南海西北部晚中新世红河海底扇储集层特征

郑胜，吕成福，陈国俊，张功成，梁建设，李超，张义娜，徐勇



南海西北部晚中新世红河海底扇储集层特征

郑胜1, 2，吕成福1，陈国俊1，张功成3，梁建设3，李超1，张义娜3，徐勇1, 2

(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. 中国科学院大学，北京，100049；3. 中海油研究总院，北京，100027)

通过粒度分析、岩石铸体薄片、物性分析和扫描电镜等手段，分析远源红河海底扇储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙结构及物性演化，研究海底扇储层的储集性能及成因机制。研究结果表明：红河海底扇主要储层可以分为碎屑流成因的中扇水道砂体、浊流成因的下扇水道砂体和末端朵叶砂体3类。储层具有较好的孔隙度，但渗透率较低，以中孔特低渗为典型特征，孔隙类型以粒间溶蚀扩大孔为主，喉道一般为分选中等的细喉型、砂岩内部发育致密的薄层钙质砂岩。优质储层发育在海底扇前端的下扇末端朵叶体，岩性为厚层的岩屑质石英细砂岩和中砂岩。储层孔隙度较高得益于远源重力流砂岩具有良好的颗粒骨架且泥质含量较低，早期碳酸盐胶结物得以大量发育并在晚期发生强烈溶蚀；渗透率较低的主要原因是后期绿泥石胶结物的广泛发育从而堵塞了喉道。

孔隙结构；物性；成岩作用；重力流；深水扇；南海北部

随着油气勘探开发难度的逐渐加大和技术的进步，现今油气勘探具有从陆地到海洋、从浅水到深水的发展趋势，所以，海洋深水油气勘探已经成为全球油气勘探的热点问题[1−2]。大型海底扇作为海洋深水油气勘探的主要目标，同时也是全球沉积学研究的前沿和重点。近年来，国际上深水油气勘探取得的巨大成功，极大地促进了有关深水扇系统的研究。目前的研究主要是针对海底扇的沉积格架、模式等宏观沉积特 征[2−4]，而对于海底扇储层，认为海底扇砂岩的孔隙主要由原始颗粒格架决定[5]，混合型碳酸盐浊积碎屑岩中普遍发生胶结作用[6]，碳酸盐胶结物在海底扇下扇末端砂岩中普遍发育于钙质结核[7]。可见，海底扇储层的储集特征及主控因素研究明显不足，而储层的储集性能是油气藏评价的重要指标，现今海洋油气勘探中海底扇储层一般分布在海洋的深水区，勘探开发的难度大、成本高，人们尤为关注海底扇的优质储层分布及储集性能。王英民等[1]在莺歌海盆地和琼东南盆地结合部发现一个大型海相深水扇沉积——红河海底扇，并对该海底扇的成因、物源等宏观沉积特征进行了研究，认为该扇体物源主要来自于远源的红河水系，是富砂/泥型的海底扇。该扇富砂部分面积超过5 000 km2，最大沉积厚度超过2 km[1, 8]。由于钻遇该扇体的YC35-1-2井在黄流组有气层发现，使海洋油气勘探开发工作者对红河海底扇的油气勘探寄予较高期望，但同时对该扇体储集条件问题也存在很大争议，因为对于远源海底扇的储集层来说，其沉积环境、岩石结构和成岩环境有别于其他类型的碎屑岩储层。在此，本文作者选取唯一钻遇该扇体并进行系统取心的YC35-1-2井为研究对象，通过X线衍射、铸体薄片、压汞分析以及实测孔隙度和渗透率等手段，分析远源红河海底扇碎屑岩储层的储集特性及演化规律，并讨论成岩作用对远源碎屑岩储层物性的影响，以期对该地区远源海底扇油气勘探开发提供科学依据。

