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南海北部湾盆地涠西南凹陷是已证实的中国近海富烃凹陷，油气勘探与地质研究表明，渐新统涠洲组和始新统流沙港组分别为主要的储油和生油层段。前人对涠西南凹陷流沙港组烃源岩开展了大量的研究工作[1-3]，而对涠洲组储层的研究相对较少[4]，尤其是碎屑岩成岩作用与碳酸盐胶结物特征及对其储集物性的影响方面的系统研究甚少。国内学者对不同盆地多个地区常规与非常规碎屑岩储集层的研究结果均表明，其成岩作用对储层质量、油气形成与分布具有明显控制作用[5-11]。碳酸盐胶结物作为碎屑岩成岩过程中典型自生矿物类型之一，对储层质量影响的重要性更是毋庸置疑。前人关于碳酸盐胶结物的影响因素、成因机制、赋存状态及含量多少等相关问题研究颇多[8-11]，涉及国内多个盆地的不同地区，但很少涉及北部湾盆地涠西南凹陷涠洲组[4]，仅在涠西南凹陷流沙港组有所涉及[12]。总之，涠西南凹陷涠洲组碎屑岩成岩作用研究相对较薄弱，研究程度偏低。
涠西南凹陷X油田碎屑岩储层碳酸盐胶结物总体具有影响因素复杂、分布普遍和含量多变等特点，严重制约了涠洲组三段（以下简称涠三段）碎屑岩储层优势渗流通道的刻画，给油田勘探与开发方案部署造成了极大地困扰。因此，笔者以北部湾盆地涠西南凹陷X油田中块涠三段细粒砂岩储层碳酸盐胶结作用为研究重点，分凹陷中心和断裂附近两大区域开展研究工作，应用激光粒度分析、薄片显微镜下鉴定、阴极发光、扫描电镜、岩芯常规物性分析及单井成岩数值模拟等技术手段，深入分析碳酸盐胶结物的类型、含量及分布特征，定量分析其对砂岩储层质量的影响，进而为研究区油田剩余油挖潜及开发方案调整及部署决策等提供基础研究成果与科学依据。
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北部湾盆地位于中国南海北部大陆边缘北部及西北部，其中，涠西南凹陷则处在盆地北部涠洲岛的西南方向，总面积约为3 800 km2，油气资源较丰富，油气勘探潜力大，是北部湾盆地油气勘探程度最高、发现油气田最多的凹陷。北部湾盆地形成演化经历了古新世早期第Ⅰ期张裂、古新世末期第Ⅱ期张裂和始新世末期第Ⅲ期张裂[13]，沉积充填了巨厚的古近系中深湖相及滨浅湖相地层，具有典型的“下断上拗”型断陷湖盆特征。盆地中F1、F2和F3断裂为涠西南凹陷主控断裂。其中，F2断裂位于凹陷中央[14]，X油田则处于由F1、F2和F3断裂分割所形成的北块、中块和南块共同组成之区域，且中块可进一步细分为3井区和4井区（图1）。
研究区目的层渐新统涠三段（E3w3）发育一套物源来自东北部的辫状河三角洲前缘砂泥岩互层的细砂岩储层，是油田主要的储油层段，其下伏地层始新统流沙港组二段（E2l2）发育中深湖相暗色泥岩，是主要的生油层段，上覆地层渐新统涠洲组二段（E3w2）发育浅湖—中深湖相厚层泥岩为区域盖层，剖面上形成了比较好的生储盖组合类型（图2）。此外，涠三段砂岩储层目前处于中成岩阶段[4]，其成岩演化过程中经历了2期热流体侵蚀，即①古新世初期至渐新世末期，该时期张裂活动剧烈，大断裂沟通深部岩浆热源[13]；②渐新世涠洲组沉积中晚期至早中新世下洋组沉积时期，该时期下部始新统流沙港组烃源岩热演化产生的有机酸及CO2或携带基性岩浆热液的混合热液流体沿断层一起进入涠三段砂岩储层[15]，对碎屑岩储层成岩作用及其储集物性产生重要的影响。
图 2 北部湾盆地地层综合柱状图
Figure 2. Comprehensive stratigraphic histogram of the Beibu Gulf Basin
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薄片镜下鉴定和全岩分析结果表明，涠西南凹陷X油田中块涠三段储层以岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩为主（图3），填隙物包括杂基（泥质）、碳酸盐胶结物、硅质胶结物和黏土胶结物。其中，4井区涠三段储层碳酸盐胶结物含量介于0.001%～21.02%，平均值为6.56%；自生石英含量介于0～1.5%，平均值为0.5%；3井区涠三段储层碳酸盐胶结物含量介于0～23%，平均值为3.0%；自生石英含量介于0～2.0%，平均值为1.0%。激光粒度分析和常规岩芯分析结果表明（图4），4井区储层碎屑岩以细—极细砂为主，碎屑颗粒分选中—差，具有中低孔、中低渗特征；3井区储层碎屑岩以细砂为主，碎屑颗粒分选好，具有中孔、中渗特征。进一步的储层储集物性统计和分布特征研究结果表明（表1），4井区储层物性比之3井区明显变差，3井区渗透率平均值是4井区的4～5倍（表1）。
图 3 X油田中块涠三段储层岩石类型三角图
Figure 3. Triangle diagram of rock types of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
图 4 X油田中块涠三段储层岩性与储集物性特征频率分布直方图
Figure 4. Frequency distribution histogram of rock and physical properties of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
