川东北地区须三段钙屑砂岩储层特征及控制因素

司马立强，袁　龙，吴思仪，闫建平，曾志凌

川东北地区须三段钙屑砂岩储层特征及控制因素

司马立强*，袁龙，吴思仪，闫建平，曾志凌

西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500

近两年川东北地区西北部多口井须家河组三段钙屑砂岩测试段获工业气流，表明了研究区储层的含气性及局部具备油气富集高产的地质条件。通过储层岩性类型、储集空间、物性、电性等特征进行综合分析，得出结论为：主要储层岩性类型为钙屑砂岩，常伴有微裂缝；储集空间类型多样，主要为残余原生粒间孔、次生溶蚀孔和裂缝；储层表现为低孔、低渗特征；储层电阻率高，主要原因是碳酸盐岩含量高；储层测井响应为“三低、一高、一降低”，即伽马低值、声波低值，中子低值，电阻率高值，在高阻的背景下深浅电阻率有所降低。研究区优质钙屑砂岩储层受储集层发育的有利沉积微相、溶蚀作用、构造裂缝以及一定的储层厚度等综合因素控制。辫状河道、水下分流河道沉积为储层最有利的沉积相带；在成岩过程发生的溶蚀作用和多期次的断裂影响下形成的构造裂缝都极大地改善了储层的渗透性；一定厚度的储层改善了裂缝的连通系统。

川东北地区；钙屑砂岩；微裂缝；次生溶孔；辫状河道

网络出版地址：http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20150323.1551.003.html

司马立强，袁 龙，吴思仪，等.川东北地区须三段钙屑砂岩储层特征及控制因素［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2015，37（2）：178-188. Sima Liqiang，Yuan Long，Wu Siyi，et al.Reservoir Characteristics and Main Control Factors of Xu3 Member Calcarenaceous Sandstone in Northeast Sichuan Area［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2015，37（2）：178-188.

引言

与常规碎屑岩储层相比，川东北地区致密钙屑砂岩储层具有低伽马、高电阻等特点。另外，该地区的岩性致密、碳酸盐岩含量高、油气分布规律复杂等给储层综合评价研究带来困难［1-7］。根据前人研究资料分析，研究区须三段储层主要岩性为钙屑砂岩、钙屑砂砾岩、岩屑砂岩等，纵向上发育多套含气层，但由于储层厚度较薄，且整体较致密，再加上前期研究程度较低，目前对须三段储层特征方法及综合评价尚处于探索阶段，制约了储层的综合评价研究及勘探部署。然而，很多学者对四川地区须家河组须二段、须四段及须六段砂岩层段的储层特征及主控因素［8］、油气地质特征［9］、砂体成因及对油气运移影响分析［10］、砂岩沉积相再认识［11］等进行了较深入的研究，但对川东北地区须家河组三段钙屑砂岩储层特征及储层发育的控制因素研究还不够全面，特别是影响有利储层的控制因素一直存在争议，这在一定程度上阻碍了研究区油气田的深入开发和利用。因此，本文通过对川东北地区须家河组三段储层的岩性类型、物性、及电性特征进行分析，再结合沉积相、成像测井及薄片等资料，分析研究有利储层发育沉积相及裂缝特征的控制因素，为综合评价研究有利储层提供一定的依据。

1　区域地质概况

川东北研究区块（图1）行政上主要隶属四川省巴中市、广元市，区块面积约1 571 km2，北侧为米仓—大巴断褶带，西侧紧靠龙门山断褶带，南部为川中平缓带，东部为川东高陡断褶带。区域构造位置处于川北拗陷内，内陆相层系主要经历3期构造运动，即印支期、燕山期、喜马拉雅期，其中印支中晚期为低速沉降期；燕山期为快速沉降期；喜马拉雅期为隆起剥蚀期。研究区陆相地层发育齐全，主要表现为河湖相沉积，沉积厚度较大。

