珠江口盆地惠南半地塹恩平組烴類充注特征與砂巖致密化成因分析*

朱 明 張向濤 楊興業(yè) 朱俊章 杜家元 施 洋

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054)

珠江口盆地古近系文昌組和恩平組具有良好的烴源巖基礎(chǔ)，古近系儲(chǔ)層具有近源成藏和優(yōu)先成藏的有利條件，因此古近系是目前珠江口盆地勘探的新領(lǐng)域之一[1-3]。近年來，圍繞珠江口盆地富烴洼陷開展古近系勘探，在陸豐、惠州、西江、開平凹陷文昌組和恩平組獲得了油氣發(fā)現(xiàn)，使之成為盆地下一階段儲(chǔ)量、產(chǎn)量重要接替區(qū)。但珠江口盆地古近系具有埋深大、地層溫度高的特點(diǎn)，砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用改造，儲(chǔ)層的物性條件是油氣勘探的關(guān)鍵。

烴類是含油氣盆地重要的流體組成部分，其對(duì)砂巖儲(chǔ)層成巖的影響早已引起石油地質(zhì)研究者的關(guān)注[4]。通常情況下含油砂巖比含水砂巖成巖作用弱，表明原油可以抑制砂巖的成巖作用。此外，烴類充注對(duì)成巖作用的影響還受控于油、水、巖之間的潤(rùn)濕性[5-6]。

本文利用生物標(biāo)志化合物絕對(duì)定量分析、巖石薄片、陰極發(fā)光、掃描電鏡、X衍射、壓汞、流體包裹體、儲(chǔ)層熒光定量分析等手段，對(duì)惠州凹陷惠南半地塹A構(gòu)造A1井恩平組砂巖中烴類來源、充注時(shí)間、充注強(qiáng)度和儲(chǔ)層成巖作用過程及致密化成因進(jìn)行綜合分析，以期為研究區(qū)古近系深層油氣成藏條件評(píng)價(jià)提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

珠江口盆地構(gòu)造位置上處于華南大陸南緣，是在古生代和中生代褶皺基底上形成的新生代伸展盆地，NE向斷裂與NWW向斷裂共同控制了盆地的隆坳格局，形成了南北分帶、東西分塊的構(gòu)造格局，可劃分北部隆起帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、中部坳陷帶、南部隆起帶和南部坳陷帶等一級(jí)構(gòu)造單元(圖1)。

圖1 研究區(qū)位置Fig .1 Location of the study area

珠江口盆地新生界發(fā)育齊全，包括古近系的神狐組、文昌組、恩平組和珠海組，新近系的珠江組、韓江組、粵海組、萬山組以及第四系。其中，文昌組—恩平組沉積期發(fā)育湖泊、河流和湖沼相沉積，珠海組沉積期發(fā)育海陸過渡相沉積，新近系和第四系以海相沉積為主。目前珠江口盆地油氣儲(chǔ)量發(fā)現(xiàn)主要集中于珠江組和珠海組，同時(shí)在文昌組和恩平組也獲得了良好油氣顯示和一定的商業(yè)發(fā)現(xiàn)。

A構(gòu)造位于珠江口盆地珠一坳陷惠州凹陷惠南半地塹HZ24洼北部斜坡帶(圖1)。A1井在恩平組3 967.00～3 985.52 m取心段的粗砂巖上見油斑，但地層測(cè)試結(jié)果為干層。該套砂體為辮狀河三角洲平原分流河道砂體，具有低孔低滲特征。

2 烴類來源定量分析

A1井區(qū)在文昌組—恩平組沉積期以河流、濱淺湖、三角洲和泥沼相為主，不利于優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育和保存[7-8]，因此文昌組半深—深湖相外源烴類的充注對(duì)于A構(gòu)造形成烴類聚集至關(guān)重要。

依據(jù)生物標(biāo)志化合物組合特征，可將A1井恩平組砂巖烴類抽提物分為兩類：第一類抽提物中C24四環(huán)萜烷含量高、C304-甲基甾烷含量低、T化合物含量高；第二類抽提物中C304-甲基甾烷含量高、T化合物含量低、C24四環(huán)萜烷和奧利烷含量低(圖2)。與惠州凹陷恩平組和文昌組烴源巖典型生物標(biāo)志化合物進(jìn)行對(duì)比可知，第一類砂巖抽提烴主要來自恩平組淺湖—沼澤相烴源巖，第二類砂巖抽提烴主要來自文昌組半深—深湖相烴源巖。

