吳 仕玖 尤 麗 招湛杰 代 龍 鐘 佳 徐守立

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

烏石凹陷是南海西部海域北部灣盆地已證實(shí)的富生烴凹陷之一[1-2]，勘探目的層系主要集中在古近系流沙港組二段（以下簡(jiǎn)稱流二段）。已鉆井揭示流二段主要發(fā)育北部物源三角洲相沉積儲(chǔ)層和南部物源扇三角洲相沉積儲(chǔ)層，儲(chǔ)集砂體發(fā)育，儲(chǔ)層埋深1 500～4 000 m，物性從特低孔、特低滲到高孔、高滲均有分布，儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng)，有利儲(chǔ)層發(fā)育主控因素與分布是制約該區(qū)油氣勘探開發(fā)的關(guān)鍵因素之一。為此，尋找流二段有利儲(chǔ)層分布成為烏石凹陷增儲(chǔ)上產(chǎn)、釋放產(chǎn)能的必要途徑[3]。因此，筆者利用烏石凹陷研究區(qū)已鉆井的巖（壁）心觀察、鑄體薄片分析、黏土X射線衍射、常規(guī)物性、測(cè)井解釋等資料，開展流二段儲(chǔ)層巖石組分、成巖強(qiáng)度與孔喉結(jié)構(gòu)等特征研究，確定流二段有利儲(chǔ)層發(fā)育主控因素，提出有利儲(chǔ)層分布與勘探方向，為區(qū)帶目標(biāo)優(yōu)選與評(píng)價(jià)提供有利支撐。

1 地質(zhì)背景

烏石凹陷位于北部灣盆地南部拗陷的東北部，其北部以企西隆起南緣為界，西南部以流沙凸起與海頭北凹陷相隔，東南部與流沙凸起相鄰，與邁陳凹陷相隔，總體上呈近東西向展布，面積約為2 600 km2。烏石凹陷整體上可分為東、西兩個(gè)洼陷，分別受⑦號(hào)和⑥號(hào)斷層控制[4]（圖1）。東洼呈典型箕狀斷陷形態(tài)，南斷北超，自南向北依次為南部陡坡帶、東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶和北部緩坡帶。西洼同為箕狀斷陷，為北斷南超，但缺少中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶。烏石凹陷古近系自下而上發(fā)育古新統(tǒng)長(zhǎng)流組、始新統(tǒng)流沙港組和漸新統(tǒng)潿洲組，分別充填沖積相、湖相、三角洲和河流相沉積[5]。區(qū)域上，烏石凹陷共發(fā)育流沙港組三段、流沙港組二段、流沙港組一段和潿洲組三段4種成藏組合類型，其中流二段為最重要的烴源巖層和儲(chǔ)集巖層。

圖1 烏石凹陷區(qū)域位置與井位分布圖

2 區(qū)域儲(chǔ)層特征

為認(rèn)識(shí)烏石凹陷流二段儲(chǔ)層特征，開展儲(chǔ)層巖石學(xué)、孔隙類型與孔喉結(jié)構(gòu)、孔隙度與滲透率、成巖作用與成巖階段等特征研究，明確研究區(qū)各區(qū)帶儲(chǔ)層特征的差異性。

