印尼马都拉海峡上新统抱球虫灰岩储层特征及控制因素*

何 娟 倪军娥 郭丽娜 蒋百召

(1. 中国海洋石油国际有限公司 北京 100028; 2. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

印度尼西亚是世界重要的油气资源国家之一，占据着东南亚60%的沉积盆地，已发现油气田中的油气几乎全部储存于第三系地层中，其中爪哇盆地是印度尼西亚第三大油气区[1-2]。多年的勘探和开发实践证明，上新统Mundu组是东爪哇盆地马都拉海峡地区的一套高产储层，其中抱球虫灰岩为其主要的储集体，由浮游有孔虫目的抱球虫超科生物组成[3]，储层岩石类型主要为抱球虫颗粒灰岩、泥质抱球虫颗粒灰岩及抱球虫颗粒质泥灰岩[4-5]。Mundu组通常以粒内孔隙为主，其中最好的储层段含有少量的灰泥和黏土。该套储集体孔隙度以大于30%为主，最高可达52%[5]。从20世纪80年代至今，对东爪哇盆地的研究一直是诸多学者关注的重点，尤其是对于盆地构造演化模式的探究，而对该地区沉积演化及储层成因方面的研究相对较少[6-7]。近年来，随着资料丰富程度的加大，对该区沉积环境的研究也在不断加深，如Triyana在前人研究成果的基础上，认为该套抱球虫灰岩形成环境可界定在水深50～200 m范围的中-外陆架区[3]；倪军娥 等[8]针对印尼马都拉海峡A气田抱球虫灰岩储层，认为受海洋底流作用的影响，其属于深水沉积；刘嘉程 等[9]提出反转断裂带活动是控制马都拉海峡盆地上新统芒杜组生物礁生长的重要因素；郭沫贞 等[10]针对东爪哇盆地抱球虫灰岩提出其形成与上升流有关。以上认识尽管存在差异，但为储层的进一步研究奠定了基础。

目前，针对马都拉海峡上新统抱球虫灰岩储层成因的研究相对薄弱，少数学者认为该套储层高孔高渗是由于其埋藏深度浅成岩压实作用弱，以及沉积后暴露地表或区域抬升，发生溶蚀作用等原因形成的[11]。

本文在前人研究的基础上，以马都拉海峡M气田取心井岩心、薄片及实测物性等资料为基础，通过对储层岩性、储集空间类型、储层物性及孔隙结构特征等的研究，明确了储层特征，并进一步对储层控制因素进行了系统分析。该成果对于深化抱球虫灰岩储层的成因机理研究具有重要理论意义，同时对于马都拉海峡相似储层油(气)田开发以及中国南海深水油气勘探具有一定的借鉴作用。

1 地质概况

M气田位于印度尼西亚东爪哇省马都拉海峡，西北距马都拉(岛)海岸线约80 km，西南距爪哇海岸线约50 km(图1a)。区域构造上，M气田所在的印尼东爪哇盆地位于巽他克拉通的东南缘，是沿着巽他大陆架边缘分布的第三纪弧后盆地的一部分。东爪哇盆地主要包括3个大型二级构造单元，分别为东南部马都拉海峡盆地区、东北部北马都拉台地区和西北部东爪哇浅海陆架地堑、地垒区[12-13]。东爪哇盆地新生代的构造演化受印度-澳大利亚板块和欧亚板块相对运动的影响，开始于弧后裂谷，终止于挤压的褶皱冲断变形，大致分为始新世裂谷、渐新世裂谷、中新世挤压和上-更新世挤压4个阶段[12-17]。M气田构造形态为近东西向的长轴背斜，新近系下上新统Mundu组抱球虫灰岩储层是M气田的主力含气层，现今埋深为900～1 080 m，地层厚度64～92 m(图1b)。

