南海西北部晚中新世紅河海底扇儲集層特征

鄭勝，呂成福，陳國俊，張功成，梁建設，李超，張義娜，徐勇

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南海西北部晚中新世紅河海底扇儲集層特征

鄭勝1, 2，呂成福1，陳國俊1，張功成3，梁建設3，李超1，張義娜3，徐勇1, 2

(1. 甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學院油氣資源研究重點實驗室，甘肅蘭州，730000；2. 中國科學院大學，北京，100049；3. 中海油研究總院，北京，100027)

通過粒度分析、巖石鑄體薄片、物性分析和掃描電鏡等手段，分析遠源紅河海底扇儲層的巖石學特征、成巖作用、孔隙結構及物性演化，研究海底扇儲層的儲集性能及成因機制。研究結果表明：紅河海底扇主要儲層可以分為碎屑流成因的中扇水道砂體、濁流成因的下扇水道砂體和末端朵葉砂體3類。儲層具有較好的孔隙度，但滲透率較低，以中孔特低滲為典型特征，孔隙類型以粒間溶蝕擴大孔為主，喉道一般為分選中等的細喉型、砂巖內部發育致密的薄層鈣質砂巖。優質儲層發育在海底扇前端的下扇末端朵葉體，巖性為厚層的巖屑質石英細砂巖和中砂巖。儲層孔隙度較高得益于遠源重力流砂巖具有良好的顆粒骨架且泥質含量較低，早期碳酸鹽膠結物得以大量發育并在晚期發生強烈溶蝕；滲透率較低的主要原因是后期綠泥石膠結物的廣泛發育從而堵塞了喉道。

孔隙結構；物性；成巖作用；重力流；深水扇；南海北部

隨著油氣勘探開發難度的逐漸加大和技術的進步，現今油氣勘探具有從陸地到海洋、從淺水到深水的發展趨勢，所以，海洋深水油氣勘探已經成為全球油氣勘探的熱點問題[1?2]。大型海底扇作為海洋深水油氣勘探的主要目標，同時也是全球沉積學研究的前沿和重點。近年來，國際上深水油氣勘探取得的巨大成功，極大地促進了有關深水扇系統的研究。目前的研究主要是針對海底扇的沉積格架、模式等宏觀沉積特 征[2?4]，而對于海底扇儲層，認為海底扇砂巖的孔隙主要由原始顆粒格架決定[5]，混合型碳酸鹽濁積碎屑巖中普遍發生膠結作用[6]，碳酸鹽膠結物在海底扇下扇末端砂巖中普遍發育于鈣質結核[7]。可見，海底扇儲層的儲集特征及主控因素研究明顯不足，而儲層的儲集性能是油氣藏評價的重要指標，現今海洋油氣勘探中海底扇儲層一般分布在海洋的深水區，勘探開發的難度大、成本高，人們尤為關注海底扇的優質儲層分布及儲集性能。王英民等[1]在鶯歌海盆地和瓊東南盆地結合部發現一個大型海相深水扇沉積——紅河海底扇，并對該海底扇的成因、物源等宏觀沉積特征進行了研究，認為該扇體物源主要來自于遠源的紅河水系，是富砂/泥型的海底扇。該扇富砂部分面積超過5 000 km2，最大沉積厚度超過2 km[1, 8]。由于鉆遇該扇體的YC35-1-2井在黃流組有氣層發現，使海洋油氣勘探開發工作者對紅河海底扇的油氣勘探寄予較高期望，但同時對該扇體儲集條件問題也存在很大爭議，因為對于遠源海底扇的儲集層來說，其沉積環境、巖石結構和成巖環境有別于其他類型的碎屑巖儲層。在此，本文作者選取唯一鉆遇該扇體并進行系統取心的YC35-1-2井為研究對象，通過X線衍射、鑄體薄片、壓汞分析以及實測孔隙度和滲透率等手段，分析遠源紅河海底扇碎屑巖儲層的儲集特性及演化規律，并討論成巖作用對遠源碎屑巖儲層物性的影響，以期對該地區遠源海底扇油氣勘探開發提供科學依據。

