庄建建，李 喆，巩兴会，万丽芬

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院，上海 200120）

随着东海西湖凹陷西斜坡油气勘探工作的不断深入，勘探思路也发生了转变，逐渐由构造油气藏勘探转变为构造-岩性复合油气藏勘探。其中，W地区以WB反向断层为边界，发育断层+岩性上倾尖灭复合类型油气藏，这些近生烃洼陷中心的斜坡区成为勘探重点目标，而W洼被认为是西湖凹陷北部最重要的生烃次洼之一，其平下段深部地层具有很大勘探潜力。虽然前期有学者对西湖凹陷不同区带有利储层进行过研究[1-6]，但大多为区域性的、模式型的成果。对WBT地区而言，研究范围过大，且井数据分析较少，导致对平下段有利储层的分布特征认识仍比较模糊，不利于该地区油气勘探。因此，在前人研究基础上，本次主要结合研究区已钻井相关资料，针对其平下段储层特征和储层控制因素进行分析，从而预测有利储层发育区。

1 地质概况

WBT地区位于东海西湖凹陷平湖构造带北部，为多个古隆起背景之上发育形成的油气田聚集区，具有较好的构造背景（图1）。最新的研究[7]认为，斜坡带始新统平湖组为主力烃源层，发育优质煤系烃源岩，煤层分布范围广、厚度大，且暗色泥岩和煤的有机质丰度高，类型为Ⅱ2-Ⅲ3型，属于中等-好的烃源岩。平湖组沉积时期，斜坡带处于断-坳转换期，地势西高东低。根据源-渠-汇系统分析[8]，平湖组和宝石组沉积期物源主要来自于西部海礁凸起，分两个方向进入南北次洼区，其中往东北方向，沿WB断层下降盘进入W洼；往东南方向，物源垂直于T区羽状断裂构成的节节下掉的阶梯，进入南部次洼。本区主要发育潮控三角洲沉积体系，储层以三角洲分支河道砂和潮汐砂坝为主，盖层为海侵域的泥岩。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

WBT研究区平湖组为主要勘探层系，不同地区岩石类型大体一致，平下段砂体类型主要为细-中粒岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩（图2），说明不同地区砂体来自于同一物源-海礁凸起。

图 1 WBT地区构造区划示意图Fig. 1 Schematic diagram of structural division in WBT Area

图 2 WBT地区储集砂岩成分三角图Fig. 2 Triangle map of reservoir sandstone composition in WBT Area

研究区平下段砂岩Q/（F+R）平均值为2.5，稳定组份含量较高。其中，石英含量主要介于60%～80%，平均含量为69%，具有波状消光及次生加大现象，次生加大具多期次。长石含量主要介于10%～30%，平均含量为15.5%，主要是钾长石类和偏酸性的斜长石。岩屑含量主要介于10%～34%，平均为16.5%，以泥质、钙质、硅质的沉积或浅变质岩屑为主，夹有火山岩或细粒浅成中酸性侵入岩岩屑，云母、绿泥石等碎屑在部分砂岩中含量较多。储层砂岩以细粒砂岩为主，分选中等-好，磨圆度多为次棱-次圆，颗粒间多呈线状、线状-凹凸接触。胶结类型多为孔隙式胶结，反映出较强的埋藏成岩作用。总体而言，砂岩表现出较高的成分成熟度和中等的结构成熟度，反映平下段沉积期研究区距离物源较远、水体能量较强的潮控三角洲分流河道砂体的成因特点。

2.2 储集性特征

2.2.1 储集空间类型

通过对铸体薄片资料分析（图3），显示W、B、T区平下段砂岩储层的孔隙类型主要为次生孔隙和原生粒间孔，其中次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔。

图 3 WBT地区平下段岩心铸体薄片Fig. 3 Core casting thin section of the Lower Pinghu Formation in WBT Area

2.2.2 储集层物性

图 4 WBT地区孔渗随深度变化关系图Fig. 4 Relationship between porosity and permeability with depth in WBT Area

