沔南-陈沱口地区新沟嘴组泥质白云岩勘探潜力评价

２０１６年ｌ１月　江汉石油职工大学学报　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｊｉａｎｇｈａｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｓｔａｆｆ　ａｎｄ　Ｗｏｒｋｅｒｓ　第２９卷第６期　

沔南一陈沱口地区新沟嘴组泥质白云岩勘探潜力评价　

满惠慧　（中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉４３０２２３）　

［摘要］在新沟泥质白云岩勘探获得成功的基础上，通过对新沟及沔南一陈沱口地区探井取样进行重矿、Ｘ衍射、　热解等分析化验，建立了新沟嘴组泥质白云岩烃源分级评价标准。根据烃源岩沉积时的环境，认为存在三种类型的烃　源：Ｉ为超盐（咸水）、还原环境；Ⅱ为半咸水、强还原环境；ＩＩＩ为微成水一半咸水、还原环境。本工区烃源以Ⅱ类烃源岩　为主，其主要生源输入为藻类、陆生高等植物。同时通过对样品的镜下观察，认为该地区泥质白云岩以泥晶结构为主，　脆性矿物普遍较高，属中、低孔特低渗储层，其储层厚度从东北向西南逐渐变好，具有较好的勘探潜力，下一步应围绕　

烃源中心寻找泥质白云岩储层物性好的地区进行勘探。　［关键词］　沔南一陈沱口；新沟嘴组下段；泥质白云岩；储层物性　［中图分类号］Ｐ６１８．１３［文献标识码］Ａ［文章编号］１００９－－３０１Ｘ（２０１６）０６－－０００１－－０４　

引　言　江汉盆地新沟地区于２０１２年３月在新１３５井新沟　嘴组下段Ⅱ油组发现一套含油气显示岩性为泥质白云　岩的储层，经过压裂试油获得日产油３　ｔ的工业油流。　其后部署的６口直井和５口水平井，均获得工业油流，　显示了泥质白云岩较好的勘探开发前景。在此基础上，　开展了地质研究，发现在整个江汉盆地南部均发育有泥　质白云岩。由于泥质白云岩储层在前期工作中并未引起　重视，缺乏系统研究，导致目前还未弄清楚泥质白云岩油　藏的富集规律，其评价标准也有待建立。　

１区域位置　沔南一陈沱口地区位于江汉盆地东南部（包含沔阳　凹陷南部和陈沱口凹陷），东邻通山咸宁段褶带，西与江　陵凹陷相接，北部包括沔阳凹陷的一部分，南抵华容隆　起，面积约２　５０Ｏ　ｋｍ２，属于江汉盆地外围凹陷，勘探程　度较低。近期钻探的陈１００井在Ⅱ油组发现了多层　泥质自云岩油气显示，后期钻探的陈１００斜一１和陈　１００斜一２在Ⅱ油组白云岩均发现了油气显示。其　中，陈１００斜一１试油获１．８　ｍ３／ｄ的工业油流。　

２泥质白云岩岩石学特征　泥晶泥质白云岩具有高富钙、低有序的晶体化学特　征，在高盐度环境下快速结晶形成。沔南一陈沱口地区　泥质白云岩多形成于低温（相对偏低）、咸水一半咸水的　

