川西新场须五段与苏里格致密气砂岩储层类比分析

康元欣， 李 琦, 黄 静, 杨强强, 李俊威， 武 丽

(1.江西省地质矿产勘查开发局物化探大队，江西 南昌 330002；2.中国地质大学(北京)海洋学院，北京 100083;3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)



川西新场须五段与苏里格致密气砂岩储层类比分析

康元欣1， 李 琦2, 黄 静1, 杨强强2, 李俊威2， 武 丽3

(1.江西省地质矿产勘查开发局物化探大队，江西 南昌 330002；2.中国地质大学(北京)海洋学院，北京 100083;3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

从地质背景、气源岩及储集特征等方面，对川西新场须五段与苏里格致密气砂岩储层(以盒八段、山一段为例)进行类比分析。结果表明，二者在盆地稳定性、气源岩特征等方面相似，但在盆地性质、泥页岩有效厚度、源储配置关系、物性特征等方面存在差异;研究认为形成相对优质储层的主控因素为稳定构造背景、优质烃源岩、源储紧邻配置关系、有利沉积相带、颗粒粒度、矿物成分等，即具高含量石英及火山成因碎屑的高能环境下的“粗岩相”是优质储层发育相带;须五段砂岩储层粒度细，石英及火山成因碎屑含量低，物性参数明显低于盒八段、山一段，但与优质烃源岩相邻的一定厚度的高有机质含量的三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体有利优质储层发育，具良好勘探前景。

新场; 苏里格; 须五段;致密砂岩

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致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探重点领域，受限于其微孔性、强非均质性、完井方式多样等特点，其渗滤机制及生产性能非常复杂(Bai et al., 2008)。中国致密砂岩气勘探始于20世纪70年代，鄂尔多斯、四川两大盆地致密气勘探开发发展迅速，其中鄂尔多斯盆地致密气开发以苏里格气田为主，该气田是目前我国探明天然气地质储量最大的 “低渗透、低压力、低丰度”气藏。该区于1999年初首次发现天然气，钻井钻遇二叠系下石盒子组盒八段中粗粒砂岩段时获工业气流(日产气41.795 m3)，与此同时，山一段钻遇气显示(Yang et al.,2008)。近年来该区已探明储量超3.0×1012m3，年产量达200×108m3，已开发的“甜点”主要是辫状河高能水道和低能水道的粗砂岩。苏里格气田成功开发是鄂尔多斯盆地油气储量新的增长热点，也是致密砂岩地层仍发育“甜点”储层的有力支撑，它的成功开发给新场须五段致密气带来启示。长期以来，四川盆地致密气砂岩储层研究主要集中在须二、四、六段，而将须五段作为烃源层和盖层研究(易士威等，2013)。新场地区多口钻井钻遇须五段时获工业气流，显示出良好勘探开发潜力。本文旨在对新场须五段致密气砂岩储层及苏里格气田主力气层(以盒八段、山一段为例)类比分析，明确新场须五段致密气勘探潜力，为其储层勘探开发提供理论依据及勘探经验。

1 地质背景

盆地构造背景决定盆地演化过程，且直接影响盆地内烃源岩形成、油气运移、聚集至保存等一系列过程，因此盆地类型对比是储集条件对比的先决条件。

苏里格气田地处内蒙古自治区伊克昭盟境内，地质构造隶属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中段(图1)，区内地层平坦，构造活动平缓，为西倾的大型平缓斜坡(杨华等，2012)。鄂尔多斯盆地是一个整体沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地(康玉柱，2007)，呈东高西低、北高南低格局，构造平缓，倾角不足1°。鄂尔多斯地块早古生代主要沉积一套海相碳酸盐岩夹碎屑岩，晚奥陶世抬升为古陆，长期遭受风化剥蚀，经历长达1.4×108a的沉积间断形成奥陶系风化壳(何自新等，2003)。晚古生代该地块经历从陆表海到浅海再到陆内湖盆的演化过程，晚石炭世开始整体沉降，发育一套海陆交互相沉积；早二叠世太原期，继承性地沉积一套海陆交互相为主的地层；此后至山西期初，受北缘兴蒙海槽关闭的影响，再次整体抬升，由陆表海演化为河湖相沉积，山西期继续接受沉积(乔建新等，2013；罗静兰等，2010)。这种以整体升降为主的运动导致盆地长期处于稳定状态、构造变形微弱，决定了盆地石炭纪至二叠纪平缓的构造格局(刘池洋，2005)。区内自下而上发育奥陶系、石炭系，二叠以及三叠系、侏罗系、白垩系等地层，其中二叠系下石盒子组盒八段及山西组山一段为苏里格气田主力气层，砂体为陆相河流-三角洲沉积。