1 地质背景与红河扇沉积特征

莺歌海盆地与琼东南盆地为南海西北部的新生代盆地。莺歌海盆地位于我国海南岛的西南侧，呈北西向展布，其北侧为红河入海口，东侧与琼东南盆地相连；琼东南盆地位于海南岛东南侧，呈北东向展布，东侧与南海西北次海盆相通(图1)。受新生代大陆边缘拉张、印−欧板块碰撞、南海海底扩张等多种构造活动控制和影响，莺−琼盆地具有明显不同的构造演化背景[9]，莺歌海盆地为受红河断裂系控制的走滑拉分盆地[10]，而琼东南盆地主要受南海扩张影响，先后经历了古近纪裂陷阶段和新近纪坳陷阶段2个构造演化过程[11−12]，具有典型断坳双层充填结构。渐新世早期在琼东南盆地发生海侵，沉积了一套海陆过度相地层，渐新世晚期海侵进一步扩大至莺歌海盆地，使莺−琼盆地充填了滨浅海相和海相三角洲沉积，此时莺歌海盆地北部红河物源可以提供大量沉积物[10, 13]。莺−琼盆地早中新世至中中新世海侵不断扩大，主要发育一套滨浅海相沉积，局部为碳酸盐台地相沉积；晚中新世为一套滨浅海相及半深海相的沉积，此时琼东南盆地主体为浅海−半深海沉积；上新世发育一套以巨厚泥岩为主的浅海−半深海相沉积[14−15]。

图1 南海西北部莺—琼盆地构造区域图

YC35-1-2井位于红河扇前端，钻遇黄流组和梅山组上部地层，并且从梅山组上部至黄流组二段中部(4 654.3~4 835.4 m)连续取心段180 m，这为揭示该扇体的储层性质提供很好条件。根据岩心、岩屑录井和测井曲线分析，可以把红河海底扇的取心段地层从下到上划分为3期：第1期海底扇包含中扇和下扇2个亚相，前者砂岩储层主要为碎屑流水道沉积，后者砂岩储层为以浊流方式搬运的水道沉积和末端朵叶体沉积；第2期和第3期海底扇属于下扇亚相，砂岩储层主要为末端朵叶体沉积。所以，红河海底扇砂岩储层总体可以分为碎屑流成因的中扇水道砂体、浊流成因的下扇水道砂体和末端朵叶砂体3类，并且末端朵叶砂体最为发育，最大单层厚度可达32.7 m。

2 储层岩性与岩石学特征

通过对不同沉积微相砂岩的岩石薄片和粒度进行分析可以发现，受沉积相带和沉积物搬运方式影响，海底扇储层岩石性质有很大差别(图2)。下扇末端朵叶体一般发育浊流成因的厚层块状细砂岩和中砂岩，分选较好，泥质含量略高；下扇水道发育以砂质为主的浊流沉积，岩性为细砂岩、中砂岩和含细砾粗砂岩，分选中等。中扇水道主要发育砂砾质碎屑流沉积，岩性为砂砾岩和含砾粗砂岩,砂岩基质一般由粗砂和巨砂组成，也含有少量中砂、细砂、粉砂和黏土，砾石粒径一般在3~9 mm之间，最大粒径可达3 cm，分选差，局部层段也发育薄层由泥质和粉−细砂岩支撑的泥质砂砾岩。总的来看，红河海底扇主要砂岩储层的泥质含量(体积分数)较低，最高不超过6.7%。

(a) 4 714.28 m下扇末端朵叶体砂岩；(b) 4 812.52 m中扇水道砂岩

海底扇储层岩石性质差异不仅表现在粒度上，同时岩石矿物组成及结构也不同(图3)。下扇末端朵叶砂体位于海底扇最前端，沉积物主要以浊流的方式长距离搬运，致使该储层岩性主要为细粒、成熟度较高的岩屑质石英砂岩，石英体积分数平均为75.2%，矿物分选、磨圆均很好。具有相同沉积物搬运方式和海底扇中所处位置的下扇水道砂体，岩石矿物结构成熟度与其类似，但长石成分略有增高，岩性为长石岩屑质石英砂岩；而中扇水道更靠近海底扇根部，沉积物主要以碎屑流方式搬运，岩石结构成熟度和矿物成熟度均有所降低，颗粒磨圆中等，一般为次棱角状—次圆状，储层岩性主要为岩屑砂岩。储层中石英大约77%为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；长石主要为钾长石，同时含有少量斜长石；岩屑以变质岩和花岗岩为主，喷出岩次之。整体上泥质杂基体积分数较少，一般0.36%~6.7%之间，平均为2.67%，结合扫描电镜观察和X线衍射分析得知，泥质主要以绿泥石和伊蒙混层为主。碎屑颗粒之间以点−线接触为主,支撑方式多为颗粒支撑，储层胶结物主要为黏土矿物、硅质胶结物和碳酸盐胶结物，目前碳酸盐胶结物大部分被溶蚀，胶结类型以接触式为主，局部层段以碳酸盐孔隙式胶结，其中，碳酸盐胶结物一般为铁方解石和白云石，也发育一定数量的方解石和铁白云石，偶尔可见少量的菱铁矿。另外，砂岩中完整的生物化石及碎片也很常见。

