西湖凹陷花港組深部儲層特征及控制因素

高偉中, 孫　鵬, 趙　洪, 楊　燕

(1.中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200030;2.中國石油華北油田 采油四廠，河北 廊坊 065000)

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西湖凹陷花港組深部儲層特征及控制因素

高偉中1, 孫鵬1, 趙洪1, 楊燕2

(1.中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200030;2.中國石油華北油田 采油四廠，河北 廊坊 065000)

探討東海陸架盆地西湖凹陷深部(>3.5 km)低孔滲背景中優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育控制因素。以巖心與薄片觀察為基礎(chǔ)，結(jié)合掃描電鏡、物性測試及壓汞分析、X射線衍射、碳氧同位素分析等技術(shù)手段，對漸新統(tǒng)花港組砂巖低孔滲儲層及優(yōu)質(zhì)儲層成因進(jìn)行分析，認(rèn)為壓實(shí)作用是本區(qū)深層低孔滲儲層形成的主要原因，含鐵方解石及伊利石等膠結(jié)物的發(fā)育導(dǎo)致儲層質(zhì)量變差。而深部花港組優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育受控于有利沉積相帶和異常高壓，導(dǎo)致后期儲層壓實(shí)作用較弱；綠泥石礦物的大量發(fā)育阻止了硅質(zhì)膠結(jié)作用的發(fā)生；成巖階段有機(jī)酸、大氣淡水及熱液等造成的溶蝕作用共同形成了深部優(yōu)質(zhì)儲層。西湖凹陷深部優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的控制因素：沉積是基礎(chǔ)，成巖是關(guān)鍵，超壓是重要原因。

西湖凹陷；花港組；深部儲層；欠壓實(shí)作用；溶蝕作用

西湖凹陷以往的勘探主要集中在花港組中深層(≤3.5 km)，發(fā)現(xiàn)的油氣藏均是大構(gòu)造背景上的“水上漂”的小型油氣藏。近幾年來逐漸加大了深層(>3.5 km)勘探力度，發(fā)現(xiàn)深層構(gòu)造油氣藏充滿程度高、儲量規(guī)模大，但油氣藏的產(chǎn)能取決于低孔低滲-特低孔特低滲儲層中優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育。前人對花港組儲層特征進(jìn)行了一定的研究工作[1-4]，總體認(rèn)為在>3.5 km深度儲層物性變差，難以形成優(yōu)質(zhì)儲層。近年來的油氣勘探成果表明在深部仍可發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層，但至今少見前人對西湖凹陷深部優(yōu)質(zhì)儲層成因及主控因素進(jìn)行針對性研究。

本文充分利用巖心、鑄體薄片、場發(fā)射能譜環(huán)境掃描電鏡、X射線衍射、碳氧同位素分析等研究手段，結(jié)合物性分析等資料，對西湖凹陷花港組深部儲層特征進(jìn)行研究；并從沉積物源、成巖作用以及異常高壓等方面對西湖凹陷深部優(yōu)質(zhì)儲層的形成機(jī)制與主控因素進(jìn)行分析，揭示花港組深部儲層發(fā)育規(guī)律，為下一步油氣勘探?jīng)Q策提供參考。

1　地質(zhì)背景

西湖凹陷是東海陸架盆地中規(guī)模最大的新生代含油氣凹陷，位于盆地東北部，構(gòu)造整體上呈北北東方向展布，長約440 km，寬約110 km，面積約5.9×104km2。其北接虎皮礁隆起，西接海礁及漁山凸起，東鄰釣魚島巖漿巖帶，北端和南端通過一個(gè)高鞍部分別過渡到福江凹陷和基隆凹陷。

