三水盆地布心組灰泥灰?guī)r儲層特征

唐鑫萍

（中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280）

依據碳酸鹽巖巖石學定義，灰泥（亦被稱為泥晶）指粒徑為泥粒級的方解石組分，灰泥灰?guī)r（micritic limestone）指灰泥含量超過50%的灰?guī)r，具有灰泥支撐結構[1]。灰泥灰?guī)r組分細小，一般形成于弱水動力沉積環(huán)境，在海相、湖相地層中廣泛發(fā)育[2–4]。與其他碳酸鹽巖相比，灰泥灰?guī)r因組分單一、顆粒含量低、孔滲性發(fā)育差，在常規(guī)油氣領域地質研究中不易引起重視。近年來，隨著非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術的進步，不少地區(qū)在灰泥灰?guī)r中獲得工業(yè)油氣流，如柴達木盆地漸新統(tǒng)、準噶爾盆地二疊系蘆草溝組、四川盆地侏羅系大安寨組等[5–9]，灰泥灰?guī)r因此逐漸成為碳酸鹽巖儲層研究的熱點。

前人研究表明，三水盆地古近系布心組湖相地層中廣泛發(fā)育碳酸鹽巖。該區(qū)碳酸鹽巖顆粒含量較低、膠結物以灰泥為主，巖性主要為泥灰?guī)r、灰泥灰?guī)r，宏觀上呈條帶狀分布于盆地的斜坡區(qū)[10–12]，灰泥灰?guī)r是其中最主要的巖石類型，而專門的儲層研究尚屬空白，制約了該區(qū)碳酸鹽巖勘探開發(fā)工作，因此，該類型儲層研究非常有必要。

1 地質背景

三水盆地位于廣東省珠江三角洲西北部，面積為3 375 km2。盆地構造位置處于華南陸緣，是晚白堊世華南陸緣伸展、破裂形成的中–新生代陸相斷陷盆地[12–13]。盆地可分為東西兩個斜坡、南北兩個凹陷和中北部寶竹背斜，共5個構造單元（圖1）。古近系從下到上依次發(fā)育莘莊組、布心組、西布組、華涌組地層，布心組為主要的含油層系，巖性主要為泥巖、灰?guī)r、砂巖。

圖1 三水盆地古近系構造單元劃分

2 巖石學特征

三水盆地布心組灰泥灰?guī)r的礦物成分主要為方解石，含量85%以上，白云石含量小于5%，黏土礦物、石英、長石等陸源成因礦物含量小于10%。巖石結構組分主要為灰泥、生物化石或化石碎片、粉砂–砂屑級別的內碎屑等。按照巖石的結構組分差異，該區(qū)灰泥灰?guī)r可分為生物灰泥灰?guī)r、塊狀灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r3種類型（圖2）。

生物灰泥灰?guī)r顏色為灰色–深灰色，油氣顯示多為油斑級別（圖2a），單層厚度4～8 m，發(fā)育疊層石等生物成因構造，常見枝管藻、藍綠藻、螺、介形蟲等生物化石（圖2b），生物（碎屑）含量10%～30%。塊狀灰泥灰?guī)r顏色為深灰色，油氣顯示多為熒光級別（圖2d），單層厚度1～4 m，呈塊狀結構，顆粒含量小于5%（圖2e）。砂屑灰泥灰?guī)r顏色為灰色–深灰色，油氣顯示多為油跡–油斑級別（圖2g），單層厚度3～6 m，發(fā)育生物攪動構造，砂屑含量10%～20%，見少量介形蟲、螺等生物化石（圖2h）。

圖2 三水盆地布心組碳酸鹽巖特征

綜合分析表明，該區(qū)灰泥灰?guī)r顆粒含量均小于30%，巖性總體較細，均為灰泥支撐結構；顏色較暗，為灰色–深灰色；油氣顯示活躍，巖心出筒時油氣味比較濃，一般具有熒光、油跡或油斑級別的顯示。

3 沉積特征

為明確該區(qū)灰泥灰?guī)r的沉積特征，在巖石學分析的基礎上，本文開展了灰?guī)r測井相分析，建立巖石–測井響應關系，以開展灰?guī)r井間對比研究，明確其巖相分布特征。

通過巖心刻度的測井曲線分析，明確灰?guī)r具有低自然伽馬（GR）、高電阻率（RD）特征，與泥巖圍巖高自然伽馬、低電阻率具有明顯的區(qū)別。生物灰泥灰?guī)r的測井曲線形態(tài)為箱形，具有頂底突變的特征；砂屑灰泥灰?guī)r的測井曲線形態(tài)為漏斗形，具有頂突變、底漸變的特征；塊狀灰泥灰?guī)r測井曲線形態(tài)為指形（圖3）。

