深層致密砂巖儲層特征及物性控制因素
——以川東北元壩西地區須二下亞段為例

王愛，鐘大康，劉忠群，王威，杜紅權，周志恒，唐自成

1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083 2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249 3.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249 4.中國石化勘探分公司，成都 610041

0 引言

隨著油氣勘探程度的不斷提高，油氣勘探目標已經從盆地中淺層轉向盆地深層，Blochet al.[1]對全球范圍內的含油氣盆地研究表明，在一定的地質條件下，深層仍然可以發育異常高孔隙度儲層，形成具有商業價值的油氣田；深層砂巖也成為了油氣勘探與開發的研究熱點[2]。此外，國內外的油氣勘探與開發實踐證實致密砂巖油氣是非常規油氣中最有潛力的勘探方向，也己成為全球非常規油氣勘探開發的熱點研究領域[3-6]。致密砂巖的物性特征是油氣勘探開發過程中最受關注的研究內容之一，主要控制了致密砂巖油氣的成藏過程、分布規律及產出能力等特征[7-9]。前人關于致密砂巖儲層物性的研究主要聚焦于物性分布與演化的影響因素方面，并且逐漸形成了沉積作用與成巖作用是影響儲層物性的關鍵因素的共識[10-13]。川東北元壩西地區須二下亞段砂巖是我國典型的深埋藏（最大埋深超過6 km）陸相致密氣砂巖儲層，孔隙度和滲透率都很低，并且具有復雜的成巖歷史和強烈的非均質性[14-17]。前人通過研究四川盆地中部和西部須家河組巖相學特征發現，機械壓實作用、石英膠結、碳酸鹽膠結、自生粘土膠結和溶蝕作用等成巖作用是影響四川盆地須家河組砂巖儲層質量的主要因素[18-23]，但針對川東北元壩西地區須二下亞段這種深層致密砂巖儲層微觀特征研究較少[14-15]，尤其是儲層物性控制因素尚無系統研究。

因此，筆者通過川東北元壩西地區10 口鉆井須二下亞段砂巖取心的379個孔滲測試數據，190塊鑄體薄片觀察，結合氬離子拋光掃描電鏡分析和壓汞測試等手段，研究了川東北元壩西地區須二下亞段砂巖的巖石學特征、成巖作用及成巖演化過程、孔隙類型和物性特征，分析了沉積條件和成巖作用對儲層物性的影響，最終確定優質儲層的發育位置。這項研究結果不僅能為深層致密砂巖物性控制因素提供新認識，也能廣泛用于四川盆地須家河組儲層評價、模擬和勘探，降低油氣勘探風險。

1 地質背景

四川盆地是揚子古板塊上的一個多旋回沉積盆地，震旦紀—中三疊世為海相沉積。中三疊世末發生的印支早幕運動使上揚子海盆結束了自震旦紀以來大規模海域分布的歷史，特提斯海水逐漸退出四川盆地，川西地區雷口坡組遭受不同程度的剝蝕。同時，中三疊世末發生的印支早幕擠壓構造運動，使龍門山島鏈開始緩慢上升，由海盆逐漸轉變為陸盆[24-25]。川東北地區上三疊統是在中、下三疊統碳酸鹽巖之上沉積的一套以砂、泥巖為主的陸源碎屑煤系地層[26-28]。研究區北臨米倉山—大巴山推覆構造帶，西臨龍門山推覆構造帶，地理上屬于四川盆地北部的中、高山區，研究區范圍面積2 100 km2（圖1）[29-30]。目的層須家河組厚度419~803 m，現今埋深主要在4 000~5 000 m之間。

研究區四川盆地須家河組自下而上可劃分出五段，其中須一、三、五段巖性主要為泥巖，須二、四段巖性主要為砂巖和砂礫巖[27-28]。在須二段沉積過程中，四川盆地發生了一次大規模的湖泛，在川東北地區沉積一套10~40 m“腰帶子泥頁巖”，以此標志層將須二段分為上、下兩套砂巖，此次研究層位是“腰帶子泥頁巖”之下的須二下亞段砂巖，其物源主要來源于盆地西北部的龍門山褶皺帶，沉積時以發育辮狀河三角洲前緣水下分流河道為特征，沉積厚層砂巖（圖1）[29-30]。