图1 鄂尔多斯盆地(左，据杨华等，2012，修改)和川西坳陷(右，据谢刚平等，2014，修改)区域构造单元图Fig.1 Locations of structural units of Ordos basin(left, after Yang et al,.2012) and Western Sichuan depression (right, after Xie et al,.2014)

新场气田位于四川省德阳市、绵阳市境内，构造位置位于川西坳陷中段孝泉-新场-合兴场构造带(图1)，新场构造形成于印支晚期，发展于燕山期，定型于喜山期，始终处于受盆缘山系隆升与挤压控制的被动沉降环境，是一个多期构造运动的产物(郑荣才等，2008；雍自权等，2008)，表现为NEE方向延伸的平缓鼻状隆起，总体呈西高东低、南陡北缓的不对称分布，由于川西坳陷内构造形变相对较弱，新场气田内断裂不发育，仅在工区东部发育近SN向断裂。川西前陆盆地上三叠统即是印支早幕运动后，在此箕状坳陷中沉积而成的一套以砂泥岩为主的煤系地层(姜在兴等，2007)。印支晚幕即须三段沉积末，安县运动使得龙门山强烈逆冲推覆整体抬升成陆，并成为川西坳陷的主要物源区，须五时期整个研究区的构造背景较须四期“安静”，基准面总体处于上升时期，龙门山逆冲推覆体仍是其主要物源区(刘焕等，2012)，区内主要发育三角洲前缘-滨浅湖沉积的泥页岩夹砂岩(林小兵等，2014)，地层厚度约500～660 m，分为上中下三个亚段，其中大套泥页岩为区域性烃源岩，其内部砂体因与气源岩关系密切，成藏具有近水楼台之优势，是重要的勘探目的层。

对比分析表明，苏里格主力气层为克拉通背景上的陆相沉积，后期以整体抬升为主，构造活动平缓，几乎无断层发育；新场须五段为发育于大斜坡内前陆盆地背景下的陆相沉积，是周缘板块构造活动平静期的产物，受逆冲推覆作用影响小，以低幅度稳定沉降为主，地形坡度小，发育缓坡沉积环境，二者盆地性质不同，但均形成于平缓条件，地层平坦，构造稳定，无强烈变形，为致密气的形成和保存创造良好条件。

2 气源岩特征

新场须五段与苏里格主力储层致密砂岩气均与煤系烃源岩伴生，但烃源岩演化有一定差别。

苏里格气田属上古生界含气系统，主力气层为盒八段、山一段，天然气主要来源于海陆交互相太原组和陆相山西组的 “广覆式”煤系烃源岩(赵林等，2000a)，包括暗色泥岩和煤层，具有厚度大(煤层累计厚度一般6～12 m，泥岩厚度50～80 m)、分布广，有机质含量高(TOC 2.0%～3.0%)的特征，有机质类型主要为III型，成熟度达到高成熟阶段(Ro 1.2%～2.0%，何自新等，2003；杨华等，2006)，烃源岩生排烃高峰期在晚侏罗世至早白垩世，平均生气强度16×108m3/ km2(赵林等，2000b)。源储在垂向上构成“下生上储”的广覆式组合，接触面积达 10×104km2(赵文智等，2013)，具备形成大中型气田的烃源岩条件。

新场须五段致密砂岩气也与煤系地层密切相关，烃源岩类型主要为煤层和暗色泥页岩，其中煤层厚度较薄，一般小于1 m；泥页岩主要为黑色泥页岩和块状灰色泥岩，前者成层性好，具页理，富含有机质层，沿层面可见植物碎片化石；后者相对致密，层理不发育，岩石颜色较浅。有效泥页岩厚度286～330 m(陈刚等，2014)，有机质丰度较高(TOC一般大于2%，平均2.46%)，有机质类型以III型为主(陈磊等，2014)，9个泥页岩样品的Ro测试结果表明，泥页岩Ro变化不大，为1.08～1.42，均值1.28，处于成熟-高成熟阶段，大部分地区生气强度都超过20×108m3/km2。其内部砂体与气源岩关系密切，为源内自生自储，源储接触面积广泛。

对比分析表明，苏里格主力储层与新场须五段的气源岩均具有有机质丰度高、有机质类型好、成熟度高的特点(表1)，但前者气源岩类型为海陆交互相至陆相的煤层和泥岩，而后者为陆相煤层和泥页岩，且泥页岩有效厚度明显大于苏里格泥岩，加之须五段源储组合较苏里格地区接触更加紧密，源内自生自储特征使得生成的天然气可短距离、大面积直接进去储集层，减小天然气运聚过程损失，为致密砂岩气储层形成奠定充足的物质基础。

