沉积环境和层序地层对次生孔隙发育的影响——以川中地区须家河组碎屑岩储集层为例

黄洁,朱如凯,侯读杰,阮伟,4

(1.中国地质大学(北京)能源学院;2.Bureau of Economic Geology,Jackson School of Geosciences,University of Texas at Austin,USA;3.中国石油勘探开发研究院;4.Department of Geological Sciences,Jackson School of Geosciences,University of Texas at Austin,USA)

沉积环境和层序地层对次生孔隙发育的影响
——以川中地区须家河组碎屑岩储集层为例

黄洁1,2,朱如凯3,侯读杰1,阮伟1,4

(1.中国地质大学(北京)能源学院;2.Bureau of Economic Geology,Jackson School of Geosciences,University of Texas at Austin,USA;3.中国石油勘探开发研究院;4.Department of Geological Sciences,Jackson School of Geosciences,University of Texas at Austin,USA)

从受沉积环境控制的骨架颗粒粒度、成分成熟度、结构成熟度、自生矿物的析出和溶蚀等方面出发,将成岩学与层序地层学结合,研究四川盆地川中地区须家河组储集层次生孔隙发育程度的影响因素。研究认为,沉积环境和层序地层格架对次生孔隙的发育有重要的影响,在水动力强、砂岩成分成熟度较高的沉积环境,次生孔隙发育,物性较好;而水动力较弱、成分成熟度低的砂岩,次生孔隙不发育,物性差;低位体系域砂体较高位体系域次生孔隙发育,特别是在三级层序界面上的砂体,次生孔隙发育,物性好。砂岩的厚度也对次生孔隙有较大的影响,厚度大的砂岩物性较好。粒度粗、成分成熟度高且处在低位体系域的厚层砂岩,次生孔隙较为发育,为研究区下一步勘探和开发的有利区带。图14参18

四川盆地;次生孔隙;沉积环境;层序地层

1 研究区概况

中、新生代四川盆地经历了前陆盆地的前缘隆起和构造抬升剥蚀2个阶段,中三叠世华南板块碳酸盐岩沉积结束之后,受秦岭海域关闭和太平洋板块地质作用的影响,在四川地区形成了泸州—开江古隆起[1-4]。川中地区位于该古隆起的西北翼,自晚三叠世开始形成以来,在长达约150 Ma的陆相沉积过程中,尽管经历了多期次、多方向的构造挤压作用,但由于其结晶基底固化程度高,构造活动相对平静。在始新世中、晚期,由于受到华北构造运动的影响,四川盆地总体上发生了强烈隆升和地层剥蚀,川中地区也从此进入了以地层抬升和剥蚀为主的演化阶段。川中地区须家河组发育大量褶皱构造,主干河道叠置发育带有利构造、岩性圈闭普遍发育。

须家河组共分为6段,须一段、须三段、须五段沉积期,盆地周缘山系处于相对平静期,物源供给速率小,盆地以湖泊相沉积为主,泥页岩相对发育,砂岩较少;须二段、须四段、须六段沉积期为构造活跃期,盆地周边物源区向盆内提供了大量沉积物,在盆地内缘沉积了较厚砂岩。须家河组镜质体反射率 Ro值在1.0%～1.6%,总体上处于成熟—高成熟阶段,烃源岩厚度大,暗色泥岩总厚度为110～280 m,炭质泥岩厚5～30 m,煤层厚5～15 m,煤系有机质丰度高,为天然气的大量生成奠定了很好的基础。储集层主要分布在须六段和须四段,须二段储集层发育条件较差,而且须六段储集层主要集中分布在须六下亚段中上部。须六段气藏平均埋深在2 000 m左右,属中浅层岩性气藏。

