四川盆地馬路背地區上三疊統須家河組致密砂巖儲層成因分析

孫海濤，鐘大康，王威，王愛，楊爍，杜紅權，唐自成，周志恒

1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249

2.中國石化勘探分公司，成都 610041

3.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083

0 引言

我國致密油氣、頁巖油氣等非常規油氣資源十分豐富，2018年非常規天然氣的產量507×108m3，為全國天然氣產量的三分之一[1]。四川盆地上三疊統須家河組砂巖的基質孔隙度普遍低于10%，滲透率低于0.1×10-3μm2，為典型的致密砂巖天然氣儲層，其總資源量為4.85×1012m3，2014年提交的三級儲量為2.2×1012m3[2-5]。須家河組發育“大面積、低豐度”致密砂巖氣藏，特別是在總體物性最差的川東北地區[6-7]。川東北地區馬路背構造須家河組整體上表現出“高產、穩產”的特點，M101井于2009年在須二段（T3x2）測試日產天然氣60.11×104m3，M103井須二段測試日產13.28×104m3。截至目前M101井已經累產天然氣超過3×108m3，M103井也累產天然氣超過2×108m3。

文獻調研發現，前人研究主要探討了該致密砂巖儲層高產穩產的因素，認為優質源巖供烴、規模網狀裂縫溝通孔隙和斷裂疏導是氣藏高產的重要條件[6-11]，并未針對該砂巖儲層致密化過程和主控因素展開深入研究。因此，本文擬利用巖心、薄片、地震等多種資料，采用定量的孔隙演化分析方法，宏觀與微觀觀察、內因和外因結合闡明馬路背地區須二段致密砂巖背景下優質儲層的成因。通過構造地質學和沉積學交叉應用分析非常規油氣富集規律，既能豐富非常規油氣沉積學的研究內容，也能為四川盆地須家河組和其他盆地致密砂巖氣藏高產井的目標優選提供依據。

1 地質概況

研究區位于四川盆地東北邊緣（圖1），在龍門山以東、米倉山以南、大巴山以西，地理位置位于現今廣元—巴中境內，構造位置屬于川北低緩褶皺帶的北緣[6,12]。受到印支運動的影響，四川盆地處在海相環境向陸相環境轉換的階段，盆地周緣的米倉山—大巴山造山帶開始活動形成米倉山—大巴山推覆構造帶，向盆內供源并沉積形成了海陸過渡相的須家河組[9,12-14]。研究區須二段（T3x2）發育了辮狀河三角洲沉積體系，沉積了灰白色石英砂巖、灰色巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖[12-18]。這套砂巖儲層具有埋藏深度大、成巖作用強、孔隙結構復雜、儲層非均質性較強的特點。

圖1 研究區位置及須二段巖性綜合柱狀圖Fig.1 Location map of the study area and the lithology column of the second member of the Xujiahe Formation(T3x2)in the Malubei area

2 致密砂巖儲層的基本特征

2.1 砂巖結構與成分特征

馬路背地區須二段砂巖的結構成熟度中等，分選中等－差，磨圓次棱－次圓，以中粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖、石英砂巖為主（圖2a）。石英通常為單晶石英，含量分布不均，通常分布在30%～80%之間，部分砂巖中石英含量極高，可高達90%以上。長石含量較低，通常分布在2%～10%之間，均值為3.2%，以鉀長石為主。巖屑含量較高，通常含量在10%～30%之間，均值為19.8%，且類型復雜多樣，主要為沉積巖巖屑和變質巖巖屑（圖2a），火山巖巖屑含量極低，通常不超過3%。在變質巖巖屑及沉積巖巖屑中識別出塑性巖屑（千枚巖巖屑、泥巖巖屑、粉砂巖巖屑和蝕變后的火山巖巖屑）和剛性巖屑（砂巖巖屑、變質石英巖巖屑和板巖巖屑等），另外還有少量碳酸鹽巖巖屑（鈣屑）。巖屑砂巖和巖屑石英砂巖中均含有較高的塑性巖屑含量（圖2c），其平均含量分別為12.1%和8.2%），鈣屑主要發育在巖屑砂巖中，占巖屑總量的1.2%。

