四川盆地须家河组二段储集体非均质性特征及其成因

徐安娜 汪泽成 赵文智 卞从胜 徐兆辉 崔 瑛 武松涛

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油勘探与生产分公司

四川盆地须家河组二段储集体非均质性特征及其成因

徐安娜1汪泽成1赵文智2卞从胜1徐兆辉1崔 瑛1武松涛1

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油勘探与生产分公司

四川盆地上三叠统须家河组二段砂岩非均质性较强，为分析其特征和成因，基于前人在构造演化、沉积背景及其演化和成岩作用等方面的研究成果，利用须二段野外露头120个砂砾岩样品、井下160个岩屑样品和150个岩心样品，开展了岩石粒度、成分和重矿物分析及铸体薄片、扫描电镜、压汞和核磁共振等储层实验室综合分析。结论认为：该砂岩储集体非均质性较强，表现为岩石组构的非均质性明显，层内和层间渗透率变异系数高，中高孔渗砂体侧向连通程度低以及渗透率分布在河道部位的方向性等；特定构造和沉积背景以及水道多期迁移为须二段储层非均质性的形成奠定了地质条件，河道粗粒砂岩、绿泥石衬边和碱性长石等经历的建设性成岩作用是储集体非均质性形成的关键要素。

四川盆地 晚三叠世 低孔隙度低渗透率 储集体 非均质性 成因 建设性成岩作用 构造

四川盆地上三叠统须家河组砂岩气藏储集体规模大，普遍低孔低渗且非均质性较强。前人对须家河组的研究主要集中在构造演化、沉积背景和沉积体系及其成岩作用、储层分级评价等方面［1－10］，笔者基于前人研究认识，强调储层非均质性及其成因研究，以便为相对中—高孔渗储集体的预测和致密砂岩气藏的高效勘探和开发提供科学依据。

1 地质概况

四川盆地须家河组自下而上分为6段，其中须二、须四、须六段主要发育一套以灰色中一细砂岩为主夹薄层泥岩的大型辫状河（扇）三角洲沉积，砂岩大面积分布，但普遍低孔低渗，为盆地主要储气段；须一、须三、须五段发育一套以黑色页岩和泥岩沉积为主夹粉（细）砂岩、煤层或煤线的含煤沉积建造，为主要烃源岩和盖层。须一、须三、须五段含煤泥岩与须二、须四、须六段的砂岩交互叠置，形成的“三明治结构”为须家河组大规模天然气成藏创造了有利条件（图1）。

2 储集体非均质性特征

须二段砂岩主要发育多期进退交替的辫状河（扇）三角洲沉积，其储集体由多期砂体叠置、切割或搭桥组成的砂体群组成，规模较大，非均质性较强，突出表现为岩石组构分布不均，层内或层间非均质性强，储层侧向连通程度差及中高孔渗带平面分布方向性明显等。

2.1 岩石组构的非均质性特征

岩石组构非均质性主要指岩石组成成分、粒度和孔隙结构的非均质性。前人研究成果显示，四川盆地上三叠统须家河组沉积时期存在6大物源方向（图1）和2种物源类型（造山带物源、古陆物源），发育多期进退交替的大型辫状河（扇）三角洲沉积体系［1－2］。

笔者针对须二段野外露头120个砂砾岩样品、井下160个岩屑样品和150个岩心样品，开展岩石粒度、成分和重矿物分析以及铸体薄片、扫描电镜、压汞和核磁共振等储层实验室综合分析研究，其分析统计结果显示，川东南或北部以及川西北或南部等不同地区的须二段砂岩储集体在岩石组成成分、粒度和孔隙结构等方面存在明显的分区或非均质性特征。

