珠江口盆地白云凹陷珠海组碎屑岩储层特征及成因机制

吕成福¹，陈国俊¹，张功成²，杜贵超^{1, 3}，王琪¹，李超^{1, 3}，李伟^{1, 3}，陈吉^{1, 3}

(1. 中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州，730000；

2. 中海石油(中国)有限公司 北京研究中心，北京，100027；

3. 中国科学院 研究生院，北京，100049)

摘要：通过岩石铸体薄片、粒度分析和压汞分析等手段，分析白云凹陷珠海组储层的岩石学特征和物性演化特征，研究沉积环境和成岩演化过程对储层特征的影响机制。研究结果表明：储层主要以长石质石英砂岩和长石岩屑质石英砂岩为主，颗粒支撑并以碳酸盐、自生石英和黏土矿物接触式胶结。储层物性总体具有中低孔中低渗特征，以粒间溶蚀扩大孔为主，其次为珠海组底部黏土膜保护的原生孔隙，分选好的中-粗喉型喉道使孔隙连通性良好；在凹陷西斜坡，珠海组上部和底部分别发育钙质砂岩夹层和铁泥质砂岩夹层。三角洲前缘环境是珠海组储层物性良好的先决条件；酸性流体的溶蚀溶解作用和绿泥石黏土膜保护是储层物性较好的根本原因，压实作用是粒间孔隙损失的主要原因，而部分储层渗透率较低是因为自生石英和黏土矿物充填喉道；钙质砂岩夹层物性差是胶结作用所致，而铁泥质砂岩夹层物性差是压实和胶结共同作用的结果。

关键词：次生孔隙；孔隙结构；成岩作用；沉积环境；成因机制；南海北部

中图分类号：TE122.2⁺3         文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2011)09-2763-11

Reservoir characteristics of detrital sandstones in Zhuhai formation of Baiyun sag, Pearl River Mouth Basin

L? Cheng-fu¹, CHEN Guo-jun¹, ZHANG Gong-cheng², DU Gui-chao^{1, 3},

WANG Qi¹, LI Chao^{1, 3}, Li Wei^{1, 3}, CHEN Ji^{1, 3}

(1. The Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China;

2. Beijing Research Center of China National Offshore Oil Corporation, Beijing 100027, China;

3. Graduate University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China)

Abstract: Based on analyses of casting thin sections and particle size, mercury porosity measurements of the reservoir sandstones from Zhuhai formation of Baiyun sag, the petrography, pore types, pore-throat structure, reservoir quality evolution, diagenetic stage and diagenesis and their effects on reservoir quality were studied. The results show that reservoir sandstones mainly consist of feldspathic quartz sandstone and feldspar lithic quartz sandstone. Detrital grains are grain-supported and cemented by carbonate cements, authigenic quartz and clay minerals. Reservoir properties in general have medium-low porosity and permeability, pores are mainly intergranular dissolved pores and the next is residual primary pores protect by clay film preserved in the bottom Zhuhai formation. Due to pore-throats which are good sorted, pores show good connectivity. In the western slope of the sag, calcareous sandstone and ferruginous and argillaceous sand bed are typically developed in the top and bottom of Zhuhai formation. Delta front deposits are the prerequisite for well reservoir quality of Zhuhai formation. The dissolution of acidic fluid and intergranular pores protected by chlorite are major factors whose reservoir quality is improved, compaction is the main reason for the loss of intergranular pores in the buried history. Because of the filling of authigenic quartz and clay minerals in the throat, the part of the reservoir permeability is lower. The bad reservoir quality of the calcareous sandstone bed results from the cementation, and the ferruginous and argillaceous sandstone bed is the result of compaction and cementation.

Key words: secondary pore; pore structure; diagenesis; sedimentary environment; genetic mechanism; the north of south China sea