2.2 沉積環境和母巖特征

馬路背地區須二段砂巖具有大量水道沉積的特征，如板狀、楔狀交錯層理、槽狀交錯層理和沖刷面構造，說明須二段發育河道沉積（圖3）。根據泥巖顏色和特征礦物認為須二段河道沉積為水下河道，沖刷面附近暗色泥巖發育，常見暗色泥礫和黃鐵礦（圖3），指示了水下還原環境。中等的結構成熟度和富巖屑和貧長石的骨架顆粒組分特征，反映了快速風化、短距離搬運和快速埋藏的沉積成巖條件，同時也反映其物源區主要是一個貧長石（非花崗巖、花崗片麻巖）物源區[6]，即研究區物源來自大巴山（圖2）。總體上，馬路背地區須二段砂巖是來自大巴山硅質巖等變質巖為母巖的近源三角洲前緣沉積成因。

圖2 馬路背地區須二段砂巖類型三角圖Fig.2 Triangluar map of sandstone classification for T3x2 in the Malubei area

圖3 馬路背地區須二段野外露頭及巖心特征（a）M3井，5 083.6 m，灰黑色泥巖；（b）M2井，3 453.31 m，灰黑色泥礫；（c）M201井，3 419.4 m，含黃鐵礦及波狀層理的灰黑色泥質粉砂巖；（d）M201井，3 418.95 m，交錯層理砂巖；（e）南江橋亭剖面，須二段砂巖沖刷下部炭質泥巖；（f）南江橋亭剖面，須二段，槽狀交錯層理及底部沖刷構造Fig.3 Sedimentary structure characteristics of outcrop and drill cores in T3x2 at the Malubei area(a)M3,5 083.6 m,black mudstone;(b)M2,3 453.31 m,dark mud gravels in sandstones;(c)M201,3 419.4 m,black silt stones with wave cross bedding and pyrite;(d)M201,3 418.95 m,cross bedding sandstone;(e)Qiaoting outcrop in Nanjiang,carbonaceous mudstone was eroded by upper sandstones;and(f)Qiaoting outcrop in Nanjiang,trough cross bedding and basal erosion scouring structure

2.3 儲集空間和物性特征

馬路背地區須二段不同埋藏深度的石英砂巖和巖屑砂巖樣品，在鑄體薄片下觀察不到孔隙的發育（圖4a～d），掃描電鏡下僅見少量微孔，孔徑僅為2～5μm（圖4e～h），能識別的儲集空間類型主要為殘余粒間孔、粘土礦物晶間孔和微裂縫。該地區發育大量綠泥石，前人普遍認為綠泥石可以減緩其他成巖作用對粒間孔的充填[19-26]。但是，對馬路背地區須二段砂巖而言，綠泥石并不抗壓，不會減緩壓實作用，且綠泥石的存在嚴重縮小了孔隙體積，只殘余一些綠泥石晶間微孔隙（圖4f～h）。分析研究區須二段的58對物性數據發現，孔隙度普遍低于5%，滲透率主要分布在(0.01～0.05)×10-3μm2之間，根據油氣儲層評價標準（SY/T 6285—2011），應屬于超低孔、超低滲儲層。其中M2井須二段孔隙度范圍為2.69%～4.05%，平均為3.61%，峰值區為3%～4%；滲透率范圍(0.009～0.052)×10-3μm2，平均為0.019×10-3μm2，峰值區為(0.01～0.05)×10-3μm2。M201井須二段孔隙度范圍1.09%～4.05%，平均為2.8%，峰值區為2%～4%；滲透率范圍(0.018～0.04)×10-3μm2，平均為0.02×10-3μm2，峰值區為(0.01～0.05)×10-3μm2（圖5）。

圖5 馬路背地區M2和M201井須二段物性直方圖Fig.5 Porosity and permeability histograms of T3x2 in the Malubei area

3 須二段致密砂巖儲層的成因及演化過程

根據薄片、掃描電鏡等分析資料，并結合馬路背地區須家河組的母巖特征、沉積環境和埋藏過程，探討了須二段致密砂巖儲層的形成和致密化過程。

3.1 須二段砂巖減孔及增孔的成巖作用

薄片鑒定結果證實，壓實作用和膠結作用是須二段砂巖孔隙減小的主要成巖作用類型。利用薄片鑒定統計的粒間體積中膠結物的含量，結合粒間體積大小制作出減孔作用的散點圖，認為壓實作用是本區孔隙消失的主要原因（圖6），其次是各類膠結作用，包括硅質和鈣質膠結作用（圖4a，c）。

圖6 馬路背地區須二段砂巖壓實減孔和膠結減孔的散點圖Fig.6 Plot of porosity reduction between cementation and compaction for T3x2 in the Malubei area

