Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 12: 1743 - 1754

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.07.015

Diagenesis and its control on physical property of the reservoirs in the 3rd member of the Paleogene Liushagang Formation in Weixinan Depression, Beibuwan Basin

  • Ning Xie , 1 ,
  • Ying-chang Cao , 1, 2 ,
  • Jian Wang 1, 2 ,
  • Jie-hua Jing 1 ,
  • Wen-jie Zhang 1 ,
  • Ze-hong Zhong 3
Expand
  • 1. School of Geoscience in China University of Petroleum, Qingdao 266580, China
  • 2. Laboratory for Marine Mineral Resource, Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology, Qingdao 266580, China
  • 3. Research Institute of Zhanjiang Branch, CNOOC China Limited, Zhanjiang 524057, China

Received date: 2019-06-10

  Revised date: 2019-07-15

  Online published: 2020-03-25

Fold

Highlights

Based on the core observation, thin sections identification, geophysical property, scanning electron microscope, cathodoluminescence tests, diagenesis and its control on physical property of the reservoirs in the 3rd member of the Liushagang Formation (El 3) in the Weixinnan Depression were analyzed by using the method of qualitative description and quantitative characterization. The research shows that the physical properties of reservoirs in study zone can be summarized as medium-low porosity and heterogeneous permeability, and the diagenetic environment of reservoir has changed from weak alkaline, acidic, alkaline to weak acidic conditions. The compaction intensity is mainly moderate-strong, and the cementation intensity is mainly moderate-weak. The compaction, which is mainly controlled by the buried depth, is the main mechanism of pore reduction in the reservoirs. The dissolution intensity is moderate, so as to improve the reservoir physical properties. When the thickness ratio of sand to mud is greater than one, the carbonate cementation and dissolution are affected by the distance to the interface of sand and mudstone. With the decrease of distance, the carbonate cementation intension enhances, the dissolution intension weakens, so the favorable reservoirs may develop in the middle of thick sandstone bodies. The structural fractures caused by the major activities can be the main migration channel of the fluid medium. The reservoirs which closing to large faults or secondary faults may cause strong corrosion.

Cite this article

Ning Xie , Ying-chang Cao , Jian Wang , Jie-hua Jing , Wen-jie Zhang , Ze-hong Zhong . Diagenesis and its control on physical property of the reservoirs in the 3rd member of the Paleogene Liushagang Formation in Weixinan Depression, Beibuwan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(12) : 1743 -1754 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.07.015

0 引言

油气勘探实践表明，涠西南凹陷是北部湾盆地主要的富油气凹陷，油气资源丰富[1]，流沙港组是涠西南凹陷油气贡献的主力层段。流沙港组底部流三段和顶部流一段砂岩为主要储层，中部流二段的深湖相泥岩为盆地的主力烃源岩[2,3]。目前，对于涠西南凹陷流三段储层研究比较局限，仅集中在东部斜阳地区，其他区域涉及少，难以满足勘探需求。另外，流三段属于典型的低渗储层，物性变化大，非均质性强，极大程度上制约了勘探进展。开展储层研究是解决勘探问题的重要环节[4]。高凌等[5]、吴玖仕等[4]对斜阳等地区流三段储层研究认为，沉积作用是储层物性的主要控制因素，而强压实作用、局部钙质强胶结是储层物性变差的重要原因。但前人在流三段储层控制因素研究中，尤其是对成岩作用，偏向于定性的分析，缺少定量研究。笔者利用储集物性等分析测试资料，结合岩心和铸体薄片观察、阴极发光鉴定等，主要对涠西南凹陷C洼10-A井区流三段储层成岩特征及成岩演化进行系统研究，通过定量的方法分析成岩作用对储层物性的影响，为下一步储层勘探开发提供参考依据。

1 区域地质概况

涠西南凹陷是北部湾盆地北部坳陷内的一个三级构造单元，位于北部湾盆地西北缘，北邻万山隆起，南邻企西隆起，西南面与海中凹陷连接，其间以涠西南低凸起相隔，是一个北断南超的箕状断陷湖盆[6,7,8]。涠西南凹陷的形成演化主要经历了从古新世、始新世到中晚渐新世的3次张裂活动[9]，流沙港组三段（流三段）沉积时期处于断陷湖盆初始扩张阶段，发育了扇三角洲、辫状河三角洲、滨浅湖、半深湖—深湖以及滑塌浊积扇等沉积环境下的砂、泥沉积，砂体以近源扇三角洲沉积为主，不同构造区和井位砂体发育程度有一定的区别[10]。
本文研究的构造区域位于涠西南凹陷西北部（图1），由从①号断层处延伸入C洼的断鼻构造组成。研究井位主要分布在10-A井区内，发育来源于西北部物源的近源扇三角洲沉积，该扇三角洲位于①号断层的下降盘，向东南方向展布。
图1 涠西南凹陷流三段区域构造位置及沉积分布

Fig.1 The regional location and distribution of the sedimentary facies in El 3 in the Weixinan Depression