图1　研究区位置图Fig.1　Location of study area

2　储层特征

2.1岩性特征及储集空间特征

钙屑砂岩与岩屑砂岩最大的差异是前者的岩屑成分以碳酸盐岩为主且岩屑含量一般大于50%，由于其岩性致密特点常被误划为非储集岩类［12-13］。根据16口关键井的岩芯、薄片、录井资料分析，研究区须家河组三段储层岩性主要以钙屑砂岩为主，其次为钙屑砂砾岩、岩屑砂岩。

钙屑砂岩的矿物组分为石英含量5.0%∼60.5%；岩屑含量25.0%∼85.0%，成分以碳酸盐岩为主；长石含量一般为2.0%∼10.0%；杂基包含黏土矿物（主要为高岭石、伊利石等）和铁质等；胶结物以碳酸盐岩为主，硅质、黏土矿物胶结次之。另外，白云石、方解石为主要的碳酸盐胶结物，含少量硅质胶结物，方解石胶结物含量5.0%∼15.0%，白云石胶结物含量1.0%∼10.0%，硅质胶结物含量0.2%∼1.0%，明显特征表现为碳酸盐岩屑含量较多（图2a）。

图2　研究区须家河组（T3x3）岩石和储集空间类型Fig.2　Rock and pore space type of Xu3 Member in study area

钙屑砂砾岩的砂砾成分以钙屑为主，其含量25.0%∼50.0%，石英、长石次之，含有少量的暗色矿物，偶见燧石砾、泥岩砾，最大砾径为10 mm，通常为1∼3 mm，主要为粗砂，含少量细砂，棱角状—次棱角状，泥质胶结为主，灰质胶结次之，较致密（图2b）。

岩屑砂岩的主要组成部分为石英，石英含量大于50.0%，此外，还有少量燧石和长石，燧石含量小于2.0%，长石含量小于10.0%，岩屑主要成分为砂岩，含少量碳酸盐岩，黏土含量在5.0%∼10.0%（图2c）。

孔隙是储集岩的非常重要组成部分之一，按形态、大小及成因将储集空间分为3类，即孔、洞、缝。不同的储集空间类型在油气储集流动上所起不同的作用，从而构成了不同类型与开发条件各异的储层。根据岩芯描述和岩芯薄片分析资料，须三段储层储集空间类型主要为粒内孔、粒间溶孔、杂基孔、微裂缝等，少见晶内孔，孔径一般在0.01∼0.03 mm，面孔率小于1.5%。结合区域资料，钙屑砂岩的裂缝相对发育，以裂缝—孔隙型和孔隙—裂缝型为主（图2）。

2.1.1物性特征

图3　储层取芯段的岩芯孔隙度和渗透率分布特征图Fig.3　Distribution characteristics of the core porosity and the core permeability

研究工区内须三段物性分析资料92个。其中岩芯基质孔隙度最小值为0.99%，最大值为7.16%，孔隙度主要分布在1.00%∼2.50%，平均值为1.72%（图3a）；基质渗透率最小值为0.001 2 mD，最大值为533.587 0 mD，渗透率大于200.000 0 mD的样品仅有两个，而孔隙度大部分都不超过3.00%，按照经验，渗透率大于200.000 0 mD可能为裂缝影响，将干扰样品排除后，渗透率主要分布在0.001 0∼0.500 0 mD，平均值为0.188 0 mD（图3b）。依据国内外致密及非常规储层的区分标准［14-17］（渗透率≤1.000 0 mD、孔隙度≤10%），川东北地区须家河组须三段为特低孔、渗致密储层，但发育的裂缝能较大地提高储集岩的储渗能力。

2.2电性特征

对于钙屑砂岩而言，由于岩性致密，往往显示为高阻，而当地层中发育有效裂缝时，则显示为高阻背景下的低阻，且与三孔隙度曲线有较好的相关性，自然伽马曲线值为低值，由图4可以看出，MLB10井4 144.00∼4 150.00 m段，自然伽马为明显低值（30∼65 API）；低声波时差45∼65 μs/f（t1 ft= 0.304 8 m），低中子值1∼10 P.U，在4 145∼4 146 m声波、中子孔隙度曲线呈现高尖峰特征；而其测井电阻率远大于上方砂岩层段（300∼75 000 Ω·m），反映砂体含有较多的碳酸盐岩屑，并且致密，在4 145.00∼4 146.00 m电阻率曲线在高阻背景下有所降低；另外，在成像测井图上显示为亮色，均匀分布，不见颗粒，易产生裂缝。综合解释结论为气层，和试气结论相符。