西湖凹陷總體構(gòu)造格架具有東西分帶、南北分塊的特點(diǎn)，可劃分為東緣陡坡-斷隆帶、中央洼陷-反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶、西部緩斜坡-弱反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶等3個(gè)Ⅰ級構(gòu)造單元。根據(jù)構(gòu)造特征，西部斜坡帶自北而南可進(jìn)一步劃分為杭州斜坡帶、平湖斜坡帶和天臺斜坡帶3個(gè)構(gòu)造單元(圖1)；中央洼陷-反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶由東向西包括東次凹、中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶和西次凹，且中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶自北而南又可進(jìn)一步劃分為嘉興構(gòu)造帶、寧波構(gòu)造帶、黃巖構(gòu)造帶、天臺構(gòu)造帶和基隆構(gòu)造帶等[8，9]。

西湖凹陷經(jīng)歷了4次重要的構(gòu)造運(yùn)動，分別是甌江運(yùn)動、玉泉運(yùn)動、花港運(yùn)動和龍井運(yùn)動。在早期斷陷、中期拗陷和晚期區(qū)域沉降三大沉積階段的基礎(chǔ)上，形成了具有東斷西超特征的斷陷盆地，其中在斷陷和拗陷期沉積的新生代地層是油氣勘探的主要方向。西湖凹陷由下至上發(fā)育了始新統(tǒng)八角亭組與平湖組，漸新統(tǒng)花港組、中新統(tǒng)龍井組、玉泉組、柳浪組，上新統(tǒng)三潭組與更新統(tǒng)東海群等地層[1-4]。漸新統(tǒng)花港組是目前主力目的層系之一，由上到下分為花上段(H1～H5)及花下段(H6～H12)。

2　儲層基本特征

西湖凹陷花港組深部主要發(fā)育辮狀河三角洲到濱淺湖沉積體系[3]，儲層以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主(圖2)，巖石粒度細(xì)，分選中等-好。埋深>3.5 km的儲層較多發(fā)育典型的低孔滲-特低孔滲儲層，但不同構(gòu)造帶的深部儲層物性存在明顯差別：西部斜坡帶及中央反轉(zhuǎn)帶南部的花港組巖石顆粒大、填隙物含量低，總體為中孔中滲-低孔低滲儲層；中央反轉(zhuǎn)帶北部花港組儲層物性表現(xiàn)為低孔、低滲特征，但在總體特低孔-特低滲的儲層中發(fā)育有低孔-中滲的優(yōu)質(zhì)儲層。

西湖凹陷孔隙類型統(tǒng)計(jì)表明，次生孔隙的平均面孔率為7.26%，約占儲集空間的72%；而原生孔的平均面孔率為2.67%，僅占儲集空間的26%(圖3)：可見次生孔隙明顯改善了深部儲集空間，是研究區(qū)深層重要的孔隙類型。

以西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶中北部花港組某構(gòu)造為例，統(tǒng)計(jì)表明在3.5～3.6 km與3.8～4 km的深度發(fā)育2套低孔滲背景下的優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶(圖4)。其原生孔隙的面孔率占比明顯高于與其相鄰的特低孔滲儲層和致密儲層；同時(shí)其粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及鑄?？椎陌l(fā)育亦遠(yuǎn)大于特低孔滲儲層。對西湖凹陷花港組儲層統(tǒng)計(jì)亦表明：(1)局部優(yōu)質(zhì)儲層段原生孔隙平均為1.17%(圖3、圖4-A)，而相鄰段特低孔滲儲層和致密儲層原生孔隙度為0.41%；(2)局部優(yōu)質(zhì)儲層段次生孔隙粒間孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔分別為2.31%、0.96%及1.07%，而相鄰段特低孔滲儲層和致密儲層的粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及鑄?？追謩e為1.02%、0.52%及0.63%，總體表現(xiàn)為優(yōu)質(zhì)儲層具有更好的原生孔隙與后期溶蝕(圖3、圖4-B、圖4-C)和少量微裂縫。

圖1　東海盆地西湖凹陷位置和構(gòu)造區(qū)劃圖Fig.1　Regional tectonic division and location of Xihu sag

