黃志龍，朱建成，馬 劍，吳紅燭,3，張伙蘭

[1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249) 2.中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057； 3.浙江省地球物理與地球化學(xué)勘查院，浙江 杭州 310005]

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鶯歌海盆地東方區(qū)高溫高壓帶黃流組儲層特征及高孔低滲成因

黃志龍1，朱建成2，馬 劍1，吳紅燭1,3，張伙蘭2

[1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249) 2.中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057； 3.浙江省地球物理與地球化學(xué)勘查院，浙江 杭州 310005]

鶯歌海盆地中央底辟區(qū)中深層高溫高壓帶獲得了重大油氣突破，為傳統(tǒng)油氣勘探開辟了新領(lǐng)域。在對東方區(qū)高溫、高壓帶黃流組儲層巖性、成巖作用、物性和微觀孔喉結(jié)構(gòu)等儲層特征研究的基礎(chǔ)上，劃分了黃流組儲層的類型，并明確了黃流組儲層高孔、低滲的成因。研究表明，中央底辟帶東方區(qū)黃流組儲層巖性主要為粉砂巖，壓實和膠結(jié)等成巖作用較弱；儲層物性以中孔、中-低滲為主，儲層物性差異較大；儲層孔喉分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，不同物性儲層的孔隙半徑差異不大，但平均喉道半徑差異較大；根據(jù)泥質(zhì)含量、滲透率、平均喉道半徑和排替壓力，將黃流組儲層劃分為中孔-中滲微含泥細(xì)喉儲層、低滲含泥細(xì)喉Ⅰ類儲層、低滲含泥細(xì)喉Ⅱ類儲層及低孔-特低滲泥質(zhì)微細(xì)喉儲層；高溫、高壓帶儲層的形成與超壓和高溫?zé)崃黧w活動關(guān)系密切，但滲透率主要受沉積作用的控制，巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高是低滲儲層形成的主要原因。

孔喉結(jié)構(gòu)；高溫高壓；低滲儲層；黃流組；鶯歌海盆地

鶯歌海盆地經(jīng)歷了30多年的勘探歷史，底辟構(gòu)造帶淺層主要的構(gòu)造均已鉆探，淺層尋找大型氣田越來越難，而底辟區(qū)中深層高溫高壓帶具有良好的成藏條件，是尋找大中型氣田的重要領(lǐng)域。隨著淺層常溫常壓領(lǐng)域勘探程度的日益提高，中深層天然氣勘探潛力引起了地質(zhì)界越來越多的關(guān)注[1-4]，高溫高壓帶已成為鶯歌海盆地勘探研究的熱點領(lǐng)域[5-8]。目前，鶯歌海盆地東方區(qū)中深層已有重大突破，多口井獲得日產(chǎn)100×104m3以上的高產(chǎn)氣流，如D13-2-1井和D1-1-14井等，揭示了中深層高溫高壓帶具有非常好的勘探前景。底辟帶D1-1區(qū)地溫梯度高達(dá)53 ℃/km[9]，鉆井揭露底辟帶東方區(qū)梅山組-黃流組地層溫度達(dá)132 ℃以上，地層壓力系數(shù)為1.56～2.23[10]，屬于高溫高壓地層。為了明確鶯歌海盆地飽受質(zhì)疑的東方區(qū)中深層高溫高壓帶天然氣的成藏條件，有必要先對其儲層特征和成因以及控制因素進(jìn)行研究，這有利于幫助我們更好地理解中深層高溫高壓帶天然氣的成藏機(jī)理及含氣飽和度差異大的原因。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鶯歌海盆地位于我國海南省與越南之間的鶯歌海海域，總體呈北北西走向展布[11]，是南海北部大陸架西區(qū)發(fā)育的新生代轉(zhuǎn)換-伸展型含油氣盆地[12-13]。該盆地是在前古近紀(jì)基底上發(fā)育起來的新生代盆地，古近紀(jì)以斷陷為主，新近紀(jì)至今以坳陷為主。盆地地層發(fā)育較完整，自上而下依次為第四系樂東組(Ql)、上新統(tǒng)鶯歌海組(N2y)，中新統(tǒng)黃流組(N1h)、梅山組(N1m)和三亞組(N1s)，漸新統(tǒng)陵水組(E2l)和崖城組(E2y)，沉積厚度巨大。研究目的層位黃流組(N1h)為中新統(tǒng)的T40—T30層序，處于高溫高壓帶。位于盆地中央底辟帶北部的東方區(qū)一直以來存在東、西物源之爭，而物源體系影響了該區(qū)沉積體系的空間布局和儲層品質(zhì)[14]。近年來，中海油湛江分公司研究院對東方區(qū)黃流組重礦物組合類型進(jìn)行了分析，發(fā)現(xiàn)東方區(qū)黃流組儲層重礦物以赤褐鐵礦和白鈦礦為主，電氣石和鋯石含量低，這種組合特征跟西邊越南物源相似，與以鋯石、電氣石為主要特征的海南島物源差異大。高精度層序地層學(xué)研究也顯示，東方區(qū)黃流組沉積時主體物源來自西邊越南方向，在該地區(qū)東部外側(cè)，可能存在海南島物源的貢獻(xiàn)。黃流組繼承了梅山組沉積以來的格局，地勢北高南低，至T30～T31層序(黃流組一段)沉積期，海侵?jǐn)U大，淺海沉積范圍增大，在東方區(qū)淺海背景下，發(fā)育海底扇沉積[15-16](圖1)。鉆遇黃流組的多口井見滑塌變形構(gòu)造、包卷層理和鮑瑪序列等重力流沉積特征，前人也指出東方區(qū)西部黃流組主力儲層為高密度濁流成因[17]。

