文 静，赵靖舟，李 军 ，耳 闯

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065)

0 引 言

珠江口盆地白云凹陷处于中生代俯冲带的构造软弱带和新生代盆地构造转换带，因此，其地质特征与国内常见的大型含油气盆地差异较大，与国外许多深水油气区相比也有其特殊性[1]。该地区长期以来一直是中国南海北部油气勘探的重点地区之一，“十三五”之前，白云凹陷油气勘探重点集中在以珠江组为主的中浅层内[2]，整体资源探明量不足10%，随着对白云凹陷深水轻质油田群的发现，向中深层古近系储层的拓展已经成为白云凹陷油气勘探的必然趋势[3-4]。

迄今为止，已探明的天然气储量一半以上仍然为低产气藏[5]。因此，白云凹陷油气勘探需要在储层整体物性较差的背景中寻找局部的储层“甜点”。近年来，许多学者对白云凹陷地区中浅层储层特征及优质储层主控因素等方面开展过大量的研究工作。陈国俊等[6]、杜贵超等[7]、吕成福等[8]提出白云凹陷地区孔渗条件在恩平组上部较好，恩平组下部的储层物性条件较差等观点；马明等[9]认为白云凹陷恩平组的成岩作用对储层的后期改造作用是影响储层物性最为显著的因素；罗静兰等[10]发现珠江口盆地古近系储层内的易被溶蚀矿物形成的次生孔隙可有效改善储层的储集性能，同时，还可以提高流体的流通性；谢晓军[11]等认为在白云凹陷中深层储层中，次生孔隙发育区所在的潜在优质储层是有利的勘探对象。鉴于勘探难度大、钻井资料少的原因，前人的研究大多仅确定了溶蚀作用形成的次生孔隙对储层的影响，但未能明确指出白云凹陷地区优质储层分布规律，无法为油田的勘探开发提供有利方向。为此，以珠江口盆地白云凹陷中深层储层为研究对象，以白云凹陷储层特征为基础，综合利用中深—深水区较新钻井数据和多种分析技术手段，结合盆地的沉积背景以及地层演化过程，明确溶蚀发育带，揭示溶蚀作用对白云凹陷中深层砂岩优质储层的控制作用，不断深化对该区的油气地质特征认识，为下一步油气勘探提供依据。

1 区域地质概况

白云凹陷位于中国南海北部珠江口盆地的珠二坳陷内[12]，面积近2×104km2，现今最大水深可达2 000.0 m[2]，其南北两侧分别与南部隆起带和番禺低隆起相接，西南侧以云开低凸起和开平凹陷为界，东邻东沙隆起[13]。总体上呈NEE向展布，主要分为白云北坡、白云西洼、白云主洼、白云东洼和白云南洼等次一级构造单元[14](图1)。珠江口盆地白云凹陷历史上经历了3个较重要的构造演化阶段，分别是断陷期、断拗过渡期以及拗陷期，从而形成了“南北分带、东西分块”的地貌特征。白云凹陷古近纪时期主要沉积了分别以湖相、三角洲—河流沼泽相为主的文昌组、恩平组以及以浅海三角洲和滨岸相为主的珠海组(图1)，形成了较厚的沉积层，具有油气兼生、以气为主的油气成藏特征。目前，白云东洼的优质储层以深水扇朵叶体砂岩和局部的重力流水道复合体砂岩为主；白云北坡则主要为薄层粉砂岩与泥岩互层的天然堤和水道复合体内的水道砂岩[15]。

图1 白云凹陷构造位置及地层综合柱状图(据文献[4]修改)Fig.1 The tectonic location and comprehensive stratigraphic histogram of Baiyun Sag (modified according to Reference [4])

研究井位于白云东洼以及白云北坡，目的层主要为古近系(文昌组、恩平组和珠海组)的砂岩储层。该区的沉积物主要来源于古珠江三角洲，且沉积物具有厚度较大、砂泥互层频繁的特征[13]，埋深为2 500.0～5 000.0 m。

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

砂岩样品多选取于白云东洼的恩平组(E3e)、文昌组(E2w)以及白云北坡的珠海组(E3z)、恩平组(E3e)。以白云凹陷中深层古近系内重点钻井的砂岩岩石薄片观测和常规矿物组分统计为基础，划分了白云东洼、白云北坡中深层砂岩储层的岩石学类型(图2)。

