砂岩骨架与孔隙度的相关性研究—以龙门山中段须家河组为例

王伟明，李　勇，陈　斌，聂　舟，刘颖倩，宁　焱，闫　亮（．成都理工大学 油气藏地质与开发工程国家重点实验室，成都 60059；．中国石油西南油气田分公司川西北气矿，四川江油 6700；．山西省地勘局二一一地质队，山西忻州 04000）

砂岩骨架与孔隙度的相关性研究—以龙门山中段须家河组为例

王伟明1，李勇1，陈斌1，聂舟2，刘颖倩1，宁焱3，闫亮1
（1．成都理工大学 油气藏地质与开发工程国家重点实验室，成都 610059；2．中国石油西南油气田分公司川西北气矿，四川江油 621700；3．山西省地勘局二一一地质队，山西忻州 034000）

通过对川科一井、WFSD-1、WFSD-3井的岩芯资料以及露头标本的测试研究表明：龙门山前陆盆地须家河组砂岩主要由陆源碎屑颗粒、自生非黏土矿物及黏土矿物构成。通过对其孔隙度的大小计算，以及孔隙度与砂岩骨架成分的相关性研究，本文认为，龙门山前陆盆地为陆相盆地，空间展布面积较小、物源区距离较近，沉积相迅速变化导致了研究区砂岩特殊的内部组成、成分与孔隙度的特殊关系。因而指出：研究区致密砂岩成分配比适合孔隙发育，孔隙度随成分线性变化，是天然气藏潜在的有利储层。

岩石成分；孔隙度；储层；须家河组

我国的主要储集层都是以碎屑岩储集层为主，随着陆相油气田勘探的开展及技术的成熟，推动了我国陆相油气田勘探的发展。低孔隙度与低渗透率性质的碎屑岩是我国中西部叠合盆地是最主要的油气藏类型[12]，但低孔、低渗储层的研究课题一直是一个非常棘手的难题。

须家河组砂岩的岩石、矿物特征，孔隙结构及其形成机制，储层特征及其控制因素等，无疑对整个龙门山前陆盆地储层的研究及油气勘探具有十分重要的意义。

1 区域沉积特征

四川盆地发育了多物源大型三角洲砂体、多期叠置，大面积分布。盆内在三角洲前缘有利相区己有大中型气田被发现。而龙门山前陆盆地位于青藏高原东缘，分布有须三段（T3x3）及须四段（T3x4）地层。须三段以辫状河三角洲沉积环境为主，主要发育水下分流河道沉积；须四段发育冲积扇相，在砂体展布上以三角洲平原及前缘亚相为主。

中三叠世末期以后，逐渐开始出现海退现象，四川盆地内出现较大范围的内陆湖，由雷口坡组海相沉积转为须家河组早期海陆交互相，后期则为内陆湖相沉积。

须三段为一套以深灰色厚层泥岩为主，部分泥岩夹钙屑砂砾岩的沉积体，夹中～厚层砂砾岩及钙屑砂岩，也有少量的粉砂～细砂岩和薄煤层沉积；须四段在印支晚期由于安县运动的影响，沉积物较多，以钙屑砂砾岩为主，沉积相广泛发育扇三角洲。

图1　WFSD-3岩芯柱岩石类型分布

图2　龙门山前陆盆地T3x3、T3x4岩性投点

2 储层特征

2.1储层砂岩骨架颗粒特征

根据岩心观察和室内薄片鉴定（图1），须三段主要为灰色至深灰色泥岩、砂质泥岩与浅灰色～灰色岩屑砂岩、岩屑石英砂岩以及岩屑砂岩、粉砂岩互层，局部夹碳质泥页岩、煤层（线）；须四段岩心主要为灰色至深灰色细～中粒岩屑砂岩、砾岩、粉砂岩与灰色至深灰色泥岩、砂质泥岩互层，局部层位发育煤线。岩石具有分选性较差，磨圆度相对较好，砂岩成分成熟度较低、结构成熟度较高的特点。据研究区内须家河组砂岩三端元投点（黄思静，2000）（图2），显示研究对象主要为岩屑砂岩，依次为岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩。

