东海西湖凹陷中北部花港组砂岩异常高孔带特征及成因

钟　韬,张　武,苗　清

(中海石油(中国)有限公司 上海分公司,上海 200335)

异常高孔隙度的概念由S.N.Ehrenberg[1]首次提出；国内最早由孟元林等[2-3]提出了异常高孔带的概念，将其定义为孔隙度超过正常沉积成岩条件下碎屑岩最高孔隙度的储层发育带。多数国内学者认为发育次生孔隙是构成异常高孔带的主要孔隙类型[4-6]，并称之为次生孔隙发育带；也有学者认为深层异常高孔带不一定仅是次生孔隙发育带[7]。关于异常高孔带的识别与划分，一是简单地根据孔隙度-深度剖面中包络线的凸出部分来划分，二是在孔隙度-深度剖面中建立一条正常孔隙演化基准线来识别与划分[7-8]。关于异常高孔带的形成机理，多数研究表明，异常高压、油气早期充注、颗粒包膜以及溶蚀增孔是主要因素[1-9]。对平面异常高孔带的分布预测，目前主要采用沉积相图、成岩相图等多图叠合法[2-4]。

东海西湖凹陷花港组砂岩储层具有埋深跨度大、非均质性强的特点，埋深>3 km低渗-致密储层中异常高孔带的特征和成因是寻找花港组优质储层的重要内容和难点。前人对西湖凹陷砂岩储层异常高孔带形成机理及分布的研究较少，本文在大量储层资料分析的基础上，深入研究西湖凹陷花港组异常高孔带的类型及特征，明确其成因，并探讨其对勘探开发的指导意义，为寻找花港组优质储层和油气勘探开发提供依据。

图1　西湖凹陷中北部花港组沉积相柱状图Fig.1　Profile of sedimentary facies of the Huagang Formation in north central Xihu sag

1　储层特征

花港组沉积时期，西湖凹陷中北部发育陆相大型辫状河三角洲沉积体系，储层沉积微相以水下分流河道为主(图1)，储层横向分布连续，纵向厚度大。储层岩石学特征表现为中等成分成熟度、中等结构成熟度和低泥质杂基含量。储层岩石类型主要为长石岩屑质石英砂岩，石英的质量分数(w)为50%～81%，平均为64.9%；岩屑的质量分数为8%～36%，平均为17.6%；长石的质量分数为10%～27%，平均为17.5%。砂岩分选性为中等-较好，磨圆度为次棱-次圆状，接触类型以线-凹凸接触为主，接触-压嵌式胶结。填隙物的质量分数为2%～15%，平均为7.5%。其中泥质杂基的质量分数为1%～8%，平均为2.8%；胶结物的质量分数为1%～13.5%，平均为4.7%。胶结物主要为自生黏土矿物、硅质和碳酸盐。储层孔隙度(q)为6%～18%，平均为8.8%；渗透率(K)为(0.1～22)×10-3μm2，平均为0.35×10-3μm2。

2　异常高孔带特征

2.1　异常高孔带分布及划分

Athy和Hedberg提出了正常压力下孔隙度正常压实曲线方程

q(z)=q0·exp(-C·z)

(1)

式中：z为埋藏深度；q0为初始孔隙度；C为压实系数；q(z)为正常压力下埋深为z时的孔隙度。

基于方程(1)建立西湖凹陷花港组正常压实曲线，并根据实测孔隙度随埋深关系并结合孔隙正常压实曲线，将西湖凹陷中北部花港组纵向划分出3个异常高孔带，分别命名为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ(图2)。异常高孔带Ⅰ埋深3.5～4 km，对应的Ro为0.7%～1.3%，有机质成熟，泥岩I/S中S的体积分数为15%～30%，处于中成岩阶段A期；异常高孔带Ⅱ所处深度为4.25～4.8 km，对应的Ro为1.3%～1.6%，有机质高成熟，泥岩I/S中S的体积分数低于15%，处于中成岩阶段B期；异常高孔带Ⅲ位于5～5.2 km深度，对应的Ro>1.5%，泥岩I/S中S的体积分数低于15%，有机质高成熟，处于中成岩阶段B期。

图2　西湖凹陷中北部花港组异常高孔带纵向分布及成岩阶段Fig.2　Longitudinal distribution of abnormal high porosity zones and corresponding diagenesis phases of Huagang Formation sandstones in north central Xihu sag