圖1 研究區地理位置及須二下亞段沉積相平面圖（據文獻[29-30]修改）Fig.1 Structural location and sedimentary facies of the Xu-2 member in the Yuanba area, the Sichuan Basin(modified from references [29-30])

2 巖石學特征

通過對元壩西須二下亞段190 塊鑄體薄片的觀察和鑒定（國家標準SY∕T 5368—2000），元壩西須二下亞段主要為巖屑砂巖，少量長石巖屑砂巖，成分成熟度較低，平均骨架顆粒組分為Q52.8F8.8R38.4（圖2）。碎屑石英含量在21.5%~71.4%之間，平均含量為42.2%；長石含量在0~16%之間，平均含量為7.0%，以鉀長石為主；巖屑含量在18.5%~48.3%之間，平均含量為30.7%。巖屑主要以變質巖巖屑為主（6.2%~26.1%，平均16.6%），次為沉積巖巖屑（1.0%~38.3%，平均10.5%）和巖漿巖巖屑（0~7.0%，平均3.6%），高含量的變質巖巖屑主要由龍門山淺變質巖母巖提供[26]；變質巖巖屑以板巖（6.3%）和千枚巖巖屑（5.8%）為主，發生了明顯的假雜基化（圖3a），其次為變質石英巖巖屑（4.5%）；沉積巖巖屑以泥頁巖（3.3%）和粉砂巖巖屑（2.6%）為主，少量白云巖（1.9%）、灰巖巖屑（1.7%）和硅質巖（1.0%）；火山巖巖屑以噴出巖巖屑為主（3.0%），少量花崗巖巖屑（0.6%）；在全部巖屑中，塑性巖屑（板巖巖屑、千枚巖巖屑、泥頁巖巖屑和粉砂巖巖屑）的平均絕對含量為18.0%。填隙物包括雜基和膠結物，雜基含量低，平均含量為1.3%，以伊利石化黏土為主；膠結物平均含量為10.5%（0~25.0%），包括方解石、硅質和綠泥石膜等自生礦物。須二下亞段致密砂巖結構特征主要表現為中粒（46.4%），其次為細粒度（33.7%），分選中等（57.5%），磨圓次棱狀（61.3%），點接觸（47.5%）和孔隙式膠結（54.1%）。

圖2 元壩西須二下亞段砂巖儲層巖石成分三角圖Fig.2 Detrital composition of the Xu-2 tight sandstones

圖3 元壩西須二下亞段砂巖成巖作用特征及孔隙類型（a）塑性巖屑發生彎曲變形，巖屑假雜基化，巖屑溶孔，元壩271井，4 390.23 m，單偏光；（b）硅質膠結充填粒間和綠泥石膜發生彎曲變形，元陸8井，4 076.08 m，氬離子拋光掃描電鏡；（c）巖屑溶孔附近沉淀綠泥石膜，受到壓實發生彎曲變形，元陸9井，4 605.00 m，氬離子拋光掃描電鏡；（d）板巖和千枚巖巖屑溶蝕明顯，發育綠泥石膜膠結和硅質膠結，元陸6井，4 464.80 m，單偏光；（e）巖屑溶孔中的綠泥石膜膠結和巖屑假雜基化中的綠泥石膠結，元陸6井，4 481.00 m，氬離子拋光掃描電鏡；（f）玄武巖巖屑中的基性鈣長石溶蝕，元壩10井，4 925.89 m，單偏光；（g）長石溶孔和巖屑溶孔之后發育的充填粒間綠泥石膜膠結和硅質膠結，元陸6井，4 482.94 m，單偏光；（h）綠泥石膜發育的砂巖中，大量硅質膠結充填粒間，元陸6井，4 458.70 m，單偏光；（i）綠泥石膜發育的砂巖中，大量方解石膠結充填粒間，巖屑溶孔，元陸6井，4 488.48 m，單偏光Fig.3 Diagenesis and pore types of the Xu-2 tight sandstones

