珠江口盆地恩平凹陷海相高泥質砂巖儲層特征及主控因素

陳一鳴，謝明英，閆正和，魏啟任，衛喜輝，孫曉娜

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

南海珠江口盆地經過30年的開發實踐，形成了獨特的海相砂巖高速高效開發對策和技術，這類儲層在珠江口盆地可稱為常規海相砂巖儲層，具有物性好、分布穩定、展布范圍廣、連通性好、邊底水天然能量充足的特點，采用少井高產高效開發，開發效果較好[1–2]。隨著近年珠江口盆地西緣恩平凹陷油田群的發現并投入開發，發現了大量高含泥質的海相砂壩儲油層，這類儲層廣泛發育在恩平凹陷新近系韓江組下段，儲量規模大，巖石粒度細，儲層平均黏土含量高達14.92%，儲層特征及開發特征與常規海相砂巖差異較大。本文以恩平凹陷典型的高泥質儲層為例，利用研究區豐富的巖礦分析、巖心、測井、生產動態等資料，對儲層巖石學特征、礦物特征、物性特征、沉積特征、成巖作用和油田開發特征等方面進行分析，從微觀到宏觀，系統地闡述了海相高泥質砂巖儲層的主控因素，對油田開發及下一步研究方向具有一定的價值。

1 研究區概況

恩平凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷西緣，整體表現為北東走向[3–4]，為典型下斷上坳雙層結構，斷陷層為古近系陸相沉積，主力烴源巖為文昌組湖相泥巖; 坳陷層為新近系海相沉積，經歷了裂后熱沉降與斷塊升降活動，自下而上發育珠海組、珠江組、韓江組、粵海組、萬山組地層[5]；進入珠海組沉積以來，盆地由斷陷轉為坳陷，其沉積主要受來自北部古珠江三角洲物源和海平面變化的共同影響，主要發育三角洲平原沉積；珠江組時期，存在一次大規模海侵，海平面快速上升，古珠江三角洲向岸線快速推移，珠江組中晚期，主要發育三角洲前緣沉積；韓江組沉積期仍為三角洲前緣沉積，巖性整體較細，但在韓江組晚期受全球氣候影響，海平面下降，部分發育相對粗粒的砂體。研究區A油田位于恩平凹陷南部，近年來，在凹陷南部發現的一系列油田，組成了恩平凹陷油田群（圖1）。油田群于2012—2016年陸續投入開發，恩平凹陷南部在新近系時期整體處于古珠江三角洲前緣相帶，以三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠砂壩、席狀砂為重要儲層[6]，A油田主要產油層是典型的海相高泥質砂壩儲層，主要開發層系為新近系韓江組，而相鄰的B油田、C油田則發育常規的海相砂巖儲層，主要開發層系為新近系珠江組，A油田為發育在基底隆起背景上的低幅度斷背斜構造，為海相辮狀河三角洲前緣沉積，中孔、中滲儲層，泥質含量較高。油田取得了3口井的鉆井取心資料以及4口井的井壁取心資料，取心及分析化驗資料豐富，為儲層研究奠定了基礎。

圖1 恩平凹陷構造特征及研究區位置（據文獻[5]修改）

2 海相高泥質儲層與常規海相砂巖儲層差異分析

2.1 儲層巖石學特征

根據鑄體薄片鑒定結果分析，A油田韓江組儲層巖性主要為細粒長石石英砂巖及巖屑石英砂巖，少量長石巖屑砂巖，以細–粉砂巖為主，填隙物以泥質為主，巖石成分以石英為主，其次為鉀長石、斜長石、方解石、白云石、黃鐵礦與菱鐵礦，局部出現含量較高的方解石、白云石，黏土礦物的含量差異較大（表1）。儲層整體粒度較細，黏土礦物含量高，反映沉積水動力較弱的特點。

2.2 儲層礦物組分差異

根據X衍射礦物分析結果，韓江組下段為高泥質砂壩，與韓江組上段砂壩和珠江組儲層黏土礦物含量差異較大，韓江組下段高泥質儲層平均黏土礦物含量達14.92%，遠高于珠江組常規海相砂巖儲層的3.33%和韓江組上段儲層的5.50%（表1），這種高黏土含量的礦物組分是高泥質砂巖的重要特征[7]。

