元坝地区须二段下亚段储层特征及优质储层主控因素

贾 爽，李宏涛，肖开华

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

元坝地区须二段下亚段储层特征及优质储层主控因素

贾 爽，李宏涛，肖开华

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

元坝地区须家河组须二段下亚段Ⅰ砂组、Ⅱ砂组具有较好的含气潜力.通过岩心观察、岩矿成分分析、压汞实验、岩石薄片分析、铸体薄片分析等方法，分析元坝地区须家河组须二段下亚段储层特征.结果表明：元坝地区须家河组须二段下亚段岩性为三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩及滨浅湖砂坝石英砂岩、岩屑石英砂岩，属于低孔低渗储层，具有复杂的孔喉结构，其中石英砂岩孔喉结构较好.基质储集空间类型以次生溶蚀孔为主，裂缝以水平缝和低角度缝为主，缝宽较小.储层特征受沉积和成岩作用的控制，不同的沉积微相控制储层碎屑颗粒成分及结构，从而影响强烈的成岩作用下原生孔隙的保存及次生孔隙的发育.压实作用是破坏原生孔隙的主要因素，胶结作用主要形成于中晚成岩阶段，主要对孔隙空间起破坏作用，部分黏土胶结作用有保持孔隙空间的作用，溶蚀作用是形成次生孔隙，改善储集空间，形成优质储层最主要的控制因素.该研究为气藏的开发和评价提供依据.

元坝地区；须家河组；储层特征；主控因素

0 引言

随着油气勘探开发的深入，川东北地区海相长兴组—飞仙关组已成为重要的天然气勘探开发领域[1-2].近年来，在海相地层勘探过程中，在钻遇上覆陆相须家河组地层中，部分井发现较好的油气显示.其中须家河组须二段下亚段因砂体厚度较大，被认为是有利的勘探区域，在气藏开发前期评价中，元坝22井测试无阻流量为22.06×104m3/d，元陆11井测试产量为10.40×104m3/d，产气层集中在须二段下亚段中上的Ⅰ砂组、Ⅱ砂组.

在勘探开发过程中发现气井产能差异大的问题，可能是由储层岩性和物性的差异引起的，因此需要对储层特征进行研究，为气藏开发评价提供依据.目前，对于元坝地区须二段储层的研究主要是在沉积相演化、储层物性特征及储层致密化过程等方面，缺少对储层特征控制因素的分析.秦华等结合岩心观察、测井资料、粒度分析等识别元坝须二段大型三角洲砂体及分布[3].陈波等结合钻井、测井资料分析元坝地区石英砂岩的分布及成因[4].王喻等研究表明元坝须二段气藏储层孔隙类型主要是微孔隙，裂缝对渗流起促进作用，物性相对较好的须二段下亚段是较有利区域[5].王威通过对元坝须二段储层成岩、孔隙演化与天然气成藏的关系研究，认为它为先致密，后成藏[6].笔者基于测试高产段储层特征研究，结合岩心观察、岩心样品实验结果，分析元坝地区须二段下亚段储层的岩性、物性、储集空间、孔喉结构特征及优质储层控制因素，为有利储层的优选提供依据.

1 地质概况

元坝地区构造上位于四川盆地川东北部，其南为川中低缓构造带北部斜坡，东为通南巴构造带西南端、北为九龙山背斜南端(见图1).

元坝地区须二段发育一套辫状河三角洲—滨浅湖沉积，在须二段中部发育一套湖相的灰黑色泥页岩和煤层，即“腰带子泥页岩”，代表一次全区范围的次级湖泛[7-8]，将须二段分为上下2个亚段.

图1 元坝地区区域构造位置Fig.1 The tectonic location of Yuanba area

须二段下亚段地层岩性组合为灰色—浅灰色细、中砂岩，夹深灰色泥岩、粉砂质泥岩，自上而下分为3个砂组，研究目的层为含气潜力较好的Ⅰ砂组和Ⅱ砂组.Ⅱ砂组为三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、席状砂、河口坝微相.Ⅰ砂组沉积时期仍发育辫状河三角洲相，但随着基准面的上升，在工区西南部及东部出现典型的滨浅湖砂坝沉积.

