珠江口盆地惠南半地塹恩平組烴類充注特征與砂巖致密化成因分析*

朱 明 張向濤 楊興業 朱俊章 杜家元 施 洋

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054)

珠江口盆地古近系文昌組和恩平組具有良好的烴源巖基礎，古近系儲層具有近源成藏和優先成藏的有利條件，因此古近系是目前珠江口盆地勘探的新領域之一[1-3]。近年來，圍繞珠江口盆地富烴洼陷開展古近系勘探，在陸豐、惠州、西江、開平凹陷文昌組和恩平組獲得了油氣發現，使之成為盆地下一階段儲量、產量重要接替區。但珠江口盆地古近系具有埋深大、地層溫度高的特點，砂巖儲層經歷了復雜的成巖作用改造，儲層的物性條件是油氣勘探的關鍵。

烴類是含油氣盆地重要的流體組成部分，其對砂巖儲層成巖的影響早已引起石油地質研究者的關注[4]。通常情況下含油砂巖比含水砂巖成巖作用弱，表明原油可以抑制砂巖的成巖作用。此外，烴類充注對成巖作用的影響還受控于油、水、巖之間的潤濕性[5-6]。

本文利用生物標志化合物絕對定量分析、巖石薄片、陰極發光、掃描電鏡、X衍射、壓汞、流體包裹體、儲層熒光定量分析等手段，對惠州凹陷惠南半地塹A構造A1井恩平組砂巖中烴類來源、充注時間、充注強度和儲層成巖作用過程及致密化成因進行綜合分析，以期為研究區古近系深層油氣成藏條件評價提供參考。

1 區域地質概況

珠江口盆地構造位置上處于華南大陸南緣，是在古生代和中生代褶皺基底上形成的新生代伸展盆地，NE向斷裂與NWW向斷裂共同控制了盆地的隆坳格局，形成了南北分帶、東西分塊的構造格局，可劃分北部隆起帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、中部坳陷帶、南部隆起帶和南部坳陷帶等一級構造單元(圖1)。

圖1 研究區位置Fig .1 Location of the study area

珠江口盆地新生界發育齊全，包括古近系的神狐組、文昌組、恩平組和珠海組，新近系的珠江組、韓江組、粵海組、萬山組以及第四系。其中，文昌組—恩平組沉積期發育湖泊、河流和湖沼相沉積，珠海組沉積期發育海陸過渡相沉積，新近系和第四系以海相沉積為主。目前珠江口盆地油氣儲量發現主要集中于珠江組和珠海組，同時在文昌組和恩平組也獲得了良好油氣顯示和一定的商業發現。

A構造位于珠江口盆地珠一坳陷惠州凹陷惠南半地塹HZ24洼北部斜坡帶(圖1)。A1井在恩平組3 967.00～3 985.52 m取心段的粗砂巖上見油斑，但地層測試結果為干層。該套砂體為辮狀河三角洲平原分流河道砂體，具有低孔低滲特征。

2 烴類來源定量分析

A1井區在文昌組—恩平組沉積期以河流、濱淺湖、三角洲和泥沼相為主，不利于優質烴源巖的發育和保存[7-8]，因此文昌組半深—深湖相外源烴類的充注對于A構造形成烴類聚集至關重要。

依據生物標志化合物組合特征，可將A1井恩平組砂巖烴類抽提物分為兩類：第一類抽提物中C24四環萜烷含量高、C304-甲基甾烷含量低、T化合物含量高；第二類抽提物中C304-甲基甾烷含量高、T化合物含量低、C24四環萜烷和奧利烷含量低(圖2)。與惠州凹陷恩平組和文昌組烴源巖典型生物標志化合物進行對比可知，第一類砂巖抽提烴主要來自恩平組淺湖—沼澤相烴源巖，第二類砂巖抽提烴主要來自文昌組半深—深湖相烴源巖。

對A1井恩平組砂巖抽提物進行了生物標志化合物絕對定量分析，不同樣品的生物標志化合物的絕對濃度和組合特征呈現出明顯的漸變過渡特征，表明存在兩類烴類的混合現象(圖3)。由于恩平組湖沼相煤系烴源巖以偏生氣為主，所生成烴類中的C15+生物標志化合物的絕對濃度要遠低于文昌組半深—深湖相偏生油型烴源巖生成的烴類，因此混源烴相對貢獻定量計算非常必要[9]。根據砂巖樣品中生物標志化合物組合特征分析，A1井埋深3 996～3 999 m樣品為恩平組湖沼相端元烴，埋深3 980.6 m樣品為文昌組半深—深湖相端元烴(圖2、3)。根據甾烷系列化合物絕對濃度配比計算得出：A1井僅在埋深3 981.0 m和3 982.8 m砂巖抽提烴中有明顯的文昌組半深—深湖相烴源巖生成的烴類貢獻，其他樣品抽提烴基本來自恩平組淺湖—湖沼相烴源巖(表1)。

