四川盆地卧新双地区须家河组储层发育特征

王昌勇，周毅，李世临，李爽，王小娟，郑荣才

四川盆地卧新双地区须家河组储层发育特征

王昌勇1，周毅1，李世临2，李爽2，王小娟3，郑荣才1

（1.成都理工大学沉积地质研究院，成都610059；2.中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆400021；3.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都610051）

通过铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射及常规物性资料，对卧新双地区须家河组储层的岩石类型、成岩作用特征及储集空间类型进行了研究，并分析了不同成岩作用对储层的影响。结果表明：卧新双地区须家河组储层主要为一套长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，具有结构成熟度中等偏高、成分成熟度低的近源快速堆积特点；储层经历了压实-压溶、胶结、溶蚀、交代、破裂和自生矿物充填等成岩作用改造，其中强烈的压实-压溶、方解石胶结和自生矿物充填等作用是导致储层孔渗性变差和致密化的主要原因，绿泥石环边胶结是部分原生粒间孔得以保存的主要原因，溶蚀作用在一定程度上改善了储集性能，破裂作用则更有效地沟通了原生和次生孔隙，极大地提高了储层渗透性。卧新双地区须家河组主要发育特低孔、超低渗裂缝-孔隙型储层，储层孔隙度和渗透率总体相关性较差，但随着孔隙度的升高，孔渗相关性逐渐变好，具有良好的油气成藏条件和一定的勘探开发潜力。

储层特征；成岩作用；绿泥石环边；裂缝；须家河组；卧新双地区；四川盆地

0 引言

卧新双地区位于川东高陡构造带中部（图1），为明月峡大背斜向东波褶时形成的次一级褶皱背斜［1-3］。背斜核部出露多为下三叠统飞仙关组和嘉陵江组地层，局部地段可见上二叠统长兴组地层［4］；背斜两翼地表依次出露中—上三叠统雷口坡组、须家河组及侏罗系地层，其中须家河组地层主要为一套辫状河三角洲沉积［5-7］。长期以来该地区主要以石炭系和中、下三叠统海相碳酸盐岩为勘探对象，须家河组作为路过层而被忽视，因此对须家河组的油气地质研究近于空白。但大量钻探、测井和试气资料显示，卧新双地区须家河组具有良好的油气成藏条件和一定的勘探开发潜力。

图1 四川盆地构造纲要与构造分区及研究区位置图（据文献［1］修改）Fig.1 Sketch map showing tectonics and tectonic division of Sichuan Basin and location of Woxinshuang area

1 储层岩石类型

卧新双地区须家河组发育须一段～须六段共6个岩性段，主要为一套灰色中—粗砂岩及细砂岩夹深灰色泥岩、粉砂岩，局部夹炭质泥岩或煤线组合［8-9］。其中须一段粒度最细，主要为一套泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩与粉砂岩互层，局部夹透镜状细砂岩；须二段和须四段粒度最粗，主要为一套中—粗砂岩夹薄层泥、粉砂岩组合；须三段和须五段泥质含量较高，砂岩粒度较细，主要发育细—中砂岩，同时泥岩夹层明显增多、加厚；须六段以细—中砂岩为主，泥质含量较低。

研究区须家河组储集砂岩总体上具有富岩屑和长石而贫石英的低成分成熟度特点，碎屑中石英体积分数较低，一般为50%～75%；长石体积分数较高，为10%～20%；岩屑体积分数高，为15%～35%，以泥岩和千枚岩岩屑为主。岩石类型以长石岩屑砂岩为主，少量为岩屑砂岩（图2），磨圆和分选一般，杂基体积分数一般低于4%，结构成熟度中等偏高。低成分成熟度和中等偏高结构成熟度反映了该区近源、快速和欠改造的三角洲相沉积特征［5-6］。

图2 卧新双地区须家河组砂岩成分三角分类图Fig.2 Triangular diagram of sandstone component of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