2 储层岩石学及储集特征

2.1　岩石学特征

对研究区岩心观察发现，研究区目标层位主要发育扇三角洲前缘亚相沉积，其中以水下分流河道微相为主。水下分流河道沉积时水动力条件强，主要为粗碎屑沉积，杂基含量少，岩相类型主要为含砾砂岩相和中细砂岩相，可见粗砂岩相和颗粒支撑砾岩相，而粉砂岩相和泥质砂岩相较少。颗粒分选中等，磨圆次棱—次圆状，部分可见棱角状，多为颗粒支撑。碎屑组分以石英为主，平均为84.2%，其中单晶石英与多晶石英分别占石英总量的43.35%和56.65%；长石平均含量为9.24%，主要为钾长石；岩屑组分平均含量为6.56%，主要是变质岩岩屑和岩浆岩岩屑，沉积岩岩屑较少，整体上以石英砂岩、亚长石/岩屑砂岩为主（图2）。
图2 涠西南凹陷流三段储层岩石组分三角图

Fig.2 The lithological composites of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

2.2　储集物性特征

通过对物性测试数据统计分析发现，研究区流三段储层整体孔渗正相关性好[图3（a）]，孔隙度分布在0.13%~28.45%之间，主要分布于10%~20%区间内，平均值为13.81%[图3（b）]；渗透率分布在（0.01~2 550.00）×10-3μm2之间，平均值为95.87×10-3μm2，主要分布在（0.1~100）×10-3μm2之间，峰值位于（0.1~1）×10-3μm2范围内[图3（c）]，从致密、特低渗到高渗均有分布。整体上储层物性以中低孔为主，渗透率非均质性强。
图3 涠西南凹陷流三段储层储集物性特征

Fig.3 Characteristics of reservoir physical properties of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

3 储层成岩作用特征

3.1　成岩作用类型

研究区在地质历史时期经历了复杂的成岩作用改造，通过铸体薄片镜下观察发现，研究区流三段储层主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用4种成岩作用类型。

3.1.1　压实作用

压实作用贯穿了储层的整个沉积埋藏过程，是使储层物性变差的主要因素之一[11,12]。随着埋藏深度的增加，压实作用强度也随之增加。对研究区目标层位的样品进行薄片观察后总结发现，一般情况下，当埋深小于2 500m时，颗粒之间以点—线接触为主，压实作用强度低，粒间原生孔隙普遍发育；而当埋深大于2 500m时，压实程度相对增强，颗粒紧密压实[图4（a）]，以线、线—凹凸接触为主，可见长石、变质石英岩屑等刚性颗粒内部的压裂缝以及云母等塑性颗粒的强烈变形[图4（b）]。
图4 涠西南凹陷流三段储层成岩作用特征

（a）WZ11-8-2井，2 988.5m，线—凹凸接触（-）；（b）WZ10-3-1井，1 936.8m，云母塑形变形（-）；（c）WAN4井，2 723.17m，高岭石交代石英加大边（-）；（d）WAN2井，2 795.27m，霉粒状黄铁矿充填溶蚀孔隙（-）；（e）WAN2井，2 795.27m，霉粒状黄铁矿充填溶蚀孔隙（反射光）；（f）WAN2井，2 755.6m，2期石英加大边（-）；（g）WAN2井，2 755.6m，2期石英加大边（阴极发光）；（h）WZ10-3W-1井，2 154.3m，方解石交代白云石（-）；（i）WZ10-3W-1井，2 154.3m，方解石交代白云石（+）；（j）WAN2井，2 742.06m，铁方解石胶结（-）；（k）WZ10-3-1井，1 941.76m，长石先溶蚀，后菱铁矿胶结充填（-）；（l）WZ11-2-2井，3 251.7m，铁方解石充填长石溶孔（-）；（m）WAN2井，2 795.55m，铁方解石交代含铁方解石（-）；（n）WAN4井，2 757.9m，方解石、白云石交代高岭石（-）；（o）WAN2井，2 795.68m，方解石交代菱铁矿（-）；（p）WAN2井，2 795.55m，含铁方解石边缘溶蚀（-）；（q）WZ10-3-13井，2 038.3m，菱铁矿内部溶蚀（-）；（r）WAN2井，2 757.9m，方解石交代石英加大边（-）；（s） WAN2井，2 757.9m，方解石交代石英加大边（+）；（t）WZ11-1-1井，2 718.4m，菱铁矿交代石英加大边（-）；（u）WZ11-1-1井，2 718.4m，菱铁矿交代石英加大边（+）

Fig.4 Diagenesis characteristics of the reservoirs in El 3 in theWeixinan Depression