由图2可知：白云东洼、白云北坡砂岩储层碎屑成分中石英含量均最多，其次是岩屑和长石。结合前人的研究结果可知：石英主要来源于花岗岩母岩的单晶石英；长石以钾长石为主；岩屑成分较为复杂，以变质岩和火成岩成分为主[16]。白云东洼砂岩主要以长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩为主(图2a)，石英平均含量为73.58%，长石平均含量为14.1%，岩屑平均含量为10.65%。白云北坡砂岩类型较为复杂，主要以长石质石英砂岩为主，含少量长石岩屑质石英砂岩(图2b)，石英平均含量为76.18%，长石平均含量为9.75%，岩屑平均含量为16.68%。

图2 白云凹陷古近系储层砂岩分类Fig.2 The classification of sandstones in the Paleocene reservoirs, Baiyun Sag

2.2 储集空间特征

砂岩储层中常见的孔隙类型包括粒间溶孔、铸模孔、粒内溶孔以及黏土矿物的晶间孔和微裂缝。由部分重点探井储层样品的铸体薄片和扫描电镜结果分析可知，白云东洼储层发育较为普遍的是粒间溶孔，可见少量的铸模孔、粒内溶孔、黏土矿物和黄铁矿的晶间孔以及微裂缝(图3a)；白云北坡储层主要发育粒间溶孔、铸模孔及晶间孔，孔隙发育程度较白云东洼略高，更利于储层中流体的流通(图3b)。

图3 白云凹陷古近系砂岩储层次生孔隙平均面孔率分布Fig.3 The distribution of average porosity of secondary pores in Paleogene sandstone reservoirs, Baiyun Sag

通过薄片观察，可以直观地发现大量的铸模孔(图4a)、粒内溶孔(图4b)、粒间溶孔及少量发育的微裂隙，孔隙对改善砂岩储层的物性具有积极作用，特别是次生溶孔的存在，对于储层的连通性具有一定程度上的积极作用，可促进束缚于孔隙、孔喉内流体的通过[17]。同时，也发现部分孔隙中充填了不同类型的杂基和胶结物，如较为常见的泥质、方解石、白云石等(图4c、d)。

图4 白云凹陷古近系储层孔隙镜下照片Fig.4 The microscopic image of pores in Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

2.3 储层物性特征

根据主要探井的岩心物性测试数据统计，结合测井解释成果可知：白云北坡储层孔隙度为4.60%～18.70%，平均孔隙度为10.36%，渗透率为0.030～3.545 mD，平均渗透率为0.530 mD；白云东洼储层孔隙度为4.90%～24.20%，平均孔隙度为12.49%，渗透率为0.027～2.685 mD，平均渗透率为0.320 mD。

影响储层中流体流动性的主要因素是渗透率和孔隙度，并且孔隙度和渗透率也会相互影响。白云北坡(图5a)和白云东洼(图5b)储层样品的孔渗交会图显示两者均具有低孔低渗的特点。随着孔隙度的增大，渗透率呈增加趋势，具有良好的相关性，推测这与砂岩储层内发育大量的粒间溶孔有直接的关系。溶蚀作用不仅作用于砂岩储层内的易溶矿物，同时储层内的孔隙和喉道也受到一定影响。孔渗交会图中(图5)拟合线周围的点也具有一定的地质意义，处于拟合线左上的点，表明该区孔隙类型多为粒内溶孔，虽然砂岩储层内较多的粒内溶孔增大了储层的孔隙度，但对储层的连通性改善能力较微弱。

图5 白云凹陷古近系储层物性关系Fig.5 The physical relationship of Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

2.4 成岩作用类型及特征

2.4.1 压实作用

白云凹陷古近系砂岩储层内的塑性颗粒受到较强的压实作用从而发生压实变形，少量刚性颗粒受外力作用产生压裂缝(图6a)。储层内颗粒之间接触方式主要以线-凹凸接触为主，可见大量云母颗粒及岩屑受压实而发生形变(图6b)。由于白云凹陷地区沉积物主要来源于古珠江三角洲，搬运距离较短，分选程度较差，多数矿物成熟度低，储层中塑性颗粒含量高，在受到早期埋藏压实作用后，部分火山岩岩屑和黏土杂基等容易受力从而相互紧密接触[11]。白云凹陷古近系储层砂岩的压实强度均属于中—强强度，其所受压实作用的强度与深度呈正相关趋势，其中，恩平组受压实作用的影响较文昌、珠海组更显著。