1  区域地质概况

珠江口盆地位于南海北部陆缘，是由于太平洋板块向中国大陆的俯冲挤压作用，在加里东、海西和燕山褶皱基底上发育的以新生代沉积为主的张性盆   地^[1]。白云凹陷位于珠江口盆地珠二坳陷的深水区(图1)，北接番禺低隆起，南至中部隆起，西连云开低凸起，东邻东沙隆起，总体上呈东西走向，包括白云东洼、主洼和西洼，面积约为2.55×10⁴ km²，是珠江口盆地面积最大、沉积最厚的凹陷，同时也是盆地的沉积和沉降中心，新生代沉积厚度超过11 km^[2]。根据盆地浅水区勘探推测，白云凹陷存在始新统文昌组、始新统-渐新统恩平组、上渐新统珠海组和下中新统珠江组4 套烃源岩，有机质类型以Ⅰ和Ⅱ型为主^[3]，同时，存在珠江组、珠海组和恩平组三套主要油气储集层系^[4]。近年来，随着我国南海东部深水区第一口探井(LW3-1-1井)在早中新世珠江组底部和晚渐新世珠海组获得工业气流，预测天然气地质储量为800~1 100亿m³，白云凹陷深水区因具有巨大的油气资源和勘探潜力越来越被人们所关注^[4-7]。珠海组储层主要为陆架边缘三角洲前缘水下分流河道、河口坝和远砂坝砂  体^[5-8]。由于该区位于勘探程度低的深水区，钻井数量较少，储层物性特征及成因还缺乏细致的研究，这给该地区储层物性的客观预测和地质储量的准确估算带来较大的难度。在此，本文作者根据现有的钻井资料，运用储层沉积学方法对白云凹陷珠海组储层特征进行系统分析，查明深水区储层物性特征及形成机制，以期对该地区天然气勘探和开发提供理论依据。

2  储层岩石学特征

通过对研究区5口重点钻井132个砂岩样品的岩石薄片进行观测和统计分析(见表1)，并对本区砂岩岩石学类型进行分类(见图2)。碎屑岩储层岩性主要为长石质石英砂岩和长石岩屑质石英砂岩，其次为岩屑质石英砂岩和岩屑质长石砂岩。石英大约85.6%来源于花岗岩母岩的单晶石英，其余则来源于变质岩的多晶石英；长石以钾长石为主，其次为变质成因的斜长石，同时含有少量条纹长石和微斜长石；岩屑成分较复杂，以变质岩和火成岩成分为主，其中，发生轻微绢云母化的火成岩岩屑含量(质量分数，下同)为7.00%~ 25.00%，而燧石、石英片岩和千枚岩岩屑含量较少，一般为5.00%左右。整体上，泥质杂基含量较少，一般为0.30%~8.90%，平均为3.27%，但在凹陷西斜坡珠海组下部局部层段铁泥质杂基较富集。结合扫描电镜观察和X线衍射分析得知，泥质主要以高岭石和伊利石矿物为主，而绿泥石含量较少，并且主要发育在西斜坡珠海组底部。杂基填隙物含量与沉积环境和砂岩分选性有关^[9]，其平面分布明显受沉积相带控制。储层胶结类型以接触式和孔隙式胶结为主，胶结物主要为碳酸盐胶结物，其次为硅质胶结物和黏土矿物。其中，方解石碳酸盐胶结物一般蚀变为铁方解石和铁白云石，偶尔可见少量的菱铁矿。

图1  研究区构造位置示意图

Fig.1  Locations of studied area diagram

表1  白云凹陷珠海组砂岩主要碎屑成分含量(质量分数)

Table 1  Content of clastic constituents in tertiary reservoir sandstones from Zhuhai Formation of Baiyun Sag

图2  白云凹陷珠海组砂岩组分三角图

Fig.2  Components of sandstone triangle diagram in Zhuhai Formation of Baiyun Sag

总体上看，目前钻井所揭示砂岩储层的石英、长石和岩屑的类型比较稳定，刚性组分较多，岩屑等塑性组分较少，成分成熟度和结构成熟度较高；碎屑颗粒以中-细粒径为主，分选、磨圆中等，一般为次棱角状-次圆状，并且颗粒之间以点-线接触为主，支撑方式多为颗粒支撑，但西斜坡上部钙质砂岩夹层内碎屑颗粒之间呈悬浮式接触，方解石胶结物以基底式胶结。

3  碎屑岩储集特征

3.1  储集空间类型

通过对白云凹陷主要探井储层样品的铸体薄片和扫描电镜观察分析，研究区常见的孔隙类型有原生孔隙、不同程度粒间溶蚀孔隙和粒间溶蚀孔隙、长石和岩屑粒内溶蚀孔隙、生物体内腔孔隙、胶结物晶间孔隙以及填隙物中微孔隙等。该套碎屑岩储层中溶蚀作用非常强烈且十分普遍，致使各类溶蚀孔隙的面孔率一般占总孔隙的80%以上；所以，一般在粒间原生孔隙的基础上，碳酸盐胶结物和刚性颗粒边缘发生溶蚀形成了粒间扩大孔，原生孔隙很难识别。为了便于统计分析，现将研究区孔隙归纳为以下4种类型。