3.1.2　胶结作用

研究区胶结作用类型多样，主要是硅质胶结和碳酸盐胶结，另外还可见蠕虫状自生高岭石[图4（c）]和霉粒状黄铁矿[图4（d），图4（e）]。硅质胶结物主要是石英次生加大边的形式，阴极发光镜下观察普遍可见，局部可见多期胶结[图4（f），图4（g）]。研究发现，硅质胶结物含量高的样品，通常埋深要大于2 500m，压实作用比较强。通过点记法分别在偏光显微镜和阴极发光显微镜下统计了颗粒间不同接触类型出现的数量和石英次生加大的视胶结率，笔者通过定义压溶指数来定量分析压溶和硅质胶结间的关系，其中，压溶指数=（凹凸接触数量+缝合接触数量）/总接触数量。压溶指数可以反映颗粒接触强度即压实（溶）的强度，随着压实作用增强，颗粒接触关系会按照点接触→线接触→凹凸接触→缝合接触的顺序转变，故压实越强，压溶指数越大。经过统计发现，研究区流三段储层中，压溶指数与石英次生加大视胶结率具有正相关关系（图5）。一直以来，压溶作用产生的SiO2被认为是硅质胶结的一种重要物质来源[13,14]，根据压溶指数与硅质视胶结率相关性推测，研究区流三段石英颗粒含量高，随着压实作用增强，石英颗粒间接触点处发生压溶释放的SiO2，是研究区硅质胶结的重要来源。
图5 涠西南凹陷流三段储层压溶指数与石英加大边含量的关系

Fig.5 The relationship between the percentage of pressure solution and the content of quartz overgrowth of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

碳酸盐胶结物以（含）铁方解石、菱铁矿为主，其次是方解石，白云石比较少见[图4（h）—图4（k）]。（含）铁方解石、方解石和白云石在研究区内主要以孔隙式胶结为主，少见充填颗粒溶孔的胶结类型。菱铁矿存在亮晶和微晶2种形态，亮晶菱铁矿晶形发育较好，菱形形态比较明显，通常出现在中粗砂岩相及含砾砂岩相中，亮晶菱铁矿常以零散颗粒形式分布于孔隙间；而微晶菱铁矿，晶粒很细小，自形程度不高，常见其发育在粉细砂岩相中，以集合体形式呈片状分布。

3.1.3　溶蚀作用

溶蚀作用主要表现为对长石、岩屑等碎屑颗粒的溶蚀，存在粒间溶孔和粒内溶孔2种形式，当粒内溶蚀强烈，可形成铸模孔。当埋深相对较浅，压实作用强度相对较弱的情况下，颗粒间孔隙空间大，利于流体流动，除了长石颗粒内部发生溶蚀形成粒内溶孔之外，颗粒边缘也多发生溶蚀，在粒间原生孔的基础上形成粒间溶扩孔。当埋深增大，压实程度增强，粒间原生孔隙大大减小，此时溶蚀主要发生在颗粒内部，以粒内溶孔形式存在。
利用计算机图像分析技术和点记法（每个薄片300点），通过人机交互，统计得出原生孔隙、溶蚀孔隙面孔率，并结合物性垂向分布图分析得出（图6）：总体上，当埋深小于2 500m时，由于埋深浅，压实作用强度小，原生孔隙与次生溶孔均较发育，储集物性也相对较好，对于部分杂基含量高的储层，无粒间原生孔隙，储集空间类型以长石或岩屑的粒内溶孔为主；随着埋深的增大，颗粒间压实趋于紧密，孔隙度和原生孔隙总体趋于减小，随着原生孔隙含量的减少，次生孔隙的相对占比逐渐增加，即储集空间类型逐渐以次生溶孔为主，此时溶蚀作用是改善物性的重要机制；但在2 500~3 000m的深度区间内，出现异常孔隙高值带；结合同一深度范围内原生孔隙与次生孔隙的发育情况发现，在该深度段内，原生孔隙异常发育，主要是因为颗粒粒度较粗，石英、长石等刚性颗粒含量高，抗压实能力相对较强，原生孔隙得以部分保存，溶蚀孔隙又相对发育，共同改善了储层储集性能。
图6 涠西南凹陷流三段储层原生孔隙与次生孔隙含量垂向分布特征

Fig.6 Vertical distribution characteristics of primary pore and secondary pore of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

3.2　成岩演化

3.2.1　储层胶结溶蚀序列

在成岩作用类型及特征的分析基础上，可通过自生矿物的形态、交代切割关系以及溶蚀充填关系等特征，进行胶结溶蚀序列划分[15,16]。通过镜下观察发现：菱铁矿晶形好，呈单晶或团块状，属于早期碱性还原环境下的成岩产物；自生高岭石交代石英次生加大边、充填长石溶蚀孔隙，推断硅质胶结与长石溶蚀发生于自生高岭石胶结之前[图4（l）]；铁方解石交代方解石[图4（m）]，又见白云石、方解石交代自生高岭石[图4（n）]和方解石交代白云石、菱铁矿[图4（o）]，可推断自生高岭石要早于白云石、（铁）方解石形成，而碳酸盐胶结物间也存在胶结的先后顺序；另外，观察到含铁方解石边缘和菱铁矿内部存在溶蚀现象[图4（p），图4（q）]，证明后期存在溶蚀；除此之外，还观察到方解石、菱铁矿交代石英加大边[图4（r）—图4（t）]和黄铁矿充填溶蚀孔隙[图4（d）]等现象。综上所述，推测出研究区流三段储层胶结溶蚀序列为：压实（溶）作用→菱铁矿胶结→硅质胶结/长石溶蚀/自生高岭石胶结→白云石/方解石胶结/铁方解石胶结→少量菱铁矿溶蚀/黄铁矿胶结。