1 地質背景與紅河扇沉積特征

鶯歌海盆地與瓊東南盆地為南海西北部的新生代盆地。鶯歌海盆地位于我國海南島的西南側，呈北西向展布，其北側為紅河入海口，東側與瓊東南盆地相連；瓊東南盆地位于海南島東南側，呈北東向展布，東側與南海西北次海盆相通(圖1)。受新生代大陸邊緣拉張、印?歐板塊碰撞、南海海底擴張等多種構造活動控制和影響，鶯?瓊盆地具有明顯不同的構造演化背景[9]，鶯歌海盆地為受紅河斷裂系控制的走滑拉分盆地[10]，而瓊東南盆地主要受南海擴張影響，先后經歷了古近紀裂陷階段和新近紀坳陷階段2個構造演化過程[11?12]，具有典型斷坳雙層充填結構。漸新世早期在瓊東南盆地發生海侵，沉積了一套海陸過度相地層，漸新世晚期海侵進一步擴大至鶯歌海盆地，使鶯?瓊盆地充填了濱淺海相和海相三角洲沉積，此時鶯歌海盆地北部紅河物源可以提供大量沉積物[10, 13]。鶯?瓊盆地早中新世至中中新世海侵不斷擴大，主要發育一套濱淺海相沉積，局部為碳酸鹽臺地相沉積；晚中新世為一套濱淺海相及半深海相的沉積，此時瓊東南盆地主體為淺海?半深海沉積；上新世發育一套以巨厚泥巖為主的淺海?半深海相沉積[14?15]。

圖1 南海西北部鶯—瓊盆地構造區域圖

YC35-1-2井位于紅河扇前端，鉆遇黃流組和梅山組上部地層，并且從梅山組上部至黃流組二段中部(4 654.3~4 835.4 m)連續取心段180 m，這為揭示該扇體的儲層性質提供很好條件。根據巖心、巖屑錄井和測井曲線分析，可以把紅河海底扇的取心段地層從下到上劃分為3期：第1期海底扇包含中扇和下扇2個亞相，前者砂巖儲層主要為碎屑流水道沉積，后者砂巖儲層為以濁流方式搬運的水道沉積和末端朵葉體沉積；第2期和第3期海底扇屬于下扇亞相，砂巖儲層主要為末端朵葉體沉積。所以，紅河海底扇砂巖儲層總體可以分為碎屑流成因的中扇水道砂體、濁流成因的下扇水道砂體和末端朵葉砂體3類，并且末端朵葉砂體最為發育，最大單層厚度可達32.7 m。

2 儲層巖性與巖石學特征

通過對不同沉積微相砂巖的巖石薄片和粒度進行分析可以發現，受沉積相帶和沉積物搬運方式影響，海底扇儲層巖石性質有很大差別(圖2)。下扇末端朵葉體一般發育濁流成因的厚層塊狀細砂巖和中砂巖，分選較好，泥質含量略高；下扇水道發育以砂質為主的濁流沉積，巖性為細砂巖、中砂巖和含細礫粗砂巖，分選中等。中扇水道主要發育砂礫質碎屑流沉積，巖性為砂礫巖和含礫粗砂巖,砂巖基質一般由粗砂和巨砂組成，也含有少量中砂、細砂、粉砂和黏土，礫石粒徑一般在3~9 mm之間，最大粒徑可達3 cm，分選差，局部層段也發育薄層由泥質和粉?細砂巖支撐的泥質砂礫巖。總的來看，紅河海底扇主要砂巖儲層的泥質含量(體積分數)較低，最高不超過6.7%。

