1 地质概况及储层基本特征

涠西南凹陷是南海北部湾盆地一个富生烃凹陷，构造上位于北部湾盆地北部坳陷的北部(图 1)。地理位置上位于广西北海涠洲岛西南约35 km的南海北部湾海域。流沙港组一段(以下简称流一段)主要发育具有一定断块背景的断鼻构造和岩性圈闭，在流一段时期，本区发育3个西南一东北向的控制沉积的断裂带，在断裂带的垂向发育了一些小的东西向小断层，控制了本区的成藏。本区主要以构造+岩性油藏为主。

目前涠西南凹陷共钻探含油气构造20多个，发现探明地质储量近1亿吨，目前在生产油田年产约70万吨，是南海西部油田未来储量和产量新的增长点。

流一段含油层位多，纵向储层厚度大，储层埋深一般在1 500~3 300 m。由于流一段储层为陆相断陷湖盆沉积，其主要的沉积体系为多物源的扇三角洲、辫状三角洲及三角洲前缘滑塌沉积体系。复杂的沉积体系造成了流一段岩性的多样性，粒级分布范围广，既有砂砾岩、含砾粗砂岩等近源沉积的粗粒沉积物，也有中砂岩、细砂岩等。泥岩主要以灰色和深灰色为主。岩石类型主要以石英砂岩、长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，分选中等一差、磨圆呈次圆一次棱状，砂岩成分成熟度和结构中等偏高，变化不一。储层物性变化较大，根据近604个样品统计分析表明储层整体属于中低中渗储层，孔隙度为8.7%~22.2%，平均16.0%，孔隙度主峰分布在12.0%~22.0%之间，渗透率为3.2×10^-3~2 179.5×10^-3 μm²，平均944.9×10^-3 μm²。

研究认为，不同沉积体系下的沉积微相及造成的岩性粒级变化、泥质含量、分选系数和储层成岩作用及溶解作用是影响涠西南凹陷储层物性的主要因素。

2 影响储层物性的因素 2.1 不同沉积体系下沉积微相对储层物性的影响

沉积环境是影响储层非均质性的重要因素。沉积环境对储层的影响，主要表现在在不同相带储集性有较大差别，这是由于不同相带岩石组分结构变化较大，从而对其储集性的影响更为明显^[1]，不同沉积体系下的沉积微相对本区砂岩储层具有明显的控制作用，主要表现在不同沉积微相下岩石粒级的变化、岩性的变化以及泥质含量的变化。

根据研究分析可知涠西南凹陷各个断裂带不同沉积微相储层物性分布有所不同，其中扇三角洲前缘水下分流河道的物性最好(图 2、图 3)，平均孔隙度20.5%，平均渗透率2 392.5×10^-3 μm²，主要因为其砂岩粒度粗，以中粗砂岩以上岩性为主，经过河道长期搬运，砂岩结构成熟度较高。其次是扇三角洲前缘水下碎屑流(平均孔隙度18.7%，平均渗透率377.8×10^-3 μm²)和河口坝(平均孔隙度18.9%，平均渗透率71.9×10^-3 μm²)微相储层。扇三角洲前缘水下碎屑流沉积微相因为其岩性粗，砂泥较为混杂和疏松，因此物性相对较好。河口坝沉积微相储层岩性偏细，经过长期搬运，砂岩结构成熟度和成份成熟度较高，因此物性较好。

经分析可知沉积微相对储层物性的影响直接表现为储层砂岩粒度和泥质含量的影响，表现为岩性的粗细、泥质含量的多少以及砂岩的结构成熟度。经研究可知含砾中粗砂岩、粗砂岩、砂砾岩的渗透率最好分布范围在1 304.2×10^-3~5 732.8×10^-3 μm²之间，均达到超高渗以上。含砾中粗砂岩、粗砂岩和中细砂岩的孔隙度最好，其分布范围在20.4%~21.7%之间，均在中孔以上。

根据涠西南凹陷流一段储层物性相关性研究可知其砂岩整体相关性一般，相关系数为0.564 3。物性关系最好的是粗砂岩，其相关系数达0.843 5，其次是细砂岩，其相关系数达0.737 4(图 4)。主要是因为不同沉积微相影响下的砂岩泥质含量以及砂岩的分选和磨圆造成的。因此，在本区流一段的测井解释模型中，尤其是对于渗透率的精细解释应该细分岩性，这样解释出的有效渗透率对于识别有效产层具有指导意义。

沉积微相对物性的影响还表现在泥质含量及填隙物的多少，图 5、图 6是根据涠西南凹陷流一段300多个薄片样品的镜下鉴定分析结果得出的面孔率与填隙物和泥质含量的关系图，从图中可以明显看出，随着填隙物和泥质含量的增加，砂岩的面孔率逐渐减小，成负相关关系，因此不同沉积微相中的填隙物和泥质含量对本区储层物性有很大的影响。如WZ11-4N-3井流一段为近源沉积，主要发育水下碎屑流沉积微相，携带的泥质杂基物较多，储层面孔率较低，物性较差。

2.2 成岩作用对物性的影响

成岩作用因其对油气储层物性的影响而受到学者们的广泛重视^[2-4]。涠西南凹陷流一段成岩作用主要有压实和胶结作用的影响，从图 7和表 1可以看出涠西南凹陷流一段压实胶结作用平均减少的孔隙度占原始孔隙度的67.4%，其中压实作用平均减少的孔隙度占原始孔隙度的49.7%，胶结作用减少的孔隙度占17.6%。表现出随埋藏深度增加压实作用有所增强，这点也可以从流一段储层物性与埋深关系图(图 8、图 9)看出。