3　深部優(yōu)質(zhì)儲層控制因素分析

3.1沉積相

圖2　西湖凹陷花港組儲層砂巖分類圖Fig.2　Sandstone classification of Huagang Formation in Xihu sagⅠ.石英砂巖; Ⅱ.長石石英砂巖; Ⅲ.巖屑石英砂巖; Ⅳ.長石砂巖; Ⅴ.巖屑長石砂巖; Ⅵ.長石巖屑砂巖; Ⅶ.巖屑砂巖

研究區(qū)深部儲層研究表明，粗相帶的發(fā)育是形成深部優(yōu)質(zhì)儲層的重要地質(zhì)因素。西湖凹陷花港組主要為辮狀河及辮狀河三角洲等沉積體系，儲層為多套以辨狀河道及水下分流河道為代表的粗相帶沉積砂體。沉積對儲層物性的控制作用主要體現(xiàn)在砂巖的粒度上，其決定了原始孔隙發(fā)育特征，同時(shí)也影響后期成巖作用對儲層的改造。研究區(qū)辮狀河道包括河道滯留沉積及河道內(nèi)沉積，河道滯留沉積以發(fā)育具有槽狀交錯(cuò)層理的礫巖、粗砂巖及含粗砂巖為主，河道內(nèi)沉積以發(fā)育具有槽狀交錯(cuò)層理的粗砂巖及含礫砂巖為主；心灘 上部以發(fā)育平行層理的細(xì)砂巖為主，中下部以具 有大型板狀交錯(cuò)層理的中砂巖及中粗為主，局部夾礫巖；水下分流河道亞相主要以細(xì)砂巖為主，少量粗砂巖，局部夾細(xì)礫巖。由統(tǒng)計(jì)可知，由辮狀河道砂體、心灘至水下分流河道砂體粒級逐漸降低，但仍主要發(fā)育含礫砂巖、中-粗砂巖及細(xì)砂巖，其大部分粒度<2φ且孔隙度(q)>8%；河漫灘儲層砂體粒度較小，主要由細(xì)砂巖、粉砂巖及泥巖組成，粒度>3φ，且大多數(shù)孔隙度<8%(圖5)。

圖3　西湖凹陷花港組儲層孔隙類型統(tǒng)計(jì)圖Fig.3　Statistics of reservoir pore type for Huagang Formation in Xihu sag

在粗相帶發(fā)育的河道、心灘及水下分流河道砂體中，儲層物性隨粒度而變化，但變化特征有所不同。河道砂體粒度在所有微相中最大，其平均孔隙度可達(dá)8.7%；但孔隙度>10%的較少，主要集中在7.5%～9.5%。巖心及鏡下分析研究 表明，由于研究區(qū)辮狀河道砂體中發(fā)育較多的泥 質(zhì)等膠結(jié)物，致使儲層物性變差；心灘及水下分流河道微相砂體相對于辨狀河道底部的滯留沉積具有較好的結(jié)構(gòu)成熟度及成分成熟度，其物性隨著粒度的減小而具有逐漸下降的趨勢。

3.2成巖作用

研究表明沉積相是影響研究區(qū)深部儲層發(fā)育的先天基礎(chǔ)，而儲層經(jīng)歷的成巖作用是儲層后天主控因素。西湖凹陷主要成巖作用是壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用[5]。