利用M3井須家河組之上的各個地層厚度數據，熱史和剝蝕量參考鄰區普光2井的參數[27]，在Basinmod軟件中制作了埋藏史曲線（圖7），發現須家河組最大埋深接近8 000 m，晚白堊世以來，受到構造活動影響逐漸抬升至目前的埋藏深度。晚期構造活動不但使地層發生抬升，同時對地層產生了側向構造擠壓，主要證據有：1）顆粒發生定向排列（圖4d，i）；2）早期孔隙被壓扁或縮小，顆粒間的膠結物發生蠕變，僅在線接觸顆粒的接觸面附近有殘余（4i，j）；3）巖石繼續破裂形成貫穿碎屑顆粒的裂縫（圖4d）。因此，認為研究區須二段砂巖壓實減孔過程包含兩個階段，第一個階段是埋藏壓實減孔階段，第二個是晚白堊世以來的構造擠壓減孔階段，這與中國西部典型前陸盆地發育構造擠壓成巖階段十分相似[28-31]。埋藏壓實減孔階段，含量較高的塑性巖屑在剛性顆粒的擠壓下發生變形充填了骨架顆粒之間的粒間孔，構造擠壓減孔階段，進一步造成剛性骨架顆粒線接觸，略帶定向排列特征（圖4d）。受強烈構造擠壓作用的影響，須二段還形成了許多斷層和微裂縫（圖4d），這些裂縫有效溝通微孔，形成低孔但不低滲的裂縫—微孔隙組成的斷縫儲集體。此外，中等埋藏階段，須二段周圍的烴源巖成熟時排出有機酸對儲層造成了微弱的溶蝕，形成了部分溶蝕孔隙，但是這些溶蝕孔隙被構造擠壓階段的強烈壓實進一步破壞了，只留下了顆粒之間的一些殘余孔隙或裂縫，有的已經充填了鈣質膠結物，這些特征可以從陰極發光照片中看到（圖4a）。

圖4 馬路背地區須二段各類孔隙的微觀特征（a）M3井，5 077.99 m，強烈的鈣質膠結，陰極發光；（b）M201井，3 321 m，巖屑及雜基充填粒間，無粒間孔，正交光；（c）M102井，3 040 m，石英膠結作用充填粒間，無粒間孔，正交光；（d）M201井，3 374.9 m，顆粒破碎，微裂縫發育，陰極發光；（e～h）M201井，3 374.92 m，粒間充填綠泥石，發育綠泥石晶間孔，掃描電鏡；（i）M101井，3 245 m，顆粒擠壓后定向排列、塑性巖屑定向排列，粒間孔消失殆盡，正交光；（j）MS1井，3 385 m，顆粒間的膠結物受到側向擠壓再次發生形變，僅在線接觸顆粒的接觸面附近有殘余（正中部分），大部分被擠壓到其他粒間體積內（左上部分），正交光Fig.4 Microscopy porosity characteristics of T3x2 in the Malubei area(a)M3,5 077.99 m,calcite cementation,cathode luminescence(CL)image;(b)M201,3 321 m,intergranular porosity was filled by rock fragments and mud matrix,cross?polar?ized light(PL)image;(c)M102,3 040 m,inter grain porosity was filled by quartz overgrowth,PL;(d)M201,3 374.9 m,cracked quartz grain with micro fissures,CL image;(e～h)M201,3 374.92 m,tight sandstones with many chlorite,and micro porosity between chlorites,scanning electron microscope(SEM)image;(i)M101,3 245 m,clastic grains and plastic debris were aligned after extrusion,most intergranular porosity were damaged,(PL)image;(j)MS1,3 385 m,intergranular cements were deformed by lateral extrusion,most cements were pushed to other intergranular volume(upper left of the image),with a little residual was remained in the clastic contacts(center of the image),(PL)image

圖7 M3井埋藏史曲線圖Fig.7 Burial history curve of well M3

3.2 須二段孔隙演化模式

根據薄片下鑒定的儲集空間類型及其基本特征，認為須二段發育強壓實成因裂縫溝通微孔的孔隙—裂縫型儲層。薄片鑒定的成巖作用特征結合包裹體測溫結果表明，須二段砂巖的成巖序列為：埋藏壓實作用―早期硅質膠結、鈣質膠結—溶蝕作用—晚期硅質膠結、鈣質膠結—構造擠壓壓實作用—構造破裂作用（圖8）。利用馬路背地區須二段砂巖的分選系數（S0=1.2～1.5）和砂巖初始孔隙度計算公式φ=20.9+22.9/S0求出初始孔隙度為33%[32]。M201井實測孔隙度平均2.8%，其中膠結作用減孔量4%（膠結物含量），中等埋藏階段有機酸微弱溶蝕增孔2%（根據溶孔的面孔率確定），計算出壓實作用減孔量為28.2%（初始孔隙度膠結減孔量+溶蝕增孔量-現今實測孔隙度），這與3.1部分得出的壓實減孔是儲層致密的主要因素認識一致（圖8）。

