Tectonic characteristics of the Binhai Fault Zone in Taiwan Strait
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摘要: 为深入研究滨海断裂带的地质构造特征，收集、整理了台湾海峡西部的地质、构造和地球物理等相关资料并进行综合分析和研究。结果显示：（1）牛山岛、兄弟屿、南澎列岛3个关键海岛上的地质和线性构造直接反映了滨海断裂带的产状、性质、分段分布及区域变化等特征；（2）台湾海峡西部存在3条主要断裂带，其中F1为滨海断裂带，属于浙闽隆起上隆中凹陷的西界控凹断裂，F2断裂带为浙闽隆起上隆中凹陷的东界控凹断裂，F3断裂带为台西盆地西界控盆断裂，3条断裂带及其内部发育的正断层组合整体组成了海峡西部断裂系，控制了台湾海峡西部区域隆、坳格局的形成；（3）滨海断裂带和海峡西部断裂系被4条NW向区域断裂带自北向南切割为5段，即平潭外海段、泉州外海段、厦门外海段、东山外海段和南澳外海段。Abstract: In order to further understand the geotectonic characteristics of the Binhai fault zone of the Taiwan Strait, geological, tectonic and geophysical data in the western Taiwan strait are collected and carefully studied. The results suggest that: (1) The geological features, in particular the linear pattern of the three key islands, the Niushan Island, the Brotherhood Island and the Nanpeng Islands, directly reflect the occurrence, nature, sectional distribution pattern and regional variation of the Binhai fault zone; (2) There are three major fault zones in the western Taiwan strait, of which F1, the Binhai fault zone, is a sag-controlling fault and the western boundary of a second-order sag on the Zhejiang-Fujian uplift, F2 a sag-controlling fault, and the eastern boundary of the sag mentioned above, and the F3 fault zone, a basin-controlling fault, the western boundary of the Taixi Basin. The three main fault zones and the normal faults inside the zones together constitute the Western Strait fault system, which controls the formation of the uplifts and sags in the western Taiwan Strait. (3) The Binhai fault zone and Western Strait fault system are cut into five segments by four NW-trending regional faults, i.e. the Pingtan offshore segment, the Quanzhou offshore segment, the Xiamen offshore segment, the Dongshan offshore segment and the Nanao offshore segment from north to south,.
