川東北MLB地區須家河組須四段儲層特征研究

程 陳,劉成川,羅順社

(長江大學地球科學學院,湖北荊州434023)

鄧 剛

(中石化西南分公司勘探開發研究院,四川成都610051)

通南巴構造帶位于四川盆地東北緣,其北側為米倉山前緣推覆構造帶,東北側為大巴山前緣弧形推覆構造帶,南鄰川中平緩構造帶,北西與米倉山前緣凹陷帶相接,東南與通江凹陷帶相連[1]。構造帶走向由南向北呈NE向至NNE向,為一大型背斜,構造閉合面積904.5km2,閉合高度1800～2000m,由西南往東北劃分為3個次級構造:南陽場斷背斜構造、涪陽壩斷塊構造和黑池梁斷背斜構造,川東北MLB地區位于通南巴構造帶的中段,MLB構造位于四川盆地川東北褶皺帶的東北段,介于米倉山沖斷構造帶與大巴山弧形沖斷構造帶的構造疊合區,其北為米倉山前緣構造帶,東南為川中平緩構造帶[2]。四川盆地的沉積演化經歷了以海相碳酸鹽巖為主的臺地沉積階段和陸相碎屑巖為主的盆地沉積階段。中三疊世后,由于板塊碰撞合并,上揚子海關閉,結束了四川盆地海相沉積歷史,四川構造盆地形成,進入前陸盆地和坳陷陸相沉積階段[3]。川東北地區油氣資源豐富,是目前勘探領域發展較快的新區之一[4]。上三疊統須家河組目前雖不是川東北地區天然氣勘探開發的主要目的層段,但在鉆井過程中遇到了很好的油氣顯示,由于長久以來對該地層的研究甚少,因此,儲層研究已成為須家河組油氣開發最重要的地質問題之一[5]。

1 巖性特征

根據川東北MLB地區M2和M201井須家河組巖心及巖石薄片觀察結果,該區巖性主要以雜色礫巖、含礫粗砂巖、中-細粒巖屑砂巖為主,其次為含鈣粉砂巖夾灰黑色頁巖,成分成熟度低,分選中-好,磨圓以次棱為主,顆粒支撐,點、線、點-線接觸為主,結構成熟度中等。填隙物以碳酸鹽礦物(以方解石為主,其次為白云石)、粘土礦物 (以綠泥石為主)和雜基 (雜基含量較低,一般不超過10%)為主 (如圖1)。

圖1 MLB地區須四段巖性特征

2 巖石礦物成分

據M201、M 2井薄片資料統計,巖石碎屑顆粒包含石英、長石和巖屑3部分,石英含量一般在5%～25%之間,最低2.5%,最高可達27.6%,平均為11.9%。石英顆粒以單晶石英為主,另有少量復石英和燧石 (如表1)。長石含量總體非常低,一般在0%～2%之間,最低為0%,最高為2%,平均為0.5%。鏡下觀察長石多呈板條狀和長柱狀,以鉀長石為主,未見其他長石類型。巖屑含量較高,一般在60%～70%之間,最低為41%,最高為85%,平均59%。巖屑組分復雜,巖漿巖、變質巖、沉積巖3大類巖石均有。以沉積巖巖屑、巖漿巖巖屑為主,其中沉積巖巖屑多以碳酸鹽巖巖屑和泥頁巖巖屑出現。巖漿巖巖屑主要為噴出巖屑,分布均勻,變質巖巖屑中以石英巖屑和千枚巖屑居多,但分布不均。反映了沉積物源主要是沉積巖和巖漿巖。

填隙物包括雜基及膠結物2類,須四段砂巖中填隙物以方解石膠結物為主,雜基含量總體較低,主要含鐵質和瀝青質;其中方解石含量最大值為20%,最小值為1%,平均為10.8%,而雜基含量一般介于 2%～5%之間,最大可達5.5%,平均為2.8%。

表1 MLB地區須四段巖石礦物成分含量統計表

3 儲集空間類型

根據M 201、M2及M 101井大量的巖心及鑄體薄片觀察結果,川東北MLB地區須家河組四段儲層以殘余粒間孔為主,見少量溶蝕孔隙,包括粒間溶孔、粒內溶孔,為油氣聚集提供了有利空間[6]。

圖2 MLB地區須四段儲集空間類型

1)原生殘余粒間孔 原生殘余粒間孔一般為原生粒間孔受壓實作用縮小和膠結物充填后殘留的孔隙,孔內潔凈?？紫遁^小,呈不規則多邊形或弧三角形,當壓實強烈時呈長條狀、線狀。粒緣常有較薄的綠泥石薄膜生長,孔隙中偶見方解石或石英等部分充填。此類孔隙分布較為均勻,較為常見,但連通性較差 (見圖2(a))。

2)次生溶蝕孔隙 研究區整體上溶蝕作用不發育,但在局部層段石英、巖屑顆粒邊緣和粒內見少量溶蝕孔隙,主要為一些巖屑粒間、粒內溶孔;粒間溶孔表現為孔隙邊緣有明顯的溶蝕痕跡,多呈不規則狀、港灣狀、長條狀等;巖屑是發生粒內溶孔的主要顆粒,孔隙呈網格狀、殘骸狀,常見溶解殘余,部分充填方解石,孔隙多呈孤立狀分布,相互連通性差 (見圖2(b)、(c)、(d))。

