王 威 岳全玲

(中國石化勘探南方分公司)

0 引言

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組儲集砂體分布廣泛，是四川盆地勘探的重點(diǎn)層位之一。近年來勘探不斷獲得重大突破，川西、川中相繼發(fā)現(xiàn)了新場—孝泉、合川、廣安、安岳等4個(gè)探明儲量超過千億方的大氣田，成為盆地內(nèi)又一重要天然氣勘探領(lǐng)域[1]。四川盆地北部地區(qū)須家河組致密碎屑巖領(lǐng)域同樣具備了良好的資源背景，多口探井在須家組獲得工業(yè)氣流，提交了規(guī)模儲量，展現(xiàn)出良好的勘探勢頭，業(yè)已成為新的勘探熱點(diǎn)。本文運(yùn)用鑄體薄片鏡下觀察、物性分析、掃描電鏡及X-衍射等分析手段，對四川盆地北部須家河組儲層特征、沉積作用和成巖作用進(jìn)行研究，并從碎屑組分、粒度、沉積相和成巖作用等方面分析儲層發(fā)育的主控因素。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地北部構(gòu)造上位于揚(yáng)子板塊的北緣，北鄰米倉—大巴前陸沖斷帶，東接川東高陡構(gòu)造帶，西為龍門山前陸盆地。在燕山期—喜馬拉雅期，本區(qū)與南秦嶺受到了由北而南的強(qiáng)烈擠壓作用，喜馬拉雅期繼承了燕山期的構(gòu)造活動(dòng)方式，繼續(xù)向南逆沖推覆，并最終定型于喜馬拉雅晚期(圖1)。

四川盆地須家河組自下而上分為六段，其中一、三、五段以泥巖為主，二、四、六段以砂巖為主。而四川盆地北部須家河組頂部因“印支晚幕運(yùn)動(dòng)”影響，侵蝕明顯，厚度差異明顯：通南巴構(gòu)造帶西南部保存較好，向北東方向缺失須五段—須六段，元壩地區(qū)缺失須六段。須家河組底部因“印支早幕運(yùn)動(dòng)”影響，導(dǎo)致四川盆地北部大部分地區(qū)須一段缺失，僅在元壩地區(qū)西部保存相對較好。四川盆地北部須家河組儲層主要分布在以辮狀河三角洲沉積為主的須二段和須四段中。

圖1 研究區(qū)位置圖

2 儲層基本特征

2.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)鑄體薄片鑒定，研究區(qū)須家河組儲層主要為中、粗粒砂巖，其次為細(xì)砂巖，少量粉砂巖。巖石的分選性主要為中等，磨圓度主要為次棱角狀。砂巖整體上表現(xiàn)為低成分成熟度、高結(jié)構(gòu)成熟度的特點(diǎn)。

本區(qū)須家河組砂巖類型主要為巖屑砂巖，次為巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖和石英砂巖(圖2)。

圖2 四川盆地北部須二段、須四段砂巖類型分布

區(qū)內(nèi)須家河組填隙物包括雜基和膠結(jié)物兩類，雜基主要由粘土礦物組成，薄片觀察主要為絹云母、伊利石、高嶺石、綠泥石等，幾者?；煸谝黄稹ｋs基含量介于0～19%之間，平均為5%左右。膠結(jié)物以碳酸鹽膠結(jié)物為主，次為硅質(zhì)膠結(jié)物和粘土礦物膠結(jié)物。碳酸鹽巖膠結(jié)物主要為方解石，另有少量鐵方解石和白云石，含量介于0～35%之間，平均為3%左右。粘土礦物膠結(jié)物主要為綠泥石和伊利石，綠泥石含量在0.2%～5%之間，最高為5%，圍繞顆粒形成綠泥石包殼。

2.2 孔隙類型

根據(jù)鑄體薄片鑒定和掃描電鏡分析，區(qū)內(nèi)須家河組儲層的孔隙類型按成因分為原生粒間孔、次生溶孔和裂縫三大類。次生溶孔可分為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、晶間微孔隙。其中粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔在須家河組各個(gè)儲層段均有發(fā)育，分布廣泛，為主要的儲集空間類型。

粒間溶孔在須家河組各個(gè)儲層段均有發(fā)育，分布廣泛。主要有兩種類型：①顆粒邊緣溶蝕后形成的粒間溶蝕擴(kuò)大孔，一般溶蝕之后的石英顆粒(或次生加大邊)邊緣凹凸不平；②粒間膠結(jié)物(方解石、白云石、粘土礦物等)溶蝕形成的粒間溶孔(圖3a，圖3b)?？紫哆吘壎嗑呙黠@的溶蝕痕跡，形態(tài)多樣，具有較好的連通性。