2.4.2 胶结作用

早期的胶结作用对储层物性的影响主要是根据胶结物填充情况来判断。填隙物的含量越多，储层物性受到的破坏越大，这是由于填隙物多是一些细碎屑颗粒，粒度较小，充填在砂岩孔隙中，对储层物性的破坏性更强。

研究区储层黏土胶结物中占主体的是伊利石，可见少量高岭石、绿泥石呈胶结颗粒产出。伊利石以接触式胶结为主，由于其严重堵塞喉道，在一定程度上对古近系砂岩储层的物性起到消极作用。在扫描电镜下，观察到伊利石以丝缕状充填于粒间孔隙，常与自生石英晶体共生(图6c)[11]。研究区碳酸盐胶结物以铁白云石、铁方解石为主(图6d、e)，见少量菱铁矿和黄铁矿产出。

图6 白云凹陷古近系储层镜下及扫描电镜照片Fig.6 The microscopic and SEM images of Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

2.4.3 溶蚀作用

研究表明，溶蚀作用是白云凹陷中深层砂岩储层质量改善的重要因素，白云凹陷地区次生孔隙中最重要的成因类型是长石溶蚀所形成的孔隙(图6f、g、h、i)。一直以来，评定溶蚀作用对储层物性是否有建设性作用的原则是溶蚀副产物是否被有效带出。对于研究区内的长石骨架颗粒，溶蚀副产物被流体带出时，砂岩储层的孔隙度才能提高。大量统计发现：白云北坡和白云东洼的溶蚀孔的面孔率在5.0%以下时，砂岩孔隙度主要由粒间孔贡献，长石等溶蚀作用产生的溶蚀孔对孔隙度贡献小，表明溶蚀作用较弱；而当溶蚀孔的面孔率超过5.0%时，溶蚀孔对储层孔隙度贡献加大，表明溶蚀作用较强[3]。研究区内溶蚀孔统计结果表明，次生溶孔的面孔率约占1.9%～10.8%，平均面孔率为6.4%，说明次生溶孔对研究区储层物性具有较好的贡献作用。

3 溶蚀作用对优质储层的控制作用

3.1 可溶组分类型及含量

通过岩石薄片、扫描电镜及X-射线衍射等技术手段，发现白云凹陷古近系砂岩储层中的长石颗粒易受储层内有机酸等流体溶蚀，形成的溶蚀孔隙占研究区次生孔隙的最主要位置，含量为8%～20%。镜下可观察到长石颗粒主要沿解理缝溶蚀从而局部形成蜂窝状的粒内溶孔。白云东洼和白云北坡均可以观察到，长石颗粒的溶蚀主要经历中浅层的长石高岭石化阶段和中深层的高岭石伊利石化2个阶段，存在部分长石颗粒完全溶解从而形成铸模孔。统计分析发现，长石含量与白云凹陷古近系砂岩储层物性呈正相关(表1)。

表1 白云凹陷古近系储层长石含量与孔渗的关系Table 1 The relationship between feldspar content and pore permeability of Paleogene reservoirs in Baiyun Sag

白云凹陷中深层古近系砂岩储层中的长石在经历长石高岭石化阶段后，大量的长石在酸性流体或有机质流体的作用下发生溶蚀，部分产物为沉淀在溶蚀孔隙附近的高岭石；除此之外，部分硅质可能受溶蚀作用形成石英次生加大；长石高岭石化阶段形成的高岭石将进一步完成伊利石化的转化，这一阶段高岭石和长石不断消耗，从而形成伊利石和硅质(图7)。

图7 白云凹陷古近系储层高岭石、伊利石含量随埋深变化规律Fig.7 The variation of kaolinite and illite contents with burial depth in Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