4 裂 縫

裂縫可以從宏觀和微觀2方面來觀察。宏觀上從取心井段巖心、鉆井的井漏以及巖屑觀察與描述中來證明裂縫的存在[7]?；谠搮^6口井巖石薄片及巖芯照片觀察,須四段裂縫較不發育,但在某些井段可見微裂縫的存在,裂縫以切穿顆粒與填隙物為特征,此類裂縫寬較小、延伸不大,縫寬0.01mm左右,長度一般在3cm以內,局部發育粒間溶孔 (見圖3)。

5 物性特征

物性特征是決定儲層儲集性能的關鍵[8],區內共鉆6口且多未能在目的層段取芯,僅M102和M201井在須四段取心井,因此巖心只能一定程度地反映須四段物性情況。

1)孔隙度 據巖心常規物性分析資,須四段樣品最大孔隙度為2.01%,最小孔隙度僅0.69%,平均孔隙度為1.08%,孔隙度主要集中在1%附近,其中須四段孔隙度＜2%的樣品占96.7%(見圖 4)。按照孔隙度一般評價指標 (特高孔隙度Φ≥30%,高孔隙度25%≤Φ＜30%,中孔隙度15%≤Φ＜25%,低孔隙度10%≤Φ＜15%,特低孔隙度 Φ＜10%),須四儲層屬于特低孔儲層[9]。

2)滲透率 對樣品進行滲透率試驗分析,須四儲層樣品最大滲透率0.3×10-3μm2,最小滲透率為0.003×10-3μm2,平均滲透率為0.03×10-3μm2,樣品滲透率主要集中在0.01×10-3μm2,其中須四段滲透率＜0.01×10-3μm2樣品占97.6%,按照國內外對致密儲層和常規儲層的劃分標準,須四段儲層屬典型的特低滲儲層[9](見圖4)。

圖3 M201井須四段裂縫發育情況

圖4 MLB地區須家河組須四段巖心物性分布直方圖

6 孔、滲關系

孔隙度和滲透率雖然受多種因素的控制,但兩者一般情況下具有一定的相關關系,尤其是碎屑巖儲層,這種線性相關更為明顯[10]。從M 102、M 201井須四段儲層巖心孔隙度和滲透率的關系圖可見,須四段儲層的孔滲之間具有一定的線性正相關關系,隨著孔隙度增大,滲透率也逐漸增大,相關系數為0.403(見圖5);但局部存在非均質現象,低孔隙度樣品可發育高滲透率,而個別高孔隙度砂巖并非總發育高滲透率。

圖5 MLB地區須家河組須四段孔滲相關圖

以上研究表明滲透率的變化主要受孔隙發育程度控制,認為孔隙型儲層的滲透率往往隨著孔隙度的增大而增大,且具有良好的相關性,而裂縫型儲層往往不具有此相關性[11],其中異常點的出現可能是受微裂縫或吼道影響,由于樣品個數限制,儲層非均質性并不明顯,故可以初步認定MLB地須四段為孔隙型儲層[10,12]。

7 孔隙結構特征

1)掃描電鏡孔隙結構 對M201井須四段砂礫巖層取少許樣品進行掃描電鏡分析,特征為常見片狀喉道,喉道呈長條形的片狀或彎曲片狀,孔隙較小,喉道很細。這種喉道連通性中等,須家河組儲層中差儲層以這種喉道為主,其巖石顆粒主要為線接觸和凹凸接觸 (見圖6)。

圖6 云母片受到擠壓形成片狀喉道(掃描電鏡)

2)壓汞法孔隙結構特征 參照喉道級別劃分標準,對川東北MLB地區須四段16個巖心樣品進行了壓汞實驗分析,須四段儲層的孔喉相對較細,以微孔為主,含部分細孔,樣品分選好,但巖石比較致密 (偏向于細歪度),排驅壓力和中值壓力較大,滲透率低,屬典型的低孔、低滲型致密砂巖儲層[12],測得須四段孔隙結構有以下幾個特征:①突破壓力 (P10)為41.565～94871MPa,平均60.310MPa;②中值壓力 (P50)為129.7～162.4304MPa,平均為150.193MPa,按一般的砂巖儲層分類,屬于差-較差儲層;③破吼道半徑 (R10)較小,為0.0079～0.018μm,平均0.0133μm;④中值吼道半徑 (R50)為0.0046～0.0058μm,平均為 0.005μm,以微吼為主的低孔低滲孔吼組合;⑤分選性 (CS)為0.72611～1.2341,平均為1.01985,屬于的分布范圍較好-中等的分選范圍,說明吼道半徑分布相對集中;⑥非汞飽和度 (Smin)相對較大,為40.36%～64.39%,平均49.94%。

孔隙特征與薄片鑒定、掃描電鏡圖像結果較相符合,均說明該區砂礫巖體儲層物性較差。

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