图1 四川盆地构造单元与上三叠统须家河组沉积模式图

2.1.1 川西北部龙门山和大巴山前缘一带

川西北部龙门山和大巴山前缘一带须二段沉积物源属于造山带物源，岩石颗粒粒度大小不等，磨圆和分选差；岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，石英和长石含量很低，岩屑含量较高，平均达30%，岩屑中以千枚岩、片麻岩、粉砂岩、泥粉晶灰岩为主，杂基含量较低；孔隙类型以基质孔和黏土矿物晶间孔为主，发育少量粒内孔和裂缝，平均面孔率为3.47%，孔隙结构以小孔细喉型为主，局部发育大孔细喉型。

2.1.2 川西南部

川西南部须二段沉积物源以古陆物源为主，含少量造山带物质，岩石颗粒粒度以中粗粒为主，夹杂细粒沉积，磨圆和分选较差；岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，石英、长石和岩屑含量平均分别为64.46%、8.66%和16.13%，岩屑中以石英岩、泥页岩为主，含少量花岗岩屑；孔隙类型主要为粒间和粒内溶孔以及石英次生加大后形成的残余粒间孔，微裂缝多见，面孔率约为6.73%，孔隙结构属于中孔细喉和小孔细喉型。

2.1.3 川中及川中—蜀南过渡带

川中及川中—蜀南过渡带须二段岩石类型主要为长石岩屑砂岩，含少量岩屑砂岩和长石石英砂岩，石英和岩屑含量中等，长石含量相对较高，分别平均为61.45%、1.97%和10.51%；其砂岩孔隙类型主要为粒间、粒内溶孔、绿泥石衬边的溶蚀孔和石英次生加大后的残余粒间，以及少量杂基孔和微裂缝，面孔率约为10.73%，孔隙结构以中孔细喉为主，局部发育小孔细喉和大孔细喉型组合。大量须二段岩心压汞分析统计结果显示（图2），须二段砂岩的孔隙结构非均质性较强，喉道直径分布在0～2μm，变化范围较大，其中直径小于0.5μm的微孔喉和小孔喉体积分别占总体积的75%左右，大孔喉发育较少，并且当孔喉直径小于0.5μm时，渗透率随孔喉直径变化呈指数函数增长，对渗透率的影响较为敏感。

图2 川中地区须二段储层喉道直径与渗透率关系图

上述分析表明，须二段砂岩储层在岩石成分和孔隙结构等方面的非均质性较强。

2.2 层内或层间非均质性特征

砂体层间非均质性的强弱通常取决于小层间物性变化大小和隔层发育程度，而其层内非均质性强弱主要由单砂层内沉积韵律、物性和夹层在垂向上的变化规律和差异程度决定。目前常以渗透率变异系数（Kv）或级差大小来表征砂体的层内或砂层间非均质性强弱。当Kv＜0.5时，反映砂体层内或砂层间非均质程度较弱；Kv＝0.5～0.7时，表示非均质程度中等；当Kv＞0.7时，说明砂层非均质性较强。

通过建立四川盆地须家河组层序地层格架（图1），针对合川地区开展须二段砂岩精细小层对比（自上而下划为1～4个小层）和相控随机模拟储层预测综合研究。研究成果显示（图3），须二段各小层之间泥岩隔层不发育，主要发育含泥细粒粉砂质物性隔层，其内部大量致密砂岩分隔体（层）与中高孔渗砂体相互“渗透”和交叉分布。

Kv计算结果显示：4个小层之间的非均质性较强，下部4小层和3小层之间的Kv为0.6，上部1和2小层之间的Kv为0.8，而2和3小层间的Kv高达0.9，中高孔渗层主要位于中下部的主河道、砂坝微相砂体中。同时发现，须二段砂体中4个小层的层内泥质夹层不发育，发育含泥细粒粉砂岩夹层，说明须二段砂体中4个小层的层内非均质性也较强，中高孔渗层主要位于河道砂体底部和砂坝顶部。