研究区位于川中地区,主要包括广安和南充的部分区域(见图1)。通过对研究区须家河组储集层段样品进行统计分析,储集层岩性以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩、长石石英砂岩,石英含量一般 30%～70%,最低 15%,最高 88%,平均57.97%;长石含量一般1%～15%,最低0,最高16%,平均7.74%;岩屑含量一般8%～60%,最低0,最高79%,平均21.62%。岩屑组分以火成岩为主,火成岩又以凝灰岩和酸性喷出岩居多,变质岩屑以千枚岩和板岩为主,沉积岩屑以碳酸盐岩屑为主。压实作用、胶结作用使各储集层段原生孔隙几乎完全损失,大部分样品没有或只有少量残余原生孔隙,主要以粒间、粒内溶孔为主(见图2)。横向上,储集层分布较稳定,面积较大,目前勘探开发中的关键问题是“砂中找砂”,即在砂岩储集层中寻找高孔渗的有利目标,因而,研究次生孔隙发育的影响因素和影响规律,对寻找有利储集带具有重大意义。

图1 研究区地理位置图

图2 川中地区须家河组储集层孔隙类型统计图

通过对须家河组储集层样品进行统计分析发现,沉积相对储集层的储集性能具有明显控制作用。不同相带的储集层次生孔隙发育差异明显,水下分流河道、河口坝和水上分流河道为最好,其平均孔隙度一般在7%以上,平均渗透率在0.1×10-3μm2以上,以水下分流河道物性最好(见图3)。分流河道间、三角洲前缘远砂坝、席状砂、砂泥坪物性较差,湖沼、砂泥坪为不利于储集层发育的微相。因而,研究沉积相对次生孔隙发育的影响有利于预测优质储集层带,提高勘探开发成功率。

图3 须家河组各沉积环境下砂体平均孔隙度柱状图

2 沉积环境对次生孔隙的影响

以往对储集层次生孔隙的研究只注重了成岩过程各因素的作用,而忽略了早期沉积环境和层序地层学等因素的影响。Amthor等通过研究认为,储集层成岩作用受沉积环境等因素的影响,沉积环境影响次生孔隙的发育[5]。Khidir等把次生孔隙发育受沉积环境影响归结于成岩早期孔隙水是开放性的,孔隙水的成分和性质受当时的气候和沉积环境影响,从而影响了次生孔隙的发育[6]。Dolbier和Pape等通过研究认为次生孔隙分布受到沉积相的影响,主要是由于水动力条件的不同导致了粒度差异造成的,在低能环境下,沉积物颗粒较细,孔隙度、渗透率低,而高能环境下,沉积物较粗,孔隙度、渗透率较高,与外界流体流通性好,从而导致了次生孔隙的差异[7,8]。Morad等认为沉积环境影响次生孔隙,是由于大气水对长石的淋滤程度与沉积相有关,如淋滤作用多发生在浅水相,如潮道、滨岸,使得这些相带次生孔隙发育,而在大陆架、瀉湖、潮坪相,淋滤作用不常见,致使次生孔隙相对不太发育[9]。本文从受沉积环境控制的骨架颗粒的粒度、物理化学性质以及自生矿物的析出和溶蚀出发,研究这些因素与次生孔隙的关系,探讨沉积环境对次生孔隙发育的影响机理。

2.1 骨架颗粒粒度对次生孔隙的影响

骨架颗粒粒度作为研究沉积环境的一个重要参数而被广泛研究,骨架颗粒粒度受沉积环境特别是水动力条件所控制,水动力越强,沉积物粒度往往越粗[10]。以广安101井为例对须家河组储集层砂岩进行平均粒径与孔隙度的相关性分析(见图4,图5)。由图可见平均粒径与孔隙度呈较好正相关关系,尤以中砂岩物性最佳,而且随着深度的增加,砂岩粒径与孔隙度的相关性变差。砾岩物性较差,是因为砾岩储集层往往分选差,杂基含量高,从而导致次生孔隙不发育。薄片观察显示粗骨架颗粒砂岩粒间溶蚀孔更为发育(见图6a),以长石、岩屑次生孔为主,残余粒间孔也占有一定比例;细粒骨架砂岩粒间溶孔发育较差(见图6b)。究其原因,认为粗颗粒砂岩经过压实后,残余孔隙较大,为次生溶蚀作用的发生提供了通道,溶蚀性流体容易进入,从而使得次生孔隙较为发育。