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成岩相是指成岩环境及在该环境中的成岩产物，从成岩环境、成岩矿物、成岩阶段、成岩演化序列及其对储层物性的影响等多方面来描述成岩作用[1-2]。与沉积相相比，对成岩相的研究开展的较晚。但如今成岩相受到越来越多学者的关注，在定义、分类命名、定量评价及其在油气勘探中的应用等方面取得了大量的成果[3-10]。
涠西南凹陷属于北部湾盆地的一个次级构造单元。本区低渗储层一直被认为是北部湾盆地低渗复杂储层的代表，储层成因复杂，非均质性强，认识与评价难度大[11]。中海油湛江分公司“十一五”期间开展了流一段储层成岩相与有效储层研究[12]，“十二五”期间展开流三段重点区带储层非均质性研究，确定重点区带储层差异物性主控因素。前人对涠西南凹陷的重点研究主要集中在流一段储层以及重点区域的流三段储层[13-16]，缺乏对整个凹陷流三段“甜点”储层的系统认识与重点区域关键储层控制因素分析。涠西南凹陷流三段储层潜在资源量巨大，是最富勘探潜力的目的层系之一[17-18]。但是由于对相对优质储层的发育特征、形成机理、空间展布不明确，限制了低渗储层的下一步勘探。明确低渗储层控制因素及成岩相展布规律，对涠西南凹陷的下一步勘探具有积极意义和重要参考价值。本文以涠西南凹陷15口钻井丰富的取心实测资料分析流三段储层的岩石学特征和成岩作用特征，并定量分析成岩作用的强度，划分成岩相类型。进而分析不同成岩相的测井响应，通过神经网络实现研究区34口钻井成岩相划分。最后总结研究区有利成岩相及其在空间的展布规律，为寻找甜点储层提供依据。
1. 储层基本特征
1.1 岩石学特征
通过薄片鉴定和岩心观察，涠西南凹陷流三段储层岩石主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩，次为岩屑石英砂岩（图1）。石英平均含量26.03%；长石平均含量6.58%，以钾长石为主；岩屑平均含量40.43%，成分复杂，其中多晶石英含量较高。颗粒主要以点—线接触，部分为点接触、凹凸—线接触；磨圆为次棱—次圆状，分选中—差，显示近源快速堆积的特征。杂基以黏土为主，泥质平均含量13.63%，胶结物有方解石、铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿等碳酸盐胶结物和自生石英，胶结类型为孔隙式和压嵌-孔隙式。
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图 1 涠西南凹陷流三段砂岩类型三角图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 1. The Q-F-R diagram of the sandstone in Weixinan SagⅠ-Quartz arenite，Ⅱ-Subarkose，Ⅲ-Sublitharenite，Ⅳ-Arkose，Ⅴ-Lithic arkose，Ⅵ-Feldspathic litharenite，Ⅶ-Litharenite.1.2 孔隙特征
通过铸体薄片和扫描电镜观察，流三段储层孔隙类型丰富，主要以次生溶蚀孔隙、残余原生粒间孔为主，同时发育微孔和微裂缝。原生粒间孔为三角形或不规则多边形（图2A）。次生溶蚀孔隙主要来源于长石、碳酸盐以及岩屑的溶蚀，部分可见溶蚀残余，部分以铸模孔产出（图2B）。微孔主要包括杂基微孔和黏土矿物晶间孔，在扫描电镜下可以清晰地观察到高岭石、伊利石、伊蒙混层等黏土矿物的晶间孔（图2D、E、F）。由于研究区构造运动强烈，断裂较发育，因此还发育一系列微裂缝（图2C）。此外，依据压汞资料，可将研究区压汞曲线划分为4类（图3）：Ⅰ类（大孔粗喉）、Ⅱ类（中孔中喉）、Ⅲ类（中孔细喉）和Ⅳ类（微孔微喉）。研究区总体为中孔中喉、中孔细喉和微孔微喉，大孔粗喉较少。