图3 合川地区须二段砂岩孔隙度和渗透率剖面图

2.3 储集体连通程度的非均质性特征

储集体连通程度与储集体形态、规模大小和井距有一定的关系。勘探地质上通常采用某个砂体的钻遇率或连通程度来表征。川中合川—潼南气区近60口井砂体钻遇率统计显示，须二段砂体内1～4小层的砂层钻遇率和有效砂体（孔隙度大于6%的砂体）的钻遇率差异明显。

下部4小层和3小层的砂层厚度多介于10～28 m，平均钻遇率高，为68%～80%，砂体连通程度介于45%～65%，但有效砂体的厚度多在0～15 m，储集体钻遇率仅为28%～45%，连通程度介于0～45%。上部1小层和2小层的砂层厚度多为15～35 m，平均钻遇率介于55%～70%，砂体连通程度介于40%～55%，但有效砂体的厚度多在0～10 m，储集体钻遇率仅为20%～40%，连通程度介于0～30%。综上，须二段砂岩侧向连续性较好，但大量为低孔、低渗的致密砂岩分隔体，孔隙度大于6%的中高孔渗有效储集体仅呈弥散状或孤立状分布在大规模致密砂岩中，连通性较差，非均质性较强（图3）。

2.4 储层平面物性的非均质性特征

储层平面物性的非均质性特征主要由孔隙度或渗透率宏观上表现出来的方向性所引起。四川盆地须二段近300个岩样物性分析结果显示，不同地区储层物性差异明显，如川西地区岩样中有85%样品的平均孔隙度小于5%，平均渗透率小于0.1 mD，显示物性较差；而大川中地区样品中有48%的岩样平均孔隙度大于10%和渗透率大于0.5 mD，显示物性较好。

物性分析结果也显示不同沉积微相的砂岩孔隙度和渗透率差异明显（图4），河道微相和砂坝相砂体与溢流砂坪相砂体相比，其平均渗透率级差可为2～3倍。利用300个岩样渗透率分析的结果，结合前人对须二段物性分析的成果，绘制须二段渗透率平面分布图，发现中高孔渗带（孔隙度大于8%、渗透率大于0.1 mD）主要沿主河道或次水道的流向分布，其中渗透率介于1～10 m D的储层面积约占整个砂体平面分布12%，渗透率为1～0.1 mD的储层面积约占整个砂体平面分布65%，渗透率为0.1～0.01 mD的储层面积约占整个砂体平面分布15%，渗透率小于0.01 mD的储层面积约占整个砂体平面分布8%，以上说明须二段储层的平面非均质性较强。

图4 川中地区须二段沉积微相与物性关系图

3 储集体非均质性成因探讨

3.1 特定构造、沉积背景和水道多期迁移

特定构造和沉积背景以及水道多期迁移为须二段储层非均质性的形成奠定了地质条件。

须家河组沉积期，四川盆地接受来自龙门山、大巴山和江南古陆等盆地周缘山系的充足继承性物源，盆地西部及其西北部因幕式升降明显，位于前陆挤压冲断带和坳陷带，沉积底形坡度大（平均坡度为6°～7°），主要接受来自龙门山前造山带物源，须一、须三段和须五段沉积时期因盆地构造相对平静期，基底稳定，物源供给不足，发育浅水湖盆退积型辫状河三角洲和沼泽沉积（图1）。而须二、须四段和须六段因构造活动期，盆地基底沉降加快，可容纳空间增加，物源供给增加，湖面下降，浅水（扇）三角洲砂体向湖盆内推进，发育进积式大型辫状河三角洲沉积体系，主要特点砂层厚度大，粒度粗，各类岩屑（火山岩、变质岩和沉积岩）含量高，而石英和长石含量低，裂缝发育，纵向分布延伸距离短，平均为50～80 km。