2.2 结构成熟度和成分成熟度对次生孔隙的影响

沉积环境对储集层的结构成熟度和成分成熟度也具有一定的影响,而结构成熟度和成分成熟度通过机械压实差异和化学溶蚀差异影响次生孔隙发育。

2.2.1 抗机械压实的差异

骨架颗粒按其物理性质可划分为刚性、半塑性和塑性3种类型。刚性颗粒包括石英、长石、燧石、石英岩屑和花岗岩屑等,这些颗粒由于其硬度大,抗压实能力强而不易发生变形、碎裂,颗粒呈点、线接触,这类颗粒含量高的岩石在压实过程中原生孔隙损失小。塑性颗粒包括泥岩屑、千枚岩屑、板岩屑、云母类碎屑等,主要由黏土矿物组成,颗粒硬度低,塑性大,易被压实而发生塑性变形,颗粒呈凸凹接触(见图6c),甚至充填在刚性颗粒组成的原生粒间孔中,形成所谓的假杂基,原生粒间孔损失迅速,使得溶蚀性流体不能进入储集层,次生孔隙不发育。半塑性颗粒主要为各种火山岩屑,如凝灰岩屑、玄武岩屑及灰岩屑等,抗压能力位于二者之间。

须家河组储集层软岩屑含量(主要包括千枚岩、云母片岩、陆源泥岩)与面孔率交会图(见图7)显示,软岩屑含量与面孔率呈负相关,而抗压颗粒(石英+长石+石英岩)含量与面孔率呈正相关(见图8)。软岩屑含量高,则面孔率较低,软岩屑含量低值时,面孔率从低值到高值均有分布,指示软岩屑含量是影响次生孔隙发育的一个重要因素,而非唯一因素。

2.2.2 化学溶蚀的差异

骨架颗粒按化学性质分为易溶颗粒和难溶颗粒2类。前者主要包括长石、火山岩屑、碳酸盐岩屑及云母类碎屑颗粒。这些骨架颗粒能够被酸性溶液(包括大气水、黏土转化析出的水溶液、有机质成熟所排出的有机酸等)溶蚀,是产生次生孔隙的物质基础。难溶颗粒主要为石英等硅质岩类颗粒,这些颗粒化学性质较稳定,在一般条件下不易溶解形成次生孔隙。对须家河组砂岩薄片镜下观察发现,成岩早期碳酸盐胶结不发育,溶蚀作用主要的物质对象是长石。长石含量和面孔隙交汇图(见图9)显示,长石含量很低时,可被溶蚀的物质少,孔隙度低,次生孔隙不发育,长石含量很高时,往往成分成熟度低,软岩屑含量较高,次生孔隙也不太发育。长石石英砂岩次生孔隙一般较为发育,物性好。

总之,成分成熟度较高的砂岩,一般石英含量高,抗压实能力较强,含有适量的长石矿物,早期孔隙度损失较小,更容易使得溶蚀性流体进入,致使其最终物性较好。

2.3 胶结物对次生孔隙的影响

图6 广安101井须家河组岩心薄片照片

胶结物是成岩过程中的产物,其种类、含量、产生期次不但受成岩环境的影响,而且还受沉积环境的影响,沉积环境还通过影响胶结物来影响次生孔隙的发育。研究区胶结作用不强,填隙物总量主要在5%～6%。胶结物类型主要有石英次生加大、碳酸盐、黏土矿物。从薄片观察分析可以得出,本区主要的胶结物形成顺序如下:一期石英加大→绿泥石薄膜→二期石英加大→碳酸盐胶结、交代(见图10),在成岩早期,压实作用是孔隙损失的主要因素,碳酸盐胶结物不发育,这是受沉积环境的影响所致,由于研究区须家河组整体处在潮湿环境,含煤地层发育,为弱酸性环境,使得早期碳酸盐胶结物不发育。早成岩期到中成岩晚期,有两次较重要的溶蚀作用,分别对应于两期石英加大。由于方解石形成较晚,没有被大量溶蚀,次生孔隙主要来源于长石的溶解(见图6d,图6e,图6f)。一般认为硅质胶结物是在酸性环境下形成的。近年来研究发现,石英胶结物受沉积环境的影响,如 Amthor[5]、Khidir[6]等研究发现,在水面以下沉积的砂体(如河道砂体)和湿润气候下沉积的砂体硅质胶结物含量较高,而在干燥环境下沉积的砂体(如风成沙丘)硅质胶结物含量较低。本区自生石英多以次生加大方式沉淀。根据包裹体均一温度测定,第二期石英次生加大温度主要在90～120℃,反映主要形成于中成岩期。