圖3 三水盆地Q5井布心組測井相

以此為基礎，開展了井間灰?guī)r對比，為避免灰?guī)r對比的“穿相”現象，首先劃分沉積相，在沉積相內進行同類灰?guī)r的對比工作。依據泥地比及泥巖顏色劃分了半深湖、淺湖、濱湖3個沉積亞相。半深湖亞相巖性主要為泥巖、少量深色泥灰?guī)r，泥巖顏色為灰黑色–黑色；淺湖亞相巖性主要為灰泥灰?guī)r與泥巖互層，泥巖顏色為深灰色；濱湖亞相巖性主要為泥灰?guī)r、鈣質砂巖與泥巖互層，泥巖顏色為灰色–雜色。

井間對比結果表明，灰泥灰?guī)r主要發(fā)育于淺湖區(qū)域，三種主要的灰泥灰?guī)r井間可對比性較強，具有一定的連續(xù)性；縱向上各類灰泥灰?guī)r與泥巖形成間互沉積（圖4）。從圖4反映的沉積特征來看，三水盆地淺湖灰?guī)r沉積具有“顆粒較細、泥灰間互、縱向疊置”的特征，這些特征主要受控于兩個因素，一方面，水動力較弱，據侯明才[10]、祝圣賢[11]等人研究，三水盆地碳酸鹽巖發(fā)育的東部斜坡和西部斜坡均為緩坡構造背景，沉積環(huán)境總體缺乏較強的水動力；另一方面，湖平面頻繁變化，與海洋沉積環(huán)境相比，湖盆沉積空間較小、水體變化較快，使得多種巖性縱向疊置。

圖4 三水盆地東部斜坡布心組碳酸鹽巖連井沉積相分析

4 儲層特征

常規(guī)物性分析表明，研究區(qū)灰泥灰?guī)r孔隙度為3.2%～8.4%，滲透率一般小于1×10-3μm2，巖石較為致密。其中，賦存的油氣在以往常規(guī)開采方式下難以形成工業(yè)油氣流，因此，早期探井具有“井井見油、井井不流”的特征。

三種主要的灰泥灰?guī)r物性對比分析表明，生物灰泥灰?guī)r孔隙度為3.9%～8.4%，平均為5.6%；砂屑灰泥灰?guī)r孔隙度為3.6%～5.6%，平均為4.9%；塊狀灰泥灰?guī)r孔隙度為3.2%～5.3%，平均為4.4%。相對而言，生物灰泥灰?guī)r物性最好，砂屑灰泥灰?guī)r次之，而塊狀灰泥灰?guī)r物性最差。

薄片和掃描電鏡分析表明，看似致密的儲層內部并非“鐵板一塊”，在巖心觀察中常見裂縫發(fā)育（圖2a、d、h），在掃描電鏡中常見基質孔隙（圖2c、f、j），部分生物灰泥灰?guī)r中見溶蝕孔（圖2b、c）。CT掃描測試結果表明，在孔隙度4.6%的塊狀灰泥灰?guī)r內部，孔隙平均半徑1.79 μm，相當數量的微米級孔隙存在于基質內部，孔隙空間分布較為分散、連通性差；喉道平均半徑0.57 μm，呈層狀分布；孔喉配位數3.8，喉道發(fā)育數量明顯高于孔隙（圖5）。綜合薄片、掃描電鏡、CT掃描分析，巖石呈多尺度孔隙分布的特征，基質內部存在較大儲集空間。

圖5 三水盆地H1A井布心組碳酸鹽巖微米CT掃描成像模型

孔隙類型的具體分析表明，基質孔主要為方解石晶間孔，在三種灰?guī)r類型中均發(fā)育，而溶蝕孔僅發(fā)育于生物灰泥灰?guī)r，其原因可能與生物灰泥灰?guī)r中生物組分的發(fā)育程度有關：與細粒的灰泥組分相比，原始生物組分在成巖早期多數被較大顆粒的方解石晶體充填，這些方解石晶體容易在成巖后期被溶蝕，形成溶蝕孔。鑒于溶蝕孔對于儲集空間的重要意義，將生物灰泥灰?guī)r的孔隙結構歸為“溶蝕孔–裂縫型”，其他灰泥灰?guī)r的孔隙結構歸為“基質孔–裂縫型”。