3　影响优质储层形成的因素

3.1沉积相因素

借助研究区成像测井资料所表征的岩石结构、沉积构造和沉积韵律等特征信息，结合常规测井、录井资料、岩芯资料及分析测试等实钻资料综合分析了川东北须家河组三段的地层沉积特征，在此基础上，结合区域地质背景等资料最终确定沉积相及沉积亚相［18-19］。综合分析认为，辫状河三角洲沉积体系为研究区主要发育沉积相，其亚相为三角洲前缘、三角洲平原和前三角洲3类，三角洲前缘和三角洲平原还可以细分为水下分流河道、辫状河道、水下分流河道间、席状砂和河口坝这5种微相。

图4　MLB10井钙屑砂岩气层特征Fig.4　Calcarenaceous sandstone gas characteristics of Well MLB10

沉积物的生成条件、环境及特征综合构成了沉积相，而油气的聚集与其所受到的沉积环境密切相关。一般来说，辫状河道水流量不稳，形成的岩性颗粒较粗，一般为砾岩、含砾砂岩及砂岩。因为其在浪基面之上，造成持续的高能环境，在洪水间歇期，辫状河道和河道间的沉积受到湖浪和沿岸湖流的改造，储集层物性较好，高、中产井各有分布（如MLB8、MLB9、MLB10、MLB11、MLB12井和MLB224井）。

根据收集到的沉积微相图和产能资料分析（表1），MLB9、MLB10、MLB11、MLB12井须三段沉积微相均为辫状河道，且酸压测试产气量分别为（10.02，22.56，10.44，77.17）×104m3/d，总产气量为120.19×104m3/d；MLB8、MLB224井须三段沉积微相均为水下分流河道，且酸压测试产气量分别为（1.06，7.88）×104m3/d，总产气量为8.94×104m3/d。研究表明辫状河道沉积为研究区最有效的沉积相带，水下分流河道次之。

表1　研究区储层沉积微相与产能关系表Tab.1　Relational between reservoir sedimentary facies and capacity in the study area

3.2成岩作用

3.2.1压实作用

压实作用在川东北地区须家河组发育较为普遍，其强度受埋藏深度、所处构造带、岩性成分等因素的影响。总体表现为：研究区内侏罗系须家河组须三段埋藏深度大约为3 000∼5 000 m，所处川东北米仓—大巴断褶带，机械压实强度高，沉积物所具脆性岩屑和杂基含量较高和颗粒分选较差等特点。在较为强烈的压实作用下，这些特点促使沉积物快速致密，导致该层段原生孔隙几乎被完全破坏［20-24］。研究区储集层砂岩呈现为颗粒支持，且接触为线—凹凸，发现常有塑性颗粒变形等现象。压实作用是研究区须家河组三段原生孔隙减少的主要原因之一（图5a）。

3.2.2胶结作用

研究区主要胶结物为碳酸盐胶结，其次为硅质胶结和黏土矿物胶结（图5c）。据岩石薄片资料分析，该地区碳酸盐胶结物分布较为普遍，以白云石、方解石为主，硅质含量较少；其中方解石胶结物含量15.0%左右，白云石胶结物含量10.0%左右，硅质胶结物含量1%左右；另外，胶结物含量高的储集层物性（图5b）明显略低于胶结物含量少的（图5d）。总之，发育的胶结作用将直接导致原生孔隙进一步地减小，从而促使研究区储层砂岩高度致密化，且具有较强的非均质性。