表1 苏里格盒八段、山一段与新场须五段气源岩条件对比

注：表1中盒八段与山一段数据引自何自新等(2003)，杨华等(2006)；须五段数据引自陈刚等(2014)，陈磊等(2014)

3 储层分布性质

苏里格气田由于北部物源供给充足，河道摆动频繁，从而堆积巨厚的颗粒较粗的河道砂体带。主力气层埋深2 650～3 900 m，单河道砂体厚度一般在2～4 m之间，平面上连片性差，垂向上多期叠置(王少飞，2013)。盒八段沉积期由于盆地北部物源区快速隆升，陆源碎屑供给充足，水动力条件更强，地形平缓(古坡度0.1～1°)，从而形成辫状河三角洲沉积(田景春等，2011)，微相类型主要为河道充填砂体、辫状河砂坝、边滩等。剖面结构以粗砂岩、含砾粗砂岩及中粗砂岩为主，细砂岩及粉砂岩甚少(图2)，砂体基本呈透镜状分布，砂层平面展布规模一般为10～50 m；砂体厚度一般20～50 m，宽度10～20 km；山一段沉积期地形相对较陡，导致沉积物向下游移动，沉积物粒度较细，总体表现为曲流河沉积(段雅琦，2014)，微相类型主要为边滩、河道充填砂体、决口扇、天然堤等，其中河道充填砂体、辫状河砂坝及边滩是优质储层发育相带，砂体相对较窄,宽度一般3～5 km,砂岩厚度5～15 m，具明显的下粗上细的二元结构 (杨华等，2006)。

图2 苏里格盒八段、山一段(左，据沈玉林等，2006修改)与新场须五段(右，据林小兵等，2014)地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive histograms of the He8, Shan1 Segments in Sulige area (left)and T3x5 in Xinchang area(right)

新场须五段岩性以黑色、灰黑色页岩为主，夹薄层细、粉粒岩屑砂岩、碳质页岩及煤层(图 2)，储层埋深较大(2 500～3 700 m)，属受湖平面频繁变化而形成的三角洲前缘—滨湖交替沉积的复合相，沉积微相变化快，以细砂沉积为主的三角洲前缘分流河道及河口坝微相多分布在上、下亚段及中亚段下部。河道砂体多呈透镜状，河道宽2～3 km，沉积厚度小，连续性差，交错叠置，单层砂组厚40～60 m，多为细砂、粉砂交替沉积，单砂体厚度较薄(多<10 m)，分布不连续，但纵向上相互叠置，累计厚度较大。其中上亚段以泥页岩为主，夹粉砂岩及细-中粒岩屑砂岩，平均层厚123.17 m，砂地比46.5%，中下部砂岩较发育，主要为细砂岩；中亚段以泥页岩、粉砂岩互层为主，厚度平均262.54 m，砂岩相对较薄，砂地比24.6%，砂体发育程度较差，多为粉砂岩且泥质和灰质含量重；下亚段为页岩与细粒岩屑砂岩互层，厚度平均156.2 m，砂地比50.7%。比较而言下亚段砂体最为发育，分布广泛，连续性也更好。综合须五测井产能及测试井段沉积微相类别表明，须五下亚段、中亚段下部发育于相对高能环境下的三角洲前缘分流河道或河口坝是最有利的沉积微相，相对优质储层主要发育于厚度大于4 m，测井曲线为“箱型”、“钟形”、“漏斗形”的中-细粒钙屑砂岩及碳酸盐岩屑砂岩段的内部，其中“平直箱型”河道砂体储层品质最好(林小兵等，2014)。

对比分析表明，二者均具有单砂体厚度薄，平面上连片性差，垂向上多期叠置的特点。但苏里格主力气层砂体粒度大，以中粗粒、粗粒结构为主，河道充填砂体、辫状河砂坝及边滩砂体是优质储层形成的有利微相；而新场须五段地层组合关系为砂岩、泥页岩相互叠置，多为细砂、粉砂岩，粒度小，但局部层段亦发育水动力条件较强的三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体，为区内最有利的沉积微相。

4 岩石学特征

苏里格主力储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩，石英砂岩，碎屑中石英含量较高，岩屑次之，偶见长石(卢蜀秀等，2012；郝骞等，2014)。盒八段石英含量一般80%～90%，岩屑含量8%～12%，主要为变质岩岩屑和火成岩岩屑(以苏里格气田桃2区为例，火成岩岩屑可达6%)，砂岩以中粗粒、粗粒为主，分选好；山一段石英含量65%～90%，岩屑含量相对较高，局部可达30%以上，主要为火成岩岩屑和中浅变质岩岩屑(以苏里格气田桃2区为例，火成岩岩屑5.27%)，砂岩以中粒、粗粒为主，分选中等 (杨华等，2006；马志欣等，2014)。