3.2.1壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是深部儲層重要的破壞性因素，其存在于儲層成巖作用的全過程中[7]。針對研究區(qū)儲層壓實(shí)系數(shù)的計(jì)算表明：花港組壓實(shí)系數(shù)為0.50～0.71，平均為0.58?？v向上花港組上段的壓實(shí)作用弱于花港組下段，具有更好的原生孔隙 保存條件和更高的孔隙度。平面上西次凹壓實(shí)最強(qiáng)，中央反轉(zhuǎn)帶變?nèi)酰鞑啃逼聨ё钊?。表現(xiàn)在不同地區(qū)儲層的巖石類型、磨圓度、分選性、膠結(jié)物及雜基含量等因素對于壓實(shí)的響應(yīng)均有所不同，通過統(tǒng)計(jì)表明，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育部位石英顆粒較為純凈，分選性及磨圓程度要優(yōu)于相鄰的特低孔-低滲致密儲層；因此，其抗壓實(shí)作用較強(qiáng)，顆粒接觸以點(diǎn)及點(diǎn)-線接觸為主，至今仍保存有一定量的原生孔隙。相鄰致密層塑性巖屑及雜基含量較高，壓實(shí)作用導(dǎo)致巖石較為致密，顆粒大多以線接觸為主，部分可見鑲嵌式接觸。

圖4　中央反轉(zhuǎn)帶某構(gòu)造花港組儲層孔隙類型隨深度變化圖Fig.4　Diagram showing the reservoir pore types with depth variation of Huagang Formation in the central reversal structural belt

圖5　西湖凹陷花港組不同沉積微相粒度與孔隙度關(guān)系圖Fig.5　Relation between porosity and granularity of different sedimentary microfacies of Huagang Formation in Xihu sag

3.2.2膠結(jié)作用

西湖凹陷花港組砂巖中自生礦物以碳酸鹽類礦物(方解石、鐵方解石、白云石及鐵白云石)、黏土礦物(高嶺石、伊利石、綠泥石等)和硅質(zhì)為主，自生礦物平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w)為4.8%，總體上顯示出較低的自生礦物含量。自生礦物含量較低可能與沉積相、物源及早期的壓實(shí)作用有關(guān)，同時(shí)也可能與埋藏前顆粒組分中鐵鎂暗色礦物和偏基性長石的缺乏有關(guān)。早期膠結(jié)作用的缺乏又會導(dǎo)致更強(qiáng)的壓實(shí)作用和更多的粒間孔隙的消失，這也是西湖凹陷花港組深部砂巖儲層的儲集空間以次生孔為主，原生孔所占比例較小的原因之一。

花港組儲層膠結(jié)物類型以碳酸鹽類與泥質(zhì)膠結(jié)物為主[6]，其次是石英次生加大。據(jù)1 287個(gè)薄片樣品的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，碳酸鹽在巖石中的平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.09%，大致占膠結(jié)物總量的60%。鏡下觀察表明碳酸鹽膠結(jié)多呈斑點(diǎn)或連晶狀，形成于石英加大及長石溶蝕之前，常見其交代長石顆粒的殘余。早成巖期方解石膠結(jié)與成巖晚期鐵方解石與鐵白云石膠結(jié)共同導(dǎo)致儲層物性變差(圖6-E、F)。

泥質(zhì)膠結(jié)以高嶺石、伊利石與綠泥石膠結(jié)為主，而不同類型泥質(zhì)膠結(jié)物縱向分布特征有所不同。高嶺石主要分布于花港組上段花二砂組(H2)及以上的地層，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)局部可達(dá)40%以上，其下急劇減少至7%左右；同時(shí)伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)由8%增加至30%左右。黏土礦物伊蒙混層在H2以上質(zhì)量分?jǐn)?shù)<20%，其下則>20%；伊蒙混層中蒙皂石含量也有所降低，但程度不大(圖7)，表明H2段處于中成巖A期與B期的過渡階段。高嶺石主要來源于長石顆粒的溶蝕[7]。由于長石溶蝕后釋放部分儲存空間，因此在一定程度上會改善儲層物性。H2段以下伊利石與綠泥石含量逐漸增大，伊利石呈黏土橋式產(chǎn)狀堵塞砂巖的孔隙喉道，對砂巖的滲透率有顯著的破壞作用。