圖2 A1井恩平組巖石抽提烴與惠州凹陷典型文昌組半深—深湖相烴源巖生物標志物特征對比Fig .2 Comparison of biomarkers characteristics of extracted hydrocarbon of Enping Formation in Well A1 and typical Wenchang Formation semideep—deep lacustrine source rocks in Huizhou sag

圖3 A1井恩平組砂巖抽提烴甾烷系列生物標志物 絕對濃度分布Fig .3 Sterane biomark concentration distributions of extracted hydrocarbon of Enping Formation sandstone in Well A1

表1 A1井砂巖抽提烴中文昌組半深—深湖相烴源貢獻比例計算結果Table 1 The contribution of Wenchang Formation semi-deep to deep lacustrine sourced hydrocarbon in the sand stone extracted hydrocarbon in Well A1

3 烴類充注史分析

當烴類進入儲層后，改變了儲層成巖流體環境，必然影響成巖礦物的形成及成巖作用的發生，從而影響儲層的物性[10-12]。

采用流體包裹體法確定烴類的充注時期，與油包裹體同期的鹽水包裹體的均一溫度是該技術確定成藏期次的主要依據。對A1井恩平組3 970.5、3 979.5、3 980.5 m深度處的砂巖樣品進行了烴類包裹體顯微熒光觀測和流體包裹體顯微測溫分析，石英顆粒裂紋中見大量發黃色熒光的油包裹體和發藍白色熒光的油包裹體(直徑為2～8 μm)，GOI平均值為45.7%，呈群體線性定向分布(圖4)，表明存在一期中質原油充注和一期輕質原油充注。與油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為120～125 ℃、150～175 ℃。將鹽水包裹體均一溫度投影到含有古溫度演化埋藏史圖上(圖5)，可以看出：第一期烴類充注發生在距今13.2～12.0 Ma，第二期烴類充注發生在距今2.5～0 Ma，含烴包裹體豐度指示以晚期油氣充注為主。

儲層定量熒光分析結果進一步證實了A1井恩平組儲層半深—深湖相烴類充注以晚期充注為主。儲層定量熒光技術包括儲層顆粒定量熒光(QGF)和儲層萃取液定量熒光(QGF-E)[13-15]。其中，QGF光譜是對油包裹體和顆粒表面殘余烴的熒光響應，可以識別古油層，主要參數有QGF指數、QGF強度、最大熒光強度波長(λmax)和光譜半高寬(Δλ)；QGF-E光譜是對顆粒表面吸附烴的熒光響應，用于油層或殘留油層的判識，主要參數為QGF-E強度。古油層砂巖具有較強的QGF光譜，其QGF指數大于6；古油水界面附近砂巖QGF指數為4～6，古水層砂巖QGF指數小于4。現今油層QGF-E強度大于40，水層QGF-E強度為4～40[16]。A1井恩平組儲層砂巖QGF強度較弱，光譜平緩，QGF指數均小于4，Δλ小于300 nm，為典型的古水層特征(圖6)；3 963 m～4 002 m深度砂巖QGF-E強度較高(大于40)，為油層或殘余油層，其中3 980 m深度附近具有文昌組來源烴類充注的樣品QGF-E強度最高，具有古水層和現今油層的組合特征，表明以晚期充注為主。

(a)3 979.5 m，單偏光；(b)3 979.5 m，紫外熒光，砂巖穿顆粒微裂紋愈合縫中群體定向分布油包裹體，發黃綠色熒光；(c)3 979.5 m，單偏光；(d)3 979.5 m，紫外熒光，單石英顆粒微裂紋愈合縫中發黃綠色和淺藍色熒光。

圖4A1井恩平組砂巖儲層中油包裹體顯微特征

Fig.4MicroscopiccharacteristicsofoilinclusionsinEnpingFormationsandstonesinWellA1

圖5 A1井恩平組流體包裹體均一溫度分布及烴類充注時間Fig .5 Fluid inclusion homogenization temperatures and hydrocarbon charging times of Enping Formation in Well A1

圖6 A1井恩平組儲層定量熒光剖面Fig .6 Quantitative fluorescence profiles of Enping Formation in Well A1