3 成巖作用

基于鑄體薄片鑒定和氬離子拋光掃描電鏡觀察，元壩西須二下亞段砂巖經歷的成巖作用包括壓實作用、膠結作用和溶蝕作用，未觀察到明顯的交代作用和重結晶作用。

3.1 壓實作用

須二下亞段砂巖中碎屑顆粒接觸關系以點接觸和點—線接觸為主，云母強烈彎曲變形，板巖和千枚巖巖屑假雜基化顯著（圖3a）。根據Beardet al.[31]提出的以Trask分選系數計算初始孔隙度的公式：φ0—初始孔隙度，S0—Trask分選系數

須二下亞段砂巖的初始孔隙度在34.6%~37.7%之間。須二下亞段砂巖壓實作用比較強烈（圖4），壓實減孔量在13.5%~37.5%之間，這也說明壓實作用是導致須二下亞段砂巖初始孔隙度迅速減小、形成致密儲層的主要原因。膠結物主要發育在碎屑顆粒接觸位置之外的地方，說明壓實作用主要發育在膠結作用之前。

3.2 膠結作用

研究區須二下亞段砂巖主要經歷的膠結作用有綠泥石膠結、硅質膠結和方解石膠結，高嶺石膠結和伊利石膠結不太發育。膠結作用導致須二下亞段砂巖孔隙度進一步減少，是形成致密儲層的重要因素（圖4）。

圖4 元壩西須二下亞段砂巖壓實減孔量和膠結減孔量對比圖（壓實減孔量和膠結減孔量計算公式據文獻[32-33]）Fig.4 Plot of indices for compactional porosity loss versuscementational porosity loss

綠泥石膠結主要以綠泥石膜產出（圖3b），含量為0~7.0%，平均為1.6%。綠泥石膜在顆粒緊密接觸處缺乏，主要發育在顆粒與孔隙接觸的地方，多見于巖屑溶孔周圍（圖3c），與溶孔相伴生（圖3d，e），厚度為3~8 μm。綠泥石膜的形成與巖屑和假雜基溶蝕有關，火山巖巖屑中的鈣長石（圖3f）、碎屑長石溶蝕（圖3g）和板巖千枚巖巖屑及其假雜基化后析出的Al3+，Si4+，Fe3+，Mg2+進入孔隙中發育了綠泥石沉淀。此外，許多明顯的綠泥石膜被晚期粒間充填的硅質膠結（圖3h）或者方解石膠結（圖3i）覆蓋，說明綠泥石膜形成時間較晚，晚于溶蝕作用，但要早于硅質膠結和方解石膠結。由埋藏史可知（圖5），綠泥石形成之后，須二下亞段砂巖仍在持續埋藏，氬離子拋光掃描電鏡觀察發現綠泥石膜在埋藏壓實過程中發生了明顯彎曲變形（圖3b，c），說明砂巖在埋藏至2 500 m之后，壓實作用仍在繼續。這與國際上普遍認為的埋藏壓實的下限深度為2 000~2 500 m 的觀點不一致[34-35]，原因可能是須二下亞段的巖屑砂巖塑性板巖和千枚巖巖屑含量高（最高可達26.1%），繼續深埋過程中會繼續假雜基化，碎屑顆粒會進一步重新排列（重新定向和重新組合）。

圖5 元壩西須二下亞段砂巖埋藏史及成巖演化過程Fig.5 Diagram of the paragenetic sequence and burial history of the Xu-2 tight sandstones

硅質膠結含量在0~11.5%之間（平均為3.6%），鏡下可識別兩期膠結，早期的石英次生加大基本不發育（圖3a），主要表現為晚期充填孔隙（圖3b，d，h），分布于粒間孔或者粒間溶孔中，主要在綠泥石膜之后形成。與粒間硅質膠結物共生的鹽水包裹體均一溫度的顯微測溫分布在110 ℃~170 ℃，也反映了硅質膠結形成于成巖晚期[36]。

方解石膠結含量0~25.0%，平均為5.3%，主要表現為晚期充填粒間孔或者粒間溶孔中（圖3i），在綠泥石膠結和硅質膠結之后形成。方解石膠結含量比硅質膠結高，是導致砂巖孔隙度進一步降低的重要因素。薄片觀察發現（圖6），綠泥石膜和硅質膠結發育的地方，方解石膠結不發育，反映綠泥石膜和石英與方解石可能存在競爭關系，競爭結晶基底，綠泥石膜和硅質膠結抑制方解石膠結發育。