2 黃流組儲層特征

2.1 巖性特征

中央底辟帶東方區(qū)黃流組主要為海相沉積的長石砂巖，巖石礦物組成以石英、長石為主，陸源巖屑含量很低(圖2a)。砂巖粒度Φ值多介于2.0～8.0，以粉砂為主(粒徑<0.1 mm)，含細(xì)砂級顆粒。巖石顆粒分選較差，其分選系數(shù)一般大于2.0。概率累積曲線呈跳躍-懸浮-懸浮三段式，缺少滾動次總體，跳躍次總體含量也不高，一般低于5%，以懸浮次總體為主(圖2b)。這種特點的儲層結(jié)構(gòu)成熟度較低。儲層樣品泥質(zhì)含量差異較大，多分布在5%～25%。泥質(zhì)含量高時，以雜基支撐結(jié)構(gòu)為主；泥質(zhì)含量低時，以顆粒支撐結(jié)構(gòu)為主。

圖1 鶯歌海盆地北部黃流組一段低位域沉積相與沉積模式(據(jù)中海油湛江分公司研究院， 2010)Fig.1 Sedimentary facies and model of lowstand system tract in the 1st member of the Huangliu Formation in northern Yinggehai Basin(modified from Research Institute of Zhanjiang Branch,CNOOC, 2010)a.黃流組一段低位域沉積相；b.東方區(qū)低位三角洲、疊覆式海底扇沉積模式

2.2 成巖作用特征

通過對鶯歌海盆地東方區(qū)中深層黃流組儲層樣品進(jìn)行鏡下觀察，發(fā)現(xiàn)黃流組主要發(fā)育三種成巖作用，分別是壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

2.2.1 壓實和壓溶作用

黃流組石英、長石顆粒排列疏松，顆粒間接觸關(guān)系多為點接觸，也見線接觸，凹凸接觸少見；儲層中云母等塑性顆粒無明顯變形，僅局部(顆粒接觸處)略向內(nèi)凹(圖3)。這些特征均反映了黃流組壓實和壓溶作用較弱。

2.2.2 膠結(jié)作用

中央底辟區(qū)黃流組儲層膠結(jié)作用主要表現(xiàn)為石英次生加大(圖3a,b)，石英次生加大在黃流組儲層中很常見，但石英顆粒邊緣發(fā)育的加大邊厚度一般較薄，約為幾微米至十幾微米，以Ⅰ-Ⅱ級加大為主。此外，也有見碳酸鹽膠結(jié)和自生粘土礦物膠結(jié)現(xiàn)象，但不普遍。石英次生加大常見，但加大級別較低，反映了膠結(jié)作用程度較低。

圖2 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組砂巖成分(a)與粒度曲線特征(b)Fig.2 Classification and grain size curve characteristics of sandstone compositions in the Huangliu Formation of DF area,Yinggehai Basin

