2023, Vol. 32
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2. 东北石油大学 三亚海洋油气研究院, 海南 三亚 572024
2. Sanya Offshore Oil and Gas Research Institute, Northeast Petroleum University, Sanya 572024, Hainan Province, China
珠江口盆地新近系浅层砂岩存在疏松现象，恩平M油田韩江组地层尤为突出，油井出砂严重，损害井下设备，严重影响油田产量. 疏松砂岩油气藏开采难度较大，在工程上研究较多，集中于防砂措施研究，如砾石充填防砂、化学防砂、压裂防砂等[1-8]. 对于造成砂岩疏松的主要控因的研究较少. 在工程地质领域，研究人员在野外剖面勘查基础上，通过室内颗粒分析实验、扫描电镜分析等方法，识别疏松砂岩的风成成因和水成成因[9-11]. 在石油天然气领域，对低渗储层、致密储层成因分析较多，并总结出砂岩致密控因受沉积环境、成岩作用及油气充注与成岩作用的耦合关系影响[12-13]. 参照致密储层的研究方法，本次研究分析了研究区韩江组疏松砂岩段沉积环境及沉积区位，基于岩心、测井及微观资料，分析了成岩作用的各项指标参数，厘定了成岩阶段；参考研究区源岩生排烃史资料，结合本区目的层成岩演化分析结果及孔隙演化模型分析，分析了有机酸流体对矿物和胶结物的溶蚀作用，及油气充注与成岩作用的耦合关系，最终总结了M油田韩江组砂岩疏松的主要控制因素.
1 地质概况珠江口盆地为中新生代大陆边缘裂陷型盆地，盆地的形成、演化与太平洋板块向欧亚板块的俯冲碰撞、印度板块与欧亚板块的碰撞及南海扩张有关. 珠江口盆地由北向南可划分为北部隆起带、北部拗陷带、中央隆起带、南部拗陷带和南部隆起带5个构造单元. 恩平凹陷位于北部拗陷带珠Ⅰ拗陷西缘，其东西分别为西江凹陷与阳江凹陷，南北分别与番禺低隆起及海南隆起相邻. 凹陷总体走向为北西向，总面积约5 000 km2，其东西分别为西江凹陷与阳江凹陷，南北与东沙隆起及海南2隆起相邻. 该地区水深80~100 m. 恩平M油田位于3洼南部构造斜坡带，沉积环境为古珠江三角洲前缘相带，新生代自下而上发育有文昌组、恩平组、珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组及第四系等沉积地层（图 1）. 韩江组是该区的主要含油层系，是一套以水下分流河道－河口坝为主的三角洲前缘沉积体系[14-24].
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图 1 恩平凹陷构造位置及综合柱状图 Fig.1 Tectonic location and stratigraphic column of Enping Sag 1—洼陷（subsag）；2—洼陷边界（boundary of subsag）；3—断层（fault）；4—钻井（borehole）；5—荧光（fluorescence）；6—富含油（organic rich）；7—油斑（oil patch）；8—油浸（oil immersed）；9—饱含油（oil saturated）；10—泥岩（mudstone）；11—粉砂质泥岩（silty mudstone）；12—泥质粉砂岩（argillaceous siltstone）；13—钙质粉砂岩（calcareous siltstone）；14—粉砂岩（siltstone）；15—钙质细砂岩（calcareous fine sandstone）；16—细砂岩（fine sandstone） |
研究区3口取心井岩矿分析表明，韩江组岩石类型主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑石英砂岩. 碎屑颗粒的成分以石英为主，平均含量80.55%，且以单晶石英为主；长石以钾长石为主，含少量斜长石；岩屑以火山岩为主，其次是生物碎屑、海绿石、云母、变质岩，少量沉积岩（图 2）. 上述特征说明砂岩搬运距离远，成熟度高.