對(duì)A1井恩平組砂巖抽提物進(jìn)行了生物標(biāo)志化合物絕對(duì)定量分析，不同樣品的生物標(biāo)志化合物的絕對(duì)濃度和組合特征呈現(xiàn)出明顯的漸變過渡特征，表明存在兩類烴類的混合現(xiàn)象(圖3)。由于恩平組湖沼相煤系烴源巖以偏生氣為主，所生成烴類中的C15+生物標(biāo)志化合物的絕對(duì)濃度要遠(yuǎn)低于文昌組半深—深湖相偏生油型烴源巖生成的烴類，因此混源烴相對(duì)貢獻(xiàn)定量計(jì)算非常必要[9]。根據(jù)砂巖樣品中生物標(biāo)志化合物組合特征分析，A1井埋深3 996～3 999 m樣品為恩平組湖沼相端元烴，埋深3 980.6 m樣品為文昌組半深—深湖相端元烴(圖2、3)。根據(jù)甾烷系列化合物絕對(duì)濃度配比計(jì)算得出：A1井僅在埋深3 981.0 m和3 982.8 m砂巖抽提烴中有明顯的文昌組半深—深湖相烴源巖生成的烴類貢獻(xiàn)，其他樣品抽提烴基本來自恩平組淺湖—湖沼相烴源巖(表1)。

圖2 A1井恩平組巖石抽提烴與惠州凹陷典型文昌組半深—深湖相烴源巖生物標(biāo)志物特征對(duì)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

圖3 A1井恩平組砂巖抽提烴甾烷系列生物標(biāo)志物 絕對(duì)濃度分布Fig .3 Sterane biomark concentration distributions of extracted hydrocarbon of Enping Formation sandstone in Well A1

表1 A1井砂巖抽提烴中文昌組半深—深湖相烴源貢獻(xiàn)比例計(jì)算結(jié)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 烴類充注史分析

當(dāng)烴類進(jìn)入儲(chǔ)層后，改變了儲(chǔ)層成巖流體環(huán)境，必然影響成巖礦物的形成及成巖作用的發(fā)生，從而影響儲(chǔ)層的物性[10-12]。

采用流體包裹體法確定烴類的充注時(shí)期，與油包裹體同期的鹽水包裹體的均一溫度是該技術(shù)確定成藏期次的主要依據(jù)。對(duì)A1井恩平組3 970.5、3 979.5、3 980.5 m深度處的砂巖樣品進(jìn)行了烴類包裹體顯微熒光觀測(cè)和流體包裹體顯微測(cè)溫分析，石英顆粒裂紋中見大量發(fā)黃色熒光的油包裹體和發(fā)藍(lán)白色熒光的油包裹體(直徑為2～8 μm)，GOI平均值為45.7%，呈群體線性定向分布(圖4)，表明存在一期中質(zhì)原油充注和一期輕質(zhì)原油充注。與油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為120～125 ℃、150～175 ℃。將鹽水包裹體均一溫度投影到含有古溫度演化埋藏史圖上(圖5)，可以看出：第一期烴類充注發(fā)生在距今13.2～12.0 Ma，第二期烴類充注發(fā)生在距今2.5～0 Ma，含烴包裹體豐度指示以晚期油氣充注為主。

儲(chǔ)層定量熒光分析結(jié)果進(jìn)一步證實(shí)了A1井恩平組儲(chǔ)層半深—深湖相烴類充注以晚期充注為主。儲(chǔ)層定量熒光技術(shù)包括儲(chǔ)層顆粒定量熒光(QGF)和儲(chǔ)層萃取液定量熒光(QGF-E)[13-15]。其中，QGF光譜是對(duì)油包裹體和顆粒表面殘余烴的熒光響應(yīng)，可以識(shí)別古油層，主要參數(shù)有QGF指數(shù)、QGF強(qiáng)度、最大熒光強(qiáng)度波長(zhǎng)(λmax)和光譜半高寬(Δλ)；QGF-E光譜是對(duì)顆粒表面吸附烴的熒光響應(yīng)，用于油層或殘留油層的判識(shí)，主要參數(shù)為QGF-E強(qiáng)度。古油層砂巖具有較強(qiáng)的QGF光譜，其QGF指數(shù)大于6；古油水界面附近砂巖QGF指數(shù)為4～6，古水層砂巖QGF指數(shù)小于4。現(xiàn)今油層QGF-E強(qiáng)度大于40，水層QGF-E強(qiáng)度為4～40[16]。A1井恩平組儲(chǔ)層砂巖QGF強(qiáng)度較弱，光譜平緩，QGF指數(shù)均小于4，Δλ小于300 nm，為典型的古水層特征(圖6)；3 963 m～4 002 m深度砂巖QGF-E強(qiáng)度較高(大于40)，為油層或殘余油層，其中3 980 m深度附近具有文昌組來源烴類充注的樣品QGF-E強(qiáng)度最高，具有古水層和現(xiàn)今油層的組合特征，表明以晚期充注為主。