圖3 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組儲層壓實和膠結(jié)作用特征Fig.3 Features of compaction and cementation in reservoirs of the Huangliu Formation of DF area,Yinggehai Basina. D12井,埋深2 708.34 m，粉砂巖,石英、長石顆粒點、線接觸，石英自生加大發(fā)育，且邊緣有溶蝕，單偏光，鑄體薄片；b. E6井,埋深2 873.80 m，粉砂巖,顆粒排列疏松，長石顆粒溶蝕強(qiáng)烈，可見石英自生加大，單偏光，鑄體薄片；c. E2井,埋深2 992.42 m，粉砂巖,雜質(zhì)支撐結(jié)構(gòu)，局部線接觸，單偏光，鑄體薄片；d. E3井,埋深2 912.31 m，含泥粉砂巖,平直長條狀云母，與顆粒接觸處略內(nèi)凹，單偏光，鑄體薄片

2.2.3 溶蝕作用

中央底辟區(qū)高溫高壓帶黃流組儲層中，石英顆粒多見毛刺狀溶蝕邊緣或溶蝕坑(圖4)，長石也多發(fā)育粒內(nèi)溶蝕孔，且顆粒間排列疏松，粒間未見雜基或膠結(jié)物充填，即發(fā)育大量的粒間溶蝕孔。這些現(xiàn)象表明，底辟區(qū)高溫高壓帶內(nèi)，溶蝕作用也十分普遍，高溫超壓環(huán)境下黃流組砂巖具有弱壓實、強(qiáng)溶蝕的特點[18]。

2.3 物性特征

從實測的巖心樣品物性統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，盆地東方區(qū)黃流組儲層孔隙度主要分布在15%～25%，滲透率一般分布在(0.1～100)×10-3μm2，以中孔、中低滲儲層為主，但各地區(qū)儲層物性差異較大(圖5)。其中，D13-2區(qū)儲層物性最好，孔隙度主要分布在15%～20%，滲透率主要分布在(1.0～100)×10-3μm2;D13-1區(qū)儲層物性較好，孔隙度主要分布在10%～20%，滲透率分布范圍較寬，主要分布在(0.1～100)×10-3μm2，D1-1區(qū)和D29-1區(qū)儲層物性較差，以中孔、低滲(或特低滲)儲層為主。此外，同一地區(qū)儲層物性差異也較大，如D13-1區(qū)從E4井至E6井再到E3井，D13-2區(qū)從F8d井至F2、F4井再到F1井，儲層物性逐漸變差(圖5)。

2.4 微觀孔喉特征

恒速壓汞技術(shù)可以用于研究儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)[19-21]，本次采用該技術(shù)獲取了來自東方區(qū)黃流組9塊巖心樣品的儲層微觀孔喉特征參數(shù)(表1)。這些樣品取自相同地區(qū)、相同層位和相同物源，埋深也相近。因此，儲層所經(jīng)歷的成巖作用也接近。從不同物性儲層樣品的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)來看，儲層孔隙半徑分布較集中，一般分布在100～200 μm，平均孔隙半徑主要分布在120～160 μm，差異較小，均屬于大孔隙級別。但各樣品喉道半徑、“孔喉比”(孔隙半徑/喉道半徑)、主流喉道半徑及分選系數(shù)等差異較大。一般認(rèn)為孔隙吼道對滲透率的影響較大[22-23]。黃流組樣品孔隙喉道主要分布在0.1～8.0 μm，平均喉道半徑主要分布在0.2～3.0 μm，屬細(xì)喉級別，并且不同物性儲層樣品的喉道半徑分布差異較大?？傮w表現(xiàn)為：儲層滲透性越差，平均喉道半徑越小；儲層滲透性越好，平均喉道半徑越大。此外，不同滲透性的儲層，其“孔喉比”分布也有差異。對于低滲儲層[滲透率為(0.1～10)×10-3μm2]，物性越好，“孔喉比”越??；而常規(guī)儲層(滲透率>10×10-3μm2)，其“孔喉比”分布區(qū)間較集中，多為50～150；特低滲儲層(滲透率<0.1×10-3μm2)的“孔喉比”分布于兩個極端(或<50，或>500)。