表1 恩平凹陷A油田礦物組分特征

2.3 儲層孔隙結構差異

根據鑄體薄片鑒定結果與掃描電鏡分析表明：A油田高泥質儲層孔隙類型主要為粒間孔，少量的粒內溶孔、雜基微孔，平均面孔率為17.7%；儲層孔隙較發育，粒間孔分布較均，單孔隙常見泥質雜基填充，受泥質影響，連通性相對差。巖心樣品壓汞實驗是研究儲層孔隙結構的重要途徑[8]，對A油田韓江組高泥質儲層26塊巖心樣品進行壓汞實驗分析，結果表明：儲層平均孔喉半徑主要分布于0.20～8.00 μm，平均值3.48 μm，小孔隙占比高，孔隙結構相對較差（圖2a）；對B油田珠江組常規海相砂巖儲層17塊巖心樣品進行分析，結果表明：碎屑顆粒以粗粒為主，儲集空間以原生粒間孔為主，發育少量長石巖屑粒內溶孔，孔隙連通性較好，儲層平均孔喉半徑主要分布于4.50～16.90 μm，平均值為9.60 μm，大孔隙占比高，孔隙結構較好（圖2b）。由此可見，高泥質儲層孔隙結構明顯較常規海相砂巖差。

圖2 恩平凹陷A油田韓江組下段和B油田珠江組儲層孔喉特征

2.4 儲層物性差異

A油田儲層具有較高的泥質含量，大多數儲層泥質含量在15%附近；而B油田常規海相砂巖儲層泥質含量一般低于10%，主要分布在5%附近，泥質含量的差異是高泥質儲層與常規儲層最明顯的特征。

根據巖心樣品分析結果，A油田高泥質儲層孔隙度主要分布于24.9%～33.6%，其中，孔隙度大于30%的占比為54%，滲透率主要分布于100×10–3～500×10–3μm2；B油田常規海相砂巖儲層孔隙度主要分布于20%～30%，滲透率主要分布于1 000×10–3～5 000×10–3μm2。A油田高泥質儲層的孔隙度比B油田高，但滲透率比B油田低，高泥質儲層的這種物性特征反映了大量的泥質雜基堵塞孔喉，孔隙間連通性降低，導致整體滲透率的降低，而其更淺的埋深和弱壓實作用保持了較高的儲層孔隙度[9]。

3 高泥質儲層主控因素

珠江口盆地恩平凹陷的高泥質儲層與常規海相砂巖儲層與在孔隙結構及物性、巖礦上均有明顯差異，這種新的儲層類型近年陸續發現并投入開發，開發特征與常規海相砂巖較高產能的特點存在差異，探討其儲層質量的主控因素對油田開發至關重要。

3.1 沉積環境對儲層的控制

恩平凹陷新近系經歷了從三角洲平原到三角洲前緣，再到前三角洲和淺海的演化過程，珠江組沉積時期，古珠江三角洲受北部物源控制，沉積物供給充足，以建設型三角洲為主，復合河道河口壩體系規模巨大， B油田珠江組的儲層在此沉積背景下形成（圖3a）。韓江組沉積時期，海進使得三角洲逐漸向北退縮，形成了破壞型為主的三角洲，韓江組早中期三角洲逐漸萎縮，此時的河流作用弱，水動力相對較弱，細粒及泥質沉積物大量發育，由此形成了A油田高泥質儲層。A油田范圍內，主要沉積微相為海相三角洲外前緣砂壩和席狀砂；其中，主力產油砂體以高泥質砂壩儲層為主（圖3b）。韓江組沉積晚期，三角洲接近消亡，此時波浪作用較強，形成小型的砂脊和浪成砂壩沉積[10–11]。恩平凹陷的沉積演化與珠江口盆地新近系完整的沉積模式具有一致性。總的來說，B油田常規海相砂巖儲層沉積環境為珠江組沉積期物源充足的三角洲水下分流河道體系，A油田高泥質儲層沉積環境為早韓江組下段沉積期物源萎縮而形成的相對低能的砂壩沉積背景，由此可見，高泥質儲層的發育與沉積環境密切相關。

圖3 恩平凹陷B油田珠江組與A油田韓江組下段沉積相展布

不同沉積環境下形成的沉積巖的顆粒大小及分選性均有差異[12]，并直接影響儲層孔隙度和滲透率，故可根據巖心分析分選系數及粒度中值與儲層物性的關系，研究沉積作用對儲層的影響。研究結果表明，粒度中值和分選系數都對儲層物性具有一定的控制作用[13]，粒度越大、儲層物性越好，這與高泥質儲層粒度細、物性相對差的整體特征一致；分選越好即分選系數越小，則儲層物性越好，這也充分說明沉積環境是高泥質儲層的主控因素[14]。

結合研究區沉積背景、典型沉積相特征及三角洲儲層特征，建立沉積相綜合模式（圖4），常規海相砂巖主要發育在受河流作用控制的三角洲平原和前緣，主要以河道、河口壩沉積為主；高泥質儲層主要發育在三角洲逐漸萎縮背景下的三角洲外前緣及前三角洲，沉積序列以河口壩、遠砂壩和席狀砂為主，巖性為泥質細砂巖和泥質粉砂巖，粒度細，泥質含量和黏土礦物含量一般均大于10%。