2.2　异常高孔带孔隙构成

铸体薄片图像分析表明(表1)，异常高孔带Ⅰ的 196个样品平均总面孔率7.15%，其中原生孔面孔率1.20%，次生孔面孔率5.95%，次生孔面孔率占总面孔率83%。异常高孔带Ⅱ的40个样品平均总面孔率4.10%，其中原生孔面孔率0.37%，次生孔面孔率3.73%，次生孔面孔率占总面孔率90.9%。异常高孔带Ⅲ的19个样品平均总面孔率2.59%，其中原生孔面孔率0.16%，次生孔面孔率2.43%，次生孔面孔率占总面孔率93.9%。说明随着埋深的增加，次生孔隙对储层孔隙的贡献逐渐增大，并且埋深超过4 km，次生孔隙在储层孔隙构成中起绝对主导作用。

表1　西湖凹陷中北部花港组异常高孔带铸体薄片鉴定面孔率Table 1　Areal porosity revealed by casting thin sections from the abnormal high porosity zones of Huagang Formation sandstones in north central Xihu sag

但值得一提的是，受人为主观因素影响，铸体薄片显微镜下分析的原生孔隙在岩石孔隙中所占比例通常会被低估。如图3所示，选取异常高孔带Ⅰ和Ⅱ典型的样品进行分析，孔隙类型以次生孔隙为主，并且次生孔隙以粒间溶孔为主。但通过溶蚀前后孔隙演化模式分析，认为粒间溶孔是在大量保存的原生孔基础上溶蚀扩大而成，显微镜下分析的粒间溶孔包含了原生孔隙，也就高估了次生孔隙在岩石孔隙中的比例。根据上百个铸体薄片样品估算，粒间溶孔中原生孔占40%～60%，也就是说实际粒间溶孔中约有一半为原生孔隙。根据上述分析对铸体薄片鉴定面孔率进行校正，异常高孔带Ⅰ原生孔面孔率约占总面孔率40%～45%，异常高孔带Ⅱ原生孔面孔率约占总面孔率30%～35%，异常高孔带Ⅲ原生孔面孔率约占总面孔率22%～28%。因此，原生孔隙对异常高孔带Ⅰ的发育具有更重要的作用，这也为更准确地认识异常高孔带成因提供了依据。

图3　异常高孔带Ⅰ和Ⅱ孔隙演化模式图Fig.3　Pore evolution models of abnormal high porosity zones Ⅰ and Ⅱ

参考操应长等[7]提出的异常高孔带类型划分方案，对西湖凹陷中北部花港组异常高孔带进行类型划分：异常高孔带Ⅰ原生孔和次生孔体积相当(图4-A、B、C)，可定义为原生孔与次生孔共存型异常高孔带；异常高孔带Ⅱ孔隙构成以次生孔为主，原生孔为辅(图4-D、E、F)，为次生孔隙型异常高孔带；异常高孔带Ⅲ孔隙构成以次生孔占绝对优势(图4-G、H、I)，为次生孔隙型异常高孔带。

3　异常高孔带的成因

3.1　异常高孔带Ⅰ

异常高孔带Ⅰ是由早期绿泥石环边、有机酸溶蚀和早期油气充注3种成因机制共同作用形成的原生孔和次生孔共存型异常高孔带。

3.1.1早期绿泥石环边保孔

早期绿泥石环边对孔隙的保护作用早已被国内外学者所认可[10-12]。显微镜及扫描电镜观察发现，异常高孔带Ⅰ普遍发育绿泥石环边，被绿泥石环边包裹的砂岩颗粒接触强度较低，多为点-线接触，原生孔隙保存较好(图4-A;图5-A、B)，表明绿泥石环边在成岩较早阶段已经形成；同时，扫描电镜还可以观察到绿泥石环边包裹的颗粒多被溶蚀形成粒内孔(图5-C)，甚至颗粒完全溶蚀，只剩下绿泥石外壳(图5-D)，充分说明绿泥石环边形成时间早于溶蚀作用。另外，绿泥石环边与岩石颗粒之间无其他先期胶结物(图4-A;图5-A、B、C、D)，而在相邻未发育绿泥石环边的储层中，最早发育石英次生加大边，绿泥石环边形成时间早于石英次生加大边；而花港组石英次生加大边形成的温度最早为110℃左右(表2)。综上分析，绿泥石环边在中成岩阶段A期早期或之前的早成岩阶段就已形成并固结颗粒，能有效降低碎屑颗粒之间的接触强度并抑制颗粒发生位移进行重排列，从而减小机械压实作用对孔隙的破坏。