4 砂巖儲層特征分析

4.1 巖石學特征

A1井恩平組油氣顯示段儲層為辮狀三角洲平原分流河道沉積，主要為中—粗砂巖，含有少量細砂巖，在3 972.0～3 984.6 m井段共選取6個巖心樣品開展了系統的巖石學和孔滲分析(圖7)。鑄體薄片觀察表明樣品為長石石英砂巖—巖屑石英砂巖。其中，石英顆粒以單晶石英為主，有少量多晶石英，含量為8%～71%，平均65%；長石含量為4%～20%，平均9%；巖屑主要為燧石、千枚巖，見有火山巖，含量為5%～9%，平均7%。砂巖分選、磨圓度為中等—好，顆粒之間呈線—鑲嵌接觸。細砂巖中雜基和假雜基豐富，局部雜基呈層狀分布，孔隙不發育。中—粗砂巖孔隙主要為長石溶蝕形成的超大孔，孔隙連通性差，掃描電鏡下見石英膠結，孔隙中充填自生黏土礦物(以伊利石為主)。通過對這6個樣品的XDR分析表明，恩平組砂巖的長石類礦物中鉀長石含量與斜長石相比具有明顯優勢，黏土礦物主要由伊利石組成，僅含有少量的高嶺石和綠泥石(圖8)。

4.2 孔滲特征

利用巖心鑄體薄片和掃描電鏡兩種方法觀察分析A1井恩平組砂巖孔隙類型。利用氮氣法測得A1井恩平組砂巖樣品總孔隙度為2.50%～12.30%(平均9.15%)，滲透率為0.01～1.30 mD(平均0.48 mD)，具有低孔低滲的特征(表2)。砂巖樣品面孔率為0～7.60%(平均4.73%)，次生溶蝕孔面孔率為0～7.20%(平均4.47%)，原生粒間孔隙面孔率為0～0.80%(平均0.27%)。砂巖孔隙以次生溶蝕孔隙為主，并且與滲透率有較好的正相關性，表明次生溶蝕孔貢獻了儲層的大部分滲透率(圖9)。

在實際研究中，通常把利用普通偏光顯微鏡能夠識別的孔隙稱為宏孔，不能識別的孔隙稱為微孔[17-18]。氮氣法測得的A1井恩平組砂巖樣品總孔隙度普遍大于薄片孔隙度(面孔率)，表明該井區恩平組砂巖微孔普遍發育(微孔含量占33%～100%，平均55%)，但微孔孔隙對儲層滲透率的貢獻極低(表2)。

(a)3 972.0 m，單偏光，× 26； (b)3 972.0 m，單偏光，×130，極細砂巖，分選、磨圓中等，顆粒之間呈鑲嵌接觸，壓實強烈，雜基和假雜基較豐富，孔隙不發育；(c)3 980.93 m，單偏光，× 26；(d)3 980.93 m，單偏光，×130，中—粗砂巖，分選好，磨圓中等，顆粒之間呈線接觸，石英(Q)膠結，發育孔隙主要為長石溶蝕形成的超大孔，孔隙連通性差；(e)3 978.4 m，SEM，長石(K-feld)溶蝕，絲縷狀伊利石(I)充填孔隙，石英加大發育，微孔發育；(f)3 980.5 m，SEM，長石溶蝕，絲縷狀伊利石充填孔隙，石英加大和粒間膠結物發育。

圖7A1井恩平組砂巖儲層微觀特征

Fig.7MicroscopiccharacteristicsofEnpingFormationsandstonesinWellA1

圖8 A1井恩平組砂巖部分礦物組成特征Fig .8 Content of selected minerals of Enping Formation sandstones in Well A1表2 A1井恩平組砂巖儲層物性特征Table 2 Characteristics of reservoir physical property of Enping Formation sandstone in Well A1

深度/m巖性總孔隙度/%面孔率/%滲透率/mD微孔含量/%3972 巖屑石英砂巖 2.500.01 100 3975 巖屑石英砂巖 6.43.6 0.01 44 3978 長石石英砂巖 11.47.6 0.42 33 3981 長石石英砂巖 12.86.0 0.66 53 3983 長石石英砂巖 9.54.8 0.27 49 3985 長石石英砂巖 12.36.4 1.30 48

圖9 A1井恩平組砂巖宏孔率與儲層物性關系Fig .9 Relationship between point-count porosity and reservoir physical property of Enping Formation sandstones in Well A1