粒內(nèi)溶孔是砂巖中不穩(wěn)定的碎屑顆粒(如長石、巖屑等)內(nèi)部成分被溶蝕所產(chǎn)生的次生孔隙。主要是長石顆粒溶蝕形成的孔隙，少數(shù)為巖屑顆粒溶蝕形成。其形態(tài)主要為斑點(diǎn)狀、蜂窩狀；當(dāng)溶蝕作用強(qiáng)烈時(shí)，整個(gè)顆?？杀煌耆芪g，形成鑄模孔隙，僅保留顆粒的輪廓(圖3c，圖3d)。粒內(nèi)溶孔較細(xì)小，一般小于0.05mm，但鑄?？紫遁^大，可達(dá)0.2mm以上，面孔率局部可達(dá)5%。

眾所周知，天然氣在致密巖層的低孔滲條件下的流動(dòng)，主要靠裂縫的串通作用(王允誠等，1992)。裂縫不僅是油氣產(chǎn)出的主要滲濾通道和儲集空間，而且大大改善了儲層的滲濾能力。因此，對于須家河組低孔低滲砂巖儲層來說，裂縫的發(fā)育程度對儲層滲透性的改善和單井產(chǎn)能高低具有相當(dāng)重要的作用。裂縫在四川盆地北部須家河組中較為常見，按成因分為構(gòu)造裂縫和非構(gòu)造裂縫兩類。從須家河組取心井段觀察，構(gòu)造裂縫發(fā)育，互相切割，且未充填，多為斜裂縫、直立縫和水平縫，高角度縫形成時(shí)間較晚，大多未充填，低角度縫多被泥質(zhì)和方解石等充填(圖3e)；非構(gòu)造裂縫-成巖縫是由壓實(shí)、壓溶等成巖作用形成，其特點(diǎn)是延伸不遠(yuǎn)，無一定方向。寬度介于0.01mm～0.04mm之間(圖3f)。

a.元壩271，須二段，4271.26m，粒間溶孔 b.元壩11，須二段，4475m，粒間溶孔 c.元壩204，須二段，4635.45m，長石粒內(nèi)溶孔，雜基微孔 d.元壩204，須二段，4550.87m，長石粒內(nèi)溶孔、鑄?？?e.元壩5，須二段，4774.76m，裂縫 f.元壩104，須二段，44595.02m，微裂縫發(fā)育，且未充填

圖3四川盆地北部須家河組儲層儲集空間類型照片

2.3 物性特征

通過對研究區(qū)321個(gè)樣品孔隙度、滲透率分析，四川盆地北部須家河組儲層孔隙度主要分布在2%～5%(圖4左)，顯單峰分布特征，峰值區(qū)孔隙度為1%～5%，約占樣品總數(shù)的82%，由此揭示出須家河組儲層具有低孔隙度的特征。

區(qū)內(nèi)樣品滲透率主要分布在0.001mD～1mD(圖4右)，顯單峰分布特征，峰值區(qū)滲透率為0.01mD～0.1mD，占樣品總數(shù)的的78.82%。由此揭示出須家河組儲層具有低滲透率的特征。

圖4 四川盆地北部須家河組儲層孔隙度、滲透率分布直方圖(樣品數(shù)321個(gè))

上述分析表明區(qū)內(nèi)須家河組儲層以粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主，物性總體較差，為典型的低孔低滲致密砂巖儲層。

3 儲層發(fā)育的主控因素

須家河組砂巖儲層的物性主要受沉積作用、成巖作用的多重影響，沉積作用決定了砂巖儲層的原始組分和巖石結(jié)構(gòu)，它控制著儲層的分布范圍，同時(shí)也影響著后期成巖作用類型和強(qiáng)度；成巖作用不僅影響儲層的儲集空間的演化，而且最終決定了儲層物性的好壞和現(xiàn)今的分布狀況。

3.1 沉積作用對儲層物性的影響

沉積作用對儲層的影響實(shí)質(zhì)是對儲層巖石類型和結(jié)構(gòu)組分特征的影響，巖石的這些特征決定了后期巖石的成巖作用類型和強(qiáng)度。不同沉積環(huán)境具有不同的水介質(zhì)條件，所形成的巖石類型、粒徑大小、分選、磨圓、雜基含量和巖石組分等方面均有差異，從而導(dǎo)致成巖作用和儲層物性在縱橫向上有明顯差異，使得儲層具有嚴(yán)重的非均質(zhì)性。因此，沉積作用是影響儲層的最重要因素之一[2-4]。