3 儲層類型劃分

目前，儲層類型劃分常用的參數(shù)包括孔隙度、滲透率、有效厚度、砂體面積、泥質(zhì)含量和孔隙結(jié)構(gòu)等[24]。通過對鶯歌海盆地高溫高壓帶儲層沉積、成巖、物性特征及微觀結(jié)構(gòu)等參數(shù)的綜合研究，鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組儲層在物性、泥質(zhì)含量和孔喉結(jié)構(gòu)方面存在較大差異，尤其是儲層滲透率和平均喉道半徑差異較大。根據(jù)砂巖含氣儲層評價標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 6285—1997)，將鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組儲層劃分為三大類：中孔-中滲微含泥細(xì)喉儲層、低滲含泥細(xì)喉儲層及低孔-特低滲泥質(zhì)微細(xì)喉儲層。當(dāng)儲層滲透率小于1.0×10-3μm2時，儲層氣-水排替壓力迅速增大，以此為界線，將低滲含泥細(xì)喉儲層又分為低滲含泥細(xì)喉Ⅰ類儲層和低滲含泥細(xì)喉Ⅱ類儲層兩類(表2)。由于泥質(zhì)含量與喉道半徑的差異，不同類型的儲層天然氣聚集后含氣飽和度也不同。統(tǒng)計表明，中孔-中滲微含泥細(xì)喉儲層含氣飽和度可達(dá)55%以上，低滲含泥細(xì)喉Ⅰ類儲層含氣飽和度一般為40%～55%，低滲含泥細(xì)喉Ⅱ類儲層含氣飽和度一般為25%～40%，低孔-特低滲泥質(zhì)微細(xì)喉儲層含氣飽和度往往在25%以下。

圖4 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組儲層溶蝕作用特征Fig.4 Features of corrosion in reservoirs of the Huangliu Formation of DF area,Yinggehai Basina. E2井,埋深3 045.96 m，細(xì)-粉砂巖,港灣狀溶蝕邊發(fā)育，單偏光，鑄體薄片；b. E6井,埋深2 861.87 m，細(xì)砂巖,石英具加邊大，且邊緣溶蝕，正交偏光，常規(guī)薄片

樣品編號井號深度/m孔隙度/%滲透率/(10-3μm2)平均喉道半徑/μm平均孔隙半徑/μm孔喉比平均值主流喉道半徑/μm分選系數(shù)排驅(qū)壓力/MPaN1D122710.7515.670.171.45152.11176.3111.010.550.32N2E22985.3017.301.321.22146.68161.821.100.410.50N3E32899.9512.870.0351.41129.0354.5510.210.024.29N4F23129.1017.1428.002.87151.8194.141.141.300.16N5E42863.6018.1112.592.73154.3072.482.741.030.21N6E62875.8319.342.701.59146.88116.861.540.520.36N7E62861.9419.194.912.00147.2994.731.710.670.29N8E23048.1013.300.122.60151.0275.622.820.830.25N9E22993.6511.220.0730.25128.18611.690.090.042.90

4 高溫高壓帶黃流組儲層高孔低滲的成因

4.1 高溫超壓作用

鶯歌海盆地底辟帶的地溫梯度較高，主要分布在(43.6～49.8)℃/km，且多數(shù)大于40 ℃/km[25]。高溫成巖環(huán)境產(chǎn)生的有機(jī)酸能使長石和巖屑等易溶礦物大量溶蝕而產(chǎn)生次生溶孔，高溫?zé)崃黧w活動引起的溶蝕作用對黃流組一段次生孔隙的形成有重大貢獻(xiàn)，是東方區(qū)黃流組保留較好儲集物性的主要成巖因素[10]。但高溫環(huán)境和高溫?zé)崃黧w作用也能促進(jìn)碳酸鹽膠結(jié)物的生成，較高的地溫可以使水-巖反應(yīng)加速，致使在高地溫地區(qū)孔隙度衰減較快[9]。但鏡下研究結(jié)果表明黃流組儲層膠結(jié)作用較弱，溶蝕作用較強(qiáng)，所以，高溫對儲層物性的建設(shè)性作用可能更大一些。