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图 2 研究区流三段储层孔隙类型A. 原生粒间孔和粒间溶孔 （WZB-3-3井，2 172.1 m，单偏光）；B. 铸模孔和粒内溶孔 （WZC-2-3井，3 229.53 m，单偏光）；C. 石英发育微裂缝 （WZC-4N-1井，2 114 m，单偏光）；D. 高岭石晶间孔 （WZC-7-1井，2 506.64 m，扫描电镜）；E. 伊利石晶间孔 （WZC-2-3井，3 225.82 m，扫描电镜）；F. 伊蒙混层晶间孔 （WZC-2-3井，3 232.85 m，扫描电镜。Figure 2. The pore types of the reservoirs in study area![]()
图 3 涠西南凹陷流三段储层压汞曲线类型Figure 3. The mercury injection curve types of the reservoirs in the study area1.3 物性特征
根据1 340块岩心实测物性数据显示，研究区储层孔隙度为0.13%～31.49%，平均13.37%；渗透率分布于0.01～4 481 mD，平均116.08 mD。孔隙度和渗透率分布范围较广（图4），主要以低孔低渗储层为主。
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图 4 涠西南凹陷流三段储层物性分布直方图Figure 4. The physical property distribution of the reservoirs in the study area2. 储层成岩作用
2.1 压实作用
研究区流三段储层埋深差别大，最浅的WZA-6井区流三段顶部埋深1 134 m，最深的WZC-8井区埋深达3 200 m。总体埋深较大，主要分布于2 200～3 000 m。受上覆岩层和水体静压作用影响，压实作用成为研究区储层最重要的成岩作用之一。在镜下可见云母等塑性矿物因压实作用而发生强烈变形（图5A）。从粒间体积和胶结物含量交会图（图6）可以看出，样品点多落在以压实作用为主的减孔区域，胶结作用对储层质量的影响稍弱。
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图 5 涠西南凹陷流三段储层成岩作用类型Mc-云母，Cc-方解石，K-高岭石，Q-石英。A. 压实作用将云母颗粒压弯，颗粒定向排列 （WZC-2-2井，3 151.28 m，正交光）；B. 早期方解石胶结，多呈连晶基底式产出 （WSA-5-2井，1 235.69 m，单偏光）；C. 铁方解石交代长石 （WZB-3W-1井，2 061.24 m，单偏光）；D. 早期高岭石边缘呈锯齿状，晶间孔发育，晶体受后期压实变形 （WSA-6-2井，1 048 m，扫描电镜）；E. 晚期高岭石晶体边缘平直，晶间孔发育，晶体没变形 （WZD-11-4井，2 272.98 m，扫描电镜）；F. 丝缕状伊利石 （WZC-8-2井，3 001.4 m，扫描电镜）；G. 粒表大量针叶状绿泥石、片丝状伊利石、自生石英晶体 （WZC-2-2井，3 156.19 m，扫描电镜）；H. 自生石英与高岭石伴生 （WZE-3-2井，3 407.8 m，扫描电镜）；I. 发育石英微裂缝 （WZC-4N-1井，2 114 m，单偏光）。Figure 5. The types of diagenesis of the reservoirs in the study area2.2 胶结作用
涠西南凹陷流三段储层胶结物主要为碳酸盐岩类、硅质类和黏土矿物类。碳酸盐胶结物是研究区储层中最为发育的一类胶结物，总体上以菱铁矿和方解石为主，同时含有少量铁方解石、白云石和铁白云石。根据薄片镜下观察分析，早期方解石多呈连晶基底式产出，碎屑颗粒呈漂浮状，胶结物含量往往较高，占据大量原生孔隙空间，单偏光下观察呈红色（染色后）（图5B）。晚期铁方解石多充填孔隙（图5C）或交代长石等碎屑颗粒，单偏光下观察呈紫色（染色后）。菱铁矿多呈球粒状充填孔隙并交代碎屑颗粒,白云石呈菱形，充填在粒间孔。碳酸盐胶结作用对储层的物性影响具有双面性，早期的胶结作用可以支撑骨架颗粒，保护孔隙，但是晚期的胶结作用会使岩石致密。碳酸盐含量和面孔率的交会图（图7）表明，碳酸盐胶结物含量低于5%时，对储层物性影响不大，但是碳酸盐胶结物含量大于5%时，面孔率随着碳酸盐胶结物含量的增加而急剧下降，碳酸盐胶结是储层致密的一个重要因素。