3.2.2　储层成岩作用演化

根据胶结溶蚀序列，结合研究区埋藏史、烃源岩热演化史和流体包裹体测温等，进行研究区成岩作用演化分析，认为研究区流三段储层经历了弱碱性—酸性—碱性—弱酸性的成岩环境变化（图7）。流三段沉积开始于距今56.5Ma，至距今50Ma，通过烃类包裹体分析[17]，认为涠西南凹陷流三段储层主要经历3期油气充注，第一期发生在距今33Ma左右，第二期发生在距今26.5Ma左右，第三期发生在距今7Ma左右。
图7 涠西南凹陷流三段WZ11-4N-A井储层埋藏史及成岩作用演化（埋藏史据文献[19]修改）

Fig.7 Burial history and diagenetic evolution of reservoirs of Well WZ11-4N-A in El 3 in theWeixinan Depression（burial history modified after Ref.[19]）

涠西南凹陷C洼地区具有较高的地温梯度，局部地区可达5.32℃/100m[18]，结合埋藏史曲线分析得出[19]：距今56.5~38.2Ma的地质历史时期，流三段与流二段烃源岩底界温度均小于75℃，有机质处于未成熟阶段，此时流三段储层主要发生压实排水作用，发育有大量的菱铁矿胶结物，处于碱性环境。
石英次生加大内盐水包裹体的均一温度平均为110℃[17]，对应埋藏史图，距今约29.5Ma，此时流二段烃源岩底界温度约为100℃，流三段储层以酸性环境为主。因为在距今38.2~20Ma时期内，流三段的少量烃源岩和流二段烃源岩温度陆续达到75~120℃，有机质成熟，生成大量的羧酸和CO2，随着酸性流体进入流三段储层，地层水转变为酸性，会发生长石颗粒溶蚀等现象，同时会发生硅质胶结和自生高岭石沉淀。
在碳酸盐胶结物中，所测出的盐水包裹体的均一温度主要分布在150℃左右[4]，对应埋藏史图，距今约10Ma，储层处于碱性环境。距今约20~7Ma，流二段烃源岩地层温度达到120℃，有机质到高成熟阶段，有机质被分解，并且成岩作用过程中消耗大量的有机酸，同时增加了地层水中碱性阳离子的数量，地层流体碱性增强，储层成岩环境由酸性到碱性变化。Mg2+、Ca2+、Fe2+等碱金属离子与孔隙水中的CO2结合，生成（铁）方解石、白云石等碳酸盐胶结物。
距今7Ma以来，碳酸盐沉淀消耗了大量Mg2+、Ca2+、Fe2+等碱金属离子，并且由于脱羧产生的CO2在地层中产生碳酸，同时，在热解的过程中，仍会产生少量的有机酸，使储层中的成岩环境向弱酸性转变，出现菱铁矿溶蚀等现象。

4 成岩作用对储层物性影响

碎屑岩储层发育过程中的影响因素多样，包括构造作用、沉积作用、成岩作用、超压、烃类充注、大气淡水淋滤等[4,20,21,22]。研究区域流三段储层沉积环境均为扇三角洲前缘亚相，沉积微相单一，所以成岩作用对储层物性有着关键的影响。

4.1　成岩作用定量标准

随着勘探精度的提高，储层精细评价逐渐成为研究重点，而成岩作用的定量研究是储层评价的重点之一。采用Beard等[23]的经验公式φ 原始=20.91+22.9/S o计算研究区流三段储层原始孔隙度（式中φ 原始为原始孔隙度，S o为分选系数），分布在25.58%~41.81%区间范围内。以铸体薄片为基础，结合图像分析技术，通过点记法（每个薄片300点）获得面孔率相关参数，包括胶结面孔率、溶蚀面孔率和总孔隙面孔率，建立面孔率与孔隙度之间的函数关系：
y=-0.001 3x 2+0.356 8x+2.80
式中：y为显孔隙度，%；x为视面孔率，%。
利用式（1）结合胶结面孔率和溶蚀面孔率计算出研究区流三段储层演化过程中的胶结减孔量φ 胶结和溶蚀增孔量φ 溶蚀，结合式（2）可计算出压实减孔量φ 压实。本文借鉴Wang等[24]的方法计算成岩作用强度，并根据式（3）、式（4）、式（5）可得到储层演化过程中，各成岩作用的增/减孔率：
φ 压实=φ 原始+φ 溶蚀－φ 胶结－φ 现今
P 压实=（φ 压实/φ 原始）×100%
P 胶结=（φ 胶结/φ 原始）×100%
P 溶蚀=（φ 溶蚀/φ 原始）×100%
式中：φ 现今为现今孔隙度，%；P 压实为压实减孔率，%；P 胶结为胶结减孔率，%；P 溶蚀为溶蚀减孔率，%。
通过对各成岩作用的定量分析，结合研究区实际情况，划分成岩作用强度标准（表1）。
表1 涠西南凹陷流三段储层中压实、胶结、溶蚀作用对储层质量影响程度的分级标准

