元坝地区须二下亚段砂岩储层致密化与天然气充注关系

白国帅，蒋有录，赵承锦，刘明，王宇

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；2.中国石化勘探分公司勘探研究院，四川 成都 610041）

0 引言

元坝地区是四川盆地的重点勘探区域，其中须二下亚段砂岩厚度较大，具有较大的勘探潜力。前人对研究区致密砂岩储层特征及主控因素[1-3]、孔隙演化及致密化原因[4-7]等方面开展了大量工作，但是缺少对不同类型砂岩储层致密化和天然气充注关系的研究。早期绿泥石膜的发育抑制后期的成岩改造，储层中绿泥石的存在对致密化过程具有重要影响[8]，进而影响储层致密化与天然气充注的关系。本研究综合铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及流体包裹体等分析测试方法，明确了不同类型砂岩储层成岩演化和孔隙度演化过程，探讨了不同类型砂岩储层致密化与天然气充注关系，以期为进一步探索研究区油气富集规律和下一步的勘探部署提供依据。

1 区域地质概况

元坝地区位于广元市旺苍县南部，巴中市西部，在构造上位于四川盆地北部，北邻米仓山和大巴山推覆构造带，西北侧为龙门山造山带[9]。元坝地区由九龙山背斜、池溪凹陷、通南巴背斜构造带、通江凹陷、苍溪—巴中低缓构造带5个次级构造单元组成[10]（见图1a），整体上呈现西北高、东南低的构造格局。元坝地区须二段以砂岩为主，发育辫状河三角洲前缘和滨浅湖沉积，具有砂夹泥的岩性组合样式[11]。在须二段中部发育一套灰黑色泥页岩和煤层，以此为界可将须二段分为上亚段和下亚段，其中须二下亚段为本次研究的主要层位（见图1b）。

图1 研究区构造位置及地层综合柱状图

2 储层特征

2.1 岩石学特征

元坝地区须二下亚段储层岩石类型主要为岩屑砂岩，岩屑类型以变质岩、沉积岩岩屑为主，含有少量岩浆岩岩屑。颗粒以细—中粒为主，结构成熟度中等，颗粒分选中等—好，磨圆度为次棱角—次圆状，颗粒之间接触关系为点接触和线接触，胶结类型主要为孔隙式胶结。根据镜下观察和黏土矿物质量分数统计，可将研究区岩屑砂岩分为绿泥石衬里岩屑砂岩和强压实岩屑砂岩（见图2）。绿泥石衬里岩屑砂岩中，绿泥石占黏土矿物的质量分数约为65%，颗粒分选中等—好，颗粒之间接触关系为点接触和线接触，胶结物主要为黏土矿物。强压实岩屑砂岩中，绿泥石占黏土矿物的质量分数仅为16%左右，颗粒分选中等，颗粒之间接触关系主要为线接触，胶结物主要为方解石。

图2 元坝地区须二下亚段储层岩石及储集空间类型

2.2 储集空间及物性特征

须二下亚段储层储集空间类型以残余粒间孔为主，其次为粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝（见图2）。其中，绿泥石衬里岩屑砂岩储集空间主要为残余粒间孔，而强压实岩屑砂岩则以粒间溶孔为主。

元坝地区须二下亚段砂岩样品的物性数据表明，储层孔隙度为1.24%～9.51%，平均5.35%，渗透率为0.015×10-3～0.090×10-3μm2，平均 0.043×10-3μm2，整体上绿泥石衬里岩屑砂岩物性好于强压实岩屑砂岩（见图3）。

图3 不同类型岩屑砂岩的孔隙度与渗透率

参照中国石油天然气行业标准SY/T 6832—2011《致密砂岩气地质评价方法》，须二下亚段储层孔隙度小于10%为致密砂岩储层。研究区孔隙度与渗透率相关性较好，随着孔隙度增大，渗透率呈上升趋势，具有孔隙型储层的特点。

3 成岩作用及成岩演化序列

3.1 成岩作用

储层埋藏演化过程中成岩作用对储层的改造有至关重要的作用[12]。研究区普通薄片、铸体薄片及扫描电镜观察结果表明，须二下亚段储层成岩作用主要有机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用（见图4）。

图4 元坝地区须二下亚段储层成岩作用特征

1）机械压实作用。研究区须家河组埋藏深度达5 000 m，强烈的机械压实作用是导致岩屑砂岩储层致密化的关键因素。在镜下可见碎屑颗粒之间呈线接触或凹凸接触、云母发生弯曲或断裂（见图4a，4b）；塑性岩屑发生挤压变形，填充原生粒间孔导致储层孔隙度大大降低。由于绿泥石膜具有抗压实作用，绿泥石衬里岩屑砂岩相比强压实岩屑砂岩遭受的压实作用小。