2 储层特征

2.1 岩石学

须二段下亚段储层岩性有石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩、长石岩屑砂岩，除石英砂岩外，矿物成分总体上具有岩屑含量高、长石含量低的特点.

石英砂岩、岩屑石英砂岩发育在须二段下亚段Ⅰ砂组滨浅湖砂坝，岩屑砂岩、长石岩屑砂岩主要发育在须二段下亚段Ⅰ砂组、Ⅱ砂组三角洲前缘水下分流河道、席状砂、河口坝(见图2).

图2 元坝地区须二段下亚段储层岩性特征Fig.2 The lithology characterization in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

2.2 储层物性

岩心物性分析实验结果反映须二段下亚段储层具有“低孔低渗”特征.Ⅰ砂组平均孔隙度为4.33%，平均渗透率为0.076 3×10-3μm2，孔渗相关性较好；Ⅱ砂组平均孔隙度为4.93%，平均渗透率为0.337 2×10-3μm2，随着孔隙度的增大渗透率呈上升趋势，揭示储集空间主要为孔隙，也存在异常高值渗透率，具有孔隙型及裂缝—孔隙型储层的特点(见图3).

图3 元坝地区须二段下亚段Ⅰ砂组、Ⅱ砂组物性特征Fig.3 The physical property in the lower 2th member sand beds I and II of Xujiahe formation in Yuanba area

2.3 基质储集空间类型

基质储集空间以次生溶蚀孔为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔(见图4).粒间溶孔是工区储层中广泛发育的孔隙类型，粒内溶孔较为常见，分布不均匀.此外，可见少量残余粒间孔，主要分布于石英砂岩.

图4 元坝地区须二段下亚段储层主要储集空间类型及分布Fig.4 The type and distribution of reservoir space in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

2.4 孔隙结构

根据岩心样品压汞实验结果，元坝地区须二段下亚段储层具有低孔隙度、低渗透率、排驱压力大、进汞饱和度较低、退汞效率低的复杂孔喉结构特征.

工区储层发育的4种岩石类型中，以石英砂岩的孔喉结构较好(见图5).元坝204井石英砂岩样品压汞实验排驱压力p为1 MPa，进汞饱和度SHg为90%，孔喉结构属于中孔细喉型，孔喉比中等，孔隙喉道大小分选较好，偏细歪度.元坝104井岩屑砂岩样品压汞实验进汞饱和度为80%，孔喉结构属于小孔微喉型，孔喉比低，孔隙喉道大小分选不好，偏细歪度.

图5 元坝地区须二段下亚段储层孔喉结构特征Fig.5 The pore and throat structure characterizations in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

2.5 裂缝发育

破裂作用形成的裂缝可以改善储层的渗透性[9]，在岩心薄片上可观察到微裂缝发育、切割石英颗粒的特征，可成为有效储集空间(见图6).

图6 元坝须二段下亚段微裂缝特征Fig.6 The micro fracture characterization of the lower sub second interval sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

岩心及裂缝观察表明，裂缝密度较小，平均裂缝密度为0.89条/m.根据裂缝产状，将裂缝分为垂直缝(不小于85°)、高角度缝(45°～85°)、低角度缝(5°～45°)、水平缝(不大于5°)四类[10]，须二段下亚段储层裂缝主要以水平缝和低角度缝为主(见图7).岩心裂缝宽度较小，缝宽多集中在0.1～1.0 mm之间，最大缝宽为5.0 mm，缝宽与裂缝成因有关，一般剪切裂缝宽度较小，张裂缝宽度较大[11]，工区发育的裂缝主要是在区域应力场作用下，在褶皱挤压过程中沿岩石沉积界面形成的剪切裂缝.裂缝的充填程度以半充填为主，充填物以方解石和有机质为主，有少量的泥质、黄铁矿等其他物质充填.

图7 须二段下亚段储层裂缝产状与宽度分布Fig.7 The fracture type and occurrence distributions in the lower member of Xujiahe formation in Yuanba area(from core observations)

3 主控因素

3.1 沉积

沉积相带决定储层岩石颗粒大小、填隙物含量、岩石孔隙结构等微观特征，从而控制储层原生孔隙的大小和渗流能力[12-13].有利的沉积相带是形成低孔低渗砂岩储层的基本条件.