圖8 馬路背地區須二段砂巖成巖作用及孔隙演化模式Fig.8 Diagenetic and porosity evolution model of T3x2 in the Malubei area

4 優質儲層的主控因素

4.1 構造應力控制了優質儲層的位置

強烈壓實與三期構造運動有關，早燕山199～100 Ma期間為深埋藏壓實，100 Ma之后經歷構造強擠壓[16,33]。其中，燕山早期受太平洋板塊俯沖，華南褶皺帶隆升，形成北東走向的通南巴背斜的雛形（圖9）；燕山中晚期受太平洋和印度洋板塊共同作用，形成近北西向斷層（圖9）；喜馬拉雅期主要受大巴山逆沖推覆的作用，形成北北西向的斷裂（圖9）。因此，須二段致密砂巖的儲集性能得到改善的關鍵是在后面兩期構造活動中產生大量的微裂縫，也就是說構造應力控制了優質儲層的發育位置。因為在構造擠壓最強的部位，裂縫才最發育。方差體裂縫檢測可突出地震反射橫向的不連續性，反映細致的斷層和裂縫[34]。利用研究區225 km2三維地震資料，沿須二段頂面，以50×50的網格密度提取了方差屬性體，可以看到M101井和M103井就處在多期裂縫都交匯的地方，方差屬性異常（大于背景值0.2）高于相鄰的M2井和M201井，說明該位置的裂縫發育程度高（圖10），因此，該部位才形成了高產氣藏。

圖9 馬路背地區不同時期形成的斷裂分布特征Fig.9 Fault distribution characteristics of different tectonic stages in the Malubei area

圖10 馬路背地區須二段頂部方差異常平面圖Fig.10 Variance distribution characteristics for the top of T3x2 in the Malubei area

4.2 相同構造部位砂體的巖石類型和厚度控制了優質儲層的分布

通過分析單井測試產能發現，穩產3億方的M101井主力產層是3 229～3 246 m處厚17 m的石英砂巖，常規測試日產天然氣60.11×104m3，M103井2 904～2 922 m處厚18 m的巖屑砂巖測試日產天然氣13.28×104m3，而M3井5 050～5 090 m處40 m厚的巖屑砂巖加砂壓裂測試日產天然氣僅有2 074 m3。從產能結果可以看出，這三口井雖處于相同構造部位，但中—薄層的石英砂巖儲層產能優于其他中厚層的砂巖。首先，與巖屑砂巖相比，石英砂巖含有更多的抗壓能力強的石英顆粒，在埋藏壓實過程中更易降低壓實減孔效應而保持較高的粒間體積。其次，同等構造擠壓應力下，單層小于7 m的相對較薄的砂巖比單層厚度超過8 m的中厚層砂巖更容易發生變形和破碎，砂泥比為6.7的砂泥巖序列更容易形成裂縫[35-36]。所以，砂巖類型和砂巖厚度也是控制優質儲層的另一個重要因素。

5 結論

（1）馬路背地區須二段發育以大巴山變質巖為母巖的一套三角洲前緣中粒巖屑砂巖和石英砂巖，結構成熟度中等，大孔隙不發育，只發育微孔隙和微裂縫，為超低孔、超低滲砂巖儲層。

（2）須二段致密砂巖的形成與強烈的埋藏壓實作用和構造擠壓壓實作用有關，壓實作用是減孔的最主要因素，其次是硅質和鈣質膠結作用。早燕山期（199～100 Ma）、中晚燕山期（100～65 Ma）、喜山期（65 Ma以來）的構造擠壓作用減孔量約4%。

（3）埋藏壓實與構造強壓實減孔的同時，產生了不同規模斷層和裂縫，溝通微孔隙，形成裂縫—微孔隙組成的斷縫儲集體。這類儲集體主要受構造應力大小控制，構造擠壓最強的部位，裂縫最發育，產量最高；其次受巖性和砂巖厚度控制，中—薄層石英砂巖有利于高產；裂縫發育是該非常規天然氣藏高產的關鍵因素。