2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)與儲(chǔ)集性特征

圖2 烏石凹陷流二段儲(chǔ)層物性與喉道分布關(guān)系圖

已鉆井巖（壁）心及鑄體薄片分析表明，流二段儲(chǔ)集巖巖性以粉、細(xì)砂巖為主，但北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶儲(chǔ)層較南部陡坡帶—凹陷中心儲(chǔ)層粒度粗、含砂率高、單層厚度大。在巖石類型方面，北部緩坡帶W9、W4構(gòu)造主要為巖屑石英砂巖；東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W2構(gòu)造主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑石英砂巖，湖底扇相W1構(gòu)造多樣；南部陡坡帶西段—凹陷中心W13、W7構(gòu)造以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，東段W5、W10、W11構(gòu)造以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主。根據(jù)烏石凹陷流二段儲(chǔ)層21口井的常規(guī)物性、壓汞、鑄體薄片分析結(jié)果認(rèn)為，流二段儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)、孔隙類型具有明顯的分區(qū)性，且與物性相匹配（圖2）。在北部緩坡帶淺埋深W9、W4構(gòu)造，孔隙喉道以較細(xì)喉型為主，孔隙類型以粒間孔＋少量次生孔組合為特征（圖3a），物性為中滲特征。在東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶淺—中等埋深W2、W1構(gòu)造，孔隙喉道以細(xì)—較細(xì)喉型為主，孔隙類型以粒間孔＋次生孔組合為特征（圖3b），物性為低—中滲特征。在南部陡坡帶東段中—深埋深的W5、W10和W11構(gòu)造，孔隙喉道分別以微細(xì)喉型和細(xì)—較細(xì)喉為主，孔隙類型分別以次生孔＋部分粒間孔（圖3c）和粒間孔＋部分次生孔組合為特征，物性分別為特低滲和低、中滲特征。在南部陡坡帶西段深埋深的W13構(gòu)造與凹陷中心W7構(gòu)造，孔隙喉道分別以細(xì)—較細(xì)喉型和細(xì)—微細(xì)喉為主，孔隙類型均以次生孔＋少量粒間孔組合為特征（圖3d），物性分別為低、中滲和特低滲特征。從整體上看，北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶儲(chǔ)層較南部陡坡帶—凹陷中心儲(chǔ)層喉道粗、粒間孔發(fā)育，南部陡坡帶西段—凹陷中心儲(chǔ)層較南部陡坡帶東段儲(chǔ)層喉道粗、次生孔發(fā)育。

2.2 儲(chǔ)層成巖作用與成巖階段

已鉆井揭示流二段儲(chǔ)層成巖作用主要表現(xiàn)為壓實(shí)，其次為溶解，局部區(qū)帶發(fā)育碳酸鹽膠結(jié)。該段巖（壁）心鑄體薄片鑒定表明，北部緩坡帶W9、W4構(gòu)造埋深1 700～2 000 m，碎屑顆粒主要呈點(diǎn)、線—點(diǎn)接觸（圖3a）。東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W2、W1構(gòu)造埋深2 400～3 000 m，碎屑顆粒主要呈點(diǎn)—線、線接觸（圖3b）。南部陡坡帶東段W5、W10、W11構(gòu)造埋深2 600～3 700 m，碎屑顆粒主要呈線接觸（圖3c），南部陡坡帶西段—凹陷中心W7、W13構(gòu)造埋深3 400～4 000 m，碎屑顆粒主要呈線、凹凸—線接觸（圖3d）。流二段溶解作用較為發(fā)育，以長(zhǎng)石溶孔和鑄模孔為主。從北部緩坡帶W9、W4構(gòu)造至東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W1、W2構(gòu)造，至南部陡坡帶東段W5、W10、W11構(gòu)造，再至南部陡坡帶西段—凹陷中心W7、W13構(gòu)造，溶解作用產(chǎn)生的孔隙占所有孔隙的比重由20%上升至80%，呈增加趨勢(shì)。流二段膠結(jié)作用僅在局部區(qū)帶較為發(fā)育，主要表現(xiàn)為碳酸鹽膠結(jié)，以方解石、鐵方解石和菱鐵礦為主。菱鐵礦主要分布在W2、W9、W1構(gòu)造（圖3e），鐵方解石主要分布在W5、W7構(gòu)造（圖3f）。方解石主要分布在W1構(gòu)造，白云石和鐵白云石在個(gè)別井較為發(fā)育（圖3g）。

根據(jù)泥巖I／S中S的百分含量、鏡質(zhì)體反射率（Ro）等參數(shù)，對(duì)研究區(qū)古近系成巖階段進(jìn)行劃分：北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶儲(chǔ)層分別在1 700 m、2 400 m、2 800 m和3 200 m附近進(jìn)入中成巖A1期、A2期、B期和晚成巖期，其中流二段儲(chǔ)層以中成巖A1期和A2期為主；南部陡坡帶—凹陷中心儲(chǔ)層分別在1 800 m、2 800 m、3 400 m和4 000 m附近進(jìn)入中成巖A1期、A2期、B期和晚成巖期，其中流二段儲(chǔ)層以中成巖A2期和B期為主。

圖3 烏石凹陷流二段儲(chǔ)層典型微觀特征圖版圖

3 有利儲(chǔ)層主控因素

碎屑巖儲(chǔ)集層儲(chǔ)集性的好壞主要取決于沉積環(huán)境、成巖環(huán)境、成巖作用等因素的影響[6]。根據(jù)鉆井壁心、薄片及物性資料等綜合分析認(rèn)為，流二段有利儲(chǔ)層主要受沉積環(huán)境與沉積水動(dòng)力造成的儲(chǔ)層粒度及泥質(zhì)雜基、古地溫場(chǎng)造成的壓實(shí)強(qiáng)度的控制，局部受巖石組分差異與通源斷裂控制的有機(jī)酸溶解和相對(duì)早期油氣充注保護(hù)的影響。