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图 2 韩江组砂岩成分特征 Fig.2 Compositions of sandstone in Hanjiang Formation a—碎屑颗粒成分（clastic particle composition）；b—岩屑成分（debris composition）；c—填隙物成分（interstitial composition）；1—石英（quartz）；2—长石（feldspar）；3—岩屑（debris）；4—火成岩（igneous rock）；5—变质岩（metamorphic rock）；6—沉积岩（sedimentary rock）；7—其他（other rocks）；8—杂基（matrix）；9—胶结物/自生矿物（cement/authigenic mineral） |
韩江组砂岩碎屑颗粒以次棱角—次圆状为主，磨圆较好，分选中—好，颗粒之间呈点接触，部分颗粒未—点接触（图 3a—d，表 1）. 填隙物的成分以杂基为主（表 1），占填隙物的91.67%，胶结物少，说明沉积时期水动力较弱. 胶结物以黏土矿物为主，其次为碳酸盐矿物、含铁碳酸盐矿物、海绿石（图 3e—i）. 胶结类型以孔隙式胶结、基底胶结为主，表明成岩期胶结程度弱（图 3j—l）.
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图 3 韩江组岩矿镜下特征 Fig.3 Microphotographs showing the rock and mineral characteristics of Hanjiang Formation a—碎屑颗粒孔隙发育（pores well developed in clastic particles）；b—碎屑颗粒孔隙发育较差（pores poorly developed in clastic particles）；c—泥质杂基（argillaceous matrix）；d—碎屑颗粒分选较好（well sorted clastic particles）；e—蠕虫状高岭石以及蜷曲片状伊利石（worm-like kaolinite and curly sheet illite）；f—菱铁矿以泥晶碳酸盐矿物的形式产出（siderite occurred in the form of micritic carbonate minerals）；g—球状黄铁矿充填生屑体腔（bioclastic cavity filled with spherical pyrite）；h—伊利石充填生物碎屑（bioclast filled with illite）；i—椭球状海绿石以嵌晶状形式充填粒间孔隙（intergranular pores filled with ellipsoidal glauconite as embedded crystals）；j—粒间溶孔（intergranular dissolved pore）；k—长石溶解形成长石粒内溶孔（feldspar intragranular dissolved pore formed by feldspar dissolution）；l—大量生物碎屑（massive bioclasts）；Bi—生屑颗粒（bioclastic particle）；Gi—海绿石（glauconite）；Si—菱铁矿（siderite）；Pr—黄铁矿（pyrite）；K—高岭石（kaolinite）；I—伊利石（illite） |
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表 1 韩江组矿物组分及结构特征 Table 1 Mineral compositions and structural characteristics of Hanjiang Formation |
研究区岩心粒度分析结果表明，恩平M油田韩江组储层岩性主要为细—中粒长石石英砂岩，以细砂岩为主. 搬运方式为悬浮—跳跃. 跳跃组分集中在2＜ϕ≤3，含量64.1%，为细砂，C值0.31 mm，M值0.16 mm；悬浮组分集ϕ＞3，含量约90%，为粉砂和泥，C值0.16 mm，M值0.06 mm. 跳跃组分集中在1＜ϕ≤3，含量81.35%，为中砂－细砂，C值0.48 mm，M值0.23 mm；悬浮组分集ϕ＞3，含量29.39%，为粉砂和泥. 储集层颗粒总量约占岩石的72.6%. 粒度特征显示，韩江组总体粒度细，分选性好，结构成熟度较好（表 1）.
2.3 孔隙类型及结构特征压汞分析表明，储层排驱压力较小，平均为0.07 MPa，最大孔喉半径32.35 μm，平均孔喉半径3.48 μm. 主要流动孔喉半径较大，平均为16.55 μm. 样品岩石铸体薄片鉴定与扫描电镜分析表明，韩江组孔隙类型主要为粒间孔，少量的粒内溶孔、杂基微孔，见生屑内孔、粒间溶孔；面孔率为4%~33%，平均面孔率为17.7%；储层孔隙较发育，粒间孔分布较均，孔隙连通性较好，颗粒间以孔隙式胶结为主. 数据表明压实程度弱，成岩程度弱，同时存在着大量的溶蚀作用，说明曾经有大量的有机酸充注.
2.4 物性特征根据恩平M油田韩江组274块岩心分析结果，孔隙度19.1%~36.6%，主要分布在20%~28%之间；渗透率主要分布在10~1 000 mD之间. 测井解释单层平均有效孔隙度19.7%~30.6%，中值24.9%，渗透率6.2~701.2 mD，中值148.5 mD，属于中孔、中渗油藏. 15个油层厚度2.0~14.9 m，平均油层有效厚度0.8~4.4 m. 储层物性较好，泥质含量较高，各油层平均2.6%~31.4%，全油田平均泥质含量17.2%. 层内夹层发育，非均质程度较高.