5 儲層綜合評價

在前文巖性、物性、電性、油氣顯示等分析的基礎上，開展本區(qū)灰泥灰?guī)r儲層綜合評價。鑒于物性分析揭示了本區(qū)灰泥灰?guī)r屬于致密油儲層類型，在儲層評價工作中引入“源儲配置關系”這一因素。與常規(guī)油氣不同，致密油儲層內的原油以原位滯留或近距離運移為主，儲層與烴源巖空間分布的界限不明顯，與儲層緊鄰的烴源巖研究是致密油儲層研究的重要部分，即烴源性研究，亦可稱為源儲配置關系研究。

為揭示與灰?guī)r密切接觸的泥巖有機質豐度，本文對東部斜坡灰泥灰?guī)r較為發(fā)育的H1井和Q5井進行了泥巖總有機碳（TOC）測試，這些泥巖與灰?guī)r互層發(fā)育，組成源儲互層配置關系（圖6）。依據上述沉積相劃分方法，樣品所在泥巖段的沉積相類型包括半深湖、淺湖、濱湖三種類型。半深湖暗色泥巖TOC值1.39%～1.87%，依據烴源巖劃分標準，為好烴源巖；淺湖暗色泥巖TOC值1.02%～1.45%，亦為好烴源巖；濱湖暗色泥巖TOC值0.49%～0.72%，為差–中等烴源巖。前文提到，灰泥灰?guī)r主要分布于淺湖相，因此淺湖的好烴源巖的發(fā)育程度，對于近源成藏的致密油來說，具有關鍵作用。據劉春蓮[17–18]、苑坤[19]研究，三水盆地布心組烴源巖TOC高值位于半深湖–淺湖區(qū)域，淺湖斜坡區(qū)與TOC高值區(qū)有很大的重疊。

綜合上述巖性、物性、含油氣性、源儲配置關系分析，開展本區(qū)灰泥灰?guī)r儲層初步綜合評價（圖6）。灰泥灰?guī)r儲層有以下共同點：①儲集空間均為孔隙–裂縫雙重介質，除生物灰泥灰?guī)r發(fā)育少量溶蝕孔外，儲集空間主要為裂縫和微米級別基質孔；②儲層單層厚度較薄，在橫向上具有一定的連續(xù)性；③縱向上呈泥巖、灰?guī)r間互沉積，具有致密油源儲共生的成藏條件，灰?guī)r上下被泥巖所夾持，均為源儲互層型的源儲配置關系。

圖6 三水盆地布心組碳酸鹽巖致密油儲層綜合評價

對比分析表明，三種主要的灰泥灰?guī)r儲層特征的差異主要體現在油氣顯示級別、單層厚度、孔隙度、孔隙結構等方面。生物灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油斑級別，單層厚度4～8 m，孔隙結構為“溶蝕孔–裂縫型”，孔隙度大；砂屑灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油跡–油斑級別，單層厚度3～6 m，孔隙結構為“基質孔–裂縫型”，孔隙度較大；塊狀灰泥灰?guī)r油氣顯示多為熒光級別，單層厚度1～4 m，孔隙結構為“基質孔–裂縫型”，孔隙度較小。

綜合分析認為，在總體“源儲互層、源內成藏”的背景下，該區(qū)灰泥灰?guī)r油氣顯示級別主要由儲集空間發(fā)育程度決定，即具有“物性決定含油氣性”的特征；其中生物灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r儲層物性相對較好、油氣顯示級別更高、厚度相對較大，為潛在的有利儲層。

6 結論

（1）三水盆地布心組灰泥灰?guī)r分為生物灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r、塊狀灰泥灰?guī)r3種類型。該區(qū)灰泥灰?guī)r顆粒含量均小于30%，巖性總體較細，均為灰泥支撐結構；滲透率一般小于1×10-3μm2，屬于致密儲層；其內部發(fā)育以裂縫、微米級基質孔隙、少數溶蝕孔組成的微觀儲集空間；單層厚度較薄，縱向變化快，主要分布于淺湖沉積區(qū)域，與淺湖–半深湖富有機質暗色泥巖形成間互沉積，疊置連片發(fā)育，形成互層型源儲匹配關系，具有“物性決定含油氣性”特征。

（2）生物灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油斑級別，單層厚度4～8 m，孔隙結構為“溶蝕孔–裂縫型”，孔隙度相對較高；砂屑灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油跡–油斑級別，單層厚度3～6 m，孔隙結構為“基質孔–裂縫型”，孔隙度相對較高；塊狀灰泥灰?guī)r油氣顯示多為熒光級別，單層厚度1～4 m，孔隙結構為“基質孔–裂縫型”，孔隙度較低。其中，生物灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r儲層物性相對較好、油氣顯示級別更高、厚度相對較大、橫向連續(xù)性較好，為潛在的有利儲層。