圖4 珠江口盆地恩平凹陷高泥質儲層與常規海相砂巖儲層沉積模式

3.2 成巖作用對儲層的控制

恩平凹陷主要成巖作用為壓實作用和膠結作用，交代作用和溶蝕作用較少。A油田韓江組儲層埋深約1 200～1 500 m，B油田珠江組儲層埋深約1 700～2 400 m，埋深與壓實作用密切相關[15–16]，較淺的埋深導致韓江組儲層壓實作用整體較弱，顆粒之間呈點接觸，雜基含量高，為明顯的疏松砂巖，這是儲層保持較高孔隙度的原因。溶解作用較弱，根據薄片分析，偶見長石溶蝕形成次生溶孔，溶解作用一定程度上改善了儲集性能[17]，但整體較少見，對儲層質量的控制較弱。膠結作用造成巖石孔隙度降低[18]，研究區儲層發育少量的鈣質膠結，主要為局部發育的碳酸鹽礦物沉淀，導致砂巖局部孔隙度急劇降低，形成局部的低滲區，但影響范圍有限，對整體的儲層物性影響較小[19]。黏土礦物含量高是高泥質儲層的一個重要特點，黏土礦物的膠結作用廣泛發育，A油田黏土礦物類型主要有伊蒙混層、伊利石、高嶺石及綠泥石，各種黏土礦物含量相近，高嶺石含量最高，綠泥石含量最低，在掃描電鏡下觀察伊利石比較明顯，高嶺石次之，伊利石呈蜷曲片狀、伊蒙混層呈蜂窩狀分布于粒間孔隙中[20–21]，導致儲層滲透率降低。

在各種成巖作用的先后順序及與孔隙度演化關系分析的基礎上，建立了恩平凹陷A油田及周邊儲層孔隙度演化模式（圖5），總體上，在小于1 500 m的深度范圍，儲層主要處于早成巖A階段，以原生孔隙為主；當深度大于1 500 m后，儲層處于早成巖B階段，出現少量溶蝕作用，從而形成以粒間孔為主的混合孔隙；埋深超過2 000 m以后，進入中成巖A階段和中成巖B階段，以次生溶蝕孔隙為主，A油田高泥質儲層主要為早成巖A階段，儲層原生粒間孔大量發育，孔隙度較高。

圖5 A油田及周邊儲層成巖作用及孔隙演化模式

3.3 高泥質對油田開發的影響

通過對比A油田和B油田物性接近、油藏類型相同的生產井動態數據，結果表明，初產油較接近，但A油田生產井液量遞減快，改變工作制度提液效果不明顯，表明油藏能量傳導慢；B油田開發井改變工作制度提液時液量明顯增加，表明油藏能量充足。這種生產動態表明，高泥質含量對油田開發井的能量影響較大，能量不足特征明顯。同時，高泥質儲層也常表現為低電阻率特點，A油田部分泥質含量達20%的層段油層電阻率僅為水層的1.2倍，低阻特征明顯[22]，這種低阻油層在一定的生產壓差下束縛水產出，開發井表現為初期見水，隨著生產的進行，含水率下降。總的來說，由于儲層高泥質特征，細粒成分及黏土礦物含量高，泥質廣泛分布于孔喉中，降低了儲層整體的連通性及傳導性，導致開發過程中能量傳導較慢，采油井能量不足，而黏土產生的附加導電性導致部分層段電阻率降低，束縛水含量高[23–24]，部分層開發初期即見水，較弱的壓實作用導致地層疏松，開發井出泥出砂，從而對油田開發造成不利的影響。

4 結論

（1）恩平凹陷高泥質儲層是珠江口盆地近年新發現并投入開發的儲層類型，與常規海相砂巖儲層具有明顯差異，高泥質儲層具有更高的黏土礦物含量、孔喉更小、粒度更細、物性更差，儲層質量宏觀上受控于沉積作用，沉積背景為發育在三角洲逐漸萎縮背景下的三角洲外前緣及前三角洲，沉積序列以河口壩、遠砂壩和席狀砂為主，巖性為泥質細砂巖和泥質粉砂巖，粒度細，泥質含量和黏土礦物含量一般均大于10%，儲層質量相對差，三角洲外前緣弱水動力條件下的細粒沉積是形成高泥質儲層的主要因素。

（2）恩平凹陷高泥質儲層主要處于早成巖A階段，原生粒間孔大量發育，孔隙度較高，壓實作用整體較弱，為明顯的疏松砂巖，這是儲層保持較高孔隙度的原因，溶解作用和膠結作用對儲層質量的控制較弱，且影響范圍有限，對整體的儲層物性影響較小；黏土礦物含量高是高泥質儲層的重要特點，泥質雜基及黏土礦物分布于粒間孔隙及喉道中，導致儲層滲透率降低。

（3）恩平凹陷高泥質儲層在開發中具有低阻產水、易出泥砂、能量不足的特點，在油田挖潛及類似油田開發設計中應充分考慮高泥質含量的影響，重點關注儲層能量問題和生產井防泥砂方式。