区主要储层流二段、流三段分别发育三角洲和扇三角洲相沉积储层，储层物性包括高渗、中渗及低渗，非均质性强，产能差异大．采用常规物性、测井解释、岩石薄片与镜质体反射率、全岩／黏土X线衍射等方法，分析储层特征，根据沉积作用、成岩作用等探讨流二段、流三段储层非均质性主控因素．结果表明，沉积相带及分选性差异是流三段储层非均质性主控因素，较远源区分选性好的水下分流河道发育有利储层；沉积相带及压实作用是流二段储层非均质性主控因素，北部弱压实区为最有利储层，其次为中部的中等压实区，第三为南部的近强压实区．该结果为乌石凹陷流沙港组整体评价与目标优选提供地质依据．

关键词：

储层非均质性；沉积作用；成岩作用；有利储层；乌石凹陷；流沙港组

乌石凹陷是南海西部北部湾盆地的富生烃凹陷之一［1－3］，其东区流二段、流三段中深层（1500～4000m）为当前主要油气勘探目的层系．钻井资料揭示，流二段、流三段储层非均质性强、产能差异大，其中流三段近源区储层物性差，测试产能低［4］．人们对中深层强非均质性储层特征和主控因素进行研究，如张福顺等分析巴楚地区泥盆系东河塘组储集空间和物性特征，认为东河塘组为高成分成熟度和结构成熟度的石英砂岩，孔隙空间以溶蚀粒间孔为主要类型，储层物性以低孔低渗为特征，优质储层受沉积相带和成岩改造作用的双重控制［5］；秦秋寒等分析临江地区扶杨Ⅰ油层储集空间类型和主控因素，认为扶杨Ⅰ油层为中低孔低渗的碎屑砂岩储层，发育原生孔隙和次生溶蚀孔隙2种储集空间类型，以次生溶蚀孔隙为主，储层物性主控因素前期为沉积条件和埋深，后期为溶解作用和胶结、交代作用［6］；乐锦鹏等利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等，研究苏北盆地张家垛油田阜三段储层，认为储层特征与发育控制因素对于油气聚集起重要作用［7］；朱如凯等通过对四川盆地上三叠统须家河组沉积体系的分析和储集层主控因素的解剖，研究低孔低渗背景下相对优质储集层的形成条件，并对有效储集层进行区域评价预测；蒲秀刚等对渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷中深层开展储集层特征及控制因素分析，研究碎屑岩有利储集相带分布规律，寻找相对优质的储集层段；杨晓萍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［8］、成岩作用［9－10］等影响，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．在沉积体系基础上，笔者利用岩心观察、岩石薄片分析、常规物性、测井解释、镜质体反射率、全岩／黏土X线衍射等资料，进行储层特征研究，包括岩石学、储集性特征，重点沉积作用和成岩作用方面确定研究区储层物性主控因素，指出有利储层分布，并预测有利区带物性特征，为该区整体评价与目标优选提供地质依据．

1地质概况

乌石凹陷是南海西部北部湾盆地南部坳陷的一个次级构造单元［11－13］，其东南依流沙凸起，北邻企西隆起，西部及西南部以流沙凸起与海头北凹陷和迈陈凹陷相隔（见图1）．乌石凹陷的发育演化受中生代末期至新生代的区域性伸展作用控制，自下而上发育古近系长流组、流沙港组（分为流三段、流二段和流一段）、涠洲组和新近系及第四系地层，其中始新统的流沙港组和渐新统的涠洲组为主要的含油气层段．从流沙港组至涠洲组发育多套储盖组合，其中流三段广泛发育三角洲沉积与流二段滨、浅湖相泥岩组合；流二段发育凹陷边部三角洲、凹陷中心滩坝沉积与流二段滨、浅湖泥岩、油页岩组合，是乌石凹陷东区两套重要储盖组合．乌石凹陷东区按构造位置可分为斜坡带的乌石A井区与斜坡近凹带的乌石B井区．

