珠江口盆地惠南半地堑恩平组烃类充注特征与砂岩致密化成因分析*

朱 明 张向涛 杨兴业 朱俊章 杜家元 施 洋

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518054)

珠江口盆地古近系文昌组和恩平组具有良好的烃源岩基础，古近系储层具有近源成藏和优先成藏的有利条件，因此古近系是目前珠江口盆地勘探的新领域之一[1-3]。近年来，围绕珠江口盆地富烃洼陷开展古近系勘探，在陆丰、惠州、西江、开平凹陷文昌组和恩平组获得了油气发现，使之成为盆地下一阶段储量、产量重要接替区。但珠江口盆地古近系具有埋深大、地层温度高的特点，砂岩储层经历了复杂的成岩作用改造，储层的物性条件是油气勘探的关键。

烃类是含油气盆地重要的流体组成部分，其对砂岩储层成岩的影响早已引起石油地质研究者的关注[4]。通常情况下含油砂岩比含水砂岩成岩作用弱，表明原油可以抑制砂岩的成岩作用。此外，烃类充注对成岩作用的影响还受控于油、水、岩之间的润湿性[5-6]。

本文利用生物标志化合物绝对定量分析、岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射、压汞、流体包裹体、储层荧光定量分析等手段，对惠州凹陷惠南半地堑A构造A1井恩平组砂岩中烃类来源、充注时间、充注强度和储层成岩作用过程及致密化成因进行综合分析，以期为研究区古近系深层油气成藏条件评价提供参考。

1 区域地质概况

珠江口盆地构造位置上处于华南大陆南缘，是在古生代和中生代褶皱基底上形成的新生代伸展盆地，NE向断裂与NWW向断裂共同控制了盆地的隆坳格局，形成了南北分带、东西分块的构造格局，可划分北部隆起带、北部坳陷带、中央隆起带、中部坳陷带、南部隆起带和南部坳陷带等一级构造单元(图1)。

图1 研究区位置Fig .1 Location of the study area

珠江口盆地新生界发育齐全，包括古近系的神狐组、文昌组、恩平组和珠海组，新近系的珠江组、韩江组、粤海组、万山组以及第四系。其中，文昌组—恩平组沉积期发育湖泊、河流和湖沼相沉积，珠海组沉积期发育海陆过渡相沉积，新近系和第四系以海相沉积为主。目前珠江口盆地油气储量发现主要集中于珠江组和珠海组，同时在文昌组和恩平组也获得了良好油气显示和一定的商业发现。

A构造位于珠江口盆地珠一坳陷惠州凹陷惠南半地堑HZ24洼北部斜坡带(图1)。A1井在恩平组3 967.00～3 985.52 m取心段的粗砂岩上见油斑，但地层测试结果为干层。该套砂体为辫状河三角洲平原分流河道砂体，具有低孔低渗特征。

2 烃类来源定量分析

A1井区在文昌组—恩平组沉积期以河流、滨浅湖、三角洲和泥沼相为主，不利于优质烃源岩的发育和保存[7-8]，因此文昌组半深—深湖相外源烃类的充注对于A构造形成烃类聚集至关重要。

依据生物标志化合物组合特征，可将A1井恩平组砂岩烃类抽提物分为两类：第一类抽提物中C24四环萜烷含量高、C304-甲基甾烷含量低、T化合物含量高；第二类抽提物中C304-甲基甾烷含量高、T化合物含量低、C24四环萜烷和奥利烷含量低(图2)。与惠州凹陷恩平组和文昌组烃源岩典型生物标志化合物进行对比可知，第一类砂岩抽提烃主要来自恩平组浅湖—沼泽相烃源岩，第二类砂岩抽提烃主要来自文昌组半深—深湖相烃源岩。

对A1井恩平组砂岩抽提物进行了生物标志化合物绝对定量分析，不同样品的生物标志化合物的绝对浓度和组合特征呈现出明显的渐变过渡特征，表明存在两类烃类的混合现象(图3)。由于恩平组湖沼相煤系烃源岩以偏生气为主，所生成烃类中的C15+生物标志化合物的绝对浓度要远低于文昌组半深—深湖相偏生油型烃源岩生成的烃类，因此混源烃相对贡献定量计算非常必要[9]。根据砂岩样品中生物标志化合物组合特征分析，A1井埋深3 996～3 999 m样品为恩平组湖沼相端元烃，埋深3 980.6 m样品为文昌组半深—深湖相端元烃(图2、3)。根据甾烷系列化合物绝对浓度配比计算得出：A1井仅在埋深3 981.0 m和3 982.8 m砂岩抽提烃中有明显的文昌组半深—深湖相烃源岩生成的烃类贡献，其他样品抽提烃基本来自恩平组浅湖—湖沼相烃源岩(表1)。