2）胶结作用。岩屑砂岩的胶结物类型主要包括黏土质胶结、硅质胶结和碳酸盐胶结。黏土矿物胶结以针叶状绿泥石为主（见图4c），虽然占用部分储集空间，但是绿泥石膜可增强岩石颗粒的抗压能力，抑制晚期石英胶结，有明显保孔作用[13]。因此，相比强压实岩屑砂岩，绿泥石衬里岩屑砂岩中自生硅质胶结相对不发育，仅在绿泥石膜不连续的位置继续生长（见图4d）。碳酸盐胶结以方解石为主（见图4e），在阴极发光下主要呈现亮黄色光，以局部斑块状形式分布（见图4f）。

3）溶蚀作用。岩屑砂岩中的溶蚀作用对致密砂岩孔隙度具有改善作用，2种岩屑砂岩的溶蚀程度差别不大。发生溶蚀的矿物主要为长石、岩屑和杂基，长石溶蚀主要发生在钾长石中，大多是沿着颗粒边缘和解理溶蚀，岩屑的粒内溶孔较少，多呈斑点状（见图4g），平均溶蚀面孔率小于颗粒总面积的40%。溶蚀作用也会溶蚀颗粒边缘和颗粒结合处形成粒间溶孔（见图4h），或对早期粒间溶孔进行改造增加储集空间体积。

3.2 成岩演化序列

成岩阶段的划分主要依据古地温、有机质热演化参数、黏土矿物演化序列等[14-15]。结合前人研究成果[5]，研究区古地温为140～200℃，有机质镜质组反射率Ro大于2.0%，处于过成熟阶段，黏土矿物主要为伊利石、绿泥石及伊/蒙混层，颗粒间呈线接触或凹凸接触。研究表明，元坝地区须二下亚段砂岩储层整体已达到晚成岩阶段。

成岩演化过程可依据不同自生矿物形成的先后顺序和溶蚀充填关系进行分析[14-15]。通过薄片观察和成岩特征研究，研究区自生矿物的先后顺序和溶蚀充填关系具有以下特征：1）存在2期石英次生加大胶结，早期绿泥石以孔隙衬里的形式垂直生长于石英颗粒，在缺乏衬里的石英颗粒表面有少量石英加大现象，绿泥石衬里形成时石英颗粒之间未发生大规模线接触，推断绿泥石衬里形成于石英Ⅰ级次生加大之前；2）石英次生加大后发生了方解石胶结（见图4e），阴极发光下橘黄色早期方解石经有机酸溶蚀后，亮黄色晚期方解石充填其中（见图4f），可见酸性流体的溶蚀晚于早期方解石；3）扫描电镜下岩屑砂岩中的弯曲片状伊利石多充填于长石、岩屑的粒间孔隙或者附着于颗粒表面（见图4i），由钾长石与早期形成的高岭石通过伊利石化作用形成，或者由蒙皂石经伊/蒙混层转化而来[16]，因此推断自生伊利石主要形成时期晚于自生高岭石，与石英Ⅱ级加大近乎同时形成。

综合考虑储层中自生矿物的共生组合关系，结合成岩作用顺序分析，元坝地区须二下亚段岩屑砂岩储层的成岩演化序列为：机械压实作用—早期绿泥石衬里—石英Ⅰ级次生加大—早期方解石胶结—长石及岩屑溶解、高岭石—伊利石、石英Ⅱ级次生加大—绿泥石胶结、晚期方解石—白云石。

4 储层致密化与天然气充注

4.1 储层致密化过程

刻画孔隙度演化过程首先明确原始孔隙度大小，砂岩原始孔隙度主要与颗粒的分选性有关，恢复原始孔隙度的常用方法为 Beard 经验公式[16-18]；然后通过大量铸体薄片观察和定量统计，结合现今实测孔隙度，采用反演回剥方法[19-20]获取压实作用减孔率、胶结作用减孔率、溶蚀作用增孔率和裂缝增孔率[21-22]。

通过孔隙度演化史（见图5）可以看出，绿泥石衬里岩屑砂岩储层原始孔隙度为40.8%。早成岩阶段，压实作用和绿泥石胶结作用使孔隙度降至21.4%。中成岩阶段，压实和胶结作用减孔率均为11.0%，由于有机酸流体的影响，长石、岩屑等易溶矿物发生溶解，溶蚀作用增孔率为0.4%。中成岩阶段C期，随着埋深继续加深，压实作用减孔率为2.1%，石英和伊利石胶结作用减孔率为0.8%。晚成岩阶段（早白垩世晚期），碳酸盐胶结作用减孔率为0.6%，储层孔隙度降至7.3%。构造抬升阶段，构造作用产生少量裂缝，裂缝增孔率为0.1%。因此，绿泥石衬里岩屑砂岩储层最终孔隙度为7.4%，且在中成岩阶段B期储层孔隙度降到10.0%左右，储层已经致密，即致密化发生在晚侏罗世中期。

