珠江口盆地恩平凹陷海相高泥质砂岩储层特征及主控因素

陈一鸣，谢明英，闫正和，魏启任，卫喜辉，孙晓娜

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

南海珠江口盆地经过30年的开发实践，形成了独特的海相砂岩高速高效开发对策和技术，这类储层在珠江口盆地可称为常规海相砂岩储层，具有物性好、分布稳定、展布范围广、连通性好、边底水天然能量充足的特点，采用少井高产高效开发，开发效果较好[1–2]。随着近年珠江口盆地西缘恩平凹陷油田群的发现并投入开发，发现了大量高含泥质的海相砂坝储油层，这类储层广泛发育在恩平凹陷新近系韩江组下段，储量规模大，岩石粒度细，储层平均黏土含量高达14.92%，储层特征及开发特征与常规海相砂岩差异较大。本文以恩平凹陷典型的高泥质储层为例，利用研究区丰富的岩矿分析、岩心、测井、生产动态等资料，对储层岩石学特征、矿物特征、物性特征、沉积特征、成岩作用和油田开发特征等方面进行分析，从微观到宏观，系统地阐述了海相高泥质砂岩储层的主控因素，对油田开发及下一步研究方向具有一定的价值。

1 研究区概况

恩平凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷西缘，整体表现为北东走向[3–4]，为典型下断上坳双层结构，断陷层为古近系陆相沉积，主力烃源岩为文昌组湖相泥岩; 坳陷层为新近系海相沉积，经历了裂后热沉降与断块升降活动，自下而上发育珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组地层[5]；进入珠海组沉积以来，盆地由断陷转为坳陷，其沉积主要受来自北部古珠江三角洲物源和海平面变化的共同影响，主要发育三角洲平原沉积；珠江组时期，存在一次大规模海侵，海平面快速上升，古珠江三角洲向岸线快速推移，珠江组中晚期，主要发育三角洲前缘沉积；韩江组沉积期仍为三角洲前缘沉积，岩性整体较细，但在韩江组晚期受全球气候影响，海平面下降，部分发育相对粗粒的砂体。研究区A油田位于恩平凹陷南部，近年来，在凹陷南部发现的一系列油田，组成了恩平凹陷油田群（图1）。油田群于2012—2016年陆续投入开发，恩平凹陷南部在新近系时期整体处于古珠江三角洲前缘相带，以三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂为重要储层[6]，A油田主要产油层是典型的海相高泥质砂坝储层，主要开发层系为新近系韩江组，而相邻的B油田、C油田则发育常规的海相砂岩储层，主要开发层系为新近系珠江组，A油田为发育在基底隆起背景上的低幅度断背斜构造，为海相辫状河三角洲前缘沉积，中孔、中渗储层，泥质含量较高。油田取得了3口井的钻井取心资料以及4口井的井壁取心资料，取心及分析化验资料丰富，为储层研究奠定了基础。

图1 恩平凹陷构造特征及研究区位置（据文献[5]修改）

2 海相高泥质储层与常规海相砂岩储层差异分析

2.1 储层岩石学特征

根据铸体薄片鉴定结果分析，A油田韩江组储层岩性主要为细粒长石石英砂岩及岩屑石英砂岩，少量长石岩屑砂岩，以细–粉砂岩为主，填隙物以泥质为主，岩石成分以石英为主，其次为钾长石、斜长石、方解石、白云石、黄铁矿与菱铁矿，局部出现含量较高的方解石、白云石，黏土矿物的含量差异较大（表1）。储层整体粒度较细，黏土矿物含量高，反映沉积水动力较弱的特点。

2.2 储层矿物组分差异

根据X衍射矿物分析结果，韩江组下段为高泥质砂坝，与韩江组上段砂坝和珠江组储层黏土矿物含量差异较大，韩江组下段高泥质储层平均黏土矿物含量达14.92%，远高于珠江组常规海相砂岩储层的3.33%和韩江组上段储层的5.50%（表1），这种高黏土含量的矿物组分是高泥质砂岩的重要特征[7]。

表1 恩平凹陷A油田矿物组分特征

2.3 储层孔隙结构差异

根据铸体薄片鉴定结果与扫描电镜分析表明：A油田高泥质储层孔隙类型主要为粒间孔，少量的粒内溶孔、杂基微孔，平均面孔率为17.7%；储层孔隙较发育，粒间孔分布较均，单孔隙常见泥质杂基填充，受泥质影响，连通性相对差。岩心样品压汞实验是研究储层孔隙结构的重要途径[8]，对A油田韩江组高泥质储层26块岩心样品进行压汞实验分析，结果表明：储层平均孔喉半径主要分布于0.20～8.00 μm，平均值3.48 μm，小孔隙占比高，孔隙结构相对较差（图2a）；对B油田珠江组常规海相砂岩储层17块岩心样品进行分析，结果表明：碎屑颗粒以粗粒为主，储集空间以原生粒间孔为主，发育少量长石岩屑粒内溶孔，孔隙连通性较好，储层平均孔喉半径主要分布于4.50～16.90 μm，平均值为9.60 μm，大孔隙占比高，孔隙结构较好（图2b）。由此可见，高泥质储层孔隙结构明显较常规海相砂岩差。