3.1 沉積環(huán)境與沉積水動(dòng)力造成的粒度及泥質(zhì)雜基的影響

從前述可知，三角洲儲(chǔ)層物性好于扇三角洲儲(chǔ)層物性，且相同沉積相帶由于粒度、泥質(zhì)雜基等差異，儲(chǔ)層物性明顯不同。從泥質(zhì)雜基含量和粒度C-M分布上可以看出（圖4），北部緩坡帶W9構(gòu)造和東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W2構(gòu)造三角洲前緣水下分流河道，整體上較南部陡坡帶W5、W10、W13構(gòu)造扇三角洲前緣水下分流河道沉積水動(dòng)力強(qiáng)，儲(chǔ)層厚度大、儲(chǔ)集巖粒度粗、泥質(zhì)雜基低。東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W2構(gòu)造較北部緩坡帶W9構(gòu)造儲(chǔ)集巖粒度稍粗、泥質(zhì)雜基低。南部陡坡帶西段W13構(gòu)造與凹陷中心W7構(gòu)造較南部陡坡帶東段W5、W10、W11構(gòu)造沉積水動(dòng)力強(qiáng)，儲(chǔ)集巖粒度粗、泥質(zhì)雜基低。為此，沉積水動(dòng)力強(qiáng)且物源供給充足，儲(chǔ)集巖厚度越大、粒度越粗，抗壓實(shí)能力越強(qiáng)，在相近埋深條件下以厚層、粗粒砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能更優(yōu)。

3.2 古地溫場(chǎng)造成的壓實(shí)強(qiáng)度的影響

圖4 烏石凹陷流二段泥質(zhì)雜基含量和粒度C-M分布關(guān)系圖

低地溫場(chǎng)盆地的砂巖孔隙度衰減較緩慢，有效儲(chǔ)層保存的深度較深，而高地溫場(chǎng)盆地則與之相反[7]。根據(jù)鉆井Ro、伊蒙混層中S%等成巖參數(shù)恢復(fù)古地溫場(chǎng)，結(jié)果表明：南部陡坡帶—凹陷中心古地溫梯度較北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶古地溫梯度明顯偏低，且南部陡坡帶西段—凹陷中心古地溫梯度低于其東段古地溫梯度。由前述可知，在相近埋深的情況下，南部陡坡帶儲(chǔ)層物性好于東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶，南部陡坡帶西段好于東段，與各成巖期深度相對(duì)應(yīng)。這正是本區(qū)古地溫場(chǎng)差異導(dǎo)致的結(jié)果，古地溫梯度越低，成巖演化越慢，成巖階段深度和次生孔隙發(fā)育范圍下移，在相近埋深下，古地溫梯度低的地區(qū)儲(chǔ)層物性偏好。

3.3 巖石組分差異與通源斷裂控制的有機(jī)酸溶解的影響

流二段溶解作用普遍發(fā)育，且上覆下伏均為優(yōu)質(zhì)烴源巖，推測(cè)其與有機(jī)酸有關(guān)。同時(shí)，流二段斷裂體系較為發(fā)育，在東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W2、W1構(gòu)造以及南部陡坡帶W7、W12構(gòu)造等均可見較大斷裂。在斷裂體系發(fā)育、不穩(wěn)定組分含量高且緊鄰生烴灶的區(qū)域，儲(chǔ)層溶解作用強(qiáng)，次生孔隙發(fā)育[8]，如南部陡坡帶西段W13-1井（圖3h）。此外，次生孔隙發(fā)育程度除與儲(chǔ)層中可溶性組分的含量有關(guān)外，還與烴源巖的發(fā)育程度有關(guān)[9]。生烴強(qiáng)度越大，有機(jī)酸的產(chǎn)量越高，就越有利于次生孔隙的發(fā)育。南部陡坡帶西段W13等構(gòu)造緊鄰生烴強(qiáng)度大的生烴主洼，早期排烴強(qiáng)度大、次生溶蝕作用強(qiáng)、持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，對(duì)儲(chǔ)層次生改造影響較為顯著。

