四川盆地元壩氣田須家河組三段氣藏致密鈣屑砂巖儲層發育機理

程洪亮，李昌峰,盧娟，廖開貴

1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都610041；2.中國石化西南油氣分公司油氣開發管理部，四川 成都610041

0 引言

近年來，中國石化針對四川盆地元壩氣田陸相氣藏先后開展了一系列的科技攻關，并取得了上三疊統須家河組三段致密氣藏的重大發現和突破，ML7井獲天然氣產量120.80×104m3/d，ML12井獲天然氣產量77.17×104m3/d等，拓展了元壩氣田勘探開發領域[1]，已提交控制儲量962×104m3。

元壩氣田構造位置位于盆地川北坳陷與川中低緩構造帶的結合部(圖1)，須家河組三段沉積相為辮狀河三角洲沉積體系，氣藏埋深在3 500～4 300 m，儲層巖性為鈣屑砂巖，孔隙度平均為3.38%，屬低滲低孔儲層，碳酸鹽巖巖屑含量高，一般>75%，裂縫和次生溶蝕孔隙較發育，儲集類型為裂縫--孔隙型儲層。而川西地區須四段鈣屑砂巖平均孔隙度7.57%，碳酸鹽巖巖屑一般>90%。通過與其他區塊致密砂巖對比分析[2--6]，差異顯著，元壩氣田須三段鈣屑砂巖非均質性強、致密，且產能差距較大。

許多學者從沉積微相劃分、儲層類型等方面探討了鈣屑砂巖儲層發育的主控因素[7--13]。這些工作主要集中在某一個或幾個方面地質現象的描述，鈣屑砂巖儲層發育機理方面深入研究的較少。然而，揭示這種致密鈣屑砂巖儲層發育機制對鈣屑砂巖的勘探開發領域具有重大指導意義。因此，筆者從元壩氣田須家河組三段沉積水動力條件、砂體厚度、巖石骨架顆粒粒度、礦物成分及含量、裂縫作用、裂縫主導因素等開展研究，進一步詮釋該區鈣屑砂巖儲層的發育機理。

圖1 元壩氣田構造位置圖Fig.1 Structural location of Yuanba gas field

1 鈣屑砂巖分類評價

1.1 儲層巖石特征

元壩氣田須家河組三段發育3套砂組，巖性主要為礫巖、砂礫巖及(含礫)鈣屑砂巖。儲層巖性主要為粗(含礫)、中粒鈣屑砂巖(圖2)，碳酸鹽巖巖屑含量75%～90%，石英含量10%～20%；儲層平均孔隙度2.33%，平均滲透率0.082 md；儲集空間以粒間鈣屑溶蝕孔隙、溶蝕孔洞、裂縫次生空間為主(圖3)；鈣屑砂巖儲層為典型的致密非均質裂縫--孔隙型儲層。

圖2 鈣屑砂巖(MB101--1)Fig.2 Calcarenaceous sandstone(MB101--1)

圖3 砂巖粒間溶蝕孔隙(正交光5×10)Fig.3 Intergranular dissolution pore of sandstone(under orthogonal light 5×10)

1.2 鈣屑砂巖分類

通過測井、錄井、測試及試采資料綜合研究，裂縫是須三段鈣屑砂巖儲層測試高產、試采穩產的必要條件而非充分條件，儲層物性、含氣性與巖性關系密切，裂縫和碳酸鹽巖巖屑含量僅是控制儲層物性、含氣性的兩個重要因素。綜合沉積水動力、巖石粒度、碳酸鹽巖巖屑含量、電性等儲層物性、含氣性影響因素，將鈣屑砂巖劃分為3類(表1)。