图2 A1井恩平组岩石抽提烃与惠州凹陷典型文昌组半深—深湖相烃源岩生物标志物特征对比Fig .2 Comparison of biomarkers characteristics of extracted hydrocarbon of Enping Formation in Well A1 and typical Wenchang Formation semideep—deep lacustrine source rocks in Huizhou sag

图3 A1井恩平组砂岩抽提烃甾烷系列生物标志物 绝对浓度分布Fig .3 Sterane biomark concentration distributions of extracted hydrocarbon of Enping Formation sandstone in Well A1

表1 A1井砂岩抽提烃中文昌组半深—深湖相烃源贡献比例计算结果Table 1 The contribution of Wenchang Formation semi-deep to deep lacustrine sourced hydrocarbon in the sand stone extracted hydrocarbon in Well A1

3 烃类充注史分析

当烃类进入储层后，改变了储层成岩流体环境，必然影响成岩矿物的形成及成岩作用的发生，从而影响储层的物性[10-12]。

采用流体包裹体法确定烃类的充注时期，与油包裹体同期的盐水包裹体的均一温度是该技术确定成藏期次的主要依据。对A1井恩平组3 970.5、3 979.5、3 980.5 m深度处的砂岩样品进行了烃类包裹体显微荧光观测和流体包裹体显微测温分析，石英颗粒裂纹中见大量发黄色荧光的油包裹体和发蓝白色荧光的油包裹体(直径为2～8 μm)，GOI平均值为45.7%，呈群体线性定向分布(图4)，表明存在一期中质原油充注和一期轻质原油充注。与油包裹体共生的盐水包裹体均一温度为120～125 ℃、150～175 ℃。将盐水包裹体均一温度投影到含有古温度演化埋藏史图上(图5)，可以看出：第一期烃类充注发生在距今13.2～12.0 Ma，第二期烃类充注发生在距今2.5～0 Ma，含烃包裹体丰度指示以晚期油气充注为主。

储层定量荧光分析结果进一步证实了A1井恩平组储层半深—深湖相烃类充注以晚期充注为主。储层定量荧光技术包括储层颗粒定量荧光(QGF)和储层萃取液定量荧光(QGF-E)[13-15]。其中，QGF光谱是对油包裹体和颗粒表面残余烃的荧光响应，可以识别古油层，主要参数有QGF指数、QGF强度、最大荧光强度波长(λmax)和光谱半高宽(Δλ)；QGF-E光谱是对颗粒表面吸附烃的荧光响应，用于油层或残留油层的判识，主要参数为QGF-E强度。古油层砂岩具有较强的QGF光谱，其QGF指数大于6；古油水界面附近砂岩QGF指数为4～6，古水层砂岩QGF指数小于4。现今油层QGF-E强度大于40，水层QGF-E强度为4～40[16]。A1井恩平组储层砂岩QGF强度较弱，光谱平缓，QGF指数均小于4，Δλ小于300 nm，为典型的古水层特征(图6)；3 963 m～4 002 m深度砂岩QGF-E强度较高(大于40)，为油层或残余油层，其中3 980 m深度附近具有文昌组来源烃类充注的样品QGF-E强度最高，具有古水层和现今油层的组合特征，表明以晚期充注为主。

(a)3 979.5 m，单偏光；(b)3 979.5 m，紫外荧光，砂岩穿颗粒微裂纹愈合缝中群体定向分布油包裹体，发黄绿色荧光；(c)3 979.5 m，单偏光；(d)3 979.5 m，紫外荧光，单石英颗粒微裂纹愈合缝中发黄绿色和浅蓝色荧光。

图4A1井恩平组砂岩储层中油包裹体显微特征

Fig.4MicroscopiccharacteristicsofoilinclusionsinEnpingFormationsandstonesinWellA1

图5 A1井恩平组流体包裹体均一温度分布及烃类充注时间Fig .5 Fluid inclusion homogenization temperatures and hydrocarbon charging times of Enping Formation in Well A1