(1) 原生孔隙。储层中可见的有效原生孔隙主要为颗粒间压实残余孔隙，而早期基质内微孔隙、矿物解理缝及纹理缝基本上被后期胶结物充填，从而丧失了作为储集空间和流体运移通道的能力。这类孔隙主要分布于凹陷西斜坡的底部，该层段原生孔隙得以保存，其原因主要是成岩作用早期碎屑颗粒周围形成了绿泥石黏土膜，从而抑制石英自生加大边的产生和碳酸盐胶结物充填孔隙(图3(a))。

(2) 粒间扩大孔。这是该层段储层最主要的孔隙类型，由早期形成的碳酸盐胶结物及其交代矿物的局部或者全部溶蚀、溶解，或者是长石和硅质岩屑颗粒边缘的溶蚀、溶解而形成，孔隙形态极不规则，常见港湾状(图3(b))。由于储层整体上结构成熟度和成分成熟度较高，在成岩过程中，早期碳酸盐胶结物广泛发育并且充填于孔隙内部，后期的地层流体首先对碳酸盐胶结物进行溶蚀、溶解，然后对其周围的碎屑颗粒进一步溶蚀、溶解，形成了研究区广泛发育的粒间扩大溶蚀孔隙，孔隙内部常见碳酸盐胶结物的溶蚀残骸(图3(b))。这类孔隙的形成必须具备2个条件：一是储层内部含有较多可溶的粒间胶结物和碎屑颗粒；二是外界流体必须进入储层内部从而改变储层成岩环境。

(3) 粒内溶孔。以长石、硅质岩屑颗粒内部溶蚀孔隙最为常见。有些粒内溶孔表现为碳酸盐胶结物交代碎屑颗粒后再经溶蚀而形成(图3(c))，也可见到云母部分溶蚀形成粒内孔隙。粒内溶孔一般含有大量颗粒残骸和自生高岭石，孔隙喉道很窄，但在强溶蚀的情况下，某些粒内溶蚀孔隙进一步扩大，从而只留下矿物颗粒轮廓形成铸模孔隙(图3(d))。通过镜下观察发现，这些铸模孔隙也可以由不稳定碎屑颗粒被碳酸盐完全交代后再溶蚀而形成。碎屑颗粒和与之接触的胶结物相继被溶解形成超大孔隙，这种溶孔直径大于视域内颗粒平均粒径1.5倍以上，一般是在粒间溶蚀孔隙的基础上进一步溶蚀而生成，这种超大孔隙的形成对于提高储集空间影响很大。

图3  白云凹陷珠海组储层微观特征

Fig.3  Characteristics of diagenesis under microscope in Zhuhai Formation of Baiyun Sag

 (4) 其他孔隙。包括刚性颗粒压裂缝、生物体腔孔和白云石等胶结物晶间微孔隙等。研究区内刚性颗粒压裂缝比较常见，早期形成的压裂缝被碳酸盐胶结物充填后发生溶解，晚期出现的压裂缝直接产生了孔隙，虽然压裂缝对储层孔隙度影响较小，但对提高储层渗透率起着重要作用。局部层段砂岩储层内含有大量生物介壳，其内部含有较多的体腔孔，但是，该储层粒间孔隙发育较差，生物体腔孔往往孤立，很难形成有效孔隙。胶结物内晶间孔隙表现为铁白云石等碳酸盐胶结物和高岭石等黏土矿物内部的微孔隙，其直径一般小于3 μm，这类孔隙一般发育在杂基含量较高或者碳酸盐胶结物发育的地区。

3.2  储集层物性及孔隙结构特征

储层孔隙是油气储集的前提条件，但油气能否运移成藏并被有效开采，则需要储层有一定的渗透    性^[10]。孔隙结构主要指孔隙与之连通孔喉的组合关系及特征，其是沉积环境和成岩演化史综合作用的结果，其中，连通孔隙的直径决定着储层孔隙度，与孔隙连通的孔喉数量及孔喉半径决定储层渗透率。