表 1 X油田中块涠三段储层物性及颗粒粒度和分选系数统计表
Table 1. Statistics of the physical properties, grain size, and sorting coefficient of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
井区 粒度中值/Φ 分选系数So 孔隙度/% 渗透率/10−3 µm2 3井区 $ \dfrac{\text{1}\text{.23～}7.\text{46}}{2.65（233）} $ $\dfrac{\text{0}\text{.99～}1\text{8}\text{.6} }{2.88（233）}$ $ \dfrac{\text{3}\text{.02～}2\text{4}\text{.3}}{17.46（233）} $ $ \dfrac{\text{0}\text{.021～}3\text{716}}{366.54（233）} $ 4井区 $ \dfrac{\text{0}\text{.5～}6.\text{91}}{2.8（87）} $ $ \dfrac{\text{1}\text{.62～}2\text{0}\text{.39}}{4.27（87）} $ $ \dfrac{\text{3}\text{.68～}2\text{0}\text{.9}}{14.46（87）} $ $ \dfrac{\text{0}\text{.062～}7\text{25}}{84.09（87）} $ 注：图中数据为 $ \dfrac{\text{最小值}\text{～}\text{最大值}}{\mathbf{平}\mathbf{均}\mathbf{值}（\mathbf{样}\mathbf{品}\mathbf{数}）} $。 -
涠西南凹陷X油田中块4井区渐新统涠三段砂岩薄片鉴定结果表明，其碳酸盐胶结物类型主要包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石，其中，方解石含量最高，体积分数介于0～58.5%，平均值为5.78%；白云石次之，体积分数介于0～8.5%，平均值为1.84%；铁方解石和铁白云石含量较低，体积分数分别介于0～4%和0～0.01%，平均值分别为0.38%和0.002%。扫描电镜和薄片鉴定结果表明（图5a—d），方解石和白云石多为孔隙充填状（图5a、b），铁方解石常交代白云石（图5c）和白云母（图5d），且部分交代时，有时呈“包膜”状包裹被交代矿物（图5c），切断了内部被包裹矿物（白云石）与外部流体或碎屑颗粒的接触，不利于内部白云石的生长发育；近乎完全交代时，铁方解石替代白云母（图5d），碎屑岩储层的刚性比之原来有所增强，在一定程度上减缓了压实作用的进行。
图 5 X油田中块涠三段储层碳酸盐胶结物镜下特征
Figure 5. The microscopic characteristics of carbonate cements of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
中块3井区渐新统涠三段砂岩薄片鉴定结果表明，碳酸盐胶结物类型包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石，其中，方解石含量最高，体积分数介于0～20%，平均值为1.35%；白云石次之，体积分数介于0～14%，平均值为1.32%；铁方解石含量较低，体积分数分别介于0～2.5%，平均值为0.14%；而铁白云石含量几乎为零。扫描电镜、薄片鉴定和阴极发光分析结果表明（图5e—i），方解石和白云石多为孔隙充填状（图5e、f）；铁方解石交代颗粒时（图5g），有的部分交代颗粒表面，有的近乎完全取代原颗粒。此外，粒间方解石在阴极发光下发中亮橘黄色光，泥质杂基发极暗灰褐色光（图5h）；而粒间白云岩发中等橘红色光，次生高岭石星点状结构，发靛蓝色光（图5i）。
通过研究区4井和3井对比发现，4井方解石体积分数平均值是3井的4～5倍，4井的铁方解石、白云石和铁白云石的体积分数平均值与3井近似。可见，3井和4井碳酸盐胶结物含量差异（4～5倍）主要受方解石含量的影响，其与储层渗透率差异（4～5倍）具有明显相关性。
进一步的分析统计结果表明（表2），涠西南凹陷X油田中块碳酸盐胶结物分布特征具有明显规律性。平面上表现为不同构造部位胶结物含量差异明显，断层附近区域（4井）碳酸盐胶结物含量明显较高，而洼陷中心区（3井）碳酸盐胶结物含量相对较低；纵向上表现为不同构造位置碳酸盐胶结物分布规律明显不同，断层附近（4井）碳酸盐胶结物含量随埋深增加明显降低，洼陷中心（3井）碳酸盐胶结物含量受原始储层物性及孔隙结构影响，随埋深增加呈“低—高—低”交替变化。
表 2 X油田中块涠三段储层碳酸盐胶结物薄片数据统计
Table 2. Statistics of carbonate cements identified in thin sections of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
区块 井号 砂体 深度/m 样品数 胶结物
含量/%碳酸盐胶结物/% 泥质/% 岩屑/% 方解石/% 铁方
解石/%白云石/% 铁白
云石/%石英
