元壩地區須二段下亞段儲層特征及優質儲層主控因素

賈 爽，李宏濤，肖開華

(中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083)

元壩地區須二段下亞段儲層特征及優質儲層主控因素

賈 爽，李宏濤，肖開華

(中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083)

元壩地區須家河組須二段下亞段Ⅰ砂組、Ⅱ砂組具有較好的含氣潛力.通過巖心觀察、巖礦成分分析、壓汞實驗、巖石薄片分析、鑄體薄片分析等方法，分析元壩地區須家河組須二段下亞段儲層特征.結果表明：元壩地區須家河組須二段下亞段巖性為三角洲前緣水下分流河道、河口壩、席狀砂的巖屑砂巖、長石巖屑砂巖及濱淺湖砂壩石英砂巖、巖屑石英砂巖，屬于低孔低滲儲層，具有復雜的孔喉結構，其中石英砂巖孔喉結構較好.基質儲集空間類型以次生溶蝕孔為主，裂縫以水平縫和低角度縫為主，縫寬較小.儲層特征受沉積和成巖作用的控制，不同的沉積微相控制儲層碎屑顆粒成分及結構，從而影響強烈的成巖作用下原生孔隙的保存及次生孔隙的發育.壓實作用是破壞原生孔隙的主要因素，膠結作用主要形成于中晚成巖階段，主要對孔隙空間起破壞作用，部分黏土膠結作用有保持孔隙空間的作用，溶蝕作用是形成次生孔隙，改善儲集空間，形成優質儲層最主要的控制因素.該研究為氣藏的開發和評價提供依據.

元壩地區；須家河組；儲層特征；主控因素

0 引言

隨著油氣勘探開發的深入，川東北地區海相長興組—飛仙關組已成為重要的天然氣勘探開發領域[1-2].近年來，在海相地層勘探過程中，在鉆遇上覆陸相須家河組地層中，部分井發現較好的油氣顯示.其中須家河組須二段下亞段因砂體厚度較大，被認為是有利的勘探區域，在氣藏開發前期評價中，元壩22井測試無阻流量為22.06×104m3/d，元陸11井測試產量為10.40×104m3/d，產氣層集中在須二段下亞段中上的Ⅰ砂組、Ⅱ砂組.

在勘探開發過程中發現氣井產能差異大的問題，可能是由儲層巖性和物性的差異引起的，因此需要對儲層特征進行研究，為氣藏開發評價提供依據.目前，對于元壩地區須二段儲層的研究主要是在沉積相演化、儲層物性特征及儲層致密化過程等方面，缺少對儲層特征控制因素的分析.秦華等結合巖心觀察、測井資料、粒度分析等識別元壩須二段大型三角洲砂體及分布[3].陳波等結合鉆井、測井資料分析元壩地區石英砂巖的分布及成因[4].王喻等研究表明元壩須二段氣藏儲層孔隙類型主要是微孔隙，裂縫對滲流起促進作用，物性相對較好的須二段下亞段是較有利區域[5].王威通過對元壩須二段儲層成巖、孔隙演化與天然氣成藏的關系研究，認為它為先致密，后成藏[6].筆者基于測試高產段儲層特征研究，結合巖心觀察、巖心樣品實驗結果，分析元壩地區須二段下亞段儲層的巖性、物性、儲集空間、孔喉結構特征及優質儲層控制因素，為有利儲層的優選提供依據.

1 地質概況

元壩地區構造上位于四川盆地川東北部，其南為川中低緩構造帶北部斜坡，東為通南巴構造帶西南端、北為九龍山背斜南端(見圖1).

元壩地區須二段發育一套辮狀河三角洲—濱淺湖沉積，在須二段中部發育一套湖相的灰黑色泥頁巖和煤層，即“腰帶子泥頁巖”，代表一次全區范圍的次級湖泛[7-8]，將須二段分為上下2個亞段.

圖1 元壩地區區域構造位置Fig.1 The tectonic location of Yuanba area

須二段下亞段地層巖性組合為灰色—淺灰色細、中砂巖，夾深灰色泥巖、粉砂質泥巖，自上而下分為3個砂組，研究目的層為含氣潛力較好的Ⅰ砂組和Ⅱ砂組.Ⅱ砂組為三角洲前緣沉積，發育水下分流河道、席狀砂、河口壩微相.Ⅰ砂組沉積時期仍發育辮狀河三角洲相，但隨著基準面的上升，在工區西南部及東部出現典型的濱淺湖砂壩沉積.