Ⅰ類鈣屑砂巖為較強水動作用下沉積的粒度粗、碳酸鹽巖巖屑含量高、泥質含量非常低的鈣屑砂巖，測井曲線形態以高幅平滑箱形為主要特征，測井響應表現為低伽瑪、低聲波、高密度、高電阻特征。電成像以塊狀為主，單層厚度大、巖石顆粒粗，高角度交錯層理發育，對含礫砂巖而言礫石粒徑相對較小，磨圓度高，圖像特征明顯，易于識別。目前測試獲產層均為Ⅰ類鈣屑砂巖，如ML7井測試高產、試采穩產儲層段巖性即為Ⅰ類鈣屑砂巖(圖4A)。Ⅱ類鈣屑砂巖為碳酸鹽巖巖屑含量相對較高的細粒鈣屑砂巖，電成像圖上低角度交錯層理發育，單層厚度小且多為中粒和細粒砂巖互層，錄井和測井評價多以含氣層為主，含氣性有待進一步驗證(圖4B)。Ⅲ類鈣屑砂巖曲線形態以指形--漏斗形等形態為主，電成像圖上水平層理發育，單層厚度薄，主要以細砂巖、粉砂巖互層為主，含氣特征不明顯，測試產量低，如ML8井Ⅲ類鈣屑砂巖儲層網狀縫發育，酸化壓裂測試段儲層厚5.31 m，油壓1.05 MPa，產量1.06×104m3/d(圖4C)。通過上述3類鈣屑砂巖對比分析，可見Ⅰ類鈣屑砂巖含氣性好、測試產量高、穩產能力強。

表1 元壩氣田須家河組三段鈣屑砂巖分類Table 1 Classification of calcarenaceous sandstone of the third member of Xujiahe Formation in Yuanba gas field

1.3 優質鈣屑砂巖控制因素及展布

通過測井巖性評價、沉積相研究、地震屬性綜合研究表明：優質鈣屑砂巖發育主要受沉積水動力控制。須三段沉積相為辮狀河三角洲前緣亞相，平面上優質鈣屑砂巖主要發育于分流河道規模相對較小、沉積水動力相對較強的中型河道或大型河道邊緣，而大型分流河道中央因沉積水動力強沉積砂體主要為厚度較大的礫巖。位于小規模分流河道的ML7井優質鈣屑砂巖發育(圖5)，測試產量高、試采穩定；位于大規模分流河道邊緣的MB6井上部、底部發育優質鈣屑砂巖，中下部發育礫巖，含氣性差(圖6)。優質鈣屑砂巖的縱向展布特征決定了該區鈣屑砂巖儲層縱向上主要發育于厚度較大的砂體上部和底部，而不同于川西鈣屑砂巖儲層主要發育于厚度較大的砂體中部。元壩氣田須家河組三段鈣屑砂巖展布范圍廣，但優質鈣屑砂巖發育局限。

圖5 ML7井綜合柱狀圖Fig.5 Synthesis columnarsection of Well ML7

圖6 MB6井綜合柱狀圖Fig.6 Synthesis columnarsection of Well MB6

2 鈣屑砂巖裂縫評價

2.1 裂縫發育特征

該區鈣屑砂巖裂縫發育成因多樣，既有受沉積作用控制的沉積構造縫、也有受成巖作用影響的成巖縫，但決定致密鈣屑砂巖儲層有效性和產量的是構造作用形成的構造縫。通過巖芯觀察、測井裂縫評價表明須三段裂縫發育具有多期次性，早期裂縫主要為NEE向的低角度縫，多被瀝清充填，顯示與烴的運移有關；晚期裂縫主要為NWW向、以角度相對較高的有效縫為主。據電成像測井評價晚期裂縫開度大、裂縫傾角相對較高(20°～60°)、裂縫走向與現今主應力夾角小(<45°)。因此，裂縫密度大的儲層段，對致密鈣屑砂巖儲層起了改善作用(圖7)。

2.2 多期裂縫的雙重滲流作用

該區鈣屑砂巖儲層具有雙重介質特征(圖8)，基質孔隙主要為次生溶蝕孔隙，通過地質、地震、測井綜合分析表明：區域上沉積連續，地史過程中沒有暴露過地表，且西北部鈣屑砂巖發育區無深大斷裂發育，次生溶蝕孔隙發育主要與地層中的有機酸溶解作用有關。鈣屑砂巖微觀溶蝕孔隙、宏觀溶蝕孔洞發育非均質性強，橫向上：同一砂體、同一類型鈣屑砂巖次生溶蝕孔隙發育差異較大；縱向上：相鄰砂體、相同類型鈣屑砂巖次生溶蝕孔隙發育差異也較大。