加大/%4 4 A 2 475～2 510 6 17.3 17.0 18.6 4.0 13.3 0.2 0.9 0 0.01 F 2 510～2 551.7 10 12.4 11.4 1.4 13.75 5.1 0.1 5.5 0.003 0.6 I 2 653.1～2 674.9 4 7.8 5.7 8.0 8.13 4.0 1.5 0.1 0.003 0.9 J 2 674.9～2 699.4 7 6.9 5.6 0.72 10.1 4.8 0.01 0.1 0.003 0.6 K 2 699.4～2 718.0 9 5.8 4.6 2.56 10.3 3.2 0.72 0.67 0.001 0.7 3 3 D1 2 434.4～2 444.3 19 3.2 1.5 3.1 12.87 0.34 0.13 0.84 0.18 1.2 D2 2 444.3～2 462.0 33 5.5 4.4 8.3 8.0 2.15 0.23 3.5 0.5 0.8 E 2 462.0～2 484.2 22 7.34 6.0 6.8 12.0 2.16 0.2 7.34 6.0 0.13 F 2 484.2～2 515.6 25 3.36 1.4 5.9 10.2 1.33 0.1 0.04 0 0 G 2 515.6～2 560.5 18 2.5 0.75 4.6 13.75 0 0 0.75 0.71 0 -
大量的研究实例证实[8-11,15-19]，碳酸盐胶结物对砂岩储层储集物性具有重要的影响。然而，却很少有学者在限定其他因素的条件下定量评价碳酸盐胶结物对储层物性的影响。本文通过对X油田中块4井区和3井区砂岩储层的粒度、常规物性及薄片鉴定等分析资料的融合整理（图6），在同一沉积背景下（图1），深入分析了碳酸盐胶结物对砂岩储层物性的影响。研究结果表明，在不考虑分选和碎屑颗粒粒度等其他因素的情况下，砂岩储层孔隙度、渗透率与碳酸盐胶结物含量具有明显的负相关关系（图6a—d）。
图 6 X油田中块涠三段碳酸盐胶结物对储层储集物性的影响
Figure 6. Effects of carbonate cements on physical properties of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
（1）当分选系数＜2时，在不同构造位置、不同岩性条件下，碳酸盐胶结物与孔隙度、渗透率呈现不同的变化规律。4井细砂岩孔隙度与渗透率基本不受碳酸盐胶结物含量的影响（图6a、c），而3井的则与碳酸盐胶结物含量具有明显负相关性（图6b、d）；4井极细砂岩孔隙度、渗透率与碳酸盐胶结物含量具有明显正相关性（图6a、c），而3井则呈负相关性（图6b、d）。
（2）当分选系数＞2时，4井砂岩孔隙度、渗透率与碳酸盐胶结物含量关系明显受颗粒粒度大小的制约，如细粉砂/泥的碳酸盐胶结物含量＜15%时，孔隙度和渗透率分别约为5%和0.1×10−3 µm2（图6a、b）；而中砂岩碳酸盐胶结物含量＞15%时，孔隙度和渗透率分别约为5%和0.3×10−3 µm2（图6a、b）。由此可见，碎屑颗粒粒度和碳酸盐胶结物对物性的影响程度存在互补性和差异性，即细粒碎屑颗粒弱胶结作用和粗粒碎屑颗粒强胶结作用即使演化路径不同（差异性），也可以得到相同（互补性）或不同（差异性）的物性演化结果。
（3）3井由于数据匹配度不高，缺乏分选系数较大时与之相匹配的碳酸盐胶结物数据。但当分选系数为1.5～2，且孔隙度＜15%时，依然存在碳酸盐胶结物含量较低的极细砂岩渗透率与碳酸盐胶结物含量较高的中、细砂岩渗透率高低程度相近的现象。
上述分析研究结果均充分表明，碳酸盐胶结物对储层物性影响往往与碎屑颗粒分选、粒度等因素相互制约，因此，单纯的砂岩储层储集物性与碳酸盐胶结物含量交汇图并不能准确地反映碳酸盐胶结物对其储层物性的影响。而在限定其他物性影响因素的前提下，则能够更好地反映不同期次、不同成因的碳酸盐胶结物与砂岩储层物性的关系，如成岩作用早期阶段形成的碳酸盐胶结物，在分选好的极细砂岩储层中沉淀，即对机械压实作用具有抑制作用，并为后续次生孔隙的产生创造条件，进而导致碳酸盐胶结物含量较高的砂岩仍具有相对较好的孔、渗物性条件，甚至储集物性与碳酸盐胶结物含量具有明显的正相关关系（图6a、b）。总而言之，不同成因、不同期次的碳酸盐胶结物在不同岩性、分选等条件下，对其孔隙度和渗透率产生的控制作用是不同的。
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将激光粒度分析（图4、表1）和薄片分析数据（表2）进行匹配，采用BEARD和 WELY[20]提出的原始孔隙度恢复公式可以计算原始孔隙度：
$$ {\phi _{\text{o}}} = 20.91 + 22.9/{S_{\text{o}}} $$ (1) 式中：ϕo为原始孔隙度，%；
So为分选系数。
根据孔隙度守恒原理[20]，利用公式（2）—（4）计算不同构造位置、各砂体砂岩因机械压实作用和胶结作用而引起的孔隙度变化。
$$ {\phi _{\text{m}}} = {\phi _{\text{o}}} - {v_{\text{i}}} $$ (2) $$ {\phi _{{\text{mc}}}} = {\phi _{\text{m}}}/{\phi _{\text{o}}} $$ (3) $$ {\phi _{{\text{cc}}}} = {\phi _{\text{c}}}/{\phi _{\text{o}}} $$ (4) 式中：ϕo为原始孔隙度，%；