2流二段、流三段储层特征

流三段主力油组Ⅱ油组发育扇三角洲沉积储层，较近源区以砂砾岩和含砾砂岩为主，远源区含砂率变低，以细、中和含砾砂岩为主，成分成熟度较低，单晶石英体积分数不高，以大量多晶石英为主要岩屑特征，岩石类型为岩屑砂岩；流二段为较远源区的三角洲沉积特征，以细、中砂岩为主，发育含砾砂岩，成分成熟度较高，以单晶石英为主，其次为以多晶石英为主的岩屑和钾长石，岩石类型以长石岩屑石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，局部发育长石岩屑砂岩和岩屑砂岩．物性分析数据表明，流二段、流三段储层物性非均质性强，高渗、中渗、低渗与特低渗储层发育，流二段物性好于流三段的．流三段主力油组Ⅱ油组近源区的A－2和A－7井计算孔隙度平均分别为18．4％、18．6％，计算渗透率平均分别为50．4×10－3、97．1×10－3μm2，为低—中孔、中—低渗特征，连通性略差（见图2（a））；往远源区方向物性变好，A－4井实测平均孔隙度为19．0％，实测平均渗透率为673．6×10－3μm2，为低—中孔、低—中渗特征，局部发育高渗特征，粒间孔与粒内溶孔等发育，连通性好（见图2（b））．流二段储层物性纵向上随埋深增加呈变差趋势，具有明显分带性，与成岩阶段演化对应（见图3），深度1500～1800m为早成岩B—中成岩阶段A1过渡期，为中—高孔特征；1800～2200m为中成岩阶段A1期，为高—中孔特征；2400～2800m为中成岩阶段A2期，为低—中孔特征；2800m以下为中成岩阶段B期，为低—特低孔特征，相近深度受多因素影响，渗透率变化较大．

3储层物性主控因素

乌石凹陷流沙港组已进入中成岩A—中成岩B期，储层储集性能受沉积作用和成岩作用等共同影响．沉积作用主要控制储层砂体分布及储层原始孔隙度，由于沉积相带、分选性差异等储层物性不同，受它影响产生的储集岩粒度、成分等差异对后期成岩作用形成先天性影响［14－15］；后期的成岩作用通过压实、胶结作用降低粒间孔与溶蚀作用，形成次生孔隙，对储层尤其是深埋藏储层的物性影响显著［16－18］．

3．1沉积作用的控制流三段Ⅱ油组以扇三角洲前缘水下分流河道为有利储集相带，对比较近源与远源区钻井资料显示，较近源区井如A－2井储集岩为厚层、箱状砂岩，分选性以中—差、差为主，少量为中等．岩心观察可见以分选性较差的砂砾岩和含砾砂岩为主（见图2（c）），储层物性较差，测试产能低．远源区井如A－4井，分选性以中等为主，物性偏好．沉积作用造成的碎屑颗粒分选性差异是流三段主力油组Ⅱ油组近源区物性差于远源区的主要控制因素．乌石凹陷流二段A／B井区不同沉积相带储层厚度对比结果（见表1）显示，三角洲前缘水下分流河道（A井区）物源供给充足、含砂率高、粒度较粗，为有效储层，储层物性以中渗为主，发育高、低渗储层，好于湖底扇（B井区）沉积储层的以低渗为主的特征．相同沉积相带存在粒度等差异，储层物性明显不同，三角洲前缘相A－7井较A－1井含砂率高、粒度偏粗，是储层物性较好的重要原因；湖底扇相B－2上部和B－1井含砂率高、粒度偏粗，物性好于其他井；B－3井尽管粒度粗，但受高泥质和高自生高岭石影响，储层物性明显变差．说明沉积作用对流二段储层物性具有决定性作用，表现为不同沉积相带或相同沉积相带不同粒级砂岩储层物性明显不同．沉积作用是流二段、流三段储层物性的主控因素，三角洲前缘和扇三角洲的水下分流河道是流二段、流三段储层发育的主要有利相带，有利相带内受粒度、分选性差异和后期成岩作用等影响，储层物性差异明显．三角洲前缘湖底扇微相为流二段次有利储集相带，受局部较粗粒度和强溶蚀作用影响，也可发育有利储层．