1—石英砂岩；2—长石质石英砂岩；3—岩屑质石英砂岩；4—长石岩屑质石英砂岩；5—长石砂岩；6—岩屑长石砂岩；7—长石岩屑砂岩；8—岩屑砂岩

3 碎屑岩储集特征

3.1 储集孔隙类型

利用铸体薄片分析和扫描电镜观察来研究远源海底扇砂岩储层的孔隙类型及形态特征，可以发现储层内常见的孔隙类型有原生粒间孔、粒间溶蚀孔、硅质岩屑和长石粒内溶蚀孔、铸模溶孔、生物体内腔孔、胶结物晶间孔、填隙物中微孔以及刚性颗粒压裂缝等。虽然常见的孔隙类型与南海北部珠江口盆地白云凹陷珠海组的砂岩储层[16]类似，但是，普遍发育的粒间溶蚀孔控制红河扇砂体的储集性能，粒内溶蚀孔、铸模溶孔及生物体内腔孔对砂体储集性能也有一定影响。颗粒间原生粒间孔隙大部分被后期成岩作用所改造而形成粒间扩大溶孔，而早期基质微孔隙、矿物解理缝及纹理缝基本都被后期硅质或黏土胶结物所充填，丧失了作为储集空间和流体运移通道的能力。因此，为了便于统计分析，将研究区孔隙归纳为以下3种类型，见图4。

(a) 粒间溶孔和生物内腔孔，YC35-1-2井，4 834.25 m，梅一段，铸体薄片，×100(-)；(b)碳酸盐交代长石后溶蚀形成粒内溶孔，YC35-1-2井，4 788.56 m，黄二段，铸体薄片，×100(−)；(c)铸膜溶孔和超大孔，YC35-1-2井，4 834.25 m，梅一段，铸体薄片，×100(−)；(d)长石颗粒晚期压裂缝，YC35-1-2井，4 788.56 m，黄二段，铸体薄片，×100(−)

1) 粒间溶孔。这是红河海底扇砂岩储层中最主要的孔隙类型，溶蚀面孔率一般在80%以上，由早期充填粒间原生孔隙及交代碎屑矿物边缘的碳酸盐胶结物局部或者全部溶蚀、溶解而形成，孔隙形态类似于原生粒间孔隙，但常见港湾状，在孔隙内部或者边缘有时存在碳酸盐胶结物的溶蚀残骸(图4(a))。因为砂岩杂基含量低，所以成岩过程中早期碳酸盐胶结物广泛发育并且交代石英和长石颗粒边缘，后期的地层流体侵入对碳酸盐胶结物进行溶蚀、溶解，进而形成了广泛发育的粒间扩大溶蚀孔隙，所以，这类孔隙的大量发育是早期可溶的碳酸盐胶结物充填及交代和晚期较为强烈的溶蚀作用共同作用的产物。

2) 粒内溶孔。这是红河深水扇砂岩储层中的次要孔隙类型，以长石、硅质岩屑颗粒内部溶蚀孔隙最常见(图4(b))，但是，值得注意的是：这类孔隙多为碳酸盐胶结物交代碎屑颗粒后再经溶蚀而形成。粒内溶孔一般含有大量颗粒残骸，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4(c))。碎屑颗粒及与之接触的胶结物相继被溶解与粒间孔隙共同形成超大孔隙(图4(c))，其一般是在粒间溶蚀孔隙的基础上进一步溶蚀而形成。粒内溶孔虽然对流体运移帮助很小，但可以有效提高储集空间。