静水还原环境。　２．１泥质白云岩结构　泥质白云岩可分为泥晶泥质白云岩和微晶一细晶　泥质白云岩。其中，前者为泥质和泥晶结构，后者为雾心　亮边或交代残余结构。陈沱口凹陷以泥晶泥质白云岩为　主，发育少量微晶一细晶泥质白云岩。　２．２泥质白云岩矿物组成　运用Ⅺ　（Ｘ射线衍射）３－法进行矿物成分测定，　陈沱口凹陷新沟嘴组下段Ⅱ油组的矿物主要包括粘　土矿物、碳酸盐矿物（方解石和白云石）、黄铁矿、碎屑　矿物（石英、斜长石和钾长石）和方沸石等矿物，而且　各种矿物之间存在着非均质性。沔南一陈沱口地区的　粘土矿物含量相对较低，为５．３％＂－４６．８　，平均值为　２１．３　，纵向上随深度增加显著减少；伊利石的含量最　高，平均值为７８．０　，且随深度的增加变化不明显；高　岭石的含量较低，介于２．Ｏ％～４．０　，平均值为３．Ｏ％，　纵向上分布较均匀；绿泥石的含量为７．０％～１１．０％，　平均值为９．０％，在纵向上变化不明显；伊蒙混层的含　量为７．Ｏ　～１１．Ｏ％，平均值为８．０％，在纵向上分布较　均匀；绿蒙混层在纵向上存在显著的非均质性，有的深　度段上能达到２１．Ｏ　，但是大部分深度段上不存在绿　蒙混层（表１）。在陆源碎屑矿物方面，工区内自云岩　中的石英含量为４．ｏＨ～２１．６　，平均值为１１．６　；长　石含量为４．３　－－－２７．４　，平均值为１５．５　。总体来说　新沟嘴组下段Ⅱ油组白云岩中石英含量不如长石含量　高。研究区白云岩中的自生非粘土矿物，包括碳酸盐　

［收稿日期］２ｏ１６一ｏ８一ｏ９　［作者简介］满惠慧（１９８５一），女，大学，工程师，主要从事石油地质研究工作。　２　江汉石油职工大学学报　岩、黄铁矿和方沸石。沔南一陈沱口凹陷碳酸盐岩的含　量随着深度的增加而增加，黄铁矿含量则相对较低，为　１．３　～５．１　，平均为２．５　。工区内白云岩中的方沸　石含量最高达１５．５％，最低为１．１　，平均为６．６％，其　含量随着深度的增加而减少（图１）。　通过对泥质白云岩储层特征的研究，认为沔南一陈　沱口凹陷新沟嘴组下段Ⅱ油组脆性矿物普遍较高，适合　压裂开采。　表Ｉ陈沱口凹陷新沟嘴组下段ｎ油组白云岩粘土矿物组成　粘土矿物含量（　）　类别——　伊利石　高岭石　绿泥石　伊蒙混层绿蒙混层　ｍ１３．４０　２１１６．２５　２１１７．０３　２Ｉ，￣５．＂ＪＵ　１　２１９１．０ｂ　２１９１，＇ＪＵ　№　深度（ｍ）　图１沔南一陈沱口地区新沟嘴组下段白云岩　全岩矿物组成分布图　３泥质白云岩纵横向展布规律　３．１古地貌　沔南一陈沱口地区白垩系沉积时期是强烈的断陷　期，沉积厚度差异比较大，以周老嘴次洼、白庙次洼一带　最大，最大沉积厚度＞１　０００　ｍ。戴家场、汉河口等鼻状　隆起继续发育。在白垩系沉积基础上，新沟嘴组为广盆　坳陷期沉积，周老嘴、洪湖、汊河口、白庙次洼为局部沉降　中心，戴家场、汉河口构造缓慢抬升。　３．２展布规律　受古地貌的影响，沔南一陈沱口地区发育有两支物　源。沔南地区主要为汉水物源，发育三角洲前缘席状砂　以及滨浅湖滩砂相；陈沱口地区则为荆门物源的一支，经　新沟地区流入陈沱口凹陷。工区内滨浅湖相沉积特征明　显：两支物源纵向上均在Ⅱ油组，发育有泥质白云岩，分　别位于Ⅱ油组的１、２、３砂组中部，Ⅲ油组顶部则有一套　砂岩稳定发育；平面上，沔阳一陈沱口地区泥质白云岩储　层从北东往南西方向逐渐增厚，主要发育在沔２５以南　的地区。　从岩性岩相的规律可知，新沟嘴组下段Ⅱ油组非　常规的泥质白云岩厚度从东北向西南逐渐增厚，大部分　地区厚度在２０　ｍ以上，储层自东北向西南逐渐变好　（图２）。　