5 砂巖致密化成因與成巖作用過程分析

5.1 砂巖致密化成因

砂巖沉積后的原始孔隙度代表了成巖作用發生的起始狀態，是進行各種成巖作用分析的參照標準。砂巖沉積后原始孔隙主要與碎屑顆粒的堆積方式和分選度有關，自然條件下顆粒為隨機堆積，砂巖孔隙度與顆粒分選系數之間存在線性關系[19],即

Pi=20.9+22.91/So

(1)

式(1)中：Pi為原始孔隙度，%；So為分選系數。

式(1)被廣泛應用于砂巖初始孔隙度恢復。依據粒度分析資料得出A1井恩平組砂巖平均分選系數為1.8，計算得出砂巖原始孔隙度約為33.6%。

機械壓實和化學膠結作用是引起砂巖儲層致密化的主要機制。分選良好的石英砂巖在埋深2 000 m左右達到壓實穩定狀態，孔隙度約為26%，孔隙度減量約為16%[20]。A1井區恩平組砂巖現今埋深接近4 000 m，遠大于充分機械壓實的下限深度，已經歷了充分的機械壓實。

化學膠結作用受控于熱力學和動力學因素，具體來說包括地層溫度、經歷的地質時間、粒度和顆粒表面的包裹情況。A1井恩平組砂巖鑄體薄片和掃描電鏡觀察到大量的石英膠結物充填粒間孔隙(圖7)。由于石英加大與石英顆粒在光學性質上的連續性，在普通顯微鏡下難以對其進行準確區分。利用陰極發光技術可以較為準確地分析石英加大的特征，A1井3 979 m和3 983 m深度的兩塊砂巖樣品陰極發光下可見兩期石英加大邊，加大邊寬0.01～0.05 mm，據此計算得出石英膠結物含量為10%～20%。由于砂巖樣品石英膠結物的含量可近似等于化學膠結作用引起的孔隙減量，結合前文計算的砂巖原始孔隙度可以得出恩平組砂巖機械壓實作用引起的孔隙減量約為15%，處于機械壓實孔隙減量的平均水平[21]。因此，強烈的石英膠結是A1井區恩平組砂巖致密化的主要原因。

石英膠結物的形成受到溶解態二氧化硅來源、二氧化硅的運移速度和二氧化硅的沉淀速率的共同控制[22]。外源二氧化硅主要源于相鄰泥巖層或者深部地層，但是難以進行有效運移。Bjorlykke[23]認為每平方厘米的砂巖需要3×108cm3地層水滲流通過，才能形成明顯的石英膠結。內源二氧化硅來源豐富，常見的有：鉀長石鈉長石化過程伴有二氧化硅生成；長石在酸性條件下溶蝕過程中形成二氧化硅；蒙脫石的伊利石化和綠泥石化過程形成二氧化硅；石英顆粒的壓溶作用引起二氧化硅的溶解和再沉淀。在石英顆粒的壓溶過程中壓力所起的作用目前還存在爭議，溫度及石英顆粒表面伊利石和云母礦物的出現可能對壓溶/縫合線的形成起到控制作用[22]。A1井區恩平組砂巖富含伊利石，顆粒間以線接觸為主，長石的溶蝕在研究區普遍發育(圖7、8)，因此壓溶作用和長石蝕變、伊利石化反應形成的二氧化硅可能是石英膠結物最重要的物質來源，內源二氧化硅的運移距離短，可以通過擴散作用進行有效運移。

砂巖儲層內游離硅具有來源廣和運移距離短的特點，因此二氧化硅的沉淀速率是石英膠結物形成的控制因素。通過實驗和數值模擬的方法，得出在埋藏條件下二氧化硅的沉淀速率與溫度之間的關系為[24]

r=a10bT

(2)

式(2)中：r為石英的沉淀速率，mol/(cm2·s)；a、b為常數，mol/(cm2·s)和 ℃-1；T為溫度，℃。

在給定的溫度條件下，單位體積砂巖生成的石英膠結物的體積的計算公式為

Vq=MrAt/ρ

(3)

式(3)中：Vq為單位體積砂巖中生成的石英膠結物體積，cm3/cm3；M為石英的摩爾質量，取60.9 g/mol；A為石英顆粒的比表面積，cm2/cm3；t為時間，s;ρ為石英密度，取2.65 g/cm3。