图6 A1井恩平组储层定量荧光剖面Fig .6 Quantitative fluorescence profiles of Enping Formation in Well A1

4 砂岩储层特征分析

4.1 岩石学特征

A1井恩平组油气显示段储层为辫状三角洲平原分流河道沉积，主要为中—粗砂岩，含有少量细砂岩，在3 972.0～3 984.6 m井段共选取6个岩心样品开展了系统的岩石学和孔渗分析(图7)。铸体薄片观察表明样品为长石石英砂岩—岩屑石英砂岩。其中，石英颗粒以单晶石英为主，有少量多晶石英，含量为8%～71%，平均65%；长石含量为4%～20%，平均9%；岩屑主要为燧石、千枚岩，见有火山岩，含量为5%～9%，平均7%。砂岩分选、磨圆度为中等—好，颗粒之间呈线—镶嵌接触。细砂岩中杂基和假杂基丰富，局部杂基呈层状分布，孔隙不发育。中—粗砂岩孔隙主要为长石溶蚀形成的超大孔，孔隙连通性差，扫描电镜下见石英胶结，孔隙中充填自生黏土矿物(以伊利石为主)。通过对这6个样品的XDR分析表明，恩平组砂岩的长石类矿物中钾长石含量与斜长石相比具有明显优势，黏土矿物主要由伊利石组成，仅含有少量的高岭石和绿泥石(图8)。

4.2 孔渗特征

利用岩心铸体薄片和扫描电镜两种方法观察分析A1井恩平组砂岩孔隙类型。利用氮气法测得A1井恩平组砂岩样品总孔隙度为2.50%～12.30%(平均9.15%)，渗透率为0.01～1.30 mD(平均0.48 mD)，具有低孔低渗的特征(表2)。砂岩样品面孔率为0～7.60%(平均4.73%)，次生溶蚀孔面孔率为0～7.20%(平均4.47%)，原生粒间孔隙面孔率为0～0.80%(平均0.27%)。砂岩孔隙以次生溶蚀孔隙为主，并且与渗透率有较好的正相关性，表明次生溶蚀孔贡献了储层的大部分渗透率(图9)。

在实际研究中，通常把利用普通偏光显微镜能够识别的孔隙称为宏孔，不能识别的孔隙称为微孔[17-18]。氮气法测得的A1井恩平组砂岩样品总孔隙度普遍大于薄片孔隙度(面孔率)，表明该井区恩平组砂岩微孔普遍发育(微孔含量占33%～100%，平均55%)，但微孔孔隙对储层渗透率的贡献极低(表2)。

(a)3 972.0 m，单偏光，× 26； (b)3 972.0 m，单偏光，×130，极细砂岩，分选、磨圆中等，颗粒之间呈镶嵌接触，压实强烈，杂基和假杂基较丰富，孔隙不发育；(c)3 980.93 m，单偏光，× 26；(d)3 980.93 m，单偏光，×130，中—粗砂岩，分选好，磨圆中等，颗粒之间呈线接触，石英(Q)胶结，发育孔隙主要为长石溶蚀形成的超大孔，孔隙连通性差；(e)3 978.4 m，SEM，长石(K-feld)溶蚀，丝缕状伊利石(I)充填孔隙，石英加大发育，微孔发育；(f)3 980.5 m，SEM，长石溶蚀，丝缕状伊利石充填孔隙，石英加大和粒间胶结物发育。

图7A1井恩平组砂岩储层微观特征

Fig.7MicroscopiccharacteristicsofEnpingFormationsandstonesinWellA1

图8 A1井恩平组砂岩部分矿物组成特征Fig .8 Content of selected minerals of Enping Formation sandstones in Well A1表2 A1井恩平组砂岩储层物性特征Table 2 Characteristics of reservoir physical property of Enping Formation sandstone in Well A1

深度/m岩性总孔隙度/%面孔率/%渗透率/mD微孔含量/%3972 岩屑石英砂岩 2.500.01 100 3975 岩屑石英砂岩 6.43.6 0.01 44 3978 长石石英砂岩 11.47.6 0.42 33 3981 长石石英砂岩 12.86.0 0.66 53 3983 长石石英砂岩 9.54.8 0.27 49 3985 长石石英砂岩 12.36.4 1.30 48

图9 A1井恩平组砂岩宏孔率与储层物性关系Fig .9 Relationship between point-count porosity and reservoir physical property of Enping Formation sandstones in Well A1