综合岩性、沉积构造、成分及测井特征分析表明，研究区韩江组沉积时期属于三角洲前缘亚相环境，粒度细，泥质含量高. 在相同的成岩环境条件下，该岩相砂岩成岩程度要弱于河流相或者海相砂岩.
3 储层疏松主控因素分析储层的物性主要受沉积、成岩和流体充注的影响比较大，本次针对研究区韩江组储层疏松的特征从上述几个方面开展讨论，厘定其疏松的主控因素.
3.1 沉积作用沉积作用是储层物性的先天控制因素，因为沉积环境能量决定了沉积物的成分成熟度和结构成熟度，进而控制了储层的原始物性. 本次主要讨论韩江组储层的沉积环境及该环境下沉积物特征对储层疏松性的影响.
取心井韩江组泥岩段普遍为暗色含菱铁矿结核具水平波状层理的泥岩，菱铁矿结核沿着层面分布；含油砂岩疏松性强，见大量的生物扰动构造；生物碎屑较多，镜下可见浮游有孔虫、珊瑚等水下生物，并保留体腔孔（图 4）. 取心井层段反韵律特征明显，测井主要表现为漏斗状，即具有典型的水下砂坝沉积特点（图 5a）；指状测井形态，岩心上为粉砂岩，具有扰动构造的水下席状砂微相特征发育（图 5b）；分流间湾泥岩测井曲线平直，岩心上水平层理发育，颜色为灰黑色（图 5c）. 上述特征反映了该区韩江组沉积时期水下弱水动力环境特点，结合前人研究成果，该时期应为三角洲前缘亚相. 水下分流河道局部发育，储层以河口砂坝、远砂坝沉积为主. 结合成分成熟度和结构成熟度研究结果，该环境下形成的以细砂岩为主的储层，由于泥质含量比较高，在成岩过程中，泥质胶结使颗粒之间连接程度弱，一定程度上降低了成岩强度.
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图 4 韩江组砂岩镜下生物特征 Fig.4 Microphotographs showing the biological characteristics of sandstone from Hanjiang Formation a—有孔虫腔体（foraminifera cavity）；b—珊瑚碎屑（coral clastic） |
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图 5 韩江组测井特征 Fig.5 Logging characteristics of Hanjiang Formation a—河口坝（mouth bar）；b—席状砂（sheet sand）；c—分流间湾（interdistributary bay） |
沉积成因影响了砂岩的胶结程度，韩江组属于三角洲前缘亚相沉积区位，成分成熟度高，粒度细，杂基含量低. 在成岩过程中，胶结程度弱. 实验数据分析表明，杂基和石英含量是控制岩石疏松的主要因素. 杂基含量高、石英含量低的岩心粉末化程度低；杂基含量低、石英含量高的岩心，疏松粉末化明显（图 6）.
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图 6 疏松砂岩与非疏松砂岩碎屑物对比 Fig.6 Comparison of detrital materials between unconsolidated sandstone and normal sandstone a—杂基含量对比（comparison of matrix content）；b—碎屑成分对比（comparison of detrital materials）；1—疏松砂岩（unconsolidated sand）；2—正常砂岩（normal sandstone） |
成岩作用是储层疏松或致密的重要控制因素，镜下薄片和扫描电镜等分析表明，恩平M油田韩江组储层疏松与其成岩程度较弱有直接关系. 压实作用和胶结作用都比较弱，同时溶蚀作用加剧了储层的疏松性.
铸体薄片分析显示，韩江组压实作用程度较弱，颗粒之间呈点接触、未－点接触，杂基含量高，也减弱了压实作用的强度.
韩江组泥质基质中杂基含量非常高，达到了90%以上，胶结物仅占8.33%，总体胶结程度弱. 胶结矿物包括碳酸盐矿物、含铁碳酸盐矿物、海绿石及各类黏土矿物. 黏土矿物类型多样，包括伊蒙混层矿物、伊利石、高岭石及绿泥石（图 7）. 泥质胶结是主要的胶结类型，胶结强度很弱. 交代作用不太发育. 溶解作用普遍发育，包括颗粒溶解、胶结物溶解、杂基溶解等. 上述特征表明韩江组成岩程度弱.