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图 7 碳酸盐胶结物含量对物性的影响Figure 7. The influence of carbonate cement content on physical property of reservoirs涠西南凹陷流三段储层中黏土矿物以伊利石、高岭石、伊蒙混层为主，同时含有少量绿泥石。其中，伊利石平均相对含量48.36%，高岭石平均相对含量为22.95%，伊蒙混层平均相对含量19.98%，绿泥石平均相对含量8.71%。从黏土矿物相对含量与孔隙度交会图（图8）来看，高岭石的相对含量与孔隙度呈正相关关系，绿泥石的相对含量与孔隙度呈较弱的相关性，伊利石和伊蒙混层相对含量与孔隙度呈负相关关系。高岭石多以孔隙充填方式产出，与次生溶蚀关系密切，两者经常伴生在一起。进一步观察分析高岭石的产状，可以划分两期：早期高岭石（图5D）边缘呈锯齿状，晶体受后期压实变形，为大气淡水淋滤形成，埋藏多较浅；晚期高岭石（图5E）晶体边缘平直，未发生变形，为有机酸溶蚀产生形成，埋藏较深。高岭石是长石溶蚀和次生孔隙发育的指示矿物，高岭石发育段往往对应着相对优质储层。伊利石多为丝缕状，会堵塞孔隙喉道。绿泥石多为片状和绒球状，充填孔隙，破坏孔渗。伊蒙混层多充填粒间孔隙，对储层物性不利。
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图 8 黏土矿物含量与储层孔隙度的关系Figure 8. The relationship between clay content and reservoir porosity2.3 溶蚀作用和破裂作用
溶蚀作用是低渗储层中优质储层发育的重要成岩作用。研究区不稳定组分的溶蚀现象非常普遍，溶蚀作用可以生成大量次生孔隙，明显改善储层的物性。研究区发生溶蚀的主要是长石、岩屑以及碳酸盐胶结物；溶蚀的酸性流体有大气淡水和深部的有机酸。统计发现，视溶蚀率与孔隙度和渗透率有较好的正相关性。
破裂作用是成岩过程中岩石受外力作用产生裂缝孔隙的作用。研究区储层最大埋深可达3 200 m，压实作用较强，而且构造运动强烈，因此储层发育一系列微裂缝。根据岩心和扫描电镜观察可以看到各种类型的裂缝（图5I）。破裂作用对储层的储集空间增大影响很小，但是可以改善储层的渗流能力。一方面，裂缝可以沟通孤立的孔喉；另一方面，裂缝可以为酸性流体进入储层提供通道，有利于溶蚀作用的发生。
2.4 成岩作用定量分析
利用岩石薄片资料和粒度资料可以进行成岩强度定量化分析[19-20]。成岩作用强度的定量分析，需要利用岩石粒度资料求出砂岩的原始孔隙度，然后根据岩石薄片鉴定资料恢复压实后的粒间剩余体积，最后求解视压实率、视胶结率和溶蚀率，建立压实程度、胶结程度和溶蚀程度的标准，定量评价压实作用、胶结作用和溶解作用。
砂岩初始孔隙的恢复是成岩作用定量分析的前提，一般采用湿砂在地表条件下的分选系数与孔隙度的关系来计算[21-22]。
$$ \begin{aligned} \;\;\;\;\;\;\;\;\; {\text{初始孔隙度}}= 20.91 + 22.90/{S_0}\\ {S_0} = \sqrt {\dfrac{{{{{D}}_1}}}{{{{{D}}_3}}}} ,\;\;\;{D_1} = {2^{ - {{\rm{\phi }}_{25}}}},\;\;\;{D_3} = {2^{ - {{\rm{\phi }}_{75}}}} \end{aligned} $$ 式中，S0为特拉斯克分选系数；ϕ75、ϕ25为筛析法粒度实验测试数据，分别为75%处的粒径大小和25%处的粒径大小。
压实后粒间剩余孔隙度恢复主要用于评价压实作用对原生粒间孔的破坏。在沉积物进入埋藏期后，压实作用是原生粒间孔减小的主要原因。上覆沉积物静压力、孔隙水压力、沉积物颗粒的物理性质（如刚性、塑型和半塑型）、填隙物成分和含量等因素制约原生孔隙的消亡方式。恢复原始粒间剩余孔隙度也是评价胶结作用对孔隙的破坏以及溶蚀作用对孔隙的改善的前提。压实后粒间剩余孔隙度恢复用以下公式。
