合川气田须家河组二段储层成岩作用及其对储层物性的影响

陈焕杰 （中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083）

合川气田须家河组二段储层成岩作用及其对储层物性的影响

陈焕杰 （中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083）

通过对合川气田须二段储层常规物性分析、压汞、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等多种资料进行综合研究，阐述了储层特征、主要的成岩作用及其对储层物性的影响。须二段储集砂岩所经历成岩作用使原生孔隙几乎全部被破坏，主要储集空间为次生溶蚀孔隙。须二段为特低渗储层，其形成的主要原因为压实作用和胶结作用。溶蚀作用和破裂作用对储层储集性能的改善起到了积极作用。

合川气田；孔隙类型；成岩作用；须家河组二段；储层物性

合川气田位于四川盆地中部，在构造位置上隶属于川中古隆中斜平缓构造带，呈北东向展布的低缓背斜构造。研究区须家河组属于辫状河三角洲－湖相沉积环境［1，2］。须二段的沉积微相主要为三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝和席状砂等。该段储层是合川气田主力产气层。沉积物在沉积－成岩演化过程中必然经历各种成岩变化，这些变化有的改善储层物性，而有的则会破坏储层物性［3］。据此，储层的物性不仅受沉积相控制，还受成岩作用控制。研究储层所经历的成岩作用，对储层评价有重要的意义。笔者通过对常规物性、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞等资料进行分析，对须家河组二段的储层的成岩作用与物性发育特征进行研究，揭示储层的成岩作用对储层物性影响规律，为该类储层的评价提供依据。

1 储层基本特征

据6口井720块薄片的镜下统计表明，须二段主要为成分成熟度和结构成熟度均较低的长石岩屑砂岩 （图1），其次为岩屑长石砂岩和岩屑石英砂岩。其中石英含量54%～83%，平均为67%；长石含量范围在4%～24%之间，平均为14%，以钾长石为主，少量斜长石和微斜长石；岩屑5%～36%，平均为19%，岩屑成分以石英岩、千枚岩、粉砂岩、粘土岩、碳酸盐岩为主。岩性以灰白色细－中粒砂岩为主，分选中等－好，磨圆度为次棱－次圆，颗粒间接触关系以点－线接触为主，多呈孔隙式胶结。

孔隙类型主要有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔和裂隙孔等。次生溶蚀孔隙为主要的孔隙类型。10口井751块岩心物性分析资料统计表明，岩心实测孔隙度为0.2%～16.5%，平均为6.3%，有效储层孔隙度下限值为6%，占总数48%的样品的孔隙度大于该值 （图2）；渗透率 （0.0007～23.6）×10－3μm2，平均在0.388×10－3μm2，主要集中在 （0.01～0.16）×10－3μm2之间。综上所述，须二段储层是典型的低孔特低渗致密储层。

2 成岩作用类型

须二段储集砂岩主要经压实作用、压溶作用、胶结作用、破裂作用、交代作用、溶蚀作用，其中压实作用、胶结作用、溶蚀作用、破裂作用对储层物性影响最大。

图1 须二段砂岩类型三角图

图2 孔隙度分布直方图

2.1 压实作用

机械压实作用可以贯穿整个成岩过程，但在成岩早期对储层所造成的影响远比其他时期大。主要表现有以下几个方面：①薄片中可见云母强烈弯曲变形；②碎屑颗粒呈定向排列；③碎屑颗粒间接触关系大部分以点－线接触为主，局部呈凹凸接触乃至缝合接触 （图3（a））；④石英、长石等刚性碎屑被压裂、压碎现象常见。在显微镜下，可观察到石英颗粒间衔接部位呈凹凸状或齿状缝合接触处的压溶作用 （图3 （b））。

2.2 胶结作用

须二段储集层的主要胶结物为碳酸盐和硅质，其次为菱铁矿、绿泥石及少量的白云岩。

2.2.1 碳酸盐胶结

须二段储层中碳酸盐胶结物普遍发育，以方解石为主，方解石平均含量为2.6%，个别样品中方解石的含量高达35%。碳酸盐胶结物的表现形式主要为：①早期成岩作用形成的方解石多呈颗粒状、斑点状分布于碎屑颗粒之间，有时局部可呈连晶式胶结 （图3（c））；②晚期成岩阶段形成的方解石是在溶蚀作用发生后再沉淀的，常呈交代石英或长石的形式出现 （图3（d））。

2.2.2 硅质胶结作用

硅质胶结物在储层中的出现形式主要为石英次生加大 （图3（e）），分布比较普遍。储集砂岩中次生石英含量一般为1%～8.0%，平均含量为2.7%。长石次生加大在研究区不发育，镜下偶见。

2.3 溶蚀作用

合川气田须二段储层溶蚀作用比较强烈，溶蚀作用产生次生孔隙改变了储层的孔隙特性。溶蚀作用主要表现为研究区储集空间以次生孔隙为主，原生孔隙为辅。研究区溶蚀作用的物质基础是长石、岩屑。由于长石、岩屑颗粒溶蚀使储层的物性得到了改善 （图3（f））。长石溶蚀主要是沿解理缝溶蚀，部分长石颗粒全部溶蚀，形成铸模孔。须一段、须三段、须五段烃源岩有机质在成熟过程中产生大量的有机酸或酸性水，这种酸性水进入储层，为储层溶蚀作用提供丰富的物质基础，从而使储层发生大规模溶蚀［4，5］。由于有机质成熟所产生的有机酸与铝硅酸盐矿物易发生化学反应，因此储层中主要是长石溶解，相对而言碳酸盐矿物溶蚀较少［3］。