圖7 儲層裂縫發育特征圖Fig.7 Characteristics map of reservoir fracture development

圖8 Ⅰ類鈣屑砂巖儲層試采雙對數曲線Fig.8 Double logarithmic test curves of calcarenaceous sandstone of the class I reservoir

如圖9所示，ML9井相鄰兩層Ⅰ類鈣屑砂巖，厚度、巖石粒度、易溶顆粒成分及含量相同，但據宏觀測井資料來看，次生溶蝕孔隙發育差異大，上層砂體溶蝕孔隙發育，鉆井液漏失6.18 m3，酸化壓裂測試儲層3.32 m，油壓36 MPa，產量10.02×104m3/d；而下層砂體非常致密，橫向上也具有類似非均質性特征?？梢?，次生溶蝕孔隙發育的程度和非均質性是元壩氣田鈣屑砂巖儲層發育獨有的特征。

通過巖芯觀察和測井評價表明次生溶蝕孔、洞發育具有如下特征(圖9)：①據宏觀溶蝕孔、洞填充物推斷，溶蝕發生于原油裂解之前，宏觀溶蝕孔、洞普遍被固體瀝青充填；②瀝青主要充填于裂縫開度、宏觀孔洞較大的儲集空間，微觀溶蝕空間無瀝青，表明地史上古油藏期，微觀溶蝕無原油充注；③溶蝕孔、洞主要發育于Ⅰ類鈣屑砂巖；④宏觀溶蝕孔、洞發育與裂縫“相伴”，裂縫邊緣和縫壁具有溶蝕特征明顯，裂縫是次生溶蝕孔隙發育的前提。

電成像圖中裂縫縫壁溶蝕特征清晰、宏觀溶蝕孔洞沿裂縫發育特征明顯，進一步證實裂縫是溶孔次生孔隙發育的前提，而對于易溶蝕顆粒含量低的Ⅲ類鈣屑砂巖電成像評價結果具有相異特征。通過裂縫形成期次、溶蝕孔有機質充填物、裂縫溶蝕、溶蝕與裂縫相關性等因素綜合研究表明：早期裂縫是酸性流體進入鈣屑砂巖體的滲流通道，裂縫具有儲層改造和流體產出雙重作用。

圖9 Ⅰ類鈣屑砂巖溶蝕孔洞發育特征圖Fig.9 Developmental characteristics of solution cavities of calcarenaceous sandstone of the class I reservoir

2.3 裂縫發育主導因素

構造縫是控制鈣屑砂巖儲層發育、油氣滲流及富集的關鍵，構造縫發育主要受巖性、層厚、構造、斷裂、巖層非均質等多種因素控制。須家河組三段裂縫發育控制因素與發育規律有別于珍珠沖段、須家河組四段及二段，后者儲層裂縫主要發育于近斷層上升盤，斷層與裂縫相關程度高，而須家河組三段斷裂不發育，以層間小斷裂為主，裂縫發育與斷裂發育無明顯相關性。如圖10所示，厚度、巖性、構造作用相同的兩層鈣屑砂巖裂縫發育程度相差甚遠。