石英的次生加大作用一方面減少了儲層的孔隙空間，另外也改變了儲層的孔隙結(jié)構(gòu)。當(dāng)石英加大程度較大時(shí)，可使儲層的喉道類型變?yōu)椤捌瑺睢被颉翱p狀”，嚴(yán)重影響流體的滲流能力。研究區(qū)石英加大規(guī)模較小，平均不超過面孔率的0.7%。鏡下僅見一期石英加大，有2種類型：一種主要發(fā)育于較致密儲層發(fā)育段，石英顆粒加大程度較小，主要因?yàn)槟噘|(zhì)膠結(jié)物的發(fā)育導(dǎo)致孔隙被充填，石英加大受阻(圖6-G)；第二種為石英加大受到綠泥石等黏土礦物的控制。研究區(qū)綠泥石發(fā)育具有多期性，不僅早期在巖石顆粒表面形成襯里式發(fā)育(圖6-K)，晚期在伊利石等黏土礦物發(fā)育之后發(fā)育于伊利石表面(圖6-L)。前者對于阻止石英顆粒的加大膠結(jié)，維持儲層物性具有較好的效果；而晚期綠泥石發(fā)育則對儲層具有破壞作用。研究區(qū)綠泥石發(fā)育以前者為主。特別是在研究區(qū)中央反轉(zhuǎn)帶中北部花港組優(yōu)質(zhì)儲層中綠泥石更為發(fā)育，對于優(yōu)質(zhì)儲層的形成具有重要作用。

3.2.3溶蝕作用

鏡下觀察及統(tǒng)計(jì)表明研究區(qū)深部優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育與溶蝕作用密切相關(guān)，因此，查明控制溶蝕作用的形成機(jī)制是深部儲層研究的重要內(nèi)容。綜合烴源巖、地層水特征、斷裂、及火成巖的廣泛分布及鏡下觀察表明，溶蝕機(jī)理主要有以下幾種。

a.有機(jī)質(zhì)熱演化生成有機(jī)酸對儲層的溶蝕

沉積盆地內(nèi)有機(jī)質(zhì)熱演化過程中生成的有機(jī)酸對儲層的溶蝕作用是深部次生孔隙形成的重要因素。油氣形成前因其脫羧基作用而大量生成有機(jī)酸，致使成巖環(huán)境變?yōu)樗嵝裕罅块L石、火山巖碎屑開始溶蝕，使次生孔隙的類型具有以粒間溶孔+粒內(nèi)溶孔+鑄模孔為主、高嶺石晶間孔為輔的特點(diǎn)。此類溶蝕作用一般發(fā)生在成熟烴源巖相鄰、或有通道溝通烴源的近鄰儲層中。

圖6　西湖凹陷花港組儲層鏡下特征Fig.6　Microscopic characteristics of Huagang Formation reservoir in Xihu sag(A)原生粒間孔發(fā)育，X1井，深度3 982.8 m，×10,(-); (B)粒內(nèi)溶孔及粒間溶孔,X1井,深度3 845.5 m，×10,(-); (C)粒內(nèi)溶孔及粒間溶孔,X2井，深度4 052 m，×10,(-); (D)粒內(nèi)溶孔及粒間溶孔,X2井，深度4 341.9 m，×2; (E)粒內(nèi)孔和粒間孔，X3井，深度3 604 m，×10,(-); (F)方解石膠結(jié),X3井，深度3 606.8 m，×10,(-); (G)綠泥石包膜發(fā)育、粒內(nèi)溶蝕,X4井，深度3 963.1 m，×10,(-); (H)石英顆粒碎裂化，長石、巖屑溶蝕,X4井，深度4 186.25 m，×10,(-); (I)伊利石阻搭橋發(fā)育,X5井，深度4 038 m; (J)伊利石阻塞孔隙,X6井，深度4 021 m; (K)早期綠泥石膠結(jié),X6井，深度4 012.35 m; (L)伊利石搭橋發(fā)育基礎(chǔ)上發(fā)育綠泥石,X7井，深度3 642.04 m