白云东洼古近系储层内的现今长石含量与高岭石绝对含量具有正相关性(图8a)，但根据长石高岭石化的相关转换式，恢复后的长石含量与高岭石的相对含量之间的正相关性更加明显(图8b)。研究区内储层中的长石受酸性流体的溶蚀作用，并转化为高岭石，形成了石英加大边周围的溶蚀孔隙(图8c)，同时可见蒙皂石等在该环境下转化为伊利石，其也在一定程度上形成了与长石溶解有关的次生孔隙。根据计算可知，长石高岭石化可增加的溶蚀孔隙度范围为2.16%～9.32%。

图8 白云凹陷古近系储层长石含量与高岭石含量相关性Fig.8 The correlation between feldspar content and kaolinite content in Paleogene reservoirs, Baiyun Sag

长石高岭石化的转换式为：

2KALSi3O8(钾长石)+2H++H2O=Al2Si2O5(OH)4(高岭石)+4SiO2+2K+

I/S+K++Al3+→伊利石+Na++Ca2++Fe3++Mg2++Si4+

3.2 溶蚀作用对优质储层的控制作用

溶蚀作用对储层中的矿物具有溶蚀、溶解的作用，在一定程度上改善了储层内部的孔隙空间，提高了储层的连通性及物性。研究区储层发生的溶蚀作用主要指的是烃源岩形成的有机酸对长石颗粒和部分火山岩岩屑的溶蚀作用，以及包括处在未成熟阶段的烃源岩产生的有机酸对石英加大边、石英颗粒内外部的溶蚀、溶解作用等。

研究区白云北坡和白云东洼的次生孔面孔率与储层物性参数之间具有较好的正相关性(图9)，由此证明了次生孔隙对改善白云凹陷深层砂岩储层的物性具有显著的作用。根据前人的研究可知，白云凹陷古近系砂岩储层至今为止已经历了3次对储层影响较大的溶蚀作用，研究区内文昌组、恩平组、珠海组在烃源岩形成过程中所产生的有机酸是具有溶蚀作用的酸性流体的主要来源[15]，除此之外，部分学者认为，深部热流体及岩浆成因的CO2对白云凹陷局部地区的溶蚀作用具有至关重要的影响[10]。

图9 次生面孔率与孔隙度和渗透率关系(据文献[4]修改)Fig.9 The relationship between secondary porosity and porosity & permeability (modified according to Reference [4])

4 白云凹陷中深层储层“甜点”特征

白云东洼埋深较白云北坡浅，物性较白云北坡更优良。白云北坡优质储层主要发育在3 500.0 m以浅的范围，与恩平组相比，珠海组的物性整体更有优势(图10a、b)。白云东洼优质储层主要发育在2 000.0 m以浅(图10c、d)。结合薄片观察和长石溶蚀后高岭石的主要形成层位(图7)，发现白云北坡的长石溶蚀孔隙主要发育于珠海组中下段及恩平组的上段(图10)。

图10 白云北坡与白云东洼中深层砂岩储层物性纵向发育特征 Fig.10 The longitudinal development characteristics of physical properties of middle-deep sandstone reservoirs in the North Slope and East Sub-sag of Baiyun Sag

5 结 论

(1) 白云东洼储层砂岩类型主要以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，白云北坡的储层砂岩类型主要以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，砂岩储层碎屑成分主要以石英为主。白云东洼储层发育较为普遍的是粒间溶孔，白云北坡储层孔隙类型较白云东地区丰富，多发育粒间溶孔、铸模孔及粒内溶孔。

(2) 储层总体具有低孔低渗特征，白云北坡储层孔隙度为4.60%～18.70%，平均孔隙度为10.36%，渗透率为0.030～3.545 mD，平均渗透率为0.530 mD；白云东洼储层孔隙度为4.90%～24.20%，平均孔隙度为12.49%，渗透率为0.027～2.685 mD，平均渗透率约0.320 mD。

(3) 白云凹陷古近系砂岩储层在受到压实作用后，孔隙度的降低是储层物性被破坏的主要因素。胶结作用下形成的产物对储层的物性、连通性以及储集性能产生有害的影响。

(4) 白云凹陷古近系致密砂岩储层在受到溶蚀作用时期内，烃源岩所生成的有机质酸，为研究区储层中长石及火山岩碎屑发生强烈的溶蚀作用提供了必要的条件，从而形成了次生孔隙。白云凹陷古近系的优势溶蚀带发育于白云北坡的珠海组的中下段，包括恩平组的上段。