图10 须家河组储集层成岩演化图

由于石英胶结形成较早,强烈的石英胶结使孔隙损失严重,阻碍了溶蚀性流体的进入,不利于次生孔隙的发育,从石英胶结物含量和面孔率交会图可以看出,随着石英胶结物含量的增加,面孔率减少,二者呈负相关。当硅质胶结物含量较低时,多对应方解石胶结严重,使得次生孔隙不发育,面孔率也较低(见图 11)。

图11 广安101井须四段硅质含量与面孔率交会图

根据薄片观察,由于河间湖沼、远沙坝等环境靠近煤层,石英胶结严重,物性较差。

碳酸盐胶结物形成的环境为碱性环境,酸性环境下易被溶蚀。碳酸盐胶结物在本研究区分布不均匀,通常含量小于1%,个别可达40%以上。碳酸盐胶结物以方解石为主,含少量白云石、菱铁矿。在成岩早期,特别是高位体系域,煤层普遍发育,孔隙水呈酸性,碳酸盐胶结物很少出现,当地温达到120℃时(Ro值为1.0%～1.3%),有机质开始进入过成熟阶段,生成丰富的凝析油和湿气,有机质脱羧基作用已经很微弱,孔隙水介质条件由酸性向碱性转化,最终导致砂岩从酸性成岩环境进入碱性成岩环境,在酸性成岩环境中非常活跃的硅质胶结、石英次生加大、各种溶蚀作用趋于停止。由于碱性成岩介质中含丰富的CO32-,它与孔隙介质中所携带的不同阳离子进行成岩反应可以生成各种碳酸盐矿物。这些碳酸盐矿物可以强烈交代砂岩骨架颗粒及填隙物,充填早期形成的部分粒内、粒间溶蚀孔隙和原生残留孔隙,从而降低了砂岩的孔隙度和渗透率,使储集层物性变差,因此属于破坏性成岩作用。研究区须家河组储集层面孔率与碳酸盐含量交会图(见图12)显示,碳酸盐含量越高,面孔率越低,即二者之间具有明显的负相关关系。这说明砂岩中碳酸盐胶结(交代)物在未遭受溶蚀时主要起堵塞孔隙的作用,所以碳酸盐的含量对储集层质量影响很大。对比其他胶结物,方解石胶结较次生石英等其他胶结对储集层物性破坏性更大。

图12 碳酸盐含量与面孔率关系交会图

3 层序地层对次生孔隙的影响

虽然传统观点把成岩学和层序地层学看作独立的学科分支,但是把二者结合起来,却可以更好地解释和预测成岩作用的时空分布和演化规律[9]。黄思静等研究认为,砂岩次生孔隙发育程度受层序界面的影响,层序界面上的砂体次生孔隙发育,孔渗值高,物性好[11];Dolbier通过对Lower Congo盆地 Albian Pinda组砂岩储集层研究认为,海平面的变化引起孔隙流体条件的改变,从而导致次生孔隙的发育状况与层序界面位置有关[7]。Lefticariu研究认为层序界面位置主要影响早期成岩作用,而在成岩晚期,次生孔隙主要受孔隙流体成分、骨架颗粒成分等因素的影响[12]。Ketzer等研究认为低位体系域砂岩成岩早期钙质胶结不强,主要形成硅质胶结以及伊利石和黄铁矿,绿泥石主要形成于高位和海侵体系域[13]。层序地层对成岩作用和次生孔隙影响的研究越来越受到学者的重视。国外研究者主要通过对海相地层研究认为层序地层学与成岩作用有很好的相关性,而中国储集层多为陆相,陆相储集层的成岩作用与层序地层是否也有类似关系?目前中国国内关于将成岩作用与层序地层学结合研究的报道还很少,笔者试图进行一些尝试性研究,希望能够起到抛砖引玉的作用。