川中及其东部地区位于前陆平缓带和隆起带，沉积底形坡度缓（平均坡度为1°～2°），须家河组前期主要接受来自盆地东部或东北部的古陆物源，后期接受来自大巴山前的造山带物源，发育因河道多期迁移摆动的大型辫状河三角洲沉积体系，其主要特点是砂层厚度相对薄，粒度以中细粒为主，长石含量高，各类岩屑和石英含量中等，局部井点微裂缝发育，沉积相带分布范围广，三角洲平原相和三角洲前缘相分别延伸长度为58～92 km和121～140 km（图1）。综上，四川盆地不同构造背景和沉积背景下的沉积砂体在岩石成分、粒度和沉积特征上存在明显差异，这种差异为砂岩岩石组构的非均质性创造了条件。

邓宏文教授等人［11－12］认为基准面变化过程中，A／S比值（可容纳空间与沉积物补给量之比）变化是诸多控制沉积作用因素的综合响应，能够决定可容纳空间沉积物堆积速度、保存程度和内部结构（如堆积样式）等，A／S比值变化趋势决定砂体规模及其叠置样式的变化规律，当0＜A／S≤1时，河道以多期侧向迁移的进积作用为主，各期砂体间或搭接或切割或垂向加积，呈带状或宽毯状展布，分布面积广。

四川盆地上三叠统须一、三和五须段沉积时期，受物源供给不足和盆地不均衡沉降影响，其A／S比值变化主要表现为大于1和小于0的两种状态，主要接受退积式大型辫状河（扇）三角洲沉积，三角洲前缘河道砂和席状砂主要以下切或垂向加积为主，呈孤立状或窄带状展布，分布范围有限；当须二、须四和须六段沉积时期，物源供应充足，盆地A／S比值变化在0～1，主要接受进积式大型辫状河（扇）三角洲沉积，平缓背景下河道以多期侧向迁移的进积作用为主，不同期砂体之间相互搭接、切割或垂向加积形成大型复合体，其内部砂体之间的岩石组构、层内层间非均质性、连通程度和物性特征等相对复杂，非均质性较强。故不同A／S比值下河道多期迁移摆动加剧了须家河组不同时期砂体或储层内部的非均质性。

3.2 建设性成岩作用

河道粗粒砂岩、绿泥石衬边和碱性长石等经历的建设性成岩作用，是须二段储层非均质性形成的关键要素。

须二段大型复合砂体主要由4期河道迁移摆动形成的砂体组成，纵向上不同时期沉积砂体之间或同期砂体内部的沉积韵律、微相组合、胶结物类型及其含量、成岩相类型及其组合以及孔隙度和面孔率等存在明显差异，非均质性较强。图5为潼南102井须二段复合砂体沉积微相、成岩相和孔隙度的纵向变化图，可见河道滞留微相（A）和砂坝相砂体（B）主要由粗粒或中粒砂组成，发育强溶蚀成岩相（D1）和中溶蚀成岩相（D2和D3），对应的岩心孔隙度可超过7%，而溢流砂坪相砂层（C）及其上下地层由细粒粉砂和泥岩组成，常见机械压实致密成岩相（Pc）和碳酸盐充填成岩相（Cc），对应孔隙度在2%～5%，以上现象说明沉积微相、成岩相和储层物性三者之间的关系密切，储层物性明显受沉积微相和成岩相双重控制，其中河道粗粒砂岩原生孔隙发育，有利于各类溶蚀作用的产生，形成中低孔渗储集体，造成储层非均质性强。