3.2.1  孔隙结构特征

碎屑岩储层的孔隙系统极为复杂，可以看作是由一套不规则的毛细管网络组成。本文通过分析该区4口钻井27个样品毛细管压力曲线形态及各特征参数，研究储层的孔喉直径、连通状况、分布及相互配置关系，可将其孔隙结构分为3种类型，并通过偏光显微镜和扫描电镜观测分析储层孔隙结构特征的成因。

(1) 粗喉型。孔隙平均排驱压力为0.04 MPa，汞饱和度中值压力低，平均为0.35 MPa，最大汞饱和度大于76.25%；孔喉分选好，平均半径为6.09 μm，高尖峰正偏态粗歪度，毛细管压力曲线呈较宽的平台特征。储层碎屑颗粒分选较好，压实较弱，颗粒之间呈点-线接触，少量的黏土矿物和自生石英呈接触式胶结，强烈的溶蚀溶解作用使得粒间孔隙内的碳酸盐胶结物零星分布，储层连通性较好、渗透能力强，表现为中、低孔-中、高渗特征(图4(a)和图4(d))。

(2) 中喉型。孔隙平均排驱压力为0.09 MPa，汞饱和度中值压力低，平均为1.19 MPa，最大汞饱和度值大于69.89%，孔喉分选较好至中等，平均半径为2.49 μm，具有高尖峰正偏态中歪度或者尖峰正偏态中歪度，毛细管压力曲线平台较短或者不明显。碎屑颗粒之间呈线接触，胶结方式为黏土矿物、自生石英和碳酸盐胶结物的接触式胶结，胶结物部分充填孔喉使储层渗透能力中等，整体表现为中、低孔至低渗特征(图4(b)和4(e))。该类型是研究区储层孔隙结构的典型特征。

(3) 细喉型。孔隙平均排驱压力为0.60 MPa，汞饱和度中值压力高，平均为9.6 MPa，最大汞饱和度值大于66.86%，平均半径为0.36 μm，具有缓峰负偏态较细歪度或者单峰正偏态较细歪度特征。前者毛细管压力曲线平台不发育，孔喉分选差，该类样品中大量的黏土矿物胶结物堵塞了喉道；后者毛细管压力曲线平台略发育，孔喉分选较好，砂岩内亮晶铁方解石胶结物呈基底式胶结接触，孔喉半径较小，存在的少量自生石英进一步缩小了储层喉道。该类孔隙结构主要发育在西斜坡的钙质砂岩和铁泥质砂岩夹层内，储层连通性较差，渗透能力弱，表现为低，特低孔-特低渗特征(图4(c)和4(f))。

3.2.2  储集层物性特征及演化规律

据钻遇珠海组5口井412件样品实测孔隙度和渗透率数据及其交会图(图5)可以看出：孔隙度与渗透率具有较好的相关性，这可以从侧面印证上述关于储集空间和孔隙结构的判断。一般次生粒内溶孔型储层的孔隙度与渗透率相关性较差^[11]。这是因为粒内溶孔对储集空间有贡献，而孔喉半径改变量仍然很小，所以，对渗透率的贡献明显减小。粒间扩大溶孔型碎屑岩储层的储集空间和孔喉半径同时增大，其往往具有较好的孔隙度-渗透率相关性。

图4  白云凹陷珠海组储层毛管压力曲线

Fig.4  Capillary pressure curvers in Zhuhai Formation of Baiyun Sag

图5  白云凹陷珠海组储层孔隙度与渗透率关系

Fig.5  Relationship between porosity and permeability from Zhuhai Formation of Baiyun Sag

根据中国石油天然气总公司的储层划分标准，可以将研究区储集层分为3种类型(图5)，但整体上具有中低孔中低渗储层特征，其孔隙度主要为10%~18%，渗透率主要为(20~640)×10^-3 μm²。孔隙类型主要为粒间溶蚀扩大孔，其次为黏土膜保护的原生孔隙，喉道为分选好的中喉型或者粗喉型。这一类储层一般分布在珠海组顶部、中部和底部，其中：珠海组顶部和中部储层的储集空间为粒间溶蚀扩大孔隙，而西斜坡珠海组底部储层的储集空间为黏土膜保护的原生孔隙。需要说明的是：该类储层中也有少量中孔高渗储层存在。在珠海组上部中低孔、中低渗储层内发育一套10 m左右的钙质砂岩夹层，为特低孔特低渗储层，其孔隙和喉道被大量的亮晶铁质碳酸盐胶结物所充填(图3(e))，孔隙类型为孤立的粒内溶孔和胶结物晶间微孔隙(图3(f))，喉道类型为分选中等的细喉型，某些样品的孔隙度和渗透率分别下降到2.4%和0.04×10^-3 μm²。

