川東建南地區(qū)須家河組儲層特征及發(fā)育控制因素研究

梁西文，張 莉

（中國石油化工股份有限公司江漢油田分公司勘探開發(fā)研究院，武漢 430223）

四川盆地須家河組砂巖是典型含煤致密砂巖，其天然氣探明儲量達(dá)千億立方米[1]，為中國致密砂巖氣重點勘探領(lǐng)域。前人對須家河組砂巖已有大量研究[2-3]，但主要集中在川中和川西地區(qū)，對于川東地區(qū)的研究還比較薄弱。建南地區(qū)位于四川盆地東部，其烴源巖條件與川中地區(qū)相近，生烴強(qiáng)度（1～5）×108m3／km2，具備形成致密砂巖氣藏的氣源條件，但砂巖儲集條件一般，致密化程度高且非均質(zhì)性強(qiáng)。優(yōu)質(zhì)儲層是致密砂巖氣富集穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵[4-5]，較差的儲集條件會導(dǎo)致致密砂巖氣難以穩(wěn)產(chǎn)。因此，查明儲層發(fā)育控制因素成為研究區(qū)亟待解決的關(guān)鍵地質(zhì)問題。本文基于巖石學(xué)資料和物性資料，在揭示研究區(qū)砂巖巖石特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征和物性特征的基礎(chǔ)上，從沉積和成巖兩個角度分析砂巖致密化原因和優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的控制因素，為優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育規(guī)律研究奠定基礎(chǔ)。

1 地質(zhì)背景

建南地區(qū)位于川東高陡構(gòu)造帶的石柱復(fù)向斜上，北鄰大巴山前陸沖斷帶，東接雪峰古陸（圖1A），經(jīng)歷了早燕山期和喜山期強(qiáng)烈擠壓作用，形成了一系列由高陡背斜和寬緩向斜組成的隔檔式褶皺變形區(qū)。根據(jù)構(gòu)造展布和構(gòu)造演化樣式可將該區(qū)劃分為方斗山復(fù)背斜、石柱復(fù)向斜、齊岳山復(fù)背斜等5個二級構(gòu)造單元。

上三疊統(tǒng)須家河組為陸相沉積，發(fā)育扇三角洲相、辮狀河三角洲相和湖泊相[6]，自下而上劃分為須一段至須六段六個巖性段，其中須一段、須三段和須五段以泥巖為主，須二段、須四段和須六段以砂巖為主，各段均含有不等厚的砂巖層和泥巖層，形成源、儲互層的“三明治”式結(jié)構(gòu)[7]。須家河組沉積時期由于受構(gòu)造抬升影響，地層自西向東逐漸超覆，在川東建南地區(qū)僅發(fā)育須三段至須六段沉積，地層厚度300 m左右（圖1B）。儲集目的層發(fā)育在須四段和須六段砂巖層中，巖石類型以巖屑砂巖為主。烴源巖發(fā)育在須三段和須五段地層中，巖性以灰色-黑色砂巖、泥巖夾薄煤層、煤線為主，有機(jī)質(zhì)類型主要為III型，鏡質(zhì)體反射率在1.0%～1.8%之間，處于高成熟演化階段。

2 儲層巖石學(xué)特征

2.1 砂巖類型與碎屑組分特征

根據(jù)研究區(qū)取心井共計413塊薄片資料統(tǒng)計表明，須家河組砂巖整體上表現(xiàn)為低成分成熟度、中等結(jié)構(gòu)成熟度的特點，粒徑以中粒為主，次棱-次圓狀，分選中等-好；巖屑含量較高，以巖屑砂巖為主，含有少量巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖（圖2）。分層統(tǒng)計表明，須四段和須六段砂巖的巖石組分具有一定的差異，須四段砂巖中石英含量較高，整體骨架組分向富石英端元偏移；須六段砂巖中巖屑和長石含量略高于須四段砂巖，整體仍以巖屑砂巖為主。