(a) 4 714.28 m下扇末端朵葉體砂巖；(b) 4 812.52 m中扇水道砂巖

海底扇儲層巖石性質差異不僅表現在粒度上，同時巖石礦物組成及結構也不同(圖3)。下扇末端朵葉砂體位于海底扇最前端，沉積物主要以濁流的方式長距離搬運，致使該儲層巖性主要為細粒、成熟度較高的巖屑質石英砂巖，石英體積分數平均為75.2%，礦物分選、磨圓均很好。具有相同沉積物搬運方式和海底扇中所處位置的下扇水道砂體，巖石礦物結構成熟度與其類似，但長石成分略有增高，巖性為長石巖屑質石英砂巖；而中扇水道更靠近海底扇根部，沉積物主要以碎屑流方式搬運，巖石結構成熟度和礦物成熟度均有所降低，顆粒磨圓中等，一般為次棱角狀—次圓狀，儲層巖性主要為巖屑砂巖。儲層中石英大約77%為來源于花崗巖母巖的單晶石英，其余則來源于變質巖的多晶石英；長石主要為鉀長石，同時含有少量斜長石；巖屑以變質巖和花崗巖為主，噴出巖次之。整體上泥質雜基體積分數較少，一般0.36%~6.7%之間，平均為2.67%，結合掃描電鏡觀察和X線衍射分析得知，泥質主要以綠泥石和伊蒙混層為主。碎屑顆粒之間以點?線接觸為主,支撐方式多為顆粒支撐，儲層膠結物主要為黏土礦物、硅質膠結物和碳酸鹽膠結物，目前碳酸鹽膠結物大部分被溶蝕，膠結類型以接觸式為主，局部層段以碳酸鹽孔隙式膠結，其中，碳酸鹽膠結物一般為鐵方解石和白云石，也發育一定數量的方解石和鐵白云石，偶爾可見少量的菱鐵礦。另外，砂巖中完整的生物化石及碎片也很常見。

1—石英砂巖；2—長石質石英砂巖；3—巖屑質石英砂巖；4—長石巖屑質石英砂巖；5—長石砂巖；6—巖屑長石砂巖；7—長石巖屑砂巖；8—巖屑砂巖

3 碎屑巖儲集特征

3.1 儲集孔隙類型

利用鑄體薄片分析和掃描電鏡觀察來研究遠源海底扇砂巖儲層的孔隙類型及形態特征，可以發現儲層內常見的孔隙類型有原生粒間孔、粒間溶蝕孔、硅質巖屑和長石粒內溶蝕孔、鑄模溶孔、生物體內腔孔、膠結物晶間孔、填隙物中微孔以及剛性顆粒壓裂縫等。雖然常見的孔隙類型與南海北部珠江口盆地白云凹陷珠海組的砂巖儲層[16]類似，但是，普遍發育的粒間溶蝕孔控制紅河扇砂體的儲集性能，粒內溶蝕孔、鑄模溶孔及生物體內腔孔對砂體儲集性能也有一定影響。顆粒間原生粒間孔隙大部分被后期成巖作用所改造而形成粒間擴大溶孔，而早期基質微孔隙、礦物解理縫及紋理縫基本都被后期硅質或黏土膠結物所充填，喪失了作為儲集空間和流體運移通道的能力。因此，為了便于統計分析，將研究區孔隙歸納為以下3種類型，見圖4。

(a) 粒間溶孔和生物內腔孔，YC35-1-2井，4 834.25 m，梅一段，鑄體薄片，×100(-)；(b)碳酸鹽交代長石后溶蝕形成粒內溶孔，YC35-1-2井，4 788.56 m，黃二段，鑄體薄片，×100(?)；(c)鑄膜溶孔和超大孔，YC35-1-2井，4 834.25 m，梅一段，鑄體薄片，×100(?)；(d)長石顆粒晚期壓裂縫，YC35-1-2井，4 788.56 m，黃二段，鑄體薄片，×100(?)