3) 其他孔隙。主要为生物内腔孔，还包括刚性颗粒压裂缝。砂岩储层内含有一定数量的生物介壳，其内部发育多个体腔孔，生物体腔孔之间相互联通，由碳酸盐矿物组成的介壳壁溶蚀后使体腔孔与外部粒间溶蚀孔相连，可以形成有效孔隙(图4(a))。刚性颗粒压裂缝也比较常见，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良好的孔隙(图4(d))，虽然压裂缝对储层孔隙度影响较小，但对改善储层渗透率起着重要作用。

3.2 储集层孔隙结构特征

孔隙结构主要指孔隙空间及与之相连喉道的组合关系及特征，其中，连通孔隙的孔径决定着储层孔隙度，与孔隙连通的喉道数量及喉道半径决定储层渗透率。利用毛细管压力曲线形态及各特征参数和铸体薄片，分析储层的喉道半径、连通状况、分布及相互配置关系，可以发现红河海底扇不同沉积类型砂体的喉道普遍偏细，半径一般在0.13~1.33 μm，平均为0.59 μm，喉道半径分选较差，相对分选系数平均为0.24。由于受岩石后期成岩作用的影响，不同层段的喉道特征也存在差异，因此，可以将红河海底扇砂体的孔隙结构分为细喉型和特细喉型。

1) 细喉型。该类结构是红河海底扇储层中主要存在的孔隙结构和典型特征，不同沉积类型储层的孔隙

结构略有不同。孔隙平均排驱压力为0.31 MPa，汞饱和度中值压力相对较高，平均为2.60 MPa，最大汞饱和度大于89.55%，平均半径为0.27 μm，具有尖峰正偏态略细歪度，毛细管压力曲线平台短，喉道分选中等(图5(a))。碎屑颗粒之间呈点−线接触，黏土矿物、自生石英和残余碳酸盐胶结物以接触式胶结，使原始孔隙收缩从而转变为喉道。

2)特细喉型。该类孔隙结构主要发育在大套厚层砂岩内部的钙质砂岩夹层或者下扇末端朵叶体粉砂岩和细砂岩中。孔隙平均排驱压力为2.42 MPa，汞饱和度中值压力高，平均为14.76 MPa，最大汞饱和度大于84.59%，平均半径为0.22 μm。下扇末端朵叶体粉砂岩和细砂岩具有尖峰正偏态细歪度，毛细管压力曲线平台短，喉道分选较中等；钙质砂岩夹层具有双峰正偏态细歪度，毛细管压力曲线平台略发育，喉道分选较差(图5(b))。喉道类型有2种：一种为大量的黏土矿物和硅质接触式胶结而形成的孔隙缩小喉道，另一种为碳酸盐胶结物基底式胶结形成管束状喉道。

(a) 细喉型；(b) 特细喉型；(c) 细喉型；(d) 特细喉型

3.3 储集层物性特征及演化规律

储层孔隙度和渗透率是油气成藏的前提条件，也是油气藏评价和开发的主要参数。从储层砂岩样品实测孔隙度和渗透率来看，红河海底扇砂岩储层具有较好的孔隙度和较低的渗透率，其孔隙度主要分布在10%~16%之间，平均为11.4%，渗透率主要分布在(0.08~5.40)×10−3μm2之间，平均为1.5×10−3μm2。根据中国石油天然气总公司的储层划分标准，可以将红河海底扇砂岩储层分为中孔特低渗储层和低孔特低渗储层2种类型，但整体上具有中孔特低渗储层特征，中孔储层占总储层的87%。岩石孔隙度与渗透率的关系如图6所示。从图6可以看出：孔隙度与渗透率具有较好的相关性，这与储层主要发育粒间溶蚀次生孔隙有关。因为粒间扩大溶孔型碎屑岩储层的储集空间和喉道半径同时增大，其往往具有较好的孔隙度−渗透率相关性，而粒内溶孔往往仅对储集空间有贡献，孔喉半径没有改变，仍然很小，所以，对渗透率的贡献明显减小。研究区海底扇储层中地层流体几乎全部溶蚀了孔隙内及粒间的早期碳酸盐充填物，这种溶蚀在扩大了孔隙度的同时也增加了渗透率。