2 儲層特征

2.1 巖石學

須二段下亞段儲層巖性有石英砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、長石巖屑砂巖，除石英砂巖外，礦物成分總體上具有巖屑含量高、長石含量低的特點.

石英砂巖、巖屑石英砂巖發育在須二段下亞段Ⅰ砂組濱淺湖砂壩，巖屑砂巖、長石巖屑砂巖主要發育在須二段下亞段Ⅰ砂組、Ⅱ砂組三角洲前緣水下分流河道、席狀砂、河口壩(見圖2).

圖2 元壩地區須二段下亞段儲層巖性特征Fig.2 The lithology characterization in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

2.2 儲層物性

巖心物性分析實驗結果反映須二段下亞段儲層具有“低孔低滲”特征.Ⅰ砂組平均孔隙度為4.33%，平均滲透率為0.076 3×10-3μm2，孔滲相關性較好；Ⅱ砂組平均孔隙度為4.93%，平均滲透率為0.337 2×10-3μm2，隨著孔隙度的增大滲透率呈上升趨勢，揭示儲集空間主要為孔隙，也存在異常高值滲透率，具有孔隙型及裂縫—孔隙型儲層的特點(見圖3).

圖3 元壩地區須二段下亞段Ⅰ砂組、Ⅱ砂組物性特征Fig.3 The physical property in the lower 2th member sand beds I and II of Xujiahe formation in Yuanba area

2.3 基質儲集空間類型

基質儲集空間以次生溶蝕孔為主，包括粒間溶孔、粒內溶孔(見圖4).粒間溶孔是工區儲層中廣泛發育的孔隙類型，粒內溶孔較為常見，分布不均勻.此外，可見少量殘余粒間孔，主要分布于石英砂巖.

圖4 元壩地區須二段下亞段儲層主要儲集空間類型及分布Fig.4 The type and distribution of reservoir space in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

2.4 孔隙結構

根據巖心樣品壓汞實驗結果，元壩地區須二段下亞段儲層具有低孔隙度、低滲透率、排驅壓力大、進汞飽和度較低、退汞效率低的復雜孔喉結構特征.

工區儲層發育的4種巖石類型中，以石英砂巖的孔喉結構較好(見圖5).元壩204井石英砂巖樣品壓汞實驗排驅壓力p為1 MPa，進汞飽和度SHg為90%，孔喉結構屬于中孔細喉型，孔喉比中等，孔隙喉道大小分選較好，偏細歪度.元壩104井巖屑砂巖樣品壓汞實驗進汞飽和度為80%，孔喉結構屬于小孔微喉型，孔喉比低，孔隙喉道大小分選不好，偏細歪度.

圖5 元壩地區須二段下亞段儲層孔喉結構特征Fig.5 The pore and throat structure characterizations in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

2.5 裂縫發育

破裂作用形成的裂縫可以改善儲層的滲透性[9]，在巖心薄片上可觀察到微裂縫發育、切割石英顆粒的特征，可成為有效儲集空間(見圖6).

圖6 元壩須二段下亞段微裂縫特征Fig.6 The micro fracture characterization of the lower sub second interval sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

巖心及裂縫觀察表明，裂縫密度較小，平均裂縫密度為0.89條/m.根據裂縫產狀，將裂縫分為垂直縫(不小于85°)、高角度縫(45°～85°)、低角度縫(5°～45°)、水平縫(不大于5°)四類[10]，須二段下亞段儲層裂縫主要以水平縫和低角度縫為主(見圖7).巖心裂縫寬度較小，縫寬多集中在0.1～1.0 mm之間，最大縫寬為5.0 mm，縫寬與裂縫成因有關，一般剪切裂縫寬度較小，張裂縫寬度較大[11]，工區發育的裂縫主要是在區域應力場作用下，在褶皺擠壓過程中沿巖石沉積界面形成的剪切裂縫.裂縫的充填程度以半充填為主，充填物以方解石和有機質為主，有少量的泥質、黃鐵礦等其他物質充填.

圖7 須二段下亞段儲層裂縫產狀與寬度分布Fig.7 The fracture type and occurrence distributions in the lower member of Xujiahe formation in Yuanba area(from core observations)

3 主控因素

3.1 沉積

沉積相帶決定儲層巖石顆粒大小、填隙物含量、巖石孔隙結構等微觀特征，從而控制儲層原生孔隙的大小和滲流能力[12-13].有利的沉積相帶是形成低孔低滲砂巖儲層的基本條件.