從鶯歌海盆地東方區(qū)儲層物性與埋深的關(guān)系來看，位于高溫高壓帶的黃流組(埋深約2 500～3 500 m)發(fā)育強(qiáng)超壓，壓力系數(shù)主要分布在1.6～2.2，其儲層物性明顯偏離盆地砂巖正常壓實演化趨勢線，并且砂巖儲層物性偏離深度段與超壓的發(fā)育段一致，儲層物性隨地層壓力系數(shù)增大有變好趨勢(圖6)，說明超壓對深部儲層物性的改善有積極作用。在這種超高壓背景下，異常高壓抑制了儲層壓實作用的進(jìn)行，膠結(jié)物的增生將變慢或停止，使得黃流組儲層巖石顆粒排列疏松，減緩了儲層孔隙和喉道變小速度，使其保持著大孔細(xì)喉特征，所以埋深3 000 m左右時仍然保持較高的孔隙度和滲透率。同時超壓帶內(nèi)流體活動強(qiáng)烈，可以形成了一定量的粒間、粒內(nèi)溶孔。此外，超壓環(huán)境還有利于原生孔隙的保存[8,10]。因此，超壓是中央底辟區(qū)中深層儲層高孔的一個很重要原因。

4.2 沉積作用

沉積作用是影響儲層物性的最重要因素，不同沉積環(huán)境下砂體的成分、粒度、分選、泥質(zhì)含量各異，其中泥質(zhì)含量對物性的影響較為明顯[26]。鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組為海底扇沉積，儲層巖性以粉砂巖為主，巖石顆粒分選性較差，鏡下顆粒支撐結(jié)構(gòu)和雜基支撐結(jié)構(gòu)均有發(fā)育。宏觀方面，儲層物性明顯受沉積作用控制，D13-1區(qū)主河道或分流河道儲層物性明顯優(yōu)于淺海砂壩和水道間的儲層[27]。微觀方面，儲層物性(孔隙度、滲透率)與巖石顆粒平均粒徑和泥質(zhì)含量等參數(shù)間表現(xiàn)出較好的相關(guān)性(圖7)，具體體現(xiàn)在以下兩個方面。

表2 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組儲層類型劃分

圖6 鶯歌海盆地東方區(qū)砂巖壓力系數(shù)、孔隙度、滲透率與深度關(guān)系Fig.6 Pressure wefficient,porosity and permeability vs.depth of sandstone in the Huangliu Formation of DF area,Yinggehai Basina.壓力系數(shù)-深度關(guān)系；b.孔隙度-深度關(guān)系；c.滲透率-深度關(guān)系

1) 儲層滲透率與顆粒平均粒徑Φ值呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，即儲層顆粒粒徑越大，物性越好，滲透率越高(圖7a)；儲層孔隙度也與顆粒平均粒徑Φ值呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，但沒有滲透率與顆粒平均粒徑Φ值的關(guān)系明顯(圖7b)。

2) 東方區(qū)黃流組儲層物性(主要指滲透率)隨泥質(zhì)含量增加而降低，這是因為泥質(zhì)容易堵塞孔隙和喉道(圖7c，d)。

儲層孔隙度和滲透率與平均喉道半徑也呈正相關(guān)關(guān)系，而在成巖作用較弱的情況下，儲層孔喉特征主要由沉積作用控制。所以，黃流組儲層顆粒粒度、泥質(zhì)含量是控制物性的主要因素，儲層質(zhì)量主要受沉積作用的控制。

4.3 溶蝕作用

根據(jù)東方區(qū)高溫高壓帶黃流組鑄體薄片鏡下觀察統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)其砂巖儲層孔隙主要由粒間孔和次生孔隙(長石粒內(nèi)溶孔、巖屑粒內(nèi)溶孔、雜基溶孔、鑄模孔和粒間溶孔)組成。其中，粒間孔在總孔隙組成中比例最大，為51.8%～66.7%，其次是粒間溶孔、長石粒內(nèi)溶孔和鑄?？?，占總孔隙的比例分別為10.8%～20.0%，10.3%～16.4%，9.2%～19.5%(表3)，表明溶蝕作用對高溫高壓帶優(yōu)質(zhì)儲層的形成也具有重要意義，這與底辟高壓帶內(nèi)熱流體活動較強(qiáng)[28]不無關(guān)系。

圖7 黃流組儲層物性與巖石顆粒平均粒徑、泥質(zhì)含量關(guān)系Fig.7 Relationship of physical properties with average grain size and mud content of reservoirs in the Huangliu Formation of DF area,Yinggehai Basin(平均粒徑MZ=-log2Φ,Φ為孔隙度。)

樣品編號深度/m鏡下統(tǒng)計面孔率/%孔隙組成及其所占比例/%粒間孔長石粒內(nèi)溶孔巖屑粒內(nèi)溶孔雜基溶孔鑄模孔粒間溶孔12878.1619.551.810.86.20.510.820.022876.3520.457.910.36.20.513.316.432870.0220.551.810.87.70.519.514.942867.5921.566.710.86.20.59.216.952863.9921.561.514.47.70.510.815.462861.8723.162.616.411.80.516.410.8