图6 红河海底扇砂岩储层孔隙度与渗透率关系

储层物性在纵向上也有一定的变化规律，取心段下部第1期海底扇中扇水道砂体的平均孔隙度略低(7.9%)且变化范围比较宽泛，最低为3.2%，最高可达14.3%，这说明受沉积物搬运方式的影响，致使不同期次的水道砂体非均质性较强，其上部同属第1期海底扇的下扇水道和末端朵叶体孔隙度稳定，一般都在10.3%~11.9%之间。而取心段中上部的第2期和第3期海底扇下扇末端朵叶体的孔隙度相对稳定且较高(平均为13.7%)，但大套厚层末端朵叶砂体内部偶尔也发育薄层钙质砂岩夹层，其孔隙度较低(实测孔隙度为4.1%和5.1%)。可见：海底扇储层中下扇末端朵叶砂体不仅厚度大、分选好，而且储层物性明显好于中扇水道砂体的物性，是海底扇理想的储集层。

4 成岩作用对储层的影响

通过上述分析可以看出，红河海底扇储层总体具有孔隙度较好、渗透率较差的特征，其孔隙度演化规律明显且在一定程度上受沉积相带所控制，但是成岩作用对储层物性的影响更加深远。通过储集空间类型、孔隙结构以及成岩矿物与孔隙之间关系等综合分析认为，成岩作用是造成储层现今面貌的重要因素，主要成岩作用为压实作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用，依据其对储层物性影响方式及程度，可以将研究区成岩作用分为建设性和破坏性成岩作用。

4.1 破坏性成岩作用

红河海底扇砂岩在埋藏成岩过程中遭受较强的机械压实作用，化学压实作用鲜有发生，岩石主要表现为颗粒重排及刚性颗粒产生压裂缝、塑性岩屑明显变形，颗粒之间主要为点−线接触，这种压实作用致使储层普遍损失较多的粒间孔隙。除常见的机械压实作用以外，胶结作用对储层物性的破坏也较为显著，普遍存在的胶结物为碳酸盐、硅质和黏土矿物，在以碳酸盐为基底式胶结的砂岩内硅质和绿泥石胶结不发育，通过薄片偏光镜下观察，储层胶结物生产的世代关系为碳酸盐→硅质→绿泥石。胶结作用对红河海底扇储层物性的严重破坏表现在2个方面，一是颗粒间黏土矿物和硅质的接触式胶结致使储层渗透率较低，二是碳酸盐胶结物基底式胶结使大套砂岩储层内部形成致密的钙质砂岩夹层。胶结作用对储层物性的影响主要表现在胶结物成分、含量和胶结类型上。

1) 碳酸盐胶结。目前大部分样品中碳酸盐含量较低(平均为2.1%)，只是以溶蚀残余物零星存在，但4 714.28，4 740和4 812 m左右存在3个碳酸盐胶结物发育集中段，胶结物含量高达20.1%，碳酸盐多以基底式胶结，不仅充填原生粒间孔隙而且堵塞喉道，致使储层孔隙度迅速降低至4.1%、渗透率降低至0.02×10−3μm2。碎屑颗粒之间多呈“漂浮”状或点接触(图7(a))，这说明碳酸盐大量发育时，砂岩并没有经过严重地压实改造，钙质砂岩夹层是早期成岩作用或者同沉积时期的产物。该夹层碳酸盐胶结物类型主要为方解石、铁方解石和白云石，早期碳酸盐胶结物成分为方解石，常被后期白云石和含铁方解石交代，含量不高；中期碳酸盐胶结物成分为主要为含铁方解石，也含有少量白云石，多呈洁净亮晶状，常常交代石英和长石颗粒。大量碳酸盐胶结物的形成可能是由于堆积在海底的松散沉积物含有较多的Ca2+和Mg2+，之后在形成重力流向海底搬运的过程中，沉积物与海水进一步混合，从而使沉积物中富Ca2+和Mg2+，当沉积物埋深逐渐加大时，压实作用使分布于砂、泥岩中的孔隙水向碎屑岩孔隙中聚集，加之地层温度逐渐上升，孔隙水pH也相应由弱碱性转化为较强碱性，致使孔隙水对碳酸盐的溶解度降低从而先后析出方解石、铁方解石和白云石等碳酸盐矿物。