陆源碎屑颗粒是砂岩体的基本组成单元。分析测试表明，龙门山前陆盆地须三段、须四段致密砂岩中石英和岩屑含量跨度较大。须三段石英含量为16.2%~54.1%，平均34.0%，主要分布频率为30%～40% ；岩屑含量为33.2%~59.8% ，主要频率为30%～50%之间（表1）。

表1　龙门山前陆盆地须家河组三、四段全岩成分分析

2.2石英阴极发光特征

矿物的阴极发光可表征其成分、结构、构造特点，可用来鉴定矿物来源和成因，进而确定矿物形成时介质的物化条件。阴极射线照射下，具有标准成因意义的石英发光颜色类型有3种：①形成于高温（高于573℃）深成岩或火山岩中的石英发蓝紫色光；②形成于区域变质岩中,温度为 300~573℃的石英发红棕、棕色光,受成岩作用中压溶、温度、压力的影响,自生石英也可能发浅棕色光；③成岩作用过程中形成的自生石英,形成温度一般小于300℃，因而不发光[15]。石英在单偏光或正交偏光下，因次生加大而使原始颗粒的形态模糊不清，镜下颗粒与加大部分无明显分界区分，成像颗粒大小以及磨圆度与颗粒的含量一般情况下不能很好的反映原始沉积的实际情况。据陆源石英以及次生石英的阴极发光成像特征可以区别原始石英颗粒和次生石英。 但针对不发光的陆源石英颗粒这种方法也有研究盲区。研究区内我们观察到同一层位碎屑石英具有相同的发光特征,部分不发光（图7（b））,部分层位发暗红色光（图7（d））,两种石英在显微镜下没有明显区别（图7（a）,（c））。

研究区内样品主要特征为：岩屑中的矿物阴极发光图像呈现不发光、暗红色、橙黄色以及亮黄色。方解石在射线下呈橙红色,有时会显示出环带结构，分别有：①外部橙红色圈带内部不发光;②内部暗红色而外带呈橙红色;③外围陈红圈带内为亮黄色;④亮黄—橙红多次重复。表现为石英或黏土矿物已经有被碳酸盐交代的特征，虽然交代的规模较小，也为次生空隙的发育提供了条件。

图3　龙门山前陆盆地T3x3、T3x4石英含量

图4　孔隙度与石英含量的相关性示意图

2.3储层孔隙及物化特征

碎屑岩储集层是指组成复杂难辨的矿物碎屑以及岩石碎屑在一定胶结物的作用下胶结而形成的。其储集空间往往即为粒间的粒间孔隙，淡然孔隙度和渗透率就自然成为了砂岩储层储集特性好坏的重要识别依据。在龙门山前陆盆地须家河组砂岩中，重要储层段（须三段、须四段）平均孔隙度为7.395%，平均渗透率为0.069×10-3um2；须三段平均孔隙度为7.1%，平均渗透率0.07×10-3um2，须四段平均孔隙度为7.69%，平均渗透率为0.067×10-3um2。总的来说，即使受安县运动的影响，龙门山前陆盆地须家河组储层的储集物性总体上须四段略好于须三段，这可能跟物源和沉积相的影响有一定的关系。

2.4孔隙度与砂岩骨架颗粒的相关性

一般情况下，石英颗粒含量增加或减少会导致岩石抗压实能力相应变化，也使得原生孔隙受到影响。然而，成岩环境中，压实作用较弱，更能增加地层水的流动性，从而增加大汽水、酸性流体等对岩石的再改造，形成次生孔隙。尤其在水动力条件极强的情况下，如海滩相环境，海浪和潮汐的反复冲刷和淘洗导致石英砂岩成岩相，大大阻止了压实作用的进行，以至部分原生孔隙保存下来。尽管后期胶结的石英充填了部分孔隙，但其破坏性远远小于其阻止压实作用所呈现的贡献值。根据石英颗粒与孔隙度的相关性可以得出，石英的含量变化与孔隙度值具有良好的正相关性，并且，石英含量越高（图3），其正相关性趋势越明显（图4）。