2.3 溶解作用对物性的影响

在涠西南凹陷流一段部分井区同时也伴有少量黏土矿物的转化、自生矿物的交代等其它成岩作用的影响，此类成岩作用对物性的影响较小。

溶蚀作用从沉积物沉积时就已开始，形成的大量次生孔隙使储层孔隙结构得到明显的改善，扩大了储集空间。通过岩心及薄片观察可见，由于溶蚀作用强烈，部分样品次生孔隙发育，使储集层质量得到极大改善^{[5, 6]}。溶解作用是物性影响的有利因素，随着溶解作用的增强，储层物性随之变好。在图 8和图 9中也可以看到在约2 190~2 230 m之间，孔隙度和渗透率随着储层埋深的增加有增大的特征，分析其原因主要是由于溶解作用在本区流一段各个断裂带也均有发育，主要表现为粒内溶孔、长石溶孔。如涠洲11-2油田WZ11-2-4井流一段的长石粒间溶孔表现最为明显(图 10)，其次涠洲11-7油田WZ11-7-2井流一段的次生孔也包括长石溶孔和岩屑溶孔。涠洲6-9油田WZ6-9-3井的薄片鉴定发现砂岩孔隙中明显存在一定的粒间溶孔和长石溶孔，表明有一定程度的溶解作用发生。

3 流一段砂岩孔隙结构

根据对涠西南凹陷流一段近60个样品的压汞分析可知道，涠西南凹陷孔隙结构根据其岩性、孔隙度、渗透率、中值压力、最大连通半径、分选系数等因素总体上可以分为四大类型(表 2，图 11)。

Ⅰ类：主要以中高孔(20.8%~27.2%)和特高渗(2 885.6×10^-3~22 809.5×10^-3 μm²)为主，表现为压汞曲线平台段长，排驱压力小(0.007~0.016 MPa)，中值压力小(0.02~0.05 MPa)，最大连通半径大(45.93~105 μm)，平均喉道半径大(8.74~20.18 μm)，分选较好。研究结果表明此类储层岩性主要为砂砾岩、含砾粗砂岩和粗砂岩等粒级较大的岩性样品，表现为高孔高渗，储层物性较好，是本区块流一段的主要有利储油层，主要分布在一号以及三号断裂带WZ11-1N-2井区、WZ11-4N-6井区近物源的扇三角洲前缘水下分流河道沉积微相，是有利的勘探及开发目标区。

Ⅱ类：主要以中孔(14.0%~22.5%)和中低渗(12.8×10^-3~405.2×10^-3 μm²)为主，表现为压汞曲线平台段较长，排驱压力较小(0.01 8~0.08 MPa)，中值压力较小(0.15~0.52 MPa)，最大连通半径较大(9.56~40.83 μm)，平均喉道半径较大(3.08~5.05 μm)，分选较好。此类储层岩性以含砾砂岩、中砂岩和细砂岩为主，岩性相比第Ⅰ类稍细。此类储层也是本区主要有利储层之一，主要分布于一号断裂带的扇三角洲前缘水下分流河道的细砂岩储层和三号断裂带远物源的WZ11-7-2井区，其次为二号断裂带的远源三角洲前缘中粗砂岩相带，是有利的勘探及开发目标区。

Ⅲ类：主要以中低孔(12.0%~21.4%)和低渗(0.2×10^-3~65.9×10^-3 μm²)为主，表现为压汞曲线平台段相对较短，排驱压力较高(0.13~0.9 MPa)，中值压力较大(0.95~6.59 MPa)，最大连通半径相对小(0.85~5.65 μm)，平均喉道半径较小(0.09~1.8 μm)。分选相对较差，岩性主要以细砂岩为主。此类储层主要分布于涠西南凹陷二号断裂带的远源三角洲前缘沉积相带的细砂岩，其次为三号断裂带扇三角洲前缘浊积相带的细砂岩。此类储层物性相对较差，主要以低孔低渗以及特低渗为主，是非有利的勘探及开发目标区。

Ⅳ类：中低孔(11.5%~17.3%)和特低渗(0.01 ×10^-3~0.09×10^-3 μm²)为主，其排驱压力较高(0.408~1.5 MPa)，中值压力较大(3.02~17.23 MPa)，最大连通半径小(0.5~1.8 μm)，平均喉道半径小(0.5~1.8 μm)。主要分布于三号断裂带远物源的WZF-1井区的致密细砂岩，其次为WZ11-4N-6井区和一号断裂带的WZ11-1N-2井区的扇三角洲前缘水下碎屑流沉积下杂砂岩。此类储层分选和磨园差，泥质杂基含量高，主要以非储层为主，属于非有利目标区。

4 结论

(1) 北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组一段储层物性分布范围较广，分析其原因主要是不同沉积环境控制下的储层物性变化，主要表现在砂岩的泥质含量、分选以及填隙物的影响。综合分析扇三角洲前缘水下分流河道、三角洲前缘水下分流河道以及河口坝物性最好，表现为中高孔中高渗储层，孔隙结构特征好，是有利的储集体。

(2) 成岩作用是影响本区深部储层储集性能的主要因素之一，主要表现为压实和胶结作用及少量黏土矿物转化及自生交代作用。

(3) 溶解作用在本区对储层的物性有一定的改善作用，主要表现为粒内溶孔、粒间溶孔和长石溶孔。

(4) 根据本区物性和毛管压力曲线特征可以划分为四类储层。主要是不同沉积微相控制砂体物性不同造成的。Ⅰ、Ⅱ类储层分布区是有利的勘探开发目标区。