Table 1 The classification standard of influence extend on reservoir quality of compaction，cementation and dissolution of the reservoirs in El 3 in theWeixinan Depression

成岩作用程度

压实减孔率

(P 压实)/%

胶结减孔率

(P 胶结)/%

溶蚀增孔率

(P 溶蚀)/%
强 >70 >30 >50
中 70~30 30~10 50~20
弱 <30 <10 <20

4.2　压实作用

压实作用是导致原生孔隙度的绝对减少，储层物性变差的最主要的因素[25]。通过式（3）、式（4）计算研究区流三段储层的压实减孔量φ 压实和压实减孔率P 压实，得出：流三段储层压实减孔量φ 压实约在8.23%~22.58%范围内，压实减孔率P 压实分布在33.80%~98.23%之间，总体上研究区流三段储层压实程度以中强为主。由图8可以得出，整体上，压实减孔主要受控于埋深，随着埋深的增加，φ 压实、P 压实趋于增大；但在2 500~3 000m的深度区间内，部分压实减孔量小于10%，压实减孔率小于70%，结合图5认为是由于该段颗粒粒度粗，刚性颗粒含量高，储层的抗压实能力得以增强，原生孔隙发育，在2 000m左右，部分压实减孔量大于15%，压实减孔率高，是由于岩石组分中，刚性颗粒含量低，泥质杂基含量高，易受到压实破坏。
图8 涠西南凹陷流三段储层压实减孔量、压实减孔率垂向变化关系

Fig.8 Depth plots of pore volume destroyed by compaction and the porosity compaction loss percentage of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

4.3　胶结作用

胶结作用是一种破坏性的成岩作用，胶结物通过堵塞孔隙、喉道，达到明显的减孔效果，其中，胶结物含量越高，孔隙度越小，储层质量变差。研究区流三段储层胶结减孔量φ 胶结约在0.36%~10.73%范围内，胶结减孔率P 胶结分布在1.46%~45.79%之间，总体上胶结程度以中—弱为主，仅局部发生强胶结。压实作用和胶结作用是储层中2种主要的减孔机制，通过对比研究区压实作用、胶结作用这2种减孔成岩作用对孔隙度损失的影响可以看出（图9），压实作用是孔隙度损失的主控因素。
图9 涠西南流三段储层压实减孔率与胶结减孔率的对比

Fig.9 The comparison of the porosity compaction loss percentage and the porosity cemention loss percentage of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

统计发现，由于流三段沉积具有砂泥互层特征，受泥岩互层的影响，不同砂体位置碳酸盐的胶结强度不同。具体表现为：碳酸盐胶结物含量随着距砂泥岩界面的距离的增大，约1.5m范围内，有明显降低趋势，随后变化趋于稳定[图10（a）]。通常情况下，泥岩中黏土矿物转化过程产生的金属离子向邻近砂岩排放时，离子浓度会由砂泥接触面到砂体内部逐渐降低，离子沉淀形成胶结物时，不同砂体位置胶结物含量就会有差异，故胶结作用由砂体边缘向砂体中部逐渐减弱[26]。
图10 涠西南凹陷流三段储层碳酸盐胶结物含量、溶蚀面孔率与孔隙度与距砂泥岩界面关系

Fig.10 Relationship between the content of carbonate cements, reservoir petrophysical parameters and the distance to the sandstone-mudstone contact of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

4.4　溶蚀作用

研究区流三段储层溶蚀作用在各个深度范围都比较发育，溶蚀作用通过增加孔隙度，扩大孔喉等改善储层物性。流三段储层溶蚀增孔量φ 溶蚀约在0.64%~25.73%范围内，溶蚀增孔率P 溶蚀分布在1.46%~45.79%之间，总体溶蚀强度以中等为主。
另外，溶蚀强度与砂体位置也存在相关性，从砂体边缘到砂体中心，溶蚀面孔率呈先缓后快的上升趋势[图10（b）]。结合碳酸盐胶结与砂体位置关系，并考虑砂泥岩厚度比，发现：当砂体厚度小，砂厚/泥厚<1，胶结作用对储层物性的影响占主导，物性较差；当砂体厚度大时，砂厚/泥厚>1，砂体内部到砂体边缘，溶蚀作用减弱，胶结作用增强，物性逐渐变差，有利储层发育在厚层砂体中部。以WZ10-3W-1井2 147~2 457m段为例，该段整体上为大段的含砾砂岩，中间有一薄的泥岩夹层，底部发育一套泥岩，镜下观察到靠近泥岩段碳酸盐胶结作用增强，物性上，砂体中部层段物性相对稳定，由砂体中部到砂体边缘即靠近泥岩段，物性逐渐变差（图11）。
图11 涠西南凹陷WZ10-3W-1井流三段砂体不同位置孔隙度及储层成岩作用特征