巖屑類型以變質(zhì)巖巖屑為主，其次為沉積巖巖屑，火山巖巖屑含量較低。變質(zhì)巖巖屑主要以千枚巖、片巖和石英巖巖屑為主，沉積巖巖屑主要以粘土巖巖屑為主。根據(jù)巖屑的塑性變形程度可將巖屑類型劃分為塑性巖屑和剛性巖屑兩大類，整體上須家河組砂巖的塑性巖屑含量較高，平均含量為20.9%。通過分層統(tǒng)計來看，須六段砂巖塑性巖屑含量略高于須四段砂巖；相應(yīng)地，剛性巖屑含量低于須四段砂巖（圖3）。須四段和須六段塑性巖屑含量主要分布在15%～35%之間，均值分別為18.3%和24.5%；剛性巖屑含量主要分布在5%～20%之間，均值分別為15.5%和13.3%。

2.2 成巖作用類型與特征

建南地區(qū)須家河組砂巖的成巖作用類型有壓實-壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用和溶蝕作用。壓實-壓溶作用是研究區(qū)最主要的成巖作用類型，在研究區(qū)砂巖中普遍可見。在強(qiáng)烈壓實-壓溶作用影響下，常見塑性的泥巖巖屑、千枚巖巖屑、片麻巖巖屑和云母等礦物壓彎變形（圖4a）；石英等剛性顆粒呈線-凹凸接觸，甚至呈縫合線接觸（圖4b）。

圖1 建南地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖（A）和須家河組的巖性特征（B）Fig.1 Tectonic location of the Jiannan area and lithological characteristics of the Xujiahe Formation

圖2 建南地區(qū)須家河組砂巖骨架組分三角圖Fig.2 Framework compositions of Xujiahe sandstone in the Jiannan area

圖3 建南地區(qū)須家河組塑性巖屑和剛性巖屑含量直方圖Fig.3 Histogram of plastic and rigid rock fragments of Xujiahe sandstone in the Jiannan area

研究區(qū)砂巖中的膠結(jié)物類型較少，且含量較低，通常不超過10%。常見的膠結(jié)物類型有鈣質(zhì)膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)，粘土礦物和其它自生礦物少見，含量通常不到1%。鈣質(zhì)膠結(jié)主要為含鐵方解石膠結(jié)，通常呈嵌－連晶式膠結(jié)（圖4c－d）和充填孔隙式膠結(jié)（圖4e）兩種產(chǎn)狀出現(xiàn)。方解石連晶式膠結(jié)形成時間較早，巖石顆粒以點接觸為主，偶爾可見線接觸，石英無加大。方解石充填孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)物干凈，晶體完整，形成于石英II期加大后。硅質(zhì)膠結(jié)常以石英加大的形式出現(xiàn)，且發(fā)育在碎屑石英含量較高的砂巖中（圖4f-g）。通常呈現(xiàn)較厚的加大邊，自形晶面完整，級別可達(dá)II-III級；偶爾可見少量I級加大，呈馬牙狀，掃描電鏡下可見石英小雛晶（圖4h），加大邊窄，零星分布，這期石英加大的規(guī)模較小，僅局部發(fā)育。

交代作用在砂巖中普遍存在，主要有方解石交代作用和伊利石化，交代物主要為長石，通?？梢婇L石的方解石化和伊利石化。方解石交代長石的現(xiàn)象通常與方解石膠結(jié)共生，形成連晶方解石膠結(jié)（圖4d）。方解石交代物沿著長石邊緣和長石解理向內(nèi)部伸展，可見長石交代殘余。伊利石化現(xiàn)象在須家河組砂巖中也十分普遍，伊利石順著長石解理方向交代長石顆粒（圖4i）。巖屑和粘土雜基伊利石化現(xiàn)象更為普遍（圖4j），研究區(qū)大部分巖屑和雜基都已發(fā)生了伊利石化現(xiàn)象，在正交光下伊利石化后的產(chǎn)物呈二級黃顏色。