同样作为构成砂岩体的主要颗粒，长石颗粒一方面在阻止压实作用的进行具有正面积极的意义，另一方面，长石颗粒的溶蚀会增加储集空间，因而长石含量越多，在一定条件下受溶蚀的机会就越大，产生的储集空间就越大。根据长石含量变化与孔隙度值的相关性研究表明，长石含量变化与孔隙度值的波动具有较好的正相关性，根据薄片观察鉴定分析，须四段上述规律相对较明显。

岩屑对储层孔隙度的相关性主要为两方面，一方面是岩浆岩岩屑和变质岩岩屑等结晶岩岩屑对储层孔隙度的影响表现为正相关，另一方面是沉积岩岩屑等塑性岩屑对储层孔隙度的影响表现为负相关，故而在研究岩屑与孔隙度的关系时，所以我们分为沉积岩岩屑和结晶岩岩屑对储层物性的影响。在须三段、须四段储层中，总体表现为随着岩屑的含量的增加，孔隙度值降低，呈现负相关性，可能原因在于，①须三段岩屑含量较多，且结晶岩岩屑含量较多，沉积岩岩屑含量也较多（图5），因而我们得出须三段岩屑含量的变化与孔隙度值的相关性并不明显（图6）；②须四段主要为沉积岩岩屑，其岩屑基本不含结晶变质的岩屑，故而表现为强烈的负相关性；总结①、②岩屑对储层孔隙的影响既有正面的、又有负面的，且影响较大。

图5　龙门山前陆盆地T3x3、T3x4石英含量

图6　孔隙度与岩屑含量的相关性示意图

图7　阴极发光成像图（A为T3x3（-）、B为T3x3（+）C为T3x4（-）、D为T3x4（+），倍数20*）

3 总结

研究区上三叠统须家河组须三段沉积砂体为为辫状河三角洲，主要发育水下分流河道沉积体，须四段沉积期，由于安县运动的影响，导致须四段的物源供给受多个物源的影响，构造抬升致使其主要是发育扇三角洲（以三角洲平原以及三角洲前缘亚相为主）。

从石英含量的变化与孔隙度的耦合关系可以得出石英含量与孔隙度值具有良好的正相关性，石英含量越高，其正相关性越明显。另外，岩屑对储层孔隙的影响既有正面的又有负面的，我们应该在这方面投入更多的研究。总的来说，龙门山前陆盆地须家河组储层的岩体物化性质均较好，有较大的潜力成为油气藏的优质储层。

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Correlation of Sandstone Framework with Sandstone Porosity——By the Example of the Xujiahe Formation in the Middle Longmenshan

WANG Wei-ming1LI Yong1CHEN Bin1NIE Zhou2

LIU Ying-qian1NING Yan3YAN Liang1

(1-State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059; 2-Northwest Sichuan Gas Field, Southwest Oil and Gas Field, PetroChina Jiangyou, Sichuan 621700; 3-No.211 Geological Team, Shanxi Bureau of Geology and Mineral Resources, Xinzhou, Shanxi 034000)

A study of drill cores from the Chuanke-1, WFSD-1 and WFSD-3 wells and outcrop specimens indicates that sandstone of the Xujiahe Formation in the Longmenshan foreland basin consists of terrigenous detrital and authigenic minerals as well as clay minerals. Calculation of sandstone porosity and study of correlation of sandstone framework with sandstone porosity show that the Longmenshan foreland basin was a continental basin with small area, proximal provenance and rapidly changing sedimentary facies which resulting in potential gas accumulation reservoir.

porosity; reservoir; sandstone framework; Xujiahe Formation

P583

A

1006-0995（2016）02-0191-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2016.02.003

2015-6-12

王伟明（1990-），男，四川南充人，研究生，就读于成都理工大学，研究方向：含油气盆地分析