圖7　A井黏土礦物演化剖面圖Fig.7　Graph showing clay mineral evolution of the Well A

b.深部火山熱液流體對儲層的溶蝕

圖8　Ro隨深度變化圖Fig.8　The variation of Ro with depth

另一方面，研究區(qū)熱液流體運(yùn)移導(dǎo)致圍巖溫度升高、地層壓力增大，烴源巖熱演化速度加快，使儲層中的巖屑及長石顆粒受到溶蝕，從而形成異常高孔隙和次高孔隙發(fā)育帶。通過對5口井Ro演化特征分析表明存在3期熱演化異常，分別在2.4～2.5 km、3.4～3.5 km、4～4.1 km的深度，與火山巖活動時(shí)間不謀而合，說明烴源巖熱演化確實(shí)受到了巖漿熱液流體的影響(圖9)。

圖9　孔隙度隨深度變化圖Fig.9　The variation of porosity with depth

c.不整合面附近的大氣淡水溶蝕

西湖凹陷區(qū)域地質(zhì)研究表明，花港運(yùn)動使得 花港組頂部存在一期持續(xù)時(shí)間較長的構(gòu)造抬升運(yùn)動，導(dǎo)致花港組頂部遭受剝蝕。在表生環(huán)境下，地表水向下滲入而導(dǎo)致不整合面附近產(chǎn)生淡水淋濾作用，溶解長石等礦物而形成次生孔隙[8]。通過鏡下觀察、掃描電鏡及X射線衍射等研究表明，西部斜坡區(qū)不整合面附近，因?yàn)榈転V而導(dǎo)致儲層巖石顆粒疏散、溶孔發(fā)育、淡水高嶺石呈分散狀的特征，說明研究區(qū)的儲層物性在不整合面附近有較大改善。

分層段的碳酸鹽的氧碳同位素分析表明，花港組上段具有較負(fù)的δ13C值，其碳同位素的平均值<-3‰(表1)，為-4.36‰；花港組下段δ13C的平均值為-2.3‰。這可能從一個(gè)側(cè)面說明花港組上部受到大氣水作用的影響較為強(qiáng)烈，而花港組下部受到大氣水的影響較弱。

3.3異常高壓

西湖凹陷為超壓凹陷，總體特征表現(xiàn)為中淺部地層(埋深≤3.5 km)多為正常壓力，壓力系數(shù)為0.98～1.2。深部地層(埋深>3.5 km)則普遍發(fā)育異常高壓[9,10]。本文以實(shí)測地層壓力數(shù)據(jù)、Ro值為基礎(chǔ)，對22口單井泥巖壓實(shí)曲線在各構(gòu)造帶、各層位分布特征進(jìn)行研究表明，西湖凹陷深部砂巖儲層的異常超壓是由于快速沉降、生烴作用及異常熱事件作用造成。這種超壓機(jī)制對于深部的優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育起到重要的作用。

研究區(qū)深部異常高壓對儲層作用主要表現(xiàn)在：①欠壓實(shí)形成的異常高壓形成時(shí)間早，孔隙流體承受了部分地層的上覆壓力，有效地緩解了壓實(shí)作用，使研究區(qū)存在異常高壓的深部儲層至今 仍然保存有較高的孔隙空間(圖10)。②異常高壓帶為封閉或半封閉的流體系統(tǒng)，其中油氣的生成及黏土礦物大量脫水共同作用使得流體在壓力和溫度增加的同時(shí)，也造成酸性流體大量生成，導(dǎo)致大量的次生孔隙的形成。③大套泥巖形成的異常壓力對其內(nèi)部的砂巖原生孔隙有保存作用，大套的砂巖頂?shù)滓矔χ胁康膶佣纹鸬街芜M(jìn)而保存原生孔隙[11-15]。

表1　西湖凹陷花港組砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物的碳氧同位素組成Table 1　Carbon and oxygen isotopic compositions from carbonate cement in sandstone of Huagang Formation in Xihu sag