根据物性分析资料统计（图4），W区平下段（3 600～4 600 m）砂岩孔隙度主要介于9%～23%，平均孔隙度为14.8%；渗透率分布范围为（0.5～27.4）×10-3μm2，平均为6.5×10-3μm2；B区平下段（3 300～4 200 m）砂岩孔隙度主要介于11%～21%，平均孔隙度为15.7%；渗透率分布范围为（1.5～84）×10-3μm2，平均为18.4×10-3μm2。T区平下段（3 200～4 700 m）砂岩孔隙度主要介于7.1%～18.4%，平均孔隙度为12.8%；渗透率分布范围为（0.3～89.2）×10-3μm2，平均为14.5×10-3μm2。总体上，WBT地区平下段储层物性表现为中-低孔、中-低渗储层，深层发育较多“甜点”储层，为低孔、中渗。

3 有利储集层控制因素

主要从沉积相、成岩作用及异常压力等三个方面分析其对WBT地区储集砂体的影响。其中，沉积相是控制储层发育的基础，成岩作用对储层起关键改造作用，异常压力对储层原生孔隙具有保护作用。

3.1 沉积相

古地貌演化控制沉积相的分布，而沉积相发育特征与储层的空间展布和储集性能密切相关[9-10]。从古地貌演化来看，古新世早期到平湖组末，平北地区是从洼隆相间逐渐过渡到填平补齐的过程，地形整体上呈现西高东低的特征[11-13]。

结合源-渠-汇研究结果，研究区平下段物源来自于海礁凸起，发育NE和SE方向的两个物源汇聚区—W区和T区，以三角洲前缘分支河道沉积为主，故砂体非常发育；B区由于处在主物源通道之外，平下段以潮坪沉积为主，故砂体发育程度相比于W、T区较差（图5）。

图 5 WBT地区平下段沉积模式图Fig. 5 Sedimentary model diagram of the Lower Pinghu Formation in WBT Area

3.2 成岩作用

前人研究表明，建设性成岩作用可以形成次生孔隙[14-17]。通过对薄片的观察发现，研究区平湖组溶蚀作用相当发育，由于溶蚀作用对储层的影响，形成了异常高孔带和次高孔带。另一方面，破坏性成岩作用可以破坏原生孔隙。对于WBT地区，胶结作用是破坏平下段砂岩储层孔隙的主要因素，不同程度降低了碎屑岩的孔隙度。胶结物类型以碳酸盐、石英次生加大胶结为主。从对储层性质的影响来看，碳酸盐胶结作用使储层的孔隙度和渗透率大大降低，而石英次生加大作用不仅减少了储层的孔隙空间，也改变着储层的孔隙结构，多次石英加大可使储层的粒间管状喉道变为“片状”或“缝状”喉道，严重地影响了流体的渗流。

本次研究主要以视胶结率、视溶蚀率两个指标对研究区平下段成岩相进行定量化分析[18-19]。视胶结率反映了胶结作用降低原始砂岩孔隙体积的百分数，视胶结率数值越大，说明胶结作用越强，原始孔隙体积损失越大；反之则胶结作用越弱，原始孔隙体积损失越小。视溶蚀率是反映溶蚀作用对原始孔空间体积影响的程度，主要用来表现次生孔隙发育情况。视溶蚀率数值越大，说明次生孔隙越发育；反之则次生孔隙发育程度越弱。一般情况下，b（视胶结率）＞70%代表胶结程度强；30%＜b＜70%代表胶结程度中等；b＜30%代表胶结强度弱。c（视溶蚀率）＜25%代表弱溶蚀；25%＜c＜60%代表中等溶蚀；c＞60%代表强溶蚀。

原始孔隙体积φ=20.91+22.90/Sd，其中，Sd为Trask分选系数，无量纲。

通过统计薄片、粒度等资料数据，计算了WBT地区典型井平下段的视溶蚀率和视胶结率。以B4井为例（图6），平下段视胶结率主要介于8.4%～11.5%，平均为10.9%，为弱胶结相；视溶蚀率主要介于63.8%～67.1%，为强溶蚀相。在分析单井成岩相的基础上，结合沉积相对研究区平下段成岩相平面图进行刻画（图7）。图中显示，W区平下上段为前缘河道中等溶蚀-弱胶结相，平下下段为前缘河道中等溶蚀-碳酸盐中等胶结相，推测储层次生孔隙较为发育。B区平下上段成岩相主要是前缘河道弱溶蚀-硅质中等胶结相和前缘-支流间湾弱溶蚀-硅质中等胶结相，平下下段主要为潮间带中等溶蚀-硅质中等胶结相，推测储层次生孔隙发育程度较W区弱。T区平下上段成岩相主要是前缘河道中等溶蚀-碳酸盐弱胶结相和弱溶蚀-弱胶结相，平下下段主要是前缘河道中等溶蚀相，推测储层次生孔隙也较为发育。