图1 M气田构造位置及地层柱状图Fig .1 Tectonic setting and stratigraphic column of M gas field

区域沉积表明，东爪哇盆地自始新世以来处于拉张和挤压的构造环境中，发育陆相、海相及海陆过渡相沉积环境下的各种沉积[18]。早上新世以来，构造活动以浅部地层挤压褶皱作用和泥岩底辟作用为主[19]，断裂活动不发育。由于反转构造控制作用和特定的沉积环境[10]，在马都拉盆地东南部发育了一套抱球虫灰岩沉积，形成了研究区浅部构造带主要的抱球虫灰岩储集体发育段(Mundu组)。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

根据研究区3口取心井铸体薄片和扫描电镜分析，参考邓哈姆[20]按照沉积结构对碳酸盐岩分类标准，Mundu组灰岩储层主要为结构和成分成熟度中等的颗粒岩、泥粒岩和粒泥岩(图2)，其中颗粒主要为浮游有孔虫(抱球虫)，壳体形态相对完整，颗粒大小10～880 μm，分选中等。另有少量的小型底栖有孔虫、棘皮动物、软体动物、海绵骨针、红藻等生物碎屑和石英、长石、海绿石等非生物碎屑，杂基主要为灰泥和陆源泥，胶结物以方解石为主，白云石次之，见少量黄铁矿。

(a)M-1井，3 044.2 ft，颗粒岩，以抱球虫为主，颗粒分选中等，杂基含量少，发育粒间溶孔和体腔孔，见石英充填物，部分体腔孔及孔壁被方解石胶结物充填；(b)M-3井，3 389.2 ft，泥粒岩，颗粒含量中等，以抱球虫为主，发育粒间溶孔和体腔孔，泥质含量中等，见石英充填物和方解石胶结物；(c)M-3井，3 453.2 ft，粒泥岩，颗粒含量低，杂基含量高，发育体腔孔和基质微孔，体腔孔多被方解石充填；(d)M-4井，3 307.0～3 307.6 ft，颗粒灰岩，发育溶蚀孔导致局部岩心破碎；(e)M-4井，3 281.4～3 282.0 ft，颗粒灰岩，发育溶蚀孔，见低角度斜层理；(f)M-4井，3 230.0～3 231.0 ft，岩石类型由虚线左侧泥粒岩向右侧粒泥岩过渡，底部发育裂缝。图2 M气田上新统Mundu组岩石类型Fig .2 Rock types of Pliocene Mundu Formation in M gas field

颗粒岩、泥粒岩和粒泥岩在颗粒、杂基、填隙物及面孔率等方面均存在着明显的差异(表1)，颗粒岩的颗粒含量最高，平均含量58.9%，其次为泥粒岩，粒泥岩颗粒含量最低，平均含量25.2%；颗粒岩杂基含量最低，平均为9.0%，粒泥岩杂基含量最高，平均为34.9%；填隙物含量从颗粒岩到粒泥岩含量逐渐增加，颗粒岩填隙物平均含量为21.2%，粒泥岩平均含量为35.5%。镜下观察发现，部分颗粒岩对应的面孔率明显偏高(30.0%～36.0%)，这和溶蚀作用密切相关。

表1 M气田上新统Mundu组不同岩石类型铸体薄片鉴定结果Table 1 Casting thin section result of different rock types in Pliocene Mundu Formation of gas field M

2.2 储集空间类型

镜下观察发现，Mundu组抱球虫灰岩储层孔隙非常发育，孔隙类型多样，组合形式复杂；其中原生孔隙包括抱球虫体腔孔、粒间孔，次生孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及晶间微孔、基质微孔和裂缝等(图2、3)，镜下面孔率最高可达37%。

(a)3 417.1 ft，M-3井，泥粒灰岩，发育体腔孔和铸模孔，见海绿石；(b)M-3井，3 465.1 ft，泥粒灰岩，左侧被方解石完全胶结，右侧体腔孔和铸模孔被溶蚀形成溶蚀孔洞；(c)M-3井，3 368.3 ft，泥粒灰岩，发育体腔孔、粒内溶孔及微裂缝，原生粒间孔被杂基充填；(d)3 052 ft，M-1井，颗粒灰岩，发育体腔孔，粒间孔及基质微孔；(e)3 069 ft，M-1井，泥粒灰岩，发育白云石晶间微孔；(f)3 377 ft，M-3井，泥粒灰岩，发育粒内溶孔及晶间微孔，粒内溶孔被胶结物部分充填。图3 M气田上新统Mundu组抱球虫灰岩储层孔隙类型Fig .3 Pore types of GL reservoir in Pliocene Mundu Formation of M gas field