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图 7 黏土矿物类型及比例 Fig.7 Types and proportions of clay minerals |
伊蒙混层矿物（I/S）中的蒙脱石（S）的比例是重要的成岩阶段划分标志，恩平M油田韩江组I/S中的S的比例为50%~80%，大于70%的占55%，70%的界限大概在深度1 390 m左右. 黏土矿物类型包括伊蒙混层、伊利石、高岭石及绿泥石黏土矿物. 各种黏土矿物含量相近，高岭石最高，绿泥石含量最低. 扫描电镜下，伊利石比较明显，高岭石次之. 其他自生矿物以菱铁矿和黄铁矿为主，此外还含有铁方解石和铁白云石矿物（出现在深度1 380 m以下）. 上述特征表明，1 390 m深度以上部分成岩程度较弱（表 2）.
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表 2 恩平凹陷M油田韩江组储层成岩标志特征 Table 2 Diagenetic markers of Hanjiang Formation reservoir in M Oilfield, Enping Sag |
参照中国石油天然气碎屑岩成岩阶段划分标准，根据孔隙类型及成岩标志的特征，将恩平油田韩江组成岩作用阶段划分为两个阶段：早成岩A期和早成岩B期. 深度界限为1 390 m，以上为早成岩阶段A期，以下为早成岩B期（表 2）.
3.4 成岩演化序列根据微观薄片、黏土矿物X衍射分析以及扫描电镜自生矿物观察，对韩江组主要成岩作用特征及形成条件进行了分析，得出成岩演化序列：碎屑黏土衬边—早期碳酸盐胶结—大量有机酸侵入—长石岩屑颗粒及早期碳酸盐胶结物溶蚀—高岭石及石英次生加大—烃类侵位—方解石重结晶—铁方解石、铁白云石.
3.5 孔隙演化模型在各种成岩作用的先后顺序及其与孔隙度演化关系分析的基础上，建立了韩江组孔隙度演化模型（图 8）. 压实-孔隙度演化曲线，反映了刚性颗粒组成岩石在不发生溶蚀、烃类侵位等作用下的孔隙度演化特征. 刚性颗粒恢复演化曲线，反映出分选好、杂基含量少的砂岩在溶蚀、烃类侵位等因素作用下孔隙度演化特征. 塑性颗粒演化曲线，反映了杂基含量较高的砂岩在溶蚀及烃类侵位等因素作用下的孔隙度演化特征. 孔隙度演化模型揭示，该区韩江组以原生孔隙为主，烃类侵位作用比较明显，成岩程度弱.
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图 8 韩江组成岩序列与孔隙演化模式 Fig.8 Diagenetic sequence and pore evolution model of Hanjiang Formation a—成岩序列与孔隙演化模式（diagenetic sequence and pore evolution model）；b—恩平凹陷埋藏史与生烃演化（据文献[23]修改）（burial history and hydrocarbon-generation evolution of Enping Sag，modified from Reference [23]） |
文昌组是该区韩江组油藏的主要源岩，在14 Ma左右产生大量有机酸流体，溶蚀长石、岩屑颗粒及早期碳酸盐胶结物. 在10 Ma左右进入生烃门限，大量排烃，烃类侵位抑制后期胶结作用保护孔隙，同时有机酸介入，发生了溶蚀作用，进一步抑制了成岩作用，是砂岩疏松的主要控制因素[19].
4 结论通过对研究区韩江组砂岩沉积环境、成岩作用及油气充注等因素分析，厘定了砂岩疏松的主控因素.
1）珠江口盆地恩平M油田韩江组时期沉积环境对砂岩的疏松具有一定的影响，主要表现在研究区韩江组处于三角洲前缘亚相区位，磨圆以次棱—次圆为主，分选中等到好，颗粒支撑，多呈点接触. 总体成分成熟度和结构成熟度较高，埋深较浅，一定程度上减弱了成岩作用程度.
2）恩平M油田韩江组以点接触孔隙式胶结原生粒间孔为主，胶结物含量低，成岩处于早成岩A期层段，且存在大量溶蚀，即各项成岩指标都比较弱，致使砂岩比较疏松.
3）10 Ma时期的油气大量充注也是本区韩江组砂岩疏松的主控因素. 烃类充注站位增加抗压实能力，减弱了胶结作用，增强了溶蚀作用. 14 Ma左右产生大量有机酸流体，溶蚀长石、岩屑颗粒及早期碳酸盐胶结物，进一步抑制了成岩作用.
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