绿泥石多形成于高位和海侵体系域,低位体系域发育较少。大量薄片资料表明,须家河组储集层中的绿泥石薄膜形成时间晚于第一期石英加大(见图6g),包裹体测试显示绿泥石形成温度为90～120℃,为中成岩期的产物,并不是同沉积期形成的[14-17]。由于绿泥石薄膜的形成晚于石英次生加大,所以并未抑制石英的次生加大,而且绿泥石含量与次生孔隙的发育并没有直接的关系,因此,次生孔隙与层序地层的关系纽带并非绿泥石。同时,在一些物性好的砂岩中,绿泥石含量相对较高,这并不是因为绿泥石抑制了石英的加大从而保存了孔隙,而是绿泥石发育说明储集层有(或曾经有)较多孔隙,利于流体运移,优质储集层的存在为绿泥石的形成提供了条件。

以广安101井为例(见图13),在三级层序界面上的砂体,方解石胶结物不发育,储集层呈高孔高渗,物性好。而四级层序界面上的砂体,胶结物以方解石为主,胶结物含量高,使得孔隙度低,储集层物性较差(见图6g)。造成这种差异的原因可能是由于三级层序界面之上的砂体呈大规模连片分布,连通性好,而且处在相对干旱的沉积环境,早期硅质胶结不发育,加之长期的淋滤作用使得早期钙质胶结也很缺乏,为后来有机质成熟伴生的大规模酸性流体进入和长石颗粒溶蚀提供了条件,使得三级界面上砂体次生孔隙发育,胶结物含量低,储集层物性好。而在四级层序界面之上的砂体由于连片规模和暴露接受淋滤作用的时间和程度远小于三级层序界面上的砂体,使得溶蚀性流体不能大规模进入,砂体碳酸盐胶结严重,次生孔隙不发育,物性差。

同时,砂岩层顶底部由于与泥岩毗邻,泥岩受压排出大量携带Ca2+等离子的流体进入到砂岩中,使得砂岩顶底附近碳酸盐胶结强烈,形成“钙帽”和“钙底”,而在砂体中部,由于远离这些可以产生碳酸盐胶结物的流体,使得胶结不强烈,因而砂岩厚度越大,则物性越好(见图14)。

此外,次生孔隙的发育还受体系域的影响,低位域时,砂体发育,泥岩含量低,砂岩多呈厚层或相互切割状,与泥岩直接接触的砂体少,砂体内部远离泥岩因而碳酸盐胶结物含量较低,物性较好。再者,低位域时受大气水淋滤作用相对较强,这些因素使得低位域时溶蚀作用强烈,次生孔隙较为发育[18]。

图13 广安101井须六段沉积、物性与层序柱状图

图14 广安地区须家河组砂岩厚度与面孔率关系

在高位和海侵体系域,泥岩所占比例大,多为厚层大套泥岩夹薄层席状砂。由于煤层分布广泛,早期成岩过程中,大量细菌分解作用使得成岩早期处在酸性环境,抑制了早期的碳酸盐胶结,故早期以石英加大为主。方解石主要形成于成岩晚期,晚于大量有机酸生成和排出时期。在有机质成熟、大量有机酸生成和排出时期,由于早期的石英加大作用,使得孔隙不易被溶蚀扩大,次生孔隙不发育,储集层物性较差。而且这些砂岩往往处于大量泥岩包围中,易发育钙质胶结。砂岩多为致密层,胶结强,储集层物性差,次生孔隙不发育(见图 13,图 6h) 。

4 结论

储集层物性不仅受控于成岩过程中流体的温度、压力、p H值、Eh值等因素,早期的沉积环境也对次生孔隙的发育具有重要影响。储集层次生孔隙发育受沉积环境和层序地层格架的影响,在水动力强、砂岩成分成熟度较高的沉积环境,如水下分流河道、河口坝等处,次生孔隙发育,物性较好;而水动力较弱、成分成熟度低的砂岩,如三角洲前缘远坝砂、席状砂、砂泥坪等相带的砂岩,次生孔隙不发育,物性差。层序地层也对次生孔隙的发育有影响和控制作用,低位体系域砂体更发育,而且单层砂体较厚,泥岩压实排水带来的碳酸盐胶结物较少,而高位体系域早期成岩环境偏酸性,主要的自生矿物为成岩晚期形成的碳酸盐,所以低位体系域较高位体系域更易产生次生孔隙。层序界面也对次生孔隙有一定的影响,尤其是三级层序界面上的砂体,由于连片分布,联通性好,界面上部的砂体普遍次生孔隙发育。当然,次生孔隙的预测也要结合成岩期等诸多因素,次生孔隙的发育是沉积环境及成岩期等诸多因素共同作用的结果。

