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珠江口盆地白云凹陷恩平组储层成岩作用与孔隙演化定量表征

马明，陈国俊，李超，张功成，晏英凯，赵钊，沈怀磊   

  1. 1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000；2.中海油研究总院，北京 100027;3.中国科学院大学，北京 100049
  • 收稿日期:2017-04-19 修回日期:2017-07-14 出版日期:2017-10-10 发布日期:2017-10-10
  • 通讯作者: 陈国俊（1967-），男，甘肃武威人，研究员，博士生导师，主要从事储层沉积学研究. E-mail:gjchen@lzb.ac.cn
  • 作者简介:马明（1989-），男，宁夏固原人，博士研究生，主要从事储层沉积学研究.E-mail：13893681262@163.com.
  • 基金资助:

    国家科技重大专项（编号：2016ZX05026-007-05）资助.

Quantitative analysis of porosity evolution and formation mechanism　of good reservoir in Enping Formation，Baiyun Sag，Pearl River Mouth Basin

Ma Ming，Chen Guo-jun，Li Chao，Zhang Gong-cheng，Yan Ying-kai，Zhao Zhao，Shen Huai-lei   

  1. 1.Key Laboratory of Petroleum Resources，Gansu Province/ Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China；
    2.CNOOC Research Institute，Beijing 100027，China;
    3.University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China
  • Received:2017-04-19 Revised:2017-07-14 Online:2017-10-10 Published:2017-10-10

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498

摘要：

通过岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、X-射线衍射、压汞分析和碳氧同位素分析等对珠江口盆地白云凹陷恩平组砂岩储层岩石学特征、孔隙结构、物性特征及影响储层物性的主要成岩作用进行了分析，阐明了相对优质储层形成机理。结果表明：恩平组储层以岩屑砂岩为主，颗粒支撑，孔隙式胶结，胶结物以石英次生加大、含铁方解石、伊利石、高岭石和绿泥石为主；储层孔隙类型以长石和火山岩岩屑遭受溶蚀产生的粒内溶孔为主，部分为粒间溶孔，纵向上在煤系地层附近发育次生孔隙带。储层物性总体具有低孔—低渗特征，压实作用是导致储层物性较差的根本原因，砂岩遭受压实作用损失的孔隙度为12.51%～29.60%，平均为23.99%，达到原始孔隙度的33.53%～79.34%，平均为64.30%，压实减孔强度为39.20%～91.05%，平均值高达81.17%；而钙质砂岩发育段物性差是由中晚期碳酸盐胶结所致，胶结作用损失的孔隙度为2.91%～19.40%，平均值为5.61%，胶结减孔强度为8.95%～60.80%，平均为18.83%；形成次生孔隙的主要原因是有机质热演化过程中释放的有机酸对长石和火山岩屑的溶解，溶蚀作用增加的孔隙度介于3.19%～8.54%之间，平均为5.66%，占岩石总孔隙度的59%～90%，平均为76%。
 
 

关键词: 恩平组, 孔隙结构, 成岩作用, 次生孔隙, 形成机理

Abstract:

This paper has applied thin sections，casting thin sections，fluorescence thin sections，X-ray fluorescence，scanning electron microscope，mercury porosimetry measurements，oxygen and carbon isotope characteristics to analyze the petrologic features，physical properties，pore structure characteristics and the effect of diagenesis on reservoir quality of sandstone reservoir from Enping Formation in Baiyun Sag，Pearl River Mouth Basin.Then demonstrate formation mechanism of relatively good reservoir.The results showed that reservoir sandstones are classified as litharenite.Detrital grains are grain-supported and cemented by authigenic quartz，ferrocalcite and clay minerals.Pores are mainly intragranular dissolved pore from feldspar and feldspar-bearing volcanic debris，some intergranular dissolved pores，the secondary porosity zones can be found near the coal bed.Reservoir properties in general have low porosity and permeability，compaction is the main reason for the loss of intergranular pores in the burial history.During mechanic compaction，the loss rate of porosity of the sandstone is 12.51%-29.6% in the study area，with an average of 23.99%，which were taking 33.53%-79.34% of the initial porosity and the average value is 64.30%，the strength of the compaction decrease porosity is 39.20%-91.05% with a high average value of 81.17%；The bad reservoir quality of the calcareous sandstone bed results from the mid-late cementation.During cementation，the loss rate of porosity is 2.91%-19.40% with an average of 5.61%，the strength of the cementation decrease porosity is 8.95%-60.80% and the average value is 18.83%；The formation of secondary porosity is caused by the organic acid.Organic maturity and acidic water in which CO2 is released by decarboxylation of organic matter in the process of diagenesis were the main reason.The feldspar particles and feldspar-bearing volcanic debris are dissolved by organic acid.The proportion of secondary porosity takes up to 3.19%-8.54% with an average of 5.66%，which were taking 59%-90% of the total porosity and the average value is 76%.

Key words: Enping Formation, Pore structure, Diagenesis, Secondary pore, Formation mechanism

中图分类号: 

  • TE122.1
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