抱球虫体腔孔是抱球虫沉积之后体腔中软体部分腐烂而形成的孔隙，该类孔隙在Mundu组储层中尤为发育，是研究区最主要的储集空间，该类孔隙镜下面孔率可达32%，泥粒岩和粒泥岩中很多体腔孔被后期方解石或灰泥充填，部分颗粒岩中也存在类似情况；粒间(溶)孔主要存在于颗粒之间，表现为胶结物充填后的残余原生孔隙或少量灰泥溶蚀形成的次生孔隙，该类孔隙连通性好，对储层渗透性起到了很好的改善作用，镜下面孔率可达17%；研究区泥粒灰岩和粒泥灰岩中广泛发育灰泥，这些灰泥在新生变形作用下形成微亮晶方解石或白云石，使泥晶基质中具有大量晶间微孔，镜下面孔率多小于7%；此外，镜下见局部发育孔洞，平均面孔率为2.3%，最大可达9.2%，该类溶蚀孔洞与铸模孔或粒内孔受强溶蚀作用影响有关，局部强溶蚀导致壳壁或者铸模孔壁被溶蚀，多个粒内孔或铸模孔相连(图3b)。对于其他类型的孔隙总体占比较小，总面孔率不足5%。

2.3 储层物性特征

由研究区4口取心井184个样品常规物性分析结果可以看出(图4a)，上新统Mundu组抱球虫灰岩渗透率整体上随着孔隙度的增大而增大;其中储层孔隙度16%～54%，97%样品孔隙度大于30%；渗透率0.15～1 787.00 mD，90%样品渗透率大于10 mD，50%样品渗透率大于100 mD，总体表现为高孔-中高渗孔隙型储层特征。4口取心井101块铸体薄片分析结果表明(表1、图4b)，Mundu组抱球虫灰岩岩石类型和物性之间有很好的相关性，颗粒岩储层物性明显优于泥粒岩和粒泥岩，部分泥粒岩储层物性与粒泥岩相当，这与后期的成岩作用密切相关。

图4 M气田上新统Mundu组抱球虫灰岩孔隙度与渗透率关系图(a)及岩石类型和物性关系图(b)Fig .4 Relation between porosity and permeability (a); rock types and physical properties (b)of GL reservoir in Pliocene Mundu Formation of M gas field

2.4 孔隙结构特征

储层孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系[21]。储层孔隙结构对储层流体的分布及渗流具有控制和影响作用，反映储层孔隙结构的参数主要有排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值喉道半径、歪度和最大进汞饱和度等[22]。通过对研究区2口取心井12块样品的压汞曲线特征分析，将储层孔隙结构划分为3种类型，其中I类又可细分为Ia和Ib两类(图5)。

图5 M气田上新统Mundu组抱球虫灰岩储层典型毛管压力曲线(a)及喉道半径分布图(b)Fig .5 Typical capillary curves (a)and pore throat distribution (b)of GL reservoir in Pliocene Mundu Formation of M gas field

Ia类孔隙结构毛细管压力曲线呈台阶状，没有明显的平坦段，表明孔喉的均质性和分选性相对较差，对应偏粗双峰型储层喉道分布曲线，喉道前峰值分布于0.15～0.70 μm，后峰值分布于15～150 μm，中值喉道半径大于3.0 μm，中值压力小于0.25 MPa，样品孔隙度大于36.2%，渗透率大于1 077 mD；该类孔隙结构主要发育于颗粒岩储层中。

Ib类孔隙结构相对Ia类具有明显的平坦段，孔喉分选中等，对应偏粗单峰型储层喉道分布曲线，喉道峰值分布于1～7 μm，中值喉道半径大于2.5 μm，中值压力小于0.30 MPa，该类型样品对应的孔隙度平均值为44.7%，平均渗透率为269 mD；该类孔隙结构主要发育于颗粒岩储层中。