$$\begin{aligned} {\text{压实后粒间孔隙体积}}=&{\text{实际粒间孔隙体积}}+\\&{\text{胶结物体积}} \end{aligned}$$ 视压实率、视胶结率和视溶蚀率的计算方法如下。将研究区不同部位的储层的初始孔隙度和压实后粒间剩余孔隙体积带入到下面的式子可以求取研究区的视压实率和视胶结率。
$$ \begin{aligned} {\text{视压实率}} =& \frac{{{\text{原始粒间孔隙体积}} - {\text{压实后粒间孔隙体积}}}}{{{\text{原始粒间孔隙体积}}}} \\&\times 100{\text{%}} \\ {\text{视胶结率}} =& \frac{{{\text{胶结物体积}}}}{{{\text{胶结物体积}} + {\text{粒间孔隙体积}}}} \times 100{\text{%}} \\ {\text{视溶蚀率}} =& \frac{{{\text{次生溶蚀面孔率}}}}{{{\text{总面孔率}}}} \times 100{\text{%}} \end{aligned} $$ 研究区成岩强度总体上以中—强压实、弱—中胶结为主（图9），压实作用强度大于胶结作用。涠西南凹陷流三段储层致密的原因主要是由于压实作用对储层的破坏作用所导致的。视溶蚀率是次生溶蚀孔隙占总面孔率的比例，涠西南凹陷流三段的视溶蚀率分布见下图（图9），结果表明涠西南凹陷以中—强溶蚀为主。
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图 9 涠西南凹陷流三段储层压实率、胶结率和视溶蚀率分布图Figure 9. The distribution of compacted rate，cementation rate and dissolution rate of the reservoirs in the study area3. 储层成岩相分析
成岩相从成岩环境、成岩矿物、成岩阶段、成岩演化序列及其对储层物性的影响等多方面来描述成岩作用。成岩相分析可以有效地把沉积学的宏观研究与成岩作用的微观分析结合起来，增强储层评价的可预测性与可操作性。在取心资料成岩相分析的基础上，利用测井资料实现成岩相单井、连井及平面展布图的成图，分析研究区成岩相的特征。
3.1 成岩相划分
目前对于成岩相的分类命名还没有形成统一的方案，主要划分依据是成岩矿物、成岩事件、成岩环境。不同学者根据研究地区的实际情况选择划分不同的依据来划分成岩相[4-5]。涠西南凹陷流沙港组流三段储层胶结作用较弱，成岩矿物发育程度低，采用反映成岩强度的成岩相划分方案更符合实际。
通过对研究区钻井取心样品的观察、扫描电镜、铸体薄片分析、图像分析等手段，对涠西南凹陷流三段储层的成岩作用和成岩矿物的精细研究，并在高度总结其成岩演化规律的基础上，利用成岩作用强度将研究区储层划分为5大类（表1），分别为弱压实-弱胶结相、中等压实-中等溶蚀相、强压实-中强溶蚀相、压实-充填相、致密碳酸盐胶结相。此外，需要说明的是，成岩裂缝发育较少，且多发育在强压实中强溶蚀相中，因此没有单独划分成岩相。
表 1 成岩相划分依据Table 1. The classification of diagenetic facies of the reservoirs成岩相 视压实率/% 视胶结率/% 视溶蚀率/% 弱压实、弱胶结相 ＜30 ＜30 ＜30 中等压实中等溶蚀相 30～70 ＜30 30～60 强压实中-强溶蚀相 ＞70 30～70 ＞60 压实-充填相 ＞70 30～70 ＜30 致密碳酸盐胶结相 ＞30 ＞90 ＜30 3.2 成岩相基本特征
弱压实-弱胶结相主要岩性为中砂岩和砂砾岩，岩石颗粒多以点接触、点-线接触。孔隙较发育且连通性好，孔隙类型以原生粒间孔为主，同时发育部分溶蚀孔隙；镜下可见长石颗粒被大气淡水溶蚀现象，并伴生蠕虫状高岭石集合体。主要分布在中浅层砂体（1 200～2 200 m）或埋藏较深的厚层砂砾岩储层，多位于三角洲平原水下分支河道砂体主体，是优质储层发育相带。该类成岩相孔隙度20%～30%，渗透率大于10 mD，压汞曲线多为Ⅰ类和Ⅱ类（大孔粗喉、中孔中喉），孔隙分选好，连通性好，具有较好的物性。