图２沔阳地区Ｅｘ下Ⅱ油组泥质白云岩等厚图　４烃源条件　通过对陈ｉ００井岩心的观察，认为Ｓ１／ＴＯＣ的比　值可较好地反映烃源的好坏，比值越大，油气显示越丰　富。因此，通过对样品Ｓ１／Ｔ（）Ｃ的值与岩性岩相的分　析，认识到对泥质白云岩而言，硫酸盐岩伴生和相对高　ＧＲ的泥质白云岩处于半咸化沉积环境时期，才具有较　好的烃源条件。　从新沟一陈沱口以及陈沱口一沔阳的两条纵横向　剖面可以看出整个江汉盆地南部新沟嘴组下段均有泥质　白云岩存在。纵向上主要发育在新沟嘴组下段Ⅱ油组　相对咸化的Ⅱ　。砂组中部；平面上则从陈沱口到沔阳和　新沟地区，泥质白云岩储层逐渐减薄，但大部分地区厚度　仍在２０　ｍ以上，泥岩则逐渐增厚（图３）。　

图３江汉盆地新沟嘴组下段Ｅｘ下Ⅱ油组岩相图　

嗍　慨　慨　一　一董如霉　满惠慧．沔南一陈沱口地区新沟嘴组泥质白云岩勘探潜力评价　３　５储集条件　泥质白云岩储层与常规储层不同，具有源储一体、低　孔低渗、原生孔隙不发育、富有机质等特点。陈沱口凹陷　新沟嘴组泥质白云岩储层孔隙度分布比较分散，主要介于　０．２０％～２２．２％，平均值为７．８Ｏ　；渗透率分布与丫角～　新沟低凸起相似，绝大多数样品＜Ｏ．５０×ｌｏ　ｍ２，平均值　为ｏ．０５×ｌＯ　，属中、低孔特低渗储层。孔隙度与渗透　率同样具有明显的正相关性（图４）。　

孔隙度（％）　图４陈沱口凹陷新沟嘴组泥质白云岩储层　孔隙度渗透率相关性图　

研究区新沟嘴组泥质白云岩储层发育多种岩性组　合，主要有泥岩、白云质泥岩、泥质白云岩和白云岩四种　类型岩石，但以泥质白云岩为主，本项研究将其统称泥　

质白云岩层系。根据研究区不同岩性泥质白云岩储层　物性统计结果，陈沱口凹陷泥质白云岩、白云岩孔隙度　较发育，泥岩、白云质泥岩较差。其中，泥岩及泥质白云　岩渗透率较高，但总体上均表现为特低渗。综合来看，　泥质白云岩和白云岩因发育有大量的晶间孔、粒间孔及　部分溶蚀孔，为研究区孔渗性较好的两类储层，且泥质　白云岩和白云岩中白云石为易溶矿物，易遭受溶蚀，形　成溶蚀孔，可改善储层物性。　

６含油气性　目前用于含油性研究的参数，包括岩石标本油气显　示级别、ｓ１及Ｓ１／ＴＯＣ等。地层中单位有机碳的含烃量　（Ｓｌ／ＴＯＣ）除了可以用来判断烃源岩的成熟度之外，还可　以用来判断泥质白云岩油藏含油性。　通过对工区内探井新沟嘴组下段Ⅱ油组泥质自云　岩进行系统取芯（陈１００等），取样分析７项５００余块　次，与目前已勘探成功的新沟地区泥质白云岩地化数据　（新３９１等）进行对比，建立了新沟嘴组泥质白云岩烃　源分级评价标准，分为Ｉ、Ⅱ、Ⅲ三级。Ｉ为超盐（咸　水）、还原环境；ｌＩ为半咸水、强还原环境；Ｉ］Ｉ为微咸水　一半咸水、还原环境。其中，Ⅱ类烃源岩是泥质白云岩　油藏主要的油源岩（图５，表２）。　

图５新下段泥质白云岩氯仿沥青“　’【左）、ｓｌｌ右）分级图　表２新沟嘴组泥质白云岩油藏分类标准　

陈沱口凹陷的陈ｌＯＯ井泥质白云岩以Ⅱ类烃源岩　为主，处于半咸水、强还原环境（图６），以藻类、陆生高　等植物为主要生源输入。原油分析与其他两类烃源岩差　异明显（图７）。　

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