Fig.11 Porosity and characteristics of diagenesis in different positions of sandstone of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

除此之外，通过薄片观察分析发现，靠近大断裂或次级断裂交会处，溶蚀强烈，并统计发现，距离断层越近，孔隙度越高，次生溶孔越发育（图12）。涠西南凹陷古近纪主要经历了3次张裂活动，发育3条大的断裂带，各大断裂之间发育多条沟通流二段、流三段层段的次级早期伸展断裂[27,28]，这些断裂活动产生的断层是地下流体运移的良好通道，可为储层溶蚀作用提供酸性介质[29]。流二段是研究区域的主要烃源岩，原油成熟度比较高[30]，热演化过程可产生大量的有机酸，为流三段储层溶蚀提供酸性介质。研究区流三段属于典型的上生下储—垂向运移成藏[31]。前人研究发现，超压在流二段中普遍存在；异常压力发育限制了流体只能在流二段其间作侧向运动[31]。流二段烃源岩生成的流体只能依靠断层等疏通体系沟通，在高压、势差作用下才能由高压区向下部流三段运移。因此断层作为有机酸等流体的主要疏通通道，酸性流体来源充沛，靠近断层的地层，更容易发生酸性溶蚀。
图12 涠西南凹陷流三段储层孔隙度与距断层距离的关系

Fig.12 Relationship between porosity and the distance to fault of the reservoirs in El 3 in the Weixinan Depression

5 结论

（1）涠西南凹陷流三段储层岩石类型主要为石英砂岩、亚长石砂岩和亚岩屑砂岩，储集物性以中低孔为主，渗透率非均质性强。
（2）涠西南凹陷流三段扇三角洲相储层具有压实、胶结、溶蚀等多种成岩作用类型，胶结溶蚀序列为：压实（溶）作用→菱铁矿胶结→硅质胶结/长石溶蚀/自生高岭石胶结→白云石/方解石胶结/铁方解石胶结→少量菱铁矿溶蚀/黄铁矿胶结，经历了弱碱性—酸性—碱性—弱酸性的成岩环境变化。
（3）研究区流三段压实作用以中强为主，胶结以中—弱为主，压实是储层的主要减孔机制，主要受控于埋深，溶蚀作用使储层物性得到改善；距砂泥岩界面越近,碳酸岩胶结作用越强，溶蚀作用越弱，物性越差，有利储层应该发育在厚层砂体中部；断层作为流体介质运移的主要疏通通道，靠近大断裂或次级断层的地层，溶蚀强烈。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
Chen Kui , Li Mao , Zou Mingsheng , et al . The validity quantitative evalution technology and its applicantion to structural trap in Weizhou Formation, Weixinan Sag[J]. Acta Petrolei Sinica, 2018, 39(12): 1370-1378.

陈奎, 李茂, 邹明生, 等 . 涠西南凹陷涠洲组构造圈闭有效性定量评价技术及应用[J]. 石油学报, 2018, 39(12): 1370-1378.

2
Yang Xibin , Zhao Yanpu , Lu Jiang , et al . Sedimentary characteristics and controlling factors of sublacustrine fans in sag C, Weixinan Depression, Beibuwan Basin[J].Geological Science and Technology Information, 2019, 38(1): 18-28.

杨希冰, 赵彦璞, 陆江, 等 . 北部湾盆地涠西南凹陷C洼湖底扇沉积特征及控制因素分析[J]. 地质科技情报, 2019, 38(1): 18-28.

3
Yang Xibin , Jin Qiuyue , Hu Lin ,et al .Genetic types and distribution of crude oil in Weixinan Depression,Beibuwan Basin[J]. Journal of Southwest Petroleum University：Science & Technology Edition, 2019, 41(3): 51-60.

杨希冰, 金秋月, 胡林, 等 . 北部湾盆地涠西南凹陷原油成因类型及分布特征[J]. 西南石油大学学报：自然科学版, 2019, 41(3): 51-60.

4
Wu Shijiu , You Li , Zhao Zhanjie , et al . Reservoir characteristics and favorable reservoir distribution of member three of Liushagang Formation of Xieyang Slope in Weixinan Sag[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2017, 41(4): 24-31.

吴仕玖, 尤丽, 招湛杰, 等 . 涠西南凹陷斜阳斜坡带流三段储层特征与有利储层分布[J]. 东北石油大学学报, 2017,41(4): 24-31.

5
Gao Lin , Zhang Mingwei , Yan Heng , et al . Reservoir characteristics and control factors of member 3 of the Liushagang Formaton WZ10-A Oilfield and surrounding areas, Weixinan Sag[J]. China Mining Magazine, 2017, 26(9): 156-163.

高凌, 张明伟, 严恒, 等 . 涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征及控制因素[J]. 中国矿业, 2017, 26(9): 156-163.

