川中-川西过渡带沙溪庙组第二段致密砂岩储层物性控制因素及孔隙演化

唐大海,谭秀成,涂罗乐,曾青高,刘四兵,刘海亮,刘 文

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学)，成都 610500；2.中国石油西南油气田公司 致密油气勘探开发项目部，成都 610051；3.中国石油碳酸盐岩储层重点实验室 沉积-成藏研究室，成都 610051；4.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

致密砂岩气是非常规气重要的组成部分，中国致密砂岩气田总储量和年总产量已分别约占中国天然气总储量和年总产量的1/3和1/4[1]，已成为今后一二十年接替常规油气资源最重要和现实的来源[2]。川中-川西过渡带中侏罗统沙溪庙组具备形成大气田的地质条件和的勘探潜力。自2018年以来，在研究区部署沙溪庙专层井22口，目前试油8口，工业气井7口，成功率87.5%，累计测试日产量达百万立方米。从目前研究区沙溪庙组已有的勘探成果来看，有利的储集砂体是天然气成藏的基础，相对优质储层的发育对天然气富集具有明显控制作用。因此，寻找相对优质储层是目前沙溪庙组天然气勘探开发的关键。其中，恢复储层的致密化过程是掌握其优质储层发育机理和分布规律的前提，也是揭示同类型盆地砂岩储层演化过程和特征的有效途径[3]。

1 区域地质背景

川中-川西过渡带区域构造位置隶属于四川盆地川北古中拗陷低缓构造区[17](图1)，晚三叠世以来，经历了印支期至喜马拉雅期多期次和不同方向构造应力作用，由四川盆地边缘向盆内的递进挤压及川中隆起的控制形成了不同方向的构造[13,18]。受中三叠世末的印支期龙门山上冲推覆作用影响，自晚三叠世后，逐渐转变为陆相沉积，其上依次充填上三叠统须家河组陆相碎屑岩及煤系地层，以及侏罗系陆相红层[19-20]。其中，研究区沙溪庙组厚度一般大于1 km，沙二段厚度基本在800 m以上，沙一段厚度主要在200～500 m，均以紫红色泥岩为主，夹灰色砂岩、粉砂岩，二者以沙二段底部的叶肢介为区域分层标志(图2)。目前，研究区沙一段和沙二段均发现了天然气藏，其中，沙二段是主要产层，产层深度一般在2～2.35 km。

2 储层特征及有利储层发育类型

2.1 岩石学特征

从研究区沙二段300余件显微薄片的鉴定结果来看，川中-川西过渡带沙二段砂岩以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主(图3)。岩石骨架颗粒构成总体表现为贫石英、富长石的特征。石英的质量分数(wQ)主要为22%～72%，平均为45.95%；长石的质量分数(wF)主要为4%～48%，平均为33.65%；岩屑的质量分数(wR)主要为11%～41%，平均为20.4%。

2.2 成岩作用特征及其对储层物性影响

a. 压实作用

一般来说，随着储层埋藏深度的增加，压实作用的影响越来越强烈。从研究区沙二段储层负胶结物孔隙度图来看，研究区大多数样品分布在图的左下角，显示压实作用是储层物性下降的最重要因素(图4)。对比来看，在类似埋深条件下，压实作用对自生绿泥石质量分数>4%和<4%储层的影响具明显差异。自生绿泥石质量分数<4%的样品明显更偏左下角，反映了压实作用对其影响较大。总体来说，压实作用造成了自生绿泥石质量分数<4%的储层28.18%左右的孔隙度损失，损失率70%左右；当绿泥石质量分数>4%时，压实作用造成的孔隙度损失在22.18%左右，损失率55%左右(图4)。由于压实作用对于不同类型储层具有不同影响，进而导致不同类型储层的孔隙压实过程也会存在差异，因此，在进行孔隙演化过程恢复时，需针对不同类型储层分别进行讨论。

