元坝地区须二段下亚段沉积储层特征

周霞（中石化勘探分公司研究院， 四川 成都 610041）

元坝地区须二段下亚段沉积储层特征

周霞（中石化勘探分公司研究院， 四川 成都 610041）

通过岩心、测井、录井、分析化验资料和地震资料分析对元坝地区须二段下亚段的沉积环境和储层特征进行了研究。结果表明，研究区须二段下亚段为辫状河三角洲-湖泊沉积体系，主要发育辫状河三角洲前缘和滨浅湖亚相，三角洲前缘在西北部广泛发育，向西南部逐渐演变为滨浅湖。须二段下亚段储层属于低孔、低渗致密型，孔渗相关性较好，主要为孔隙型储层。粒间、粒内溶孔在水下分流河道和滨浅湖沙坝中十分发育，且微裂缝的发育有效提高了储层的储集性能，所以河道微相、滨浅湖沙坝与裂缝发育带的叠合区域即为相对优质储层发育区。强烈的压实作用和胶结作用使储层物性变差，后期溶蚀作用形成大量次生溶孔。总体来看，研究区须二段下亚段储层发育主要受沉积和成岩作用共同控制。

元坝地区；须二段下亚段；沉积相；储层特征

0　引言

在川东北元坝地区中浅层勘探过程中，须二段下亚段多口井获得工业气流，表现出良好的勘探潜力。须二段下亚段砂体厚度较大，孔隙度相对较好，后期开发易稳产，被认为良好的勘探开发目标区，但对沉积储层研究不够深入。笔者在前人研究的基础上，结合野外露头、钻井、录井等资料分析了元坝地区须二段下亚段的沉积环境，结合地震剖面对河道异常体进行追踪，明确沉积相平面展布特征。再利用分析测试资料及薄片镜下鉴定，分析储层特征及储层主控因素，为进一步勘探开发提供依据。

1　区域地质背景

元坝地区构造上位于四川盆地东北部，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［1-3］。元坝地区须二段发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系，在须二段中部发育一套湖相的“腰带子泥页岩”，将须二段分为上下两个亚段。其中下亚段厚度为37.5～266.5m，地层由西往东、由北往南逐渐减薄。岩性组合以厚层中、细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，夹薄层泥岩、粉砂质泥岩。

2　沉积相类型及特征

在前人的研究基础上［4］，充分利用70多井钻井、测井、取心、薄片、测试分析及地震资料，对研究区须二段下亚段沉积环境进行深入分析，结果表明：研究区须二段下亚段发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系，进一步细分为三角洲前缘、滨浅湖两个亚相，其特征分别如下。

2.1三角洲前缘亚相

三角洲前缘亚相进一步划分为水下分流河道、河口坝、席状砂和分流间湾微相。水下分流河道岩石类型以中-细粒岩屑砂岩为主，分选好，纵向上可见多个正旋回砂体叠置发育，底部常发育冲刷面，冲刷面之上多见泥砾（1-a），层内发育大量交错层理（图1-b）。测井曲线中自然伽马表现为偏低值，电阻率表现为偏高阻，曲线形态为中－低幅微齿状箱形、钟形或叠合形态。

河口坝微相：一般位于三角洲前缘向湖的前端，本区河口坝不发育，仅出现在须二段下亚段顶部水体较深时期，岩性主要为细砂岩，次为粉砂岩，发育小型交错层理、水平层理，具有典型的下细上粗的反韵律特征，测井曲线表现为漏斗形。

席状砂微相：发育于三角洲前缘最前端，以泥岩、粉砂质泥岩为主。测井曲线具具有指状特征。

分流河道间微相：夹于水下分流河道砂体之间，以泥质岩为主，测井曲线常呈尖峰状或指状。

图1　元坝地区须二段下亚段岩心沉积构造特征

2.2滨浅湖亚相

研究区滨浅湖亚相主要发育滨浅湖砂坝微相，主要出现于须二段下亚段顶部，岩性为细－中粒岩屑石英砂岩，砂岩成熟度较高，具有波状层理、平行层理、低角度交错层理、浪成砂纹层理等。韵律性变化受水动力条件的控制，粒度变化复杂。测井曲线主要表现为箱状。

2.3沉积相展布

须二段早期，由于龙门山开始隆升，沉积物来源于西北部龙门山造山带，研究区主要发育三角洲前缘和滨浅湖亚相，从西北向东南三角洲前缘亚相逐渐演变为滨浅湖亚相。由于水下分流河道的不断进积叠置及侧向迁移，在元坝西部发育了大规模的三角洲前缘水下分流河道-河口坝-席状砂砂岩朵体（图2）。