3.4 相對(duì)早期油氣充注保護(hù)的影響

據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)表明，烴類充注在一定程度上抑制了石英、伊利石等自生礦物膠結(jié)作用的進(jìn)行，油氣形成產(chǎn)生的超壓能緩沖后期壓實(shí)作用，有利于深部原生孔隙的保存，同時(shí)油氣中攜帶的有機(jī)酸能溶蝕改造原生孔隙而形成次生孔隙[10-11]。本區(qū)成藏研究也表明[12]，烏石凹陷流沙港組具有早晚兩期油氣充注高峰期，其中早期原油充注發(fā)生在潿洲組二段至潿洲組一段沉積期，對(duì)應(yīng)于28.4～23.0 Ma；晚期原油充注發(fā)生在角尾組沉積期至現(xiàn)今，對(duì)應(yīng)于10.6～0 Ma。研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙演化與成藏期次關(guān)系表明，北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶油氣充注時(shí)間早，在距今28～16 Ma，孔隙度為15%～25%；南部陡坡帶—凹陷中心油氣充注時(shí)間晚，在距今10～0 Ma，孔隙度為10%～15%（圖5）。此外，南部陡坡帶西段較東段更近生烴主洼，優(yōu)先受到有機(jī)酸的運(yùn)移充注，溶解作用強(qiáng)，物性偏好。

4 有利儲(chǔ)層分布

圖5 烏石凹陷流沙港組儲(chǔ)層孔隙演化與成藏期次關(guān)系圖

圖6 烏石凹陷流二段沉積壓實(shí)—儲(chǔ)集相展布圖

在成巖相劃分的基礎(chǔ)上開展研究區(qū)流二段沉積壓實(shí)—儲(chǔ)集相研究，確定有利儲(chǔ)層的分布與勘探方向（圖6）。綜合分析認(rèn)為，流二段有利儲(chǔ)層分布主要集中在北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶和南部陡坡帶兩個(gè)區(qū)帶。其中三角洲沉積、中等壓實(shí)區(qū)的北部緩坡帶W4、W9構(gòu)造和東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W2構(gòu)造等，物性為高—中滲特征，以Ⅱ1類儲(chǔ)層為主，為最有利的儲(chǔ)層分布區(qū)，其中W6構(gòu)造為最有利的勘探方向。其次為扇三角洲沉積、近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的南部陡坡帶、東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶W1構(gòu)造、北部緩坡帶W9構(gòu)造西南等，物性為中—低滲特征，以Ⅱ2和Ⅲ類儲(chǔ)層為主，為較有利的儲(chǔ)層分布區(qū)，其中又以南部陡坡帶西段扇體發(fā)育有利儲(chǔ)層，該區(qū)W8構(gòu)造為較有利的勘探方向。經(jīng)鉆探揭示，北部緩坡帶W6-1井流二段儲(chǔ)集巖以細(xì)、中砂巖為主，埋深2 000～2 600 m，測(cè)井孔隙度平均為23.5%。南部陡坡帶西段W8-1井流二段儲(chǔ)集巖以細(xì)、中、粗砂巖為主，埋深3 100～3 800 m，孔隙類型以長(zhǎng)石溶孔和鑄模孔為主（圖3i），實(shí)測(cè)孔隙度平均為15.1%，證實(shí)了南部陡坡帶西段扇體較東段扇體成巖演化慢、不穩(wěn)定組分含量高、次生孔隙發(fā)育，且埋深下限加深，拓展了南部陡坡帶的勘探下限。

5 結(jié)論

1）流二段北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶儲(chǔ)層較南部陡坡帶—凹陷中心儲(chǔ)層壓實(shí)弱、喉道粗、粒間孔發(fā)育，南部陡坡帶西段扇體較東段扇體儲(chǔ)層壓實(shí)弱、不穩(wěn)定組分含量高、喉道粗、次生孔隙發(fā)育。

2）流二段有利儲(chǔ)層主要受沉積環(huán)境與沉積水動(dòng)力造成的粒度及泥質(zhì)雜基、古地溫場(chǎng)造成的壓實(shí)強(qiáng)度的控制，局部受巖石組分差異與通源斷裂控制的有機(jī)酸溶解和相對(duì)早期油氣充注保護(hù)的影響。

3）流二段三角洲沉積、中等壓實(shí)的北部緩坡—東北部中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶是最有利的儲(chǔ)層分布區(qū)，次為扇三角洲沉積、近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的南部陡坡帶，且以水動(dòng)力較強(qiáng)的南部陡坡帶西段中等—強(qiáng)溶蝕扇體發(fā)育有利儲(chǔ)層。提出北部緩坡帶W6構(gòu)造為最有利的勘探方向，次為南部陡坡帶西段W8構(gòu)造，并得到鉆探證實(shí)。