3．2成岩作用的后期改造流二段、流三段储层已进入中成岩A－B期，经历多种成岩变化，其中破坏性成岩作用主要包括压实作用和以碳酸盐胶结物、自生高岭石为主要胶结特征的胶结作用；建设性成岩作用主要包括后期溶解作用．

3．2．1压实、胶结作用乌石凹陷流二段、流三段储层物性随着埋深的增加呈变差趋势，碎屑颗粒接触关系为点—线—局部凹凸状接触特征，说明压实作用为该区原始粒间孔隙减小、物性变差的主要原因．成岩阶段对比结果（见图3）可见，由乌石A井区至乌石B井区方向，各成岩期深度呈加深趋势，乌石A井区流二段、流三段地层处于中成岩A1－A2期，孔隙类型以剩余粒间孔与粒内溶孔为主要特征；乌石B井区流二段、流三段处于中成岩A2－B期，局部达到晚成岩期，孔隙类型以次生孔隙为主要特征，乌石A井区流二段、流三段储层物性较好的主要原因是其成岩强度弱于乌石B井区的．乌石A井区流二段砂岩被压实作用减小的孔隙度占原始孔隙度的30％～60％，属弱—中等压实；乌石B井区流二段砂岩被压实作用减小的孔隙度占原始孔隙度的50％～80％，属中等—强压实．乌石A井区压实强度差异导致储层物性不同，处于弱—中等压实过渡区的A－7和A－2井压实程度偏弱，平均计算孔隙度分别为26．4％、26．0％，计算渗透率平均分别为739．7×10－3、755．6×10－3μm2，呈中—高孔、高—中渗物性特征；处于中等压实区的A－1和A－5井呈中孔、中—低渗物性特征．砂岩薄片鉴定结果表明，流三段储层胶结作用较弱，流二段储层碳酸盐胶结物和自生高岭石胶结导致局部物性降低．流二段储层面孔率与碳酸盐胶结物、自生高岭石体积分数关系见图4．由图4可见，以面孔率表征的储层物性与碳酸盐胶结物、自生高岭石体积分数呈明显负相关关系，且不同沉积相带胶结类型与强度不同．由于局部较高的铁方解石和（铁）白云石胶结，使流二段三角洲前缘水下分流河道沉积储层物性明显变差（见图4（a）），如A－1井岩心薄片镜下可见铁方解石充填孔隙，茜素红染色呈紫红色特征（见图2（d）），与同为水下分流河道沉积的A－7井相比储层物性较差，原因是该井流二段储层局部发育高碳酸盐胶结；远源湖底扇沉积的乌石B井区碳酸盐胶结物以菱铁矿胶结为主，对储层物性影响不明显，偶见铁方解石胶结降低储层物性．自生高岭石胶结是湖底扇沉积井区储层物性的重要控制因素，根据砂岩薄片鉴定结果（见图4（b）），B－3和B－5井自生高岭石体积分数较高，堵塞孔喉，是两井物性较差的主要原因；三角洲前缘水下分流河道沉积储层高岭石体积分数低，对储层物性影响较小．压实作用是乌石凹陷流二段、流三段储层粒间孔减小的主要原因；其次是以铁方解石为主的碳酸盐胶结物和自生高岭石，其中碳酸盐胶结物对水下分流河道沉积储层影响较强，自生高岭石对湖底扇沉积储层影响较强．