3.1.1 沉積相帶

在三角洲前緣、濱淺湖沉積背景下，疊加的水下分流河道及濱淺湖砂壩物性相對較好.巖心物性分析結果顯示，水下分流河道、濱淺湖砂壩平均孔隙度較高，分別為6.12%、4.68%，席狀砂、河口壩儲層平均孔隙度較低，為2.59%(見表1).

表1 元壩陸相須二段下亞段不同相帶與儲層物性關系Table 1 The relationship between physical property and sedimentary facies in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

3.1.2 砂巖碎屑成分及結構成熟度

薄片觀察結果表明：各沉積微相碎屑顆粒圓度相近，為次圓—次棱角狀；分流河道與席狀砂、河口壩分選程度接近，均為中等—較好，濱淺湖砂壩沉積物為石英砂巖、巖屑石英砂巖，石英體積分數為75%～95%，分選性好，說明它形成于強水動力條件；分流河道與濱淺湖砂壩碎屑顆粒以中細粒為主，主要粒徑范圍為0.15～0.50 mm，席狀砂、河口壩主要沉積巖屑砂巖，因水動力條件相對較弱，粒度較小，主要粒徑范圍為0.1～0.3 mm，填隙物中雜基體積分數較高，為10%～15%.

不同沉積環境下的水動力條件控制沉積物的碎屑礦物成分及結構成熟度，從而影響原生孔隙的保存及次生孔隙的發育.濱淺湖砂壩石英砂巖、巖屑石英砂巖成分及結構成熟度較高，碎屑顆粒成分單一(見圖8(a))，石英顆粒抗壓實能力強，有利于原生孔隙的形成和保存，在薄片中可見少量的殘余原生孔隙(見圖4(c))；但隨著成巖作用進入中晚期，純凈的石英砂巖易發生石英加大膠結作用使儲集空間減小，同時因其成分穩定，形成的次生溶蝕孔隙比較有限.分流河道巖屑砂巖、長石巖屑砂巖成分、結構成熟度中等，巖屑體積分數較高(見圖8(b))，在壓實作用下易產生破碎的微粒，使儲層致密化且具有更復雜的孔喉結構，影響儲層的滲流能力，但長石和巖屑是選擇性溶蝕作用的主要對象，形成的次生溶蝕孔可有效增加孔隙度，使其成為優質儲層.席狀砂、河口壩碎屑巖顆粒較細，雜基體積分數較高(見圖8(c))，在強成巖作用下堵塞孔隙，阻礙酸性液體流動及溶蝕作用發生，難以形成有效的儲集空間.

圖8 元壩地區須二段下亞段各沉積微相碎屑巖成分與結構特征Fig.8 Clastic constituents and texture features of different microfacies in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實—壓溶

壓實作用是導致巖石孔隙度迅速減小的主要原因.工區內壓實作用比較強烈，巖石薄片觀察結果表明：泥質巖屑變形、云母彎曲或斷裂，石英顆粒因強壓實—壓溶作用呈縫合接觸(見圖9).

圖9 元壩地區須二段下亞段儲層強壓實作用Fig.9 The strong compaction features in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

3.2.2 膠結

膠結作用是使儲層孔隙空間發生變化的另一原因.如果膠結作用發生在巖石因壓實作用而完全固結、顆粒相對位置完全固定前的較早成巖階段，且相對分散，則對儲層原生孔隙有保持作用[14-15]；發生在壓實作用已經較強的晚成巖階段的膠結作用對儲層孔隙有破壞作用.

(1)硅質膠結作用.硅質膠結作用主要以石英自生加大的形式表現(見圖10(a))，由于長石體積分數小，硅質來源主要為石英顆粒的壓溶作用及黏土礦物轉化，須二段下亞段石英顆粒體積分數可達50%以上，特別是Ⅰ砂組的石英砂巖，石英體積分數可達80%以上，石英顆粒在壓溶作用下提供豐富的硅質來源，來自沉積巖屑和雜基的黏土礦物在一定溫度下發生轉化也可以提供豐富的硅質.壓溶作用多發生在強壓實階段，黏土礦物的轉化量也與溫度相關[16]，所以工區內的硅質膠結作用多在中晚成巖階段加深儲層的致密性.