2 储层成岩作用特征

卧新双地区须家河组储集砂岩主要经历了压实-压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、破裂作用及自生矿物的充填等成岩作用。不同的成岩方式对储层发育具有不同的影响，可分为破坏性和建设性成岩作用2种类型，此外，部分成岩作用对储层的影响具有双重性。

2.1破坏性成岩作用

2.1.1 压实-压溶作用

研究区须家河组砂岩颗粒之间多呈线—凹凸接触，云母、泥岩及千枚岩等塑性岩屑发生强烈的挠曲变形（图版Ⅰ-1），部分长石和石英在压力作用下发生破裂，且石英自生加大现象较为普遍，说明该套砂岩经历了强烈的压实-压溶作用。由于泥岩及千枚岩等塑性岩屑含量较高，导致了强烈的压实效应和孔隙度的急剧降低。

2.1.2 胶结作用

研究区须家河组储集砂岩中的胶结作用是仅次于压实作用的负面成岩作用，以碳酸盐和硅质胶结为主，尤其是石英次生加大的胶结作用对储层的负面影响最大，常见的胶结作用类型有如下几种：

（1）碳酸盐胶结作用。以等轴粒状方解石充填粒间孔隙为主，尤其是绿泥石环边所保存的部分原生粒间孔可被完全充填，造成储集空间大量损失，因此，方解石的充填胶结作用是对储层负面影响最大的胶结作用类型（图版Ⅰ-2）。在阴极射线下，该期方解石胶结物发很强的橘红色光（图版Ⅰ-2），具有富Mn性质［10］，显示其为早成岩阶段低温条件下的地下水沉淀物。

（2）硅质胶结作用。是研究区须家河组砂岩中普遍发育的成岩作用之一，多以强度可达Ⅲ级的石英次生加大边的形式出现（图版Ⅰ-3），加大边向粒间孔中心扩展并占据部分粒间孔隙，对储集性能有一定损害，但由次生加大边形成的抗压实结构也有利于部分剩余粒间孔隙的保存。

（3）伊利石胶结作用。在偏光显微镜下，次生伊利石呈纤维状充填在粒间孔隙和粒内孔隙中（图版Ⅰ-4）。在扫描电镜下呈平行片状、弯曲片状、毛发状和丝絮状等形态分布，常附着于粒间孔隙的颗粒表面而形成伊利石膜，或半充填在粒间孔、粒内溶孔和微裂缝中，有时与晶簇状自生石英共生，表明形成时间可能在较晚的成岩阶段。伊利石对储层的伤害主要表现为把较大的粒间大孔隙分割成更小的孔隙，极大地降低了砂岩的渗透性，并造成较强的储层速敏。

（4）绿泥石环边胶结作用。呈薄膜状覆盖于碎屑颗粒周围，薄膜厚度一般为5～10 μm（图版Ⅰ-5）。绿泥石环边胶结物虽然厚度不大，但总要挤占部分储集空间，对储层具有一定破坏性。>

2.1.3 自生矿物充填作用

研究区须家河组砂岩粒间孔及粒内溶孔中常见自生伊利石、白云石及石盐晶体充填，其中石盐的出现说明成岩后期成岩流体盐度较高（图版Ⅰ-6），自生矿物的充填对储层具有破坏作用，占据了部分储集空间并导致渗透性变差。

2.1.4 交代作用

研究区须家河组交代作用发生时间较晚，也属于方解石的胶结形式之一，以方解石交代长石碎屑矿物为主，在阴极射线下发暗红色光（图版Ⅰ-2），显示其具有富Fe性质［10］，为较晚成岩阶段热液交代的产物。