图5 须二下亚段储层成岩-成藏耦合关系

强压实岩屑砂岩储层原始孔隙度为38.1%，自沉积埋藏开始至中成岩阶段B期，压实作用使孔隙度降至31.4%，由于后期溶蚀作用增孔率为0.4%，至该阶段末期，储层孔隙度降至6.3%，此时储层已经致密。中成岩阶段C期和晚成岩阶段，压实作用和胶结作用使孔隙度降至3.3%，构造抬升阶段裂缝增孔率为0.1%，但储层物性并未得到改善。因此，强压实岩屑砂岩最终孔隙度为3.4%，储层致密化发生在早侏罗世晚期。

4.2 成岩-成藏耦合关系

流体包裹体分析技术在成藏史研究方面应用较为广泛[23]。透射光及荧光薄片显微观察结果表明，研究区须二下亚段储层中发育气液烃包裹体、气烃包裹体和盐水包裹体，主要呈零星状分布在石英颗粒内，或呈带状分布在石英颗粒微裂缝和裂缝石英胶结物中。气液烃包裹体和气烃包裹体主要呈椭圆形，透射光下呈黑褐色，在荧光下呈弱荧光，直径为 5～10 μm（见图6）。结合烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度和盐度的测试结果，以及研究区须家河组埋藏史和热演化史（见图5），须二下亚段天然气具有2期充注的特征，第1期为中侏罗世—晚侏罗世（距今时间164～157 Ma），第2期为晚侏罗世—早白垩世（距今时间151～103 Ma）。

图6 元坝地区须二下亚段储层流体包裹体镜下特征

在前人对致密砂岩气藏类型研究的基础上[24]，根据致密化过程和天然气充注的耦合关系，将2种岩屑砂岩储层划分为边致密边成藏和先致密后成藏，具体特征及差异如下：

1）绿泥石衬里岩屑砂岩。中侏罗世之前，储层遭受压实作用和绿泥石胶结作用，孔隙度降低，但储层并未发生致密化，烃源岩此时处于未成熟阶段，未发生天然气充注。中侏罗世—晚侏罗世，储层继续遭受压实和胶结作用，由于绿泥石衬里具有一定的抗压实作用，储层并未致密；烃源岩进入成熟阶段，生成的早期油气和酸性流体进入储层中对长石等矿物进行溶蚀，减缓储层致密化速度，天然气大量充注并聚集成藏。晚侏罗世—早白垩世，储层已经致密，烃源岩进入高成熟—过成熟阶段，生烃产生的超压驱动天然气进入致密储层中聚集成藏。晚白垩世之后，烃源岩排烃终止，构造作用对早期天然气藏进行调整改造。该类储层致密化的距今时间约为156 Ma（晚侏罗世），天然气充注时储层尚未致密，整体表现为边致密边成藏。

2）强压实岩屑砂岩。早侏罗世之前，储层遭受强烈压实作用，孔隙度降低，储层发生致密化，烃源岩此时处于未成熟阶段。中侏罗世—早白垩世，储层已经致密，烃源岩进入高成熟—过成熟阶段，生烃产生的超压驱动天然气进入致密储层并聚集成藏。晚白垩世之后，烃源岩排烃终止，构造作用对早期天然气藏进行调整改造。该类储层致密化的距今时间约为178 Ma（早侏罗世），天然气充注时储层已经致密，为先致密后成藏。

5 结论

1）元坝地区须二下亚段发育致密砂岩储层，以岩屑砂岩为主，分为绿泥石衬里岩屑砂岩和强压实岩屑砂岩。绿泥石衬里岩屑砂岩的储集空间以残余粒间孔为主，物性好于强压实岩屑砂岩。

2）须二下亚段储层经历了早期压实作用及绿泥石胶结，中期石英、伊利石胶结和晚期碳酸盐胶结等成岩演化过程。机械压实作用是砂岩致密化的主要原因，由于早期绿泥石膜的保孔作用，绿泥石衬里岩屑砂岩致密化的时间晚于强压实岩屑砂岩。

3）须二下亚段天然气在中侏罗世—晚侏罗世（距今时间164～157 Ma）和晚侏罗世—早白垩世（距今时间151～103 Ma）发生2期充注。绿泥石衬里岩屑砂岩储层致密化的时间为晚侏罗世，天然气充注时储层尚未致密，具有边致密边成藏的特征。强压实岩屑砂岩储层致密化的时间为早侏罗世，天然气充注时储层已经致密，具有先致密后成藏的特征。