(a)3 979.5 m，單偏光；(b)3 979.5 m，紫外熒光，砂巖穿顆粒微裂紋愈合縫中群體定向分布油包裹體，發(fā)黃綠色熒光；(c)3 979.5 m，單偏光；(d)3 979.5 m，紫外熒光，單石英顆粒微裂紋愈合縫中發(fā)黃綠色和淺藍(lán)色熒光。

圖4A1井恩平組砂巖儲(chǔ)層中油包裹體顯微特征

Fig.4MicroscopiccharacteristicsofoilinclusionsinEnpingFormationsandstonesinWellA1

圖5 A1井恩平組流體包裹體均一溫度分布及烴類充注時(shí)間Fig .5 Fluid inclusion homogenization temperatures and hydrocarbon charging times of Enping Formation in Well A1

圖6 A1井恩平組儲(chǔ)層定量熒光剖面Fig .6 Quantitative fluorescence profiles of Enping Formation in Well A1

4 砂巖儲(chǔ)層特征分析

4.1 巖石學(xué)特征

A1井恩平組油氣顯示段儲(chǔ)層為辮狀三角洲平原分流河道沉積，主要為中—粗砂巖，含有少量細(xì)砂巖，在3 972.0～3 984.6 m井段共選取6個(gè)巖心樣品開展了系統(tǒng)的巖石學(xué)和孔滲分析(圖7)。鑄體薄片觀察表明樣品為長(zhǎng)石石英砂巖—巖屑石英砂巖。其中，石英顆粒以單晶石英為主，有少量多晶石英，含量為8%～71%，平均65%；長(zhǎng)石含量為4%～20%，平均9%；巖屑主要為燧石、千枚巖，見有火山巖，含量為5%～9%，平均7%。砂巖分選、磨圓度為中等—好，顆粒之間呈線—鑲嵌接觸。細(xì)砂巖中雜基和假雜基豐富，局部雜基呈層狀分布，孔隙不發(fā)育。中—粗砂巖孔隙主要為長(zhǎng)石溶蝕形成的超大孔，孔隙連通性差，掃描電鏡下見石英膠結(jié)，孔隙中充填自生黏土礦物(以伊利石為主)。通過對(duì)這6個(gè)樣品的XDR分析表明，恩平組砂巖的長(zhǎng)石類礦物中鉀長(zhǎng)石含量與斜長(zhǎng)石相比具有明顯優(yōu)勢(shì)，黏土礦物主要由伊利石組成，僅含有少量的高嶺石和綠泥石(圖8)。

4.2 孔滲特征

利用巖心鑄體薄片和掃描電鏡兩種方法觀察分析A1井恩平組砂巖孔隙類型。利用氮?dú)夥y(cè)得A1井恩平組砂巖樣品總孔隙度為2.50%～12.30%(平均9.15%)，滲透率為0.01～1.30 mD(平均0.48 mD)，具有低孔低滲的特征(表2)。砂巖樣品面孔率為0～7.60%(平均4.73%)，次生溶蝕孔面孔率為0～7.20%(平均4.47%)，原生粒間孔隙面孔率為0～0.80%(平均0.27%)。砂巖孔隙以次生溶蝕孔隙為主，并且與滲透率有較好的正相關(guān)性，表明次生溶蝕孔貢獻(xiàn)了儲(chǔ)層的大部分滲透率(圖9)。

在實(shí)際研究中，通常把利用普通偏光顯微鏡能夠識(shí)別的孔隙稱為宏孔，不能識(shí)別的孔隙稱為微孔[17-18]。氮?dú)夥y(cè)得的A1井恩平組砂巖樣品總孔隙度普遍大于薄片孔隙度(面孔率)，表明該井區(qū)恩平組砂巖微孔普遍發(fā)育(微孔含量占33%～100%，平均55%)，但微孔孔隙對(duì)儲(chǔ)層滲透率的貢獻(xiàn)極低(表2)。