1) 粒間溶孔。這是紅河海底扇砂巖儲層中最主要的孔隙類型，溶蝕面孔率一般在80%以上，由早期充填粒間原生孔隙及交代碎屑礦物邊緣的碳酸鹽膠結物局部或者全部溶蝕、溶解而形成，孔隙形態類似于原生粒間孔隙，但常見港灣狀，在孔隙內部或者邊緣有時存在碳酸鹽膠結物的溶蝕殘骸(圖4(a))。因為砂巖雜基含量低，所以成巖過程中早期碳酸鹽膠結物廣泛發育并且交代石英和長石顆粒邊緣，后期的地層流體侵入對碳酸鹽膠結物進行溶蝕、溶解，進而形成了廣泛發育的粒間擴大溶蝕孔隙，所以，這類孔隙的大量發育是早期可溶的碳酸鹽膠結物充填及交代和晚期較為強烈的溶蝕作用共同作用的產物。

2) 粒內溶孔。這是紅河深水扇砂巖儲層中的次要孔隙類型，以長石、硅質巖屑顆粒內部溶蝕孔隙最常見(圖4(b))，但是，值得注意的是：這類孔隙多為碳酸鹽膠結物交代碎屑顆粒后再經溶蝕而形成。粒內溶孔一般含有大量顆粒殘骸，孔隙喉道很窄，但在強溶蝕的情況下，某些粒內溶蝕孔隙進一步擴大從而只留下礦物顆粒輪廓形成鑄模孔隙(圖4(c))。碎屑顆粒及與之接觸的膠結物相繼被溶解與粒間孔隙共同形成超大孔隙(圖4(c))，其一般是在粒間溶蝕孔隙的基礎上進一步溶蝕而形成。粒內溶孔雖然對流體運移幫助很小，但可以有效提高儲集空間。

3) 其他孔隙。主要為生物內腔孔，還包括剛性顆粒壓裂縫。砂巖儲層內含有一定數量的生物介殼，其內部發育多個體腔孔，生物體腔孔之間相互聯通，由碳酸鹽礦物組成的介殼壁溶蝕后使體腔孔與外部粒間溶蝕孔相連，可以形成有效孔隙(圖4(a))。剛性顆粒壓裂縫也比較常見，早期形成的壓裂縫被碳酸鹽膠結物充填后發生溶解，晚期出現的壓裂縫直接產生了良好的孔隙(圖4(d))，雖然壓裂縫對儲層孔隙度影響較小，但對改善儲層滲透率起著重要作用。

3.2 儲集層孔隙結構特征

孔隙結構主要指孔隙空間及與之相連喉道的組合關系及特征，其中，連通孔隙的孔徑決定著儲層孔隙度，與孔隙連通的喉道數量及喉道半徑決定儲層滲透率。利用毛細管壓力曲線形態及各特征參數和鑄體薄片，分析儲層的喉道半徑、連通狀況、分布及相互配置關系，可以發現紅河海底扇不同沉積類型砂體的喉道普遍偏細，半徑一般在0.13~1.33 μm，平均為0.59 μm，喉道半徑分選較差，相對分選系數平均為0.24。由于受巖石后期成巖作用的影響，不同層段的喉道特征也存在差異，因此，可以將紅河海底扇砂體的孔隙結構分為細喉型和特細喉型。

1) 細喉型。該類結構是紅河海底扇儲層中主要存在的孔隙結構和典型特征，不同沉積類型儲層的孔隙

結構略有不同。孔隙平均排驅壓力為0.31 MPa，汞飽和度中值壓力相對較高，平均為2.60 MPa，最大汞飽和度大于89.55%，平均半徑為0.27 μm，具有尖峰正偏態略細歪度，毛細管壓力曲線平臺短，喉道分選中等(圖5(a))。碎屑顆粒之間呈點?線接觸，黏土礦物、自生石英和殘余碳酸鹽膠結物以接觸式膠結，使原始孔隙收縮從而轉變為喉道。