绿泥石黏土膜保护储层的顶部，随着储层泥质含量的升高和胶结作用的增强，较多的自生石英和黏土矿物胶结物堵塞了喉道(图3(g))，形成了中低孔特低渗储层，孔隙度一般为10%~17%，渗透率分布区间为(0.21~9.6)×10^-3 μm²。孔隙类型为原生孔隙和少量粒间溶蚀孔隙，同时局部发育刚性颗粒压裂缝，喉道为分选差的细喉型。这套中低孔特低渗储层内部夹着一套5 m左右的铁泥质砂岩夹层，为特低孔特低渗储层，其储层物性特征与钙质砂岩夹层相似，砂岩孔隙和喉道均被大量的铁泥质胶结物所充填(图3(h))，孔隙度为6.5%~10.0%，渗透率为(0.15~8.5)×10^-3 μm²，喉道类型为分选极差的细喉型。可见该层段储层虽然整体上为粒间溶蚀扩大孔和中-粗孔喉组成的中低孔中低渗储层，但是，具有一定的非均质性，这与该区孔隙类型及成因有很大关系。

4  影响储层物性的主要因素

影响碎屑岩储层物性的因素有很多，诸如母岩性质、气候、沉积环境、岩石组分、结构以及成岩作用等都对其有很大的影响^[12-13]，其特征是沉积相带宏观控制下成岩作用改造的结果。本文从沉积环境和成岩作用角度，利用X线衍射、铸体薄片、扫描电镜和压汞分析等手段对储层物性的成因进行分析。

4.1  沉积环境对储层的影响

母岩性质、搬运距离和水动力条件共同决定着沉积物的碎屑成分及结构，杂基含量少、分选好的砂岩具有较高的原生孔隙度，而且成岩过程中孔隙和孔喉的衰减速度较慢；塑性颗粒和杂基含量高的砂岩，机械压实引起岩屑颗粒的塑性变形可以完全破坏颗粒之间的孔隙^[7]。晚渐新世白云凹陷的沉积环境从西向东由三角洲前缘逐渐向前三角洲过渡，所以，该层段储层主要为水下分流河道砂体和河口坝砂体，少量为席状远砂坝砂体。沉积物经过较长距离搬运致使碎屑颗粒具有较高磨圆度。但是，不同沉积微相砂岩的颗粒粒度、泥质杂基含量差异较大。水动力较强的水下分流河道发育的中-粗砂岩，其刚性颗粒组分含量高且泥质含量低；水动力条件较弱的河口坝细-粉砂岩，其泥质含量略高，而水动力条件微弱的前三角洲席状粉砂岩和泥质粉砂岩的泥质含量较高。

根据岩芯样品的物性与粒度分析、X-RAD数据对比研究表明，在储层同等成岩条件下，颗粒粒度与储层的物性具有明显的正相关性(图6)。储层物性随着颗粒平均粒径的增加而显著增大，但是，当平均粒径大于0.25 mm时，随着粒度的增加储层物性并没有明显变化；另外，当储层黏土矿物含量大于5%时，物性与黏土杂基含量具有明显的负相关性(图7)。水下分流河道中-粗砂岩、砂岩颗粒的粒径一般为0.25~2.00 mm，分选较好且泥质杂基含量低，孔隙度一般为13.7%~20.3%，渗透率介于(195.97~3 680.00)×10^-3 μm²。孔隙的吼道半径在埋藏过程中减小的速度慢，一般为分选很好的粗喉型，储层表现为中孔中渗透特征；河口坝细砂岩的粒径一般为0.151~0.250 mm，泥质杂基含量范围为5.56%~8.81%，在埋藏过程中，孔隙和喉道半径衰减速度与泥质含量密切相关，孔隙度一般为7.1%~16%，渗透率为(1.30~585.25)×10^-3 μm²，喉道为分选中等的中喉型或者细喉型，整体上表现为低孔低渗透储层。远砂坝粉砂岩样品的粒径为0.032 mm，由于泥质杂基含量较高，在埋藏过程中孔隙和喉道迅速衰减，成岩后期物性改造也很困难，孔隙度小于10%，渗透率也小于10×10^-3 μm²，喉道为分选较差的细喉型，储层表现为特低孔特低渗特征。