图2 恩平凹陷A油田韩江组下段和B油田珠江组储层孔喉特征

2.4 储层物性差异

A油田储层具有较高的泥质含量，大多数储层泥质含量在15%附近；而B油田常规海相砂岩储层泥质含量一般低于10%，主要分布在5%附近，泥质含量的差异是高泥质储层与常规储层最明显的特征。

根据岩心样品分析结果，A油田高泥质储层孔隙度主要分布于24.9%～33.6%，其中，孔隙度大于30%的占比为54%，渗透率主要分布于100×10–3～500×10–3μm2；B油田常规海相砂岩储层孔隙度主要分布于20%～30%，渗透率主要分布于1 000×10–3～5 000×10–3μm2。A油田高泥质储层的孔隙度比B油田高，但渗透率比B油田低，高泥质储层的这种物性特征反映了大量的泥质杂基堵塞孔喉，孔隙间连通性降低，导致整体渗透率的降低，而其更浅的埋深和弱压实作用保持了较高的储层孔隙度[9]。

3 高泥质储层主控因素

珠江口盆地恩平凹陷的高泥质储层与常规海相砂岩储层与在孔隙结构及物性、岩矿上均有明显差异，这种新的储层类型近年陆续发现并投入开发，开发特征与常规海相砂岩较高产能的特点存在差异，探讨其储层质量的主控因素对油田开发至关重要。

3.1 沉积环境对储层的控制

恩平凹陷新近系经历了从三角洲平原到三角洲前缘，再到前三角洲和浅海的演化过程，珠江组沉积时期，古珠江三角洲受北部物源控制，沉积物供给充足，以建设型三角洲为主，复合河道河口坝体系规模巨大， B油田珠江组的储层在此沉积背景下形成（图3a）。韩江组沉积时期，海进使得三角洲逐渐向北退缩，形成了破坏型为主的三角洲，韩江组早中期三角洲逐渐萎缩，此时的河流作用弱，水动力相对较弱，细粒及泥质沉积物大量发育，由此形成了A油田高泥质储层。A油田范围内，主要沉积微相为海相三角洲外前缘砂坝和席状砂；其中，主力产油砂体以高泥质砂坝储层为主（图3b）。韩江组沉积晚期，三角洲接近消亡，此时波浪作用较强，形成小型的砂脊和浪成砂坝沉积[10–11]。恩平凹陷的沉积演化与珠江口盆地新近系完整的沉积模式具有一致性。总的来说，B油田常规海相砂岩储层沉积环境为珠江组沉积期物源充足的三角洲水下分流河道体系，A油田高泥质储层沉积环境为早韩江组下段沉积期物源萎缩而形成的相对低能的砂坝沉积背景，由此可见，高泥质储层的发育与沉积环境密切相关。

图3 恩平凹陷B油田珠江组与A油田韩江组下段沉积相展布

不同沉积环境下形成的沉积岩的颗粒大小及分选性均有差异[12]，并直接影响储层孔隙度和渗透率，故可根据岩心分析分选系数及粒度中值与储层物性的关系，研究沉积作用对储层的影响。研究结果表明，粒度中值和分选系数都对储层物性具有一定的控制作用[13]，粒度越大、储层物性越好，这与高泥质储层粒度细、物性相对差的整体特征一致；分选越好即分选系数越小，则储层物性越好，这也充分说明沉积环境是高泥质储层的主控因素[14]。

结合研究区沉积背景、典型沉积相特征及三角洲储层特征，建立沉积相综合模式（图4），常规海相砂岩主要发育在受河流作用控制的三角洲平原和前缘，主要以河道、河口坝沉积为主；高泥质储层主要发育在三角洲逐渐萎缩背景下的三角洲外前缘及前三角洲，沉积序列以河口坝、远砂坝和席状砂为主，岩性为泥质细砂岩和泥质粉砂岩，粒度细，泥质含量和黏土矿物含量一般均大于10%。