3.2.3溶蚀作用

储层发育受众多因素影响，其中溶蚀作用起着不可或缺的重要作用（图5f）。强烈的溶蚀作用将会直接影响着次生孔隙的发育。研究表明须家河组三段夹多层薄煤层，在埋藏过程中极易产生腐植酸，最终使得呈酸性成岩环境的形成。在成熟阶段早期，当这些薄煤层中的有机质裂解产生有机酸时，而这些有机酸液开始进入砂岩储层中使得研究区储层受到不同程度的溶蚀，而石英、岩屑及碳酸盐胶结物等组分溶蚀作用强烈，主要以碳酸盐岩屑溶蚀为主，它会生成大量的次生溶孔，溶孔发育主要以粒间溶孔、长石粒内溶孔和杂基微孔为主（图2d，图2e，图2f）。

在研究区，碳酸盐岩屑含量高的MLB12井在须三段测试获得高产气，测井综合计算出的孔隙度为4.2%；另外，在MLB2井4 379.00 m处（图5f）的取芯样品中含碳酸盐岩岩屑等组分发生溶蚀作用相对MLB11井3 083 m处（图5e）比较明显，改善其储层物性特征。总之，长期处于埋深状态须家河组三段的溶蚀作用对储集层段的发育起到良好的改善作用，碳酸盐岩屑和碳酸盐胶结物为后期次生孔隙形成又提供良好的物质条件。

综上所述，川东北地区须家河组三段储层具有以下成岩作用类型：压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中压实作用和胶结作用是促使储集层段致密化的主要因素，溶蚀作用是形成优质储层的关键因素［25］。

图5　研究区须家河组三段主要成岩作用Fig.5　The main diagenesis of Xu3 Member in study area

3.3裂缝因素

川东北地区钙屑砂岩油气藏为准层状“连续型”气藏，裂缝的发育程度对于改善储集性能相对显著［26］。结合区域资料，研究区须家河组三段钙屑砂岩储层井段发育有低角度裂缝和微裂缝，高角度裂缝较少。裂缝的发育对于改善储层的储集性和渗流性起到较为重要的作用。

裂缝的发育程度与许多地质因素密切相关，如构造应力、构造位置、岩性等，其中构造应力是最主要的因素。根据成像测井资料分析观察，须家河组三段钙屑砂岩储层构造裂缝较为发育，主要发育有以构造作用为主形成的低角度缝，其裂缝面有明显的溶蚀侵入特征，促使储层的形成和积极改造，对油气的储渗具有重要的实际意义（图6a）；微裂缝的张开度小，其空间多被泥质填，连续性及连通性较差，这类裂缝在钙屑砂岩储层中较为发育（图6b）；高角度缝的裂缝面具有明显的溶蚀侵入特征、不规则的裂缝轨迹，但这类裂缝在钙屑砂岩储层中发育较少（图6c）。

图6　研究区须家河组三段裂缝特征成像图Fig.6　Fracture characteristic imaging figure of Xu3 Member in study area

研究区须家河组三段裂缝特征见图7，可以看出：孔隙发育的储层若有裂缝配合，产能明显提高。MLB225H井、MLB221井、MLB224井的河道砂体较发育，岩性以钙屑砂岩为主，砂体厚度20∼30 m，横向连续性较好储层主要以气层、差气层为主；MLB221井为钙屑砂岩，距断层320 m，裂缝发育，测试产量较高；MLB224井为含砾钙屑砂岩，附近无断层，裂缝不发育，测试产量较低；MLB225H井为含砾钙屑砂岩，须三段砂组钻遇断层，裂缝较发育，但层薄，稳定产量较低（4.2×104m3/d）。

3.4储层厚度因素

研究表明，川东北地区须家河组钙屑砂岩发育裂缝的储层厚度与其储层产量具有一定的相关性（图8）。当发育裂缝的储层厚度在3∼20 m时，储层产量随着厚度的增加而增大。结合该地区地质分析研究表明，川东北地区须家河组钙屑砂岩的厚度大小直接影响裂缝系统的连通性。一般来说，优质钙屑砂岩必须要具有一定的厚度，岩层厚度较大，裂缝相互沟通概率高，裂缝波及范围广。