研究區(qū)砂巖的溶蝕作用弱，未見大面積溶蝕現(xiàn)象。溶蝕物質(zhì)主要為長石，也可見巖屑或雜基選擇性溶蝕。長石溶蝕常沿顆粒邊緣和解理進(jìn)行，溶蝕作用比較弱，長石顆粒完全溶解的現(xiàn)象少見，通?？梢婇L石殘余（圖4k-l），掃描電鏡下見溶蝕后的長石解理較完整。此外，還可以見巖屑選擇性溶蝕，溶蝕孔中還可見巖屑?xì)堄唷?/p>

3 儲集空間類型與孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 儲集空間類型

基于鑄體薄片以及掃描電鏡樣品觀察，研究區(qū)儲層孔隙類型以粘土礦物晶間微孔為主（圖5ac），其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔（圖5d-f），溶蝕物質(zhì)主要為巖屑和長石，原生孔隙和微裂縫比較少見。晶間微孔孔徑較小，普遍小于10μm，通常在3～6μm。溶蝕孔中通常可見原始物質(zhì)殘余，孔徑在30～70μm之間，最大可達(dá)100μm以上?？紫逗鸬啦话l(fā)育或呈窄縫狀，且喉道中有自生粘土礦物充填，降低連通性。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

圖5 建南地區(qū)須家河組儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型顯微鏡與掃描電鏡照片F(xiàn)ig.5 Micrographs of thin section and scanning electron microscope of pore structures in the Xujiahe sandstone，Jiannan area

基于研究區(qū)36個巖樣的壓汞數(shù)據(jù)、物性數(shù)據(jù)以及薄片觀察，根據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)類型可將研究區(qū)儲層劃分為四類（圖6，表1）。第一類儲層（圖6A和6a）溶蝕孔較發(fā)育，且發(fā)育縫狀喉道連通孔隙空間，膠結(jié)物含量中等，雜基含量低；喉道分選中等，偏粗歪度；實測孔隙度大于8%，常壓滲透率在0.5～1 mD之間。第二類儲層（圖6B和6b）孤立粒內(nèi)溶孔，喉道不發(fā)育；喉道分選差，偏細(xì)歪度；實測孔隙度通常在5%～8%之間，常壓滲透率在0.01～0.5 mD之間。第三類儲層（圖6C和6c）以粘土礦物晶間微孔隙為主，孔隙中充填塑性巖屑和粘土礦物；喉道分選差，偏細(xì)歪度；實測孔隙度通常在3%～5%之間，常壓滲透率在0.01～0.5mD之間。第四類儲層（圖6D和6d）孔隙和喉道均不發(fā)育，孔隙中充填大量鈣質(zhì)膠結(jié)物或硅質(zhì)膠結(jié)物，或者巖石粒度極細(xì)，壓實緊密；喉道分選極差，偏細(xì)歪度；實測孔隙度小于3%，常壓滲透率小于0.01 mD。第一類和第二類儲層主要發(fā)育在須四段砂巖中，儲層通常不連片，呈局部分散發(fā)育的特點；第三類儲層在研究區(qū)砂巖中普遍存在，整體致密化程度較高；第四類儲層在須四和須六段砂巖中均可見，呈零星分布的特點。

圖6 建南地區(qū)須家河組儲層孔隙結(jié)構(gòu)壓汞曲線圖和鑄體薄片照片F(xiàn)ig.6 Mercury injection curve and thin section microscope of pore structures in the Xujiahe sandstone，Jiannan area

表1 建南地區(qū)須家河組儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和實測物性數(shù)據(jù)Table 1 Pore structure parameters and reservoir quality data of the Xujiahe Sandstones in the Jiannan area