2.2建设性成岩作用

2.2.1 早期胶结作用

成岩早期的硅质胶结及绿泥石环边胶结作用，在一定程度上增强了岩石骨架的稳定性，阻止了压实作用的快速进行，有利于原始孔隙的保存，同时一定厚度的绿泥石环边胶结物（通常＞5 μm）还能在包裹空间内抑制其他次生矿物的生成，进一步保护了原生粒间孔隙不被破坏。因此，成岩早期的硅质胶结和绿泥石环边胶结作用对储层的影响具有两面性，虽然占据了部分孔隙空间使孔隙度下降，但同时也有利于原生粒间孔隙的保存而具有重要的建设性意义［11］。

2.2.2 溶蚀作用

溶蚀作用为卧新双地区须家河组储集砂岩较为常见的一种成岩作用类型，在早成岩阶段晚期至中成岩阶段埋藏成岩过程的封闭体系中，酸性介质对长石等铝硅酸盐矿物以及部分岩屑具有强烈的溶解作用，并形成粒内溶孔、粒间溶孔甚至铸模孔（图版Ⅰ-7），对改善储层物性具有明显贡献。

2.2.3 破裂作用

中—晚成岩阶段由构造破裂作用形成的裂缝（图版Ⅰ-8），对改善卧新双地区三叠系须家河组砂岩的储集性具有十分重要的意义，是砂岩在孔隙度较低的情况下具有相对较高渗透率的主要原因，也是改善储层局部孔渗性的重要因素。

2.3成岩演化模式

2.3.1 成岩阶段划分

卧新双地区须家河组储集砂岩的压实和石英次生加大强烈，颗粒接触紧密，主要为凹凸接触，表明成岩作用强度较大。同时砂岩黏土矿物的X射线衍射分析结果显示，黏土矿物主要为伊利石和绿泥石，同时含有较多的伊/蒙混层，伊/蒙混层中蒙皂石体积分数≤15%。以上结果表明该区须家河组储层经历了埋藏深度较大、延时较长及强度较高的成岩作用改造，可划分为如下几个成岩阶段（图3）：

图3 卧新双地区须家河组砂岩成岩演化模式Fig.3 Models sandstones diagenesis of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

（1）同生期。主要发生铝硅酸盐的水化作用以及有机质的有氧呼吸，其中有机质的有氧呼吸会产生大量CO2，过量的CO2阻止了早期方解石的胶结作用。

（2）早成岩阶段A期—B期。是压实作用和压实效应最强烈的时期，压实作用贯穿了整个成岩阶段，砂岩孔隙度可降低至20%及以下。绿泥石环边胶结作用也主要发生在早成岩阶段A期，环边胶结物虽然挤占了部分储集空间，但提高了岩石骨架抗压实能力，有利于原生粒间孔隙的保存，同时也阻碍了于早成岩阶段B期开始的石英次生加大。

（3）中成岩阶段A期。此时沉积物已经历了较为强烈的压实作用，部分承压较大的石英碎屑或硅质岩岩屑在接触点附近发生压溶、变形，进入孔隙流体中的SiO2就近沉淀而形成石英次生加大边，并充填粒间孔隙。因此，该时期是石英次生加大最强烈的时期，并可延续至中成岩阶段B期，最终随压实效应的衰减而逐渐减弱。需要指出的是，中成岩阶段A期也是研究区须家河组泥岩中有机质在热演化过程中排放大量有机酸热液，对长石和岩屑等不稳定组分进行溶蚀和形成大量次生溶孔的主要时期，因而也是改善砂岩储集性能的重要时期。

（4）中成岩阶段B期。随着有机酸热液的不断消耗，成岩流体pH值逐渐升高，方解石胶结物开始充填粒间孔隙和粒内溶孔，并交代长石颗粒。随着成岩流体pH值的不断升高，流体的盐度也显著增大，盐类矿物开始沉淀并充填孔隙。

（5）晚成岩阶段。随着孔隙流体pH值不断升高，酸性成岩作用趋于停止，但在碱性条件下方解石继续交代长石，同时（铁）白云石继续沉淀，伊/蒙混层矿物几乎完全向伊利石转化。此外，伴随流体矿化度不断升高，盐类矿物开始大量充填孔隙，导致储层进一步致密化。该成岩阶段也是构造较为活跃的时期，大量张裂缝的形成对改善储层的储集性能具有重要意义。