(1)粒度對儲層物性的影響

根據(jù)砂巖的粒度分析資料，對不同粒度砂巖的物性參數(shù)分別進(jìn)行統(tǒng)計(jì)(表1)。砂巖的粒度和分選性主要與沉積環(huán)境的水動(dòng)力條件有關(guān)，當(dāng)水動(dòng)力條件較強(qiáng)時(shí)，巖石的粒度較粗，一般分選也較好，如果沒有后期的改造，粒度較粗的巖石的孔隙度和滲透率應(yīng)該比較好。而從統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)也表明了，中粒砂巖的儲層物性最好，其次是細(xì)砂巖，粉砂巖儲層物性相對較差。分析造成這種狀況的原因，主要是由于埋藏成巖作用對砂巖儲集空間的改造造成的。壓實(shí)作用是研究區(qū)內(nèi)須家河組砂巖原生孔隙降低的主要原因，由于粒度較粗的砂巖對于較細(xì)的砂巖來說，具有較強(qiáng)的抗壓實(shí)能力，從而保留了較多的原生孔隙，這為以后砂巖儲集空間的進(jìn)一步改造創(chuàng)造了更為有利的條件。

表1 四川盆地北部須家河組不同粒度與孔、滲關(guān)系對比表

(2)碎屑組分對儲層物性的影響

在壓實(shí)作用強(qiáng)烈的情況下，抗壓實(shí)能力對于儲層孔隙的保存非常重要，而石英顆粒硬度大，抗壓實(shí)能力較強(qiáng)。但是，溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙又是儲層的主要儲集空間，而石英被溶蝕的幾率非常小，如果石英含量太高則不利于溶蝕作用的發(fā)育。因此，石英含量也并非越高越好，隨著石英含量的增加，孔隙度變高；但當(dāng)石英含量超過75%時(shí)，孔隙度增加的幅度就有限了。

長石含量增高往往有利于殘余粒間孔、次生粒內(nèi)溶孔的形成。這是因?yàn)?，長石一方面作為剛性顆粒,可以抵抗壓實(shí)作用,保留一定的原生粒間孔隙；另一方面長石相對不穩(wěn)定，易發(fā)生溶蝕而產(chǎn)生次生孔隙，四川盆地北部儲層的粒內(nèi)溶蝕孔隙就主要是由長石溶蝕而成的。

巖屑與儲層物性的關(guān)系取決于巖屑類型。研究表明，區(qū)內(nèi)巖屑以變質(zhì)石英巖、千枚巖、泥板巖等變質(zhì)巖巖屑和硅質(zhì)巖等沉積巖巖屑為主；千枚巖、泥板巖等塑性巖屑在強(qiáng)烈的壓實(shí)作用下易變形擠入孔隙，降低孔隙度。同時(shí)，減少成巖流體運(yùn)移，不利于次生孔隙形成。

(3)不同沉積微相類型對儲層物性的影響

四川盆地北部主要儲層—須二、須四段均為辮狀河三角洲前緣沉積(據(jù)勘探南方分公司內(nèi)部科研報(bào)告：《川東北探區(qū)陸相地層成藏條件與勘探潛力研究》，2010)，砂體厚度較大，橫向分布穩(wěn)定。須四段巖屑砂巖、長石巖屑砂巖儲層主要發(fā)育在水下分流河道微相中；四川盆地北部須家河組二段沉積微相與物性關(guān)系統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明(表2)，水下分流河道微相物性優(yōu)于河口壩和席狀砂。

表2 四川盆地北部須家河組二段沉積微相與物性關(guān)系

水下分流河道微相水動(dòng)力條件較強(qiáng)，對推移底載負(fù)荷沉積物的改造作用也強(qiáng)，沉積物粒度較粗，分選性相對較好，泥質(zhì)含量低，為有利砂巖儲層發(fā)育的沉積微相。席狀砂、河口壩、決口扇和天然堤等砂體的成因與洪水期堤泛或溢出河口時(shí)的懸移-推移混合載荷沉積作用有關(guān)，雖有較強(qiáng)的間歇性水動(dòng)力條件，但因堆積速度快，沉積物改造不充分，因而粒度相對較細(xì)和分選性較差，泥質(zhì)含量高或頻繁夾有泥質(zhì)條帶，一般為不利儲層發(fā)育的沉積微相。