3．2．2溶解作用溶解作用对深埋藏有利储层发育具有重要建设性作用，溶解强度受控于沉积时的母质基础与溶解作用的发育，如中成岩期由有机质脱羧引起的溶蚀作用对储集空间的形成具有重要影响［19－20］．研究区流二段、流三段储层发生溶解作用的矿物主要为长石和岩屑，形成粒内溶孔和铸模孔，是研究区的主要储集空间．流二段作为区域烃源岩层，可发育大量有机酸，形成次生孔隙；同时储层附近发育可沟通油源的断裂，有利于有机酸对流三段储层的溶蚀，形成次生孔隙．流二段三角洲前缘水下分流河道的乌石A井区如A－7井压实程度较弱，粒间孔和溶蚀、溶解作用并存，连通性和储层物性好（见图2（e））；湖底扇区局部较好物性储层受强溶解作用影响，如B－2井上部存在的高孔隙度、渗透率储层特征，也与溶蚀作用发育有关．

4有利储层分布

沉积相带及其造成的分选性差异是流三段储层非均质性的主控因素．研究区主力油组Ⅱ油组储层开发条件比远源区的水下分流河道微相的有利，但埋深加大，分析发育有利储层的条件．综合孔隙度、渗透率演化与成岩演化特征，建立乌石A／B井区孔隙度、渗透率演化模型（见图5），以油藏特低渗上限标准5．0×10－3μm2作为储层物性下限，确定细、中、粗砂岩分别在埋深3200、3500、4000m附近进入特低渗带，认为流三段较远源区分选性好的细、中、粗砂岩分别在埋深3200、3500、4000m以内发育有利储层．A－8井流三段Ⅱ油组处于较远源、近强压实区，埋深2400～2700m储层物性以中孔、中渗为主，局部呈低渗特征，测试为高产油层．沉积相带和压实作用是流二段储层非均质性主控因素，流二段储层厚度大，浅埋深区发育有利储层．定量评价压实强度并进行压实强度展布，流二段乌石A井区三角洲沉积区从北到南由弱压实—中等压实—近强压实变化，对应储层类型以Ⅰ、Ⅱ类为主，变化为Ⅱ、Ⅲ类储层；乌石B井区湖底扇沉积区埋深较大，处于近强压实—强压实—极强压实展布，近强压实区发育以Ⅲ、Ⅳ类储层为主，局部发育Ⅱ类储层（见图6）．叠合优势沉积相、成岩相与储集相，确定处于水下分流河道、弱压实区的乌石A井区的北部为最有利储层带，储层物性以中—高孔、高—中渗为主；处于水下分流河道、中等压实的乌石A井区的中部为有利区，储层物性特征以高—中孔、中渗为主，水下分流河道末端局部钙质胶结，储层物性略偏差，储层物性特征以中孔、中—低渗为主；处于乌石A井区南部的分流河道末端、近强压实区，以低孔、低渗为主．其中，处于乌石A井区中部中等压实区的A－8和A－9井储层物性较好，为中渗特征；南部近强压实区的A－10和A－11井受较强压实作用影响，储层物性偏差，为低渗特征．

5结论

（1）乌石凹陷东区主要储层流二段、流三段分别发育三角洲、扇三角洲沉积储层，岩石类型分别以为岩屑砂岩、长石岩屑石英砂岩为主，储层物性为高渗、中渗、低渗，储层物性非均质性强．（2）沉积相带及其造成的分选性差异是流三段Ⅱ油组储层物性非均质性主控因素，较远源区的水下分流河道沉积的细、中、粗砂岩分别在3200、3500和4000m以内的中等—近强压实区，发育有利储层．（3）沉积相带和压实作用是流二段储层物性非均质性主控因素，流二段储层厚度大、浅埋深区发育有利储层，乌石凹陷A井区北部的弱压实区为最有利储层，以高—中渗为主；其次为乌石凹陷A井区中部的中等压实区，以中渗为主；第三为乌石凹陷A井区南部的近强压实区，以低渗为主．

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作者：尤丽 招湛杰 李才 吴仕玖 徐守立 刘才 单位：中海石油（中国）有限公司 湛江分公司