圖10　西部斜坡帶C3井異常高壓與孔隙度、滲透率關(guān)系圖Fig.10　Correlation of overpressure, porosity and permeability for the Well C3 in the western slope belt

4　結(jié) 論

a.西湖凹陷花港組深部儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，顆粒分選性和磨圓度中等，成分成熟度較低，分選中等-好。次生孔隙是深層重要的孔隙類型，西部斜坡帶儲集空間主要為殘余粒間孔+溶孔類型，總體為中孔中滲-低孔低滲儲層。中央背斜帶及西次凹花港組為溶孔+微孔類型，儲層物性為低孔低滲-特低滲，但在3.5～3.6 km與3.8～4 km的深度發(fā)育2套相對優(yōu)質(zhì)儲集層。

b.壓實(shí)作用是深層低孔低滲-特低孔低滲儲層形成的最主要原因。含鐵方解石膠結(jié)和深部較強(qiáng)的壓實(shí)作用，是導(dǎo)致儲層質(zhì)量變差的主要原因。另外，隨著埋深增加孔喉中呈絲縷狀分布的伊利石急劇增加堵塞喉道也是形成儲層低滲的另一原因。

c.西湖凹陷深部優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的控制因素為：沉積是基礎(chǔ)，成巖是關(guān)鍵，超壓是重要原因。沉積相決定了儲層巖石顆粒成分、分選性及泥質(zhì)含量等因素，為優(yōu)質(zhì)儲層提供物質(zhì)基礎(chǔ)；溶蝕作用是晚期優(yōu)質(zhì)儲層形成的重要機(jī)制。有機(jī)酸、大氣淡水及熱液共同作用在深部形成優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶；超壓帶的發(fā)育抑制了壓實(shí)及膠結(jié)作用，保存了部分原生孔隙而使研究區(qū)深部儲層呈現(xiàn)中-高孔隙度特征。

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Study of deep reservoirs characters and main control factors of Huagang Formation in Xihu sag, East China Sea

GAO Wei-zhong1, SUN Peng1, ZHAO Hong1, YANG Yan2

1.ShanghaiBranchofCNOOCLtd.,Shanghai200030,China；2.ForthOilProductionPlant,HuabeiOilFieldCNPC,Langfang065000,China

Based on detailed observations of cores and thin sections, combined with the application of field emission scanning electron microscopy (FESEM), physical property and mercury intrusion analysis, X-ray diffraction, carbon and oxygen isotope analysis, the causes of low porosity and permeability sandstone and favorable reservoir in the Huagang Formation of Xihu sag in East China Sea are analyzed. It reveals that the sandstones in the Huagang Formation mainly consist of detritus feldspar sandstone and feldspar detritus sandstone with dominant secondary pores. The cause of deep reservoirs is discussed based on research of sedimentary facies, digenesis of rocks and abnormal pressure and it is considered that the main reason for the low porosity and low permeability in deeply buried reservoirs is the late stage compaction and cementation. The former is responsible for the low porosity and low permeability of reservoirs. Development of ferrocalcite and illite cementation leads to deterioration of reservoir quality, while silk thread shaped illite occurred in pore throat is also decreasing the permeability of reservoirs. It shows that the sedimentary facies, digenesis and overpressure are main controlling factors on deeply buried reservoirs of high quality. Uncompaction resulted from corrosion and overpressure, organic acid, meteoric water and hydrothermal liquid are main factors for the formation of deeply buried high-quality reservoirs. In general, deposition is the basis, diagenesis is the key and overpressure is the important reason for the development of favorable reservoir in the Xihu sag.

Xihu sag; character of deep section reservoirs; uncompaction; dissolution

10.3969/j.issn.1671-9727.2016.04.02

1671-9727(2016)04-0396-09

2016-04-30。

國家重大科技專項(xiàng)(2016ZX05027-001)。

高偉中(1969-),男,碩士,高級工程師,主要從事石油勘探研究工作, E-mail:gaowzh@cnooc.com.cn。

TE122.23

A