4 儲層物性特征

建南地區(qū)須家河組砂巖常壓條件下實測孔隙度為0.48%～9.41%，均值為3.9%；實測滲透率為0.016～7.39 mD（含裂縫滲透率），均值為0.46 mD（圖7）。根據(jù)油氣儲層評價部頒標(biāo)準(zhǔn)（SY／T 6285-2011）[8]，研究區(qū)砂巖屬于特-超低孔、超低滲砂巖。分層對比分析認(rèn)為，須四段儲層物性優(yōu)于須六段儲層。須六段實測孔隙度為0.48%～9.0%，主要分布在2%～5%之間，均值為2.9%（圖7a）；實測滲透率為0.016～6.67 mD，大部分儲層滲透率都低于0.05 mD（圖7b）；須四段實測孔隙度為1.3%～9.41%，主要分布在2%～8%之間，均值為5.1%（圖7c）；實測滲透率為0.02～7.39 mD，主要分布在0.05～0.5 mD之間（圖7d）。

5 儲層發(fā)育控制因素

沉積和成巖是儲層物性的兩個重要影響因素，沉積作用控制砂體的宏觀分布和砂巖的原始物質(zhì)組構(gòu)，也在一定程度上影響了砂巖后期的成巖演化過程[9]；成巖作用直接控制了儲層孔隙空間的演化和差異性分布，從而導(dǎo)致儲集物性的差異和儲層的非均質(zhì)性[10-12]。

5.1 成巖作用對儲層發(fā)育的控制作用

研究區(qū)泥巖的鏡質(zhì)體反射率主要在1.4%～1.8%，包裹體測溫最高可達(dá)160°C以上，巖石骨架顆粒呈線-凹凸接觸，表明研究區(qū)砂巖已處于中成巖演化階段，經(jīng)歷了壓實、膠結(jié)、溶蝕等一系列成巖反應(yīng)過程，其中壓實是造成研究區(qū)孔隙損失的主要原因。Pittman等[13]基于巖石組分和含量的差異，建立了砂巖受壓實作用影響的孔隙度演化曲線。根據(jù)壓實模型初步估算砂巖因壓實作用孔隙度損失率在20%左右，尤其在塑性巖屑含量較高的砂巖中，壓實減孔率可達(dá)25%以上，導(dǎo)致了成巖早期儲層快速致密化。中成巖期各種膠結(jié)作用的形成是研究區(qū)儲層進(jìn)一步致密化的重要原因。成巖中后期，砂巖中常見石英II-III級加大和自生方解石充填孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)物占孔在5%～10%，使得研究區(qū)砂巖強(qiáng)烈致密化。

圖7 建南地區(qū)須家河組四段和六段儲層物性統(tǒng)計直方圖Fig.7 Statistical histogram of reservoir quality of the fourth and sixth members of the Xujiahe Formation in the Jiannan area

溶蝕作用是儲集砂巖中最重要的建設(shè)性成巖作用，溶蝕物質(zhì)通常為長石和巖屑的選擇性溶蝕。長石等溶蝕顆粒周圍可見塑性巖屑變形（圖5d－f），說明溶蝕作用應(yīng)發(fā)生在強(qiáng)烈壓實之后，根據(jù)產(chǎn)狀推測溶蝕作用應(yīng)發(fā)生在早成巖末期－中成巖初期。碎屑巖儲層成巖過程中，普遍認(rèn)為成巖中期有機(jī)質(zhì)熱演化過程可釋放大量有機(jī)酸并溶蝕鋁硅酸鹽等堿性礦物形成次生孔隙[14－20]。故此認(rèn)為，研究區(qū)砂巖中溶蝕作用的形成主要為有機(jī)酸生成時期酸性流體對長石等堿性礦物選擇性溶蝕的結(jié)果。但由于強(qiáng)烈壓實和膠結(jié)作用使得研究區(qū)溶蝕作用整體較弱，僅在須四段砂巖中見大量溶蝕孔隙，對儲層物性具有明顯的改善作用，須六段溶蝕作用少見。

5.2 沉積作用對儲層發(fā)育的控制作用

5.2.1 沉積環(huán)境對儲層發(fā)育的影響

儲集砂體發(fā)育在辮狀河道、水下分流河道、河口壩和席狀砂中，通過對不同沉積相儲層物性的統(tǒng)計，可以看出孔隙度大于5%的優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育在辮狀河道微相和水下分流河道微相中，席狀砂和河口壩微相中砂巖物性較差（圖8）。然而，并非所有辮狀河道和水下分流河道砂體都可以成為優(yōu)質(zhì)儲層，在辮狀河道和水下分流河道微相中亦可見儲集物性較差的砂巖，說明沉積相是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的控制因素之一，是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的必要不充分條件。