2)特細喉型。該類孔隙結構主要發育在大套厚層砂巖內部的鈣質砂巖夾層或者下扇末端朵葉體粉砂巖和細砂巖中。孔隙平均排驅壓力為2.42 MPa，汞飽和度中值壓力高，平均為14.76 MPa，最大汞飽和度大于84.59%，平均半徑為0.22 μm。下扇末端朵葉體粉砂巖和細砂巖具有尖峰正偏態細歪度，毛細管壓力曲線平臺短，喉道分選較中等；鈣質砂巖夾層具有雙峰正偏態細歪度，毛細管壓力曲線平臺略發育，喉道分選較差(圖5(b))。喉道類型有2種：一種為大量的黏土礦物和硅質接觸式膠結而形成的孔隙縮小喉道，另一種為碳酸鹽膠結物基底式膠結形成管束狀喉道。

(a) 細喉型；(b) 特細喉型；(c) 細喉型；(d) 特細喉型

3.3 儲集層物性特征及演化規律

儲層孔隙度和滲透率是油氣成藏的前提條件，也是油氣藏評價和開發的主要參數。從儲層砂巖樣品實測孔隙度和滲透率來看，紅河海底扇砂巖儲層具有較好的孔隙度和較低的滲透率，其孔隙度主要分布在10%~16%之間，平均為11.4%，滲透率主要分布在(0.08~5.40)×10?3μm2之間，平均為1.5×10?3μm2。根據中國石油天然氣總公司的儲層劃分標準，可以將紅河海底扇砂巖儲層分為中孔特低滲儲層和低孔特低滲儲層2種類型，但整體上具有中孔特低滲儲層特征，中孔儲層占總儲層的87%。巖石孔隙度與滲透率的關系如圖6所示。從圖6可以看出：孔隙度與滲透率具有較好的相關性，這與儲層主要發育粒間溶蝕次生孔隙有關。因為粒間擴大溶孔型碎屑巖儲層的儲集空間和喉道半徑同時增大，其往往具有較好的孔隙度?滲透率相關性，而粒內溶孔往往僅對儲集空間有貢獻，孔喉半徑沒有改變，仍然很小，所以，對滲透率的貢獻明顯減小。研究區海底扇儲層中地層流體幾乎全部溶蝕了孔隙內及粒間的早期碳酸鹽充填物，這種溶蝕在擴大了孔隙度的同時也增加了滲透率。

圖6 紅河海底扇砂巖儲層孔隙度與滲透率關系

儲層物性在縱向上也有一定的變化規律，取心段下部第1期海底扇中扇水道砂體的平均孔隙度略低(7.9%)且變化范圍比較寬泛，最低為3.2%，最高可達14.3%，這說明受沉積物搬運方式的影響，致使不同期次的水道砂體非均質性較強，其上部同屬第1期海底扇的下扇水道和末端朵葉體孔隙度穩定，一般都在10.3%~11.9%之間。而取心段中上部的第2期和第3期海底扇下扇末端朵葉體的孔隙度相對穩定且較高(平均為13.7%)，但大套厚層末端朵葉砂體內部偶爾也發育薄層鈣質砂巖夾層，其孔隙度較低(實測孔隙度為4.1%和5.1%)。可見：海底扇儲層中下扇末端朵葉砂體不僅厚度大、分選好，而且儲層物性明顯好于中扇水道砂體的物性，是海底扇理想的儲集層。

4 成巖作用對儲層的影響

通過上述分析可以看出，紅河海底扇儲層總體具有孔隙度較好、滲透率較差的特征，其孔隙度演化規律明顯且在一定程度上受沉積相帶所控制，但是成巖作用對儲層物性的影響更加深遠。通過儲集空間類型、孔隙結構以及成巖礦物與孔隙之間關系等綜合分析認為，成巖作用是造成儲層現今面貌的重要因素，主要成巖作用為壓實作用、膠結作用、交代作用及溶蝕作用，依據其對儲層物性影響方式及程度，可以將研究區成巖作用分為建設性和破壞性成巖作用。