图4　西湖凹陷中北部花港组异常高孔带显微镜下特征Fig.4　Microscopic characteristics showing the abnormal high porosity zones of Huagang Formation sandstones in north central Xihu sag (A)颗粒边缘发育绿泥石环边，原生孔隙发育，B-1井，深度3 845.5 m，(-),10×5;(B)原生孔隙和次生孔隙均发育，孔隙内少见胶结物，B-2井，深度3 607.6 m，(-),10×5;(C)原生孔隙和次生孔隙均发育，孔隙内少见胶结物，B-2井，深度3 608 m，(-),10×5;(D)次生孔为主，原生孔为辅，C-1井，深度4 328.9 m，(-),10×5;(E)次生孔为主，原生孔为辅，C-1井，深度4 331.2 m，(-),10×5;(F)次生孔为主，原生孔为辅，C-1井，深度4 338.2 m，(-),10×10;(G)石英颗粒边缘溶蚀呈港湾状，C-1井，深度5 106.2 m，(-),10×10;(H)石英颗粒边缘溶蚀呈港湾状，C-1井，深度5 106.5 m,(-),10×10;(I)微裂隙切穿碎屑石英颗粒，C-1井，深度5 119.1 m,(-),10×10

图5　西湖凹陷中北部花港组异常高孔带扫描电镜下的特征Fig.5　SEM images showing the abnormal high porosity zones of Huagang Formation sandstones in north central Xihu sag(A)原生孔隙发育，连通性好，粒表分布绿泥石，B-2井，深度3 623 m;(B)原生孔隙，粒表分布绿泥石，B-1井，深度3 846 m;(C)被绿泥石包裹的长石具溶蚀现象，B-1井，深度3 651 m;(D)碎屑颗粒溶蚀只剩绿泥石外壳，B-1井，深度3 845.5 m;(E)长石粒内溶孔，旁边见三角形原生孔,B-1井，深度3 651 m;(F)长石溶蚀形成次生孔隙，孔中分布伊利石，C-1井，深度4 325.2 m;(G)长石溶蚀形成次生孔隙，孔中分布伊利石，C-1井，深度4 327.2 m;(H)长石解理溶蚀，孔内分布伊利石，C-4井，深度4 476.7 m;(I)石英颗粒粒内溶孔，C-1井，深度5 116.4 m;(J)石英颗粒粒内溶孔，粒表分布绿泥石，C-1井，深度5 113 m;(K)微裂隙切穿具有粒内孔的长石， C-1井， 深度5 114.2 m;(L)微裂隙切穿石英颗粒，C-1井， 深度5 116.1 m。Q.石英;F.长石;Chl.绿泥石;I.伊利石;PP.原生孔;SP.次生孔;MF.微裂隙

3.1.2有机酸溶蚀增孔

异常高孔带Ⅰ中次生孔隙主要为长石等铝硅酸盐受酸性流体溶蚀而形成(图4-A、B、C;图5-C、D、E)。徐发[13]研究认为西湖凹陷周边物源区多发育花岗岩质基底。该物源类型为花港组储层沉积提供了大量的长石等可溶物质，奠定了形成次生孔隙的物质基础。同时早期绿泥石环边保存的原生孔隙为酸性流体进入储层提供了渗流通道。利用碳氧同位素分析储层中碳酸盐胶结物成因类型(图6)，可以看出绝大多数碳酸盐胶结物δ18O值为-25‰～-10‰，δ13C值为-8‰～0‰，其成因与有机酸脱羧作用有关。有机酸在热催化作用下脱羧，产生的CO2是碳酸盐胶结物的主要物质来源，说明有机酸是酸性流体的主要来源。异常高孔带Ⅰ处于中成岩阶段A期，上下泥岩段中有机质演化处于成熟期，排出大量的有机酸沿原生孔隙形成的渗流通道渗入储层对长石等铝硅酸盐颗粒进行溶蚀，产生大量的次生孔隙。

表2　西湖凹陷花港组自生石英流体包裹体特征Table 2　Characteristics of fluid inclusions in authigenic quartz of sandstone reservoir of Huagang Formation in Xihu Sag

图6　西湖凹陷中北部花港组碳酸盐胶结物成因类型Fig.6　Genetic type of carbonate cements of the Huagang Formation in north central Xihu sagⅠ区：与硫酸盐还原作用有关的成岩碳酸盐;Ⅱ区：与甲烷细菌活动生成生物气有关的碳酸盐;Ⅲ区：与有机酸脱羧作用有关的碳酸盐