3.2 成巖作用對儲層物性的影響

通過X-衍射粘土礦物分析，研究區(qū)須家河組砂巖組砂巖中粘土礦物主要為伊利石、高嶺石、綠泥石、伊/蒙混層，且伊蒙混層中蒙脫石混層比均≦15%。須家河組泥質(zhì)巖中干酪根鏡質(zhì)體反射率RO最高達(dá)到2.38%，表明有機(jī)質(zhì)成熟度已達(dá)成熟—高成熟期，局部為過成熟期，由此推斷區(qū)內(nèi)須家河組砂巖成巖演化階段已達(dá)中成巖階段B期—晚成巖C期。區(qū)內(nèi)儲層經(jīng)歷了壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、交代作用、壓溶作用和破裂作用[5]。

影響儲層物性的成巖作用主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。其中壓實(shí)作用及膠結(jié)作用主要是降低儲層孔滲，使物性變差，而溶蝕作用則能提高儲層孔隙度和滲透率，使物性得以改善。

(1)壓實(shí)作用導(dǎo)致砂巖原生孔隙不發(fā)育，強(qiáng)烈的膠結(jié)作用孔隙進(jìn)一步減少

印支早期至燕山期，米倉山和大巴山持續(xù)隆升，在山前形成廣闊的坳陷區(qū)，沉積巨厚侏羅系沉積建造，造成四川盆地北部須家河組埋藏較深，因而遭受了強(qiáng)烈的機(jī)械壓實(shí)作用。其顆粒分選較差的特點(diǎn)促使沉積物致密化速度快，使得原生孔隙損失很大，壓實(shí)減孔是本區(qū)須家河組儲層孔隙損失的首要原因。

膠結(jié)作用是沉積物轉(zhuǎn)變成沉積巖的最主要的一種作用，也是使沉積層中孔隙度和滲透率降低的主要原因之一，四川盆地北部須家河組儲層發(fā)生多期膠結(jié)作用，常見的膠結(jié)物主要有粘土礦物、硅質(zhì)和少量碳酸鹽等。粘土礦物膠結(jié)是四川盆地北部須家河組儲層的主要膠結(jié)類型，其含量一般為5%～18%，粘土礦物主要有伊利石、綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層(I/S)(圖5a-圖5d)。硅質(zhì)是須家河組最常見的膠結(jié)物之一，其含量在0～8%之間。主要以石英次生加大形式為主(圖5e、圖5f)。此外還有少量碳酸鹽膠結(jié)物。膠結(jié)作用發(fā)育導(dǎo)致原生孔隙進(jìn)一步減少，儲層致密化強(qiáng)烈，非均質(zhì)性強(qiáng)。

a.元壩1井，須二段，4866m，環(huán)邊綠泥石 b.元壩22井，須二段，4413.0m，粒間充填片狀伊利石 c.元壩204，須二段，4573.0m，自生高嶺石充填粒間 d.元壩4，須二段，4905m ，發(fā)藍(lán)紫色光為高嶺石 e.元壩11井，須一段，4929.0m，石英加大阻塞粒間孔 f.元壩4井，須四段，4668m，石英次生加大 g.元壩204井，須二段，4634.7m，長石粒內(nèi)溶孔 h.元壩16井，須四段，4623.76m長石粒內(nèi)溶孔 i.元壩6井，須四段，4298.14m，礫緣縫發(fā)育，未充填

圖5元壩地區(qū)陸相儲層成巖作用類型顯微照片

(2)溶蝕作用的強(qiáng)弱是儲層發(fā)育的關(guān)鍵因素

溶蝕作用是決定須家河組儲層物性好壞的最關(guān)鍵因素之一，它能形成次生孔隙，對改善儲層物性起到積極作用。須家河組為煤系地層，有機(jī)質(zhì)產(chǎn)生的大量有機(jī)酸有利于砂巖中不穩(wěn)定組分的溶解，如長石、巖屑被溶解形成大量的粒內(nèi)和粒間溶孔，尤其是長石，被溶解成麻點(diǎn)狀、蜂窩狀，有的甚至被溶成鑄模孔(圖5g，圖5h)，這類孔隙是須家河組須二段和須四段儲層的主要儲集空間類型之一?？傮w須家河組溶蝕作用欠發(fā)育。

須家河組主要儲層段巖石中易溶組分含量稍高，長石顆粒含量最高可達(dá)18%，碳酸鹽巖屑含量最高可以90%以上，碳酸鹽巖膠結(jié)物和粘土雜基膠結(jié)含量在10%～25%左右。研究表明，長石的含量與須二、須四段砂巖物性呈明顯的正相關(guān)性，且長石含量大于6%時(shí)，中粒或粗粒砂巖物性會有明顯的一個(gè)改善。從取心段鑄體和掃描電鏡觀察，孔隙類型主要為長石粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、雜基微孔和粒間溶孔。