vi为粒间体积，%；
ϕm为机械压实损失孔隙度，%；
ϕc为胶结物含量，%；
ϕmc为机械压实损失孔隙度占比，%；
ϕcc为胶结物作用损失孔隙度占比，%。
计算获得4井和3井砂岩储层原始孔隙度分别为25.88%～36.87%和24.37%～40.82%，平均值为32.87%和35.44%。由此可见，砂岩分选程度的差异，导致砂岩原始孔隙度亦明显不同。
从4井和3井涠三段砂岩储层碳酸盐胶结物与粒间体积投点图可以看出（图7），平面上不同构造位置胶结作用及其对储层物性的影响程度存在差异。4井和3井压实作用损失孔隙度占比分别为12.83%～56.59%和4.45%～69.52%，平均值分别为32.98%和33.02%，4井区（图7a）压实作用对储层物性的影响相对弱于3井区（图7b）。4井和3井胶结物总含量分别为1.03%～21.53%和0～23%，平均值分别为8.45%和4.54%，且损失孔隙度占比分别为2.82%～81.19%和2.67%～59.27%，平均值分别为25.95%和12.57%，即4井胶结物含量及其损失孔隙度占比约是3井的2倍。由此可见，位于断层附近且更靠近物源区的4井区胶结作用更强烈，其对储层物性的影响更明显。
图 7 X油田中块涠三段储层碳酸盐胶结物含量与砂岩粒间体积关系
Figure 7. Relationship in volume between carbonate cement and inter-grain space of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
薄片鉴定及物性分析数据统计结果亦表明（表3），纵向上不同埋深、原始孔隙度及胶结物含量的砂体对孔隙度的影响存在明显差异。4井区4井位于断层附近，随埋深的增加，A、F、I、J、B各砂体碳酸盐胶结物含量依次降低，碳酸盐胶结作用损失孔隙度占比及其相对总胶结作用损失孔隙度的占比也依次降低；而压实作用损失孔隙度占比总体呈上升趋势。3井区3井位于凹陷中心，随埋深的增加，D1、D2、E、F、G各砂体碳酸盐胶结物含量先增高后降低，呈“低—高—低”模式，碳酸盐胶结作用损失孔隙度占比及其相对总胶结作用损失孔隙度的占比也呈“低—高—低”模式；而压实作用损失孔隙呈现截然不同的变化规律，即呈“高—低—高”模式。由此可见，不同构造位置不同井区的碳酸盐胶结物垂向分布规律明显不同。其主要原因是，不同构造部位的流体来源及流动方式的差异对碳酸盐胶结物的分布具有明显的控制作用。在断裂带附近、断层活动时期，热流体主要呈垂向运移模式沿断层向上运移，致使下部地层断层附近区域溶蚀作用较强，钙、铁、镁等离子被热流体携带至上部地层，后期因溶解沉淀不平衡而沉淀下来，导致碳酸盐胶结物含量垂向上由上至下呈“高—低”模式。而凹陷中心，即远离断裂带的区域，受碎屑颗粒粒度、分选及岩性组合差异的影响，流体的流动具有明显选择性，总是趋向于沿渗透率较高的方向流动（3井区储层原始孔隙度随埋深增加呈“低—高—低”交替变化），这是凹陷中心碳酸盐胶结物含量呈波动式变化（即“低—高—低”模式）的主要原因之一。研究区砂岩内部碳酸盐胶结物的富集是流体选择性流通的结果，砂岩内部物性的差异变化，即局部的物性封堵导致流体出现局部滞留现象，后期因溶解沉淀不平衡，致使大量碳酸盐胶结物沉淀于砂岩内部，这也是砂岩内部局部碳酸盐胶结物富集的主要原因之一。
表 3 X油田中块涠三段储层压实、胶结作用对孔隙度的影响
Table 3. Effects of compaction and cementation on porosity of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
区块 井号 砂体 深度/m 样品数 原始孔隙度/% 粒间体积/% 胶结物含量/% 碳酸盐胶结物/% 石英加大/% 损失孔隙度占比/% 损失孔隙度相对总胶结损失孔隙度
占比/%压实
作用胶结
作用碳酸盐
胶结石英
胶结碳酸盐
胶结石英
胶结4 4 A 2 475～2 510 6 29.8 22.0 17.3 17.0 0.01 26.2 58.1 57.0 0.03 98.3 0.1 F 2 510～2 551.7 9 34.4 29.4 12.4 11.4 0.6 14.5 36.0 33.1 1.7 91.9 4.8 I 2 653.1～2 674.9 4 31.6 18.5 7.8 5.7 0.9 41.5 24.7 18.0 2.8 73.1 11.5 J 2 674.9～2 699.4 7 33.7 19.5 6.9 5.6 0.6 42.1 20.5 16.6 1.8 81.2 8.7 K 2 699.4～2 718.0 9 32.7 18.6 5.8 4.6 0.7 43.1 17.7 14.1 2.1 79.3 12.1 3 3 D1 2 434.4～2 444.25 19 36.7 21.5 3.2 1.5 1.2 41.4 8.7 4.1 3.3 46.9 37.5 D2 2 444.25～2 462 33 36.3 25.8 5.5 4.4 0.8 28.9 15.2 12.1 2.2 80.0 14.5 E 2 462.0～2 484.2 22 34.8 27.8 7.34 6.0 1.0 20.1 21.1 17.2 2.9 81.7 13.6 F 2 484.2～2 515.6 25 33.4 24.3 3.36 1.4 1.2 27.2 10.1 4.2 3.6 41.7 35.7 G 2 515.6～2 560.5 18 36.2 23.6 2.5 0.75 1.0 34.8 6.9 2.1 2.8 30.0 40.0 总之，在相同岩性条件下，碳酸盐胶结物垂向分布受构造位置和流体运移方式的控制，即断层附近的流体总体呈垂向运移模式，砂岩储层碳酸盐胶结物分布规律由上到下（即随埋深增加）呈“高—低”模式；而凹陷中心（距断层较远）的流体运移则主要受碎屑颗粒粒度、分选及岩性组合差异的影响，其砂岩储层碳酸盐胶结物分布规律由上到下呈“低—高—低”模式。