(a)3 972.0 m，單偏光，× 26； (b)3 972.0 m，單偏光，×130，極細(xì)砂巖，分選、磨圓中等，顆粒之間呈鑲嵌接觸，壓實(shí)強(qiáng)烈，雜基和假雜基較豐富，孔隙不發(fā)育；(c)3 980.93 m，單偏光，× 26；(d)3 980.93 m，單偏光，×130，中—粗砂巖，分選好，磨圓中等，顆粒之間呈線接觸，石英(Q)膠結(jié)，發(fā)育孔隙主要為長(zhǎng)石溶蝕形成的超大孔，孔隙連通性差；(e)3 978.4 m，SEM，長(zhǎng)石(K-feld)溶蝕，絲縷狀伊利石(I)充填孔隙，石英加大發(fā)育，微孔發(fā)育；(f)3 980.5 m，SEM，長(zhǎng)石溶蝕，絲縷狀伊利石充填孔隙，石英加大和粒間膠結(jié)物發(fā)育。

圖7A1井恩平組砂巖儲(chǔ)層微觀特征

Fig.7MicroscopiccharacteristicsofEnpingFormationsandstonesinWellA1

圖8 A1井恩平組砂巖部分礦物組成特征Fig .8 Content of selected minerals of Enping Formation sandstones in Well A1表2 A1井恩平組砂巖儲(chǔ)層物性特征Table 2 Characteristics of reservoir physical property of Enping Formation sandstone in Well A1

深度/m巖性總孔隙度/%面孔率/%滲透率/mD微孔含量/%3972 巖屑石英砂巖 2.500.01 100 3975 巖屑石英砂巖 6.43.6 0.01 44 3978 長(zhǎng)石石英砂巖 11.47.6 0.42 33 3981 長(zhǎng)石石英砂巖 12.86.0 0.66 53 3983 長(zhǎng)石石英砂巖 9.54.8 0.27 49 3985 長(zhǎng)石石英砂巖 12.36.4 1.30 48

圖9 A1井恩平組砂巖宏孔率與儲(chǔ)層物性關(guān)系Fig .9 Relationship between point-count porosity and reservoir physical property of Enping Formation sandstones in Well A1

5 砂巖致密化成因與成巖作用過程分析

5.1 砂巖致密化成因

砂巖沉積后的原始孔隙度代表了成巖作用發(fā)生的起始狀態(tài)，是進(jìn)行各種成巖作用分析的參照標(biāo)準(zhǔn)。砂巖沉積后原始孔隙主要與碎屑顆粒的堆積方式和分選度有關(guān)，自然條件下顆粒為隨機(jī)堆積，砂巖孔隙度與顆粒分選系數(shù)之間存在線性關(guān)系[19],即

Pi=20.9+22.91/So

(1)

式(1)中：Pi為原始孔隙度，%；So為分選系數(shù)。

式(1)被廣泛應(yīng)用于砂巖初始孔隙度恢復(fù)。依據(jù)粒度分析資料得出A1井恩平組砂巖平均分選系數(shù)為1.8，計(jì)算得出砂巖原始孔隙度約為33.6%。

機(jī)械壓實(shí)和化學(xué)膠結(jié)作用是引起砂巖儲(chǔ)層致密化的主要機(jī)制。分選良好的石英砂巖在埋深2 000 m左右達(dá)到壓實(shí)穩(wěn)定狀態(tài)，孔隙度約為26%，孔隙度減量約為16%[20]。A1井區(qū)恩平組砂巖現(xiàn)今埋深接近4 000 m，遠(yuǎn)大于充分機(jī)械壓實(shí)的下限深度，已經(jīng)歷了充分的機(jī)械壓實(shí)。

化學(xué)膠結(jié)作用受控于熱力學(xué)和動(dòng)力學(xué)因素，具體來說包括地層溫度、經(jīng)歷的地質(zhì)時(shí)間、粒度和顆粒表面的包裹情況。A1井恩平組砂巖鑄體薄片和掃描電鏡觀察到大量的石英膠結(jié)物充填粒間孔隙(圖7)。由于石英加大與石英顆粒在光學(xué)性質(zhì)上的連續(xù)性，在普通顯微鏡下難以對(duì)其進(jìn)行準(zhǔn)確區(qū)分。利用陰極發(fā)光技術(shù)可以較為準(zhǔn)確地分析石英加大的特征，A1井3 979 m和3 983 m深度的兩塊砂巖樣品陰極發(fā)光下可見兩期石英加大邊，加大邊寬0.01～0.05 mm，據(jù)此計(jì)算得出石英膠結(jié)物含量為10%～20%。由于砂巖樣品石英膠結(jié)物的含量可近似等于化學(xué)膠結(jié)作用引起的孔隙減量，結(jié)合前文計(jì)算的砂巖原始孔隙度可以得出恩平組砂巖機(jī)械壓實(shí)作用引起的孔隙減量約為15%，處于機(jī)械壓實(shí)孔隙減量的平均水平[21]。因此，強(qiáng)烈的石英膠結(jié)是A1井區(qū)恩平組砂巖致密化的主要原因。