新场须五段砂岩岩石类型为岩屑砂岩及岩屑石英砂岩，碎屑主要由石英、岩屑组成，石英含量27%～91%，平均54.9%；岩屑平均含量45%，以沉积岩岩屑为主(平均38.9%)，含极少量变质岩岩屑(4.4%)及火成岩岩屑(平均1.8%)，长石含量较低(不足1%)，整体成分成熟度较低，以细砂为主，其次为粗粉砂和中砂。

对比分析表明(图3)，二者都相对富集脆性矿物，均表现出高石英、低长石的特征，但须五段砂岩石英及火山成因碎屑含量明显低于苏里格储层。

图3 苏里格盒八段、山一段与新场须五段矿物成分含量对比(盒八段、山一段)Fig.3 Comparison of the mineral compositions between He8, Shan1 Segments in Sulige area and T3x5 tight sandstone in Xinchang area 注：盒八段、山一段矿物成分含量数据引自马志欣等(2014)，杨华等(2006)

5 储层物性及孔隙特征

苏里格气田储层岩性致密，非均质性较强，孔隙度一般2%～18%，平均8.6%，平均渗透率3 md，为典型的孔隙型储层(李海燕等，2012；王维斌等，2007)。盒八段单层渗透率一般0.5～2 md,单层孔隙度一般12%～15%；山一段单层渗透率一般0.3～0.6 md，孔隙度7%～10%(刘圣志等，2005)。储集空间以次生孔隙为主，裂缝极少，其中次生孔隙主要有4类(粒间孔，溶孔，晶间孔，微裂缝)，次生溶孔以岩屑溶孔、杂基溶孔为主，长石溶孔极少，偶见少量成岩缝及构造微裂缝。

新场须五段砂岩孔隙度0.89%～6.65%，平均2.14%，孔隙度集中分布在1～2%之间，其中小于3%的岩样占总样品的88.2%(图4)，属超低孔储层；砂岩渗透率集中分布在0.001～0.05 md，平均0.031 md，其中小于0.1 md的岩样占总样品的92.4%(图4)，根据国内外对致密气储层定义的标准(邹才能，2010；Law，2002)，须五段砂岩储层属低孔超致密储层。大部分样品孔渗相关性较好，储集类型以孔隙为主，裂缝为辅。孔隙类型主要为次生孔隙，可归纳为岩屑、长石次生微米级溶蚀孔、粘土矿物纳米级晶间孔及成因不同的微裂缝 (解理缝、构造缝及有机质收缩缝)。通过微CT扫描法建立岩心三维孔隙模型(图5)，研究显示，整体致密且少见有机质的岩石，每一截面内部孔隙分布不均匀，孔隙少且呈孤立分布，定量统计其孔隙度为1.23%(图5a)；而有机质含量较高的岩心，每一截面内部孔隙多且分布集中，定量统计其孔隙度为4.04%(图5b)，表明砂岩孔隙发育依附于有机质，砂岩中高含有机碳部位是高孔隙发育带。

对比分析表明，苏里格与新场须五段储层均属致密气储层，但后者砂岩致密化程度更高，储集空间类型存在差异(表2)。苏里格储层物性好于新场须五段，原因在于前者石英及火山成因碎屑含量高，石英为刚性矿物，其粒度较粗，抗压实能力强，因而可以保存较高的原始粒间孔，且研究表明，高孔渗储层的分布与石英含量有明显的正相关关系(图6)，石英砂岩分布区往往构成I、II类储层(魏炜等，2014)；而火山成因岩屑经历风化作用时间较短(未经历缓慢的剥露风化过程)，其风化程度较浅，化学性质不稳定，有利于后期溶蚀形成次生溶孔，综合表明矿物成分对储层物性具有控制作用，储层物性随石英及火山成因碎屑含量的增大有变好的趋势。其次，苏里格储层沉积微相主要为河道充填砂体、辫状河砂坝及边滩，粒径大，水动力条件强，分选好，有利于原始孔隙的保存和次生溶孔的形成，且高能砂体厚度大，可以减少早期方解石胶结对砂体中原生孔隙的破坏，综合反映沉积作用控制储层原始物性，发育于相对高能环境下的“粗岩相”是有利储层发育相带。

