白云凹陷中深層古近系砂巖儲層特征及溶蝕作用對優質儲層的控制作用

文 靜，趙靖舟，李 軍 ，耳 闖

(1.西安石油大學，陜西 西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065)

0 引 言

珠江口盆地白云凹陷處于中生代俯沖帶的構造軟弱帶和新生代盆地構造轉換帶，因此，其地質特征與國內常見的大型含油氣盆地差異較大，與國外許多深水油氣區相比也有其特殊性[1]。該地區長期以來一直是中國南海北部油氣勘探的重點地區之一，“十三五”之前，白云凹陷油氣勘探重點集中在以珠江組為主的中淺層內[2]，整體資源探明量不足10%，隨著對白云凹陷深水輕質油田群的發現，向中深層古近系儲層的拓展已經成為白云凹陷油氣勘探的必然趨勢[3-4]。

迄今為止，已探明的天然氣儲量一半以上仍然為低產氣藏[5]。因此，白云凹陷油氣勘探需要在儲層整體物性較差的背景中尋找局部的儲層“甜點”。近年來，許多學者對白云凹陷地區中淺層儲層特征及優質儲層主控因素等方面開展過大量的研究工作。陳國俊等[6]、杜貴超等[7]、呂成福等[8]提出白云凹陷地區孔滲條件在恩平組上部較好，恩平組下部的儲層物性條件較差等觀點；馬明等[9]認為白云凹陷恩平組的成巖作用對儲層的后期改造作用是影響儲層物性最為顯著的因素；羅靜蘭等[10]發現珠江口盆地古近系儲層內的易被溶蝕礦物形成的次生孔隙可有效改善儲層的儲集性能，同時，還可以提高流體的流通性；謝曉軍[11]等認為在白云凹陷中深層儲層中，次生孔隙發育區所在的潛在優質儲層是有利的勘探對象。鑒于勘探難度大、鉆井資料少的原因，前人的研究大多僅確定了溶蝕作用形成的次生孔隙對儲層的影響，但未能明確指出白云凹陷地區優質儲層分布規律，無法為油田的勘探開發提供有利方向。為此，以珠江口盆地白云凹陷中深層儲層為研究對象，以白云凹陷儲層特征為基礎，綜合利用中深—深水區較新鉆井數據和多種分析技術手段，結合盆地的沉積背景以及地層演化過程，明確溶蝕發育帶，揭示溶蝕作用對白云凹陷中深層砂巖優質儲層的控制作用，不斷深化對該區的油氣地質特征認識，為下一步油氣勘探提供依據。

1 區域地質概況

白云凹陷位于中國南海北部珠江口盆地的珠二坳陷內[12]，面積近2×104km2，現今最大水深可達2 000.0 m[2]，其南北兩側分別與南部隆起帶和番禺低隆起相接，西南側以云開低凸起和開平凹陷為界，東鄰東沙隆起[13]?？傮w上呈NEE向展布，主要分為白云北坡、白云西洼、白云主洼、白云東洼和白云南洼等次一級構造單元[14](圖1)。珠江口盆地白云凹陷歷史上經歷了3個較重要的構造演化階段，分別是斷陷期、斷拗過渡期以及拗陷期，從而形成了“南北分帶、東西分塊”的地貌特征。白云凹陷古近紀時期主要沉積了分別以湖相、三角洲—河流沼澤相為主的文昌組、恩平組以及以淺海三角洲和濱岸相為主的珠海組(圖1)，形成了較厚的沉積層，具有油氣兼生、以氣為主的油氣成藏特征。目前，白云東洼的優質儲層以深水扇朵葉體砂巖和局部的重力流水道復合體砂巖為主；白云北坡則主要為薄層粉砂巖與泥巖互層的天然堤和水道復合體內的水道砂巖[15]。

圖1 白云凹陷構造位置及地層綜合柱狀圖(據文獻[4]修改)Fig.1 The tectonic location and comprehensive stratigraphic histogram of Baiyun Sag (modified according to Reference [4])

研究井位于白云東洼以及白云北坡，目的層主要為古近系(文昌組、恩平組和珠海組)的砂巖儲層。該區的沉積物主要來源于古珠江三角洲，且沉積物具有厚度較大、砂泥互層頻繁的特征[13]，埋深為2 500.0～5 000.0 m。