溫度和石英顆粒的比表面積是石英膠結物形成的決定性因素。A1井現今恩平組儲層溫度為155 ℃左右，有利于石英膠結物的沉淀。影響石英顆粒比表面積的主要因素有：①石英顆粒的粒度，細粒物質中石英顆粒的比表面積大。②石英顆粒表面潔凈程度，微晶石英顆粒和綠泥石等礦物包裹石英顆粒表面不利于石英膠結物的成核結晶。③油氣充注的影響。油氣充注作用在一定程度上隔離石英顆粒和成巖地層水的接觸，從而延緩石英膠結物的沉淀，但水濕性儲層在油氣充注之后，巖石顆粒表面仍然被水膜包裹，油氣充注作用對石英膠結物沉淀的影響有限[25-26]。A1井區恩平組砂巖石英顆粒以單晶石英為主，顆粒表面少見微晶石英或綠泥石包殼礦物，粒間發育絲縷狀伊利石(圖7)，伊利石具有較強的水濕性，因此利于二氧化硅的沉淀和石英膠結物的形成。此外，A1井區恩平組砂巖儲層整體上油氣充注強度較弱，油氣主充注期較晚，加之石英和伊利石均為水濕性礦物，因此油氣充注對二氧化硅的沉淀速度影響不大。

5.2 儲層砂巖成巖作用過程

A1井區恩平組儲集砂巖以淺水辮狀河三角洲平原辮狀河道砂體為主體。恩平組沉積期氣候濕潤，地表水體具有含氧量較高、低鹽度、中—偏酸性的特征[27]，水體中Fe2+含量低，該類地表水侵入溶蝕河道砂體中的長石和云母等礦物后易于高嶺石化，而難以形成蒙脫石[28]。該井區儲層砂巖在現今條件下依然具有相對富含鉀長石的特征(圖8)，據此可推測恩平組沉積期砂巖中具有較高的鉀長石含量，為埋藏期地層水提供了K+來源。隨著埋藏深度的增大，地層溫度升高至約70 ℃之后，在富K+的成巖環境條件下，高嶺石和鉀長石發生伊利石化，最終形成石英膠結物和伊利石。一方面，伊利石可以促進石英的壓溶，為石英膠結提供物質來源；另一方面，伊利石為水濕性礦物，可以減弱油氣充注對石英膠結物形成的抑制作用[29]。此外，伊利石充填于孔隙中也在很大程度上降低了砂巖的滲透性。

A1井區恩平組經歷的對儲層有顯著影響的成巖作用包括壓實作用、溶蝕作用和膠結作用。通過成巖作用模擬，得出壓實作用主要發生在15Ma之前，隨著埋深的增大，壓實作用引起的減孔速率逐漸降低，壓實作用引起的總減孔量約為14.6%；膠結作用以石英膠結為主，膠結物的形成速率隨著埋深和地層溫度的增大而增大，石英膠結引起的總減孔量約為17%；溶蝕作用主要發生在恩平組湖沼相烴源巖的生烴早期階段，與該階段有機酸的大量生成具有密切關系，溶蝕作用造成的總增孔量約為4.5%(圖10)。由此可見，A1井區恩平組儲層砂巖成巖模擬結果與儲層薄片顯示的成巖作用特征具有較強的一致性；外源油氣主充注期為2.5 Ma至今，該時期砂巖儲層孔隙度已經降低至約10%，烴類充注與砂巖成巖作用過程具有典型的先致密后充注的特征。

圖10 A1井區恩平組砂巖孔隙演化過程模式Fig .10 Quantitative model for sandstone porosity evolution of Enping Formation in the area of Well A1

6 結論

1) 惠州凹陷惠南半地塹A1井恩平組砂巖抽提烴有兩類來源：恩平組淺湖—沼澤相烴源巖和文昌組半深—深湖相烴源巖，生物標志化合物組合特征分析表明恩平組儲層烴以自生自儲烴為主，有少量文昌組半深—深湖相烴源巖生成的烴類貢獻。

2) A1井恩平組砂巖儲層經歷了兩期烴類充注：第一期為13.2～12.0 Ma，第二期為2.5～0 Ma。含烴包裹體豐度和儲層定量熒光分析指示以晚期油氣充注為主。

3) A1井恩平組儲層為長石石英砂巖—巖屑石英砂巖，鉀長石含量與斜長石相比具有明顯優勢，黏土礦物成分以伊利石為主；砂巖宏孔以次生溶蝕孔隙為主，并貢獻了大部分滲透率。

4) 石英膠結是導致A1井區恩平組儲層砂巖致密化的主要原因，在富K+的成巖環境下形成了石英膠結物和自生伊利石，伊利石進一步促進了石英壓溶作用的進行，而油氣充注對恩平組砂巖致密化的影響較小。