图6  白云凹陷珠海组砂岩粒径与物性的关系

Fig.6  Relationship between sandstone porosity and permeability with grain size in Zhuhai Formation of Baiyun Sag

图7  白云凹陷珠海组砂岩黏土杂基含量与物性的关系

Fig.7  Relationship between sandstone porosity and permeability with content of clay mineral in Zhuhai Formation of Baiyun Sag

总体上，研究区珠海组储层以中低孔中低渗为特征，这与该区三角洲前缘的沉积环境密切相关。储层砂岩粒径较大、分选较好且泥质含量较低，所以，岩石粒间充填的泥质杂基含量少，在成岩过程中，压实作用下损失的粒间孔隙度也较小，并且碎屑颗粒之间黏土矿物胶结物也较少，很好地保存了孔喉，致使储层具有较高的渗透率和喉道半径。可以说，沉积环境是储层物性好坏的先决条件。

4.2  成岩作用对储层的影响

通过储层孔隙类型、孔隙结构特征以及成岩矿物与孔隙之间关系等综合分析可以得出：对储层物性改造较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用及绿泥石黏土膜和溶蚀、溶解作用。根据对孔隙的改善和破坏情况，可以将研究区成岩作用分为建设性和破坏性成岩作用。

4.2.1  破坏性成岩作用

为了定量、半定量地评价破坏性成岩作用对储层物性的影响，针对主要储层部位选取56个砂岩样品，对白云凹陷珠海组砂岩原始孔隙度进行恢复，计算的初始孔隙度区间为35.39%~39.17%，平均为37.31%。初始孔隙度与砂岩粒径密切相关，一般粒径较大的砂岩初始孔隙度也较大。

研究区破坏性成岩作用包括机械压实作用、胶结作用及粒间自生矿物充填，其对储层物性改造较为明显。珠海组砂岩在埋藏成岩过程中遭受中等强度的机械压实作用，主要表现为塑性颗粒变形、重排及刚性颗粒断裂，颗粒之间主要为点-线接触(图3(i))。压实作用致使粒间孔隙衰减是不可逆转的。珠海组储层中普遍存在的胶结物为铁方解石、铁白云石、次生石英和黏土矿物，胶结作用对储层物性的影响主要表现在胶结物成分和胶结方式上。该区含量最高、分布最广的铁质碳酸盐胶结物(主要为铁方解石和铁白云石)遭受强烈的溶蚀溶解作用，一般只留下少量的粒间碳酸盐残骸，黏土矿物和次生石英胶结物除对粒间孔隙有较小影响外，主要是充填于喉道中从而降低储层的渗透性(图3(j))。但是，凹陷西斜坡珠海组上部存在钙质砂岩夹层，其内部大量的铁质碳酸盐胶结物保存良好，凹陷西斜坡珠海组下部发育铁泥质砂岩夹层，丰富的铁泥质胶结物不仅堵塞了喉道，而且充填了粒间孔隙。

研究表明：压实和胶结作用对3种类型储层物性的影响明显不同(图8)。白云凹陷珠海组主要储集层的刚性颗粒较多而泥质杂基含量较低，早期泥晶碳酸盐胶结物和硅质胶结物以孔隙式和接触式胶结，这些因素使储层抗压实能力增强，但晚上新世以来的新构造运动使南海北部盆地快速沉降，较大埋深所形成的强烈压实作用仍使粒间体积平均损失15.5%，压实损失孔隙的比率达41.6%。胶结作用损失粒间孔隙主要来源于普遍发育的自生石英和铁质碳酸盐胶结物溶蚀残骸，但这两者含量较低，对粒间孔隙影响较小，另外，黏土矿物胶结物含量较低并且以接触式胶结碎屑颗粒，所以，因胶结作用损失的孔隙度很小，储层以粒间扩大溶孔为特征，具有较高的孔隙度(表2)。早期碳酸盐胶结物发育的储层经溶蚀后，表现为分选好的中-粗型孔喉，储层渗透率较高，而硅质胶结和黏土矿物接触式胶结的储层后期很难溶蚀改造，表现为分选较好的细-中型孔喉，储层渗透率低至中等。