中等压实-中等溶蚀相主要岩性为中细砂岩，岩石颗粒以点-线接触为主，孔隙-压嵌式胶结。铸体薄片下可见粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔；扫描电镜下，可见长石沿着解理发生部分溶蚀，长石附近有大量有机酸溶蚀形成的自生高岭石。主要发育在三角洲平原水下分支河道砂体侧翼。该类成岩相孔隙度15%～23%，渗透率1～10 mD，压汞曲线多为Ⅱ类和Ⅲ类（中孔中喉、中孔细喉），具有较好的储集物性。
强压实-中强溶蚀相主要岩性为粗砂岩和砾岩，岩石颗粒间以线-凹凸接触为主，发育次生溶蚀孔隙和微裂缝。早期碳酸盐胶结物和长石被酸性流体溶蚀。主要发育于埋深较深的砂体中，多分布于湖底扇、水下重力流砂体中。该类成岩相压汞曲线多为Ⅲ类（中孔细喉），孔隙度10%～17%，渗透率为1～10 mD，物性条件中等。
压实-充填相主要岩性为砂砾岩和泥质粉砂岩，其含量高，以泥质和黏土矿物为主。黏土矿物主要为伊利石和伊蒙混层，孔隙不发育或仅发育少量长石溶孔、杂基微孔。主要发育在三角洲前缘分流间湾，多分布在大套泥岩包裹的薄层砂岩中。该类成岩相压汞曲线多为Ⅳ类（微孔微喉），孔隙度5%～15%，渗透率0.05～8 mD，物性较差。
致密碳酸盐胶结相岩性主要为粉—细砂岩，颗粒互不接触或点—线接触。方解石含量高，含量为10%～30%，黏土矿物和其他胶结物少见。孔隙不发育，或仅发育少量孤立微溶孔，孔隙式致密胶结。致密碳酸盐胶结相主要发育在三角洲前缘水下分流河道间、半深湖浊流沉积的水道间薄砂体。该类成岩相压汞曲线多为Ⅳ类（微孔微喉），孔隙度2%～10%，渗透率小于1 mD，物性差。
3.3 成岩相测井识别
成岩相的识别关键问题在于未取心段的成岩相单井连续识别以及成岩相的平面展布规律研究。由于测井资料的易获得性、垂向连续性和纵向分辨率高，而且不同成岩相具有不同的测井响应特征，使得测井资料在成岩相的定量研究中具有重要的作用[6, 23-24]。通过分析不同成岩相的测井响应特征，建立研究区测井成岩相识别模式，实现单井成岩相垂向上连续划分，为寻找有利成岩相提供参考。
在一个地区做测井成岩相分析时，应结合该地区的地质背景去选择合适的测井曲线[23]。本文选取了自然伽马（GR）、声波时差（AC）、补偿中子（CNCF）、密度（ZDEN）和深侧向电阻率（RD）5类测井曲线来进行分析。选取研究区215个样品，根据岩石薄片分析出其成岩相类型，统计各类成岩相对应的测井响应（表2），建立了涠西南凹陷流三段储层不同成岩相的识别模式。尽管各类成岩相在交会图中有一定的重叠区域，但是通过自然伽马-声波时差、自然伽马-密度等交会图，可以较好地区分各类成岩相（图10）。
表 2 各类成岩相的测井值范围Table 2. The Logging ranges for different diagenetic facies成岩相类型 范围及均值 GR/API AC/（μs/ft） CNCF/% DEN/（g/cm3） RILD/Ω·m 弱压实弱胶结相 范围 60～120 90～110 0.25～0.3 2.2～2.4 12～15 均值 98 92 0.26 2.3 13 中等压实中等溶蚀相 范围 40～80 80～95 0.18～0.3 2.1～2.4 0～15 均值 77 86 0.23 2.3 7 强压实中-强溶蚀相 范围 50～120 70～90 0.08～0.15 2.3～2.6 10～15 均值 94 75 0.14 2.4 12 压实-充填相 范围 130～180 80～90 0.1～0.3 2.4～2.6 8～12 均值 163 88 0.23 2.5 9 碳酸盐致密胶结相 范围 110～180 70～85 0.25～0.35 2.4～2.6 12～20 均值 147 77 0.29 2.5 16 弱压实弱胶结相泥质含量低，粒间孔发育，因此自然伽马值低、密度小；中等压实中等溶蚀相泥质含量较低，孔隙度较高，因此自然伽马值较低、密度小；强压实强溶蚀相，压实作用强，泥质含量较高，孔隙度较低，因此自然伽马值高，密度大，补偿中子较低；充填压实相，压实致密，泥质含量高，因此自然伽马值高，密度大；碳酸盐致密胶结相，岩石致密，碳酸盐含量高，因此密度大，电阻率高。