綜上所述，鶯歌海盆地東方區(qū)中深層儲層主要受沉積作用控制，其中泥質(zhì)含量和顆粒粒度與儲層物性關(guān)系最大，深部超壓對孔隙的保持作用是儲層成巖作用相對較弱、孔隙度相對較高的主要原因。同時，儲層粒度細(xì)、泥質(zhì)含量高是低滲儲層形成的主要原因。

5 結(jié)論

1) 東方區(qū)高溫高壓帶黃流組儲層巖性主要為粉砂巖，雜基以粘土礦物為主，壓實和膠結(jié)等成巖作用較弱。

2) 黃流組儲層以中孔、中低滲為主，儲層物性差異較大。儲層孔喉分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，不同儲層的孔隙半徑分布相對集中，但喉道半徑分布及“孔喉比”差異較大。平均喉道半徑越大，儲層滲透性越好，含氣飽和度越高。

3) 儲層特征的差異性主要體現(xiàn)在泥質(zhì)含量、滲透率、喉道半徑和排替壓力4個方面，根據(jù)其差異將黃流組儲層劃分為中孔-中滲微含泥細(xì)喉儲層、低滲含泥細(xì)喉Ⅰ類儲層、低滲含泥細(xì)喉Ⅱ類儲層及低孔-特低滲泥質(zhì)微細(xì)喉儲層4類。

4) 東方區(qū)黃流組高孔-低滲儲層的形成主要與沉積作用有關(guān)，高溫引起的溶蝕作用以及超壓對孔隙的保持作用是儲層高孔的一個重要原因，巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高是低滲儲層形成的主要原因。

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(編輯 董 立)

Characteristics and genesis of high-porosity and low-permeability reservoirs in the Huangliu Formation of high temperature and high pressure zone in Dongfang area,Yinggehai Basin

Huang Zhilong1,Zhu Jiancheng2,Ma Jian1,Wu Hongzhu1, 3,Zhang Huolan2

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.ZhanjiangBranchofCNOOCLimited,Zhanjiang,Guangdong524057,China;3.ZhejiangGeophysical&GeochemicalExplorationInstitute,Hangzhou,Zhejiang310005,China)

The significant oil and gas exploration breakthrough made in the middle-to-deep-layers in HTHP(high tempe-rature and high pressure)central diapir zone in DF area of Yinggehai Basin poses a big challenge to traditional oil and gas exploration theories.Lithology,diagenesis,physical properties and microscopic pore throats analyses were carried out on the reservoirs in the Huangliu Formation of the area to classify the types of the reservoirs and understand the genesis of high porosity and low permeability formation.The results indicate that the reservoirs are mainly siltstone experienced weak compaction and cementation.The physical properties of the reservoirs are dominated by medium porosity and medium-to-low permeability with great variance.Pore throat size distribution of the reservoirs is highly heterogeneous:reservoirs of different physical properties have similar pore size but greatly different average pore throat sizes.According to shale content,permeability,average throat size and displacement pressure,the reservoirs can be categorized into four types:slightly shaly reservoirs with medium porosity,medium permeability and small throat size;type Ⅰ and type Ⅱ moderately shaly reservoirs with low permeability and small throat size;shaly reservoirs with low porosity and extra-low permeability and fine-to-small throat.Evident shows that the formation of the reservoirs was closely linked to overpressure and active high-tempe-rature thermal fluid flow. However,the permeability of the reservoirs was mainly controlled by sedimentation.Fine grain size and high content of mud are considered to be the main reasons for the formation of the low permeability reservoirs.

pore throat structure,high temperature and high pressure,low permeability reservoir,Huangliu Formation,Yinggehai Basin

2014-08-11;

2014-12-25。

黃志龍(1962—)，男，教授、博士生導(dǎo)師，油氣藏形成與分布。E-mail:huang5288@163.com。

朱建成(1964—)，男，高級工程師，天然氣地質(zhì)與油氣勘探。E-mail:zhujianch@cnooc.com.cn。

國家科技重大專項(2011ZX05023-004-008)。

0253-9985(2015)02-0288-09

10.11743/ogg20150214

TE122.2

A