图5 潼南102井须二段砂体各类储层特征纵向变化图

图6 四川盆地须家河组砂岩微观孔隙结构特征图

前人研究成果认为［7，9－10］，须家河组砂岩是建设性和破坏性成岩作用的综合结果，其中压实和胶结充填等破坏性成岩作用是导致砂岩大面积致密化的主要因素，而各类溶蚀作用和绿泥石衬边等建设性成岩作用是造成致密砂岩内中孔渗储集体发育的主要因素。罗孝俊等人［13］认为碱性长石（钾长石、钠长石）在较为酸性或较为碱性介质中均易发育次生孔隙，斜长石（近钙长石）在偏碱性介质中才易发育次生孔隙。Pittman［14］认为等厚连续黏土包壳可以抑制碎屑石英的成核作用，能够抑制石英次生加大作用，避免因多期石英加大造成的孔隙减少。笔者通过观察大量须二段岩心铸体薄片和扫描电镜资料（图6），发现残余粒间孔或粒内溶蚀孔隙在富含碱性长石、火山岩屑和绿泥石胶结物的砂岩中相对发育，统计碱性长石和绿泥石胶结物含量与孔隙度大小的关系，发现它们之间存在明显的正相关关系，说明煤系酸性成岩环境中，碱性长石和绿泥石环边胶结物分布及其含量是引起差异溶蚀作用的根本原因，也是造成须二段砂岩储集体非均性强弱的关键要素。

4 结论

1）四川盆地上三叠统须二段储集体非均质性较强，表现为岩石结构非均质性明显，层内和层间渗透率变异系数高，中高孔渗砂体的钻遇率低和侧向连通程度差，平面分布受主河道和河坝砂体控制明显；

2）特定构造和沉积背景以及水道多期迁移为须二段储层非均质性的形成创造了地质条件，河道粗粒砂岩、绿泥石衬边和碱性长石等经历的建设性成岩作用是储集体非均质性形成的关键要素。

本文得到赵文智教授等专家多次指教和指导，也得到中国石油西南油气田公司勘探开发研究院、中国石油勘探开发研究院地质所各级领导和同行的协助，在此表示诚挚感谢。

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Features and genesis of reservoir heterogeneity in the second member of the Upper Triassic Xujiahe Fm，Sichuan Basin

Xu Anna1，Wang Zecheng1，Zhao Wenzhi2，Bian Congsheng1，Xu Zhaohui1，Cui Yin1，Wu Songtao1
（1.Petroleum Exploration and Development Research Institute，PetroChina，Beijing 100083，China；2.PetroChina Exploration and Production Co.，Ltd.，Beijing 100011，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 11，pp.53－58，11／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Sandstones in the second member of the Upper Triassic Xujiahe Fm in the Sichuan Basin are strong in heterogeneity.In order to understand the features and genesis of their heterogeneity，we reviewed the previous studies on structural evolution，sedimentary settings and evolution as well as diagenesis，and performed an analysis of rock grain sizes，composition，and heavy minerals，and laboratory data such as cast thin section，scanning electric microscope，mercury injection and NMR by use of 120 outcrop samples，160 rock debris samples，and 150 core samples.The following conclusions are obtained.（1）The significant heterogeneity of the sandstone reservoirs is characterized by obviously heterogeneous rock fabric，a large variation coefficient of interlayer and intralayer permeability，a poor lateral connectivity of sandbodies with medium to high porosity and permeability，and the directivity of permeability distribution in channels.（2）The unique structural and sedimentary settings and multistage migrations of channels provide geological conditions for the formation of reservoir heterogeneity in the second member of the Xujiahe Fm.（3）The constructive diagenesis of channel coarse grain sandstone，chlorite liner and alkali feldspar is the key factor controlling the degree of reservoir heterogeneity.

Sichuan Basin，Later Triassic，low porosity and permeability，reservoir，heterogeneity，genesis analysis，constructive diagenesis，structure

徐安娜等.四川盆地须家河组二段储集体非均质性特征及其成因.天然气工业，2011，31（11）：53－58.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.11.013

国家重点基础研究发展计划（973计划）课题（编号：2007CB209502）。

徐安娜，女，1966年生，高级工程师，博士；主要从事储层和油气藏描述与综合评价研究工作。地址：（100083）北京市学院路20号中国石油勘探开发研究院石油地质研究所。电话：（010）83597997。E－mail：xan＠petrochina.com.cn

（修改回稿日期 2011－09－22 编辑 罗冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.11.013

Xu Anna，senior engineer，born in 1966，is mainly engaged in description and comprehensive evaluation of oil and gas reservoirs.

Add：Mail Box 910，No.20，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8359 7997 E－mail：xan＠petrochina.com.cn