5 砂岩致密化成因与成岩作用过程分析

5.1 砂岩致密化成因

砂岩沉积后的原始孔隙度代表了成岩作用发生的起始状态，是进行各种成岩作用分析的参照标准。砂岩沉积后原始孔隙主要与碎屑颗粒的堆积方式和分选度有关，自然条件下颗粒为随机堆积，砂岩孔隙度与颗粒分选系数之间存在线性关系[19],即

Pi=20.9+22.91/So

(1)

式(1)中：Pi为原始孔隙度，%；So为分选系数。

式(1)被广泛应用于砂岩初始孔隙度恢复。依据粒度分析资料得出A1井恩平组砂岩平均分选系数为1.8，计算得出砂岩原始孔隙度约为33.6%。

机械压实和化学胶结作用是引起砂岩储层致密化的主要机制。分选良好的石英砂岩在埋深2 000 m左右达到压实稳定状态，孔隙度约为26%，孔隙度减量约为16%[20]。A1井区恩平组砂岩现今埋深接近4 000 m，远大于充分机械压实的下限深度，已经历了充分的机械压实。

化学胶结作用受控于热力学和动力学因素，具体来说包括地层温度、经历的地质时间、粒度和颗粒表面的包裹情况。A1井恩平组砂岩铸体薄片和扫描电镜观察到大量的石英胶结物充填粒间孔隙(图7)。由于石英加大与石英颗粒在光学性质上的连续性，在普通显微镜下难以对其进行准确区分。利用阴极发光技术可以较为准确地分析石英加大的特征，A1井3 979 m和3 983 m深度的两块砂岩样品阴极发光下可见两期石英加大边，加大边宽0.01～0.05 mm，据此计算得出石英胶结物含量为10%～20%。由于砂岩样品石英胶结物的含量可近似等于化学胶结作用引起的孔隙减量，结合前文计算的砂岩原始孔隙度可以得出恩平组砂岩机械压实作用引起的孔隙减量约为15%，处于机械压实孔隙减量的平均水平[21]。因此，强烈的石英胶结是A1井区恩平组砂岩致密化的主要原因。

石英胶结物的形成受到溶解态二氧化硅来源、二氧化硅的运移速度和二氧化硅的沉淀速率的共同控制[22]。外源二氧化硅主要源于相邻泥岩层或者深部地层，但是难以进行有效运移。Bjorlykke[23]认为每平方厘米的砂岩需要3×108cm3地层水渗流通过，才能形成明显的石英胶结。内源二氧化硅来源丰富，常见的有：钾长石钠长石化过程伴有二氧化硅生成；长石在酸性条件下溶蚀过程中形成二氧化硅；蒙脱石的伊利石化和绿泥石化过程形成二氧化硅；石英颗粒的压溶作用引起二氧化硅的溶解和再沉淀。在石英颗粒的压溶过程中压力所起的作用目前还存在争议，温度及石英颗粒表面伊利石和云母矿物的出现可能对压溶/缝合线的形成起到控制作用[22]。A1井区恩平组砂岩富含伊利石，颗粒间以线接触为主，长石的溶蚀在研究区普遍发育(图7、8)，因此压溶作用和长石蚀变、伊利石化反应形成的二氧化硅可能是石英胶结物最重要的物质来源，内源二氧化硅的运移距离短，可以通过扩散作用进行有效运移。

砂岩储层内游离硅具有来源广和运移距离短的特点，因此二氧化硅的沉淀速率是石英胶结物形成的控制因素。通过实验和数值模拟的方法，得出在埋藏条件下二氧化硅的沉淀速率与温度之间的关系为[24]

r=a10bT

(2)

式(2)中：r为石英的沉淀速率，mol/(cm2·s)；a、b为常数，mol/(cm2·s)和 ℃-1；T为温度，℃。

在给定的温度条件下，单位体积砂岩生成的石英胶结物的体积的计算公式为

Vq=MrAt/ρ

(3)

式(3)中：Vq为单位体积砂岩中生成的石英胶结物体积，cm3/cm3；M为石英的摩尔质量，取60.9 g/mol；A为石英颗粒的比表面积，cm2/cm3；t为时间，s;ρ为石英密度，取2.65 g/cm3。