6
Tao Qianqian , Zhou Xiongjie , Sun Wenzhao , et al . Internal structures and genetic mechanism of slump turbidite fans: An example of the E2 l 1 in Weixinan Sag[J]. Oil Geophysical Prospecting, 2019, 54(2): 423-432.

陶倩倩, 周家雄, 孙文钊, 等 . 滑塌浊积扇内幕结构及成因——以涠西南凹陷流一段上亚段为例[J]. 石油地球物理勘探, 2019, 54(2): 423-432.

7
Wang Jian , Cao Yingchang , Liu Junliang , et al . Sequence structure and non-structural traps of the Paleogene in the Weixi'nan Sag, Beibuwan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 325-334.

王健, 操应长, 李俊良, 等 . 北部湾盆地涠西南凹陷古近系层序结构与非构造圈闭[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(3): 325-334.

8
Zhang Baitao , Tang Jinyan , Wang Wenjun , et al . Characteristics of tectonic sedimentary evolution in northern depression of Beibuwan Basin[J]. Offshore Oil, 2014, 34(2): 7-12.

张佰涛, 唐金炎, 王文君, 等 . 北部湾盆地北部凹陷构造——沉积特征及其演化[J]. 海洋石油, 2014, 34(2): 7-12.

9
Liu Yiming , Hu Lin , Zhang Qiang , et al . Structure characteristics of Weixinan Sag during Liushagang-2 member to Liushagang-1 member depositional period and its control on sedimentary fill[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2018, 42(6): 52-61.

刘一鸣, 胡林, 张强, 等 . 涠西南凹陷流沙港组二段至一段构造特征及其对沉积的控制作用[J], 东北石油大学学报. 2018, 42(6): 52-61.

10
Jiang Ping , Zhang Jianguang , Yao Guangqing , et al . Sedimentary system and evolution of Liushagang Formation, 11-7 block of Weixinan Depression[J]. Geological Science and Te-chnology Information, 2013, 32(2): 97-104.

姜平, 张建光, 姚光庆, 等 . 涠西南凹陷11-7区块流沙港组沉积体系构成及演化特征[J]. 地质科技情报, 2013, 32(2): 97-104.

11
Cao Yingchang , Cheng Xin , Wang Yanzhong , et al . Diagenesis of Paleogene glutenite reservoir and its control on physical property in the north zone of Chezhen Sag[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2015, 33(6):1192-1203.

操应长, 程鑫, 王艳忠, 等 . 车镇北带古近系砂砾岩储层成岩作用特征及其对物性的影响[J]. 沉积学报, 2015, 33(6):1192-1203.

12
Lin Jianli , Zhang Xianguo , Lin Chengyan , et al . Diagenetic evolution characteristics constrained by lithofacies in deep tight sand gas reservoir[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(4): 886-899.

林建力, 张宪国, 林承焰, 等 . 岩相约束下的深层致密砂岩气藏储层演化特征[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(4): 886-899.

13
Yuan Tao , Yi Haisheng , Lan Yefang , et al . A review of research on the source of quartz cements in sandstone reservoirs[J]. Acta Mineralogica Sinca, 2017, 37(Z1): 168-176.

袁桃, 伊海生, 兰叶芳, 等 . 砂岩储层石英胶结物的SiO2来源研究综述[J]. 矿物学报, 2017, 37(Z1): 168-176.

14
Shi Hui , Luo Xiaorong , Yang Haijun , et al . Sources of quartz grains influencing quartz cementation and reservoir quality in ultra-deeply buried sandstones in Keshen-2 Gasfield, north-west China[J]. Marine and Petroleum Geology,2018,98:185-198.

15
Zhu Ning , Cao Yingchang , Xi Kelai , et al . Diagenesis and physical properties evolution of sandy conglomerate reservoirs: A case study of Triassic Baikouquan Formation in northern slope zone of Mahu Depression[J]. Journal of China University of Mining & Technology, 2019,48(5): 1-17.

朱宁, 操应长, 葸克来, 等 . 砂砾岩储层成岩作用与物性演化——以玛湖凹陷北斜坡区三叠系百口泉组为例[J]. 中国矿业大学学报, 2019,48(5): 1-17.

16
Zhou Lin , Chen Bo , Fan Rui , et al . Characteristics and diagenesis of tight sandstone reservoirs in the 4th member of Xujiahe Formation, northern Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2017, 38(3): 543-550.

周林, 陈波, 凡睿, 等 . 川北地区须四段致密砂岩储层特征及成岩演化[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(3): 543-550.

17
Liu Ping , Xia Bin , Tang Zaiqiu , et al . Fluid inclusion in reservoirs of Weixinan Sag, Beibuwan Basin[J]. Petroleum Exploration and Devepment, 2008, 35(2): 164-169.

刘平, 夏斌, 唐在秋, 等 . 北部湾盆地涠西南凹陷储集层流体包裹体[J]. 石油勘探与开发, 2008, 35(2): 164-169.

18
Wang Xiuping , Ye Jiaren , Sun Jianfeng , et al . Dynamic processes of hydrocarbon accumulation and charging history of C Sag in Weixinan Depression[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2010, 30(5): 101-107.