2) 黏土矿物和硅质的接触式胶结。海底扇储层目前普遍发育的黏土矿物(平均体积分数为4.5%)和硅质(平均体积分数为5.8%)胶结物，虽然在全岩中含量较低，但对储层渗透率产生了极大的破坏。硅质胶结主要以石英次生加大边的形式出现，以Ⅲ级加大为主，形成比较完整的石英六方双锥晶形，多从碎屑石英颗粒表面向粒间孔隙内扩展，占据部分粒间孔隙和喉道。硅质胶结物的发育降低了一定数量的孔隙度，但对渗透率的不利影响更为明显，其显著地缩小了喉道半径，某些石英颗粒之间的喉道甚至完全被硅质胶结堵死。由于砂岩中黏土杂基含量少并且黏土胶结物形成较晚，这对硅质胶结的形成提供了条件。在储层基本没有发生刚性石英颗粒压溶和斜长石、钾长石等不稳定酸性矿物较少溶解的情况下，硅质胶结物的形成可能是由于早期蒙脱石向高岭石转化过程中提供了大量的SiO2。

黏土胶结物其主要成分是绿泥石，其质量占总黏土矿物的65%以上，其次为伊蒙混层。储层内绿泥石虽然普遍发育，但含量略低且发育时期较晚，并没有形成有效的绿泥石黏土膜从而及时保护原生粒间孔隙及喉道。绿泥石普遍呈接触式胶结，除对粒间孔隙有少量影响外，对储层物性的影响主要体现在堵塞喉道(图7(b)和7(c))，使得渗透率降低。绿泥石的接触式胶结是红河海底扇储层渗透率较低的最主要原因。硅质胶结发育的喉道内，自生绿泥石在早期硅质胶结的基础上进一步充填喉道，这种绿泥石经常与自生石英共生(图7(d))，而在其他喉道内自生绿泥石则直接充填。

4.2 建设性成岩作用

建设性成岩作用是指有利于原生孔隙保存和次生孔隙形成的成岩作用，红河海底扇砂岩广泛发育的建设性成岩作用主要为碳酸盐胶结物的交代及溶蚀，尤其是溶蚀作用对研究区储层物性的改善十分关键。目前，储层内仍存在的没有被溶蚀的钙质砂岩致密层在致密层与常规储层交界处可以看到，未溶蚀区域碳酸盐呈基底式、孔隙式胶结，而在溶蚀区域内碳酸盐胶结物仅以残骸形式存在，石英、长石颗粒边缘呈港湾状，并残存未溶解的碳酸盐(图7(e))，这种溶蚀现象在孔隙度较好的常规储层内也较常见。常规储层的样品中未见碳酸盐胶结物区域，可见石英次生加大边不均匀生长，呈规则内弧形(图7(f))，这说明该处早期被碳酸盐所占据，石英次生加大在自生碳酸盐与石英颗粒之间生长，后期碳酸盐被溶蚀而形成孔隙。所以，虽然储层内碳酸盐胶结物含量较低，但早期碳酸盐胶结物曾广泛发育于红河海底扇砂岩全部储层，溶蚀作用使储层物性明显改善具有较大的孔隙度。碳酸盐交代石英、长石和硅质岩屑对储层物性的也有一定影响，石英和长石的溶解需要孔隙水具有较高的pH，而碳酸盐对pH比较敏感。在研究区储层长石仅发生轻微溶蚀，这说明储层孔隙水不具有较高的pH，碳酸盐交代作用使岩石中不易溶蚀的矿物变成易溶的矿物，为溶蚀作用发生并改善储层物性提供了良好的条件，尤其是研究区粒内溶孔的发育几乎都与这种交代作用 有关。

(a) 亮晶铁方解石基底式胶结，YC35-1-2井，4 714.28 m，黄二段，铸体薄片，×100(+)；(b) 绿泥石胶结物堵塞喉道，YC35-1-2井，4 741.32 m，黄二段，铸体薄片，×200(−)；(c) 绿泥石完全堵塞喉道，YC35-1-2井，4 741.32 m，黄二段，SME；(d) 早期硅质胶结的基础上自生绿泥石进一步充填喉道，YC35-1-2井，4 788.56 m，黄二段，SME；(e) 碳酸盐胶结物溶蚀界面，YC35-1-2井，4 812.25 m，梅一段，铸体薄片，×25(−)；(f) 石英次生加大边不均匀生长呈规则内弧形，碳酸盐胶结物溶蚀残骸，YC35-1-2井，4 695.9 m，黄二段，铸体薄片，×200(−)