4.1 破壞性成巖作用

紅河海底扇砂巖在埋藏成巖過程中遭受較強的機械壓實作用，化學壓實作用鮮有發生，巖石主要表現為顆粒重排及剛性顆粒產生壓裂縫、塑性巖屑明顯變形，顆粒之間主要為點?線接觸，這種壓實作用致使儲層普遍損失較多的粒間孔隙。除常見的機械壓實作用以外，膠結作用對儲層物性的破壞也較為顯著，普遍存在的膠結物為碳酸鹽、硅質和黏土礦物，在以碳酸鹽為基底式膠結的砂巖內硅質和綠泥石膠結不發育，通過薄片偏光鏡下觀察，儲層膠結物生產的世代關系為碳酸鹽→硅質→綠泥石。膠結作用對紅河海底扇儲層物性的嚴重破壞表現在2個方面，一是顆粒間黏土礦物和硅質的接觸式膠結致使儲層滲透率較低，二是碳酸鹽膠結物基底式膠結使大套砂巖儲層內部形成致密的鈣質砂巖夾層。膠結作用對儲層物性的影響主要表現在膠結物成分、含量和膠結類型上。

1) 碳酸鹽膠結。目前大部分樣品中碳酸鹽含量較低(平均為2.1%)，只是以溶蝕殘余物零星存在，但4 714.28，4 740和4 812 m左右存在3個碳酸鹽膠結物發育集中段，膠結物含量高達20.1%，碳酸鹽多以基底式膠結，不僅充填原生粒間孔隙而且堵塞喉道，致使儲層孔隙度迅速降低至4.1%、滲透率降低至0.02×10?3μm2。碎屑顆粒之間多呈“漂浮”狀或點接觸(圖7(a))，這說明碳酸鹽大量發育時，砂巖并沒有經過嚴重地壓實改造，鈣質砂巖夾層是早期成巖作用或者同沉積時期的產物。該夾層碳酸鹽膠結物類型主要為方解石、鐵方解石和白云石，早期碳酸鹽膠結物成分為方解石，常被后期白云石和含鐵方解石交代，含量不高；中期碳酸鹽膠結物成分為主要為含鐵方解石，也含有少量白云石，多呈潔凈亮晶狀，常常交代石英和長石顆粒。大量碳酸鹽膠結物的形成可能是由于堆積在海底的松散沉積物含有較多的Ca2+和Mg2+，之后在形成重力流向海底搬運的過程中，沉積物與海水進一步混合，從而使沉積物中富Ca2+和Mg2+，當沉積物埋深逐漸加大時，壓實作用使分布于砂、泥巖中的孔隙水向碎屑巖孔隙中聚集，加之地層溫度逐漸上升，孔隙水pH也相應由弱堿性轉化為較強堿性，致使孔隙水對碳酸鹽的溶解度降低從而先后析出方解石、鐵方解石和白云石等碳酸鹽礦物。

2) 黏土礦物和硅質的接觸式膠結。海底扇儲層目前普遍發育的黏土礦物(平均體積分數為4.5%)和硅質(平均體積分數為5.8%)膠結物，雖然在全巖中含量較低，但對儲層滲透率產生了極大的破壞。硅質膠結主要以石英次生加大邊的形式出現，以Ⅲ級加大為主，形成比較完整的石英六方雙錐晶形，多從碎屑石英顆粒表面向粒間孔隙內擴展，占據部分粒間孔隙和喉道。硅質膠結物的發育降低了一定數量的孔隙度，但對滲透率的不利影響更為明顯，其顯著地縮小了喉道半徑，某些石英顆粒之間的喉道甚至完全被硅質膠結堵死。由于砂巖中黏土雜基含量少并且黏土膠結物形成較晚，這對硅質膠結的形成提供了條件。在儲層基本沒有發生剛性石英顆粒壓溶和斜長石、鉀長石等不穩定酸性礦物較少溶解的情況下，硅質膠結物的形成可能是由于早期蒙脫石向高嶺石轉化過程中提供了大量的SiO2。