石英膠結(jié)物的形成受到溶解態(tài)二氧化硅來源、二氧化硅的運(yùn)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鄰泥巖層或者深部地層，但是難以進(jìn)行有效運(yùn)移。Bjorlykke[23]認(rèn)為每平方厘米的砂巖需要3×108cm3地層水滲流通過，才能形成明顯的石英膠結(jié)。內(nèi)源二氧化硅來源豐富，常見的有：鉀長(zhǎng)石鈉長(zhǎng)石化過程伴有二氧化硅生成；長(zhǎng)石在酸性條件下溶蝕過程中形成二氧化硅；蒙脫石的伊利石化和綠泥石化過程形成二氧化硅；石英顆粒的壓溶作用引起二氧化硅的溶解和再沉淀。在石英顆粒的壓溶過程中壓力所起的作用目前還存在爭(zhēng)議，溫度及石英顆粒表面伊利石和云母礦物的出現(xiàn)可能對(duì)壓溶/縫合線的形成起到控制作用[22]。A1井區(qū)恩平組砂巖富含伊利石，顆粒間以線接觸為主，長(zhǎng)石的溶蝕在研究區(qū)普遍發(fā)育(圖7、8)，因此壓溶作用和長(zhǎng)石蝕變、伊利石化反應(yīng)形成的二氧化硅可能是石英膠結(jié)物最重要的物質(zhì)來源，內(nèi)源二氧化硅的運(yùn)移距離短，可以通過擴(kuò)散作用進(jìn)行有效運(yùn)移。

砂巖儲(chǔ)層內(nèi)游離硅具有來源廣和運(yùn)移距離短的特點(diǎn)，因此二氧化硅的沉淀速率是石英膠結(jié)物形成的控制因素。通過實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬的方法，得出在埋藏條件下二氧化硅的沉淀速率與溫度之間的關(guān)系為[24]

r=a10bT

(2)

式(2)中：r為石英的沉淀速率，mol/(cm2·s)；a、b為常數(shù)，mol/(cm2·s)和 ℃-1；T為溫度，℃。

在給定的溫度條件下，單位體積砂巖生成的石英膠結(jié)物的體積的計(jì)算公式為

Vq=MrAt/ρ

(3)

式(3)中：Vq為單位體積砂巖中生成的石英膠結(jié)物體積，cm3/cm3；M為石英的摩爾質(zhì)量，取60.9 g/mol；A為石英顆粒的比表面積，cm2/cm3；t為時(shí)間，s;ρ為石英密度，取2.65 g/cm3。

溫度和石英顆粒的比表面積是石英膠結(jié)物形成的決定性因素。A1井現(xiàn)今恩平組儲(chǔ)層溫度為155 ℃左右，有利于石英膠結(jié)物的沉淀。影響石英顆粒比表面積的主要因素有：①石英顆粒的粒度，細(xì)粒物質(zhì)中石英顆粒的比表面積大。②石英顆粒表面潔凈程度，微晶石英顆粒和綠泥石等礦物包裹石英顆粒表面不利于石英膠結(jié)物的成核結(jié)晶。③油氣充注的影響。油氣充注作用在一定程度上隔離石英顆粒和成巖地層水的接觸，從而延緩石英膠結(jié)物的沉淀，但水濕性儲(chǔ)層在油氣充注之后，巖石顆粒表面仍然被水膜包裹，油氣充注作用對(duì)石英膠結(jié)物沉淀的影響有限[25-26]。A1井區(qū)恩平組砂巖石英顆粒以單晶石英為主，顆粒表面少見微晶石英或綠泥石包殼礦物，粒間發(fā)育絲縷狀伊利石(圖7)，伊利石具有較強(qiáng)的水濕性，因此利于二氧化硅的沉淀和石英膠結(jié)物的形成。此外，A1井區(qū)恩平組砂巖儲(chǔ)層整體上油氣充注強(qiáng)度較弱，油氣主充注期較晚，加之石英和伊利石均為水濕性礦物，因此油氣充注對(duì)二氧化硅的沉淀速度影響不大。