PNN神经网络在成岩相类型的自动识别上有着重要的应用[25-26]。据此，本文利用该方法对成岩相进行了自动识别。通过WZB-3W-1井概率神经网络识别的成岩相与人工利用取心资料判别的成岩相进行对比，发现利用概率神经网络判别的准确率达90%以上（图11）。
4. 成岩相空间展布及甜点预测
4.1 单井成岩相
选取涠洲B-3区块的WZB-3-1和WZB-3-3两口重点井进行对比分析（图12），结果表明单井上成岩相类型丰富，不同类型成岩相相互叠置，反映了成岩作用对储层的改造以及储层较强的非均质性。WZB-3-1井以弱压实弱胶结相和中等压实中等溶蚀相为主，WZB-3-3井以中等压实中等溶蚀相和强压实中强溶蚀相为主。总体上WZB-3-1井成岩相类型优于WZB-3-3井，可能由于WZB-3-3埋深比WZB-3-1大，压实作用对储层破坏作用所致。此外，成岩相与含油气性也有着较好的对应关系。油层和气层多对应着弱压实弱胶结相和中等压实中等溶蚀相，而强压实中强溶蚀和碳酸盐致密胶结相多与干层相对应。
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图 12 单井成岩相图Figure 12. Vertical distribution of diagenetic facies of WZB-3-1 and WZB-3-34.2 主要成岩相剖面及成岩相平面
在单井成岩相研究的基础上，选取涠洲B-3井区，绘制沿物源方向的连井剖面ABC（图13），分析成岩相在空间上横向展布的规律。结果表明，流三下层序厚层块状含砾砂岩成岩相以弱压实弱胶结为主，而较细的中、细砂岩储层成岩相类型较差，以强压实-中强溶蚀相为主。成岩相在空间横向延展性较差，井间对比效果差，表明储层非均质性较强。浅部砂体成岩相以弱压实弱胶结为主，随着深度的增加，压实作用增强，逐渐由弱压实变为中等压实、强压实。但是在强压实发育的背景下，局部也发育中等压实和弱压实成岩相。这与不同的沉积微相有关，水道砂体主体部位，水动力强，砂体厚度大，粒度粗，泥质含量低，储层物性好，以弱压实相为主；水道砂体侧翼，水动力相对较弱，以中等压实中等溶蚀为主；深层砂体在强压实的作用下产生微裂缝，以强压实中强溶蚀为主；扇三角洲前缘分流间湾、远砂坝等薄层细粒砂岩发育压实-充填相和碳酸盐致密胶结相。
在单井及连井剖面的成岩相类型划分研究基础上，结合区域物源特征、沉积相等，绘制了流三段上层序和下层序的成岩相平面分布图（图14）。研究区整体以强压实中-强溶蚀相为特征，但西南部和西北部的扇三角洲平原主河道砂体成岩相类型相对较好，发育弱压实弱胶结相、中等压实中等溶蚀相。西南部和西北部的扇三角洲，流三段下层序成岩相类型更好；东部轴向三角洲，流三段上层序成岩相类型更好。
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图 14 涠西南凹陷流三段上下层序成岩相平面图FD. 扇三角洲，BD. 辫状河三角洲，SLF. 湖底扇，DL. 半深-深湖，SL. 滨浅湖，AP. 冲积平原。Figure 14. The spatial distribution of diagenetic facies in the study area4.3 甜点储层预测
综合分析，根据成岩相的空间展布预测了涠西南凹陷流三段甜点储层的分布。在纵向上甜点主要分布在埋藏较浅的弱压实弱胶结型储层带、中深层溶蚀作用较强的厚层砂砾岩储层带以及中浅层的中等压实中等溶蚀储层带，深部强压实储层和碳酸盐致密胶结储层物性差。平面上，甜点受沉积微相的控制，三角洲水下分流河道为有利相带。预测研究区东部轴向辫状河三角洲浅埋藏储层，西北部扇三角洲和西南部扇三角洲的水下分流河道主体中的厚层砂砾岩体储层是甜点发育区。
5. 结论
（1）涠西南凹陷流三段储层岩石颗粒组分主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩。孔隙类型丰富，总体为中孔中喉、中孔细喉和微孔微喉，大孔粗喉较少。整体物性较差，为低孔低渗储层。