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前人的研究结果表明[21-24]，机械压实作用引起的孔隙度损失受有效上覆地层压力、碎屑颗粒成分、粒度及分选性等因素的控制。即在单一变量原则下，有效上覆地层压力越大，压实作用越强（图8a）；碎屑颗粒粒度越粗，每单位体积内的接触点越少，接触点压力越大，易于克服压摩擦力而移动，致使压实作用越强（图8B）；塑性颗粒含量越高，砂岩可压缩性越强（图8c、d）。研究区涠三段砂岩储层刚塑性颗粒比值约为70/30[4]（图8d）。为了明确研究区涠三段砂岩储层孔隙演化历程，本文采用CHEN等[24]提出的机械压实作用孔隙度损失模型，在采用BEARD和 WELY[20]提出的原始孔隙度恢复公式基础上，计算3井和4井原始孔隙度，并通过近年来兴起的成岩史数值模拟技术[25-28]，结合薄片鉴定数据，对3井和4井的孔隙度演化史进行了恢复（图9、10）。此外，为了更好地表达不同成岩作用类型及演化历程对储层物性的影响，本文将计算所得原始孔隙度的最大值定为砂岩初始孔隙度，即4井原始孔隙度近似为37%，3井原始孔隙度近似为41%。
图 8 机械压实过程中砂岩储层孔隙损失影响因素及变化规律
Figure 8. Factors and variation patterns of porosity loss in sandstone reservoir during mechanical compaction
图 9 X油田中块4井涠三段储层孔隙演化模式
Figure 9. Porosity evolution of the E3w3reservoir in Well 4 in the middle block of X Oilfield
图 10 涠西南凹陷X油田中块3井涠三段储层孔隙演化模式
Figure 10. Porosity evolution of the E3w3 reservoir in Well 3 in the middle block of X Oilfield, Weixinan Sag
涠三段砂岩储层孔隙度的演化主要存在增、减孔2种机制，受控于原始沉积特征及压实作用、胶结作用和溶蚀作用3大类成岩作用：
（1）在不考虑胶结作用的情况下，由于4井区碎屑颗粒相对于3井区较细（图4a），4井区机械压实减孔作用弱于3井区（图9b）。涠三段现今碳酸盐胶结物与粒间体积关系投点图也表明，3井区压实作用强于4井区。因此，成岩作用早期压实作用阶段，3井区压实作用损失孔隙度大于4井区（图9、10）。
（2）在考虑胶结作用的情况下，发生于油气充注前的早期碳酸盐胶结事件具有双重性，一方面能占据储集空间，破坏原始储层物性，另一方面也能有效地减轻机械压实作用的强度，且早期碳酸盐胶结作用越强，其对机械压实作用的抑制作用越强（图9、10），为后续次生孔隙的产生创造了条件。涠西南凹陷涠三段成岩作用早期阶段方解石、白云石的沉淀（图7）在一定程度上抑制了压实作用对储层物性的影响，且4井区早期碳酸盐胶结物对压实作用的影响更强（图9、10）。
（3）目前4井和3井涠三段碳酸盐胶结物损失孔隙度相对于全部胶结物损失孔隙度占比分别为0.39%～99%和0～99%，平均值分别为67.0%和39.9%；而石英胶结物损失孔隙度相对于全部胶结物损失孔隙度占比分别为0～65.4%和0～99%，平均值分别为14.4%和41.7%。4井区碳酸盐胶结物作用明显强于3井区（图9、10），石英胶结作用弱于3井区；4井成岩演化过程中碳酸盐胶结作用强于石英胶结作用，而3井则是碳酸盐胶结作用弱于石英胶结作用（图9、10）。由此可以得出，4井区成岩过程中碱性成岩环境占据主导地位，碳酸盐胶结作用较强；3井区成岩过程中酸性成岩环境占据主导地位，早期形成的碳酸盐胶结物溶蚀作用较强。这与薄片鉴定、扫描电镜及阴极发光等镜下观察结果相吻合。
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（1）涠西南凹陷X油田中块渐新统涠三段储层碳酸盐胶结物包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石。平面上，断层附近的4井区碳酸盐胶结物较为发育，含量是洼陷中心3井区的4～5倍，主要受方解石含量的影响，并与储层渗透率具有明显负相关性；垂向上，断层附近4井区碳酸盐胶结物含量由上到下呈“高—低”模式；而洼陷中心3井区呈“低—高—低”模式。