3.1.1 沉积相带

在三角洲前缘、滨浅湖沉积背景下，叠加的水下分流河道及滨浅湖砂坝物性相对较好.岩心物性分析结果显示，水下分流河道、滨浅湖砂坝平均孔隙度较高，分别为6.12%、4.68%，席状砂、河口坝储层平均孔隙度较低，为2.59%(见表1).

表1 元坝陆相须二段下亚段不同相带与储层物性关系Table 1 The relationship between physical property and sedimentary facies in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

3.1.2 砂岩碎屑成分及结构成熟度

薄片观察结果表明：各沉积微相碎屑颗粒圆度相近，为次圆—次棱角状；分流河道与席状砂、河口坝分选程度接近，均为中等—较好，滨浅湖砂坝沉积物为石英砂岩、岩屑石英砂岩，石英体积分数为75%～95%，分选性好，说明它形成于强水动力条件；分流河道与滨浅湖砂坝碎屑颗粒以中细粒为主，主要粒径范围为0.15～0.50 mm，席状砂、河口坝主要沉积岩屑砂岩，因水动力条件相对较弱，粒度较小，主要粒径范围为0.1～0.3 mm，填隙物中杂基体积分数较高，为10%～15%.

不同沉积环境下的水动力条件控制沉积物的碎屑矿物成分及结构成熟度，从而影响原生孔隙的保存及次生孔隙的发育.滨浅湖砂坝石英砂岩、岩屑石英砂岩成分及结构成熟度较高，碎屑颗粒成分单一(见图8(a))，石英颗粒抗压实能力强，有利于原生孔隙的形成和保存，在薄片中可见少量的残余原生孔隙(见图4(c))；但随着成岩作用进入中晚期，纯净的石英砂岩易发生石英加大胶结作用使储集空间减小，同时因其成分稳定，形成的次生溶蚀孔隙比较有限.分流河道岩屑砂岩、长石岩屑砂岩成分、结构成熟度中等，岩屑体积分数较高(见图8(b))，在压实作用下易产生破碎的微粒，使储层致密化且具有更复杂的孔喉结构，影响储层的渗流能力，但长石和岩屑是选择性溶蚀作用的主要对象，形成的次生溶蚀孔可有效增加孔隙度，使其成为优质储层.席状砂、河口坝碎屑岩颗粒较细，杂基体积分数较高(见图8(c))，在强成岩作用下堵塞孔隙，阻碍酸性液体流动及溶蚀作用发生，难以形成有效的储集空间.

图8 元坝地区须二段下亚段各沉积微相碎屑岩成分与结构特征Fig.8 Clastic constituents and texture features of different microfacies in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

3.2 成岩作用

3.2.1 压实—压溶

压实作用是导致岩石孔隙度迅速减小的主要原因.工区内压实作用比较强烈，岩石薄片观察结果表明：泥质岩屑变形、云母弯曲或断裂，石英颗粒因强压实—压溶作用呈缝合接触(见图9).

图9 元坝地区须二段下亚段储层强压实作用Fig.9 The strong compaction features in the lower 2th member sand beds of Xujiahe formation in Yuanba area

3.2.2 胶结

胶结作用是使储层孔隙空间发生变化的另一原因.如果胶结作用发生在岩石因压实作用而完全固结、颗粒相对位置完全固定前的较早成岩阶段，且相对分散，则对储层原生孔隙有保持作用[14-15]；发生在压实作用已经较强的晚成岩阶段的胶结作用对储层孔隙有破坏作用.

(1)硅质胶结作用.硅质胶结作用主要以石英自生加大的形式表现(见图10(a))，由于长石体积分数小，硅质来源主要为石英颗粒的压溶作用及黏土矿物转化，须二段下亚段石英颗粒体积分数可达50%以上，特别是Ⅰ砂组的石英砂岩，石英体积分数可达80%以上，石英颗粒在压溶作用下提供丰富的硅质来源，来自沉积岩屑和杂基的黏土矿物在一定温度下发生转化也可以提供丰富的硅质.压溶作用多发生在强压实阶段，黏土矿物的转化量也与温度相关[16]，所以工区内的硅质胶结作用多在中晚成岩阶段加深储层的致密性.