5.2 儲(chǔ)層砂巖成巖作用過程

A1井區(qū)恩平組儲(chǔ)集砂巖以淺水辮狀河三角洲平原辮狀河道砂體為主體。恩平組沉積期氣候濕潤(rùn)，地表水體具有含氧量較高、低鹽度、中—偏酸性的特征[27]，水體中Fe2+含量低，該類地表水侵入溶蝕河道砂體中的長(zhǎng)石和云母等礦物后易于高嶺石化，而難以形成蒙脫石[28]。該井區(qū)儲(chǔ)層砂巖在現(xiàn)今條件下依然具有相對(duì)富含鉀長(zhǎng)石的特征(圖8)，據(jù)此可推測(cè)恩平組沉積期砂巖中具有較高的鉀長(zhǎng)石含量，為埋藏期地層水提供了K+來源。隨著埋藏深度的增大，地層溫度升高至約70 ℃之后，在富K+的成巖環(huán)境條件下，高嶺石和鉀長(zhǎng)石發(fā)生伊利石化，最終形成石英膠結(jié)物和伊利石。一方面，伊利石可以促進(jìn)石英的壓溶，為石英膠結(jié)提供物質(zhì)來源；另一方面，伊利石為水濕性礦物，可以減弱油氣充注對(duì)石英膠結(jié)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巖的滲透性。

A1井區(qū)恩平組經(jīng)歷的對(duì)儲(chǔ)層有顯著影響的成巖作用包括壓實(shí)作用、溶蝕作用和膠結(jié)作用。通過成巖作用模擬，得出壓實(shí)作用主要發(fā)生在15Ma之前，隨著埋深的增大，壓實(shí)作用引起的減孔速率逐漸降低，壓實(shí)作用引起的總減孔量約為14.6%；膠結(jié)作用以石英膠結(jié)為主，膠結(jié)物的形成速率隨著埋深和地層溫度的增大而增大，石英膠結(jié)引起的總減孔量約為17%；溶蝕作用主要發(fā)生在恩平組湖沼相烴源巖的生烴早期階段，與該階段有機(jī)酸的大量生成具有密切關(guān)系，溶蝕作用造成的總增孔量約為4.5%(圖10)。由此可見，A1井區(qū)恩平組儲(chǔ)層砂巖成巖模擬結(jié)果與儲(chǔ)層薄片顯示的成巖作用特征具有較強(qiáng)的一致性；外源油氣主充注期為2.5 Ma至今，該時(shí)期砂巖儲(chǔ)層孔隙度已經(jīng)降低至約10%，烴類充注與砂巖成巖作用過程具有典型的先致密后充注的特征。

圖10 A1井區(qū)恩平組砂巖孔隙演化過程模式Fig .10 Quantitative model for sandstone porosity evolution of Enping Formation in the area of Well A1

6 結(jié)論

1) 惠州凹陷惠南半地塹A1井恩平組砂巖抽提烴有兩類來源：恩平組淺湖—沼澤相烴源巖和文昌組半深—深湖相烴源巖，生物標(biāo)志化合物組合特征分析表明恩平組儲(chǔ)層烴以自生自儲(chǔ)烴為主，有少量文昌組半深—深湖相烴源巖生成的烴類貢獻(xiàn)。

2) A1井恩平組砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了兩期烴類充注：第一期為13.2～12.0 Ma，第二期為2.5～0 Ma。含烴包裹體豐度和儲(chǔ)層定量熒光分析指示以晚期油氣充注為主。

3) A1井恩平組儲(chǔ)層為長(zhǎng)石石英砂巖—巖屑石英砂巖，鉀長(zhǎng)石含量與斜長(zhǎng)石相比具有明顯優(yōu)勢(shì)，黏土礦物成分以伊利石為主；砂巖宏孔以次生溶蝕孔隙為主，并貢獻(xiàn)了大部分滲透率。

4) 石英膠結(jié)是導(dǎo)致A1井區(qū)恩平組儲(chǔ)層砂巖致密化的主要原因，在富K+的成巖環(huán)境下形成了石英膠結(jié)物和自生伊利石，伊利石進(jìn)一步促進(jìn)了石英壓溶作用的進(jìn)行，而油氣充注對(duì)恩平組砂巖致密化的影響較小。