（2）涠西南凹陷X油田中块渐新统涠三段储层孔隙度、渗透率与碳酸盐胶结物含量呈明显的负相关，而4井区碳酸盐胶结物对储层物性的影响与碎屑颗粒分选、粒度相互制约。分选系数＜2时，细砂岩储层孔隙度、渗透率基本不受碳酸盐胶结物含量影响，极细砂岩储层孔隙度、渗透率与碳酸盐胶结物含量呈明显正相关；分选系数＞2时，储层孔隙度、渗透率与碳酸盐胶结物含量关系受颗粒大小制约明显。
（3）成岩作用早期，X油田中块在断层附近的4井区，砂岩储层中碳酸盐胶结作用占据储集空间，同时减轻了机械压实作用的强度，碳酸盐胶结物整体以减孔机制为主；处于洼陷中心的3井区，砂岩储层的碳酸盐胶结作用较弱，且碎屑颗粒相对更粗，主要以机械压实减孔机制为主；成岩作用中—晚期，4井区以碱性成岩环境为主，碳酸盐胶结作用较强，继续破坏原始储层物性，3井区以酸性成岩环境为主，早期形成的碳酸盐胶结物溶蚀增加了储层孔隙度。
Carbonate cement characteristics and porosity evolution model of the Oligocene reservoir in the middle block of X Oilfield in Weixinan Sag
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摘要: 为了寻找南海北部湾盆地涠西南凹陷开发有利区，指导剩余油挖潜，以X油田中块渐新统涠洲组三段 (E3w3) 碎屑岩储层碳酸盐胶结作用为研究重点，并以凹陷中心和断裂附近为两大主体区域开展研究工作，通过粒度分析、薄片显微镜下鉴定、阴极发光、扫描电镜、岩芯常规物性分析及单井成岩作用数值模拟等技术手段，深入研究了碳酸盐胶结物类型、含量及分布特征，明确了涠洲组碎屑岩储层孔隙演化模式。结果表明，研究区涠洲组储层碳酸盐胶结物以方解石和白云石为主，主要形成于成岩作用早期阶段。受断裂分布和热流体活动影响，在平面和垂向上，碳酸盐胶结物分布特征具有明显规律性。断裂附近区域储层中碳酸盐胶结物更为发育，其损失孔隙占比约22.6%，占总胶结物损失孔隙度的67.0%；洼陷中心区储层中碳酸盐胶结较弱，其损失孔隙占比约7.9%，占总胶结物损失孔隙度的39.9%。因此，洼陷中心弱胶结作用区碎屑岩储层储集物性较好，可作为油气藏开发有利区的首选目标。Abstract: To search for favorable development areas and guide the exploration of remaining oil of Weixinan Sag in Beibu Gulf Basin, South China Sea, this research focused on the carbonate cementation of the third member of the Oligocene Weizhou Formation in the middle block of X Oilfield (E3w3) between two main areas in the sag center and near fault, respectively. The type, content, and distribution characteristics of carbonate cements of the clastic rock reservoir in the E3w3 were quantitatively analyzed by means of laser particle size analysis, slice microscopic identification, cathode luminescence, scanning electron microscopy, conventional physical property analysis of core, numerical simulation of diagenesis of single well, and the porosity evolution modeling. The results show that, the carbonate cements of the reservoir are mainly of calcite and dolomite, which is mainly formed in the early stage of diagenesis. Under the influence of fracture distribution and thermal fluid activity, the distribution of carbonate cements in horizontal and vertical directions showed obvious regularity. The carbonate cement near fault was more developed, the porosity loss was 22.6%, which accounted for 67.0% of the total porosity loss caused by cementation, while those in the sag center were weaker, being 7.9% and 39.9%, respectively. The clastic rock reservoir of weak cementation area in the sag center showed better physical properties, and thus can be used as a target of favorable area for oil and gas reservoir development.