II类孔隙结构孔喉分选中等，对应中等单峰型喉道分布曲线，峰值分布于0.6～3.0 μm，中值喉道半径0.8～2.2 μm，中值压力0.3～0.9 MPa，该类样品对应的孔隙度平均值为42.3%，渗透率平均值为41.5 mD；该类孔隙结构主要发育于颗粒岩和泥粒岩储层中。

III类孔隙结初始阶段进汞压力较低，体现了大孔喉特征，后期压汞曲线出现平坦段，代表了小孔喉的特征，且小孔分选较好，该类孔隙结构对应偏细单峰型储层喉道分布曲线，峰值分布于0.04～0.10 μm，中值喉道半径小于0.4 μm，中值压力大于1.8 MPa，高于其他3类；该类样品对应的孔隙度平均值为32.9%，渗透率平均值为3.4 mD；该类孔隙结构主要发育于泥粒岩和粒泥岩储层中。

3 储层发育主控因素

3.1 沉积环境对储层发育的影响

沉积环境是形成沉积岩特征的决定因素，它不仅决定了储层的岩性特征，同时控制了原生孔隙的发育程度[23-24]。抱球虫灰岩存在于下上新统Mundu组地层中，Mundu组在东爪哇盆地南部、东南部地区最为发育，岩性在横向上具有很强的连续性变化，是一套较为复杂的海相碳酸盐岩沉积[9]。对该套储集体的沉积环境研究一直以来存在较大争议，但郭沫贞 等[10]基于浮游有孔虫属种认为东爪哇盆地抱球虫灰岩是由海底洋流和上升流等作用将陆坡及半深海沉积的浮游有孔虫个体携带至陆棚边缘沉积，而陆棚边缘相对陆坡和半深海地貌较高，在该区域经受波浪等水动力作用冲刷(图2e)、淘洗(图2a、图3a)，进而形成了不同生态环境抱球虫属种组成的抱球虫灰岩。

此外，陆棚边缘存在次一级的微地貌差异，微地貌相对高区域沉积的抱球虫灰岩，遭受来回的淘洗作用，具有较高的原始孔隙度，且抱球虫颗粒含量高，杂基含量低，在初期的压实作用下易形成格架支撑，原始孔隙度更容易保存；而微地貌相对低洼处，水体能量相对较弱，对应的抱球虫灰岩填隙物含量高。研究区自上新世以来未发生大规模的挤压、拉张[19]，整体上构造具有继承性。从图6可以看出，研究区M-3井相对于M-1井构造较深，且该井以粒泥灰岩和泥粒灰岩为主，颗粒含量相对低，储层物性较差，处于含气范围之外。通过对不同岩石类型的颗粒含量与储层物性及面孔率的统计发现(图7)，颗粒含量与储层物性和面孔率之间整体呈正相关，部分样品的颗粒含量超过50%以后孔隙度和面孔率增加不大，相反降低，这与颗粒岩原生体腔孔被灰泥或胶结物充填密切相关(图3b)。

图6 M气田上新统Mundu组抱球虫灰岩储层平均振幅属性Fig .6 The average amplitude of GL reservoir in Pliocene Mundu Formation of M gas field

图7 M油田上新统Mundu组不同岩石类型颗粒与储层物性关系(a、b)及颗粒与面孔率关系(c)Fig .7 Relation between grain and physical properties (a and b)；grain and areal porosity (c)of different rock types in Pliocene Mundu Formation of M gas field

3.2 成岩作用对储层的影响

碳酸盐岩储层的发育受沉积作用和成岩作用双重控制[25]。研究区Mundu组气藏中深地层温度约78 ℃，处于早成岩阶段。镜下资料表明，Mundu组储层整体上成岩作用较弱，其中对储层发育起到重要影响的成岩作用有溶蚀作用、胶结作用和新生变形作用(图8)，其中部分样品见微裂缝，但相对孔隙而言其对储层发育起到的作用有限。