图 6 B4井视溶蚀率、视胶结率分布柱状图Fig. 6 Histogram of visual dissolution rate and cementation rate in Well B4

图 7 WBT地区平下段成岩相平面图Fig. 7 Diagenetic facies plan of the Lower Pinghu Formation in WBT Area

3.3 异常压力

研究表明，异常高压对原生粒间孔隙具有重要的保护作用[20-23]，可减慢机械压实作用的速度，也可以使流体活动性变弱，有效限制胶结作用。通过统计研究区钻井揭示的压力数据显示，各区平下段均存在异常高压（图8）。W区异常高压主要位于该区东部，即近洼地区，压力系数达到1.42以上（4 200～4 350 m）；B区异常高压主要分布在南部，压力系数可达1.35（3 600～3 850 m）；T区异常高压主要分布在其西南和东北部近洼区域，压力系数高达1.44～1.73（4 000～4 650 m），该区域内已钻井揭示物性较好（孔隙度高达16%，渗透率高达11×10-3μm2），证实了高压对物性的改善作用。

图 8 研究区平下段压力系数分布图Fig. 8 Pressure coefficient distribution in the lower Pinghu Formation of the study area

4 有利储层区预测

基于以上分析，本次研究主要利用平下段沉积相图、成岩相图、压力分布图进行叠合，预测有利储层发育区（图9），共划分了四类储层。Ⅰ类储层，主要为三角洲前缘河道砂，通常发育较厚砂体，为中等溶蚀-弱胶结相，且发育超压；Ⅱ类储层，主要为三角洲前缘河道砂，中等溶蚀-中等胶结相或弱溶蚀-弱胶结相，发育超压或常压；Ⅲ类储层，主要为三角洲平原河道，弱溶蚀-中等胶结相，发育常压或超压；Ⅳ类储层，主要是远端坝、支流间湾，弱溶蚀-中等胶结相，发育常压或超压（表1）。

根据储层分类结果，Ⅰ类储层区主要分布在WB断层下降盘、BT断层下降盘北段（B4、B5井区周边）及南段（T3井区周边）。以WB断层下降盘为例，平下段处于西南主物源河道，发育厚层三角洲前缘河道砂（单套砂厚高达80～120 m）；钻井揭示深层次生孔隙极为发育，且为异常高压带（实测压力系数高达1.42）。Ⅱ类储层区主要分布在WB地区高带（WB1井、B5井周边）和BT断层下降盘中段区域。以WB1井区周边为例，平下段砂体主要是来自于NW向物源的前缘河道砂，薄片资料显示次生孔隙发育较少，且异常高压特征不明显（实测压力系数＜1.2）。其它区域基本为Ⅲ类、Ⅳ类储层，推测砂体厚度较薄，溶蚀作用较弱，且异常高压不发育。

图 9 研究区平下段有利储层预测图Fig. 9 Prediction map of favorable reservoirs in the lower Pinghu Formation of the study area

表 1 研究区有利储层分类评价表Table 1 Classification and evaluation of favorable reservoirs in the study area

5 结论

（1）WBT地区平下段储层主要为细-中粒和含细砾的长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，具有成分成熟度高、结构成熟度中等的特点，储集空间主要为次生溶孔和原生粒间孔，总体上属于中-低孔、中-低渗储层。

（2）沉积相、成岩作用及异常压力共同控制了WBT地区平下段储层发育。沉积相控制了储层的展布特征，三角洲前缘河道砂是最有利的沉积砂体；成岩作用对原生孔隙影响较大，W区、T区平下段溶蚀作用较强，以中-强溶蚀、中-弱胶结相为主，推测次生孔隙较发育；研究区平下段普遍存在异常高压，对原生孔隙具有保护性作用。

（3）综合考虑沉积相、成岩相及异常高压的分布特征，对研究区储层进行了分类评价，并刻画了有利储层的分布范围。