2.4 破裂作用

裂缝普遍发育是须二段储层的重要特征，它是破裂作用的产物。须二段储层中的裂缝绝大多数为构造裂缝，主要为高角度缝和水平缝。薄片中观察到裂缝宽度一般小于0.05mm，主要以0.01～0.02mm为主。镜下可见到裂缝之间有切割现象。

图3 须二段砂岩成岩作用显微照片

3 成岩作用对储层物性的影响

3.1 压实作用的影响

合川气田须二段储层压实作用强烈，压实孔隙度可以用该公式计算：压实孔隙度＝原始孔隙度－压实后的原生孔隙度。

3.2 胶结作用的影响

硅质胶结和碳酸盐胶结是研究区最主要的胶结作用类型。胶结作用对储层物性具有两方面的影响：一方面，胶结物充填孔隙，使孔隙度降低；另一方面，在成岩作用过程中，胶结物可抵抗机械压实，从而保存剩余原生粒间孔隙，同时为次生粒间孔隙的形成提供了物质基础。研究区硅质胶结物和碳酸盐胶结物的平均含量约5.33%，是主要的胶结物。从图4（左）可以看出，孔隙度随着胶结物含量的增加而减小，当孔隙度小于4%以后，孔隙度随着胶结物含量的增加快速下降。通过计算，合川气田胶结作用使孔隙度降低3%～8%。

3.3 溶蚀作用的影响

研究区须二段储层长石的含量与储层孔隙度有一定的关系，主要表现在当长石含量小于11%时，孔隙度随着长石含量的增加而增加；当长石含量大于11%，孔隙度随着长石含量的增加而减小 （图3（右））。这可能是由于储层承受压实作用的能力随着长石含量高而变差有关。正如前面所说，研究区储层溶蚀作用主要以溶解长石颗粒或含长石的碎屑颗粒为主，根据薄片面孔率计算，溶蚀作用增加的孔隙度达6%～12%。

图4 碳酸盐含量 （左）、长石含量 （右）与孔隙度关系图

3.4 破裂作用的影响

破裂作用对储层物性的影响具有双方面的，一方面构造作用产生的裂缝，虽然对孔隙度贡献不大，但可极大提高渗透性，改善储集性能，也可促进孔隙水沿裂缝流动，形成溶蚀孔，使孔隙间的连通性变好，形成裂缝－孔隙型储层；另一方面，它能使储层进一步压实，造成一定量的孔隙损失。统计表明，裂缝的面孔率为0.5%～1%。

4 结 论

1）合川气田须二段储集层表现为低孔特低渗特征。长石岩屑砂岩为主要岩石类型，成分成熟度较低、磨圆度中等、分选性较中等－好。

2）须二段储层的孔隙类型主要有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔及裂隙孔。次生溶蚀孔隙是储层的主要储集类型。

3）须二段储层主要经历压实、胶结、溶蚀及破裂等成岩作用。原生孔隙的主要破坏者为压实作用和胶结作用。溶蚀作用增加了次生孔隙，有效的改善了储层物性。破裂作用具有二重性，一方面提供酸性流体流动通道，通过溶蚀作用扩大裂缝使孔隙间的连通性变好，另一方面加大了压实和压溶的强度减少了孔隙。

［1］施振生，杨威，金慧，等.川中－川南地区上三叠统沉积相研究 ［J］.沉积学报，2008，26（4）：211～220.

［2］金慧，魏国齐，杨威，等.安岳－潼南地区须家河组地震相模式及其地质意义 ［J］.天然气地球科学，2009，20（4）：544～548.

［3］张胜斌，王琪，李小燕，等川中南河包场须家河组砂岩沉积－成岩作用 ［J］.石油学报，2009，30（2）：225～231.

［4］杨威，魏国齐，李跃纲，等.川西地区须家河组二段成岩作用及其对储层发育的影响 ［J］.天然气地球科学，2009，20（4）：188～192.

［5］杨威，魏国齐，李跃纲，等.川西地区须家河组二段储层发育的主控因素和致密化时间探讨 ［J］.天然气地球科学，2009，20（4）：796～800.

［6］李群，郭建华，郭宇航.华池油田华152区长3油层组砂岩的成岩作用与孔隙演化 ［J］.沉积与特提斯地质，2008，28（2）：40～45 .

Diagenesis and Its Effect on T3x2Reservoir Physical Property of Hechuan Gas Field

CHEN Huan－jie（Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，SINOPEC，Beijing100083，China）

The diagenesis and its effect on reservoir physical property of Hechuan Gas Field were studied by using of physical property analysis，mercury injection experiment，thin section appraisal，and scanning electron microscope.The reservoir space was mainly of secondary dissolution pore because of destruction of primary pore caused by diagenesis of T3x2reservoir.It was characterized by ultra－low permeability，which was formed through compaction and cementation，improved by denudation and cataclasis.

Hechuan Gas Field；pore type；diagenesis；T3x2reservoir；reservoir physical property

TE122.2

A

1000－9752（2011）06－0166－04

2011－05－10

陈焕杰 （1973－），男，1997年江汉石油学院毕业，硕士，工程师，现主要从事油气田开发评价工作。

［编辑］ 宋换新