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

砂巖樣品多選取于白云東洼的恩平組(E3e)、文昌組(E2w)以及白云北坡的珠海組(E3z)、恩平組(E3e)。以白云凹陷中深層古近系內重點鉆井的砂巖巖石薄片觀測和常規礦物組分統計為基礎，劃分了白云東洼、白云北坡中深層砂巖儲層的巖石學類型(圖2)。

由圖2可知：白云東洼、白云北坡砂巖儲層碎屑成分中石英含量均最多，其次是巖屑和長石。結合前人的研究結果可知：石英主要來源于花崗巖母巖的單晶石英；長石以鉀長石為主；巖屑成分較為復雜，以變質巖和火成巖成分為主[16]。白云東洼砂巖主要以長石質石英砂巖和巖屑質石英砂巖為主(圖2a)，石英平均含量為73.58%，長石平均含量為14.1%，巖屑平均含量為10.65%。白云北坡砂巖類型較為復雜，主要以長石質石英砂巖為主，含少量長石巖屑質石英砂巖(圖2b)，石英平均含量為76.18%，長石平均含量為9.75%，巖屑平均含量為16.68%。

圖2 白云凹陷古近系儲層砂巖分類Fig.2 The classification of sandstones in the Paleocene reservoirs, Baiyun Sag

2.2 儲集空間特征

砂巖儲層中常見的孔隙類型包括粒間溶孔、鑄?？?、粒內溶孔以及黏土礦物的晶間孔和微裂縫。由部分重點探井儲層樣品的鑄體薄片和掃描電鏡結果分析可知，白云東洼儲層發育較為普遍的是粒間溶孔，可見少量的鑄?？?、粒內溶孔、黏土礦物和黃鐵礦的晶間孔以及微裂縫(圖3a)；白云北坡儲層主要發育粒間溶孔、鑄?？准熬чg孔，孔隙發育程度較白云東洼略高，更利于儲層中流體的流通(圖3b)。

圖3 白云凹陷古近系砂巖儲層次生孔隙平均面孔率分布Fig.3 The distribution of average porosity of secondary pores in Paleogene sandstone reservoirs, Baiyun Sag

通過薄片觀察，可以直觀地發現大量的鑄?？?圖4a)、粒內溶孔(圖4b)、粒間溶孔及少量發育的微裂隙，孔隙對改善砂巖儲層的物性具有積極作用，特別是次生溶孔的存在，對于儲層的連通性具有一定程度上的積極作用，可促進束縛于孔隙、孔喉內流體的通過[17]。同時，也發現部分孔隙中充填了不同類型的雜基和膠結物，如較為常見的泥質、方解石、白云石等(圖4c、d)。

圖4 白云凹陷古近系儲層孔隙鏡下照片Fig.4 The microscopic image of pores in Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

2.3 儲層物性特征

根據主要探井的巖心物性測試數據統計，結合測井解釋成果可知：白云北坡儲層孔隙度為4.60%～18.70%，平均孔隙度為10.36%，滲透率為0.030～3.545 mD，平均滲透率為0.530 mD；白云東洼儲層孔隙度為4.90%～24.20%，平均孔隙度為12.49%，滲透率為0.027～2.685 mD，平均滲透率為0.320 mD。

影響儲層中流體流動性的主要因素是滲透率和孔隙度，并且孔隙度和滲透率也會相互影響。白云北坡(圖5a)和白云東洼(圖5b)儲層樣品的孔滲交會圖顯示兩者均具有低孔低滲的特點。隨著孔隙度的增大，滲透率呈增加趨勢，具有良好的相關性，推測這與砂巖儲層內發育大量的粒間溶孔有直接的關系。溶蝕作用不僅作用于砂巖儲層內的易溶礦物，同時儲層內的孔隙和喉道也受到一定影響?？诐B交會圖中(圖5)擬合線周圍的點也具有一定的地質意義，處于擬合線左上的點，表明該區孔隙類型多為粒內溶孔，雖然砂巖儲層內較多的粒內溶孔增大了儲層的孔隙度，但對儲層的連通性改善能力較微弱。

圖5 白云凹陷古近系儲層物性關系Fig.5 The physical relationship of Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

2.4 成巖作用類型及特征

2.4.1 壓實作用

白云凹陷古近系砂巖儲層內的塑性顆粒受到較強的壓實作用從而發生壓實變形，少量剛性顆粒受外力作用產生壓裂縫(圖6a)。儲層內顆粒之間接觸方式主要以線-凹凸接觸為主，可見大量云母顆粒及巖屑受壓實而發生形變(圖6b)。由于白云凹陷地區沉積物主要來源于古珠江三角洲，搬運距離較短，分選程度較差，多數礦物成熟度低，儲層中塑性顆粒含量高，在受到早期埋藏壓實作用后，部分火山巖巖屑和黏土雜基等容易受力從而相互緊密接觸[11]。白云凹陷古近系儲層砂巖的壓實強度均屬于中—強強度，其所受壓實作用的強度與深度呈正相關趨勢，其中，恩平組受壓實作用的影響較文昌、珠海組更顯著。