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Key words:
- carbonate cements /
- porosity evolution model /
- reservoir quality /
- Weixinan Sag /
- Beibu Gulf Basin /
- South China Sea
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图 3 X油田中块涠三段储层岩石类型三角图
Ⅰ-石英砂岩；Ⅱ-长石石英砂岩；Ⅲ-岩屑石英砂岩；Ⅳ-长石砂岩；V-岩屑长石砂岩；Ⅵ-长石岩屑砂岩；Ⅶ-岩屑砂岩
Figure 3. Triangle diagram of rock types of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
图 4 X油田中块涠三段储层岩性与储集物性特征频率分布直方图
Figure 4. Frequency distribution histogram of rock and physical properties of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
图 5 X油田中块涠三段储层碳酸盐胶结物镜下特征
（a）粒间方解石晶体，4井，2 512.39 m，扫描电镜图片；（b）粒间白云石，4井，2 477.42 m，扫描电镜图片；（c）铁方解石（染色反应为紫色）交代白云石，4井，2 517.65 m，铸体薄片（-）；（d）铁方解石（染色反应为紫色）交代白云母，4井，2 517.17 m，铸体薄片（-）；（e）粒间方解石，3井，2 475.33 m，扫描电镜图片；（f）粒间白云石，3井，2 740.98 m，扫描电镜图片；（g）铁白云石（染色反应为蓝色）交代颗粒，3井，2 516.37 m，铸体薄片（-）；（h）粒间方解石发中亮橘黄色光，泥质杂基发极暗灰褐色光，3井，3 312.83 m，阴极发光图片；（i）粒间白云石发中等橘红色光，次生高岭石星点状结构，发靛蓝色光，3井，3 309.22 m，阴极发光图片
Figure 5. The microscopic characteristics of carbonate cements of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
图 6 X油田中块涠三段碳酸盐胶结物对储层储集物性的影响
Figure 6. Effects of carbonate cements on physical properties of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
图 7 X油田中块涠三段储层碳酸盐胶结物含量与砂岩粒间体积关系
Figure 7. Relationship in volume between carbonate cement and inter-grain space of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
图 9 X油田中块4井涠三段储层孔隙演化模式
Figure 9. Porosity evolution of the E3w3reservoir in Well 4 in the middle block of X Oilfield
图 10 涠西南凹陷X油田中块3井涠三段储层孔隙演化模式
Figure 10. Porosity evolution of the E3w3 reservoir in Well 3 in the middle block of X Oilfield, Weixinan Sag
表 1 X油田中块涠三段储层物性及颗粒粒度和分选系数统计表
Table 1. Statistics of the physical properties, grain size, and sorting coefficient of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