[1] 侯方浩,蒋裕强,方少仙,等.四川盆地上三叠统香溪组二段和四段砂岩沉积模式[J].石油学报,2005,26(2):30-37.

Hou Fanghao,Jiang Yuqiang,Fang Shaoxian,et al.Sedimentary model of sandstone in second and fourth members of Xiangxi Formation in the Upper Triassic of Sichuan Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(2):30-37.

[2] 陈宗清.四川盆地长兴组生物礁气藏及天然气勘探[J].石油勘探与开发,2008,35(2):148-156,163.

Chen Zongqing.Changxing Formation biohermal gas pools and natural gas exploration, Sichuan Basin [J]. Petroleum Exploration and Development,2008,35(2):148-156,163.

[3] 汪泽成,赵文智,李宗银,等.基底断裂在四川盆地须家河组天然气成藏中的作用[J].石油勘探与开发,2008,35(5):541-547.

Wang Zecheng,Zhao Wenzhi,LiZongyin,etal.Role of basement faults in gas accumulation ofXujiahe Formation,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(5):541-547.

[4] 朱如凯,赵霞,刘柳红,等.四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布[J].石油勘探与开发,2009,36(1):46-55.

Zhu Rukai,Zhao Xia,Liu Liuhong,et al.Depositional system and favorable reservoir distribution ofXujiahe Formation in Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(1):46-55.

[5] Amthor JE,Okkerman J.Influence of early diagenesis on reservoir quality of Rotliegende sandstones,northern Netherlands[J].AAPGBulletin,1998,82(12):2246-2265.

[6] Khidir A,Catuneaun O.Sedimentology and diagenesis of the Scollard sandstones in the Red Deer Valley area,central Alberta[J].Bulletin of Canadian Petroleum Geology,2003,51(1):45-69.

[7] Dolbier R A.Origin,distribution,and diagenesis of clay minerals in the Albian Panda Formation,offshore Cabinda,Angola[D].Reno:University of Nwvada,2001.

[8] Pape H,Clauser C,Iffland J,et al.Anhydrite cementation and compaction in geothermal reservoirs:Interaction of pore-space structure with flow,transport,P-T conditions,and chemical reactions[J].International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences,2005,42(7-8):1056-1069.

[9] Morad S,Ketzer JM,De Ros L F.Spatial and temporal distribution of diagenetic alterations in siliciclastic rocks:implications for masstransferin sedimentary basins[J].Sedimentology,2000,47:95-120.

[10] Scherer M.Parameters influencing porosity in sandstone:A model for sandstone porosity prediction[J].AAPG Bulletin,1987,7(5):485-491.

[11] 黄思静,武文慧,刘洁,等.大气水在碎屑岩次生孔隙形成中的作用——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例[J].地球科学,2003,28(4):419-424.

Huang Sijing,Wu Wenhui,Liu Jie,etal. Generation of secondary porosity by meteoric water during time of subaerial exposure:An example from Yanchang Formation sandstone of Triassic of Ordos Basin[J].Earth Science(Journal of China University of Geosciences),2003,28(4):419-424.

[12] Lefticariu L.Geochemical constraints on the evolution of the fluid-rock system in the salt-detached nuncios fold complex,Mexico[D].Illinois:Northern Illinois University,2004.

[13] Ketzer J M,Morad S,Evans R,et al.Distribution of diagenetic alterations in fluvial,deltaic,and shallow marine sandstone within a sequence stratigraphic framework:Evidence from the Mullaghmore Formation(Carboniferous),NW Ireland[J].Journal of Sedimentary Research,72(6):760-774.