2.4.2 膠結作用

早期的膠結作用對儲層物性的影響主要是根據膠結物填充情況來判斷。填隙物的含量越多，儲層物性受到的破壞越大，這是由于填隙物多是一些細碎屑顆粒，粒度較小，充填在砂巖孔隙中，對儲層物性的破壞性更強。

研究區儲層黏土膠結物中占主體的是伊利石，可見少量高嶺石、綠泥石呈膠結顆粒產出。伊利石以接觸式膠結為主，由于其嚴重堵塞喉道，在一定程度上對古近系砂巖儲層的物性起到消極作用。在掃描電鏡下，觀察到伊利石以絲縷狀充填于粒間孔隙，常與自生石英晶體共生(圖6c)[11]。研究區碳酸鹽膠結物以鐵白云石、鐵方解石為主(圖6d、e)，見少量菱鐵礦和黃鐵礦產出。

圖6 白云凹陷古近系儲層鏡下及掃描電鏡照片Fig.6 The microscopic and SEM images of Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

2.4.3 溶蝕作用

研究表明，溶蝕作用是白云凹陷中深層砂巖儲層質量改善的重要因素，白云凹陷地區次生孔隙中最重要的成因類型是長石溶蝕所形成的孔隙(圖6f、g、h、i)。一直以來，評定溶蝕作用對儲層物性是否有建設性作用的原則是溶蝕副產物是否被有效帶出。對于研究區內的長石骨架顆粒，溶蝕副產物被流體帶出時，砂巖儲層的孔隙度才能提高。大量統計發現：白云北坡和白云東洼的溶蝕孔的面孔率在5.0%以下時，砂巖孔隙度主要由粒間孔貢獻，長石等溶蝕作用產生的溶蝕孔對孔隙度貢獻小，表明溶蝕作用較弱；而當溶蝕孔的面孔率超過5.0%時，溶蝕孔對儲層孔隙度貢獻加大，表明溶蝕作用較強[3]。研究區內溶蝕孔統計結果表明，次生溶孔的面孔率約占1.9%～10.8%，平均面孔率為6.4%，說明次生溶孔對研究區儲層物性具有較好的貢獻作用。

3 溶蝕作用對優質儲層的控制作用

3.1 可溶組分類型及含量

通過巖石薄片、掃描電鏡及X-射線衍射等技術手段，發現白云凹陷古近系砂巖儲層中的長石顆粒易受儲層內有機酸等流體溶蝕，形成的溶蝕孔隙占研究區次生孔隙的最主要位置，含量為8%～20%。鏡下可觀察到長石顆粒主要沿解理縫溶蝕從而局部形成蜂窩狀的粒內溶孔。白云東洼和白云北坡均可以觀察到，長石顆粒的溶蝕主要經歷中淺層的長石高嶺石化階段和中深層的高嶺石伊利石化2個階段，存在部分長石顆粒完全溶解從而形成鑄?？?。統計分析發現，長石含量與白云凹陷古近系砂巖儲層物性呈正相關(表1)。

表1 白云凹陷古近系儲層長石含量與孔滲的關系Table 1 The relationship between feldspar content and pore permeability of Paleogene reservoirs in Baiyun Sag

白云凹陷中深層古近系砂巖儲層中的長石在經歷長石高嶺石化階段后，大量的長石在酸性流體或有機質流體的作用下發生溶蝕，部分產物為沉淀在溶蝕孔隙附近的高嶺石；除此之外，部分硅質可能受溶蝕作用形成石英次生加大；長石高嶺石化階段形成的高嶺石將進一步完成伊利石化的轉化，這一階段高嶺石和長石不斷消耗，從而形成伊利石和硅質(圖7)。

圖7 白云凹陷古近系儲層高嶺石、伊利石含量隨埋深變化規律Fig.7 The variation of kaolinite and illite contents with burial depth in Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