2.3.2 成岩模式

总体说来，压实-压溶作用、钙质胶结作用、硅质胶结作用、黏土矿物胶结作用、交代作用以及自生矿物的充填作用对储层具有破坏作用，其中以压实-压溶作用和钙质胶结作用对卧新双地区须家河组储集砂岩物性伤害最为严重。早期绿泥石环边胶结作用、溶蚀作用及破裂作用对储层具有建设性作用。卧新双地区须家河组砂岩储层中建设性成岩作用几乎贯穿了整个成岩阶段，但在不同的成岩阶段，对储层发育有利的成岩作用方式具有明显的差别。早期以绿泥石环边胶结为主，埋藏成岩期以酸性热液流体的溶解作用为主，至中晚成岩阶段以构造破裂作用为主。

3 储层特征

3.1储集空间类型

卧新双地区须家河组储集空间类型主要包括原生粒间孔隙、次生溶孔、微裂缝及晶间微孔等，其中原生粒间孔隙和次生溶孔为该区最主要的储集空间。

3.1.1 原生粒间孔隙

原生粒间孔隙是卧新双地区须家河组砂岩储层中最常见也是最为重要的储集空间类型。此类孔隙大部分与绿泥石环边胶结有关，剩余原生孔大多都呈颗粒之间的多角形孔，孔内被铁方解石、自生石英或黏土矿物充填（图版Ⅱ-1、图版Ⅱ-2）。

3.1.2 次生溶孔

次生溶孔也是研究区须家河组储集砂岩较为重要的储集空间，主要包括粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔（图版Ⅰ-7、图版Ⅱ-3、图版Ⅱ-4）。此类孔隙的成因与地层中有机质热演化过程中所排出的酸性热液有关［12-14］。排烃过程中富含有机酸的酸性流体对长石、火山岩岩屑等进行溶蚀，溶蚀的边缘常以毛刺状和港湾状为识别标志（图版Ⅰ-7），其中长石等铝硅酸盐矿物的溶蚀作用还伴随有大量自生石英及高岭石等副矿物产生，这些副矿物常以充填粒内溶孔的方式存在（图版Ⅱ-3）；部分碎屑颗粒溶蚀作用较为彻底，常形成较大的铸模孔（图版Ⅱ-4）。

3.1.3 微裂隙

由于卧新双地区处于背斜之上，地层受应力拉张，因此该区须家河组张性缝极为发育，多沿粒缘缝发育，并具有粒缘缝受溶蚀作用改造的特征（图版Ⅱ-5）。研究区须家河组大量粒缘缝呈网状分布，使得（残余）原生粒间孔隙和次生溶孔得以有效沟通，同时也促进了溶蚀作用的进行，对改善该套致密砂岩储集性能，特别是提高储层渗透性具有重要意义。

3.1.4 晶间微孔

卧新双地区须家河组砂岩中还发育少量组分内微孔，主要包括杂基、假杂基、长石、弱溶蚀的碎屑或胶结物边缘以及各种自生矿物集合体中细小矿物之间小于0.01 mm的微孔隙（图版Ⅱ-6），此类孔隙对储集性能贡献很小。

3.2储层物性特征

卧新双地区须家河组储层总体具有特低孔、超低渗特征，超过50%的岩心实测孔隙度＜5%，孔隙度为5%～8%的砂岩最为发育，60%以上的岩心实测渗透率＜0.1 mD，渗透率没有明显集中分布的态势（表1）。

表1 卧新双地区须家河组储集砂岩孔隙度和渗透率分布特征Table 1 The distribution characteristics of porosity and permeability of reservoir sandstones of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