圖6 綠泥石膜、硅質膠結和方解石膠結接觸關系（a）綠泥石膜發育的砂巖中，硅質膠結和方解石膠結充填粒間，元陸6井，4 484.39 m，單偏光；（b）為（a）對應的正交光圖像Fig.6 Contact relationship between chlorite coatings, quartz cementation, and calcite cementation

3.3 溶蝕作用

元壩西須二下亞段砂巖主要是板巖、千枚巖巖屑中的鋁硅酸鹽礦物和碎屑長石顆粒發生溶蝕（圖3），方解石膠結物不溶蝕。薄片觀察還發現，發育綠泥石膜砂巖的孔隙基本上都是溶蝕孔隙，這些溶孔不是被晚期硅質膠結充填（圖3c，d），就是被晚期方解石膠結充填（圖3i）。因此，從孔隙的分布位置與成因可以發現，溶蝕作用發生的時間晚，發生在巖石巖屑顆粒被壓實及假雜基化形成之后，但是早于綠泥石膜膠結、硅質膠結和方解石膠結。根據前人研究，研究區構造穩定，深大斷裂不太發育[15]，大氣水中的二氧化碳無法進入到元壩西須二下亞段砂巖中，因此推測溶蝕機理為有機酸溶蝕而不是大氣水溶蝕[37-38]。

3.4 成巖演化

結合研究區的構造埋藏史，確定元壩西須二下亞段砂巖的成巖演化（圖5）：首先早成巖階段（晚三疊世—中侏羅世），砂巖持續埋藏至2 500 m，主要是壓實作用減孔階段，早期膠結都不發育；然后晚成巖階段（中侏羅世—中白堊世），隨著有機質成熟生烴，發生有機酸溶蝕作用，溶蝕之后的物質在孔隙中沉淀，依次發育綠泥石膜膠結、硅質膠結和方解石膠結；此外，在這一階段，埋藏壓實仍在進行，持續深埋至6 500 m；最后構造抬升階段（中白堊世—現今），主要是發生構造壓實作用，由于元壩西地區處于陸相弱變形區，因此構造壓實的強度低；大量薄片觀察發現基本不發育微裂縫，也印證了構造壓實作用弱[15]。

4 孔隙類型和物性特征

元壩西須二下亞段砂巖孔隙類型主要以次生孔隙為主；原生孔隙少，只在少數井中發育（圖3d）；點計數的原生孔平均面孔率為0.2%（0~3.3%），次生孔平均面孔率為1.5%（0~8.9%）。次生孔隙主要包括板巖、千枚巖巖屑及其假雜基化后的溶孔（圖3a，c~e），其次是火山巖巖屑溶孔（鈣長石溶蝕）（圖3f）、碎屑長石溶孔（圖3g）和綠泥石晶間微孔（圖3b，c）等。圖7反映了面孔率小于2%時，砂巖中存在著大量的微孔，而當面孔率大于2%時，孔隙度和面孔率的差距在縮小，也表明微孔孔隙度的量在減少。圖中綠色趨勢線表明當砂巖面孔率為0 時，微孔孔隙度平均約為5.0%。

圖7 元壩西須二下亞段砂巖氣測孔隙度和面孔率的關系Fig.7 Core-analysis porosity compared to point-count porosityof the Xu-2 tight sandstones

須二下亞段砂巖孔隙度和滲透率之間的關系展示在圖8中。巖石物性測試數據表明，須二下亞段砂巖為低孔中低滲儲層，孔隙度為0.99%~10.53%，平均值為4.19%，滲透率為（0.003 6~1.41）×10-3μm2，平均為0.09×10-3μm2?？诐B關系表現為“分層”特征，根據致密砂巖劃分標準[3]，以滲透率0.1×10-3μm2為界可以分成兩個區域，兩個區域的砂巖樣品都表現為線性正相關，上、下兩個區域的相關系數0.80和0.19。