3.1.3早期油气充注保孔

早期油气充注能抑制孔隙水流通，减少后期成岩胶结物沉淀，进而保护孔隙，这一观点已被大多数学者所接受[14-16]。油气包裹体分析表明异常高孔带Ⅰ存在2期油气充注(表3)。第1期油气充注发生的温度区间为90～105℃，对应于中成岩阶段A期早期，虽然充注时间早，但强度弱，对孔隙保护作用有限。第2期油气充注发生的温度区间为115～140℃，对应于中成岩阶段A期中后期，规模相对较大，持续时间较长，对孔隙保护有着积极作用。激光拉曼测试结果(图7)显示，第2期油气包裹体中既有CH4也有C，并且谱峰所在位置面积均较大，反映包裹体捕获时流体中有大量CO2和甲烷，环境为酸性，也就是同步于长石受有机酸溶蚀大量形成次生孔隙的阶段。长石受有机酸溶蚀产生的SiO2是花港组石英次生加大边的主要物质来源，油气充注减小了孔隙水与岩石颗粒的接触面积，有效抑制了SiO2沿碎屑石英颗粒边缘形成次生加大边，从而减小石英次生加大边对原生孔以及次生孔的破坏。薄片显微镜下观察也表明(图4-B、C)，异常高孔带Ⅰ石英次生加大虽然可见，但发育强度普遍较低。由于第2期油气充注发生在次生孔隙大量形成的中成岩阶段A期中后期，虽然不能完全阻止石英次生加大等胶结物生成，但可以及时有效地降低胶结强度，对孔隙起到保护作用。

表明第2期油气充注时流体

图7　异常高孔带Ⅰ第2期油气包裹体激光拉曼分析Fig.7　Laser Raman analysis of the second phase of hydrocarbon inclusions from the abnormal high porosity zone Ⅰ样品来源：A-1井，深度3 920 m

3.2　异常高孔带Ⅱ

随着埋深增加和成岩演化的深入，储层受压实作用和自生矿物充填影响，原生孔隙减少。异常高孔带Ⅱ是由高岭石的伊利石化溶蚀长石和异常高压2种成因机制共同作用形成的次生孔型异常高孔带。

3.2.1高岭石的伊利石化溶蚀长石增孔

异常高孔带Ⅱ处于中成岩阶段B期，由于在中成岩阶段A期长石溶解消耗了大量有机酸，同时邻层烃源岩中有机质演化程度升高，有机酸被破坏，脱羧基作用减弱，CO2来源减少，造成孔隙中成岩流体由酸性逐渐过渡为弱碱性。此时，溶蚀增孔机制由有机酸溶蚀长石转变为高岭石的伊利石化溶蚀长石。花港组储层在深度>4 km时具有贫高岭石、富伊利石的特征，而上部中深层储层富含高岭石、贫伊利石，而且高岭石主要是在中成岩阶段A期长石受有机酸溶蚀而产生的自生高岭石[17]，说明随着成岩演化的深入，砂岩中先期形成的自生高岭石发生向伊利石的转化。对于没有额外钾离子来源的相对封闭系统来说,砂岩中高岭石发生伊利石化的温度界线被认为在120～ 140℃[18-19]，化学反应方程为

KAlSi3O8(钾长石)+Al2Si2O5(OH)4(高岭石)→KAl3Si3O10(OH)2(伊利石)+2SiO2+H2O

上述反应消耗先期生成的高岭石，导致钾长石溶蚀(图5-F、G、H)，形成伊利石并为石英次生加大提供SiO2。但该反应是一个减体积反应，钾长石溶蚀后形成的孔隙体积大于伊利石和石英次生加大占据的孔隙体积。新生成的次生孔隙与保存下来的有机酸溶蚀形成的次生孔隙，共同构成了异常高孔带Ⅱ的次生孔隙组合类型。

3.2.2异常高压保孔

M.J.Osborne等[20]研究认为，异常高压能抑制压溶作用和石英次生加大。M.D.Wilkinson等[21]研究认为，异常高压能减缓上覆沉积物的压实作用，同时会使CO2溶解度增大，增强对长石等铝硅酸盐的溶蚀强度；此外，由于热膨胀作用导致压力增大，能产生微裂隙，使流体可以进行周期性交换，带出溶解物质，利于异常高孔带的形成。西湖凹陷花港组在埋深>4 km时普遍发育异常高压，压力系数>1.4。图8-A为D-3井压力系数与孔隙度随深度变化的关系，在4.2～4.4 km深度时压力系数由1.2增加到1.54，对应该井异常高孔带Ⅱ发育深度段。异常高压有效降低岩石骨架颗粒所承受的上覆压力，减小机械压实作用对孔隙的破坏，进而保护储层孔隙。同时镜下显示异常高孔带Ⅱ中石英次生加大边发育程度较异常高孔带Ⅰ未有明显增强(图4-D、E、F)，说明异常高压也能抑制石英次生加大的形成。