井区 粒度中值/Φ 分选系数So 孔隙度/% 渗透率/10−3 µm2 3井区 $ \dfrac{\text{1}\text{.23～}7.\text{46}}{2.65（233）} $ $\dfrac{\text{0}\text{.99～}1\text{8}\text{.6} }{2.88（233）}$ $ \dfrac{\text{3}\text{.02～}2\text{4}\text{.3}}{17.46（233）} $ $ \dfrac{\text{0}\text{.021～}3\text{716}}{366.54（233）} $ 4井区 $ \dfrac{\text{0}\text{.5～}6.\text{91}}{2.8（87）} $ $ \dfrac{\text{1}\text{.62～}2\text{0}\text{.39}}{4.27（87）} $ $ \dfrac{\text{3}\text{.68～}2\text{0}\text{.9}}{14.46（87）} $ $ \dfrac{\text{0}\text{.062～}7\text{25}}{84.09（87）} $ 注：图中数据为 $ \dfrac{\text{最小值}\text{～}\text{最大值}}{\mathbf{平}\mathbf{均}\mathbf{值}（\mathbf{样}\mathbf{品}\mathbf{数}）} $。 
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表 2 X油田中块涠三段储层碳酸盐胶结物薄片数据统计
Table 2. Statistics of carbonate cements identified in thin sections of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
区块 井号 砂体 深度/m 样品数 胶结物
含量/%碳酸盐胶结物/% 泥质/% 岩屑/% 方解石/% 铁方
解石/%白云石/% 铁白
云石/%石英
加大/%4 4 A 2 475～2 510 6 17.3 17.0 18.6 4.0 13.3 0.2 0.9 0 0.01 F 2 510～2 551.7 10 12.4 11.4 1.4 13.75 5.1 0.1 5.5 0.003 0.6 I 2 653.1～2 674.9 4 7.8 5.7 8.0 8.13 4.0 1.5 0.1 0.003 0.9 J 2 674.9～2 699.4 7 6.9 5.6 0.72 10.1 4.8 0.01 0.1 0.003 0.6 K 2 699.4～2 718.0 9 5.8 4.6 2.56 10.3 3.2 0.72 0.67 0.001 0.7 3 3 D1 2 434.4～2 444.3 19 3.2 1.5 3.1 12.87 0.34 0.13 0.84 0.18 1.2 D2 2 444.3～2 462.0 33 5.5 4.4 8.3 8.0 2.15 0.23 3.5 0.5 0.8 E 2 462.0～2 484.2 22 7.34 6.0 6.8 12.0 2.16 0.2 7.34 6.0 0.13 F 2 484.2～2 515.6 25 3.36 1.4 5.9 10.2 1.33 0.1 0.04 0 0 G 2 515.6～2 560.5 18 2.5 0.75 4.6 13.75 0 0 0.75 0.71 0
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表 3 X油田中块涠三段储层压实、胶结作用对孔隙度的影响
Table 3. Effects of compaction and cementation on porosity of the E3w3 reservoir in the middle block of X Oilfield
区块 井号 砂体 深度/m 样品数 原始孔隙度/% 粒间体积/% 胶结物含量/% 碳酸盐胶结物/% 石英加大/% 损失孔隙度占比/% 损失孔隙度相对总胶结损失孔隙度
占比/%压实
作用胶结
作用碳酸盐
胶结石英
胶结碳酸盐
胶结石英
胶结4 4 A 2 475～2 510 6 29.8 22.0 17.3 17.0 0.01 26.2 58.1 57.0 0.03 98.3 0.1 F 2 510～2 551.7 9 34.4 29.4 12.4 11.4 0.6 14.5 36.0 33.1 1.7 91.9 4.8 I 2 653.1～2 674.9 4 31.6 18.5 7.8 5.7 0.9 41.5 24.7 18.0 2.8 73.1 11.5 J 2 674.9～2 699.4 7 33.7 19.5 6.9 5.6 0.6 42.1 20.5 16.6 1.8 81.2 8.7 K 2 699.4～2 718.0 9 32.7 18.6 5.8 4.6 0.7 43.1 17.7 14.1 2.1 79.3 12.1 3 3 D1 2 434.4～2 444.25 19 36.7 21.5 3.2 1.5 1.2 41.4 8.7 4.1 3.3 46.9 37.5 D2 2 444.25～2 462 33 36.3 25.8 5.5 4.4 0.8 28.9 15.2 12.1 2.2 80.0 14.5 E 2 462.0～2 484.2 22 34.8 27.8 7.34 6.0 1.0 20.1 21.1 17.2 2.9 81.7 13.6 F 2 484.2～2 515.6 25 33.4 24.3 3.36 1.4 1.2 27.2 10.1 4.2 3.6 41.7 35.7 G 2 515.6～2 560.5 18 36.2 23.6 2.5 0.75 1.0 34.8 6.9 2.1 2.8 30.0 40.0
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