圖8 建南地區(qū)須家河組不同沉積相物性直方圖Fig.8 Physical property histogram of different sedimentary facies of the Xujiahe Formation in the Jiannan area

5.2.2 巖石結(jié)構(gòu)對儲層發(fā)育的影響

通過對砂巖的粒度數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明（圖9），粒度和分選性對砂巖物性具有一定的影響，總體傾向于在粒度中等、分選中等－好的砂巖中形成優(yōu)質(zhì)儲層。然而，粒度和分選并非起決定性的控制作用，在相同粒徑和分選的砂巖中既存在物性較好的砂巖，也存在物性較差的砂巖，說明仍存在其他因素共同控制著優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育和分布。

5.2.3 碎屑組分對儲層發(fā)育的影響

在埋藏成巖環(huán)境下，外來流體的影響較弱，成巖作用和儲層物性很大程度上受控于砂巖的原始物質(zhì)組分[21－22]。在原始組分恢復(fù)的基礎(chǔ)上，通過薄片定量統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，面孔率大于2%的相對優(yōu)質(zhì)儲層，通常具有較低的塑性巖屑含量和較高的長石含量（圖10）。較低的塑性巖屑含量保證了巖石在成巖早期受壓實減孔影響較弱，較高的長石含量為有機(jī)酸的溶蝕提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

在壓實程度較高的致密砂巖中，塑性巖屑含量普遍高于20%，長石含量較低，膠結(jié)作用不發(fā)育，孔隙也不發(fā)育（圖10）。這一現(xiàn)象已有許多學(xué)者觀察到，在塑性巖屑含量較高的砂巖中，壓實作用通常十分強(qiáng)烈，孔隙度和滲透率較低[23－24]。Worden等[24]指出富塑性顆粒的砂巖在壓實作用下會發(fā)生塑性變形堵塞孔隙和喉道，使得其孔隙降低的速率高于富剛性顆粒的砂巖，由于喉道堵塞，滲透率也快速下降。因此，較高的塑性巖屑含量是導(dǎo)致研究區(qū)砂巖壓實作用強(qiáng)烈，物性較差的重要原因。

6 結(jié)論

（1）建南地區(qū)須家河組砂巖塑性巖屑含量較高，整體以巖屑砂巖為主，含有少量巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖；縱向上須四段砂巖的石英含量略高于須六段砂巖，整體骨架組分向富石英端元偏移，巖性仍以巖屑砂巖為主。

（2）儲層孔隙類型以粘土礦物晶間微孔為主，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，孔隙吼道不發(fā)育或呈窄縫狀；儲集物性較差，整體以超低孔、超低滲儲層為主，局部發(fā)育特低孔、特低滲儲層；溶蝕孔隙主要發(fā)育在須四段儲層中，縱向比較須四段儲集物性略好于須六段儲層。

（3）強(qiáng)烈壓實作用是研究區(qū)儲層孔隙損失的主要原因，中成巖期各種膠結(jié)作用的形成使得研究區(qū)儲層進(jìn)一步致密化；長石等礦物的選擇性溶蝕促進(jìn)了溶蝕孔隙的生成。較高的塑性巖屑含量是導(dǎo)致研究區(qū)砂巖壓實作用強(qiáng)烈，物性較差的重要原因；相對優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育在塑性巖屑含量低和長石含量較高的砂巖中。

圖9 建南地區(qū)須家河組巖石結(jié)構(gòu)與孔隙度、滲透率散點圖Fig.9 Relationship between sandstone texture，porosity，and permeability of the Xujiahe Sandstone in the Jiannan area

圖10 建平1井巖石組分、成巖礦物和面孔率縱向分布散點圖Fig.10 Vertical distribution of rock components versus diagenetic minerals and face porosity in the Xujiahe Formation of Well JP1