(2)碳酸鹽膠結作用.方解石膠結作用主要以成巖中晚期膠結為主，呈連晶狀或鑲嵌狀分布于碎屑顆粒粒間(見圖10(b))；少部分方解石膠結物形成于深埋藏成巖時期，為鐵方解石膠結物的特征，常分布于碳酸鹽膠結物的中心.另外，還可見自生的鐵白云石(見圖10(c)).巖石薄片顯示方解石膠結物占據粒間孔隙，降低孔隙連通性，為破壞性的成巖作用.

(3)黏土礦物膠結充填.黏土礦物膠結充填主要以綠泥石膠結為主，呈環邊狀分布于碎屑顆粒，特別是石英顆粒的周圍(見圖10(d)).這種自生綠泥石形成于早成巖階段，可減少壓實作用對孔隙空間的破壞，隨著埋深增加，已形成的綠泥石繼續生長而增強巖石顆粒的抗壓能力，也能抑制晚成巖階段的石英膠結作用[17]，因此這些環邊狀自生綠泥石有保持孔隙空間的作用.也有一部分黏土是在搬運介質中，或者是在沉積環境中由于膠體溶液的凝聚作用與碎屑物同時沉積下來的，或者是在成巖過程中由于孔隙水中含有的滲流泥；盡管這些黏土礦物并非真正的膠結物，但它們使原生孔隙空間減少，在砂巖致密化過程中有一定作用.

圖10 元壩地區須二段下亞段儲層膠結作用Fig.10 The cementation features of the lower sub second interval sand beds

3.2.3 溶蝕

在強烈的壓實、膠結作用下形成的致密儲層中，溶蝕作用是形成次生孔隙、改善儲層質量、形成優質儲層的主要機制.工區儲層溶蝕作用主要表現在溶蝕以非選擇性和選擇性溶蝕存在的特征.非選擇性粒間溶蝕孔隙具有明顯切割顆粒邊緣特征，分布于幾個顆粒的結合處，這類孔隙是對早期粒間孔隙的進一步改造形成的，多呈不規則狀、港灣狀，是工區儲層中廣泛發育的孔隙類型，具有較好的連通性(見圖4(a))，有效地增加儲集空間體積.選擇性溶蝕主要針對一些不穩定的碎屑巖礦物如長石、巖屑等溶蝕[18]，工區常見長石粒內溶孔，巖屑粒內溶孔較少，多呈斑點狀或蜂窩狀，少數長石顆粒完全溶解而只保留原顆粒形態(見圖4(b))，在微裂縫的溝通下，粒內溶孔可形成有效儲集空間.

4 結論

(1)元壩地區須二段下亞段儲層巖石類型有石英砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑砂巖.儲層儲集空間以粒間溶孔、粒內溶孔、殘余粒間孔為主.儲層致密，為“低孔低滲”儲層，孔喉結構復雜，以石英砂巖孔喉結構最好.基質儲集空間以次生溶蝕孔為主，包括粒間溶孔、粒內溶孔.

(2)不同的沉積微相控制儲層碎屑顆粒成分及結構，從而在強烈的成巖作用下影響原生孔隙的保存及次生孔隙的發育.濱淺湖砂壩碎屑巖成分及結構成熟度高，在強烈的壓實作用下仍保存少量原生孔隙，但因其成分穩定，次生溶蝕孔發育有限.分流河道碎屑巖成分及結構成熟度中等，在強烈的壓實和膠結作用下原生孔隙被破壞，而長石等不穩定礦物易被溶蝕，形成次生溶蝕孔發育的優質儲層.席狀砂、河口壩碎屑巖結構成熟度較低，主要體現在雜基含量較高，難以形成有效的次生溶蝕孔隙.

(3)壓實作用是破壞原生孔隙的主要因素.膠結作用主要形成于中晚成巖階段，主要對孔隙空間有破壞作用，部分黏土膠結作用有保持孔隙空間的作用.溶蝕作用是形成次生孔隙，改善儲集空間，形成優質儲層最主要的控制因素，包括沿孔隙邊緣發生的非選擇性溶蝕和針對長石、巖屑等易溶物的選擇性溶蝕.

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TE121.2

A

2095-4107(2014)05-0015-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.05.003

2014-05-29；編輯陸雅玲

賈 爽(1987-)，女，碩士，助理工程師，主要從事油氣田開發地質方面的研究.