温度和石英颗粒的比表面积是石英胶结物形成的决定性因素。A1井现今恩平组储层温度为155 ℃左右，有利于石英胶结物的沉淀。影响石英颗粒比表面积的主要因素有：①石英颗粒的粒度，细粒物质中石英颗粒的比表面积大。②石英颗粒表面洁净程度，微晶石英颗粒和绿泥石等矿物包裹石英颗粒表面不利于石英胶结物的成核结晶。③油气充注的影响。油气充注作用在一定程度上隔离石英颗粒和成岩地层水的接触，从而延缓石英胶结物的沉淀，但水湿性储层在油气充注之后，岩石颗粒表面仍然被水膜包裹，油气充注作用对石英胶结物沉淀的影响有限[25-26]。A1井区恩平组砂岩石英颗粒以单晶石英为主，颗粒表面少见微晶石英或绿泥石包壳矿物，粒间发育丝缕状伊利石(图7)，伊利石具有较强的水湿性，因此利于二氧化硅的沉淀和石英胶结物的形成。此外，A1井区恩平组砂岩储层整体上油气充注强度较弱，油气主充注期较晚，加之石英和伊利石均为水湿性矿物，因此油气充注对二氧化硅的沉淀速度影响不大。

5.2 储层砂岩成岩作用过程

A1井区恩平组储集砂岩以浅水辫状河三角洲平原辫状河道砂体为主体。恩平组沉积期气候湿润，地表水体具有含氧量较高、低盐度、中—偏酸性的特征[27]，水体中Fe2+含量低，该类地表水侵入溶蚀河道砂体中的长石和云母等矿物后易于高岭石化，而难以形成蒙脱石[28]。该井区储层砂岩在现今条件下依然具有相对富含钾长石的特征(图8)，据此可推测恩平组沉积期砂岩中具有较高的钾长石含量，为埋藏期地层水提供了K+来源。随着埋藏深度的增大，地层温度升高至约70 ℃之后，在富K+的成岩环境条件下，高岭石和钾长石发生伊利石化，最终形成石英胶结物和伊利石。一方面，伊利石可以促进石英的压溶，为石英胶结提供物质来源；另一方面，伊利石为水湿性矿物，可以减弱油气充注对石英胶结物形成的抑制作用[29]。此外，伊利石充填于孔隙中也在很大程度上降低了砂岩的渗透性。

A1井区恩平组经历的对储层有显著影响的成岩作用包括压实作用、溶蚀作用和胶结作用。通过成岩作用模拟，得出压实作用主要发生在15Ma之前，随着埋深的增大，压实作用引起的减孔速率逐渐降低，压实作用引起的总减孔量约为14.6%；胶结作用以石英胶结为主，胶结物的形成速率随着埋深和地层温度的增大而增大，石英胶结引起的总减孔量约为17%；溶蚀作用主要发生在恩平组湖沼相烃源岩的生烃早期阶段，与该阶段有机酸的大量生成具有密切关系，溶蚀作用造成的总增孔量约为4.5%(图10)。由此可见，A1井区恩平组储层砂岩成岩模拟结果与储层薄片显示的成岩作用特征具有较强的一致性；外源油气主充注期为2.5 Ma至今，该时期砂岩储层孔隙度已经降低至约10%，烃类充注与砂岩成岩作用过程具有典型的先致密后充注的特征。

图10 A1井区恩平组砂岩孔隙演化过程模式Fig .10 Quantitative model for sandstone porosity evolution of Enping Formation in the area of Well A1

6 结论

1) 惠州凹陷惠南半地堑A1井恩平组砂岩抽提烃有两类来源：恩平组浅湖—沼泽相烃源岩和文昌组半深—深湖相烃源岩，生物标志化合物组合特征分析表明恩平组储层烃以自生自储烃为主，有少量文昌组半深—深湖相烃源岩生成的烃类贡献。

2) A1井恩平组砂岩储层经历了两期烃类充注：第一期为13.2～12.0 Ma，第二期为2.5～0 Ma。含烃包裹体丰度和储层定量荧光分析指示以晚期油气充注为主。

3) A1井恩平组储层为长石石英砂岩—岩屑石英砂岩，钾长石含量与斜长石相比具有明显优势，黏土矿物成分以伊利石为主；砂岩宏孔以次生溶蚀孔隙为主，并贡献了大部分渗透率。

4) 石英胶结是导致A1井区恩平组储层砂岩致密化的主要原因，在富K+的成岩环境下形成了石英胶结物和自生伊利石，伊利石进一步促进了石英压溶作用的进行，而油气充注对恩平组砂岩致密化的影响较小。