對于研究區須二下亞段辮狀河三角洲水下分流河道相的巖屑砂巖而言，可以通過圖7和圖8分析對比，以孔隙度5%（圖7中綠色趨勢線與X軸的交點），滲透率0.1×10-3μm2為界限，將研究區的孔滲關系圖分為3 個區域，劃分出3 類儲層：一類（①區）為低孔中滲儲層，其滲透率范圍為（0.1~1.41）×10-3μm2，二類（②區）為低孔低滲儲層，其孔隙度范圍為5%~10.53%，滲透率小于0.1×10-3μm2，三類（③區）為特低孔低滲儲層，其孔隙度范圍為0.99%~5%，滲透率范圍為（0.003 6~0.1）×10-3μm2。

5 儲層物性控制因素

儲層的物性受沉積條件、成巖作用、構造運動、油氣充注、異常高壓等多種因素的影響，其中沉積條件和成巖作用是最主要的影響因素[11,39-41]。儲層物性特征是沉積條件和成巖作用的綜合響應，對于研究區須二下亞段辮狀三角洲水下分流河道相的砂巖而言，不同類型砂巖的儲層物性受沉積條件和成巖作用共同控制，沉積條件決定了砂巖的巖石學特征（粒度、分選、（假）雜基，塑性巖屑等），進而對成巖作用產生重要影響，影響孔隙的發育程度并且形成不同的孔隙類型；成巖作用的非均質性最終決定了儲層物性的差異。

5.1 沉積條件對儲層物性的影響

將圖8中的點對應到薄片上進行分析可知，一類（①區）的砂巖儲層，孔滲關系具有很好的相關性（0.80），具有較粗的粒度和較好的分選，雜基和塑性巖屑的含量也很低，這樣的砂巖初始孔隙度高，埋藏過程中會有一部分原生孔隙保留下來（圖3d）或者后期溶蝕作用強烈，巖屑溶孔發育（圖9a），面孔率一般大于2%（圖7），孔隙類型以巖屑溶孔為主，壓汞測試結果也顯示其孔徑大，孔喉連通性好（圖10a）。二類（②區）的砂巖盡管孔隙度與一類的砂巖粒度、分選和（假）雜基含量相似，但是其中有一部分塑性巖屑含量高，壓實作用比較強，大量原生孔隙損失（圖3e、圖9b），另一部分盡管塑性巖屑含量與一類大致相同，但是其膠結作用（硅質膠結和方解石膠結）較強（圖3h~i、圖9c），面孔率一般小于2%（圖5），孔隙類型以綠泥石晶間微孔為主，孔喉連通性差，孔徑?。▓D10b，c）。三類（③區）的砂巖粒度細，分選差，并且雜基含量和塑性巖屑的含量都比較高，這種砂巖抗壓能力差導致早期壓實作用強，原生孔隙損失殆盡，這也導致了后期砂巖中的流通性差，溶蝕作用弱，薄片下幾乎看不到孔隙，孔喉連通性最差（圖9d、圖10d）。

圖8 須二下亞段砂巖孔滲關系及其與粒度、分選、（假）雜基和塑性巖屑含量的關系Fig.8 Porosity-permeability plots for the Xu-2 tight sandstones with the trendline of the sandstones plottedfor the purpose of comparison

圖9 不同物性特征儲層砂巖的鏡下典型特征（a）中粒度，中分選，雜基少，塑性巖屑少，巖屑溶孔發育，孔喉連通性好，元陸6井，4 462.60 m，單偏光；（b）中粒度，中分選，雜基少，塑性巖屑高，巖屑溶孔（微孔為主）發育，孔喉連通性差，顆粒定向排列，壓實強烈，元陸6井，4 481.03 m，單偏光；（c）中粒度，中分選，雜基少，塑性巖屑少，方解石膠結作用強，元陸8井，4 081.24 m，正交光；（d）細粒度，差分選，雜基多，塑性巖屑多，顆粒定向排列，巖屑溶孔發育，壓實強烈，元壩104井，4 595.73 m，正交光Fig.9 Thin-section photos for the Xu-2 tight sandstones with different physical properties

圖10 不同物性特征儲層砂巖的典型壓汞曲線特征（a）、（b）、（c）和（d）曲線的井位和深度分別對應圖9中的薄片（a）、（b）、（c）和（d）的井位和深度Fig.10 Capillary drainage curves for the Xu-2 tightsandstones with different physical properties