黏土膠結物其主要成分是綠泥石，其質量占總黏土礦物的65%以上，其次為伊蒙混層。儲層內綠泥石雖然普遍發育，但含量略低且發育時期較晚，并沒有形成有效的綠泥石黏土膜從而及時保護原生粒間孔隙及喉道。綠泥石普遍呈接觸式膠結，除對粒間孔隙有少量影響外，對儲層物性的影響主要體現在堵塞喉道(圖7(b)和7(c))，使得滲透率降低。綠泥石的接觸式膠結是紅河海底扇儲層滲透率較低的最主要原因。硅質膠結發育的喉道內，自生綠泥石在早期硅質膠結的基礎上進一步充填喉道，這種綠泥石經常與自生石英共生(圖7(d))，而在其他喉道內自生綠泥石則直接充填。

4.2 建設性成巖作用

建設性成巖作用是指有利于原生孔隙保存和次生孔隙形成的成巖作用，紅河海底扇砂巖廣泛發育的建設性成巖作用主要為碳酸鹽膠結物的交代及溶蝕，尤其是溶蝕作用對研究區儲層物性的改善十分關鍵。目前，儲層內仍存在的沒有被溶蝕的鈣質砂巖致密層在致密層與常規儲層交界處可以看到，未溶蝕區域碳酸鹽呈基底式、孔隙式膠結，而在溶蝕區域內碳酸鹽膠結物僅以殘骸形式存在，石英、長石顆粒邊緣呈港灣狀，并殘存未溶解的碳酸鹽(圖7(e))，這種溶蝕現象在孔隙度較好的常規儲層內也較常見。常規儲層的樣品中未見碳酸鹽膠結物區域，可見石英次生加大邊不均勻生長，呈規則內弧形(圖7(f))，這說明該處早期被碳酸鹽所占據，石英次生加大在自生碳酸鹽與石英顆粒之間生長，后期碳酸鹽被溶蝕而形成孔隙。所以，雖然儲層內碳酸鹽膠結物含量較低，但早期碳酸鹽膠結物曾廣泛發育于紅河海底扇砂巖全部儲層，溶蝕作用使儲層物性明顯改善具有較大的孔隙度。碳酸鹽交代石英、長石和硅質巖屑對儲層物性的也有一定影響，石英和長石的溶解需要孔隙水具有較高的pH，而碳酸鹽對pH比較敏感。在研究區儲層長石僅發生輕微溶蝕，這說明儲層孔隙水不具有較高的pH，碳酸鹽交代作用使巖石中不易溶蝕的礦物變成易溶的礦物，為溶蝕作用發生并改善儲層物性提供了良好的條件，尤其是研究區粒內溶孔的發育幾乎都與這種交代作用 有關。

(a) 亮晶鐵方解石基底式膠結，YC35-1-2井，4 714.28 m，黃二段，鑄體薄片，×100(+)；(b) 綠泥石膠結物堵塞喉道，YC35-1-2井，4 741.32 m，黃二段，鑄體薄片，×200(?)；(c) 綠泥石完全堵塞喉道，YC35-1-2井，4 741.32 m，黃二段，SME；(d) 早期硅質膠結的基礎上自生綠泥石進一步充填喉道，YC35-1-2井，4 788.56 m，黃二段，SME；(e) 碳酸鹽膠結物溶蝕界面，YC35-1-2井，4 812.25 m，梅一段，鑄體薄片，×25(?)；(f) 石英次生加大邊不均勻生長呈規則內弧形，碳酸鹽膠結物溶蝕殘骸，YC35-1-2井，4 695.9 m，黃二段，鑄體薄片，×200(?)