研究區(qū)內(nèi)須家河組保存少量原生粒間孔隙，但儲集空間仍以后期的溶蝕孔隙為主，因此后期溶蝕作用的強(qiáng)弱決定了現(xiàn)今儲層的發(fā)育程度。

(3)裂縫是改善砂體儲滲能力的重要因素

根據(jù)元壩地區(qū)須家河組鉆井取心段觀察，須家河組構(gòu)造裂縫較為發(fā)育，主要發(fā)育高角度裂縫、水平裂縫和低角度裂縫三種，元壩6井和元壩21井裂縫發(fā)育。從薄片觀察，在元壩地區(qū)多口鉆井須四段、須二段微裂隙發(fā)育，且未充填。裂縫的發(fā)育除了為油氣的運(yùn)移提供良好通道外，也是改善儲層和儲層間滲透性的關(guān)鍵因素。

破裂作用形成的裂縫和微裂縫可有效地改善致密砂巖的儲集性能。從須家河組取心段觀察，裂縫發(fā)育，局部呈網(wǎng)狀。經(jīng)薄片觀察，須家河組微裂縫也較發(fā)育，裂縫之間相互穿插和切割，裂縫兩側(cè)的易溶組分被溶蝕，表明破裂縫對次生溶孔形成有一定的貢獻(xiàn)(見圖3f)。另外在須家河組四段底部的砂礫巖、礫巖中見一些礫緣縫發(fā)育，且未充填(圖5i)，上述研究綜合表明：裂縫為改善須家河組致密砂體儲層的儲滲能力扮演了重要角色。須家河組的勘探實(shí)踐也表明，孔隙型儲層中若有裂縫配合，產(chǎn)能明顯提高，如元壩3井須四段巖屑砂巖和馬路背地區(qū)馬101井須二段，該井除構(gòu)造裂縫發(fā)育外，巖石內(nèi)部微裂隙極為發(fā)育，致密砂巖裂縫化大大提高了儲層的儲滲能力，是須家河的重點(diǎn)勘探對象。

總之，須家河組三角洲前緣水下分流河道沉積了粒度較粗，分選較好，雜基含量較低的沉積物，為儲層發(fā)育提供了前提條件。經(jīng)歷了強(qiáng)烈的壓實(shí)作用改造，使其孔隙度和滲透率降低，但后期的溶蝕作用形成了大量的次生溶蝕孔隙，為儲層提供了重要的儲集空間，從而形成了以粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔為主要孔隙類型的低孔-低滲致密砂巖儲層。

4 結(jié)論

(1)四川盆地北部須家河組儲層主要為中、粗粒砂巖，其次為細(xì)砂巖，少量粉砂巖。砂巖整體上表現(xiàn)為低成分成熟度、高結(jié)構(gòu)成熟度的特點(diǎn)。本區(qū)須家河組砂巖類型主要為巖屑砂巖，次為長石巖屑砂巖、巖屑石英砂巖和石英砂巖。

(2)四川盆地北部須家河組儲層的孔隙類型按成因分為原生粒間孔、次生溶孔和裂縫三大類。次生溶孔可分為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、晶間微孔隙。其中粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔在須家河組各個(gè)儲層段均有發(fā)育，分布廣泛，為主要的儲集空間類型。儲層總體較致密，為典型的低孔低滲致密砂巖儲層。

(3)沉積作用是控制儲層發(fā)育的首要因素，四川盆地北部須家河組辮狀河三角洲前緣沉積決定了其砂體厚度大、分布范圍廣，而沉積微相則控制了儲層物性的好壞，其中水下分流河道水動(dòng)力條件較強(qiáng)，對推移底載負(fù)荷沉積物的改造作用也強(qiáng)，沉積物粒度較粗，分選性相對較好，泥質(zhì)含量低，為儲層發(fā)育的最有利微相類型。

(4)成巖作用是控制儲層發(fā)育的關(guān)鍵因素，壓實(shí)作用導(dǎo)致砂巖原生孔隙不發(fā)育，強(qiáng)烈的膠結(jié)作用孔隙進(jìn)一步減少，溶蝕作用的強(qiáng)弱是儲層發(fā)育的關(guān)鍵因素，裂縫是改善砂體儲滲能力的重要因素。

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