图8  胶结作用和压实作用与孔隙率的关系

Fig.8  Relationship among squeezing action, cemention and porosity

表2  主要成岩过程中粒间孔隙演化数据

Table 2  Date of porosity evolution in main diagenesis

凹陷西斜坡珠海组上部钙质砂岩夹层内发育大量亮晶-连晶铁方解石胶结物，其基底式和孔隙式的胶结方式极大地增强了储层抗压实能力，并且有效保存了颗粒间的粒间体积，使得压实后剩余粒间体积平均高达29.5%；同样地，由压实损失的孔隙度很小；而胶结作用造成较大的孔隙度损失，其损失粒间孔隙率为67.7%。凹陷西斜坡珠海组下部铁泥质砂岩夹层分选差-中等，泥质含量高，导致储层抗压试能力较弱，并且大量塑性铁泥质矿物充填于孔隙内部和胶结于颗粒之间，占据大量的储集空间，所以，压实和胶结作用两者损失粒间孔隙都很大，损失率基本相当。这2种类型储层孔隙度都很低，主要为少量的粒间胶结物内微孔隙和溶蚀孔隙，大量碳酸盐胶结物和黏土矿物充填于喉道内部，分别形成分选较好和未分选的细喉型喉道，致使储层渗透率也很低。

4.2.2  建设性成岩作用

该区广泛发育的建设性成岩作用主要为溶蚀、溶解作用，其产生的大量次生孔隙是珠海组孔隙度和渗透率较高的主要原因；另外，西斜坡珠海组底部形成对储层物性有利的绿泥石黏土膜，使原生孔隙有效保存下来。

(1) 溶蚀、溶解作用。通过铸体薄片和扫描电镜观察发现，大量长石颗粒与硅质岩屑颗粒被强烈溶蚀，有的仅剩残骸(图3(k))，这说明地层水是一种pH较小的酸性流体。因为蒙脱石等黏土矿物成岩演化产生的酸性水或有机质过成熟产生的CO₂都难以产生这样的溶蚀效应^[9]。珠江口盆地存在4 套烃源岩，有机质类型以Ⅰ和Ⅱ型为主^[14]，从白云凹陷中部LW3-1-1井所揭示的烃源岩来看，珠海组烃源岩的有机质热演化程度R_o为0.43%~0.53%，处于低成熟阶段^[15]，正处于有机酸生成的鼎盛时期，可以为储层溶蚀溶解作用的发生提供大量酸性流体。凹陷深部的恩平组和文昌组2套烃源岩目前处于成熟和过成熟阶段^[14]，其有机酸生成能力正逐渐减弱，但早期大量生成的有机酸可能已运移至珠海组储层内部。

充足的有机酸供给是储层发生强烈溶蚀溶解作用的必要条件^[16]，除此之外，碎屑岩自身还必须具备大量的可溶组分和畅通的酸性流体运移通道。经实验分析发现该地区溶蚀或溶解的对象主要为碳酸盐胶结物、长石和硅质岩屑，其中以铁质碳酸盐胶结物溶蚀形成的次生孔隙对储层物性的贡献最大。水下分流河道和河口坝砂体含有一定数量的长石和硅质岩屑组分，而自生高岭石是长石在酸性条件下溶蚀的产物，其过程为：

4KAlSi₃O₈+2CO₂+4H⁺=Al₄(Si₄O₁₀)(OH)₈+8SiO₂+K₂CO₃

(钾长石)               (高岭石)

所以，在溶蚀强烈的样品中，扫描电镜观测到长石残骸内发育较多高岭石(图3(l))；同时，X线衍射也检测出该样品高岭石含量明显增高。储层成分成熟度较高、分选好且泥质含量很低，这无疑为碳酸盐胶结物的广泛发育提供了条件。但珠海组大部分储层的孔隙内碳酸盐含量较低，这主要是酸性流体溶蚀溶解造成的。因为发生溶蚀的储层内部基本都残留亮晶铁方解石和铁白云石，这是储层孔隙内碳酸盐胶结曾经发育的有力证据。