據測井、錄井裂縫統計，裂縫主要發育于Ⅰ類鈣屑砂巖，Ⅱ、Ⅲ類鈣屑砂巖裂縫僅發育于過井斷層附近，裂縫發育與巖層厚度無明顯相關性。通過對測試及試采儲層電成像測井資料精細分析研究表明：Ⅰ類鈣屑砂巖裂縫發育與砂體內部結構關系密切，裂縫發育的砂體在成像圖上為多期疊置的非均質砂體，而裂縫不發育的砂體多為一期或兩期疊置的均質砂體。如圖10所示，上部Ⅰ類鈣屑砂巖層在電成像圖上為多期疊置非均質砂體，不同期次間的非均質性差異清晰，沖刷面發育，據成像測井解釋為9層非均質疊置砂體，單層厚度小、層間差異大，裂縫發育，酸化壓裂測試獲得高產；下部Ⅰ類鈣屑砂巖層，在電成像圖上為兩期均質疊置砂體，單層厚度大、層間差異小，裂縫、儲層不發育。根據巖石物理性質可知，鈣屑砂巖為剛性層、泥巖為塑性層，因此，如果多期疊置非均質砂體包含泥質含量較高的塑性層或半塑性層，則剛性層的應力將在塑性層或半塑性層中集中釋放，剛性層難破碎，裂縫不發育，剛性--塑性疊置非均質層裂縫不發育，而剛性疊置非均質層裂縫非常發育。

據全區電成像測井資料研究，鈣屑砂巖儲層裂縫發育均具有上述規律，裂縫主要發育于多期剛性疊置非均質優質鈣屑砂巖體，可見構造作用相同或相近條件下砂體內部結構的非均質性是主導裂縫發育的關鍵因素。

2.4 砂體厚度對雙重滲流的影響

據測試、試采分析，儲層產能高低與有效儲層厚度無明顯相關性，而與儲層所在的Ⅰ類鈣屑砂巖疊置砂體厚度關系密切。如果優質鈣屑砂巖砂體厚度大，即使優質儲層相對薄，測試及試采仍能獲得高產、穩產，反之，如果優質儲層厚度大，而優質鈣屑砂巖體厚度小，則測試產量低、試采油壓和產量下降快。如圖11中的ML9井測試段優質鈣屑砂巖疊置砂體厚僅3.3 m，儲層裂縫及溶蝕發育，但測試產量只有1.52×104m3/d(油壓33 MPa)；相反，測試高產、試采穩產井單層有效儲層多<3 m，但疊置砂體累積厚度均>10 m。通過簡化地質模型計算，優質鈣屑砂巖累計厚度3 m時，裂縫儲層改造、泄流半徑僅為8.24 m，而累積厚度10 m時，半徑可達27.48 m，且裂縫間相互溝通概率高(圖12)。綜合上述研究分析表明：剛性疊置非均質砂體的累積厚度是決定儲層產能及穩產的關鍵因素。

圖12 Ⅰ類鈣屑砂巖儲層裂縫特征圖Fig.12 Fracture characteristics of calcarenaceous sandstone of the class I reservoir

3 優質儲層發育機理

元壩氣田須家河組三段鈣屑砂巖儲層發育縱、橫向非均質性強，優質儲層發育必須滿足5個方面的條件，即“碳酸鹽巖巖屑含量高、巖石粒度相對較粗、優質鈣屑砂巖體累計厚度大、早期裂縫發育、晚期裂縫發育”。裂縫是酸性流體滲流通道，裂縫的三維空間參數決定次生溶蝕孔隙的空間分布，裂縫發育的非均質性是導致鈣屑砂巖縱、橫向儲層發育非均質性的關鍵。砂體內部結構的非均質性是裂縫發育的主導因素，裂縫主要發育于單層厚度小、累積厚度大的剛性疊置非均質優質鈣屑砂體。通過地質、地震、測井綜合研究須三段鈣屑砂巖優質儲層發育機理可概括為：巖性是前提、裂縫是關鍵、溶蝕是基礎、厚度是核心。

4 結論

(1)元壩氣田須家河組三段優質鈣屑砂巖分布主要受沉積水動力控制，縱向厚度薄，平面分布局限。

(2)深部酸性流體對巖石易溶顆粒的溶蝕是儲層發育的基礎，易溶顆粒含量、裂縫是決定次生溶蝕孔隙發育程度、空間分布的關鍵。

(3)砂體內部結構的非均質性是裂縫發育的主導因素，單層厚度小、累積厚度大的剛性疊置非均質優質鈣屑砂體是該區鈣屑砂巖勘探開發的潛力砂體。