白云東洼古近系儲層內的現今長石含量與高嶺石絕對含量具有正相關性(圖8a)，但根據長石高嶺石化的相關轉換式，恢復后的長石含量與高嶺石的相對含量之間的正相關性更加明顯(圖8b)。研究區內儲層中的長石受酸性流體的溶蝕作用，并轉化為高嶺石，形成了石英加大邊周圍的溶蝕孔隙(圖8c)，同時可見蒙皂石等在該環境下轉化為伊利石，其也在一定程度上形成了與長石溶解有關的次生孔隙。根據計算可知，長石高嶺石化可增加的溶蝕孔隙度范圍為2.16%～9.32%。

圖8 白云凹陷古近系儲層長石含量與高嶺石含量相關性Fig.8 The correlation between feldspar content and kaolinite content in Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

長石高嶺石化的轉換式為：

2KALSi3O8(鉀長石)+2H++H2O=Al2Si2O5(OH)4(高嶺石)+4SiO2+2K+

I/S+K++Al3+→伊利石+Na++Ca2++Fe3++Mg2++Si4+

3.2 溶蝕作用對優質儲層的控制作用

溶蝕作用對儲層中的礦物具有溶蝕、溶解的作用，在一定程度上改善了儲層內部的孔隙空間，提高了儲層的連通性及物性。研究區儲層發生的溶蝕作用主要指的是烴源巖形成的有機酸對長石顆粒和部分火山巖巖屑的溶蝕作用，以及包括處在未成熟階段的烴源巖產生的有機酸對石英加大邊、石英顆粒內外部的溶蝕、溶解作用等。

研究區白云北坡和白云東洼的次生孔面孔率與儲層物性參數之間具有較好的正相關性(圖9)，由此證明了次生孔隙對改善白云凹陷深層砂巖儲層的物性具有顯著的作用。根據前人的研究可知，白云凹陷古近系砂巖儲層至今為止已經歷了3次對儲層影響較大的溶蝕作用，研究區內文昌組、恩平組、珠海組在烴源巖形成過程中所產生的有機酸是具有溶蝕作用的酸性流體的主要來源[15]，除此之外，部分學者認為，深部熱流體及巖漿成因的CO2對白云凹陷局部地區的溶蝕作用具有至關重要的影響[10]。

圖9 次生面孔率與孔隙度和滲透率關系(據文獻[4]修改)Fig.9 The relationship between secondary porosity and porosity & permeability (modified according to Reference [4])

4 白云凹陷中深層儲層“甜點”特征

白云東洼埋深較白云北坡淺，物性較白云北坡更優良。白云北坡優質儲層主要發育在3 500.0 m以淺的范圍，與恩平組相比，珠海組的物性整體更有優勢(圖10a、b)。白云東洼優質儲層主要發育在2 000.0 m以淺(圖10c、d)。結合薄片觀察和長石溶蝕后高嶺石的主要形成層位(圖7)，發現白云北坡的長石溶蝕孔隙主要發育于珠海組中下段及恩平組的上段(圖10)。

圖10 白云北坡與白云東洼中深層砂巖儲層物性縱向發育特征 Fig.10 The longitudinal development characteristics of physical properties of middle-deep sandstone reservoirs in the North Slope and East Sub-sag of Baiyun Sag

5 結 論

(1) 白云東洼儲層砂巖類型主要以長石石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，白云北坡的儲層砂巖類型主要以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，砂巖儲層碎屑成分主要以石英為主。白云東洼儲層發育較為普遍的是粒間溶孔，白云北坡儲層孔隙類型較白云東地區豐富，多發育粒間溶孔、鑄?？准傲热芸?。

(2) 儲層總體具有低孔低滲特征，白云北坡儲層孔隙度為4.60%～18.70%，平均孔隙度為10.36%，滲透率為0.030～3.545 mD，平均滲透率為0.530 mD；白云東洼儲層孔隙度為4.90%～24.20%，平均孔隙度為12.49%，滲透率為0.027～2.685 mD，平均滲透率約0.320 mD。

(3) 白云凹陷古近系砂巖儲層在受到壓實作用后，孔隙度的降低是儲層物性被破壞的主要因素。膠結作用下形成的產物對儲層的物性、連通性以及儲集性能產生有害的影響。

(4) 白云凹陷古近系致密砂巖儲層在受到溶蝕作用時期內，烴源巖所生成的有機質酸，為研究區儲層中長石及火山巖碎屑發生強烈的溶蝕作用提供了必要的條件，從而形成了次生孔隙。白云凹陷古近系的優勢溶蝕帶發育于白云北坡的珠海組的中下段，包括恩平組的上段。