5 結論

1) 紅河海底扇主要儲層可以分為碎屑流成因的中扇水道砂體、濁流成因的下扇水道砂體和末端朵葉砂體3類。下扇末端朵葉體儲層一般發育厚層塊狀、成熟度較高的巖屑質石英細砂巖和中砂巖；下扇水道發育長石巖屑質石英細砂巖、中砂巖和含細礫粗砂巖；中扇水道更靠近海底扇根部，主要發育巖屑砂礫巖和含礫粗砂巖。其中，海底扇前端的下扇末端朵葉體為儲層質量最好的優質儲層，這與以往三角洲、濁積扇的優質儲層分布有很大區別，油氣勘探開發中應引起注意。

2) 紅河海底扇砂巖儲層以中孔特低滲為特征，作為主力儲層的末端朵葉體孔隙度相對穩定且較高，平均為13.7%，孔隙類型以粒間溶蝕擴大孔為主，喉道一般為分選中等的細喉型，致使滲透率較低。厚層砂巖內部發育的薄層鈣質砂巖為特低孔特低滲儲層，孔隙結構由孤立的粒內溶孔、膠結物晶間微孔隙與分選差的特細喉道組成。雖然紅河海底扇儲層滲透率較低，但天然氣(甲烷分子直徑為0.414 nm)完全能夠聚集成藏，也不存在勘探開發風險。

3) 由于砂質沉積物經過長距離搬運后又經重力流運移至海底，儲層砂巖形成了良好的顆粒骨架且泥質含量較低，這是紅河海底扇儲層具有良好孔隙度的先決條件。早期大量發育的碳酸鹽膠結物在晚期發生了強烈溶蝕作用，這是儲層具有良好孔隙度的根本原因。局部的硅質膠結充填一部分孔隙喉道，而后期綠泥石膠結物的廣泛發育并充填喉道是海底扇儲層滲透率較低的主要原因。

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Reservoir characteristics of Late Miocene Red River submarine fan, northwestern South China Sea

ZHENG Sheng1, 2, Lü Chengfu1, CHEN Guojun1, ZHANG Gongcheng3, LIANG Jianshe3, LI Chao1, ZHANG Yina3, XU Yong1, 2

(1. Key Laboratory of Petroleum Resources of Gansu Province & Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Institute of Geology and Geophysics, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China?2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China;3. China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) Research Institute, Beijing 100027, China)

The grain size analysis, casting thin section, reservoir properties analysis, scanning electron microscope and other technologies were applied to analyze the petrology characteristics, diagenesis, pore structure and reservoir properties evolution of distant source Red River submarine fan reservoir, and the reservoir properties of submarine fan and generation mechanism were researched. The results show that the main lithofacies of Red River submarine fan are composed of mid-fan channel sandstone brought by debris flow, the lower fan channel sandstone brought by turbidity current and terminal lobe sandstone. The reservoir is characterized by relatively high porosity and low permeability. The typical characteristic has medium porosity and extra-low permeability. The pore type is mainly intergranular dissolution with enlargement. The pore throat is generally thin with medium sorted. Thin tight calcareous sandstone is developed within the main sandstone. The good quality reservoir is developed at the terminal lobe of lower fan in submarine fan

front, and the lithofacies has thick lithic quartz fine sandstone and middle-grained sandstone. The relatively high porosity is due to the gravity flow sandstone from distant source which contains good particle skeleton with low clay content. The early carbonate cements can extensively develop and form strong dissolution. The low permeability is due to wide development of chlorite cements at late stage, which blocks the pore throat.

pore structure; reservoir properties; diagenesis; gravity flow; deep-water fan; northern South China Sea

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.05.025

TE122.2+3

A

1672?7207(2015)05?1754?09

2014?05?11；

2014?08?18

國家重大科技專項(2011ZX05025-006)；甘肅省重點實驗專項基金資助項目(1309RTSA041) (Project(2011ZX05025-006) supported by Major Program of National Science and Technology; Project(1309RTSA041) supported by the Key Laboratory Program of Gansu Province)

呂成福，博士，副研究員，從事儲層沉積學研究；E-mail : bailu2005@163.com

(編輯 趙俊)