研究区须家河组储层孔-渗相关图（图4）呈前大后小的喇叭状，表明储层孔隙度与渗透率总体相关性较差。储层渗透性和基质孔隙度大小没有绝对的对应关系，这与储层中微裂缝较为发育的特征相一致，但随着孔隙度升高（特别是当孔隙度＞6%时），孔-渗相关图逐渐收敛为一条直线，说明孔隙度与渗透率相关性有逐渐变好的趋势。按照孔隙成因类型，研究区须家河组储层可细分为以原生粒间孔隙为主和以次生溶孔为主的2类储层，前者孔隙度一般为4%～9%，孔喉较大较直，流体渗透能力主要与孔隙发育程度呈正比；后者孔隙度一般＜4%，孔喉细小弯曲，渗透性主要依赖于微裂缝，因此孔渗相关性较差。

图4 卧新双地区须家河组储集砂岩孔-渗相关图Fig.4 Relationship between porosity and permeability of reservoir sandstones of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

4 结论

（1）卧新双地区须家河组主要发育特低孔、超低渗裂缝-孔隙型储层，砂岩中大量的泥岩及千枚岩岩屑是导致快速压实和致密化的重要原因。

（2）受绿泥石环边胶结保护的原生粒间孔隙是卧新双地区须家河组最为重要的储集空间，原生粒间孔隙的多少在很大程度上决定了储层孔隙度的大小。

（3）与有机酸溶蚀作用有关的次生溶孔也是较为重要的储集空间，次生溶孔对储层总孔隙度具有明显贡献，但与溶蚀作用伴生的自生矿物的充填对储层渗透性带来一定伤害。

（4）受构造影响，卧新双地区须家河组储层中微裂缝极为发育，其对总孔隙度贡献微弱但却有效沟通了粒间孔隙和次生溶孔，极大地提高了岩石渗透性。

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Reservoir characteristics of Xujiahe Formation in Woxinshuang area, Sichuan Basin

WANG Changyong1，ZHOU Yi1，LI Shilin2，LI Shuang2，WANG Xiaojuan3，ZHENG Rongcai1
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Chongqing Gas Field，PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chongqing 400021，China；3.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chengdu 610051，China）

Based on the data of cast slice,SEM,X-ray and normal physical properties,this paper studied the reservoir rock types,diageneses characteristics and reservoir space types of Xujiahe Formation in Woxinshuang area,and analyzed the impact of different diagenese on the reservoir.The result shows that the reservoir lithology is mainly feldspathic litharenite and lithic sandstone with the characteristics of low compositional maturity and medium-high textural maturity,and the provenance is proximal and rapidly accumulated.The sandstone in the study area experienced six diageneses:compaction-pressure solution,cementation,dissolution,replacement,fracturing and authigenic mineral filling.The intensely compaction-pressure solution,calcite cementation and authigenic mineral filling are the main reasons for the degradation of reservoir porosity and permeability and densification.The chlorite rim cementation is the main cause for the preservation of some primary intergranular pores.Dissolution to a certain extent,improves the reservoir performance.Fracturing is more effective for communicating the primary pores and secondary pores,and greatlyimproves the reservoir permeability.Xujiahe Formation in Woxinshuang area mainly developed fractured-porous type and extra-low porosity and ultra-low permeability reservoir.The reservoir porosity and permeability is poorly correlated in whole,but with the porosity getting higher,the correlation between porosity and permeability is gradually getting better.The Woxinshuang area has favorable conditions for oil and gas accumulation and has a certain exploration and development potential.

reservoir characteristics；diagenesis；chlorite rims；fractures；Xujiahe Formation；Woxinshuang area；Sichuan Basin

图版Ⅰ

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）02-0021-06

2013-11-12；

2013-12-15

国家重大科技专项“四川盆地岩性油气藏富集规律与目标评价”（编号：2011ZX05001-005-01）部分研究成果

王昌勇（1981-），男，博士，副教授，主要从事沉积学和石油地质学方面的教学和科研工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号成都理工大学沉积地质研究院。E-mail：wangchangyong09@cdut.cn。