（2）依据成岩作用强度，同时考虑特殊的矿物成分，将研究区储层划分为5类成岩相类型。不同成岩相测井响应特征不同，本文选取了5条测井曲线建立了成岩相的测井识别模式，最终利用概率神经网络实现了成岩相的单井连续预测。
（3）平面上，西北部扇三角洲、西南部扇三角洲和东部辫状河三角洲发育弱压实弱胶结相和中等压实中等溶蚀相；纵向上，成岩相类型随埋深增大而变差，但是砂砾岩发育层段成岩相类型较好。碳酸盐致密胶结相和压实充填相多发生在砂泥界面处或泥质含量较高的层段。
（4）预测研究区东部轴向辫状河三角洲浅埋藏储层，西北部扇三角洲和西南部扇三角洲的水下分流河道主体中的厚层砂砾岩体储层是甜点发育区。
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图 1 台湾海峡构造区划及区域断裂带位置[[6, 25-26]]
①滨海断裂带；②平潭-东山构造带；③南日岛-台中断裂带；④泉州-嘉义断裂带；⑤九龙江-鹅銮鼻断裂带；⑥巴士断裂带；⑦澎湖北缘断裂带；⑧宁德-三貂角断裂带；⑨义竹断裂带；⑩屈尺-潮州断裂带
Figure 1. Tectonic map showing the location of regional fault zones in Taiwan Strait
①Binhai fault zone; ②Pingtan-Dongshan structural zone; ③Nanridao-Taizhong fault zone; ④Quanzhou-Jiayi fault zone; ⑤Jiulongjiang-Eluanbi fault zone; ⑥Bashi fault zone; ⑦North Penghu fault zone; ⑧Ningde-Sandiaojiao fault zone; ⑨Yizhu fault zone; ⑩Quchi-Chaozhou fault zone
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图 4 台湾海峡西部地区断裂带分布图
①海峡西部断裂系（3条断裂带：F1、F2、F3，其中F1为滨海断裂带）；②平潭-东山构造带（3条主要断裂带）；③南日岛-台中断裂带北西段；④泉州-嘉义断裂带北西段；⑤九龙江-鹅銮鼻断裂带北西段；⑥巴士断裂带北西段；⑦澎湖北缘断裂带；F1-1、F2-1、F3-1：平潭外海段；F1-2、F2-2、F3-2：泉州外海段；F1-3、F2-3、F3-3：厦门外海段；F1-4、F2-4、F3-4：东山外海段；F1-5、F2-5、F3-5：南澳外海段
Figure 4. Distribution map of fault zones in western Taiwan Strait
①Western Strait Fault System（Three fault zones: F1、F2、F3. F1 is the Binhai fault zone）; ②Pingtan-Dongshan structural zone（Three main fault zones）; ③Northwestern section of Nanridao-Taizhong fault zone; ④Northwestern section of Quanzhou-Jiayi fault zone; ⑤Northwestern section of Jiulongjiang-Eluanbi fault zone; ⑥Northwestern section of Bashi fault zone; ⑦North Penghu fault zone; F1-1、F2-1、F3-1: The Pingtan offshore segment; F1-2、F2-2、F3-2: The Quanzhou offshore segment; F1-3、F2-3、F3-3: The Xiamen offshore segment; F1-4、F2-4、F3-4: The Dongshan offshore segment; F1-5、F2-5、F3-5: The Nanao offshore segment
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