(2)碳酸盐胶结作用.方解石胶结作用主要以成岩中晚期胶结为主，呈连晶状或镶嵌状分布于碎屑颗粒粒间(见图10(b))；少部分方解石胶结物形成于深埋藏成岩时期，为铁方解石胶结物的特征，常分布于碳酸盐胶结物的中心.另外，还可见自生的铁白云石(见图10(c)).岩石薄片显示方解石胶结物占据粒间孔隙，降低孔隙连通性，为破坏性的成岩作用.

(3)黏土矿物胶结充填.黏土矿物胶结充填主要以绿泥石胶结为主，呈环边状分布于碎屑颗粒，特别是石英颗粒的周围(见图10(d)).这种自生绿泥石形成于早成岩阶段，可减少压实作用对孔隙空间的破坏，随着埋深增加，已形成的绿泥石继续生长而增强岩石颗粒的抗压能力，也能抑制晚成岩阶段的石英胶结作用[17]，因此这些环边状自生绿泥石有保持孔隙空间的作用.也有一部分黏土是在搬运介质中，或者是在沉积环境中由于胶体溶液的凝聚作用与碎屑物同时沉积下来的，或者是在成岩过程中由于孔隙水中含有的渗流泥；尽管这些黏土矿物并非真正的胶结物，但它们使原生孔隙空间减少，在砂岩致密化过程中有一定作用.

图10 元坝地区须二段下亚段储层胶结作用Fig.10 The cementation features of the lower sub second interval sand beds

3.2.3 溶蚀

在强烈的压实、胶结作用下形成的致密储层中，溶蚀作用是形成次生孔隙、改善储层质量、形成优质储层的主要机制.工区储层溶蚀作用主要表现在溶蚀以非选择性和选择性溶蚀存在的特征.非选择性粒间溶蚀孔隙具有明显切割颗粒边缘特征，分布于几个颗粒的结合处，这类孔隙是对早期粒间孔隙的进一步改造形成的，多呈不规则状、港湾状，是工区储层中广泛发育的孔隙类型，具有较好的连通性(见图4(a))，有效地增加储集空间体积.选择性溶蚀主要针对一些不稳定的碎屑岩矿物如长石、岩屑等溶蚀[18]，工区常见长石粒内溶孔，岩屑粒内溶孔较少，多呈斑点状或蜂窝状，少数长石颗粒完全溶解而只保留原颗粒形态(见图4(b))，在微裂缝的沟通下，粒内溶孔可形成有效储集空间.

4 结论

(1)元坝地区须二段下亚段储层岩石类型有石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩.储层储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、残余粒间孔为主.储层致密，为“低孔低渗”储层，孔喉结构复杂，以石英砂岩孔喉结构最好.基质储集空间以次生溶蚀孔为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔.

(2)不同的沉积微相控制储层碎屑颗粒成分及结构，从而在强烈的成岩作用下影响原生孔隙的保存及次生孔隙的发育.滨浅湖砂坝碎屑岩成分及结构成熟度高，在强烈的压实作用下仍保存少量原生孔隙，但因其成分稳定，次生溶蚀孔发育有限.分流河道碎屑岩成分及结构成熟度中等，在强烈的压实和胶结作用下原生孔隙被破坏，而长石等不稳定矿物易被溶蚀，形成次生溶蚀孔发育的优质储层.席状砂、河口坝碎屑岩结构成熟度较低，主要体现在杂基含量较高，难以形成有效的次生溶蚀孔隙.

(3)压实作用是破坏原生孔隙的主要因素.胶结作用主要形成于中晚成岩阶段，主要对孔隙空间有破坏作用，部分黏土胶结作用有保持孔隙空间的作用.溶蚀作用是形成次生孔隙，改善储集空间，形成优质储层最主要的控制因素，包括沿孔隙边缘发生的非选择性溶蚀和针对长石、岩屑等易溶物的选择性溶蚀.

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TE121.2

A

2095-4107(2014)05-0015-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.05.003

2014-05-29；编辑陆雅玲

贾 爽(1987-)，女，硕士，助理工程师，主要从事油气田开发地质方面的研究.