图4 新场须五段物性频率柱状图Fig.4 Histogram of property frequency of T3x5 tight sandstone in Xinchang area

图5 须五段致密砂岩CT扫描特征Fig.5 CT scanning characteristics of T3x5 tight sandstone(a) XC28井岩心孔隙分布模型(红色为孔隙，蓝色为重矿物)，3 295 m，灰色砂岩；(b)XHF-2井炭质条带及孔隙分布(红色为有机质和孔隙，蓝色为重矿物)，3 082 m，灰色粉砂岩

地层储层岩性孔隙类型裂缝类型孔隙度/%渗透率/md盒八段粗砂、中砂、和细砾岩粒间孔,溶孔,晶间孔成岩缝及构造微裂缝12～150.5～2山一段中砂、细砂岩粒间孔,溶孔,晶间孔成岩缝及构造微裂缝7～100.3～0.6须五段细砂、粉砂岩岩屑、长石溶蚀孔、晶间孔解理缝、构造缝及有机质收缩缝0.89～6.65平均2.140.001～0.05

图6 盒8段石英含量与渗透率的关系(据雍自权等，2008)Fig.6 The relationship between quartz content and reservoir permeability in He8 Segment

6 结论

(1)苏里格气田主力储层为克拉通背景的陆相沉积，川西新场须五段为前陆盆地背景的陆相沉积，二者盆地性质不同，但均地层平坦，构造稳定，无强烈变形，为致密气的形成和保存创造良好的条件。二者致密气均与煤系烃源岩伴生，气源岩在有机质丰度、有机质类型、成熟度等方面相似，但前者源储配置关系为下生上储，后者为源内自生自储，且泥页岩有效厚度大于前者，气源条件较好。

(2) 二者均为致密气储层，具有埋藏深度大、深埋时间长等不利因素。对比认为形成相对优质储层的主控因素为稳定的构造背景、优质烃源岩、源储紧邻配置关系、有利沉积相带、颗粒粒度、矿物成分，即具高含量石英及火山成因碎屑的相对高能环境下的“粗岩相”是优质储层发育相带。新场须五段储层粒度细，石英及火山成因碎屑含量低，其物性参数明显低于苏里格主力储层，难以形成类似苏里格的大型致密砂岩气储层，但在储集条件优越的局部层段，即与优质烃源岩相邻的具有一定厚度的三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体，尤其有机质发育的部位，仍可发育 “甜点”储层，具良好勘探前景。

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Comparison of the Tight Sandstone Reservoir in the 5th Member of Xujiahe Formation in Xinchang Area, Western Sichuan Depression with Sulige Gas Field

KANG Yuan-xin1, LI Qi2, HUANG Jing1, YANG Qiang-qiang2, LI Jun-wei2, WU Li3

(1.Geophysical & Geochemical Exploration Brigade of Jiangxi, Nanchang,JX 330002, China; 2.School of Ocean Sciences, China University of Geosciences, Beijing 100083, China;3.Exploration and Development Institute of SINOPEC, Beijing 100083, China)

Based on geological background, oil-generating conditions and reservoir characteristics, the characteristics of tight gas sandstone reservoir in the 5thmember of Xujiahe formation in Xinchang area, Western Sichuan Depression and with that in Sulige region are compared. The results show that there are similarities in basin stability and source rock features between them, but differ in basin nature, average thickness of mudstone, disposition of source and reservoir rock and physical characteristics. The comparison results indicate that the major controlling factors of the formation of excellent reservoirs mainly include stable tectonic setting, high quality source rocks, close disposition of source and reservoir rock, favorable sedimentary face zones, grain sizes and mineral compositions. High quality reservoirs are often developed in coarse lithofacies formed in high-energy with high content of quartz and volcanic clastic; Because of small grain sizes and lower content of quartz and volcanic clastic in the 5th member of Xujiahe Formation, its physical parameters significantly lower than that of He8 Segment, Shan1 Segment, but the delta front underwater distributary channels and channel bars sandbodies adjacent to the source rock with a certain range of thickness and high content of organic matter are conducive to the development of high quality reservoir, which have a good exploration prospect.

Xinchang area; Sulige region; the 5thmember of Xujiahe formation; tight sandstone reservoir

2014-02-18

康元欣(1988—)，男，助理工程师，主要从事地球物理勘探方面的工作和研究。E-mail：h_971721022@163.com 通讯作者：李 琦(1969—)，博士，副教授，主要从事含油气沉积盆地分析和储层综合评价研究等方面的科研工作。E-mail: liqi@cugb.edu.cn

10.3969/j.issn.1674-3504.2015.04.012

TE122

A

1674-3504(2015)04-0412-08