5 结论

1) 红河海底扇主要储层可以分为碎屑流成因的中扇水道砂体、浊流成因的下扇水道砂体和末端朵叶砂体3类。下扇末端朵叶体储层一般发育厚层块状、成熟度较高的岩屑质石英细砂岩和中砂岩；下扇水道发育长石岩屑质石英细砂岩、中砂岩和含细砾粗砂岩；中扇水道更靠近海底扇根部，主要发育岩屑砂砾岩和含砾粗砂岩。其中，海底扇前端的下扇末端朵叶体为储层质量最好的优质储层，这与以往三角洲、浊积扇的优质储层分布有很大区别，油气勘探开发中应引起注意。

2) 红河海底扇砂岩储层以中孔特低渗为特征，作为主力储层的末端朵叶体孔隙度相对稳定且较高，平均为13.7%，孔隙类型以粒间溶蚀扩大孔为主，喉道一般为分选中等的细喉型，致使渗透率较低。厚层砂岩内部发育的薄层钙质砂岩为特低孔特低渗储层，孔隙结构由孤立的粒内溶孔、胶结物晶间微孔隙与分选差的特细喉道组成。虽然红河海底扇储层渗透率较低，但天然气(甲烷分子直径为0.414 nm)完全能够聚集成藏，也不存在勘探开发风险。

3) 由于砂质沉积物经过长距离搬运后又经重力流运移至海底，储层砂岩形成了良好的颗粒骨架且泥质含量较低，这是红河海底扇储层具有良好孔隙度的先决条件。早期大量发育的碳酸盐胶结物在晚期发生了强烈溶蚀作用，这是储层具有良好孔隙度的根本原因。局部的硅质胶结充填一部分孔隙喉道，而后期绿泥石胶结物的广泛发育并充填喉道是海底扇储层渗透率较低的主要原因。

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Reservoir characteristics of Late Miocene Red River submarine fan, northwestern South China Sea

ZHENG Sheng1, 2, LÜ Chengfu1, CHEN Guojun1, ZHANG Gongcheng3, LIANG Jianshe3, LI Chao1, ZHANG Yina3, XU Yong1, 2

(1. Key Laboratory of Petroleum Resources of Gansu Province & Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Institute of Geology and Geophysics, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China;2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China;3. China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) Research Institute, Beijing 100027, China)

The grain size analysis, casting thin section, reservoir properties analysis, scanning electron microscope and other technologies were applied to analyze the petrology characteristics, diagenesis, pore structure and reservoir properties evolution of distant source Red River submarine fan reservoir, and the reservoir properties of submarine fan and generation mechanism were researched. The results show that the main lithofacies of Red River submarine fan are composed of mid-fan channel sandstone brought by debris flow, the lower fan channel sandstone brought by turbidity current and terminal lobe sandstone. The reservoir is characterized by relatively high porosity and low permeability. The typical characteristic has medium porosity and extra-low permeability. The pore type is mainly intergranular dissolution with enlargement. The pore throat is generally thin with medium sorted. Thin tight calcareous sandstone is developed within the main sandstone. The good quality reservoir is developed at the terminal lobe of lower fan in submarine fan

front, and the lithofacies has thick lithic quartz fine sandstone and middle-grained sandstone. The relatively high porosity is due to the gravity flow sandstone from distant source which contains good particle skeleton with low clay content. The early carbonate cements can extensively develop and form strong dissolution. The low permeability is due to wide development of chlorite cements at late stage, which blocks the pore throat.

pore structure; reservoir properties; diagenesis; gravity flow; deep-water fan; northern South China Sea

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.05.025

TE122.2+3

A

1672−7207(2015)05−1754−09

2014−05−11；

2014−08−18

国家重大科技专项(2011ZX05025-006)；甘肃省重点实验专项基金资助项目(1309RTSA041) (Project(2011ZX05025-006) supported by Major Program of National Science and Technology; Project(1309RTSA041) supported by the Key Laboratory Program of Gansu Province)

吕成福，博士，副研究员，从事储层沉积学研究；E-mail : bailu2005@163.com

(编辑 赵俊)