b. 胶结作用

铸体薄片观察结果表明，研究区沙二段主要的胶结物类型包括碳酸盐胶结物、自生绿泥石和硅质胶结物。早期碳酸盐胶结物多充填储层原生孔隙(图5-A)，晚期碳酸盐胶结物则主要充填长石溶蚀孔隙，显著破坏储层物性(图5-B)，是储层孔隙度下降的重要原因。硅质胶结物对砂岩储层品质的破坏作用同样强烈，镜下观察可见石英次生加大占据原生孔隙，使原本点接触或点-线接触的碎屑颗粒变为线接触或凹凸镶嵌接触(图5-C);同时，常见自生石英与长石溶蚀作用伴生(图5-D)，显示二者之间成因上的联系。自生绿泥石则往往形成孔隙衬垫(图5-E、F)，在有效抵抗上覆地层压实的同时，也抑制了次生石英生长，进而保护原生孔隙和喉道，有利于原生孔隙的保存。

c. 溶蚀作用

川中-川西过渡带沙二段储层溶蚀作用发育，以长石溶蚀为主，铸体薄片和扫描电镜下常见长石沿解理溶蚀，呈蜂窝状或形成铸模孔(图6)。岩屑溶蚀作用相对较少发育。溶蚀作用是研究区沙二段储层物性改善的最重要的建设性成岩作用。

本研究结果符合国内外血栓预防指南中关于使用IPC治疗可降低出血风险及DVT发生率的建议[25-26]，但考虑到临床科室IPC装置配备不足的现状及病人耐受性，长时间持续使用IPC治疗不适应我国实际情况，建议临床选择使用该方法时关注装置的可获得性及病人舒适度和意愿。

2.3 储层孔隙特征及有利储层发育类型

根据铸体薄片鉴定、扫描电镜观察等手段综合分析，研究区致密砂岩储层中发育的储集空间按成因主要分为残余原生孔、长石溶蚀孔、晶间孔和裂隙孔，以残余原生孔和长石溶蚀孔为主(图7)。根据储层孔隙类型和成岩作用的差异，可将研究区沙二段相对有利储层划分为2种类型：一种为绿泥石相储层(图7-A、B)，在研究区不同类型砂岩中均有发育；孔隙衬垫绿泥石的质量分数一般>4%，储层物性好，平均孔隙度为10.25%；孔隙以原生孔隙为主，占总孔隙的84.69%。另一种为溶蚀相储层(图7-C、D)，主要发育在岩屑长石砂岩中；孔隙衬垫绿泥石的质量分数一般<4%；孔隙以长石溶蚀孔为主，占总孔隙的60.47%，平均孔隙度为9.21%左右。2种不同类型的储层孔隙构成明显不同，储层孔隙演化过程也必然存在差异，因此，本文将沙二段储层分为绿泥石相和溶蚀相2种类型进行孔隙演化过程恢复。

3 孔隙演化过程

在前文基础上，根据研究区沙二段主要有利储层类型以及影响储层孔隙演化的主要成岩作用，将储层孔隙演化分为2种储层类型、4个演化过程，进行储层的孔隙演化史恢复。

3.1 初始孔隙度恢复

未固结砂岩原始孔隙度(q1)，按照湿砂在地表条件下的分选系数与孔隙度的关系估算[21-22]

q1= 20.91+22.90 /S0

式中：S0为特拉斯克分选系数，S0=(D1/D3)1/2；D1为第一个四分位数，即相当于25%处的粒径大小；D3为第三个四分位数，即相当于75%处的粒径大小。

川中-川西过渡带沙二段砂岩具有较好的分选性，分选系数在1.2左右，计算初始孔隙度为40%。

3.2 压实-压溶作用之后的孔隙度

压实作用是川中-川西过渡带沙二段储层物性下降的第一重要因素，因此，压实-压溶作用之后孔隙度(q2)的恢复是储层孔隙演化的关键。

正常压实条件下，储层原生孔隙度与深度存在指数关系[23]，即：q2=q1eCd。对于研究区沙二段绿泥石相和溶蚀相储层来说，绿泥石相储层原生孔隙度明显高于溶蚀相储层，说明压实作用对于不同类型的储层压实强度存在差异，压实-压溶之后孔隙度(q2)也存在较大差异。因此，对于不同类型储层来说，压实过程中孔隙度下降的斜率(C值)是不一样的。对于压实过程的恢复来说，C值的求取是关键，我们主要通过如下方法进行：