图7　研究区须家河组三段裂缝特征成像图Fig.7　Fracture characteristic imaging figure of Xu3 Member in study area

图8　研究区钙屑砂岩储层厚度与产量关系图Fig.8　Calcarenaceous sandstone reservoir thickness and yield diagram in study area

4　结　论

（1）川东北地区须家河组三段致密砂岩储层岩性类型以钙屑砂岩为主。储层段大规模的钙质胶结导致结构致密，使得物性条件差；储集空间类型多种多样，主要为粒内孔、粒间溶孔、微裂缝等。

（2）须家河组三段钙屑砂岩储层表现为低孔、低渗透特征，存在微裂缝，对储层的渗透性改善起着重要作用；储层井响应模式为“三低、一高、一降低”，即GR、CNL、AC低值，电阻率值高，在高阻的背景下深浅电阻率有所降低等特征。

（3）川东北地区须家河组三段钙屑砂岩形成优质储层的控制因素为：良好的沉积微相（辫状河道相、水下分流河道）为前提条件；溶蚀等成岩作用为基础条件；裂缝发育为关键因素；砂岩储层的厚度为核心条件。

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司马立强，1961年生，男，汉族，湖北公安人，教授，博士生导师，主要从事油气田测井方法、测井解释、测井地质应用研究。E-mail：smlq2000@126.com

袁 龙，1985年生，男，汉族，湖北公安人，博士研究生，主要从事测井资料处理、解释及地质应用研究。E-mail：kolon85@163.com

吴思仪，1990年生，女，汉族，重庆开县人，硕士研究生，主要从事油气田测井方法、解释及地质应用研究。E-mail：251948812@qq.com

闫建平，1980年生，男，汉族，内蒙古凉城人，副教授，博士，主要从事测井沉积学、岩石物理及非常规储层测井评价技术研究。E-mail：yanjp_tj@163.com

曾志凌，1990年生，男，汉族，四川泸州人，硕士研究生，主要从事测井解释评价研究。E-mail：540098672@qq.com

编辑：张云云

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Reservoir Characteristics and Main Control Factors of Xu3 Member Calcarenaceous Sandstone in Northeast Sichuan Area

Sima Liqiang*，Yuan Long，Wu Siyi，Yan Jianping，Zeng Zhiling
School of Geosciences and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China

In the past two years，industrial gas flow was obtained in Xu3 Member calcarenaceous sandstones segment of Xujiahe Formation of Northeast Sichuan Area，which suggests that reservoir in Xujiahe Formation of study area shall be hydrocarbon and has the geological conditions ofhigh yield.We made analysis of the type of reservoir lithology，reservoir space，physical property，electric property and so on.The researches show that lithology type of reservoir includes calcarenaceous sandstone，often accompanied by microfracture.It has various pore space which mainly consists of residual original intergranular pore，secondary dissolution pores and cracks.The reservoir shows low porosity and low permeability.Reservoir resistivity is high，because of high carbonate content.The reservoir log response shows low GR，AC and CNL and high resistivity decreases under the background of high resistance.The calcarenaceous sandstone reservoir in the study area is controlled by the comprehensive factors such as favorable sedimentary microfacies，dissolution，structural fracture and reservoir thickness.The most advantageous reservoir sedimentary micro-facies is braided river，underwater distributary channel；dissolution during the diagenetic process and fracture under the influence of multiphase tectonic fissures greatly improves the permeability of reservoir；the certain thickness reservoir improves the connectivity of fracture system，and is advantageous to oil and gas migration and gather accumulation.

NortheastSichuanArea；calcarenaceoussandstone；XujiaheFormation；microfracture；secondarysolutionpores；braided river

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.06.09.02

1674-5086（2015）02-0178-11

TE122

A

2014-06-09网络出版时间：2015-03-23

司马立强，E-mail：smlq2000@126.com

国家自然科学基金（41202110）；西南石油大学校级科技基金（2012XJZ004）。