王修平, 叶加仁, 孙建峰, 等 . 涠西南凹陷C洼油气成藏动力学过程与充注历史[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2010, 30(5): 101-107.

19
Li Xuhong . On application of fluid inclusion in hydrocarbon accumulation of No.2 fault zoon in Weixinan Depression[J]. Journal of Jianghan Petroleum University of Staff and Worker, 2012, 25(6): 1-4.

李旭红 . 流体包裹体在涠西南凹陷②号断裂带油气成藏中的应用[J]. 江汉石油职工大学学报, 2012, 25(6): 1-4.

20
Wei Wei , Zhu Xiaomin , Tan Mingxuan , et al . Reservoir characteristics and influences on poroperm characteristics of the Lower Cretaceous fan-delta facies in Chagan Depression[J]. Oil & Gas Geology, 2015, 36(3): 447-455.

魏巍, 朱筱敏, 谈明轩, 等 . 查干凹陷下白垩统扇三角洲相储层特征及物性影响因素[J].石油与天然气地质, 2015, 36(3): 447-455.

21
Dong Wu , Hua Li , Long Jiang . et al .Diagenesis and reservoir quality in tight gas bearing sandstones of a tidally influenced fan delta deposit: The Oligocene Zhuhai Formation, western Pearl River Mouth Basin, South China Sea[J]. Marine & Petroleum Geology, 2019,107:278-300.

22
Ding Xiaoqi , Han Meimei , Zhang Shaonan ，et al . Roles of meteoric water on secondary porosity of siliciclastic reservoirs[J]. Geological Review, 2014, 60(1): 145-158.

丁晓琪, 韩玫梅, 张哨楠, 等 . 大气淡水在碎屑岩次生孔隙中的作用[J]. 地质论评. 2014, 60(1): 145-158.

23
Beard D C , Weyl P K . Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand[J]. AAPG Bulletin, 1973, 57(2): 349-369.

24
Wang Jian , Cao Yingchang , Liu Keyu , et al . Identification of sedimentary-diagenetic facies and reservoir porosity and permeability prediction: An example from the Eocene Beach-bar sandstone in the Dongying Depression, China[J]. Marine & Petroleum Geology, 2017, 82:69-84.

25
Shao Zhaoyi , Wu Chaodong , Zhang Dazhi , et al . Reservoir characteristics and controlling factors of Shahezi Formation in Xujiaweizi fault depression, Songliao Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(1): 101-108.

邵曌一, 吴朝东, 张大智, 等 . 松辽盆地徐家围子断陷沙河子组储层特征及控制因素[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(1): 101-108.

26
Wang Jian , Cao Yingchang , Gao Yongjing , et al . Diagenesis characteristics and formation mechanism of Paleogene red-bed reservoirs in Dongying Sag[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(2): 283-292.

王健, 操应长,高永进, 等 . 东营凹陷古近系红层储层成岩作用特征及形成机制[J]. 石油学报, 2013, 34(2): 283-292.

27
Pei Jianxiang , Dong Guineng , Zhu Qi . Characteristics and petroleum geological significance of lacustrine forced regressive deposits in the 1st member of Liushagang Formation in Weixi’nan Sag, Beibuwan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2016, 37(4): 520-527.

裴健翔, 董贵能, 朱其 . 北部湾盆地涠西南凹陷流一段强制湖退沉积体的特征及其油气地质意义[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(4): 520-527.

28
Li Chunrong , Zhang Gongcheng , Liang Jianshe , et al . Characteristics of fault structure and its control on hydrocarbons in the Beibuwan Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(2):195-203.

李春荣, 张功成, 梁建设, 等 . 北部湾盆地断裂构造特征及其对油气的控制作用[J]. 石油学报, 2012, 33(2): 195-203.

29
Wang Yanzhong , Cao Yingchang , Chen Shiyue , et al . Clastic reservoirs characteristics and its control of Mesozoic in Jiyang Depression[J]. Journal of China University of Petroleum:Natural Science Edition, 2007, 31(5): 7-11.

王艳忠, 操应长, 陈世悦, 等 . 济阳坳陷中生界碎屑岩储层特征及其控制作用[J].中国石油大学学报:自然科学版, 2007, 31(5): 7-11.

30
Fan Rui , Li Shuifu , He Sheng , et al . Geochemical characteristics of source rocks and oil-source correlation in Weixinan Sag, Beibuwan Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2014, 36(2): 238-244.

范蕊, 李水福, 何生, 等 . 涠西南凹陷烃源岩地球化学特征及油源对比[J]. 石油实验地质, 2014, 36(2): 238-244.

31
Zhang Ping , Zheng June , Xi Minghong , et al . Fluid inclusion in reservoirs of Weixinan Sag, Beibuwan Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2015, 37(2): 157-163.

张萍, 郑军, 席敏红, 等 . 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘油气成藏条件及模式[J]. 石油实验地质, 2015, 37(2): 157-163.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.