(2) 绿泥石黏土膜保护作用。薄片观测、X线衍射分析和能谱分析结果表明：绿泥石胶结物是珠海组储层黏土矿物的主要类型，并且多为铁绿泥石，其在珠海组底部碎屑颗粒周围形成绿泥石黏土膜。自形程度较高绿泥石晶体垂直于颗粒表面向孔隙中心生长，在颗粒表面形成一层环状薄膜，其厚度通常为2~6 μm，在绿泥石膜较薄或不连续处可以见到Ⅰ级自生石英加大(图3(a))。储层具有较高的孔隙度，一般为21%，孔隙类型主要为粒间原生孔隙，偶尔也见少量溶蚀孔隙和刚性颗粒压裂缝，孔喉分选好的粗喉型，喉道平均半径为5.64 μm，渗透率可达274.5×10^-3 μm²，以中孔中渗为特征。

薄片中可以看到刚性颗粒接触处也发育绿泥石黏土膜，这说明绿泥石黏土膜是早成岩期的产物，也早于储层有效压实作用，早期绿泥石黏土膜的发育和持续存在，对增强储层的抗压实能力起到一定效果，有利于粒间体积的保存，同时，也抑制了刚性颗粒之间发生压溶作用^[9-10]，避免硅质胶结造成喉道缩小。但是，本研究中碎屑颗粒之间的绿泥石膜较薄，对储层的渗透率影响有限。绿泥石胶结物包裹着碎屑颗粒，阻断了地层流体与碎屑颗粒接触，所以，显微镜下很少观察到粒内溶蚀现象。储层自生石英的含量很低，其原因主要有2个方面：一是较厚绿泥石黏土膜阻止地层水中的SiO₂在石英颗粒表面沉淀；二是上述压溶作用和溶解作用弱致使提供SiO₂较少。另外，该套储层中未见碳酸盐胶结物，这说明绿泥石黏土膜的存在也抑制了碳酸盐的沉淀。

5  结论

(1) 白云凹陷珠海组储层主要为水下分流河道砂体和河口坝砂体，少量为席状远砂坝砂体，岩石类型以长石质石英砂岩和长石岩屑质石英砂岩为主，砂岩成分成熟度和结构成熟度较高，碎屑颗粒多以颗粒方式支撑，并以碳酸盐、自生石英和黏土矿物接触式胶结。

(2) 储层物性以中低孔中低渗特征，其孔隙度主要分布在10%~18%，渗透率主要分布在(20~640)× 10^-3 μm²，以粒间溶蚀扩大孔为主；其次为珠海组底部黏土膜保护的原生孔隙，孔隙连通性好，喉道一般为分选好的中喉型或者粗喉型，局部硅质和黏土胶结物较多的储层喉道为细喉型；凹陷西斜坡珠海组上部发育厚度为10 m左右钙质砂岩夹层，孤立的粒内溶孔、胶结物晶间微孔隙与分选中等的细孔喉组合使储层表现为特低孔特低渗；受绿泥石黏土膜保护的储层顶部，较多的黏土矿物胶结物堵塞了喉道，形成了中低孔特低渗储层，在该套储层内部发育一套厚度为   5 m左右的铁泥质砂岩夹层，其为基质微孔隙、少量粒间溶孔与分选极差的细孔喉组成的特低孔特低渗储层。

(3) 该层段储层砂体在三角洲前缘环境沉积，砂岩的刚性颗粒多，粒径较大，分选较好且泥质含量较低，这是珠海组储层具有良好物性的先决条件。酸性流体的溶蚀溶解作用和绿泥石黏土膜保护作用是珠海组储层物性较好的根本原因。由于储层埋深较大，压实作用是储集层粒间孔隙损失的主要原因，而部分储层渗透率较低是由于自生石英和黏土矿物充填孔隙喉道；钙质砂岩夹层物性差是胶结作用所致，而铁泥质砂岩夹层物性差是压实和胶结共同作用的结果。

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(编辑 陈灿华)

收稿日期：2010-08-27；修回日期：2010-11-29

基金项目：国土资源部全国油气资源战略调查与评价项目(XQ-2004-05)；国家科技重大专项海洋深水区油气勘探关键技术资助项目(2008ZX05000-025)

通信作者：吕成福(1979-)，男，黑龙江海伦人，博士，助理研究员，从事储层沉积学的研究；电话：13519668929；E-mail: bailu2005@163.com