图2　元坝地区须二段下亚段沉积相平面图

3　储层特征

3.1岩石学特征

元坝地区须二段下亚段储层岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，粒度以粗—中粒、中粒为主。碎屑成分以石英为主，平均含量为56.85%；岩屑次之，以变质岩和沉积岩屑为主，平均含量为25.55%，，长石含量较少，平均为6%。砂岩的成分成熟度偏低，但结构成熟度高，磨圆度中等，呈次棱角状，粒间孔较发育，呈线接触。颗粒之间主要为钙质胶结，次为硅质胶结（石英次生加大），少量绿泥石环边发育对岩石原生粒间孔起到了保护作用。

3.2储集空间类型

依据铸体薄片资料，元坝地区须二段下亚段储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝为主，少量残余原生粒间孔及杂基微孔（图3）。

图3　元坝地区须二段下亚段储集空间类型

3.3储层物性特征

依据储层段岩心样品物性分析，研究区须二段下亚段储层具有“低孔低渗”特征。储层平均孔隙度7.72%，储层渗透率平均为0.080×10-3μm2，孔隙度与渗透率具较好的正相关性（图4），随着孔隙度增大渗透率也增大，揭示储层类型主要为孔隙型，部分样点表现为裂缝型储层的特征。

图4　元坝地区须二段下亚段储层物性特征

3.4储层发育主控因素

在前人研究的基础上［5］，结合分析化验资料，分析表明元坝地区须二段下亚段储层发育主要受沉积作用和成岩作用共同控制。

（1）沉积作用对储层的控制 研究区须二段下亚段为辫状河三角洲前缘和滨浅湖沉积体系，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂和滨浅湖砂坝等微相。不同沉积环境中砂体展布及其储集性能差异较大，主要体现在沉积微相和沉积物组分对储层物性的影响。研究区辫状河三角洲前缘水下分流河道和滨浅湖砂坝微相储层最为发育，泥质含量较少，物性较好，河口坝、席状砂和分流间湾微相由于粒度较细，储层相对不发育（图5）。

沉积物组分是控制储层发育的另一个因素。须二段下亚段储层碎屑颗粒长石在酸性条件溶蚀形成粒内、粒间溶孔及铸模孔等，为后期次生孔隙的发育提供了物质保障；同时填隙物中绿泥石和高岭石的发育沿颗碎屑边部形成粘土衬边，包裹颗粒增强了颗粒的抗压实能力，使部分原生孔隙得以保存。

图5　须二段下亚段各沉积微相储层厚度分布图

（2）成岩作用对储层控制 压实作用：须二段下亚段埋藏较深，多在4000m以上，砂岩呈颗粒支撑，颗粒间以线接触为主，线-凹凸接触局部较为常见。压实作用较强，可见到塑性颗粒发生变形和云母片被压弯的现象，降低了储层物性。

胶结作用：研究区主要表现为硅质胶结和碳酸盐胶结，硅质胶结主要以石英次生加大形式为主，次为粘土矿物胶结，其他自生矿物胶结含量较少连通性变差，储集空间大大减小，储层孔隙度和渗透率降低。

溶蚀作用：须二段下亚段为煤系地层，埋藏后易产生腐殖酸，成岩早期砂体顶底部泥岩在成岩压实进程中排出的弱酸性水对长石、岩屑等不稳定组分溶解，从而形成溶蚀次生孔，结合微裂缝，形成的溶蚀缝洞有效地改善储层的储集性能，早期少量长石、不稳定岩屑边缘被溶蚀，随着成岩作用的加强，长石被溶解成麻点状，或产生蜂窝状粒内溶孔，甚至被溶蚀成残余状，形成大量次生孔隙。

4　结语

（1）元坝地区须二段下亚段由中下部的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和顶部的岩屑石英砂岩组成，发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系，其中元坝西部广泛发育水下分流河道-河口坝和席状砂微相，向东逐渐演变为滨浅湖沉积。

（2）研究区须二段下亚段储层为典型的低孔、低渗致密型储层，孔渗具有较好的相关性，为孔隙型储层；储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝为主。储层主要位于水下分流河道微相和滨浅湖沙坝微相。压实作用和胶结作用使储层物性变差，后期溶蚀作用及裂缝有效改善储层的储集性能。

［1］高红灿，郑荣才，柯光明，等.川东北地区前陆盆地须家河组层序-岩相古地理特征［J］.沉积与特提斯地质，2005，25（3）：38-45.

［2］夏杰，钟怡江，林良彪，等.川东北元坝地区上三叠统须家河组二段砂体充填特征及展布规律［J］.天然气技术与工程，2014，14（4）：161-166.

［3］钱治家，钟克修.川东北地区须家河组沉积相与储层特征［J］.天然气工业，2009，29（6）：9-12.

［4］高红灿，郑荣才，柯光明，等.川东北地区前陆盆地须家河组层序-岩相古地理特征［J］.沉积与特提斯地质，2005，25（3）：38-45.

［5］贾爽，李宏涛，肖开华.元坝地区须二段下亚段储层特征及优质储层主控因素［J］.东北石油大学学报，2014，14（4）：14-22.