首先，根据系统的铸体薄片数据，利用如下公式[24]计算目标储层压实-压溶之后的孔隙度:

q2= [(粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率)/总面孔率]×物性分析孔隙度+胶结物体积分数。

然后，在此基础上利用实际样品的深度(d)和初始孔隙度(q1)，根据q2=q1eCd可求出不同类型储层原生孔隙度演化的斜率(C值)，C值即代表了不同类型储层原生孔隙度的演化趋势。

以绿泥石相储层为例，根据现有典型薄片样品的统计，可得出其平均q2=[(粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率)/总面孔率]×物性分析孔隙度+胶结物体积分数=20.28%，样品平均埋深2.108 km(图8-A中圆点)，初始孔隙度(q1)为40%，反推得出C=-0.000 322，进而得出了其原生孔隙度的演化过程(图8-A)。利用同样的方法，可得出溶蚀相储层的原生孔隙度演化过程(图8-A)。从二者原生孔隙度演化曲线来看，绿泥石相储层原生孔隙度下降速率远小于溶蚀相储层，这一差异必然对储层整个孔隙度演化过程产生明显影响。

3.3 胶结物损失孔隙度

川中-川西过渡带沙二段储层中，对储层物性影响较大的胶结物主要有碳酸盐、自生石英以及自生绿泥石。根据系统的薄片数据统计，沙二段绿泥石相储层中3种胶结物总质量分数为9.11%，由胶结物导致的孔隙度损失率为22.78%(图9-A)；溶蚀相储层中3种胶结物总质量分数为8.25%，孔隙度损失率为20.63%(图9-B)。

在明确不同类型胶结物含量的基础上，通过自生石英包裹体均一化温度和碳酸盐胶结物氧同位素温度计，结合研究区典型钻井埋藏史，确定了不同类型胶结物的沉淀时间和深度。对于自生石英沉淀深度，主要通过包裹体均一温度确定；碳酸盐胶结物则利用碳氧同位素计算得出，计算公式见参考文献[25]，侏罗系流体氧同位素取值见参考文献[26]。从包裹体均一温度来看，自生石英沉淀温度主要分布在80～90℃和105～110℃两个区间(图10-A)，根据研究区典型钻井埋藏史和地温史(图11)，对应的埋深大致在1.15～1.4 km和1.7～1.9 km；碳酸盐胶结物沉淀温度最主要的分布区间在85～90℃和100～120℃(图10-B)，对应的埋深大致在1.25～1.4 km和1.6～2.1 km。根据这一温度和埋深分布，可将不同类型储层的胶结物含量按相应比例投入胶结物演化曲线上，得出胶结物含量随埋深的变化曲线(图8-B)。

3.4 溶蚀作用增加孔隙度

从铸体薄片的统计情况来看，溶蚀作用对研究区沙二段储层物性有明显改善，绿泥石相储层次生孔隙度平均在1.54%左右，溶蚀相储层次生孔隙度平均可达5.64%。理论上，研究区沙二段储层溶蚀作用主要有2期。早期的溶蚀作用与钙长石的溶解有关[25]，但由于压实作用的影响，该期次生孔隙在其后的压实过程中很难保存下来，对现今储层质量具有正面意义的次生孔隙主要为较晚一期的溶蚀作用。这一期的溶蚀作用发育时期可根据长石溶蚀产物——自生石英的包裹体均一温度确定[25](图10)，溶蚀作用发育时期应略早于自生石英沉淀时间。在此基础上，可分别建立绿泥石相和溶蚀相储层的溶蚀孔隙的演化曲线(图8-C)。