(a)3 413.2 ft，M-3井，泥粒灰岩，见两期胶结物充填粒间溶孔和体腔孔；(b)3 397.3 ft，M-3井，粒泥灰岩，受溶蚀作用影响发育铸模孔，孔隙内充填方解石胶结物；(c)3 054.4 ft，M-1井，颗粒岩，大部分灰泥在新生变形作用呈微晶，局部被铁方解石和白云石取代，灰泥和部分铁方解石被溶蚀，导致孔隙增大图8 M气田上新统Mundu组抱球虫灰岩储层典型成岩作用镜下特征Fig .8 Typical diagenesis characteristics of GL reservoir in Pliocene Mundu Formation of M gas field

(准)同生期是次生孔隙大量形成的主要阶段。镜下观察发现，研究区抱球虫灰岩储层中发育大量的溶蚀孔，其中最典型的粒内溶孔和铸模孔是准同生期岩溶的重要识别标志[26]。准同生期岩溶发生时间很早，刚刚或还在经历海水成岩作用的沉积物遭受溶蚀，此时沉积物内不同成分、组构稳定性存在差异，从而导致所谓选择性溶蚀作用的发生，不稳定矿物颗粒成分往往被溶蚀形成铸模孔、粒内溶孔以及粒间溶孔等特征。准同生期溶蚀作用一方面通过形成大量的铸模孔或粒内溶孔提高储层的孔隙度，另一方面可以进一步溶蚀抱球虫壳壁或铸模孔壁，导致之前本不连通的体腔孔和铸模孔发生连通，提高储层的渗流能力。此外，同生期还促进了新生变形作用的发生，使不稳定的文石和高镁方解石转化为低镁方解石，低镁方解石进一步重结晶而使晶间微孔广泛发育(图8c)。

镜下观察发现Mundu组储层中发育两期胶结作用，其中早期海水胶结作用发育在同生期，以在生物颗粒上发育等厚环边状胶结物为特征(图8a、8c)，一般厚度小于30 μm，此类胶结物受后期大气淡水溶蚀作用影响会被部分溶解。由于早期海水胶结作用形成的胶结物主要在颗粒表面，可有效提高岩石的抗压能力，有利于后期孔隙的保存。第二期胶结作用表现为大气淡水胶结，大气淡水胶结作用是准同生期重要的破坏性成岩作用[27]，对储层储集性能影响大。该期胶结物一般以等粒状、晶簇状形态分布在粒间孔、粒内孔、或铸模孔内(图8a、b)，填充孔隙，降低储层的孔渗能力。

此外，研究区Mundu组平均埋深930 m，尽管目前地层处在早成岩阶段，经受了上覆地层的机械压实，但整体上储层受上覆地层的压实作用较弱，颗粒完整，未发生重新排列，且颗粒之间接触方式以点接触为主(图2、3)，同时早期海水的胶结作用也在一定程度上增大了颗粒的抗压实能力，这点对于孔隙的保存非常重要。

4 结论

1) Mundu组抱球虫灰岩储层发育颗粒岩、泥粒岩和粒泥岩3种岩石类型，储集空间以原生体腔孔和粒间孔为主，发育粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等次生孔隙，镜下面孔率最高可达36%；储层总体上表现为高孔中高渗特征；根据毛管压力曲线形态将孔隙结构分为偏粗双峰型、偏粗单峰型、中等单峰型和偏细单峰型四种类型；颗粒岩以偏粗双峰型、偏粗单峰型和中等单峰型孔隙结构为主，物性明显好于泥粒岩和粒泥岩，泥粒岩和粒泥岩以中等单峰型和偏细单峰型孔隙结构为主，物性总体次于颗粒岩。

2) Mundu组储层发育受沉积及成岩作用共同控制。其中，沉积期微地貌的差异控制了储层的岩石类型，同生期、准同生期岩溶作用及早期海水胶结作用一定程度上改善了储层物性，而大气淡水胶结作用降低了储层储集性能，也是造成局部颗粒含量增大面孔率降低的主要原因。