[14] 秦建中,孟庆强,付小东.川东北地区海相碳酸盐岩三期成烃成藏过程[J].石油勘探与开发,2008,35(5):548-556.

Qin Jianzhong, Meng Qingqiang, Fu Xiaodong. Three hydrocarbon generation and accumulation processes of marine carbonate rocks in northeastern Sichuan Basin,China[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(5):548-556.

[15] 邹才能,陶士振,朱如凯,等.“连续型”气藏及其大气区形成机制与分布——以四川盆地上三叠统须家河组煤系大气区为例[J].石油勘探与开发,2009,36(3):307-319.

Zou Caineng,Tao Shizhen,Zhu Rukai,et al.Formation and distribution of“continuous”gas reservoirs and their giant gas province:A case from the Upper Triassic Xujiahe Formation giant gas province,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(3):307-319.

[16] 张水昌,米敬奎,刘柳红,等.中国致密砂岩煤成气藏地质特征及成藏过程——以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例[J].石油勘探与开发,2009,36(3):320-330.

Zhang Shuichang,Mi Jingkui,Liu Liuhong,et al.Geological features and formation of coal-formed tight sandstone gas pools in China:Cases from Upper Paleozoic gas pools,Ordos Basin and Xujiahe Formation gas pools,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(3):320-330.

[17] 李伟,杨金利,姜均伟,等.四川盆地中部上三叠统地层水成因与天然气地质意义[J].石油勘探与开发,2009,36(4):428-435.

Li Wei,Yang Jinli,Jiang Junwei,et al.Origin of Upper Triassic formation water in middle Sichuan Basin and its natural gas significance[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(4):428-435.

[18] Mansurbeg H,El-ghali M A K,Morad S,et al.The impact of meteoric water on the diagenetic alterations in deep-water,marine siliciclastic turbidites[J].Journal of Geochemical Exploration,2006,89(1-3):254-258.

Influences of depositional environment and sequence stratigraphy on secondary porosity development:A case of the Xujiahe Formation clastic reservoir in the central Sichuan Basin

Huang Jie1,2,Zhu Rukai3,Hou Dujie1,Ruan Wei1,4

(1.School ofEnergy Resources,China University of Geosciences,Beijing100083,China;2.B ureau of Economic Geology,J ackson School of Geosciences,University ofTexas at A ustin,A ustin,Texas78733-8924,USA;3.PetroChina Research Institute ofPetroleum Ex ploration&Development,Beijing100083,China;4.Department of Geological Sciences,J ackson School of Geosciences,University ofTexas at A ustin,A ustin,Texas78712,USA)

The influence factors on secondary porosity of the Xujiahe Formation clastic reservoir in the central Sichuan Basin were studied from the aspects of grain size,compositional maturity,textural maturity,authigenic mineral precipitation and dissolution under control of sedimentary environment,combined with the sequence stratigraphy.The sedimentary environment and sequence stratigraphy framework have significant influences on secondary porosity.High energy sedimentary setting and high compositional maturity are in favor of the secondary porosity development.The lowstand systems tract,especially sandstone overlying the 3rdorder sequence boundary,is more favorable for the secondary porosity development than the highstand systems tract.The thickness of sandstone has important effect on secondary porosity,and thicker sandstone strata tend to have good physical property.In summary,the sandstone of coarse grain size,high compositional maturity,and thick layer in the lowstand systems tract is ideal for the secondary porosity development and favorable for exploration and development.

Sichuan Basin;secondary porosity;depositional environment;sequence stratigraphy

国家留学基金委资助项目;教育部重点项目(104040);中国石油天然气股份有限公司“十一五”重点科技攻关项目(06-01C-01)

TE122.1

A

1000-0747(2010)02-0158-09

黄洁(1977-),女,河北张家口人,中国地质大学(北京)和University of Texas at Austin,USA联合培养博士研究生,主要从事石油地质学研究。地址:北京市海淀区学院路29号,中国地质大学(北京)能源学院,邮政编码:100083。E-mail:huangjie1@126.com

2008-09-17

2010-01-19

(编辑 黄昌武 绘图 李秀贤)