因此，對研究區須二下亞段深層致密砂巖來說，粒度、分選、（假）雜基和塑性巖屑含量對儲層物性有重要控制作用，中粒度，中分選，（假）雜基含量低（＜3%）和塑性巖屑含量低（＜5%）的砂巖儲層物性最好。

5.2 成巖作用對儲層物性的影響

元陸6 井須二下亞段砂巖發育3 種不同類型的儲層（圖8），并且在垂向上表現為強烈的儲層非均質性（圖11）。圖11 中的紅色趨勢線反映了須二下亞段砂巖孔隙度隨深度增加整體呈下降的趨勢，也進一步說明了埋藏壓實作用是儲層致密的主要原因，也是影響儲層物性的主要因素。

圖11 元陸6 井須二下亞段儲層綜合柱狀圖Fig.11 Distribution characteristics of diagenetic minerals from the Xu-2 tight sandstones in well YL6

進一步對比研究發現，這些物性好的層段均為巖屑溶蝕段（厚度2~3 m），且大多為中粒砂巖，巖屑溶蝕段的相鄰（中粒和細粒）砂巖中發育硅質膠結段（厚度2~4 m），硅質膠結段上下發育有方解石膠結段（主要為細粒砂巖，厚度2~3 m）。在元陸6井的取心段可以發現6 個巖屑溶蝕段（綠泥石膜膠結段）—硅質膠結段—方解石膠結段的成巖組合序列。

基于前文沉積條件和成巖作用的研究，可以對此元陸6井垂向非均質性做出以下解釋：在生烴期攜帶有機酸的流體主要在具有較高初始孔隙度的相對較粗粒度的河道砂體中心運移，巖屑溶蝕相對更加發育，而且還能運移溶解產物（Al3+，Si4+，Fe3+，Mg2+，Ca2+），在經過路徑上或者相鄰的砂體中發生綠泥石膜和硅質膠結沉淀；由于Ca2+在溶液中的溶解度最高[42]，能夠運移最遠，所以在河道邊緣的細粒砂體中沉淀，在河道砂體中心（巖屑溶蝕段）方解石膠結不發育；并且在細粒度的砂巖中，碎屑顆粒的比表面積較大，需要更多的綠泥石膜和硅質膠結占據結晶基底，而這些細粒度砂巖中綠泥石膜和硅質膠結的含量不高（＜5%），因此方解石膠結也更多。這種現象也說明溶蝕作用和膠結作用的韻律性發生導致了儲層物性垂向上的差異。

綜上，在川東北元壩西地區須二下亞段砂巖發育多期次的辮狀三角洲水下分流河道的沉積背景下，最好的儲層質量主要分布在發育強烈溶蝕作用河道砂體中部的中粒（長石）巖屑砂巖中。

6 結論

（1）元壩西須二下亞段砂巖主要為辮狀河三角洲水下分流河道相的巖屑砂巖，經歷的成巖作用主要包括機械壓實作用、溶蝕作用、綠泥石膜膠結、晚期硅質膠結和晚期方解石膠結作用。

（2）元壩西須二下亞段砂巖以次生孔隙為主，主要包括板巖、千枚巖巖屑及其假雜基化后的溶孔，其次是火山巖巖屑溶孔（鈣長石溶蝕）、碎屑長石溶孔和綠泥石晶間微孔。

（3）元壩西須二下亞段砂巖為低孔中低滲儲層，孔隙度為0.99%~10.53%，滲透率為（0.003 6~1.41）×10-3μm2，孔滲關系表現為“分層”特征，根據孔滲關系可將儲層分為3 類：一類為低孔中滲儲層，二類為低孔低滲儲層，三類為特低孔低滲儲層。

（4）不同類型砂巖的儲層物性受沉積條件和成巖作用共同控制，沉積條件決定了砂巖巖石學特征，進而對成巖作用產生重要影響，成巖作用的非均質性最終決定了儲層物性的差異。

（5）元壩西須二下亞段砂巖垂向上發育巖屑溶蝕段（綠泥石膜膠結段）—硅質膠結段—方解石膠結段的成巖組合序列，最好的儲層質量主要發育在溶蝕作用強烈的河道砂體中部。