3.5 储层孔隙演化过程

在上述4个过程定量研究基础上，将研究区沙二段相对有利储层主要胶结物含量及沉淀时期、溶蚀作用发育程度和发育时期，叠合孔隙压实规律曲线，恢复了其孔隙演化过程(图11)：沙二段砂岩埋藏早期，在压实作用的影响下，储层孔隙度迅速变低，500 m埋深时孔隙度即下降至30%左右；即使在早期酸性流体的作用下，储层产生了一定的溶蚀孔隙，但在其后的进一步压实过程中，这部分孔隙亦损失殆尽。随着埋藏深度的进一步加大，对于绿泥石相储层来说，由于孔隙衬垫绿泥石的沉淀，提高了储层的抗压实能力，孔隙得到一定的保护，在1 km埋深时，孔隙度下降至19.8%；而溶蚀相储层在1 km埋深时，孔隙度下降至16.5%左右。其后，烃源岩进入生排烃高峰期，有机酸溶蚀长石，大量溶蚀孔隙在1.1 km埋深时形成，绿泥石相储层形成了1.54%左右的溶蚀孔隙，在1.7 km埋深时，孔隙度保持在18.5%左右；溶蚀相储层形成了5.64%左右的溶蚀孔隙，在1.7 km埋深时孔隙度为18%左右。随着进一步的深埋和晚期胶结物的发育，储层孔隙度进一步下降，绿泥石相储层孔隙度在2.48 km左右埋深下降至12%，直至目前的10.25%；溶蚀相储层孔隙度在2.2 km左右埋深下降至12%，现今孔隙度为9.21%。根据研究区沙溪庙组成藏期次研究成果[10]可以看出，储层致密化均在生排烃高峰期之后(图11)。

4 结 论

a.川中-川西过渡带沙二段发育2种有利的储层类型：绿泥石相储层和溶蚀相储层。绿泥石相储层孔隙衬垫绿泥石发育，孔隙以原生孔隙为主，占总孔隙的84.69%；溶蚀相储层以长石溶蚀孔为主，占总孔隙的60.47%。不同的储层类型孔隙具明显差异，显示了二者储层发育控制因素的区别，进而决定了储层演化过程的差异。

b.压实作用是沙二段储层物性变差的第一重要因素，分别造成了溶蚀相和绿泥石相储层28.18%和22.18%的孔隙度损失。对储层孔隙影响较大的胶结作用主要包括碳酸盐胶结、硅质胶结和自生绿泥石，由胶结作用造成的孔隙度损失分别为8.25%和9.11%。溶蚀作用是储层物性改善的重要因素，由溶蚀作用所增加的次生孔隙度分别为5.64%和1.54%。

c.绿泥石相和溶蚀相储层孔隙演化具明显差异。绿泥石相储层抗压实能力较强，压实作用损失孔隙较少，在1 km埋深时，孔隙度下降至19.8%；而溶蚀相储层在1 km埋深时，孔隙度下降至16.5%左右。溶蚀作用对二者的影响也存在明显差异，绿泥石相储层增加了1.54%左右的溶蚀孔隙，在1.7 km埋深时，孔隙度保持在18.5%左右；溶蚀相储层增加了5.64%左右的溶蚀孔隙度，在1.7 km埋深时，孔隙度为18%。在晚期胶结物的作用下，储层孔隙度进一步下降，绿泥石相储层孔隙度在2.48 km左右埋深时下降至12%，直至目前的10.25%；溶蚀相储层孔隙度在2.2 km左右埋深时下降至12%，现今孔隙度为9.21%，储层致密化均在烃源岩生排烃高峰期之后。