图4 珠江口盆地恩平凹陷高泥质储层与常规海相砂岩储层沉积模式

3.2 成岩作用对储层的控制

恩平凹陷主要成岩作用为压实作用和胶结作用，交代作用和溶蚀作用较少。A油田韩江组储层埋深约1 200～1 500 m，B油田珠江组储层埋深约1 700～2 400 m，埋深与压实作用密切相关[15–16]，较浅的埋深导致韩江组储层压实作用整体较弱，颗粒之间呈点接触，杂基含量高，为明显的疏松砂岩，这是储层保持较高孔隙度的原因。溶解作用较弱，根据薄片分析，偶见长石溶蚀形成次生溶孔，溶解作用一定程度上改善了储集性能[17]，但整体较少见，对储层质量的控制较弱。胶结作用造成岩石孔隙度降低[18]，研究区储层发育少量的钙质胶结，主要为局部发育的碳酸盐矿物沉淀，导致砂岩局部孔隙度急剧降低，形成局部的低渗区，但影响范围有限，对整体的储层物性影响较小[19]。黏土矿物含量高是高泥质储层的一个重要特点，黏土矿物的胶结作用广泛发育，A油田黏土矿物类型主要有伊蒙混层、伊利石、高岭石及绿泥石，各种黏土矿物含量相近，高岭石含量最高，绿泥石含量最低，在扫描电镜下观察伊利石比较明显，高岭石次之，伊利石呈蜷曲片状、伊蒙混层呈蜂窝状分布于粒间孔隙中[20–21]，导致储层渗透率降低。

在各种成岩作用的先后顺序及与孔隙度演化关系分析的基础上，建立了恩平凹陷A油田及周边储层孔隙度演化模式（图5），总体上，在小于1 500 m的深度范围，储层主要处于早成岩A阶段，以原生孔隙为主；当深度大于1 500 m后，储层处于早成岩B阶段，出现少量溶蚀作用，从而形成以粒间孔为主的混合孔隙；埋深超过2 000 m以后，进入中成岩A阶段和中成岩B阶段，以次生溶蚀孔隙为主，A油田高泥质储层主要为早成岩A阶段，储层原生粒间孔大量发育，孔隙度较高。

图5 A油田及周边储层成岩作用及孔隙演化模式

3.3 高泥质对油田开发的影响

通过对比A油田和B油田物性接近、油藏类型相同的生产井动态数据，结果表明，初产油较接近，但A油田生产井液量递减快，改变工作制度提液效果不明显，表明油藏能量传导慢；B油田开发井改变工作制度提液时液量明显增加，表明油藏能量充足。这种生产动态表明，高泥质含量对油田开发井的能量影响较大，能量不足特征明显。同时，高泥质储层也常表现为低电阻率特点，A油田部分泥质含量达20%的层段油层电阻率仅为水层的1.2倍，低阻特征明显[22]，这种低阻油层在一定的生产压差下束缚水产出，开发井表现为初期见水，随着生产的进行，含水率下降。总的来说，由于储层高泥质特征，细粒成分及黏土矿物含量高，泥质广泛分布于孔喉中，降低了储层整体的连通性及传导性，导致开发过程中能量传导较慢，采油井能量不足，而黏土产生的附加导电性导致部分层段电阻率降低，束缚水含量高[23–24]，部分层开发初期即见水，较弱的压实作用导致地层疏松，开发井出泥出砂，从而对油田开发造成不利的影响。

4 结论

（1）恩平凹陷高泥质储层是珠江口盆地近年新发现并投入开发的储层类型，与常规海相砂岩储层具有明显差异，高泥质储层具有更高的黏土矿物含量、孔喉更小、粒度更细、物性更差，储层质量宏观上受控于沉积作用，沉积背景为发育在三角洲逐渐萎缩背景下的三角洲外前缘及前三角洲，沉积序列以河口坝、远砂坝和席状砂为主，岩性为泥质细砂岩和泥质粉砂岩，粒度细，泥质含量和黏土矿物含量一般均大于10%，储层质量相对差，三角洲外前缘弱水动力条件下的细粒沉积是形成高泥质储层的主要因素。

（2）恩平凹陷高泥质储层主要处于早成岩A阶段，原生粒间孔大量发育，孔隙度较高，压实作用整体较弱，为明显的疏松砂岩，这是储层保持较高孔隙度的原因，溶解作用和胶结作用对储层质量的控制较弱，且影响范围有限，对整体的储层物性影响较小；黏土矿物含量高是高泥质储层的重要特点，泥质杂基及黏土矿物分布于粒间孔隙及喉道中，导致储层渗透率降低。

（3）恩平凹陷高泥质储层在开发中具有低阻产水、易出泥砂、能量不足的特点，在油田挖潜及类似油田开发设计中应充分考虑高泥质含量的影响，重点关注储层能量问题和生产井防泥砂方式。