3.3　异常高孔带Ⅲ

当储层埋深>5 km，成岩演化进入中成岩B期中后期，成岩流体变为碱性。异常高孔带Ⅲ是由石英溶蚀和异常高压成因机制共同作用形成的次生孔型异常高孔带。

3.3.1石英溶蚀增孔

石英作为一种稳定矿物，目前普遍认为其较难溶蚀形成次生孔隙，但也有学者认为在一定条件下石英可以发生溶解形成次生孔隙[22]。孔隙水pH值>8时有利于石英溶蚀，pH值>9时SiO2溶解度随pH值增大迅速增加[23]。西湖凹陷埋深>4.5 km地层水pH值普遍大于8.0，具备石英溶蚀形成次生孔隙的条件。通过铸体薄片显微镜下可观察到异常高孔带Ⅲ样品中除了残存的先期长石次生溶孔外，碎屑石英颗粒及次生加大边常见被溶蚀呈港湾状(图4-G、H)，并且通过扫描电镜可以观察到石英颗粒内部被溶蚀形成粒内溶孔(图5-I、J)。笔者认为石英溶蚀是西湖凹陷埋深>5 km的储层主要的增孔机理，对形成异常高孔带具有重要意义。

图8　西湖凹陷花港组孔隙度与压力系数关系Fig.8　Relation between porosity and pressure coefficient of the Huagang Formation(A)D-3井异常压力与孔隙度关系;(B)C-1井异常压力与孔隙度关系

3.3.2异常高压保孔

图8-B为C-1井压力系数与孔隙度随深度变化的关系，可以看出在深度为5.05～5.2 km，压力系数由1.0增加为1.4， 对应于异常高孔带Ⅲ发育深度段。另外，扫描电镜观察发现，C-1井受异常高压保护的储层段中微裂隙较为常见(图4-I;图5-K、L)，而该层段邻近储层中却未见微裂隙发育。埋深>5 km的储层基本处于封闭状态，由于花港组储层脆性碎屑石英颗粒含量较高，异常高压使得岩石发生破裂形成微裂隙；除此之外，微裂隙能有效沟通先期保存的孔隙，有效促进成岩流体在储层内部的交换，为石英等酸性矿物在碱性成岩流体环境下被溶蚀形成次生孔隙提供条件。

4　对油气勘探开发的建议

明确花港组异常高孔带的类型及成因，可指导针对不同类型的异常高孔带采取不同的油气勘探开发思路。埋深3.5～4 km，油气勘探应以寻找有利的辫状河三角洲水下分流河道砂岩发育部位和有机酸优势聚集指向的叠合区为方向。由于储层油气充注时间早且充注时物性较好，油气充注程度高导致气层含气饱和度较高，常规测试即可获得较高的自然产能；并且由于辫状河三角洲砂体纵向厚度大、横向分布稳定，建议使用长分支水平井进行油气开发，可有效提高“甜点”钻遇率。埋深>4 km，油气勘探应以寻找富长石和石英物源(如花岗岩质物源)有利富集区和异常高压发育区的叠合区为方向。由于储层常规测试难以获得自然产能，建议使用定向井分压合采或水平井多级压裂进行油气开发，特别是石英含量高且受异常高压影响发育微裂缝的储层，利于人工裂缝延伸和形成复杂缝，能取得较好的改造效果，可以有效提高致密储层储量动用率并降低开发成本。

5　结 论

a.西湖凹陷中北部花港组纵向发育3个异常高孔带，异常高孔带Ⅰ埋深3.5～4 km，为原生孔与次生孔共存型异常高孔带；异常高孔带Ⅱ和Ⅲ埋深分别为4.25～4.8 km和5～5.2 km，均为次生孔型异常高孔带。

b.异常高孔带Ⅰ受绿泥石环边、有机酸溶蚀和早期油气充注控制；异常高孔带Ⅱ受高岭石的伊利石化溶蚀长石和异常高压控制；异常高孔带Ⅲ由石英溶蚀和异常高压控制。

c.对于原生孔和次生孔共存型异常高孔带，应以寻找砂岩发育部位和有机酸优势聚集指向的叠合区为方向，并建议使用长水平井或多分支井进行油气开发；对于次生孔隙型异常高孔带，应以寻找富长石和石英物源有利富集区和异常高压发育区的叠合区为方向，并建议使用定向井分压合采或水平井多级压裂进行油气开发。